電力雖然是一種商品，但其生產(chǎn)、運輸、消費幾乎在同一時(shí)間完成，故經(jīng)營(yíng)上和一般商品也不一樣。電力儲存是近百年的難題，影響著(zhù)電力的商品屬性，可以改變能源的使用方式，是未來(lái)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)展的指導意見(jiàn)》（發(fā)改能源[2016]392號，簡(jiǎn)稱(chēng)“指導意見(jiàn)”），指導意見(jiàn)多處提及推動(dòng)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。
指導意見(jiàn)中提出了集中式和分布式儲能應用，賦予了能源更豐富的應用方式。其中，集中式儲能電站主要配套傳統電網(wǎng)和新能源發(fā)電，實(shí)現傳統電網(wǎng)的調頻、調峰、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(wèn)題。
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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(lái)在儲能應用環(huán)境下，更關(guān)心全周期使用過(guò)程中的系統度電成本，其綜合了循環(huán)壽命和系統成本兩個(gè)影響因素，就當前指標而言，我們認為：1）鉛炭電池最具成本優(yōu)勢，最有可能大規模應用到當前儲能市場(chǎng)；2）鋰電未來(lái)成本下降空間大，也將是主流技術(shù)路線(xiàn)；3）液流、鈉流電池本身存在一些難以克服的問(wèn)題，應用范圍有限；4）鋰離子超級電容初始投資太大，雖然循環(huán)性能很好，但投資回報期很長(cháng)，一般資金難以進(jìn)入；故未來(lái)五年仍然以鉛炭和鋰電路線(xiàn)為主。
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隨著(zhù)鉛炭?jì)δ芏入姵杀镜南陆?，工商業(yè)企業(yè)用電的削峰填谷應用逐漸具有商業(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)達的大型城市，統計了國內大型城市的峰谷電價(jià)差，根據目前鉛炭?jì)δ茏畹?.5元左右的度電成本，電價(jià)差大于0.8元/kWh的地區都有經(jīng)濟性，這些地區對應的2015年用電量合計約為3972.54億kWh，若其中10%的用電量通過(guò)儲能來(lái)進(jìn)行削峰填谷，大約需要1.2億kWh的儲能設備（其容量對應日充放電量），若按鉛炭?jì)δ苊縦Wh約1250元的投資額計算，則對應累計市場(chǎng)規模1500億元；若按鋰電儲能每kWh約2000元（考慮未來(lái)五年成本有望明顯下降）的投資額計算，則對應累計市場(chǎng)規模2400億元。
?。ú糠值貐^電價(jià)差及用電量統計）
據統計數據顯示，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，合計超過(guò)10000億kWh，若按10%配套儲能，將對應約4500億元規模的鉛炭?jì)δ苁袌?chǎng)。
隨著(zhù)電改的推進(jìn)，售電側將逐步放開(kāi)，存在更多的商業(yè)化儲能市場(chǎng)，且鋰電梯次利用在未來(lái)也將具有應用前景。
我國風(fēng)電、光伏消納困難的“三北”地區，主要為集中式風(fēng)光電站，儲能應用于這一領(lǐng)域主要的作用是調峰調頻、平滑出力、跟蹤計劃出力、輔助電網(wǎng)安全穩定運行等。對大型風(fēng)光電站儲能項目情況進(jìn)行了統計，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(xiàn)應用較多。其中，2011年由財政部、科技部和國家電網(wǎng)共同啟動(dòng)的國家風(fēng)光儲輸示范項目可謂是行業(yè)的風(fēng)向標，項目一期工程位于河北省張北縣，建設風(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(yáng)能發(fā)電新增投產(chǎn)68GWh以上，即到2020年全國風(fēng)電裝機達到210GWh以上，其中海上風(fēng)電5GWh左右；太陽(yáng)能發(fā)電裝機達到110GWh以上，其中分布式光伏60GWh以上、光熱發(fā)電5GWh。
預計以風(fēng)光發(fā)電中新增裝機量的20%為基數，按10%的功率比例配置儲能系統，則儲能裝機量將達到2.94GW，若每天存放2小時(shí)即對應5.88GWh新能源發(fā)電儲能規模。另?yè)﨏NESA發(fā)布的《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書(shū)2016》顯示，2015年國內化學(xué)儲能項目（不含抽水蓄能、壓縮空氣和儲熱）累計裝機規模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%。預計未來(lái)受益于鉛蓄電池（鉛炭為主）儲能成本優(yōu)勢，其裝機量占比將有所提高，如表5所示，參照上述測算的“十三五”期間新能源發(fā)電配套儲能規模約為5.88GWh，則對應配套儲能投資規約255億元。
?。ㄐ履茉窗l(fā)電配套儲能市場(chǎng)測算）
受益于3G、4G網(wǎng)絡(luò )建設的刺激因素下，電信固定資產(chǎn)投資規模增速明顯上升，未來(lái)在5G建設的帶動(dòng)下將繼續保持平穩增長(cháng)。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%，預計“十三五”期間后備電源市場(chǎng)規模有望超過(guò)500億元，一方面通過(guò)改造后備電源系統增加其儲能功能，盤(pán)活存量市場(chǎng)，另一方面通過(guò)設計一體化集成方案，開(kāi)拓新增市場(chǎng)，更大程度地為客戶(hù)實(shí)現節能套利。
(國內電信固定資產(chǎn)投資額統計及預測)
受互聯(lián)網(wǎng)和云計算技術(shù)的發(fā)展，過(guò)去8年中國IDC市場(chǎng)復合增長(cháng)率達到42.3%，如圖6所示，預計2015年以后增速都將在30%以上，將明顯拉動(dòng)UPS的需求。2015年國內UPS銷(xiāo)售額為47.6億元，若“十三五”期間按10%的復合增速，預計UPS整體市場(chǎng)規模將達到300億元。2016～2018年交通基礎設施重大工程投入約3.6萬(wàn)億，其電源設備需求也將有200～300億元市場(chǎng)規模。
依據當前全國充電樁建設進(jìn)度，中性預測，2016年充電樁新增市場(chǎng)規模約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”期間建設目標為準，直流充電樁新增50萬(wàn)個(gè)、交流充電樁新增430萬(wàn)個(gè)、充電站新增1.2萬(wàn)座，對應投資規模分別為450億元、344億元、360億元，即“十三五”期間新增市場(chǎng)規模約1,154億元，保守也有1047億元，對應充電設備中的儲能模塊市場(chǎng)不到100億元。
(新能源汽車(chē)充電市場(chǎng)規模預測)
目前最具市場(chǎng)經(jīng)濟性的是傳統電網(wǎng)削峰填谷，已經(jīng)可以實(shí)現無(wú)補貼的商業(yè)化推廣，若“十三五”期間在大型工業(yè)城市投資儲能項目，則市場(chǎng)規模有望達到1500～2400億元，此外，未來(lái)若在大型工業(yè)省份全面推廣儲能，則市場(chǎng)規模更可觀(guān)；后備電源及UPS儲能也不需要補貼，市場(chǎng)規模約為1000億元；新能源發(fā)電可按一定比例配套儲能，市場(chǎng)規模約為255億元，但尚需補貼；另外，戶(hù)用儲能和充儲放一體化充電站等市場(chǎng)規模不到100億元，且需要補貼才能推廣。綜上所述，傳統電網(wǎng)削峰填谷將是未來(lái)五年最大的儲能市場(chǎng)。
我國儲能應用商業(yè)化前景及“十三五”期間
1、市場(chǎng)規模預測
目前儲能應用最大的空間在于風(fēng)光電廠(chǎng)的應用。受制于火電拉閘局限以及西部地區有限的消納能力，2015年的棄風(fēng)、棄光現象突出。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31%;新疆自治區棄光率達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)率達到15%，同比增加7個(gè)百分點(diǎn)，同樣是西北地區問(wèn)題最突出。
儲能的引入可以將多余電能儲存起來(lái)，待需要時(shí)釋放，加裝在風(fēng)光電場(chǎng)可以彌補風(fēng)、光發(fā)電存在的間歇性和不穩定特點(diǎn)，也更有利于能靈活調節，提高發(fā)電系統效率。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，傳統電廠(chǎng)往往需要配備備用電源，投資非常大，儲能設施的引將有利于電廠(chǎng)降低成本，提高效率。儲能設備在負荷低谷的時(shí)候儲存多余電量，符合峰值時(shí)將負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節，再與客戶(hù)分享收益。隨著(zhù)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、應用格局
目前，國內的儲能市場(chǎng)主要分為兩類(lèi)，一類(lèi)是用戶(hù)端分布式發(fā)電及微電網(wǎng)中儲能的應用，占比大約為56%，另一類(lèi)是集中式風(fēng)光電站(可再生能源并網(wǎng))儲能應用，占比約為35%，目前兩者累計裝機規模已超過(guò)國內市場(chǎng)的90%，電力輸配和調頻輔助服務(wù)占到9%左右的市場(chǎng)份額。
由于儲能在國內不具有市場(chǎng)主體地位、補償機制不明確、調度經(jīng)驗缺乏等原因，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目為主。
隨著(zhù)儲能示范項目積累的運行經(jīng)驗以及技術(shù)提升帶來(lái)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(hù)側需求響應和電動(dòng)汽車(chē)車(chē)電互聯(lián)等四個(gè)領(lǐng)域出現市場(chǎng)機會(huì )和商業(yè)化模式。
