概要：随着光电等新能源发电在电力体系的占比渐渐上升，电费改革的前进，储能技术的运用市场需求渐渐强化。在峰谷电价套利，新能源并网以及电力辅助的三大主要领域，潜在市场规模辽阔，不具备较小的潜在投资价值。一、基本简要从广义上谈，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储一起，基于未来应用于必须以特定能量形式释放出的循环过程。
储能技术按照储存介质展开分类，可以分成机械类储能、电气类储能、电化学类储能、热储能和化学类储能。储能技术的关注点往往还包括：能量密度 、功率密度、充放电效率、设备寿命 (年)或充放电次数、技术成熟度、经济因素 (投资成本、运行和维护费用)、安全性和环境方面等。
对比各种储能技术，当前成熟度和优越性最低的要科抽水机蓄能，占到比最低。据CNESA 统计资料，截至2017年底全球已投运储能项目总计装机规模为175.4GW，年增长率3.9%;国内为28.9GW，年增长率18.9%。其中，总计装机中抽水机蓄能装机占到比仅次于，全球和国内分别为96、99。用于功率大、静电时间宽、平准化成本便宜的特点使其在发电外侧占有优势。
不过，抽蓄电站容许也很显著：厂址的自由选择倚赖地理条件(尤其是必须上下水库)、与负荷中心一般来说较近、斥资大且工期漫长。但如果考虑到发展前景，电化学储能技术在适用性、效率、寿命、 充放电、重量和便携式方面极具优势。近几年的发展势头早已证明了这一点。二、突飞猛进的电化学储能行业据CNESA统计资料，2000-2017年全球电化学储能的总计投运规模为2.6GW，容量为4.1GWh，年增长率分别为30%和52% ;2017年追加装机规模为0.6GW，容量为1.4GWh，全年有数多达130个项目投运。
2016-2017年全球规划和开建项目的规模超过4.7GW，更加多的项目未来将会在近一两年投运;同时，储能呈现出全球化应用于趋势，2017年则有来自北美洲、南美洲、非洲、欧洲、大洋洲和亚洲在内的将近30个国家都投运了储能项目。我国电化学储能项目的年增长率超过45%，多达全球增长速度。在2016-2017年期间，我国规划和开建的项目规模近1.6GW，占到全球规划和开建规模的34%，未来将会在未来几年引导产业发展。
电化学储能所牵涉到环节如下图右图：发电外侧：储能系统可以参予较慢号召调频服务，提升电网可用容量，并且可将如风能、太阳能等可再生能源向终端用户获取持续供电，扬长避短地利用了可再生能源洗手发电的优点，也有效地解决了其波动性、间歇性等缺点;输配环节：储能系统可以有效地提升电缆系统的可靠性，提升电能的质量;用户外侧：分布式储能系统在智能微电网能源管理系统的协调控制下优化用电，减少用电费用，并且维持电能的高质量。从应用于产于来看，2017年无论是全球市场还是中国市场，主要在集中式可再生能源并网、辅助服务以及用户外侧领域中的应用于较为活跃。
如上图右图，从各场景的运用而言，国内份额主要被锂离子电池和铅蓄电池占有，2016、2017年追加电化学储能完全全部使用锂离子电池和铅蓄电池，其中2017年两者占到比分别超过 51%、49%。其中出于安全性及使用寿命的考量，锂离子电池以磷酸铁锂居多。因为经济性的考量，目前追加分布式发电中自由选择铅蓄电池储能较多，锂离子电池则独占辅助服务市场。
由于锂电池具备能量密度低、功率密度大以及体积/重量小、环境友好等优势，追加装机基本使用了锂电池技术，技术路线已基本成型。三、电化学储能的运用方向储能充分发挥的起到如图所示，运用较为活跃的领域还包括用户外侧、可再生能源并网以及辅助服务三大板块。1. 用户外侧：峰谷电价套利沦为现实，用电大省最不具吸引力我国目前绝大部分省市工业大户皆已实行峰谷电价制，通过减少夜间低谷期电价，提升白天高峰期电价，来希望用户天内计划用电。储能用作此的意义在于，用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期用于存储好的电能，防止必要大规模用于高价的电网电能，如此可以减少用户的电力用于成本，构建峰谷电价套利。
根据国家电网数据，全国用电大省峰谷价差产于于 0.4~0.9 元/kWh，而对于江苏和广东两个用电量全国前二的省份，其峰谷价差低于 0.8 元/kWh，为用户外侧利用储能来套利峰谷价差获取了相当可观空间。从技术路线而言，以广东省(峰谷价差0.86元/kwh)为事例，如表格右图:利用铅蓄电池套利静态投资回收期严重不足 5 年，早已具备商业化可行性。
根据 CNESA 的统计资料，2017 年用户外侧领域追加电化学储能项目中铅蓄电池所占到比重仅次于，为77%，剩下为锂电池。也解释出于成本考虑到，现在企业更加偏向于加装经济效益较佳的铅蓄电池。但从发展趋势而言，锂离子电池在技术指标上天然不具备优势，且从最近几年而言，成本上升相当可观。
根据国家公布的《节约能源与新能源汽车技术路线图》，相比于2010年，平均值成本上升80%;到2020年锂电系统成本将降到 1 元/Wh 以下，预计投资回收期未来将会延长至 3.9 年，代替铅炭电池将沦为有可能。2. 可再生能源并网：分布式光伏与储能融合未来将会沦为全新增长点分布式光伏发电具备附近用户外侧、建设规模灵活性、安装简单、适用范围甚广的特点，是光伏发电最重要的应用于形式。自 2016 年起，随着燃煤发电网际网路价格上调、光伏发电标杆电价上调，政策逐步向分布式光伏发电弯曲，分布式光伏电站步入春天。
2016、2017 年分布式光伏发电倒数两年呈现出爆发式快速增长，其中 2017 年全年追加装机 1944 万千瓦，同比增加 358%。目前分布式光伏电价分成“自发性出租、余电网际网路”和“全额网际网路”两种模式，两者承销电价分别为：自发性出租部分电价=用户电价+国家补贴+地方补贴;余电网际网路部分电价=当地副产物煤网际网路电价+国家补贴+地方补贴;全额网际网路电价=光伏标杆电价(分一、二、三类资源区)。在“自发性出租、余电网际网路”模式下，由于用户电价低于当地副产物煤网际网路电价(以北京为事例，副产物煤网际网路电价大约 0.35 元/度，用户电价大约 0.77 元/度)，可以显现出用户自发性出租部分占到比越大，收益就越高。
此外，目前国家对余电网际网路补贴额度基本与全额网际网路电价非常，因此从经济效益角度，使用“自发性出租、余电网际网路”模式并尽量提升自发性自用电量对用户更加有吸引力。然而由于光伏发电高峰期与用户用电高峰期不存在时间上的错位，目前用户自用率都比较较低，部分严重不足30%。
引进储能系统的意义就在于此，居民用户通过白天光伏发电高峰期储能，夜晚高峰期用电，可以提高光伏自用率，进而提高用户收益。随着储能成本的上升，预计未来储能在分布式光伏领域渗透率将急剧提高。
目前有一点参照的还包括德国、日本、美国等，预示着储能成本的上升，早已构建光储在用户外侧的平价网际网路。我们坚信随着光伏市场的成本减少(根据国网能源研究院公布报告，2008年至今平均值成本上升80%)及电价改革的前进，国内居民用户储能将步入爆发式的快速增长。
3. 辅助服务：火电储能牵头调频市场开始发展电力市场辅助服务是诬蔑确保电力系统的安全性平稳运营，确保电能质量，除长时间电能生产、运送、用于外，由发电企业、电网经营企业和电力用户获取的服务。其主要内容还包括： 一次调频、自动发电掌控(AGC)、调峰、力阻调节、可用、白启动等。之所以是火电与储能技术合作，主要原因在于我国电源结构仍以火电居多。
根据中电联公布数据，2017 年火电发电量4.61 万亿千瓦时，占到总发电量比重 71%;总装机量11.06 亿千瓦，占到总装机量比重为 62%，预计火电中长期仍将是电力供应主力。但随着新能源发电占比的大大提高，为采纳新能源发电劲射，对电力系统调峰、调频等辅助服务能力拒绝将大大提高。由于国内的电力结构，火电厂在未来将主要分担辅助服务功能。
问题点在于目前火电应用于辅助服务仍面对技术末端、成本端的压力。从技术末端来看，火电机组号召时滞宽，不合适参予更加短周期调频，一次调频机组不受蓄热制约而不存在调频量显著严重不足，参予二次调频机组爬坡速率跟上 AGC 指令，一、二次调频协联因应也尚需强化。从成本末端来看，一方面火电机组频密变动功率将增大排放物排放量掌控可玩性，火电厂出于环保压力将不得不使用更加优质燃煤减少成本，较低负荷工作状态下单位煤耗也更高;另一方面频密调频将减少火电机组使用率，将加快设备磨损，减少修理成本，目前辅助服务成本早已沦为火力发电成本最重要组成部分。根据清华大学电机系刘红卫的论文《电池储能系统与火电机组牵头调频的性能及经济性分析》表明，电池储能系统所不具备的自动化程度低、变动负荷灵活性、对负荷随机和瞬间变化可做出快速反应等优点，能确保电网平稳，起着很好调频起到。
因此，可以设想的方式是火电储能联合参予 AGC 调频，通过储能追踪 AGC 调度指令，构建较慢调头、准确输入以及瞬间调节，填补发电机组的号召偏差，提高调节性能。据测算，电池储能系统单位时间内功率提高速度是火电燃煤机组的 3 倍以上，即调频能力相等于 3 倍于功率火电机组。一般调频功率设施市场需求 2~3%，国内现有火电装机量 11 亿千瓦，若按照 3%设施，将产生 33GW 储能电池市场需求，目前1GW锂电池储能电站的投资成本将近在15亿元以上，竣工后年产值将超过10亿元，激进估算市场规模将在百亿元以上。四、总结和未来发展1. 电化学储能发展很快，前景相当可观从全球和国内角度而言，电化学储能技术近几年都呈现更为相当可观的发展趋势，在适用性、效率、寿命、 充放电等参数上比起于其他方式不具备独有的优势。
在技术路线上，目前出于成本的考虑到，铅蓄类电池占有主要地位，然而无论是从技术参数特点，以及最近几年成本上升的趋势而言，锂电池全面代替的可能性日益强化。2.运用领域前景辽阔，核心盈利模式尚待扩展在运用领域中，以用户外侧、可再生能源并网以及辅助服务三大板块尤为活跃。
通过对涉及上市公司的调查，还包括南都电源、阳光电源等企业，目前更为成熟期的商业盈利模式依然以削峰填谷的电价套利模式居多，此类模式的弱点在于受限于价差，市场集中于在用电大省，广东、江苏一带，竞争白热化。在运营上，项目由企业谦和，用于方缴纳服务费，前期投资压力大，报酬周期受限于当地价差，一般而言，返本周期在3年以上，设施用于时间平均15-20年之间，理论上而言，具备较好的报酬前景。对于可再生能源并网，特别是在是光电储能领域，我们寄予厚望其在家用领域销售的潜力，速度各不相同民用光伏发电成本的上升速率。
在可见的未来，当光伏发电的成本上升到与国家主流发电方式非常时(目前光电0.7元/度，主流的火力发电成本0.35元/度)，对于居民而言，目前将多余电量按电力成本价销售给国家电网的方式将获得转变。储能设备提供商创建自身的电力网络，并购多余电力展开销售将沦为有可能。对于便携式发电领域，甚至是国家电网都将构成一定的挑战。
对于辅助业务，我们寄予厚望其先前快速增长的潜力，然而在当前情况下，市场规模依然受限，确实取得大幅快速增长的时间几乎各不相同新能源发电量的快速增长速率以上是更为不具备可行性的领域，我们在看见其发展潜力的同时，我们也必须看见这三大应用领域，对于资金和企业外用风险能力的拒绝极高，基本都以企业自辟适当设施，(项目规模基本在兆瓦级以上，重复使用投放基本在千万级别)，缴纳运营费用的模式赚收益报酬。在当下商业模式转变有可能较小的情况下，前期投放极大，返本周期3年以上，受限于电价波动的风险将不会长期存在，投资者须要引发适当的警觉。
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