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一、基本概要
從廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環過程。儲能技術按照儲存介質進行分類，可以分為機械類儲能、電氣類儲能、電化學類儲能、熱儲能和化學類儲能。
儲能技術的關注點往往包括：能量密度 、功率密度、充放電效率、設備壽命 (年)或充放電次數、技術成熟度、經濟因素 (投資成本、運行和維護費用)、安全和環境方面等。
對比各種儲能技術，當前成熟度和優越性最高的要屬抽水蓄能，占比最高。據CNESA 統計，截至2017年底全球已投運儲能項目累計裝機規模為175.4GW，年增長率3.9%;國內為28.9GW，年增長率18.9%。其中，累計裝機中抽水蓄能裝機占比最大，全球和國內分別為96、99。使用功率大、放電時間長、平準化成本低廉的特點使其在發電側占據優勢。不過，抽蓄電站限制也很明顯：廠址的選擇依賴地理條件(特別是需要上下水庫)、與負荷中心通常較遠、耗資大且工期漫長。
但如果考慮到發展前景，電化學儲能技術在適用性、效率、壽命、 充放電、重量和便攜式方面更具優勢。近幾年的發展勢頭已然證明了這一點。
二、突飛猛進的電化學儲能行業
據CNESA統計，2000-2017年全球電化學儲能的累計投運規模為2.6GW，容量為4.1GWh，年增長率分別為30%和52% ;2017年新增裝機規模為0.6GW，容量為1.4GWh，全年已有超過130個項目投運。2016-2017年全球規劃和在建項目的規模達到4.7GW，越來越多的項目有望在近一兩年投運;同時，儲能呈現全球化應用趨勢，2017年則有來自北美洲、南美洲、非洲、歐洲、大洋洲和亞洲在內的近30個國家都投運了儲能項目。
我國電化學儲能項目的年增長率達到45%，超過全球增速。在2016-2017年期間，我國規劃和在建的項目規模近1.6GW，占全球規劃和在建規模的34%，有望在未來幾年引領產業發展。
電化學儲能所涉及環節如下圖所示：
發電側：儲能系統可以參與快速響應調頻服務，提高電網備用容量，并且可將如風能、太陽能等可再生能源向終端用戶提供持續供電，揚長避短地利用了可再生能源清潔發電的優點，也有效地克服了其波動性、間歇性等缺點;
輸配環節：儲能系統可以有效地提高輸電系統的可靠性，提高電能的質量;
用戶側：分布式儲能系統在智能微電網能源管理系統的協調控制下優化用電，降低用電費用，并且保持電能的高質量。
從應用分布來看，2017年無論是全球市場還是中國市場，主要在集中式可再生能源并網、輔助服務以及用戶側領域中的應用比較活躍。
如上圖所示，從各場景的運用而言，國內份額主要被鋰離子電池和鉛蓄電池占據，2016、2017年新增電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池，其中2017年兩者占比分別達到 51%、49%。其中出于安全性及使用壽命的考量，鋰離子電池以磷酸鐵鋰為主。因為經濟性的考量，目前新增分布式發電中選擇鉛蓄電池儲能較多，鋰離子電池則壟斷輔助服務市場。由于鋰電池具有能量密度高、功率密度大以及體積/重量小、環境友好等優勢，新增裝機基本采用了鋰電池技術，技術路線已基本成型 。
三、電化學儲能的運用方向
儲能發揮的作用如圖所示，運用比較活躍的領域包括用戶側、可再生能源并網以及輔助服務三大板塊。
1. 用戶側：峰谷電價套利成為現實，用電大省最具吸引力
我國目前絕大部分省市工業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。儲能用于此的意義在于，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，避免直接大規模使用高價的電網電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現峰谷電價套利。根據國家電網數據，全國用電大省峰谷價差分布于 0.4~0.9 元/kWh，而對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于 0.8 元/kWh，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
從技術路線而言，以廣東省(峰谷價差0.86元/kwh)為例，如表所示:
利用鉛蓄電池套利靜態投資回收期不足 5 年，已經具有商業化可行性。根據 CNESA 的統計，2017 年用戶側領域新增電化學儲能項目中鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池。也說明出于成本考慮，現在企業更傾向于安裝經濟效益更佳的鉛蓄電池。但從發展趨勢而言，鋰離子電池在技術指標上天然具備優勢，且從最近幾年而言，成本下降可觀。根據國家發布的《節能與新能源汽車技術路線圖》，相較于2010年，平均成本下降80%;到2020年鋰電系統成本將降至 1 元/Wh 以下，屆時投資回收期有望縮短至 3.9 年，取代鉛炭電池將成為可能。
2. 可再生能源并網：分布式光伏與儲能結合有望成為全新增長點
分布式光伏發電具有靠近用戶側、建設規模靈活、安裝簡單、適用范圍廣的特點，是光伏發電重要的應用形式。自 2016 年起，隨著燃煤發電上網價格下調、光伏發電標桿電價下調，政策逐步向分布式光伏發電傾斜，分布式光伏電站迎來春天。2016、2017 年分布式光伏發電連續兩年呈現爆發式增長，其中 2017 年全年新增裝機 1944 萬千瓦，同比增加 358%。
目前分布式光伏電價分為“自發自用、余電上網”和“全額上網”兩種模式，兩者結算電價分別為：
自發自用部分電價=用戶電價+國家補貼+地方補貼;
余電上網部分電價=當地脫硫煤上網電價+國家補貼+地方補貼;
全額上網電價=光伏標桿電價(分一、二、三類資源區)。
在“自發自用、余電上網”模式下，由于用戶電價高于當地脫硫煤上網電價(以北京為例，脫硫煤上網電價約 0.35 元/度，用戶電價約 0.77 元/度)，可以看出用戶自發自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前國家對余電上網補貼額度基本與全額上網電價相當，因此從經濟效益角度，采用“自發自用、余電上網”模式并盡可能提高自發自用電量對用戶更有吸引力。
然而由于光伏發電高峰期與用戶用電高峰期存在時間上的錯位，目前用戶自用率都相對較低，部分不足30%。引入儲能系統的意義就在于此，居民用戶通過白天光伏發電高峰期儲能，夜晚高峰期用電，可以提升光伏自用率，進而提升用戶收益。隨著儲能成本的下降，預計未來儲能在分布式光伏領域滲透率將穩步提升。
目前值得參考的包括德國、日本、美國等，伴隨著儲能成本的下降，已經實現光儲在用戶側的平價上網。我們相信隨著光伏市場的成本降低(根據國網能源研究院發布報告，2008年至今平均成本下降80%)及電價改革的推進，國內居民用戶儲能將迎來爆發式的增長。
3. 輔助服務：火電儲能聯合調頻市場開始發展
電力市場輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務。其主要內容包括： 一次調頻、自動發電控制(AGC)、調峰、無功調節、備用、黑啟動等。
之所以是火電與儲能技術合作，主要原因在于我國電源結構仍以火電為主。根據中電聯發布數據，2017 年火電發電量4.61 萬億千瓦時，占總發電量比重 71%;總裝機量11.06 億千瓦，占總裝機量比重為 62%，預計火電中長期仍將是電力供應主力。但隨著新能源發電占比的不斷提升，為接納新能源發電入網，對電力系統調峰、調頻等輔助服務能力要求將不斷提升。由于國內的電力結構，火電廠在未來將主要承擔輔助服務功能。
問題點在于目前火電應用于輔助服務仍面臨技術端、成本端的壓力。從技術端來看，火電機組響應時滯長，不適合參與更短周期調頻，一次調頻機組受蓄熱制約而存在調頻量明顯不足，參與二次調頻機組爬坡速率跟不上 AGC 指令，一、二次調頻協聯配合也尚需加強。從成本端來看，一方面火電機組頻繁變動功率將加大排放物排放量控制難度，火電廠出于環保壓力將被迫采用更優質燃煤增加成本，低負荷工作狀態下單位煤耗也更高;另一方面頻繁調頻將降低火電機組使用率，將加速設備磨損，增加維修成本，目前輔助服務成本已經成為火力發電成本重要組成部分。
根據清華大學電機系劉紅衛的論文《電池儲能系統與火電機組聯合調頻的性能及經濟性分析》顯示，電池儲能系統所具備的自動化程度高、增減負荷靈活、對負荷隨機和瞬間變化可作出快速反應等優點，能保證電網穩定，起到很好調頻作用。因此，可以設想的方式是火電儲能共同參與 AGC 調頻，通過儲能跟蹤 AGC 調度指令，實現快速折返、精確輸出以及瞬間調節，彌補發電機組的響應偏差，改善調節性能。
據測算，電池儲能系統單位時間內功率提升速度是火電燃煤機組的 3 倍以上，即調頻能力相當于 3 倍于功率火電機組。一般調頻功率配套需求 2~3%，國內現有火電裝機量 11 億千瓦，若按照 3%配套，將產生 33GW 儲能電池需求，目前1GW鋰電池儲能電站的投資成本將近在15億元以上，建成后年產值將達到10億元，保守估計市場規模將在百億元以上。
四、總結和展望
1. 電化學儲能發展迅速，前景可觀
從全球和國內角度而言，電化學儲能技術近幾年都呈現出較為可觀的發展趨勢，在適用性、效率、壽命、 充放電等參數上相比于其他方式具備獨特的優勢。在技術路線上，目前出于成本的考慮，鉛蓄類電池占據主要地位，然而無論是從技術參數特點，以及最近幾年成本下降的趨勢而言，鋰電池全面取代的可能性日益增強。
2.運用領域前景廣闊，核心盈利模式有待擴充
在運用領域中，以用戶側、可再生能源并網以及輔助服務三大板塊最為活躍。通過對相關上市公司的調查，包括南都電源、陽光電源等企業，目前較為成熟的商業盈利模式仍然以削峰填谷的電價套利模式為主，此類模式的弱點在于受制于價差，市場集中在用電大省，廣東、江蘇一帶，競爭激烈。在運營上，項目由企業自持，使用方支付服務費，前期投資壓力大，回報周期受制于當地價差，一般而言，回本周期在3年以上，設施使用時間可達15-20年之間，理論上而言，具有較好的回報前景。
對于可再生能源并網，尤其是光電儲能領域，我們看好其在家用領域銷售的潛力，速度取決于民用光伏發電成本的下降速率。在可見的未來，當光伏發電的成本下降到與國家主流發電方式相當時(目前光電0.7元/度，主流的火力發電成本0.35元/度)，對于居民而言，目前將多余電量按電力成本價銷售給國家電網的方式將得到改變。儲能設備提供商建立自身的電力網絡，收購多余電力進行銷售將成為可能。對于便攜式發電領域，甚至是國家電網都將形成一定的挑戰。
對于輔助業務，我們看好其后續增長的潛力，然而在當前情況下，市場規模仍然有限，真正獲得大幅度增長的時間完全取決于新能源發電量的增長速率以上是較為具備可行性的領域，我們在看到其發展潛力的同時，我們也需要看到這三大應用領域，對于資金和企業抗風險能力的要求極高，基本都以企業自建相應設施，(項目規模基本在兆瓦級以上，一次性投入基本在千萬級別)，收取運營費用的模式賺取收益回報。在當下商業模式改變可能較小的情況下，前期投入巨大，回本周期3年以上，受制于電價波動的風險將會長期存在，投資者需引起必要的警惕。
從廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環過程。儲能技術按照儲存介質進行分類，可以分為機械類儲能、電氣類儲能、電化學類儲能、熱儲能和化學類儲能。
儲能技術的關注點往往包括：能量密度 、功率密度、充放電效率、設備壽命 (年)或充放電次數、技術成熟度、經濟因素 (投資成本、運行和維護費用)、安全和環境方面等。
但如果考慮到發展前景，電化學儲能技術在適用性、效率、壽命、 充放電、重量和便攜式方面更具優勢。近幾年的發展勢頭已然證明了這一點。
二、突飛猛進的電化學儲能行業
據CNESA統計，2000-2017年全球電化學儲能的累計投運規模為2.6GW，容量為4.1GWh，年增長率分別為30%和52% ;2017年新增裝機規模為0.6GW，容量為1.4GWh，全年已有超過130個項目投運。2016-2017年全球規劃和在建項目的規模達到4.7GW，越來越多的項目有望在近一兩年投運;同時，儲能呈現全球化應用趨勢，2017年則有來自北美洲、南美洲、非洲、歐洲、大洋洲和亞洲在內的近30個國家都投運了儲能項目。
我國電化學儲能項目的年增長率達到45%，超過全球增速。在2016-2017年期間，我國規劃和在建的項目規模近1.6GW，占全球規劃和在建規模的34%，有望在未來幾年引領產業發展。
電化學儲能所涉及環節如下圖所示：
發電側：儲能系統可以參與快速響應調頻服務，提高電網備用容量，并且可將如風能、太陽能等可再生能源向終端用戶提供持續供電，揚長避短地利用了可再生能源清潔發電的優點，也有效地克服了其波動性、間歇性等缺點;
輸配環節：儲能系統可以有效地提高輸電系統的可靠性，提高電能的質量;
用戶側：分布式儲能系統在智能微電網能源管理系統的協調控制下優化用電，降低用電費用，并且保持電能的高質量。
從應用分布來看，2017年無論是全球市場還是中國市場，主要在集中式可再生能源并網、輔助服務以及用戶側領域中的應用比較活躍。
如上圖所示，從各場景的運用而言，國內份額主要被鋰離子電池和鉛蓄電池占據，2016、2017年新增電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池，其中2017年兩者占比分別達到 51%、49%。其中出于安全性及使用壽命的考量，鋰離子電池以磷酸鐵鋰為主。因為經濟性的考量，目前新增分布式發電中選擇鉛蓄電池儲能較多，鋰離子電池則壟斷輔助服務市場。由于鋰電池具有能量密度高、功率密度大以及體積/重量小、環境友好等優勢，新增裝機基本采用了鋰電池技術，技術路線已基本成型 。
三、電化學儲能的運用方向
儲能發揮的作用如圖所示，運用比較活躍的領域包括用戶側、可再生能源并網以及輔助服務三大板塊。
1. 用戶側：峰谷電價套利成為現實，用電大省最具吸引力
我國目前絕大部分省市工業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。儲能用于此的意義在于，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，避免直接大規模使用高價的電網電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現峰谷電價套利。根據國家電網數據，全國用電大省峰谷價差分布于 0.4~0.9 元/kWh，而對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于 0.8 元/kWh，為用戶側利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
從技術路線而言，以廣東省(峰谷價差0.86元/kwh)為例，如表所示:
利用鉛蓄電池套利靜態投資回收期不足 5 年，已經具有商業化可行性。根據 CNESA 的統計，2017 年用戶側領域新增電化學儲能項目中鉛蓄電池所占比重最大，為77%，剩余為鋰電池。也說明出于成本考慮，現在企業更傾向于安裝經濟效益更佳的鉛蓄電池。但從發展趨勢而言，鋰離子電池在技術指標上天然具備優勢，且從最近幾年而言，成本下降可觀。根據國家發布的《節能與新能源汽車技術路線圖》，相較于2010年，平均成本下降80%;到2020年鋰電系統成本將降至 1 元/Wh 以下，屆時投資回收期有望縮短至 3.9 年，取代鉛炭電池將成為可能。
2. 可再生能源并網：分布式光伏與儲能結合有望成為全新增長點
分布式光伏發電具有靠近用戶側、建設規模靈活、安裝簡單、適用范圍廣的特點，是光伏發電重要的應用形式。自 2016 年起，隨著燃煤發電上網價格下調、光伏發電標桿電價下調，政策逐步向分布式光伏發電傾斜，分布式光伏電站迎來春天。2016、2017 年分布式光伏發電連續兩年呈現爆發式增長，其中 2017 年全年新增裝機 1944 萬千瓦，同比增加 358%。
目前分布式光伏電價分為“自發自用、余電上網”和“全額上網”兩種模式，兩者結算電價分別為：
自發自用部分電價=用戶電價+國家補貼+地方補貼;
余電上網部分電價=當地脫硫煤上網電價+國家補貼+地方補貼;
全額上網電價=光伏標桿電價(分一、二、三類資源區)。
在“自發自用、余電上網”模式下，由于用戶電價高于當地脫硫煤上網電價(以北京為例，脫硫煤上網電價約 0.35 元/度，用戶電價約 0.77 元/度)，可以看出用戶自發自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前國家對余電上網補貼額度基本與全額上網電價相當，因此從經濟效益角度，采用“自發自用、余電上網”模式并盡可能提高自發自用電量對用戶更有吸引力。
然而由于光伏發電高峰期與用戶用電高峰期存在時間上的錯位，目前用戶自用率都相對較低，部分不足30%。引入儲能系統的意義就在于此，居民用戶通過白天光伏發電高峰期儲能，夜晚高峰期用電，可以提升光伏自用率，進而提升用戶收益。隨著儲能成本的下降，預計未來儲能在分布式光伏領域滲透率將穩步提升。
目前值得參考的包括德國、日本、美國等，伴隨著儲能成本的下降，已經實現光儲在用戶側的平價上網。我們相信隨著光伏市場的成本降低(根據國網能源研究院發布報告，2008年至今平均成本下降80%)及電價改革的推進，國內居民用戶儲能將迎來爆發式的增長。
3. 輔助服務：火電儲能聯合調頻市場開始發展
電力市場輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務。其主要內容包括： 一次調頻、自動發電控制(AGC)、調峰、無功調節、備用、黑啟動等。
之所以是火電與儲能技術合作，主要原因在于我國電源結構仍以火電為主。根據中電聯發布數據，2017 年火電發電量4.61 萬億千瓦時，占總發電量比重 71%;總裝機量11.06 億千瓦，占總裝機量比重為 62%，預計火電中長期仍將是電力供應主力。但隨著新能源發電占比的不斷提升，為接納新能源發電入網，對電力系統調峰、調頻等輔助服務能力要求將不斷提升。由于國內的電力結構，火電廠在未來將主要承擔輔助服務功能。
問題點在于目前火電應用于輔助服務仍面臨技術端、成本端的壓力。從技術端來看，火電機組響應時滯長，不適合參與更短周期調頻，一次調頻機組受蓄熱制約而存在調頻量明顯不足，參與二次調頻機組爬坡速率跟不上 AGC 指令，一、二次調頻協聯配合也尚需加強。從成本端來看，一方面火電機組頻繁變動功率將加大排放物排放量控制難度，火電廠出于環保壓力將被迫采用更優質燃煤增加成本，低負荷工作狀態下單位煤耗也更高;另一方面頻繁調頻將降低火電機組使用率，將加速設備磨損，增加維修成本，目前輔助服務成本已經成為火力發電成本重要組成部分。
根據清華大學電機系劉紅衛的論文《電池儲能系統與火電機組聯合調頻的性能及經濟性分析》顯示，電池儲能系統所具備的自動化程度高、增減負荷靈活、對負荷隨機和瞬間變化可作出快速反應等優點，能保證電網穩定，起到很好調頻作用。因此，可以設想的方式是火電儲能共同參與 AGC 調頻，通過儲能跟蹤 AGC 調度指令，實現快速折返、精確輸出以及瞬間調節，彌補發電機組的響應偏差，改善調節性能。
據測算，電池儲能系統單位時間內功率提升速度是火電燃煤機組的 3 倍以上，即調頻能力相當于 3 倍于功率火電機組。一般調頻功率配套需求 2~3%，國內現有火電裝機量 11 億千瓦，若按照 3%配套，將產生 33GW 儲能電池需求，目前1GW鋰電池儲能電站的投資成本將近在15億元以上，建成后年產值將達到10億元，保守估計市場規模將在百億元以上。
四、總結和展望
1. 電化學儲能發展迅速，前景可觀
從全球和國內角度而言，電化學儲能技術近幾年都呈現出較為可觀的發展趨勢，在適用性、效率、壽命、 充放電等參數上相比于其他方式具備獨特的優勢。在技術路線上，目前出于成本的考慮，鉛蓄類電池占據主要地位，然而無論是從技術參數特點，以及最近幾年成本下降的趨勢而言，鋰電池全面取代的可能性日益增強。
2.運用領域前景廣闊，核心盈利模式有待擴充
在運用領域中，以用戶側、可再生能源并網以及輔助服務三大板塊最為活躍。通過對相關上市公司的調查，包括南都電源、陽光電源等企業，目前較為成熟的商業盈利模式仍然以削峰填谷的電價套利模式為主，此類模式的弱點在于受制于價差，市場集中在用電大省，廣東、江蘇一帶，競爭激烈。在運營上，項目由企業自持，使用方支付服務費，前期投資壓力大，回報周期受制于當地價差，一般而言，回本周期在3年以上，設施使用時間可達15-20年之間，理論上而言，具有較好的回報前景。
對于可再生能源并網，尤其是光電儲能領域，我們看好其在家用領域銷售的潛力，速度取決于民用光伏發電成本的下降速率。在可見的未來，當光伏發電的成本下降到與國家主流發電方式相當時(目前光電0.7元/度，主流的火力發電成本0.35元/度)，對于居民而言，目前將多余電量按電力成本價銷售給國家電網的方式將得到改變。儲能設備提供商建立自身的電力網絡，收購多余電力進行銷售將成為可能。對于便攜式發電領域，甚至是國家電網都將形成一定的挑戰。
對于輔助業務，我們看好其后續增長的潛力，然而在當前情況下，市場規模仍然有限，真正獲得大幅度增長的時間完全取決于新能源發電量的增長速率以上是較為具備可行性的領域，我們在看到其發展潛力的同時，我們也需要看到這三大應用領域，對于資金和企業抗風險能力的要求極高，基本都以企業自建相應設施，(項目規模基本在兆瓦級以上，一次性投入基本在千萬級別)，收取運營費用的模式賺取收益回報。在當下商業模式改變可能較小的情況下，前期投入巨大，回本周期3年以上，受制于電價波動的風險將會長期存在，投資者需引起必要的警惕。
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