目前，我國多個省市的光伏或風電項目已經要求配置一定比例的儲能，“新能源+儲能”的模式，終于千呼萬喚始出來。
不少朋友問我，儲能到底經濟嗎?
實際上，儲能的經濟性，一直都備受關注，也備受質疑。如今，隨著鋰電產能的不斷增加，鋰電效率的不斷提升，鋰電成本的不斷下降，鋰電儲能的經濟性也確實逐漸體現，儲能行業正在迎來“平價”的關鍵時點。
那么，鋰電儲能的經濟性應該如何評價呢?這里從幾個角度來加以分析。
全生命周期角度
以1MW/2MWh的儲能裝機進行測算，采用比較匹配新能源發電側儲能的方形磷酸鐵鋰，目前系統單位成本約1.5元/Wh，系統總成本約為300萬元，目前具有競爭力的循環次數可以達到6000次，平均效率90%。
因此，全生命周期的總發電量為1080KWh，折算的度電成本為0.28元/KWh，參考光伏上網電價0.49元/KWh，已經具備一定競爭力。若系統單位成本降低到1.2元/Wh，則經濟性會更強。
這當中存在的不確定性是，循環次數6000次，若每天一次，每年360天，運行周期約17年，使用后期的平均效率可能會比較低，進而會降低其經濟性。但如果有些應用場景能夠每天使用頻次增加，比如平均每天使用次數到2次，那么運行周期則降低到8年左右。
總之，作為生產資料，只要盡量提高其在最佳使用期內的使用頻次，其經濟性就越好，反之經濟性越差。
由于鋰電成本還在不斷下降，鋰電效率還在不斷上升。預計到2025年，系統成本預計可以降低到1.0元/Wh，循環次數可以提高到至少8000次，彼時全生命周期的經濟性會更加明顯。
當然，隨著低成本光伏發電比例的增加，整體電力成本也會比當前進一步下降，而低成本儲能的大規模使用，同樣會進一步降低整體電力成本，也就是“新能源+儲能”對電力成本下降形成雙重推動。
在實踐當中，一個光伏電站的運營周期是20年，當前一個鋰電儲能的使用周期約10年，因此一個光伏電站可能會考慮在中后期補充儲能裝機，尤其是在鋰電成本不斷下降和鋰電效能不斷提高的過程中，動態評估儲能的經濟性也有很大的意義。
余電存儲自用的角度
余電存儲，是儲能的一個重要商業應用場景，主要針對分布式光伏，尤其是戶用光伏+儲能。由于是余電，所以可以假設其獲得成本為0。
余電存儲之后，有兩種使用情況，對應不同的經濟性：一是自存自用，電價相對較高;二是自存上網，電價相對較低。
同樣以1MW/2MWh的儲能系統為例，假設系統單位成本為1.5元/Wh，系統總成本為300萬元。余電存儲之后，自存自用，假設電價為0.9元/KWh，投資回收期為5.1年，全生命周期的IRR為18.3%，經濟性較好。如果系統成本更低，或者社會電價更越高，經濟性會更好。
可見，余電存儲自用的經濟性比較好，所以這個領域的商業化更快，也更成熟。這也是為什么歐美地區“分布式光伏+儲能”能夠率先推廣的一個原因。
當然，就像前述分析一樣，社會用電成本會逐漸下降，不可能一直都是0.9元/KWh，未來的實際收益率會有所降低，但肯定在合理范圍以上。
余電存儲上網的角度
余電存儲之后，除了自己使用，也可以部分上網甚至全部上網。只是相對自用，上網電價的收益會更低，這個跟分布式光伏自發自用+余電上網的邏輯是一樣的。
同樣以1MW/2MWh的儲能系統為例，假設上網電價為0.49元/KWh，在單位系統成本1.5元/Wh的情況下，投資回收期為9.4年，全生命周期的IRR僅為7.5%。可見，在沒有政府儲能補貼的情況下，目前的經濟性較差。這也是為什么國內發電側儲能的推進速度較慢，但已經處于趨于合理性的邊緣。
所以，如果儲能系統僅僅用于余電存儲上網，其經濟性還不足，除非給予一定的補貼。目前我國部分省份對于發電側儲能項目確實還有一定補貼。
但是，如果儲能系統單位成本從1.5元/Wh下降到1.2元/Wh，則投資回收期降低為6.3年，全生命周期的IRR提高為14.2%，將具備一定的經濟性。
隨著鋰電成本的快速下降，相信余電存儲上網的模式，將很快具備大規模普及的經濟性，目前正處于新能源發電側儲能經濟性趨于合理的臨界點，這也是為什么近期很多省市開始陸續加大了新能源側儲能項目的力度，部分低成本鋰電供應商或許已經具備了一定的競爭優勢。
削峰填谷的角度
談論儲能的時候，經常提及的一個應用角度，就是“削峰填谷”，在電價較低的時候存儲，在電價較高的時候上網，然后賺取差價。
這里同樣以1MW/2MWh的儲能系統為例，假設充電電價為0.49元/KWh，放電電價為1.0元/KWh。在單位系統成本1.5元/Wh的情況下，投資回收期為9.1年，全生命周期的IRR為8.1%。如果單位系統成本下降至1.2元/Wh，投資回收期為6.1年，全生命周期的IRR為15%，將具備一定的經濟性。
可見，“削峰填谷”的商業模式，目前經濟性仍然不明顯，但如果峰谷電價差更高，經濟性或許更強。同樣的，隨著鋰電成本的不斷下降，這個模式也遲早會迎來春天。
調頻的角度
調頻的角度比較專業，但基本思路是按使用情況收費，取決于對調頻的需求情況。
這種模式在國內已經不陌生，但因為我國火電占比較高，火電的調頻能力較強，因此對調頻的需求和頻率并不明顯。
對比而言，由于歐美的電力結構跟我國不同，新能源占比已經較高，且火電占比較低，因此對儲能的調頻需求更高，儲能的經濟性因此較好。
2017年，特斯拉在澳大利亞南澳部署100MW/129MWh儲能系統，耗資9100萬澳元(約合4.5億人民幣)，該項目在賺取峰谷單價差的同時，還為電網提供調頻輔助服務。澳大利亞電網采用一套市場機制向響應速度快的發電機組采購頻率控制輔助服務(FCAS)，價格根據不同的響應時間和市場參與者的報價即時決定。2018年是項目運行的第一年，整個儲能系統營收就達到了2900萬澳幣，對應項目回收周期僅3年。
儲能在部分應用場景，已經具備了一定的經濟性。在部分應用場景，隨著鋰電成本的不斷下降或者鋰電效能的不斷提高，經濟性也在逐漸體現。無論如何，鋰電儲能的經濟性正處于趨于合理的臨界點。
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