什么是電化學(xué)儲能：

儲能的技術(shù)種類包括飛輪儲能、相變儲能、壓縮空氣儲能、氫儲能、電化學(xué)儲能等。其中電化學(xué)儲能是目前規(guī)模占比最大的技術(shù)，也是未來的重點發(fā)展方向。

電化學(xué)儲能是指各種二次電池儲能。是利用化學(xué)元素做儲能介質(zhì)，充放電過程伴隨儲能介質(zhì)的化學(xué)反應(yīng)或者變化。主要包括鉛酸電池、液流電池、鈉硫電池、鋰離子電池等。目前以鋰電池和鉛蓄電池為主。

發(fā)展現(xiàn)狀：

截至2018年年底，全球投運儲能項目累計裝機規(guī)模181.0GW，同比增長3.2%。其中，電化學(xué)儲能項目的累計裝機規(guī)模達6625.4MW，同比增長126.4%。2018年全球新增投運的電化學(xué)儲能項目裝機規(guī)模達3698.8MW，同比增長304.6%。

據(jù)CNESA全不完全統(tǒng)計，截至2018年年底，中國投運儲能項目累計裝機規(guī)模31.3GW，同比增長8.2%，占全球市場總規(guī)模的17.3%。其中電化學(xué)儲能項目的累計裝機規(guī)模達1072.7MW，突破GW大關(guān)，占全球電化學(xué)儲能市場總規(guī)模的16.2%，同比增長175.2%。2018年，中國新增投運電化學(xué)儲能項目的裝機規(guī)模為682.9MW，同比增長464.4%。

預(yù)測未來5年，國內(nèi)的電化學(xué)儲能市場還將迎來大幅度的增長，根據(jù)對規(guī)劃在建儲能項目的統(tǒng)計，據(jù)行業(yè)機構(gòu)預(yù)測，2019年、2021年、2023年將是中國電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展較為重要的時間拐點；預(yù)計到2025年，中國電化學(xué)儲能市場功率規(guī)模約28.6GW，以儲能工程項目作為計量，市場份額將達到1287億元，整個產(chǎn)業(yè)的市場規(guī)模也將具備萬億級市場潛力。

動力電池的規(guī)模化發(fā)展已經(jīng)帶動了儲能系統(tǒng)成本的快速下降，到2020年在規(guī)模效應(yīng)的拉動下，電池平均成本可以再降低10%。

應(yīng)用場景：

根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會發(fā)布的《2019儲能產(chǎn)業(yè)應(yīng)用研究報告》：2018年，從應(yīng)用場景來看，在裝機功率占比方面，集中式新能源+儲能、電源側(cè)調(diào)頻、電網(wǎng)側(cè)儲能、分布式及微網(wǎng)、用戶側(cè)(工商業(yè)削峰填谷、需求側(cè)響應(yīng)等)等5類應(yīng)用場景裝機分布比較平均,占比分別為18.5%、16.4%、24%、16.9%、24.6%；在裝機容量占比方面,用戶側(cè)(工商業(yè)削峰填谷、需求側(cè)響應(yīng)等)因高的小時率要求,容量裝機獨占鰲頭,裝機規(guī)模高達1583.0MWh,占比51.0%。

儲能有六大應(yīng)用場景，可再生能源并網(wǎng)，電網(wǎng)輔助服務(wù)，電網(wǎng)輸配，分布式及微網(wǎng)，用戶側(cè)，以及一個非常特殊的用戶側(cè)：電動汽車VEG模式的供能系統(tǒng)。儲能應(yīng)用場景很多，大致可以分類儲能的三大作用：第一，平滑間歇性電源功率波動，這樣的場景需要功率型儲能技術(shù)；第二，減小峰谷差，提高電力系統(tǒng)效率和設(shè)備利用率，這種場景下大部分需要容量型儲能技術(shù)；第三，增加備用容量，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定性和供電質(zhì)量，這個需要的是UPS備用型的儲能技術(shù)。當(dāng)然還有第四類復(fù)合型的應(yīng)用，尤其是電網(wǎng)側(cè)應(yīng)用，參與調(diào)峰調(diào)頻和緊急備用，我們稱它為復(fù)合型或者是能量型的儲能技術(shù)。所以說，儲能的應(yīng)用場景是多元的。

1.電源側(cè)

在傳統(tǒng)發(fā)電領(lǐng)域，儲能主要應(yīng)用于輔助動態(tài)運行、取代或延緩新建機組。

輔助動態(tài)運行。為了保持負荷和發(fā)電之間的實時平衡，火電機組的輸出需要根據(jù)調(diào)度的要求進行動態(tài)調(diào)整。動態(tài)運行會使機組部分組件產(chǎn)生蠕變，造成這些設(shè)備受損，提高了發(fā)生故障的可能，即降低了機組的可靠性，同時還增加了更換設(shè)備的可能和檢修的費用，最終降低了整個機組的使用壽命。儲能技術(shù)具備快速響應(yīng)速度，將儲能裝置與火電機組聯(lián)合作業(yè)，用于輔助動態(tài)運行，可以提高火電機組的效率，避免對機組的損害，減少設(shè)備維護和更換設(shè)備的費用。

取代或延緩新建機組。隨著電力負荷的增長和老舊發(fā)電機組的淘汰，為了滿足電力客戶的需要和應(yīng)對尖峰負荷，需要建設(shè)新的發(fā)電機組。應(yīng)用儲能系統(tǒng)可以取代或延建新機組，即在負荷低的時候，通過原有的高效機組給儲能系統(tǒng)充電，在尖峰負荷時儲能系統(tǒng)向負荷放電。我國起調(diào)峰作用的往往是煤電機組，而這些調(diào)峰煤電機組要為負荷尖峰留出余量，經(jīng)常不能滿發(fā)，這就影響了經(jīng)濟性。利用儲能技術(shù)則可以取代或者延緩發(fā)電側(cè)對新建發(fā)電機組的需求。

2.集中式可再生能源并網(wǎng)

在集中式可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域，儲能主要應(yīng)用于解決棄風(fēng)、棄光，跟蹤計劃出力，平滑輸出。

解決棄風(fēng)、棄光。風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的發(fā)電功率波動性較大，特別在一些比較偏遠的地區(qū)，電網(wǎng)常常會出現(xiàn)無法把風(fēng)電和光電完全消納的情況。應(yīng)用儲能技術(shù)可以減小或避免棄風(fēng)、棄光。在可再生能源發(fā)電場站側(cè)安裝儲能系統(tǒng)，在電網(wǎng)調(diào)峰能力不足或輸電通道阻塞的時段，可再生能源發(fā)電場站的出力受限，儲能系統(tǒng)存儲電能，緩解輸電阻塞和電網(wǎng)調(diào)峰能力限制，在可再生能源出力水平低或不受限的時段，釋放電能提高可再生能源場站的上網(wǎng)電量。

跟蹤計劃出力，平滑輸出。大規(guī)模可再生能源并入電網(wǎng)時，出力情況具有隨機性、波動性，使得電網(wǎng)的功率平衡受到影響，因此需要發(fā)電功率進行預(yù)測，以便電網(wǎng)公司合理安排發(fā)電計劃、緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力、降低系統(tǒng)備用容量、提高電網(wǎng)對可再生能源的接納能力。通過在集中式可再生能源發(fā)電場站配置較大容量的儲能，基于場站出力預(yù)測和儲能充放電調(diào)度，實現(xiàn)場站與儲能聯(lián)合出力對出力計劃的跟蹤，平滑出力，滿足并網(wǎng)要求，提高可再生能源發(fā)電的并網(wǎng)友好性。

就全球儲能市場而言，集中式可再生能源并網(wǎng)是最主要的應(yīng)用領(lǐng)域。在國外，日本是典型的將儲能主要應(yīng)用于集中式可再生能源并網(wǎng)的國家之一。集中式可再生能源并網(wǎng)是日本推動儲能參與能源清潔利用的主要方式，北海道等解決棄光需求較強烈的地區(qū)，以及福島等需要災(zāi)后重建的地區(qū)成為儲能應(yīng)用的重點區(qū)域。在國內(nèi)，集中式可再生能源并網(wǎng)中應(yīng)用儲能，以青海和吉林較具代表性，前者積極探索光儲商業(yè)化，后者則是將電儲能與儲熱綜合應(yīng)用試點。

3.電網(wǎng)側(cè)

儲能系統(tǒng)在輸電網(wǎng)中的應(yīng)用主要包括以下兩方面：作為輸電網(wǎng)投資升級的替代方案(延緩輸電網(wǎng)的升級與增容)，提高關(guān)鍵輸電通道、斷面的輸送容量或提高電網(wǎng)運行的穩(wěn)定水平。在輸電網(wǎng)中，負荷的增長和電源的接入(特別是大容量可再生能源發(fā)電的接入)都需要新增輸變電設(shè)備、提高電網(wǎng)的輸電能力。然而，受用地、環(huán)境等問題的制約，輸電走廊日趨緊張，輸變電設(shè)備的投資大、建設(shè)周期長，難以滿足可再生能源發(fā)電快速發(fā)展和負荷增長的需求。大規(guī)模儲能系統(tǒng)可以作為新的手段，安裝在輸電網(wǎng)中以提升電網(wǎng)的輸送能力，降低對輸變電設(shè)備的投資。

儲能系統(tǒng)在配電網(wǎng)中的作用更加多樣化。與在輸電網(wǎng)的應(yīng)用類似，儲能接入配電網(wǎng)可以減少或延緩配電網(wǎng)升級投資。分布在配網(wǎng)中的儲能也可以在相關(guān)政策和市場規(guī)則允許的條件下為大電網(wǎng)提供調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)。除此之外，儲能的配置還可提高配電網(wǎng)運行的安全性、經(jīng)濟性、可靠性和接納分布式電源的能力等。

2018年以來電網(wǎng)公司規(guī)劃安裝應(yīng)用儲能的力度不斷加大。在以江蘇、河南等為代表的省網(wǎng)區(qū)域，許繼集團、山東電工、江蘇省綜合能源服務(wù)公司、平高集團等國家電網(wǎng)下屬公司作為投資建設(shè)主體，在輸配電站批量化建設(shè)百兆瓦級儲能電站，緩解高峰負荷對電網(wǎng)的沖擊，同時探索平滑新能源和調(diào)頻輔助服務(wù)等應(yīng)用模式。據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟項目庫統(tǒng)計，2018年以來公布的電網(wǎng)側(cè)儲能項目(含規(guī)劃、在建、投運)總規(guī)模已經(jīng)超過230兆瓦。

4.輔助服務(wù)

在電力輔助服務(wù)領(lǐng)域，儲能主要應(yīng)用于調(diào)頻、調(diào)峰和備用容量等方面。

調(diào)頻。電力系統(tǒng)頻率是電能質(zhì)量的主要指標(biāo)之一。實際運行中，當(dāng)電力系統(tǒng)中原動機的功率和負荷功率發(fā)生變化時，必然會引起電力系統(tǒng)頻率的變化。頻率的偏差不利于用電和發(fā)電設(shè)備的安全、高效運行，有時甚至?xí)p害設(shè)備。因此，在系統(tǒng)頻率偏差超出允許范圍后，必須進行頻率調(diào)節(jié)。調(diào)頻輔助服務(wù)主要分為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻(AGC輔助服務(wù))。儲能設(shè)備非常適合提供調(diào)頻服務(wù)。與傳統(tǒng)發(fā)電機組相比，儲能設(shè)備提供調(diào)頻服務(wù)的最大優(yōu)點是響應(yīng)速度快，調(diào)節(jié)速率大，動作正確率高。

調(diào)峰。電力系統(tǒng)在實際運行過程中，總的用電負荷有高峰低谷之分。由于高峰負荷僅在一天的某個時段出現(xiàn)，因此，需要配備一定的發(fā)電機組在高峰負荷時發(fā)電，滿足電力需求，實現(xiàn)電力系統(tǒng)中電力生產(chǎn)和電力消費間的平衡。當(dāng)電力負荷供需緊張時，儲能可向電網(wǎng)輸送電能，協(xié)助解決局部缺電問題。抽水蓄能是目前完全實現(xiàn)商業(yè)化的儲能技術(shù)，調(diào)峰是抽水蓄能電站一個主要的應(yīng)用領(lǐng)域。

備用容量。備用容量指的是電力系統(tǒng)除滿足預(yù)計負荷需求外，在發(fā)生事故時，為保障電能質(zhì)量和系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而預(yù)留的有功功率儲備。備用容量可以隨時被調(diào)用，并且輸出負荷可調(diào)。儲能設(shè)備可以為電網(wǎng)提供備用輔助服務(wù)，通過對儲能設(shè)備進行充放電操作，可實現(xiàn)調(diào)節(jié)電網(wǎng)有功功率平衡的目的。和發(fā)電機組提供備用輔助服務(wù)一樣，儲能設(shè)備提供備用輔助服務(wù)，也必須隨時可被調(diào)用，但儲能設(shè)備不需要一直保持運行，即放電或充電狀態(tài)，只需在需要使用時能夠被立即調(diào)用提供服務(wù)即可，因此經(jīng)濟性較好。此外，在提供備用容量輔助服務(wù)時，儲能還可以提供其他的服務(wù)，如削峰填谷、調(diào)頻、延遲輸配線路升級等。

從全球來看，調(diào)頻是儲能的主要應(yīng)用之一。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)統(tǒng)計，2016年、2017年，兆瓦級儲能項目累計裝機中，調(diào)頻應(yīng)用占比分別為41%、50%。在國外，依托自由化的電力市場，儲能在美國輔助服務(wù)市場的應(yīng)用一直引領(lǐng)著全球儲能輔助服務(wù)市場的發(fā)展。在美國的區(qū)域電力市場中，儲能系統(tǒng)參與二次調(diào)頻的容量已占相當(dāng)?shù)姆蓊~。但2017年美國輔助服務(wù)領(lǐng)域新增儲能項目裝機數(shù)量和規(guī)模都不及往年，一定程度上也體現(xiàn)了美國部分區(qū)域調(diào)頻儲能市場趨于平穩(wěn)甚至接近飽和。在中國，得益于政策推動，儲能在我國輔助服務(wù)市場的應(yīng)用比例已經(jīng)從2015年的2%提升到2017年的9%。2017年四季度，全國輔助服務(wù)補償費用共35.18億元，占上網(wǎng)電費總額的0.81%;備用、調(diào)峰和AGC補償費用合計占比超過90%。聯(lián)合火電機組參與調(diào)頻業(yè)務(wù)，在京津唐、山西地區(qū)應(yīng)用較廣泛。

5.用戶側(cè)

在用戶側(cè)，儲能主要應(yīng)用于分時電價管理、容量費用管理、提高供電質(zhì)量和可靠性、提高分布式能源就地消納等方面。

分時電價管理。電力系統(tǒng)中隨著時間的變化用電量會出現(xiàn)高峰、平段、低谷等現(xiàn)象，電力部門對各時段制定不同電價，即分時電價。在實施分時電價的電力市場中，儲能是幫助電力用戶實現(xiàn)分時電價管理的理想手段。低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時儲能系統(tǒng)放電，通過低存高放降低用戶的整體用電成本。

容量費用管理。在電力市場中，存在電量電價和容量電價。電量電價指的是按照實際發(fā)生的交易電量計費的電價，具體到用戶側(cè)，則指的是按用戶所用電度數(shù)計費的電價。容量電價則主要取決于用戶用電功率的最高值，與在該功率下使用的時間長短以及用戶用電總量都無關(guān)。使用儲能設(shè)備為用戶最高負荷供電，還可以降低輸變電設(shè)備容量，減少容量費用，節(jié)約總用電費用，主要面向工業(yè)用戶。

提升用戶的電能質(zhì)量和可靠性。傳統(tǒng)的供電體系網(wǎng)絡(luò)復(fù)雜，設(shè)備負荷性質(zhì)多變，用戶獲得的電能質(zhì)量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動性。用戶側(cè)安裝的儲能系統(tǒng)服務(wù)對象明確，其相對簡單和可靠的組成結(jié)構(gòu)保證輸出更高質(zhì)量的電能。當(dāng)電網(wǎng)異常發(fā)生電壓暫降或中斷時，可改善電能質(zhì)量，解決閃斷現(xiàn)象;當(dāng)供電線路發(fā)生故障時，可確保重要用電負荷不間斷供電，從而提高供電的可靠性和電能質(zhì)量。

提高分布式能源就地消納。對于工商業(yè)用戶，在其安裝有可再生能源發(fā)電裝置的廠房、辦公樓屋頂或園區(qū)內(nèi)投資儲能系統(tǒng)，能夠平抑可再生能源發(fā)電出力的波動性、提高電能質(zhì)量，并利用峰谷電價差套利。對于安裝光伏發(fā)電的居民用戶，考慮到光伏在白天發(fā)電，而居民用戶一般在夜間負荷較高，配置家庭儲能可更好地利用光伏發(fā)電，甚至實現(xiàn)電能自給自足。此外，在配電網(wǎng)故障時，家庭儲能還可繼續(xù)供電，降低電網(wǎng)停電影響，提高供電可靠性。

在國外，德國是用戶側(cè)儲能商業(yè)模式發(fā)展最為先進的國家之一。在區(qū)塊鏈技術(shù)、云技術(shù)以及多元化商業(yè)模式的帶動下，預(yù)計短期內(nèi)德國用戶側(cè)儲能市場仍將引領(lǐng)歐洲儲能市場的發(fā)展。在國內(nèi)，用戶側(cè)是儲能應(yīng)用的最大市場，也是持續(xù)保持高增長的一個領(lǐng)域。安裝于工商業(yè)用戶端的儲能系統(tǒng)是我國用戶側(cè)儲能的主要形式，可以與光伏系統(tǒng)聯(lián)合使用，又可以獨立存在，主要應(yīng)用于電價管理，幫助用戶降低電量電價和容量電價。2018年5月，全國最大規(guī)模用戶側(cè)分布式儲能項目正式落戶江蘇鎮(zhèn)江，項目合計容量超過500兆瓦時。

(二)商業(yè)模式

從國內(nèi)來看，比較成熟的商業(yè)模式包括峰谷電價差套利、輔助調(diào)頻服務(wù)收費、配合可再生能源建設(shè)大型儲能電站、分布式儲能應(yīng)用等。

1.峰谷電價差套利

所謂峰谷套利，就是利用大工業(yè)與一般工商業(yè)的峰谷電價差，在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在用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，從而降低用戶的電力使用成本，從降低的用電單價中獲得收益。

峰谷電價差套利是用戶側(cè)儲能的主要盈利來源和基本商業(yè)模式。目前我國大部分省市工業(yè)大戶均使用峰谷電價機制，利用峰谷價差實現(xiàn)套利吸引了許多投資者的目光。江蘇和廣東由于峰谷電價差價大，成為了國內(nèi)儲能項目規(guī)劃建設(shè)集中地。以0.75～0.8元/千瓦時的峰谷價差計算，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，安裝鉛炭電池系統(tǒng)，每天兩次充放，儲能電站項目靜態(tài)投資回收期在7～9年左右。這些項目普遍采用合同能源管理形式，儲能業(yè)主單位和用戶單位簽訂合同，按年節(jié)省的電費進行分成。靠峰谷電價差套利是目前項目唯一的盈利來源，由于峰谷電價差額的不確定性和盈利模式的單一性，項目投資方面臨不小的壓力和風(fēng)險。隨著電力市場進一步放開，峰谷價差有望繼續(xù)拉大，屆時投資回收期將會進一步縮短，峰谷套利投資的效益也會進一步提升。此外，未來投資方還可以通過參與需求響應(yīng)、提供電力輔助服務(wù)等方式，發(fā)揮儲能更多的價值，提升項目的經(jīng)濟性。

2.管理容量費用

對于大的工業(yè)企業(yè)，因現(xiàn)行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據(jù)，每月固定收取一定的容量電價。這些企業(yè)可以根據(jù)自身的用電負荷曲線和用電最大負荷需求，本著“充得滿，放得完”的經(jīng)濟原則確定儲能系統(tǒng)的最大儲能容量和最大輸出功率，同時通過引入分布式儲能系統(tǒng)，減少用戶配變?nèi)萘康慕ㄔO(shè)，在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現(xiàn)在不影響正常生產(chǎn)的情況下，降低最高用電功率，減少兩部制電價中的按容量收取的容量電價。

3.需求側(cè)響應(yīng)補貼

參與電力需求響應(yīng)可以給電力用戶帶來效益。儲能用戶可以根據(jù)不同的地方政策，相應(yīng)削減負荷從而獲取補貼。儲能系統(tǒng)直接接入電網(wǎng)，峰谷雙向調(diào)控，增加電網(wǎng)安全性和穩(wěn)定性。這種模式中的儲能電站并網(wǎng)條件較嚴。

2018年1月，江蘇無錫新加坡工業(yè)園區(qū)20兆瓦儲能電站經(jīng)國家電網(wǎng)公司批準(zhǔn)，全容量并網(wǎng)運行。今年春節(jié)期間，該儲能電站參與電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)，在用電低谷期“填入”約9萬千瓦負荷，累計消納電量57.6萬千瓦時。此為全國大規(guī)模儲能電站首次參與電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)并收費。

4.調(diào)頻輔助服務(wù)收費

在國內(nèi)，該商業(yè)模式正隨著電力輔助市場建設(shè)而完善。目前發(fā)電側(cè)尚不具備獨立的輔助服務(wù)提供商身份。儲能現(xiàn)有的主要商業(yè)運營方式是與發(fā)電機組聯(lián)合，從系統(tǒng)來看是作為發(fā)電企業(yè)的一部分，利用快速充放電特性優(yōu)化發(fā)電機組的AGC性能，獲得系統(tǒng)輔助服務(wù)補償，或者是存儲、釋放新能源棄風(fēng)棄光電量，增加新能源上網(wǎng)電量獲益，相比國外發(fā)電側(cè)儲能設(shè)施主要以獨立身份參與市場的情況，這些模式都不是作為獨立市場主體運營的。

目前，南方電網(wǎng)區(qū)域已制定輔助服務(wù)補償表，對并網(wǎng)發(fā)電機組提供的AGC服務(wù)實施補償;儲能電站根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計，對充電電量進行補償，具體補償標(biāo)準(zhǔn)為0.05萬元/兆瓦時。

但是，當(dāng)儲能參與輔助服務(wù)市場接受AGC調(diào)度令后，需要響應(yīng)進行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利方式來獲得儲能電站的收益，增加了輔助服務(wù)的收益是否比峰谷差價套利的收益多還有待比較。

5.配套可再生能源建設(shè)大型儲能電站

與大規(guī)模可再生能源結(jié)合的大型儲能電站，主要是發(fā)揮儲能在增加可再生能源上網(wǎng)電量上的放大效應(yīng)，使可再生能源的輸出更加平穩(wěn)，電能質(zhì)量得到提升，增加上網(wǎng)電量，從而獲得收益。

如陜西定邊10兆瓦鋰電池儲能項目即是通過聯(lián)合當(dāng)?shù)?50萬千瓦光伏電站運行，吸納未并網(wǎng)電力，按照光伏上網(wǎng)電價上網(wǎng)，削峰填谷，促進就地消納。

6.分布式儲能應(yīng)用

隨著售電側(cè)放開和市場化交易放寬，儲能有條件與分布式發(fā)電結(jié)合，形成售電主體。該商業(yè)模式下儲能配合分布式能源建設(shè)，作為售電主體主要以賣電獲益。