鉅大LARGE | 點擊量：4584次 | 2019年06月29日
電網側儲能深度分析
儲能可以應用于電力市場“發-輸-配-用”各個環節，盡管目前除抽水蓄能外，其余儲能形式基本處于規模化發展前期，但隨著可再生能源接入規模擴大，電網現代化建設，以及我國電力市場化改革的推進，儲能行業前景值得關注。綜合各市場機構預測，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，我國市場規模也有望在2025年突破千億。
1.1用戶側儲能發展放緩，電網側規模化建設起步
用戶側儲能商業模式比較清晰，最先進入商業化發展。儲能系統典型應用場景包括：用戶側（削峰填谷、需求側響應等）、電網側、可再生能源并網（集中式配套、分布式微網等）、電力輔助服務等。用戶側儲能是最先進入商業化發展的環節，主要原因在于峰谷電價差套利這一商業模式比較清晰，尤其在東部沿海區域，較高的電價差使得部分項目已經初步具有經濟性（一般情況，以系統造價180萬/MWh為例，峰谷電價差大于0.75元時，用戶側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%）。
受項目經濟性影響，用戶側儲能發展放緩。2017年用戶側儲能占新增裝機比例達59%，2018年該比例降至10%左右。用戶側儲能發展放緩的主要原因在于峰谷價差套利模式相對單一，2018年以來一般工商業電價下降使得峰谷價差收窄，儲能項目經濟性下滑；此外，土地、融資、實際運營成本較高等原因進一步壓縮了項目的盈利空間。
2018年以來，電網側儲能項目迅速發展，帶動了電化學儲能項目規模增長。根據CNESA（中關村儲能產業技術聯盟）統計，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側電化學儲能規模206.8MW，占2018年全國新增投運電化學儲能規模的36%，是各類儲能應用之首。在電網側儲能的帶動下，我國累計投運儲能項目1018.5MW/2912.3MWh，電化學儲能項目突破GW/GWh級別。
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電網側儲能在2018年規模化發展的起步是由多重因素共同驅動：
政策上發布了全國層面促進儲能產業發展的指導性意見。2017年10月11日，發改委能源局等聯合印發了《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》，主要針對應用在電力系統中提供電力輔助、新能源配套等服務的儲能提出規劃，計劃到2020年儲能要全面由研發試驗向商業化過渡；2025年實現規模化發展。此后江蘇、河南、廣東等地展開了百兆瓦級項目的建設。
電力系統中儲能應用必要性增加，電力系統中，儲能的應用涉及多個領域，除常規的削峰填谷外，還可以配套可再生能源并網、配合火電機組調頻率以及參與各類電力輔助服務。近年來，新能源接入規模擴大，中東部地區尖峰負荷提升，電網運行環境日趨復雜，電網平衡與控制的壓力增長，對儲能電站的需求明顯提升。
商業模式主要由電網兜底。目前電網側項目基本都采取經營租賃的模式，即業主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網公司支付租賃費用。租賃期限則不等，租賃期限結束后，該部分儲能資產移交給電網公司。這一模式的核心是由電網兜底，可以保證投資方的收益率水平，部分條件較好的地區，電網租賃費用較高，項目經濟性比較可觀。
鋰電池成本下降是規模化建設的重要基礎。受益于鋰電池產能的擴張和成本的下降，電化學儲能應用進程加速，根據彭博財經的數據，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儲能得以實現初步規模化發展的重要因素。
1.2儲能大規模發展仍需商業模式探索、成本進一步下降
2019年5月，發改委發布的《輸配電定價成本監審辦法》中，明確抽水蓄能電站、電儲能設施不能納入輸配電成本。按照當前電網側儲能的商業模式，電網如果能將儲能資產歸入輸配電資產進行折舊，則可完成投資回收的閉環。一方面，儲能對電網的價值和資產利用率的提升是毋庸置疑的，儲能參與電網調度，滿足電網調峰調頻需求也確實起到了輸配電資產的作用。但儲能資產的界定、儲能服務的定價與電力市場化改革息息相關，如何納入輸配電價仍需更加細致的機制和管理辦法。明確不能納入輸配電定價后，電網側儲能仍將主要采取經營租賃模式展開。本次政策中也明確，租賃費可以包含在運行維護費用當中。
從國外經驗來看，在促進電化學儲能規模化發展的過程中，政策刺激與市場化機制都不可缺少。例如儲能發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年儲能的裝機容量達到1.8GW。同時基于比較成熟的電力市場體系，制定了詳細的調頻補償和抵扣機制，2013年運行以來的情況來看，儲能項目參與調頻市場收益最好，而僅賺取充放電價差、旋轉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有了顯著下降，但出于經濟性考慮，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中標單價在1.9-2.3元/Wh之間，就電網側儲能項目來看，系統造價降至1.5元/Wh以下，可能是大規模進行應用的前提。2018年儲能的系統造價中，電池成本占比約60%，目前來看，電池是繼續降低成本潛力最大的環節。
