儲能技術可實現(xiàn)發(fā)用電時間解耦，打破電力實時供需平衡約束，使電能更趨同于一般商品，拓展電力交易的自由度和靈活度，是能源物聯(lián)網的重要支撐。在各類儲能技術中，電化學儲能安裝靈活、地理條件約束小、成本下降速度快，在全球范圍已進入商業(yè)化推廣階段。

在澳大利亞，光伏儲能平準化發(fā)電成本已開始能夠與燃氣調峰機組競爭；美國西南部光伏儲能項目的可調度發(fā)電平準化成本在2022年達到50美元/兆瓦時，屆時低于天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電成本；加州公共事業(yè)委員會（CPUC）也于2018年1月批準公共事業(yè)公司太平洋天然氣和電氣（PG&E）建設567.5兆瓦/2.27吉瓦時儲能，替代現(xiàn)有三個燃氣調峰電站。我國2018年新增電化學儲能應用裝機規(guī)模近700兆瓦，位居世界前三，儲能也已廣泛應用于電力系統(tǒng)調頻、需求側電價管理、可再生能源消納等場合。

儲能商業(yè)化應用現(xiàn)狀

目前我國儲能技術應用主要圍繞可再生能源消納、聯(lián)合火電參與調頻輔助服務以及用戶側電費管理等。此外，通信基站、數據中心、多站合一、光儲（充）、微電網、綜合能源服務以及電力現(xiàn)貨市場等領域也有一定儲能需求。

可再生能源消納

由于發(fā)電裝機的快速增加，我國出現(xiàn)了較為明顯的可再生能源棄電的問題。以棄風為例，2016年全國平均棄風率高達17%，甘肅、新疆、吉林三省棄風率甚至超過30%。較高的棄電率為電化學儲能在可再生能源消納領域的應用營造了商業(yè)運營條件。從地域分布來看，新疆、青海、河北是我國集中式可再生能源并網領域規(guī)劃建設儲能項目最集中的地區(qū)，單個項目的規(guī)劃設計規(guī)模大幅增加，多能互補集成優(yōu)化示范工程和可再生能源綜合應用基地等成為該領域儲能項目規(guī)劃建設的主要形式。從項目的商業(yè)模式來看，在可再生能源并網領域儲能主要有兩種商業(yè)模式：一是新能源發(fā)電場站業(yè)主投資運營模式，其收益來源以棄電存儲為主，減少考核費用為輔。二是合同能源管理模式，即新能源場站業(yè)主和儲能企業(yè)雙方以合同能源管理的模式進行利益分成。

以早期集中式光伏電站加裝儲能為例，若鋰電池儲能電站裝機10兆瓦/20兆瓦時，電池單價1100元/千瓦時，光伏上網電價為0.9元/千瓦時，光伏棄電率為8%，則儲能項目動態(tài)投資回收期為9年，內部收益率為10%。然而可再生能源發(fā)電側儲能的經濟性水平依賴電價政策和棄電率，隨著可再生能源技術不斷成熟和電力系統(tǒng)消納能力的提升，針對可再生能源消納的儲能模式正面臨電價下降和棄電空間縮小的雙重壓力，未來商業(yè)運營可持續(xù)性存在較大不確定性。

調頻輔助服務

目前國內電化學儲能聯(lián)合火電參與調頻輔助服務的商業(yè)模式已經成熟。儲能聯(lián)合調頻項目主要集中在山西省、廣東省和內蒙古自治區(qū)，其中山西省出臺的《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》是全國首個單獨針對電儲能參與輔助服務的項目管理規(guī)則，為儲能與火電聯(lián)合調頻提供了政策保障。從項目的商業(yè)模式來看，聯(lián)合調頻主要采用合同能源管理模式，通過儲能項目與火電機組綁定聯(lián)合調頻參與輔助服務交易，雙方在約定的分享期內按一定比例對補償費用進行分成。調頻輔助服務是典型的功率型應用場景，鋰電池響應速度快、調節(jié)精度高，在調頻輔助服務領域具有明顯的競爭優(yōu)勢。以9兆瓦/4.5兆瓦時儲能+火電聯(lián)合調頻項目為例，若儲能系統(tǒng)成本為2000元，循環(huán)壽命6000次，按照華北地區(qū)聯(lián)合調頻項目綜合性能參數（Kp）4.5，調頻補償價格為5元/兆瓦計算，則動態(tài)投資回收期為3年（考慮火電廠30%收益分成），內部收益率達到26%，是目前經濟性最好的儲能應用模式。

雖然補償價格較高，但調頻輔助服務市場空間較小，大量靈活性資源短期內涌入調頻市場或快速拉低調頻價格。以山西為例，引入輔助服務競價機制后電儲能參與調頻的價格降幅超過50%。該現(xiàn)象在國外部分地區(qū)也屢有發(fā)生。例如在澳大利亞，由于電化學儲能電站參與競價，2019年第一季度輔助服務成本相比2018年第四季度下降33%；無獨有偶，德國2018年電化學儲能參與一次調頻每兆瓦時年收入約11萬歐元，相比2017年下降40%；英國調頻響應（FFR）價格從2016～2017年度的18英鎊/兆瓦時下降到2018～2019年度的不足10英鎊/兆瓦時?？梢姡邢薜氖袌隹臻g不但可以降低儲能單位服務的價值水平，也將加劇市場價格的波動和不確定性。

用戶電費管理

用戶側電費管理是電化學儲能最為典型的應用模式。用戶側儲能從項目的商業(yè)模式來看，主要包括三類：第一類是針對傳統(tǒng)負荷，實施削峰填谷、需求響應和需量電費管理等。削峰填谷適用于高峰時段用電量大的用戶，是目前最為普遍的商業(yè)化應用，通過“谷充峰放”降低用電成本；需求響應通過響應電網調度、幫助改變或推移用電負荷獲取收益；需量管理通過削減用電尖峰，降低需量電費。以1兆瓦/2兆瓦時儲能項目為例，若鋰電池單價1100元/千瓦時，循環(huán)壽命6000次，按照峰、谷、平單價分別為1.13、0.70和0.25元/千瓦時、需量電費42元/千瓦，電池以平均每天2次充放電循環(huán)套利（1次峰谷差、1次峰平差）計算，則項目動態(tài)投資回收期8.5年（考慮業(yè)主30%收益分成），內部收益率為9.5%。

除峰谷價差套利外，用戶側儲能還可與分布式可再生能源結合開展光儲一體、充儲一體應用。光儲一體針對已有或新建光伏系統(tǒng)的用戶，平滑光伏出力波動，減少對電網的沖擊，增加光伏發(fā)電自用比例，最大限度地降低棄光率，促進光伏消納。充儲一體適用于擁有充電站或充電設施的用戶，是充電設施和電網之間能量/功率的緩沖，減少充電功率對電網的沖擊，在充電用電有峰谷電價的地區(qū)降低用電成本。此外，用戶側儲能還可提升供電可靠性，應用于不間斷電源（UPS）和通信基站備用電源。鉛炭電池和鋰離子電池現(xiàn)在已開始進入這一領域。

然而，當前國內用戶側儲能同樣面臨挑戰(zhàn)。一是用戶側儲能環(huán)境復雜，各類用戶對儲能的需求不盡相同，場地、安全等問題是推廣用戶側儲能項目的共性問題，加之相關標準尚不清晰，導致項目的可復制性低，非技術環(huán)節(jié)的降本難度大。二是電價的波動也影響了用戶側儲能的收益水平，近兩年工商業(yè)電價下調幅度達20%，電價下降直接壓縮了用戶側儲能項目峰谷價差套利空間。

儲能商業(yè)化發(fā)展路徑

雖然當前我國儲能市場的發(fā)展面臨一定阻力，但持續(xù)下降的電化學儲能成本和能源系統(tǒng)清潔化轉型將為儲能商業(yè)化發(fā)展提供持久驅動力。

內生動力：儲能降成本與商業(yè)模式創(chuàng)新

快速下降的成本是儲能技術實現(xiàn)商業(yè)化運營的根本動力。在各類儲能技術中，鋰電池成本下降速度尤為明顯。在電子設備和電動汽車產業(yè)需求的推動下，國內鋰電池產業(yè)規(guī)模迅速提升，其成本（電池組）也從2010年超過6000元/千瓦時，下降至2019年1000元/千瓦時。

隨著電動汽車市場持續(xù)增長，未來鋰電池的成本還有較大下降空間。英國帝國理工大學研究人員按不同應用場景對各類典型儲能技術成本變化趨勢進行了預測。研究發(fā)現(xiàn)，盡管2030年后電化學儲能技術的成本降速將總體趨緩，但受規(guī)模效應的影響，應用于電動汽車的鋰離子動力電池的成本仍將保持較快降速，并有望在2050年降至39美元/千瓦時（273元人民幣/千瓦時），考慮到充放電循環(huán)壽命的同步提升，預計未來鋰電池充放電度電成本將大概率低于0.1元，為其在電力市場的廣泛應用奠定基礎。

電池儲能電站在初始建設過程中其主要的成本支出包括儲能電池成本、平衡系統(tǒng)成本、土建成本及可資本化融資成本等。其中儲能電池與配套設施成本在整體建設成本中占比較大。融資成本受投資方自有資金充裕程度及利率政策等因素影響較大，在不同時期有較大差異。雖然儲能電池、功率轉換單元PCS等硬件成本正在快速下降，但用戶側儲能項目設計、控制軟件、安裝調試、場地租賃、安全保障等周邊成本同樣不容忽視。因此，除繼續(xù)降低硬件成本外，未來用戶側儲能的市場突破還有賴于商業(yè)模式的創(chuàng)新，例如通過儲能產品的模塊化最大程度發(fā)揮電池在用戶側儲能應用場景下的規(guī)模效應。而標準化的儲能產品有助于在項目設計、控制軟件、安裝調試等多個環(huán)節(jié)簡化流程，以即插即用方式降低用戶側儲能的綜合成本。

外生動力：可再生能源發(fā)展與電力市場改革

除成本下降和商業(yè)模式創(chuàng)新外，外部環(huán)境的變化也將拓展儲能的應用空間。作為波動性的發(fā)電技術，可再生能源的發(fā)展勢必帶來新的靈活性資源需求。大量波動性可再生能源參與市場交易將改變現(xiàn)貨市場價格曲線，根據美國勞倫斯伯克利實驗室的研究，當波動性可再生能源（風力、光伏）發(fā)電容量滲透率提升至40%時，電能量現(xiàn)貨市場價格波動增幅在2倍以上，而調頻輔助服務的價格增幅甚至更高，其對儲能的需求也相應增加。我國正在推進以可再生能源領銜的能源轉型，2019年底全國風電、光伏發(fā)電裝機有望達到4億千瓦，在電源裝機總量中的比重將達到20%。隨著可再生能源發(fā)電技術陸續(xù)實現(xiàn)平價，預計2030年風電、光伏發(fā)電裝機將大概率突破40%，高滲透率可再生能源的能源系統(tǒng)將大幅提升儲能技術在電力系統(tǒng)中的應用價值。

當然，完善的市場機制是體現(xiàn)儲能理論應用價值的前提條件。當前儲能參與電力系統(tǒng)運行存在諸多門檻。國家能源局早在2017年就發(fā)布《關于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》，鼓勵各類市場主體投資建設電儲能設施：在發(fā)電側建設的電儲能設施可作為獨立主體參與輔助服務市場交易；在用戶側建設的電儲能設施，可視為分布式電源就近向電力用戶出售；用戶側建設的一定規(guī)模的電儲能設施，可作為獨立市場主體參與深度調峰。2019年華北能源監(jiān)管局發(fā)布《第三方獨立主體參與華北電力調峰輔助服務市場試點方案（征求意見稿）》提出有序擴大電力輔助服務提供主體，實現(xiàn)包括分布式及發(fā)電側儲能裝置、電動汽車（充電樁）、電采暖、虛擬電廠等第三方獨立主體參與輔助服務。除降低市場準入門檻外，儲能參與市場的規(guī)則也需不斷完善。不同于傳統(tǒng)發(fā)電技術，儲能的容量約束導致其充放電時長有限，其在響應時間、爬坡速度、調節(jié)精度方面的優(yōu)勢也需通過輔助服務規(guī)則的不斷細化予以體現(xiàn)。

總而言之，當前儲能的商業(yè)化發(fā)展雖然面臨技術發(fā)展、商業(yè)模式創(chuàng)新、市場機制變革等一系列挑戰(zhàn)，而不斷下降的儲能成本和能源低碳化轉型將為產業(yè)發(fā)展提供持久動力。對于儲能而言，由于單一市場空間往往有限，單純依靠某一特定應用場景的商業(yè)模式勢必存在收益下降風險。因此當務之急是不斷完善電力市場機制，打通儲能多元化應用制約，為儲能與傳統(tǒng)電力資源同臺公平競爭營造良好的市場環(huán)境。