據(jù)CNESA 統(tǒng)計，截至 2017 年底，全球已投運(yùn)儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模為 175.4GW，年增長率 3.9%，國內(nèi)為 28.9GW，年增長率 18.9%。抽蓄電站稟賦限制明顯， 當(dāng)前，我們更看好產(chǎn)業(yè)鏈更完備、成本下降較快且商業(yè)模式多元的電化學(xué)儲能。 2000-2017 年全球電化學(xué)儲能的累計投運(yùn)規(guī)模為 2.6GW，容量為 4.1GWh，年增長率分別為 30%和 52%，全年已有超過 130 個項目投運(yùn)，儲能呈現(xiàn)全球化應(yīng)用趨勢。電化學(xué)儲能是解決新能源消納、增強(qiáng)電網(wǎng)穩(wěn)定性、提高配電系統(tǒng)利用效率的合理的解決方案，在整個電力價值鏈上能夠起到重要的作用，涉及發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)。國家發(fā)改委發(fā)布的 28 個“首批新能源微電網(wǎng)示范項目名單”中，有 25 個項目增加了電儲能或儲能單元，預(yù)示儲能將成為能源互聯(lián)網(wǎng)新型能源利用模式的關(guān)鍵支撐技術(shù)。

一、儲能是能源革命的關(guān)鍵支撐點(diǎn)

(一)儲能技術(shù)，百家爭鳴

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

儲能技術(shù)種類繁多，他們的特點(diǎn)各異。實際應(yīng)用時，要根據(jù)各種儲能技術(shù)的特點(diǎn)以及對優(yōu)缺點(diǎn)進(jìn)行綜合比較來選擇適當(dāng)?shù)募夹g(shù)。通常的關(guān)注點(diǎn)包括：能量密度 、功率密度、充放電效率、設(shè)備壽命 (年)或充放電次數(shù)、 技術(shù)成熟度、經(jīng)濟(jì)因素 (投資成本、運(yùn)行和維護(hù)費(fèi)用)、安全和環(huán)境方面等。

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

由于電化學(xué)儲能的載體是電池，與其他儲能方式相比，在適用性、效率、壽命、充放電、重量和便攜式方面，更具優(yōu)勢。電化學(xué)儲能技術(shù)也是儲能技術(shù)中進(jìn)步最快的，以鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池為主導(dǎo)的電化學(xué)儲能技術(shù)在安全性、能量轉(zhuǎn)換效率和經(jīng)濟(jì)性等方面均取得了重大突破。

(二)電化學(xué)儲能突飛猛進(jìn)

據(jù)CNESA統(tǒng)計， 2000-2017年全球電化學(xué)儲能的累計投運(yùn)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(jī)規(guī)模為0.6GW，容量為1.4GWh，全年已有超過130個項目投運(yùn)。 2016-2017年全球規(guī)劃和在建項目的規(guī)模達(dá)到4.7GW，越來越多的項目有望在近一兩年投運(yùn);同時，儲能呈現(xiàn)全球化應(yīng)用趨勢， 2015年共有包括美國、中國、德國在內(nèi)的10個國家部署了電化學(xué)儲能系統(tǒng)， 2017年則有來自北美洲、南美洲、非洲、歐洲、大洋洲和亞洲在內(nèi)的近30個國家都投運(yùn)了儲能項目。

我國電化學(xué)儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模達(dá)到389.8MW，年增長率是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(lǐng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展。在2017年的新增投運(yùn)項目中，主要集中在鋰離子電池和鉛蓄電池項目上。從項目來看， 2017年里有越來越多大規(guī)模的項目被部署， 10兆瓦以上的項目，無論是投運(yùn)項目還是在建規(guī)劃中的項目，相比去年都有所增加，特別在建規(guī)劃中的項目是比去年多出了近4倍。

當(dāng)前，電化學(xué)儲能是解決新能源消納、增強(qiáng)電網(wǎng)穩(wěn)定性、提高配電系統(tǒng)利用效率的合理的解決方案，在整個電力價值鏈上能夠起到重要的作用，涉及發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)：

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

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(zhì)量;

用戶側(cè)：分布式儲能系統(tǒng)在智能微電網(wǎng)能源管理系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制下優(yōu)化用電、降低用電費(fèi)用，并且保持電能的高質(zhì)量。

從應(yīng)用分布來看，無論是全球市場還是中國市場，從裝機(jī)占比上來看， 2017年的市場主要在集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)以及用戶側(cè)領(lǐng)域中的應(yīng)用比較活躍。

從各環(huán)節(jié)使用的電化學(xué)儲能類型上看，鉛炭電池儲能或率先實現(xiàn)大規(guī)模盈利。因為經(jīng)濟(jì)性的需求，目前新增分布式發(fā)電及微網(wǎng)儲能項目中選擇鉛炭電池儲能較多。以該技術(shù)為主的圣陽電源、南都電源以及雙登進(jìn)入儲能新增裝機(jī)規(guī)模TOP10。以南都電源“投資+運(yùn)營”及圣陽電源BOT為代表的創(chuàng)新性商業(yè)模式，解決了儲能系統(tǒng)一次性投資太大及電池壽命難以得到驗證的問題，進(jìn)一步幫助鉛炭電池擴(kuò)大了其市場份額。

鋰離子電池儲壟斷輔助服務(wù)市場。主要是由于鋰電池具有能量密度高、功率密度大以及體積/重量小的環(huán)境友好等的優(yōu)勢。當(dāng)前，輔助服務(wù)領(lǐng)域的技術(shù)路線基本定型，新增裝機(jī)基本采用了鋰電池技術(shù)，這一趨勢與國際吻合。

(三)儲能將成為能源互聯(lián)網(wǎng)的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)

微電網(wǎng)是儲能最主要的應(yīng)用領(lǐng)域，作為微電網(wǎng)中必不可少的部分，儲能在微電網(wǎng)中發(fā)揮了至關(guān)重要的作用。通常來說，微電網(wǎng)的一般結(jié)構(gòu)如下圖所示，由能源流和信息流相互融合而成，由分布式能源、儲能裝置、電能變換裝置、保護(hù)裝置和微電網(wǎng)能源管理系統(tǒng)組成，也可根據(jù)實際應(yīng)用情況進(jìn)行增減。相對于大電網(wǎng)，微電網(wǎng)表現(xiàn)為單一的受控單元，它可以保證用戶電能的質(zhì)量和供電安全，同時也是智能電網(wǎng)及能源互聯(lián)網(wǎng)的重要組成部分。

在微電網(wǎng)運(yùn)行中，有兩種運(yùn)行模式：并網(wǎng)運(yùn)行模式和孤島運(yùn)行模式。在微電網(wǎng)孤島運(yùn)行模式時，能量來源于分布式能源和儲能電池，當(dāng)分布式能源的出力小于負(fù)荷需求時，就會存在一定的功率缺額，解決功率缺額的方法就是在微網(wǎng)系統(tǒng)中配備一定容量的儲能設(shè)備。

2017年，國家能源局發(fā)布“首批‘互聯(lián)網(wǎng)+’智慧能源示范項目名單”，共有56個能源互聯(lián)網(wǎng)示范項目獲批，其中絕大多數(shù)能源互聯(lián)網(wǎng)項目規(guī)劃了儲能設(shè)施。此外，國家發(fā)改委發(fā)布的28個“首批新能源微電網(wǎng)示范項目名單”中，有25個項目增加了電儲能或儲能單元，儲能必將成為能源互聯(lián)網(wǎng)新型能源利用模式的關(guān)鍵支撐技術(shù)。

二、指導(dǎo)意見落地，儲能迎十年黃金發(fā)展期

(一)《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》出臺

首個儲能產(chǎn)業(yè)政策出臺，未來發(fā)展路線清晰。 2017年10月11日，業(yè)內(nèi)翹首以盼的中國首部儲能行業(yè)獨(dú)立指導(dǎo)性文件——《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》出臺。首先，《意見》明確了儲能“為實現(xiàn)我國從能源大國向能源強(qiáng)國轉(zhuǎn)變和經(jīng)濟(jì)提質(zhì)增效提供技術(shù)支撐和產(chǎn)業(yè)保障”，給予了儲能極高的認(rèn)可與定位;同時，明確了未來10年的發(fā)展目標(biāo)，將分兩個階段推進(jìn)相關(guān)工作，第一階段實現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡;第二階段實現(xiàn)商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展。

需要指出的是，業(yè)內(nèi)期待的儲能相關(guān)補(bǔ)貼政策在此次《意見》中并未明確。我們認(rèn)為，儲能技術(shù)類型和作用不同、量化難度大以及補(bǔ)貼來源等因素，決定了補(bǔ)貼政策出臺之難。聯(lián)想到新能源汽車的騙補(bǔ)及政策調(diào)整，棄風(fēng)棄光的同時與高額補(bǔ)貼的落差，過激的刺激政策，容易滋生盲目發(fā)展與安全隱患，反而不利用行業(yè)的順利發(fā)展。我們認(rèn)為，技術(shù)進(jìn)步背景下的規(guī)模發(fā)展，是新能源成本下降的核心邏輯。盡管在成本約束下，當(dāng)前我國的鋰電儲能市場處在從示范項目向商業(yè)化初期過渡階段。隨著《儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導(dǎo)意見》的落地，儲能發(fā)展路徑與應(yīng)用前景得以明確，在我國電力體制改革深入實施背景下，儲能的準(zhǔn)入機(jī)制、結(jié)算模式的將進(jìn)一步得到規(guī)范，伴隨著動力電池梯次利用、“儲能+”應(yīng)用領(lǐng)域打開，儲能有望提前進(jìn)入爆發(fā)期。

(二)電改持續(xù)推進(jìn)，儲能將持續(xù)發(fā)力

我們認(rèn)為，隨著電改的推進(jìn)，特別是市場化電價機(jī)制的確立，將給儲能的發(fā)展帶來真正的飛躍，成為支持國家能源結(jié)構(gòu)調(diào)整、能源轉(zhuǎn)型的重要因素。

在電改背景下，我們認(rèn)為能給儲能帶來深遠(yuǎn)影響的電價機(jī)制改革包括：居民電價的逐漸上漲(交叉補(bǔ)貼的逐漸取消)與峰谷電價加強(qiáng)、兩部制電價的實施、市場化的電能交易等。

中國目前的居民電價大大低于歐美各國居民電價水平，是用工商業(yè)電價補(bǔ)貼居民電價的結(jié)果，是非市場經(jīng)濟(jì)因素干預(yù)的異常。逐步取消交叉補(bǔ)貼，恢復(fù)電價的市場定價機(jī)制是電改的目標(biāo)之一。中長期來看，居民電價勢必上漲，工商業(yè)電價必然下調(diào)，峰谷電價差也有望加大。而居民電價的回歸將推動分布式光伏進(jìn)入千家萬戶，從而將帶動光儲一體的發(fā)展。

兩部制電價是指將上網(wǎng)電價分為兩部分—發(fā)電容量電價和電度電價。其中，容量電價主要反映發(fā)電廠的固定成本，與發(fā)電廠類型、投資費(fèi)用、還貸利率和折舊方式等密切相關(guān);電量電價主要反映發(fā)電廠的變動成本，與燃料費(fèi)用和材料費(fèi)用等密切相關(guān)。

在沒有建立輔助服務(wù)市場的電力市場中，由于不同類型的發(fā)電機(jī)組在電網(wǎng)中的作用不同，發(fā)電成本也不同。這種以合理分擔(dān)發(fā)供電容量成本和電能成本為主要依據(jù)，并分別以容量電價和電度電價計算客戶電費(fèi)的辦法可使不同類型的發(fā)電機(jī)組得到合理的成本補(bǔ)償和投資回報。

實際上，兩部制電價在抽蓄電站已先行一步，國家發(fā)改委2014年8月下發(fā)《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》。明確了在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。

天荒坪抽水蓄能電站在投產(chǎn)初期，因固定資產(chǎn)投入量與產(chǎn)能未匹配及電價未到位，一度虧損。采用兩部制電價后，經(jīng)濟(jì)效益改善明顯：電力產(chǎn)品年銷售收入達(dá)15億元，扣除購電費(fèi)、折舊費(fèi)、財務(wù)費(fèi)用和所得稅等，凈利潤在1.5億左右。隨著電改的進(jìn)行，參與輔助服務(wù)的儲能應(yīng)該按照“誰投資誰受益，誰受益誰買單”的市場經(jīng)濟(jì)原則，儲能有望參照抽水蓄能的兩部制補(bǔ)償，即通過容量電價和電量電價對參與輔助調(diào)峰的儲能企業(yè)給予補(bǔ)償，從而體現(xiàn)儲能電價的電量效益和系統(tǒng)效益。

此外，國家能源局表示允許用戶側(cè)的儲能參與電能交易，同時它還鼓勵具有配電運(yùn)營權(quán)的售電公司配置儲能。 隨著2017年4月我國微電網(wǎng)的首張電力業(yè)務(wù)許可證的獲批，儲能有望在電力體制改革中首先放開的售電側(cè)中獲益。我們認(rèn)為，隨著電力市場改革的逐步深入，將為儲能提供更多的應(yīng)用模式和發(fā)展空間。

(三)電力輔助服務(wù)市場已開啟

不同于一般的能源系統(tǒng)，電力系統(tǒng)具備與生俱來的系統(tǒng)性、統(tǒng)一性和實時平衡性。所有的發(fā)電設(shè)備、輸電設(shè)備、配電設(shè)備和用電設(shè)備均處于一張大網(wǎng)中，需要嚴(yán)格地遵守統(tǒng)一的規(guī)則，步調(diào)一致，才能保證電網(wǎng)的穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性。發(fā)電企業(yè)不僅要發(fā)電盈利，還要承擔(dān)維護(hù)電網(wǎng)穩(wěn)定的義務(wù)，這就是所謂“電力輔助服務(wù)”。包括:一次調(diào)頻、自動發(fā)電控制(AGC)、調(diào)峰、無功調(diào)節(jié)、備用、黑啟動服務(wù)等。以往輔助服務(wù)主要由發(fā)電機(jī)組提供，隨著可再生能源并網(wǎng)規(guī)模的不斷增長，輔助服務(wù)需求也在大幅度增加，新型儲能系統(tǒng)已開始提供輔助服務(wù)。

2016 年 6 月，能源局發(fā)布了《關(guān)于促進(jìn)電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場)機(jī)制試點(diǎn)工作的通知》，確定了儲能參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)的主體地位，提出在按效果補(bǔ)償原則下，加快調(diào)整儲能參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)的計量公式，提高補(bǔ)償力度。《通知》從效用角度綜合考量儲能的容量與質(zhì)量，在政策設(shè)置上更具合理性和可持續(xù)性，標(biāo)志儲能發(fā)展正是進(jìn)入快車道。

2017 年 11 月，國家能源局在《完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場)機(jī)制工作方案》中提出，以完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場)機(jī)制為核心，全面推進(jìn)電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場)工作的三個階段：

第一階段(2017-2018)：完善現(xiàn)有相關(guān)規(guī)則條款，落實現(xiàn)行相關(guān)文件有關(guān)要求，強(qiáng)化監(jiān)督檢查，確保公正公平;

第二階段(2018-2019)：探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務(wù)分擔(dān)共享機(jī)制;

第三階段(2019-2020)：配合現(xiàn)貨交易試點(diǎn)，開展電力輔助服務(wù)市場建設(shè)。

電力輔助服務(wù)市場發(fā)展迅速。我國還處于電力市場的初級階段，雖然輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)膬r格機(jī)制仍不明朗，三在輔助服務(wù)提供者、提供方式、調(diào)節(jié)和評估指標(biāo)、結(jié)算方式等方面已基本形成有章可循的交易機(jī)制，因此部分區(qū)域的電力輔助服務(wù)市場已逐步打開。近年來各區(qū)域電網(wǎng)及省網(wǎng)陸續(xù)發(fā)布了并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)的管理細(xì)則，對電力輔助服務(wù)的交易方法仍效果補(bǔ)償機(jī)制做了充分說明，為儲能參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)逐漸完善激勵機(jī)制。從系統(tǒng)需求的角度，基于實際表現(xiàn)的輔助服務(wù)補(bǔ)償方式則對所有資源一視同仁，能夠更好滿足系統(tǒng)實際運(yùn)行需要且經(jīng)濟(jì)性更好的資源將得到更高的補(bǔ)償，這有利于鼓勵服務(wù)提供者更關(guān)注系統(tǒng)需求，真正回歸到系統(tǒng)購買輔助服務(wù)的初衷。

以自動發(fā)電控制(AGC)調(diào)頻補(bǔ)償為例，各區(qū)域電網(wǎng)大多通過考核調(diào)用容量和貢獻(xiàn)效果來進(jìn)行 AGC 輔助服務(wù)補(bǔ)償。儲能系統(tǒng)應(yīng)用放電廠可通過 AGC 調(diào)頻調(diào)度，獲取電網(wǎng)核發(fā)的補(bǔ)償獎勵，并給予更高的發(fā)電利用小時數(shù)，在利潤水平上普遍較高。

輔助服務(wù)補(bǔ)償非補(bǔ)貼，補(bǔ)償費(fèi)用主要來自電廠分?jǐn)傎M(fèi)用。輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用有別于補(bǔ)貼輔費(fèi)用，不是針對儲能的補(bǔ)貼，其來源也并非為國家電網(wǎng)，主要來自對各發(fā)電廠的“分?jǐn)?rdquo;，即預(yù)罰款。

繼2016年末東北電力輔助服務(wù)市場專項改革試點(diǎn)率先啟動以來， 2017年山東、福建、新疆、山西等省區(qū)先后發(fā)布電力輔助服務(wù)市場化建設(shè)試點(diǎn)方案和運(yùn)營規(guī)則。各地結(jié)合當(dāng)?shù)夭煌陌l(fā)電和負(fù)荷特點(diǎn)，在調(diào)峰或調(diào)頻領(lǐng)域構(gòu)建輔助服務(wù)市場化交易機(jī)制。各地均對儲能給予與發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶平等的市場主體身份。電儲能既可以以獨(dú)立市場主體身份為電力系統(tǒng)提供輔助服務(wù)，也可以在發(fā)電側(cè)通過與機(jī)組聯(lián)合的方式參與市場交易共享收益。

三、成本下降+商業(yè)模式創(chuàng)新，儲能將迎來真正春天

(一)儲能現(xiàn)有商業(yè)模式分析

目前用戶側(cè)儲能最廣泛應(yīng)用的一種商業(yè)模式，這種模式的利潤來源主要有兩個：利用峰谷價差實現(xiàn)套利和電費(fèi)管理。 江蘇、北京、廣東成為2017年國內(nèi)儲能項目規(guī)劃建設(shè)投運(yùn)最熱地區(qū)，這些地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)，工商業(yè)園區(qū)多，用電負(fù)荷大，用戶側(cè)峰谷電價差較大，擁有較大的套利空間。此外在“投資+運(yùn)營”等模式下，這些已經(jīng)做成的項目也多由儲能企業(yè)自己持有，使用儲能裝置的企業(yè)只需付出服務(wù)費(fèi)用而不必承擔(dān)風(fēng)險。

而在可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域，儲能收益主要還是依靠限電時段的棄電量存儲。在一些老光伏電站，比如西藏和青海開展的項目已經(jīng)開展利用老電站比較高的上網(wǎng)電價做棄電存儲，確實具有一定的價值，但投入成本壓力下，回收期較長。此外，在提高跟蹤計劃出力、改善電力輸出質(zhì)量以及環(huán)境效益等補(bǔ)償機(jī)制還有待建立。

輔助服務(wù)收益目前比較理想，投資期基本上在5年以內(nèi)。在山西省優(yōu)惠的政策下，火電聯(lián)合調(diào)頻項目在這里落地較多。科陸電子最大的調(diào)頻項目回收期不到三年，實際投資不到3000萬，每天收入平均在8、 9萬元。 調(diào)頻市場空間可觀，按2020年燃煤機(jī)組11億千瓦，儲能聯(lián)營提供調(diào)頻服務(wù)市場規(guī)模按0.1%保守測算， 可達(dá)到1.1GW; 印度中央電力監(jiān)管委員會(CERC)正在制定引進(jìn)輔助服務(wù)市場的政策框架，要求2-3%的發(fā)電容量用于調(diào)頻，印度的總裝機(jī)量已經(jīng)超過210GW， 帶來4-5GW的調(diào)頻市場潛力，以此測算，我國1500GW總裝機(jī)對應(yīng)調(diào)頻市場最高可達(dá)36GW。

(二)分布式光伏增長強(qiáng)勁，國外光儲用戶側(cè)已實現(xiàn)平價

國內(nèi)分布式市場爆發(fā)。從政策上來看，分布式光伏市場是側(cè)重點(diǎn)。國家能源局 2016年底發(fā)布了《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，規(guī)劃中明確指出到2020 年光伏發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到 105GW 以上，其中分布式光伏 60GW 以上。

分布式與儲能互為推動力。分布式光伏存在的重要問題在于并網(wǎng)的不穩(wěn)定性，除了可以存儲電能外，儲能還可以調(diào)節(jié)分布式光伏并網(wǎng)時的功率波動，增強(qiáng)光伏發(fā)電的穩(wěn)定性。儲能的發(fā)展將為分布式光伏的提供更好的發(fā)展環(huán)境。

 加了儲能的光伏系統(tǒng)，自發(fā)自用率更高。“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”并網(wǎng)模式的收益計算涉及到三個部分：國家補(bǔ)貼、節(jié)省的電費(fèi)和上網(wǎng)收益。而用電的電費(fèi)是要比上網(wǎng)收益(賣給電網(wǎng)的電費(fèi))要高的，因此自用電越多，收益就越高。

目前用戶的光伏系統(tǒng)的自發(fā)自用部分都相對較低，有的還不到30%，而光伏+儲能的結(jié)合會大大提高自發(fā)自用比率，從而提高用戶的收益。對比光伏系統(tǒng)與光伏+儲能系統(tǒng)的收益情況，以常見的10KW戶用系統(tǒng)為例，平均每天發(fā)電40度，假設(shè)用戶白天自用電為10度，其余30度買給電網(wǎng)，(自用率10/40=25%)加裝儲能設(shè)備后， 10度自用， 20度電存入蓄電池晚上使用(自用率10+20/40=75%),以廣東地區(qū)電價為例，自用電價0.65元，上網(wǎng)電價0.35元。

可以看到75%的自用率比25%的自用率一年收益多1100塊錢，自用比率更高，收益還會更多。

當(dāng)前，伴隨著儲能的成本逐步下降，國外已經(jīng)實現(xiàn)光儲在用戶側(cè)的平價上網(wǎng)，以德國為例，在戶用儲能方面， 2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統(tǒng)，到2017年其戶用儲能系統(tǒng)安裝量為52000套，預(yù)計短期內(nèi)，在大幅降低的儲能系統(tǒng)成本、逐年下降的分布式光伏上網(wǎng)電價、高額零售電價、高比例可再生能源發(fā)電、德國復(fù)興銀行戶用儲能補(bǔ)貼等因素推動下，戶用儲能市場容量將持續(xù)攀升。我們認(rèn)為， 隨著我國戶用光伏市場的爆發(fā)及電價改革的推進(jìn)，國內(nèi)戶用儲能將緊隨其后。

技術(shù)進(jìn)步背景下的規(guī)模發(fā)展，是新能源成本下降的核心邏輯。以光伏為例， 2008年至今，光伏度電成本下降80%以上(當(dāng)前下降的趨勢仍在持續(xù))，而儲能同樣適用。盡管在成本約束下，當(dāng)前我國的鋰電儲能市場處在從示范項目向商業(yè)化初期過渡階段。我們認(rèn)為，隨著《儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導(dǎo)意見》的落地，儲能發(fā)展路徑與應(yīng)用前景得以明確，在我國電力體制改革深入實施背景下，儲能的準(zhǔn)入機(jī)制、結(jié)算模式的將進(jìn)一步得到規(guī)范(例如調(diào)頻市場定價機(jī)制)。隨著儲能技術(shù)進(jìn)步與成本下降，“儲能+”應(yīng)用領(lǐng)域打開，儲能商業(yè)化有望提前進(jìn)入爆發(fā)期。

成本方面，以4小時容量的儲能系統(tǒng)為基準(zhǔn)， 2007年，大規(guī)模鋰電池儲能系統(tǒng)的成本大約是每千瓦時8000~10000元;到2017年，該成本已經(jīng)下降到每千瓦時1800~2000元。預(yù)計未來3年左右，鋰電池儲能系統(tǒng)的成本預(yù)計將降低到每千瓦時1500元。

(三)鋰電成本下降疊加動力電池梯次利用，儲能經(jīng)濟(jì)性漸顯

以5年/8萬公里的質(zhì)保計算， 2009年到2012年推廣的車輛或行駛里程較長車輛的動力電池，已經(jīng)需要更換或維修。中國首批動力電池將會在2018年前后出現(xiàn)大規(guī)模退役，隨著新能源汽車產(chǎn)銷量的猛增，動力鋰電池的“報廢潮”很快來臨。據(jù)中汽研預(yù)測，到2020年，中國電動汽車動力電池累計報廢量將達(dá)到17萬噸。

而儲能行業(yè)的發(fā)展，為動力電池退役、梯次利用提供了新出路，《關(guān)于促進(jìn)我國儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》中就提出要“完善動力電池全生命周期監(jiān)管，開展對淘汰動力電池進(jìn)行儲能梯次利用研究”。 2017年初，國務(wù)院辦公廳印發(fā)《生產(chǎn)者責(zé)任延伸制度推行方案》，《方案》指出，電動汽車及動力電池生產(chǎn)企業(yè)應(yīng)負(fù)責(zé)建立廢舊回收網(wǎng)絡(luò);此后，一系列國標(biāo)如《車用電池回收利用拆解規(guī)范》、《車用電池回收利用余能檢測》發(fā)布，逐漸構(gòu)建動力電池回收利用標(biāo)準(zhǔn)。

2017年以來，新能源汽車企業(yè)、儲能系統(tǒng)集成企業(yè)、動力電池企業(yè)、 PACK和BMS企業(yè)、電池回收企業(yè)等產(chǎn)業(yè)鏈的各個參與方紛紛加緊布局梯次利用儲能市場。工商業(yè)園區(qū)MW級梯次利用示范項目投運(yùn)、鐵塔公司發(fā)布退役動力電池招標(biāo)計劃等一系列動態(tài)激發(fā)了梯次利用儲能市場的熱度。

動力電池的梯次利用面臨最大的問題依然在于成本。其主要的原因在于梯次利用技術(shù)現(xiàn)階段尚不成熟，從而導(dǎo)致在退役動力電池的拆解、可用模塊的檢測、挑選、重組等方面的成本較高。以一個3MW*3h的儲能系統(tǒng)為例，在考慮投資成本、運(yùn)營費(fèi)用、充電成本、財務(wù)費(fèi)用等因素之后，如采用梯次利用的動力電池作為儲能系統(tǒng)電池則系統(tǒng)的全生命周期成本在1.29元/kWh。而采用新生產(chǎn)的鋰電池作為儲能系統(tǒng)的電池，則系統(tǒng)的全生命周期成本在0.71元/kWh。由此可見，梯次利用動力電池成本明顯高于新電池。而若政府對梯次電池儲能系統(tǒng)進(jìn)行1200元/kWh進(jìn)行補(bǔ)貼，則系統(tǒng)的全生命周期成本將降至0.70元/kWh。

發(fā)展電動車的初衷即綠色減排，要真正實現(xiàn)必將要依托可再生能源供電。未來電動車將成為一個移動儲能點(diǎn)，也是一個移動微電源，通過儲能與可再生能源有效結(jié)合。儲能是解決可再生能源間歇性的根本途徑，可再生能源、儲能和電動車三者是相輔相成的關(guān)系。

未來的電動車因其數(shù)量龐大，總體有強(qiáng)大的儲電容量，足以保障可再生能源的充分發(fā)展。 除動力電池梯次利用的逐步推廣， V2G、有序充電的技術(shù)都會使儲能的經(jīng)濟(jì)性漸顯。 經(jīng)測算，當(dāng)鋰電池單體價格低于1元/wh時，電動車的全生命周期成本低于燃油車，而隨著油價的上升，可再生能源和儲能的成本不斷降低，新能源和新能源汽車的融合將加速到來，市場也將以強(qiáng)大的力量推動這場汽車革命和能源革命，實現(xiàn)綠色出行、綠色生活。