摘要：隨著光電等新能源發(fā)電在電力體系的占比逐漸攀升，電費改革的推進，儲能技術的運用需求逐漸增強。在峰谷電價套利，新能源并網以及電力輔助的三大主要領域，潛在市場規(guī)模廣闊，具備較大的潛在投資價值。

一、基本概要

從廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環(huán)過程。儲能技術按照儲存介質進行分類，可以分為機械類儲能、電氣類儲能、電化學類儲能、熱儲能和化學類儲能。

儲能技術的關注點往往包括：能量密度 、功率密度、充放電效率、設備壽命 (年)或充放電次數、技術成熟度、經濟因素 (投資成本、運行和維護費用)、安全和環(huán)境方面等。

對比各種儲能技術，當前成熟度和優(yōu)越性最高的要屬抽水蓄能，占比最高。據CNESA 統(tǒng)計，截至2017年底全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為175.4GW，年增長率3.9%;國內為28.9GW，年增長率18.9%。其中，累計裝機中抽水蓄能裝機占比最大，全球和國內分別為96、99。使用功率大、放電時間長、平準化成本低廉的特點使其在發(fā)電側占據優(yōu)勢。不過，抽蓄電站限制也很明顯：廠址的選擇依賴地理條件(特別是需要上下水庫)、與負荷中心通常較遠、耗資大且工期漫長。

但如果考慮到發(fā)展前景，電化學儲能技術在適用性、效率、壽命、 充放電、重量和便攜式方面更具優(yōu)勢。近幾年的發(fā)展勢頭已然證明了這一點。

二、突飛猛進的電化學儲能行業(yè)

據CNESA統(tǒng)計，2000-2017年全球電化學儲能的累計投運規(guī)模為2.6GW，容量為4.1GWh，年增長率分別為30%和52% ;2017年新增裝機規(guī)模為0.6GW，容量為1.4GWh，全年已有超過130個項目投運。2016-2017年全球規(guī)劃和在建項目的規(guī)模達到4.7GW，越來越多的項目有望在近一兩年投運;同時，儲能呈現全球化應用趨勢，2017年則有來自北美洲、南美洲、非洲、歐洲、大洋洲和亞洲在內的近30個國家都投運了儲能項目。

我國電化學儲能項目的年增長率達到45%，超過全球增速。在2016-2017年期間，我國規(guī)劃和在建的項目規(guī)模近1.6GW，占全球規(guī)劃和在建規(guī)模的34%，有望在未來幾年引領產業(yè)發(fā)展。

電化學儲能所涉及環(huán)節(jié)如下圖所示：

發(fā)電側：儲能系統(tǒng)可以參與快速響應調頻服務，提高電網備用容量，并且可將如風能、太陽能等可再生能源向終端用戶提供持續(xù)供電，揚長避短地利用了可再生能源清潔發(fā)電的優(yōu)點，也有效地克服了其波動性、間歇性等缺點;

輸配環(huán)節(jié)：儲能系統(tǒng)可以有效地提高輸電系統(tǒng)的可靠性，提高電能的質量;

用戶側：分布式儲能系統(tǒng)在智能微電網能源管理系統(tǒng)的協(xié)調控制下優(yōu)化用電，降低用電費用，并且保持電能的高質量。

從應用分布來看，2017年無論是全球市場還是中國市場，主要在集中式可再生能源并網、輔助服務以及用戶側領域中的應用比較活躍。

如上圖所示，從各場景的運用而言，國內份額主要被鋰離子電池和鉛蓄電池占據，2016、2017年新增電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池，其中2017年兩者占比分別達到 51%、49%。其中出于安全性及使用壽命的考量，鋰離子電池以磷酸鐵鋰為主。因為經濟性的考量，目前新增分布式發(fā)電中選擇鉛蓄電池儲能較多，鋰離子電池則壟斷輔助服務市場。由于鋰電池具有能量密度高、功率密度大以及體積/重量小、環(huán)境友好等優(yōu)勢，新增裝機基本采用了鋰電池技術，技術路線已基本成型 。

三、電化學儲能的運用方向

儲能發(fā)揮的作用如圖所示，運用比較活躍的領域包括用戶側、可再生能源并網以及輔助服務三大板塊。

1. 用戶側：峰谷電價套利成為現實，用電大省最具吸引力

我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電。儲能用于此的意義在于，用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現峰谷電價套利。根據國家電網數據，全國用電大省峰谷價差分布于 0.4~0.9 元/kWh，而對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于 0.8 元/kWh，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。

從技術路線而言，以廣東省(峰谷價差0.86元/kwh)為例，如表所示:

利用鉛蓄電池套利靜態(tài)投資回收期不足 5 年，已經具有商業(yè)化可行性。根據 CNESA 的統(tǒng)計，2017 年用戶側領域新增電化學儲能項目中鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池。也說明出于成本考慮，現在企業(yè)更傾向于安裝經濟效益更佳的鉛蓄電池。但從發(fā)展趨勢而言，鋰離子電池在技術指標上天然具備優(yōu)勢，且從最近幾年而言，成本下降可觀。根據國家發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術路線圖》，相較于2010年，平均成本下降80%;到2020年鋰電系統(tǒng)成本將降至 1 元/Wh 以下，屆時投資回收期有望縮短至 3.9 年，取代鉛炭電池將成為可能。

2. 可再生能源并網：分布式光伏與儲能結合有望成為全新增長點

分布式光伏發(fā)電具有靠近用戶側、建設規(guī)模靈活、安裝簡單、適用范圍廣的特點，是光伏發(fā)電重要的應用形式。自 2016 年起，隨著燃煤發(fā)電上網價格下調、光伏發(fā)電標桿電價下調，政策逐步向分布式光伏發(fā)電傾斜，分布式光伏電站迎來春天。2016、2017 年分布式光伏發(fā)電連續(xù)兩年呈現爆發(fā)式增長，其中 2017 年全年新增裝機 1944 萬千瓦，同比增加 358%。

目前分布式光伏電價分為“自發(fā)自用、余電上網”和“全額上網”兩種模式，兩者結算電價分別為：

自發(fā)自用部分電價=用戶電價+國家補貼+地方補貼;

余電上網部分電價=當地脫硫煤上網電價+國家補貼+地方補貼;

全額上網電價=光伏標桿電價(分一、二、三類資源區(qū))。

在“自發(fā)自用、余電上網”模式下，由于用戶電價高于當地脫硫煤上網電價(以北京為例，脫硫煤上網電價約 0.35 元/度，用戶電價約 0.77 元/度)，可以看出用戶自發(fā)自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前國家對余電上網補貼額度基本與全額上網電價相當，因此從經濟效益角度，采用“自發(fā)自用、余電上網”模式并盡可能提高自發(fā)自用電量對用戶更有吸引力。

然而由于光伏發(fā)電高峰期與用戶用電高峰期存在時間上的錯位，目前用戶自用率都相對較低，部分不足30%。引入儲能系統(tǒng)的意義就在于此，居民用戶通過白天光伏發(fā)電高峰期儲能，夜晚高峰期用電，可以提升光伏自用率，進而提升用戶收益。隨著儲能成本的下降，預計未來儲能在分布式光伏領域滲透率將穩(wěn)步提升。

目前值得參考的包括德國、日本、美國等，伴隨著儲能成本的下降，已經實現光儲在用戶側的平價上網。我們相信隨著光伏市場的成本降低(根據國網能源研究院發(fā)布報告，2008年至今平均成本下降80%)及電價改革的推進，國內居民用戶儲能將迎來爆發(fā)式的增長。

3. 輔助服務：火電儲能聯(lián)合調頻市場開始發(fā)展

電力市場輔助服務是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網經營企業(yè)和電力用戶提供的服務。其主要內容包括： 一次調頻、自動發(fā)電控制(AGC)、調峰、無功調節(jié)、備用、黑啟動等。

之所以是火電與儲能技術合作，主要原因在于我國電源結構仍以火電為主。根據中電聯(lián)發(fā)布數據，2017 年火電發(fā)電量4.61 萬億千瓦時，占總發(fā)電量比重 71%;總裝機量11.06 億千瓦，占總裝機量比重為 62%，預計火電中長期仍將是電力供應主力。但隨著新能源發(fā)電占比的不斷提升，為接納新能源發(fā)電入網，對電力系統(tǒng)調峰、調頻等輔助服務能力要求將不斷提升。由于國內的電力結構，火電廠在未來將主要承擔輔助服務功能。

問題點在于目前火電應用于輔助服務仍面臨技術端、成本端的壓力。從技術端來看，火電機組響應時滯長，不適合參與更短周期調頻，一次調頻機組受蓄熱制約而存在調頻量明顯不足，參與二次調頻機組爬坡速率跟不上 AGC 指令，一、二次調頻協(xié)聯(lián)配合也尚需加強。從成本端來看，一方面火電機組頻繁變動功率將加大排放物排放量控制難度，火電廠出于環(huán)保壓力將被迫采用更優(yōu)質燃煤增加成本，低負荷工作狀態(tài)下單位煤耗也更高;另一方面頻繁調頻將降低火電機組使用率，將加速設備磨損，增加維修成本，目前輔助服務成本已經成為火力發(fā)電成本重要組成部分。

根據清華大學電機系劉紅衛(wèi)的論文《電池儲能系統(tǒng)與火電機組聯(lián)合調頻的性能及經濟性分析》顯示，電池儲能系統(tǒng)所具備的自動化程度高、增減負荷靈活、對負荷隨機和瞬間變化可作出快速反應等優(yōu)點，能保證電網穩(wěn)定，起到很好調頻作用。因此，可以設想的方式是火電儲能共同參與 AGC 調頻，通過儲能跟蹤 AGC 調度指令，實現快速折返、精確輸出以及瞬間調節(jié)，彌補發(fā)電機組的響應偏差，改善調節(jié)性能。

據測算，電池儲能系統(tǒng)單位時間內功率提升速度是火電燃煤機組的 3 倍以上，即調頻能力相當于 3 倍于功率火電機組。一般調頻功率配套需求 2~3%，國內現有火電裝機量 11 億千瓦，若按照 3%配套，將產生 33GW 儲能電池需求，目前1GW鋰電池儲能電站的投資成本將近在15億元以上，建成后年產值將達到10億元，保守估計市場規(guī)模將在百億元以上。

四、總結和展望

1. 電化學儲能發(fā)展迅速，前景可觀

從全球和國內角度而言，電化學儲能技術近幾年都呈現出較為可觀的發(fā)展趨勢，在適用性、效率、壽命、 充放電等參數上相比于其他方式具備獨特的優(yōu)勢。在技術路線上，目前出于成本的考慮，鉛蓄類電池占據主要地位，然而無論是從技術參數特點，以及最近幾年成本下降的趨勢而言，鋰電池全面取代的可能性日益增強。

2.運用領域前景廣闊，核心盈利模式有待擴充

在運用領域中，以用戶側、可再生能源并網以及輔助服務三大板塊最為活躍。通過對相關上市公司的調查，包括南都電源、陽光電源等企業(yè)，目前較為成熟的商業(yè)盈利模式仍然以削峰填谷的電價套利模式為主，此類模式的弱點在于受制于價差，市場集中在用電大省，廣東、江蘇一帶，競爭激烈。在運營上，項目由企業(yè)自持，使用方支付服務費，前期投資壓力大，回報周期受制于當地價差，一般而言，回本周期在3年以上，設施使用時間可達15-20年之間，理論上而言，具有較好的回報前景。

對于可再生能源并網，尤其是光電儲能領域，我們看好其在家用領域銷售的潛力，速度取決于民用光伏發(fā)電成本的下降速率。在可見的未來，當光伏發(fā)電的成本下降到與國家主流發(fā)電方式相當時(目前光電0.7元/度，主流的火力發(fā)電成本0.35元/度)，對于居民而言，目前將多余電量按電力成本價銷售給國家電網的方式將得到改變。儲能設備提供商建立自身的電力網絡，收購多余電力進行銷售將成為可能。對于便攜式發(fā)電領域，甚至是國家電網都將形成一定的挑戰(zhàn)。

對于輔助業(yè)務，我們看好其后續(xù)增長的潛力，然而在當前情況下，市場規(guī)模仍然有限，真正獲得大幅度增長的時間完全取決于新能源發(fā)電量的增長速率以上是較為具備可行性的領域，我們在看到其發(fā)展?jié)摿Φ耐瑫r，我們也需要看到這三大應用領域，對于資金和企業(yè)抗風險能力的要求極高，基本都以企業(yè)自建相應設施，(項目規(guī)模基本在兆瓦級以上，一次性投入基本在千萬級別)，收取運營費用的模式賺取收益回報。在當下商業(yè)模式改變可能較小的情況下，前期投入巨大，回本周期3年以上，受制于電價波動的風險將會長期存在，投資者需引起必要的警惕。