电池企业快速发展的因素有哪些？政策扶持才是关键
来源：宝鄂实业
2019-04-22 22:44
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两年来我国储能市场的快速升温，有一个很重要的原因是搭上了新能源汽车动力电池产业大发展的顺风车，但是这也导致发展初期储能电池的标准体系建设没有跟上市场的发展步伐，很多标准和评价体系仍然是照搬动力电池产业的，没有建立起自己独立的系统。
储能电池标准面临诸多考验
储能电池与动力电池虽然目前仍没有严格区分，但是随着储能电池标准的日渐健全，两者终究有“分别”的一天。事实上，关于储能电池应该有自己独立的标准和体系的认识，已成为业界的共识。两者应用场景的不同，决定了各自对电池性能需求的相异。动力电池更关注的是高能量密度、高倍率，而储能电池则更关注长寿命、低成本、高安全。
“完全用动力电池做储能电池，不仅性能难以达标，而且还存在安全隐患。”中国电力科学研究院有限公司储能与电工新技术研究所储能电池检测评价技术研究室主任官亦标接受中国电力报记者采访时表示。随着我国储能产业的蓬勃发展，储能电池专用的性能评价标准和体系急需逐步完善。
去年，我国已相继发布了十几项储能产业的国家标准，涵盖储能电池、储能变流器、储能系统并网等储能设备方面。设备层面的国家标准目前已基本完善，欠缺的主要是系统安全防护、消防、调度与运行控制、全寿命周期管理评价等方面的标准，有些问题是世界性的技术难题，还需要数年的技术积累才能完善。
官亦标坦言，从中国电科院已大量开展的储能电池性能检测评价实践来看，如果按照动力电池应用标准来标注储能电池的性能参数，那可能连最基础的储能电池国家标准都够不上。所以现在储能项目存在一个很矛盾的点，如果严格按照储能电池国家标准来评价，动力电池标注的性能参数在储能应用中将大幅下降，这也就意味着动力电池的运行工作参数应该下调才能符合要求，而这将导致储能电池的成本增加，增加的成本应该由谁买单，还存在一定争议。
指导意见出台后，各地方储能相关政策也相继出台：
山西省和南方电网先后围绕电储能参与辅助服务制度了实施细则
大连、宜春、北京、邯郸等也都相继出台地方储能支持政策
电网公司与广东、福建等地区的政府机构也开始积极探索储能产业发展路径，制定相关政策。
用电大省江苏省也在国内率先制定了客户侧储能系统并网的管理规范。6月初，江苏省发改委发布了《关于转发<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>的通知》，除要求加强贯彻去年10月份国家5部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》外，着重提出“简化项目审批手续、加强规划统筹发展和分级分类协调管理”三大具体落实要求，以推动江苏省储能发展。目前江苏电网侧储能也已开始成为关注焦点。江苏电网公司已在镇江启动大规模建设，下一步还将在用电负荷大的一些地市开展电网侧储能试点。就全国储能市场发展情况来看，江苏在储能方面最为积极，尤其是江苏的用户侧储能已呈现爆发之势，这主要得益于其较大的峰谷价差以及政府的大力支持。不少采访对象表示，“江苏的峰谷电价差在度电7毛钱，有很大的套利空间，对储能企业的吸引力较大。”
03、逐渐成形的商业模式及应用场景
储能具有“源”“荷”双重属性，在电力领域基本应用在可再生能源并网(专指储能在集中式风电场和光伏电站中的应用)、辅助服务、电力输配、分布式发电及微电网等领域。在不同国家，储能的主流应用不尽相同。在国内实践中，新型储能的主要盈利模式单一，正借鉴西方国家经验探索多种商业化应用模式，进展快慢不一。
1、峰谷电价差套利
通过峰谷电价差，帮助用户降低容量电费和电量电费，这是目前我国储能最主要的盈利模式。电力大用户每月固定地向电网企业交纳容量电费，储能系统可为用户节约此项支出。降低电量电费是指，谷值电价时向储能系统充电，峰值电价时用储能系统存的电，节省用户同等用电量的电费。各地区的峰谷电价差不同，以0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7~9年左右。
2、配套可再生能源项目建设集中式储能电站
可再生能源发电具有间歇性、波动性等特点，储能可以跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务，促进可再生能源消纳。此应用场景对储能的成本、寿命、规模、安全性的要求都很高。陕西定边10兆瓦锂电池储能项目即是通过联合当地150万千瓦光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。
3、参与电力辅助服务收费
电力辅助服务包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等，可维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量。从全球来看，调频是储能的主要应用。根据彭博新能源财经统计，2016年、2017年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分为41%、50%。某国内企业在英国参与的储能项目中，盈利构成为调频收入70%、调峰收入20%、容量费收入10%。
在国内，该盈利模式要随着电力辅助市场建设而形成。目前，南方电网区域已制定了辅助服务补偿表，对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿;储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。
4、分布式储能应用
配合分布式能源建设，作为售电主体主要以卖电获益。今年3月印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，“鼓励分布式储能应用”。
5、参与电力需求侧响应
直接接入电网，峰谷双向调控，增加电网安全性稳定性。这种应用中的储能电站并网条件较严。
2018年1月，江苏无锡新加坡工业园园区20MW储能电站经国家电网公司批准，全容量并网运行。今年春节期间，该储能电站参与电网需求侧响应，在用电低谷期“填入”约9万千瓦负荷，累计消纳电量57.6万千瓦时。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。
04、市场规模不断扩大企业纷纷布局
根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%。电化学储能的累计装机规模为389.8MW，同比增长45%，占总装机规模的1.3%，较上一年增长0.2个百分点。2018年仅一季度规划的电化学储能项目就已经接近120MW。
在政策支持逐步明朗的背景下，随着产业稳定预期的基本形成，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，开始加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。目前，储能产业几乎遍布全国所有省份，其中新增投运规模最大的是江苏省，西藏、山西、甘肃、青海、北京、广东、上海等省份储能市场都十分活跃且各具特色。
05、市场需求广阔
储能可增强电力系统灵活性、适应性。随着能源互联网的发展，大规模集中式可再生能源、分布式发电及微电网发电、调频辅助服务等对储能均需求巨大。
同时，随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，退役电池储能市场的兴起会加速。目前新电池成本比较高，这是限制储能大规模推广应用的重要原因;而梯次利用能降低储能的工程造价，还比较环保，有良好的经济社会价值。
此外，随着新一轮电力体制改革的深入推进，电力辅助服务市场、电力现货市场逐步发挥作用，电力市场化交易范围扩大，储能项目价值得到充分反映，其盈利性增加，将进一步增加社会资本的投资积极性，形成良好循环。
中国电力科学院惠东教授在《电力储能发展趋势预判》报告中大胆预判：中国将成为未来储能需求规模最大的国家。增长的动力一方面将来自于平衡可再生能源发电的需求;一方面将来自于电力负荷的增长。
储能电池标准面临诸多考验
储能电池与动力电池虽然目前仍没有严格区分，但是随着储能电池标准的日渐健全，两者终究有“分别”的一天。事实上，关于储能电池应该有自己独立的标准和体系的认识，已成为业界的共识。两者应用场景的不同，决定了各自对电池性能需求的相异。动力电池更关注的是高能量密度、高倍率，而储能电池则更关注长寿命、低成本、高安全。
“完全用动力电池做储能电池，不仅性能难以达标，而且还存在安全隐患。”中国电力科学研究院有限公司储能与电工新技术研究所储能电池检测评价技术研究室主任官亦标接受中国电力报记者采访时表示。随着我国储能产业的蓬勃发展，储能电池专用的性能评价标准和体系急需逐步完善。
去年，我国已相继发布了十几项储能产业的国家标准，涵盖储能电池、储能变流器、储能系统并网等储能设备方面。设备层面的国家标准目前已基本完善，欠缺的主要是系统安全防护、消防、调度与运行控制、全寿命周期管理评价等方面的标准，有些问题是世界性的技术难题，还需要数年的技术积累才能完善。
官亦标坦言，从中国电科院已大量开展的储能电池性能检测评价实践来看，如果按照动力电池应用标准来标注储能电池的性能参数，那可能连最基础的储能电池国家标准都够不上。所以现在储能项目存在一个很矛盾的点，如果严格按照储能电池国家标准来评价，动力电池标注的性能参数在储能应用中将大幅下降，这也就意味着动力电池的运行工作参数应该下调才能符合要求，而这将导致储能电池的成本增加，增加的成本应该由谁买单，还存在一定争议。
指导意见出台后，各地方储能相关政策也相继出台：
山西省和南方电网先后围绕电储能参与辅助服务制度了实施细则
大连、宜春、北京、邯郸等也都相继出台地方储能支持政策
电网公司与广东、福建等地区的政府机构也开始积极探索储能产业发展路径，制定相关政策。
用电大省江苏省也在国内率先制定了客户侧储能系统并网的管理规范。6月初，江苏省发改委发布了《关于转发<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>的通知》，除要求加强贯彻去年10月份国家5部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》外，着重提出“简化项目审批手续、加强规划统筹发展和分级分类协调管理”三大具体落实要求，以推动江苏省储能发展。目前江苏电网侧储能也已开始成为关注焦点。江苏电网公司已在镇江启动大规模建设，下一步还将在用电负荷大的一些地市开展电网侧储能试点。就全国储能市场发展情况来看，江苏在储能方面最为积极，尤其是江苏的用户侧储能已呈现爆发之势，这主要得益于其较大的峰谷价差以及政府的大力支持。不少采访对象表示，“江苏的峰谷电价差在度电7毛钱，有很大的套利空间，对储能企业的吸引力较大。”
03、逐渐成形的商业模式及应用场景
储能具有“源”“荷”双重属性，在电力领域基本应用在可再生能源并网(专指储能在集中式风电场和光伏电站中的应用)、辅助服务、电力输配、分布式发电及微电网等领域。在不同国家，储能的主流应用不尽相同。在国内实践中，新型储能的主要盈利模式单一，正借鉴西方国家经验探索多种商业化应用模式，进展快慢不一。
1、峰谷电价差套利
通过峰谷电价差，帮助用户降低容量电费和电量电费，这是目前我国储能最主要的盈利模式。电力大用户每月固定地向电网企业交纳容量电费，储能系统可为用户节约此项支出。降低电量电费是指，谷值电价时向储能系统充电，峰值电价时用储能系统存的电，节省用户同等用电量的电费。各地区的峰谷电价差不同，以0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7~9年左右。
2、配套可再生能源项目建设集中式储能电站
可再生能源发电具有间歇性、波动性等特点，储能可以跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务，促进可再生能源消纳。此应用场景对储能的成本、寿命、规模、安全性的要求都很高。陕西定边10兆瓦锂电池储能项目即是通过联合当地150万千瓦光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。
3、参与电力辅助服务收费
电力辅助服务包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等，可维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量。从全球来看，调频是储能的主要应用。根据彭博新能源财经统计，2016年、2017年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分为41%、50%。某国内企业在英国参与的储能项目中，盈利构成为调频收入70%、调峰收入20%、容量费收入10%。
在国内，该盈利模式要随着电力辅助市场建设而形成。目前，南方电网区域已制定了辅助服务补偿表，对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿;储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。
4、分布式储能应用
配合分布式能源建设，作为售电主体主要以卖电获益。今年3月印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，“鼓励分布式储能应用”。
5、参与电力需求侧响应
直接接入电网，峰谷双向调控，增加电网安全性稳定性。这种应用中的储能电站并网条件较严。
2018年1月，江苏无锡新加坡工业园园区20MW储能电站经国家电网公司批准，全容量并网运行。今年春节期间，该储能电站参与电网需求侧响应，在用电低谷期“填入”约9万千瓦负荷，累计消纳电量57.6万千瓦时。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。
04、市场规模不断扩大企业纷纷布局
根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%。电化学储能的累计装机规模为389.8MW，同比增长45%，占总装机规模的1.3%，较上一年增长0.2个百分点。2018年仅一季度规划的电化学储能项目就已经接近120MW。
在政策支持逐步明朗的背景下，随着产业稳定预期的基本形成，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，开始加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。目前，储能产业几乎遍布全国所有省份，其中新增投运规模最大的是江苏省，西藏、山西、甘肃、青海、北京、广东、上海等省份储能市场都十分活跃且各具特色。
05、市场需求广阔
储能可增强电力系统灵活性、适应性。随着能源互联网的发展，大规模集中式可再生能源、分布式发电及微电网发电、调频辅助服务等对储能均需求巨大。
同时，随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，退役电池储能市场的兴起会加速。目前新电池成本比较高，这是限制储能大规模推广应用的重要原因;而梯次利用能降低储能的工程造价，还比较环保，有良好的经济社会价值。
此外，随着新一轮电力体制改革的深入推进，电力辅助服务市场、电力现货市场逐步发挥作用，电力市场化交易范围扩大，储能项目价值得到充分反映，其盈利性增加，将进一步增加社会资本的投资积极性，形成良好循环。
中国电力科学院惠东教授在《电力储能发展趋势预判》报告中大胆预判：中国将成为未来储能需求规模最大的国家。增长的动力一方面将来自于平衡可再生能源发电的需求;一方面将来自于电力负荷的增长。
