储能产业布局良机来临

 自去年10月份五部委联合签发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》以来，社会各界对于“储能”关注度日益提升。

尽管国家层面大规模补贴政策并未出台，储能产业还面临技术、成本以及商业模式探索等问题，但内在需求的不断延伸和驱动，如电厂自身调峰调频压力的与日俱增、可再生能源的快速发展所带来的电网消纳困难继而导致弃风弃光严重等问题，都推动着整个储能行业不断向前发展。

相对于物理储能，以铅蓄、锂电、全钒液流电池为代表的电化学储能优势明显。

1、政策暖风吹起，储能商业化可期

去年10月11日，国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局五部委联合签发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》正式公布。该指导意见是我国最大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策，确立了我国储能产业从短期到长期的发展方向以及近10年的发展目标，是我国储能产业里程碑式的纲领性政策文件。

《意见》提出，“十三五”期间要大力推广试点示范项目，建立储能技术标准体系，实现储能由研发示范向商业化初期过渡;在“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变。

2、内在需求巨大，各应用端或将持续发力

储能在电力系统中的应用包括发电侧、输电侧及配电侧，可广泛应用于可再生能源并网、电网调峰调频、用户侧存储及分布式微网建设等各个方面。我们看好储能在电力辅助服务市场和新能源发电配套上的应用。

电改政策加码，电力辅助服务空间进一步打开

去年11月，国家能源局发布了《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》。《方案》强调了全面实施跨省跨区电力辅助服务补偿，鼓励采用竞争方式确定服务承担机组、按服务效果补偿、鼓励储能设备及需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务等。《方案》的提出进一步还原了电力商品属性，深化了电力行业的市场化改革。

今年1月，南方电网监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》，将电化学储能电站纳入管理，储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为500元/兆瓦时。该补偿标准的出炉在业内引起了巨大的反响。

而另一方面，我国社会用电结构变化也在扩大储能调峰需求。伴随着供给侧改革的深入以及国内经济水平的发展，高能耗的传统产业逐渐被低能耗的新兴产业替代，第二产业用电比重不断下降，而第三产业和居民用电比重不断上升，导致日夜用电峰谷差加大，电站调峰的压力越来越大。

储能设备调峰相对于传统火电机组调峰调频优势明显。随着今后电力市场的不断开放，如果能够深入参与到电力辅助服务市场，不但可以缓解储能电站的运营难度，更能促进新技术的研发和推广。

分布式光伏迅猛发展，“光储充”潜力巨大

去年12月22日，国家发改委发布《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》，其中“自发自用、余电上网”模式的分布式发电收益下调幅度仅为5%，远低于集中式电站标杆电价12-15%的降幅，一定程度上表明了政府对分布式发展的政策倾斜。

无论是顶层设计的影响或是市场需求的驱使，我国光伏产业正在逐渐从集中式向分布式发展。2017年我国新增光伏发电装机53.06GW，增幅达53.6%，其中分布式光伏呈现爆发式增长，全年新增装机19.44GW，为2016年同期新增规模的4.6倍，占2017年总新增装机的比重为36.64%。

分布式光伏发电装机主要集中于浙江、山东、安徽三省，新增装机同比增长均在2倍以上。自2016年9月份浙江出台《关于推进浙江省百万家庭屋顶光伏工程建设的实施意见》以来，其家庭屋顶光伏并网户数已位居全国之首。虽然分布式光伏能够有效地优化光伏能源布局，但是它规模小、数量多、建设分散，并网会对电网稳定性造成不良的影响。因此，以“光伏+储能”的模式，利用储能技术的优势稳定供电，通过有效的能量管控可以提高电网运行的稳定性并增加经济性。

此外，峰谷价差套利也是当前储能应用较普遍的商业模式，一般由储能企业为大工业用电企业提供储能设备，承担设备的安装和运维，储能企业以用电企业降低的容量电费和节省的峰谷价差电费为收入。尽管储能设备前期投入较大、成本回收周期较长，但这种商业模式一定程度提高了用电企业安装储能设备的积极性，有利于储能的推广。

3、电化学储能技术百花齐放，“降本提效”是关键

我国储能产业经过十多年的发展，目前正从小规模研究示范向商业化初期过度发展。与最成熟的抽水蓄能物理储能方式相比，电化学储能具有设备机动性好、响应速度快、能量密度高和循环效率高等优势，是当前国内外储能研究的热点。据储能联盟的不完全统计，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%;国内新增121MW，同比增速超过15%，技术上基本以铅蓄电池和锂离子电池为主。

铅蓄/铅炭电池

传统的铅蓄电池凭借着安全可靠、容量大、性价比高等优点，时至今日，在二次电源应用领域仍然占有一定的份额。近年来，一些新兴的铅酸技术也在兴起，最具代表性的是铅炭电池，其一定程度上弥补了传统铅酸电池比能量低、寿命短等缺点，使之大规模应用在储能领域成为可能。铅炭电池技术的核心是在负极引入活性炭，使得电池兼具铅酸电池和超级电容器的优点，大流量充放电性能和循环寿命得到显著提升。基于一百余年发展所积累的成熟技术体系和产业链，先进的铅酸电池受益于相对较低的生产成本，有望率先在大规模储能领域实现商业化。国内相关代表企业南都电源、圣阳电源等。

锂离子电池

受益于新能源汽车补贴政策支持，过去几年，动力锂电需求拉动了整个锂离子电池产业的快速发展。锂电技术路线较多，储能应用更注重安全性和长期成本，从这个角度看，磷酸铁锂电池是现阶段各类锂电池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大多也采用这一技术。近年来，国内动力锂电行业竞争激烈，下游整车厂对性能和价格需求倒逼锂电技术快速进步，同时主要厂商产能不断扩张，规模效应显现，锂电池生产成本不断下降，储能经济性有了很大提高。此外，使用退役动力锂电池进行储能的梯次利用也具备一定的发展前景。国内相关代表企业比亚迪、阳光三星等。

全钒液流电池

液流电池具有充放电性能好、循环寿命长的特点，加之其功率和容量相互独立，安全性能好，适合大规模储能应用。全钒液流电池是目前研究和应用最广泛的液流电池技术。目前，全球范围内共安装50余套全钒电池系统。当前全钒系统的成本约在4500-6000元/KWh，远高于铅炭、锂电等电化学储能技术，制约了全钒液流电池的商业化，主要原因在于核心组件离子交换膜及电解液等材料的成本较高。我国在全钒液流电池上的技术研发及应用上走在世界前列。国内代表企业大连融科。

据测算，储能市场化成本目标约为1000-1500元/KWh。目前铅蓄、锂电等主流储能技术的建设成本在2000-3000元/KWh，预计到“十四五”期间，这一数值有望下降到1500元/KWh，从而为储能技术的大规模商业化应用奠定基础。

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三大储能领域:电力系统、汽车与家用

在电力系统能源管理领域，储能首选技术为抽水蓄能，化学电池中液流可能最先具有商业化条件，其次是锂离子电池，铅酸电池还需在技术上进一步提高性能，而钠硫电池长期被日本垄断，在我国的商业化应用前景存在较大不确定性。从国外示范研究来看，为稳定电力供给提供均匀的功率输出，需要配套大约新能源发电容量的20%，并有6-8小时存储时间的电池储能系统。预计到2020年，发电侧和用电侧合计需要7.58亿千瓦的储能设备。

据预测，到2024年，全球储能系统的安装容量大约将达到45GW/81GWh。虽然与全球发电总装机容量相比，这部分储能容量的规模显得十分微不足道，但电力系统已经因为储能系统的出现而发生了质的变化。目前来看，电厂级储能容量主要用于置换效率较低的发电容量。与此同时，快速增长的离网型储能容量，也势必将改变消费者与电厂之间的关系。

在电动车领域，具有应用前景的储能技术，以锂离子电池为主，铅酸电池也有一定市场。电动车领域需要4.53亿千瓦的储能设备。全球电动汽车市场规模呈现迅猛发展的态势，从2011年仅6.80万辆，增长至2015年的64.30万辆，年均复合增长率为75.36%。2017年中国新能源汽车产销量近80万辆，累计保有量达180万辆，占全球市场50%以上。

家庭储能领域，也可以理解为一组为家庭储存电能的大电池。对于绝大多数中国家庭来说，这还是一个比较陌生的家电产品。目前，全球主要的家庭储能系统市场在美国和日本。美国人居所的面积通常比较大，家庭用电较多，拥有风、光等新能源发电系统的家庭数量也多。由于用电量比较大，且峰谷电费存在比较大价格差异，储能系统通常被美国家庭用来在电价低的时段储存电能并在高电价的时段使用，以达到节省电费的目的。另外，在边远地区，以及地震、飓风等自然灾害高发的地区，家庭储能系统被当作应急电源使用，免除由于灾害或其他原因导致的频繁断电带来的不便。

5大类、11种储能技术

一、机械类储能

机械类储能的应用形式只要有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。

1、抽水蓄能

电网低谷时利用过剩电力将作为液态能量媒体的水从低标高的水库抽到高标高的水库，电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电。

目前，抽水蓄能机组在一个国家总装机容量中所占比重的世界平均水平为3%左右。截至2012年底，全世界储能装置总容量为128GW，其中抽水蓄能为127GW，占99%。截至2017年底，中国抽水蓄能电站装机容量已居世界第一，在运规模2849万千瓦，在建规模达3871万千瓦，预计到2020年，运行总容量将达4000万千瓦。

2、飞轮储能

在一个飞轮储能系统中，电能用于将一个放在真空外壳内的转子即一个大质量的由固体材料制成的圆柱体加速(达几万转/分钟)，从而将电能以动能形式储存起来(利用大转轮所储存的惯性能量)。

飞轮储能多用于工业和UPS中，适用于配电系统运行，以进行频率调节,可用作一个不带蓄电池的UPS，当供电电源故障时，快速转移电源，维持小系统的短时间频率稳定，以保证电能质量(供电中断、电压波动等)。

在我国刚刚开始在配电系统中安装使用。电科院电力电子研究所曾为北京306医院安装了一套容量为250kVA,磁悬浮轴承的飞轮储能系统，能运行15秒，2008年投运。

3、压缩空气储能

压缩空气储能采用空气作为能量的载体，大型的压缩空气储能利用过剩电力将空气压缩并储存在一个地下的结构(如地下洞穴)，当需要时再将压缩空气与天然气混合，燃烧膨胀以推动燃气轮机发电。

至今,只有德国和美国有投运的压缩空气储能站。德国Hundorf站于1978年投运,压缩功率60MW，发电功率290MW(后经改造提高到321MW),压缩时间/发电时间=4，2小时连续运行，启动过上万次，启动可靠率达97%。此外，德国正在建造绝热型压缩空气储能电站，尚未投运美国Mcintosh,Alabama阿拉巴马州,1991年投运,110MW,压缩时间/发电时间=1.6，如连续输出100MW可维持26小时，曾因地质不稳定而发生过坍塌事故。此外，美国正在建设几座大型的压缩空气储能电站，尚未投运。

近来压缩空气储能的研究和开发热度在不断上升，国家电网公司已立项研究10MW压缩空气储能。

二、电气类储能

电气类储能的应用形式只有超级电容器储能和超导储能。

1、超级电容器储能

根据电化学双电层理论研制而成的，又称双电层电容器，两电荷层的距离非常小(一般0.5mm以下)，采用特殊电极结构，使电极表面积成万倍的增加，从而产生极大的电容量。

超级电容器储能开发已有50多年的历史，近二十年来技术进步很快，使它的电容量与传统电容相比大大增加，达到几千法拉的量级，而且比功率密度可达到传统电容的十倍。超级电容器储能将电能直接储存在电场中，无能量形式转换，充放电时间快，适合用于改善电能质量。由于能量密度较低，适合与其他储能手段联合使用。

2、超导储能

超导储能系统是由一个用超导材料制成的、放在一个低温容器(cryogenicvessel)(杜瓦Dewar)中的线圈、功率调节系统(PCS)和低温制冷系统等组成。能量以超导线圈中循环流动的直流电流方式储存在磁场中。

超导储能适合用于提高电能质量，增加系统阻尼，改善系统稳定性能，特别是用于抑制低频功率振荡。但是由于其格昂贵和维护复杂，虽然已有商业性的低温和高温超导储能产品可用，在电网中应用很少，大多是试验性的。SMES在电力系统中的应用取决于超导技术的发展(特别是材料、低成本、制冷、电力电子等方面技术的发展)。

三、电化学类储能

电化学类储能主要包括各种二次电池，有铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池等，这些电池多数技术上比较成熟，近年来成为关注的重点，并且还获得许多实际应用。

1、铅酸电池

铅酸电池是世界上应用最广泛的电池之一。铅酸电池内的阳极(PbO2)及阴极(Pb)浸到电解液(稀硫酸)中，两极间会产生2V的电势，这就是铅酸电池的原理。

铅酸电池常常用于电力系统的事故电源或备用电源，以往大多数独立型光伏发电系统配备此类电池。目前有逐渐被其他电池(如锂离子电池)替代的趋势。

2、锂离子电池

锂离子电池实际上是一个锂离子浓差电池，正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构。充电时，Li+从正极脱嵌经过电解质嵌入负极，此时负极处于富锂态，正极处于贫锂态;放电时则相反，Li+从负极脱嵌，经过电解质嵌入正极，正极处于富锂态，负极处于贫锂态。

由于锂离子电池在电动汽车、计算机、手机等便携式和移动设备上的应用，所以它目前几乎已成为世界上应用最为广泛的电池。锂离子电池的能量密度和功率密度都较高，这是它能得到广泛应用和关注的主要原因。它的技术发展很快，近年来，大规模生产和多场合应用使其价格急速下降，因而在电力系统中的应用也越来越多。锂离子电池技术仍然在不断地开发中，目前的研究集中在进一步提高它的使用寿命和安全性，降低成本、以及新的正、负极材料的开发上。

3、钠硫电池

钠硫电池的阳极由液态的硫组成，阴极由液态的钠组成，中间隔有陶瓷材料的贝塔铝管。电池的运行温度需保持在300℃以上，以使电极处于熔融状态。

日本的NGK公司是世界上唯一能制造出高性能的钠硫电池的厂家。目前采用50kW的模块，可由多个50kW的模块组成MW级的大容量的电池组件。在日本、德国、法国、美国等地已建有约200多处此类储能电站，主要用于负荷调平、移峰、改善电能质量和可再生能源发电，电池价格仍然较高。

4、全钒液流电池

在液流电池中，能量储存在溶解于液态电解质的电活性物种中，而液态电解质储存在电池外部的罐中，用泵将储存在罐中的电解质打入电池堆栈，并通过电极和薄膜，将电能转化为化学能，或将化学能转化为电能。

液流电池有多个体系，其中全钒氧化还原液流电池最受关注。这种电池技术最早为澳大利亚新南威尔士大学发明，后技术转让给加拿大的VRB公司。在2010年以后被中国的普能公司收购，中国的普能公司的产品在国内外一些试点工程项目中获得了应用。电池的功率和能量是不相关的，储存的能量取决于储存罐的大小，因而可以储存长达数小时至数天的能量，容量也可达MW级，适合于应用在电力系统中。

四、热储能

在一个热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒质中，以后需要时可以被转化回电能，也可直接利用而不再转化回电能。

热储能有许多不同的技术，可进一步分为显热储存(sensibleheatstorage)和潜热储存(latentheatstorage)等。显热储存方式中，用于储热的媒质可以是液态的水，热水可直接使用，也可用于房间的取暖等，运行中热水的温度是有变化的。而潜热储存是通过相变材料(PhaseChangeMaterials,PCMs)来完成的，该相变材料即为储存热能的媒质。

由于热储能储存的热量可以很大，所以在可再生能源发电的利用上会有一定的作用。熔融盐常常作为一种相变材料，用于集热式太阳能热发电站中。此外，还有许多其他种类的储热技术正在开发中，它们有许多不同的作用。

五、化学类储能

化学类储能主要是指利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。

利用待弃掉的风电制氢，通过电解水，将水分解为氢气和氧气，从而获得氢。以后可直接用氢作为能量的载体，再将氢与二氧化碳反应成为合成天然气(甲烷)，以合成天然气作为另一种二次能量载体。

将氢与二氧化碳合成为甲烷的过程也被称作为P2G技术(powertogas)。德国热衷于推动此项技术，已有示范项目在德国投入运行。以天然气为燃料的热电联产或冷、热、电联产系统已成为分布式发电和微电网的重要组成部分，在智能配电网中发挥着重要的作用，氢和合成天然气为分布式发电提供了充足的燃料。