编者按：储能应用市场广阔，应用场景多样化，当前我国储能产业正逐步有序开展，同时面临着建设成本高、盈利性不明显、融资较难等发展难题，有待相关产业政策的引导和技术的不断提升。

储能技术发展至今，已有多条技术路线进入成熟阶段。然而，除抽水蓄能外，其它储能技术受限于规模、是否适合工程化应用的设备形态、以及是否具有较高的安全可靠性和技术经济性等综合技术评价指标，基本都处于工程示范或小范围的商业化初期阶段，尚未实现大规模的推广应用。

 

中国物理与化学电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心统计数据显示，截至2018年12月31日，全球储能装机177.2GW，2018年新增1.5GW。2018年全年，全球电化学储能新增装机容量达到1240.2MW。其中，锂离子电池装机1115.9MW，占比90.0%；铅蓄电池106.4MW；液流电池12.5MW，钠基电池5.3MW。

 

在电化学储能方面，美国、韩国、中国、日本、德国、澳大利亚、英国一直是全球储能市场非常活跃的国家，活跃程度与各国储能政策环境、技术水平、市场空间息息相关。今年以来，东南亚以及非洲微电网和离网电站储能市场发展也比较快。

 

截至2018年12月，中国储能累计装机32.9GW。其中，抽水蓄能装机31.9GW，占比97.0%（包含两座台湾抽水蓄能电站）；电化学储能装机899.9MW，占比2.3%；其他储能技术（压缩空气储能，飞轮储能，熔盐储热）共计114.3MW。

 

除抽水蓄能外，中国储能产业尚处于发展的初期阶段，压缩空气、飞轮储能、蓄热储能市场容量很小，且进展缓慢；化学储能增速加快，主要以锂离子电池、铅蓄电池和液流电池为主。

 

国内对于电化学储能的认识有一个发展过程。2015年之前大家在争论是否要发展储能，从2015年到2016年的时候，大家逐渐开始讨论我们该如何发展。2017年10月份国家出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，大家已经达成共识，储能是肯定要发展。

 

据项目统计显示，中国2015-2018年间投产的电化学储能项目共94个，装机规模合计约为449MW/1117MWh。近三年来，电化学储能投产规模保持高速增长态势，年均增长率约为69%，2018年增速最快。

 

从储能应用场景来看，在已统计储能应用场景的项目中，已投储能项目主要应用于电源侧的新能源并网及平滑出力波动（已投项目共35个）、用户侧的微电网（已投项目共24个）等场景，同时，电网侧和电源侧储能发展较快。

 

从地域分布上来看，近三年投产的储能项目主要分布在江苏、青海、西藏等新能源富集地区和负荷中心省份。其中，江苏规模占比最高达33.5%，主要应用场景为输配电设施基础服务、分布式及微电网、工商业储能等；青海和西藏投产规模分别位列第二位和第三位，主要用于新能源并网、分布式及微电网等场景。2017年以来，山西、贵州、甘肃、内蒙古、新疆、河南、湖南、湖北等电源侧和电网侧项目落地逐渐显现。

 

从技术类型上看，近三年投产的项目中，选择锂离子电池的项目数量最多，约45个；铅酸电池（含铅炭电池）次之，约28个；蓄冷、压缩空气储能、超级电容器、飞轮等其他非抽蓄储能技术项目数量位居第三，约25个；液流电池项目数量约7个。

 

电网发电、输电、配电、用电各个环节对储能技术都有极大的需求，这导致储能技术应用场景复杂、多样，每个应用场景对储能技术能量密度、功率特性、成本、寿命、启动及响应时间等特性要求不同。

 

应用场景的复杂性决定了单一储能技术无法满足电网对储能技术的多样需求。目前，各类储能技术并行发展，尚没有一种储能技术以压倒性的优势适用于各类场景。因此，各类应用场景的实际特点及其对储能技术的要求不同，需要开发针对性的储能技术并将其应用至合适的场景中。

 

电力系统内存在较大频率波动风险（如大容量直流、大容量机组等大电源丢失风险），而系统如果相对较小或系统内机组一次调频能力相对不足（如大规模新能源接入等），就需要储能等快速充放电设备协助确保系统安全稳定运行。建设储能电站可缓解电网部分供电缺口，提高设备的利用效率，延缓为满足短时最大负荷所需的电网建设投资。

 

电池储能装置具备响应时间毫秒级的特性，相对于水电、火电等常规功率调节手段具有较大技术优势。电池储能电站能跟踪负荷变化能力强，响应速度快，控制精确，且具有双向调节能力，具有削峰填谷的双重功效，是重要的调峰电源。

 

风电、光伏等新能源装机规模快速增长，增加了电网调峰、调频的难度和电网运行的不确定性。而储能装置既可以较好地平滑新能源的波动性与间歇性，还有助于消纳新能源电量。

 

我们从调研中了解到，电网企业投资储能有以下几大动力。首先是电网安全，储能可以应用在特高压长距离输送、紧急功率支撑、调峰调频、跟踪曲线、需求侧响应、新能源消纳接入等多个方面。第二，超大城市以及一线城市供电压力增大，尤其是北上广深部分机组退役的地区，新增供电容量和电网改造存在困难。第三，电网公司综合能源服务转型，国网目前在河南、湖南以及江苏都开展了储能电站工程示范项目，后期浙江和甘肃也会有相应规划项目。对于电网来说，部分变电站早期规划有闲置土地，可就近建设储能电站就近接入电网。2019年，电网企业还将规划建设更多储能项目。

 

电网侧储能项目方面，当前商业模式主要有以下三种。一是经营性租赁模式，该模式中，储能由电网公司租赁，租赁费由储能电站和电网公司协商确定。二是合同能源管理模式，该模式主要参照各地电力辅助服务政策及峰谷电价政策制定服务价格。三是电网公司全资建设管理模式，该模式中储能投资纳入电网输配电价。

 

然而，无论何种模式，当前都面临储能成本疏导问题，行业普遍希望能参照抽水蓄能的两部制电价给储能定价。

 

目前电网侧储能主要采用“分布式布置、模块化设计、标准化接入、集中式调控”技术方案，利用空余场地和间隔建设电站，这些示范工程单站规模小、接入电压等级低。电网侧储能现阶段需要面临的问题是：储能电站现场建设及运维规范的短缺、分布式储能系统调控和聚合关键技术研究、电网侧分布式储能规范与标准的制定。此外，电网侧储能商业模式也有待进一步创新。

 

从区域分布来看，发电侧储能项目主要集中在三北（西北、东北和华北）和西南地区（主要为西藏）。

 

截至2018年初，中国电化学储能项目中可再生能源并网领域累计装机占比 29%，新增项目中可再生能源并网占比 23%。这些项目中，锂离子电池占比最高，2017 —2018年新增储能项目锂离子电池规模占比 83%，说明现阶段综合特性优异的锂离子电池是中国可再生能源并网领域电能存储的主要选择。

 

集中式可再生能源并网在不同时期对储能的需求不同，短期内可用于平滑可再生能源输出，远期需要储能技术须参与二次调频。当可再生能源发电比例高出外送线路容量限制时，需要储能参与调峰。

 

2018年，青海、甘肃、内蒙古、宁夏、新疆都有相应新能源发电侧项目规划，有的正在落地实施。

 

电网辅助服务储能项目集中分布在华北地区，区域分布与国家及地区在电网辅助服务相关的政策密切相关。

 

在政策的引导和支持下，2016 年开始，大规模调峰调频项目渐增。科陆电子、阳光电源、欣旺达等公司都在山西建设储能联合火电调频项目，融科储能技术发展有限公司在大连建设 200 MW 储能调峰电站。2018年，山西、广东、内蒙古以及辽宁有更多火电调频项目落地投运。

 

调频项目的收益受政策的影响比较大，同时这个市场竞争也十分激烈。早期在山西的一些储能调频项目，投资回报周期在两到三年。但是“两个细则”补偿标准在2018年已经降低，参与者也越来越多，投资回报率有所下降。

 

分布式及微网储能项目主要用于解决分布式电源的间歇性、不稳定性，提高供电可靠性和灵活性。这一类项目中铅蓄电池和锂离子电池技术是主流。

 

分布式及微网储能也呈现出明显的地域特征，西北、西南、华东占比排名前三位。华东产业园区数量多、集中度高，分布式电源 + 储能的示范对未来具备实际意义。而且，沿海地区存在不少岛屿，分布式电源 + 储能可以解决并网及离网供电及其可靠性问题。西北及西南地区电网基础设施薄弱，局部地区供电难以保证。于此同时，这些地区可再生能源丰富，分布式电源 + 储能可以很好解决该地区居民用电问题，社会效益显著。

 

对于边远的农牧民、海岛、边远哨所以及5G市场，储能可以说是是刚性需求。比如说游牧牧民。牧民居住分散，且没有固定的定居地点，每年去不同地方，随时移动。通过电网供电建设成本，维护成本都很高，也很难保证比较稳定可靠的电力。而且牧民的需求也比从前多，不仅仅是电灯或者煮酥油茶，还需要保证供水、供暖和其他正常的生活消费。我们认为这种情况下，小型的离网储能会是比较好的解决方案。

 

京津冀、长三角、珠三角等地区用电需求增长迅猛，尖峰时刻供电紧张，分布式能源等新能源出力间歇性、不稳定。规模化的用户侧储能可发挥削峰填谷、应急备用、分布式电源平滑出力，提高系统供电稳定能力。用户侧储能项目主要通过峰谷电价差、降低需量电费、微网稳定运行等来获取一定收益。

 

与商业和居民用电负荷相比, 工业用户更具备储能建设条件，符合以下条件的工业用户最适合配备储能：1、工业用户具有较大的日用电量；2、电价高峰时段（白天）用电负荷大，电价低谷时段（深夜）用电负荷少；3、 电价低谷时段，用户变压器存在一定的富余容量。

 

随着储能成本下降、电力市场后用电成本降低，由于峰谷电价差和储能额外的辅助价值，居民和工商业用户也会逐步有储能应用需求。

 

目前，工商业用户侧储能的项目内部收益率大概也在5%-8%之间，投资回报收益率还不能满足资本要求，所以投资者仍在观望。

 

从储能的应用场景来看，电网侧储能、发电侧储能、微电网系统、电力辅助服务、用户侧储能、光储充电站、通信储能、应急电源、家庭储能都将得到大力发展。当前，我国储能产业从项目设计、项目规划、项目建设、系统优化、项目运行、项目运维都积累了丰富的数据与经验，为今后储能技术大规模应用奠定了扎实基础。

 

但储能发展也面临着诸多挑战，目前储能成本高、储能电站盈利性不明显、融资较难都是储能产业发展的几大痛点。从产品本身来说，储能市场迫切需要低成本的、安全可靠的储能电池，目前储能系统技术在系统成本、转换效率、寿命、安全性以及运维和回收等问题上还有待进一步创新。从外部环境来看，储能的政策体系和价格机制还不完善，参与电力市场的机制不健全，储能系统的独立性价值还难以发挥。

 

通过国际交流，我们发现中国储能产业与国际储能产业发展实际相差不远。在新型储能技术研发、成本控制、产品结构、标准体系、安全控制等方面，中国与国际基本处于同一发展水平。但在系统集成、电池热管理技术、电池寿命和效率等方面，我们与发达国家还有一定差距。