據CNESA 統計，截至 2017 年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模為 175.4GW，年增長率 3.9%，國內為 28.9GW，年增長率 18.9%。抽蓄電站稟賦限制明顯， 當前，我們更看好產業鏈更完備、成本下降較快且商業模式多元的電化學儲能。 2000-2017 年全球電化學儲能的累計投運規模為 2.6GW，容量為 4.1GWh，年增長率分別為 30%和 52%，全年已有超過 130 個項目投運，儲能呈現全球化應用趨勢。電化學儲能是解決新能源消納、增強電網穩定性、提高配電系統利用效率的合理的解決方案，在整個電力價值鏈上能夠起到重要的作用，涉及發、輸、配、用各個環節。國家發改委發佈的 28 個“首批新能源微電網示範項目名單”中，有 25 個項目增加了電儲能或儲能單元，預示儲能將成為能源互聯網新型能源利用模式的關鍵支撐技術。
一、儲能是能源革命的關鍵支撐點
(一)儲能技術，百家爭鳴
從廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基於未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環過程。儲能技術按照儲存介質進行分類，可以分為機械類儲能、電氣類儲能、電化學類儲能、熱儲能和化學類儲能。
儲能技術種類繁多，他們的特點各異。實際應用時，要根據各種儲能技術的特點以及對優缺點進行綜合比較來選擇適當的技術。通常的關注點包括：能量密度 、功率密度、充放電效率、設備壽命 (年)或充放電次數、 技術成熟度、經濟因素 (投資成本、運行和維護費用)、安全和環境方面等。
對比各種儲能技術，當前成熟度和優越性最高的要屬抽水蓄能，佔比最高。據CNESA統計，截至2017年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模為175.4GW，年增長率3.9%，國內為28.9GW，年增長率18.9%。其中，累計裝機中抽水蓄能裝機佔比最大，全球和國內分別為96%、 99%。使用功率大、放電時間長、平準化成本低廉的特點使其在發電側佔據優勢。不過，抽蓄電站稟賦限制也很明顯：廠址的選擇依賴地理條件(特別是需要上下水庫)、與負荷中心通常較遠、耗資大且工期漫長。
由於電化學儲能的載體是電池，與其他儲能方式相比，在適用性、效率、壽命、充放電、重量和便攜式方面，更具優勢。電化學儲能技術也是儲能技術中進步最快的，以鋰離子電池、鉛炭電池、液流電池為主導的電化學儲能技術在安全性、能量轉換效率和經濟性等方面均取得了重大突破。
(二)電化學儲能突飛猛進
據CNESA統計， 2000-2017年全球電化學儲能的累計投運規模為2.6GW，容量為4.1GWh，年增長率分別為30%和52%; 2017年新增裝機規模為0.6GW，容量為1.4GWh，全年已有超過130個項目投運。 2016-2017年全球規劃和在建項目的規模達到4.7GW，越來越多的項目有望在近一兩年投運;同時，儲能呈現全球化應用趨勢， 2015年共有包括美國、中國、德國在內的10個國家部署了電化學儲能系統， 2017年則有來自北美洲、南美洲、非洲、歐洲、大洋洲和亞洲在內的近30個國家都投運了儲能項目。
我國電化學儲能項目累計裝機規模達到389.8MW，年增長率是45%，超過全球增速。在2016-2017年期間，我國規劃和在建的項目規模近1.6GW，佔全球規劃和在建規模的34%，有望在未來幾年引領產業發展。在2017年的新增投運項目中，主要集中在鋰離子電池和鉛蓄電池項目上。從項目來看， 2017年裡有越來越多大規模的項目被部署， 10兆瓦以上的項目，無論是投運項目還是在建規劃中的項目，相比去年都有所增加，特別在建規劃中的項目是比去年多出了近4倍。
當前，電化學儲能是解決新能源消納、增強電網穩定性、提高配電系統利用效率的合理的解決方案，在整個電力價值鏈上能夠起到重要的作用，涉及發、輸、配、用各個環節：
發電側：儲能系統可以參與快速響應調頻服務，提高電網備用容量，並且可將如風能、太陽能等可再生能源向終端用戶提供持續供電，揚長避短地利用了可再生能源清潔發電的優點，也有效地克服了其波動性、間歇性等缺點;
輸配環節：儲能系統可以有效地提高輸電系統的可靠性，提高電能的質量;
用戶側：分佈式儲能系統在智能微電網能源管理系統的協調控制下優化用電、降低用電費用，並且保持電能的高質量。
從應用分佈來看，無論是全球市場還是中國市場，從裝機佔比上來看， 2017年的市場主要在集中式可再生能源併網、輔助服務以及用戶側領域中的應用比較活躍。
從各環節使用的電化學儲能類型上看，鉛炭電池儲能或率先實現大規模盈利。因為經濟性的需求，目前新增分佈式發電及微網儲能項目中選擇鉛炭電池儲能較多。以該技術為主的聖陽電源、南都電源以及雙登進入儲能新增裝機規模TOP10。以南都電源“投資+運營”及聖陽電源BOT為代表的創新性商業模式，解決了儲能系統一次性投資太大及電池壽命難以得到驗證的問題，進一步幫助鉛炭電池擴大了其市場份額。
鋰離子電池儲壟斷輔助服務市場。主要是由於鋰電池具有能量密度高、功率密度大以及體積/重量小的環境友好等的優勢。當前，輔助服務領域的技術路線基本定型，新增裝機基本採用了鋰電池技術，這一趨勢與國際吻合。
(三)儲能將成為能源互聯網的關鍵節點
微電網是儲能最主要的應用領域，作為微電網中必不可少的部分，儲能在微電網中發揮了至關重要的作用。通常來說，微電網的一般結構如下圖所示，由能源流和信息流相互融合而成，由分佈式能源、儲能裝置、電能變換裝置、保護裝置和微電網能源管理系統組成，也可根據實際應用情況進行增減。相對於大電網，微電網表現為單一的受控單元，它可以保證用戶電能的質量和供電安全，同時也是智能電網及能源互聯網的重要組成部分。
在微電網運行中，有兩種運行模式：併網運行模式和孤島運行模式。在微電網孤島運行模式時，能量來源於分佈式能源和儲能電池，當分佈式能源的出力小於負荷需求時，就會存在一定的功率缺額，解決功率缺額的方法就是在微網系統中配備一定容量的儲能設備。
2017年，國家能源局發佈“首批‘互聯網+’智慧能源示範項目名單”，共有56個能源互聯網示範項目獲批，其中絕大多數能源互聯網項目規劃了儲能設施。此外，國家發改委發佈的28個“首批新能源微電網示範項目名單”中，有25個項目增加了電儲能或儲能單元，儲能必將成為能源互聯網新型能源利用模式的關鍵支撐技術。
二、指導意見落地，儲能迎十年黃金髮展期
(一)《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺
首個儲能產業政策出臺，未來發展路線清晰。 2017年10月11日，業內翹首以盼的中國首部儲能行業獨立指導性文件——《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺。首先，《意見》明確了儲能“為實現我國從能源大國向能源強國轉變和經濟提質增效提供技術支撐和產業保障”，給予了儲能極高的認可與定位;同時，明確了未來10年的發展目標，將分兩個階段推進相關工作，第一階段實現儲能由研發示範向商業化初期過渡;第二階段實現商業化初期向規模化發展。
需要指出的是，業內期待的儲能相關補貼政策在此次《意見》中並未明確。我們認為，儲能技術類型和作用不同、量化難度大以及補貼來源等因素，決定了補貼政策出臺之難。聯想到新能源汽車的騙補及政策調整，棄風棄光的同時與高額補貼的落差，過激的刺激政策，容易滋生盲目發展與安全隱患，反而不利用行業的順利發展。我們認為，技術進步背景下的規模發展，是新能源成本下降的核心邏輯。儘管在成本約束下，當前我國的鋰電儲能市場處在從示範項目向商業化初期過渡階段。隨著《儲能技術與產業發展指導意見》的落地，儲能發展路徑與應用前景得以明確，
在我國電力體制改革深入實施背景下，儲能的准入機制、結算模式的將進一步得到規範，伴隨著動力電池梯次利用、“儲能+”應用領域打開，儲能有望提前進入爆發期。(二)電改持續推進，儲能將持續發力
我們認為，隨著電改的推進，特別是市場化電價機制的確立，將給儲能的發展帶來真正的飛躍，成為支持國家能源結構調整、能源轉型的重要因素。
在電改背景下，我們認為能給儲能帶來深遠影響的電價機制改革包括：居民電價的逐漸上漲(交叉補貼的逐漸取消)與峰谷電價加強、兩部制電價的實施、市場化的電能交易等。
中國目前的居民電價大大低於歐美各國居民電價水平，是用工商業電價補貼居民電價的結果，是非市場經濟因素干預的異常。逐步取消交叉補貼，恢復電價的市場定價機制是電改的目標之一。中長期來看，居民電價勢必上漲，工商業電價必然下調，峰谷電價差也有望加大。而居民電價的迴歸將推動分佈式光伏進入千家萬戶，從而將帶動光儲一體的發展。
兩部制電價是指將上網電價分為兩部分—發電容量電價和電度電價。其中，容量電價主要反映發電廠的固定成本，與發電廠類型、投資費用、還貸利率和折舊方式等密切相關;電量電價主要反映發電廠的變動成本，與燃料費用和材料費用等密切相關。
在沒有建立輔助服務市場的電力市場中，由於不同類型的發電機組在電網中的作用不同，發電成本也不同。這種以合理分擔發供電容量成本和電能成本為主要依據，並分別以容量電價和電度電價計算客戶電費的辦法可使不同類型的發電機組得到合理的成本補償和投資回報。
實際上，兩部制電價在抽蓄電站已先行一步，國家發改委2014年8月下發《關於完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》。明確了在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。
天荒坪抽水蓄能電站在投產初期，因固定資產投入量與產能未匹配及電價未到位，一度虧損。採用兩部制電價後，經濟效益改善明顯：電力產品年銷售收入達15億元，扣除購電費、折舊費、財務費用和所得稅等，淨利潤在1.5億左右。隨著電改的進行，參與輔助服務的儲能應該按照“誰投資誰受益，誰受益誰買單”的市場經濟原則，儲能有望參照抽水蓄能的兩部制補償，即通過容量電價和電量電價對參與輔助調峰的儲能企業給予補償，從而體現儲能電價的電量效益和系統效益。
此外，國家能源局表示允許用戶側的儲能參與電能交易，同時它還鼓勵具有配電運營權的售電公司配置儲能。 隨著2017年4月我國微電網的首張電力業務許可證的獲批，儲能有望在電力體制改革中首先放開的售電側中獲益。我們認為，隨著電力市場改革的逐步深入，將為儲能提供更多的應用模式和發展空間。
(三)電力輔助服務市場已開啟
不同於一般的能源系統，電力系統具備與生俱來的系統性、統一性和實時平衡性。所有的發電設備、輸電設備、配電設備和用電設備均處於一張大網中，需要嚴格地遵守統一的規則，步調一致，才能保證電網的穩定性和經濟性。發電企業不僅要發電盈利，還要承擔維護電網穩定的義務，這就是所謂“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。以往輔助服務主要由發電機組提供，隨著可再生能源併網規模的不斷增長，輔助服務需求也在大幅度增加，新型儲能系統已開始提供輔助服務。
2016 年 6 月，能源局發佈了《關於促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》，確定了儲能參與調峰調頻輔助服務的主體地位，提出在按效果補償原則下，加快調整儲能參與調峰調頻輔助服務的計量公式，提高補償力度。《通知》從效用角度綜合考量儲能的容量與質量，在政策設置上更具合理性和可持續性，標誌儲能發展正是進入快車道。
2017 年 11 月，國家能源局在《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》中提出，以完善電力輔助服務補償(市場)機制為核心，全面推進電力輔助服務補償(市場)工作的三個階段：
第一階段(2017-2018)：完善現有相關規則條款，落實現行相關文件有關要求，強化監督檢查，確保公正公平;
第二階段(2018-2019);探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務分擔共享機制;
第三階段(2019-2020)：配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。
電力輔助服務市場發展迅速。我國還處於電力市場的初級階段，雖然輔助服務補償的價格機制仍不明朗，三在輔助服務提供者、提供方式、調節和評估指標、結算方式等方面已基本形成有章可循的交易機制，因此部分區域的電力輔助服務市場已逐步打開。近年來各區域電網及省網陸續發佈了併網發電廠輔助服務的管理細則，對電力輔助服務的交易方法仍效果補償機制做了充分說明，為儲能參與調峰調頻輔助服務逐漸完善激勵機制。從系統需求的角度，基於實際表現的輔助服務補償方式則對所有資源一視同仁，能夠更好滿足系統實際運行需要且經濟性更好的資源將得到更高的補償，這有利於鼓勵服務提供者更關注系統需求，真正迴歸到系統購買輔助服務的初衷。
以自動發電控制(AGC)調頻補償為例，各區域電網大多通過考核調用容量和貢獻效果來進行 AGC 輔助服務補償。儲能系統應用放電廠可通過 AGC 調頻調度，獲取電網核發的補償獎勵，並給予更高的發電利用小時數，在利潤水平上普遍較高。
輔助服務補償非補貼，補償費用主要來自電廠分攤費用。輔助服務補償費用有別於補貼輔費用，不是針對儲能的補貼，其來源也並非為國家電網，主要來自對各發電廠的“分攤”，即預罰款。
繼2016年末東北電力輔助服務市場專項改革試點率先啟動以來， 2017年山東、福建、新疆、山西等省區先後發佈電力輔助服務市場化建設試點方案和運營規則。各地結合當地不同的發電和負荷特點，在調峰或調頻領域構建輔助服務市場化交易機制。各地均對儲能給予與發電企業、售電企業、電力用戶平等的市場主體身份。電儲能既可以以獨立市場主體身份為電力系統提供輔助服務，也可以在發電側通過與機組聯合的方式參與市場交易共享收益。
三、成本下降+商業模式創新，儲能將迎來真正春天
(一)儲能現有商業模式分析
目前用戶側儲能最廣泛應用的一種商業模式，這種模式的利潤來源主要有兩個：利用峰谷價差實現套利和電費管理。 江蘇、北京、廣東成為2017年國內儲能項目規劃建設投運最熱地區，這些地區經濟發達，工商業園區多，用電負荷大，用戶側峰谷電價差較大，擁有較大的套利空間。此外在“投資+運營”等模式下，這些已經做成的項目也多由儲能企業自己持有，使用儲能裝置的企業只需付出服務費用而不必承擔風險。
而在可再生能源併網領域，儲能收益主要還是依靠限電時段的棄電量存儲。在一些老光伏電站，比如西藏和青海開展的項目已經開展利用老電站比較高的上網電價做棄電存儲，確實具有一定的價值，但投入成本壓力下，回收期較長。此外，在提高跟蹤計劃出力、改善電力輸出質量以及環境效益等補償機制還有待建立。
輔助服務收益目前比較理想，投資期基本上在5年以內。在山西省優惠的政策下，火電聯合調頻項目在這裡落地較多。科陸電子最大的調頻項目回收期不到三年，實際投資不到3000萬，每天收入平均在8、 9萬元。 調頻市場空間可觀，按2020年燃煤機組11億千瓦，儲能聯營提供調頻服務市場規模按0.1%保守測算， 可達到1.1GW; 印度中央電力監管委員會(CERC)正在制定引進輔助服務市場的政策框架，要求2-3%的發電容量用於調頻，印度的總裝機量已經超過210GW， 帶來4-5GW的調頻市場潛力，以此測算，我國1500GW總裝機對應調頻市場最高可達36GW。
(二)分佈式光伏增長強勁，國外光儲用戶側已實現平價
國內分佈式市場爆發。從政策上來看，分佈式光伏市場是側重點。國家能源局 2016年底發佈了《太陽能發展“十三五”規劃》，規劃中明確指出到2020 年光伏發電裝機容量達到 105GW 以上，其中分佈式光伏 60GW 以上。
分佈式與儲能互為推動力。
分佈式光伏存在的重要問題在於併網的不穩定性，除了可以存儲電能外，儲能還可以調節分佈式光伏併網時的功率波動，增強光伏發電的穩定性。儲能的發展將為分佈式光伏的提供更好的發展環境。
加了儲能的光伏系統，自發自用率更高。“自發自用，餘電上網”併網模式的收益計算涉及到三個部分：國家補貼、節省的電費和上網收益。而用電的電費是要比上網收益(賣給電網的電費)要高的，
因此自用電越多，收益就越高。目前用戶的光伏系統的自發自用部分都相對較低，有的還不到30%，而光伏+儲能的結合會大大提高自發自用比率，從而提高用戶的收益。對比光伏系統與光伏+儲能系統的收益情況，以常見的10KW戶用系統為例，平均每天發電40度，假設用戶白天自用電為10度，其餘30度買給電網，(自用率10/40=25%)加裝儲能設備後， 10度自用， 20度電存入蓄電池晚上使用(自用率10+20/40=75%),以廣東地區電價為例，自用電價0.65元，上網電價0.35元。
可以看到75%的自用率比25%的自用率一年收益多1100塊錢，自用比率更高，收益還會更多。
當前，伴隨著儲能的成本逐步下降，國外已經實現光儲在用戶側的平價上網，以德國為例，在戶用儲能方面， 2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統，到2017年其戶用儲能系統安裝量為52000套，預計短期內，在大幅降低的儲能系統成本、逐年下降的分佈式光伏上網電價、高額零售電價、高比例可再生能源發電、德國復興銀行戶用儲能補貼等因素推動下，戶用儲能市場容量將持續攀升。我們認為， 隨著我國戶用光伏市場的爆發及電價改革的推進，國內戶用儲能將緊隨其後。
技術進步背景下的規模發展，是新能源成本下降的核心邏輯。以光伏為例， 2008年至今，光伏度電成本下降80%以上(當前下降的趨勢仍在持續)，而儲能同樣適用。儘管在成本約束下，當前我國的鋰電儲能市場處在從示範項目向商業化初期過渡階段。我們認為，隨著《儲能技術與產業發展指導意見》的落地，儲能發展路徑與應用前景得以明確，在我國電力體制改革深入實施背景下，儲能的准入機制、結算模式的將進一步得到規範(例如調頻市場定價機制)。隨著儲能技術進步與成本下降，“儲能+”應用領域打開，儲能商業化有望提前進入爆發期。
成本方面，以4小時容量的儲能系統為基準， 2007年，大規模鋰電池儲能系統的成本大約是每千瓦時8000~10000元;到2017年，該成本已經下降到每千瓦時1800~2000元。預計未來3年左右，鋰電池儲能系統的成本預計將降低到每千瓦時1500元。
(三)鋰電成本下降疊加動力電池梯次利用，儲能經濟性漸顯
以5年/8萬公里的質保計算， 2009年到2012年推廣的車輛或行駛里程較長車輛的動力電池，已經需要更換或維修。中國首批動力電池將會在2018年前後出現大規模退役，隨著新能源汽車產銷量的猛增，動力鋰電池的“報廢潮”很快來臨。據中汽研預測，到2020年，中國電動汽車動力電池累計報廢量將達到17萬噸。
而儲能行業的發展，為動力電池退役、梯次利用提供了新出路，《關於促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》中就提出要“完善動力電池全生命週期監管，開展對淘汰動力電池進行儲能梯次利用研究”。 2017年初，國務院辦公廳印發《生產者責任延伸制度推行方案》，《方案》指出，電動汽車及動力電池生產企業應負責建立廢舊回收網絡;此後，一系列國標如《車用電池回收利用拆解規範》、《車用電池回收利用餘能檢測》發佈，逐漸構建動力電池回收利用標準。
2017年以來，新能源汽車企業、儲能系統集成企業、動力電池企業、 PACK和BMS企業、電池回收企業等產業鏈的各個參與方紛紛加緊佈局梯次利用儲能市場。工商業園區MW級梯次利用示範項目投運、鐵塔公司發佈退役動力電池招標計劃等一系列動態激發了梯次利用儲能市場的熱度。
動力電池的梯次利用面臨最大的問題依然在於成本。其主要的原因在於梯次利用技術現階段尚不成熟，從而導致在退役動力電池的拆解、可用模塊的檢測、挑選、重組等方面的成本較高。以一個3MW*3h的儲能系統為例，在考慮投資成本、運營費用、充電成本、財務費用等因素之後，如採用梯次利用的動力電池作為儲能系統電池則系統的全生命週期成本在1.29元/kWh。而採用新生產的鋰電池作為儲能系統的電池，則系統的全生命週期成本在0.71元/kWh。由此可見，梯次利用動力電池成本明顯高於新電池。而
若政府對梯次電池儲能系統進行1200元/kWh進行補貼，則系統的全生命週期成本將降至0.70元/kWh。發展電動車的初衷即綠色減排，要真正實現必將要依託可再生能源供電。未來電動車將成為一個移動儲能點，也是一個移動微電源，通過儲能與可再生能源有效結合。儲能是解決可再生能源間歇性的根本途徑，可再生能源、儲能和電動車三者是相輔相成的關係。
未來的電動車因其數量龐大，總體有強大的儲電容量，足以保障可再生能源的充分發展。 除動力電池梯次利用的逐步推廣， V2G、有序充電的技術都會使儲能的經濟性漸顯。 經測算，當鋰電池單體價格低於1元/wh時，電動車的全生命週期成本低於燃油車，而隨著油價的上升，可再生能源和儲能的成本不斷降低，新能源和新能源汽車的融合將加速到來，市場也將以強大的力量推動這場汽車革命和能源革命，實現綠色出行、綠色生活。
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