一、儲能概況及前景簡析

隨著清潔能源發電滲透率的增大，發展儲能技術、建設儲能項目成為解決清潔能源間歇性缺點，保證電網安全運行的關鍵方法。據CNESA統計，至2017年底，全球的儲能裝機總容量為175.4GW，其中抽水蓄能電站的容量占比重最大，達到95％，新興的電化學儲能總裝機容量為2926.6MW，占全球儲能裝機總容量的1.7％。

二、各國激勵儲能裝機容量增長的相關政策

發展清潔能源發電的國家在經過了裝機容量爆炸式增長后，各國針對本國的情況，均制定了一系列激勵儲能發展的政策。

美國：

自發電激勵計劃（SGIP）：自2011年9月起，以2美元/瓦對獨立的儲能系統進行補貼，2017年5月1日起實行修改后的計劃，綜合考慮規劃容量，儲能成本和項目經濟性核算等因素，按項目的儲能裝機電量（kWh）進行補貼。

公用事業公司儲能強制采購計劃：2013年10月，CPUC制定1325MW儲能強制采購目標計劃，對部分州內的公用事業公司實施定額儲能采購目標。

調頻輔助服務系列政策：美國聯邦稱儲能管理委員會（FERC）自2005年起針對輔助服務市場制定了一系列的結算和付費機制，奠定了儲能在調頻輔助服務領域商業化的基礎。

德國：

小型戶用光伏儲能投資補貼計劃：該政策2013年發布，為功率30kW以下，與戶用光伏配套的儲能系統提供30%的安裝補貼，通過“275計劃”對購買光伏儲能設備的單位和個人提供低息貸款。

分布式光伏儲能補貼計劃：2016年初，對2012年12月之后安裝且低于30kWp的光伏系統進行儲能安裝或改造提供補貼。

日本：

可再生能源儲能相關支持政策：為了降低因可再生能源發電項目勢頭過猛，降低棄風棄光率，2015年，日本政府劃撥744億日元，對安裝儲能電池的太陽能和風能發電公司給與補貼。

“氫能社會”戰略路線圖：2014年6月發布，為日本氫燃料電池的發展和普及做出規劃，是日本建立清潔能源體系的重要支撐，也是其培育下一個全球領先產業的基石。

澳大利亞：

隨著高電價的作用和大部分州的光伏FiT補貼模式進入尾聲，同時為了推動光儲市場的發展，出臺了一系列居民和商業用戶儲能安裝計劃，主要包括：澳大利亞綠黨“電池儲能安裝激勵計劃”，按澳大利亞州和阿德萊市儲能安裝激勵計劃等。

中國：

《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》：2017年10月11日發布，作為中國儲能產業第一個指導性政策，支出我國現階段儲能技術與產業發展中存在的政策支持不足、研發師范不足、技術標準不足、統籌規劃不足等問題，提出未來十年中國儲能技術和產業發展目標和重點任務。

《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》：2016年6月發布，從明確儲能身份、納入示范性項目管理、確定應用價值三個方面支持電儲能在“三北”地區電力輔助服務的發展，鼓勵發電側和用戶側儲能參與調峰調頻輔助服務，鼓勵發電、售電、電儲能企業和用戶等投資建設電儲能設施。

美國是首先實行儲能激勵的國家，從最初強制大功率用戶通過電力市場采購一定比例的儲能容量，到現在針對不同側的儲能激勵，使其儲能建設不斷跟上電網的發展。最早發展風力發電和光伏發電的國家現均出臺了相應的儲能激勵政策，美國、德國、澳大利亞分布式清潔能源滲透率高，對用戶側儲能的激勵措施較為完善。

用戶側儲能主要形式為電化學儲能，發展用戶側儲能，能提高分布式清潔能源發電的消納率，減少電網對大規模集中儲能的依賴，在未來，用戶側分布式儲能必然會成為電力市場的重要組成部分。

三、影響電化學儲能普及的因素

（1）清潔能源發電滲透率增大是電化學儲能成為剛需的根本原因

各國發展清潔能源發電的模式有相似之處：在風力發電和光伏發電容量占據一定比例，均出現了較高的棄風率和棄光率，為了充分利用清潔能源發電，隨之而來的便是激勵電網多側儲能的發展。因此可以借鑒其他國家電力發展的進程，來對我國的儲能發展進行預判。

以德國的光儲市場為例。德國于2004年開始對光伏進行補貼，以促進光伏裝機容量的增長，起初上網電價補貼為0.57歐元/千瓦時，至2014年，光伏發電出力比重增大，影響到電網的穩定性，為降低裝機容量的增長速率，政府降低對光伏發電的補貼，上網電價補貼降至0.12歐元/千瓦時，同年開始便實施了小型戶用光伏儲能投資補貼計劃，到2017年，德國光伏發電解決了間歇性出力的影響，已基本實現平價上網。

我國光伏發電發展模式類似于德國，近年來也是通過補貼，鼓勵用戶側增設一定容量的光伏發電。如廣東一些地區按向電網輸入的電能量，對自建光伏發電的用戶進行補貼。補貼主要包括供電企業收購價和國家補貼兩部分。在2018年1月前，供電企業收購價為0.4022元/千瓦時，國家補貼部分為0.376元/千萬時，在2018年5月后，國家補貼部分降低為0.279元/千瓦時，光伏補貼整體呈下降趨勢，有部分地區還為了防止潮流倒送，限制了用戶側光伏的并網時間。目前我國還未出臺類似德澳兩國的光儲激勵政策，但是仍可預見到，未來用戶側儲能具有很大的市場。

（2）儲能電池成本是制約電化學儲能容量快速增長的關鍵因素

電化學儲能目前主要以鉛蓄電池，鋰電池，液流電池和鈉硫電池四種儲能電池的形式實現工業應用。

鉛蓄電池為目前發展最為成熟的儲能電池，具有成本低，技術成熟等優點的同時，也受到壽命短，不環保等缺點的制約。

液流電池壽命長，可深度充放電，但功率密度低，體積大，其運行時需要的大量管路、閥門、循環泵等輔助設備也使其成本居高不下。鈉硫電池能量密度較高，但成本高，運行安全問題也有待改進。

鋰電池能量密度高，壽命長，體積小，技術壁壘和適用條件相對液流電池和鈉硫電池要低，使其在近年新增儲能容量中占據了較大的比例。但較高的成本，仍是其普及取代鉛蓄電池路上的一大障礙。

鈉硫電池，雖然具有高比功率和比能量的優點，但其工作溫度需要維持在300~350攝氏度，電池的保溫及大規模投運的安全問題也有待考究。

目前，儲能電池主要應用于電網輔助服務（調峰調頻），集中式清潔能源并網和用戶側（主要為配合光伏發電應用）。在不同的場合下，其成本也不同。根據Lazard的統計數據可知，儲能鋰電池現今在輔助服務方面發展更具經濟優勢，在用戶側應用的成本偏高。

自2015年起，我國的電化學儲能裝機容量保持每年10%以上的增幅逐年遞增。根據CNESA統計，2017年我國新增的電化學儲能裝機容量中，用戶側的新增容量比例最大，為59%；新增容量中，用于輔助服務和集中式清潔能源并網的主要為鋰電池，而能量成本較低的鉛蓄電池主要集中在用戶側，占用戶側新增裝機容量的77%。

根據Lazard的統計數據和我國電化學儲能發展的情況，可知目前鋰電池儲能應用能夠先具備經濟效益的領域，是在集中式清潔能源并網和輔助服務中的應用，而用戶側應用，成本偏高，還需要依靠政策的支持和鋰電池生產成本的降低。

四、用戶側儲能用途及價值實現

（1）峰谷電價套利

用戶側儲能多數以配合小功率光伏應用的光儲形式存在，用戶增設儲能容量，實現價值的最直接方式是對峰谷電價的套利。用戶可以在負荷低谷時，以較便宜的谷電價對自有儲能電池進行充電，在負荷高峰時，將部分或全部負荷轉由自有儲能電池供電。其所能獲取的利潤可用峰電價減谷電價和儲能度電成本之和進行估算。利潤的大小取決于峰谷電價差和電池成本的大小。

（2）提高自建光伏發電的利用率

光伏發電具有周期性，只能在白天光照條件合適的時候出力。加裝儲能電池，可以將光伏的發電量存儲起來，在適時的時候使用，消除了光伏發電與居民用電時間不同步的限制，大大提高光伏發電利用率。

（3）保證電網運行的穩定性

我國這兩年居民自建光伏裝機容量增長迅猛，不帶儲能的光伏發電滲透率增大，必然會影響到電網的穩定性。若光伏發電出力過大，必然會在電網局部形成潮流倒送的現象，這會增大電網調度的難度，影響電網運行的安全。用戶側加裝儲能電池，可以在低壓側形成緩沖層，吸收部分出力過大的光伏發電，便于調度部門對潮流進行控制，保證電網運行穩定性。

五、用戶側儲能普及需要解決的問題

電力系統以電壓等級劃分，其潮流應盡可能在同一電壓等級內流動，不同電壓等級的電力系統均需發展儲能，不能僅重視高壓電力系統的集中式大儲能站建設，還需重視用戶側儲能的發展。

（1）政策性問題

由上述數據分析可知，用戶側儲能的成本相對較高，激勵用戶側儲能發展需要一定的政策性支持和補貼。在清潔能源發電容量擴大到一定階段時，必須重視儲能容量的同步增長。

（2）管理性問題

用戶側儲能容量的增大，將會對電網的調度帶來新的變革和挑戰。用戶側儲能為分布式儲能，充分調配用戶側儲能，能大大減少對大型儲能站的建設數量，在保證電網安全運行的同時，實現經濟效益最優化。

（3）技術性問題

儲能電池有其響應速度快，便于模塊化生產的優勢，但同時也具有一個缺點，其充放電次數決定了儲能電池是一個消耗品。提高儲能電池的利用率，降低生產成本，可以從提高生產工藝，優化充放電管理程序，發展儲能電池回收再利用技術三個方面著手。