储能未来：市场化电价机制

储能未来：市场化电价机制是引爆点、储能+光伏提高自用电收益、辅助服务回本周期短储能世界据CNESA统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，国内为28.9GW，年增长率18.9%。抽蓄电站禀赋限制明显，当前，我们更看好产业链更完备、成本下降较快且商业模式多元的电化学储能。2000-2017年全球电化学储能的累计投运规模为2.6GW，容量为4.1GWh，年增长率分别为30%和52%，全年已有超过130个项目投运，储能呈现全球化应用趋势。电化学储能是解决新能源消纳、增强电网稳定性、提高配电系统利用效率的合理的解决方案，在整个电力价值链上能够起到重要的作用，涉及发、输、配、用各个环节。国家发改委发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储能或储能单元，预示储能将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。一、储能是能源革命的关键支撑点(一)储能技术，百家争鸣从广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。储能技术按照储存介质进行分类，可以分为机械类储能、电气类储能、电化学类储能、热储能和化学类储能。储能技术种类繁多，他们的特点各异。实际应用时，要根据各种储能技术的特点以及对优缺点进行综合比较来选择适当的技术。通常的关注点包括：能量密度、功率密度、充放电效率、设备寿命(年)或充放电次数、技术成熟度、经济因素(投资成本、运行和维护费用)、安全和环境方面等。对比各种储能技术，当前成熟度和优越性最高的要属抽水蓄能，占比最高。据CNESA统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，国内为28.9GW，年增长率18.9%。其中，累计装机中抽水蓄能装机占比最大，全球和国内分别为96%、99%。使用功率大、放电时间长、平准化成本低廉的特点使其在发电侧占据优势。不过，抽蓄电站禀赋限制也很明显：厂址的选择依赖地理条件(特别是需要上下水库)、与负荷中心通常较远、耗资大且工期漫长。由于电化学储能的载体是电池，与其他储能方式相比，在适用性、效率、寿命、充放电、重量和便携式方面，更具优势。电化学储能技术也是储能技术中进步最快的，以锂离子电池、铅炭电池、液流电池为主导的电化学储能技术在安全性、能量转换效率和经济性等方面均取得了重大突破。(二)电化学储能突飞猛进据CNESA统计，2000-2017年全球电化学储能的累计投运规模为2.6GW，容量为4.1GWh，年增长率分别为30%和52%;2017年新增装机规模为0.6GW，容量为1.4GWh，全年已有超过130个项目投运。2016-2017年全球规划和在建项目的规模达到4.7GW，越来越多的项目有望在近一两年投运;同时，储能呈现全球化应用趋势，2015年共有包括美国、中国、德国在内的10个国家部署了电化学储能系统，2017年则有来自北美洲、南美洲、非洲、欧洲、大洋洲和亚洲在内的近30个国家都投运了储能项目。我国电化学储能项目累计装机规模达到389.8MW，年增长率是45%，超过全球增速。在2016-2017年期间，我国规划和在建的项目规模近1.6GW，占全球规划和在建规模的34%，有望在未来几年引领产业发展。在2017年的新增投运项目中，主要集中在锂离子电池和铅蓄电池项目上。从项目来看，2017年里有越来越多大规模的项目被部署，10兆瓦以上的项目，无论是投运项目还是在建规划中的项目，相比去年都有所增加，特别在建规划中的项目是比去年多出了近4倍。当前，电化学储能是解决新能源消纳、增强电网稳定性、提高配电系统利用效率的合理的解决方案，在整个电力价值链上能够起到重要的作用，涉及发、输、配、用各个环节：发电侧：储能系统可以参与快速响应调频服务，提高电网备用容量，并且可将如风能、太阳能等可再生能源向终端用户提供持续供电，扬长避短地利用了可再生能源清洁发电的优点，也有效地克服了其波动性、间歇性等缺点;输配环节：储能系统可以有效地提高输电系统的可靠性，提高电能的质量;用户侧：分布式储能系统在智能微电网能源管理系统的协调控制下优化用电、降低用电费用，并且保持电能的高质量。从应用分布来看，无论是全球市场还是中国市场，从装机占比上来看，2017年的市场主要在集中式可再生能源并网、辅助服务以及用户侧领域中的应用比较活跃。从各环节使用的电化学储能类型上看，铅炭电池储能或率先实现大规模盈利。因为经济性的需求，目前新增分布式发电及微网储能项目中选择铅炭电池储能较多。以该技术为主的圣阳电源、南都电源以及双登进入储能新增装机规模TOP10。以南都电源“投资+运营”及圣阳电源BOT为代表的创新性商业模式，解决了储能系统一次性投资太大及电池寿命难以得到验证的问题，进一步帮助铅炭电池扩大了其市场份额。锂离子电池储垄断辅助服务市场。主要是由于锂电池具有能量密度高、功率密度大以及体积/重量小的环境友好等的优势。当前，辅助服务领域的技术路线基本定型，新增装机基本采用了锂电池技术，这一趋势与国际吻合。(三)储能将成为能源互联网的关键节点微电网是储能最主要的应用领域，作为微电网中必不可少的部分，储能在微电网中发挥了至关重要的作用。通常来说，微电网的一般结构如下图所示，由能源流和信息流相互融合而成，由分布式能源、储能装置、电能变换装置、保护装置和微电网能源管理系统组成，也可根据实际应用情况进行增减。相对于大电网，微电网表现为单一的受控单元，它可以保证用户电能的质量和供电安全，同时也是智能电网及能源互联网的重要组成部分。在微电网运行中，有两种运行模式：并网运行模式和孤岛运行模式。在微电网孤岛运行模式时，能量来源于分布式能源和储能电池，当分布式能源的出力小于负荷需求时，就会存在一定的功率缺额，解决功率缺额的方法就是在微网系统中配备一定容量的储能设备。2017年，国家能源局发布“首批‘互联网+’智慧能源示范项目名单”，共有56个能源互联网示范项目获批，其中绝大多数能源互联网项目规划了储能设施。此外，国家发改委发布的28个“首批新能源微电网示范项目名单”中，有25个项目增加了电储能或储能单元，储能必将成为能源互联网新型能源利用模式的关键支撑技术。二、指导意见落地，储能迎十年黄金发展期(一)《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台首个储能产业政策出台，未来发展路线清晰。2017年10月11日，业内翘首以盼的中国首部储能行业独立指导性文件——《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台。首先，《意见》明确了储能“为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效提供技术支撑和产业保障”，给予了储能极高的认可与定位;同时，明确了未来10年的发展目标，将分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡;第二阶段实现商业化初期向规模化发展。需要指出的是，业内期待的储能相关补贴政策在此次《意见》中并未明确。我们认为，储能技术类型和作用不同、量化难度大以及补贴来源等因素，决定了补贴政策出台之难。联想到新能源汽车的骗补及政策调整，弃风弃光的同时与高额补贴的落差，过激的刺激政策，容易滋生盲目发展与安全隐患，反而不利用行业的顺利发展。我们认为，技术进步背景下的规模发展，是新能源成本下降的核心逻辑。尽管在成本约束下，当前我国的锂电储能市场处在从示范项目向商业化初期过渡阶段。随着《储能技术与产业发展指导意见》的落地，储能发展路径与应用前景得以明确，在我国电力体制改革深入实施背景下，储能的准入机制、结算模式的将进一步得到规范，伴随着动力电池梯次利用、“储能+”应用领域打开，储能有望提前进入爆发期。(二)电改持续推进，储能将持续发力我们认为，随着电改的推进，特别是市场化电价机制的确立，将给储能的发展带来真正的飞跃，成为支持国家能源结构调整、能源转型的重要因素。在电改背景下，我们认为能给储能带来深远影响的电价机制改革包括：居民电价的逐渐上涨(交叉补贴的逐渐取消)与峰谷电价加强、两部制电价的实施、市场化的电能交易等。中国目前的居民电价大大低于欧美各国居民电价水平，是用工商业电价补贴居民电价的结果，是非市场经济因素干预的异常。逐步取消交叉补贴，恢复电价的市场定价机制是电改的目标之一。中长期来看，居民电价势必上涨，工商业电价必然下调，峰谷电价差也有望加大。而居民电价的回归将推动分布式光伏进入千家万户，从而将带动光储一体的发展。两部制电价是指将上网电价分为两部分—发电容量电价和电度电价。其中，容量电价主要反映发电厂的固定成本，与发电厂类型、投资费用、还贷利率和折旧方式等密切相关;电量电价主要反映发电厂的变动成本，与燃料费用和材料费用等密切相关。在没有建立辅助服务市场的电力市场中，由于不同类型的发电机组在电网中的作用不同，发电成本也不同。这种以合理分担发供电容量成本和电能成本为主要依据，并分别以容量电价和电度电价计算客户电费的办法可使不同类型的发电机组得到合理的成本补偿和投资回报。实际上，两部制电价在抽蓄电站已先行一步，国家发改委2014年8月下发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》。明确了在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。天荒坪抽水蓄能电站在投产初期，因固定资产投入量与产能未匹配及电价未到位，一度亏损。采用两部制电价后，经济效益改善明显：电力产品年销售收入达15亿元，扣除购电费、折旧费、财务费用和所得税等，净利润在1.5亿左右。随着电改的进行，参与辅助服务的储能应该按照“谁投资谁受益，谁受益谁买单”的市场经济原则，储能有望参照抽水蓄能的两部制补偿，即通过容量电价和电量电价对参与辅助调峰的储能企业给予补偿，从而体现储能电价的电量效益和系统效益。此外，国家能源局表示允许用户侧的储能参与电能交易，同时它还鼓励具有配电运营权的售电公司配置储能。随着2017年4月我国微电网的首张电力业务许可证的获批，储能有望在电力体制改革中首先放开的售电侧中获益。我们认为，随着电力市场改革的逐步深入，将为储能提供更多的应用模式和发展空间。(三)电力辅助服务市场已开启不同于一般的能源系统，电力系统具备与生俱来的系统性、统一性和实时平衡性。所有的发电设备、输电设备、配电设备和用电设备均处于一张大网中，需要严格地遵守统一的规则，步调一致，才能保证电网的稳定性和经济性。发电企业不仅要发电盈利，还要承担维护电网稳定的义务，这就是所谓“电力辅助服务”。包括:一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。以往辅助服务主要由发电机组提供，随着可再生能源并网规模的不断增长，辅助服务需求也在大幅度增加，新型储能系统已开始提供辅助服务。2016年6月，能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，确定了储能参与调峰调频辅助服务的主体地位，提出在按效果补偿原则下，加快调整储能参与调峰调频辅助服务的计量公式，提高补偿力度。《通知》从效用角度综合考量储能的容量与质量，在政策设置上更具合理性和可持续性，标志储能发展正是进入快车道。2017年11月，国家能源局在《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》中提出，以完善电力辅助服务补偿(市场)机制为核心，全面推进电力辅助服务补偿(市场)工作的三个阶段：第一阶段(2017-2018)：完善现有相关规则条款，落实现行相关文件有关要求，强化监督检查，确保公正公平;第二阶段(2018-2019);探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制;第三阶段(2019-2020)：配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。电力辅助服务市场发展迅速。我国还处于电力市场的初级阶段，虽然辅助服务补偿的价格机制仍不明朗，三在辅助服务提供者、提供方式、调节和评估指标、结算方式等方面已基本形成有章可循的交易机制，因此部分区域的电力辅助服务市场已逐步打开。近年来各区域电网及省网陆续发布了并网发电厂辅助服务的管理细则，对电力辅助服务的交易方法仍效果补偿机制