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(shù)、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(jù)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(jù)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(jù)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(xiàn)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(jù),，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(xiàn)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(xiàn)峰谷電價套利,。根據(jù)國家電網數(shù)據(jù)，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(jù) 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(xiàn)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(jù)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(xiàn)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?shù)孛摿蛎荷暇W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?shù)孛摿蛎荷暇W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(xiàn)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(jù)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(jù)中電聯(lián)發(fā)布數(shù)據(jù)，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(jù)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(xiàn)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(jù)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(xiàn)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(xiàn)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(shù)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(jù)主要地位,，然而無論是從技術參數(shù)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?shù)貎r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)?；驹谡淄呒壱陨希淮涡酝度牖驹谇f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,。