1、儲能的主要應用場景
儲能主要應用于電網(wǎng)輸配與輔助服務、可再生能源并網(wǎng)、分布式及微網(wǎng)以及用戶側(cè)各部分。在電網(wǎng)輸配和輔助服務方面，儲能技術(shù)主要作用分別是電網(wǎng)調(diào)峰、加載以及啟動和緩解輸電阻塞、延緩輸電網(wǎng)以及配電網(wǎng)的升級;在可再生能源并網(wǎng)方面，儲能主要用于平滑可再生能源輸出、吸收過剩電力減少“棄風棄光”以及即時并網(wǎng);在分布式及微網(wǎng)方面， 儲能主要用于穩(wěn)定系統(tǒng)輸出、作為備用電源并提高調(diào)度的靈活性;在用戶側(cè)，儲能主要用于工商業(yè)削峰填谷、需求側(cè)響應以及能源成本管理。
表1 儲能應用場景廣泛，包括電網(wǎng)側(cè)、可再生能源并網(wǎng)、用戶側(cè)等方面
2、國內(nèi)儲能發(fā)展扶持政策
儲能產(chǎn)業(yè)政策持續(xù)出爐，目標集中在可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側(cè)，政策紅利明顯。自《十三五規(guī)劃綱要》出臺，我國各地方政府部門針對儲能產(chǎn)業(yè)出臺的政策層出不窮，儲能產(chǎn)業(yè)在密集政策的推動下迅速發(fā)展。針對儲能產(chǎn)業(yè)的政策主要集中在解決可再生能源并網(wǎng)出現(xiàn)的問題和電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻，電化學儲能作為快速發(fā)展的儲能方式，勢必將得到較大的政策助力。
表 2：2016 年以來儲能扶持政策頻繁出臺
2019-2020 年行動計劃出臺，各部門各司其職保障儲能產(chǎn)業(yè)化應用。2017年發(fā)改委等五部門聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》，其中明確提到在十三五期間儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展進入商業(yè)化初期，十四五期間儲能儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展。2019 年 7 月為進一步的貫徹落實該項指導意見，發(fā)改委等四部門發(fā)布 2019-2020 年行動計劃，其中對發(fā)改委、科技部、工信部、能源局的工作任務都做了詳細部署，進一步推進我國儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。
表 3：2019-2020 年行動計劃出臺明確各部門職責
3、儲能的主要方式
儲能即是將電能轉(zhuǎn)化為其他形式的能量儲存起來。儲能的基本方法是先將電力轉(zhuǎn)化為其他形式的能量存放在儲能裝置中，并在需要時釋放;根據(jù)能量轉(zhuǎn)化的特點可以將電能轉(zhuǎn)化為動能、勢能和化學能等。儲能的目的主要是實現(xiàn)電力在供應端、輸送端以及用戶端的穩(wěn)定運行，具體應用場景包括：1)應用于電網(wǎng)的削峰填谷、平滑負荷、快速調(diào)整電網(wǎng)頻率等領(lǐng)域，提高電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性和可靠性;2)應用于新能源發(fā)電領(lǐng)域降低光伏和風力等發(fā)電系統(tǒng)瞬時變化大對電網(wǎng)的沖擊，減少“棄光、棄風” 的現(xiàn)象;3)應用于新能源汽車充電站，降低新能源汽車大規(guī)模瞬時充電對電網(wǎng)的沖擊，還可以享受波峰波谷的電價差。
圖 1：儲能系統(tǒng)通過儲能逆變器實現(xiàn)電能的充放電
目前市場上主要的儲能類型包括物理儲能和電化學儲能。根據(jù)能量轉(zhuǎn)換方式的不同可以將儲能分為物理儲能、電化學儲能和其他儲能方式：1)物理儲能包括抽水蓄能、壓縮空氣蓄能和飛輪儲能等，其中抽水蓄能容量大、度電成本低，是目前物理蓄能中應用最多的儲能方式。2)電化學儲能是近年來發(fā)展迅速的儲能類型，主要包括鋰離子電池儲能、鉛蓄電池儲能和液流電池儲能;其中鋰離子電池具有循環(huán)特性好、響應速度快的特點，是目前電化學儲能中主要的儲能方式。3)其他儲能方式包括超導儲能和超級電容器儲能等，目前因制造成本較高等原因應用較少，僅建設有示范性工程。
表 1：物理儲能和電化學儲能是目前主要的儲能方式
儲能主要應用于電網(wǎng)輸配與輔助服務、可再生能源并網(wǎng)、分布式及微網(wǎng)以及用戶側(cè)各部分。在電網(wǎng)輸配和輔助服務方面，儲能技術(shù)主要作用分別是電網(wǎng)調(diào)峰、加載以及啟動和緩解輸電阻塞、延緩輸電網(wǎng)以及配電網(wǎng)的升級;在可再生能源并網(wǎng)方面，儲能主要用于平滑可再生能源輸出、吸收過剩電力減少“棄風棄光”以及即時并網(wǎng);在分布式及微網(wǎng)方面， 儲能主要用于穩(wěn)定系統(tǒng)輸出、作為備用電源并提高調(diào)度的靈活性;在用戶側(cè)，儲能主要用于工商業(yè)削峰填谷、需求側(cè)響應以及能源成本管理。
表 4：儲能應用場景廣泛，包括電網(wǎng)側(cè)、可再生能源并網(wǎng)、用戶側(cè)等方面
4、儲能商業(yè)模式及案例
4.1電網(wǎng)側(cè)：調(diào)峰調(diào)頻是儲能企業(yè)的主要收入來源
儲能電網(wǎng)側(cè)應用的補償費用普遍由發(fā)電廠均攤，具體盈利機制各地方有所不同。發(fā)電企業(yè)因提供有償輔助服務產(chǎn)生的成本費用所需的補償即為補償費用，國家能源局南方監(jiān)管局在 2017 年出臺了《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》及《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》， 兩個細則制定了南方電力輔助服務的市場補償機制，規(guī)范了輔助服務的 收費標準，為電力輔助服務市場化開辟道路。以廣東地區(qū)為例，目前 AGC 服務調(diào)節(jié)電量的補償標準可以達到 80 元/MWh，電力輔助服務存在盈利空間。
表 5：南方地區(qū)電力輔助服務補償機制
電網(wǎng)輔助服務主要集中在“三北”地區(qū)，華中、南方是重要的輔助服務地區(qū)。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2018 年全國除西藏外參與電力輔助服務補償?shù)陌l(fā)電企業(yè)共 4176 家，裝機容量共 13.25 億千瓦，補償費用共 147.62 億元，占上網(wǎng)電費總額的 0.83%。從電力輔助服務補償費用比重來看，補償費用最高的為“三北”地區(qū)，即西北、東北和華北區(qū)域，服務補償費用占上網(wǎng)電費總額比重分別為 0.61%、1.82%和 3.17%;華中區(qū)域占比最低，為 0.23%。
圖 2：2018 年電力輔助服務補償費用地區(qū)分布
調(diào)峰、調(diào)頻與備用是補償費用的主要組成部分。2018 年調(diào)峰補償費用總額 52.34 億元，占總補償費用的 35.5%;調(diào)頻補償費用總額 41.66 億元，占比 28.2%;備用補償費用總額 42.86 億元，占比 29.0%;前三者占補償費用的比重超過 90%，是電網(wǎng)輔助服務補償費用的主要組成;調(diào)壓補償費用為 10.33 億元，占比 7.00%;其他補償費用 0.43 億元，占比 0.29%。
圖3：2018 年電力輔助服務補償費用組成結(jié)構(gòu)
用于電網(wǎng)輔助服務的儲能項目中，火電輔助服務裝機量最多，補償費用占比最大。電力生產(chǎn)的構(gòu)成決定了輔助服務的重要程度，火電作為主要發(fā)電單位，輔助服務的重要性不言而喻。2018 年火電輔助服務產(chǎn)生補償費用 210.95 億元，占比高達 80.55%;風電、水電在 2018 年分別產(chǎn)生補償費用 23.72 億元、20.94 億元，費用占比依次為 9.06%、8%;核電及光伏等使用電網(wǎng)輔助服務產(chǎn)生的補償費用占比僅為 2.4%。
圖 4：2018 年電網(wǎng)輔助服務補償費用占比
表 6：部分已投運電網(wǎng)輔助服務項目
4.2可再生能源發(fā)電并網(wǎng)側(cè)：有效解決“棄光、棄風”問題
儲能技術(shù)在并網(wǎng)側(cè)的應用主要是解決“棄光、棄風”問題，改善電能質(zhì)量。我國能源供應和能源需求呈逆向分布，風能主要集中在華北、西北、東北地區(qū)，太陽能主要集中在西部高原地區(qū)，而絕大部分的能源需求集中在人口密集、工業(yè)集中的中、東部地區(qū);供求關(guān)系導致新能源消納上的矛盾，風光電企業(yè)因為生產(chǎn)的電力無法被納入輸電網(wǎng)，而被迫停機或限產(chǎn)。據(jù)國家能源局統(tǒng)計，我國棄光、棄風率長期維持在 4%以上，僅2018 年棄風棄光量合計超過 300 億千瓦時。鋰離子電池儲能技術(shù)能有效幫助電網(wǎng)消納可再生能源，減少甚至避免棄光棄風現(xiàn)象的發(fā)生。風光發(fā)電受風速、風向、日照等自然條件影響，輸出功率具有波動性、間歇性的特點，將對局部電網(wǎng)電壓的穩(wěn)定性和電能質(zhì)量產(chǎn)生較大的負面影響， 鋰離子電池儲能技術(shù)在風光電并網(wǎng)的應用主要在于平滑風電系統(tǒng)的有功波動，從而提高并網(wǎng)風電系統(tǒng)的電能質(zhì)量和穩(wěn)定性。
圖 5：2016 年至今中國棄光率、棄風率逐年下降
在可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域，鋰電儲能收益主要依靠限電時段的棄電量存儲。
儲能電站在用電低谷期儲存剩余電量，在用電高峰期釋放電能，釋放電量與指導電價的乘積即為儲能電站的收益。目前在青海、遼寧等光照和風電資源較豐富的地區(qū)已經(jīng)有對應儲能項目投運。
表 6：可再生能源并網(wǎng)部分已投運項目
4.3用戶側(cè)峰谷套利
峰谷電價的大力推行為儲能套利提供可觀空間。我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電，從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現(xiàn)峰谷電價套利。
用戶側(cè)儲能主要應用場景及案例
1充電站
光儲充一體化，目前也是比較普遍的應用場景，一方面緩解了充電高峰時充電樁大電流充電對區(qū)域電網(wǎng)的沖擊，另一方面通過峰谷差價，給充電站帶來了非常可觀的收益。目前已經(jīng)覆蓋了大部分地區(qū)，在全國江蘇、廣東、四川、云南、陜西、山東等等很多省份均有建設投運。
2工業(yè)園區(qū)
目前大多數(shù)用戶側(cè)儲能項目都建設在工業(yè)園區(qū)內(nèi)。2018年1月報道，江蘇無錫星洲工業(yè)園內(nèi)，新加坡工業(yè)園智能配網(wǎng)儲能電站儲能容量為20MW/160MWh，是當時全球最大商用儲能電站。該項目是首個接入國網(wǎng)江蘇省電力公司客戶側(cè)儲能互動調(diào)度平臺的大規(guī)模儲能電站，也是首個依照江蘇省電力公司《客戶側(cè)儲能系統(tǒng)并網(wǎng)管理規(guī)定》并網(wǎng)驗收的項目。除此之外，還有江蘇啟東螺絲廠、食品工廠、污水處理廠、信義空調(diào)園區(qū)等也有安裝儲能設施。
3數(shù)據(jù)中心
為進一步提升數(shù)據(jù)中心供電的穩(wěn)定性和可靠性，萬克能源和阿里巴巴合作，在阿里巴巴上海數(shù)據(jù)中心建設了數(shù)據(jù)中心儲能系統(tǒng)，在雙十一期間為數(shù)據(jù)中心提供了電力保障。儲能系統(tǒng)并聯(lián)接入數(shù)據(jù)中心，簡化了數(shù)據(jù)中心供電的串聯(lián)級數(shù)，優(yōu)化改進了電源結(jié)構(gòu)，大幅改善了數(shù)據(jù)中心應急電源的容量和備用時間，進而進一步增強了數(shù)據(jù)中心的供電可靠性。此外，儲能系統(tǒng)還可通過削峰填谷、容量調(diào)配等機制，提升數(shù)據(jù)中心電力運營的經(jīng)濟性，節(jié)能降耗，低碳環(huán)保。
4通信基站
2018年1月4日，中國鐵塔公司在北京與重慶長安、比亞迪、銀隆新能源、沃特瑪、國軒高科、桑頓新能源等16家企業(yè)，簽訂新能源汽車動力蓄電池回收利用戰(zhàn)略合作簽約儀式。據(jù)了解基站儲能電池需求巨大，中國鐵塔公司在全國范圍內(nèi)現(xiàn)有近200萬座基站，備電、削峰填谷、新能源站等合計需要電池約13600萬kWh，每年新增儲能電池需求約2500萬kWh。
5地鐵、有軌電車
2018年5月9日，德令哈現(xiàn)代有軌電車項目首列車，在中車四方股份公司下線，該車采用超級電容和鈦酸鋰電池混合儲能技術(shù)，堪稱超級電容有軌電車的“升級版”。2018年已投入運營，是首列開進青藏高原的現(xiàn)代有軌電車，也是世界上運營海拔最高的有軌電車。
6港口岸電
港口是用電大戶，隨著港口規(guī)模的不斷擴大，其對電能的消耗也得到越來越多的關(guān)注。港口主要用電負荷集中在大功率、長時間工作的設備。江蘇連云港擬在港口岸電系統(tǒng)中建設5MW(1MW超級電容+4MW鋰電)儲能電站，滿足總量10MW以上以及單個泊位3MW以上岸電接入需求，岸電滿負荷運行的情況下，留有足夠裕量，滿足多種隨機性電源和負荷的接入需求。
7島嶼
目前，在我國的一些偏遠山區(qū)、海島等遠離城市的地方，仍然存在著一些未通電或者供電不穩(wěn)定的“電力空白區(qū)”。2018年5月27日，我國首個遠海島嶼智能微電網(wǎng)在三沙永興島建成，通過柴油發(fā)電、光伏、儲能等多種能源互補，將永興島的供電能力提高8倍，同時也實現(xiàn)光伏等清潔能源100%的優(yōu)先利用，未來還可以實現(xiàn)波浪能、可移動電源等多種能源的靈活接入。
8醫(yī)院
2018年12月31日，由上海電建福建公司承建的福建瑪高愛紀念醫(yī)院750千瓦/1.8兆瓦時儲能項目一期工程順利投運。該工程為福建省首個醫(yī)院系統(tǒng)儲能項目，在電網(wǎng)正常供電時可以實現(xiàn)對電網(wǎng)的削峰填谷，在電網(wǎng)停電的情況下能夠快速斷開電網(wǎng)，保證醫(yī)院重要負荷的供電，快速接入，充當UPS(不間斷電源)的功能保證醫(yī)院重要負荷不斷電，為醫(yī)院平穩(wěn)運營提供堅實的電力保障。
9商場
南都電源的北京藍景麗家用戶側(cè)商業(yè)綜合體智慧能源儲能電站位于北京市海淀區(qū)北三環(huán)，項目總規(guī)模1MW/5MWh，其中首期投運規(guī)模為500KW/2.5MWh，項目總占地170平米。儲能系統(tǒng)在400V低壓側(cè)接入商場配電房母線，電站預期使用壽命為10年。該儲能電站于2017年5月22日，實現(xiàn)了家居商場容量電費管理和電量電費的管理，解決了家居商城線路無法擴容改造，以及電動汽車充電接入帶來的沖擊電網(wǎng)的痛點，實現(xiàn)削峰填谷智慧儲能服務，同時還可參與電力需求側(cè)響應。此外，據(jù)北極星儲能網(wǎng)了解，北京昌平多樂港也在規(guī)劃建設儲能設施以削峰填谷節(jié)約電力費用。
10軍區(qū)營地
新疆某戍邊高原營地，由電建集團新能源公司投資建設的全軍首個軍民融合可再生能源局域網(wǎng)項目于2018年8月啟動，2018年12月26日正式并網(wǎng)。項目主要新建光伏、風力和儲能電站，配套建設輸電線路、應急柴油電站和智能微網(wǎng)管控系統(tǒng)等。建成后能源自給率超過90%，成為國內(nèi)最大的可再生能源局域網(wǎng)，不僅能較好滿足軍地雙方照明、供暖、制氧、取水和裝備等綜合用能需求，而且還可大大減輕油料、煤炭等后勤保障負擔，初步構(gòu)建綠色低碳、安全高效、可持續(xù)的高原現(xiàn)代能源體系。
11政務樓宇
2018年11月消息，陽光家庭光伏儲能電站落戶安徽廬江縣政府大樓，成為政務樓宇光伏儲能項目的全國首例應用.電站裝機容量約6千瓦，采用陽光家庭光伏儲能系統(tǒng)實現(xiàn)離網(wǎng)獨立式發(fā)電供電。每年可發(fā)6000多度電，為大樓輸送源源不斷的清潔電力。
12田園生態(tài)園區(qū)
2018年12月5日，業(yè)主方上海玉海棠生態(tài)農(nóng)業(yè)科技有限公司正式移交鑒定書。至此，上海電氣電站集團的崇明三星田園“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源示范項目系統(tǒng)全部完成調(diào)試。該示范項目是針對三星鎮(zhèn)新安村特有的生態(tài)環(huán)境、發(fā)展規(guī)劃和居民需求，量身打造的集“風光儲充”于一體的智慧能源項目，是建設崇明世界級生態(tài)島的重要一環(huán)。白天CIGS薄膜光伏發(fā)電后存儲在梯次利用動力電池中，晚上亮燈時，儲能系統(tǒng)中的電釋放出來，草帽論壇、海棠左岸等富有當?shù)靥厣慕ㄖ来吸c亮。至此，一場以可再生能源、儲能、能源管理系統(tǒng)為核心應用的鄉(xiāng)村能源的升級和變革正在拉開序幕。
13銀行
2018年11月3日，上海招商銀行大廈1MW/2.56MWH儲能系統(tǒng)順利并網(wǎng)。該項目是上海市首個商業(yè)化應用樓宇用戶側(cè)儲能項目，也是國內(nèi)金融企業(yè)利用自有物業(yè)建成的首個儲能項目。該項目由中國廣核新能源控股有限公司(簡稱“中廣核新能源”)出資建設，建筑物業(yè)主為上海招商銀行股份有限公司，廣州智光儲能科技有限公司(簡稱智光儲能)為該項目提供綜合解決方案。項目坐落于上海市浦東新區(qū)中心位置，建設地點為招商銀行上海大廈，占地103平米，利用“削峰填谷”模式為上海招商銀行大廈提供節(jié)能服務。
14 酒店
由科陸電子參與建設的北京拉斐特城堡酒店1MW/2MWh儲能項目，是削峰填谷應用類儲能項目，是500MWh 儲能設施國際采購項目中首個建成并投運的儲能電站，從確認訂單到完成交付僅歷時45天。
據(jù)報道，截止2018年12月31日，江蘇全省已建成用戶側(cè)儲能電站60座，儲能容量合計97MW、691MWh,其中48個儲能項目總?cè)萘?3.7MW應用于削峰填谷。主要供應商為南都電源、太湖能谷、中天科技、力信能源、寧德時代。
5、全球及國內(nèi)各類型儲能裝機規(guī)模
5.1全球儲能市場持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展，累計裝機規(guī)模已達 179.1GW；
儲能產(chǎn)業(yè)興起較早且發(fā)展穩(wěn)定，截止 2010 年底儲能累計裝機規(guī)模已經(jīng)達到 135GW;2010-2015 年期間的由于受到整體經(jīng)濟低迷影響，整體裝機量增速放緩， 截止 2015 年累計裝機規(guī)模達到 144.8GW;2016-2018 年由于受到成本下降和政策推動的雙重刺激，儲能行業(yè)快速發(fā)展，截止 2018 年底累計裝機規(guī)模達到 179.1GW。
圖 6：全球投運儲能累計裝機規(guī)模持續(xù)上升
抽水蓄能占據(jù)絕對主導地位，電化學儲能增長迅速。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截止 2018 年底全球的裝機規(guī)模中，抽水蓄能占比達到94.3%，占據(jù)絕對的主導地位;電化學儲能達到3.7%，熔融鹽蓄熱、壓縮空氣等其他儲能方式作為儲能市場多元組成的一部分占比較低，各自占比僅為 1.5%和 0.2%。
圖 7：截止 2018 年底抽水蓄能占全球儲能裝機的主導地位
中國儲能裝機規(guī)模位列全球第一，美國、日本分列二三位。根據(jù)中關(guān)村儲能技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)統(tǒng)計，中國裝機規(guī)模達到 31.3GW，占全球裝機總量17.3%，裝機規(guī)模位列全球第一。同樣的在美國能源部的統(tǒng)計中我們也可以看到從裝機規(guī)模來看中國位列全球第一(美國能源部統(tǒng)計的裝機規(guī)模包括已經(jīng)投運的項目和在建的項目)，美國裝機規(guī)模位列全球第二，但其儲能項目數(shù)量位列第一。日本市場盡管其國土面積較小，但其整體裝機規(guī)模同樣在 30GW 左右，位列全球第三;西班牙、意大利、印度、德國、瑞士、法國、韓國分別四至十名，但與前三名相比裝機規(guī)模存在顯著差距。
圖8：中國儲能裝機規(guī)模位列全球第一
圖 9：中國儲能裝機規(guī)模位列全球第一，美國儲能項目數(shù)位列全球第一
5.2 中國：裝機規(guī)模快速上升，坐穩(wěn)全球第一寶座
中國儲能市場發(fā)展穩(wěn)中有進，已成為全球儲能市場的重要組成部分。
2013 年以前受益于國家對水電站的大力投資建設，抽水蓄能得以快速發(fā)展，隨后我國儲能項目整體進入平穩(wěn)發(fā)展趨勢。2017 年發(fā)改委、科技部、能源局、財政部和工信部聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導意見》，其中明確提到：1)“十三五”期間，建成一批不同技術(shù)類型、不同應用場景的試點示范項目，儲能行業(yè)進入商業(yè)化發(fā)展初期;2)“十四五”期間，儲能項目廣泛應用，形成較為完整的產(chǎn)業(yè)體系，成為能源領(lǐng)域經(jīng)濟新增長點;儲能行業(yè)進入規(guī)模化發(fā)展階段。受此拉動我國儲能裝機規(guī)?？焖偬嵘刂?2018 年底我國儲能累計裝機量達到 31.3GW，是2010 年累計裝機量的 1.7 倍，占全球市場總規(guī)模比重達到 17.3%，中國市場已成為全球市場重要組成部分。
圖 10：中國儲能市場裝機規(guī)?？焖偕仙?
中國市場與全球類似，抽水蓄能占據(jù)主導地位。在儲能裝機的類型分布中，我國呈現(xiàn)與全球類似的特點，根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示，截止 2018年底我國儲能整體裝機中抽水蓄能占比達到 95.8%，電化學儲能與其他儲能方式共存，其中電化學儲能市場占比為 3.4%，熔融鹽蓄熱儲能市場占比 0.7%，而飛輪儲能，壓縮空氣儲能市場占比均不足 0.1%。
圖 11：截止 2018 年底抽水蓄能占中國儲能裝機的主導地位
根據(jù)中國儲能分會數(shù)據(jù)顯示，我國儲能裝機主要分布在西北和華東地區(qū)，兩者合計占裝機總規(guī)模的49%;其中西北地區(qū)主要集中在新疆、甘肅省，華東地區(qū)主要集中在江蘇、浙江等省份。此外西南、華南、華北地區(qū)儲能裝機估摸占比分別為 14%、12%及 15%;其中西南地區(qū)主要集中在云南省，華南地區(qū)集中在廣東省，華北地區(qū)則主要集中在山東、山西和內(nèi)蒙古等省份。華中及東北地區(qū)的儲能裝機量極少，占比均為 5%，其儲能裝機主要集中在湖南省、遼寧省。
圖 12：我國投運儲能項目在南方地區(qū)分布較多
圖 13：西北和華東地區(qū)占全國儲能裝機規(guī)模的近 50%
5.3 儲能蓄能裝機增速下滑，電化學裝機規(guī)模快速上升
抽水蓄能的主導地位仍然不會改變。抽水蓄能屬于大規(guī)模、集中式能量儲存;其技術(shù)非常成熟，每瓦儲能運行成本較低，可用于電網(wǎng)的能量管理和調(diào)峰;但其建設完全依賴于地理條件，即當?shù)厮Y源的豐富程度， 并且一般與電力負荷中心有一定的距離，面臨長距離輸電的問題。2016 年以來全球抽水蓄能的裝機增速持續(xù)下降，2018 年裝機增速僅為 0.6%;而從我國的情況來看，2018 年我國抽水蓄能裝機規(guī)模同比增速為 5.3%，高于全球水平。短期來看我們認為抽水蓄能成本更加的便宜，并且隨著特高壓輸電的不斷建設，電力損耗有望進一步減少，抽水蓄能在儲能應用中的主導地位短期內(nèi)仍然不會被動搖。
圖 14：2016 年以來全球抽水蓄能裝機規(guī)模增速逐年下滑
圖 15：2018 年我國抽水蓄能裝機規(guī)模同比增長 5.3%
5.4 電化學儲能是儲能市場發(fā)展的新動力
電化學儲能是儲能市場保持增長的新動力。無論是從全球還是中國的裝機情況來看，2018 年都可以說是電化學儲能的元年，亦或是集中爆發(fā)的一年。從全球角度來看，2018 年電化學儲能裝機規(guī)模達到 6625MW，同比增長 126.4%;占儲能市場裝機規(guī)模比重從 2017 年 1.67%提升到 2018 年的 3.70%。從中國市場來看，2018 年我國電化學儲能裝機規(guī)模達到1072.7MW，同比增長 175.2%;占我國儲能市場裝機估摸比重從 2017 年1.35%提升到 2018 年的 3.43%。我們認為隨著電化學儲能技術(shù)的不斷改進，電化學儲能系統(tǒng)的制造成本和維護成本不斷下降、儲能設備容量及壽命不斷提高，電化學儲能將得到大規(guī)模的應用，成為中國儲能產(chǎn)業(yè)新的發(fā)展趨勢。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)預測，到 2020 年我國電化學儲能市場占比將進一步從 2018 年的 3.43 提高到 7.3%。
圖 15：全球和中國電化學儲能規(guī)模占比逐年上升
圖 13：到 2020 年電化學儲能占我國儲能裝機比重有望達到 7.3%
5.5 全球電化學儲能市場快速發(fā)展，鋰離子電池占比近九成
電化學儲能主要類型分別是鋰離子電池、鉛酸電池及液流電池。電化學儲能根據(jù)所使用的電池不同可分為鉛酸電池、鋰離子電池和液流電池等：1)鉛酸電池是目前技術(shù)最為成熟的電池，其制造成本低廉，但使用壽命短，不環(huán)保，響應速度慢。2)鋰離子電池能量密度高，電壓平臺高，制造成本隨著新能源汽車市場的規(guī)模效應而不斷下降，是目前電化學儲能項目應用最多的電池。3)液流電池是近年來新興的化學電池，其使用壽命長、充放電性能良好，但由于技術(shù)不成熟以及制造成本較高而未得到大規(guī)模的應用。
表 4：電化學儲能主要類型分別是鋰離子電池、鉛酸電池及液流電池
全球電化學儲能裝機量持續(xù)攀升。截至 2019 年一季度，全球電化學儲能累計裝機規(guī)模為 6829MW，是 2010 年累計裝機規(guī)模的 17 倍。2018 年電化學儲能裝機呈井噴狀態(tài)，全年新增裝機量高達 3698MW，同比增速達到 126.4%。從新增裝機國家來看：韓國占到全球 2018 年新增電化學儲能裝機量的 45%，遙遙領(lǐng)先于其他國家;其次中國、英國、美國和澳大利亞分別占比 17%、14%、6%及 5%，剩余國家合計新增電化學儲能裝機占比 13%。
圖 14：2018 年全球電化學儲能裝機規(guī)模同比增長超過 100%
圖 16：韓國位列 2018 年全球新增電化學儲能市場裝機規(guī)模第一
鋰離子電池在全球電化學儲能市場占據(jù)主導地位。截止 2018 年底，電化學儲能裝機量達到 1072.7MW，其中鋰離子電池儲能方式占據(jù)主導地位，占比高達 86%;鈉硫電池和鉛蓄電池分別占比 6%、5.9%;其他儲能方式作為電化學儲能多元發(fā)展的一部分，占比僅為 1.8%，且大多為示范性工程，如超級電容僅在美國建設有示范性儲能電站。
圖 17：全球電化學儲能鋰離子電池裝機規(guī)模持續(xù)上升
圖 18：鋰離子電池占全球電化學儲能裝機規(guī)模比重接近 90%
我國后來居上，占全球電化學儲能裝機比重達到 17.3%
電化學儲能起步較晚，鋰離子電池助推我國后來居上。我國電化學儲能
雖然起步較晚，但裝機規(guī)模始終保持在較高的水平;2011 年我國電化學儲能裝機規(guī)模僅為 40.7MW，到 2017 年累計裝機規(guī)模已經(jīng)達到 389.3MW，是 2011 年的 9.6 倍。2018 年則是行業(yè)整體爆發(fā)的一年，受益于電網(wǎng)側(cè)項目的快速推進和電池成本的逐漸下降， 2018 年我國新增投運規(guī)模682.9MW，同比增長 464.4%;累計投運規(guī)模達到 1.073GWH，首次突破GW 級別，是 2017 年累計投運總規(guī)模的 2.8 倍。從電池類型來看，鋰離子電池占據(jù)達到 70%，鉛酸電池因其較低的成本依然獲得市場青睞，占比達到 27%。
圖 19：中國電化學儲能市場累計裝機規(guī)模迅速攀升
中國電化學儲能市場以鋰離子電池儲能為主導，鉛蓄電池儲能是重要組成部分。在 2018 年中國電化學儲能新裝機分布中，鋰離子電池以 70.6% 的裝機占比占據(jù)主導地位;鉛蓄電池是電化學儲能市場的重要補充，新裝機量占比達到 27.2%;其余電化學儲能方式如液流電池、超級電容、鈉硫電池占比合計僅為 2.2%。
圖 20：中國電化學儲能鋰離子電池裝機規(guī)模持續(xù)上升
圖 21：中國電化學儲能鋰電池占比達到 70%，鉛蓄電池占比接近 30%
鋰離子電池應用廣泛，儲能應用占比穩(wěn)步提升
鋰離子電池應用廣泛。與傳統(tǒng)電池相比，鋰離子電池不含鉛、鎘等重金屬，無污染、不含毒性材料，同時具備能量密度高、工作電壓高、重量輕、體積小等特點，已經(jīng)廣泛應用于消費電子、新能源汽車動力電池和儲能領(lǐng)域。鋰離子電池電芯主要由正極材料、負極材料、電解液和隔膜四大材料構(gòu)成，而從電芯到最后的完整的電池包主要經(jīng)過兩個環(huán)節(jié)：1) 將一定數(shù)量的電芯進行串并聯(lián)組裝成電池模組;2)電池模組加上熱管理系統(tǒng)、電池管理系統(tǒng)(BMS)以及一些結(jié)構(gòu)件組成完整的電池包，又稱作電池PACK。
圖 22：鋰離子電池產(chǎn)業(yè)鏈涉及上游有色金屬材料、中游電池材料和電池以及下游的動力電池、消費電池和儲能電池應用
鋰電技術(shù)路線多，儲能更注重安全性和長期成本。與動力鋰電池相比， 儲能用鋰電池對能量密度的要求較為寬松，但對安全性、循環(huán)壽命和成本要求較高。從這方面看，磷酸鐵鋰電池是現(xiàn)階段各類鋰離子電池中較為適合用于儲能的技術(shù)路線，目前已投建的鋰電儲能項目中大多也都采用這一技術(shù)。三元電池的主要優(yōu)勢在于高能量密度，其循環(huán)壽命和安全性較為局限，因而更適合用作動力電池。
表 7：磷酸鐵鋰因其循環(huán)次數(shù)高、穩(wěn)定性好等特點更適用于儲能應用
鋰離子電池儲能技術(shù)應用主要集中在可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側(cè)。從全球范圍內(nèi)來看，鋰電池儲能技術(shù)應用最多的為電網(wǎng)側(cè)，占比達到 52.7%，主要用于電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻;可再生能源并網(wǎng)占比達到 28.9%，分布式及微網(wǎng)和用戶側(cè)占比分別為 13.2%及 5.2%。中國市場略微有所差別，可再生能源并網(wǎng)應用占比最高，達到 37.7%;其次分別是電網(wǎng)側(cè)應用、用戶側(cè)和微網(wǎng)端，占比分別為 25%、22.1%和 13.2%。
圖 23：全球范圍來看鋰電池儲能主要用于電網(wǎng)側(cè)
圖 24：中國市場鋰電池儲能主要用于可再生能源并網(wǎng)
鋰電儲能技術(shù)在可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側(cè)裝機增長顯著。在 2012 年， 鋰電儲能技術(shù)在風光電并網(wǎng)和輔助服務的累計裝機量僅為 23.9MW、23.7MW。自 2016 年起，全國各地方儲能產(chǎn)業(yè)政策不斷出爐，推動了儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，鋰電儲能在風光電并網(wǎng)和電力輔助服務上裝機量攀升，2018 年累計裝機同比增速高達 226.7%、115.1%，累計裝機量分別為285.9MW、184.3MW。目前仍有大量風光發(fā)電站和熱電廠未裝備有調(diào)峰調(diào)頻儲能設備，鋰電儲能技術(shù)在風光電并網(wǎng)和輔助服務側(cè)存在廣闊的市場。
圖 25：鋰電儲能技術(shù)在可再生能源并網(wǎng)和電網(wǎng)側(cè)裝機增長顯著
注：以上來源國泰君安證券&華東儲能聯(lián)盟
