国内外储能市场深度分析：系统成本的经济性拐点开始出现-第3页-北极星太阳能光伏网

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2.3 用户侧储能：峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务是补充

2.3.1 峰谷套利是当前用户侧储能最主要的盈利模式

峰谷套利，即利用电力价格峰谷价差，储能系统在谷电电价时段从电网充电，在峰电电价时段放电，从而降低用户用电的成本，并获取相应收益。我国大部分地区实施峰谷电价制度，白天用电高峰期电价较高，夜间用电低谷期电价较低，以鼓励缩小峰谷差维持电网平衡，

国内峰谷价差较大的省份的主要为北京、长三角、珠三角等地，其峰谷价差一般高于0.6元/kWh，也是国内用户侧储能发展较好的地区。

2.3.2 节约基本电费与用户扩容是补充

节约基本电费可以作为用户侧储能的辅助盈利模式。在我国，大部分地区针对大工业用户适用两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费之外，还需要缴纳基本电费，基本电费是大工业用户所应缴纳的输配电费的一部分，用户可以自行选择是按变压器容量还是按最大需量来缴纳基本电费。

节约基本电费方面，储能适用于负荷尖峰明显且尖峰位于白天的电力用户，可以通过在低谷时段以低电价充电并在用电负荷较高时放电，从而削减负荷尖峰从而降低申报的最大需量，起到节约基本电费的作用。而对于负荷曲线比较平坦或者负荷曲线与正常情况相反的电力用户，则不适合通过安装储能节约基本电费。

大工业电力客户一般需要配置电压器，而变压器的额定容量是固定的，一旦后期用户负荷增长造成变压器满额运行，便需要进行变压器扩容，扩容费用一般较高，安装储能系统后，可以在尖峰时段放电降低用户的需求负荷，起到动态扩容的作用，从而节约变压器扩容的投资成本。

节约基本电费带来收益相对较小，无法成为独立的商业模式，只能作为峰谷套利的辅助盈利来源。变压器扩容的需求相对刚性，但整体市场偏小，且一般以电力用户自投为主。

2.3.3 平滑负荷潜在空间广阔

对于用电负荷间歇性较强的场合，如新能源汽车充电桩、体育场等，配备储能系统可以在用电尖峰时刻放电，削减负荷的变化率，起到平滑负荷的作用。

以新能源充电为代表的平滑负荷需求较为刚性。随着新能源汽车的快速发展，相应的充电桩等基础设施必须跟上。而新能源汽车的集中充电会对电网造成较大冲击，而这也将成为新能源汽车充电桩发展的重要制约。因此，新能源汽车重点桩要发展，必须配合储能。另一方面，新能源汽车消费者对于电价的承受能力较高，充电运营商可以轻易将储能成本转嫁给消费者。即使充电费用中加上储能成本，新能源汽车的单位使用成本仍然远远低于燃油车。

2.3.4 与分布式能源结合

在用户侧，储能可以与分布式光伏、分散式风电等分布式能源结合，形成分布式风光储系统，共同打造低成本、灵活可控的电能输出。主要应用场景包括工商业侧光储（风光储）一体化系统和户用侧“光伏+储能”系统。

发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟

根据CNESA数据，截至2019年6月底，全球已投运电化学储能项目累计装机规模为181.8GW，其中电化学储能累计装机7.43GW，占比4.1%。电化学储能成为抽水蓄能以外规模最大的储能形式，但整体占比仍然偏小，未来发展空间广阔。

根据CNESA数据，2019年上半年，全球新投运电化学储能项目802.1MW，同比下降38.9%。其中，排名前五的国家为美国（197.1MW）、英国（126.7MW）、中国（116.9MW）、澳大利亚（116.2MW）、阿联酋（108MW）等。相比而言，海外市场由于电力市场化更加成熟，储能的应用更广，随着成本的快速下降，未来将是储能市场增长的主要贡献力量。储能企业近期也在海外接连斩获大单，如宁德时代与Powin Energy签订1.85GWh储能电芯供货合同、阳光电源成功签约马萨诸塞州15MW/32MWh储能项目。国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑的背景下，短期内从量的增速看，可能不会十分乐观，但随着政策成熟、电力市场化改革推进、商业模式探索完善以及成本下降，国内储能市场终将发展成熟，未来前景十分乐观。

3.1 海外：储能发展的热土

由于储能的发展与当地电网和电力市场的发展程度、当地经济增速密切相关，因此储能海外发展较好的国家和地区包括美国、欧洲、澳大利亚、韩国、日本等地。

3.1.1 美国：政策支持+市场化需求双重驱动

截至2018年底，美国储能总并网量达23GW（含抽水蓄能），其中电化学储能并网量达1GW，占比4.3%。美国储能分为三类：户用储能、非户用储能（工商业）和电表前储能（发电和输配电侧），其中电表前储能占比较高，户用储能整体呈稳定增长趋势。

联邦层面，主要激励政策为投资税抵免（ITC）和加速折旧（MACRS）。与光伏类似，美国储能系统的激励政策包括投资税抵免（ITC）和加速折旧（MACRS），主要针对私营单位投资的储能系统。MACRS允许储能项目按5-7年的折旧期加速折旧。ITC政策最初针对光伏，2016年ESA向美国参议院提交S3159号提案，明确进储能技术都可以申请ITC，针对配套可再生能源充电比例75%以上的储能系统，按充电比例给予30%的投资税抵免，例如储能系统80%由可再生能源充电，则可以享受相当于系统成本24%（30%×80%）的税收抵免。

独立储能ITC政策有望出台。当前，美国业界正在促使美国政府出台针对储能的投资税抵免政策（ITC）。据Wood Mackenzie预计，如果独立的储能ITC政策出台，到2024年每年储能新增装机量将达到5.1GW，较基准预测值4.8GW增加300MW/年。

多个州出台储能激励政策，以加州最为突出。除联邦政策外，各州也针对储能出台了相应的激励政策，其中以加州最为突出。加州公用事业委员会（CPUC）自2001年开始启动自发电激励计划(Self-Generation Incentive Program，SGIP)，鼓励多种分布式能源，如光伏、风电等。自2011年起，储能被纳入SGIP计划支持范围，可获得2美元/W的补贴。此后，尽管SGIP政策经历了多次调整和修改，但对于推动加州分布式储能的发展，依然发挥了重要作用。此外，加州通过制定政策，引导公用事业公司（IOU）部署储能项目。2013年，加州公用事业委员会（CPUC）设置了储能采购框架，为加州三大IOU设定了到2020年部署1.3GW储能的目标。2016年，又在1.3GW目标基础上增加了500MW至1.8GW。预计各IOU将在规定的2024年期限之前就能完成目标，并且最终采购规模将超过此前制定的目标。

高电价导致户用“光伏+储能”性价比突出。美国居民电价显著高于工商业电价，非本土地区如阿拉斯加和夏威夷电价分别高达23.56和31.16美分/kWh。高电价地区的居民部署户用“光伏+储能”系统，可以有效降低用电成本。特斯拉和Sunrun等美国本土企业均推出了家用储能系统。

原标题：国内外储能市场全面分析：系统成本的经济性拐点开始出现

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