钜大LARGE | 点击量：4562次 | 2019年06月29日
电网侧储能深度分析
储能可以应用于电力市场“发-输-配-用”各个环节，尽管目前除抽水蓄能外，其余储能形式基本处于规模化发展前期，但随着可再生能源接入规模扩大，电网现代化建设，以及我国电力市场化改革的推进，储能行业前景值得关注。综合各市场机构预测，到2025年全球储能市场的年销售额有望超过100亿美元，以储能工程计算，我国市场规模也有望在2025年突破千亿。
1.1用户侧储能发展放缓，电网侧规模化建设起步
用户侧储能商业模式比较清晰，最先进入商业化发展。储能系统典型应用场景包括：用户侧（削峰填谷、需求侧响应等）、电网侧、可再生能源并网（集中式配套、分布式微网等）、电力辅助服务等。用户侧储能是最先进入商业化发展的环节，主要原因在于峰谷电价差套利这一商业模式比较清晰，尤其在东部沿海区域，较高的电价差使得部分项目已经初步具有经济性（一般情况，以系统造价180万/MWh为例，峰谷电价差大于0.75元时，用户侧储能项目整体投资收益率约6-8%，0.9元以上时，项目收益率约10%）。
受项目经济性影响，用户侧储能发展放缓。2017年用户侧储能占新增装机比例达59%，2018年该比例降至10%左右。用户侧储能发展放缓的主要原因在于峰谷价差套利模式相对单一，2018年以来一般工商业电价下降使得峰谷价差收窄，储能项目经济性下滑；此外，土地、融资、实际运营成本较高等原因进一步压缩了项目的盈利空间。
2018年以来，电网侧储能项目迅速发展，带动了电化学储能项目规模增长。根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）统计，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧电化学储能规模206.8MW，占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%，是各类储能应用之首。在电网侧储能的带动下，我国累计投运储能项目1018.5MW/2912.3MWh，电化学储能项目突破GW/GWh级别。
符合Exic IIB T4 Gc防爆标准
充电温度：0~45℃
-放电温度：-40~+55℃
-40℃最大放电倍率：1C
-40℃ 0.5放电容量保持率≥70%
电网侧储能在2018年规模化发展的起步是由多重因素共同驱动：
政策上发布了全国层面促进储能产业发展的指导性意见。2017年10月11日，发改委能源局等联合印发了《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》，主要针对应用在电力系统中提供电力辅助、新能源配套等服务的储能提出规划，计划到2020年储能要全面由研发试验向商业化过渡；2025年实现规模化发展。此后江苏、河南、广东等地展开了百兆瓦级项目的建设。
电力系统中储能应用必要性增加，电力系统中，储能的应用涉及多个领域，除常规的削峰填谷外，还可以配套可再生能源并网、配合火电机组调频率以及参与各类电力辅助服务。近年来，新能源接入规模扩大，中东部地区尖峰负荷提升，电网运行环境日趋复杂，电网平衡与控制的压力增长，对储能电站的需求明显提升。
商业模式主要由电网兜底。目前电网侧项目基本都采取经营租赁的模式，即业主建立储能电站后，通过容量或电量租赁，由电网公司支付租赁费用。租赁期限则不等，租赁期限结束后，该部分储能资产移交给电网公司。这一模式的核心是由电网兜底，可以保证投资方的收益率水平，部分条件较好的地区，电网租赁费用较高，项目经济性比较可观。
锂电池成本下降是规模化建设的重要基础。受益于锂电池产能的扩张和成本的下降，电化学储能应用进程加速，根据彭博财经的数据，从2010年到2018年，电池包的成本从1000美元/kWh下降到了200美元/kWh以下，降幅超80%，成本的下降是电化学储能得以实现初步规模化发展的重要因素。
1.2储能大规模发展仍需商业模式探索、成本进一步下降
2019年5月，发改委发布的《输配电定价成本监审办法》中，明确抽水蓄能电站、电储能设施不能纳入输配电成本。按照当前电网侧储能的商业模式，电网如果能将储能资产归入输配电资产进行折旧，则可完成投资回收的闭环。一方面，储能对电网的价值和资产利用率的提升是毋庸置疑的，储能参与电网调度，满足电网调峰调频需求也确实起到了输配电资产的作用。但储能资产的界定、储能服务的定价与电力市场化改革息息相关，如何纳入输配电价仍需更加细致的机制和管理办法。明确不能纳入输配电定价后，电网侧储能仍将主要采取经营租赁模式展开。本次政策中也明确，租赁费可以包含在运行维护费用当中。
从国外经验来看，在促进电化学储能规模化发展的过程中，政策刺激与市场化机制都不可缺少。例如储能发展较为迅速的加州电力市场，州政府明确出台了AB2514和AB2868法案，要求加州到2020年储能的装机容量达到1.8GW。同时基于比较成熟的电力市场体系，制定了详细的调频补偿和抵扣机制，2013年运行以来的情况来看，储能项目参与调频市场收益最好，而仅赚取充放电价差、旋转备用等都不能成为主要的收益来源。
成本方面，尽管锂电池成本已经有了显著下降，但出于经济性考虑，仍不具备竞争力。2018年典型的磷酸铁锂集装箱式储能项目的系统中标单价在1.9-2.3元/Wh之间，就电网侧储能项目来看，系统造价降至1.5元/Wh以下，可能是大规模进行应用的前提。2018年储能的系统造价中，电池成本占比约60%，目前来看，电池是继续降低成本潜力最大的环节。
