電力雖然是一種商品，但其生產(chǎn)、運輸、消費幾乎在同一時間完成，故經(jīng)營上和一般商品也不一樣。電力儲存是 近百年的難題，影響著電力的商品屬性，可以改變能源的使用方式，是未來能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展變革的重要支撐。2016 年 2 月 29 日，國家發(fā)改委、能源局、工信部聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于推進“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源發(fā)展的指導(dǎo)意見》 （發(fā)改能源[2016]392 號，簡稱“指導(dǎo)意見”），指導(dǎo)意見多處提及推動儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，并對儲能產(chǎn)業(yè)進行了新的定義。

 

指導(dǎo)意見中提出了集中式和分布式儲能應(yīng)用，賦予了能源更豐富的應(yīng)用方式。其中，集中式儲能電站主要配套傳 統(tǒng)電網(wǎng)和新能源發(fā)電，實現(xiàn)傳統(tǒng)電網(wǎng)的調(diào)頻、調(diào)峰、削峰填谷等功能優(yōu)化，或者解決新能源間歇性發(fā)電 限制、并網(wǎng)限電等問題。

 

（實現(xiàn)電網(wǎng)平滑的儲能方案示意圖）

 

（應(yīng)對光伏限電的儲能方案示意圖）

 

對鉛炭電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池、鋰離子超級電容進行了比較，未來在儲能應(yīng)用環(huán)境下，更關(guān)心全周期使用過程中的系統(tǒng)度電成本，其綜合了循環(huán)壽命和系統(tǒng)成本兩個影響因素，就當前指標而言，我們認為：

 

1）鉛炭電池最具成本優(yōu)勢，最有可能大規(guī)模應(yīng)用到當前儲能市場；

 

2）鋰電未來成本下降空間大， 也將是主流技術(shù)路線；

 

3）液流、鈉流電池本身存在一些難以克服的問題，應(yīng)用范圍有限；

 

4）鋰離子超級電容初始投 資太大，

 

雖然循環(huán)性能很好，但投資回報期很長，一般資金進入；故未來五年仍然以鉛炭和鋰電路線為主。

 

（主流儲能電池性能指標比較 ）

 

隨著鉛炭儲能度電成本的下降，工商業(yè)企業(yè)用電的削峰填谷應(yīng)用逐漸具有商業(yè)價值，一般情況下，用電尖峰時段 約占用電全時段的 5%，對應(yīng)尖峰用電量約占總用電量的 20%，這一部分電量存在儲能的商用價值。

 

特別是部分工商業(yè)發(fā)達的大型城市，統(tǒng)計了國內(nèi)大型城市的峰谷電價差，根據(jù)目前鉛炭儲能最 低 0.5 元左右的度電成本，電價差大于 0.8 元/kWh 的地區(qū)都有經(jīng)濟性，這些地區(qū)對應(yīng)的 2015 年用電量合計約 為 3972.54 億 kWh，若其中 10%的用電量通過儲能來進行削峰填谷，大約需要 1.2 億 kWh 的儲能設(shè)備（其容量對應(yīng)日 充放電量） ，若按鉛炭儲能每 kWh 約 1250 元的投資額計算，則對應(yīng)累計市場規(guī)模 1500 億元；若按鋰電儲能每 kWh 約 2000 元（考慮未來五年成本有望明顯下降）的投資額計算，則對應(yīng)累計市場規(guī)模 2400 億元。

 

（部分地區(qū)電價差及用電量統(tǒng)計）

 

據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，廣東省、江蘇省、浙江省、安徽省為用電大省，且電價差大多高于 0.8 元/kWh， 已具備儲能經(jīng)濟性，這四大省 2015 年工業(yè)用電量分別為 3437.46 億 kWh、3873.35 億 kWh、2652.53 億 kWh、1132.8 億 kWh，合計超過 10000 億 kWh，若按 10%配套儲能，將對應(yīng)約 4500 億元規(guī)模的鉛炭儲能市場。

 

隨著電改的推進，售電側(cè)將逐步放開，存在更多的商業(yè)化儲能市場，且鋰電梯次利用在未來也將具有應(yīng)用前景。

 

我國風(fēng)電、光伏消納困難的“三北”地區(qū)，主要為集中式風(fēng)光電站，儲能應(yīng)用于這一領(lǐng)域主要的作用是調(diào)峰調(diào)頻、 平滑出力、跟蹤計劃出力、輔助電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行等。對大型風(fēng)光電站儲能項目情況進行了統(tǒng)計，如表 4 所示， 可以看到，目前鋰電、鉛酸（鉛炭）、全釩液流、超級電容技術(shù)路線應(yīng)用較多。其中，2011 年由財政部、科技部和國 家電網(wǎng)共同啟動的國家風(fēng)光儲輸示范項目可謂是行業(yè)的風(fēng)向標，項目一期工程位于河北省張北縣，建設(shè)風(fēng)電 100MW、 光伏發(fā)電 40MW、儲能 20MW，從某種程度上也代表了國網(wǎng)對儲能電池的技術(shù)偏好。

 

國家能源局最新發(fā)布的《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃（2016-2020 年）》中提到，“十三五”期間，風(fēng)電新增投產(chǎn) 79GWh 以上，太陽能發(fā)電新增投產(chǎn) 68GWh 以上，即到 2020 年全國風(fēng)電裝機達到 210GWh 以上，其中海上風(fēng)電 5GWh 左右； 太陽能發(fā)電裝機達到 110GWh 以上，其中分布式光伏 60GWh 以上、光熱發(fā)電 5GWh。

 

預(yù)計以風(fēng)光發(fā)電中新增 裝機量的 20%為基數(shù)，按 10%的功率比例配置儲能系統(tǒng)，則儲能裝機量將達到 2.94GW，若每天存放 2 小時即對應(yīng) 5.88GWh 新能源發(fā)電儲能規(guī)模。另據(jù) CNESA 發(fā)布的《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書 2016》顯示，2015 年國內(nèi)化學(xué)儲能項目（不含抽水蓄能、壓縮空氣和 儲熱）累計裝機規(guī)模 105.5MW，以鋰離子電池、鉛蓄電池、液流電池及超級電容為主，占比分別為 66%、15%、13%、 6%。預(yù)計未來受益于鉛蓄電池（鉛炭為主）儲能成本優(yōu)勢，其裝機量占比將有所提高，如表 5 所示，參照上述 測算的“十三五”期間新能源發(fā)電配套儲能規(guī)模約為 5.88GWh，則對應(yīng)配套儲能投資規(guī)約 255 億元。

 

（新能源發(fā)電配套儲能市場測算  ）

 

受益于 3G、4G 網(wǎng)絡(luò)建設(shè)的刺激因素下，電信固定資產(chǎn)投資 規(guī)模增速明顯上升，未來在 5G 建設(shè)的帶動下將繼續(xù)保持平穩(wěn)增長。按一般通信基站的配置要求，后備電源需求大約 占總投資的 2%~3%，預(yù)計“十三五”期間后備電源市場規(guī)模有望超過 500 億元，一方面通過改造后備電源系統(tǒng)增 加其儲能功能，盤活存量市場，另一方面通過設(shè)計一體化集成方案，開拓新增市場，更大程度地為客戶實現(xiàn)節(jié)能套利。

 

(國內(nèi)電信固定資產(chǎn)投資額統(tǒng)計及預(yù)測)

 

受互聯(lián)網(wǎng)和云計算技術(shù)的發(fā)展，過去 8 年中國 IDC 市場復(fù)合增長率達到 42.3%， 如圖 6 所示，預(yù)計 2015 年以后增速都將在 30%以上，將明顯拉動 UPS 的需求。2015 年國內(nèi) UPS 銷售額為 47.6 億元， 若“十三五”期間按 10%的復(fù)合增速，預(yù)計 UPS 整體市場規(guī)模將達到 300 億元。2016～2018 年交通基礎(chǔ)設(shè)施重大工程投入約 3.6 萬億，其電源設(shè)備需求也將有 200～300 億元市場規(guī)模。

 

依據(jù)當前全國充電樁建設(shè)進度，中性預(yù)測，2016 年充電樁新增市場規(guī)模約 78 億元（含充電站基建投入），如 表 6 所示，若以《發(fā)展指南》中的“十三五”期間建設(shè)目標為準，直流充電樁新增 50 萬個、交流充電樁新增 430 萬個、 充電站新增 1.2 萬座，對應(yīng)投資規(guī)模分別為 450 億元、344 億元、360 億元，即“十三五”期間新增市場規(guī)模約 1,154 億元，保守也有 1047 億元，對應(yīng)充電設(shè)備中的儲能模塊市場不到 100 億元。

 

(新能源汽車充電市場規(guī)模預(yù)測 )

 

目前最具市場經(jīng)濟性的是傳統(tǒng)電網(wǎng)削峰填谷，已經(jīng)可以實現(xiàn)無補貼的商業(yè)化推廣，若“十 三五”期間在大型工業(yè)城市投資儲能項目，則市場規(guī)模有望達到 1500～2400 億元，此外，未來若在大型工業(yè)省份全面 推廣儲能，則市場規(guī)模更可觀；后備電源及 UPS 儲能也不需要補貼，市場規(guī)模約為 1000 億元；新能源發(fā)電可按一定 比例配套儲能，市場規(guī)模約為 255 億元，但尚需補貼；另外，戶用儲能和充儲放一體化充電站等市場規(guī)模不到 100 億 元，且需要補貼才能推廣。綜上所述，傳統(tǒng)電網(wǎng)削峰填谷將是未來五年最大的儲能市場。

 

我國儲能應(yīng)用商業(yè)化前景及“十三五”期間市場規(guī)模預(yù)測  

 

目前儲能應(yīng)用最大的空間在于風(fēng)光電廠的應(yīng)用。受制于火電拉閘局限以及西部地區(qū)有限的消納能力，2015年的棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象突出。光伏方面，2015年全國棄光電量40億，棄光率約10%。甘肅棄光率達31%;新疆自治區(qū)棄光率達26%。風(fēng)電方面，2015年棄風(fēng)電量339億千瓦時，同比增加213億千瓦時，平均棄風(fēng)率達到15%，同比增加7個百分點，同樣是西北地區(qū)問題最突出。

 

儲能的引入可以將多余電能儲存起來，待需要時釋放，加裝在風(fēng)光電場可以彌補風(fēng)、光發(fā)電存在的間歇性和不穩(wěn)定特點，也更有利于能靈活調(diào)節(jié)，提高發(fā)電系統(tǒng)效率。此外，風(fēng)電和光伏對電網(wǎng)接入的友好性也得到改善。

 

其次，傳統(tǒng)電廠往往需要配備備用電源，投資非常大，儲能設(shè)施的引將有利于電廠降低成本，提高效率。儲能設(shè)備在負荷低谷的時候儲存多余電量，符合峰值時將負荷谷底存儲的多余電量發(fā)送給電網(wǎng)，從而減少發(fā)電公司的不必要投資，提高設(shè)備利用率。在商業(yè)化推廣方面，利用各省市的峰谷電價差發(fā)揮儲能的成本優(yōu)勢，進行削峰填谷的電力調(diào)節(jié)，再與客戶分享收益。隨著微電網(wǎng)的逐步推進，儲能在家庭電網(wǎng)中也將發(fā)揮重要作用。

 

應(yīng)用格局 

 

目前，國內(nèi)的儲能市場主要分為兩類，一類是用戶端分布式發(fā)電及微電網(wǎng)中儲能的應(yīng)用，占比大約為56%，另一類是集中式風(fēng)光電站(可再生能源并網(wǎng))儲能應(yīng)用，占比約為35%，目前兩者累計裝機規(guī)模已超過國內(nèi)市場的90%，電力輸配和調(diào)頻輔助服務(wù)占到9%左右的市場份額。

 

由于儲能在國內(nèi)不具有市場主體地位、補償機制不明確、調(diào)度經(jīng)驗缺乏等原因，目前仍處于產(chǎn)業(yè)化初期，并未形成成熟的商業(yè)模式，主要以功能性示范項目為主。 

 

 

隨著儲能示范項目積累的運行經(jīng)驗以及技術(shù)提升帶來的成本下降，目前儲能已經(jīng)在分布式發(fā)電與微網(wǎng)、電力輔助服務(wù)、用戶側(cè)需求響應(yīng)和電動汽車車電互聯(lián)等四個領(lǐng)域出現(xiàn)市場機會和商業(yè)化模式。