储能市场前瞻：未来集中在调峰谷电价、新能源并网、电力辅助服务三大领域

随着光电等新能源发电在电力体系的占比逐渐攀升，电费改革的推进，储能技术的运用需求逐渐增强。在峰谷电价套利，新能源并网以及电力辅助的三大主要领域，潜在市场规模广阔，具备较大的潜在投资价值。

一、基本概要

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。

储能技术的关注点往往包括：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。

但如果考虑到发展前景，电化学储能技术在适用性、效率、寿命、 充放电、重量和便携式方面更具优势。近几年的发展势头已然证明了这一点。

二、突飞猛进的电化学储能行业

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，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的年增长率达到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。

电化学储能所涉及环节如下图所示：

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，2017年无论是全球市场还是中国市场，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。

如上图所示，从各场景的运用而言，国内份额主要被锂离子电池和铅蓄电池占据，2016、2017年新增电化学储能几乎全部采用锂离子电池和铅蓄电池，其中2017年两者占比分别达到 51%、49%。其中出于安全性及使用寿命的考量，锂离子电池以磷酸铁锂为主。因为经济性的考量，目前新增分布式发电中选择铅蓄电池储能较多，锂离子电池则垄断辅助服务市场。由于锂电池具有能量密度高、功率密度大以及体积/重量小、环境友好等优势，新增装机基本采用了锂电池技术，技术路线已基本成型 。

三、电化学储能的运用方向

储能发挥的作用如图所示，运用比较活跃的领域包括用户侧、可再生能源并网以及辅助服务三大板块。

1. 用户侧：峰谷电价套利成为现实，用电大省最具吸引力

我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电。储能用于此的意义在于，用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。根据国家电网数据，全国用电大省峰谷价差分布于 0.4~0.9 元/kWh，而对于江苏和广东两个用电量全国前二的省份，其峰谷价差高于 0.8 元/kWh，为用户侧利用储能来套利峰谷价差提供了可观空间。

从技术路线而言，以广东省(峰谷价差0.86元/kwh)为例，如表所示:

利用铅蓄电池套利静态投资回收期不足 5 年，已经具有商业化可行性。根据 CNESA 的统计，2017 年用户侧领域新增电化学储能项目中铅蓄电池所占比重最大，为77%，剩余为锂电池。也说明出于成本考虑，现在企业更倾向于安装经济效益更佳的铅蓄电池。但从发展趋势而言，锂离子电池在技术指标上天然具备优势，且从最近几年而言，成本下降可观。根据国家发布的《节能与新能源汽车技术路线图》，相较于2010年，平均成本下降80%;到2020年锂电系统成本将降至 1 元/Wh 以下，届时投资回收期有望缩短至 3.9 年，取代铅炭电池将成为可能。

2. 可再生能源并网：分布式光伏与储能结合有望成为全新增长点

分布式光伏发电具有靠近用户侧、建设规模灵活、安装简单、适用范围广的特点，是光伏发电重要的应用形式。自 2016 年起，随着燃煤发电上网价格下调、光伏发电标杆电价下调，政策逐步向分布式光伏发电倾斜，分布式光伏电站迎来春天。2016、2017 年分布式光伏发电连续两年呈现爆发式增长，其中 2017 年全年新增装机 1944 万千瓦，同比增加 358%。

目前分布式光伏电价分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种模式，两者结算电价分别为：

自发自用部分电价=用户电价+国家补贴+地方补贴;

余电上网部分电价=当地脱硫煤上网电价+国家补贴+地方补贴;

全额上网电价=光伏标杆电价(分一、二、三类资源区)。

在“自发自用、余电上网”模式下，由于用户电价高于当地脱硫煤上网电价(以北京为例，脱硫煤上网电价约 0.35 元/度，用户电价约 0.77 元/度)，可以看出用户自发自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前国家对余电上网补贴额度基本与全额上网电价相当，因此从经济效益角度，采用“自发自用、余电上网”模式并尽可能提高自发自用电量对用户更有吸引力。

然而由于光伏发电高峰期与用户用电高峰期存在时间上的错位，目前用户自用率都相对较低，部分不足30%。引入储能系统的意义就在于此，居民用户通过白天光伏发电高峰期储能，夜晚高峰期用电，可以提升光伏自用率，进而提升用户收益。随着储能成本的下降，预计未来储能在分布式光伏领域渗透率将稳步提升。

目前值得参考的包括德国、日本、美国等，伴随着储能成本的下降，已经实现光储在用户侧的平价上网。我们相信随着光伏市场的成本降低(根据国网能源研究院发布报告，2008年至今平均成本下降80%)及电价改革的推进，国内居民用户储能将迎来爆发式的增长。

3. 辅助服务：火电储能联合调频市场开始发展

电力市场辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。其主要内容包括： 一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动等。

之所以是火电与储能技术合作，主要原因在于我国电源结构仍以火电为主。根据中电联发布数据，2017 年火电发电量4.61 万亿千瓦时，占总发电量比重 71%;总装机量11.06 亿千瓦，占总装机量比重为 62%，预计火电中长期仍将是电力供应主力。但随着新能源发电占比的不断提升，为接纳新能源发电入网，对电力系统调峰、调频等辅助服务能力要求将不断提升。由于国内的电力结构，火电厂在未来将主要承担辅助服务功能。

问题点在于目前火电应用于辅助服务仍面临技术端、成本端的压力。从技术端来看，火电机组响应时滞长，不适合参与更短周期调频，一次调频机组受蓄热制约而存在调频量明显不足，参与二次调频机组爬坡速率跟不上 AGC 指令，一、二次调频协联配合也尚需加强。从成本端来看，一方面火电机组频繁变动功率将加大排放物排放量控制难度，火电厂出于环保压力将被迫采用更优质燃煤增加成本，低负荷工作状态下单位煤耗也更高;另一方面频繁调频将降低火电机组使用率，将加速设备磨损，增加维修成本，目前辅助服务成本已经成为火力发电成本重要组成部分。

根据清华大学电机系刘红卫的论文《电池储能系统与火电机组联合调频的性能及经济性分析》显示，电池储能系统所具备的自动化程度高、增减负荷灵活、对负荷随机和瞬间变化可作出快速反应等优点，能保证电网稳定，起到很好调频作用。因此，可以设想的方式是火电储能共同参与 AGC 调频，通过储能跟踪 AGC 调度指令，实现快速折返、精确输出以及瞬间调节，弥补发电机组的响应偏差，改善调节性能。

据测算，电池储能系统单位时间内功率提升速度是火电燃煤机组的 3 倍以上，即调频能力相当于 3 倍于功率火电机组。一般调频功率配套需求 2~3%，国内现有火电装机量 11 亿千瓦，若按照 3%配套，将产生 33GW 储能电池需求，目前1GW锂电池储能电站的投资成本将近在15亿元以上，建成后年产值将达到10亿元，保守估计市场规模将在百亿元以上。

四、总结和展望

1. 电化学储能发展迅速，前景可观

从全球和国内角度而言，电化学储能技术近几年都呈现出较为可观的发展趋势，在适用性、效率、寿命、 充放电等参数上相比于其他方式具备独特的优势。在技术路线上，目前出于成本的考虑，铅蓄类电池占据主要地位，然而无论是从技术参数特点，以及最近几年成本下降的趋势而言，锂电池全面取代的可能性日益增强。

2.运用领域前景广阔，核心盈利模式有待扩充

在运用领域中，以用户侧、可再生能源并网以及辅助服务三大板块最为活跃。通过对相关上市公司的调查，包括南都电源、阳光电源等企业，目前较为成熟的商业盈利模式仍然以削峰填谷的电价套利模式为主，此类模式的弱点在于受制于价差，市场集中在用电大省，广东、江苏一带，竞争激烈。在运营上，项目由企业自持，使用方支付服务费，前期投资压力大，回报周期受制于当地价差，一般而言，回本周期在3年以上，设施使用时间可达15-20年之间，理论上而言，具有较好的回报前景。

对于可再生能源并网，尤其是光电储能领域，我们看好其在家用领域销售的潜力，速度取决于民用光伏发电成本的下降速率。在可见的未来，当光伏发电的成本下降到与国家主流发电方式相当时(目前光电0.7元/度，主流的火力发电成本0.35元/度)，对于居民而言，目前将多余电量按电力成本价销售给国家电网的方式将得到改变。储能设备提供商建立自身的电力网络，收购多余电力进行销售将成为可能。对于便携式发电领域，甚至是国家电网都将形成一定的挑战。

来源:上品投资