新型儲能商業(yè)化應(yīng)用形勢探析

政策、市場、技術(shù)的合力，似乎在推動大規(guī)模新型儲能(相對于傳統(tǒng)抽水蓄能而言)走上“風(fēng)口”。

一邊是去年起儲能產(chǎn)業(yè)政策導(dǎo)向鼓舞士氣，一邊是儲能可嵌入電力系統(tǒng)電源、電網(wǎng)、負(fù)荷側(cè)全環(huán)節(jié)并為之增益，再一邊是技術(shù)成本迅速下降。

然而，從全球到國內(nèi)，儲能市場上傳統(tǒng)的抽水蓄能長期一枝獨大，新型儲能裝機(jī)的份額不過4%，商業(yè)化應(yīng)用程度普遍較低。未來一段時間，蓄勢已久的新型儲能商業(yè)應(yīng)用能否“遍地花開”，快速由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡，值得關(guān)注。

一、新型儲能體量尚小

目前，儲能技術(shù)主要分為機(jī)械儲能(如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等)、電磁儲能(如超導(dǎo)儲能、超級電容等)、電化學(xué)儲能(如鋰離子電池、鈉硫電池、鉛酸蓄電池、鎳鎘電池、鋅溴電池、全釩液流電池等)等三大類，還有儲熱、儲冷、儲氫等。

據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計，截至2017年底，全球已投運儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模為175.4吉瓦，年增長率3.9%，國內(nèi)為28.9吉瓦，年增長率18.9%。其中，累計裝機(jī)中抽水蓄能裝機(jī)占比最大，全球和國內(nèi)分別約為96%、99%;全球電化學(xué)儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模為2926.6兆瓦，國內(nèi)累計裝機(jī)規(guī)模為389.8兆瓦，年增長率均為45%。顯然，電化學(xué)儲能是新型儲能中的“佼佼者”，并增長快速。

不同儲能技術(shù)，在壽命、成本、效率、規(guī)模、安全等方面優(yōu)劣不同?？傮w上，機(jī)械儲能規(guī)模比較大，壽命長;電化學(xué)儲能發(fā)展快，規(guī)模相對小，響應(yīng)時間非?？欤瑧?yīng)用全面廣泛，安全性略遜。

在不同國家，不同技術(shù)發(fā)展程度有差異。美國的飛輪儲能總體上處于領(lǐng)先地位;在鈉硫電池上，日本絕對領(lǐng)先;我國在液流電池方面發(fā)展非?？?，處于領(lǐng)先地位;在不使用燃料、不使用儲氣洞穴的新型壓縮空氣儲能上，我國基本與國際同步。

目前，我國電化學(xué)儲能(文中的新型儲能一般指電化學(xué)儲能)已形成一定規(guī)模的示范或商業(yè)化應(yīng)用。其中，鋰離子電池的累計裝機(jī)占比最大，為58%，占比較大的還有鉛蓄電池和液流電池;10兆瓦級壓縮空氣儲能完成示范;我國投運的第一座熔鹽儲能光熱電站—中控德令哈10MW塔式熔鹽儲能光熱電站于2006年8月21日實現(xiàn)滿負(fù)荷并網(wǎng)發(fā)電，這是全世界第三座熔鹽儲能塔式光熱電站。

2018年，我國積極推進(jìn)已開工儲能項目建設(shè)。年內(nèi)計劃建成大連100MW/400MWh液流電池儲能調(diào)峰電站、遼寧綏中電廠24MW/12MWh火電機(jī)組聯(lián)合調(diào)頻儲能、大連30MW/120MWh網(wǎng)源友好型風(fēng)電場儲能、江蘇金壇壓縮空氣儲能等項目。研究推進(jìn)100MW壓縮空氣儲能電站和100MW鋰離子電池儲能電站等項目前期工作。由此亦可看出我國重點推進(jìn)的儲能技術(shù)類型。

二、逐漸成形的商業(yè)模式及應(yīng)用場景

儲能具有“源”“荷”雙重屬性，在電力領(lǐng)域基本應(yīng)用在可再生能源并網(wǎng)(專指儲能在集中式風(fēng)電場和光伏電站中的應(yīng)用)、輔助服務(wù)、電力輸配、分布式發(fā)電及微電網(wǎng)等領(lǐng)域。在不同國家，儲能的主流應(yīng)用不盡相同。在國內(nèi)實踐中，新型儲能的主要盈利模式單一，正借鑒西方國家經(jīng)驗探索多種商業(yè)化應(yīng)用模式，進(jìn)展快慢不一。

1、峰谷電價差套利

通過峰谷電價差，幫助用戶降低容量電費和電量電費，這是目前我國儲能最主要的盈利模式。電力大用戶每月固定地向電網(wǎng)企業(yè)交納容量電費，儲能系統(tǒng)可為用戶節(jié)約此項支出。降低電量電費是指，谷值電價時向儲能系統(tǒng)充電，峰值電價時用儲能系統(tǒng)存的電，節(jié)省用戶同等用電量的電費。各地區(qū)的峰谷電價差不同，以0.75～0.8元/千瓦時的峰谷價差計算，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，每天兩次充放，儲能電站項目靜態(tài)投資回收期在7~9年左右。

2、配套可再生能源項目建設(shè)集中式儲能電站

可再生能源發(fā)電具有間歇性、波動性等特點，儲能可以跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)，促進(jìn)可再生能源消納。此應(yīng)用場景對儲能的成本、壽命、規(guī)模、安全性的要求都很高。陜西定邊10兆瓦鋰電池儲能項目即是通過聯(lián)合當(dāng)?shù)?50萬千瓦光伏電站運行，吸納未并網(wǎng)電力，按照光伏上網(wǎng)電價上網(wǎng)，削峰填谷，促進(jìn)就地消納。

3、參與電力輔助服務(wù)收費

電力輔助服務(wù)包括一次調(diào)頻、自動發(fā)電控制(AGC)、調(diào)峰、無功調(diào)節(jié)、備用、黑啟動服務(wù)等，可維護(hù)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量。從全球來看，調(diào)頻是儲能的主要應(yīng)用。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)統(tǒng)計，2016年、2017年，兆瓦級儲能項目累計裝機(jī)中，調(diào)頻應(yīng)用占比分為41%、50%。某國內(nèi)企業(yè)在英國參與的儲能項目中，盈利構(gòu)成為調(diào)頻收入70%、調(diào)峰收入20%、容量費收入10%。

在國內(nèi)，該盈利模式要隨著電力輔助市場建設(shè)而形成。目前，南方電網(wǎng)區(qū)域已制定了輔助服務(wù)補(bǔ)償表，對并網(wǎng)發(fā)電機(jī)組提供的AGC服務(wù)實施補(bǔ)償;儲能電站根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計，對充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.05萬元/兆瓦時。

4、分布式儲能應(yīng)用

配合分布式能源建設(shè)，作為售電主體主要以賣電獲益。今年3月印發(fā)的《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見》，“鼓勵分布式儲能應(yīng)用”。

5、參與電力需求側(cè)響應(yīng)

直接接入電網(wǎng)，峰谷雙向調(diào)控，增加電網(wǎng)安全性穩(wěn)定性。這種應(yīng)用中的儲能電站并網(wǎng)條件較嚴(yán)。2018年1月，江蘇無錫新加坡工業(yè)園園區(qū)20MW儲能電站經(jīng)國家電網(wǎng)公司批準(zhǔn)，全容量并網(wǎng)運行。今年春節(jié)期間，該儲能電站參與電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)，在用電低谷期“填入”約9萬千瓦負(fù)荷，累計消納電量57.6萬千瓦時。此為全國大規(guī)模儲能電站首次參與電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)并收費。

三、新型儲能商業(yè)化應(yīng)用的機(jī)遇

1、政策與市場機(jī)制不斷完善

2017年被認(rèn)為中國儲能產(chǎn)業(yè)政策發(fā)布的元年。去年以來，國家和部分地方密集出臺一系列政策文件，給予儲能市場主體地位，構(gòu)建充分反映儲能價值的市場體制機(jī)制，將加快儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

其中，去年9月22日，國家發(fā)展改革委、國家能源局等五部門印發(fā)《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》。作為儲能產(chǎn)業(yè)第一個指導(dǎo)性政府文件，其提出了未來10年中國儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展目標(biāo)。國家能源局科技司有關(guān)負(fù)責(zé)人日前就此表示，指導(dǎo)意見的作用主要是“四個明確”，即明確鼓勵支持儲能發(fā)展的政策導(dǎo)向、儲能的主體身份、儲能的投資管理機(jī)制、儲能示范的任務(wù)。

之后，南方能源監(jiān)管局、山西能源監(jiān)管辦等就電化學(xué)儲能參與電力市場輔助服務(wù)制定實施細(xì)則，明晰了儲能輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。2017年底，南方區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場已正式啟動模擬運行。2018年會有更多的省份陸續(xù)出臺相關(guān)儲能參與輔助服務(wù)的政策。2018年底前，我國8個地區(qū)第一批電力現(xiàn)貨試點試運行，在實時的現(xiàn)貨市場，儲能電價更加靈活，利于提升收益率。隨著售電側(cè)放開和市場化交易放寬，儲能有條件與分布式發(fā)電結(jié)合，形成售電主體。

2、技術(shù)成本有望快速下降

綜合業(yè)內(nèi)人士的多種計算，近幾年，電化學(xué)儲能技術(shù)成本每年下降8%~20%。當(dāng)前，電池、人工組裝成本累計下來，部分儲能項目的成本已下降到每千瓦時2000元以下，甚至到1400元左右;100兆瓦級壓縮空氣儲能示范項目2021年投運后，項目成本有望降到5000元/千瓦，相當(dāng)于每千瓦時1200元。隨著新型儲能技術(shù)發(fā)展及示范項目推廣，成本下降趨勢有望延續(xù)。

按照我國《關(guān)于提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的指導(dǎo)意見》，要加快新型儲能技術(shù)研發(fā)創(chuàng)新，提高新型儲能系統(tǒng)的轉(zhuǎn)換效率和使用壽命。根據(jù)《能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃(2016—2030年)》，到2020年示范推廣10MW/100MWh超臨界壓縮空氣儲能系統(tǒng)、1MW/1000MJ飛輪儲能陣列機(jī)組、100MW級全釩液流電池儲能系統(tǒng)、10MW級鈉硫電池儲能系統(tǒng)和100MW級鋰離子電池儲能系統(tǒng)等一批趨于成熟的儲能技術(shù)。

3、市場需求廣闊

儲能可增強(qiáng)電力系統(tǒng)靈活性、適應(yīng)性。隨著能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展，大規(guī)模集中式可再生能源、分布式發(fā)電及微電網(wǎng)發(fā)電、調(diào)頻輔助服務(wù)等對儲能均需求巨大。

同時，隨著電動汽車的應(yīng)用普及和動力電池的大規(guī)模退役，退役電池儲能市場的興起會加速。目前新電池成本比較高，這是限制儲能大規(guī)模推廣應(yīng)用的重要原因;而梯次利用能降低儲能的工程造價，還比較環(huán)保，有良好的經(jīng)濟(jì)社會價值。

此外，隨著新一輪電力體制改革的深入推進(jìn)，電力輔助服務(wù)市場、電力現(xiàn)貨市場逐步發(fā)揮作用，電力市場化交易范圍擴(kuò)大，儲能項目價值得到充分反映，其盈利性增加，將進(jìn)一步增加社會資本的投資積極性，形成良好循環(huán)。

四、新型儲能商業(yè)化應(yīng)用面臨的挑戰(zhàn)

長期以來，全球范圍內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展滯后，自然有其原因。經(jīng)過多年發(fā)展，有些制約作用力變小，甚至消除，有些制約仍然存在，新的挑戰(zhàn)也在產(chǎn)生。總體上，我國儲能產(chǎn)業(yè)由研發(fā)示范階段向商業(yè)化初期過渡的道路上面臨多種不確定性和挑戰(zhàn)。

1、技術(shù)性能上存在不同程度的局限性

盡管儲能成本快速下降，即使商業(yè)化應(yīng)用較好的電化學(xué)儲能，“十三五”期間的示范項目規(guī)模也不過100兆瓦級，鋰離子、鉛蓄、鈉硫等不同電池技術(shù)在壽命、成本、能量密度和安全等指標(biāo)上難以同步提升，存在不同的短板，已發(fā)生的多起電動汽車電池起火事故凸顯了電化學(xué)儲能的安全性問題。

2、間接效益較難補(bǔ)償

如同抽水蓄能，新型儲能對電力系統(tǒng)的電量貢獻(xiàn)容易跟蹤量化，而其對電能質(zhì)量和電網(wǎng)運行效益的提升是間接的，相應(yīng)價值難以直接量化，難以反映到電價中。同時，電力現(xiàn)貨市場、電力輔助服務(wù)市場的建立和完善尚需時日，能否有效發(fā)揮預(yù)期作用，也還要經(jīng)實踐檢驗。

3、盈利模式存在不確定性

在我國，居民實行階梯電價，各地方工商業(yè)峰谷電價差存在不確定性，影響儲能峰谷價差套利模式的盈利預(yù)期。再者，當(dāng)儲能參與輔助服務(wù)市場接受AGC調(diào)度令后，需要響應(yīng)進(jìn)行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利方式來獲得儲能電站的收益，增加了輔助服務(wù)的收益是否比峰谷差價套利的收益多有待比較。此外，參與輔助服務(wù)的儲能項目規(guī)模等資質(zhì)要求有待明確。

4、產(chǎn)業(yè)發(fā)展存在融資壓力

高額的可再生能源補(bǔ)貼已讓國家財政捉襟見肘，短時間內(nèi)難以拿出財政資金補(bǔ)貼儲能產(chǎn)業(yè)，《關(guān)于促進(jìn)我國儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》沒有涉及補(bǔ)貼問題。另外，儲能企業(yè)目前在貸款、稅收政策上未享受特別傾斜和優(yōu)惠，“儲能融資難”的行業(yè)呼聲頗高。