2018年，我國電化學儲能出現爆發式增長，其中電網側儲能新增裝機比重更是首次超過用戶側，躍居第一位，占比達到42%。在地方層面，江蘇、河南、湖南等地陸續開展了百兆瓦級別的電網側儲能項目建設。

是一時風向轉變還是大勢所趨?本期數說能源，將主要梳理電源側、電網側和用戶側儲能在國內外的占比情況和政策支持體系。數據表明，越是在成熟的電力市場，電源側和電網側儲能的發展越為繁榮，而商業模式的靈活多變、回收期短，則是我國用戶側儲能遍地開花的重要原因。

成熟市場：電源側與電網側是首選

2010~2017年，全球電化學儲能市場平穩高速發展，年復合增長率達35%。截至2018年6月底，全球投運電化學儲能的累計裝機規模達到3468.33兆瓦。從應用分布上看，電源側(包括輔助服務、集中式可再生能源并網等)累計裝機規模最大，分別為2254.4兆瓦，占比65%;用戶側659兆瓦，占比19%;電網側554.9兆瓦，占比為16%。從技術類型來看，鋰離子電池累計裝機規模2750.47兆瓦，所占比重近80%，應用覆蓋發電側、電網側及用戶側全領域。

從相關激勵措施看，政策和市場環境是當前儲能市場化發展的核心驅動力。美國、德國、澳大利亞、日本等多個國家均出臺了相關的儲能發展規劃、財政支持、稅收優惠、示范項目、市場機制、價格機制等政策。同時，美、歐、日電力市場化機制相對成熟，也有利于儲能通過需求響應、市場交易和輔助服務等方式獲得高額回報，投資收益較好。

國外電源側和電網側累計裝機規模占比均大于用戶側占比，這背后與各國儲能產業支持政策和電力市場環境密切相關。特別是美國和日本，針對電源側和電網側的政策眾多且相對比較全面，政策類型覆蓋了儲能發展規劃、安裝激勵、示范項目政策以及技術研發支持等。

而在用戶側應用方面，僅有德國、美國亞利桑那州等國家和地區出臺了政策支持，如德國的“戶用光儲投資補貼計劃”，為用戶光伏配套儲能系統提供30%的安裝補貼，并通過德國復興發展銀行對購買光伏儲能設備的單位或個人提供低息貸款。但由于條件過于嚴格且手續繁瑣，有相當一部分用戶無法享受到政策紅利，導致用戶側儲能發展動力不足。

在技術方面，電源側和電網側儲能系統較為集中，其計量、計費和運行方式便于參與電力市場。而在用戶側，由于儲能裝置功率容量普遍較小，而各國對參與電力市場的主體普遍有容量要求，因此，多數用戶側儲能無法享受到國外成熟電力市場的豐厚回報。

國內儲能市場：用戶側占半壁江山

2011~2017年，我國電化學儲能市場高速發展，年復合增長率達38%。2011年，由于張北國家風光儲輸示范工程14兆瓦和深圳寶清儲能電站10兆瓦儲能建成投運，我國儲能市場增速一度高達1407%。截至2018年6月底，全國投運電化學儲能項目累計裝機532.7兆瓦，2018年增長率預計可突破100%。

從應用分布上看，用戶側領域的累計裝機規模最大，為264兆瓦，所占比重達到約50%，產業格局初步形成;發電側和電網側領域分列第二、三位，所占比重分別為36%和14%。

按技術類型分析，鋰離子電池累計裝機規模366.38兆瓦，所占比重近70%，應用覆蓋發電側、電網側及用戶側全領域;鉛蓄電池累計裝機規模143.78兆瓦，占比27%，用戶側則是其主要應用場景。

用戶側儲能在我國獲得大規模發展的主要原因，在于其商業模式清晰，投資回收年限較短，一般小于8年。從盈利上看，通過峰谷價差方式，用戶側儲能項目在部分省份已經接近盈虧平衡點。用戶側儲能的市場投資主體主要有電池生產商、綜合能源服務公司、售電公司、儲能系統集成商和產業資本等，其中，綜合能源服務公司+電池生產商的模式占比最高。

政策體系漸趨完善

從頂層設計來看，儲能在我國能源系統和產業發展中的身份地位逐步確立。2011年3月發布的“十二五”規劃綱要中,“儲能”作為智能電網的技術支撐在國家的政策性綱領文件中首次出現。2014年11月，國家發布《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》，首次將儲能列入9個重點創新領域之一。2016年，在《國家“十三五”規劃綱要》中，儲能首次進入國家規劃。《中國制造2025-能源裝備實施方案》，則明確將儲能作為15個能源裝備領域之一。

從產業支持來看，相關政策也逐步出臺。2016年6月，國家能源局出臺《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》，選取不超過5個電儲能設施參與調峰調頻補償機制試點。2017年10月，五部委聯合發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》(發改能源〔2017〕1701 號)，提出了未來十年的發展目標、重點推進技術研發和示范應用，是我國儲能產業第一個國家級政策。2018年7月，國家發改委發布《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》(發改價格規〔2018〕943 號)，提出加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷，促進儲能發展。

在地方層面，并網運行、輔助服務、需求側響應和補貼機制等方面的政策支持體系也日益完善。并網運行方面，2017年9月，江蘇省電力公司發布《客戶側儲能系統并網管理規定(試行)》，提出了關于儲能系統并網的管理規范。輔助服務方面，2017年11月，山西省能源監管辦印發《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》，涉及調峰和調頻兩種輔助服務品種，包括聯合式和獨立式等兩種電儲能設施參與方式。

需求側響應方面，2018年7月，山東省經信委聯合山東省物價局印發了《關于開展電力需求響應市場試點工作的通知》，通過經濟激勵政策，采用負荷管控措施，調節電網峰谷負荷，削峰填谷緩解供需矛盾。

補貼機制方面，2018年9月，安徽省合肥市政府通過《關于進一步促進光伏產業持續健康發展的意見》，對國內銷售收入超過1億元的儲能電池等產業提供一次性獎勵30萬元，銷售收入每增加0.1億元再給予1.2萬獎勵，同一企業年度獎勵額最高不超過500萬。對符合要求的光儲系統按充電量提供1元/千瓦時的補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。

在價格機制上，我國一般工商業峰谷電價差在0.6元/千瓦時以上的有16個省市，大工業峰谷電價差在0.6元/千瓦時以上的有6個省市。

未來趨勢

從規模效應和利用率來看，電化學儲能在電網側和電源側能夠得到更加集中和規模化的利用，較用戶側儲能效率高，且安全和可控性更強，國外在電源側和電網側均出臺了大量激勵政策，我國也應借鑒國際經驗，在電網側和電源側儲能方面加強政策支撐和引導。

對于用戶側儲能來說，關鍵在于完善市場設計，通過市場發現儲能價值的方式促進其發展。原則上，儲能不需要單獨定價，儲能的價值主要通過機會成本法，按效果付費來體現，因此應盡可能采用市場化方式定價和回收成本。建議我國加快推進電力現貨市場和輔助服務市場建設，引導用戶通過儲能設施，合理優化運行方式，降低市場電費成本，同時通過打包集成為“虛擬電廠”參與輔助服務市場。