能源革命中各种储能技术市场切入点解析

　　目前我国已经出台了多项文件大力支持储能行业发展，但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，大部分地区居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴的政策。同时由于储能技术的多样化，制定不同技术的标准也迫在眉睫。因此，我国的储能产业还处于发展的初级阶段，行业的发展需要更多落实到操作层面的政策和相关技术标准。目前部分储能技术较为成熟，同时下游用户侧有储能的需求，整个产业具有内生性的动力，政策和标准的明确有助于内在需求的释放。

　　刚需推动，成本优先

　　在现有的政策及技术条件下，我们认为低成本技术将会占据先发优势，而刚需应用场景为各储能技术大幅降低成本带来契机。在技术端，国内在抽水蓄能、铅炭电池及锂电池这三方面技术积累最多，应用时间最长，使用规模最大，因此是应用首选。而在应用场景端，由于政策标准及补贴的缺失，目前要大规模使用储能，一是技术本身比较成熟，成本较低，二是应用场景有刚需，同时本身有补贴可以覆盖这部分成本。

　　新能源发电、削峰填谷及新能源汽车拥抱储能

　　从技术和场景结合的角度来看，我们认为新能源发电侧及新能源汽车是刚需应用，在行业发展中将最先爆发；其次，工商业用户的削峰填谷可以为用户节约电费，降低峰值容量，在用储能进行削峰填谷后用户可以节约电量电价和容量电价两部分，效果显著。此外，新能源汽车（主要是锂电池动力汽车）的发展则开辟了移动式储能的应用场景，由于我国大多数经济发达的城市对汽车采取摇号政策，而新能源由于有独立的摇号体系因此对急于用车的人来说解决了燃眉之急，同时目前新能源汽车的续航能力足以满足个人非长途旅行的驾驶需求，因此有较大的发展潜力。对于汽车拥有者来说，可以在不影响出行的情况下通过V2G将汽车作为移动式的储能单元与电网互动，从而达到足不出户也能赚钱的目的。此外，由于我国对工商业用户采用两部制电价，其中基本电价只与当月的最大需用量有关，同时工业企业的电度电价在企业成本中占据了较高的比例，因此企业对于降低电价费用有着强烈的诉求。

　　技术适配应用场景是关键

　　储能的技术即使大致分类也多达十数种，不同的技术特征不同。我们认为没有无用的技术，只有用错场景的技术。不同的储能技术适配不同的应用场景，如超导飞轮储能更适宜与制氢、储氢搭配，而储热更适合用于光热发电等。每种技术的价值只有在最适配的应用场景中才能达到最大化。以南都电源的铅炭电池为例，由于铅炭的特性使得其更适合能量型应用，同时成熟的技术让铅炭电池价格具有很好的竞争力，目前我们保守估算铅炭储能项目税后IRR为5.2%，已经具有一定的商业化价值。

　　储能是指使能量转化为在自然条件下比较稳定的存在形态，再通过介质或者设备把能量存储起来以备在需要时释放的过程。根据能源形态不同，储能的形式也多种多样，如将机械能存储在动能或者势能中，热能储存在潜热或者显热中。目前大多数针对电力市场的储能实际上是电力储能（即储电）。

　　从国内的政策看，自2009年《中华人民共和国可再生能源法修正案》中首次提及“储能”以来，国家已出台多个文件对储能行业进行顶层规划，然而从整体上看，单独对储能行业进行指导的政策性文件数量仍然不多，除去2014年针对抽水蓄能出台了支持政策和补贴标准以外，直到2016年出于解决“三北”地区可再生能源消纳问题能源局出台了两个通知，其主要针对的是电化学储能技术，对于储能技术范围及应用场景限制颇多。因此在2017年3月的《关于促进储能技术与产业健康发展的指导意见》（征求意见稿）中，国家对储能技术和应用场景不再做过多的限制。

　　但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴的政策。同时由于储能技术的多样化，制定不同技术的标准也迫在眉睫。因此，我国的储能产业还处于发展的初级阶段，政策大多停留在“支持”层面，缺乏补贴、技术标准及构建商业模式层面等多样化的实质推进。

 

 

　　从技术的角度看，《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》对不同的储能技术在近、中、远期分别制定了不同的目标，可以看做是对储能技术的战略指导方向，但是文件针对的是先进储能技术，从规划的时间看，即使是发展进度最快的分布式能源系统中的大容量储热/储冷系统也要在2020年商业化推广，而在此期间，对现有的储能技术如何进行支持则并没有提及。

　　在现有的政策及技术条件下，我们认为低成本技术将会占据先发优势，而刚需应用场景为各储能技术大幅降低成本带来契机。在技术端，国内在抽水蓄能、铅炭电池及锂电池这三方面技术积累最多，应用时间最长，使用规模最大，因此是应用首选。而在应用场景端，由于政策标准及补贴的缺失，目前要大规模使用储能，一是技术本身比较成熟，成本较低，二是应用场景有刚需，同时本身有补贴可以覆盖这部分成本。从这个角度看，新能源发电侧将是储能爆发的起点，由于风光出力波动大的特性使得电网中新能源的比例不超过15%，而以目前风光电站装机量增速以及“三北”地区弃风弃光的状况来看，风光配储能已经到了不得不装的地步了。一旦通过储能平滑风光出力曲线，则电网无需再为发电侧的波动担忧，新能源消纳问题也将得到缓解。此外锂电池随着新能源汽车数量的增加而快速发展，其成本也在快速下降，随着新能源汽车的规模进一步扩大，锂电池的成本将有望持平甚至低于铅炭电池，同时新能源汽车本身也可看作移动式储能，未来有着巨大的发展潜力。

　　从分类上看，储能可以包括物理储能、电化学储能、储热、储氢等多种类型，不同类型下有各种细分的储能技术。从技术成熟的角度看，抽水蓄能发展了100多年，其技术最为成熟，应用规模最大，锂电池随着电动汽车的发展也已经大规模商业化，铅蓄电池则是经历了从铅酸到铅炭的技术进化，目前铅炭电池在电化学储能制造成本方面具有优势。不同的储能技术具有不同的特点，如抽水蓄能装机容量大、技术成熟可靠、适合调峰；而化学电池储能技术由于响应时间短，同时可以快速攀升到最大功率，因此很适合调频；高温超导技术需要极低的温度，对于设备要求高，同时因为要保持极低的温度，因此缺乏经济性，但是氢气的储存需要超低温，将制氢和高温超导技术结合就能发挥比较好的作用。因此，总体上看各种技术都有各自的应用场景。

　　截至2016年4月，全球储能总装机容量为145.92吉瓦，其中抽水蓄能为142吉瓦，占全部装机容量的97.16%，化学电池储能只占了总装机容量的不到1%。

　　抽水蓄能已经有100年的应用历史了，是目前最成熟、最经济、使用寿命最长的储能模式，目前主要应用于系统调峰、调频及备用电源领域。

　　截止2016年底，全国抽水蓄能装机容量达到2669万千瓦，占全部电源装机容量的1.62%，而根据国务院《能源发展“十三五”规划》提出，加快大型抽水蓄能电站建设，新增开工规模6000万千瓦，2020年在运规模达到4000万千瓦。国家发改委《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》提出到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。

　　抽水蓄能的特点主要表现为储能容量大（百兆瓦起步），响应时间相对燃气机组及火电机组要短，充放电时间长，循环寿命是所有储能技术中最长的，因此可以用于能量时移、调频、调相、黑启动等。

　　相较于其他储能技术，抽水蓄能对地理位置要求高，初始投资资金大，但是由于水轮机组的使用寿命较长，同时抽水蓄能的技术成熟，设备的运营和维护简单，由于装机容量大，因此实际度电运维成本极低，因此抽水蓄能总的度电成本是现有技术中最低的。

　　传统的压缩空气储能是用电动机驱动多级压缩机将空气压缩并存于储气单元中，在能量释放时，将高压气体从储气单元释放。随后通入多级透平膨胀做功，完成空气压力能到电能的转换。其特点是容量大（可达100MW以上）、充放电时间长、单位建造成本和运行成本较低、系统寿命长等。但是由于空气储能需要和燃气轮机电站配套使用，效率只能达到60%左右，因此大大限制了其应用范围，同时，启动时间较长（仅比火电启动时间要短）也限制了其应用场景。如德国在1978年就建成了290MW装机容量的压缩空气储能电站，其充气时间为8h，放电时间为2h，将补燃所消耗的能量算在内时系统效率只有46%。美国在1991年建成的空气压缩储能电站装机容量为110MW，充气时间为41h，放电时间为26h，将补燃所消耗的能量算在内时系统效率为54%。

　　飞轮储能的特点在于充电时将电能转化成动能，放电时将动能再驱动电机产生电能。根据其动能方程E=Jω2/2可知，飞轮的动能与其转速有关。相较于其他技术，飞轮储能的特点在于：几乎无摩擦损耗、风阻小；比功率可达8kW/kg以上，远远高于传统电化学储能技术；其寿命主要取决于飞轮材料的疲劳寿命及系统中电子元器件的寿命，目前飞轮储能的使用寿命可达15年以上；使用寿命不受充放电深度影响；运行过程中无有害物质产生；运行过程中几乎不需要维护；工况环境适应性好，-20℃~50℃下都能正常工作。

　　但是飞轮储能的主要缺点在于其空载下的能量损失大，每小时超过2.5%。尽管飞轮储能理论能量密度高达200-400Wh/kg，但是在实际应用过程中，限于材料的因素，安全稳定运行的飞轮的储能密度通常不高于100Wh/kg，此外，价格昂贵也是影响飞轮储能推广的因素之一。从技术研发的角度看，一方面将飞轮国产化以降低成本是大势所趋，另一方面寻求新型飞轮材料以提升能量密度或者降低成本是飞轮储能应用推广的关键。总体上来说，由于飞轮储能属于功率型储能，其应用场景在于调频，平滑新能源输出波动上，同时由于其放电时间较短（属于分秒级应用），目前主要应用在UPS中。

　　铅蓄电池是指电极由铅及其氧化物制成，电解液是硫酸溶液的一种蓄电池。目前市场上应用最广的是铅酸电池和铅炭电池。相较而言，铅炭电池具有传统铅酸电池的特点，同时大幅改善传统铅酸电池各方面的性能，铅炭电池的优点主要有充电倍率高、循环寿命长（是普通铅酸电池的4~5倍）、安全性好、可再生利用率高（可达97%，远高于其他化学电池）、技术成熟、原材料资源丰富、成本较低（投资成本为1200~1600元/Wh，是普通铅酸电池的1.5倍左右）。

　　但是因为铅是有毒材料，对于废旧铅蓄电池需要进行回收利用，2015年我国再生铅产量约186万吨，在铅总产量中的占比由13.8%提升至47.9%，但是与国外发达国家超过80%的再生铅消费比例相比，我国的铅回收比例还有很大的提升空间。铅炭电池的特性决定当铅炭电池的放电倍率过高时，其DOD无法达到100%，因此铅炭电池更适合于能量型应用，同时其最佳使用DOD在60%左右。此外铅蓄电池的能量密度低，循环次数少也是其主要缺点。

　　总体来看，铅蓄电池由于有着低成本、安全的优势；此外，由于铅蓄电池在通信领域早已用于备用电源，其技术成熟程度仅次于抽水蓄能，可以非常迅速地应用到储能场景中，因此在商业化应用上有着先发优势。

　　锂离子电池指以含锂的化合物制成的蓄电池，其充放电的过程中只有锂离子，而没有金属锂的存在。目前锂电池根据材料不同可以分为钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂（负）等。相较于其他化学电池，锂电池的特点在于：能量密度高（如三元锂可达200Wh/kg）；循环寿命较长（普遍能达到2000次以上）；低自放电率（月自放电2%）；能量转化率高；无记忆效应，可以进行不同深度的充放电循环；充放电倍率较高，可以进行快速充放。

　　相比其他化学储能技术，锂电池目前在国内电动汽车和储能领域得到了广泛的应用，从全球范围来看，除去抽水蓄能后，锂离子电池的项目数占比和装机容量占比最大，是增长幅度最快的电化学储能技术。但是因为目前成本还相对较高（至少在1500元/kwh以上，根据材料不同实际价格变化范围很大），实际应用中循环寿命还达不到经济性应用（DOD在90%以上时会影响电池寿命，因此实际使用中DOD在80%~90%），因此使用范围受到了一定的限制。

　　锂电池最早的规模化应用在IT领域（如手机、笔记本电池），尽管用量大，但是单体所含能量少（Wh级别）因此技术相对简单。自电动汽车产业大力发展以来，由于锂电池作为电动汽车的主要动力源，其kWh级别的应用以及频繁大功率的充放电使得锂电池在技术和成本上有了显著的突破。随着储能时代的到来，锂电池的应用规模也将再上一个台阶，而MWh级别的应用将促进锂电池成本的进一步下降。

　　目前限制锂电池的主要因素之一是锂资源有限，目前全球大约有1300万吨的锂资源，中国有大约350万吨，根据锂电池技术不同，对锂资源的需求有一定的差异，但是即使采用消耗量最少的钴酸锂，每辆电动车安装40kWh的电池计算，全中国拥有的锂资源只能生产约4亿辆汽车，而全世界也仅能生产约16亿辆电动汽车，因此锂资源的限制要求产业进行锂回收。

　　此外，限制锂电池应用的另一个主要因素在于安全性，因此舍弃能量密度和功率密度，专注提升长寿命、低成本、高安全为突出特征的储能电池成为目前主要研究方向之一。具体到锂离子电池分类中，钛酸锂电池是较为典型的代表，其特点在于寿命长（普遍能达到10000次以上）、功率密度高（如美国Altairnano公司的钛酸锂电池功率密度达到1760W/kg，对比铅炭电池只有500~600Wh/kg）、充放电倍率高，因此很适合功率型应用场景。但是目前限制钛酸锂电池的最大因素在于其成本过高，普遍是磷酸铁锂电池的3~5倍。总体来看，由于锂电池早期应用于IT领域（如手机），此后随着新能源汽车行业的发展而迅速成熟，随着锂电池价格的快速下降，我们认为在3~5年内锂电池即可满足一些企业的内部投资收益率从而进行商业化推广。

　　液流电池是以具有流动性的电解质溶液作为活性物质的电池，活性物质分装在两个储液罐中，各由一个泵使溶液流经液流电池电堆，在离子交换膜两侧的电极上分别发生氧化和还原反应。其最大的特点在于输出功率和储能容量相互独立，其功率的大小取决于电堆，而容量大小取决于电解液容量。液流电池研究体系包括：多硫化钠/溴体系、全钒体系、锌/溴体系和铁/铬体系等，目前全钒液流电池是液流电池中发展最快的，技术也是最成熟的，其特点是循环寿命长、安全性高、充放电效率可达70%，系统响应时间在20毫秒左右，工作温度为5℃~45℃。但是全钒液流电池的溶液有毒性、不环保、放电倍率低、能量密度低、电池制造成本相对较高（3000元/kWh以上），目前全钒液流电池还处于项目示范阶段，距离商业化还需一段时间。

　　与全钒电池相比，铁铬电池有其独到的优势，其中阳离子交换膜成本低是其最突出的特点，相比全钒电池的膜成本占电堆成本的约1/2，铁铬电池的膜成本只占电堆成本的10%。同时工作温度广，电池更稳定。目前已有公司可以将铁铬电池系统成本降到2000元/kWh以下，有一定成本优势，但是由于尚未规模化应用，技术有效性尚需进行实际验证。

　　燃料电池是指把燃料中的化学能通过电化学反应直接转换为电能的发电装置，在燃料电池中，氢燃料电池是目前进展最快的技术，氢能的商业化主要集中在氢燃料电池汽车上。氢燃料电池的特点是通过化学能直接转换为电能，中间不需要进行燃烧，反应产生的产物是水，可以拿来继续制氢，保证了循环使用，除了有一些氮氧化物的排放以外不会产生气体如一氧化碳、二氧化碳等有害物质，保证了对环境的友好，能量密度高，理论上限在10000~20000Wh/kg，应用于汽车上时加氢速度快（和燃油车类似，3分钟左右即可加满）。但是目前氢燃料电池也存在着发电效率不高（65%左右），反应催化剂是铂，其成本昂贵的问题。总体上看，氢燃料电池燃烧时清洁，产物为水，可以循环使用，其发电机组结构简单、维修方便、启动迅速、即开即停，以应用于削峰填谷场景中为例，在电网低负荷的谷电时可以利用多余的电进行电解水，生产氢和氧，在高峰时反应进行发电，因此从长远的未来看，氢燃料电池是解决能源及环境问题的最佳解决方案，因此最为被市场所看好。

　　储热技术主要有三种方式，包括显热储热、相变储热和热化学储热，其特点是其性能受储热介质㶲密度等状态量以及热交换过程和转化中性能的影响。

　　显热储热是利用材料所固有的热熔进行的热量储存形式，其特点是盐成本占总成本的近一半，而储热密度低（0.2GJ/m3），显热储热的研究时间最长，成本相对较低，在国外也有少量商业化应用，但是国内由于起步晚，还未进入大规模商业化运行阶段，实际上光热发电中使用的熔融盐以及太阳能热水器其本质就是显热储热。

　　相变储热是利用箱变材料在物态变化时，吸收或放出大量潜热而进行储能。根据相变形式不同可以分为固-固相变、固-液相变和气液相变，而依据相变材料不同可以分为有机相变材料和无机相变材料，每种类型下还可细分不同类型。理想的相变材料应该具有以下性质：高焓值、导热系数高、有合适的相变点、高比热容、体积膨胀率小、无相分离和过冷现象、循环稳定性高、腐蚀性小、不然、无毒、低成本，目前还没有相变材料可以同时满足上述所有条件。

　　热化学储热主要基于化学反应中化学键的生成和破坏需要吸收和释放能量，其特点在于储能密度高、可长距离运输、热损失小，但是由于系统复杂、技术难度大、可操作性不强，目前还处于研究阶段。

　　各种储能技术各有特点，适用的应用场景也有所差异，从电网的角度看可以分为能量型需求和功率型需求，能量型需求一般需要较长的放电时间（如能量时移），而对响应时间要求不高。与之相比，功率型需求一般要求有快速响应能力，但是一般放电时间不长（如系统调频）。如果从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景，实际应用中，需要根据各种场景中的需求对储能技术进行分析，以找到最适合的储能技术。

　　从发电侧的角度看，对于储能的需求终端是发电厂，由于不同的电源结构对电网的影响不同，因此发电侧在对储能的需求场景类型上也是最多的。

　　能量时移指的是发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放，从而实现用电负荷的削峰填谷。此外，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网也是能量时移。能量时移是属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在300次以上。

　　由于我国的资源禀赋在煤炭，因此在我国的电源结构中煤电机组承担了超过一半的装机容量。由于用电负荷在不同时间段有差异，在电力系统中，一般由煤电机组来承担调峰能力，因此需要留出一定的发电容量作为相应尖峰负荷的能力，这使得火电机组无法达到满发状态，影响机组运行的经济性。采用储能可以在用电负荷低谷时充电，在用电尖峰时放电以降低负荷尖峰。利用储能系统的替代效应将煤电的容量机组释放出来，从而提高火电机组的利用率，增加其经济性。

　　容量机组是属于典型的能量型应用，其对充放电的时间没有严格要求，对于充放电的功率要求也比较宽，但是因为用户的用电负荷及可再生能源的发电特征导致能力时移的应用频率相对较高，每年在200次左右。

　　负荷跟踪

　　负荷跟踪是针对电力供需之间的实时平衡进行动态调整的一种辅助服务。其主要针对变化缓慢的持续变动负荷，如果将其细分，负荷跟踪主要应用于爬坡负荷，即通过调整出力大小，尽量减少传统能源机组的爬坡速率，让其尽可能平滑过渡到调度指令水平。负荷跟踪和容量机组相比，对放电响应时间要求更高，要求相应时间在分钟级。

　　电力系统频率是判断电能质量好坏的标准之一，用户侧负荷的改变、发电侧机组的脱网下线都会对电力系统频率造成影响，频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。和负荷跟踪相比，系统调频的负荷分量变化周期在分秒级，对响应速度要求更高（一般为秒级响应），对负荷分量的调整方式一般为AGC。由于传统火电机组爬坡速率较慢，在响应电网调度指令时具有滞后性，有时会出现反向调节之类的错误动作，相较而言，电化学储能在相应时间上可以做到毫秒级，同时只要控制好SoC，电池可以灵活地在充放电状态之间转换，动作的正确率更高，效果更好。但是系统调频是典型的功率型应用，其要求在较短时间内进行快速的充放电，采用电化学储能时需要有较大的充放电倍率，因此会减少一些类型电池的寿命，从而影响其经济性。

　　备用容量是指在满足预计负荷需求以外，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备，一般备用容量需要在系统正常电力供应容量的15~20%，且最小值应等于系统中单机装机容量最大的机组容量。在我国，备用容量服务分为旋转备用、非旋转备用和其他备用。备用容量一般应用在发电机组在下线到上线的这段时间内，放电时间相对较短，但是要求有较大的功率来将储存的能量在短时间内释放出去，因此是功率型应用。

　　仅以旋转备用容量为例，2011年全国旋转备用容量为63GW，市场空间巨大。但是由于备用容量针对的是突发情况，一般年运行频率较低，如果是采用电池单独做备用容量服务，经济性无法得到保障。因此需要将其与现有备用容量的成本进行比较来确定实际的替代效应。

　　由于风电、光伏的发电出力特性，导致其电能质量相比传统能源要差，由于可再生能源发电的波动（频率波动、出力波动等）从数秒到数小时之间，因此既有功率型应用也有能量型应用，一般可以将其分为可再生能源能量时移、可再生能源发电容量固化和可再生能源出力平滑三类应用。例如针对光伏发电弃光的问题，需要将白天发出的剩余电量进行储存以备晚上放电，属于可再生能源的能量时移。而针对风电，由于风力的不可预测性，导致风电的出力波动较大，需要将其平滑，此时以功率型应用为主。

　　由于可再生能源的出力特性导致其对电网影响巨大，在目前的电源结构下，可再生能源的并网比例一旦超过15%，电网运行的稳定性就会严重下降。如果加上储能对其出力进行平滑，则其波动就能控制在电网可容纳的范围内，从而提高了可再生能源的并网量，降低弃风弃光率。以风电为例，如果风电与储能的比例达到3.5:1，则每小时的波动量小于10%，可以达到较好的平滑效果。以2016年风光2.26亿千瓦计算，仅可再生能源出力平滑一项应用就有6.5GW左右的市场需求。

　　储能在输配侧的应用主要是缓解输配电阻塞、延缓输配电设备扩容及无功支持三类，相对于发电侧的应用，输配电侧的应用类型少，同时从效果的角度看更多的是替代效应，因此需求并非完全刚性。

　　线路阻塞是指线路负荷超过线路容量，将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。一般对于储能系统要求放电时间在小时级，运行次数在50~100次左右，属于能量型应用，对响应时间有一定要求，需要在分钟级响应。

　　在负荷接近设备容量的输配电系统内，如果一年内大部分时间可以满足负荷供应，只在部分高峰特定时段会出现自身容量低于负荷的情况时，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施成本，延长原有设备的使用寿命。

　　相比较缓解输配电阻塞，延缓输配电设备扩容工作频次更低，考虑到电池老化，实际可变成本较高，因此对电池的经济性提出了更高的要求，目前美国弗吉尼亚州NGK的钠硫电池储能电站主要用于通过削峰来延缓输配电设备扩容。

　　无功支持是指在输配线路上通过注入或吸收无功功率来调节输电电压。无功功率的不足或过剩都会造成电网电压波动，影响电能质量，甚至损耗用电设备。电池可以在动态逆变器、通信和控制设备的辅助下，通过调整其输出的无功功率大小来对输配电线路的电压进行调节。无功支持属于典型的功率型应用，放电时间相对较短，但运行频次很高。

　　用电侧是电力使用的终端，用户是电力的消费者和使用者，发电及输配电侧的成本及收益以电价的形式表现出来，转化成用户的成本，因此电价的高低会影响用户的需求。从应用场景来看，用户分时电价管理及容量费用管理都是在以降低电价为导向的基础上所衍生出来的用户需求，因此用户侧的需求相对来说更为刚性，也理应受到更多的关注。

　　在实施了分时电价的市场中，由于存在电价的高低，用户可以自主调整用电计划，将电价较高时段的电力需求转移到电价较低的时段实现，这种手段一般适用于对时间要求不高的需求，但是对于像工厂这样的企业来说，其用电高峰一般都在白天高峰时段，用户行为相对固定且无法改变。此时可以利用储能系统在低电价时储能，高电价时放电，从而在不改变用户行为的情况下，帮助用户降低整体用电成本。用户分时电价管理和能量时移类似，区别仅在于用户分时电价管理是基于分时电价体系对电力负荷进行调节，而能量时移是根据电力负荷曲线对发电功率进行调节。

　　从目前商业化应用的角度看，削峰填谷是储能系统最主要的应用场景，由于在现行的电力市场下，用户侧的峰谷价差在一定时间内确定，对政策依赖程度最低，同时能量型应用对放电倍率要求不高，对于电化学储能技术来说，可以延长其寿命，降低可变成本，因此限制其商业化的因素只有成本。

　　在我国，供电部门对大工业企业实行两部制电价，将电价分成基本电价与电度电价两部，基本电价是按照工业企业的变压器容量或最大需用量作为计算电价的依据，由供电部门与用电部门签订合同，确定限额，每月固定收取，不以实际耗电数量为转移。容量费用管理是指在不影响正常生产的情况下，通过降低最高用电功率，从而降低容量费用。用户可以利用储能系统在用电低谷是储能，在高峰时负负荷放电，从而降低整体负荷，达到降低容量费用的目的。

　　提升电能质量

　　由于存在电力系统操作负荷性质多变，设备负载非线性等问题，使得用户获得的电能存在电压、电流变化或者频率偏差等问题，此时电能的质量较差。系统调频、无功支持就是在发电侧和输配电侧提升电能质量的形式。在用户侧，储能系统同样可以进行平滑电压、频率波动，例如利用储能解决分布式光伏系统内电压升高、骤降、闪变等问题。提升电能质量属于典型的功率型应用，具体放电市场及运行频率依据实际应用场景而有所不同，但一般要求响应时间在毫秒级。

　　利用储能系统作为电力用户的备用电源，当电网供电不足时可以为用户供电，储能系统的容量取决于用户的负荷及停电时间，因此由用户自主控制储能系统的大小。提升供电可靠性与发电侧的旋转备用应用类似，主要差异在于面向的应用对象不同以及提升供电可靠性的储能系统相对规模较小。

　　我们将各种储能技术根据其不同的特性与应用场景的需求进行配对，得到不同储能技术最适用的应用场景，随着技术的进步，储能技术能适用的场景也会发生改变。如飞轮储能分为能量型和功率型，能量型飞轮储能目前放电时间还较短，实际应用价值不高，但是如果放电时间可以提升到时分级，则能量型飞轮储能也能在可再生能源出力平滑等应用场景中有一席之地。

　　储能技术的经济性评价方法有多种，由于储能带来的社会效益无法被企业所量化获得，因此我们只按现有机制计算储能的投资回报。实际上，由于不同的应用场景、不同的区域以及不同的储能技术需要考虑的变量因素不同，在现行电力体制下，可能存在区域性的盈利机会。以辅助服务为例，由于有不同的标准和政策，实际计算中需要做相应调整。如各区域的《发电厂并网运行管理细则》和《并网发电厂辅助服务管理细则》中规定了电力辅助服务交易的承付、辅助服务种类、考核补偿方式等。各区域调频补偿办法不同，其中华北电网的补偿在考虑了容量补偿和可用时间补偿以外还考虑了调节性能，一定程度上使得性能更优的储能电站可以获得更多的补偿。

　　由于目前实际应用中储能大多用于削峰填谷，我们以10MWh的铅炭电池用于削峰填谷来进行投资回报的测算。目前初始的系统成本在1200元/kWh左右，项目运行假设如下：

　　1.折旧年限以8年计，总体系统寿命短板在于电池，因此我们假设电池以30%的残值率，系统以20%的残值率，以直线法折旧；

　　2.电池容量以年3%的速度衰减，到第8年时衰减到79%，低于最佳使用阈值；

　　3.以江苏省110KV大工业用电计算，因为受限于电池特性，实际运行中峰8h，谷6.4h，平1.6h，系统效率90%，平均峰谷价差0.6762元/kWh计，日循环次数1次，实际年利用时间为330天；

　　根据上述假设我们用折现现金流保守测算得到项目的税后IRR为5.2%，已经具有一定的经济可行性，而如果公司在此基础上加一定比例的杠杠，实际投资回报率可以超过10%。

　　在现有的储能技术和应用场景下，我们认为储能已经具备了一定的商业化运行能力，行业内生需求与经济性已到一定的临界点，实际制约产业发展的瓶颈在于国家政策和标准，我们认为相关政策落地之日即储能产业爆发之时。