业内人士眼中蓄势待发的储能调频市场

猛狮科技

猛狮科技成立于2001年，是一家新能源及节能技术领域的高新技术上市企业。主要优势是1986年开始做电池，有深厚的技术积淀。猛狮现在主要有三个比较大的业务板块：高端电池，包括铅酸电池和锂电池；新能源汽车，主要在上海，包括整车设计和关键零部件制造、整车制造和汽车销售；清洁电力，包括清洁能源发电和储能。以电池为根基，拥有优势。

清洁电力事业部专注于风电、光伏、光热等可再生能源发电项目投融资与技术咨询、储能电站、户用储能系统、电力工程总承包、能源信息一体化管理、售电等业务，形成了覆盖可再生能源发电、输配电、储能、售电等环节的清洁能源产业链。猛狮在浙江成立了售电公司，希望未来能打开市场。

储能市场方面，2016年中国新增投运电化学储能项目的装机规模为101.4MW，同比增长299%。应用角度来说，最多的是可再生能源并网、分布式发电并网。电化学储能技术路径角度看，主要是锂电池、铅电池，其中锂电池大部分使用的是磷酸铁锂电池，铅电池主要是铅炭电池。

整个储能项目装机规模很小，但是增长很快，原因包括：1）储能成本相对较高，投资回报角度收益，回收期要10年以上，锂电池寿命没那么久；2）商业模式不清晰，国内没有针对储能明确的政策，主要应用可再生加分布式都是示范性的为主，包括国家的示范项目，单个规模比较小；3）储能在国内没有主体的地位，要依赖和风电与光伏结合一起，我国在电网准入等方面比较有困难，政策不明确。电力系统尤其是电网能看到好处但是实际执行有困难。但是从国内最近的政策发布的频率和力度来看，预计储能尤其是锂电池储能还有很好的前途。成本、经济性的问题，拐点会在2018、2019年到来。现有的情况下2020年2块钱一度电就可以收回，尤其最近受益于新能源汽车发展，预计成本会很快下降，所以趋势是可期的。

从国外的角度看，已经有一些项目具备经济性，国内未来将是更大的市场。海外有调频项目，国内主要做两块：可再生能源并网，分布式发电结合增量配电网、微网系统，这里主要介绍三个项目。

第一个项目是德国Relzow125MW/200MWh锂电池储能项目，在德国东北部，用于一次调频市场。德国可再生能源比例超过30%，尤其是在东北有很多光伏、风电项目，有调频需求，法律强制要求容量2%。与国内相比，德国拥有更成熟的市场间容量竞价交易机制，周均价3170€/MW。该项目总投资1亿欧元，年容量交易收入1600万欧元。该项目是中资企业首个海外大型储能项目。同时也可以参与调峰，德国有实时的电价差，而且从使用寿命来说，大部分时间段充放电深度较低，浅充浅放，对电池寿命更加有利，进一步提高项目的投资回报。

第二个项目是陕西定边500MWh锂电池储能项目，主要做可再生能源大规模并网，项目规划建设500MWh储能电站。调查得知定边弃光率达20%左右，项目可以缓解西北地区弃风弃光问题，形成辐射西北的可再生能源调度基地。首期2.5MW/10MWh已基本完工，正在进行并网调试。该项目通过光储联运模式示范，储能电站在并网点前接入光伏电站，进行削峰填谷错峰上网。储能虽然有政策，但是准入很复杂，没有一个专门的检测机构去验证是否利于电网稳定。经济性角度虽然无法达到很大规模，但是比一般项目要好，项目未来将跟随政策进度，尝试采用独立主体运营。

第三个是江苏丹阳锂电池储能+增量配电网项目。该项目是公司与丹阳经济开发区合作共建园区分布式储能和增量配电网，合作为排他性合作。已取得丹阳经济开发区未来5年所有储能项目和增量配电网业务开发权。旨在探索分布式光伏+储能+配电网联合运营的示范项目及商业合作模式。项目首期1MWh示范将于2017年开始。之所以专注于园区，是因为收益率很高，再配合储能，收益率可以达到8-10%以上。

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关注点1：电厂调频的市场周期、市场空间及发展趋势

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科陆电子：跟发电厂来推，两三年时间内市场会完成，因为它对电厂的影响很大，一旦第一批再有5-10个左右的电厂上，那么对其他电厂的压力非常大，认证的时间就会大大缩短。电厂基础级别的市场空间是有限的，到一定程度上就要优中选优。一些电池储能项目生命周期大概八年的时间。

关注点2：选择锂电池的成本会不会降低？和铅酸电池的区别？

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科陆电子：实质是投资成本评估问题。各个厂家存在差异，建议以度电成本衡量每一种电池。招标是以容量为单位，后续的风险就要自己承担。若招标，承诺可用部分，企业的风险相对较小，没有人对所有的电池都了解。对商业应用，剔除不确定部分，只要求承诺可用部分，以后储能更多的是卖放电的服务，作为投资者顾虑比较低。

关注点3：储能主要用锂电池？

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科陆电子：铅酸也有，高原等地区还是用铅酸电池，起步成本更低一点。

关注点4：峰谷电价差

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科陆电子：试点地区电改在朝着需求侧响应方面调整，投放响应政策时，政策反应需要过程，如果峰谷电价实时调整后会把电价打的更碎。

猛狮科技：电网方面得到的观点是认为电价差会扩大，电价不一定会上涨，随着售电放开，有可能出现负电价的出现，对用户侧来说经济性可能会更好。

关注点5：新能源汽车起量是储能的一个节点？

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科陆电子：对于电动汽车的发展，按照2015、2016年中石化、中石油成品油消费来看，大约3/4用于交通。折算电动汽车一度电跑多少公里，再将燃油表观消费总数折算成电，大概占全国发电量的十分之一，那么如果用峰谷来做，不用增加发电容量就可以满足。如果按2020年达到500万辆来算，离刚才所说的十分之一还是差的很远，即使到2020年，所有充电桩换成V2G桩，对电网影响也不大。

关注点6：风光电的发电项目投资回收期较长，为什么一天之内不可以多次充放电，提高设备使用率？如何降低成本？

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科陆电子：光伏白天弃光送不上去，风电相对平一点，但是晚上更高，输电网有空隙的时候往上送，做了几个风电的需求模型时间长一点的只有一次。风电、光伏储能的真正价值在于提升比例，比例提高的话同样的电网能够多一倍的输送能力。对当地来说，风电、光伏是没有能力消化的，如甘肃、青海等都是送电的大省。现在10%储能改变光伏、风电输送能力只能以提升稳定性为主。成本方面，每个企业计算方法不统一，现在度电成本在4-5毛钱左右，大家再将成本争取降到3毛钱，意味着把系统的价格降到1.5元/Wh。可以参考光伏，但是储能的量还没起来，成本还有下降空间。

信达证券新能源与电力设备团队：乐观认为在新能源汽车量起来，再加上建立起回收体系之后，有可能成本会超过想象。锂电池储能成本2毛多是完全可能的，3-5年能看的到。光伏效率已经提高，包括技术变化都远超预期。

关注点7：售电

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信达证券新能源与电力设备团队：售电跟储能相关，在电改的推动下，产生了一些新的变化。售电是一个抓手，不是途径，只是一个动作，不是承载硬件的环节。市场化节奏低于预期，售电还没有完全落地，目前来说电改红利释放还大部分局限在行业内，我们预计未来各个方面都会深度参与。

这次的重点是储能，售电是作为服务的。这个问题涉及电改，售电方面首先电改的核心是保障电网系统的稳定性和可靠性，在此基础上，改进上下游，提升系统效率，降低电价。另外电改还需要明确的一点是我们到底走什么模式的现货市场，是双边交易市场还是强电力库市场？从海外经验来看，美国是双边交易市场，这个市场下要有售电。如果是走澳大利亚的路线，由于强电力库模式下只有统一的批发价格，那就没有售电公司存在的必要。首先要确定现货市场模式，才能进一步发展。另外售电本身更应该关注增值服务，未来在需求侧响应部分才是售电侧的公司更应该努力去做好的。对于大型工业用电，能够直接和上游谈判，如果是户用，家庭不具备谈判能力，这里售电侧能够做服务。

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