报告丨全球储能行业发展现状及趋势展望：中国抽水蓄能装机容量最大-第3页-北极星水力发电网

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5.用户侧

在用户侧，储能主要应用于分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳等方面。

分时电价管理。电力系统中随着时间的变化用电量会出现高峰、平段、低谷等现象，电力部门对各时段制定不同电价，即分时电价。在实施分时电价的电力市场中，储能是帮助电力用户实现分时电价管理的理想手段。低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，通过低存高放降低用户的整体用电成本。

容量费用管理。在电力市场中，存在电量电价和容量电价。电量电价指的是按照实际发生的交易电量计费的电价，具体到用户侧，则指的是按用户所用电度数计费的电价。容量电价则主要取决于用户用电功率的最高值，与在该功率下使用的时间长短以及用户用电总量都无关。使用储能设备为用户最高负荷供电，还可以降低输变电设备容量，减少容量费用，节约总用电费用，主要面向工业用户。

提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂，设备负荷性质多变，用户获得的电能质量(电压、电流和频率等)具有一定的波动性。用户侧安装的储能系统服务对象明确，其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网异常发生电压暂降或中断时，可改善电能质量，解决闪断现象;当供电线路发生故障时，可确保重要用电负荷不间断供电，从而提高供电的可靠性和电能质量。

提高分布式能源就地消纳。对于工商业用户，在其安装有可再生能源发电装置的厂房、办公楼屋顶或园区内投资储能系统，能够平抑可再生能源发电出力的波动性、提高电能质量，并利用峰谷电价差套利。对于安装光伏发电的居民用户，考虑到光伏在白天发电，而居民用户一般在夜间负荷较高，配置家庭储能可更好地利用光伏发电，甚至实现电能自给自足。此外，在配电网故障时，家庭储能还可继续供电，降低电网停电影响，提高供电可靠性。

在国外，德国是用户侧储能商业模式发展最为先进的国家之一。在区块链技术、云技术以及多元化商业模式的带动下，预计短期内德国用户侧储能市场仍将引领欧洲储能市场的发展。在国内，用户侧是储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。安装于工商业用户端的储能系统是我国用户侧储能的主要形式，可以与光伏系统联合使用，又可以独立存在，主要应用于电价管理，帮助用户降低电量电价和容量电价。2018年5月，全国最大规模用户侧分布式储能项目正式落户江苏镇江，项目合计容量超过500兆瓦时。

(二)商业模式

从国内来看，比较成熟的商业模式包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费、配合可再生能源建设大型储能电站、分布式储能应用等。

1.峰谷电价差套利

所谓峰谷套利，就是利用大工业与一般工商业的峰谷电价差，在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在用电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，从而降低用户的电力使用成本，从降低的用电单价中获得收益。

峰谷电价差套利是用户侧储能的主要盈利来源和基本商业模式。目前我国大部分省市工业大户均使用峰谷电价机制，利用峰谷价差实现套利吸引了许多投资者的目光。江苏和广东由于峰谷电价差价大，成为了国内储能项目规划建设集中地。以0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7～9年左右。这些项目普遍采用合同能源管理形式，储能业主单位和用户单位签订合同，按年节省的电费进行分成。靠峰谷电价差套利是目前项目唯一的盈利来源，由于峰谷电价差额的不确定性和盈利模式的单一性，项目投资方面临不小的压力和风险。随着电力市场进一步放开，峰谷价差有望继续拉大，届时投资回收期将会进一步缩短，峰谷套利投资的效益也会进一步提升。此外，未来投资方还可以通过参与需求响应、提供电力辅助服务等方式，发挥储能更多的价值，提升项目的经济性。

2.管理容量费用

对于大的工业企业，因现行的两部制电价，供电部门会以其变压器容量或最大需用量为依据，每月固定收取一定的容量电价。这些企业可以根据自身的用电负荷曲线和用电最大负荷需求，本着“充得满，放得完”的经济原则确定储能系统的最大储能容量和最大输出功率，同时通过引入分布式储能系统，减少用户配变容量的建设，在用电低谷时储能，在高峰时释放，实现在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，减少两部制电价中的按容量收取的容量电价。

3.需求侧响应补贴

参与电力需求响应可以给电力用户带来效益。储能用户可以根据不同的地方政策，相应削减负荷从而获取补贴。储能系统直接接入电网，峰谷双向调控，增加电网安全性和稳定性。这种模式中的储能电站并网条件较严。

2018年1月，江苏无锡新加坡工业园区20兆瓦储能电站经国家电网公司批准，全容量并网运行。今年春节期间，该储能电站参与电网需求侧响应，在用电低谷期“填入”约9万千瓦负荷，累计消纳电量57.6万千瓦时。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。

4.调频辅助服务收费

在国内，该商业模式正随着电力辅助市场建设而完善。目前发电侧尚不具备独立的辅助服务提供商身份。储能现有的主要商业运营方式是与发电机组联合，从系统来看是作为发电企业的一部分，利用快速充放电特性优化发电机组的AGC性能，获得系统辅助服务补偿，或者是存储、释放新能源弃风弃光电量，增加新能源上网电量获益，相比国外发电侧储能设施主要以独立身份参与市场的情况，这些模式都不是作为独立市场主体运营的。

目前，南方电网区域已制定辅助服务补偿表，对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿;储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。

但是，当储能参与辅助服务市场接受AGC调度令后，需要响应进行充放电，这样一来就无法利用原来的峰谷差价套利方式来获得储能电站的收益，增加了辅助服务的收益是否比峰谷差价套利的收益多还有待比较。

5.配套可再生能源建设大型储能电站

与大规模可再生能源结合的大型储能电站，主要是发挥储能在增加可再生能源上网电量上的放大效应，使可再生能源的输出更加平稳，电能质量得到提升，增加上网电量，从而获得收益。

如陕西定边10兆瓦锂电池储能项目即是通过联合当地150万千瓦光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。

6.分布式储能应用

随着售电侧放开和市场化交易放宽，储能有条件与分布式发电结合，形成售电主体。该商业模式下储能配合分布式能源建设，作为售电主体主要以卖电获益。

四、储能市场发展趋势

从市场规模来看，全球储能市场发展潜力巨大。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。

从技术来看，电池系统的性能和成本决定了储能的规模化推广和应用，是影响行业快速发展的瓶颈问题。面向未来10年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。

从政策来看，通过各项配套政策建立开放、规范、完善的电力市场，才能为储能真正发挥优势提供平台。

从商业模式来看，储能厂商、用户单位和投融资机构联手拓展储能应用市扬，探索储能多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。

从企业发展来看，一方面，传统电力企业新业务布局储能，另一方面，储能企业结合市场需求以更加经济有效的形式开展经营业务。

(一)储能市场空间广阔

全球各大机构对未来全球及中国的储能市场规模预测显示，储能市场发展潜力巨大。综合各方预测，到2030年，全世界储能装机有望增至现在的3倍。储能增长的动力主要来自于可再生能源的推广和对电力系统要求的提升。预计可再生能源发电、分布式电源、智能电网和电动汽车市场的发展将带动全球储能市场进一步增长。同时预测认为，虽然现在还有很多大型抽水蓄能电站项目还在规划中，但长期来看，在储能装机结构中，抽蓄电站占比将呈现减小的趋势。

国际可再生能源署(IRENA)在其展望报告《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场(Electricity Storage and Renewables: Costs and Markets to 2030)》的基本预测情景中提出，到2030年，全球储能装机将在2017年基础上增长42%～68%，如果可再生能源增长强劲，那么储能装机增长幅度将达到155%～227%。届时，可再生能源(不含大型水电站)在全球终端能源消费中的占比将提高一倍，达到21%。根据所有不同的预测情景，抽水蓄能装机增长幅度约为40%～50%，至于其在全球储能装机结构中的占比，还取决于其他类型储能技术的发展情况，预计将处于45%～83%的范围区间。

美国市场分析机构Navigant Research的预测显示，到2025年，全世界储能系统总装机将增至22吉瓦(不含抽蓄电站)，年均增速38.7%。如果将电力交通工具的储能系统也计算在内的话，届时全球储能市场将达到750亿美元。

市场调研机构IHS认为，到2025年，印度和中国有望成为储能装机增长最快的国家;日本和澳大利亚有望成为储能装机占比最大的国家。

根据《可再生能源“十三五”规划》的目标，“十三五”期间我国新开工抽水蓄能电站约60吉瓦，2020年抽水蓄能电站装机达到40吉瓦。到2020年，我国光伏发电装机将达到105吉瓦(目前已远远超过这一目标)，风电达到210吉瓦。根据预测，按照平均10%左右的储能配套来估计，在“十三五”期间我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30吉瓦以上;加上更大规模的用户侧及调频市场，储能市场规模有望超过60吉瓦。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。

(二)储能技术期待突破

储能的迅速发展有赖于储能技术的革新带动成本大幅度下降。随着储能规模化的推广和应用，电池系统的性能和成本逐渐成为影响行业快速发展的瓶颈问题。围绕高能量密度、低成本、高安全性、长寿命的目标，各国都在制定研发计划提升本国的电池研发和制造能力。IRENA预计，到2030年，储能电池成本将降低50%～70%，同时无严重损耗下的使用期限和充电次数将明显提升。虽然无论是IRENA还是IEA都认为电池储能不会在短时间内大规模地取代电力系统现有的调峰力量，尤其是天然气发电站，但是电池在电力系统调频方面具有优势，并且各种规模的电池都可以实现相对较为快速的生产和建设。面向未来10年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。

此外，电池技术的发展还直接决定了电动汽车的前景。随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，会加速退役电池储能市场的兴起。目前新电池成本比较高，是限制储能大规模推广应用的重要原因，而梯次利用能降低储能的工程造价、降低项目的投资成本、减少回本周期，同时比较环保，有良好的经济社会价值。虽然梯次利用技术现阶段尚不成熟，但可以预见，梯次利用将为储能系统带来新的发展方向，也将成为储能技术新的研发方向。

预计“十三五”期间储能将成为我国相关科技计划重点支持的方向之一，科技经费将持续支持储能的前沿技术、示范应用及对商业模式的探索。

(三)配套政策打开市场

长远来看，开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥优势的舞台。目前，我国辅助服务市场依然在探索期，有利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成，各个地方政策关于电力辅助服务定价、交易机制尚未完善，电力市场需要突破原有辅助服务补偿和分摊的局限性，构建公平交易平台，这样势必会有更多元、更先进的辅助服务技术进入市场，进而在提升市场运行效率的同时，有效保障电网的安全运行。

未来电储能行业的发展，还要看各项配套政策的出台，以及落地情况。国家层面的配套政策应加快推进电力现货市场、辅助服务市场等市场建设进度，通过市场机制体现电能量和各类辅助服务的合理价值，给储能技术提供发挥优势的平台。

(四)催生新型商业模式

如今，微电网、增量配网、能源互联网与多能互补相继试点。在政策支持逐步明朗的背景下，基于对产业前景的稳定预期，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。目前，储能产业几乎遍布全国所有省份，分布式可再生能源迅猛发展，储能项目规划量大增，应用领域多元创新。在“十三五”规划政策的支持下，储能应用领域更加明晰，商业模式更加丰富，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市扬，探索储能的多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。

(五)加速能源企业转型

在全球能源转型的背景之下，一方面，电力企业针对日渐式微的传统供电方式，积极调整现有运营业务，将来自终端用户侧的不同储能需求作为新的增长点，向整合分布式能源、推动分布式能源服务市场的方向发展，并提供电力交易、市场运营、配网优化等综合能源服务。储能已在电力企业新业务中居于很高的地位。另一方面，储能企业结合市场需求调整自身业务，以更加经济有效的形式开展经营业务，最大化发挥自身优势。例如S&C不再生产PCS，将专注于微网和电网级储能系统集成业务领域;梅赛德斯-奔驰，停止家用储能电池生产，将专注电网级储能应用;Younicos推出“储能即服务”模式，满足用户的即时储能需求等。