電力雖然是一種商品，但其生產(chǎn)、運(yùn)輸、消費(fèi)幾乎在同一時(shí)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(jìn)“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(jìn)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(shí)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。
?。▽?shí)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(jìn)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(gè)影響因素，就當(dāng)前指標(biāo)而言，我們認(rèn)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(dāng)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(bào)期很長，一般資金難以進(jìn)入；故未來五年仍然以鉛炭和鋰電路線為主。
?。ㄖ髁鲀δ茈姵匦阅苤笜?biāo)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(jià)值，一般情況下，用電尖峰時(shí)段約占用電全時(shí)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(jià)值。
特別是部分工商業(yè)發(fā)達(dá)的大型城市，統(tǒng)計(jì)了國內(nèi)大型城市的峰谷電價(jià)差，根據(jù)目前鉛炭儲能最低0.5元左右的度電成本，電價(jià)差大于0.8元/kWh的地區(qū)都有經(jīng)濟(jì)性，這些地區(qū)對應(yīng)的2015年用電量合計(jì)約為3972.54億kWh，若其中10%的用電量通過儲能來進(jìn)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(jì)算，則對應(yīng)累計(jì)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(jì)算，則對應(yīng)累計(jì)市場規(guī)模2400億元。
（部分地區(qū)電價(jià)差及用電量統(tǒng)計(jì)）
據(jù)統(tǒng)計(jì)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(jià)差大多高于0.8元/kWh，已具備儲能經(jīng)濟(jì)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(jì)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(jìn)，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(jì)劃出力、輔助電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行等。對大型風(fēng)光電站儲能項(xiàng)目情況進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)，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(cái)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(xiàng)目可謂是行業(yè)的風(fēng)向標(biāo)，項(xiàng)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(jī)達(dá)到210GWh以上，其中海上風(fēng)電5GWh左右；太陽能發(fā)電裝機(jī)達(dá)到110GWh以上，其中分布式光伏60GWh以上、光熱發(fā)電5GWh。
預(yù)計(jì)以風(fēng)光發(fā)電中新增裝機(jī)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(jī)量將達(dá)到2.94GW，若每天存放2小時(shí)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(xiàng)目（不含抽水蓄能、壓縮空氣和儲熱）累計(jì)裝機(jī)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(jì)未來受益于鉛蓄電池（鉛炭為主）儲能成本優(yōu)勢，其裝機(jī)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。
?。ㄐ履茉窗l(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(jì)“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(jì)一體化集成方案，開拓新增市場，更大程度地為客戶實(shí)現(xiàn)節(jié)能套利。
(國內(nèi)電信固定資產(chǎn)投資額統(tǒng)計(jì)及預(yù)測)
受互聯(lián)網(wǎng)和云計(jì)算技術(shù)的發(fā)展，過去8年中國IDC市場復(fù)合增長率達(dá)到42.3%，如圖6所示，預(yù)計(jì)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(jì)UPS整體市場規(guī)模將達(dá)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(dāng)前全國充電樁建設(shè)進(jìn)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(biāo)為準(zhǔn)，直流充電樁新增50萬個(gè)、交流充電樁新增430萬個(gè)、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(jì)性的是傳統(tǒng)電網(wǎng)削峰填谷，已經(jīng)可以實(shí)現(xiàn)無補(bǔ)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(xiàng)目，則市場規(guī)模有望達(dá)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(bǔ)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(bǔ)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(bǔ)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
1、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(dá)31%;新疆自治區(qū)棄光率達(dá)26%。風(fēng)電方面，2015年棄風(fēng)電量339億千瓦時(shí)，同比增加213億千瓦時(shí)，平均棄風(fēng)率達(dá)到15%，同比增加7個(gè)百分點(diǎn)，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(shí)釋放，加裝在風(fēng)光電場可以彌補(bǔ)風(fēng)、光發(fā)電存在的間歇性和不穩(wěn)定特點(diǎn)，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(fù)荷低谷的時(shí)候儲存多余電量，符合峰值時(shí)將負(fù)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(jià)差發(fā)揮儲能的成本優(yōu)勢，進(jìn)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(jìn)，儲能在家庭電網(wǎng)中也將發(fā)揮重要作用。
2、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(jì)裝機(jī)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(bǔ)償機(jī)制不明確、調(diào)度經(jīng)驗(yàn)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(xiàng)目為主。
隨著儲能示范項(xiàng)目積累的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)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(gè)領(lǐng)域出現(xiàn)市場機(jī)會和商業(yè)化模式。
