储能即是将电能转化为别的形式的能量储存起来。储能的基本方法是先将电力转化为别的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可以将电能转化为动能、势能和化学能等。储能的目的主要是实现电力在供应端、输送端以及用户端的稳定运行，具体应用场景包括：1)应用于电网的削峰填谷、平滑负荷、快速调整电网频率等领域，提高电网运行的稳定性和可靠性;2)应用于新能源发电领域降低光伏和风力等发电系统瞬时变化大对电网的冲击，减少“弃光、弃风” 的现象;3)应用于新能源汽车充电站，降低新能源汽车大规模瞬时充电对电网的冲击，还能够轻松的享受波峰波谷的电价差。

  目前市场上主要的储能类型包括物理储能和电化学储能。根据能量转换方式的不同可以将储能分为物理储能、电化学储能和其他储能方式：1)物理储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能和飞轮储能等，其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理蓄能中应用最多的储能方式。2)电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，最重要的包含锂离子电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能;其中锂离子电池具有循环特性好、响应速度快的特点，是目前电化学储能中主要的储能方式。3)其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本比较高等原因应用较少，仅建设有示范性工程。

  储能主要使用在于电网输配与辅助服务、可再次生产的能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。在电网输配和辅助服务方面，储能技术最大的作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再次生产的能源并网方面，储能大多数都用在平滑可再次生产的能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面， 储能大多数都用在稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性;在用户侧，储能大多数都用在工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。

  全球储能市场持续稳定发展，累计装机规模已达 179.1GW。储能产业兴起较早且发展稳定，截止 2010 年底储能累计装机规模已达到 135GW;2010-2015 年期间的由于受到整体经济低迷影响，整体装机量增速放缓， 截止 2015 年累计装机规模达到 144.8GW;2016-2018 年由于受到成本下降和政策推动的双重刺激，储能行业加快速度进行发展，截止 2018 年底累计装机规模达到 179.1GW。

  抽水蓄能占据绝对主导地位，电化学储能增长迅速。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据统计，截止 2018 年底全球的装机规模中，抽水蓄能占比达到94.3%，占据绝对的主导地位;电化学储能达到3.7%，熔融盐蓄热、压缩空气等其他储能方式作为储能市场多元组成的一部分占比较低，各自占比仅为 1.5%和 0.2%。

  中国储能装机规模位列全球第一，美国、日本分列二三位。根据中关村储能技术联盟数据统计，中国装机规模达到 31.3GW，占全球装机总量17.3%，装机规模位列全球第一。同样的在美国能源部的统计中我们也能够正常的看到从装机规模来看中国位列全球第一(美国能源部统计的装机规模包括已经投运的项目和在建的项目)，美国装机规模位列全球第二，但其储能项目数量位列第一。日本市场尽管其国土面积较小，但其整体装机规模同样在 30GW 左右，位列全球第三;西班牙、意大利、印度、德国、瑞士、法国、韩国分别四至十名，但与前三名相比装机规模存在非常明显差距。

  2013 年以前受益于国家对水电站的大力投资建设，抽水蓄能得以加快速度进行发展，随后我国储能项目整体进入平稳发展的新趋势。2017 年发改委、科技部、能源局、财政部和工信部联合发布《关于促进储能技术与产业高质量发展指导意见》，其中明确提到：1)“十三五”期间，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，储能行业进入商业化发展初期;2)“十四五”期间，储能项目大范围的应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点;储能行业进入规模化发展阶段。受此拉动我国储能装机规模快速提升，截至 2018 年底我国储能累计装机量达到 31.3GW，是2010 年累计装机量的 1.7 倍，占全球市场总规模比重达到 17.3%，中国市场已成为全世界市场重要组成部分。

  中国市场与全球类似，抽水蓄能占据主导地位。在储能装机的类型分布中，我国呈现与全球类似的特点，根据 CNESA 数据统计显示，截止 2018年底我国储能整体装机中抽水蓄能占比达到 95.8%，电化学储能与其他储能方式共存，其中电化学储能市场占比为 3.4%，熔融盐蓄热储能市场占比 0.7%，而飞轮储能，压缩空气储能市场占比均不足 0.1%。

  根据中国储能分会多个方面数据显示，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%;其中西北地区大多分布在在新疆、甘肃省，华东地区大多分布在在江苏、浙江等省份。此外西南、华南、华北地区储能装机估摸占比分别为 14%、12%及 15%;其中西南地区大多分布在在云南省，华南地区集中在广东省，华北地区则大多分布在在山东、山西和内蒙古等省份。华中及东北地区的储能装机量极少，占比均为 5%，其储能装机大多分布在在湖南省、辽宁省。

  抽水蓄能的主导地位仍然不会改变。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。2016 年以来全球抽水蓄能的装机增速持续下降，2018 年装机增速仅为 0.6%;而从我国的情况去看，2018 年我国抽水蓄能装机规模同比增速为 5.3%，高于全球水平。短期来看我们大家都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去看，2018 年都能够说是电化学储能的元年，亦或是集中爆发的一年。从全球角度来看，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%。从中国市场来看，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%。我们大家都认为随着电化学储能技术的一直在改进，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逐步的提升，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的新趋势。根据中关村储能产业技术联盟数据预测，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%。

  电化学储能主要类型分别是锂离子电池、铅酸电池及液流电池。电化学储能根据所使用的电池不同可分为铅酸电池、锂离子电池和液流电池等：

  ⑴ 铅酸电池是目前技术最为成熟的电池，其制造成本低廉，但常规使用的寿命短，不环保，响应速度慢。

  ⑵ 锂离子电池单位体积内的包含的能量高，电压平台高，制造成本随着新能源汽车市场的规模效应而不断下降，是目前电化学储能项目应用最多的电池。

  ⑶ 液流电池是近年来新兴的化学电池，其常规使用的寿命长、充放电性能良好，但由于技术不成熟以及制造成本较高而未得到大规模的应用。

  全球电化学储能装机量持续攀升。截至 2019 年一季度，全球电化学储能累计装机规模为 6829MW，是 2010 年累计装机规模的 17 倍。2018 年电化学储能装机呈井喷状态，全年新增装机量高达 3698MW，同比增速达到 126.4%。从新增装机国家来看：韩国占到全球 2018 年新增电化学储能装机量的 45%，遥遥领先于其他几个国家;其次中国、英国、美国和澳大利亚分别占比 17%、14%、6%及 5%，剩余国家合计新增电化学储能装机占比 13%。

  锂离子电池在全球电化学储能市场占据主导地位。截止 2018 年底，电化学储能装机量达到 1072.7MW，其中锂离子电池储能方式占据主导地位，占比高达 86%;钠硫电池和铅蓄电池分别占比 6%、5.9%;其他储能方式作为电化学储能多元发展的一部分，占比仅为 1.8%，且大多为示范性工程，如超级电容仅在美国建设有示范性储能电站。

  我国电化学储能虽然起步较晚，但装机规模从始至终保持在较高的水平;2011 年我国电化学储能装机规模仅为 40.7MW，到 2017 年累计装机规模已达到 389.3MW，是 2011 年的 9.6 倍。2018 年则是行业整体爆发的一年，受益于电网侧项目的快速推进和电池成本的逐渐下降， 2018 年我国新增投运规模682.9MW，同比增长 464.4%;累计投运规模达到 1.073GWH，首次突破GW 级别，是 2017 年累计投运总规模的 2.8 倍。从电池类型来看，锂离子电池占据达到 70%，铅酸电池因其较低的成本依然获得市场青睐，占比达到 27%。

  中国电化学储能市场以锂离子电池储能为主导，铅蓄电池储能是重要组成部分。在 2018 年中国电化学储能新装机分布中，锂离子电池以 70.6% 的装机占比占据主导地位;铅蓄电池是电化学储能市场的重要补充，新装机量占比达到 27.2%;其余电化学储能方式如液流电池、超级电容、钠硫电池占比合计仅为 2.2%。

  锂离子电池应用广泛。与传统电池相比，锂离子电池不含铅、镉等重金属，无污染、不含毒性材料，同时具备单位体积内的包含的能量高、工作电压高、重量轻、体积小等特点，已经大范围的应用于消费电子、新能源汽车动力电池和储能领域。锂离子电池电芯主要由正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大材料构成，而从电芯到最后的完整的电池包主要经过两个环节：1) 将少数的电芯进行串并联组装成电池模组;2)电池模组加上热管理系统、电池管理系统(BMS)以及一些结构件组成完整的电池包，又称作电池PACK。

  锂离子电池产业链涉及上游有色金属材料、中游电池材料和电池以及下游的动力电池、消费电池和储能电池应用

  锂电技术路线多，储能更注重安全性和长期成本。与动力锂电池相比， 储能用锂电池对单位体积内的包含的能量的要求较为宽松，但对安全性、循环寿命和成本要求比较高。从这方面看，磷酸铁锂电池是现阶段各类锂离子电池中较为适合用于储能的技术路线，目前已投建的锂电储能项目中大多也都采用这一技术。三元电池的主要优点是高能量密度，其循环寿命和安全性较为局限，因而更适合用作动力电池。

  锂离子电池储能技术应用大多分布在在可再次生产的能源并网和电网侧。从全世界内来看，锂电池储能技术应用最多的为电网侧，占比达到 52.7%，大多数都用在电网的调峰调频;可再次生产的能源并网占比达到 28.9%，分布式及微网和用户侧占比分别为 13.2%及 5.2%。中国市场略微有所差别，可再次生产的能源并网应用占比最高，达到 37.7%;其次分别是电网侧应用、用户侧和微网端，占比分别为 25%、22.1%和 13.2%。

  锂电储能技术在可再次生产的能源并网和电网侧装机增长显著。在 2012 年， 锂电储能技术在风光电并网和辅助服务的累计装机量仅为 23.9MW、23.7MW。自 2016 年起，全国各地方储能产业政策不断出炉，推动了储能产业的加快速度进行发展，锂电储能在风光电并网和电力辅助服务上装机量攀升，2018 年累计装机同比增速高达 226.7%、115.1%，累计装机量分别为285.9MW、184.3MW。目前仍有大量风光发电站和热电厂未装备有调峰调频储能设备，锂电储能技术在风光电并网和辅助服务侧存在广阔的市场。

  储能产业政策持续出炉，目标集中在可再次生产的能源并网和电网侧，政策红利明显。自《十三五规划纲要》出台，我国各地方政府部门针对储能产业出台的政策层出不穷，储能产业在密集政策的推动下快速地发展。针对储能产业的政策大多分布在在解决可再次生产的能源并网出现的问题和电网侧调峰调频，电化学储能作为加快速度进行发展的储能方式，势必将得到较大的政策助力。

  2019-2020 年行动计划出台，各部门各司其职保障储能产业化应用。2017年发改委等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》，其中明确提到在十三五期间储能产业高质量发展进入商业化初期，十四五期间储能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。

  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不一样。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的 收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。以广东地区为例，目前 AGC 服务调节电量的补偿标准能够达到 80 元/MWh，电力辅助服务存在盈利空间。

  电网辅助服务大多分布在在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。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%。

  调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。2018 年调峰补偿费用总额 52.34 亿元，占总补偿费用的 35.5%;调频补偿费用总额 41.66 亿元，占比 28.2%;备用补偿费用总额 42.86 亿元，占比 29.0%;前三者占补偿费用的比重超过 90%，是电网辅助服务补偿费用的主要组成;调压补偿费用为 10.33 亿元，占比 7.00%;其他补偿费用 0.43 亿元，占比 0.29%。

  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。电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度，火电作为主要发电单位，辅助服务的重要性不言而喻。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%。

  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，风能大多分布在在华北、西北、东北地区，太阳能大多分布在在西部高原地区，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次生产的能源，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，来提升并网风电系统的电能质量和稳定性。

  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。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。

  包括电池成本，系统硬件成本(包括温度控制、变流器等)，间接成本以及基础设施建设等。根据麦肯锡的数据统计显示，2012 至 2017 年储能电站成本已经一下子就下降，每 KWH 成本已经从 2100 美元下降至 587 美元。具体来看 587/kwh 的建设成本中，电池成本达到 236 元，占成本比重为 40%，中国市场由于人工、材料费用相对来说还是比较便宜，电池成本占比会更高。如果仅考虑储能系统的成本(排除间接成本和最终的实施工程的成本)，总系统成本为 429/kwh，此时电池成本占比达到 55%。因此我们大家可以看到电池是储能系统里面主要的成本来源，其成本的高低将直接影响最终的储能成本。

  受益于国家政策驱动，我们国家新能源汽车产业加快速度进行发展。自 2012 年国务院发布《节能与新能源汽车产业高质量发展规划》以来，财政补贴、税费减免等措施使我们国家新能源汽车产业得以加快速度进行发展。2015 年以来我们国家新能源汽车每年销量增速均在 50%以上;2018 年我们国家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。

  规模上升带来锂电价格持续下降，助力储能产业高质量发展。锂电池储能系统电池最重要的包含磷酸铁锂电池和三元电池，其中从目前国内的应用来看磷酸铁锂电池因其循环次数高、成本低特点应用更广泛。自 2014 年至2018 年，在新能源汽车产业的带动下电池产业发展迅速，磷酸铁锂电池和三元电池技术不断成熟;同时装机规模的持续上升也使得规模效应逐步凸显。电池价格从年年在下降，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。此外随技术的慢慢的提升，电池循环次数也在不断的提高，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)，常规使用的寿命可以超过 15 年，单体循环超过万次;循环次数的提高也将逐步降低单次的储能成本。

  电池梯次利用为动力电池退役找到新出路。在新能源汽车的使用的过程中，动力电池的容量会跟着时间逐步衰减，按照当前情况去看，当电池剩余容量低于 70%左右的时候，处于安全性和续航能力等方面的考虑，动力电池将不再应用于新能源汽车。退役动力电池的梯次利用通常包括以下步骤：(1)废旧动力电池回收;(2)动力电池组拆解，获得电池单体;(3)根据电池特性筛选出可使用的电池单体;(4)电池单体进行配对重组成电池组;(5) 加入电池管理系统(BMS)、电池外壳等组成电池包;(6)集成系统、运行维护等。

  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。2018 年工信部等七部门先后出台了《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》和《关于组织并且开展新能源汽车动力蓄电池回收利用试点工作》政策，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比较高。梯次利用技术现阶段尚不成熟，因此导致在退役动力电池的拆解、可用模块的检测、挑选、重组等方面的成本比较高，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，为了能够更好的保证电池的一致性和电池使用寿命， 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。目前对退役锂电梯次利用布局的企业主要有宁德时代、比亚迪、中兴派能、中航锂电、中天储能等。

  中国铁塔目前是梯次利用进展较快，其余厂商纷纷跟进。早在 2015 年10 月，中国铁塔就开始对动力电池回收及循环利用进行探索;2017 年 6月启动大规模试点,陆续在广东、福建、浙江、上海等 12 个省市开展梯级电池替换现有铅酸蓄电池的试点，2018 年初公司又与重庆长安、比亚迪、银龙新能源等 16 家新能源企业签订新能源汽车动力蓄电池回收利用战略合作伙伴协议。据不完全统计截止 2018 年底铁塔已在全国 31 个省市约12 万个基站使用梯次电池约1.5GWh，替代铅酸电池约4.5 万吨。

  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，随着我们国家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。

  储能即是将电能转化为别的形式的能量储存起来。储能的基本方法是先将电力转化为别的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可以将电能转化为动能、势能和化学能等。储能的目的主要是实现电力在供应端、输送端以及用户端的稳定运行，具体应用场景包括：1)应用于电网的削峰填谷、平滑负荷、快速调整电网频率等领域，提高电网运行的稳定性和可靠性;2)应用于新能源发电领域降低光伏和风力等发电系统瞬时变化大对电网的冲击，减少“弃光、弃风” 的现象;3)应用于新能源汽车充电站，降低新能源汽车大规模瞬时充电对电网的冲击，还能够轻松的享受波峰波谷的电价差。

  目前市场上主要的储能类型包括物理储能和电化学储能。根据能量转换方式的不同可以将储能分为物理储能、电化学储能和其他储能方式：1)物理储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能和飞轮储能等，其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理蓄能中应用最多的储能方式。2)电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，最重要的包含锂离子电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能;其中锂离子电池具有循环特性好、响应速度快的特点，是目前电化学储能中主要的储能方式。3)其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本比较高等原因应用较少，仅建设有示范性工程。

  储能主要使用在于电网输配与辅助服务、可再次生产的能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。在电网输配和辅助服务方面，储能技术最大的作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再次生产的能源并网方面，储能大多数都用在平滑可再次生产的能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面， 储能大多数都用在稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性;在用户侧，储能大多数都用在工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。

  全球储能市场持续稳定发展，累计装机规模已达 179.1GW。储能产业兴起较早且发展稳定，截止 2010 年底储能累计装机规模已达到 135GW;2010-2015 年期间的由于受到整体经济低迷影响，整体装机量增速放缓， 截止 2015 年累计装机规模达到 144.8GW;2016-2018 年由于受到成本下降和政策推动的双重刺激，储能行业加快速度进行发展，截止 2018 年底累计装机规模达到 179.1GW。

  抽水蓄能占据绝对主导地位，电化学储能增长迅速。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据统计，截止 2018 年底全球的装机规模中，抽水蓄能占比达到94.3%，占据绝对的主导地位;电化学储能达到3.7%，熔融盐蓄热、压缩空气等其他储能方式作为储能市场多元组成的一部分占比较低，各自占比仅为 1.5%和 0.2%。

  中国储能装机规模位列全球第一，美国、日本分列二三位。根据中关村储能技术联盟数据统计，中国装机规模达到 31.3GW，占全球装机总量17.3%，装机规模位列全球第一。同样的在美国能源部的统计中我们也能够正常的看到从装机规模来看中国位列全球第一(美国能源部统计的装机规模包括已经投运的项目和在建的项目)，美国装机规模位列全球第二，但其储能项目数量位列第一。日本市场尽管其国土面积较小，但其整体装机规模同样在 30GW 左右，位列全球第三;西班牙、意大利、印度、德国、瑞士、法国、韩国分别四至十名，但与前三名相比装机规模存在非常明显差距。

  2013 年以前受益于国家对水电站的大力投资建设，抽水蓄能得以加快速度进行发展，随后我国储能项目整体进入平稳发展的新趋势。2017 年发改委、科技部、能源局、财政部和工信部联合发布《关于促进储能技术与产业高质量发展指导意见》，其中明确提到：1)“十三五”期间，建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，储能行业进入商业化发展初期;2)“十四五”期间，储能项目大范围的应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点;储能行业进入规模化发展阶段。受此拉动我国储能装机规模快速提升，截至 2018 年底我国储能累计装机量达到 31.3GW，是2010 年累计装机量的 1.7 倍，占全球市场总规模比重达到 17.3%，中国市场已成为全世界市场重要组成部分。

  中国市场与全球类似，抽水蓄能占据主导地位。在储能装机的类型分布中，我国呈现与全球类似的特点，根据 CNESA 数据统计显示，截止 2018年底我国储能整体装机中抽水蓄能占比达到 95.8%，电化学储能与其他储能方式共存，其中电化学储能市场占比为 3.4%，熔融盐蓄热储能市场占比 0.7%，而飞轮储能，压缩空气储能市场占比均不足 0.1%。

  根据中国储能分会多个方面数据显示，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%;其中西北地区大多分布在在新疆、甘肃省，华东地区大多分布在在江苏、浙江等省份。此外西南、华南、华北地区储能装机估摸占比分别为 14%、12%及 15%;其中西南地区大多分布在在云南省，华南地区集中在广东省，华北地区则大多分布在在山东、山西和内蒙古等省份。华中及东北地区的储能装机量极少，占比均为 5%，其储能装机大多分布在在湖南省、辽宁省。

  抽水蓄能的主导地位仍然不会改变。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。2016 年以来全球抽水蓄能的装机增速持续下降，2018 年装机增速仅为 0.6%;而从我国的情况去看，2018 年我国抽水蓄能装机规模同比增速为 5.3%，高于全球水平。短期来看我们大家都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去看，2018 年都能够说是电化学储能的元年，亦或是集中爆发的一年。从全球角度来看，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%。从中国市场来看，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%。我们大家都认为随着电化学储能技术的一直在改进，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逐步的提升，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的新趋势。根据中关村储能产业技术联盟数据预测，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%。

  电化学储能主要类型分别是锂离子电池、铅酸电池及液流电池。电化学储能根据所使用的电池不同可分为铅酸电池、锂离子电池和液流电池等：

  ⑴ 铅酸电池是目前技术最为成熟的电池，其制造成本低廉，但常规使用的寿命短，不环保，响应速度慢。

  ⑵ 锂离子电池单位体积内的包含的能量高，电压平台高，制造成本随着新能源汽车市场的规模效应而不断下降，是目前电化学储能项目应用最多的电池。

  ⑶ 液流电池是近年来新兴的化学电池，其常规使用的寿命长、充放电性能良好，但由于技术不成熟以及制造成本较高而未得到大规模的应用。

  全球电化学储能装机量持续攀升。截至 2019 年一季度，全球电化学储能累计装机规模为 6829MW，是 2010 年累计装机规模的 17 倍。2018 年电化学储能装机呈井喷状态，全年新增装机量高达 3698MW，同比增速达到 126.4%。从新增装机国家来看：韩国占到全球 2018 年新增电化学储能装机量的 45%，遥遥领先于其他几个国家;其次中国、英国、美国和澳大利亚分别占比 17%、14%、6%及 5%，剩余国家合计新增电化学储能装机占比 13%。

  锂离子电池在全球电化学储能市场占据主导地位。截止 2018 年底，电化学储能装机量达到 1072.7MW，其中锂离子电池储能方式占据主导地位，占比高达 86%;钠硫电池和铅蓄电池分别占比 6%、5.9%;其他储能方式作为电化学储能多元发展的一部分，占比仅为 1.8%，且大多为示范性工程，如超级电容仅在美国建设有示范性储能电站。

  我国电化学储能虽然起步较晚，但装机规模从始至终保持在较高的水平;2011 年我国电化学储能装机规模仅为 40.7MW，到 2017 年累计装机规模已达到 389.3MW，是 2011 年的 9.6 倍。2018 年则是行业整体爆发的一年，受益于电网侧项目的快速推进和电池成本的逐渐下降， 2018 年我国新增投运规模682.9MW，同比增长 464.4%;累计投运规模达到 1.073GWH，首次突破GW 级别，是 2017 年累计投运总规模的 2.8 倍。从电池类型来看，锂离子电池占据达到 70%，铅酸电池因其较低的成本依然获得市场青睐，占比达到 27%。

  中国电化学储能市场以锂离子电池储能为主导，铅蓄电池储能是重要组成部分。在 2018 年中国电化学储能新装机分布中，锂离子电池以 70.6% 的装机占比占据主导地位;铅蓄电池是电化学储能市场的重要补充，新装机量占比达到 27.2%;其余电化学储能方式如液流电池、超级电容、钠硫电池占比合计仅为 2.2%。

  锂离子电池应用广泛。与传统电池相比，锂离子电池不含铅、镉等重金属，无污染、不含毒性材料，同时具备单位体积内的包含的能量高、工作电压高、重量轻、体积小等特点，已经大范围的应用于消费电子、新能源汽车动力电池和储能领域。锂离子电池电芯主要由正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大材料构成，而从电芯到最后的完整的电池包主要经过两个环节：1) 将少数的电芯进行串并联组装成电池模组;2)电池模组加上热管理系统、电池管理系统(BMS)以及一些结构件组成完整的电池包，又称作电池PACK。

  锂离子电池产业链涉及上游有色金属材料、中游电池材料和电池以及下游的动力电池、消费电池和储能电池应用

  锂电技术路线多，储能更注重安全性和长期成本。与动力锂电池相比， 储能用锂电池对单位体积内的包含的能量的要求较为宽松，但对安全性、循环寿命和成本要求比较高。从这方面看，磷酸铁锂电池是现阶段各类锂离子电池中较为适合用于储能的技术路线，目前已投建的锂电储能项目中大多也都采用这一技术。三元电池的主要优点是高能量密度，其循环寿命和安全性较为局限，因而更适合用作动力电池。

  锂离子电池储能技术应用大多分布在在可再次生产的能源并网和电网侧。从全世界内来看，锂电池储能技术应用最多的为电网侧，占比达到 52.7%，大多数都用在电网的调峰调频;可再次生产的能源并网占比达到 28.9%，分布式及微网和用户侧占比分别为 13.2%及 5.2%。中国市场略微有所差别，可再次生产的能源并网应用占比最高，达到 37.7%;其次分别是电网侧应用、用户侧和微网端，占比分别为 25%、22.1%和 13.2%。

  锂电储能技术在可再次生产的能源并网和电网侧装机增长显著。在 2012 年， 锂电储能技术在风光电并网和辅助服务的累计装机量仅为 23.9MW、23.7MW。自 2016 年起，全国各地方储能产业政策不断出炉，推动了储能产业的加快速度进行发展，锂电储能在风光电并网和电力辅助服务上装机量攀升，2018 年累计装机同比增速高达 226.7%、115.1%，累计装机量分别为285.9MW、184.3MW。目前仍有大量风光发电站和热电厂未装备有调峰调频储能设备，锂电储能技术在风光电并网和辅助服务侧存在广阔的市场。

  储能产业政策持续出炉，目标集中在可再次生产的能源并网和电网侧，政策红利明显。自《十三五规划纲要》出台，我国各地方政府部门针对储能产业出台的政策层出不穷，储能产业在密集政策的推动下快速地发展。针对储能产业的政策大多分布在在解决可再次生产的能源并网出现的问题和电网侧调峰调频，电化学储能作为加快速度进行发展的储能方式，势必将得到较大的政策助力。

  2019-2020 年行动计划出台，各部门各司其职保障储能产业化应用。2017年发改委等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》，其中明确提到在十三五期间储能产业高质量发展进入商业化初期，十四五期间储能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。

  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不一样。发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用，国家能源局南方监管局在 2017 年出台了《南方区域发电厂并网运行管理细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》， 两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制，规范了辅助服务的 收费标准，为电力辅助服务市场化开辟道路。以广东地区为例，目前 AGC 服务调节电量的补偿标准能够达到 80 元/MWh，电力辅助服务存在盈利空间。

  电网辅助服务大多分布在在“三北”地区，华中、南方是重要的辅助服务地区。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%。

  调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。2018 年调峰补偿费用总额 52.34 亿元，占总补偿费用的 35.5%;调频补偿费用总额 41.66 亿元，占比 28.2%;备用补偿费用总额 42.86 亿元，占比 29.0%;前三者占补偿费用的比重超过 90%，是电网辅助服务补偿费用的主要组成;调压补偿费用为 10.33 亿元，占比 7.00%;其他补偿费用 0.43 亿元，占比 0.29%。

  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。电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度，火电作为主要发电单位，辅助服务的重要性不言而喻。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%。

  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，风能大多分布在在华北、西北、东北地区，太阳能大多分布在在西部高原地区，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次生产的能源，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，来提升并网风电系统的电能质量和稳定性。

  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。目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。

  包括电池成本，系统硬件成本(包括温度控制、变流器等)，间接成本以及基础设施建设等。根据麦肯锡的数据统计显示，2012 至 2017 年储能电站成本已经一下子就下降，每 KWH 成本已经从 2100 美元下降至 587 美元。具体来看 587/kwh 的建设成本中，电池成本达到 236 元，占成本比重为 40%，中国市场由于人工、材料费用相对来说还是比较便宜，电池成本占比会更高。如果仅考虑储能系统的成本(排除间接成本和最终的实施工程的成本)，总系统成本为 429/kwh，此时电池成本占比达到 55%。因此我们大家可以看到电池是储能系统里面主要的成本来源，其成本的高低将直接影响最终的储能成本。

  受益于国家政策驱动，我们国家新能源汽车产业加快速度进行发展。自 2012 年国务院发布《节能与新能源汽车产业高质量发展规划》以来，财政补贴、税费减免等措施使我们国家新能源汽车产业得以加快速度进行发展。2015 年以来我们国家新能源汽车每年销量增速均在 50%以上;2018 年我们国家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。

  规模上升带来锂电价格持续下降，助力储能产业高质量发展。锂电池储能系统电池最重要的包含磷酸铁锂电池和三元电池，其中从目前国内的应用来看磷酸铁锂电池因其循环次数高、成本低特点应用更广泛。自 2014 年至2018 年，在新能源汽车产业的带动下电池产业发展迅速，磷酸铁锂电池和三元电池技术不断成熟;同时装机规模的持续上升也使得规模效应逐步凸显。电池价格从年年在下降，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。此外随技术的慢慢的提升，电池循环次数也在不断的提高，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)，常规使用的寿命可以超过 15 年，单体循环超过万次;循环次数的提高也将逐步降低单次的储能成本。

  电池梯次利用为动力电池退役找到新出路。在新能源汽车的使用的过程中，动力电池的容量会跟着时间逐步衰减，按照当前情况去看，当电池剩余容量低于 70%左右的时候，处于安全性和续航能力等方面的考虑，动力电池将不再应用于新能源汽车。退役动力电池的梯次利用通常包括以下步骤：(1)废旧动力电池回收;(2)动力电池组拆解，获得电池单体;(3)根据电池特性筛选出可使用的电池单体;(4)电池单体进行配对重组成电池组;(5) 加入电池管理系统(BMS)、电池外壳等组成电池包;(6)集成系统、运行维护等。

  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。2018 年工信部等七部门先后出台了《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》和《关于组织并且开展新能源汽车动力蓄电池回收利用试点工作》政策，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比较高。梯次利用技术现阶段尚不成熟，因此导致在退役动力电池的拆解、可用模块的检测、挑选、重组等方面的成本比较高，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，为了能够更好的保证电池的一致性和电池使用寿命， 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。目前对退役锂电梯次利用布局的企业主要有宁德时代、比亚迪、中兴派能、中航锂电、中天储能等。

  中国铁塔目前是梯次利用进展较快，其余厂商纷纷跟进。早在 2015 年10 月，中国铁塔就开始对动力电池回收及循环利用进行探索;2017 年 6月启动大规模试点,陆续在广东、福建、浙江、上海等 12 个省市开展梯级电池替换现有铅酸蓄电池的试点，2018 年初公司又与重庆长安、比亚迪、银龙新能源等 16 家新能源企业签订新能源汽车动力蓄电池回收利用战略合作伙伴协议。据不完全统计截止 2018 年底铁塔已在全国 31 个省市约12 万个基站使用梯次电池约1.5GWh，替代铅酸电池约4.5 万吨。

  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，随着我们国家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。