新型储能行业知识大全

1、储能的主要应用场景

储能主要应用于电网输配与辅助服务、可再生能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。在电网输配和辅助服务方面，储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再生能源并网方面，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面， 储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性;在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。

表1 储能应用场景广泛，包括电网侧、可再生能源并网、用户侧等方面

2、国内储能发展扶持政策

储能产业政策持续出炉，目标集中在可再生能源并网和电网侧，政策红利明显。自《十三五规划纲要》出台，我国各地方政府部门针对储能产业出台的政策层出不穷，储能产业在密集政策的推动下迅速发展。针对储能产业的政策主要集中在解决可再生能源并网出现的问题和电网侧调峰调频，电化学储能作为快速发展的储能方式，势必将得到较大的政策助力。

表 2：2016 年以来储能扶持政策频繁出台

2019-2020 年行动计划出台，各部门各司其职保障储能产业化应用。2017年发改委等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，其中明确提到在十三五期间储能产业发展进入商业化初期，十四五期间储能储能产业规模化发展。2019 年 7 月为进一步的贯彻落实该项指导意见，发改委等四部门发布 2019-2020 年行动计划，其中对发改委、科技部、工信部、能源局的工作任务都做了详细部署，进一步推进我国储能技术与产业健康发展。

表 3：2019-2020 年行动计划出台明确各部门职责

3、储能的主要方式

储能即是将电能转化为其他形式的能量储存起来。储能的基本方法是先将电力转化为其他形式的能量存放在储能装置中，并在需要时释放;根据能量转化的特点可以将电能转化为动能、势能和化学能等。储能的目的主要是实现电力在供应端、输送端以及用户端的稳定运行，具体应用场景包括：1)应用于电网的削峰填谷、平滑负荷、快速调整电网频率等领域，提高电网运行的稳定性和可靠性;2)应用于新能源发电领域降低光伏和风力等发电系统瞬时变化大对电网的冲击，减少“弃光、弃风” 的现象;3)应用于新能源汽车充电站，降低新能源汽车大规模瞬时充电对电网的冲击，还可以享受波峰波谷的电价差。

图 1：储能系统通过储能逆变器实现电能的充放电

目前市场上主要的储能类型包括物理储能和电化学储能。根据能量转换方式的不同可以将储能分为物理储能、电化学储能和其他储能方式：1)物理储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能和飞轮储能等，其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理蓄能中应用最多的储能方式。2)电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，主要包括锂离子电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能;其中锂离子电池具有循环特性好、响应速度快的特点，是目前电化学储能中主要的储能方式。3)其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本较高等原因应用较少，仅建设有示范性工程。

表 1：物理储能和电化学储能是目前主要的储能方式

储能主要应用于电网输配与辅助服务、可再生能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。在电网输配和辅助服务方面，储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再生能源并网方面，储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面， 储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性;在用户侧，储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。

表 4：储能应用场景广泛，包括电网侧、可再生能源并网、用户侧等方面

4、储能商业模式及案例

4.1电网侧： 调峰调频是储能企业的主要收入来源

储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方有所不同。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的 收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。以广东地区为例，目前 AGC 服务调节电量的补偿标准可以达到 80 元/MWh，电力辅助服务存在盈利空间。

表 5：南方地区电力辅助服务补偿机制

电网辅助服务主要集中在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。据国家能源局统计，2018 年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的发电企业共 4176 家，装机容量共 13.25 亿千瓦，补偿费用共 147.62 亿元，占上网电费总额的 0.83%。从电力辅助服务补偿费用比重来看，补偿费用最高的为“三北”地区，即西北、东北和华北区域，服务补偿费用占上网电费总额比重分别为 0.61%、1.82%和 3.17%;华中区域占比最低，为 0.23%。

图 2：2018 年电力辅助服务补偿费用地区分布

调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。2018 年调峰补偿费用总额 52.34 亿元，占总补偿费用的 35.5%;调频补偿费用总额 41.66 亿元，占比 28.2%;备用补偿费用总额 42.86 亿元，占比 29.0%;前三者占补偿费用的比重超过 90%，是电网辅助服务补偿费用的主要组成;调压补偿费用为 10.33 亿元，占比 7.00%;其他补偿费用 0.43 亿元，占比 0.29%。

图3：2018 年电力辅助服务补偿费用组成结构

用于电网辅助服务的储能项目中，火电辅助服务装机量最多，补偿费用占比最大。电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度，火电作为主要发电单位，辅助服务的重要性不言而喻。2018 年火电辅助服务产生补偿费用 210.95 亿元，占比高达 80.55%;风电、水电在 2018 年分别产生补偿费用 23.72 亿元、20.94 亿元，费用占比依次为 9.06%、8%;核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为 2.4%。

图 4：2018 年电网辅助服务补偿费用占比

表 6：部分已投运电网辅助服务项目

4.2可再生能源发电并网侧：有效解决“弃光、弃风”问题

储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能主要集中在华北、西北、东北地区，太阳能主要集中在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区;供求关系导致新能源消纳上的矛盾，风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网，而被迫停机或限产。据国家能源局统计，我国弃光、弃风率长期维持在 4%以上，仅2018 年弃风弃光量合计超过 300 亿千瓦时。锂离子电池储能技术能有效帮助电网消纳可再生能源，减少甚至避免弃光弃风现象的发生。风光发电受风速、风向、日照等自然条件影响，输出功率具有波动性、间歇性的特点，将对局部电网电压的稳定性和电能质量产生较大的负面影响， 锂离子电池储能技术在风光电并网的应用主要在于平滑风电系统的有功波动，从而提高并网风电系统的电能质量和稳定性。

图 5：2016 年至今中国弃光率、弃风率逐年下降

在可再生能源并网领域，锂电储能收益主要依靠限电时段的弃电量存储。

储能电站在用电低谷期储存剩余电量，在用电高峰期释放电能，释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。

表 6：可再生能源并网部分已投运项目

4.3用户侧峰谷套利

峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。 我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，通过降低夜间低谷期电价， 提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。 储能用于峰谷电价套利,用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷 电价套利。

用户侧储能主要应用场景及案例

1充电站

光储充一体化，目前也是比较普遍的应用场景，一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的冲击，另一方面通过峰谷差价，给充电站带来了非常可观的收益。目前已经覆盖了大部分地区，在全国江苏、广东、四川、云南、陕西、山东等等很多省份均有建设投运。

2工业园区

目前大多数用户侧储能项目都建设在工业园区内。2018年1月报道，江苏无锡星洲工业园内，新加坡工业园智能配网储能电站储能容量为20MW/160MWh，是当时全球最大商用储能电站。该项目是首个接入国网江苏省电力公司客户侧储能互动调度平台的大规模储能电站，也是首个依照江苏省电力公司《客户侧储能系统并网管理规定》并网验收的项目。除此之外，还有江苏启东螺丝厂、食品工厂、污水处理厂、信义空调园区等也有安装储能设施。

3数据中心

为进一步提升数据中心供电的稳定性和可靠性，万克能源和阿里巴巴合作，在阿里巴巴上海数据中心建设了数据中心储能系统，在双十一期间为数据中心提供了电力保障。储能系统并联接入数据中心，简化了数据中心供电的串联级数，优化改进了电源结构，大幅改善了数据中心应急电源的容量和备用时间，进而进一步增强了数据中心的供电可靠性。此外，储能系统还可通过削峰填谷、容量调配等机制，提升数据中心电力运营的经济性，节能降耗，低碳环保。

4通信基站

2018年1月4日，中国铁塔公司在北京与重庆长安、比亚迪、银隆新能源、沃特玛、国轩高科、桑顿新能源等16家企业，签订新能源汽车动力蓄电池回收利用战略合作签约仪式。据了解基站储能电池需求巨大，中国铁塔公司在全国范围内现有近200万座基站，备电、削峰填谷、新能源站等合计需要电池约13600万kWh，每年新增储能电池需求约2500万kWh。

5地铁、有轨电车

2018年5月9日，德令哈现代有轨电车项目首列车，在中车四方股份公司下线，该车采用超级电容和钛酸锂电池混合储能技术，堪称超级电容有轨电车的“升级版”。2018年已投入运营，是首列开进青藏高原的现代有轨电车，也是世界上运营海拔最高的有轨电车。

6港口岸电

港口是用电大户，随着港口规模的不断扩大，其对电能的消耗也得到越来越多的关注。港口主要用电负荷集中在大功率、长时间工作的设备。江苏连云港拟在港口岸电系统中建设5MW(1MW超级电容+4MW锂电)储能电站，满足总量10MW以上以及单个泊位3MW以上岸电接入需求，岸电满负荷运行的情况下，留有足够裕量，满足多种随机性电源和负荷的接入需求。

7岛屿

目前，在我国的一些偏远山区、海岛等远离城市的地方，仍然存在着一些未通电或者供电不稳定的“电力空白区”。2018年5月27日，我国首个远海岛屿智能微电网在三沙永兴岛建成，通过柴油发电、光伏、储能等多种能源互补，将永兴岛的供电能力提高8倍，同时也实现光伏等清洁能源100%的优先利用，未来还可以实现波浪能、可移动电源等多种能源的灵活接入。

8医院

2018年12月31日，由上海电建福建公司承建的福建玛高爱纪念医院750千瓦/1.8兆瓦时储能项目一期工程顺利投运。该工程为福建省首个医院系统储能项目，在电网正常供电时可以实现对电网的削峰填谷，在电网停电的情况下能够快速断开电网，保证医院重要负荷的供电，快速接入，充当UPS(不间断电源)的功能保证医院重要负荷不断电，为医院平稳运营提供坚实的电力保障。

9商场

南都电源的北京蓝景丽家用户侧商业综合体智慧能源储能电站位于北京市海淀区北三环，项目总规模1MW/5MWh，其中首期投运规模为500KW/2.5MWh，项目总占地170平米。储能系统在400V低压侧接入商场配电房母线，电站预期使用寿命为10年。该储能电站于2017年5月22日，实现了家居商场容量电费管理和电量电费的管理，解决了家居商城线路无法扩容改造，以及电动汽车充电接入带来的冲击电网的痛点，实现削峰填谷智慧储能服务，同时还可参与电力需求侧响应。此外，据北极星储能网了解，北京昌平多乐港也在规划建设储能设施以削峰填谷节约电力费用。

10军区营地

新疆某戍边高原营地，由电建集团新能源公司投资建设的全军首个军民融合可再生能源局域网项目于2018年8月启动，2018年12月26日正式并网。项目主要新建光伏、风力和储能电站，配套建设输电线路、应急柴油电站和智能微网管控系统等。建成后能源自给率超过90%，成为国内最大的可再生能源局域网，不仅能较好满足军地双方照明、供暖、制氧、取水和装备等综合用能需求，而且还可大大减轻油料、煤炭等后勤保障负担，初步构建绿色低碳、安全高效、可持续的高原现代能源体系。

11政务楼宇

2018年11月消息，阳光家庭光伏储能电站落户安徽庐江县政府大楼，成为政务楼宇光伏储能项目的全国首例应用.电站装机容量约6千瓦，采用阳光家庭光伏储能系统实现离网独立式发电供电。每年可发6000多度电，为大楼输送源源不断的清洁电力。

12田园生态园区

2018年12月5日，业主方上海玉海棠生态农业科技有限公司正式移交鉴定书。至此，上海电气电站集团的崇明三星田园“互联网+”智慧能源示范项目系统全部完成调试。该示范项目是针对三星镇新安村特有的生态环境、发展规划和居民需求，量身打造的集“风光储充”于一体的智慧能源项目，是建设崇明世界级生态岛的重要一环。白天CIGS薄膜光伏发电后存储在梯次利用动力电池中，晚上亮灯时，储能系统中的电释放出来，草帽论坛、海棠左岸等富有当地特色的建筑依次点亮。至此，一场以可再生能源、储能、能源管理系统为核心应用的乡村能源的升级和变革正在拉开序幕。

13银行

2018年11月3日，上海招商银行大厦1MW/2.56MWH储能系统顺利并网。该项目是上海市首个商业化应用楼宇用户侧储能项目，也是国内金融企业利用自有物业建成的首个储能项目。该项目由中国广核新能源控股有限公司(简称“中广核新能源”)出资建设，建筑物业主为上海招商银行股份有限公司，广州智光储能科技有限公司(简称智光储能)为该项目提供综合解决方案。项目坐落于上海市浦东新区中心位置，建设地点为招商银行上海大厦，占地103平米，利用“削峰填谷”模式为上海招商银行大厦提供节能服务。

14 酒店

由科陆电子参与建设的北京拉斐特城堡酒店1MW/2MWh储能项目，是削峰填谷应用类储能项目，是500MWh 储能设施国际采购项目中首个建成并投运的储能电站，从确认订单到完成交付仅历时45天。

据报道，截止2018年12月31日，江苏全省已建成用户侧储能电站60座，储能容量合计97MW、691MWh,其中48个储能项目总容量93.7MW应用于削峰填谷。主要供应商为南都电源、太湖能谷、中天科技、力信能源、宁德时代。

5、全球及国内各类型储能装机规模

5.1全球储能市场持 续稳定发展，累计装机规模已达 179.1GW；

储能产业兴起较早且发展稳定，截止 2010 年底储能累计装机规模已经达到 135GW;2010-2015 年期间的由于受到整体经济低迷影响，整体装机量增速放缓， 截止 2015 年累计装机规模达到 144.8GW;2016-2018 年由于受到成本下降和政策推动的双重刺激，储能行业快速发展，截止 2018 年底累计装机规模达到 179.1GW。

图 6：全球投运储能累计装机规模持续上升

抽水蓄能占据绝对主导地位，电化学储能增长迅速。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据统计，截止 2018 年底全球的装机规模中，抽水蓄能占比达到94.3%，占据绝对的主导地位;电化学储能达到3.7%，熔融盐蓄热、压缩空气等其他储能方式作为储能市场多元组成的一部分占比较低，各自占比仅为 1.5%和 0.2%。

图 7：截止 2018 年底抽水蓄能占全球储能装机的主导地位

中国储能装机规模位列全球第一，美国、日本分列二三位。根据中关村储能技术联盟数据统计，中国装机规模达到 31.3GW，占全球装机总量17.3%，装机规模位列全球第一。同样的在美国能源部的统计中我们也可以看到从装机规模来看中国位列全球第一(美国能源部统计的装机规模包括已经投运的项目和在建的项目)，美国装机规模位列全球第二，但其储能项目数量位列第一。日本市场尽管其国土面积较小，但其整体装机规模同样在 30GW 左右，位列全球第三;西班牙、意大利、印度、德国、瑞士、法国、韩国分别四至十名，但与前三名相比装机规模存在显著差距。

图8：中国储能装机规模位列全球第一

图 9：中国储能装机规模位列全球第一，美国储能项目数位列全球第一

5.2 中国：装机规模快速上升，坐稳全球第一宝座

中国储能市场发展稳中有进，已成为全球储能市场的重要组成部分。

2013 年以前受益于国家对水电站的大力投资建设，抽水蓄能得以快速发展，随后我国储能项目整体进入平稳发展趋势。2017 年发改委、科技部、能源局、财政部和工信部联合发布《关于促进储能技术与产业发展指导意见》，其中明确提到：1)“十三五”期间，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，储能行业进入商业化发展初期;2)“十四五”期间，储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点;储能行业进入规模化发展阶段。受此拉动我国储能装机规模快速提升，截至 2018 年底我国储能累计装机量达到 31.3GW，是2010 年累计装机量的 1.7 倍，占全球市场总规模比重达到 17.3%，中国市场已成为全球市场重要组成部分。

图 10：中国储能市场装机规模快速上升

中国市场与全球类似，抽水蓄能占据主导地位。在储能装机的类型分布中，我国呈现与全球类似的特点，根据 CNESA 数据统计显示，截止 2018年底我国储能整体装机中抽水蓄能占比达到 95.8%，电化学储能与其他储能方式共存，其中电化学储能市场占比为 3.4%，熔融盐蓄热储能市场占比 0.7%，而飞轮储能，压缩空气储能市场占比均不足 0.1%。

图 11：截止 2018 年底抽水蓄能占中国储能装机的主导地位

根据中国储能分会数据显示，我国储能装机主要分布在西北和华东地区，两者合计占装机总规模的49%;其中西北地区主要集中在新疆、甘肃省，华东地区主要集中在江苏、浙江等省份。此外西南、华南、华北地区储能装机估摸占比分别为 14%、12%及 15%;其中西南地区主要集中在云南省，华南地区集中在广东省，华北地区则主要集中在山东、山西和内蒙古等省份。华中及东北地区的储能装机量极少，占比均为 5%，其储能装机主要集中在湖南省、辽宁省。

图 12：我国投运储能项目在南方地区分布较多

图 13：西北和华东地区占全国储能装机规模的近 50%

5.3 储能蓄能装机增速下滑，电化学装机规模快速上升

抽水蓄能的主导地位仍然不会改变。抽水蓄能属于大规模、集中式能量储存;其技术非常成熟，每瓦储能运行成本较低，可用于电网的能量管理和调峰;但其建设完全依赖于地理条件，即当地水资源的丰富程度， 并且一般与电力负荷中心有一定的距离，面临长距离输电的问题。2016 年以来全球抽水蓄能的装机增速持续下降，2018 年装机增速仅为 0.6%;而从我国的情况来看，2018 年我国抽水蓄能装机规模同比增速为 5.3%，高于全球水平。短期来看我们认为抽水蓄能成本更加的便宜，并且随着特高压输电的不断建设，电力损耗有望进一步减少，抽水蓄能在储能应用中的主导地位短期内仍然不会被动摇。

图 14：2016 年以来全球抽水蓄能装机规模增速逐年下滑

图 15：2018 年我国抽水蓄能装机规模同比增长 5.3%

5.4 电化学储能是储能市场发展的新动力

电化学储能是储能市场保持增长的新动力。无论是从全球还是中国的装机情况来看，2018 年都可以说是电化学储能的元年，亦或是集中爆发的一年。从全球角度来看，2018 年电化学储能装机规模达到 6625MW，同比增长 126.4%;占储能市场装机规模比重从 2017 年 1.67%提升到 2018 年的 3.70%。从中国市场来看，2018 年我国电化学储能装机规模达到1072.7MW，同比增长 175.2%;占我国储能市场装机估摸比重从 2017 年1.35%提升到 2018 年的 3.43%。我们认为随着电化学储能技术的不断改进，电化学储能系统的制造成本和维护成本不断下降、储能设备容量及寿命不断提高，电化学储能将得到大规模的应用，成为中国储能产业新的发展趋势。根据中关村储能产业技术联盟数据预测，到 2020 年我国电化学储能市场占比将进一步从 2018 年的 3.43 提高到 7.3%。

图 15：全球和中国电化学储能规模占比逐年上升

图 13：到 2020 年电化学储能占我国储能装机比重有望达到 7.3%

5.5 全球电化学储能市场快速发展，锂离子电池占比近九成

电化学储能主要类型分别是锂离子电池、铅酸电池及液流电池。电化学储能根据所使用的电池不同可分为铅酸电池、锂离子电池和液流电池等： 1)铅酸电池是目前技术最为成熟的电池，其制造成本低廉，但使用寿命短，不环保，响应速度慢。2)锂离子电池能量密度高，电压平台高，制造成本随着新能源汽车市场的规模效应而不断下降，是目前电化学储能项目应用最多的电池。3)液流电池是近年来新兴的化学电池，其使用寿命长、充放电性能良好，但由于技术不成熟以及制造成本较高而未得到大规模的应用。

表 4：电化学储能主要类型分别是锂离子电池、铅酸电池及液流电池

全球电化学储能装机量持续攀升。截至 2019 年一季度，全球电化学储能累计装机规模为 6829MW，是 2010 年累计装机规模的 17 倍。2018 年电化学储能装机呈井喷状态，全年新增装机量高达 3698MW，同比增速达到 126.4%。从新增装机国家来看：韩国占到全球 2018 年新增电化学储能装机量的 45%，遥遥领先于其他国家;其次中国、英国、美国和澳大利亚分别占比 17%、14%、6%及 5%，剩余国家合计新增电化学储能装机占比 13%。

图 14：2018 年全球电化学储能装机规模同比增长超过 100%

图 16：韩国位列 2018 年全球新增电化学储能市场装机规模第一

锂离子电池在全球电化学储能市场占据主导地位。截止 2018 年底，电化学储能装机量达到 1072.7MW，其中锂离子电池储能方式占据主导地位，占比高达 86%;钠硫电池和铅蓄电池分别占比 6%、5.9%;其他储能方式作为电化学储能多元发展的一部分，占比仅为 1.8%，且大多为示范性工程，如超级电容仅在美国建设有示范性储能电站。

图 17：全球电化学储能锂离子电池装机规模持续上升

图 18：锂离子电池占全球电化学储能装机规模比重接近 90%

 我国后来居上，占全球电化学储能装机比重达到 17.3%

电化学储能起步较晚，锂离子电池助推我国后来居上。我国电化学储能

虽然起步较晚，但装机规模始终保持在较高的水平;2011 年我国电化学储能装机规模仅为 40.7MW，到 2017 年累计装机规模已经达到 389.3MW，是 2011 年的 9.6 倍。2018 年则是行业整体爆发的一年，受益于电网侧项目的快速推进和电池成本的逐渐下降， 2018 年我国新增投运规模682.9MW，同比增长 464.4%;累计投运规模达到 1.073GWH，首次突破GW 级别，是 2017 年累计投运总规模的 2.8 倍。从电池类型来看，锂离子电池占据达到 70%，铅酸电池因其较低的成本依然获得市场青睐，占比达到 27%。

图 19：中国电化学储能市场累计装机规模迅速攀升

中国电化学储能市场以锂离子电池储能为主导，铅蓄电池储能是重要组成部分。在 2018 年中国电化学储能新装机分布中，锂离子电池以 70.6% 的装机占比占据主导地位;铅蓄电池是电化学储能市场的重要补充，新装机量占比达到 27.2%;其余电化学储能方式如液流电池、超级电容、钠硫电池占比合计仅为 2.2%。

图 20：中国电化学储能锂离子电池装机规模持续上升

图 21：中国电化学储能锂电池占比达到 70%，铅蓄电池占比接近 30%

锂离子电池应用广泛，储能应用占比稳步提升

锂离子电池应用广泛。与传统电池相比，锂离子电池不含铅、镉等重金属，无污染、不含毒性材料，同时具备能量密度高、工作电压高、重量轻、体积小等特点，已经广泛应用于消费电子、新能源汽车动力电池和储能领域。锂离子电池电芯主要由正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大材料构成，而从电芯到最后的完整的电池包主要经过两个环节：1) 将一定数量的电芯进行串并联组装成电池模组;2)电池模组加上热管理系统、电池管理系统(BMS)以及一些结构件组成完整的电池包，又称作电池PACK。

图 22：锂离子电池产业链涉及上游有色金属材料、中游电池材料和电池以及下游的动力电池、消费电池和储 能电池应用

锂电技术路线多，储能更注重安全性和长期成本。与动力锂电池相比， 储能用锂电池对能量密度的要求较为宽松，但对安全性、循环寿命和成本要求较高。从这方面看，磷酸铁锂电池是现阶段各类锂离子电池中较为适合用于储能的技术路线，目前已投建的锂电储能项目中大多也都采用这一技术。三元电池的主要优势在于高能量密度，其循环寿命和安全性较为局限，因而更适合用作动力电池。

表 7：磷酸铁锂因其循环次数高、稳定性好等特点更适用于储能应用

锂离子电池储能技术应用主要集中在可再生能源并网和电网侧。从全球范围内来看，锂电池储能技术应用最多的为电网侧，占比达到 52.7%，主要用于电网的调峰调频;可再生能源并网占比达到 28.9%，分布式及微网和用户侧占比分别为 13.2%及 5.2%。中国市场略微有所差别，可再生能源并网应用占比最高，达到 37.7%;其次分别是电网侧应用、用户侧和微网端，占比分别为 25%、22.1%和 13.2%。

图 23：全球范围来看锂电池储能主要用于电网侧

图 24：中国市场锂电池储能主要用于可再生能源并网

锂电储能技术在可再生能源并网和电网侧装机增长显著。在 2012 年， 锂电储能技术在风光电并网和辅助服务的累计装机量仅为 23.9MW、23.7MW。自 2016 年起，全国各地方储能产业政策不断出炉，推动了储能产业的快速发展，锂电储能在风光电并网和电力辅助服务上装机量攀升，2018 年累计装机同比增速高达 226.7%、115.1%，累计装机量分别为285.9MW、184.3MW。目前仍有大量风光发电站和热电厂未装备有调峰调频储能设备，锂电储能技术在风光电并网和辅助服务侧存在广阔的市场。

图 25：锂电储能技术在可再生能源并网和电网侧装机增长显著

   注：以上 来源 国泰君安证券&华东储能联盟

“十三五”时期我国储能产业发展回顾

 

“十三五“期间，中国储能产业进入了高速发展时期。据 CNESA 全球储能项目库的不完全统计， 2016 年底，中国投运储能项目累计装机规模为 24. 3 GW （含物理储能、电化学储能、储热），其中电化学储能的累计装机规模为 243 MW ；对比 2019 年底的数据， 4 年的时间，中国已投运储能项目（含物理储能、电化学储能、储热）增幅达 32% ，而电化学储能项目更是增长了 7 倍还多。高速增长的背后，虽然有产业发展初期基数较小，增长速度易于爬坡的客观原因，更有行业发展的必然条件予以支撑。   

 

一是储能系统成本的快速下降为商业化应用奠定基础。 进入 2020 年， CNESA 通过对主流厂商进行调研了解到，以锂离子电池为例，目前系统成本（不含 PCS ）已降至 1000-1500 元 /KWh ，已进入应用的盈亏平衡点，为实现商业化发展奠定基础。

 

二是国家层面政策的出台直接推动储能发展的热潮。 2017年由五部委联合发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，作为我国储能产业第一份综合性政策文件，明确了储能技术对于构建我国“清洁低碳、安全高效”的现代能源产业体系，推进我国能源行业供给侧改革、推动能源生产和利用方式变革的战略意义，指明了我国储能产业发展的方向和目标。而以储能参与辅助服务市场为代表的主要应用领域政策的细化，以青海、广东、江苏、内蒙古、新疆等地方政策的出台与落地，直接掀起了相关区域对储能建设与投资的热潮。

 

三是规模化项目的实施与运行验证了储能在主要应用领域的功能和价值。 据 CNESA 全球储能数据库统计，截至到 2019 年底，全国电化学储能的累计装机项目数量约 800 多个，经过实际项目验证了通过合理配置储能可以提升电力系统的稳定性、灵活性，提升系统的运行效率，实现电力与电量的平衡，是解决目前电力系统结构性矛盾的有效手段之一。

 

四是我国储能产业链布局完善培育了具有国际竞争力的市场主体。 目前我国储能产业从材料生产、设备制造、系统集成、资源回收等已经初步建立了较为完备的产业链，虽然在有些关键环节还依赖国外技术，但无论是主流技术还是前沿技术我国都有所布局，并培育了以宁德时代、比亚迪、大连融科、中科储能、中车新能源等一批技术领先的储能厂商，是实现我国储能规模化发展的产业基础。

 

站在2020年这一“十三五”时期收官的节点上，我们可以总结，储能在这五年中取得了丰硕的成果，实现了“指导意见”设定的目标，储能产业已经步入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键作用已经显现和初步验证。

 

探讨 “十四五”时期我国储能产业发展方向

 

2020 年亦是 “十四五”规划的编制之年，业界期望通过国家层面的顶层设计，突破市场机制壁垒，建立适宜储能发展的市场环境，改变储能“夹缝中求生存”的现状。目前，我们了解到“能源发展十四五规划”、“电力十四五规划”、“能源技术创新十四五规划”、“可再生能源十四五规划”等，都将储能列入其中，有的直接设置储能专题进行研究。中关村储能产业技术联盟有幸参与其中部分的编写工作，在此我们尝试对“十四五”期间储能的发展进行展望并与业界共同探讨。

 

以应用为导向，突破现有储能技术发展瓶颈。 高安全、长寿命、高效率、低成本大规模、可持续发展是衡量先进储能技术的主要维度。中科院物理所李泓老师在中国能源研究会年会上提出，十四五期间，大规模储能技术的总体发展目标为：重点发展长时、中短时、高功率三类规模储能技术；降低度电使用成本到 0.2 元 /kWh 以下；延长储能器件寿命到 15-30 年；发展模块化、标准化、智能化关键技术；发展梯级利用，全寿命周期、可持续发展的关键技术；发展高度安全、高度可靠、高水平规模化制造的关键技术。

 

此外， 2 月 11 日，由教育部、发改委、能源局联合印发关于《储能技术专业学科发展行动计划（ 2020 — 2024 年）》的通知，要求加快培养储能领域 “高精尖缺”人才，增强产业关键核心技术攻关和自主创新能力，以产教融合发展推动储能产业高质量发展，推动储能技术关键环节研究达到国际领先水平。这一文件的出台将为我国储能技术创新发展提供可持续的支撑。

 

可再生能源配置储能成为趋势。 随着可再生能源装机的快速增长，“十四五”时期，调峰需求进一步增大，可再生能源将作为常规电源予以考核和约束，配置一定比例的储能成为主要的调节手段。目前，西藏、新疆、青海、内蒙古、江苏、安徽、浙江、湖南、山东等省份陆续出台政策，对按比例配置储能的可再生能源场站给与优先并网、增加发电小时数等激励政策。宁德时代更是瞄准这一市场，与国网综合能源服务集团合资成立新疆国网时代储能发展有限公司，共同推动可再生能源领域储能项目的投资、建设和运营。

 

政策的直接推动固然有利，而促进长期发展，还需要考虑一些关键问题。一是限定比例配置储能是否合理，是否是区域系统的最优配置；二是在光储/风储实现平价上网之前，储能的投资成本如何疏导，如何与电力市场建设相结合，获得合理的市场收益；三是在没有形成市场闭环的情况下，需考虑如何避免劣币驱逐良币，避免为了压低成本安装低品质的储能系统，避免储能资源闲置得不到合理应用。

 

电网侧储能有望在新的监管周期获得重启。 在国家发改委、国家电网相继出台政策，明确电网投资电储能资产不计入输配电价成本后，快速发展的电网侧储能一时陷入沉寂。而 2019 年江苏、河南、湖南电网侧储能项目陆续运行，示范验证了电网侧储能在启停调峰、跨省调峰、调频、精准切负荷、需求响应等方面的应用，在安全性、系统运行效率等方面也初步得到了认可。进入 2020 年，新任国家电网毛伟明董事长明确提出 “要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展。”而“十四五”期间，正值我国输配电价核算的第二个监管周期，在新一轮监管周期下，电网侧储能是否会有新的发展机遇，是各方关注的焦点。

 

经过研究，储能联盟认为在电力市场化改革大的背景下，遵循“先市场，后计划”的基本原则，应优先引导社会资本投资电网侧储能系统，电网企业体现兜底服务价值；应明确纳入输配电价的储能系统服务内容和替代价值，明确电网侧储能资源参与电力市场的工作界限，用公允的市场价格评估成本计入标准，并建立科学的监管机制和有效的监管指标对电网侧储能予以约束和激励。因此，我们认为建立合理的市场机制、价格评估机制、科学的监管和激励机制，是电网侧储能重启的条件，也是电网侧储能实现商业化的关键。

 

辅助服务市场进一步深化需建立合理的价格传导机制。 以调频为代表的辅助服务市场是目前我国储能产业最具商业价值的应用领域，据 CNESA 全球储能数据库统计，我国辅助服务领域电化学储能的累计装机规模为 270.3MW ，占市场份额的 15.8% 。近几年随着各地辅助服务市场的建立，储能参与调频的项目增长迅速，但是整体我国支付辅助服务费用占上网电价的比例且市场容量有限，而随着可再生能源渗透率的不断增加，对调峰和调峰的需求将大幅增长，费用也将随之上涨。而目前我国现有辅助服务市场是建立在发电企业间 “零和博弈”的基础之上，如果没有合理的机制将价格向电力用户进行传导，必将限制电力系统可调节资源的配置，从而制约可再生能源的高比例发展。

 

诚然，在目前国家降低实体经济电价的背景下，辅助服务成本直接向用户传导的政策难度较大，但是随着电力市场改革的进程，可根据有现货市场地区、无现货市场地区，分阶段优化市场机制，按照“谁受益、谁承担”的基本原则，逐步形成合理化的辅助服务费用传导机制。

 

新基建、新应用、新市场。 3 月 4 日中共中央政治局常务委员会召开会议，习近平总书记指出，要加大公共卫生服务、应急物资保障领域投入，加快 5G 网络、数据中心等新型基础设施建设进度。由于 5G 基站能耗的大幅上升，需要小型化、高能量密度的储能系统予以支撑，锂电成为 5G 基站备用电源的首选技术。中国铁塔 2020 年以来已在 20 省市发布了 24 项招标，总预算超过 8945 万元，多项招标要求采购磷酸铁锂电池。中国移动在 3 月初也发布了 1.95GWh 磷酸铁锂电池的采购订单。业内判断，在通信领域锂电全面替代铅酸的时间节点已经到来。安装锂电池储能系统，还可以通过削峰填谷、分时峰谷电价降低电费、避免市电增容改造，降低网络建设和运营成本。有报道表示中国电信青岛分公司的基站储能应用，单个基站预计每年可节省电费 1.38 万元。

 

同时，国网河南综合能源服务有限公司运营总监刘浩，在中关村储能产业技术联盟举办的“储能百家讲堂”上深入分析了疫情过后储能应用发展的趋势。刘浩指出，储能与综合能源服务相结合将为客户提供“能源数字化、能源精益化、能源服务化、能源多样性”等多重价值，是未来能源发展的方向，是实现智慧用能的储能价值体现。

 

总结： 2019 年 12 月，由国家发改委连维良副主任主持召开的储能专题研讨会议上，连主任指出，未来能源结构下电力系统安全稳定运行、清洁能源规模化发展、电力体制改革都聚焦在储能这一问题上。大家要坚持革命性看待，高水平规划，多举措降本，全链条建设，以及系统性改革的基本原则。

 

我相信随着“十四五”整体规划的顶层设计以及推动实施，我国的储能产业必将实现“指导意见”中确立的“十四五”期间的发展目标：形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点；全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备，部分储能技术装备引领国际发展；形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权；基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展；形成一批有国际竞争力的市场主体。储能产业规模化发展，储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现。（转自：能源日参）

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