一邊是去年起儲能產業政策導向鼓舞士氣，一邊是儲能可嵌入電力系統電源、電網、負荷側全環節并為之增益，再一邊是技術成本迅速下降。

然而，從全球到國內，儲能市場上傳統的抽水蓄能長期一枝獨大，新型儲能裝機的份額不過4%，商業化使用程度普遍較低。將來一段時間，蓄勢已久的新型儲能商業使用能否遍地花開，快速由研發示范向商業化初期過渡，值得關注。

一、新型儲能體量尚小

目前，儲能技術緊要分為機械儲能(如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等)、電磁儲能(如超導儲能、超級電容等)、電化學儲能(如鋰離子電池、鈉硫電池、鉛酸電池、鎳鎘電池、鋅溴電池、全釩液流電池等)等三大類，還有儲熱、儲冷、儲氫等。

據中關村儲能產業技術聯盟統計，截至2017年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模為175.4吉瓦，年上升率3.9%，國內為28.9吉瓦，年上升率18.9%。其中，累計裝機中抽水蓄能裝機占比最大，全球和國內分別約為96%、99%;全球電化學儲能項目累計裝機規模為2926.6兆瓦，國內累計裝機規模為389.8兆瓦，年上升率均為45%。顯然，電化學儲能是新型儲能中的佼佼者，并上升快速。

不同儲能技術，在壽命、成本、效率、規模、安全等方面優劣不同?？傮w上，機械儲能規模比較大，壽命長;電化學儲能發展快，規模相對小，應和時間非常快，使用全面廣泛，安全性略遜。

在不同國家，不同技術發展程度有差異。美國的飛輪儲能總體上處于領先地位;在鈉硫電池上，日本絕對領先;我國在液流電池方面發展非?？欤幱陬I先地位;在不使用燃料、不使用儲氣洞穴的新型壓縮空氣儲能上，我國基本與國際同步。

目前，我國電化學儲能(文中的新型儲能一般指電化學儲能)已形成一定規模的示范或商業化使用。其中，鋰離子電池的累計裝機占比最大，為58%，占比較大的還有蓄電池和液流電池;10兆瓦級壓縮空氣儲能完成示范;我國投運的第一座熔鹽儲能光熱電站中控德令哈10MW塔式熔鹽儲能光熱電站于2006年八月二十一日實現滿負荷并網發電，這是全世界第三座熔鹽儲能塔式光熱電站。

2018年，我國積極推進已開工儲能項目建設。年內計劃建成大連100MW/400MWh液流電池儲能調峰電站、遼寧綏中電廠24MW/12MWh火電機組聯合調頻儲能、大連30MW/120MWh網源友好型風電場儲能、江蘇金壇壓縮空氣儲能等項目。研究推進100MW壓縮空氣儲能電站和100MW鋰離子電池儲能電站等項目前期工作。由此亦可看出我國重點推進的儲能技術類型。

二、逐漸成形的商業模式及使用場景

儲能具有源荷雙重屬性，在電力范疇基本使用在可再生能源并網(專指儲能在聚集式風電場和光伏電站中的使用)、輔助服務、電力輸配、分布式發電及微電網等范疇。在不同國家，儲能的主流使用不盡相同。在國內踐行中，新型儲能的緊要盈利模式單一，正借鑒西方國家相關相關經驗探索多種商業化使用模式，進展快慢不一。

1、峰谷電價差套利

通過峰谷電價差，幫助用戶降低容量電費和電量電費，這是目前我國儲能最緊要的盈利模式。電力大用戶每月固定地向電網公司交納容量電費，儲能系統可為用戶節約此項支出。降低電量電費是指，谷值電價時向儲能系統充電，峰值電價時用儲能系統存的電，節省用戶同等用電量的電費。各地區的峰谷電價差不同，以0.75～0.8元/千瓦時的峰谷價差計算，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，每天兩次充放，儲能電站項目靜態投資回收期在7~9年左右。

2、配套可再生能源項目建設聚集式儲能電站

可再生能源發電具有間歇性、波動性等特點，儲能可以跟蹤計劃出力、平滑輸出和參與調峰調頻輔助服務，促使可再生能源消納。此使用場景對儲能的成本、壽命、規模、安全性的要求都很高。陜西定邊10兆瓦鋰離子電池儲能項目即是通過聯合當地150萬千瓦光伏電站運行，吸納未并網電力，按照光伏上網電價上網，削峰填谷，促使就地消納。

3、參與電力輔助服務收費

電力輔助服務包括一次調頻、自動發電控制(AGC)、調峰、無功調節、備用、黑啟動服務等，可維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量。從全球來看，調頻是儲能的緊要使用。依據彭博新能源財經統計，2016年、2017年，兆瓦級儲能項目累計裝機中，調頻使用占比分為41%、50%。某國內公司在英國參與的儲能項目中，盈利構成為調頻收入70%、調峰收入20%、容量費收入10%。

在國內，該盈利模式要隨著電力輔助市場建設而形成。目前，南方電網區域已制定了輔助服務補償表，對并網發電機組供應的AGC服務執行補償;儲能電站依據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其供應充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，詳盡補償標準為0.05萬元/兆瓦時。

4、分布式儲能使用

配合分布式能源建設，作為售電主體緊要以賣電獲益。今年三月印發的《有關提升電力系統調節能力的指揮意見》，鼓勵分布式儲能使用。

5、參與電力需求側應和

筆直接入電網，峰谷雙向調控，新增電網安全性穩定性。這種使用中的儲能電站并網條件較嚴。2018年一月，江蘇無錫新加坡工業園園區20MW儲能電站經國家電網公司批準，全容量并網運行。今年春節期間，該儲能電站參與電網需求側應和，在用電低谷期填入約9萬千瓦負荷，累計消納電量57.6萬千瓦時。此為全國大規模儲能電站首次參與電網需求側應和并收費。

三、新型儲能商業化使用的機遇

1、政策與市場機制不斷完善

2017年被認為我國儲能產業政策公布的元年。去年以來，國家和部分地方密集出臺一系列政策文件，給予儲能市場主體地位，構建充足反映儲能價值的市場體制機制，將加快儲能產業發展。

其中，去年九月二十二日，國家發展改革委、國家能源局等五部門印發《有關促使儲能技術與產業發展的指揮意見》。作為儲能產業第一個指揮性政府文件，其提出了將來10年我國儲能產業的發展目標。國家能源局科技司有關負責人日前就此表示，指揮意見的用途緊要是四個明確，即明確鼓勵支持儲能發展的政策導向、儲能的主體身份、儲能的投資管理機制、儲能示范的任務。

之后，南方能源監管局、山西能源監管辦等就電化學儲能參與電力市場輔助服務制定執行細則，明晰了儲能輔助服務補償標準。2017年底，南方區域調頻輔助服務市場已正式啟動模擬運行。2018年會有更多的省份陸續出臺相關儲能參與輔助服務的政策。2018年底前，我國8個地區第一批電力現貨試點試運行，在實時的現貨市場，儲能電價更加靈活，利于提升收益率。隨著售電側放開和市場化交易放寬，儲能有條件與分布式發電結合，形成售電主體。

2、技術成本有望快速下降

綜合業內人士的多種計算，近幾年，電化學儲能技術成本每年下降8%~20%。當前，電池、人工組裝成本累計下來，部分儲能項目的成本已下降到每千瓦時2000元以下，甚至到1400元左右;100兆瓦級壓縮空氣儲能示范項目2021年投運后，項目成本有望降到5000元/千瓦，相當于每千瓦時1200元。隨著新型儲能技術發展及示范項目推廣，成本下降趨勢有望延續。

按照我國《有關提升電力系統調節能力的指揮意見》，要加快新型儲能技術研發創新，提高新型儲能系統的轉換效率和使用壽命。依據《能源技術革命創新行動計劃(20162030年)》，到2020年示范推廣10MW/100MWh超臨界壓縮空氣儲能系統、1MW/1000MJ飛輪儲能陣列機組、100MW級全釩液流電池儲能系統、10MW級鈉硫電池儲能系統和100MW級鋰離子電池儲能系統等一批趨于成熟的儲能技術。

3、市場需求廣闊

儲能可加強電力系統靈活性、適應性。隨著能源互聯網的發展，大規模聚集式可再生能源、分布式發電及微電網發電、調頻輔助服務等對儲能均需求巨大。

同時，隨著電動汽車的使用普及和動力鋰離子電池的大規模退役，退役電池儲能市場的興起會加速。目前新電池成本比較高，這是限制儲能大規模推廣使用的緊要原由;而梯次利用能降低儲能的工程造價，還比較環保，有良好的經濟社會價值。

此外，隨著新一輪電力體制改革的深入推進，電力輔助服務市場、電力現貨市場逐步發揮用途，電力市場化交易范圍張大，儲能項目價值得到充足反映，其盈利性新增，將進一步新增社會資本的投資積極性，形成良好循環。

四、新型儲能商業化使用面對的挑戰

長期以來，全球范圍內儲能產業發展滯后，自然有其原由。經過多年發展，有些制約用途力變小，甚至消除，有些制約依然存在，新的挑戰也在出現?？傮w上，我國儲能產業由研發示范階段向商業化初期過渡的道路上面對多種不確定性和挑戰。

1、技術性能上存在不同程度的局限性

盡管儲能成本快速下降，即使商業化使用較好的電化學儲能，十三五期間的示范項目規模也不過100兆瓦級，鋰離子、鉛蓄、鈉硫等不同電池技術在壽命、成本、能量密度和安全等指標上難以同步提升，存在不同的短板，已發生的多起電動汽車電池起火事故凸顯了電化學儲能的安全性問題。

2、間接效益較難補償

如同抽水蓄能，新型儲能對電力系統的電量貢獻容易跟蹤量化，而其對電能質量和電網運行效益的提升是間接的，相應價值難以筆直量化，難以反映到電價中。同時，電力現貨市場、電力輔助服務市場的建立和完善尚需時日，能否有效發揮預期用途，也還要經踐行檢驗。

3、盈利模式存在不確定性

在我國，居民執行階梯電價，各地方工商業峰谷電價差存在不確定性，影響儲能峰谷價差套利模式的盈利預期。再者，當儲能參與輔助服務市場接受AGC調度令后，要應和進行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利方式來獲得儲能電站的收益，新增了輔助服務的收益是不是比峰谷差價套利的收益多有待比較。此外，參與輔助服務的儲能項目規模等資質要求有待明確。

4、產業發展存在融資壓力

高額的可再生能源補貼已讓國家財政捉襟見肘，短時間內難以拿出財政資金補貼儲能產業，《有關促使我國儲能技術與產業發展的指揮意見》沒有涉及補貼問題。另外，儲能公司目前在貸款、稅收政策上未享受特別傾斜和優惠，儲能融資難的行業呼聲頗高。