1、发展情况
(1)整体发展情况
储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。随着各国政府对储能产业的相关支持政策陆续出台，储能市场投资规模不断加大，产业链布局不断完善，商业模式日趋多元，应用场景加速延伸。在国内，一系列政策的出台加速为储能产业大发展蓄势，行业到了爆发的临界点，储能的春天正在到来。
来自美国能源部全球储能数据库(DOEGlobalEnergyStorageDatabase)的数据显示，截至2019底，全球累计运行的储能项目装机规模183.1吉瓦(共1747个在运项目)，同比增长1.2%。到2030年，全球固定式储能电站容量达到100-167GWh，理想场景下达到181-421GWh，无论哪种场景，应用与光伏电量的储能容量都是占比最大的。
数据来源：CNESA全球储能项目库、高瞻智库
根据CNESA全球储能项目库的数据，1997～2019年，全世界储能系统装机增长了103%，到183.1吉瓦。如今储能市场在各国政府的政策鼓励下得到了积极的发展，最近几年间新建储能项目及其装机总规模有望增加数倍。
数据来源：全球储能项目库、美国能源部、高瞻智库
2019年，全球新增投运的电化学储能项目主要分布在49个国家和地区，装机规模排名前十位的国家分别是：中国、美国、英国、德国、澳大利亚、日本、阿联酋、加拿大、意大利和约旦，规模合计占2019年全球新增总规模的91.6%。
装机规模排名前十的国家数据来源：CNESA全球储能项目库、高瞻智库
与2018年榜单相比，从排名上看，中国、美国、德国、日本和加拿大的排名分别上升了1-2位，特别是中国，由2018年的第二位跃升至首位，英国和澳大利亚与2018年的排名一致，而阿联酋、意大利和约旦成为2019年榜单的新进入者。从地域分布上看，上榜的国家主要分布在亚太(3个)、欧洲(3个)、北美(2个)和中东(2个)地区;从装机规模上看，排在前七位的国家的新增投运规模均超过百兆瓦，中国和美国的规模更是突破500MW。
储能装机较大的国家有中国(占全球储能装机的19%)、日本(17%)、美国(14%)和一些欧洲国家(西班牙、意大利、德国等)。尽管储能系统多种多样，但抽水蓄能电站在储能总装机中一枝独秀，占比高达94%。大部分抽水蓄能电站和水电站、核电站一起结合应用，在很多国家都有推广。受到现有技术和经济性的限制，其他类型的储能(电化学蓄电池、压缩空气系统、热储能器等)普及程度较小。与此同时，由于具体条件不同，储能目的各有差异，储能方式的选择还取决于对发电装机、储能时长、单位成本、效率、使用年限、充电次数、占地面积、环境影响等诸多方面的要求。
随着应用储能系统重要性的日益增长，世界各国纷纷出台储能激励措施，并为市场发展扫除障碍，具体包括：支持储能技术的发展，制定相关规范和标准以及建立和完善涉及储能的法律法规等，如欧美部分国家已开始积极完善能源领域立法等。
(2)电力储能
预计可再生能源发电(具有出力不稳定的特征，如太阳能发电和风力发电)、分布式电源、智能电网和电动汽车市场的发展将带动全球储能市场的进一步增长。同时我们认为，虽然现在还有很多抽水蓄能电站的大型规划项目(如在中国)，但长期来看，在储能装机结构中，抽蓄电站占比将呈现减小的趋势。国际可再生能源署(IRENA)在其展望报告《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场》的基本预测情景中提出，到2030年，全球储能装机将在2017年基础上增长42%～68%，如果可再生能源增长强劲，那么储能装机增长幅度将达到155%～227%。届时，可再生能源(不含大型水电站)在全球终端能源消费中的占比将提高一倍，达到21%。根据所有不同的预测情景，抽水蓄能装机增长幅度约为40%～50%不等，至于其在全球储能装机结构中的占比，还取决于其他类型储能技术的发展情况，预计将处于45%～83%的范围区间。
电池储能将在改变储能装机结构中发挥重要作用。IRENA预计，到2030年，储能电池成本将降低50%～70%，同时无严重损耗下的使用期限和充电次数将明显提升。虽然无论是IRENA还是IEA都不认为电池储能器(主要是工业储能装置)会在短时间内大规模地取代电力系统现有的调峰力量，尤其是天然气发电站，但是电池在电力系统调频方面具有优势，并且各种规模的电池都可以实现相对较为快速的生产和建设。此外，电池生产技术的发展还直接决定了电动汽车的发展前景，可以在尖峰负荷时段的电力能源系统中起到电源的作用。
综上所述，储能器是未来电力能源系统重要的组成部分。储能技术的快速发展将给能源系统带来显著变化。当然，这在一定程度上会对化石燃料需求造成消极影响，毕竟，储能将越来越多地取代火电，在电力能源系统中发挥强大的电源调节能力。
(3)新能源对储能的需求
大规模新能源接入影响贯穿电力系统从生产、输送到消费的全部环节，给电力系统的安全稳定运行带来挑战，突出体现在预测难、控制难、调度难。新能源高比例接入的电力-电量平衡问题，亟需利用储能技术在毫秒-秒-分钟-小时-日多时间尺度实现源网荷储协调运行解决。
1)电源侧：提升新能源发电友好性
提升新能源并网特性，提高电网考核分，减少考核损失;促进新能源根据电力需求特性、市场价格信号等优化生产运营，降低弃风弃光，降低系统辅助服务成本;提升高比例新能源送系统的整体效率，可提高输电通道的利用率和系统整体经济性。
2)电网侧：促进新能源与电网的协调优化运行
在新能源较集中的区域，配套建设电网侧储能装置，从电网运行的角度发挥其削峰填谷、负荷跟踪、调频调压、热备用、电能质量提升等功能，改进电力调度方式，加强区域负荷调剂优化，有利于新能源与电网的协调优化运行。
3)用户侧：扩展新能源终端应用模式
储能+分布式光伏、分散式风电，可提高新能源就地消纳比例，减少配电网增容改造需求，节省用户电费开支，降低负荷对大电网供电的依赖性。
储能+信息控制技术，可有效增强需求侧响应灵活性，通过参与电力现货市场交易、开展负荷水平控制和负荷转移，提升整个大电网的安全运行水平和新能源消纳利用能力。
2、不同应用侧对储能的需求
(1)电源侧
在传统发电领域，储能主要应用于辅助动态运行、取代或延缓新建机组。
辅助动态运行。为了保持负荷和发电之间的实时平衡，火电机组的输出需要根据调度的要求进行动态调整。动态运行会使机组部分组件产生蠕变，造成这些设备受损，提高了发生故障的可能，即降低了机组的可靠性，同时还增加了更换设备的可能和检修的费用，最终降低了整个机组的使用寿命。储能技术具备快速响应速度，将储能装置与火电机组联合作业，用于辅助动态运行，可以提高火电机组的效率，避免对机组的损害，减少设备维护和更换设备的费用。
取代或延缓新建机组。随着电力负荷的增长和老旧发电机组的淘汰，为了满足电力客户的需要和应对尖峰负荷，需要建设新的发电机组。应用储能系统可以取代或延建新机组，即在负荷低的时候，通过原有的高效机组给储能系统充电，在尖峰负荷时储能系统向负荷放电。我国起调峰作用的往往是煤电机组，而这些调峰煤电机组要为负荷尖峰留出余量，经常不能满发，这就影响了经济性。利用储能技术则可以取代或者延缓发电侧对新建发电机组的需求。
(2)集中式可再生能源并网
在集中式可再生能源并网领域，储能主要应用于解决弃风、弃光，跟踪计划出力，平滑输出。
解决弃风、弃光。风力发电和光伏发电的发电功率波动性较大，特别在一些比较偏远的地区，电网常常会出现无法把风电和光电完全消纳的情况。应用储能技术可以减小或避免弃风、弃光。在可再生能源发电场站侧安装储能系统，在电网调峰能力不足或输电通道阻塞的时段，可再生能源发电场站的出力受限，储能系统存储电能，缓解输电阻塞和电网调峰能力限制，在可再生能源出力水平低或不受限的时段，释放电能提高可再生能源场站的上网电量。
跟踪计划出力，平滑输出。大规模可再生能源并入电网时，出力情况具有随机性、波动性，使得电网的功率平衡受到影响，因此需要发电功率进行预测，以便电网公司合理安排发电计划、缓解电网调峰压力、降低系统备用容量、提高电网对可再生能源的接纳能力。通过在集中式可再生能源发电场站配置较大容量的储能，基于场站出力预测和储能充放电调度，实现场站与储能联合出力对出力计划的跟踪，平滑出力，满足并网要求，提高可再生能源发电的并网友好性。
就全球储能市场而言，集中式可再生能源并网是最主要的应用领域。在国外，日本是典型的将储能主要应用于集中式可再生能源并网的国家之一。集中式可再生能源并网是日本推动储能参与能源清洁利用的主要方式，北海道等解决弃光需求较强烈的地区，以及福岛等需要灾后重建的地区成为储能应用的重点区域。在国内，集中式可再生能源并网中应用储能，以青海和吉林较具代表性，前者积极探索光储商业化，后者则是将电储能与储热综合应用试点。
(3)电网侧
储能系统在输电网中的应用主要包括以下两方面：作为输电网投资升级的替代方案(延缓输电网的升级与增容)，提高关键输电通道、断面的输送容量或提高电网运行的稳定水平。在输电网中，负荷的增长和电源的接入(特别是大容量可再生能源发电的接入)都需要新增输变电设备、提高电网的输电能力。然而，受用地、环境等问题的制约，输电走廊日趋紧张，输变电设备的投资大、建设周期长，难以满足可再生能源发电快速发展和负荷增长的需求。大规模储能系统可以作为新的手段，安装在输电网中以提升电网的输送能力，降低对输变电设备的投资。
储能系统在配电网中的作用更加多样化。与在输电网的应用类似，储能接入配电网可以减少或延缓配电网升级投资。分布在配网中的储能也可以在相关政策和市场规则允许的条件下为大电网提供调频、备用等辅助服务。除此之外，储能的配置还可提高配电网运行的安全性、经济性、可靠性和接纳分布式电源的能力等。
(4)辅助服务
在电力辅助服务领域，储能主要应用于调频、调峰和备用容量等方面。
调频。电力系统频率是电能质量的主要指标之一。实际运行中，当电力系统中原动机的功率和负荷功率发生变化时，必然会引起电力系统频率的变化。频率的偏差不利于用电和发电设备的安全、高效运行，有时甚至会损害设备。因此，在系统频率偏差超出允许范围后，必须进行频率调节。调频辅助服务主要分为一次调频和二次调频(AGC辅助服务)。储能设备非常适合提供调频服务。与传统发电机组相比，储能设备提供调频服务的最大优点是响应速度快，调节速率大，动作正确率高。
调峰。电力系统在实际运行过程中，总的用电负荷有高峰低谷之分。由于高峰负荷仅在一天的某个时段出现，因此，需要配备一定的发电机组在高峰负荷时发电，满足电力需求，实现电力系统中电力生产和电力消费间的平衡。当电力负荷供需紧张时，储能可向电网输送电能，协助解决局部缺电问题。抽水蓄能是目前完全实现商业化的储能技术，调峰是抽水蓄能电站一个主要的应用领域。
备用容量。备用容量指的是电力系统除满足预计负荷需求外，在发生事故时，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。备用容量可以随时被调用，并且输出负荷可调。储能设备可以为电网提供备用辅助服务，通过对储能设备进行充放电操作，可实现调节电网有功功率平衡的目的。和发电机组提供备用辅助服务一样，储能设备提供备用辅助服务，也必须随时可被调用，但储能设备不需要一直保持运行，即放电或充电状态，只需在需要使用时能够被立即调用提供服务即可，因此经济性较好。此外，在提供备用容量辅助服务时，储能还可以提供其他的服务，如削峰填谷、调频、延迟输配线路升级等。
从全球来看，调频是储能的主要应用之一。根据往年数据，2016年、2017年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分别为41%、50%。在国外，依托自由化的电力市场，储能在美国辅助服务市场的应用一直引领着全球储能辅助服务市场的发展。在美国的区域电力市场中，储能系统参与二次调频的容量已占相当的份额。在中国，得益于政策推动，储能在我国辅助服务市场的应用比例已经从2015年的2%提升到2019年超过10%。联合火电机组参与调频业务，在京津唐、山西地区应用较广泛。
(5)用户侧
在用户侧，储能主要应用于分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳等方面。
分时电价管理。电力系统中随着时间的变化用电量会出现高峰、平段、低谷等现象，电力部门对各时段制定不同电价，即分时电价。在实施分时电价的电力市场中，储能是帮助电力用户实现分时电价管理的理想手段。低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，通过低存高放降低用户的整体用电成本。
容量费用管理。在电力市场中，存在电量电价和容量电价。电量电价指的是按照实际发生的交易电量计费的电价，具体到用户侧，则指的是按用户所用电度数计费的电价。容量电价则主要取决于用户用电功率的最高值，与在该功率下使用的时间长短以及用户用电总量都无关。使用储能设备为用户最高负荷供电，还可以降低输变电设备容量，减少容量费用，节约总用电费用，主要面向工业用户。
提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂，设备负荷性质多变，用户获得的电能质量(电压、电流和频率等)具有一定的波动性。用户侧安装的储能系统服务对象明确，其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网异常发生电压暂降或中断时，可改善电能质量，解决闪断现象;当供电线路发生故障时，可确保重要用电负荷不间断供电，从而提高供电的可靠性和电能质量。
提高分布式能源就地消纳。对于工商业用户，在其安装有可再生能源发电装置的厂房、办公楼屋顶或园区内投资储能系统，能够平抑可再生能源发电出力的波动性、提高电能质量，并利用峰谷电价差套利。对于安装光伏发电的居民用户，考虑到光伏在白天发电，而居民用户一般在夜间负荷较高，配置家庭储能可更好地利用光伏发电，甚至实现电能自给自足。此外，在配电网故障时，家庭储能还可继续供电，降低电网停电影响，提高供电可靠性。
德国是用户侧储能商业模式发展最为先进的国家之一。在区块链技术、云技术以及多元化商业模式的带动下，预计短期内德国用户侧储能市场仍将引领欧洲储能市场的发展。在中国，用户侧是储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。安装于工商业用户端的储能系统是我国用户侧储能的主要形式，可以与光伏系统联合使用，又可以独立存在，主要应用于电价管理，帮助用户降低电量电价和容量电价。
3、发展前景与趋势
在各国政策推动下，全球储能行业已步入发展初期，有国家甚至迈向商业化阶段。抽水蓄能比重超过九成，主要得益于其成熟的技术以及较低的成本。相比之下，化学储能才是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。各类电化学储能技术中，锂离子电池储能技术的响应时间更快，能够及时并持续向电网供电，确保电网的稳定性，因此累积装机占比最大。
区域分布方面，美国、中国、日本依旧占据储能项目装机的领先地位，其中美国仍是全球最大的储能市场。美国2018年储能装机容量增加了350.5MW/777MWh。这比2017年部署的储能容量高出80%，2019年的部署储能系统装机容量超过1600MWh。不过，印度、澳大利亚等新兴市场表现也十分突出。例如，未来三五年内，印度有望依托不断提升的电池产品制造能力，陆续启动储能技术在电动汽车、柴油替代、可再生能源并网、无电地区供电等领域的应用。
2019年，全球储能新增装机容量哦10.9GW。根据我们对全球储能市场的长期预测，到2040年，全球储能累计装机规模将达942GW/2,857GWh，并将吸引6200亿美元的资金。储能未来的发展增速取决于清洁能源的发展趋势。我们预计，为了平衡新增风电与光伏发电装机容量，全球将有更多地区出台更为有效的支持储能发展的政策。储能也将成为政策制定者实现气候政策目标的手段。
2019年全球工商业用户侧储能项目投运规模超过1GW/2.5GWh。确保满足全天候供电协议需求、在不间断供电系统中的应用、执行分时电价以及需量电费政策等都将增强工商业用户对储能的需求。
尽管户用储能项目对于多数用户来说仍不具有经济性，但是已经逐渐在部分地区获得了强有力的支持。对于易受自然灾害影响或电力系统脆弱的地区，提供供电保证等非经济因素也在驱动着户用储能产品的销售。
许多资金借贷方仍视储能为收益风险不匹配的资产。不过，新型合同结构的出台以及储能成本的下降，将吸引越来越多的贷方进入储能市场。在储能市场呈现规模化发展趋势的背景下，提高资金获取便利度将变得至关重要。
尽管中美贸易战仍在继续，但中国的电池制造商仍将起步迈向全球。外国车企为了加大在中国的汽车销量，也将加强与中国电池供应商的合作。随着韩国大型电池企业转向于专注满足国内储能需求，国际储能项目开发商与集成商将进一步加大从中国购买电池。
储能市场发展趋势：
从市场规模来看，全球储能市场发展潜力巨大。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。
从技术来看，电池系统的性能和成本决定了储能的规模化推广和应用，是影响行业快速发展的瓶颈问题。面向未来10年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。
从政策来看，通过各项配套政策建立开放、规范、完善的电力市场，才能为储能真正发挥优势提供平台。
从商业模式来看，储能厂商、用户单位和投融资机构联手拓展储能应用市扬，探索储能多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。
从企业发展来看，一方面，传统电力企业新业务布局储能，另一方面，储能企业结合市场需求以更加经济有效的形式开展经营业务。
4、未来发展方向
在全球能源转型的背景之下，一方面，电力企业针对日渐式微的传统供电方式，积极调整现有运营业务，将来自终端用户侧的不同储能需求作为新的增长点，向整合分布式能源、推动分布式能源服务市场的方向发展，并提供电力交易、市场运营、配网优化等综合能源服务。储能已在电力企业新业务中居于很高的地位。另一方面，储能企业结合市场需求调整自身业务，以更加经济有效的形式开展经营业务，最大化发挥自身优势。例如S&C不再生产PCS，将专注于微网和电网级储能系统集成业务领域;梅赛德斯-奔驰，停止家用储能电池生产，将专注电网级储能应用;Younicos推出“储能即服务”模式，满足用户的即时储能需求等。
市场趋势来看，在储能技术研发与项目开发经验、储能补贴政策与发展战略目标、风能及太阳能发展规模、分布式能源发展规模、电力价格水平、分时价格、电力需求侧收费、辅助服务市场等因素驱动下，全球储能行业发展前景广阔，未来将保持稳步增长态势。
技术趋势来看，储能的迅速发展有赖于储能技术的革新带动成本大幅度下降。随着储能规模化的推广和应用，电池系统的性能和成本逐渐成为影响行业快速发展的瓶颈问题。围绕高能量密度、低成本、高安全性、长寿命的目标，各国都在制定研发计划提升本国的电池研发和制造能力。此外，电池技术的发展还直接决定了电动汽车的前景。随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，会加速退役电池储能市场的兴起。目前新电池成本比较高，是限制储能大规模推广应用的重要原因，而梯次利用能降低储能的工程造价、降低项目的投资成本、减少回本周期，同时比较环保，有良好的经济社会价值。虽然梯次利用技术现阶段尚不成熟，但可以预见，梯次利用将为储能系统带来新的发展方向，也将成为储能技术新的研发方向。
政策趋势来看，开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥优势的舞台。未来各国配套政策将加快推进电力现货市场、辅助服务市场等市场建设进度，通过市场机制体现电能量和各类辅助服务的合理价值，给储能技术提供发挥优势的平台。
竞争趋势来看，在政策支持逐步明朗的背景下，基于对产业前景的稳定预期，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，加大力度布局，开拓储能市场，全球储能行业竞争或将加剧。
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