应用前景无限的电池储能技术分析

应用场景多元，需求空间广阔

传统电力系统是由需求侧决定的实时平衡系统，其结构为典型的枝叶型结构，分为“发电-输电-配电-用电”等环节，由于当前储能成本仍然较高，储能在电力系统所扮演的角色比较局限。

近年来，随着风电、光伏等不稳定电源的占比快速提升，以及越来越多的分布式电源从配网侧接入，维持电网安全的挑战越来越大，对于储能的需求也日益迫切。

储能的应用场景非常多样，在电力系统发输配售四个环节均能发挥巨大的作用。

在发电侧，储能主要用于可再生能源的移峰;在输配电环节，储能可以发挥区域调频的功能，部分国家调频市场开放，采取竞价机制，电池储能的参与度较高，但调频市场的总容量有限。国内市场，储能主要是通过辅助火电机组进行调频，提高火电调频响应速度;

在用电侧，储能系统可以显著提高供电的稳定性。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模175.4GW，同比增长4%。

其中抽水蓄能的累计装机规模占比最高为96%，较上一年下降1个百分点;电化学储能累计装机规模为2926.6MW，同比增长45%，占比为1.7%，较上一年增长0.5个百分点。

在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，超过75%。

2017年，全球新增投运电化学储能项目装机规模为914.1MW，同比增长23%。新增规划、在建的电化学储能项目装机规模为3063.7MW，预计短期内全球电化学储能装机规模还将保持高速增长。

截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%。抽水蓄能的累计装机规模占比最大，接近99%，但较上年有所下降。

电化学储能的累计装机规模为389.8MW，同比增长45%，所占比重为1.3%，较上一年增长0.2个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，比重为58%。2018年上半年国内新增锂电池装机100.2MWh，同比增长133%。

应用场景方面，2017年全球新投运的电化学储能项目中，33%应用于集中式可再生能源并网，26%应用于辅助服务领域，其他份额则流向电网侧、电源侧和用户侧的场景;

国内则以用户侧领域应用为主，2017年达到全部新增投运量的59%，其次是集中式可再生能源并网领域，份额达到25%，辅助服务的份额约16%。

储能行业有着巨大的市场前景。可再生能源并网方面，随着并入配电网的分布式能源(光伏、风电等)日益增加，既有电源与新并网的分布式电源之间的相互影响对于电网管理和运营而言构成巨大的挑战，由于分布式电源的稳定性较差，其电网渗透率的进一步提高将对电网的平衡增加额外成本，储能系统在今后的电力系统中将扮演愈发重要的作用。

近年来我国每年新增风电、光伏装机容量达到50GW以上，按照2小时配比，即存在100GWh的潜在需求空间。

调频的储能需求空间也比较大，国家电网中心专家表示，预计未来五年国内储能调频装机量将保持8%的年均增长率，每年仅调频需求就达2GW左右。

其他场景的应用更加广泛，以基站为例，中国铁塔股份有限公司目前在全国范围内拥有近200万座基站，备电需要约44GWh，60万座削峰填谷电站需要电池约44GWh，50万座新能源站需要电池约48GWh，合计需要电池约136GWh。

此外，以存量站电池6年的更换周期计算，每年需要电池约22.6GWh;以每年新建基站10万个计算，预计新增电站需要电池约2.4GWh，合计每年需要电池约25GWh。

锂电池储能优势明显，成本下降已接近临界点

在新近发展的各项储能技术中，锂电池储能在能量密度、功率密度、循环次数、成本等方面的综合优势极为突出，也成为近年来新增储能容量的最主要来源。

2017年全球新增储能电池容量914.1MWh，其中锂离子电池占比达93%;国内新增储能电池容量100.4MWh，其中锂离子电池占比达58.5%。

制约锂离子电池进一步大规模应用的主要障碍在于其相对较高的成本。

2010年前后储能系统的投资成本高达11元/kWh以上，对应的储能度电成本(Levelizedcostofenergystorage,LCOS)超过2元/kWh，到2017年储能电池的成本已降至2元/Wh以下，加上PCS等全系统成本约2.6元/Wh，对应的LCOS为0.6元/kWh，与我国的峰谷电价差接近，部分削峰填谷项目已初步具备经济性。

随着电池系统成本的不断下降，储能的LCOS有望降至0.3元/kWh，在更多应用场景都有使用价值，储能系统容量也将进入快速增长期。

据BNEF估计，到2024年全球电化学储能电池容量将超过81GWh，为2016年累计容量的10倍，10年复合增长率达38%。

国内方面，据CNESA估计，到2020年我国储能设备容量将达到41.99GW，其中电化学储能容量达到1.78GW，达到2017年底电化学储能累计装机量的4.5倍，对应新增锂电池需求达2.6~5GWh。

值得一提的是，当前以磷酸铁锂、三元等新材料为主的动力电池，在储能市场十分受欢迎。

与传统铅酸电池相比，锂电池具有更高的能量密度，以三元锂电池为例，一台40尺集装箱可最多放置4.8MWh锂电池，并且集成HVAC、FFS、BMS、通讯保护等辅助单元。

同时，相较于传统的铅酸电池，锂电池对温度适应性更强，更适合户外的储能需求。此外，储能电池还可以采用退役的动力电池梯次利用，降低成本的同时也能有效解决动力电池退役后的处理问题，成为国家鼓励的产业发展方向。

长寿命和高安全性要求有利于集中度提升

汽车动力电池对于电池的功率和能量要求较高，而储能电池则更偏重于安全和寿命等方面，而且在不同工况下对于产品性能也有不同的要求。总体而言，电池的安全、循环寿命和日历寿命、价格和存储效率等因素是储能系统优先考量的性能。

安全性方面，由于锂电池储能电站的电池容量较大，一个系统往往包括成千上万个电芯，出现热失控的概率更高，造成的后果也更加严重，一旦某个电池出现热失控，很容易导致电池系统的整体失控，因此储能系统对于锂电池的安全性能有极高的要求。

2017年年初以来，韩国的储能项目共发生7起起火事故，共影响到78MWh的项目容量，占韩国所有项目容量的3%，2011年以来受起火事故影响的电厂级储能项目数量达11个，发生事故的多个储能系统都采用了同一厂家的镍钴锰三元电池。

此外，为了实现储能系统在整个寿命周期内的经济性，储能系统还必须保证几千次的充放电循环和大于10年(甚至到20年)的寿命。

电池系统的安全性和寿命与材料路线和电池厂商的生产能力高度相关。

技术方面，目前汽车动力电池已全面转向镍钴锰三元体系，该体系的能量密度和工作电压较高，但大规模集成存在爆炸风险，而且循环寿命最多仅有3000次左右，并不能很好的满足储能需求。

与此相比，磷酸铁锂电池则表现出非常好的稳定性，即使在高达300°C的温度下都不会导致热分解反应，并在电池单体测试中表现出全面卓越的循环稳定性，在整个寿命周期内容量衰减都很低。

将磷酸铁锂与钛酸锂(LFP-LTO)作为正负极材料的电池单体循环寿命甚至超过20000次，预计随着锂电池储能应用规模的日益扩大，安全性相对更高的磷酸铁锂电池有望得到更广泛的应用。

生产能力方面，储能电池的安全隐患主要来自生产过程中各种误差的累积，提升安全性主要依赖厂商对于产品质量和生产过程一致性的把控。储能对于安全性的高要求更有利于一线技术实力有优势的企业，预计该领域的市场份额将会比较集中。