前言：目前用戶側儲能最廣泛應用的一種商業模式，這種模式的利潤來源主要有兩個：利用峰谷價差實現套利和電費管理。江蘇、北京、廣東成為2017年國內儲能項目規劃建設投運最熱地區，這些地區經濟發達，工商業園區多，用電負荷大，用戶側峰谷電價差較大，擁有較大的套利空間。此外在“投資+運營”等模式下，這些已經做成的項目也多由儲能企業自己持有，使用儲能裝置的企業只需付出服務費用而不必承擔風險。

而在可再生能源并網領域，儲能收益主要還是依靠限電時段的棄電量存儲。在一些老光伏電站，比如西藏和青海開展的項目已經開展利用老電站比較高的上網電價做棄電存儲，確實具有一定的價值，但投入成本壓力下，回收期較長。此外，在提高跟蹤計劃出力、改善電力輸出質量以及環境效益等補償機制還有待建立。

輔助服務收益目前比較理想，投資期基本上在5年以內。在山西省優惠的政策下，火電聯合調頻項目在這里落地較多。科陸電子最大的調頻項目回收期不到三年，實際投資不到3000萬，每天收入平均在8、9萬元。調頻市場空間可觀，按2020年燃煤機組11億千瓦，儲能聯營提供調頻服務市場規模按0.1%保守測算，可達到1.1GW;印度中央電力監管委員會(CERC)正在制定引進輔助服務市場的政策框架，要求2-3%的發電容量用于調頻，印度的總裝機量已經超過210GW，帶來4-5GW的調頻市場潛力，以此測算，我國1500GW總裝機對應調頻市場最高可達36GW。

一、當前電化學儲能盈利模式分析

二、分布式光伏增長強勁，國外光儲用戶側已實現平價

國內分布式市場爆發。從政策上來看，分布式光伏市場是側重點。國家能源局2016年底發布了《太陽能發展“十三五”規劃》，規劃中明確指出到2020年光伏發電裝機容量達到105GW以上，其中分布式光伏60GW以上。

從今年的裝機分布來看，前三季度新增42GW中，其中分布式裝機15GW，同比增長了300%。分布式占比也從10%擴大到37.5%，分布式市場規模快速擴大，電站建設的地區也從原來西北部快速遷移到中東部。

分布式與儲能互為推動力。分布式光伏存在的重要問題在于并網的不穩定性，除了可以存儲電能外，儲能還可以調節分布式光伏并網時的功率波動，增強光伏發電的穩定性。儲能的發展將為分布式光伏的提供更好的發展環境。

加了儲能的光伏系統，自發自用率更高。“自發自用，余電上網”并網模式的收益計算涉及到三個部分：國家補貼、節省的電費和上網收益。而用電的電費是要比上網收益(賣給電網的電費)要高的，因此自用電越多，收益就越高。

目前用戶的光伏系統的自發自用部分都相對較低，有的還不到30%，而光伏+儲能的結合會大大提高自發自用比率，從而提高用戶的收益。對比光伏系統與光伏+儲能系統的收益情況，以常見的10KW戶用系統為例，平均每天發電40度，假設用戶白天自用電為10度，其余30度買給電網，(自用率10/40=25%)加裝儲能設備后，10度自用，20度電存入蓄電池晚上使用(自用率10+20/40=75%),以廣東地區電價為例，自用電價0.65元，上網電價0.35元。

可以看到75%的自用率比25%的自用率一年收益多1100塊錢，自用比率更高，收益還會更多。

當前，伴隨著儲能的成本逐步下降，國外已經實現光儲在用戶側的平價上網，以德國為例，在戶用儲能方面，2016年德國新增了2萬套戶用儲能電池系統，到2017年其戶用儲能系統安裝量為52000套，預計短期內，在大幅降低的儲能系統成本、逐年下降的分布式光伏上網電價、高額零售電價、高比例可再生能源發電、德國復興銀行戶用儲能補貼等因素推動下，戶用儲能市場容量將持續攀升。隨著我國戶用光伏市場的爆發及電價改革的推進，國內戶用儲能將緊隨其后。

技術進步背景下的規模發展，是新能源成本下降的核心邏輯。以光伏為例，2008年至今，光伏度電成本下降80%以上(當前下降的趨勢仍在持續)，而儲能同樣適用。盡管在成本約束下，當前我國的鋰電儲能市場處在從示范項目向商業化初期過渡階段。隨著《儲能技術與產業發展指導意見》的落地，儲能發展路徑與應用前景得以明確，在我國電力體制改革深入實施背景下，儲能的準入機制、結算模式的將進一步得到規范(例如調頻市場定價機制)。隨著儲能技術進步與成本下降，“儲能+”應用領域打開，儲能商業化有望提前進入爆發期。

成本方面，以4小時容量的儲能系統為基準，2007年，大規模鋰電池儲能系統的成本大約是每千瓦時8000~10000元;到2017年，該成本已經下降到每千瓦時1800~2000元。預計未來3年左右，鋰電池儲能系統的成本預計將降低到每千瓦時1500元。

三、鋰電成本下降疊加動力電池梯次利用，儲能經濟性漸顯

以5年/8萬公里的質保計算，2009年到2012年推廣的車輛或行駛里程較長車輛的動力電池，已經需要更換或維修。中國首批動力電池將會在2018年前后出現大規模退役，隨著新能源汽車產銷量的猛增，動力鋰電池的“報廢潮”很快來臨。據中汽研預測，到2020年，中國電動汽車動力電池累計報廢量將達到17萬噸。

而儲能行業的發展，為動力電池退役、梯次利用提供了新出路，《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》中就提出要“完善動力電池全生命周期監管，開展對淘汰動力電池進行儲能梯次利用研究”。2017年初，國務院辦公廳印發《生產者責任延伸制度推行方案》，《方案》指出，電動汽車及動力電池生產企業應負責建立廢舊回收網絡;此后，一系列國標如《車用電池回收利用拆解規范》、《車用電池回收利用余能檢測》發布，逐漸構建動力電池回收利用標準。

2017年以來，新能源汽車企業、儲能系統集成企業、動力電池企業、PACK和BMS企業、電池回收企業等產業鏈的各個參與方紛紛加緊布局梯次利用儲能市場。工商業園區MW級梯次利用示范項目投運、鐵塔公司發布退役動力電池招標計劃等一系列動態激發了梯次利用儲能市場的熱度。

動力電池的梯次利用面臨最大的問題依然在于成本。其主要的原因在于梯次利用技術現階段尚不成熟，從而導致在退役動力電池的拆解、可用模塊的檢測、挑選、重組等方面的成本較高。以一個3MW*3h的儲能系統為例，在考慮投資成本、運營費用、充電成本、財務費用等因素之后，如采用梯次利用的動力電池作為儲能系統電池則系統的全生命周期成本在1.29元/kWh。而采用新生產的鋰電池作為儲能系統的電池，則系統的全生命周期成本在0.71元/kWh。由此可見，梯次利用動力電池成本明顯高于新電池。而若政府對梯次電池儲能系統進行1200元/kWh進行補貼，則系統的全生命周期成本將降至0.70元/kWh。

發展電動車的初衷即綠色減排，要真正實現必將要依托可再生能源供電。未來電動車將成為一個移動儲能點，也是一個移動微電源，通過儲能與可再生能源有效結合。儲能是解決可再生能源間歇性的根本途徑，可再生能源、儲能和電動車三者是相輔相成的關系。

未來的電動車因其數量龐大，總體有強大的儲電容量，足以保障可再生能源的充分發展。除動力電池梯次利用的逐步推廣，V2G、有序充電的技術都會使儲能的經濟性漸顯。經測算，當鋰電池單體價格低于1元/kwh時，電動車的全生命周期成本低于燃油車，而隨著油價的上升，可再生能源和儲能的成本不斷降低，新能源和新能源汽車的融合將加速到來，市場也將以強大的力量推動這場汽車革命和能源革命，實現綠色出行、綠色生活。