储能是指使能量转化为在自然条件下比较稳定的存在形态，再通过介质或者设备把能量存储起来以备在需要时释放的过程。根据能源形态不同，储能的形式也多种多样，如将机械能存储在动能或者势能中，热能储存在潜热或者显热中。大多数针对电力市场的储能实际上是电力储能（即储电）；大规模高效储能技术是实现太阳能、风能等可再生新能源普及应用的关键技术。风能、太阳能和海洋能等可再生能源发电受季节、气象和地域条件的影响，具有明显的不连续、不稳定性。发出的电力波动较大，可调节性差。当电网接入的风电发电容量过多时，电网的稳定性将受到影响。目前，可再生能源发电的大规模电网接入是制约其发展的瓶颈。配套大规模高效储能装置，可以解决发电与用电的时差矛盾及间歇式可再生能源发电直接并网对电网造成的冲击，调节电能品质。同时，储能技术在离网的太阳能、风能等可再生能源发电应用中具有不可或缺的重要作用；高效储能系统用于高耗能企业和国家重要部门的备用电源。电解、电镀及冶金等行业，电车、轻轨和地铁等交通部门，都是集中用电大户。使用储能电池用“谷电”对储能系统充电，在高峰期应用于生产、运营，电能的利用效率高，不仅可以减轻电网负担，还可以降低运营成本。高效储能系统的另外一个重要应用是用作政府、医院、军事指挥部等重要部门的备用电站，在非常时期保证稳定、及时的应急电力供应。

储能技术及市场持续看好

截至目前，新能源储能技术按照储存介质进行分类，可以分为机械类储能、电气类储能、电化学类储能、热储能和化学类储能。抽水储能因为装机容量大，适合调峰，平均化成本低廉，所以全球市场范围内应用最广；电化学储能反应时间短，适合调频，且在适用性、效率、寿命、充放电、重量和便携式方面，更具优势。电化学储能技术也是储能技术中进步最快的，未来持续看好。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%，其中：抽水蓄能的累计装机占比最大，为96%，较上一年下降1%；电化学储能项目的累计功率规模为2926.6MW，占比1.7%，较上一年增长0.5%。2017年，全球新增投运电化学储能项目的功率规模为914.1MW，同比增速超过20%。截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模为28.9GW。年增长率18.9%，其中：抽水蓄能的累计装机占比最大，接近99%；电化学储能项目的累计装机规模紧随其后，为389.8MW，占比为1.3%，年增长率45%，超过全球增速。
按照储能的应用场景，可以分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景，实际应用中，需要根据各种场景中的需求对储能技术进行分析，以找到最适合的储能技术。从应用分布来看，中国2000-2016年应用于用户侧（即分布式发电及微网领域）的投运储能系统累计装机量为107.9MW（不包含抽水蓄能和储热项目）占全部装机的比例为57%。
目前用户侧储能是应用最广泛的一种商业模式，这种模式的利润来源主要有两个：利用峰谷价差实现套利和电费管理。其应用主要集中在工商业分布式、微电网和多能互补园区的调度。主要的作用是用户侧削峰填谷、需求侧响应以及容量管理。一般情况当峰谷价差大于0.75元/度时才有盈利的空间，以套利为盈利点的储能项目静态投资回收周期在7-9年不等。而在可再生能源并网领域，储能收益主要还是依靠限电时段的弃电量存储。在一些老光伏电站，比如西藏和青海开展的项目已经开展利用老电站比较高的上网电价做弃电存储，确实具有一定的价值，但在投入成本压力下，回收期较长。此外，在提高跟踪计划出力、改善电力输出质量以及环境效益等补偿机制方面还有待建立。我国还处于电力市场的初级阶段，但部分区域的电力辅助服务市场已逐步打开。在山西省优惠的政策下，火电联合调频项目在这里落地较多。提高火电机组调频，带来日补偿费用提高降低被考核，风险投资回收期5年左右，有经济性。根据2017年11月国家能源司发布的《关于2017年二季度电力辅助服务有关情况的通报》数据显示，今年二季度，涉及电力辅助服务补偿的发电企业数量达2725 家，发电机组装机容量共14亿千瓦，补偿费用共28.19亿元，占上网电费总额的 0.76%，其中西北区域补偿最多。按第二季度情况推算，我国电力辅助服务全年补偿费用超过 110 亿元。

储能装机规模尚需努力

根据《可再生能源“十三五”规划》的目标，到2020年，光伏发电将达到105GW，其中分布式光伏60GW以上，风电达到210GW。按照目前配置来看，我们预计储能比例应该在10%左右，由此推算我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30GW以上；加上更大规模的用户侧及调频市场，储能市场规模有望超过60GW。按化学储能装置平均售价1275元/kWh、储能装置单次放电可延续4小时计算，与风光分布式装机量1：4配比，预测到2020年分布式发电机微网储能市场规模约为1085亿元；同样的，按照国网规划要求配套储能装置的功率按照风电与光伏装机容量的比例在20%以上，每天充放电3次，单次放电可延续4小时。
日韩企业在2016年全球新增投运储能装机规模中占主导地位，比亚迪是唯一跻身前五的中国企业。从技术路线来看，LGChem、三星SDI、比亚迪和Kokam主要采用锂离子电池技术，NGK主要采用钠硫电池技术。中国TOP10的装机总规模占2016年中国新增投运项目装机总规模的98%。全球TOP5的新增投运储能装机总规模超过2016年全球新增投运项目装机总规模的73%。
储能行业痛点与机遇同在
目前我国的新能源储能行业仍然存在一些痛点：储能商业化模式尚未形成。限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴的政策。
我国电力市场开放程度还不够高，储能的价值收益无法体现，储能的买单机制尚未形成，一定程度上阻碍了储能产业的发展，目前储能尚未融入电力体系，很多储能项目是依靠峰谷价差来赚钱。储能的成本回收需要7到8年的时间，投资回报周期较长。动力电池的梯次利用面临最大的问题依然在于成本，其主要的原因在于梯次利用技术现阶段尚不成熟，从而导致在退役动力电池的拆解和可用模块的检测、挑选、重组等方面的成本较高。以一个3MW*3h的储能系统为例，在考虑投资成本、运营费用、充电成本、财务费用等因素之后，如采用梯次利用的动力电池作为储能系统电池则系统的全生命周期成本大约在1元/kWh。而采用新生产的锂电池作为储能系统的电池，则系统的全生命周期成本在0.71元/kWh，经济效益难以实现。
放眼国外，因国外在新能源储能方面起步早，因而技术成熟。比如2009年美国政府相继拨款22亿美元用于支持包括大规模储能在内的电池技术研发。美国能源部在2011年发布的“战略计划”中，已明确将储能上升到战略层面。目前美国拥有全球近半的示范项目。日本是起步最早的国家，2014年3月，日本经产省发起了新一轮针对锂离子电池储能系统的补贴计划，共划拨了100亿日元，给予购买者购买系统价格2/3的资金补贴。
虽然有以上现状，但随着可再生能源逐步占领传统消耗型能源市场的趋势下，新能源行业如风电、光电以及新能源汽车等全面爆发，对新能源存储的需求也随之增加。我国在政策的引领推动下积极布局新能源储能行业以及试点，未来市场空间广阔：
其一，国家重点支持储能产业的发展。2017年10月发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》提出，“十三五”期间，要建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目；初步建立储能技术标准体系；探索一批可推广的商业模式；培育一批有竞争力的市场主体。结合电力体制改革，研究推动储能参与电力市场交易获得合理补偿的政策和建立与电力市场化运营服务相配套的储能服务补偿机制。建立相配套的储能容量电费机制。建立健全补偿监管机制，严惩违规行为。
其二，国内储能市场前景广阔。我国储能行业刚刚起步，储能装机规模增长迅速。大型储能是解决弃风、弃光问题，实现可再生能源大规模发展的重要支撑技术。2016年，我国储能累计装机规模为24.3千兆瓦，同比增长4.7%，预计2018年我国储能累计装机规模将达到30.4千兆瓦，未来五年（2018-2022）年均复合增长率约为18.82%，2022年装机规模将达到60.7千兆瓦。
其三，行业标准确立促进储能产业发展。随着储能相关技术的发展，越来越多的行业标准被确立，大大地促进了储能行业的发展。例如，《微电网接入电力系统技术规定》《分布式电源并网技术要求》《光伏发电站并网运行控制规范》将为规范光伏发电站的并网运行控制提供有效依据，为国内微电网和分布式电源产业的技术发展提供一定引导。
其四，动力电池报废量的持续增长推动了储能行业的发展。根据测算，到2020年动力锂电池的需求量将达到125Gwh，报废量将达32.2Gwh，约50万吨；到2023年，报废量将达到101Gwh，约116万吨。
文/邹泽世
文章来源：《财富时代》杂志2018年第九期