前言：目前用戶側儲能最廣泛應用的一種商業(yè)模式，這種模式的利潤來源主要有兩個：利用峰谷價差實現(xiàn)套利和電費管理。江蘇、北京、廣東成為2017年國內儲能項目規(guī)劃建設投運最熱地區(qū)，這些地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，工商業(yè)園區(qū)多，用電負荷大，用戶側峰谷電價差較大，擁有較大的套利空間。此外在“投資+運營”等模式下，這些已經(jīng)做成的項目也多由儲能企業(yè)自己持有，使用儲能裝置的企業(yè)只需付出服務費用而不必承擔風險。
而在可再生能源并網(wǎng)領域，儲能收益主要還是依靠限電時段的棄電量存儲。在一些老光伏電站，比如西藏和青海開展的項目已經(jīng)開展利用老電站比較高的上網(wǎng)電價做棄電存儲，確實具有一定的價值，但投入成本壓力下，回收期較長。此外，在提高跟蹤計劃出力、改善電力輸出質量以及環(huán)境效益等補償機制還有待建立。
輔助服務收益目前比較理想，投資期基本上在5年以內。在山西省優(yōu)惠的政策下，火電聯(lián)合調頻項目在這里落地較多?？脐戨娮幼畲蟮恼{頻項目回收期不到三年，實際投資不到3000萬，每天收入平均在8、9萬元。調頻市場空間可觀，按2020年燃煤機組11億千瓦，儲能聯(lián)營提供調頻服務市場規(guī)模按0.1%保守測算，可達到1.1GW;印度中央電力監(jiān)管委員會(CERC)正在制定引進輔助服務市場的政策框架，要求2-3%的發(fā)電容量用于調頻，印度的總裝機量已經(jīng)超過210GW，帶來4-5GW的調頻市場潛力，以此測算，我國1500GW總裝機對應調頻市場最高可達36GW。
一、當前電化學儲能盈利模式分析
二、分布式光伏增長強勁，國外光儲用戶側已實現(xiàn)平價
國內分布式市場爆發(fā)。從政策上來看，分布式光伏市場是側重點。國家能源局2016年底發(fā)布了《太陽能發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，規(guī)劃中明確指出到2020年光伏發(fā)電裝機容量達到105GW以上，其中分布式光伏60GW以上。
從今年的裝機分布來看，前三季度新增42GW中，其中分布式裝機15GW，同比增長了300%。分布式占比也從10%擴大到37.5%，分布式市場規(guī)模快速擴大，電站建設的地區(qū)也從原來西北部快速遷移到中東部。
分布式與儲能互為推動力。分布式光伏存在的重要問題在于并網(wǎng)的不穩(wěn)定性，除了可以存儲電能外，儲能還可以調節(jié)分布式光伏并網(wǎng)時的功率波動，增強光伏發(fā)電的穩(wěn)定性。儲能的發(fā)展將為分布式光伏的提供更好的發(fā)展環(huán)境。
加了儲能的光伏系統(tǒng)，自發(fā)自用率更高。“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”并網(wǎng)模式的收益計算涉及到三個部分：國家補貼、節(jié)省的電費和上網(wǎng)收益。而用電的電費是要比上網(wǎng)收益(賣給電網(wǎng)的電費)要高的，因此自用電越多，收益就越高。
目前用戶的光伏系統(tǒng)的自發(fā)自用部分都相對較低，有的還不到30%，而光伏+儲能的結合會大大提高自發(fā)自用比率，從而提高用戶的收益。對比光伏系統(tǒng)與光伏+儲能系統(tǒng)的收益情況，以常見的10KW戶用系統(tǒng)為例，平均每天發(fā)電40度，假設用戶白天自用電為10度，其余30度買給電網(wǎng)，(自用率10/40=25%)加裝儲能設備后，10度自用，20度電存入蓄電池晚上使用(自用率10+20/40=75%),以廣東地區(qū)電價為例，自用電價0.65元，上網(wǎng)電價0.35元。
可以看到75%的自用率比25%的自用率一年收益多1100塊錢，自用比率更高，收益還會更多。
當前，伴隨著儲能的成本逐步下降，國外已經(jīng)實現(xiàn)光儲在用戶側的平價上網(wǎng)，以德國為例，在戶用儲能方面，2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統(tǒng)，到2017年其戶用儲能系統(tǒng)安裝量為52000套，預計短期內，在大幅降低的儲能系統(tǒng)成本、逐年下降的分布式光伏上網(wǎng)電價、高額零售電價、高比例可再生能源發(fā)電、德國復興銀行戶用儲能補貼等因素推動下，戶用儲能市場容量將持續(xù)攀升。隨著我國戶用光伏市場的爆發(fā)及電價改革的推進，國內戶用儲能將緊隨其后。
技術進步背景下的規(guī)模發(fā)展，是新能源成本下降的核心邏輯。以光伏為例，2008年至今，光伏度電成本下降80%以上(當前下降的趨勢仍在持續(xù))，而儲能同樣適用。盡管在成本約束下，當前我國的鋰電儲能市場處在從示范項目向商業(yè)化初期過渡階段。隨著《儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導意見》的落地，儲能發(fā)展路徑與應用前景得以明確，在我國電力體制改革深入實施背景下，儲能的準入機制、結算模式的將進一步得到規(guī)范(例如調頻市場定價機制)。隨著儲能技術進步與成本下降，“儲能+”應用領域打開，儲能商業(yè)化有望提前進入爆發(fā)期。
成本方面，以4小時容量的儲能系統(tǒng)為基準，2007年，大規(guī)模鋰電池儲能系統(tǒng)的成本大約是每千瓦時8000~10000元;到2017年，該成本已經(jīng)下降到每千瓦時1800~2000元。預計未來3年左右，鋰電池儲能系統(tǒng)的成本預計將降低到每千瓦時1500元。
三、鋰電成本下降疊加動力電池梯次利用，儲能經(jīng)濟性漸顯
以5年/8萬公里的質保計算，2009年到2012年推廣的車輛或行駛里程較長車輛的動力電池，已經(jīng)需要更換或維修。中國首批動力電池將會在2018年前后出現(xiàn)大規(guī)模退役，隨著新能源汽車產(chǎn)銷量的猛增，動力鋰電池的“報廢潮”很快來臨。據(jù)中汽研預測，到2020年，中國電動汽車動力電池累計報廢量將達到17萬噸。
而儲能行業(yè)的發(fā)展，為動力電池退役、梯次利用提供了新出路，《關于促進我國儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》中就提出要“完善動力電池全生命周期監(jiān)管，開展對淘汰動力電池進行儲能梯次利用研究”。2017年初，國務院辦公廳印發(fā)《生產(chǎn)者責任延伸制度推行方案》，《方案》指出，電動汽車及動力電池生產(chǎn)企業(yè)應負責建立廢舊回收網(wǎng)絡;此后，一系列國標如《車用電池回收利用拆解規(guī)范》、《車用電池回收利用余能檢測》發(fā)布，逐漸構建動力電池回收利用標準。
2017年以來，新能源汽車企業(yè)、儲能系統(tǒng)集成企業(yè)、動力電池企業(yè)、PACK和BMS企業(yè)、電池回收企業(yè)等產(chǎn)業(yè)鏈的各個參與方紛紛加緊布局梯次利用儲能市場。工商業(yè)園區(qū)MW級梯次利用示范項目投運、鐵塔公司發(fā)布退役動力電池招標計劃等一系列動態(tài)激發(fā)了梯次利用儲能市場的熱度。
動力電池的梯次利用面臨最大的問題依然在于成本。其主要的原因在于梯次利用技術現(xiàn)階段尚不成熟，從而導致在退役動力電池的拆解、可用模塊的檢測、挑選、重組等方面的成本較高。以一個3MW*3h的儲能系統(tǒng)為例，在考慮投資成本、運營費用、充電成本、財務費用等因素之后，如采用梯次利用的動力電池作為儲能系統(tǒng)電池則系統(tǒng)的全生命周期成本在1.29元/kWh。而采用新生產(chǎn)的鋰電池作為儲能系統(tǒng)的電池，則系統(tǒng)的全生命周期成本在0.71元/kWh。由此可見，梯次利用動力電池成本明顯高于新電池。而若政府對梯次電池儲能系統(tǒng)進行1200元/kWh進行補貼，則系統(tǒng)的全生命周期成本將降至0.70元/kWh。
發(fā)展電動車的初衷即綠色減排，要真正實現(xiàn)必將要依托可再生能源供電。未來電動車將成為一個移動儲能點，也是一個移動微電源，通過儲能與可再生能源有效結合。儲能是解決可再生能源間歇性的根本途徑，可再生能源、儲能和電動車三者是相輔相成的關系。
未來的電動車因其數(shù)量龐大，總體有強大的儲電容量，足以保障可再生能源的充分發(fā)展。除動力電池梯次利用的逐步推廣，V2G、有序充電的技術都會使儲能的經(jīng)濟性漸顯。經(jīng)測算，當鋰電池單體價格低于1元/kwh時，電動車的全生命周期成本低于燃油車，而隨著油價的上升，可再生能源和儲能的成本不斷降低，新能源和新能源汽車的融合將加速到來，市場也將以強大的力量推動這場汽車革命和能源革命，實現(xiàn)綠色出行、綠色生活。
