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儲能系統(tǒng)通過儲能逆變器實現(xiàn)電能的充放電

物理儲能和電化學儲能是目前主要的儲能方式

儲能應用場景廣泛，包括電網(wǎng)側、可再生能源并網(wǎng)、用戶側等方面

全球投運儲能累計裝機規(guī)模持續(xù)上升

截止 2018 年底抽水蓄能占全球儲能裝機的主導地位

中國儲能裝機規(guī)模位列全球第一

中國儲能裝機規(guī)模位列全球第一，美國儲能項目數(shù)位列全球第一

中國儲能市場裝機規(guī)?？焖偕仙?/div>
根據(jù)中國儲能分會數(shù)據(jù)顯示，我國儲能裝機主要分布在西北和華東地區(qū)，兩者合計占裝機總規(guī)模的49%;其中西北地區(qū)主要集中在新疆、甘肅省，華東地區(qū)主要集中在江蘇、浙江等省份。此外西南、華南、華北地區(qū)儲能裝機估摸占比分別為 14%、12%及 15%;其中西南地區(qū)主要集中在云南省，華南地區(qū)集中在廣東省，華北地區(qū)則主要集中在山東、山西和內(nèi)蒙古等省份。華中及東北地區(qū)的儲能裝機量極少，占比均為 5%，其儲能裝機主要集中在湖南省、遼寧省。


抽水蓄能主導地位不變，電化學儲能迎來春天

• 成本低廉的大規(guī)模儲能技術，抽水蓄能主導地位不變

抽水蓄能的主導地位仍然不會改變。抽水蓄能屬于大規(guī)模、集中式能量儲存;其技術非常成熟，每瓦儲能運行成本較低，可用于電網(wǎng)的能量管理和調(diào)峰;但其建設完全依賴于地理條件，即當?shù)厮Y源的豐富程度， 并且一般與電力負荷中心有一定的距離，面臨長距離輸電的問題。2016 年以來全球抽水蓄能的裝機增速持續(xù)下降，2018 年裝機增速僅為 0.6%;而從我國的情況來看，2018 年我國抽水蓄能裝機規(guī)模同比增速為 5.3%，高于全球水平。
短期來看我們認為抽水蓄能成本更加的便宜，并且隨著特高壓輸電的不斷建設，電力損耗有望進一步減少，抽水蓄能在儲能應用中的主導地位短期內(nèi)仍然不會被動搖。


• 電化學儲能是儲能市場發(fā)展的新動力

電化學儲能是儲能市場保持增長的新動力。無論是從全球還是中國的裝機情況來看，2018 年都可以說是電化學儲能的元年，亦或是集中爆發(fā)的一年。從全球角度來看，2018 年電化學儲能裝機規(guī)模達到 6625MW，同比增長 126.4%;占儲能市場裝機規(guī)模比重從 2017 年 1.67%提升到 2018 年的 3.70%。從中國市場來看，2018 年我國電化學儲能裝機規(guī)模達到1072.7MW，同比增長 175.2%;占我國儲能市場裝機估摸比重從 2017 年1.35%提升到 2018 年的 3.43%。我們認為隨著電化學儲能技術的不斷改進，電化學儲能系統(tǒng)的制造成本和維護成本不斷下降、儲能設備容量及壽命不斷提高，電化學儲能將得到大規(guī)模的應用，成為中國儲能產(chǎn)業(yè)新的發(fā)展趨勢。根據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟數(shù)據(jù)預測，到 2020 年我國電化學儲能市場占比將進一步從 2018 年的 3.43 提高到 7.3%。


電化學儲能：蓄勢而發(fā)，扶搖直上

• 裝機規(guī)模快速上升，鋰離子電池占據(jù)迎頭向上

① 全球電化學儲能市場快速發(fā)展，鋰離子電池占比近九成

電化學儲能主要類型分別是鋰離子電池、鉛酸電池及液流電池。電化學儲能根據(jù)所使用的電池不同可分為鉛酸電池、鋰離子電池和液流電池等：

⑴ 鉛酸電池是目前技術最為成熟的電池，其制造成本低廉，但使用壽命短，不環(huán)保，響應速度慢。

⑵ 鋰離子電池能量密度高，電壓平臺高，制造成本隨著新能源汽車市場的規(guī)模效應而不斷下降，是目前電化學儲能項目應用最多的電池。

⑶ 液流電池是近年來新興的化學電池，其使用壽命長、充放電性能良好，但由于技術不成熟以及制造成本較高而未得到大規(guī)模的應用。


全球電化學儲能裝機量持續(xù)攀升。截至 2019 年一季度，全球電化學儲能累計裝機規(guī)模為 6829MW，是 2010 年累計裝機規(guī)模的 17 倍。2018 年電化學儲能裝機呈井噴狀態(tài)，全年新增裝機量高達 3698MW，同比增速達到 126.4%。從新增裝機國家來看：韓國占到全球 2018 年新增電化學儲能裝機量的 45%，遙遙領先于其他國家;其次中國、英國、美國和澳大利亞分別占比 17%、14%、6%及 5%，剩余國家合計新增電化學儲能裝機占比 13%。


鋰離子電池在全球電化學儲能市場占據(jù)主導地位。截止 2018 年底，電化學儲能裝機量達到 1072.7MW，其中鋰離子電池儲能方式占據(jù)主導地位，占比高達 86%;鈉硫電池和鉛蓄電池分別占比 6%、5.9%;其他儲能方式作為電化學儲能多元發(fā)展的一部分，占比僅為 1.8%，且大多為示范性工程，如超級電容僅在美國建設有示范性儲能電站。
② 我國后來居上，占全球電化學儲能裝機比重達到 17.3%

電化學儲能起步較晚，鋰離子電池助推我國后來居上。

我國電化學儲能雖然起步較晚，但裝機規(guī)模始終保持在較高的水平;2011 年我國電化學儲能裝機規(guī)模僅為 40.7MW，到 2017 年累計裝機規(guī)模已經(jīng)達到 389.3MW，是 2011 年的 9.6 倍。2018 年則是行業(yè)整體爆發(fā)的一年，受益于電網(wǎng)側項目的快速推進和電池成本的逐漸下降， 2018 年我國新增投運規(guī)模682.9MW，同比增長 464.4%;累計投運規(guī)模達到 1.073GWH，首次突破GW 級別，是 2017 年累計投運總規(guī)模的 2.8 倍。從電池類型來看，鋰離子電池占據(jù)達到 70%，鉛酸電池因其較低的成本依然獲得市場青睞，占比達到 27%。
中國電化學儲能市場以鋰離子電池儲能為主導，鉛蓄電池儲能是重要組成部分。在 2018 年中國電化學儲能新裝機分布中，鋰離子電池以 70.6% 的裝機占比占據(jù)主導地位;鉛蓄電池是電化學儲能市場的重要補充，新裝機量占比達到 27.2%;其余電化學儲能方式如液流電池、超級電容、鈉硫電池占比合計僅為 2.2%。
• 鋰離子電池應用廣泛，儲能應用占比穩(wěn)步提升

鋰離子電池應用廣泛。與傳統(tǒng)電池相比，鋰離子電池不含鉛、鎘等重金屬，無污染、不含毒性材料，同時具備能量密度高、工作電壓高、重量輕、體積小等特點，已經(jīng)廣泛應用于消費電子、新能源汽車動力電池和儲能領域。鋰離子電池電芯主要由正極材料、負極材料、電解液和隔膜四大材料構成，而從電芯到最后的完整的電池包主要經(jīng)過兩個環(huán)節(jié)：1) 將一定數(shù)量的電芯進行串并聯(lián)組裝成電池模組;2)電池模組加上熱管理系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)(BMS)以及一些結構件組成完整的電池包，又稱作電池PACK。


鋰電技術路線多，儲能更注重安全性和長期成本。與動力鋰電池相比， 儲能用鋰電池對能量密度的要求較為寬松，但對安全性、循環(huán)壽命和成本要求較高。從這方面看，磷酸鐵鋰電池是現(xiàn)階段各類鋰離子電池中較為適合用于儲能的技術路線，目前已投建的鋰電儲能項目中大多也都采用這一技術。三元電池的主要優(yōu)勢在于高能量密度，其循環(huán)壽命和安全性較為局限，因而更適合用作動力電池。


鋰離子電池儲能技術應用主要集中在可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側。從全球范圍內(nèi)來看，鋰電池儲能技術應用最多的為電網(wǎng)側，占比達到 52.7%，主要用于電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻;可再生能源并網(wǎng)占比達到 28.9%，分布式及微網(wǎng)和用戶側占比分別為 13.2%及 5.2%。中國市場略微有所差別，可再生能源并網(wǎng)應用占比最高，達到 37.7%;其次分別是電網(wǎng)側應用、用戶側和微網(wǎng)端，占比分別為 25%、22.1%和 13.2%。


鋰電儲能技術在可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側裝機增長顯著。在 2012 年， 鋰電儲能技術在風光電并網(wǎng)和輔助服務的累計裝機量僅為 23.9MW、23.7MW。自 2016 年起，全國各地方儲能產(chǎn)業(yè)政策不斷出爐，推動了儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，鋰電儲能在風光電并網(wǎng)和電力輔助服務上裝機量攀升，2018 年累計裝機同比增速高達 226.7%、115.1%，累計裝機量分別為285.9MW、184.3MW。目前仍有大量風光發(fā)電站和熱電廠未裝備有調(diào)峰調(diào)頻儲能設備，鋰電儲能技術在風光電并網(wǎng)和輔助服務側存在廣闊的市場。


多因素共振，電化學儲能迎來發(fā)展新動能

• 政策端：行動計劃出臺，各部門各司其責保障儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展

儲能產(chǎn)業(yè)政策持續(xù)出爐，目標集中在可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側，政策紅利明顯。自《十三五規(guī)劃綱要》出臺，我國各地方政府部門針對儲能產(chǎn)業(yè)出臺的政策層出不窮，儲能產(chǎn)業(yè)在密集政策的推動下迅速發(fā)展。針對儲能產(chǎn)業(yè)的政策主要集中在解決可再生能源并網(wǎng)出現(xiàn)的問題和電網(wǎng)側調(diào)峰調(diào)頻，電化學儲能作為快速發(fā)展的儲能方式，勢必將得到較大的政策助力。
2019-2020 年行動計劃出臺，各部門各司其職保障儲能產(chǎn)業(yè)化應用。2017年發(fā)改委等五部門聯(lián)合發(fā)布《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》，其中明確提到在十三五期間儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展進入商業(yè)化初期，十四五期間儲能儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展。2019 年 7 月為進一步的貫徹落實該項指導意見，發(fā)改委等四部門發(fā)布 2019-2020 年行動計劃，其中對發(fā)改委、科技部、工信部、能源局的工作任務都做了詳細部署，進一步推進我國儲能技術與產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。
• 應用端：電網(wǎng)側和可再生能源并網(wǎng)齊頭并進

① 電網(wǎng)側：調(diào)峰調(diào)頻是儲能企業(yè)的主要收入來源

儲能電網(wǎng)側應用的補償費用普遍由發(fā)電廠均攤，具體盈利機制各地方有所不同。發(fā)電企業(yè)因提供有償輔助服務產(chǎn)生的成本費用所需的補償即為補償費用，國家能源局南方監(jiān)管局在 2017 年出臺了《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》及《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》， 兩個細則制定了南方電力輔助服務的市場補償機制，規(guī)范了輔助服務的 收費標準，為電力輔助服務市場化開辟道路。以廣東地區(qū)為例，目前 AGC 服務調(diào)節(jié)電量的補償標準可以達到 80 元/MWh，電力輔助服務存在盈利空間。
電網(wǎng)輔助服務主要集中在“三北”地區(qū)，華中、南方是重要的輔助服務地區(qū)。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2018 年全國除西藏外參與電力輔助服務補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共 4176 家，裝機容量共 13.25 億千瓦，補償費用共 147.62 億元，占上網(wǎng)電費總額的 0.83%。從電力輔助服務補償費用比重來看，補償費用最高的為“三北”地區(qū)，即西北、東北和華北區(qū)域，服務補償費用占上網(wǎng)電費總額比重分別為 0.61%、1.82%和 3.17%;華中區(qū)域占比最低，為 0.23%。


調(diào)峰、調(diào)頻與備用是補償費用的主要組成部分。2018 年調(diào)峰補償費用總額 52.34 億元，占總補償費用的 35.5%;調(diào)頻補償費用總額 41.66 億元，占比 28.2%;備用補償費用總額 42.86 億元，占比 29.0%;前三者占補償費用的比重超過 90%，是電網(wǎng)輔助服務補償費用的主要組成;調(diào)壓補償費用為 10.33 億元，占比 7.00%;其他補償費用 0.43 億元，占比 0.29%。


用于電網(wǎng)輔助服務的儲能項目中，火電輔助服務裝機量最多，補償費用占比最大。電力生產(chǎn)的構成決定了輔助服務的重要程度，火電作為主要發(fā)電單位，輔助服務的重要性不言而喻。2018 年火電輔助服務產(chǎn)生補償費用 210.95 億元，占比高達 80.55%;風電、水電在 2018 年分別產(chǎn)生補償費用 23.72 億元、20.94 億元，費用占比依次為 9.06%、8%;核電及光伏等使用電網(wǎng)輔助服務產(chǎn)生的補償費用占比僅為 2.4%。


② 可再生能源并網(wǎng)：有效解決“棄光、棄風”問題

儲能技術在并網(wǎng)側的應用主要是解決“棄光、棄風”問題，改善電能質量。我國能源供應和能源需求呈逆向分布，風能主要集中在華北、西北、東北地區(qū)，太陽能主要集中在西部高原地區(qū)，而絕大部分的能源需求集中在人口密集、工業(yè)集中的中、東部地區(qū);供求關系導致新能源消納上的矛盾，風光電企業(yè)因為生產(chǎn)的電力無法被納入輸電網(wǎng)，而被迫停機或限產(chǎn)。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，我國棄光、棄風率長期維持在 4%以上，僅2018 年棄風棄光量合計超過 300 億千瓦時。鋰離子電池儲能技術能有效幫助電網(wǎng)消納可再生能源，減少甚至避免棄光棄風現(xiàn)象的發(fā)生。風光發(fā)電受風速、風向、日照等自然條件影響，輸出功率具有波動性、間歇性的特點，將對局部電網(wǎng)電壓的穩(wěn)定性和電能質量產(chǎn)生較大的負面影響， 鋰離子電池儲能技術在風光電并網(wǎng)的應用主要在于平滑風電系統(tǒng)的有功波動，從而提高并網(wǎng)風電系統(tǒng)的電能質量和穩(wěn)定性。


在可再生能源并網(wǎng)領域，鋰電儲能收益主要依靠限電時段的棄電量存儲。

儲能電站在用電低谷期儲存剩余電量，在用電高峰期釋放電能，釋放電量與指導電價的乘積即為儲能電站的收益。目前在青海、遼寧等光照和風電資源較豐富的地區(qū)已經(jīng)有對應儲能項目投運。


• 成本端：規(guī)模效應和梯次利用助推電池成本持續(xù)下滑

電池成本是電化學儲能的重要成本來源。電化學儲能電站初始成本主要

包括電池成本，系統(tǒng)硬件成本(包括溫度控制、變流器等)，間接成本以及基礎設施建設等。根據(jù)麥肯錫的數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示，2012 至 2017 年儲能電站成本已經(jīng)大幅下降，每 KWH 成本已經(jīng)從 2100 美元下降至 587 美元。具體來看 587/kwh 的建設成本中，電池成本達到 236 元，占成本比重為 40%，中國市場由于人工、材料費用相對比較便宜，電池成本占比會更高。如果僅考慮儲能系統(tǒng)的成本(排除間接成本和最終的施工成本)，整個系統(tǒng)成本為 429/kwh，此時電池成本占比達到 55%。因此我們可以看到電池是儲能系統(tǒng)里面主要的成本來源，其成本的高低將直接影響最終的儲能成本。
① 動力電池裝機量快速上升推動電池成本持續(xù)下降

受益于國家政策驅動，我國新能源汽車產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。自 2012 年國務院發(fā)布《節(jié)能與新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃》以來，財政補貼、稅費減免等措施使我國新能源汽車產(chǎn)業(yè)得以快速發(fā)展。2015 年以來我國新能源汽車每年銷量增速均在 50%以上;2018 年我國新能源汽車銷量達到 125.6 萬輛，同比增長 61.7%，銷量為 2014 年的 16 倍，2014 年至今年均復合增速超過 100%。
下游銷量驅動，動力電池裝機量快速上升。新能源汽車銷量的快速上升拉動了以鋰離子電池為代表的動力電池裝機量的快速上升，2018 年我國動力電池裝機量達到 56.89GWH，同比增長 56.88%;其中純電動汽車配套的動力電池裝機量累計約 53.01GWh，同比增長 55.64%;插電式混合動力汽車配套的動力電池裝機量累計約 3.82GWh，同比增長 75.34%;燃料電池汽車配套的動力電池裝機量約 0.07GWh，同比增長 115.11%。從裝機量來看 2018 年裝機量是 2015 年的 3.4 倍，2015 年至今年均復合增速達到 51%，隨著未來新能源汽車銷量的繼續(xù)上升，動力電池裝機量有望繼續(xù)攀升。


規(guī)模上升帶來鋰電價格持續(xù)下降，助力儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。鋰電池儲能系統(tǒng)電池主要包括磷酸鐵鋰電池和三元電池，其中從目前國內(nèi)的應用來看磷酸鐵鋰電池因其循環(huán)次數(shù)高、成本低特點應用更為廣泛。自 2014 年至2018 年，在新能源汽車產(chǎn)業(yè)的帶動下電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，磷酸鐵鋰電池和三元電池技術不斷成熟;同時裝機規(guī)模的持續(xù)上升也使得規(guī)模效應逐步凸顯。電池價格從逐年下降，磷酸鐵鋰和三元電池價格從 2014 年一季度時 2.9 元/Wh、2.9 元/Wh 降至 2018 年四季度的 1.15 元/Wh、1.2 元/Wh。此外隨著技術的不斷進步，電池循環(huán)次數(shù)也在不斷提升，例如寧德時代 2019 年即將量產(chǎn)長循環(huán)壽命鋰電池儲能系統(tǒng)(磷酸鐵鋰電池)，使用壽命可以超過 15 年，單體循環(huán)超過萬次;循環(huán)次數(shù)的提高也將進一步降低單次的儲能成本。


② 電池梯次利用有望進一步帶來成本下降

電池梯次利用為動力電池退役找到新出路。在新能源汽車的使用過程中，動力電池的容量會隨著時間逐步衰減，按照當前情況來看，當電池剩余容量低于 70%左右的時候，處于安全性和續(xù)航里程等方面的考慮，動力電池將不再應用于新能源汽車。退役動力電池的梯次利用通常包括以下步驟：(1)廢舊動力電池回收;(2)動力電池組拆解，獲得電池單體;(3)根據(jù)電池特性篩選出可使用的電池單體;(4)電池單體進行配對重組成電池組;(5) 加入電池管理系統(tǒng)(BMS)、電池外殼等組成電池包;(6)集成系統(tǒng)、運行維護等。

退役高峰的到來，國家近年來出臺了一系列關于動力鋰電梯次利用的政策，市場機制初步建立。2018 年工信部等七部門先后出臺了《新能源汽車動力蓄電池回收利用管理暫行辦法》和《關于組織開展新能源汽車動力蓄電池回收利用試點工作》政策，政策明確了動力電池回收責任主體是汽車生產(chǎn)企業(yè)，汽車生產(chǎn)企業(yè)有義務回收利用退役動力鋰電;動力電池生產(chǎn)企業(yè)切實實行電池產(chǎn)品編碼制度，開展動力蓄電池全生命周期管理;落實生產(chǎn)者責任延伸制度，動力電池生產(chǎn)企業(yè)不僅負責生產(chǎn)銷售， 動力電池的退役再利用同樣要擔負起責任。


動力電池梯次利用要求較高。梯次利用技術現(xiàn)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，相對于新電池而言性價比不高。將退役電池梯次利用，不僅需要監(jiān)測電池電壓、內(nèi)阻，還要通過充放電曲線計算電池的當前容量(SOC)，對電池健康狀態(tài)(SOH)做出評估，為了保證電池的一致性和電池壽命， 還需對電池進行均衡性處理，在這一過程中將耗費大量人力、設備成本。目前對退役鋰電梯次利用布局的企業(yè)主要有寧德時代、比亞迪、中興派能、中航鋰電、中天儲能等。

中國鐵塔目前是梯次利用進展較快，其余廠商紛紛跟進。早在 2015 年10 月，中國鐵塔就開始對動力電池回收及循環(huán)利用進行探索;2017 年 6月啟動大規(guī)模試點,陸續(xù)在廣東、福建、浙江、上海等 12 個省市開展梯級電池替換現(xiàn)有鉛酸蓄電池的試點，2018 年初公司又與重慶長安、比亞迪、銀龍新能源等 16 家新能源企業(yè)簽訂新能源汽車動力蓄電池回收利用戰(zhàn)略合作伙伴協(xié)議。據(jù)不完全統(tǒng)計截止 2018 年底鐵塔已在全國 31 個省市約12 萬個基站使用梯次電池約1.5GWh，替代鉛酸電池約4.5 萬噸。

此外中航鋰電、比亞迪、國軒高科、寧德時代等動力電池企業(yè)也紛紛開展動力電池梯次利用，隨著我國動力電池報廢高峰期的到來，電池的梯次利用有望進一步得到發(fā)展。

原標題：各種儲能方式的分析對比