儲能可以應(yīng)用于電力市場“發(fā)-輸-配-用”各個環(huán)節(jié)，盡管目前除抽水蓄能 外，其余儲能形式基本處于規(guī)?；l(fā)展前期，但隨著可再生能源接入規(guī)模擴(kuò)大， 電網(wǎng)現(xiàn)代化建設(shè)，以及我國電力市場化改革的推進(jìn)，儲能行業(yè)前景值得關(guān)注。 綜合各市場機(jī)構(gòu)預(yù)測，到 2025 年全球儲能市場的年銷售額有望超過 100 億美 元，以儲能工程計算，我國市場規(guī)模也有望在 2025 年突破千億。

1.1 用戶側(cè)儲能發(fā)展放緩，電網(wǎng)側(cè)規(guī)?；ㄔO(shè)起步

用戶側(cè)儲能商業(yè)模式比較清晰，最先進(jìn)入商業(yè)化發(fā)展。儲能系統(tǒng)典型應(yīng)用 場景包括：用戶側(cè)（削峰填谷、需求側(cè)響應(yīng)等）、電網(wǎng)側(cè)、可再生能源并網(wǎng) （集中式配套、分布式微網(wǎng)等）、電力輔助服務(wù)等。用戶側(cè)儲能是最先進(jìn)入商 業(yè)化發(fā)展的環(huán)節(jié)，主要原因在于峰谷電價差套利這一商業(yè)模式比較清晰，尤其 在東部沿海區(qū)域，較高的電價差使得部分項目已經(jīng)初步具有經(jīng)濟(jì)性（一般情況， 以系統(tǒng)造價 180 萬/MWh 為例，峰谷電價差大于 0.75 元時，用戶側(cè)儲能項目 整體投資收益率約 6-8%，0.9 元以上時，項目收益率約 10%）。

受項目經(jīng)濟(jì)性影響，用戶側(cè)儲能發(fā)展放緩。2017 年用戶側(cè)儲能占新增裝 機(jī)比例達(dá) 59%，2018 年該比例降至 10%左右。用戶側(cè)儲能發(fā)展放緩的主要原 因在于峰谷價差套利模式相對單一，2018 年以來一般工商業(yè)電價下降使得峰 谷價差收窄，儲能項目經(jīng)濟(jì)性下滑；此外，土地、融資、實際運營成本較高等 原因進(jìn)一步壓縮了項目的盈利空間。

2018 年以來，電網(wǎng)側(cè)儲能項目迅速發(fā)展，帶動了電化學(xué)儲能項目規(guī)模增 長。根據(jù) CNESA（中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟）統(tǒng)計，2018 年新增投運（不包 含規(guī)劃、在建和正在調(diào)試的儲能項目）的電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能規(guī)模 206.8MW， 占 2018 年全國新增投運電化學(xué)儲能規(guī)模的 36%，是各類儲能應(yīng)用之首。在電 網(wǎng)側(cè)儲能的帶動下，我國累計投運儲能項目 1018.5MW/2912.3MWh，電化學(xué) 儲能項目突破 GW/GWh 級別。

電網(wǎng)側(cè)儲能在 2018 年規(guī)?；l(fā)展的起步是由多重因素共同驅(qū)動：

政策上發(fā)布了全國層面促進(jìn)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)性意見。2017 年 10 月 11 日，發(fā)改委能源局等聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于促進(jìn)儲能產(chǎn)業(yè)與技術(shù)發(fā)展的指導(dǎo)意見》， 主要針對應(yīng)用在電力系統(tǒng)中提供電力輔助、新能源配套等服務(wù)的儲能提出規(guī)劃， 計劃到 2020 年儲能要全面由研發(fā)試驗向商業(yè)化過渡；2025 年實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展。 此后江蘇、河南、廣東等地展開了百兆瓦級項目的建設(shè)。

電力系統(tǒng)中儲能應(yīng)用必要性增加，電力系統(tǒng)中，儲能的應(yīng)用涉及多個領(lǐng)域， 除常規(guī)的削峰填谷外，還可以配套可再生能源并網(wǎng)、配合火電機(jī)組調(diào)頻率以及 參與各類電力輔助服務(wù)。近年來，新能源接入規(guī)模擴(kuò)大，中東部地區(qū)尖峰負(fù)荷 提升，電網(wǎng)運行環(huán)境日趨復(fù)雜，電網(wǎng)平衡與控制的壓力增長，對儲能電站的需 求明顯提升。

商業(yè)模式主要由電網(wǎng)兜底。目前電網(wǎng)側(cè)項目基本都采取經(jīng)營租賃的模式， 即業(yè)主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網(wǎng)公司支付租賃費用。租賃期限則不等，租賃期限結(jié)束后，該部分儲能資產(chǎn)移交給電網(wǎng)公司。這一模式 的核心是由電網(wǎng)兜底，可以保證投資方的收益率水平，部分條件較好的地區(qū)， 電網(wǎng)租賃費用較高，項目經(jīng)濟(jì)性比較可觀。

鋰電池成本下降是規(guī)?；ㄔO(shè)的重要基礎(chǔ)。受益于鋰電池產(chǎn)能的擴(kuò)張和成 本的下降，電化學(xué)儲能應(yīng)用進(jìn)程加速，根據(jù)彭博財經(jīng)的數(shù)據(jù)，從 2010 年到 2018 年，電池包的成本從 1000 美元/kWh 下降到了 200 美元/kWh 以下，降 幅超 80%，成本的下降是電化學(xué)儲能得以實現(xiàn)初步規(guī)?；l(fā)展的重要因素。

1.2 儲能大規(guī)模發(fā)展仍需商業(yè)模式探索、成本進(jìn)一步下降

2019 年 5 月，發(fā)改委發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》中，明確抽水 蓄能電站、電儲能設(shè)施不能納入輸配電成本。按照當(dāng)前電網(wǎng)側(cè)儲能的商業(yè)模式， 電網(wǎng)如果能將儲能資產(chǎn)歸入輸配電資產(chǎn)進(jìn)行折舊，則可完成投資回收的閉環(huán)。 一方面，儲能對電網(wǎng)的價值和資產(chǎn)利用率的提升是毋庸置疑的，儲能參與電網(wǎng) 調(diào)度，滿足電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻需求也確實起到了輸配電資產(chǎn)的作用。但儲能資產(chǎn)的 界定、儲能服務(wù)的定價與電力市場化改革息息相關(guān)，如何納入輸配電價仍需更 加細(xì)致的機(jī)制和管理辦法。明確不能納入輸配電定價后，電網(wǎng)側(cè)儲能仍將主要 采取經(jīng)營租賃模式展開。本次政策中也明確，租賃費可以包含在運行維護(hù)費用 當(dāng)中。

從國外經(jīng)驗來看，在促進(jìn)電化學(xué)儲能規(guī)?；l(fā)展的過程中，政策刺激與市 場化機(jī)制都不可缺少。例如儲能發(fā)展較為迅速的加州電力市場，州政府明確出 臺了 AB2514 和 AB2868 法案，要求加州到 2020 年儲能的裝機(jī)容量達(dá)到 1. 8GW。同時基于比較成熟的電力市場體系，制定了詳細(xì)的調(diào)頻補(bǔ)償和抵扣機(jī)制，2013 年運行以來的情況來看，儲能項目參與調(diào)頻市場收益最好，而僅賺 取充放電價差、旋轉(zhuǎn)備用等都不能成為主要的收益來源。

成本方面，盡管鋰電池成本已經(jīng)有了顯著下降，但出于經(jīng)濟(jì)性考慮，仍不 具備競爭力。2018 年典型的磷酸鐵鋰集裝箱式儲能項目的系統(tǒng)中標(biāo)單價在 1.9-2.3 元/Wh 之間，就電網(wǎng)側(cè)儲能項目來看，系統(tǒng)造價降至 1.5 元/Wh 以下， 可能是大規(guī)模進(jìn)行應(yīng)用的前提。2018 年儲能的系統(tǒng)造價中，電池成本占比約 60%，目前來看，電池是繼續(xù)降低成本潛力最大的環(huán)節(jié)。