摘要：储能的基本方法是先将电力转化为其他形式的能量存放在储能装置中，并在需要时释放，根据能量转化的特点将电能转化为动能、势能和化学能，以实现电力在供应端、输送端以及用户端的稳定运行。本文从国家宏观政策、应用侧盈利模式以及成本侧价格走势等方面对储能产业发展进行分析。
关键词：储能；弃风弃光；动力电池
全球储能产业兴起较早且发展稳定，截止2018年底累计装机规模达到179.1GW。其中：抽水蓄能占据绝对主导地位，电化学储能增长迅速。目前，中国储能装机规模位列全球第一，达到31.3GW，占全球装机总量17.3%，与全球类似，抽水蓄能占据主导地位。我国储能装机主要分布在西北和华东地区，两者合计占装机总规模的49%；西南、华南、华北地区储能装机规模占比分别为14%、12%及15%；华中及东北地区的储能装机量极少，占比均为5%，其储能装机主要集中在湖南省、辽宁省。
抽水蓄能主导地位不变，电化学储能迎来春天
抽水蓄能属于大规模、集中式能量储存；其技术非常成熟，每瓦储能运行成本较低，可用于电网的能量管理和调峰；但其建设完全依赖于地理条件，即当地水资源的丰富程度，并且一般与电力负荷中心有一定的距离，面临长距离输电的问题。短期来看我们认为抽水蓄能成本更加的便宜，并且随着特高压输电的不断建设，电力损耗有望进一步减少，抽水蓄能在储能应用中的主导地位短期内仍然不会被动摇。
电化学储能是储能市场保持增长的新动力。无论是从全球还是中国的装机情况来看，2018年都可以说是电化学储能的元年，亦或是集中爆发的一年。全球2018年电化学储能装机规模达到6625MW，同比增长126.4%；占储能市场装机规模比重从2017年1.67%提升到2018年的3.70%。2018 年我国电化学储能装机规模达到1072.7MW，同比增长175.2%；占我国储能市场装机估摸比重从2017年1.35%提升到2018年的3.43%。随着电化学储能技术的不断改进，电化学储能系统的制造成本和维护成本不断下降、储能设备容量及寿命不断提高，电化学储能将得到大规模的应用，成为中国储能产业新的发展趋势。预计到2020年我国电化学储能市场占比将进一步从 2018 年的3.43 提高到7.3%。
多因素共振，为我国电化学储能注入发展新动能
政策端：行动计划出台，各部门各司其责保障储能产业发展
2017年，发改委等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，其中明确提到在十三五期间储能产业发展进入商业化初期，十四五期间储能产业规模化发展。2019年7月为进一步的贯彻落实该项指导意见，发改委等四部门发布2019-2020年行动计划，其中对发改委、科技部、工信部、能源局的工作任务都做了详细部署，进一步推进我国储能技术与产业健康发展。
应用端：电网侧和可再生能源并网齐头并进
1、电网侧：调峰调频是储能企业的主要收入来源
储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊，具体盈利机制各地方有所不同。据国家能源局统计，2018年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家，装机容量共13.25亿千瓦，补偿费用共147.62亿元，占上网电费总额的0.83%。从电力辅助服务补偿费用比重来看，补偿费用最高的为“三北”地区，即西北、东北和华北区域，服务补偿费用占上网电费总额比重分别为0.61%、1.82%和 3.17%；华中区域占比最低，为0.23%。
用于电网辅助服务的储能项目中，火电辅助服务装机量最多，补偿费用占比最大。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆2018年火电辅助服务产生补偿费用210.95亿元，占比高达80.55%；风电、水电在2018年分别产生补偿费用23.72亿元、20.94亿元，费用占比依次为9.06%、8%；核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为2.4%。
2、有效解决可再生能源“弃光、弃风”问题
储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题，改善电能质量。我国能源供应和能源需求呈逆向分布，风能主要集中在华北、西北、东北地区，太阳能主要集中在西部高原地区，而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区；供求关系导致新能源消纳上的矛盾，风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网，而被迫停机或限产。据国家能源局统计，我国弃光、弃风率长期维持在 4%以上，仅2018年弃风弃光量合计超过300亿千瓦时。锂离子电池储能技术能有效帮助电网消纳可再生能源，减少甚至避免弃光弃风现象的发生。风光发电受风速、风向、日照等自然条件影响，输出功率具有波动性、间歇性的特点，将对局部电网电压的稳定性和电能质量产生较大的负面影响，锂离子电池储能技术在风光电并网的应用主要在于平滑风电系统的有功波动，从而提高并网风电系统的电能质量和稳定性。
在可再生能源并网领域，锂电储能收益主要依靠限电时段的弃电量存储。储能电站在用电低谷期储存剩余电量，在用电高峰期释放电能，释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。
成本端：规模效应和梯次利用助推电池成本持续下降
受益于国家政策驱动，我国新能源汽车产业快速发展。自2012年国务院发布《节能与新能源汽车产业发展规划》以来，财政补贴、税费减免等措施使我国新能源汽车产业得以快速发展。2015年以来我国新能源汽车每年销量增速均在 50%以上；2018年我国新能源汽车销量达到125.6万辆，同比增长61.7%，销量为2014 年的16倍，2014年至今年均复合增速超过 100%。
下游销量驱动，动力电池装机量快速上升。新能源汽车销量的快速上升拉动了以锂离子电池为代表的动力电池装机量的快速上升，2018年我国动力电池装机量达到 56.89GWH，同比增长56.88%；其中纯电动汽车配套的动力电池装机量累计约53.01GWh，同比增长55.64%；插电式混合动力汽车配套的动力电池装机量累计约3.82GWh，同比增长 75.34%；燃料电池汽车配套的动力电池装机量约0.07GWh，同比增长115.11%。从装机量来看2018年装机量是2015 年的 3.4倍，2015年至今年均复合增速达到51%，随着未来新能源汽车销量的继续上升，动力电池装机量有望继续攀升。
装机规模的持续上升也使得规模效应逐步凸显。电池价格逐年下降，磷酸铁锂和三元电池价格从2014年一季度时 2.9元/Wh、2.9元/Wh 降至2018年四季度的1.15元/Wh、1.2元/Wh。此外随着技术的不断进步，电池循环次数也在不断提升，例如宁德时代2019年即将量产长循环寿命锂电池储能系统（磷酸铁锂电池），使用寿命可以超过15年，单体循环超过万次；循环次数的提高也将进一步降低单次的储能成本。
电池梯次利用也为动力电池退役找到新出路。在新能源汽车的使用过程中，动力电池的容量会随着时间逐步衰减，按照当前情况来看，当电池剩余容量低于70%左右的时候，处于安全性和续航里程等方面的考虑，动力电池将不再应用于新能源汽车。伴随退役高峰的到来，国家近年来出台了一系列关于动力锂电梯次利用的政策，市场机制初步建立。政策明确了动力电池回收责任主体是汽车生产企业，汽车生产企业有义务回收利用退役动力锂电；动力电池生产企业切实实行电池产品编码制度，开展动力蓄电池全生命周期管理；落实生产者责任延伸制度，动力电池生产企业不仅负责生产销售，动力电池的退役再利用同样要担负起责任。
动力电池梯次利用要求较高。梯次利用技术现阶段尚不成熟，从而导致在退役动力电池的拆解、可用模块的检测、挑选、重组等方面的成本较高，相对于新电池而言性价比不高。将退役电池梯次利用，不仅需要监测电池电压、内阻，还要通过充放电曲线计算电池的当前容量（SOC），对电池健康状态（SOH）做出评估，为了保证电池的一致性和电池寿命，还需对电池进行均衡性处理，在这一过程中将耗费大量人力、设备成本。中国铁塔目前梯次利用进展较快，此外中航锂电、比亚迪、国轩高科、宁德时代等动力电池企业也纷纷开展动力电池梯次利用，随着我国动力电池报废高峰期的到来，电池的梯次利用有望进一步得到发展
论文作者:何鹏
论文发表刊物:《电力设备》2019年第9期
论文发表时间:2019/10/14
标签：储能论文; 装机论文; 电化学论文; 梯次论文; 动力电池论文; 电池论文; 新能源论文; 《电力设备》2019年第9期论文;