一、基本概要
從廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質(zhì)或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉(zhuǎn)換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環(huán)過程。儲能技術(shù)按照儲存介質(zhì)進行分類，可以分為機械類儲能、電氣類儲能、電化學類儲能、熱儲能和化學類儲能。
儲能技術(shù)的關注點往往包括：能量密度 、功率密度、充放電效率、設備壽命 (年)或充放電次數(shù)、技術(shù)成熟度、經(jīng)濟因素 (投資成本、運行和維護費用)、安全和環(huán)境方面等。
對比各種儲能技術(shù)，當前成熟度和優(yōu)越性最高的要屬抽水蓄能，占比最高。據(jù)CNESA 統(tǒng)計，截至2017年底全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為175.4GW，年增長率3.9%;國內(nèi)為28.9GW，年增長率18.9%。其中，累計裝機中抽水蓄能裝機占比最大，全球和國內(nèi)分別為96、99。使用功率大、放電時間長、平準化成本低廉的特點使其在發(fā)電側(cè)占據(jù)優(yōu)勢。不過，抽蓄電站限制也很明顯：廠址的選擇依賴地理條件(特別是需要上下水庫)、與負荷中心通常較遠、耗資大且工期漫長。
但如果考慮到發(fā)展前景，電化學儲能技術(shù)在適用性、效率、壽命、 充放電、重量和便攜式方面更具優(yōu)勢。近幾年的發(fā)展勢頭已然證明了這一點。
二、突飛猛進的電化學儲能行業(yè)
據(jù)CNESA統(tǒng)計，2000-2017年全球電化學儲能的累計投運規(guī)模為2.6GW，容量為4.1GWh，年增長率分別為30%和52% ;2017年新增裝機規(guī)模為0.6GW，容量為1.4GWh，全年已有超過130個項目投運。2016-2017年全球規(guī)劃和在建項目的規(guī)模達到4.7GW，越來越多的項目有望在近一兩年投運;同時，儲能呈現(xiàn)全球化應用趨勢，2017年則有來自北美洲、南美洲、非洲、歐洲、大洋洲和亞洲在內(nèi)的近30個國家都投運了儲能項目。
我國電化學儲能項目的年增長率達到45%，超過全球增速。在2016-2017年期間，我國規(guī)劃和在建的項目規(guī)模近1.6GW，占全球規(guī)劃和在建規(guī)模的34%，有望在未來幾年引領產(chǎn)業(yè)發(fā)展。
電化學儲能所涉及環(huán)節(jié)如下圖所示：
發(fā)電側(cè)：儲能系統(tǒng)可以參與快速響應調(diào)頻服務，提高電網(wǎng)備用容量，并且可將如風能、太陽能等可再生能源向終端用戶提供持續(xù)供電，揚長避短地利用了可再生能源清潔發(fā)電的優(yōu)點，也有效地克服了其波動性、間歇性等缺點;
輸配環(huán)節(jié)：儲能系統(tǒng)可以有效地提高輸電系統(tǒng)的可靠性，提高電能的質(zhì)量;
用戶側(cè)：分布式儲能系統(tǒng)在智能微電網(wǎng)能源管理系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制下優(yōu)化用電，降低用電費用，并且保持電能的高質(zhì)量。
從應用分布來看，2017年無論是全球市場還是中國市場，主要在集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務以及用戶側(cè)領域中的應用比較活躍。
如上圖所示，從各場景的運用而言，國內(nèi)份額主要被鋰離子電池和鉛蓄電池占據(jù)，2016、2017年新增電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池，其中2017年兩者占比分別達到 51%、49%。其中出于安全性及使用壽命的考量，鋰離子電池以磷酸鐵鋰為主。因為經(jīng)濟性的考量，目前新增分布式發(fā)電中選擇鉛蓄電池儲能較多，鋰離子電池則壟斷輔助服務市場。由于鋰電池具有能量密度高、功率密度大以及體積/重量小、環(huán)境友好等優(yōu)勢，新增裝機基本采用了鋰電池技術(shù)，技術(shù)路線已基本成型 。
三、電化學儲能的運用方向
儲能發(fā)揮的作用如圖所示，運用比較活躍的領域包括用戶側(cè)、可再生能源并網(wǎng)以及輔助服務三大板塊。
1. 用戶側(cè)：峰谷電價套利成為現(xiàn)實，用電大省最具吸引力
我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電。儲能用于此的意義在于，用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現(xiàn)峰谷電價套利。根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，全國用電大省峰谷價差分布于 0.4——0.9 元/kWh，而對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于 0.8 元/kWh，為用戶側(cè)利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
從技術(shù)路線而言，以廣東省(峰谷價差0.86元/kwh)為例，如表所示:
利用鉛蓄電池套利靜態(tài)投資回收期不足 5 年，已經(jīng)具有商業(yè)化可行性。根據(jù) CNESA 的統(tǒng)計，2017 年用戶側(cè)領域新增電化學儲能項目中鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池。也說明出于成本考慮，現(xiàn)在企業(yè)更傾向于安裝經(jīng)濟效益更佳的鉛蓄電池。但從發(fā)展趨勢而言，鋰離子電池在技術(shù)指標上天然具備優(yōu)勢，且從最近幾年而言，成本下降可觀。根據(jù)國家發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》，相較于2010年，平均成本下降80%;到2020年鋰電系統(tǒng)成本將降至 1 元/Wh 以下，屆時投資回收期有望縮短至 3.9 年，取代鉛炭電池將成為可能。
2. 可再生能源并網(wǎng)：分布式光伏與儲能結(jié)合有望成為全新增長點
分布式光伏發(fā)電具有靠近用戶側(cè)、建設規(guī)模靈活、安裝簡單、適用范圍廣的特點，是光伏發(fā)電重要的應用形式。自 2016 年起，隨著燃煤發(fā)電上網(wǎng)價格下調(diào)、光伏發(fā)電標桿電價下調(diào)，政策逐步向分布式光伏發(fā)電傾斜，分布式光伏電站迎來春天。2016、2017 年分布式光伏發(fā)電連續(xù)兩年呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，其中 2017 年全年新增裝機 1944 萬千瓦，同比增加 358%。
目前分布式光伏電價分為“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”和“全額上網(wǎng)”兩種模式，兩者結(jié)算電價分別為：
自發(fā)自用部分電價=用戶電價+國家補貼+地方補貼;
余電上網(wǎng)部分電價=當?shù)孛摿蛎荷暇W(wǎng)電價+國家補貼+地方補貼;
全額上網(wǎng)電價=光伏標桿電價(分一、二、三類資源區(qū))。
在“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式下，由于用戶電價高于當?shù)孛摿蛎荷暇W(wǎng)電價(以北京為例，脫硫煤上網(wǎng)電價約 0.35 元/度，用戶電價約 0.77 元/度)，可以看出用戶自發(fā)自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前國家對余電上網(wǎng)補貼額度基本與全額上網(wǎng)電價相當，因此從經(jīng)濟效益角度，采用“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式并盡可能提高自發(fā)自用電量對用戶更有吸引力。
然而由于光伏發(fā)電高峰期與用戶用電高峰期存在時間上的錯位，目前用戶自用率都相對較低，部分不足30%。引入儲能系統(tǒng)的意義就在于此，居民用戶通過白天光伏發(fā)電高峰期儲能，夜晚高峰期用電，可以提升光伏自用率，進而提升用戶收益。隨著儲能成本的下降，預計未來儲能在分布式光伏領域滲透率將穩(wěn)步提升。
目前值得參考的包括德國、日本、美國等，伴隨著儲能成本的下降，已經(jīng)實現(xiàn)光儲在用戶側(cè)的平價上網(wǎng)。我們相信隨著光伏市場的成本降低(根據(jù)國網(wǎng)能源研究院發(fā)布報告，2008年至今平均成本下降80%)及電價改革的推進，國內(nèi)居民用戶儲能將迎來爆發(fā)式的增長。
3. 輔助服務：火電儲能聯(lián)合調(diào)頻市場開始發(fā)展
電力市場輔助服務是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務。其主要內(nèi)容包括： 一次調(diào)頻、自動發(fā)電控制(AGC)、調(diào)峰、無功調(diào)節(jié)、備用、黑啟動等。
之所以是火電與儲能技術(shù)合作，主要原因在于我國電源結(jié)構(gòu)仍以火電為主。根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布數(shù)據(jù)，2017 年火電發(fā)電量4.61 萬億千瓦時，占總發(fā)電量比重 71%;總裝機量11.06 億千瓦，占總裝機量比重為 62%，預計火電中長期仍將是電力供應主力。但隨著新能源發(fā)電占比的不斷提升，為接納新能源發(fā)電入網(wǎng)，對電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務能力要求將不斷提升。由于國內(nèi)的電力結(jié)構(gòu)，火電廠在未來將主要承擔輔助服務功能。
問題點在于目前火電應用于輔助服務仍面臨技術(shù)端、成本端的壓力。從技術(shù)端來看，火電機組響應時滯長，不適合參與更短周期調(diào)頻，一次調(diào)頻機組受蓄熱制約而存在調(diào)頻量明顯不足，參與二次調(diào)頻機組爬坡速率跟不上 AGC 指令，一、二次調(diào)頻協(xié)聯(lián)配合也尚需加強。從成本端來看，一方面火電機組頻繁變動功率將加大排放物排放量控制難度，火電廠出于環(huán)保壓力將被迫采用更優(yōu)質(zhì)燃煤增加成本，低負荷工作狀態(tài)下單位煤耗也更高;另一方面頻繁調(diào)頻將降低火電機組使用率，將加速設備磨損，增加維修成本，目前輔助服務成本已經(jīng)成為火力發(fā)電成本重要組成部分。
根據(jù)清華大學電機系劉紅衛(wèi)的論文《電池儲能系統(tǒng)與火電機組聯(lián)合調(diào)頻的性能及經(jīng)濟性分析》顯示，電池儲能系統(tǒng)所具備的自動化程度高、增減負荷靈活、對負荷隨機和瞬間變化可作出快速反應等優(yōu)點，能保證電網(wǎng)穩(wěn)定，起到很好調(diào)頻作用。因此，可以設想的方式是火電儲能共同參與 AGC 調(diào)頻，通過儲能跟蹤 AGC 調(diào)度指令，實現(xiàn)快速折返、精確輸出以及瞬間調(diào)節(jié)，彌補發(fā)電機組的響應偏差，改善調(diào)節(jié)性能。
據(jù)測算，電池儲能系統(tǒng)單位時間內(nèi)功率提升速度是火電燃煤機組的 3 倍以上，即調(diào)頻能力相當于 3 倍于功率火電機組。一般調(diào)頻功率配套需求 2——3%，國內(nèi)現(xiàn)有火電裝機量 11 億千瓦，若按照 3%配套，將產(chǎn)生 33GW 儲能電池需求，目前1GW鋰電池儲能電站的投資成本將近在15億元以上，建成后年產(chǎn)值將達到10億元，保守估計市場規(guī)模將在百億元以上。
四、總結(jié)和展望
1. 電化學儲能發(fā)展迅速，前景可觀
從全球和國內(nèi)角度而言，電化學儲能技術(shù)近幾年都呈現(xiàn)出較為可觀的發(fā)展趨勢，在適用性、效率、壽命、 充放電等參數(shù)上相比于其他方式具備獨特的優(yōu)勢。在技術(shù)路線上，目前出于成本的考慮，鉛蓄類電池占據(jù)主要地位，然而無論是從技術(shù)參數(shù)特點，以及最近幾年成本下降的趨勢而言，鋰電池全面取代的可能性日益增強。
2.運用領域前景廣闊，核心盈利模式有待擴充
在運用領域中，以用戶側(cè)、可再生能源并網(wǎng)以及輔助服務三大板塊最為活躍。通過對相關上市公司的調(diào)查，包括南都電源、陽光電源等企業(yè)，目前較為成熟的商業(yè)盈利模式仍然以削峰填谷的電價套利模式為主，此類模式的弱點在于受制于價差，市場集中在用電大省，廣東、江蘇一帶，競爭激烈。在運營上，項目由企業(yè)自持，使用方支付服務費，前期投資壓力大，回報周期受制于當?shù)貎r差，一般而言，回本周期在3年以上，設施使用時間可達15-20年之間，理論上而言，具有較好的回報前景。
對于可再生能源并網(wǎng)，尤其是光電儲能領域，我們看好其在家用領域銷售的潛力，速度取決于民用光伏發(fā)電成本的下降速率。在可見的未來，當光伏發(fā)電的成本下降到與國家主流發(fā)電方式相當時(目前光電0.7元/度，主流的火力發(fā)電成本0.35元/度)，對于居民而言，目前將多余電量按電力成本價銷售給國家電網(wǎng)的方式將得到改變。儲能設備提供商建立自身的電力網(wǎng)絡，收購多余電力進行銷售將成為可能。對于便攜式發(fā)電領域，甚至是國家電網(wǎng)都將形成一定的挑戰(zhàn)。
對于輔助業(yè)務，我們看好其后續(xù)增長的潛力，然而在當前情況下，市場規(guī)模仍然有限，真正獲得大幅度增長的時間完全取決于新能源發(fā)電量的增長速率以上是較為具備可行性的領域，我們在看到其發(fā)展?jié)摿Φ耐瑫r，我們也需要看到這三大應用領域，對于資金和企業(yè)抗風險能力的要求極高，基本都以企業(yè)自建相應設施，(項目規(guī)模基本在兆瓦級以上，一次性投入基本在千萬級別)，收取運營費用的模式賺取收益回報。在當下商業(yè)模式改變可能較小的情況下，前期投入巨大，回本周期3年以上，受制于電價波動的風險將會長期存在，投資者需引起必要的警惕。
