1.1 用戶側儲能發展放緩，電網側規模化建設起步

用戶側儲能商業模式比較清晰，最先進入商業化發展。儲能系統典型應用 場景包括：用戶側(削峰填谷、需求側響應等)、電網側、可再生能源并網 (集中式配套、分布式微網等)、電力輔助服務等。用戶側儲能是最先進入商 業化發展的環節，主要原因在于峰谷電價差套利這一商業模式比較清晰，尤其 在東部沿海區域，較高的電價差使得部分項目已經初步具有經濟性(一般情況， 以系統造價 180 萬/MWh 為例，峰谷電價差大于 0.75 元時，用戶側儲能項目 整體投資收益率約 6-8%，0.9 元以上時，項目收益率約 10%)。

受項目經濟性影響，用戶側儲能發展放緩。2017 年用戶側儲能占新增裝 機比例達 59%，2018 年該比例降至 10%左右。用戶側儲能發展放緩的主要原 因在于峰谷價差套利模式相對單一，2018 年以來一般工商業電價下降使得峰 谷價差收窄，儲能項目經濟性下滑;此外，土地、融資、實際運營成本較高等 原因進一步壓縮了項目的盈利空間。

2018 年以來，電網側儲能項目迅速發展，帶動了電化學儲能項目規模增 長。根據 CNESA(中關村儲能產業技術聯盟)統計，2018 年新增投運(不包 含規劃、在建和正在調試的儲能項目)的電網側電化學儲能規模 206.8MW， 占 2018 年全國新增投運電化學儲能規模的 36%，是各類儲能應用之首。在電 網側儲能的帶動下，我國累計投運儲能項目 1018.5MW/2912.3MWh，電化學 儲能項目突破 GW/GWh 級別。

電網側儲能在 2018 年規模化發展的起步是由多重因素共同驅動：

政策上發布了全國層面促進儲能產業發展的指導性意見。2017 年 10 月 11 日，發改委能源局等聯合印發了《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》， 主要針對應用在電力系統中提供電力輔助、新能源配套等服務的儲能提出規劃， 計劃到 2020 年儲能要全面由研發試驗向商業化過渡;2025 年實現規模化發展。 此后江蘇、河南、廣東等地展開了百兆瓦級項目的建設。

電力系統中儲能應用必要性增加，電力系統中，儲能的應用涉及多個領域， 除常規的削峰填谷外，還可以配套可再生能源并網、配合火電機組調頻率以及 參與各類電力輔助服務。近年來，新能源接入規模擴大，中東部地區尖峰負荷 提升，電網運行環境日趨復雜，電網平衡與控制的壓力增長，對儲能電站的需 求明顯提升。

商業模式主要由電網兜底。目前電網側項目基本都采取經營租賃的模式， 即業主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網公司支付租賃費用。租賃期限則不等，租賃期限結束后，該部分儲能資產移交給電網公司。這一模式 的核心是由電網兜底，可以保證投資方的收益率水平，部分條件較好的地區， 電網租賃費用較高，項目經濟性比較可觀。

鋰電池成本下降是規模化建設的重要基礎。受益于鋰電池產能的擴張和成 本的下降，電化學儲能應用進程加速，根據彭博財經的數據，從 2010 年到 2018 年，電池包的成本從 1000 美元/kWh 下降到了 200 美元/kWh 以下，降 幅超 80%，成本的下降是電化學儲能得以實現初步規模化發展的重要因素。

1.2 儲能大規模發展仍需商業模式探索、成本進一步下降

2019 年 5 月，發改委發布的《輸配電定價成本監審辦法》中，明確抽水 蓄能電站、電儲能設施不能納入輸配電成本。按照當前電網側儲能的商業模式， 電網如果能將儲能資產歸入輸配電資產進行折舊，則可完成投資回收的閉環。 一方面，儲能對電網的價值和資產利用率的提升是毋庸置疑的，儲能參與電網 調度，滿足電網調峰調頻需求也確實起到了輸配電資產的作用。但儲能資產的 界定、儲能服務的定價與電力市場化改革息息相關，如何納入輸配電價仍需更 加細致的機制和管理辦法。明確不能納入輸配電定價后，電網側儲能仍將主要 采取經營租賃模式展開。本次政策中也明確，租賃費可以包含在運行維護費用 當中。

從國外經驗來看，在促進電化學儲能規模化發展的過程中，政策刺激與市 場化機制都不可缺少。例如儲能發展較為迅速的加州電力市場，州政府明確出 臺了 AB2514 和 AB2868 法案，要求加州到 2020 年儲能的裝機容量達到 1. 8GW。同時基于比較成熟的電力市場體系，制定了詳細的調頻補償和抵扣機制，2013 年運行以來的情況來看，儲能項目參與調頻市場收益最好，而僅賺 取充放電價差、旋轉備用等都不能成為主要的收益來源。

成本方面，盡管鋰電池成本已經有了顯著下降，但出于經濟性考慮，仍不 具備競爭力。2018 年典型的磷酸鐵鋰集裝箱式儲能項目的系統中標單價在 1.9-2.3 元/Wh 之間，就電網側儲能項目來看，系統造價降至 1.5 元/Wh 以下， 可能是大規模進行應用的前提。2018 年儲能的系統造價中，電池成本占比約 60%，目前來看，電池是繼續降低成本潛力最大的環節。