从电力储能看分布式应用

　　根据IEA统计分析，2012年全球储能装机总量128GW中抽水储能占比为99%。抽水蓄能是典型的发电端储能技术，这反映了电力供应格局的现状。风能和太阳能发电的比重上升，正在带来分布式发电的革命，也带来了分布式的储能需求。

最早启动的是离网储能应用。在电价市场化的国家，部分居民的地理位置偏远，而导致电价高企，这类离网的储能需求可以在更高的价格下启动，比如在德国市场，700欧元/kwh的储能系统也有市场需求。E3DC是德国锂离子家庭储能系统的领导厂商，市场占有率自称为80%，主要产品是太阳能发电及储能系统，其S10配置的电池容量13.8kwh，而太阳能发电功率为12KW，其累计出货已超过1000套。

太阳能发电成本低于居民电价后，分布式发电最好的出路是自用，如果储能成本足够低，则用户有动力通过储能系统把太阳能发电得到的电力用于高峰电价时段。居民电价高的国家更容易启动这个市场，这些国家多集中在欧洲。以德国为例，估计其分布式太阳能发电成本在0.13欧元，居民电价在0.26欧元，则储能成本在0.13欧元左右时，这类储能需求将兴起，考虑到德国正在执行的30%的储能补贴政策，实际成本在0.18欧元/度时就可以启动，考虑到中间渠道产生的加价(30-50%)，我们估计2016年德国市场这类需求就将大范围启动。

靠天发电的特性决定了这2种新能源发电技术的输出电力都是不稳定的，需要通过储能系统实现负荷平衡，至少是负荷平滑，这通常需要的储能系统需要按照10%-30%的小时发电量配置，而即便按照10%每小时发电量配套储能装置，根据2014年预计的风光发电出货量来看，潜在的全球配套储能系统需求保守估计在8GWH/年。但是，实际上由于储能单元成本居高不下，储能系统的渗透率非常低。这一需求的启动，取决于电网的上网政策规定。

长远来看，峰谷用电调峰需求巨大。以负荷差异来看，我们估计潜在的调峰市场在7.5%的总装机量(国内峰谷负荷差为30-40%)。根据2013年全国电网发电装机容量为1250GW，日均发电量14657GWH，电网调峰储能需求在94GW，或1100GWH。这个市场中，抽水蓄能目前是主力。2013年中国的抽水蓄能电站投产容量21.5GW(储能功率在总装机容量的占比为1.72%)，在建14.2GW。新型储能技术要进入这个领域，至少需要将度电储能成本降低到峰谷电价差的水平，国内平均在0.60元/度。

以磷酸铁锂技术为例，要达到0.6元/度的成本，则储能系统成本投资为900元/KWH，而目前的厂商出货成本在3000元/KWH，仍需要有巨大的下降幅度(或者商业模式创新)。磷酸铁锂是否有潜力下降到900元/KWH，目前看不清楚，这是一项有极具挑战性的指标。

业界在讨论的另一个变通方式，是用电动汽车淘汰下来的电池做储能单元，则成本可能大幅度下降，国际上已经有这种项目在试验运行。但是，这种应用模式需要电池技术的电动车大成，并有大量电池进入淘汰阶段。如果，电池电动车成为主流，其退役电池应该能够大规模满足储能的需要。

电动车和储能应用还存在直接融合使用的可能，融合将使储能系统成本更快速地回收，加快这2个应用的启动时点。如果假定电动车已经在使用，则，当磷酸铁锂储能系统成本在1.5元/wh时，边际储能成本为0.6元/度，这个条件远低于独立应用模式下要求的0.9元/wh。以磷酸铁锂电池的价格来看，2015这个模式就具备启动条件，但是，前提是家用电动车市场的启动。

目前看来，磷酸铁锂最有希望在分布式储能中被广泛应用，最主要的原因是磷酸铁锂的循环寿命在锂电池技术当中是较高的。铅酸电池目前的性价比也不错，但是长期来看其成本潜力有限，寿命仍有差距(改良后的铅酸寿命可以达到2000次左右，与磷酸铁锂4000次也有差距)，并面临一些国家的环保限制。