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2019年5月28日，是我國電化學儲能發展的一道分水嶺，因為這一天國家發改委、國家能源局聯合修訂出臺了《輸配電定價成本監審辦法》（以下簡稱“新《辦法》”）。新《辦法》要求電儲能設施等與電網企業輸配電業務無關的費用不得計入輸配電定價成本。
盡管從統計數據看，截至2019年6月底，我國電化學儲能累計裝機規模為1189.6兆瓦，2019年上半年新增規模高達116.9兆瓦，但實際上“辦法”在征求意見階段已造成增速同比減少4.2%的影響，考慮已規劃核準項目投運周期的滯后作用，下階段項目規劃減速明顯。也就是說該政策一出，在經歷了號稱“儲能元年”的2018年短暫爆發增長后，儲能市場迅速進入減速調整期，其中集中式可再生能源并網上半年沒有投運項目，增速最低；近幾年非常活躍的用戶側儲能陷入低迷，同比下降50.4%；2018年擴張力度最大的儲能參與調頻輔助服務應用項目也開始制動，原本躍躍欲試的電化學儲能投資者們觀望情緒陡增。
出現這一近乎戲劇性的變化，與電化學儲能自身特征休戚相關。一方面，在眾多儲能技術路線中，以其配置靈活、建設期短、響應快速被認為是推動能源替代和電力改革的關鍵，另一方面，電化學儲能的技術經濟特性也對自身產業化發展形成制約。一旦解除政策保護和兜底，競爭力問題立即凸顯。
雖然2019年7月《貫徹落實〈關于促進儲能技術與產業發展的指導意見〉2019-2020年行動計劃》出臺，一些地方政府也發布了相關推動政策，表現出對電化學儲能作為發展方向的肯定，但對于電化學儲能產業而言，若要在市場機制環境下健康有序發展，需要審視目標與資源、找準定位、尋求發展路徑。
根據“魔川-死谷-達爾文海”創新理論模型，從科學研究到技術開發轉化所經歷的障礙被稱為魔川，是由技術的不確定性造成的。盡管目前還沒有某一種技術能夠完全滿足循環壽命、可規模化、安全性、經濟性和能效等五項儲能應用關鍵指標，但考慮到鋰電池的日益成熟，產業技術路線的不確定性已經相對較低。從開發到商業化的過程中，所經歷的障礙叫“死谷”，主要由顧客的不確定性導致。隨著一段時期的探索磨合，電化學儲能的目標顧客從集中式新能源基地、火電上網側、電網側到用戶側也逐漸固化。根據該模型，從商業化到產業化所經歷的障礙被稱為“達爾文海”，關鍵在于能否找到合適的商業模式，這正是電化學儲能產業目前面臨的階段。
電化學儲能產業，要走過達爾文海，必須選取正確的發展戰略。
亟待破題的戰略選擇
邁克爾·波特曾將企業發展戰略分為總成本領先戰略、差異化戰略、聚焦戰略三大類，但這主要針對具體企業。對于產業而言，還應進行產業價值鏈的營造。
總成本領先戰略
電化學儲能項目的成本主要包含兩大類：建設成本和經營成本，其中建設成本涉及土建，電池、BMS、PCS及其他配套的電氣一、二次設備等的采購、安裝，以及占地、施工設計等資源投入。
以目前商業化應用綜合性能較高的基于磷酸鐵鋰電池的電化學儲能系統為例，建設階段系統總體能量成本目前約為1800元/千瓦時~2300元/千瓦時，盡管同樣的電池容量配置下，不同充放電時長配置會引起儲能項目建設成本的大幅波動，PCS、土建施工也在建設成本中占有較大權重且存在統計樣本上的較大差異，電池成本仍是最主要的成本，占40%~60%。所以未來電化學儲能總成本領先戰略實施的關鍵是持續技術改進。
一方面，從低成本角度，創新電池結構和工藝的開發，通過自動化、柔性生產線或規模化量產、整合供應鏈等手段，提高生產效率，拓展電池成本下降空間。另一方面，通過系統工程設計上的改進，消除逆變器、布線、集裝箱化、氣候控制和其他組件的不必要成本和復雜性，形成標準化的設計、安裝、調試和施工，減少現場勞動力需求、降低土地占用，實現規模效益。沿著上述產業路線圖，到2025年，電化學儲能系統的單位建設成本和初始投資有望下降50％以上。
儲能項目建設完成后，主要經營成本為運行維護費用，合理的運維投入對于項目安全可靠運行和全壽命周期經濟性有重要作用。對于運維費用，由于缺乏足夠充分的案例，加之運行工況差異很大，不應簡化為費率的套用。作為電化學儲能的核心，電池有大致的循環壽命，一般磷酸鐵鋰電池在2500~4000次。根據應用場景的不同，電池的使用年限也會有很大不同。如峰谷套利，結合峰平谷出現的周期，可以一天一充一放，也可以一天二充二放。項目的整個運營周期內，為提高項目整體使用壽命，一般至少存在一次更換電池的情況。因此電化學儲能項目還要專門預留一定的技改費用更換原有的電池。
同時新能源汽車行業的規模化和技術進步，將不斷推動電池成本降低，儲能作為同技術路線的另類應用，也將充分受益。此外，各大電池生產商也致力于提升電池循環次數達到與整個項目的運行壽命同步，無需在運營過程中更換電池，將明顯降低項目成本，增強項目競爭力。
總成本最低戰略，不僅適用于電化學儲能產業作為新業態在電力系統中整體地位的確立，也適用于未來產業內各個企業之間的競爭。
差異化戰略
電力系統中發電、輸電、配電、用電各個環節對儲能技術都有需求，儲能應用場景復雜多樣，每個應用場景在不同地區又存在不同特征，東部負荷密集地區與西部新能源送出省份對儲能的需求也大相徑庭，不同用戶對儲能技術能量密度、功率特性、成本、壽命、啟動及響應時間等特性要求不同，不宜搞一刀切。差異化是電化學儲能產業生存發展的主要戰略。
容量型電化學儲能的差異化戰略選擇
容量型電化學儲能主要應用于能量的時移，通過充放電的電價差計算收入。容量型廣泛應用于促進新能源消納、電網側調峰等輔助服務、用戶側削峰填谷等場景。一般額定功率下儲能時長配置在兩小時以上。
新能源消納領域的應用
在促進新能源消納方面，青海打破了原有儲能應用的界限，創造了儲能參與電網調度運行的新模式，提出了共享儲能的新概念。2019年6月3日西北能監局印發《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，指出儲能電站可作為市場主體參與調峰輔助服務市場化交易，交易后仍有剩余充電能力,在電網需要調峰資源的情況下調度機構可以按照電網調用儲能調峰價格（暫定0.7元/千瓦時）調用儲能設施參與青海電網調峰。
青海共享儲能輔助服務市場從6月18日正式啟動試運行，從青海省某50兆瓦/100兆瓦時儲能項目運行情況來看，6-8月調峰充電電量470.64萬千瓦時，累計放電電量352.52萬千瓦時。
按照1800元/千瓦時的單價，項目靜態投資在1.8億元。年放電量根據現有充放電記錄量預估為2100萬千瓦時，假設市場化成交價格也是0.7元/千瓦時，則年收入在1470萬元左右。再計及運維成本，暫無法實現良好的投資回報率。當然測算放電量只是按照開始兩三個月的運行情況進行預估，相信隨著系統的不斷完善，儲能場站交易電量和調用電量的增長，可望實現新能源場站和儲能電站共贏的預期。共享儲能模式的踐行，有利于社會資本參與投資。
新疆自治區發改委今年7月正式印發了《關于開展發電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，將在南疆四地州布局光儲聯合運行試點項目，并明確在2019年10月31日前建成的項目，所在光伏電站于2020年起每年增加100小時優先發電電量，持續五年。新疆的項目廣受關注，在首批公示的試點項目名單中共有36個光儲項目滿足試點條件，總規模為221兆瓦/446兆瓦時。根據試點要求，一個20兆瓦的光伏電站至少要配備3兆瓦/6兆瓦時的儲能系統，投資約900萬元。年增加100小時的發電量，收入約增加160萬，五年總收入增加800萬元，目前看來尚不足以收回儲能的投資。
電網側調峰等輔助服務應用
在電網側調峰等輔助服務方面，儲能設施尤其是電化學儲能設施的定位既清晰又模糊。
2018年，我國電化學儲能實現了突破性發展，累計投運規模為1.073吉瓦，是2017年累計投運規模的2.8倍，首次突破“吉瓦”。根據CNESA儲能項目數據庫的統計，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側電化學儲能規模206.8兆瓦，占2018年全國新增投運電化學儲能規模的36%，占各類儲能應用之首。2019年初，兩大電網公司分別出臺支持儲能發展的指導意見，不約而同提出將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產，這一舉措當然與新《辦法》即將出臺的大背景直接相關，但也說明作為保證電力系統安全可靠運行的電網公司，從功能上認可電化學儲能設施的作用。
原本清晰的投資引導策略，在新《辦法》出臺后前景一下變得撲朔迷離。但這只是浮在表層的現象。
電網側儲能是為了有效提高電力系統安全穩定運行水平，因此儲能設施的功率、容量有一定的準入門檻，其設計和布置應服從電網統一規劃。既然儲能設施與電網關系如此緊密，新《辦法》為何明確規定電儲能設施等與電網企業輸配電業務無關的費用不得計入輸配電定價成本呢？
對這一政策的解讀是，首先這是電改“管住中間”的配套舉措，電網側電化學儲能設施確實可提升電網利用效率、提高供電可靠性，但具體應該安放在什么位置、如何合理調度、怎么進行充放計劃，目前尚難以準確量化；而這一情況與電改厘清和管制輸配電成本的目標不符。其次，嚴格來說，“不得計入輸配電定價成本”也并不等于不允許電網租賃儲能服務。對于投資電化學儲能設施，電網與社會資本理論上也都是開放的。新舊機制的區別關鍵在于：儲能在調峰調頻、系統備用、改善電能質量以及緩解高峰負荷供電壓力、延緩輸配電設施升級擴容等多個方面對電網的價值，將因新機制倒逼而清晰精準起來。即便電網基于對電力系統全方位的了解，仍比社會資本具有投資儲能和調用服務的站位優勢，但比起舊機制，相關決策勢必更科學全面；第三，與以反映時空信號為特征的電力市場的愿景相銜接，發揮市場配置資源的作用，電網側儲能的功能定位和盈利模式將清晰顯現。
用戶側削峰填谷實踐
用戶側儲能是儲能商業化應用最早的領域。其收益主要來源于峰谷差套利，主要集中在江蘇、北京、廣東、浙江等峰谷電價差較大地區。去年開始一般工商業電價兩次下調10%，使得全國很多地區的峰谷價差不斷縮小，單一依靠峰谷差的收益性不理想。按照儲能成本2元/瓦時計，假設日充放電兩次（峰谷+平谷，DOD深度85%，15%綜合損耗），峰谷價差0.7元/千瓦時，峰平價差0.35元/千瓦時，則投資回報周期也要10年以上。如果考慮鋰電池衰減，尤其是兩充兩放衰減加速，使用年限縮短，運營中要更換電池，則投資更加難以回收。期間如果用戶企業無法正常經營生產，也會造成投資難以收回，這給項目帶來更多不可控的風險。用戶側收益單一、長期運營缺乏保障，對社會資本吸引力不高。考慮配置儲能用電方多數存在備電、擴容等綜合需求。
功率型電化學儲能的差異化戰略選擇
調頻
功率型的典型應用主要是調頻輔助服務，通過調節里程計算收入。目前獨立的功率型儲能電站尚未出現，主要是依托火儲聯合調頻的方式，在火電廠內部安裝儲能設施與火電機組聯合參與調頻，是我國當前政策環境下獨特的應用形式。儲能與火電機組捆綁參與調頻服務，可實現快速響應調度指令，對于提高電網調節速率、響應時間等有一定促進作用。一般功率配置是火電機組額定功率的3%，額定功率下儲能時長配置在半小時。
儲能投資方與電廠采用補償收益分成的模式，分成比例不定，既有在合同期執行同一分成比例，也有投資成本收回后采用前后兩個階段分成倒掛的模式。在投資回收之前，項目大多采用投資者70%～80%、電廠20%～30%的收益機制。早期介入聯合調頻市場的儲能項目，由于儲能調節速度快效果好，Kp值能得到大幅提升，而且單次調頻價格高15元/兆瓦，收益明顯。一個9兆瓦/4.5兆瓦時的項目每日收益可達7萬左右，年收益預估2000萬，當時3000-4000萬的造價，2年就和收回成本。但市場真正運行不久調頻單價就一再下調，下降到普遍的5元/兆瓦。
由于此種模式的費用由所有發電企業按照實際上網電費分攤，屬于發電企業之間零和博弈。該區域內火電企業如果都加裝儲能提高響應，則收益性將大大降低。而且從美國PJM區域市場和英國市場的經驗來看，盡管調頻服務的商業化程度較高，初期市場收益良好，但市場空間其實相對較小，有最優的容量上限，發展到一定程度會飽和，調頻價格會持續下降。
山西、廣東等地經過一至兩年的試行，在這個容量有限的市場中，“僧多粥少”的競爭格局加劇，而且因為要求在較短時間內進行快速的充放電，采用電化學儲能時需要有較大的充放電倍率，會減少電池的壽命，從而影響其長期經濟性，這一市場正在從藍海逐漸轉向紅海。當初2~4年收回投資的情況已漸行漸遠，投資風險逐步加大，這一場景的差異化戰略需要動態調整。
無功支持
無功支持是指在輸配線路上通過注入或吸收無功功率來調節輸電電壓。電池在動態逆變器、通信和控制設備的輔助下，通過頻繁調整其輸出的無功功率大小來對輸配電線路的電壓進行調節，也屬于功率型電化學儲能運用，因屬于電網側場景，在不能進入輸配電成本規定出臺后，是否實施該項差異化應用，需結合供電電壓質量的考核要求，與其他無功支持手段進行邊際成本比較。
聚焦戰略以期未來
一般而言，成本領先和差異化戰略適用于全產業，而聚焦戰略則圍繞特定目標。利用電化學儲能平滑電壓、頻率波動，解決特定用戶的電能質量問題就是典型的聚焦戰略。例如芯片加工這樣的高附加值制造商，由于產品精度要求極高，在生產過程中對生產設備電壓、電流變化或者頻率偏差等問題非常敏感，即便已采取從不同降壓變壓器接線等方式保障供電安全，但由于電力系統負載非線性，仍擔心電壓升高、驟降、閃變等問題影響產品質量，此時可發揮電化學儲能毫秒級響應優勢，定向加裝電化學儲能設備，既使這樣的用戶通過保障用電質量穩定產品質量和收入，又使電化學儲能優勢得到應用。
產業價值鏈戰略
在政策指引下開展市場化創新，營造產業生態，發揮價值鏈集聚效應也是電化學儲能的產業發展戰略。青海和新疆發電側鼓勵政策的出臺是對儲能價值的認可，是儲能在可再生能源領域應用的有益探索，為后續政策的完善提供了良好的借鑒。要想全面實現新能源的良性輸送和消納，還需要結合實際需求，建立良好的協同機制，實現儲能與電網、新能源場站的協同發展的多重價值，如平滑出力、負荷跟蹤、提升可調節性等，爭取共贏。
目前全國1-9月份棄風棄光總量160.8億千瓦時，在輸送和消納能力沒有大的改善情況下，可配置儲能5萬兆瓦時以上,與現有規模相比還有很大的發展空間。除此以外，在用戶側，電化學儲能在傳統需求管理、微電網、綜合能源服務等方面的價值，通過單個儲能設施來實現存在困難。在“互聯網+”的大背景下，儲能破解了能源生產和消費的不同步性，使能源在時間和空間上具有可平移性，是能源互聯網的核心部件，利用區塊鏈技術，充分挖掘數據資源價值，再結合可再生能源消納保障機制、需求側管理，可考慮積極探索光儲充合作、能源托管、融資租賃等新型商業模式，進一步細分市場，通過功能互補和精準定制，形成協調收益。
儲能是未來電力市場中不可或缺的重要一環，將在多種場景中發揮重要作用，目前看來，影響儲能市場發展的關鍵，仍然是儲能項目本身缺乏經濟競爭力。從經濟性看，儲能行業的發展需要國家補貼，但從補貼的邏輯來看，新能源汽車的補貼、風、光等新能源項目的補貼都已急劇下滑，再對儲能補貼很難實現。儲能項目的經濟性要依賴儲能技術的發展，設備成本的進一步降低，以及建立合理的定價機制量化儲能應用所實現的價值，還原儲能在市場中真正的商品屬性。這需要針對各類儲能應用場景因地制宜地設計合理可行的市場規則，借助互聯網技術、區塊鏈技術及其他新興網絡技術，并充分深入研究不斷推陳出新的激勵與約束政策，探索新模式、新業務、新方案，為促進儲能的良性發展提供支撐。
總之，電化學儲能正處在產業轉折點，唯有把握好戰機，選擇正確戰略，方可走過產業大發展的達爾文之海。
本文刊載于《中國電力企業管理》2019年11期，作者就職于申能股份有限公司。
盡管從統計數據看，截至2019年6月底，我國電化學儲能累計裝機規模為1189.6兆瓦，2019年上半年新增規模高達116.9兆瓦，但實際上“辦法”在征求意見階段已造成增速同比減少4.2%的影響，考慮已規劃核準項目投運周期的滯后作用，下階段項目規劃減速明顯。也就是說該政策一出，在經歷了號稱“儲能元年”的2018年短暫爆發增長后，儲能市場迅速進入減速調整期，其中集中式可再生能源并網上半年沒有投運項目，增速最低；近幾年非常活躍的用戶側儲能陷入低迷，同比下降50.4%；2018年擴張力度最大的儲能參與調頻輔助服務應用項目也開始制動，原本躍躍欲試的電化學儲能投資者們觀望情緒陡增。
出現這一近乎戲劇性的變化，與電化學儲能自身特征休戚相關。一方面，在眾多儲能技術路線中，以其配置靈活、建設期短、響應快速被認為是推動能源替代和電力改革的關鍵，另一方面，電化學儲能的技術經濟特性也對自身產業化發展形成制約。一旦解除政策保護和兜底，競爭力問題立即凸顯。
雖然2019年7月《貫徹落實〈關于促進儲能技術與產業發展的指導意見〉2019-2020年行動計劃》出臺，一些地方政府也發布了相關推動政策，表現出對電化學儲能作為發展方向的肯定，但對于電化學儲能產業而言，若要在市場機制環境下健康有序發展，需要審視目標與資源、找準定位、尋求發展路徑。
根據“魔川-死谷-達爾文海”創新理論模型，從科學研究到技術開發轉化所經歷的障礙被稱為魔川，是由技術的不確定性造成的。盡管目前還沒有某一種技術能夠完全滿足循環壽命、可規模化、安全性、經濟性和能效等五項儲能應用關鍵指標，但考慮到鋰電池的日益成熟，產業技術路線的不確定性已經相對較低。從開發到商業化的過程中，所經歷的障礙叫“死谷”，主要由顧客的不確定性導致。隨著一段時期的探索磨合，電化學儲能的目標顧客從集中式新能源基地、火電上網側、電網側到用戶側也逐漸固化。根據該模型，從商業化到產業化所經歷的障礙被稱為“達爾文海”，關鍵在于能否找到合適的商業模式，這正是電化學儲能產業目前面臨的階段。
電化學儲能產業，要走過達爾文海，必須選取正確的發展戰略。
亟待破題的戰略選擇
邁克爾·波特曾將企業發展戰略分為總成本領先戰略、差異化戰略、聚焦戰略三大類，但這主要針對具體企業。對于產業而言，還應進行產業價值鏈的營造。
總成本領先戰略
電化學儲能項目的成本主要包含兩大類：建設成本和經營成本，其中建設成本涉及土建，電池、BMS、PCS及其他配套的電氣一、二次設備等的采購、安裝，以及占地、施工設計等資源投入。
以目前商業化應用綜合性能較高的基于磷酸鐵鋰電池的電化學儲能系統為例，建設階段系統總體能量成本目前約為1800元/千瓦時~2300元/千瓦時，盡管同樣的電池容量配置下，不同充放電時長配置會引起儲能項目建設成本的大幅波動，PCS、土建施工也在建設成本中占有較大權重且存在統計樣本上的較大差異，電池成本仍是最主要的成本，占40%~60%。所以未來電化學儲能總成本領先戰略實施的關鍵是持續技術改進。
一方面，從低成本角度，創新電池結構和工藝的開發，通過自動化、柔性生產線或規模化量產、整合供應鏈等手段，提高生產效率，拓展電池成本下降空間。另一方面，通過系統工程設計上的改進，消除逆變器、布線、集裝箱化、氣候控制和其他組件的不必要成本和復雜性，形成標準化的設計、安裝、調試和施工，減少現場勞動力需求、降低土地占用，實現規模效益。沿著上述產業路線圖，到2025年，電化學儲能系統的單位建設成本和初始投資有望下降50％以上。
儲能項目建設完成后，主要經營成本為運行維護費用，合理的運維投入對于項目安全可靠運行和全壽命周期經濟性有重要作用。對于運維費用，由于缺乏足夠充分的案例，加之運行工況差異很大，不應簡化為費率的套用。作為電化學儲能的核心，電池有大致的循環壽命，一般磷酸鐵鋰電池在2500~4000次。根據應用場景的不同，電池的使用年限也會有很大不同。如峰谷套利，結合峰平谷出現的周期，可以一天一充一放，也可以一天二充二放。項目的整個運營周期內，為提高項目整體使用壽命，一般至少存在一次更換電池的情況。因此電化學儲能項目還要專門預留一定的技改費用更換原有的電池。
同時新能源汽車行業的規模化和技術進步，將不斷推動電池成本降低，儲能作為同技術路線的另類應用，也將充分受益。此外，各大電池生產商也致力于提升電池循環次數達到與整個項目的運行壽命同步，無需在運營過程中更換電池，將明顯降低項目成本，增強項目競爭力。
總成本最低戰略，不僅適用于電化學儲能產業作為新業態在電力系統中整體地位的確立，也適用于未來產業內各個企業之間的競爭。
差異化戰略
電力系統中發電、輸電、配電、用電各個環節對儲能技術都有需求，儲能應用場景復雜多樣，每個應用場景在不同地區又存在不同特征，東部負荷密集地區與西部新能源送出省份對儲能的需求也大相徑庭，不同用戶對儲能技術能量密度、功率特性、成本、壽命、啟動及響應時間等特性要求不同，不宜搞一刀切。差異化是電化學儲能產業生存發展的主要戰略。
容量型電化學儲能的差異化戰略選擇
容量型電化學儲能主要應用于能量的時移，通過充放電的電價差計算收入。容量型廣泛應用于促進新能源消納、電網側調峰等輔助服務、用戶側削峰填谷等場景。一般額定功率下儲能時長配置在兩小時以上。
新能源消納領域的應用
在促進新能源消納方面，青海打破了原有儲能應用的界限，創造了儲能參與電網調度運行的新模式，提出了共享儲能的新概念。2019年6月3日西北能監局印發《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，指出儲能電站可作為市場主體參與調峰輔助服務市場化交易，交易后仍有剩余充電能力,在電網需要調峰資源的情況下調度機構可以按照電網調用儲能調峰價格（暫定0.7元/千瓦時）調用儲能設施參與青海電網調峰。
青海共享儲能輔助服務市場從6月18日正式啟動試運行，從青海省某50兆瓦/100兆瓦時儲能項目運行情況來看，6-8月調峰充電電量470.64萬千瓦時，累計放電電量352.52萬千瓦時。
按照1800元/千瓦時的單價，項目靜態投資在1.8億元。年放電量根據現有充放電記錄量預估為2100萬千瓦時，假設市場化成交價格也是0.7元/千瓦時，則年收入在1470萬元左右。再計及運維成本，暫無法實現良好的投資回報率。當然測算放電量只是按照開始兩三個月的運行情況進行預估，相信隨著系統的不斷完善，儲能場站交易電量和調用電量的增長，可望實現新能源場站和儲能電站共贏的預期。共享儲能模式的踐行，有利于社會資本參與投資。
新疆自治區發改委今年7月正式印發了《關于開展發電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，將在南疆四地州布局光儲聯合運行試點項目，并明確在2019年10月31日前建成的項目，所在光伏電站于2020年起每年增加100小時優先發電電量，持續五年。新疆的項目廣受關注，在首批公示的試點項目名單中共有36個光儲項目滿足試點條件，總規模為221兆瓦/446兆瓦時。根據試點要求，一個20兆瓦的光伏電站至少要配備3兆瓦/6兆瓦時的儲能系統，投資約900萬元。年增加100小時的發電量，收入約增加160萬，五年總收入增加800萬元，目前看來尚不足以收回儲能的投資。
電網側調峰等輔助服務應用
在電網側調峰等輔助服務方面，儲能設施尤其是電化學儲能設施的定位既清晰又模糊。
2018年，我國電化學儲能實現了突破性發展，累計投運規模為1.073吉瓦，是2017年累計投運規模的2.8倍，首次突破“吉瓦”。根據CNESA儲能項目數據庫的統計，2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側電化學儲能規模206.8兆瓦，占2018年全國新增投運電化學儲能規模的36%，占各類儲能應用之首。2019年初，兩大電網公司分別出臺支持儲能發展的指導意見，不約而同提出將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產，這一舉措當然與新《辦法》即將出臺的大背景直接相關，但也說明作為保證電力系統安全可靠運行的電網公司，從功能上認可電化學儲能設施的作用。
原本清晰的投資引導策略，在新《辦法》出臺后前景一下變得撲朔迷離。但這只是浮在表層的現象。
電網側儲能是為了有效提高電力系統安全穩定運行水平，因此儲能設施的功率、容量有一定的準入門檻，其設計和布置應服從電網統一規劃。既然儲能設施與電網關系如此緊密，新《辦法》為何明確規定電儲能設施等與電網企業輸配電業務無關的費用不得計入輸配電定價成本呢？
對這一政策的解讀是，首先這是電改“管住中間”的配套舉措，電網側電化學儲能設施確實可提升電網利用效率、提高供電可靠性，但具體應該安放在什么位置、如何合理調度、怎么進行充放計劃，目前尚難以準確量化；而這一情況與電改厘清和管制輸配電成本的目標不符。其次，嚴格來說，“不得計入輸配電定價成本”也并不等于不允許電網租賃儲能服務。對于投資電化學儲能設施，電網與社會資本理論上也都是開放的。新舊機制的區別關鍵在于：儲能在調峰調頻、系統備用、改善電能質量以及緩解高峰負荷供電壓力、延緩輸配電設施升級擴容等多個方面對電網的價值，將因新機制倒逼而清晰精準起來。即便電網基于對電力系統全方位的了解，仍比社會資本具有投資儲能和調用服務的站位優勢，但比起舊機制，相關決策勢必更科學全面；第三，與以反映時空信號為特征的電力市場的愿景相銜接，發揮市場配置資源的作用，電網側儲能的功能定位和盈利模式將清晰顯現。
用戶側削峰填谷實踐
用戶側儲能是儲能商業化應用最早的領域。其收益主要來源于峰谷差套利，主要集中在江蘇、北京、廣東、浙江等峰谷電價差較大地區。去年開始一般工商業電價兩次下調10%，使得全國很多地區的峰谷價差不斷縮小，單一依靠峰谷差的收益性不理想。按照儲能成本2元/瓦時計，假設日充放電兩次（峰谷+平谷，DOD深度85%，15%綜合損耗），峰谷價差0.7元/千瓦時，峰平價差0.35元/千瓦時，則投資回報周期也要10年以上。如果考慮鋰電池衰減，尤其是兩充兩放衰減加速，使用年限縮短，運營中要更換電池，則投資更加難以回收。期間如果用戶企業無法正常經營生產，也會造成投資難以收回，這給項目帶來更多不可控的風險。用戶側收益單一、長期運營缺乏保障，對社會資本吸引力不高。考慮配置儲能用電方多數存在備電、擴容等綜合需求。
功率型電化學儲能的差異化戰略選擇
調頻
功率型的典型應用主要是調頻輔助服務，通過調節里程計算收入。目前獨立的功率型儲能電站尚未出現，主要是依托火儲聯合調頻的方式，在火電廠內部安裝儲能設施與火電機組聯合參與調頻，是我國當前政策環境下獨特的應用形式。儲能與火電機組捆綁參與調頻服務，可實現快速響應調度指令，對于提高電網調節速率、響應時間等有一定促進作用。一般功率配置是火電機組額定功率的3%，額定功率下儲能時長配置在半小時。
儲能投資方與電廠采用補償收益分成的模式，分成比例不定，既有在合同期執行同一分成比例，也有投資成本收回后采用前后兩個階段分成倒掛的模式。在投資回收之前，項目大多采用投資者70%～80%、電廠20%～30%的收益機制。早期介入聯合調頻市場的儲能項目，由于儲能調節速度快效果好，Kp值能得到大幅提升，而且單次調頻價格高15元/兆瓦，收益明顯。一個9兆瓦/4.5兆瓦時的項目每日收益可達7萬左右，年收益預估2000萬，當時3000-4000萬的造價，2年就和收回成本。但市場真正運行不久調頻單價就一再下調，下降到普遍的5元/兆瓦。
由于此種模式的費用由所有發電企業按照實際上網電費分攤，屬于發電企業之間零和博弈。該區域內火電企業如果都加裝儲能提高響應，則收益性將大大降低。而且從美國PJM區域市場和英國市場的經驗來看，盡管調頻服務的商業化程度較高，初期市場收益良好，但市場空間其實相對較小，有最優的容量上限，發展到一定程度會飽和，調頻價格會持續下降。
山西、廣東等地經過一至兩年的試行，在這個容量有限的市場中，“僧多粥少”的競爭格局加劇，而且因為要求在較短時間內進行快速的充放電，采用電化學儲能時需要有較大的充放電倍率，會減少電池的壽命，從而影響其長期經濟性，這一市場正在從藍海逐漸轉向紅海。當初2~4年收回投資的情況已漸行漸遠，投資風險逐步加大，這一場景的差異化戰略需要動態調整。
無功支持
無功支持是指在輸配線路上通過注入或吸收無功功率來調節輸電電壓。電池在動態逆變器、通信和控制設備的輔助下，通過頻繁調整其輸出的無功功率大小來對輸配電線路的電壓進行調節，也屬于功率型電化學儲能運用，因屬于電網側場景，在不能進入輸配電成本規定出臺后，是否實施該項差異化應用，需結合供電電壓質量的考核要求，與其他無功支持手段進行邊際成本比較。
聚焦戰略以期未來
一般而言，成本領先和差異化戰略適用于全產業，而聚焦戰略則圍繞特定目標。利用電化學儲能平滑電壓、頻率波動，解決特定用戶的電能質量問題就是典型的聚焦戰略。例如芯片加工這樣的高附加值制造商，由于產品精度要求極高，在生產過程中對生產設備電壓、電流變化或者頻率偏差等問題非常敏感，即便已采取從不同降壓變壓器接線等方式保障供電安全，但由于電力系統負載非線性，仍擔心電壓升高、驟降、閃變等問題影響產品質量，此時可發揮電化學儲能毫秒級響應優勢，定向加裝電化學儲能設備，既使這樣的用戶通過保障用電質量穩定產品質量和收入，又使電化學儲能優勢得到應用。
產業價值鏈戰略
在政策指引下開展市場化創新，營造產業生態，發揮價值鏈集聚效應也是電化學儲能的產業發展戰略。青海和新疆發電側鼓勵政策的出臺是對儲能價值的認可，是儲能在可再生能源領域應用的有益探索，為后續政策的完善提供了良好的借鑒。要想全面實現新能源的良性輸送和消納，還需要結合實際需求，建立良好的協同機制，實現儲能與電網、新能源場站的協同發展的多重價值，如平滑出力、負荷跟蹤、提升可調節性等，爭取共贏。
目前全國1-9月份棄風棄光總量160.8億千瓦時，在輸送和消納能力沒有大的改善情況下，可配置儲能5萬兆瓦時以上,與現有規模相比還有很大的發展空間。除此以外，在用戶側，電化學儲能在傳統需求管理、微電網、綜合能源服務等方面的價值，通過單個儲能設施來實現存在困難。在“互聯網+”的大背景下，儲能破解了能源生產和消費的不同步性，使能源在時間和空間上具有可平移性，是能源互聯網的核心部件，利用區塊鏈技術，充分挖掘數據資源價值，再結合可再生能源消納保障機制、需求側管理，可考慮積極探索光儲充合作、能源托管、融資租賃等新型商業模式，進一步細分市場，通過功能互補和精準定制，形成協調收益。
儲能是未來電力市場中不可或缺的重要一環，將在多種場景中發揮重要作用，目前看來，影響儲能市場發展的關鍵，仍然是儲能項目本身缺乏經濟競爭力。從經濟性看，儲能行業的發展需要國家補貼，但從補貼的邏輯來看，新能源汽車的補貼、風、光等新能源項目的補貼都已急劇下滑，再對儲能補貼很難實現。儲能項目的經濟性要依賴儲能技術的發展，設備成本的進一步降低，以及建立合理的定價機制量化儲能應用所實現的價值，還原儲能在市場中真正的商品屬性。這需要針對各類儲能應用場景因地制宜地設計合理可行的市場規則，借助互聯網技術、區塊鏈技術及其他新興網絡技術，并充分深入研究不斷推陳出新的激勵與約束政策，探索新模式、新業務、新方案，為促進儲能的良性發展提供支撐。
總之，電化學儲能正處在產業轉折點，唯有把握好戰機，選擇正確戰略，方可走過產業大發展的達爾文之海。
本文刊載于《中國電力企業管理》2019年11期，作者就職于申能股份有限公司。
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