全文共4000字，主要總結(jié)了儲能行業(yè)國內(nèi)外發(fā)展情況及未來增長趨勢。

儲能，顧名思義，就是將富余的電量存儲在電池中，在需要的時候再由儲能電池輸出使用，需要注意的是，儲能電池所儲存的是直流電，在實(shí)際應(yīng)用時還需要逆變器將其轉(zhuǎn)化為交流電。

儲能技術(shù)分為三類：熱儲能、電儲能和氫儲能，我們重點(diǎn)研究電儲能領(lǐng)域。

目前常見的電儲能技術(shù)為電化學(xué)儲能和機(jī)械儲能，電化學(xué)儲能技術(shù)路線包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池、液流電池、超級電容等，鋰離子電池是應(yīng)用最為廣泛的電化學(xué)儲能，其細(xì)分路線就是我們常說的磷酸鐵鋰電池和三元鋰電池。

我國儲能鋰電池中磷酸鐵鋰使用較多，2019年磷酸鐵鋰占整個儲能鋰電池出貨量的95.5%，國外使用三元鋰電池做儲能的場景較多。2019年全球家用儲能產(chǎn)品三元鋰占55%，特斯拉和LG化學(xué)所使用的儲能電池技術(shù)都為三元鋰，兩者的市占率總和可達(dá)到26%，但正如我們所見，磷酸鐵鋰儲能電池的占比在不斷上升。

鉛蓄電池在國外應(yīng)用較少，在我國仍有一定的市場份額，鉛蓄電池價格便宜，但能量密度較低，在前兩年，鉛蓄電池仍廣泛應(yīng)用于我國用戶側(cè)儲能場景，近幾年隨著鋰離子電池的價格不斷下降，一定程度上搶占了鉛蓄電池的市場份額。

機(jī)械儲能可分為抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能，抽水蓄能應(yīng)用最為廣泛，在電化學(xué)儲能的經(jīng)濟(jì)性還未達(dá)到商業(yè)化時，我國甚至全球都是使用抽水蓄能進(jìn)行儲能，截止到2019年底，抽水蓄能仍占據(jù)已投運(yùn)儲能項(xiàng)目的絕大部分，但近兩年電化學(xué)儲能成為新增儲能的主要裝機(jī)類型。

根據(jù)封裝方式，儲能電池還可分為軟包形、方形和圓柱形，LG化學(xué)和派能使用的都是軟包技術(shù)，特斯拉使用的是圓柱形封裝方式。一般來講，軟包形電池輕薄、靈活，在小型儲能上有體積優(yōu)勢；方形鋁殼更容易pack，適合做大容量電池，大型儲能上用的多些。

一般我們根據(jù)儲能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用場景劃分為五個類別：

以上5個應(yīng)用場景中電源側(cè)、輔助服務(wù)和電網(wǎng)側(cè)相對來說對儲能的需求較為剛性，但按照以往的裝機(jī)情況，以上三部分所需的儲能容量并不高，未來儲能的爆發(fā)需求必定是在集中式可再生能源和用戶側(cè)，當(dāng)然，隨著新能源發(fā)電占比的提高，電網(wǎng)側(cè)等其他三個應(yīng)用場景為應(yīng)對擾動也會增加儲能的配置。

國外由于家用電費(fèi)較貴，且分布式光伏裝機(jī)量較多，國外戶用儲能技術(shù)較為成熟。

用戶側(cè)儲能可以和光伏配套使用實(shí)現(xiàn)電力的自發(fā)自用，降低用電成本；也可以在實(shí)施峰谷電價的用電制度中進(jìn)行套利；工業(yè)用戶還可以使用儲能來降低容量電費(fèi)；用戶也可以將儲能當(dāng)做應(yīng)急工具在突發(fā)性停電故障中保證供電可靠性，分布式光伏加儲能有望成為未來用戶側(cè)儲能的爆發(fā)點(diǎn)。

國外戶用儲能裝機(jī)量市場主要分布在歐洲、美國、日本、非洲和澳洲等地，目前歐洲屋頂光伏滲透率在5%左右，非洲比5%更低，歐洲既有屋頂光伏客戶已裝儲能比例不到10%。而國內(nèi)分布式光儲項(xiàng)目仍未解決偏遠(yuǎn)地區(qū)用電困難的情況：

根據(jù)前幾年儲能的裝機(jī)需求來看，雖然分布式光儲項(xiàng)目累計(jì)投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模只占光儲總規(guī)模的44.1%，但其應(yīng)用場景相對集中式光儲來說更為多元化、靈活。

集中式可再生能源儲能的應(yīng)用場景主要是為了解決光伏、風(fēng)電波動性發(fā)電的問題，也可以在新能源出力較少的時段將電量儲存起來，在高負(fù)荷的時候釋放出來以此來降低棄風(fēng)棄電率。

截止到2018年底，中國已投運(yùn)的、與集中式光伏電站配套建設(shè)的儲能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為145.1MW，占總光儲項(xiàng)目的55.9%，可以說集中式光伏電站配套儲能的量還是非常少的。

已投運(yùn)的光儲項(xiàng)目主要分布在青海、河北、甘肅、西藏等地，其中青海的投運(yùn)規(guī)模占58.1%，因?yàn)榍嗪Ｊ俏覈稍偕茉凑急茸罡叩氖》荨?/p>

為保證電網(wǎng)的安全性和消納的壓力，政府大力支持新能源配備儲能，甚至有些地區(qū)出臺了相關(guān)政策強(qiáng)制配儲，例如山東、山西等地要求光伏新能源儲能配備比例達(dá)到20%。

目前已投運(yùn)的新能源電站儲能項(xiàng)目的存儲小時數(shù)普遍在1-2小時，單用這1-2小時來平滑發(fā)電的波動性和解決棄風(fēng)棄電問題，是否有些過于理想化？

從配儲的目的也可以看出，儲能的配備對新能源電站開發(fā)商來說完全是種杠桿、是不掙錢的附加品，這不僅與目前儲能系統(tǒng)的價格還未達(dá)到光儲一體平價上網(wǎng)的水平有關(guān)，與我國的電力體制也有很大關(guān)系。

我們知道，新能源電站所發(fā)的電是要上網(wǎng)的，銷售給電網(wǎng)公司，電網(wǎng)公司再輸配給終端用戶賺取利潤，這里的利潤理論上可以分為兩部分：售電差價和電網(wǎng)過網(wǎng)費(fèi)。

新能源電站所配的儲能和電網(wǎng)側(cè)的儲能是沒有自主性的，需要聽從電網(wǎng)的響應(yīng)進(jìn)行充放電，可能這時候有人就會說，電站可以將額外的電存儲到儲能系統(tǒng)中，不上網(wǎng)而直接賣給用戶側(cè)不就好了，這樣可以在市場電力稀缺的時候賺取額外收益，儲能的商用價值也就實(shí)現(xiàn)了。

這里所說的就是電力市場化交易，如果想要讓電站的儲能真正實(shí)現(xiàn)收益，我們就必須走電力市場化的道路：新能源電站將電直接銷售給配電公司或通過電網(wǎng)銷售給終端用戶，而電網(wǎng)在這里只是擔(dān)任過網(wǎng)的角色。

目前一些省份也有試點(diǎn)，但在市場化交易未全面鋪開之前，電站是必須將電發(fā)到電網(wǎng)由電網(wǎng)調(diào)度而不是市場化的，集中式電站就處于如此尷尬的階段。

除了以上所說的電力系統(tǒng)中的儲能，其實(shí)儲能也可在通信基站、數(shù)據(jù)中心和UPS等領(lǐng)域作為備用電源。

此外，儲能在軌道交通、智能機(jī)器人甚至是軍事領(lǐng)域也可廣泛應(yīng)用。尤其是通信基站，5G基站的建設(shè)所需的儲能相對于4G有很大的提升，目前我國儲能的應(yīng)用場景中通信儲能占絕大部分市場份額。

且有機(jī)構(gòu)預(yù)測，2019年-2025年中國5G通信對鋰電池的累計(jì)需求量將超過140GWH，這也就意味著每年單通信基站所需的鋰電池（絕大部分用的是磷酸鐵鋰，這里指的電池模組、還不包括系統(tǒng)）就可產(chǎn)生至少70億的市場空間。

關(guān)于未來每年儲能的市場增速的預(yù)計(jì)，我們也沒有確切答案，因?yàn)檫@是一個沒有政府定制目標(biāo)、需求量隨時會出現(xiàn)爆發(fā)式增長的行業(yè)。

2013-2017年，全球電化學(xué)儲能項(xiàng)目在電力系統(tǒng)的新增裝機(jī)規(guī)模由0.1GW增加至0.9GW，年均復(fù)合增速達(dá)78%，2018年全球電化學(xué)儲能新增市場規(guī)模達(dá)3.7GW，同比增長305%，2019年全球電化學(xué)儲能新增市場規(guī)模2.9GW，同比下降21.62%，但年增長率仍維持在40%以上。

在2018年之前我國電化學(xué)儲能的新增裝機(jī)量一直維持在0.1GW的水平，2018年，我國電化學(xué)儲能新增規(guī)模達(dá)到0.7GW，同比增長7倍，總規(guī)模仍較小。2019年，新增規(guī)模為0.637GW，較2018年有所下降。

正如上文所說，未來儲能的爆發(fā)點(diǎn)在用戶側(cè)、可再生能源側(cè)和通訊儲能側(cè)，前兩者取決于光伏等新能源建設(shè)成本的降低和儲能系統(tǒng)成本的不斷下降，后者取決于通訊基站的建設(shè)進(jìn)度與儲能系統(tǒng)成本的下降。

目前儲能系統(tǒng)的價格并不透明，且電池的循環(huán)次數(shù)也不盡相同，據(jù)業(yè)內(nèi)人士表示，雖然電池上標(biāo)示的循環(huán)次數(shù)可達(dá)5、6千甚至上萬次，但實(shí)際可利用的循環(huán)次數(shù)只有2000、3000次，我們按照2元/wh的系統(tǒng)價格和3000次的循環(huán)次數(shù)來計(jì)算，儲能的度電成本就是0.67元/KWH，完全沒有經(jīng)濟(jì)性，這還未考慮非技術(shù)成本的問題。

若我們根據(jù)名義上理想的循環(huán)次數(shù)8000次來計(jì)算，此系統(tǒng)的度電成本就是0.25元/KWH，按照1天充一次放一次，出1度電就需要3年的時間，這三年里，我們需要考慮儲能占用土地租金的問題、利息、維護(hù)費(fèi)用等。而且，2元/WH的價格很有可能還未考慮建設(shè)費(fèi)用，將全部費(fèi)用匯總起來，儲能每度電的度電成本也在6毛錢以上。

目前我國現(xiàn)存的光伏電站中度電成本最低的項(xiàng)目在青海，0.2427元的度電成本，如果要實(shí)現(xiàn)光儲平價上網(wǎng)，儲能的度電成本至少要在0.15元，就算按照每年30%的成本下降幅度，也至少需要5年的時間，所以要想真正實(shí)現(xiàn)光儲平價上網(wǎng)大概也要在“十四五”之后了，在我國現(xiàn)有的電力體制下當(dāng)光儲實(shí)現(xiàn)平價后，我國的新能源及儲能勢必會迎來爆發(fā)性增長，就像是光伏實(shí)現(xiàn)平價上網(wǎng)一樣。

但等待的時候是漫長的，如若我國實(shí)現(xiàn)電力市場化交易體制，找到儲能商業(yè)化道路，再加上政府的大力推廣，儲能仍舊可以實(shí)現(xiàn)高速增長。部分分布式光儲項(xiàng)目由于不需要考慮土地租賃和利息的問題，平價的進(jìn)度會稍微快些。

有機(jī)構(gòu)預(yù)測，未來三年全球與國內(nèi)的儲能市場都能維持50%以上的復(fù)合增長。無論如何，不可否認(rèn)的是，儲能行業(yè)的裝機(jī)基數(shù)還很低，處于需求爆發(fā)的前夜，目前也同樣是高速增長期。

一個完整的電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。

電池組就是由電芯組成的模組；

電池管理系統(tǒng)負(fù)責(zé)電池的監(jiān)測、評估、保護(hù)以及均衡等；

能量管理系統(tǒng)負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)的采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控和能量調(diào)度等；

儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進(jìn)行交直流的變換。

整個儲能系統(tǒng)中，EMS是最核心的一塊，尤其是與電網(wǎng)相關(guān)的儲能，需要考慮到當(dāng)?shù)氐膶?shí)際情況和安規(guī)各個方面。

BMS和PCS的重要性也不容忽視，而電池組相對來說需要考慮的因素就不是太多，無非是循環(huán)次數(shù)、能量密度、倍率、壽命等關(guān)鍵指標(biāo)。

不同的應(yīng)用場景對儲能的要求和應(yīng)用方式也不盡相同，例如作為峰谷套利的用戶側(cè)每天循環(huán)次數(shù)至少需要2次，而作為可再生能源緩解波動的儲能就只要求循環(huán)一次，但要求的容量就要多些，電源側(cè)用來與火電一起調(diào)峰調(diào)頻的儲能要求的充放電時間要短，需要2C及以上的倍率電池。

儲能是個集多學(xué)科為一體的行業(yè)，這種特性在電網(wǎng)側(cè)和電源側(cè)尤為明顯，它需要相關(guān)儲能企業(yè)對電氣行業(yè)、電網(wǎng)的工作原理、電站的特性有深刻的了解，這種情況下單純在電芯領(lǐng)域做得比較好的企業(yè)就沒有深耕電站多年的一些企業(yè)有經(jīng)驗(yàn)。又比如，通信基站所用的儲能華為可能相對其他企業(yè)更有優(yōu)勢。

單就電池來說，目前還是亞洲主導(dǎo)，因?yàn)橹腥枕n的電池企業(yè)相對較多，但日韓企業(yè)以三元為主，國內(nèi)企業(yè)更多以磷酸鐵鋰為主。

據(jù)海通證券的一份研究報(bào)告顯示，儲能電池在整個系統(tǒng)成本中只占53%左右，其他非技術(shù)成本如開發(fā)費(fèi)用、EPC工程等也是一份占比較大的剛性支出。

儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要是電池原材料和生產(chǎn)設(shè)備供應(yīng)商等；中游為電池、電池管理系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)以及儲能變流器等設(shè)備供應(yīng)商；下游主要為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商以及終端用戶等。

【未完待續(xù)】

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文章來自：格菲研究院