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能源轉(zhuǎn)型趨勢下，儲能的作用日益凸顯。電力是即發(fā)即用、無法直接儲存的能源形態(tài)，因而在電力供需兩端頻繁波動的背景下，為保障電能質(zhì)量的穩(wěn)定，調(diào)度單位需要實時平衡。而儲能是將電能轉(zhuǎn)化為其他形式的能量存儲起來，并在需要時轉(zhuǎn)化為動能、勢能等。儲能具有環(huán)境適應(yīng)性強 、配置方式靈活、建設(shè)周期短等優(yōu)勢。在我國能源轉(zhuǎn)型大趨勢下，儲能的作用日益凸顯，其應(yīng)用范圍涉及發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)。

1.1. 發(fā)電側(cè)：輔助傳統(tǒng)電力調(diào)頻，促進新能源消納

傳統(tǒng)發(fā)電領(lǐng)域：儲能輔助調(diào)頻。在傳統(tǒng)發(fā)電領(lǐng)域，儲能在發(fā)電側(cè)的主要作用為輔助調(diào)頻，使電源更具可控性。一般適用于電源靈活性較差的地區(qū)，例如山西、內(nèi)蒙古等火電裝機為主的省份，通過配置功率型儲能電池，可以增加機組整體的響應(yīng)性能。新能源領(lǐng)域：儲能可平滑出力波動，促進新能源消納。由于風電、光伏等新能源發(fā)電具有較強的隨機性、波動性和間接性。因此，新能源高比例接入電力系統(tǒng)后，將導(dǎo)致發(fā)電波動大幅增加，增加了維持電力供需平衡的難度。而儲能系統(tǒng)可以跟蹤新能源發(fā)電出力計劃，在出力低谷時儲能系統(tǒng)輸出功率，在出力尖峰時，儲能系統(tǒng)吸收功率。因此，儲能系統(tǒng)可平抑新能源發(fā)電的波動性，從而減少能源浪費，促進新能源的消納。

1.2. 電網(wǎng)側(cè)：緩解電網(wǎng)阻塞，降低網(wǎng)損成本

儲能系統(tǒng)置于線路上游，緩解電網(wǎng)阻塞。發(fā)生線路阻塞時，位于上游的儲能系統(tǒng)吸收未能輸出的電能，并在線路負荷較小時再輸出電能，可以有效緩解電路阻塞情況。儲能可有效降低網(wǎng)損成本。峰負荷時的電價高，相應(yīng)時段的網(wǎng)損成本也更高，通過安裝儲能系統(tǒng)可有效提高電網(wǎng)的輸配電能力，從而降低網(wǎng)損成本。根據(jù)《中國電網(wǎng)側(cè)儲能在典型場景下的應(yīng)用價值評估》中的測算，在單回 10 千伏輸電線路、末端負荷供電案例下，安裝 1 兆瓦時儲能即可降低網(wǎng)損率約 1%。

1.3. 用電側(cè)：峰谷價差套利，容量電費管理

谷沖峰放，價差套利。我國大部分地區(qū)采用分時電價體系，將一天按負荷曲線劃分為峰、平、谷三個時段，并對應(yīng)峰、平、谷三種電價，在分時電價體系下，峰時用電成本高于谷時用電成本。用戶安裝儲能系統(tǒng)后，在谷時充電、峰時放電，實現(xiàn)了峰谷價差套利從而降低用戶的用電成本。

削減用電尖峰，降低容量電費。我國對供電部門大工業(yè)企業(yè)實行兩部電價制，即用與容量成比例的固定基本電價和與用電量成比例的變動電價來決定電費。工業(yè)用戶可利用儲能系統(tǒng)在負荷低谷時充電，在負荷高峰時放電，從而降低整體負荷，減少容量電費

2.儲能技術(shù)以傳統(tǒng)的抽水蓄能及電化學儲能為主，新型儲能技術(shù)獲得重視。

儲能技術(shù)是通過特定的裝置或物理介質(zhì)將不同形式的能量儲存起來，以便在需要時再次利用的技術(shù)。狹義來看，儲能技術(shù)主要指熱儲能和電儲能技術(shù)。傳統(tǒng)儲能技術(shù)以抽水蓄能及電化學儲能為主，隨著工藝技術(shù)的進步和國家對儲能的重視，多種新型儲能技術(shù)已在電力系統(tǒng)的各個環(huán)節(jié)有所運用。

儲能項目裝機規(guī)模穩(wěn)定增長。截至 2019 年年底，全球已投運儲能項目裝機 183.1GW，其中抽水蓄能裝機 171.0GW，占比 93.4%，但其裝機規(guī)模同比幾乎無增長；電化學儲能裝機8.2GW，占比 4.5%，裝機規(guī)模同比增長 24.8%。從中國的情況來看，2019 年，中國已投運儲能項目裝機規(guī)模合計 32.3GW，占全球市場的 17.6%。其中，抽水蓄能裝機 30.3GW，占 比 93.7%，裝機規(guī)模同比增速不到 1%；電化學儲能裝機 1.58GW，占比 4.9%，裝機規(guī)模同比增長 58.5%。抽水蓄能裝機規(guī)模最大，電化學儲能最具發(fā)展?jié)摿Α?br />
抽水蓄能技術(shù)在 20 世紀 90 年代就已實現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用，發(fā)展較為成熟，目前在全球已投運儲能項目中裝機規(guī)模占比最大，但受地理資源條件約束，且具有能量密度低、投資額高等缺陷。而電化學儲能是當前應(yīng)用最廣、最具潛力的電力儲能技術(shù)，其全球的裝機規(guī)模從 2016 年的 1.8GW 上升 2019 年的 8.2GW，復(fù)合增速 65.78%。電化學儲能具有受自然條件的約束小、建設(shè)周期短、應(yīng)用場景廣泛鋰電成本下降助推全球電化學儲能市場高速增長。

過去五年，全球主要發(fā)達國家嘗試規(guī)模化應(yīng)用電化學儲能技術(shù)，電化學儲能裝機在全球范圍內(nèi)呈現(xiàn)加速增長的趨勢。2013-2019年，全球電化學儲能裝機從 0.7GW 增長至 8.2GW，復(fù)合增速 50.7%。其中，2018 年電化學儲能裝機同比增速 127.59%，實現(xiàn)跨越式增長。電化學儲能實現(xiàn)高速增長的驅(qū)動因素主要源于鋰電成本的下降。①鋰電為電化學儲能主流技術(shù)路線：截至 2019 年，鋰電池儲能為電化學儲能的主要構(gòu)成，裝機規(guī)模占比 87.3%。與其他電化學儲能技術(shù)相比，鋰離子電池已經(jīng)連續(xù)七年占據(jù)全球新增投運總規(guī)模的最大比重，裝機規(guī)模也在 2019 年迎來了歷史新高，達到 7.2GW。②鋰電成本下降：近年來，鋰電儲能成本呈現(xiàn)快速下降趨勢，技術(shù)經(jīng)濟性持續(xù)提升。據(jù)彭博新能源財經(jīng)統(tǒng)計，截至 2018 年，一套完整安裝的 14kWh 家用鋰電儲能系統(tǒng)的基準資本成本為 654 美元/kWh，折算為平準化度電成本約為 0.10 美元/kWh， 較 2016 年下降約 42.6%。BNEF 預(yù)計到 2021 年該成本將下降至 405 美元/kWh，未來三年累計下降幅度為 38.1%。等優(yōu)勢，未來隨著規(guī)模效應(yīng)體現(xiàn)，成本進一步下降，電化學儲能的發(fā)展前景廣闊。

中國電化學儲能市場：邁入規(guī)模化階段。

從規(guī)模來看，中國的電化學儲能裝機規(guī)模連續(xù)多年保持快速增長趨勢，2013-2019 年，電化學儲能裝機從 0.1GW 增長至 1.58GW，復(fù)合增速 58.41%。且新增裝機保持高速增長，2018 年，電化學儲能新增裝機規(guī)模同比增長 465%。從結(jié)構(gòu)來看，與全球市場一致，鋰離子電池為我國電化學儲能的主要構(gòu)成，2019 年，鋰離子電池占電化學儲能裝機的 79.7%?？傮w來看，我國電化學儲能裝機規(guī)模尚小，這與其所處的發(fā)展階段相關(guān)。當前，我國電化學儲能市場正從商業(yè)化初期階段過渡到產(chǎn)業(yè)規(guī)模化階段。未來，我國電化學儲能產(chǎn)業(yè)有望快速提升技術(shù)水平、完善標準體系，并形成完整的產(chǎn)業(yè)體系。

預(yù)計 2030 年風電、光伏裝機有望達 16 億千瓦。據(jù)我們測算，在碳中和及碳達峰愿景下，預(yù)計到 2030 年，風電、光伏發(fā)電量分別由 2019 年 0.4/ 0.2 萬億度，提升至 1.2/ 1.2 萬億度；裝機容量分別由 2019 年 2.1/ 2.0 億千瓦提升至 5.6/10.0 億千瓦，合計 16 億千瓦，高于 2020 年 12 月氣候雄心峰會上提出的 12 億千瓦最低目標。


3.可再生能源并網(wǎng)，需要多少儲能？

在能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，新能源裝機高增，各地政府要求配置儲能的背景下，我們對我國新能源并網(wǎng)帶來的儲能空間進行測算。預(yù)計 2020-2025 年間，風電、光伏并網(wǎng)帶來的新增儲能需求合計為 28GWh，年均新增儲能需求為 4.7GWh。測算假設(shè)：①新增裝機：根據(jù)表 3 的測算結(jié)果，假定 2020-2025 年，風電光伏新增裝機呈線性增長，每年合計新增裝機規(guī)模 104GW；②儲能配比率：從 2020 年各地要求的儲能配比率來看，最低配比要求 5%，最高配比要求 20%。我們假定 2020 年實現(xiàn)配比率 10%，以后每年配比率逐漸上升 2pct，至 2025 年實現(xiàn)配比率 20%；③儲能功率占比：根據(jù)現(xiàn)有儲能項目功率配比情況，假設(shè)為 15%；④儲能時長：按 2h 的平均備電時長作為估算值。 

原標題：我國儲能領(lǐng)域深度剖析