2018年，我國電化學儲能出現(xiàn)爆發(fā)式增長，其中電網(wǎng)側儲能新增裝機比重更是首次超過用戶側，躍居第一位，占比達到42%。在地方層面，江蘇、河南、湖南等地陸續(xù)開展了百兆瓦級別的電網(wǎng)側儲能項目建設。

　　是一時風向轉變還是大勢所趨？本期數(shù)說能源，將主要梳理電源側、電網(wǎng)側和用戶側儲能在國內(nèi)外的占比情況和政策支持體系。數(shù)據(jù)表明，越是在成熟的電力市場，電源側和電網(wǎng)側儲能的發(fā)展越為繁榮，而商業(yè)模式的靈活多變、回收期短，則是我國用戶側儲能遍地開花的重要原因。

　　成熟市場：電源側與電網(wǎng)側是首選

　　2010——2017年，全球電化學儲能市場平穩(wěn)高速發(fā)展，年復合增長率達35%。截至2018年6月底，全球投運電化學儲能的累計裝機規(guī)模達到3468.33兆瓦。從應用分布上看，電源側（包括輔助服務、集中式可再生能源并網(wǎng)等）累計裝機規(guī)模最大，分別為2254.4兆瓦，占比65%；用戶側659兆瓦，占比19%；電網(wǎng)側554.9兆瓦，占比為16%。從技術類型來看，鋰離子電池累計裝機規(guī)模2750.47兆瓦，所占比重近80%，應用覆蓋發(fā)電側、電網(wǎng)側及用戶側全領域。

　　從相關激勵措施看，政策和市場環(huán)境是當前儲能市場化發(fā)展的核心驅(qū)動力。美國、德國、澳大利亞、日本等多個國家均出臺了相關的儲能發(fā)展規(guī)劃、財政支持、稅收優(yōu)惠、示范項目、市場機制、價格機制等政策。同時，美、歐、日電力市場化機制相對成熟，也有利于儲能通過需求響應、市場交易和輔助服務等方式獲得高額回報，投資收益較好。

　　國外電源側和電網(wǎng)側累計裝機規(guī)模占比均大于用戶側占比，這背后與各國儲能產(chǎn)業(yè)支持政策和電力市場環(huán)境密切相關。特別是美國和日本，針對電源側和電網(wǎng)側的政策眾多且相對比較全面，政策類型覆蓋了儲能發(fā)展規(guī)劃、安裝激勵、示范項目政策以及技術研發(fā)支持等。

　　而在用戶側應用方面，僅有德國、美國亞利桑那州等國家和地區(qū)出臺了政策支持，如德國的“戶用光儲投資補貼計劃”，為用戶光伏配套儲能系統(tǒng)提供30%的安裝補貼，并通過德國復興發(fā)展銀行對購買光伏儲能設備的單位或個人提供低息貸款。但由于條件過于嚴格且手續(xù)繁瑣，有相當一部分用戶無法享受到政策紅利，導致用戶側儲能發(fā)展動力不足。

　　在技術方面，電源側和電網(wǎng)側儲能系統(tǒng)較為集中，其計量、計費和運行方式便于參與電力市場。而在用戶側，由于儲能裝置功率容量普遍較小，而各國對參與電力市場的主體普遍有容量要求，因此，多數(shù)用戶側儲能無法享受到國外成熟電力市場的豐厚回報。

　　國內(nèi)儲能市場：用戶側占半壁江山

　　2011——2017年，我國電化學儲能市場高速發(fā)展，年復合增長率達38%。2011年，由于張北國家風光儲輸示范工程14兆瓦和深圳寶清儲能電站10兆瓦儲能建成投運，我國儲能市場增速一度高達1407%。截至2018年6月底，全國投運電化學儲能項目累計裝機532.7兆瓦，2018年增長率預計可突破100%。

　　從應用分布上看，用戶側領域的累計裝機規(guī)模最大，為264兆瓦，所占比重達到約50%，產(chǎn)業(yè)格局初步形成；發(fā)電側和電網(wǎng)側領域分列第二、三位，所占比重分別為36%和14%。

　　按技術類型分析，鋰離子電池累計裝機規(guī)模366.38兆瓦，所占比重近70%，應用覆蓋發(fā)電側、電網(wǎng)側及用戶側全領域；鉛蓄電池累計裝機規(guī)模143.78兆瓦，占比27%，用戶側則是其主要應用場景。

　　用戶側儲能在我國獲得大規(guī)模發(fā)展的主要原因，在于其商業(yè)模式清晰，投資回收年限較短，一般小于8年。從盈利上看，通過峰谷價差方式，用戶側儲能項目在部分省份已經(jīng)接近盈虧平衡點。用戶側儲能的市場投資主體主要有電池生產(chǎn)商、綜合能源服務公司、售電公司、儲能系統(tǒng)集成商和產(chǎn)業(yè)資本等，其中，綜合能源服務公司+電池生產(chǎn)商的模式占比最高。

　　政策體系漸趨完善

　　從頂層設計來看，儲能在我國能源系統(tǒng)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展中的身份地位逐步確立。2011年3月發(fā)布的“十二五”規(guī)劃綱要中，“儲能”作為智能電網(wǎng)的技術支撐在國家的政策性綱領文件中首次出現(xiàn)。2014年11月，國家發(fā)布《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》，首次將儲能列入9個重點創(chuàng)新領域之一。2016年，在《國家“十三五”規(guī)劃綱要》中，儲能首次進入國家規(guī)劃?！吨袊圃?025-能源裝備實施方案》，則明確將儲能作為15個能源裝備領域之一。

　　從產(chǎn)業(yè)支持來看，相關政策也逐步出臺。2016年6月，國家能源局出臺《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》，選取不超過5個電儲能設施參與調(diào)峰調(diào)頻補償機制試點。2017年10月，五部委聯(lián)合發(fā)布《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源〔2017〕1701 號），提出了未來十年的發(fā)展目標、重點推進技術研發(fā)和示范應用，是我國儲能產(chǎn)業(yè)第一個國家級政策。2018年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》（發(fā)改價格規(guī)〔2018〕943 號），提出加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷，促進儲能發(fā)展。

　　在地方層面，并網(wǎng)運行、輔助服務、需求側響應和補貼機制等方面的政策支持體系也日益完善。并網(wǎng)運行方面，2017年9月，江蘇省電力公司發(fā)布《客戶側儲能系統(tǒng)并網(wǎng)管理規(guī)定（試行）》，提出了關于儲能系統(tǒng)并網(wǎng)的管理規(guī)范。輔助服務方面，2017年11月，山西省能源監(jiān)管辦印發(fā)《關于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務有關事項的通知》，涉及調(diào)峰和調(diào)頻兩種輔助服務品種，包括聯(lián)合式和獨立式等兩種電儲能設施參與方式。

　　需求側響應方面，2018年7月，山東省經(jīng)信委聯(lián)合山東省物價局印發(fā)了《關于開展電力需求響應市場試點工作的通知》，通過經(jīng)濟激勵政策，采用負荷管控措施，調(diào)節(jié)電網(wǎng)峰谷負荷，削峰填谷緩解供需矛盾。

　　補貼機制方面，2018年9月，安徽省合肥市政府通過《關于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見》，對國內(nèi)銷售收入超過1億元的儲能電池等產(chǎn)業(yè)提供一次性獎勵30萬元，銷售收入每增加0.1億元再給予1.2萬獎勵，同一企業(yè)年度獎勵額最高不超過500萬。對符合要求的光儲系統(tǒng)按充電量提供1元/千瓦時的補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。

　　在價格機制上，我國一般工商業(yè)峰谷電價差在0.6元/千瓦時以上的有16個省市，大工業(yè)峰谷電價差在0.6元/千瓦時以上的有6個省市。

　　未來趨勢

　　從規(guī)模效應和利用率來看，電化學儲能在電網(wǎng)側和電源側能夠得到更加集中和規(guī)?；睦?，較用戶側儲能效率高，且安全和可控性更強，國外在電源側和電網(wǎng)側均出臺了大量激勵政策，我國也應借鑒國際經(jīng)驗，在電網(wǎng)側和電源側儲能方面加強政策支撐和引導。

　　對于用戶側儲能來說，關鍵在于完善市場設計，通過市場發(fā)現(xiàn)儲能價值的方式促進其發(fā)展。原則上，儲能不需要單獨定價，儲能的價值主要通過機會成本法，按效果付費來體現(xiàn)，因此應盡可能采用市場化方式定價和回收成本。建議我國加快推進電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場建設，引導用戶通過儲能設施，合理優(yōu)化運行方式，降低市場電費成本，同時通過打包集成為“虛擬電廠”參與輔助服務市場。