首页～天辰娱乐～首页现有的储能系统主要分为五类：机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能。目前世界占比最高的是抽水蓄能，其总装机容量规模达到了127GW，占总储能容量的99%，其次是压缩空气储能，总装机容量为440MW，排名第三的是钠硫电池，总容量规模为316MW。

　　抽水蓄能：将电网 低谷时利用过剩电力作为液态能量媒体的水从地势低的水库抽到地势高的水库，电网峰荷时高地势水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电，效率一般为75%左右，俗称进4出3，具有日调节能力，用于调峰和备用。

　　不足之处：选址困难，及其依赖地势；投资周期较大，损耗较高，包括抽蓄损耗+线路损耗；现阶段也受中国电价政策的制约，去年中国80%以上的抽蓄都晒太阳，去年八月发改委出了个关于抽蓄电价的政策，以后可能会好些，但肯定不是储能的发展趋势。

　　压缩空气储能（CAES）：压缩空气蓄能是利用电力系统负荷低谷时的剩余电量，由电动机带动空气压缩机，将空气压入作为储气室的密闭大容量地下洞穴，当系统发电量不足时，将压缩空气经换热器与油或天然气混合燃烧，导入燃气轮机作功发电。国外研究较多，技术成熟，我国开始稍晚，好像卢强院士对这方面研究比较多，什么冷电联产之类的。

　　压缩空气储也有调峰功能，适合用于大规模风场，因为风能产生的机械功可以直接驱动压缩机旋转，减少了中间转换成电的环节，从而提高效率。

　　不足之处：一大缺陷在于效率较低。原因在于空气受到压缩时温度会升高，空气释放膨胀的过程中温度会降低。在压缩空气过程中一部分能量以热能的形式散失，在膨胀之前就必须要重新加热。通常以天然气作为加热空气的热源，这就导致蓄能效率降低。还有可以想到的不足就是需要大型储气装置、一定的地质条件和依赖燃烧化石燃料。

　　飞轮储能：是利用高速旋转的飞轮将能量以动能的形式储存起来。需要能量时，飞轮减速运行，将存储的能量释放出来。飞轮储能其中的单项技术国内基本都有了(但和国外差距在10年以上)，难点在于根据不同的用途开发不同功能的新产品，因此飞轮储能电源是一种高技术产品但原始创新性并不足，这使得它较难获得国家的科研经费支持。

　　不足之处：能量密度不够高、自放电率高，如停止充电，能量在几到几十个小时内就会自行耗尽。只适合于一些细分市场，比如高品质不间断电源等。

　　超级电容器储能：用活性炭多孔电极和电解质组成的双电层结构获得超大的电容量。与利用化学反应的蓄电池不同，超级电容器的充放电过程始终是物理过程。充电时间短、使用寿命长、温度特性好、节约能源和绿色环保。超级电容没有太复杂的东西，就是电容充电，其余就是材料的问题，目前研究的方向是能否做到面积很小，电容更大。超级电容器的发展还是很快的，目前石墨烯材料为基础的新型超级电容器，非常火。

　　Tesla首席执行官Elon Musk早在2011年就表示，传统电动汽车的电池已经过时，未来以超级电容器为动力系统的新型汽车将取而代之。

　　不足之处：和电池相比，其能量密度导致同等重量下储能量相对较低，直接导致的就是续航能力差，依赖于新材料的诞生，比如石墨烯。

　　超导储能（SMES）：利用超导体的电阻为零特性制成的储存电能的装置。超导储能系统大致包括超导线圈、低温系统、功率调节系统和监控系统4大部分。超导材料技术开发是超导储能技术的重中之重。超导材料大致可分为低温超导材料、高温超导材料和室温超导材料。

　　不足之处：超导储能的成本很高（材料和低温制冷系统），使得它的应用受到很大限制。可靠性和经济性的制约，商业化应用还比较远。

　　铅酸电池：是一种电极主要由铅及其氧化物制成，电解液是硫酸溶液的蓄电池。目前在世界上应用广泛，循环寿命可达 1000 次左右，效率能达到 80%-90%，性价比高，常用于电力系统的事故电源或备用电源。

　　不足之处：如果深度、快速大功率放电时，可用容量会下降。其特点是能量密度低，寿命短。铅酸电池今年通过将具有超级活性的炭材料添加到铅酸电池的负极板上，将其循环寿命提高很多。

　　锂离子电池：是一类由锂金属或锂合金为负极材料、使用非水电解质溶液的电池。主要应用于便携式的移动设备中，其效率可达 95%以上，放电时间可达 数小时，循环次数可达 5000 次或更多，响应快速，是电池中能量最高的实用性电池，目前来说用的最多。近年来技术也在不断进行升级，正负极材料也有多种应用。

　　市场上主流的动力锂电池分为三大类：钴酸锂电池、锰酸锂电池和磷酸铁锂电池。前者能量密度高，但是安全性稍差，后者相反，国内电动汽车比如比亚迪，目前大多采用磷酸铁锂电池。但是好像老外都在玩三元锂电池和磷酸铁锂电池？

　　锂硫电池也很火，是以硫元素作为正极、金属锂作为负极的一种电池，其理论比能量密度可达2600wh/kg，实际能量密度可达450wh/kg。但如何大幅提高该电池的充放电循环寿命、使用安全性也是很大的问题。

　　不足之处：存在价格高（4 元/wh）、过充导致发热、燃烧等安全性问题，需要进行充电保护。

　　钠硫电池：是一种以金属钠为负极、硫为正极、陶瓷管为电解质隔膜的二次电池。循环周期 可达到 4500 次，放电时间 6-7 小时，周期往返效率 75%，能量密度高，响应时间快。目前在日本、德国、法国、美国等地已建有 200 多处此类储能电站，主要用于负荷调平，移峰和改善电能质量。

　　不足之处：因为使用液态钠，运行于高温下，容易燃烧。而且万一电网没电了，还需要柴油发电机帮助维持高温，或者帮助满足电池降温的条件。

　　液流电池：利用正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池。电池的功率和能量是不相关的，储存的能量取决于储存罐的大小，因而可以储存长达数小时至数天的能量，容量可达 MW 级。这个电池有多个体系，如铁铬体系，锌溴体系、多硫化钠溴体系以及全钒体系，其中钒电池最火吧。

　　不足之处： 电池体积太大；电池对环境温度要求太高；价格贵（这个可能是短期现象吧）；系统复杂（又是泵又是管路什么的，这不像锂电等非液流电池那么简单）。

　　热储能：热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒介中，需要的时候转化回电能，也可直接 利用而不再转化回电能。热储能又分为显热储能和潜热储能。热储能储存的热量可以很大，所以可利用在可再生能源发电上。

　　化学类储能：利用氢或合成天然气作为二次能源的载体，利用多余的电制氢，可以直接用氢作为能量的载体，也可以将其与二氧化碳反应成为合成天然气（甲烷），氢或者 合成天然气除了可用于发电外，还有其他利用方式如交通等。德国热衷于推动此技术，并有示范项目投入运行。

　　不足之处：全周期效率较低，制氢效率仅 40%，合 成天然气的效率不到 35%。

　　总体来说，目前研究发展主要还是集中于超级电容和电池（锂电池、液流电池）上。材料领域的突破才是关键。

　　储能是智能电网实现能量双向互动的重要设备。没有储能，完整的智能电网无从谈起。

　　主要就是平抑、稳定风能、太阳能等间歇式可再生能源发电的输出功率，提高电网接纳间歇式可再生能源能力。

　　这几天美国德州下大雪，我在德州的一个亲戚发来视频，一家三口每天用木炭生火，用个平底锅烤披萨过活，我嘲笑他们过上了原始生活。其实当地的居民不仅是无电可用，仅有的电力也真的是用不起，德州当地批发电价一度突破了1万美元/兆瓦时，相当于每千瓦时超过10美元，折合65元人民币一度电。

　　看这电价我是真的心痛，但凡德州电网储能的规模够大，同时燃气发电跟得上，也不至于电价疯涨200倍。不过我有理由相信，市场化程度较高的美国储能市场，看到如此大的差价利润不可能不动心，暴风雪后，德州的储能春天已经不远。

　　一方面，我国领导人已经对世界做出了庄严承诺，二氧化碳排放力争在2030年前达峰，努力争取2060年实现碳中和。为了实现这一目标，可再生能源发电逐步替代煤炭等发电势在必行，而无论是光电、风电又或者其他可再生能源发电具有波动性，大规模接入电网必须配套大规模的储能设施。

　　另一方面，我们国家电力体系属于保障民生工程，是根正苗红的计划经济产物，缺乏市场经济的先天基因，而后天又没有形成良好的市场机制，加上储能本身回报周期长，这就使得资本产生畏难情绪。政府试点年年搞，却没有把真正的活水引起来。抽水蓄能实际装机量仅完成了《电力发展“十三五”规划》数目的75%就足以说明问题。

　　目前，大规模储能的技术方式主要有抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子电池、液流电池、铅酸电池等。抽水蓄能目前占据主导地位，占比在90%以上，但是抽水蓄能能量密度低，初次投资成本较高，还要受地形、生态环境等条件的限制，建设周期也较长。

　　相比抽水蓄能，电化学储能的潜力更大。其场地条件限制小、选址布局灵活，尤其是锂离子电池储能近几年发展迅猛，安全性、能量转换效率、经济性上的提升，使得锂离子电池储能前景一片光明。

　　来看，宁德时代晋江项目用的12000次循环的电池已经正常服役1年多了，如果按照一天调度两次来计算，可以服务15年以上。

　　，中关村储能联盟的数据显示，2020年的度电投资成本在0.66元左右，2025年这一数字将降至0.3元以下，最低可能下降到0.18元，可以和抽水蓄能0.2到0.25元的成本持平。

　　，储能设施前期投入大，而电力又是民生保障项目，因此储能的盈利模式非常重要。

　　参与储能的投资和运营主体也大致有三类：国家电网企业、独立运营商、终端用户。

　　电网企业在输配电侧配备储能的意愿不强。按照《输配电定价成本监审办法》规定，电储能设施成本与电网企业输配电业务无关，不能计入输配电成本核算。国家电网此前也发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，明确要求不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。原因多样，其实主要还是套利方式不明确，储能调度如果要电网企业自己买单，肯定是动力不足，可如果要转嫁到消费者身上，势必要拉开峰谷差价，涉及民生问题，同样不好解决。

　　发电侧的问题同样比较明显，目前各省的政策都很多，行政手段要求弃光弃风指标达标，光伏+储能好像是一套组合拳，但是现在光电、风电平价上网，中间利润已经很低，如果强制要求配储能，也是有些强人所难。还有一个值得注意的现象是，在一些有政策引导建设储能设施的地区，由于对储能缺乏必要的门槛条件设置，设备情况大多是一言难尽，“本来就不赚钱，还要承担储能建设，项目没办法干”，这样的解释似乎也于情于理。

　　若独立运营商投资储能帮助调频调峰，由于储能需要接收电网的指令进行调度，也就是调度一次才能赚一次的钱，而事实上不去调度储能，让发电站多发点电也是可以的，这样的情况下实则和发电企业处于竞争关系，受制于电网体系，也很难发挥最大的作用。

　　储能要怎么赚钱呢，一个是峰谷价差套利，另一个是帮助终端管理用电，储能企业从为用户节省下来的电费中收取部分费用作为其自身收入。中关村储能联盟理事长俞振华曾表示，一般情况当峰谷价差大于0.75元/度时才有盈利的空间，而我国的电价本身就处于较低水平，商业用电价格也就是度电1.5元左右，盈利通道非常狭窄。终端管理用电可以帮助用户侧消除尖峰负荷，从而减少容量支出。但问题在于储能运营商需要和用户侧结算，当用户侧掏真金白银的时候，往往会质疑储能是否真的帮助节省了这么多钱，储能的商业价值究竟如何评估，缺乏有效模型。

　　综合起来看，储能之于能源战略有必要性，必要性中的经济属性较弱，而终端用电侧的核心矛盾是经济性，这两者之间有矛盾难以协调。

　　例如让投资方顾虑的先期建设问题，不妨参考抽水蓄能的两部制电价，同样赋予电化学储能容量电价，也就是按照储能的容量多少先期弥补投资方的固定成本和准许收益，相当于补贴储能的建设费用，当然这其中需要对储能设备准入设置门槛，避免以次充好骗补的现象。

　　再用电量电价弥补发电损耗成本，这样就给与投资方必要的保障，加大社会参与的积极性。同时增加有效交易市场，参考发达国家，建立能量市场、容量市场、辅助服务市场等交易机制，鼓励资本进入，只有这样，才能真正让多方获利，让储能走上可持续发展的道路。

　　储能主要是指电能的储存，可分为机械储能、电化学储能、化学储能、热储能及电磁储能等，其中机械储能是最成熟，成本最低的储能方式，常见的有：抽水蓄能电站、飞轮储能、压缩空气储能等。

　　电化学储能的应用目前最为广泛也最有前景，新能源车产业链的核心部件，动力电池就是电化学储能应用的一种，按照介质不同，可分为锂离子电池、铅酸电池、钠离子电池等。

　　化学储能概念简单，但操作过程异常复杂。顾名思义就是将电能转换为化学能储存起来，最常见的就是电解水制氢。

　　热储能，典型的应用就是光热电站，将阳光聚集后，把作为介质的熔盐融化，吸收大量热量，熔盐再继续加热水，形成水蒸气，推动汽轮机发电。太阳下山后，电站可以继续利用融化的熔盐所储存的热量来发电，光热电站是为数不多的可以稳定供能的新能源电站。

　　电磁储能，主要有超导储能、电容储能、超级电容器储能等，其储能效率高，但距离实际应用还相当遥远。

　　文件的主旨就是继续拉开平峰和高峰时期的电价，条件具备区域，分时电价差距可达到4倍。

　　这两份文件一明一暗，都是在鼓励发展储能行业，而且针对的是用户端的新型储能（电价针对的是用户侧）！

　　虽然以抽水蓄能为代表的机械储能也是储能，但由于抽水蓄能位于发电侧，且是传统储能范畴，基本和这两份文件没啥关系了。

　　压缩储存的氢气能量密度极高，不论将氢气应用于燃料电池中供能或者直接用于煤化工的生产都具有极高的能量转换效率。

　　由于氢气的能量密度较大，可以承载大功率的富余电能输出，很适合作为大容量的风电、光伏电站的储能介质。

　　但氢储能存在一个弊端，储存氢气的压力容器容易发生氢脆现象，氢气的运输和储存成本很高，目前氢储能一般仅仅能应用于煤化工的原料生产。

　　在政策利好的推动下，这几年锂电的度电成本下降飞快，目前已经有成熟的锂电储能电站应用，在特定电价条件下，储能电站的内部收益率（IRR）可以达到8%，已经够着了大部分国企央企投项目的最低标准。

　　化学储能需要较大的场地和较高的安全生产标准，而锂电储能因为能量密度相对较低，体积也较小，对场地要求较低，适合在工业园区、充电站、高端仪器设备等场所应用。

　　锂矿资源有限，可以预见，按照目前的速度发展，不远的将来，锂电将会由于上游材料价格的上涨，而进入瓶颈，锂电的度电成本不可能保持目前的趋势下降。

　　虽然锂电的能量密度在过去的几年已经得到了大幅度提升，但相较于人类对能源的利用量来说，依旧太小，而锂电能量密度提升的速度并不像半导体那样成指数式增长，而是缓慢得正比例提高，锂电能量密度的提升可能跟不上人类对储能容量的需求。

　　对于氢储能，比较直接的盈利模式是由化工企业投资新建分布式光伏电站，利用光伏制氢，而氢气正好是大部分化工企业的制造原材料，比如氢制乙烯。

　　在光照条件不错又富含水资源的区域，化工企业很容易降低制造成本，从而盈利。

　　此外，还有海上风电制氢应用于沿海化工厂生产的，电解水制氢制甲醇作为燃料电池燃料的，盈利能力完全取决于自然条件（风/光资源以及运输管道长度）。

　　对于电化学储能，目前的应用主要是作为园区的备用电站或者分布式能源电站，在平峰时段，将电能储存下来，在尖峰时段，将电卖给工业用户，赚取差价。

　　在发改委进一步拉开分时电价后，这类模式未来的盈利能力会更强，目前已经投运的储能电站IRR已经可以达到8%左右。

　　其他的利用模式还有充-储一体式的新能源车充电站，盈利模式在于向用户售电。

　　另外现在对于新上马的集中式风电或者光伏电站一般要求适配储能，这些适配的储能也以电化学储能为主，容量不大，目的是为了减少新能源发电对当地电网的冲击，主要盈利模式靠卖设备。

　　氢储能的关键技术目前尚未攻克，储能受外界条件限制较大，本文着重讲一下电化学储能产业链。

　　其中PCS：储能变流器，连接电池系统与电网，实现直流和交流电的双向转换。

　　电化学储能系统的成本如上图所示，其中EPC指的电化学储能电站建造的总承包费用占成本的比重，可以看到整个系统中电池成本占据了一半以上，其次是PCS储能变流器，而这两项也是储能系统中技术含量最高，壁垒最厚的版块。

　　上一篇光伏的致富代码其实是迈为股份和通威股份，7月6号发的，理由也写了，扎心的是我自己没买迈为股份，错失了70个点的利润。

　　储能的预期不如光伏和新能车，这波爆炒以后确定性最强的还是不管走啥路线都绕不过去的PCS部分。

　　A股三巨头中，更看好锦浪科技，切入逆变器版块短短几年，就从阳光电源身上撕下一块市场份额，潜力巨大，另外阳光本身也是难以撼动的世界级逆变器龙头。

　　其他还在低位的逆变器有主做风电逆变器的禾望电气，不过风电适配的逆变器技术含量比储能逆变器低很多，如果被爆炒的时候可能会涨一涨，爆炒过了可能就悲剧了。

　　最后，如果更进一步研究逆变器以及充电桩中成本最高的部件，其实是IGBT芯片，目前主要依赖于进口，A股也有相关的企业，但技术水平如何，没研究过，不清楚，如果那家公司也能做，说不定会成为利润的增长点哦。

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　　大规模储能系统现在世界范围内仍处于研究状态。前景当然不用说了，要是能弄出来，无疑是引爆新能源发展的导火索。你想想，如果有人发明了一个系统，可以存放并可控使用巨大的能量，先不说得不得诺贝尔奖，就连飞出银河系，拯救塞伯坦星都成为了现实。

　　目前电力系统储能最成熟的方案有两个：抽水蓄能和压缩空气储能。这两种方案目前的难点都在于选址，前者对山地形貌要求高，后者对地质结构要求高。我看到有答案说这个方法很蛋疼，其实这两种方式是工程中最靠谱的方法。工程界关心的不是酷炫，而是可靠性和成本。

　　其他理论上人类已经想到的储能方式有：超导电磁储能，电化学储能，机械储能。相对来说，前景较好的是前两个。他们的瓶颈都是在于材料。电化学储能中最靠谱的是全钒液流钒电池技术，前途可观。

　　现在的问题就是找不到那么一种介质或形式来存储这么大的能量。现在有些地方建了储能水电站，就是电量足的就用这些电带动抽水机，将水抽到高处存起来，电量不足的时候就用这些水来发电。这么做是不是有点蛋疼啊。

　　我觉着能大量储存电能的东西也就是地球了，如果可能的话就把多余的电送到云里。云彩和大地形成一个巨大的电容，这样应该能存不少电吧。名字我都想好了，就叫“云电池”吧，哈哈，这名字很虎吧。这种危险的事情就留给牛人们去研究吧。