1.1 用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展放緩，電網(wǎng)側(cè)規(guī)模化建設(shè)起步
用戶側(cè)儲(chǔ)能商業(yè)模式比較清晰，最先進(jìn)入商業(yè)化發(fā)展。儲(chǔ)能系統(tǒng)典型應(yīng)用 場(chǎng)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(chǔ)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(jià)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(jià)差使得部分項(xiàng)目已經(jīng)初步具有經(jīng)濟(jì)性(一般情況， 以系統(tǒng)造價(jià) 180 萬/MWh 為例，峰谷電價(jià)差大于 0.75 元時(shí)，用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目 整體投資收益率約 6-8%，0.9 元以上時(shí)，項(xiàng)目收益率約 10%)。
受項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性影響，用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展放緩。2017 年用戶側(cè)儲(chǔ)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(chǔ)能發(fā)展放緩的主要原 因在于峰谷價(jià)差套利模式相對(duì)單一，2018 年以來一般工商業(yè)電價(jià)下降使得峰 谷價(jià)差收窄，儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性下滑;此外，土地、融資、實(shí)際運(yùn)營成本較高等 原因進(jìn)一步壓縮了項(xiàng)目的盈利空間。
2018 年以來，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目迅速發(fā)展，帶動(dòng)了電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)模增 長(zhǎng)。根據(jù) CNESA(中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟)統(tǒng)計(jì)，2018 年新增投運(yùn)(不包 含規(guī)劃、在建和正在調(diào)試的儲(chǔ)能項(xiàng)目)的電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲(chǔ)能規(guī)模 206.8MW， 占 2018 年全國新增投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能規(guī)模的 36%，是各類儲(chǔ)能應(yīng)用之首。在電 網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的帶動(dòng)下，我國累計(jì)投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目 1018.5MW/2912.3MWh，電化學(xué) 儲(chǔ)能項(xiàng)目突破 GW/GWh 級(jí)別。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能在 2018 年規(guī)?；l(fā)展的起步是由多重因素共同驅(qū)動(dòng)：
政策上發(fā)布了全國層面促進(jìn)儲(chǔ)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(chǔ)能產(chǎn)業(yè)與技術(shù)發(fā)展的指導(dǎo)意見》， 主要針對(duì)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(chǔ)能提出規(guī)劃， 計(jì)劃到 2020 年儲(chǔ)能要全面由研發(fā)試驗(yàn)向商業(yè)化過渡;2025 年實(shí)現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展。 此后江蘇、河南、廣東等地展開了百兆瓦級(jí)項(xiàng)目的建設(shè)。
電力系統(tǒng)中儲(chǔ)能應(yīng)用必要性增加，電力系統(tǒng)中，儲(chǔ)能的應(yīng)用涉及多個(gè)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(yùn)行環(huán)境日趨復(fù)雜，電網(wǎng)平衡與控制的壓力增長(zhǎng)，對(duì)儲(chǔ)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(xiàng)目基本都采取經(jīng)營租賃的模式， 即業(yè)主建立儲(chǔ)能電站后，通過容量或電量租賃，由電網(wǎng)公司支付租賃費(fèi)用。租賃期限則不等，租賃期限結(jié)束后，該部分儲(chǔ)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(fèi)用較高，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性比較可觀。
鋰電池成本下降是規(guī)模化建設(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(chǔ)能應(yīng)用進(jìn)程加速，根據(jù)彭博財(cái)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(chǔ)能得以實(shí)現(xiàn)初步規(guī)?；l(fā)展的重要因素。
1.2 儲(chǔ)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(jià)成本監(jiān)審辦法》中，明確抽水 蓄能電站、電儲(chǔ)能設(shè)施不能納入輸配電成本。按照當(dāng)前電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的商業(yè)模式， 電網(wǎng)如果能將儲(chǔ)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(chǔ)能對(duì)電網(wǎng)的價(jià)值和資產(chǎn)利用率的提升是毋庸置疑的，儲(chǔ)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(shí)起到了輸配電資產(chǎn)的作用。但儲(chǔ)能資產(chǎn)的 界定、儲(chǔ)能服務(wù)的定價(jià)與電力市場(chǎng)化改革息息相關(guān)，如何納入輸配電價(jià)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(jià)后，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)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(fèi)可以包含在運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用 當(dāng)中。
從國外經(jīng)驗(yàn)來看，在促進(jìn)電化學(xué)儲(chǔ)能規(guī)?；l(fā)展的過程中，政策刺激與市 場(chǎng)化機(jī)制都不可缺少。例如儲(chǔ)能發(fā)展較為迅速的加州電力市場(chǎng)，州政府明確出 臺(tái)了 AB2514 和 AB2868 法案，要求加州到 2020 年儲(chǔ)能的裝機(jī)容量達(dá)到 1. 8GW。同時(shí)基于比較成熟的電力市場(chǎng)體系，制定了詳細(xì)的調(diào)頻補(bǔ)償和抵扣機(jī)制，2013 年運(yùn)行以來的情況來看，儲(chǔ)能項(xiàng)目參與調(diào)頻市場(chǎng)收益最好，而僅賺 取充放電價(jià)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(jìng)爭(zhēng)力。2018 年典型的磷酸鐵鋰集裝箱式儲(chǔ)能項(xiàng)目的系統(tǒng)中標(biāo)單價(jià)在 1.9-2.3 元/Wh 之間，就電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目來看，系統(tǒng)造價(jià)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(chǔ)能的系統(tǒng)造價(jià)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)。
