鋰電儲能專題研究：電力系統儲能發展掣肘探討及海外經驗借鑒

 　　(報告出品方/作者：川財證券，黃博、張天楠)

　　報告綜述：

　　鋰電池下游應用領域廣泛，電力系統儲能關注度高鋰離子電池按照應用領域分類可分為消費、動力和儲能電池。近年來，鋰電池在儲 能領域的應用受到廣泛關注。在我們的第一篇儲能系列深度報告《下游應用場景多 點開花，儲能萬億級市場即將開啟》中，我們對儲能在可再生能源并網、電動車以 及 5G 基站備用電源三大應用場景下的儲能新增裝機需求進行了測算，2020-2025 年，全球磷酸鐵鋰儲能系統新增市場空間合計超萬億。落實到實際應用場景中，儲 能在電力系統中的大規模發展仍受到一些客觀條件的限制，本報告將著重針對該問 題進行探討。

　　國內電力系統儲能缺乏頂層設計和合理商業模式，實際應用受限儲能在電力系統中的應用價值目前已經得到廣泛認可，產業各方對儲能的前景都持 積極態度，儲能成本業已逐年降低，但具體到儲能應用來看，電力系統各類市場參 與主體加裝儲能的積極性仍舊不高。對于發電側儲能來說，風光新能源發電初步步 入平價，而加裝儲能將新增電站成本 7-15%，電站加裝儲能積極性受到抑制。電網 側缺乏理清計價機制，補償機制缺乏穩定性和可持續性。用戶側，削峰填谷是用戶 側儲能目前最典型應用場景之一,但盈利方式較為單一。地方性儲能政策大多默認 由發電側承擔加裝儲能的目標。我們對青海省光伏電站加裝儲能的經濟性進行測 算，測算結果顯示，青海省出臺的時限 2 年的“新能源+儲能”項目補貼雖然可以 在一定程度緩解由儲能需求帶來的新能源裝機壓力，但仍不足以完全覆蓋儲能成 本。因此，僅由發電側承擔加裝儲能的目標，若未能提供強有力的補貼和高確定性 的收益保障，實則難以在現階段實現儲能大規模的應用和發展。但在儲能初具經濟 性的當下，若輔以合理的商業模式，探索儲能多方收益機制，產業發展可期。

　　海外儲能政策機制、商業模式較為完善，值得我國借鑒參考儲能的重要性在全球范圍內日益增長，各國也出臺相關儲能政策支持儲能產業發 展。美國、歐洲、日本、澳大利亞等典型國家的儲能政策重點主要體現在：財政 補貼、稅收融資、市場機制、價格機制等方面。2020 年上半年，德國可再生能源 占該國凈發電量的比例已超過 55%，近年來，德國儲能市場活躍，德國的商業化 的儲能市場主要集中在電力輔助服務市場市場和戶用儲能市場，其中大型電池項 目市場主體地位明確，獨立于發電企業和輸電企業，通過與政府、輸電方、發電 方、用電方建立合作關系，獲取多方收益。澳大利亞霍恩斯代爾儲能系統是目前 全球最大的電池設施，由電站建設商 Neoen 負責運營，市場地位獨立，該項目同 時為發電、電網、用戶多方提供服務，并按照服務效果拿到相應的收益，明確“誰 受益、誰承擔”的原則，對我國儲能項目建設發展有一定參考價值。

　　一、儲能產業發展歷程綜述

　　從廣義上來講，儲能即能量的存儲，指通過某種介質或裝置，把一種形式的 能量轉化成另一種形式的能量存儲起來，在需要時以特定能量形式釋放出來 的一系列技術和措施。狹義上講，針對電能的存儲，指利用化學或物理等方 法將電能存儲起來并在需要時釋放的一系列技術和措施。

　　對儲能的研究可以追溯到 18 世紀 80 年代，意大利物理學家 Galvani 發現了 生物電的存在;1799 年，意大利科學家 Volta 發明了現代電池;1836 年，電 池被用于通信網絡。到 19 世紀 80 年代，紐約市直流供電系統中，為了在夜 間將發電機停下，采用鉛蓄電池為路燈提供照明用電。

　　隨著電力技術的發展，抽水蓄能開始被逐漸應用于電網調峰，抽水蓄能也是 目前在電力系統中應用最為廣泛的一種儲能技術。世界最早的抽水蓄能電站 于 1882 年建于蘇黎世;到 20 世紀 50 年代，已有 50 多座抽水蓄能電站投入 運行。60 年代起，抽水蓄能進入高速發展期，美國、日本等發達國家成為建 設抽水蓄能電站的先驅。進入 90 年代，發達國家抽水蓄能建設放緩，中國等 發展中國家開始大規模建設。 近年來，電化學儲能在儲能領域占比逐年提升。在電化學儲能領域，鉛蓄電 池是最古老、最成熟的蓄電池技術，是一種低成本的通用儲能技術，缺點在 于壽命較短，制造過程中易產生環境污染，限制了鉛蓄電池在電力系統的大 規模應用。在二十世紀七十年代的石油危機時期，在埃克森美孚工作的英國 化學家 Stanley Whittingham 采用硫化鈦作為正極，金屬鋰作為負極，制成 了首個鋰電池。1982 年，首個可用的鋰離子石墨電極由貝爾實驗室試制成 功。1991 年，索尼公司發布首個商用鋰離子電池。1996 年具有橄欖石結構的 磷酸鹽被發現，如磷酸鐵鋰，相較傳統的正極材料性能更優，已成為當前主 流正極材料。

　　1991-2010 年，隨著索尼公司發布首個商用鋰離子電池，日本憑借其在鋰電 池領域的技術優勢幾乎壟斷了全球的鋰電池市場份額，日本鋰電池企業在全 球市場份額占據 90%以上。2001 年以來，鋰電池技術發展放緩，日本技術開始外流，韓國三星 SDI 和 LG 化學異軍突起，打破了鋰電池領域被日本企業壟斷的競爭格局。與此同時，由于 2001 年以后，手機、MP3 等便攜電子設備發 展迅速，由此拉動了鋰電池行業需求的增長。我國是消費電子主力市場，行 業產能逐步向中國轉移，日本、韓國紛紛在中國建廠。我國電池企業也抓緊 機遇，積極學習國外先進技術，2001-2010 年期間，中國完成了主要核心原 材料的國產化，逐漸形成了鋰電池正極、負極、隔膜、電解液四大主要環節 全產業鏈，涌現出杉杉股份、當升科技、新宙邦、星源材質等一批具備競爭 力的行業企業。2010 年以來，消費類鋰電池發展進入成熟階段，全球智能手 機、平板電腦出貨量分別自 2016、2014 年以來逐年下滑。

　　2015 年以來，在新能源汽車政策補貼的刺激下，新能源汽車產業進入高速增 長階段，帶動動力鋰電池產業高速增長。2020 年，我國動力電池產量累計 83.4GWh，其中三元電池和磷酸鐵鋰電池合計占比達 99.5%。

　　根據高工產研鋰電研究所(GGII)數據顯示，2016-2020 年，中國動力鋰電池 出貨量逐年上升。2020 年中國動力電池出貨量為 80GWh，同比增長 13%。

　　二、儲能應用及發展掣肘分析

　　2.1 鋰電池下游應用領域廣泛，電力系統儲能關注度高

　　鋰離子電池按照應用領域分類可分為消費、動力和儲能電池。消費電池領域 市場體量相對較小，目前已經進入成熟發展期。逐年高增的動力鋰電池市場 需求，極大地拉動了我國動力鋰電池產業的發展。

　　近年來，鋰電池在儲能領域的應用受到廣泛關注。隨著風電、光伏等新能源 平價進程不斷推進，新能源裝機容量的不斷提高，新能源發電具有間歇性和 不穩定性的特點，由此引發的能源消納問題日益凸顯。建設儲能電站，可用 于削峰填谷、提高供電可靠性。儲能可大幅平抑風電間歇性能源的波動;同 時風電場電網發生故障時，為不可中斷的重要負荷供電，提高供電可靠性; 其次通過儲能削峰填谷，為電力負荷用戶節約用電成本，緩解電網側變壓器 負載;此外還可以提高電能質量，提高電網電壓調節能力。

　　新能源配置儲能的可行性主要取決于三個方面，分別是技術進步、系統成本 以及商業模式。過去十余年，伴隨著行業技術進步，儲能投資成本不斷下 降。CNESA 數據顯示，儲能電池成本每年以 20-30%的幅度下降，近年來，新 能源電站項目儲能招標價大幅降低。2020 年年初以來，風儲項目中標價從 2.15 元/Wh 降至 1.67 元/Wh。

　　從整個電力系統的角度看，儲能的商業化應用場景可分為發電側儲能、輸配 電側儲能和用電側儲能三大場景。其中，發電側對儲能的需求場景類型較 多，包括電力調峰、輔助動態運行、系統調頻、可再生能源并網等;輸配電 側儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等;用電側儲能主 要用于電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。

　　2.2 電力系統儲能缺乏頂層設計和合理商業模式，實際應用受限

　　儲能在電力系統中的應用價值目前已經得到廣泛認可，產業各方對儲能的前 景都持積極態度，儲能成本業已逐年降低，但具體到儲能應用來看，電力系 統各類市場參與主體加裝儲能的積極性仍舊不高，當前的電力市場環境還難 以反映儲能價值。

　　對于發電側儲能來說，即便成本有所降低，但面臨儲能帶來的收益端的不確定性，加裝儲能仍舊是額外成本的增加，風光新能源發電初步步入平價，加 裝儲能將新增電站成本 7-15%，電站加裝儲能積極性進一步降低。在發電側 配儲能，理論上可促進可再生能源消納，但儲能的投資回報機制存在不確定 性，體現在調度保障沒有形成機制，輔助服務補償缺少長效機制。從投資的 角度來說，項目收益存在不確定性，資本信心和市場活力難以激發。

　　電網側缺乏理清計價機制，補償機制缺乏穩定性和可持續性。2019 年 5 月印 發的《輸配電定價成本監審辦法》提出，電儲能設施成本與電網企業輸配電 業務無關，不能計入輸配電成本核算。2019 年 12 月，國家電網發布《關于 進一步嚴格控制電網投資的通知》，明確要求不得以投資、租賃或合同能源 管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，進一步降低了電網側加裝儲能 的積極性。據業內人士表示，儲能參與輔助服務機制存在多重問題。第一個 是身份問題，雖然各類政策中明確了儲能參與電力市場的獨立身份，包括聯 合用戶和聯合發電企業參與輔助服務市場，但是相關規則并不明確，包括儲 能參與市場的交易、結算、調度、并網規則等，并未得到明確，儲能項目收 益無法保證，阻礙了進一步商業化發展。第二個問題是補償機制的合理性問 題，各地出臺相應的電力輔助服務市場運營規則，一定程度上給予了儲能擴展收益空間的機會，但大部分政策和規則無法做到補償完全覆蓋投資成本。

　　用戶側方面，削峰填谷是用戶側儲能目前最典型應用場景之一,但盈利方式較 為單一。用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使 用存儲好的電能，避免直接大規模使用高價的電網電能，如此可以降低用戶 的電力使用成本，實現峰谷電價套利。單純依賴峰谷價差獲取收益應用場景 較為單一，依據當前的儲能系統建設成本，峰谷價差達到 0.6 元/KWh，可實現經濟性。目前，峰谷價差高于 0.6 元/KWh 的地區主要集中在北京、長三角 和珠三角地區，仍有較多地區難以通過峰谷價差進行套利，單純的峰谷套利 盈利方式較為單一。

　　目前，我國儲能缺少獨立的主體地位，基本處于依附于發電、電網或用戶的 狀態，風電、光伏產業經歷了補貼扶持的階段，目前已進入了可再生能源平 價時代，但由于其不穩定、不可控的特性，其大規模發展仍受到一定的限 制，“新能源+儲能”的項目建設主要由發電側承擔。

　　目前，我國從中央到地方出臺多項政策支持儲能產業發展，但仍在探索階 段。地方性儲能政策大多默認由發電側承擔加裝儲能的目標。

　　風光初步步入平價階段，要求新能源運營商獨自承擔加裝儲能的目標，存在經濟效益矛盾的問題。

　　2.3 測算顯示，現階段新能源電站加裝儲能尚不具備經濟性

　　2021 年 1 月 18 日，青海省下發《關于印發支持儲能產業發展若干措施(試 行)的通知》，為全國首個針對可再生能源+儲能項目補貼方案。我們在上一篇鋰電儲能專題深度報告《下游應用場景多點開花，儲能萬億級市場即將開 啟》對青海省光伏電站加裝儲能的經濟性進行過測算。測算結果顯示，青海 省出臺的時限 2 年的“新能源+儲能”項目補貼雖然可以在一定程度緩解由儲 能需求帶來的新能源裝機壓力，但仍不足以完全覆蓋儲能成本;經后續測 算，即便考慮儲能對棄光改善帶來的額外收益，補貼仍不足以覆蓋凈成本。

　　因此，僅由發電側承擔加裝儲能的目標，若未能提供強有力的補貼和高確定 性的收益保障，實則難以實現儲能大規模的應用和發展。

　　三、海外儲能政策、商業模式、案例分析及經驗借鑒

　　3.1 海外儲能政策體現在財政補貼、稅收融資、市場機制等方面

　　儲能的重要性在全球范圍內日益增長，各國也出臺相關儲能政策，支持儲能 產業發展。對美國、歐洲、日本、澳大利亞等典型國家的儲能政策進行了分 析，主要體現在財政補貼、稅收融資、市場機制、價格機制等方面。

　　3.2 德國能源發展現狀及儲能市場

　　儲能在能源系統轉型方面發揮著重要作用，德國擁有良好的輸電線路，與鄰 國之間也保持著良好的互聯，完善的基礎設施使德國電網可以平衡大部分可 再生能源。

　　風電、光伏等可再生能源在能源系統中占比提高會導致發電波動性增加，光 伏并網具有日波動和季節性波動特征，風電并網量與風速具有高度相關性。 從德國電力生產消費結構來看，在各類可再生能源類型中，風電每小時并網 曲線最不規律，光伏其次，生物質能可控性較好。因此，風電場和光伏電站的并網量難以預測。在德國的能源結構中，可再生能源占比達到 43%;到 2030 年，預計這一比例將超過 65%，到 2050 年，電力系統基本全部使用可 再生能源。2020 年，我國可再生能源發電占比已接近 30%，通過對德國儲能 市場的商業模式、應用案例和政策框架進行分析，對于我國儲能行業未來發 展具有一定的借鑒意義。

　　2020 年上半年，德國可再生能源占該國凈發電量的比例已超過 55%，近年 來，德國儲能市場十分活躍，德國的商業化的儲能市場主要集中在電力輔助服務市場市場和戶用儲能市場。

　　電力系統儲能通常可以分為戶用儲能和電網級的并網儲能兩類，戶用儲能在 德國的發展更快。德國具有成熟的分布式光儲市場，也是用戶側儲能商業模 式發展最為先進的國家之一。

　　3.3 海外儲能商業化應用案例

　　德國儲能利用的商業模式較為靈活，主要包括大規模儲能對電網頻率調整、 利用儲能系統優化光伏電力自發自用、儲能參與電力現貨市場。

　　德國大型電池項目主要應用領域包括：提供調頻調峰、電壓支撐、黑啟動等 輔助服務;提供電能時移大容量能源服務;提供零售電能時移客戶能源管理 服務;提供系統穩定服務，促進可再生能源占比提高。其中，一次調頻服務 是德國大型電池儲能項目最重要的收入來源。

　　德國電力市場遵循“廠網分開”和交易機構獨立原則，輸電企業既不可以從 事發電業務，也不可以成為交易商;但需要負責電網頻率的調度并且要維護 電網的穩定性。所以對于輸電企業來說，可以通過調頻市場進行電力交易， 實現對電網的充放電;也可以增加硬件投資，擴充電網。

　　調頻市場通過網上公開拍賣形式進行，每周進行一次拍賣，過去主要由發電站會預留一些發電設備，從而為電網提供充放電服務，或者，電力服務公司 會整合工業用戶的資源，從而為電網提供充放電的商業化服務。隨著儲能電 池成本的大幅降低，將電池儲能運用于調峰領域已具備可行性，也是最適用 于調頻的手段。

　　服務于一次調頻市場，電池儲能服務商需要與輸電企業之間進行緊密的研發 調試配合，在商業化運作之前，儲能服務提供商需先滿足輸電企業的安全要 求，證明自己能夠安全有效地進行調頻服務后，才能接入全國高壓電網的一 次調頻市場。除了服務于一次調頻市場，儲能服務商對可再生能源微電網系 統也給予了高度關注。

　　過去德國的微電網系統主要依靠柴油或汽油發電機維持電壓、頻率穩定，德 國可再生能源目標的提升為儲能市場提供了廣闊的應用前景。 上述大型電池項目的收益來源主要包括調峰調頻收入、電能時移套利收入、 平滑可再生能源出力波動收入，同時可以節約電網投入，減少稅收、附加費 等。

　　德國的大型電池項目市場主體地位更加明確，獨立于發電企業和輸電企業， 通過與政府、輸電方、發電方、用電方建立合作關系，獲取多方收益。

　　3.4 南澳州大型儲能項目-霍恩斯代爾儲能系統案例分析

　　具體到項目而言，可參考在南澳大利亞建設的霍恩斯代爾儲能系統，該儲能 系統服務于集中式風能電站、電網、以及用電方，業主及運營商是全球可再 生能源供應商 Neoen。2016 年 9 月 28 日下午，南澳大利亞州發生大規模停電事故，強臺風伴隨暴風雨、閃電、冰雹襲擊了南澳大利亞州，風電機組大規模脫網等一系列故障造成了時間長達 50 小時的全州大停電。2016 年，澳大利亞南部地區新能源發電占比高達 48.36%，此次停電事故是世界上第一次由極端天氣誘發新能源大規模脫網導致的局部電網大停電事件。

　　為避免 2016 年夏季的大規模停電再次重演，提升南澳州電網穩定性，南澳州 政府廣泛尋求解決方案，計劃部署電網級儲能方案，儲能容量至少要達到 100MW。參與儲能項目的競標者有 90 多位，最終特斯拉中標，提供容量為 100MW/129MWh 的 Powerpack 儲能系統，該系統與南澳詹姆斯敦附近的霍恩斯 代爾風電場(所有者 Neoen)進行連接，配備了全球最大的鋰離子電池組， 儲能項目由特斯拉負責建設，Neoen 負責運營管理。

　　使用結果顯示，該電池系統可有效解決電力中斷問題、縮短供電中斷時間、有效應對夏季負荷高峰，從而保障南澳電力基礎設施的有效運行，大大降低 了全州電網的不穩定性，并大大降低了頻率控制輔助服務(FCAS)市場的成 本。

　　根據合同，該設施可向政府提供 70 兆瓦、持續時間 10 分鐘(11.7MWh)的電 力服務，以確保電網穩定，并防止風力突然下降或出現其他電網問題時，啟 動其他發電機時切負荷造成的停電;將 30 兆瓦、持續 3 個小時(90MWh)用 于客戶能源管理服務，在低價時儲電，在需求高時售電。

　　從儲能系統盈利模式來看，特斯拉公司在霍恩斯代爾(Hornsdale)部署的電池 儲能系統在無補貼的情況下建造，從設計到全面運營用時 4.5 個月，耗資 9100 萬美元。項目運營以來年收入約為 2400 萬美元。收入主要來自客戶能 源管理服務、維持電網穩定收入、頻率控制和輔助服務(FCAS)收入。特斯 拉通過與南澳大利亞州政府簽訂的每年 400 萬美元的合同(10 年)來獲利。

　　霍恩斯代爾由特斯拉建造，法國可再生能源公司 Neoen 為其業主并負責運 營，與儲能系統連接的霍恩斯代爾風電場同屬 Neoen。霍恩斯代爾儲能系統 雖然由電站建設商 Neoen 負責運營，但市場地位獨立，可參與多項服務。儲 能系統可以通過提供頻率控制和輔助服務、平滑可再生能源出力、確保電網 穩定運行獲取收入以及通過低價儲電、需求高時售電賺取收入。該項目同時 為發電、電網、用戶多方提供服務，并按照服務效果拿到相應的收益，明確 了“誰受益、誰承擔”的原則。

　　2019 年 11 月，Neoen 公司確認將該設施的容量增加 50 兆瓦/64.5 兆瓦時， 總計達到 185 兆瓦時。新增容量于 2020 年 3 月 23 日安裝完成。霍恩斯代爾 電池儲能系統目前擁有 150MW 裝機容量，其穩定電網運營和避免電價波動 的能力也得到增強。澳大利亞清潔能源協會與 Neoen 公司、澳大利亞可再生 能源署以及南澳大利亞政府合作，承諾為擴容項目提供 5000 萬美元的項目 融資。

　　3.5 海外儲能政策、商業模式經驗借鑒

　　國際上很多儲能獲得了市場主體地位，但我國缺少相應的儲能身份或者主體 的定位，受益者付費機制仍不完善。從服務對象來看，我國儲能項目暫未同 時為發電、電網、用戶等多方提供服務，根據國家能源局 2020 年 12 月公布 的《首批科技創新(儲能)試點示范項目》，選取的示范項目共 8 個，分別 涵蓋可再生能源發電側、用戶側、電網側、配合常規火電參與輔助服務等 4 個應用場景。我國現存儲能項目應用場景還較為單一，暫未形成多方收益機 制，儲能項目盈利模式不清晰。

　　海外儲能項目的融資模式、商業模式、多方服務機制值得我國借鑒。對比霍 恩斯代爾等海外項目，在項目建設成本方面，政府、官方協會提供部分項目 融資，減輕發電企業儲能項目建設壓力。儲能系統可以通過提供頻率控制和 輔助服務、平滑可再生能源出力、確保電網穩定運行獲取收入以及通過低價 儲電、需求高時售電賺取收入，項目同時為發電、電網、用戶等多方提供服 務，并按照服務效果拿到相應的收益，明確了“誰受益、誰承擔”的原則。

　　政策方面，儲能產業相關政策的實施根據各國儲能所處發展階段的不同而有 所差異。在儲能尚未推廣或剛剛起步的國家或地區，發展儲能逐漸被納入國 家戰略規劃，政府開始制定儲能的發展路線圖。在儲能已具備一定規模或產 業相對發達的國家或地區，政府多采用稅收優惠或補貼的方式，以促進儲能 成本下降和規模應用。在儲能逐步深入參與輔助服務市場的國家或地區，政 府通過開放區域電力市場，為儲能應用實現多重價值、提供高品質服務創造 平臺。

　　儲能政策逐步完善，示范項目、補貼政策相繼出臺。我國儲能發展已初具經 濟性，初步具備大規模發展應用的條件，相關政策也逐步由鼓勵性質的宏觀 框架性的引導，向更加適應儲能規模化應用的補貼政策轉移。2021 年 1 月 18 日，青海省下發《關于印發支持儲能產業發展若干措施(試行)的通知》， 為全國首個針對“可再生能源+儲能”項目補貼方案。“可再生能源+儲能” 項目補貼方案能夠在一定程度解決電站加裝儲能的經濟性問題，有助于新能 源產業鏈打破消納瓶頸，同時，也有助于儲能行業加速發展。國家能源局 2020 年 12 月公布《首批科技創新(儲能)試點示范項目》，通過對試點示 范項目進行跟蹤評估，為儲能產業提供實際的運行數據和運營經驗，掌握項 目實際運營情況，進一步總結成功經驗和教訓，歸納出可行的技術體系和發 展模式，更好地從根本上設計儲能發展框架，制定儲能政策機制，未來更完 善、具體、合理的儲能政策值得期待。

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