储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术

据CNESA 统计，截至 2017 年底，全球已投运储能项目累计装机规模为 175.4GW，年增长率 3.9%，国内为 28.9GW，年增长率 18.9%。抽蓄电站禀赋限制明显， 当前，我们更看好产业链更完备、成本下降较快且商业模式多元的电化学储能。 2000-2017 年全球电化学储能的累计投运规模为 2.6GW，容量为 4.1GWh，年增长率分别为 30%和 52%，全年已有超过 130 个项目投运，储能呈现全球化应用趋势。电化学储能是解决新能源消纳、增强电网稳定性、提高配电系统利用效率的合理的解决方案，在整个电力价值链上能够起到重要的作用，涉及发、输、配、用各个环节。国家发改委发布的 28 个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有 25 个项目增加了电储能或储能单元，预示储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。

一、储能是能源革命的关键支撑点

(一)储能技术，百家争鸣

从广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。储能技术按照储存介质进行分类，可以分为机械类储能、电气类储能、电化学类储能、热储能和化学类储能。

储能技术种类繁多，他们的特点各异。实际应用时，要根据各种储能技术的特点以及对优缺点进行综合比较来选择适当的技术。通常的关注点包括：能量密度 、功率密度、充放电效率、设备寿命 (年)或充放电次数、 技术成熟度、经济因素 (投资成本、运行和维护费用)、安全和环境方面等。

对比各种储能技术，当前成熟度和优越性最高的要属抽水蓄能，占比最高。据CNESA统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，国内为28.9GW，年增长率18.9%。其中，累计装机中抽水蓄能装机占比最大，全球和国内分别为96%、 99%。使用功率大、放电时间长、平准化成本低廉的特点使其在发电侧占据优势。不过，抽蓄电站禀赋限制也很明显：厂址的选择依赖地理条件(特别是需要上下水库)、与负荷中心通常较远、耗资大且工期漫长。

由于电化学储能的载体是电池，与其他储能方式相比，在适用性、效率、寿命、充放电、重量和便携式方面，更具优势。电化学储能技术也是储能技术中进步最快的，以锂离子电池、铅炭电池、液流电池为主导的电化学储能技术在安全性、能量转换效率和经济性等方面均取得了重大突破。

(二)电化学储能突飞猛进

据CNESA统计， 2000-2017年全球电化学储能的累计投运规模为2.6GW，容量为4.1GWh，年增长率分别为30%和52%; 2017年新增装机规模为0.6GW，容量为1.4GWh，全年已有超过130个项目投运。 2016-2017年全球规划和在建项目的规模达到4.7GW，越来越多的项目有望在近一两年投运;同时，储能呈现全球化应用趋势， 2015年共有包括美国、中国、德国在内的10个国家部署了电化学储能系统， 2017年则有来自北美洲、南美洲、非洲、欧洲、大洋洲和亚洲在内的近30个国家都投运了储能项目。

我国电化学储能项目累计装机规模达到389.8MW，年增长率是45%，超过全球增速。在2016-2017年期间，我国规划和在建的项目规模近1.6GW，占全球规划和在建规模的34%，有望在未来几年引领产业发展。在2017年的新增投运项目中，主要集中在锂离子电池和铅蓄电池项目上。从项目来看， 2017年里有越来越多大规模的项目被部署， 10兆瓦以上的项目，无论是投运项目还是在建规划中的项目，相比去年都有所增加，特别在建规划中的项目是比去年多出了近4倍。

当前，电化学储能是解决新能源消纳、增强电网稳定性、提高配电系统利用效率的合理的解决方案，在整个电力价值链上能够起到重要的作用，涉及发、输、配、用各个环节：

发电侧：储能系统可以参与快速响应调频服务，提高电网备用容量，并且可将如风能、太阳能等可再生能源向终端用户提供持续供电，扬长避短地利用了可再生能源清洁发电的优点，也有效地克服了其波动性、间歇性等缺点;

输配环节：储能系统可以有效地提高输电系统的可靠性，提高电能的质量;

用户侧：分布式储能系统在智能微电网能源管理系统的协调控制下优化用电、降低用电费用，并且保持电能的高质量。

从应用分布来看，无论是全球市场还是中国市场，从装机占比上来看， 2017年的市场主要在集中式可再生能源并网、辅助服务以及用户侧领域中的应用比较活跃。

从各环节使用的电化学储能类型上看，铅炭电池储能或率先实现大规模盈利。因为经济性的需求，目前新增分布式发电及微网储能项目中选择铅炭电池储能较多。以该技术为主的圣阳电源、南都电源以及双登进入储能新增装机规模TOP10。以南都电源“投资+运营”及圣阳电源BOT为代表的创新性商业模式，解决了储能系统一次性投资太大及电池寿命难以得到验证的问题，进一步帮助铅炭电池扩大了其市场份额。

锂离子电池储垄断辅助服务市场。主要是由于锂电池具有能量密度高、功率密度大以及体积/重量小的环境友好等的优势。当前，辅助服务领域的技术路线基本定型，新增装机基本采用了锂电池技术，这一趋势与国际吻合。

(三)储能将成为能源互联网的关键节点

微电网是储能最主要的应用领域，作为微电网中必不可少的部分，储能在微电网中发挥了至关重要的作用。通常来说，微电网的一般结构如下图所示，由能源流和信息流相互融合而成，由分布式能源、储能装置、电能变换装置、保护装置和微电网能源管理系统组成，也可根据实际应用情况进行增减。相对于大电网，微电网表现为单一的受控单元，它可以保证用户电能的质量和供电安全，同时也是智能电网及能源互联网的重要组成部分。

在微电网运行中，有两种运行模式：并网运行模式和孤岛运行模式。在微电网孤岛运行模式时，能量来源于分布式能源和储能电池，当分布式能源的出力小于负荷需求时，就会存在一定的功率缺额，解决功率缺额的方法就是在微网系统中配备一定容量的储能设备。

2017年，国家能源局发布“首批‘互联网+’智慧能源示范项目名单”，共有56个能源互联网示范项目获批，其中绝大多数能源互联网项目规划了储能设施。此外，国家发改委发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储能或储能单元，储能必将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。

二、指导意见落地，储能迎十年黄金发展期

(一)《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台

首个储能产业政策出台，未来发展路线清晰。 2017年10月11日，业内翘首以盼的中国首部储能行业独立指导性文件——《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台。首先，《意见》明确了储能“为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效提供技术支撑和产业保障”，给予了储能极高的认可与定位;同时，明确了未来10年的发展目标，将分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡;第二阶段实现商业化初期向规模化发展。

需要指出的是，业内期待的储能相关补贴政策在此次《意见》中并未明确。我们认为，储能技术类型和作用不同、量化难度大以及补贴来源等因素，决定了补贴政策出台之难。联想到新能源汽车的骗补及政策调整，弃风弃光的同时与高额补贴的落差，过激的刺激政策，容易滋生盲目发展与安全隐患，反而不利用行业的顺利发展。我们认为，技术进步背景下的规模发展，是新能源成本下降的核心逻辑。尽管在成本约束下，当前我国的锂电储能市场处在从示范项目向商业化初期过渡阶段。随着《储能技术与产业发展指导意见》的落地，储能发展路径与应用前景得以明确，在我国电力体制改革深入实施背景下，储能的准入机制、结算模式的将进一步得到规范，伴随着动力电池梯次利用、“储能+”应用领域打开，储能有望提前进入爆发期。

(二)电改持续推进，储能将持续发力

我们认为，随着电改的推进，特别是市场化电价机制的确立，将给储能的发展带来真正的飞跃，成为支持国家能源结构调整、能源转型的重要因素。

在电改背景下，我们认为能给储能带来深远影响的电价机制改革包括：居民电价的逐渐上涨(交叉补贴的逐渐取消)与峰谷电价加强、两部制电价的实施、市场化的电能交易等。

中国目前的居民电价大大低于欧美各国居民电价水平，是用工商业电价补贴居民电价的结果，是非市场经济因素干预的异常。逐步取消交叉补贴，恢复电价的市场定价机制是电改的目标之一。中长期来看，居民电价势必上涨，工商业电价必然下调，峰谷电价差也有望加大。而居民电价的回归将推动分布式光伏进入千家万户，从而将带动光储一体的发展。

两部制电价是指将上网电价分为两部分—发电容量电价和电度电价。其中，容量电价主要反映发电厂的固定成本，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等密切相关;电量电价主要反映发电厂的变动成本，与燃料费用和材料费用等密切相关。

在没有建立辅助服务市场的电力市场中，由于不同类型的发电机组在电网中的作用不同，发电成本也不同。这种以合理分担发供电容量成本和电能成本为主要依据，并分别以容量电价和电度电价计算客户电费的办法可使不同类型的发电机组得到合理的成本补偿和投资回报。

实际上，两部制电价在抽蓄电站已先行一步，国家发改委2014年8月下发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》。明确了在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。

天荒坪抽水蓄能电站在投产初期，因固定资产投入量与产能未匹配及电价未到位，一度亏损。采用两部制电价后，经济效益改善明显：电力产品年销售收入达15亿元，扣除购电费、折旧费、财务费用和所得税等，净利润在1.5亿左右。随着电改的进行，参与辅助服务的储能应该按照“谁投资谁受益，谁受益谁买单”的市场经济原则，储能有望参照抽水蓄能的两部制补偿，即通过容量电价和电量电价对参与辅助调峰的储能企业给予补偿，从而体现储能电价的电量效益和系统效益。

此外，国家能源局表示允许用户侧的储能参与电能交易，同时它还鼓励具有配电运营权的售电公司配置储能。 随着2017年4月我国微电网的首张电力业务许可证的获批，储能有望在电力体制改革中首先放开的售电侧中获益。我们认为，随着电力市场改革的逐步深入，将为储能提供更多的应用模式和发展空间。

(三)电力辅助服务市场已开启

不同于一般的能源系统，电力系统具备与生俱来的系统性、统一性和实时平衡性。所有的发电设备、输电设备、配电设备和用电设备均处于一张大网中，需要严格地遵守统一的规则，步调一致，才能保证电网的稳定性和经济性。发电企业不仅要发电盈利，还要承担维护电网稳定的义务，这就是所谓“电力辅助服务”。包括:一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。以往辅助服务主要由发电机组提供，随着可再生能源并网规模的不断增长，辅助服务需求也在大幅度增加，新型储能系统已开始提供辅助服务。

2016 年 6 月，能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，确定了储能参与调峰调频辅助服务的主体地位，提出在按效果补偿原则下，加快调整储能参与调峰调频辅助服务的计量公式，提高补偿力度。《通知》从效用角度综合考量储能的容量与质量，在政策设置上更具合理性和可持续性，标志储能发展正是进入快车道。

2017 年 11 月，国家能源局在《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》中提出，以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作的三个阶段：

第一阶段(2017-2018)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平;

第二阶段(2018-2019)：探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制;

第三阶段(2019-2020)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。

电力辅助服务市场发展迅速。我国还处于电力市场的初级阶段，虽然辅助服务补偿的价格机制仍不明朗，三在辅助服务提供者、提供方式、调节和评估指标、结算方式等方面已基本形成有章可循的交易机制，因此部分区域的电力辅助服务市场已逐步打开。近年来各区域电网及省网陆续发布了并网发电厂辅助服务的管理细则，对电力辅助服务的交易方法仍效果补偿机制做了充分说明，为储能参与调峰调频辅助服务逐渐完善激励机制。从系统需求的角度，基于实际表现的辅助服务补偿方式则对所有资源一视同仁，能够更好满足系统实际运行需要且经济性更好的资源将得到更高的补偿，这有利于鼓励服务提供者更关注系统需求，真正回归到系统购买辅助服务的初衷。

以自动发电控制(AGC)调频补偿为例，各区域电网大多通过考核调用容量和贡献效果来进行 AGC 辅助服务补偿。储能系统应用放电厂可通过 AGC 调频调度，获取电网核发的补偿奖励，并给予更高的发电利用小时数，在利润水平上普遍较高。

辅助服务补偿非补贴，补偿费用主要来自电厂分摊费用。辅助服务补偿费用有别于补贴辅费用，不是针对储能的补贴，其来源也并非为国家电网，主要来自对各发电厂的“分摊”，即预罚款。

继2016年末东北电力辅助服务市场专项改革试点率先启动以来， 2017年山东、福建、新疆、山西等省区先后发布电力辅助服务市场化建设试点方案和运营规则。各地结合当地不同的发电和负荷特点，在调峰或调频领域构建辅助服务市场化交易机制。各地均对储能给予与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份。电储能既可以以独立市场主体身份为电力系统提供辅助服务，也可以在发电侧通过与机组联合的方式参与市场交易共享收益。

三、成本下降+商业模式创新，储能将迎来真正春天

(一)储能现有商业模式分析

目前用户侧储能最广泛应用的一种商业模式，这种模式的利润来源主要有两个：利用峰谷价差实现套利和电费管理。 江苏、北京、广东成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多，用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，拥有较大的套利空间。此外在“投资+运营”等模式下，这些已经做成的项目也多由储能企业自己持有，使用储能装置的企业只需付出服务费用而不必承担风险。

而在可再生能源并网领域，储能收益主要还是依靠限电时段的弃电量存储。在一些老光伏电站，比如西藏和青海开展的项目已经开展利用老电站比较高的上网电价做弃电存储，确实具有一定的价值，但投入成本压力下，回收期较长。此外，在提高跟踪计划出力、改善电力输出质量以及环境效益等补偿机制还有待建立。

辅助服务收益目前比较理想，投资期基本上在5年以内。在山西省优惠的政策下，火电联合调频项目在这里落地较多。科陆电子最大的调频项目回收期不到三年，实际投资不到3000万，每天收入平均在8、 9万元。 调频市场空间可观，按2020年燃煤机组11亿千瓦，储能联营提供调频服务市场规模按0.1%保守测算， 可达到1.1GW; 印度中央电力监管委员会(CERC)正在制定引进辅助服务市场的政策框架，要求2-3%的发电容量用于调频，印度的总装机量已经超过210GW， 带来4-5GW的调频市场潜力，以此测算，我国1500GW总装机对应调频市场最高可达36GW。

(二)分布式光伏增长强劲，国外光储用户侧已实现平价

国内分布式市场爆发。从政策上来看，分布式光伏市场是侧重点。国家能源局 2016年底发布了《太阳能发展“十三五”规划》，规划中明确指出到2020 年光伏发电装机容量达到 105GW 以上，其中分布式光伏 60GW 以上。

分布式与储能互为推动力。分布式光伏存在的重要问题在于并网的不稳定性，除了可以存储电能外，储能还可以调节分布式光伏并网时的功率波动，增强光伏发电的稳定性。储能的发展将为分布式光伏的提供更好的发展环境。

 加了储能的光伏系统，自发自用率更高。“自发自用，余电上网”并网模式的收益计算涉及到三个部分：国家补贴、节省的电费和上网收益。而用电的电费是要比上网收益(卖给电网的电费)要高的，因此自用电越多，收益就越高。

目前用户的光伏系统的自发自用部分都相对较低，有的还不到30%，而光伏+储能的结合会大大提高自发自用比率，从而提高用户的收益。对比光伏系统与光伏+储能系统的收益情况，以常见的10KW户用系统为例，平均每天发电40度，假设用户白天自用电为10度，其余30度买给电网，(自用率10/40=25%)加装储能设备后， 10度自用， 20度电存入蓄电池晚上使用(自用率10+20/40=75%),以广东地区电价为例，自用电价0.65元，上网电价0.35元。

可以看到75%的自用率比25%的自用率一年收益多1100块钱，自用比率更高，收益还会更多。

当前，伴随着储能的成本逐步下降，国外已经实现光储在用户侧的平价上网，以德国为例，在户用储能方面， 2016年德国新增了2万套户用储能电池系统，到2017年其户用储能系统安装量为52000套，预计短期内，在大幅降低的储能系统成本、逐年下降的分布式光伏上网电价、高额零售电价、高比例可再生能源发电、德国复兴银行户用储能补贴等因素推动下，户用储能市场容量将持续攀升。我们认为， 随着我国户用光伏市场的爆发及电价改革的推进，国内户用储能将紧随其后。

技术进步背景下的规模发展，是新能源成本下降的核心逻辑。以光伏为例， 2008年至今，光伏度电成本下降80%以上(当前下降的趋势仍在持续)，而储能同样适用。尽管在成本约束下，当前我国的锂电储能市场处在从示范项目向商业化初期过渡阶段。我们认为，随着《储能技术与产业发展指导意见》的落地，储能发展路径与应用前景得以明确，在我国电力体制改革深入实施背景下，储能的准入机制、结算模式的将进一步得到规范(例如调频市场定价机制)。随着储能技术进步与成本下降，“储能+”应用领域打开，储能商业化有望提前进入爆发期。

成本方面，以4小时容量的储能系统为基准， 2007年，大规模锂电池储能系统的成本大约是每千瓦时8000~10000元;到2017年，该成本已经下降到每千瓦时1800~2000元。预计未来3年左右，锂电池储能系统的成本预计将降低到每千瓦时1500元。

(三)锂电成本下降叠加动力电池梯次利用，储能经济性渐显

以5年/8万公里的质保计算， 2009年到2012年推广的车辆或行驶里程较长车辆的动力电池，已经需要更换或维修。中国首批动力电池将会在2018年前后出现大规模退役，随着新能源汽车产销量的猛增，动力锂电池的“报废潮”很快来临。据中汽研预测，到2020年，中国电动汽车动力电池累计报废量将达到17万吨。

而储能行业的发展，为动力电池退役、梯次利用提供了新出路，《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》中就提出要“完善动力电池全生命周期监管，开展对淘汰动力电池进行储能梯次利用研究”。 2017年初，国务院办公厅印发《生产者责任延伸制度推行方案》，《方案》指出，电动汽车及动力电池生产企业应负责建立废旧回收网络;此后，一系列国标如《车用电池回收利用拆解规范》、《车用电池回收利用余能检测》发布，逐渐构建动力电池回收利用标准。

2017年以来，新能源汽车企业、储能系统集成企业、动力电池企业、 PACK和BMS企业、电池回收企业等产业链的各个参与方纷纷加紧布局梯次利用储能市场。工商业园区MW级梯次利用示范项目投运、铁塔公司发布退役动力电池招标计划等一系列动态激发了梯次利用储能市场的热度。

动力电池的梯次利用面临最大的问题依然在于成本。其主要的原因在于梯次利用技术现阶段尚不成熟，从而导致在退役动力电池的拆解、可用模块的检测、挑选、重组等方面的成本较高。以一个3MW*3h的储能系统为例，在考虑投资成本、运营费用、充电成本、财务费用等因素之后，如采用梯次利用的动力电池作为储能系统电池则系统的全生命周期成本在1.29元/kWh。而采用新生产的锂电池作为储能系统的电池，则系统的全生命周期成本在0.71元/kWh。由此可见，梯次利用动力电池成本明显高于新电池。而若政府对梯次电池储能系统进行1200元/kWh进行补贴，则系统的全生命周期成本将降至0.70元/kWh。

发展电动车的初衷即绿色减排，要真正实现必将要依托可再生能源供电。未来电动车将成为一个移动储能点，也是一个移动微电源，通过储能与可再生能源有效结合。储能是解决可再生能源间歇性的根本途径，可再生能源、储能和电动车三者是相辅相成的关系。

未来的电动车因其数量庞大，总体有强大的储电容量，足以保障可再生能源的充分发展。 除动力电池梯次利用的逐步推广， V2G、有序充电的技术都会使储能的经济性渐显。 经测算，当锂电池单体价格低于1元/wh时，电动车的全生命周期成本低于燃油车，而随着油价的上升，可再生能源和储能的成本不断降低，新能源和新能源汽车的融合将加速到来，市场也将以强大的力量推动这场汽车革命和能源革命，实现绿色出行、绿色生活。