电化学储能如何选择正确的产业化战略？
2019年5月28日，是我国电化学储能发展的一道分水岭，因为这一天国家发改委、国家能源局联合修订出台了《输配电定价成本监审办法》（以下简称“新《办法》”）。新《办法》要求电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用不得计入输配电定价成本。
尽管从统计数据看，截至2019年6月底，我国电化学储能累计装机规模为1189.6兆瓦，2019年上半年新增规模高达116.9兆瓦，但实际上“办法”在征求意见阶段已造成增速同比减少4.2%的影响，考虑已规划核准项目投运周期的滞后作用，下阶段项目规划减速明显。也就是说该政策一出，在经历了号称“储能元年”的2018年短暂爆发增长后，储能市场迅速进入减速调整期，其中集中式可再生能源并网上半年没有投运项目，增速最低；近几年非常活跃的用户侧储能陷入低迷，同比下降50.4%；2018年扩张力度最大的储能参与调频辅助服务应用项目也开始制动，原本跃跃欲试的电化学储能投资者们观望情绪陡增。
出现这一近乎戏剧性的变化，与电化学储能自身特征休戚相关。一方面，在众多储能技术路线中，以其配置灵活、建设期短、响应快速被认为是推动能源替代和电力改革的关键，另一方面，电化学储能的技术经济特性也对自身产业化发展形成制约。一旦解除政策保护和兜底，竞争力问题立即凸显。
虽然2019年7月《贯彻落实〈关于促进储能技术与产业发展的指导意见〉2019-2020年行动计划》出台，一些地方政府也发布了相关推动政策，表现出对电化学储能作为发展方向的肯定，但对于电化学储能产业而言，若要在市场机制环境下健康有序发展，需要审视目标与资源、找准定位、寻求发展路径。
根据“魔川-死谷-达尔文海”创新理论模型，从科学研究到技术开发转化所经历的障碍被称为魔川，是由技术的不确定性造成的。尽管目前还没有某一种技术能够完全满足循环寿命、可规模化、安全性、经济性和能效等五项储能应用关键指标，但考虑到锂电池的日益成熟，产业技术路线的不确定性已经相对较低。从开发到商业化的过程中，所经历的障碍叫“死谷”，主要由顾客的不确定性导致。随着一段时期的探索磨合，电化学储能的目标顾客从集中式新能源基地、火电上网侧、电网侧到用户侧也逐渐固化。根据该模型，从商业化到产业化所经历的障碍被称为“达尔文海”，关键在于能否找到合适的商业模式，这正是电化学储能产业目前面临的阶段。
电化学储能产业，要走过达尔文海，必须选取正确的发展战略。
亟待破题的战略选择
迈克尔·波特曾将企业发展战略分为总成本领先战略、差异化战略、聚焦战略三大类，但这主要针对具体企业。对于产业而言，还应进行产业价值链的营造。
总成本领先战略
电化学储能项目的成本主要包含两大类：建设成本和经营成本，其中建设成本涉及土建，电池、BMS、PCS及其他配套的电气一、二次设备等的采购、安装，以及占地、施工设计等资源投入。
以目前商业化应用综合性能较高的基于磷酸铁锂电池的电化学储能系统为例，建设阶段系统总体能量成本目前约为1800元/千瓦时~2300元/千瓦时，尽管同样的电池容量配置下，不同充放电时长配置会引起储能项目建设成本的大幅波动，PCS、土建施工也在建设成本中占有较大权重且存在统计样本上的较大差异，电池成本仍是最主要的成本，占40%~60%。所以未来电化学储能总成本领先战略实施的关键是持续技术改进。
一方面，从低成本角度，创新电池结构和工艺的开发，通过自动化、柔性生产线或规模化量产、整合供应链等手段，提高生产效率，拓展电池成本下降空间。另一方面，通过系统工程设计上的改进，消除逆变器、布线、集装箱化、气候控制和其他组件的不必要成本和复杂性，形成标准化的设计、安装、调试和施工，减少现场劳动力需求、降低土地占用，实现规模效益。沿着上述产业路线图，到2025年，电化学储能系统的单位建设成本和初始投资有望下降50％以上。
储能项目建设完成后，主要经营成本为运行维护费用，合理的运维投入对于项目安全可靠运行和全寿命周期经济性有重要作用。对于运维费用，由于缺乏足够充分的案例，加之运行工况差异很大，不应简化为费率的套用。作为电化学储能的核心，电池有大致的循环寿命，一般磷酸铁锂电池在2500~4000次。根据应用场景的不同，电池的使用年限也会有很大不同。如峰谷套利，结合峰平谷出现的周期，可以一天一充一放，也可以一天二充二放。项目的整个运营周期内，为提高项目整体使用寿命，一般至少存在一次更换电池的情况。因此电化学储能项目还要专门预留一定的技改费用更换原有的电池。
同时新能源汽车行业的规模化和技术进步，将不断推动电池成本降低，储能作为同技术路线的另类应用，也将充分受益。此外，各大电池生产商也致力于提升电池循环次数达到与整个项目的运行寿命同步，无需在运营过程中更换电池，将明显降低项目成本，增强项目竞争力。
总成本最低战略，不仅适用于电化学储能产业作为新业态在电力系统中整体地位的确立，也适用于未来产业内各个企业之间的竞争。
差异化战略
电力系统中发电、输电、配电、用电各个环节对储能技术都有需求，储能应用场景复杂多样，每个应用场景在不同地区又存在不同特征，东部负荷密集地区与西部新能源送出省份对储能的需求也大相径庭，不同用户对储能技术能量密度、功率特性、成本、寿命、启动及响应时间等特性要求不同，不宜搞一刀切。差异化是电化学储能产业生存发展的主要战略。
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容量型电化学储能的差异化战略选择
容量型电化学储能主要应用于能量的时移，通过充放电的电价差计算收入。容量型广泛应用于促进新能源消纳、电网侧调峰等辅助服务、用户侧削峰填谷等场景。一般额定功率下储能时长配置在两小时以上。
新能源消纳领域的应用
在促进新能源消纳方面，青海打破了原有储能应用的界限，创造了储能参与电网调度运行的新模式，提出了共享储能的新概念。2019年6月3日西北能监局印发《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，指出储能电站可作为市场主体参与调峰辅助服务市场化交易，交易后仍有剩余充电能力,在电网需要调峰资源的情况下调度机构可以按照电网调用储能调峰价格（暂定0.7元/千瓦时）调用储能设施参与青海电网调峰。
青海共享储能辅助服务市场从6月18日正式启动试运行，从青海省某50兆瓦/100兆瓦时储能项目运行情况来看，6-8月调峰充电电量470.64万千瓦时，累计放电电量352.52万千瓦时。
按照1800元/千瓦时的单价，项目静态投资在1.8亿元。年放电量根据现有充放电记录量预估为2100万千瓦时，假设市场化成交价格也是0.7元/千瓦时，则年收入在1470万元左右。再计及运维成本，暂无法实现良好的投资回报率。当然测算放电量只是按照开始两三个月的运行情况进行预估，相信随着系统的不断完善，储能场站交易电量和调用电量的增长，可望实现新能源场站和储能电站共赢的预期。共享储能模式的践行，有利于社会资本参与投资。
新疆自治区发改委今年7月正式印发了《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，将在南疆四地州布局光储联合运行试点项目，并明确在2019年10月31日前建成的项目，所在光伏电站于2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年。新疆的项目广受关注，在首批公示的试点项目名单中共有36个光储项目满足试点条件，总规模为221兆瓦/446兆瓦时。根据试点要求，一个20兆瓦的光伏电站至少要配备3兆瓦/6兆瓦时的储能系统，投资约900万元。年增加100小时的发电量，收入约增加160万，五年总收入增加800万元，目前看来尚不足以收回储能的投资。
电网侧调峰等辅助服务应用
在电网侧调峰等辅助服务方面，储能设施尤其是电化学储能设施的定位既清晰又模糊。
2018年，我国电化学储能实现了突破性发展，累计投运规模为1.073吉瓦，是2017年累计投运规模的2.8倍，首次突破“吉瓦”。根据CNESA储能项目数据库的统计，2018年新增投运（不包含规划、在建和正在调试的储能项目）的电网侧电化学储能规模206.8兆瓦，占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%，占各类储能应用之首。2019年初，两大电网公司分别出台支持储能发展的指导意见，不约而同提出将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，这一举措当然与新《办法》即将出台的大背景直接相关，但也说明作为保证电力系统安全可靠运行的电网公司，从功能上认可电化学储能设施的作用。
原本清晰的投资引导策略，在新《办法》出台后前景一下变得扑朔迷离。但这只是浮在表层的现象。
电网侧储能是为了有效提高电力系统安全稳定运行水平，因此储能设施的功率、容量有一定的准入门槛，其设计和布置应服从电网统一规划。既然储能设施与电网关系如此紧密，新《办法》为何明确规定电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用不得计入输配电定价成本呢？
对这一政策的解读是，首先这是电改“管住中间”的配套举措，电网侧电化学储能设施确实可提升电网利用效率、提高供电可靠性，但具体应该安放在什么位置、如何合理调度、怎么进行充放计划，目前尚难以准确量化；而这一情况与电改厘清和管制输配电成本的目标不符。其次，严格来说，“不得计入输配电定价成本”也并不等于不允许电网租赁储能服务。对于投资电化学储能设施，电网与社会资本理论上也都是开放的。新旧机制的区别关键在于：储能在调峰调频、系统备用、改善电能质量以及缓解高峰负荷供电压力、延缓输配电设施升级扩容等多个方面对电网的价值，将因新机制倒逼而清晰精准起来。即便电网基于对电力系统全方位的了解，仍比社会资本具有投资储能和调用服务的站位优势，但比起旧机制，相关决策势必更科学全面；第三，与以反映时空信号为特征的电力市场的愿景相衔接，发挥市场配置资源的作用，电网侧储能的功能定位和盈利模式将清晰显现。
用户侧削峰填谷实践
用户侧储能是储能商业化应用最早的领域。其收益主要来源于峰谷差套利，主要集中在江苏、北京、广东、浙江等峰谷电价差较大地区。去年开始一般工商业电价两次下调10%，使得全国很多地区的峰谷价差不断缩小，单一依靠峰谷差的收益性不理想。按照储能成本2元/瓦时计，假设日充放电两次（峰谷+平谷，DOD深度85%，15%综合损耗），峰谷价差0.7元/千瓦时，峰平价差0.35元/千瓦时，则投资回报周期也要10年以上。如果考虑锂电池衰减，尤其是两充两放衰减加速，使用年限缩短，运营中要更换电池，则投资更加难以回收。期间如果用户企业无法正常经营生产，也会造成投资难以收回，这给项目带来更多不可控的风险。用户侧收益单一、长期运营缺乏保障，对社会资本吸引力不高。考虑配置储能用电方多数存在备电、扩容等综合需求。
功率型电化学储能的差异化战略选择
调频
功率型的典型应用主要是调频辅助服务，通过调节里程计算收入。目前独立的功率型储能电站尚未出现，主要是依托火储联合调频的方式，在火电厂内部安装储能设施与火电机组联合参与调频，是我国当前政策环境下独特的应用形式。储能与火电机组捆绑参与调频服务，可实现快速响应调度指令，对于提高电网调节速率、响应时间等有一定促进作用。一般功率配置是火电机组额定功率的3%，额定功率下储能时长配置在半小时。
储能投资方与电厂采用补偿收益分成的模式，分成比例不定，既有在合同期执行同一分成比例，也有投资成本收回后采用前后两个阶段分成倒挂的模式。在投资回收之前，项目大多采用投资者70%～80%、电厂20%～30%的收益机制。早期介入联合调频市场的储能项目，由于储能调节速度快效果好，Kp值能得到大幅提升，而且单次调频价格高15元/兆瓦，收益明显。一个9兆瓦/4.5兆瓦时的项目每日收益可达7万左右，年收益预估2000万，当时3000-4000万的造价，2年就和收回成本。但市场真正运行不久调频单价就一再下调，下降到普遍的5元/兆瓦。
由于此种模式的费用由所有发电企业按照实际上网电费分摊，属于发电企业之间零和博弈。该区域内火电企业如果都加装储能提高响应，则收益性将大大降低。而且从美国PJM区域市场和英国市场的经验来看，尽管调频服务的商业化程度较高，初期市场收益良好，但市场空间其实相对较小，有最优的容量上限，发展到一定程度会饱和，调频价格会持续下降。
山西、广东等地经过一至两年的试行，在这个容量有限的市场中，“僧多粥少”的竞争格局加剧，而且因为要求在较短时间内进行快速的充放电，采用电化学储能时需要有较大的充放电倍率，会减少电池的寿命，从而影响其长期经济性，这一市场正在从蓝海逐渐转向红海。当初2~4年收回投资的情况已渐行渐远，投资风险逐步加大，这一场景的差异化战略需要动态调整。
无功支持
无功支持是指在输配线路上通过注入或吸收无功功率来调节输电电压。电池在动态逆变器、通信和控制设备的辅助下，通过频繁调整其输出的无功功率大小来对输配电线路的电压进行调节，也属于功率型电化学储能运用，因属于电网侧场景，在不能进入输配电成本规定出台后，是否实施该项差异化应用，需结合供电电压质量的考核要求，与其他无功支持手段进行边际成本比较。
255.jpg 聚焦战略以期未来
一般而言，成本领先和差异化战略适用于全产业，而聚焦战略则围绕特定目标。利用电化学储能平滑电压、频率波动，解决特定用户的电能质量问题就是典型的聚焦战略。例如芯片加工这样的高附加值制造商，由于产品精度要求极高，在生产过程中对生产设备电压、电流变化或者频率偏差等问题非常敏感，即便已采取从不同降压变压器接线等方式保障供电安全，但由于电力系统负载非线性，仍担心电压升高、骤降、闪变等问题影响产品质量，此时可发挥电化学储能毫秒级响应优势，定向加装电化学储能设备，既使这样的用户通过保障用电质量稳定产品质量和收入，又使电化学储能优势得到应用。
产业价值链战略
在政策指引下开展市场化创新，营造产业生态，发挥价值链集聚效应也是电化学储能的产业发展战略。青海和新疆发电侧鼓励政策的出台是对储能价值的认可，是储能在可再生能源领域应用的有益探索，为后续政策的完善提供了良好的借鉴。要想全面实现新能源的良性输送和消纳，还需要结合实际需求，建立良好的协同机制，实现储能与电网、新能源场站的协同发展的多重价值，如平滑出力、负荷跟踪、提升可调节性等，争取共赢。
目前全国1-9月份弃风弃光总量160.8亿千瓦时，在输送和消纳能力没有大的改善情况下，可配置储能5万兆瓦时以上,与现有规模相比还有很大的发展空间。除此以外，在用户侧，电化学储能在传统需求管理、微电网、综合能源服务等方面的价值，通过单个储能设施来实现存在困难。在“互联网+”的大背景下，储能破解了能源生产和消费的不同步性，使能源在时间和空间上具有可平移性，是能源互联网的核心部件，利用区块链技术，充分挖掘数据资源价值，再结合可再生能源消纳保障机制、需求侧管理，可考虑积极探索光储充合作、能源托管、融资租赁等新型商业模式，进一步细分市场，通过功能互补和精准定制，形成协调收益。
储能是未来电力市场中不可或缺的重要一环，将在多种场景中发挥重要作用，目前看来，影响储能市场发展的关键，仍然是储能项目本身缺乏经济竞争力。从经济性看，储能行业的发展需要国家补贴，但从补贴的逻辑来看，新能源汽车的补贴、风、光等新能源项目的补贴都已急剧下滑，再对储能补贴很难实现。储能项目的经济性要依赖储能技术的发展，设备成本的进一步降低，以及建立合理的定价机制量化储能应用所实现的价值，还原储能在市场中真正的商品属性。这需要针对各类储能应用场景因地制宜地设计合理可行的市场规则，借助互联网技术、区块链技术及其他新兴网络技术，并充分深入研究不断推陈出新的激励与约束政策，探索新模式、新业务、新方案，为促进储能的良性发展提供支撑。
总之，电化学储能正处在产业转折点，唯有把握好战机，选择正确战略，方可走过产业大发展的达尔文之海。
来源：电联新媒
