储能，顾名思义，就是将富余的电量存储在电池中，在需要的时候再由储能电池输出使用，需要注意的是，储能电池所储存的是直流电，在实际应用时还需要逆变器将其转化为交流电。

储能技术分为三类：热储能、电储能和氢储能，我们重点研究电储能领域。

　　目前常见的电储能技术为电化学储能和机械储能，电化学储能技术路线包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池、液流电池、超级电容等，锂离子电池是应用最为广泛的电化学储能，其细分路线就是我们常说的磷酸铁锂电池和三元锂电池。

　　我国储能锂电池中磷酸铁锂使用较多，2019年磷酸铁锂占整个储能锂电池出货量的95.5%，国外使用三元锂电池做储能的场景较多。2019年全球家用储能产品三元锂占55%，特斯拉和LG化学所使用的储能电池技术都为三元锂，两者的市占率总和可达到26%，但正如我们所见，磷酸铁锂储能电池的占比在不断上升。

铅蓄电池在国外应用较少，在我国仍有一定的市场份额，铅蓄电池价格便宜，但能量密度较低，在前两年，铅蓄电池仍广泛应用于我国用户侧储能场景，近几年随着锂离子电池的价格不断下降，一定程度上抢占了铅蓄电池的市场份额。

　　机械储能可分为抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能，抽水蓄能应用最为广泛，在电化学储能的经济性还未达到商业化时，我国甚至全球都是使用抽水蓄能进行储能，截止到2019年底，抽水蓄能仍占据已投运储能项目的绝大部分，但近两年电化学储能成为新增储能的主要装机类型。

　　根据封装方式，储能电池还可分为软包形、方形和圆柱形，LG化学和派能使用的都是软包技术，特斯拉使用的是圆柱形封装方式。一般来讲，软包形电池轻薄、灵活，在小型储能上有体积优势；方形铝壳更容易pack，适合做大容量电池，大型储能上用的多些。

　　一般我们根据储能在电力系统中的应用场景划分为五个类别：

　　以上5个应用场景中电源侧、辅助服务和电网侧相对来说对储能的需求较为刚性，但按照以往的装机情况，以上三部分所需的储能容量并不高，未来储能的爆发需求必定是在集中式可再生能源和用户侧，当然，随着新能源发电占比的提高，电网侧等其他三个应用场景为应对扰动也会增加储能的配置。

　　国外由于家用电费较贵，且分布式光伏装机量较多，国外户用储能技术较为成熟。

　　用户侧储能可以和光伏配套使用实现电力的自发自用，降低用电成本；也可以在实施峰谷电价的用电制度中进行套利；工业用户还可以使用储能来降低容量电费；用户也可以将储能当做应急工具在突发性停电故障中保证供电可靠性，分布式光伏加储能有望成为未来用户侧储能的爆发点。

　　国外户用储能装机量市场主要分布在欧洲、美国、日本、非洲和澳洲等地，目前欧洲屋顶光伏渗透率在5%左右，非洲比5%更低，欧洲既有屋顶光伏客户已装储能比例不到10%。而国内分布式光储项目仍未解决偏远地区用电困难的情况：

　　根据前几年储能的装机需求来看，虽然分布式光储项目累计投运装机规模只占光储总规模的44.1%，但其应用场景相对集中式光储来说更为多元化、灵活。

　　集中式可再生能源储能的应用场景主要是为了解决光伏、风电波动性发电的问题，也可以在新能源出力较少的时段将电量储存起来，在高负荷的时候释放出来以此来降低弃风弃电率。

　　截止到2018年底，中国已投运的、与集中式光伏电站配套建设的储能项目累计装机规模为145.1MW，占总光储项目的55.9%，可以说集中式光伏电站配套储能的量还是非常少的。

　　已投运的光储项目主要分布在青海、河北、甘肃、西藏等地，其中青海的投运规模占58.1%，因为青海是我国可再生能源占比最高的省份。

为保证电网的安全性和消纳的压力，政府大力支持新能源配备储能，甚至有些地区出台了相关政策强制配储，例如山东、山西等地要求光伏新能源储能配备比例达到20%。

目前已投运的新能源电站储能项目的存储小时数普遍在1-2小时，单用这1-2小时来平滑发电的波动性和解决弃风弃电问题，是否有些过于理想化？

　　从配储的目的也可以看出，储能的配备对新能源电站开发商来说完全是种杠杆、是不挣钱的附加品，这不仅与目前储能系统的价格还未达到光储一体平价上网的水平有关，与我国的电力体制也有很大关系。

　　我们知道，新能源电站所发的电是要上网的，销售给电网公司，电网公司再输配给终端用户赚取利润，这里的利润理论上可以分为两部分：售电差价和电网过网费。

　　新能源电站所配的储能和电网侧的储能是没有自主性的，需要听从电网的响应进行充放电，可能这时候有人就会说，电站可以将额外的电存储到储能系统中，不上网而直接卖给用户侧不就好了，这样可以在市场电力稀缺的时候赚取额外收益，储能的商用价值也就实现了。

这里所说的就是电力市场化交易，如果想要让电站的储能真正实现收益，我们就必须走电力市场化的道路：新能源电站将电直接销售给配电公司或通过电网销售给终端用户，而电网在这里只是担任过网的角色。

　　目前一些省份也有试点，但在市场化交易未全面铺开之前，电站是必须将电发到电网由电网调度而不是市场化的，集中式电站就处于如此尴尬的阶段。

　　除了以上所说的电力系统中的储能，其实储能也可在通信基站、数据中心和UPS等领域作为备用电源。

　　此外，储能在轨道交通、智能机器人甚至是军事领域也可广泛应用。尤其是通信基站，5G基站的建设所需的储能相对于4G有很大的提升，目前我国储能的应用场景中通信储能占绝大部分市场份额。

　　且有机构预测，2019年-2025年中国5G通信对锂电池的累计需求量将超过140GWH，这也就意味着每年单通信基站所需的锂电池（绝大部分用的是磷酸铁锂，这里指的电池模组、还不包括系统）就可产生至少70亿的市场空间。

　　关于未来每年储能的市场增速的预计，我们也没有确切答案，因为这是一个没有政府定制目标、需求量随时会出现爆发式增长的行业。

　　2013-2017年，全球电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由0.1GW增加至0.9GW，年均复合增速达78%，2018年全球电化学储能新增市场规模达3.7GW，同比增长305%，2019年全球电化学储能新增市场规模2.9GW，同比下降21.62%，但年增长率仍维持在40%以上。

　　在2018年之前我国电化学储能的新增装机量一直维持在0.1GW的水平，2018年，我国电化学储能新增规模达到0.7GW，同比增长7倍，总规模仍较小。2019年，新增规模为0.637GW，较2018年有所下降。

　　正如上文所说，未来储能的爆发点在用户侧、可再生能源侧和通讯储能侧，前两者取决于光伏等新能源建设成本的降低和储能系统成本的不断下降，后者取决于通讯基站的建设进度与储能系统成本的下降。

　　目前储能系统的价格并不透明，且电池的循环次数也不尽相同，据业内人士表示，虽然电池上标示的循环次数可达5、6千甚至上万次，但实际可利用的循环次数只有2000、3000次，我们按照2元/wh的系统价格和3000次的循环次数来计算，储能的度电成本就是0.67元/KWH，完全没有经济性，这还未考虑非技术成本的问题。

　　若我们根据名义上理想的循环次数8000次来计算，此系统的度电成本就是0.25元/KWH，按照1天充一次放一次，出1度电就需要3年的时间，这三年里，我们需要考虑储能占用土地租金的问题、利息、维护费用等。而且，2元/WH的价格很有可能还未考虑建设费用，将全部费用汇总起来，储能每度电的度电成本也在6毛钱以上。

　　目前我国现存的光伏电站中度电成本最低的项目在青海，0.2427元的度电成本，如果要实现光储平价上网，储能的度电成本至少要在0.15元，就算按照每年30%的成本下降幅度，也至少需要5年的时间，所以要想真正实现光储平价上网大概也要在“十四五”之后了，在我国现有的电力体制下当光储实现平价后，我国的新能源及储能势必会迎来爆发性增长，就像是光伏实现平价上网一样。

　　但等待的时候是漫长的，如若我国实现电力市场化交易体制，找到储能商业化道路，再加上政府的大力推广，储能仍旧可以实现高速增长。部分分布式光储项目由于不需要考虑土地租赁和利息的问题，平价的进度会稍微快些。

　　有机构预测，未来三年全球与国内的储能市场都能维持50%以上的复合增长。无论如何，不可否认的是，储能行业的装机基数还很低，处于需求爆发的前夜，目前也同样是高速增长期。

一个完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。

　　电池组就是由电芯组成的模组；

　　电池管理系统负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；

　　能量管理系统负责数据的采集、网络监控和能量调度等；

　　储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

　　整个储能系统中，EMS是最核心的一块，尤其是与电网相关的储能，需要考虑到当地的实际情况和安规各个方面。

　　BMS和PCS的重要性也不容忽视，而电池组相对来说需要考虑的因素就不是太多，无非是循环次数、能量密度、倍率、寿命等关键指标。

　　不同的应用场景对储能的要求和应用方式也不尽相同，例如作为峰谷套利的用户侧每天循环次数至少需要2次，而作为可再生能源缓解波动的储能就只要求循环一次，但要求的容量就要多些，电源侧用来与火电一起调峰调频的储能要求的充放电时间要短，需要2C及以上的倍率电池。

　　储能是个集多学科为一体的行业，这种特性在电网侧和电源侧尤为明显，它需要相关储能企业对电气行业、电网的工作原理、电站的特性有深刻的了解，这种情况下单纯在电芯领域做得比较好的企业就没有深耕电站多年的一些企业有经验。又比如，通信基站所用的储能华为可能相对其他企业更有优势。

　　单就电池来说，目前还是亚洲主导，因为中日韩的电池企业相对较多，但日韩企业以三元为主，国内企业更多以磷酸铁锂为主。

　　据海通证券的一份研究报告显示，储能电池在整个系统成本中只占53%左右，其他非技术成本如开发费用、EPC工程等也是一份占比较大的刚性支出。

　　储能产业链上游主要是电池原材料和生产设备供应商等；中游为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器等设备供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。