储能地位提升，政策频出，储能即将爆发
在“十三五”期间，储能得到了政府前所未有的重视。“储能与分布式作为战略新兴产业”；“储能与分布式能源”列入在十三五百大重点工程里；“十三五”规划中,特别提出构建现代能源储运网络,其中首先提出储能和调峰设施的建设,加快构建多能互补、外通内畅、安全可靠的现代能源储运网络。
随着细则的制定，含储能技术的微网有望得到政策和补贴的支持，这将助力储能技术更广泛、更有效地推广应用。随着新一轮电力体制改革的部署和深化，电力存储环节也将逐步加入到灵活、市场化的电力体系建设和运行中。储能即将遇到爆发的临界点。
梯次利用政策将完善，降低储能成本，催化电化学储能发展
相比国外储能的发展，国内暂时对储能的补贴政策还是空白。当前，新能源汽车快速发展，动力蓄电池的梯次利政策预期增强，这将大大降低电化学储能电站的成本，催化电化学储能的发展。
创新技术突破梯次利用技术瓶颈，助力电化学储能电站大规模推广
级联技术对电池一致性要求低，兼容不同厂家、不同品牌、不同老化程度、不同类型的电池。级联技术可以使得电池模块化，方便后期运维和扩容。SOC状态排序技术使得电池组利用效率提高，延长电池组寿命，大大降低运维成本。级联技术将突破电池梯次利用的一致性瓶颈，助力电化学储能电站的大规模推广应用。
动力蓄电池梯次利用前景广阔，商业价值4000亿
到2020年，将有500万辆新能源汽车，对应有500万个动力蓄电池。梯次利用商业价值巨大，峰谷电价差套利、储能补贴、需求侧管理等经济效益达到4243.13亿元的巨大规模。
重点关注标的
储能龙头南都电源、圣阳股份；小规模示范项目先行的科陆电子、阳光电源、国电南瑞；已布局动力电池维护服务项目的雄韬股份；微电网控制领域龙头四方股份、国电南瑞；储能并网逆变器龙头阳光电源；新能源汽车全产业链布局，大量储能电站项目的比亚迪；
风险提示
储能补贴政策低于预期；动力蓄电池梯次利用政策低于预期；
一．储能是电力系统中不可或缺的一环
当前我国的能源结构中还是以煤为主，可再生能源、水电、核电、天然气等清洁能源的比例相对较低。大力发展新能源已经是国家战略，当前新能源的消纳问题是新能源发展面临的主要考验。
节能减排和能源结构变革的压力，用户侧个性化和互动化供电需求的压力，输配电资源约束压力，都促使储能的发展。同时，近年来，随着新能源汽车产业的爆发又加速了电化学储能技术的发展。
储能技术在电力系统的发电、输配电、用电侧分别起着巨大的作用。在发电侧有助于新能源的并网，平滑电力供应，有效提高新能源的消纳能力。在输配电侧可以削峰填谷，提高电力系统稳定性，保证电能质量。在用电侧可以作为微网和分布式的储能，作为备用电源使用，成为能源互联网的关键一环。
（一）储能是实现能源互联网的关键一环
储能产业是新能源领域的最后一公里，是实现能源互联网的蓄水池。储能作为能源结构调整的支撑产业和关键推手，在发电、输配电、电力需求侧、辅助服务、新能源接入等不同领域有着广阔的应用前景。储能技术作为实现能源互联网的关键一环，是不可或缺的一部分。
能源互联网的内涵是多种类型能源互联，系统弱耦合，能量自治且能双向互动。实现横向多源互补，纵向“源-网-荷-储”的快速协调统一。然而电力无法大规模存储的本质属性，是能源互联网不易实现的关键所在。因此储能技术作为协调统一的“蓄水池”是实现能源互联网不可或缺的重要组成部分。
储能是能源互联网实现能量双向互动的重要设备。没有储能，能源互联网就无从谈起。储能作为电能的蓄水池，在用户侧能将分布式能源发出的电力进行存储，自发自用，余量上网。当分布式能源不能满足自发自用时，用户可以从电网取电，对储能系统进行充电，实现谷电的存储，存储的电量自用降低用电成本或者在负荷峰值时将电能上网赚取电价差额。
（二）储能有效缓解新能源并网压力
我国风能、太阳能等清洁能源这几年发展迅速，装机容量快速增长，所占总装机比例提高。新能源持续、稳定的电能输出就显得尤为关键。但由于风能和太阳能间歇式属性所致，在缺乏储能装置的情况下，不能够长时间持续、稳定的输出电能。而为了保持电网的稳定性和保证电能质量，导致了弃风、弃光现象逐步凸显。
2015年，风电弃风限电形势加剧，全年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率15%，同比增加7个百分点。其中弃风较重的地区是内蒙古，弃风电量91亿千瓦时，弃风率18%。甘肃弃风电量82亿千瓦时，弃风率39%。新疆弃风电量71亿千瓦时，弃风率32%。吉林弃风电量27亿千瓦时，弃风率32%。
2015年1-12月，全国大多数地区光伏发电运行情况良好，全国全年平均利用小时数为1133小时。西北部分地区出现了较为严重的弃光现象，且弃光率在逐步提高。甘肃全年平均利用小时数为1061小时，弃光率达31%；新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时，弃光率达26%。
储能技术称作新能源领域的最后1公里，能将浪费掉的能源储存并在需要时得以释放，能够平抑、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。消除昼夜峰谷差，调峰调频和备用容量，满足新能源发电平稳、持续的需求，有效减少弃风、弃光现象。
（三）储能有助减小峰谷差，提高设备利用率
发电公司和电网公司在设计的时候都是按照最大功率并配合一定的安全裕度进行设计规划。但是，实际负荷功率往往都是存在峰、谷的变化值。因此发电设备和电网长期处于相对较低的利用率，既不经济也不环保。每年的检修费、设备正常维护费、损坏更换费用都是一笔巨额的开支。
储能设备能够在负荷低谷的时候，储存发出的多余电量，并存放在发电侧和输配电侧。当符合峰值时，可以将负荷谷底存储的多余电量发送给电网，满足峰值负荷的需求。这样，以后发电公司和电网公司的设计规划都不需要按照最大功率值进行设计，减少不必要的投资，提高设备利用率。
（四）储能技术改善供电质量，提供备用电源
储能技术能快速对间歇性的新能源供电出力进行补偿，改善电力输出。同时，对于负荷端，对于短暂的谐波冲击，能够有很好的补偿，改善电能质量。这对于大型数据库、基站等对电能质量有要求的重要场所，至关重要。同时，储能能够作为备用电源，给重要的场所提供电力保障。
二．储能应用创新潜力巨大
（一）电动汽车快速充电创新
瑞士洛桑联邦理工学院（EFPL）的科学家开发了一套全新的充电系统，使电动车的充电时间从8小时降到了15分钟。具体做法就是让4.5兆瓦功率的充电站成为可能。
在常规电路中，4.5兆瓦足以让电网崩溃。因此，EFPL的方案是在充电站建立一个缓冲存储系统，当4.5兆瓦功率同时输出时，切断与电网的连接。形象一点，这个所谓的缓冲存储系统其实就是利用集装箱大小的充电宝，在输出功率不大时从低电能电网中获取电能，反之则断开。
在EPFL的研究员AlfredRufer看来，相比于常规的高压解决方案，缓冲存储系统在低压或者中压电网中的实现成本更低。另外，如果充电站每天需要给200辆电动车完成充电，这块“充电宝”的容量只需2.2兆瓦时。
（二）峰谷套利盈利
峰谷电价差的存在，使得储能系统能够在谷时存电，峰时储存的电力上网。这样的套利模式理论上存在可行性。只要相关的政策成熟和储能系统的成本降低，使得这样的套利模式真正的盈利，必然在用户侧可以迅速推广。峰谷套利的创新应用分为两种：储能套利，降低用电成本或者赚取利润；光伏 储能套利模式，降低用电成本或赚取利润。
2013年以来，光伏 储能模式在全球多国落地。储能越来越多地应用到可再生能源发电与微网项目中。据CNESA不完全统计，分布式发电及微网领域的储能项目在我国全部储能项目中的占比从2013年的24%，提高到2015年的46%。主要因为国家制定了非常积极的屋顶光伏发展计划并给予电价补贴；分布式项目从成本和技术特性两方面都更适合现阶段的储能技术参与。
据GTM/ESA报告，2014年美国用户侧储能只占全部储能项目的10%，但其增长速度将比电网侧和发电侧储能都快，有望在2019年占总装机的45%。以美国加州为例，截止到2014年底，在SGIP激励下开展的储能项目(包括规划、审批、在建和投运)总量达到1118个，容量为75MW。Solarcity的光储创新模式打开了储能在美国用户侧市场的应用之门，也使得其他国家的光伏和储能公司争相在本国打造光伏储能新模式，以期把市场需求、政策和金融整合起来，尽快实现光储项目的商业化应用。
电费管理(包括电量电费和容量电费)是储能在用户侧应用的重要因素。近期德国的用户侧储能市场也变得十分活跃，在德国政府储能安装费补贴、免征营业税和银行低息贷款等政策支持下，户用储能的经济性变得十分明显。据预测，光伏 储能系统将从2014年的10，000套上升至2015年的13，000套，2017年有望达到60，000套。澳大利亚和日本市场用户侧储能的发展也很快。
（三）需求侧管理盈利
全国95%以上的高峰负荷年累计持续时间只有几十个小时，采用增加调峰发电装机的方法来满足这部分高峰负荷很不经济。如果采用电力需求侧管理的方法削减这部分高峰负荷，可以缓解电力供应紧张的压力，而且非常经济。参与需求侧管理的公司可以通过这样的方式，和电网公司进行交易，获得相应节省成本的分成，或者获得国家的相应补贴。
在加州、纽约州等需求响应和用户侧储能业务发展较早的地区，已经有UPS、Shore Hotel、7-11等多家公司安装并应用储能系统，与Green Charge Network公司达成电力能效协议，通过Green Charge Network公司统一管理储能系统的充放电行为，参与需求响应，并获得相应补贴。通过聚集分布式资源参与加州需求响应市场来增加额外的收益也是Stem公司提出的“储能即服务”模式中的一个重要应用。
三．储能技术种类繁多
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。
（一）机械储能
（1）抽水蓄能
抽水蓄能是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，具有日调节能力，用于调峰和备用。
不足之处：选址困难，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。
（2）压缩空气储能
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。
压缩空气储能也有调峰功能，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：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。同时，需要大型储气装置，一定的地质条件和依赖燃烧化石燃料，应用受限。
（3）飞轮储能
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。难点在于需要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，能量在几十个小时内就会自行耗尽。市场狭小，只适合于一些细分市场，比如高品质不间断电源等。
（二）电气储能
（1）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。目前研究的方向是能否做到面积很小，电容更大。
不足之处：和电池相比，其能量密度导致同等重量下储存能量相对较低，直接导致的就是续航能力差。
（2）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：材料和低温制冷系统导致超导储能的成本很高，使得它的应用受到较大限制。同时，可靠性和超导技术的不成熟导致超导储能发展相对受限。因此可靠性和经济性的制约导致了商业化应用还比较远。
（三）电化学储能
（1）铅酸电池
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：能量密度低，寿命短。如果深度、快速大功率放电时，可用容量会快速下降。
（2）锂离子电池
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。
不足之处：价格相对较高，1-2元/wh。同时，过充导致发热、燃烧等安全性问题，需要进行充电保护，对BMS的技术要求较高。
（3）钠硫电池
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：安全性较低，使用条件要求高。钠硫电池需要运行于高温下，容易燃烧。而且一旦电网没电了，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。
（4）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。
不足之处：电池体积太大，电池对环境温度要求太高，价格贵，系统复杂。
（四）热储能
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。
不足之处：热储能要各种高温化学热工质，应用场合比较受限。
（五）化学储能
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%。
（六）小结
在不同的应用场景下，针对不同储能技术的能量、功率密度、寿命、成本、储能周期等性质，进行合适的储能技术选择和应用。当前，由于能源结构调整的压力和新能源汽车的快速发展，能技术的研究主要还是集中于超级电容和电池上。电网储能技术的应用也集中在电化学储能和超级电容上。
四．储能技术当前的发展状态
当前储能技术的应用主要有机械储能，热储能和电化学储能。在电力系统中，以机械储能中的抽水蓄能储能和飞轮储能为主。同时，伴随着光热电站的发展，熔融盐为代表的储热技术也在电力系统中得到使用。电化学储能技术，当前更多的是使用在电站级储能示范项目，新能源汽车和应急电源中。但是由于电化学储能技术相对成熟和新能源汽车爆发的驱动力，大型的电化学储能电站正在技术上和经济性上变得可能。
（一）储能装机规模
据CNESA(中关村储能产业技术联盟)项目库不完全统计，预计到2015年12月底，全球累计运行的储能项目装机规模144.8GW，其中抽水蓄能为142.1GW；电化学储能项目318个，累计装机量(2000-2015年)为891MW。从2010年起，全球储能产业增速趋稳，年复合增长率(2010-2015年)为17%。在储电市场快速发展的同时，储热市场的热度也不断增加。据CSP Today统计与预测，到2015年底，全球光热发电装机规模为5GW，其中投运的熔融盐储热项目装机量超过1.3GW，另有超过1.3GW的储热项目正在部署中，主要分布在西班牙、南非、智利、中东、美国等地区。
据CNESA项目库不完全统计，预计到2015年底，中国储能市场的累计装机量(2000-2015年)为21.9GW，其中抽水蓄能为21.8GW；电化学储能项目装机106MW，占全球电化学储能项目装机总容量的12%，与2012年的4%相比，有大幅提升。近五年，中国电化学储能市场的增速明显高于全球市场，年复合增长率(2010-2015年)为110%，是全球的6倍。在中国市场，锂离子电池装机份额最大，为66%。其次是铅蓄电池和液流电池，比例分别为15%和13%。
（二）电化学储能的装机规模
根据CNESA的统计，截止到2015年12月底，美国、日本和中国的电化学储能累计装机量位列全球前三名，占比分别为44%、35%和12%。智利是唯一进入全球储能装机规模前十名的南美洲国家，德国则是欧洲储能装机比重最大的国家。国际市场中，锂离子电池和钠硫电池的装机比例接近，分别为39%和38%；锂离子电池的增速较快。而在中国市场，锂离子电池装机份额最大，为66%。其次是铅蓄电池和液流电池，比例分别为15%和13%。
从全球厂商格局来看，钠硫电池技术厂商NGK依然占据榜首位置，锂电技术厂商表现抢眼，在全球装机前十名的厂商中占据五席，包括比亚迪、Saft、LG Chem和三星SDI。国内厂商中，除了比亚迪依然占据装机第一的位置，其他主流技术厂商，包括南都电源、大连融科、中航锂电等也在快速发展。随着国际户用储能市场和调频市场的逐步启动，国内厂商也逐步向国际市场渗透。
HIS、Navigant Research、Yano ResearchInstitute、摩根斯坦利、CNESA、GTM Research等研究机构都对储能市场做了相关预测，不同的机构预测结果虽不相同，但对未来储能市场的规模和发展都是乐观的。
（三）电化学储能技术将在电网中加速发展
当前储能技术在电网中的应用需要考虑不同的应用场景，例如：微网和分布式系统的备用电源，新能源并网，调峰调频辅助服务等。不同的应用场景对储能技术有不同的需求，但如果满足如下条件的话，具有大规模推广应用潜力。
技术成熟度：能源结构调整的压力，新能源消纳的压力，峰谷负荷的矛盾，都促使储能技术的发展。同时，电网关系到国家安全和百姓的生活，安全至关重要。成熟的储能技术是电网安全稳定运行的基本要求。
标准化（便捷性）：不同的应用场景，对储能的容量有不同的要求，所以要求储能技术能标准化、设备化、批量化，可以根据不同的应用场景进行便捷的容量和规模的调节。而不是工程化，只能针对特定的应用场景进行设计。
经济性：储能技术比较昂贵是当前储能技术大面积推广的主要障碍之一。储能技术要比传统装置和传统技术处理电网中的相关问题更经济才有可能被选择使用。
反应时间：针对电网中不同的应用场景，反应时间越快越好。这样既能作为微网备用电源，又能作为调频电源使用。
储能容量大小：不同的储能技术对容量也有不同的要求，储存容量越大，应用范围越广。针对微网的电站级储能，至少需要兆瓦时到百兆瓦时的容量。针对用户侧的分布式储能，至少需要千瓦时到兆瓦时的容量。
电化学储能技术在技术成熟度、便捷性、反应时间、储能容量大小等各项指标上相比其他储能技术是一个很好的方案。当前唯一限制电化学储能技术在电网中大规模应用的瓶颈是经济性的问题。
根据EVTank在《微电网领域储能行业深度分析报告(2016)》研究报告中预测，随着化学电池技术的不断成熟，以锂离子电池、液流电池和钠硫电池等为代表的新型电池储能技术在电力系统中得到越来越多的应用。同时，EVTank在研究报告中预测，在微电网领域的储能系统将大规模的采用化学储能，得益于相对成熟的技术和较好的性价比，锂离子电池和铅炭(酸)电池是目前储能系统的首选技术路线。
（四）电化学储能示范项目
2008-2015年之间，国内外都投运了一些储能示范项目。其中以美国、日本、智利、中国为主。技术路线主要还是以锂电池和铅酸蓄电池为主，容量在十几兆瓦时的级别。
（五）经济性是制约电化学储能技术在电网中大规模推广的主要瓶颈
储能技术的经济性主要由四部分组成，包括：设备成本，运维成本，融资成本，投资盈利。具体主要由三方面的因素决定，包括：政策因素，技术发展，商业模式。
（1）技术发展
从电池技术角度来说，电化学储能基础技术的发展，有助于降低设备成本和运维成本。同时，BMS电池管理技术的发展有助于提高电池组的寿命和循环效率，使运维变得简单高效，间接的降低运维成本。
（2）政策因素
从国家政策层面而言，当前的储能政策仍待完善。储能技术在电网中起到削峰填谷，新能源并网，调峰调频辅助服务，微网备用电源等巨大作用。当前缺乏对储能的价值进行合理的经济测算，并给出相应补贴的合理政策。而相较美国、日本、澳大利亚、韩国都在设备投资或者项目本身上给与相应的经济补贴。投资盈利方面，在储能成本下降到一定程度，通过参与需求侧管理和峰谷差套利未来都是有可能的，但同样需要国家政策来明晰相关规则。融资成本方面，当前国内主流分布式光伏商业模式仍然延续地面电站开发的模式，即项目业主自有资本金 银行融资的模式，新的融资渠道拓展有限，尚未形成光伏资产和社会资本之间的对接，通过产业投资基金撬动项目开发的模式仍处于讨论阶段。国家政策在明晰了盈利规则和补贴政策后，让产业投资基金看到盈利的可能，才有可能撬动产业基金，降低项目的融资成本，才能引导和推动适合中国市场的光储模式的发展。
当前中国相比美国和日本，在新能源补贴政策方面还是空白。为了促进储能产业的发展，“十三五储能规划”和储能的补贴政策出现将是时间问题。
五．电动汽车爆发式增长，锂电池梯次利用，催化储能发展
（一）国内外动力蓄电池梯次利用项目
全球各国都在积极开展动力电池梯次利用方面的实验研究和工程应用，其中日本、美国和德国等国家走的比较早，并且已经有一些成功应用的工程和商业项目。我国从近几年才开始开展相关的理论研究和示范工程，步伐相对慢一些，成规模的商业化运作还未真正开始。
（二）蓄电池梯次利用政策将完善，储能成本降低，储能前景广阔
电化学储能大规模推广的瓶颈是经济性的问题，经济性的问题主要受两个方面的因素影响，包括技术因素和政策因素。
受电动汽车爆发式增长的驱动，到2020年将有500万量电动汽车。届时，将有大量的动力蓄电池的报废回收。动力锂电池的相关回收政策还在完善中，同时动力蓄电池的梯级利用在《电动汽车动力蓄电池回收利用技术政策（2015年版）》中做了相关具体规定。
蓄电池梯次利用政策将逐步完善，在政策上将使得蓄电池梯次利用变为可能。蓄电池的梯次使用，将使得储能成本大幅降低，催化电化学储能在电网中的大规模应用。
（三）技术创新，助力蓄电池的梯次利用
（1）传统BMS系统
BMS系统主要分为检测模块和控制模块两部分。
检测模块：是通过传感器收集电池在使用过程中的温度、电池单体的电压、电流，电池组的温度、电压、电流等数据。这些数据是监测电池状态的基础，为电池的系统管理提供了最为基本的保障。
控制模块：根据监测模块收集到的数据，BMS系统就会根据每一个电池单体的实际情况来分配如何为电池充电，哪一个电池单体已经充满可以停止给它充电等。并且在使用过程中，通过状态估算的方式确定每一颗电池的状态，通过SOC(State Of Charge)、SOP(State OfPower)、SOH(State of Health)以及均衡和热管理等方式来实现对电池的合理利用。
（2）电池工作越久，差异性越大
由于制造工艺局限，电池的一致性在出厂时就必然会存在微小的差异。在电池的使用过程中，电池组内每颗电池的位置和工作环境温度都会不一样，电池组和电池组之间也存在环境的差异。因此，电池工作越久，电池的SOC(State Of Charge)、SOP(State OfPower)、SOH(State of Health)差异性就会越来越明显。
（3）传统BMS系统对电池一致性要求高
传统BMS控制系统输出的高电压，是通过多级电池串联而成。如木桶原理一样，单个蓄电池组的容量基本上受组内容量最小的电池决定。因此需要所有组内单体电池的电压、内阻、容量等指标越一致越好。同理，电池组组成的电池供电系统，也是受最小容量的电池组决定
电池工作一段时间后，每个电池和每个电池组的工作环境相互之间都是不同的，因此电池和电池之间，电池组和电池组之间必然会出现差异性。
传统的BMS系统暂时不能很好的解决这个问题，暂时只能够“放高补低”，牺牲优质电池的性能来补偿劣质电池的性能。通过这样的方式，来试图延长电池系统的整体寿命。
BMS控制蓄电池存在的缺点：寿命短，串并联使用问题，如存储能量少，使用安全性，电池电量估算困难等。
（4）创新级联技术，解决电池一致性问题
级联技术是采用了大量的电力电子技术，对每一个电池组都进行控制，通过控制低电压的电池组来输出高电压驱动负载。
级联技术相比传统的BMS技术，它能够充分的利用电力电子技术对每个电池组进行控制，并且对差异化的电池组模块进行快速的SOC排序。然后根据不同的电池组模块SOC的好坏状况来确定每个电池组输出电压时间的长短，通过叠加产生输出交流电压。级联技术能够动态的对电池组模块进行SOC状态排序，使得不同状态下的电池组模块都能够被充分利用。相较传统的BMS控制系统，级联技术能够大大的提高电池的利用效率，提高电池的使用寿命。充电的过程也是类似的情况，通过快速的SOC状态排序，能够让不同状体下的电池组模块都能充满电，提高充电效率。
由于级联技术能够对不同SOC状态下电池模块进行排序充放电，因此级联技术对电池组的一致性要求不高。可高度兼容不同厂家、不同品牌、不同老化程度、不同类型的电池。
级联技术使得串联数量降低一个量级，模块化成组后储能系统的寿命和循环次数接近单体。同时，级联技术使得电池组高度模块化、便捷化，方便后期的更换运维和使用。
创新级联技术突破传统BMS的一些技术瓶颈，对电池的一致性要求大大降低，可扩展性强。因此，采用级联技术的电池组寿命会长于采用BMS技术下的电池组寿命。同时，废旧电池的更换也相对更加便捷、简单，大大降低运维成本。
级联技术的优点：电池一致性要求低，电池模块化，兼容不同厂家、不同品牌、不同老化程度、不同类型的电池。SOC状态排序技术使得电池组利用效率提高，延长电池组寿命。
传统BMS：天之道，损有余而补不足。级联：储能之道，多用有余而少用不足。
（四）梯次利用商业价值巨大
以我国当前的动力蓄电池技术水平，BMS电池管理系统的技术水平和系统集成技术水平，当前进入市场的动力蓄电池一般3~5年左右即将达到设计的寿命终止条件，即容量衰减到初始容量的80%。部分一致性差或使用工况较恶劣的，甚至达不到3年的使用寿命。
以此推算，我国将在2017年前后，将迎来动力蓄电池退役的GWh时代。并且，动力蓄电池的退役数量将逐年递增。到2020年，会有超过30GWh左右的动力蓄电池报废退役。根据我国政府的新能源发展战略，到2020年全国风力发电装机容量达到200GW，光伏发电装机容量达到100GW。按照5%~20%比例配套建设储能系统，到2020年时，我国仅可再生能源并网市场，就需要37.5GW以上的储能系统，以2~4倍的容量/功率比计算，需要30-240GWh的储能电池规模。
到2020年，将有500万辆新能源汽车，对应有500万个动力蓄电池，每辆车平均电池容量估测为50kwh，每年充放次数为365次，电池系统的寿命年限为5年，每次充放的容量比例为60%，峰谷电价差参考北京、上海的峰谷电价差的平均值0.9元/kwh，储能补贴估测为0.5元/kwh，需求侧管理的效益假设为0.15元/kwh。基于以上这些假设，500万辆电动汽车蓄电池梯次利用经济效益为4243.13亿元。
（五）有储能电站建设、运维经验的公司优先分享梯次利用千亿市场
当前电站级电化学储能项目还是以示范项目为主，国内参与电站级储能项目的厂商主要有南都电源、比亚迪、科陆电子、圣阳股份、雄韬股份、阳光电源。这几家公司都建设或运维过储能电站。四方股份，国电南瑞、都参与或即将参与微网工程，主要负责微网的控制系统，协调风、光 储 用电的协调平衡和微网、大电网之间的实时平衡、切换。
据不完全统计，南都电源、比亚迪、科陆电子、圣阳股份、阳光电源参与的储能电站项目容量如下图所示。
如果动力蓄电池梯次利用政策配套完善，储能示范项目推广，优先受益标的将是具有储能项目经验的南都电源、比亚迪、科陆电子、圣阳股份、雄韬股份、阳光电源。这几家公司，将分享千亿动力蓄电池梯次利用市场。同时，四方股份、国电南瑞、等微网系统控制公司也将从中受益。建议重点关注，南都电源、比亚迪、科陆电子、雄韬股份、圣阳股份、阳光电源、四方股份、国电南瑞。
六、储能推荐标的
（一）南都电源
在新能源储能电池领域，公司保持行业领先地位，在大规模储能、分布式储能、户用储能等领域齐头并进，各类系统解决方案已逐步成熟并走向市场化应用。
（1）铅炭、锂电储能技术领先，储能行业龙头
南都电源在储能技术上的研究和应用已经超过十年，拥有行业领先的铅炭电池与锂电储能技术，尤其在铅炭电池方面，公司是国内最早开展产业化应用尝试的企业，其铅炭电池技术已通过国家级能源科学技术成果鉴定。南都电源还于2013年开发出了适用于户用储能系统的铅炭电池，公司在非洲、中东及欧洲等地推广小型户用储能系统实现了规模销售。
（2）储能示范项目经验丰富，获市场认可
近几年，公司在国家风光储输示范工程项目、江苏大丰万吨级1.5MWh风电海水淡化示范项目、华电电力科学研究院国家能源分布式能源技术研发实验中心储能系统项目、新疆吐鲁番新能源城市微电网示范工程项目等一系列重大项目中中标，这些示范项目良好的运行也验证了铅炭电池系统的经济性、稳定性和可靠性。公司储能系统集成技术已获得市场的全面认可。
（3）成本优势，带动储能商用化
通过近两年的持续开发与升级，电池寿命得到大幅提高，储能系统的度电成本显著下降，已能够满足商用化需要。公司基于技术与成本优势，向运营服务转型，率先推出“投资 运营”的商用模式，为工业用户提供削峰填谷等节能解决方案，实现在没有补贴情况下的商业化应用。2015年年底在“中能硅业储能电站工程实施项目”招标中，公司成功中标，不但作为投资方投资储能电站所需铅炭储能电池及相关系统设备，还负责电站整体运营。除此之外，公司又于2016年1月与中恒普瑞签订了《电力储能电站项目合作协议》为整个江苏省范围内的企业及用户提供用电节能服务。这标志着公司储能系统商用化模式的初步落地，将为公司未来在该领域多种商业模式下的规模发展奠定基础。
（4）定增产能储备，静待储能爆发
公司定增投资武汉南都1000万KVAh新能源电池投向新能源电池项目、能源互联网项目建设，重点产品为高性能铅炭电池。项目建设期预计为4年，由于投资规模较大，建设周期较长，项目计划分两期进行建设，其中一期产能500万kVAh，预计于2016年底前完成；二期产能500万kVAh，预计于2018年底前完成。预计项目建成后每年可实现销售收入44.2亿元，利润总额3.5亿元，全部投资回收期8.3年。当储能市场达到爆发时点，公司产能可以立即跟上。
（5）系统技术整合能力强，市场拓展衍生到海外
2015年，公司参股加拿大储能科技有限公司（简称“SPS“），投资150万美金持有其25%股权。该公司在海外新能源储能领域具备较强的系统技术整合能力和市场渠道拓展能力，公司将借助该平台积极开发大型锂电和户用储能系统，拓展海内外储能市场。2015年，公司取得SPS储能用锂离子电池大额订单，订单总金额1089万美元，产品主要用于加拿大及纽约的新能源系统调峰调频储能项目，实现了公司锂电产品在海外储能市场的首次规模化应用。
（二）圣阳股份
圣阳股份是国内最早自主研发和生产阀控密封式铅酸蓄电池的企业之一，自设立以来，专业从事吸附式（AGM）、胶体（GEL）等新型阀控密封式铅酸蓄电池的制造和销售。公司专业从事通信备用电源、电力备用电源、新能源储能电源、动力电源、新能源系统集成等系统方案的设计、开发和经营，是国际知名、国内领先的绿色能源制造商。
（1）积极布局铅炭电池，有望成为储能领域新方向
铅炭电池是铅酸电池的创新技术，相比传统铅酸电池有着以下优势：一是充电快，充电速度是传统铅酸电池的几倍；二是大功率放电，放电功率也是传统铅酸电池的几倍；三是循环寿命更长，循环充电次数可达2000 次以上，是传统铅酸电池的4倍以上；四是性价比高，比铅酸电池的售价有所提高，但循环使用的寿命大大提高了；五是使用安全稳定，可广泛地应用在各种新能源及节能领域。即使和锂电池相比，铅炭电池也具有低温性能好、成本低、生产及回收工艺成熟等优势。
FCP系列铅炭技术大容量、深循环、超长寿命储能电池产品，由古河电池公司自主研发，在古河日本工厂商业化生产，并已经开始市场应用。产品具有高可靠性和一致性，适用于PSOC深循环使用工况，设计寿命15年，经实验验证在70%DOD条件下循环寿命超过4000次，具有当前国际领先的技术水平，并且该产品采用模块化结构设计，节省空间、便于安装和运行维护。其系统运行的安全可靠性、系统成本和在整个服务寿命期间的投资回报率显著优于当前的锂离子电池储能产品方案，而且电池具有完全回收价值、可进一步节约投资成本、减少对环境的影响。
（2）新增布局储能锂电产业，全面满足潜在市场需求
公司近期公告与山东润峰集团签订《锂电产业合作备忘录》，拟合作成立独立的锂电池公司，专业从事锂电池相关产品的研发、生产及营销。我们认为，在即将出现第一波市场爆发式增长的储能行业中，对于拥有不同性能诉求和价格接受度的储能应用及客户，铅酸系电池和锂电池将取得绝对主导的市场份额，公司在拥有性价比极高的铅碳电池这一拳头产品的基础上，新增锂电丰富电池产品线，有助于更全面满足潜在的储能市场需求。
（3）储能业绩丰硕，技术实力雄厚
公司与中广核合作，中标承建了青海省玉树州曲麻莱县7203KW离网光伏电站项目、中广核共和县离网光伏电站建设项目、中国移动西部省份风-光-储一体化通信基站项目、三峡集团青海省海西州无电区户用独立成套光伏电源系统项目等大规模储能电站项目，均具有国内领先水平，展示了圣阳面向新能源市场发展的技术实力。
（三）科陆电子
公司是由国家科技部认定的国家火炬计划重点高新技术企业，专业从事用电管理系统、电子式电能表、标准仪器仪表及软件产品的研发、制造及销售。公司是国内高端电能表产业的开拓者，也是中国领先的电力设备与软件制造商。公司基于世界级能源服务商的定位，重点发展智能电网、新能源光伏电站、储能、新能源电动车充电站等领域
（1）牵手LG化学降低成本，大力发展储能业务
公司与 LG 化学签署《合资经营意向书》，共同开发、 生产及销售使用 LG 化学及 LG 化学子公司电芯的储能电池包。结合公司成熟的 BMS 技术，该合作将实现从电芯到系统的全面有效管理，降低电芯的采购成本，优化从户用储能系统到电网级储能系统整体的规模化生产，使公司在储能产业的布局将不再局限于传统的变流器领域，增强市场竞争力。
（2）自主研发BMS系统，布局储能电控技术
科陆电子从2010年开始研发BMS系统，技术成熟，具有明显的先发优势。并在2012 年成立国家大规模储能与并网实验室，使BMS 相关产品更大提升和更多的研发试验机会。
（3）加大研发投入，产业链协同跨界发展
公司基于能源服务商的定位，提出了“四权合一”的产业链协同跨界发展战略。公司以智慧能源工业权为基础，大力拓展智慧能源特许运营权，布局智慧能源售电市场权，积极搭建智慧能源金融权。公司加大对储能、光伏逆变器等新兴产品的研发投入，研发投入同比增加35.24%，管理费用同比增加64.41%。
（四）雄韬股份
公司主要从事化学电源、新能源储能、动力电池的研发、生产和销售业务。公司的主要产品涵盖阀控式密封铅酸蓄电池、锂离子电池两大品类。公司阀控式密封铅酸蓄电池涵盖 AGM 和胶体两大系列；锂离子电池产品涵盖钴酸锂、磷酸铁锂、锰酸锂三大系列，其中磷酸铁锂电池项目被列为国家火炬计划重点项目和深圳市科技资助项目。
公司是全球最大的蓄电池生产企业之一，产品主要包括铅酸蓄电池和锂电池。在中国大陆、欧洲、香港、越南、印度拥有制造基地或销售服务中心、分销网络遍布全球的企业集团。其中铅酸蓄电池业务连续多年位列中国密封铅酸蓄电池出口量第一。
（1）储示范项目先行，动力电池维护服务项目有序开展。
雄韬股份在储能领域国内主要做一些示范项目，以铅酸电池为主。国外主要是用户的小型储能装置。
同时，中标深圳普天新能源混合动力大巴动力电池维护服务项目，主要是完成：对动力电池的电池数据库的建立，电池组日常维护检测，体电池维护的相关工作。这将使得雄韬股份对未来电动汽车动力电池报废后的分拣、再利用（梯次利用）积累相关技术。结合已有的储能技术，将更加快速的切入动力电池梯次利用储能市场。
（五）阳光电源
（1）强强联手优势互补，储能市场提前布局
公司借助光伏逆变器的技术优势，在储能电池、电站运营、新能源汽车和微电网等方面已经提前布局能源互联网。
公司于2014年投资2亿元，与三星SDI合资企业布局磷酸铁锂电池及储能能源生产。设计产能500MWh，将于2016年上半年投产，预计年贡献收入超6亿元。
公司做储能的优势在于电力控制，优势在于大功率PCS、BMS、能效管理；而三星的优势在于电池及系统集成，可实现成本及系统寿命的最优；两者强强联合共同开发全球储能市场，未来随着国内锂电池成本的持续下降及国家储能发电等补贴政策落地，储能业务有望大规模爆发。
（2）3GW电站项目协议，利好储能业务发展
公司作为光伏逆变器龙头，与振发集团、珈伟股份、上海谷欣投资签订的3GW合作协议，共同进行国内外电站项目开发、建设、市场开拓。此协议有利于公司逆变器及相关配套产品，包括集中式逆变器、组串式逆变器、储能设备及一体化系统解决方案等产品顺利出货。该战略合作将利好公司逆变器、光伏系统集成、储能等多项业务的发展。
（3）储能逆变器储备丰富，把控储能并网关键设备
公司提前布局储能逆变器、光伏控制器等和储能相关的产品，已有成熟产品销售，应用多个分布式光伏电站。这些产品用于西藏阿里地区措勤县1.86MW风光柴互补离网项目、中广核青海祁连县3.087MW离网微电网项目等。储能相关补贴政策的落地后，公司储能逆变器等业务将放量。
（六）比亚迪
公司主要从事二次充电电池业务、手机部件及组装业务，以及包含传统燃油汽车及新能源汽车在内的汽车业务，同时利用自身的技术优势积极拓展新能源产品领域的相关业务。公司是全球领先的二次充电电池制造商之一，还是全球最具竞争能力的手机部件及组装业务的供应商之一。公司是国内销量排名前十名的轿车生产企业中增长速度最快的生产厂商，在中国汽车工业协会公布的2010年轿车生产企业销量排名中位列第6位，并位居国内非合资轿车生产企业第1名。
（1）动力电池行业标杆，产能进一步扩大
公司单体磷酸铁锂电池一致性、成本、寿命、良品率、能量密度等综合性能已达到全球最佳水平， 成为名副其实的行业标杆。公司于2015年已建成10GWh全球最大产能的动力电池工厂，2016年已在坑梓新开工建设6GWh的动力电池生产线，预期2017年中期投产；青海10GWh 的产能基地也在建设。
（2）全球领先储能生产服务商，储能项目经验丰富
公司二次充电电池产品主要是锂电池，应用在手机、汽车电池和储能等领域。在车用和储能电池技术方面，比亚迪已拥有十三年的研究及应用经验，并取得了良好的成绩。在国内，公司成功与中国国家电网、南方电网、中广核等行业权威合作，其中中广核应急蓄电池电源系统是全球第一个应用于核电后备铁电池电源系统。在国外，比亚迪成功与美国杜克能源、雪佛龙、RES 等世界知名企业展开合作，完成多个集装箱储能项目，运行稳定可靠。
（3）新能源汽车和储能发展相辅相成，受益动力电池梯次利用
储能为电动车充电提供便捷、加快电动车推进，2015 年，比亚迪合计销售新能源汽车超过 6 万辆，高居榜首，公司在新能源整车板块的龙头地位已是亊实，在插电式混合劢力领域霸主地位十分明显。电动车电池二次利用为储能降低成本、提高资源利用率，协同效应强大。
（七）四方股份
公司主要从事电力系统自动化及继电保护装置、电力系统安全稳定控制、高压直流输电控制、调度自动化、配网自动化、发电厂自动化控制系统、仿真培训系统、电力电子装备、轨道交通、工业自动化及清洁能源利用等领域的研究、开发、生产和销售。公司在继电保护、电网自动化及发电厂自动化领域拥有国内乃至国际领先的技术和研究成果。
（1）微网建设先驱，或将充分受益于储能行业
分布式发电储能可以实现在需求侧对电能分配进行优化和对微网负荷的调节，提高微网系统的经济效益。分布式发电配套储能可以解决用电高峰与发电高峰不匹配的情况，充分发挥灵活与快速响应的能力，实现电力资源的优化配臵。
公司从2008年参加国家863《兆瓦级冷热电联供分布式能源微网系统工程示范项目》，是国内最早参与微网建设的企业之一，到目前为止公司参加过超过30个微电网项目，并与华北电力大学、清华大学等建立长期技术合作关系，拥有微网建设管理丰富经验。
（2）微网技术实力强大，把控储能微网应用关键技术
公司的产品线丰富，包括针对风光储系统以及微网系统，提供各种类型的新能源变流器、微网能量管理系统以及监控系统，并在国家电网、南方电网等多个重大项目中实现了中标，竞争力突出。公司在2014年被认定为“北京市智能微电网控制工程技术中心”，在微网领域拥有强大竞争力。公司依托微电网项目经验，有望在部分地区成为微电网运营者，即园区级别甚至更大区域的售电公司。
（八）国电南瑞
国电南瑞是以智能电网和信息系统集成技术开发和应用为主营业务的高科技企业，专业从事智能电网、发电及新能源、节能环保、工业控制（含轨道交通）等产业领域的实用化服务及成套设备的加工与生产。
（1）智能电网、微网、分布式控制技术优势明显
公司源自国家电力主管部门的直属科研机构，是国内最早提供电力自动化产品与服务的厂商之一，长期从事控制技术研究、开发及产业化，产品广泛应用于包括智能电网、发电及新能源、节能环保、工业控制（含轨道交通）等战略性新兴领域，拥有一大批国内国际首创的具有自主知识产权的科技成果和首台首套产品，在相关行业理解、研究条件、研究成果、技术及产品等方面，与竞争对手相比有先发优势。
（2）自主成功研发分布式混合储能装置
在2015年2月，国电南瑞承担的国网山西省电力公司科技项目“面向智能电网的储能系统应用技术研究”通过专家验收。验收专家组认为项目研究成果在基于电池容量和电池特性的能量控制策略等方面达到国际先进水平。
超级电容器功率密度大、响应速度快、循环寿命长，但能量密度小，不适合长时间储能;锂离子电池能量密度大，电压平台宽，不适合补偿短时脉冲功率波动;全钒液流电池的特点则是能量密度大，循环寿命长，可以大功率深度充放电。项目根据三种储能单元的差异性，面向微电网系统研制了一套集成三种储能单元的分布式混合储能装置。
微网系统对储能装置要求较高，必须具备高速响应、高可靠性和长寿命等特点。项目开发的分布式混合储能装置，利用超级电容器的高频率动作特性、锂离子电池的宽电压平台特性以及全钒液流电池的大功率深度充放电能力，通过科学的容量和能量配置，以及合理的能量调度控制策略，提高了微网系统中保障电能质量的响应能力，保证了分布式能源发电的高效利用。
多类型储能系统采用模块化设计，多重储能物质之间实现性能互补，提高了应用性能，降低了成本，提高了寿命，具有系统扩容方便、冗余性好、可靠性高等特点，克服了传统储能单元单一方案的多个缺陷，将会得到越来越多的应用，在分布式能源及微网中具有广阔的应用前景。（来源：广发电新）
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