储能产业调研报告

（报告出品方/作者：申港证券，贺朝晖）1. 核心观点及关键问题这篇报告，我们选择从自下而上的视角，从电网负荷需求角度出发，定量分析电网 调峰、调频需求，并且搭建了考虑光伏、储能调峰和调频收益、碳排放收益的新型 电站系统收益模型，以微观电站收益率分析储能发展潜力。并且分析国内储能政策 边际变化，以欧洲、美国储能市场进行参考阐述储能市场定位，给出储能未来发展 的方向和空间预测。我们认为今年将会是储能发展史上具有重要意义的一年，行业 在政策建设、规模发展将会迎来重大突破。1）问题 1：新型电力系统要求下，储能为什么从可选项变为刚需？在 2030 碳达峰、2060 碳中和目标要求下，中央已经明确未来要建立以新能源为主 体的新型电力系统，确立了未来光伏、风电的长期发展道路，预计“十四五”期间， 光伏、风电年装机量将达到 120GW。新能源装机的快速提升，以及电力系统正在 发生的变化，使得储能刚需属性愈发增强。储能是解决新能源消纳问题的最佳方案。新能源装机的增长，使得弃风、弃光率 存在反弹的可能，加大了电网消纳压力，配置储能是较为灵活且见效快的解决方 式，并且政策已明确对于配置储能的新能源电站项目，将给予优先消纳。电网发电端、负荷端波动性呈现增长态势。发电端风电、光伏输出功率是自然资 源驱动型，而传统火电、天然气、核电等输出功率是燃料驱动型，可以人工加以 干预调节。风电、光伏装机占比的快速提升，将降低电力系统发电端的灵活性。 而负荷端居民用电比例呈现持续上升态势，居民用电负荷曲线较工业、工商业波 动性更大，面对极端天气问题更为突出。在供需两端波动性都加大的情况下，未 来储能是提升电网灵活性的重要选项。储能提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。传统火电、水电、核电、天然气等 发电方式都通过发电机输出电能，当电网出现频率波动时，凭借着汽轮机组的转 动惯量可以延缓频率波动趋势。但风电机组转速慢，转动惯量较小，而光伏发电 无转动设备，不具备转动惯量，当电网频率突变时，响应能力大幅下降。未来新 能源占比提升，将使系统转动惯量降低 30%以上。储能具有出色的响应速率，可 以在电网频率波动时提升电网惯量支撑，并且自动响应进行一次调频、二次调频。2）问题 2：储能行业正在发生哪些重要的边际变化？政策要求储能在发电侧实现规模化。从 2020 年至今，多个省份发布的新能源建 设管理办法，均明确了新建光伏、风电机组需要配置 10~20%比例的储能系统， 对于弃风、弃光较为严重的地区，储能已经成为必选项。对于储能行业，规模化 是发展的第一步，持续提升造血能力为第二步发展方向。完善电力辅助服务市场制度扩充储能应用场景。自 2017 年各地陆续开展电力辅 助服务市场建设以来，制度不断完善，2020 年 12 月南方区域调频服务市场开始 试运行，标志着首个区域调频服务市场投运。制度明确了储能未来可以参与的服 务类别和补偿标准，使储能可以更加大范围参与电网服务、增加收入来源。经济性问题已有解决方案。对于光伏、风电机组，配置储能会降低 IRR，但通过 电站、储能系统成本不断下降，让储能参与调峰、调频获得服务补偿费，以及在电气设备行业深度研究 敬请参阅最后一页免责声明 8 / 81 证券研究报告 碳交易市场建设完善后出售碳排放指标获得收益，均能够提升项目收益率，我们 预计 2~3 年后光储一体将能够实现平价。3）问题 3：储能行业值得关注的投资机会？ 当前储能处于政策驱动规模化阶段，增量业务是主要 机会，储能系统成本结构中，电池（占比 60%）、PCS（占比 20%）是占比最高环 节。而且由于储能电池和动力电池、PCS 和光伏逆变器，都属于同类产品的不同应 用场景开发，技术和产能均可共享，我国企业在该领域已经具备技术及产能优势， 在市场扩大时能够快速实现放量，以及集中度提升。看好电池领域龙头企业宁德时 代、PCS 及储能系统集成龙头企业阳光电源、积极布局储能的组串式逆变器龙头固 德威、户用储能领先者派能科技。2. 自成体系：我国储能已开发多种场景并成为刚需2.1 储能政策周期已开启全球储能市场经过多年发展，已经初具规模，2020 年预计总装机量超过 10GWh， 相比 2010 年 89MWh 的市场规模，增长 118 倍，相比 2019 年 6.5GWh 装机量， 同比增长 61%，全球储能市场正处于发展快车道。我国储能同样发展迅速，2020 年预计总装机量超过 2.4GWh，相比 2010 年 9MWh的市场规模，增长 266 倍，相比 2019 年 0.85GWh 装机量，同比增长 182%，我国储能规模增速显著高于全球市场，未来将在全球市场扮演愈发重要角色。电力辅助服务市场是储能政策的重要方向，也是电力体制改革的重要组成部分。主 要运行机制是，并网发电机组、可调节负荷或电储能装置，按照电网调峰需求，平 滑、稳定调整机组出力或改变机组运行状态或调节负荷。电力辅助服务市场可极大推进可再生能源消纳、提高电网灵活性，利好可再生能源 发展。自 2018 年 5 月宁夏电力辅助服务市场进入试运行以来，甘肃、新疆、西北 区域、青海和陕西电力辅助服务市场建设工作相继开展。2020 年 12 月 28 日，南 方区域调频辅助服务市场启动试运行，调频辅助服务市场从原来的广东全省和广西 部分水电厂扩展到广东、广西、海南三省(区)，这也是全国首个进入试运行的区域 调频市场，标志着“十四五”电力辅助服务创新发展正在展开。近年来各地政策纷纷支持将储能纳入电力辅助服务市场。2020 年 5 月 19 日，国家 能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》，为 达到以下三点目标，均提出鼓励电池储能建设与参与：1）加快形成有利于清洁能源 消纳的电力市场机制；2）全面提升电力系统调节能力；3）着力推动清洁能源消纳 模式创新。储能参与电力辅助服务市场呈现出标准化、规模化的趋势。标准化：电力辅助服务市场方兴未艾，仍处于探索建设阶段，近年来各地陆续出 台多项政策，从参与主体、装机规模、电池功率、技术参数等多方面逐渐完善可 再生能源电站配置储能的标准规范，推动市场健康有序发展。规模化：从政策内容上来看，正在经历从鼓励建立可再生能源配套储能试点工程， 到新建光伏、风电项目要求批量化配置储能的转变。2020 年至今，湖南、山东、 宁夏等多省市发布强制性或建议性可再生能源电站配置储能的政策，新建光伏风 电项目配置储能的比例大多位于 10~20%，配置储能时长一般要求 2 小时以上。除强制性要求可再生能源电站项目配置储能外，多地对电网侧和用户侧储能实行补 贴政策，补贴类型涉及固定投资、运营以及自主研发等多方面，多种方式推动储能渗透率提升。 “十四五”期间，可再生能源的装机规模扩大对电网将带来更大冲击，也在推动电 力体制改革进程不断加快，储能参与电力辅助服务市场，不仅有利于形成更加灵活 的电网调峰机制，同时也可更大限度地发挥储能的经济性效应。在全国及各地方的 政策支持下，储能行业将和新能源发电一起，朝着标准化、规模化的方向快速发展。2.2 新型电力系统中储能将成为刚需2.2.1 我国电网灵活调节电源占比较低电网系统正在经历着从传统能源向新能源转型，在享受着新能源的清洁、低成本的 同时，电网灵活性降低的问题也愈发突出。风电+光伏在发电量中占比，已由 2012 年的 2%，提升至 2020 年的 9.3%，并且根据《2021 风电光伏建设管理办法（征求 意见稿）》，此比例将提升至 11%。风电、光伏由于发电输出依赖于可预测性较差的 自然资源，出力波动性较大，与用电负荷相关性很低，需要搭配具有调频、调峰性能的机组，以避免对电网造成的冲击。提升电网灵活性主要依赖调峰和调频能力，实现此功能需依赖电池储能、抽水蓄能、 燃气电站等灵活调节电源。根据中电联数据，我国此类灵活电源装机比例不足 6%， “三北”地区新能源装机显著高于全国平均水平，但灵活调节电源更是不足 3%， 电网调节能力大打折扣。相较其他国家，天然气发电比例较高的欧美国家普遍灵活 电源比重较高，如美国（灵活电源占比 49%）、西班牙（34%）、德国（18%）。2.2.2 居民用电比例提升增加负荷波动我国经过多年快速发展，整体用电量逐年增长，电力消费结构也在不断变化，纵向 对比来看，虽然第二产业用电仍然占到总用电量的 68%以上，但第一产业、第二产 业用电量持续下降，居民、第三产业用电占比不断提高，2020 年第三产业、居民用 电量占比已达到 16%、15%。虽然我国居民用电占比正在提升，但从用电结构、人均用电量两个维度横向对比欧美亚发达国家，我国居民用电仍然具有非常大提升空间：我国产业结构仍然以工业为主，服务业、消费正在快速发展过程中，电力消费结 构同样如此，未来城市化、产业转型均会提升第三产业、居民用电比例。从人均用电量角度横向对比，我国人均居民用电量大幅低于发达国家，仅为美国 的 16%，日本的 33%，但中国人均用电量增速远超发达国家，在经济快速发展带 动消费的背景下，居民用电量绝对值将保持持续上升势头。未来我国第三产业、居民用电占比预计将继续提升，电网也需要从适应工业负荷过渡到适应民用负荷。工业、工商业、居民用电因为使用习惯的不同，负荷特征截然 不同，工业、工商业用电因为规模较大、运行规律稳定，相对负荷较易预测，而居 民用电因为规模小且零散，运行极其不规律，因此负荷预测难度较大。而且由于夏 季酷暑、冬季极寒等极端天气影响，更加剧了负荷的波动性。极端天气导致电网峰值负荷大幅升高。在全球变暖、燃煤供暖逐步取消的背景下， 由于空调、电采暖设备的集中使用，峰值负荷被进一步提升，对电网造成了极大的 瞬时冲击，导致停电。今年 1 月国内极寒天气下，多地创出历史新高负荷峰值，1 月 7 日国网区域 11 个省级电网负荷创历史新高，而美国德克萨斯州也因为极寒天 气导致电力短缺，最高电价甚至达到 65 元/kWh。而由于居民用电比例的持续增长，小型化、不规律的用户终端占比将不断提升，用 电负荷波动性将进一步增大。通过对比过去 10 年主要省市的用电负荷及用电量数 据，可以发现大部分省市用电负荷增速已高于用电量增速，我们认为这种趋势未来 仍将延续，电网将面临更加复杂的挑战。2.2.3 储能是提升电网灵活性的刚需选择我国电网的灵活性装机较低、居民用电比例不断上升的特征，决定了电网提升灵活 性将成为接下来发展刚需。而电池储能凭借着其极快的响应速率、灵活的配置方式， 正在电网灵活性提升中作用愈发突出，配置储能可以实现以下功能：提供系统惯量支撑，补充电网调频能力。传统火电、水电、核电、天然气等发电 方式都通过发电机输出电能，当电网出现频率波动时，凭借着汽轮机组的转动惯 量可以延缓频率波动趋势。但风电机组转速慢，转动惯量较小，而光伏发电无转 动设备，不具备转动惯量，当电网频率突变时，响应能力大幅下降。未来新能源 占比提升，将使系统转动惯量降低 30%以上。储能具有出色的响应速率，可以在 电网频率波动时提升电网惯量支撑，并且自动响应进行一次调频、二次调频。保障短时尖峰负荷供电，大幅节省电网投资。传统电网投资需建设能够满足尖峰 负荷的容量，但尖峰往往持续时间非常短，例如 2019 年江苏最大负荷为 1.05 亿 千瓦，超过95%最高负荷持续时间只有55小时，在全年运行市场占比仅有0.6%， 但满足此尖峰负荷供电所需投资高达 420 亿。而如果采用 500 万千瓦/2 小时的 电池储能来保障尖峰负荷供电，所需投资约 200 亿，投资额大幅节省。促进新能源消纳，进行电网容量灵活调度。传统火电、核电、天然气等发电方式， 输出功率和燃料供给相关，也就意味着可以人为控制，而风电、光伏输出功率与 资源相关，可预测性较差，而且无法控制，新能源占比的提升，降低了电网灵活 性。从负荷特性来看，居民用电晚上负荷最高，而随着居民用电占比提升，光伏白天输出功率最高、夜间为零的特点与负荷之间背离将愈发明显，增加储能系统 实现白天发电量向夜晚用电高峰转移，促进了新能源消纳，也为电网调峰增加了 手段。2.3 多种场景应用丰富盈利模式国内电池储能市场在 2017 年以前发展较为平淡，年度新增装机量均在 100MW 以 下。2018 年，在电网侧大规模投资驱动下，储能呈现快速增长，年度新增装机量达 到 513MW，同比增长 833%。2020 年，中国新增装机量突破 1000MW，相对 2019 年同比增长 129%。储能行业应用场景丰富，主要可分为发电侧、电网侧、用电侧三类。发电侧对储能 的需求场景类型较多，包括电力调峰、系统调频、可再生能源并网等；电网侧储能 主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电扩容升级等；用户侧储能主要用于电力自发自 用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。2020 年，可再生能源并网应用达到 495MW，同比增长 405%，成为储能新增装机 增长的重要驱动力。预计未来几年，可再生能源并网应用将不断增长，2023 年将达 到 850MW，占比高达 41%，用户侧、独立调峰不断增长，电网输配侧、调频保持 稳定。2.3.1 发电侧：消纳是新能源发展需突破瓶颈我们认为当下解决光伏风电消纳问 题的主要途径有两个：一是风光项目及配套特高压项目同步配合建设；二是利用储 能平衡电网调峰，风光储一体化保障可再生能源的有效消纳。 在 3 月 5 日国家发改委、国家能源局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能 互补发展的指导意见》中明确提出，利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类 电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体 化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严 控增量“风光火（储）一体化”。配置储能可以有效减少弃光、弃风率，避免弃电损失。以光伏发电为例，中午时段 光伏出力达到高峰，出力超过电力系统需求，储能系统开始充电；下午进入出力低 谷，出力小于电力系统需求，储能系统开始放电，填补了光伏出力不足。储能系统参与发电侧的平抑波动，可从源头降低可再生能源发电并网功率的波动性， 大幅提升可再生能源并网消纳能力。储能配置通过 PCS 变流器接入新能源电厂（风 电场或光伏电站）的出线母线，抑制爬坡、平滑风电场或光伏电站等可再生能源电 厂的出力，提高大容量可再生能源电厂的并网接入能力，为可再生新能源的大规模 发电外送与应用提供技术支撑。在“30·60”顶层目标的指引下，我国已有近 20 省出台“新能源+储能”配套的鼓 励政策。政策内容主要分为两类：1）给予储能补贴；2）划定配储比例，优先支持 新能源配储项目。短期内，“新能源+储能”项目将主要由强制配套等外部因素推动， 随着电力市场化的推进，储能成本将由电力系统各环节共同承担，储能项目自身的 经济性将逐渐显现。2.3.2 电网侧：源荷波动性增大背景下储能大有可为在电源侧，新能源占比不断提升增大了输出端的日间波动，在负荷侧，居民用电占 比提升使得电网负荷波动更加剧烈，在这种情况下，电网调节能力必须提升以适应 未来更为复杂的源荷波动，具有快速调节速率、配置方式灵活的储能能够胜任此任 务。电网侧储能能够提高电力系统安全性，在辅助服务市场也大有可为。储能在电网侧 的应用能够缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级、辅助发电侧进行调峰，还能 参与电力辅助市场服务，包括系统调频和备用容量，尤其在调频方面发挥了非常大 作用。储能参与电网调频的应用示范已较成熟，调频已具备经济性。储能在电网侧辅助调 频，可改善系统波动性、不确定性加深造成的电网频率稳定性问题，从电网侧角度 提升电网接纳风电、光伏等可再生能源的能力。受国家政策支持，对电力调频服务 提供补偿，在补偿费用的前提下调频已经具备经济性，能够实现盈利。我国储能电网侧项目正在发展，独立储能项目开发商较少。2020 年上半年，电网 侧一共有 23 个储能项目，占已记入统计的储能项目的 15.4%，100MW 及以上的 项目数量较少，分布在福建、西藏、广东、北京、安徽、江苏、甘肃、青海、重庆、 天津、浙江、辽宁等 12 个地方。独立储能项目开发商有睿能世纪、万克和库博能 源三家，目前数量相对较少，行业集中度较高。电网侧储能 2018 年发展速度快，2019 年受政策影响发展停滞。2017 年和 2018 年，国家相继出台了有关促进储能技术与产业发展、完善电力辅助服务补偿市场机 制、绿色发展价格机制、清洁能源消纳等政策，电网侧储能技术蓬勃发展，2018 年 储能装机量相比 2017 年增加 458MW，从 55MW 上升至 513MW。2019 年，国家电网发布两条方案，规定不得以投资、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。虽是出于宏观经济目标而降电价的压力，却对电网 侧电化学储能造成了严重的打击。从长期看，新能源发电比例的进一步增长，也会 带起电网侧储能的市场化发展和竞争，为电网侧储能带来新一轮的活力。2.3.3 用户侧：峰谷电价差是最大驱动力储能应用在电力系统用电侧，主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管 理和提升供电可靠性等方面。用户主要是工商业企业和家庭用户，通过储能可以降 低用电成本，并提高用电的稳定性，实现低碳化、智能化的目标。我国用户侧储能项目规模较小，多为工业用户，家庭用户较少。2020 年上半年，用户侧在全国有 26 个储能项目，大多处于 kW 级及以上、5MW 级及以下的规模区 域，占上半年储能项目总数的 17.5%。在上海、北京、天津、重庆、四川等 13 个 地区均有项目在进行建设。削峰填谷是用户侧储能的重要应用之一。将储能应用于电网中，使其在电网负荷低 谷时充当负荷，以谷时电价购买电能并吸收储存；在电网负荷高峰时充当电源，以 峰时电价向电网释放电能。储能个人或企业可以通过“低储高发”模式获取收益。用户侧削峰填谷的经济性主要取决于峰谷电价差，我国部分地区已经具备盈利空间。 根据北极星售电网，近期各地陆续明确 2021 年销售电价，其中 15 个地区制定了 峰谷分时电价。工商业及其他用电方面，北京峰谷价差最大，达到 0.98-1 元/kWh； 大工业用电方面，上海峰谷价差最大，夏季达到 0.8-0.83 元/kWh。储能装机降低度电成本和容量电价支出，具备一定的经济性。部分省份针对大工业 用电采用两部制电价，即电度电价和容量电价。电度电价计价由用户的用电量决定， 容量电价由用户最大用电需求功率或最大变压器功率决定。当前我国各地平均按最 大需量基本电价平均为 35.1 元/kW·月，按变压器容量平均约为 24.4 元/ kW·月。 安装储能设备后，用户可以降低最大需量及变压器容量配置，由储能补充部分输出 功率，降低容量电价成本。2.4 调峰调频需求增长提振储能发展空间2.4.1 电力辅助服务政策与市场建设齐头并进我国电力辅助市场经历了近 20 年发展历程，在 2015 年电改 9 号文明确建立辅助 服务市场后，获得了突飞猛进的发展，从能源局层面框架建设，到具体省一级电力 辅助服务市场制度完善、进度推进，为各类电源参与电力辅助服务奠定了基础。截 止目前，全国五个区域（东北、华北、华东、华中、南方）均已启动或试运行辅助 服务市场，27 个省级电网也启动、或试运行、或筹备市场建设。新能源装机占比提 升对电网灵活性提出了更大的挑战，电力辅助服务的迫切性进一步凸显。电力辅助服务包含调峰、旋转备用、AGC 调频、AVC 自动电压控制、黑启动等， 我国大部分省区已经建立自己的电力辅助服务市场，并根据地区电力结构特点确定 提供服务类别，大部分省份均覆盖调峰、AGC 调频服务。2020 年 12 月，南方区域调频辅助服务市场，作为全国首个区域调频市场正式启动 试运行，标志着南方区域统一电力市场建设迈出重要一步，对南方区域各项电力辅 助服务价格进行了明确，广东辅助服务费用显著高于其他地区，显示出市场化效应。2.4.2 电网调频需求刚性极强我国电网运行要求稳定在 50Hz 的频率，也就意味着系统实时发电与负载必须稳定 在毫秒级别的时间间隔上，但由于实际电网运行过程中负载端和发电端一直在波动， 因此实际电力系统频率是一直变化的。国内对 3GW 以上的大容量电力系统允许频 率偏差为±0.2Hz，对中小容量电力系统允许偏差为±0.5Hz。调频操作一般在发电 端进行。负载端：由于用户极其分散且使用习惯不可预测，因此利用负载端调频难度极大， 电力系统统一通过发电端进行调频操作。发电端：正常运行情况下发电机组功率和负载匹配，但当发电减少（发电机组故 障、脱网、负荷突然减小等情况）或发电增加（风电、光伏机组输出增大、负荷 突然增大）情况发生时，电力系统频率将下降或上升，此时需要调频机组介入， 以避免频率超出规定范围。电力系统负荷由不同频率成分组合而成，因此调频也需要针对不同负荷分量来分阶 段执行。电力系统负荷主要包含 3 种不同规律的变动负荷：随机负荷分量：变动幅度较小，变化周期较短，一般 10s 以内，浮动在区域负荷1%以内，每小时波动达上百次，是一次调频主要处理的对象；脉动负荷分量：变动幅度较大，变化周期较长，一般为 10s 至 15min，浮动在区 域负荷的 2.5%以内，每小时波动 20 到 30 次，这类负荷包括电炉、轧钢机械等；持续负荷分量：变化缓慢，浮动在区域负荷的 40%左右，每天波动 10 次以内， 引起负荷变化的主要包括工厂作息制度、居民生活规律等。电网在频率偏离正常范围后，会顺序进行惯性响应、一次调频和二次调频来纠正， 如果频率还未恢复正常值，将进行三次调频。以上调频动作的机理以及实现方式存 在很大差别。惯性响应：主要依赖同步发电机组储存于旋转质体中转子动能对系统跌落的阻尼 作用，只能在频率变化后依靠系统惯性维持几秒；一次调频：主要利用同步发电机组调速器等系统设备稳定频率，更多利用系统自 身特性自动调节，但只能缓和，主要平衡随机负荷分量；二次调频：引入发电机组外部设备完成全部调频动作，主要依赖 AGC（自动发电 控制，Automatic Generation Control），能够平衡更长周期负荷波动，两次调频 协调进行对系统快速恢复正常频率非常重要。2.4.3 电池储能性能完胜传统电源传统用于调频的机组主要包括火电、燃气、水电等，这些机组都存在明显的短板， 比如火电响应时滞长、机组爬坡速率低，水电受地理位置和枯水期限制，并且技术 上较难解决，对于速率、全时长覆盖要求很高的 AGC 调频，不是理想的调频机组。电池储能具有理想的 AGC 调频性能，并且避免了火电 AGC 调频出现的反向调节、 偏差调节、延迟调节等问题，能够非常好地匹配 AGC 调节指令。对于各种类型的 AGC 调频机组，有量化参数来对比各项性能，包括调节速率 K1、 响应时间 K2、调节精度 K3 及综合指标 K。调节速率 K1：指发电机组响应 AGC 控制指令的速率，以%/min 表示，公式为 K1=本台机组实测调节速率/控制区域内所有 AGC 机组平均调节速率 电池储能可以在 2s 内完成指定功率输出，响应速度可以满足 AGC 调频需求，燃煤 机组调节速率最慢，只有 1~3%/min。从调节速率角度，储能调频效果平均可达水 电机组 1.7 倍、燃气机组 2.5 倍、燃煤机组 25 倍。由于我国大部分地区火电装机 占比超 50%，因此区域内 AGC 平均调节速率被火电拉低，电池、水电、燃气机组 计算出 K1 均远大于 1，为了避免机组响应 AGC 指令时过调节，K1 一般要设置封 顶，比如南网、蒙西设置 K1 封顶为 5，山东设置 K1封顶为 1.2。响应时间 K2：指发电机组响应 AGC 指令的时间延时，公式为 K2=1-发电机组响应延迟时间/5min 传统机组响应时间普遍在 0.5~2min，因此 K2值普遍位于 0.6~0.9，水电响应时间 在 20s 内，其 K2 值可达 0.93。电池储能可在 6s 内响应，K2 值可达 0.98。调节精度 K3：指发电机组响应 AGC 指令的精度，公式为 K3=1-发电机组调节误差/发电机组调节允许误差 发电机组调节允许误差为额定出力的 1.5%，大部分机组误差在 1%以内，火电机 组调节误差为 1%，K3 值范围为 0.35~0.9。综合指标 K：不同地区计算公式不同，以广东电网为例，上述 3 个指标综合计算 K=0.25*（2 K1+ K2+ K3） 电池储能凭借着优异的调节速率、响应速度、调节精度，大幅提升综合指标值， 配置电池储能的火电厂调频综合指标 K 可由 0.73 提升至 2.96 的水平。部分省份 调频相关政策明确对综合指标 K 值进行了要求，电池储能在政策端已跨过准入门 槛，并且搭配传统火电机组，可以将 K 值提升 2~3 倍，大幅提升调频收入。2.4.4 储能参与辅助服务市场已具备经济性各地已经发布的辅助服务市场规则，对于调峰、调频服务均已给出具体的补偿标准， 储能参与电力辅助服务市场，综合性能指标、规模已经不构成障碍，经济性是决定 未来储能参与服务市场力度的最主要因素。调峰是一种容量调节，参与机组需要具有较大容量。综合各地调峰补偿费用规则， 调峰补偿费用普遍在 0.2~0.6 元/kWh 的水平，并且参与调峰的储能都有规模要求， 普遍在 10MW/20MWh 以上，储能机组需具备 2 小时时长，其中安徽、东北、福建、 湖北要求在 10MW/40MWh 以上，即储能机组需具备 4 小时时长。对比用于调峰的灵活性电源的度电成本，抽水蓄能度电成本最低，三元电池最高， 磷酸铁锂位于中间。但抽水蓄能由于地理位置限制，不能灵活布置于所有需要调峰 场地，三元电池倍率性强，但受制于循环寿命，而磷酸铁锂电池兼顾了放电速率和 循环寿命，是最理想的调峰电源。假设采用 10MW/40MWh 储能系统用于调峰，使用下表假设参数计算储能系统进行 调峰的度电成本 LCOE。储能系统运行模式对结果影响非常大，采用每天“两充两放”方式，较“一充一放”方式减少一半使用时间，但运行费用同样节省，考虑 8% 贴现率下，LCOE 从“一充一放”的 0.7 元/kWh，降低至“两充两放”的 0.5 元 /kWh，考虑大部分地区调峰补偿费率最高 0.6 元/kWh，已经具备经济性。调频是一种功率调节，输出的是调节里程。各地调频服务补偿费计算需要综合调频 性能参数 K，而电池储能凭借优异的响应速度 K1、响应时间 K2、调节精度 K3，综 合调频性能参数 K 均能满足准入门槛要求，电池储能计算 K 值为火电的 2~3 倍， 且均大于 1。按照各地 AGC 调频服务补偿标准，最高调节里程收入可达 6~15 元 /MW。调频属于功率型调节，对响应速度、瞬时功率要求较高，电池、超级电容器、飞轮 都可以满足需求。对比用于调频的灵活性电源的里程成本，钛酸锂电池最低，超级 电容器最高，磷酸铁锂电池位于中间。但钛酸锂的能量密度较低，而且成本较高， 超级电容器和飞轮的放电时间低于锂电池，磷酸铁锂电池能够平衡成本、放电时长、 相应速度，是比较理想的调频电源。假设采用 9MW/6MWh 储能系统用于调频，放电时间 40min，可以满足 50% SOC 状态下 15min 的二次调频需求，倍率介于 1C 和 2C 中间，倍率太高充放电次数太 多会影响寿命，使用下表假设参数计算储能系统进行调频的里程成本。用于调频电 池倍率高，电池 PACK 单价相应更高，而且储能变流器成本占比较调峰用途提升。 电网常规 AGC 调频指令一般持续 2min 左右，考虑回到稳定 SOC 时间，每天可响应360 次调频指令，输出调节里程 3240MW。调频响应不同时长的 AGC 指令，对储能系统运行结果影响非常大，响应 2min 的 AGC 调频指令，相较响应 3min 的 AGC 指令，考虑 8%贴现率下，里程成本从 6.56 元/MW，降低至 4.37 元/MW，目前 AGC 指令一般持续时间 2min，因此考虑大部 分地区调频补偿费率最高 6~15 元/MW，已经具备经济性。2.4.5 电池储能调峰需求定量分析电池储能在风电、光伏电站最重要的作用是降低弃风、弃光率，在新能源装机快速 增长的背景下，储能是实现消纳的刚需手段。2019、2020 年我国平均弃光率均为 2%，除最高的西藏 25.4%、青海 8%之外，大 部分有弃光地区的弃光率在 1%~5%之间，全年利用小时数在 1000~1600h 左右。 以光伏、储能电站全年工作 350 天，配置 2 小时电池储能，可以调节每日 40~60% 的发电量，计算得到配置 10%比例的电池储能，能够应对 5%以内的弃光率。根据 2020 年各地区的实际利用小时数、弃光率、累计装机量，计算需配置储能容 量至少要大于每日弃光电量，考虑配置 2 小时电池储能。最终计算应对 2020 年弃 光状况，需要对全国光伏总装机配置 3.4%的储能机组，所需电池储能至少 8.6GW/17.2GWh。2019、2020 年我国平均弃风率分别为 4%、3.4%，除新疆最高 10.3%之外，大部 分有弃风地区的弃风率在 3%~6%之间，全年利用小时数在 1400~2400 左右。以风 电、储能电站全年工作 350 天，配置 4 小时电池储能，可以调节每日 50~60%的发 电量，计算得到配置 10%比例的电池储能，能够应对 6%以内的弃风率。根据 2020 年各地区的实际利用小时数、弃风率、累计装机量，计算需配置储能容 量至少要大于每日弃风电量，考虑配置 4 小时电池储能。最终计算应对 2020 年弃 风状况，需要对全国风电总装机配置 5%的储能机组，所需电池储能至少 14GW/56GWh。根据我们的测算，使用电池储能应对 2020 年实际弃光、弃风状况，需配置8.6GW/17.2GWh 的电池储能应对弃光，以及 14GW/56GWh 的电池储能应对弃风，共计 73.2GWh。未来随着新能源占比进一步提升，应对弃光、弃风的电池储能需求将进一步增加。2.4.6 电池储能调频需求定量分析电池储能需要进行容量控制，通过一次、二次调频实现上调、下调频率，对应放电、 充电动作，保证有足够的容量能够稳定输出功率，因此电池容量要在调频结束时保 持在 50% SOC 位置。进行充放电操作时，为保证电池寿命和效率，要避免充放电 深度过大，一般充放电都预留 10% SOC 的余量。储能电池充放电输出功率 P 是相 同的，放电时间 t 为一次调频和二次调频需要时间总和，因此电池储能总容量应满 足如下要求：Q=上调频率放电容量+10%SOC+下调频率充电容量+10%SOC =2Pt+10%Q+10%Q我们使用电池储能为一台 600MW（后用 Pe 代替）火电机组进行一次、二次调频， 设定机组参数如下：额定转速 3000r/min，机组转速不等率（额定负荷从 100%到 0%转速升高）一般为 3~6%，设置二次调频处理负荷范围±3%Pe。在之前实际项目中，配套火电用于调频储能机组，通常按照机组额定出力 3%、电 池容量按 0.5h 配置，但实际过程中遇到 0.5h 电池容量的日循环次数太多缩短电池 寿命的问题，因此我们认为未来配置额定出力 3%、放电时长 40min 的储能系统会 是主要方向。截止 2020 年底，我国各类电源总装机已达 2200GW，其中火电装机 1245GW，占 比最高达到 57%，但新能源装机占比已增长至 25%。未来随着新能源占比提升，电 网调频需求将进一步增加，按照我们以 600MW 火电机组一次、二次调频需求计算 结果，为所有电源配置额定出力 3%、放电时长 40min 的电池储能系统，2200GW 电源总装机需要 66GW/44GWh 的储能调频电源。根据中科院预测，国内储能调频 装机量将保持 8%的年复合增速，未来年调频装机需求 1.5~2GW。2.5 需求测算：发电侧带动规模继续快速增长我们对不同场景储能装机需求进行量化测算，发电侧在政策推动下，将是驱动储能 规模扩大的最快增长极。2021、2022 年预计发电侧储能装机可达 4.6GWh、9.3GWh， 而三个场景储能总需求规模达到 6.4GWh、12GWh，储能规模保持每年成倍增长。2.6 光储一体收益模型将迎来变革2.6.1 未来光储电站收益模型构成随着储能在发电侧应用的不断推广，未来光伏电站收益模型，储能将成为不可或缺 的一部分。而随着储能大量接入电网，其在调峰、调频领域发挥的作用也将成为光储新拓展的领域。我们认为未来光储收益模型需要考虑的因素主要包括以下：弃光率对 IRR 的影响。虽然 2019、2020 年全国弃光率都控制在 2%，但 20Q4 光伏大规模装机，以及未来对于新能源作为电网主力的定位，都将大幅提升光伏、 风电装机占比，控制弃光率的压力越来越大。储能对降低弃光率起到积极作用。按照我们的测算，配置 10%功率比例、2 小时 充放电时长的储能系统，可以应对 5%以内的弃光，通过调峰降低弃光率。储能额外容量参与调峰。典型光伏电站储能参与方式为每天一充一放，如果弃光 率较低，储能容量除了消纳弃光外剩余部分可以参与调峰，获取额外电力辅助服 务收益。储能非调峰时段参与调频。在非调峰时段，如果电池储能能够响应电网 AGC指令，参与补偿费用相对较高的调频服务，可以获取额外电力辅助服务收益。出售碳排放指标获得收益。随着碳中和目标推进、全国性碳交易市场建设，未来 清洁能源发电机组如果认证为 CCER 机组，可以出售 CCER 获得收益。2.6.2 光储一体经济性分析我们以 2020 年全国平均情况作为模型输入条件：全年利用小时数 1160 小时，弃光率2%，平均燃煤标杆上网电价 0.36 元/kWh，考虑近期组件价格上涨，假设电站造价 3.9 元/W。通过我们的模型分析，虽然加装储能后，电站收益率出现下滑，但当储能参与电网 调峰、调频服务后，系统收益率已大幅提升并超过无弃光时的光伏电站收益率，再 叠加碳排放收益，综合光储一体化电站收益可提升 1.2 pct。如果面临更高的弃光率，配置同样比例的储能电池，考虑储能参与调峰、调频，以 及碳排放交易收益，可以超过初始电站收益率。设置弃光率 5%时，弃光造成的 IRR 降低达 0.59 pct，配置 10%的电池储能，在消纳弃光后容量所剩无几，因此能够参 与调峰容量较小，此部分收益较少，叠加调频、碳排放收益可以将收益率提升至8.33%，较初始电站状态 IRR 提升 0.6 pct。我们认为未来提升光储一体电站的收益率主要途径有两条：1）分母端：持续降低系统造价。在规模化和技术进度共同作用下，光伏系统、电 池组保持了每年 10%以上的成本下降，按照此速度，未来需要 2~3 年，配置 10% 储能的光伏发电项目即可实现平价，降本实现收益模型分母端降低。2）分子端：拓展电站收益来源。配置储能仅仅用来改善弃光、弃风，对于储能容 量未能实现完全利用，随着电力辅助服务市场的进一步完善，让储能更多参与 电网调峰、调频服务，获得服务补偿费，并且在碳排放交易市场搭建完善后， 出售碳排放指标获得收益，打通多种收益来源，提升收益模型分子端。3. 他山之石：欧美储能应用启示3.1 欧美储能已经逐渐发展成熟3.1.1 新能源发展提供储能发展机遇近年来，随着全球对环境的关注，各国的政策都显示出对新能源的偏移和重视。随 着各国新能源装机量的大幅提升，其储能装机量也有大幅度的增长。新能源以风电 和光伏为代表，具有间断式供应的特点，波动性较大，无法保证持续功能，这催生 了储能需求。储能能够将能源在生产时多余的部分储存起来，在停产时将储存起来 的能量释放，提高了新能源的持续性。全球新能源装机占比持续增长，英国领跑能源结构性改革。2018~2019 年，英国的 新能源发电量占全国总发电量的比例超过 30%，2019 年新增储能与新能源的比例 为 18.5%，大幅领先其他国家。2008 年，英国颁布《2008 气候变化法案》，使英国 成为世界上第一个为减少温室气体排放、适应气候变化而建立具有法律约束性长期 框架的国家。美国储能市场发展较为成熟，已实现储能随新能源需求自动调整。美国的新能源发 展较早，增幅较大。2019 年新能源新增装机量达 28.35GW，较 2013 年增长 527%。 受美国政策推动和市场机制的引入，其储能新增装机量实现大规模上涨，2019 年 美国储能新增装机量达 314MW，较 2013 年增长 528%。2015 年，储能新增装机 实现较大飞跃，之后随新能源装机量变化呈线性关系。政策鼓励和监督驱动下，澳大利亚储能产业实现快速发展。澳大利亚具有丰富的风 能、太阳能和核能等资源，新能源装机量占总装机量 15.5%，能源结构已经发生变 化。2016 年 9 月，南澳大利亚州发生大范围停电事故，引起该国对储能的重视。 2017 年，各州政府相继推出一系列资金扶持性措施推动储能示范性项目的建立， 该年储能新增装机较 2016 年增长近 8 倍，并逐年趋于稳定。英国新能源和储能发展不同步，储能市场规模自 2017 年迎来快速增长。欧洲对新 能源的发展较为重视，以英国为代表，其新能源装机量处于世界前列。2016 年以 来，英国大幅度推进储能相关政策及电力市场规则的修订工作，确保储能市场的大 规模发展。同时，英国取消光伏发电补贴政策，客观上刺激了用户侧储能的发展。 因此，英国储能装机量不断上涨，2019 年新增装机 500MW，较 2013 年实现了 44.5 倍的增长，已初步实现随新能源装机需求而调整储能需求。韩国的新能源和储能实现了同时同步发展，规模较小但增长较快。韩国新能源装机 量逐年稳步提升，2019 年相比 2013 年增长 444%。自 2016 年起，韩国的储能行 业实现较大增长。受新能源装机需求的推动，2018 年，韩国的储能装机量达 1456MW，较 2013 年增长 103 倍，LG 化学公司、三星 SDI 公司等积累了较好口 碑。2018 年 5 月至 2019 年 12 月，韩国储能行业共发生 27 起严重火灾，导致韩 国 2019 年储能装机量大幅下降。中国光伏近年发展速度加快，储能仍处于起步阶段。中国的风电行业发展较早，已 形成一定规模。近十年来，光伏行业迅速发展，使新能源装机量不断攀升。2019 年 新增装机 55.87GW，较 2013 年增长 113.53%。中国的新增储能在 2018 年有了较 大的增长，较 2017 年增长超过 8 倍。但是，中国的储能产业仍处于起步阶段，2019 年新增储能只占总新增装机量的 0.95%，储能产业仍有较大的成长空间。3.1.2 我国电价水平较低影响储能盈利能力从全球范围看，我国电价处于较低水平。与可获得数据的 35 个 OECD 国家相比， 我国居民电价位列倒数第二，仅为 0.542 元/kWh；工业电价位列倒数第九，为 0.635 元/ kWh，远低于丹麦、意大利等欧洲发达国家。而储能收入端受电价水平决定，较 低的电价使得我国储能应用场景受限，需要进一步提升降本能力，才能保证有稳定 的盈利能力。3.1.3 用户承担是国外电力辅助服务主要方式欧美发达国家在电力辅助服务领域经过多年建设，形成了各自体系。美国 PJM辅助服务市场是全球电力辅助服务市场领域较成熟的案例，PJM 辅助服务将电能量与 调频、备用联合出清，以达到成本的最小化。PJM 市场能够每 5 分钟进行一次联合 出清，产生节点边际电价、调频服务的里程价格和容量价格、同步备用出清价、非 同步备用出清价，负荷服务商(Loading-serving entities，LSE)有义务根据其占总负 荷的比例购买调频和备用服务。PJM 辅助服务市场将电力现货与辅助市场联系起 来，并且传导至电力用户进行费用分摊，使得市场得以有效运行并产生效益。除了 PJM 辅助服务市场，其他国家也建立了辅助服务市场：英国电力辅助服务市场：英国电力市场包括远期合同（电能量市场）、短期现货 （电能量市场）、平衡机制（辅助服务），辅助服务包括调频、备用、无功调节和 黑启动，主要通过招标和签订双边合同方式获取，有发电企业和电力用户共同承 担。北欧辅助服务市场：辅助服务包括频率控制备用、频率恢复调频、替代备用、电 压控制、黑启动等，通过双边协商或公开竞标以长期合同方式获得，费用由用户 侧分摊。澳大利亚辅助服务市场：提供的辅助服务包括频率控制、网络支持控制辅助服务， 其中频率控制采用招投标，网络支持控制服务采用签订长协方式，费用有发电企 业和用户共同承担。综合对比，我国与国外电力辅助服务市场存在以下主要不同：调峰在国外一般不作为辅助服务品种出现。我国电价体系仍然偏计划性质，将调 峰列为服务内容，而国外调峰主要通过电力现货市场价格发展作用实现，因此调 峰在国外一般不作为辅助服务品种出现。在国外电力用户承担部分或全部辅助服务费用。我国电力服务辅助补偿费用主要 由发电企业承担，2019H1 火电、风电、水电在电力辅助服务费用分摊分别占比 56%、24%、8%。而国外主要由电力用户承担此费用。3.2 美国：政策+技术实现储能规模化美国的储能产业开发早于中国，目前主要通过市场化和优惠政策已经实现了储能的 规模化。从 2007 年开始，美国就对储能进行了市场化探索。从电力公司和零售商 支付大客户利用储能来替代电网调峰费用开始，到电力零售市场的服务补偿机制， 最后制定出了一套适用于储能市场化的市场规则，一步步完善储能行业的商业化探 索道路。美国对储能的优惠政策分为补贴支持和税收减免，持续为企业减负，为行业赋能。1) 2009 年美国通过复苏与再投资法案，利用 1.85 亿美元资助 16 个储能示范项 目；2) 能源部资助计划主要针对储能研发与示范项目提供资金支持，2020 年约 6687 万美元；3) 发布一系列《可再生与绿色能源存储技术方案》，给电网规模储能投资提供 15 亿 美元的税收优惠；4) 投资税收抵减和五年期加速折旧政策，投资税收抵免覆盖与可再生能源进行配 套的储能容量，允许储能项目按 5~7 年的折旧期加速折旧；5) 2019 年发布《储能税收激励与部署法案》，允许为独立储能系统提供类似的投 资税收抵减。提出价格相关产业发展目标，具体化应用场景。2020 年 12 月，美国能源部首次发 布《储能大挑战路线图》，旨在加速下一代储能技术的研发、制造和应用，并建立美 国在储能领域的全球领导地位。路线图按照各种工业文献中指出的技术水平，提出 了一些价格相关的产业发展目标，从驱动力和价格目标两方面积极具体化应用场景， 实现储能的进一步市场化。3.2.1 加州政策目标清晰，市场调度合理，率先完成储能市场规模化由于各州资源、特点和电力市场的规则不同，其储能市场的发展有差异，储能政策 也有差异。加利福尼亚州电力市场是储能能量规模最大的地区，2013 年至 2019 年 加州储能新增装机量占美国储能新增装机量的比例平均超过 25%。政府推进储能市场化进程，电网总体协调与用电预测为电力灵活调度赋能。加州在 产业政策上出台法案，规定 2030 年可再生能源发电 60%，2045 年可再生能源发 电 100%。由于需求供给不平衡，电力安全供应难等问题，对储能提出了新的要求。 加州要求三家公用事业公司实现 2020 年储能装机 1.8GW 的目标，并要求所有公 用事业公司纳入综合资源计划进行统筹规划。实时市场调度、需求响应系统配置使成熟的电力市场成为可能。2014 年，加州建 立新的实时市场，允许电网运营商将能量转移到更大的地理区域以及不同的时区， 安排使用成本较低的可再生能源，满足更大地区的用电需求。创建净负荷曲线，预 测负荷和预期用电量之间的差值；增加能源储存、能源效率和需求响应系统，匹配 能源生产时间的使用时间率。储能市场中，各类型的储能设施可同时参与日前和实时能量、调频、旋转备用等多 个电力市场获取收益。加州电网侧储能项目通过调频与能量收益盈利，用户侧储能 主要通过分时电价、激励补贴与电力市场等方式获取收益，其中用户激励补贴是推 动用户侧储能发展的重要因素。3.2.2 三种资源模型参与交易 DER 技术成为研究热点为方便储能装置参与电力市场交易，CAISO 定义了三种资源模型：代理需求响应资 源（PDR）、分布式能源（DER）和非发电资源（NGR），这类辅助服务资源可获得 容量费和调用的能量费。分布式储能具有规模小、分布散的特点，多点聚合成为分布式储能发展的趋势之一。 DER 形式可以聚合任意形式的分布式资源。分布式资源供应商（DERP）只能通过 调度协调员在批发能量市场和辅助服务市场进行竞标。当 DERP 的聚合资源跨越多 个定价节点时，调度协调员需要聚合每个节点的资源份额。美国加州独立系统运行 机构（CAISO）会针对聚合层面发布调度指令，由 DERP 将这些指令分解到 DERs。 DERs 在定价节点级别提供一个与调度指令一致的净响应。DER 目前参与比较有限，面临多方面障碍。在经济效益方面，DER 净收入较低， 预测设备、监控设备等设备的大量投入提高了成本。其他两个模型由于具有较高的 收益，对 DER 构成竞争。在技术方面，每个 DER 都要配备表计或相关设备，提供 辅助服务时，必须安装能够每隔 1min 传送数据的遥测系统。此外，还要解决电网 末端双向流动带来的电力供需平衡问题。3.2.3 用户端受政策影响较大用户端储能发展受补贴政策影响较大，补贴政策力度逐渐减小，市场长期发展趋好。 加州在 2001 年推出自发电激励计划（SGIP 计划），并在 2008 年将储能纳入该计 划中。该计划使用户自发电能够得到补贴，鼓励储能的发展。2016 年，加州公共事 业委员会将补偿分阶段逐渐降低；2017 年，加州政府发布投资税收减免政策，由光伏充电的储能项目可按照储能设备投资额的 30%抵扣应纳税。2020 年，新装居民 及商业用户光伏设备减免比例降为 26%，2021 年降至 22%。从 2022 年开始，仅 商业用户光伏设备可享受 10%的减免比例。3.2.4 技术为科学调峰赋能CAISO 建立了综合能源管理平台，联合了加州的各类发电厂和州政府，预测并实时 更新加州用电的需求以及储能的可用供给量，计算出用电的净需求。同时提供各类 能源的发电数据以及可再生能源的发电数据，使数据使用者对加州的储能发展、能 源结构、新能源发展情况有了进一步的认知。同时，通过预测未来峰值变化，变被 动调峰为主动调峰，优化了储能配置，提高了储能利用率。加州风电和光伏发电比例增长迅速，储能应用规模增大。CAISO 还可以自动生成当 日实际用电需求曲线以及除去风电和光伏发电后的净需求曲线。在每日 8 至17 点， 新能源发电主要由光伏提供。在太阳落山后，新能源发电主要由风电提供。从时间 进行纵向对比，2021 年相比 2018 年，风电和光伏发电占比有了明显的上涨，正午 12 点的占比从 42.37%上涨至 67.97%，对储能应用的需求进一步提高，规模也进 一步扩大。我国在新能源政策方面，有望加大储能补贴以及对负荷预测有关技术的投入力度。 在“十四五”规划纲要草案中，明确提出建设清洁低碳、安全高效的能源体系，提 出要加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，将促进国家新能源及储能的 发展。我国可以加大对技术的研发力度，借鉴 CAISO 的模式，实时对国内电力供 应、需求负荷进行监测，在大量数据积累基础上实现出力、负荷预测，提升电力系 统运营效率及储能使用率。3.3 欧洲：用户侧成熟度极高3.3.1 家用储能获得高速发展过去十年，欧洲储能市场取得了显著增长，每年新增装机量快速提升。2011 年，欧 洲新增装机量仅为 4MWh，储能市场雏形初现。2019 年，新增装机量跃升至 1672MWh，相对 2018 年同比增长 83.74%。随着欧洲各国加速能源结构调整，家用储能市场快速发展。目前，欧洲已成为全球 最大的家用储能市场。根据 SolarPower Europe 数据显示，2019 年欧洲家用储能 新增装机量达到 745MWh，同比增长 57%；累计装机量达到 1997MWh，同比增长 60%。德国是欧洲家用储能市场领导者，2019 年新增装机量占比达到 66%。虽然受到新 冠疫情影响，德国家用储能市场在 2020Q1 仍保持较好增势，累计装机即将突破 1000MW。3.3.2 “光伏+储能”模式凭借经济性优势提升规模欧洲用户侧主要存在三种用电方案：完全电网购电：没有安装屋顶光伏和储能系统，电力需求完全从电网采购。仅安装光伏系统，未安装储能系统：自发自用比例仅占 20-35%，午间光伏高发 电量时将过剩电力卖回给电网，夜间光伏不工作时从电网回购部分电力。“光伏+储能”配套使用：自发自用比例提升至 60-90%，将午间富余电力卖回给 电网。随着欧洲居民电价上涨，光储成本下探，光储配套经济性日益显著。德国、意大利、 英国、瑞士等欧洲发达国家购电成本高昂，且呈现持续上升的趋势。以德国为例， 家庭购电成本从 2015 年的 28.7 欧分/kWh 上升至 2019 年的 30.5 欧分/kWh，且在 未来预期继续上涨。与此同时，光伏与“光伏+储能”的 LCOE 不断下降，光伏配 套、电力自发自用模式的经济性越来越显著。此外，“光伏+储能”模式带来更多灵活性，促进光储领域创新商业案例的出现。不 同设备与虚拟电厂（VPP）的结合，为家用储能市场带来更多价值创造途径。3.3.3 多样化政策出台带动欧洲光储发展2019 年，欧盟出台 CEP（Clean Energy Package）计划，提出欧洲能源政策最新 框架。CEP 计划包括 8 项立法法案以及旨在促进清洁能源过渡的各项措施，其中 2019/943 法规与 2019/944 指令特别提到，将大力支持家用储能市场发展，消除发 展中可能存在的财务障碍。CEP 计划之外，各国出台多样化政策促进家用储能发展。常见政策包括对终端消费 者进行直接财务激励、对储能系统实施税收减免、拨款进行建筑综合改造，低成本 装配家用储能系统等。其中，现金补贴是支持家用储能系统部署最快速且最直接的方式，通过减少储能系 统安装成本，鼓励光伏客户配套储能系统。实践表明，定额补贴（例如 2000 欧元 /光储系统）激励效果不佳，更有效的补贴可以分为基准补贴与基于容量（例如 200 欧元/kWh）的变动部分。目前，德国、意大利、奥地利、比利时等国家均实施该项 政策。此外，光伏行业发展初期，欧洲各国出台大量补贴政策以推动行业迅速发展。常见 政策包括上网电价补贴政策（Feed-in tariff , FIT）与净计量政策（Net-metering, NEM） 等。随着光伏行业不断成熟，欧洲电力市场由政策化逐步向市场化发展，各国的 FIT 和 NEM 政策正逐步到期或削减。储能的推广应用可以减少行业对光伏补贴政策的 依赖，“光伏+储能”模式有望得到进一步推广。3.3.4 德国：引领欧洲储能市场德国是用户侧储能发展最为成熟的国家之一，其中家用储能是德国储能市场的主要 构成部分。据 BNEF、SolorPower Europe 数据统计，2019 年德国储能新增装机量 为 910MWh，其中家用储能新增装机量达到 496MWh，占比 54.51%。德国家用储能市场发展成熟的主要原因包括高比例的可再生能源发电、居民零售电 价整体上升以及光伏补贴转向家用储能：可再生能源供电比例不断提高，促进储能市场向前发展。2010 年，德国联邦政府 发布《能源规划纲要》，推动能源转型战略发展。近年来，德国可再生能源发电量 呈逐步上升趋势，2019 年达到 333,200GWh，占比达到 53.9%。随着可再生能 源供电比例不断提高，电网波动性加强，储能将有助于维持电网稳定性，保障用 电质量，与可再生能源一同向前发展。家庭购电成本高昂，居民零售电价不断上涨。2020 年，德国居民零售电价为 0.38 美元/kWh，在欧洲主要国家中高居榜首。2019 年德国平均电价水平为 2006 年 的 1.55 倍，其中可再生能源附加费从 2006 年的 0.88 欧分/kWh 增至 2019 年的 6.41 欧分/kWh，增幅达 7.28 倍。随着未来电价不断上涨，德国居民将逐步提高 电力自发自用比例，家用储能将进一步发展。光伏 FIT 逐年下降，补贴政策转向家用储能。德国的并网补贴自 2009 年后大幅 减少，以装机容量低于 10kW 的居民屋顶项目为例，并网补贴价格从 2009 年的 0.43 欧元/kWh 降低到 2012 年的 0.24 欧元/kWh。与此同时，德国复兴发展银行 通过 KFW275 计划，为现有和新增光伏用户配套储能提供补贴，推动德国居民自 发自用，降低用电成本。在能源转型和欧盟碳中和目标的引领下，德国电力系统向更高比例新能源不断迈进。 未来，蓬勃发展的用户侧储能将为电力系统灵活性提供支撑。与此同时，完善的政 策与市场机制也将驱动德国储能行业焕发全新活力。3.3.5 启示：欧洲市场成熟经验值得借鉴我们认为欧洲储能市场蓬勃发展的原因主要有以下三点：积极挖掘电力灵活性资源，应对高比例风光消纳带来的挑战。欧洲主要国家可再 生能源发电比例较高且不断提升，为保障电网稳定性与供电可靠性，各个国家积 极挖掘灵活性资源，充分发挥调节能力。当煤电和气电等传统手段无法完全应对 挑战，新能源配储成为良好的解决方案，储能市场伴随新能源快速发展。电力市场化程度较高，电价体系灵活性强。欧盟是电力市场化改革的先行者，经 过 20 年时间，欧洲电力市场化程度已经达到较高水平。自由化的电力市场中， 储能资源可参与现货市场、辅助服务市场等多个电力市场并获取收益。随着欧洲 电力市场化进程的持续推进，储能系统将朝向商业化继续发展。以德国为例，电力现货市场的出清价格调节机制，有利于灵活性资源的发展。电 力现货市场的价格往往与清洁能源发电量的盈余程度成反比。当风光出力不足， 现货市场出清价上涨时，灵活性资源得益于其快速响应能力，会在秒级和分钟级 别快速响应提高出力，达成较好的盈利。因此，建设灵活性资源的商业成熟度会 大大增强，储能作为优质灵活性资源将得以发展。政策补贴推动储能行业不断发展。政策补贴在行业发展初期起到极为重要的驱动 作用，随着光伏技术不断成熟，市场化导向愈发明确，欧洲国家纷纷削弱光伏补 贴，逐步转向储能市场，推动储能市场高速发展。未来，随着光伏渗透率及光伏配储渗透率的进一步提升，欧洲储能市场发展前景广 阔。根据 SolorPower Europe 预测，2023 年，欧洲家用储能市场新增装机量将突 破 1GWh。细分来看，德国、意大利、英国家用储能市场都将蓬勃发展，目前，中国储能市场已度过从 0 到 1 阶段，正在从 1 到∞的发展阶段。随着“30·60”目标的提出，如何应对可再生能源发展成为重要议题。与此同时，政府提出深化电 力市场化改革，并积极部署储能政策补贴。中国应当立足自身国情，学习借鉴欧洲 储能市场成熟经验，推动中国储能市场向前发展。4. 供给侧：电池储能产业链已具备竞争力4.1 各类储能形式对比4.1.1 锂电池性能领先其他储能形式储能主要是指能量的存储，主要作用是将电能以各种形态存储起来，在需要时释放 出来，实现时间维度上能源转移。储能按形式分为几大类：机械类储能、电磁类储 能、电化学类储能、热储能、氢储能等。从各种储能形式的综合性能对比，电池储能在使用效率、布局灵活性、循环寿命、 投资成本等方面具有综合优势，是目前最适合规模化发展的储能形式。电化学储能有多种形式，包括磷酸铁锂、三元、钛酸锂、铅酸、铅炭、液流等，电 池储能容量和抽水蓄能等储能形式不具备优势，因此倍率性能、循环寿命非常重要， 磷酸铁锂电池凭借在这两项优异性能，以及相对较低的成本，成为目前最具有发展 潜力的电池储能形式。根据 CNESA 全球储能项目库的统计，2000 年至 2019 年底中国储能市场累计装机 中，抽水蓄能占比 93.4%，电化学储能占比 5.3%。锂电池是电化学储能中占比最 高储能形式，占比达到 80.6%。从全球储能装机比例来看，2000~2019 年全球的储能市场累计装机中，抽水蓄能占 92.6%，电化学类储能占比 5.2%，其中锂电池占电化学储能 88.8%的比例，具有压 倒性优势。从我国及全球的装机规模比例可以得出：不论是我国还是全球的趋势中， 抽水蓄能和锂离子电池是当下最为广泛的储能技术，未来也仍将是储能的主要发展 方向。4.1.2 抽水蓄能发展速度在减缓世界上第一座抽水蓄能电站诞生于 20 世纪上半期的欧洲，当时主要用于调节常规 水电站发电的季节不确定性，汛期蓄水干涸季节发电。后随着时代的变迁，不仅发 达国家包括许多发展中国家逐渐建立大量核电站，从而抽水蓄能电站辅佐核电站， 主要用于调峰及备用功能。2014~2019 年中国抽水蓄能累计装机量增加近 10GW，截止 2019 年底，我国累计 装机量已达到 30.3GW。2017 年抽水蓄能新增装机突破 4GW，为近几年新增装机 最高年份。20 世纪 90 年代初开始液化天然气及石油气电站大量增加，抽水蓄能电站发展逐渐 缓慢。21 世纪新能源的问世、特高压电网快速发展，抽水蓄能发展迎来新的高峰且 逐渐全球化，从 2000 年到 2019 年抽水蓄能在我国及全球累计装机规模都处于压 倒性优势。但在所有储能形式中，抽水蓄能的劣势在于局限性较大，厂址建设非常依赖地理条 件，建设成本高，并且建设周期长达 7-8 年，大型建设容易破坏生态平衡，所以抽 水蓄能无法在世界各地简易地被随时随地使用，抽水蓄能更适合作为大型发电项目 配套。4.1.3 锂电池储能最具发展潜力从 20 世纪 50 年代的石油危机使人类开始寻找新的能源，同时军事、航空、医药等 领域也对此提出了需求，锂电池最早于 20 世纪 90 年代才由日本索尼公司开发成功 实现商品化。随着时代的发展和科技的更新，近十年问世的智能手机、笔记本电脑 及各类电子移动设备及交通工具及储能方向的广泛应用，使目前锂电池储能的市场 规模目前仅次于有着近百年发展历史的抽水蓄能。2014 年至 2019 年中国锂电储能发展进入快车道。截止 2020 年底，我国锂电储能 累计装机量已达到 2.14GW，2016、2018 新增装机同比增长达 827%、544%，2020年累计装机量已是 2014 年的 34 倍，显示了锂电储能的飞速发展。随着锂电池的广泛应用，我国已出台各种锂电池材料标准，锂电池价格虽高，但应 用效率可在 95%以上。与抽水蓄能不同的是，锂电储能选址建设灵活且建设周期短， 并且循环寿命长。锂电池技术由于在新能源汽车、5G 基站、电动工具等领域的广 泛应用，技术进步及成本下降速度飞快，未来仍然具有很大潜力可以挖掘，在储能 领域也将发挥更大的作用。4.2 成本下降持续提升锂电储能竞争力4.2.1 电池 PACK 是储能系统成本决定因素储能系统主要由电池组 PACK、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量 管理系统（EMS），以及变压器、配置系统等构成。储能系统建造成本除了设备购置成本外，还有 EPC 及管理费用。电池组 PACK 在 储能系统中成本占比最高，往往在 50~60%左右的水平，电池成本直接决定了储能 系统在成本上的竞争力。储能系统成本与配置充放电时长存在负相关，即充放电时长越长的系统，系统单位 成本会越低。这是由于储能系统中，电池组是以容量为单位计算成本，而 PCS 以 功率为单位计算成本，长时长的储能系统能够通过大容量减小各部分单位成本。充 放电时长 4h 的储能系统电池成本占比 55%，而 0.5h 的储能系统中电池成本降为 24%。4.2.2 未来储能系统降本空间巨大锂电池价格下降潜力给了储能系统降本最大信心和动力。储能电池作为锂电池众多 应用领域之一，充分享受到了锂电池降本的红利。由于在动力电池、电动工具、5G 基站等领域的规模化应用和持续技术迭代，锂电池价格不断下降，从2010年的1191 美元/kWh，下降至 2020 年 137 美元/kWh，整体降幅达 87%，CAGR=-19.4%。锂 电池领域仍然在不断进行产品研发、工艺提升，预计仍可保持每年 10%以上的降本 幅度。由于储能系统中最大成本项的电池组成本不断下降，储能系统综合成本亦处于下降 通道。预计 2030 年储能综合成本可以降至 165 美元/kWh，较 2020 年的 304 美元 /kWh 下降 45.7%，持续降本是不断提升储能竞争力的最有力支持。电池是最大成本下降贡献项。从绝对值角度，从 2020 到 2030 年，储能系统 139 美元/kWh 的成本降幅中，有 93 美元/kWh 来自电池成本下降，占比达到 67%。电 池自身成本从 2020 的 161 美元/kWh，下降到 2030 年的 68 美元/kWh，共下降 57.8%，体现了极强降本能力。从储能系统各部分成本占比角度，未来电池成本不断下降，但部分成本如 PCS、 EMS、变压器、EPC 等相对刚性，会导致未来电池成本占比下降，其他部分成本占 比上升，整体降本曲线到后期斜率变小。4.3 储能产业链蕴藏大机遇4.3.1 产业链分工明确，龙头优势突出储能产业链涉及的环节众多，从电池制造到 EPC 施工，再到各种场景下运营，电 池制造环节与动力电池企业存在交集，EPC 施工环节与光伏、风电施工企业存在交 集，运营商和电网企业存在交集，储能产业链已经是电力体系中非常重要的一部分。储能产业链主要参与商分为以下几类：上游：设备制造商。电池制造商多与动力电池制造商重合，储能变流器制造商多 与光伏逆变器制造商重合，属于同类或类似产品在新领域的应用。中游：系统集成商。部分设备制造商、专业集成商均参与该环节，该环节核心在 于对储能领域的深刻理解及经验积累。下游：系统运营商。央企、地方国企、民企均参与该环节，未来央企在大基地新 能源基地建设优势将愈发突出，对储能需求也将持续增长。宁德时代在电池领域遥遥领先。2019 年储能电池装机量排名第一的是宁德时代， 装机量达到第二名的3倍以上。宁德时代凭借在动力电池领域技术和市场领先地位， 将其复用至储能领域，展示了巨大的优势。阳光电源在储能变流器持续发力并取得领先。储能变流器属于电力电子设备，与逆 变器具有极强的技术相关性，因此在逆变器领域具备优势的企业，在储能变流器同 样具有非常领先的市场份额。2019 年阳光电源在储能变流器装机排名遥遥领先， 未来公司也将重点继续发力此领域。阳光电源储能集成规模最大。储能系统集成需要对储能领域有非常深刻的理解和实 践经验，并且具有强大的供应链管理能力，因此系统集成商排名靠前的企业，多为 深耕储能领域多年的资深厂家。2019 年阳光电源在储能系统集成商位列首位，公 司强大的电站开发能力，以及储能变流器等设备制造能力，为系统集成业务继续做 大做强奠定基础。4.3.2 我国将继续主导储能产业链从全球维度出发，我国储能产业链受益于锂电池行业的快速发展，在全球处于领先 地位。根据 BNEF 统计的全球锂电池供应链排名数据，我国在 2020 年赶超了过去 十年间领先的日本和韩国，成为新的领头羊。我国电池产业领先的原因包括：1）国 内庞大电池需求，包括新能源汽车、储能、5G 基站等领域快速增长大幅提升锂电 池需求；2）我国掌控了全球 80%电池金属精炼产能、77%的电芯产能和 60%的关键原材料产能。预计到 2025 年，我国将持续保持全球锂电池供应链主导地位，对 于储能行业带来强力支撑。在取得领先的同时，我国锂电产业链仍然存在一些需要解决的问题，这直接关系到 包括储能在内的相关行业长期发展。我国在监管、基础设施及创新领域需继续提升。2020 年，日本和韩国在全球锂电 池供应链排名分别位列第二和第三，日韩在监管、基础设施及创新方面领先我国，未来该领域需要继续努力提升。碳中和推进提出将提升环境指标。我国的环境指标排名相对靠后，碳中和目标的 提出，以及具体执行工作推进，对于锂电池等新能源设备生产环境指标提升，将 产生极大积极作用。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】储能动态篇1.瑞浦11MWh储能集装箱出口印尼近日，瑞浦能源集装箱储能出口项目批量交付中，11MWh集装箱发往印尼。此次11MWh储能设备，首次采用集装箱模式分布式部署，功能包括启动预备电源、发电侧调频、应急保障电源、网络功率调节等。2.《储能产业研究白皮书2021》发布，宁德、比亚迪、科华等26企上榜4月14日，《储能产业研究白皮书2021》正式发布，白皮书包含中国储能技术提供商、中国储能变流器提供商和中国储能系统集成商的排名榜单。其中，中国储能技术提供商榜单中，宁德时代和比亚迪分列国内市场和海外市场榜首位置；中国储能变流器提供商榜单中，阳光电源同时占据了国内市场和海外市场榜首位置；中国储能系统集成商榜单中，功率规模排名中，阳光电源同时占据国内市场和海外市场第一的位置，能量规模排名中，海博思创和比亚迪分列国内市场和海外市场榜首位置。3.连续五年，阳光电源再获储能双料冠军4月14日，中关村储能产业技术联盟重磅发布行业风向标《储能产业研究白皮书2021》。阳光电源储能变流器、系统集成市场装机规模均位列中国第一，同时也是中国储能企业出海冠军，标志着阳光电源第五次登上储能系统集成商榜首。4.蜂巢联手中科院建固态电池技术研究中心4月14日，由蜂巢能源全球锂电创新中心和中国科学院宁波材料技术与工程研究所共同建设的固态电池技术研究中心在无锡成立并揭牌。该研究中心将借助当地科技主管部门、高校、科研院所的多方力量，快速突破“卡脖子”的关键技术，推动固态电池技术转化落地。5.阳光电源携手天宏阳光签约100MWh级1500V储能实证基地4月14日，在第十届储能国际峰会暨展览会上，阳光电源与天宏阳光新能源签署了战略合作协议，携手共建100MWh级储能实证基地，并在储能先进技术开发、储能商业模式探索等方面展开深入协作。6.全球首个光伏、储能户外实证实验平台在黑龙江省大庆开建4月10日，首个国家光伏、储能实证实验平台在黑龙江省大庆市大同区正式开工，标志着“国字号”平台迈入实质性建设阶段！7.赣锋22亿加码金属锂+固态电池赣锋锂业新增年产7000吨金属锂及锂材项目签约落户宜春经开区，项目计划投资22亿元，宜春赣锋将在宜春金凯盛分期建设高比能固态电池超薄锂负极材料项目，新建金属锂熔盐电解、金属锂低温真空蒸馏提纯、超薄锂带、铝锂合金、锂硼合金等生产线。8.Zenobe Energy公司计划在英国部署100MW/100MWh电池储能项目据外媒报道，电池储能开发商和运营商Zenobe Energy公司日前宣布，计划在英国部署一个装机容量为100MW电池储能系统，这是获得英国输电系统运营商长期合同，以吸收和管理电网无功功率的首个此类储能系统。该项目将部署在英格兰西北部切斯特市附近的Capenhurst村，预计于2022年4月开通过运营。9.瓦锡兰公司计划在佐治亚州部署40MW/80MWh直流耦合太阳能+储能项目据外媒报道，储能技术提供商和系统集成商瓦锡兰公司日前宣布，计划为美国佐治亚州的Hickory Park太阳能发电设施（装机容量为200MW）配套部署一个电池储能系统，这将使当地的公用事业公司更充分利用可再生能源。该公司已与该项目的所有者和运营商RWE Renewables公司签订合同，为其提供和部署一个40MW/80MWh直流耦合的太阳能+储能系统，以及用于管理和优化整个项目运营的控制平台。10.Gore Street公司发行新股筹资，计划部署1.3GW储能项目Gore Street储能基金公司是英国两个专门从事储能业务的股票交易所基金商之一，该公司日前计划以每股102便士（1.41美元）价格发行新股，为其装机容量为1.3GW储能开发管道筹集更多资金。该公司募集的资金将用于未来部署的装机容量为1.3GW电池储能系统，并有望在几周之后完成对一个装机容量80MW储能项目收购。11.魁北克水电公司计划部署4MW/20MWh电池储能系统来支持输电线路升级据外媒报道，加拿大公用事业厂商魁北克水电公司计划在魁北克省部署一个迄今为止规模最大的电网规模电池储能系统，将其客户提供可靠的电力并提高电能质量，同时该公司将实施输电线路升级和改造工作。在电网重建工作导致电力中断的情况下，该公司将运营一个4MW/20MWh电池储能系统为Parent市的数百个住宅用户和商业客户供电。12.NASA 宣布将从零开始为电动飞机打造固态电池根据美国航空航天局 NASA 消息，该机构的电池研发部门 SABERS，决定从零开始为电动飞机打造固态电池。研发部门的目标是打造比现有锂离子电池具有更高能量密度的新型电池，并且不会随时间推移而损失容量，起火风险也会更低。13.研究表明电池储能系统成本与新建天然气发电厂成本相比要低30％据外媒报道，根据澳大利亚清洁能源委员会（CEC）日前发布的一项研究报告，在提供峰值容量方面，电池储能系统如今已经成为一种比天然气峰值发电厂成本更低、更有效的技术。14.美国多家机构致力于开发和研究长时储能技术据外媒报道，锌空气电池开发商Zinc8 Energy Solutions公司日前表示，正在为纽约电力管理局（NYPA）在科罗拉多州的一个长时储能试点项目部署一种可以提供10小时持续放电时间的锌空气电池储能系统（ZESS），而这个美国国防部资助的储能系统项目已经进入物理验证和评估阶段。15.马里金矿17MW/15.4MWh混合储能项目开通运营据外媒报道，德国可再生能源开发商Baywa r.e.公司与其合作伙伴Suntrace公司日前表示，这两家公司在非洲马里Fekola金矿部署的一个离网混合能源项目已经开通运营，该项目整合了太阳能发电场、电池储能系统和现有的燃油发电设施。项目/招投标篇1.湖南启用首个涵盖“源-网-荷-储-用”全链条的零碳综合智慧能源示范项目4.9日，长沙市天心区的五凌电力办公区综合智慧能源示范项目正式启用。该项目是湖南省首个涵盖“源-网-荷-储-用”全链条的零碳综合智慧能源示范项目。项目利用技术上的优势，深挖浅层地热能潜力,创新性建设预制式能源方舱，实现零碳供能，提升资源化利用水平。2.含五个光伏储能一体化项目，江西发布近期光伏发电规划项目清单近日，江西省能源局发布关于调整省级光伏发电规划近期项目库的通知，近期调整后的近期库项目清单包含5个光伏储能一体化项目：国电投新余100兆瓦光储一体化发电项目，渝水区罗坊镇100兆瓦农光互补光储一体化项目，渝水区下村镇桥上水库50兆瓦渔光互补光储一体化发电项目，宜春市万载黄茅绿色农业+光储一体化示范项目，以及贵溪电厂光储充一体化智慧能源项目。3.配10%储能：华能国际、龙源电力中标新疆克州150MW光伏项目新疆克孜勒苏柯尔克孜自治州2021年首批新增光伏发电项目中标公示，根据此前公告，克州2021年新建地面集中式光伏发电项目150兆瓦共分三个标段，要求配套储能设施不低于光伏电站装机容量的10%、且持续充电时间不低于2小时配置。此次中标企业分别为华能国际电力开发公司、华能国际电力开发公司、新疆龙源风力发电有限公司。4.京能电力将加快推动鄂托克前旗500万千瓦风光氢储一体化项目建设4月7日，内蒙古鄂尔多斯市鄂托克前旗委书记布仁其木格带队，到京能电力进行调研及座谈交流。京能电力党委书记、董事长耿养谋、党委副书记、总经理金生祥、党委委员、副总经理赵剑波参加座谈。座谈期间，双方分别介绍了鄂托克前旗经济社会发展情况与京能电力经营发展情况，并就京能电力拟在鄂托克前旗建设500万千瓦风光氢储一体化项目有关情况进行了交流研讨。5.国网时代华电大同热电储能工程（全过程工程咨询服务项目）招标公告国网时代华电大同热电储能工程开启全过程工程咨询服务招标，据了解该项目建设地点位于山西省大同市云冈经济技术开发区，总投资6亿元，拟新建磷酸铁锂电池储能系统一套，建设规模为150MW/300MWh。6.储能报价最低1.085元/Wh！国网广汇2021年光储充设备采购开标4月9日，国网广汇（上海）电动汽车服务有限公司2021年光储充系统设备采购预中标候选人公示，12家企业预中标！其中长园深瑞、派能科技、采日能源、国电南瑞中标分享150套储能系统。储能系统最低报价低至1.085元/Wh。7.凯豪达或中标中广核新能源吉林白城风电项目储能制氢示范工程中广核新能源吉林白城风电项目储能制氢示范工程采购中标候选人公示已于近日结束，公示期为4月9日-12日。根据公示，排在第一位的是深圳市凯豪达氢能源有限公司，投标报价为438万元；第二位的是北京中电丰业技术开发有限公司，投标报价为499.9万元，第三位的是北京汉氢科技有限公司，投标报价958.594万元。政策篇1.浙江海宁新能源项目按装机容量10%配置储能近日，海宁市出台《关于推动源网荷储协调发展 促进清洁能源高效利用的指导意见》。《意见》在全省率先提出：“按照新能源项目装机容量的10%配置储能，并探索实现存量光伏同比例配置”。2.《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》发布国家能源局甘肃监管办公室发布关于征求《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》意见的函，意见稿规则较2019年发布的暂行补偿价格有较大改变。调频辅助服务补偿价格由上限15元/MW下调至12元/MW。调峰辅助服务申报价格非现货期间为0.5元/kWh，现货期间为0.3元/kWh。在电储能资源交易中，明确参与电网调峰的电储能设施要求规模在10MW/40MWh及以上。3.贵州：根据区域资源及电网调度运行需要，拟在项目较为集中区域建设储能设施4月13日，贵州省能源局发布《2021年第二批光伏发电项目开展前期工作计划》，其中提到：拟在项目较为集中区域建设储能设施，具体储能规模根据区域消纳情况和项目建设时序而定。各项目单位要结合实际，积极参与建设共享储能或集中储能等，同时要充分考虑储能项目的经济性。而且此要求也适用于3月3日下达的2021年第一批光伏发电项目开展前期工作计划。4.2025年产业规模力争超500亿元 江苏高邮出台光储充产业发展规划近日，江苏高邮发布《高邮开发区光储充产业发展规划》（2020—2025），其中，高邮光储充产业园发展目标：到2025年建立起特色突出、产业链完善、创新驱动的光储充产业体系。预计到“十四五”期末，光储充产业年开票将突破500亿元，2030年将发展成为千亿元级光储充产业园。5.江苏高邮光储充产业招大引强扶持奖励政策解读近日，江苏高邮发布《高邮开发区光储充产业发展规划》（2020—2025）以及《关于鼓励光储充产业招大引强的扶持奖励政策意见》。该意见主要从厂房配套、设备补贴、产业基金等七大方面给予政策奖励扶持，确保重特大项目引得进、建得快、发展好。本文由集邦新能源网EnergyTrend综合整理。免责声明：以上内容转载自EnergyTrend储能，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

1 锂电储能应用广泛，装机规模持续提升潜力巨大 电储能一般指电能的储存和释放的循环过程，一般分为电化学储能和机械储能。从广义上讲，储能是指通过介质或设备将能量转化为在自然条件下较为稳定的存在形态并存储起来，以备在需要时释放的循环过程，一般可根据能量存储形式的不同分为电储能、热储能和氢储能三类。从狭义上讲，一般主要指电储能，也是目前最主要的储能方式，可按照存储原理的不同分为电化学储能和机械储能两类。其中，电化学储能是指利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变价，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池储能等；机械储能一般采用水、空气等作为储能介质，充放电过程储能介质不发生化学变化，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等。抽水蓄能装机规模最大，锂电储能快速发展。抽水蓄能作为机械储能的一种技术类型，早在20世纪90年代就实现了商业化应用，是目前技术成熟度最高、存储成本最低、使用寿命长、装机规模最大的储能技术。根据CNESA，截至2020年9月，全球已投运电力储能项目的累计装机规模达 186.1GW，其中抽水蓄能累计装机规模约171GW，占比约91.9%；但受站址资源不足、成本疏导困难和建设周期较长等局限，近几年新增装机较小。与此同时，锂离子电池储能技术作为电化学储能的主要技术路线，具有能量密度高、综合效率高、成本下降潜力大、建设周期短和适用性广泛等特性，装机规模持续提升。截至2020年9月，全球电化学储能累计装机规模达10.90GW，占比约5.9%；其中锂电储能装机规模9.81GW，在电化学储能中占比约90%，是第二大规模的储能技术类型。2020年前三季度全球新增投运电化学储能装机规模为2.66GW，同比增长约 167%；其中锂电池储能装机规模约2.62GW，占比约98.4%。电化学储能产业链可分为上游材料、中游核心部件制造、下游应用。储能产业链上游主要为电池原材料，包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等。产业链中游主要为储能系统的集成与制造，对于一个完整的储能系统，一般包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）以及储能变流器（PCS）四大组成部分。其中，电池组是储能系统的能量核心，负责电能的存储；BMS是系统的感知核心，主要负责电池监测、评估和保护以及均衡等；EMS是系统的控制核心，主要负责数据采集、网络监控、能量调度等；PCS是系统的决策核心，主要负责控制充放电过程，进行交直流的变换。产业链下游主要为不同应用场景的运维服务等，如储能可用于电力系统的发电侧、输配电侧、用电侧，实现调峰调频、减少弃光弃风、缓解电网阻塞、峰谷价差套利、容量电费管理等功能；其他应用场景还包括通信基站、数据中心等的备用电源，以及为机器人系统供电，保障高性能武器装备的稳定运行等。2 五年三千亿市场空间可期，能源革命是核心驱动力 2.1 能源结构转型对电网的冲击是发输配电侧储能的底层逻辑 2.1.1 全球脱碳趋势明确，高比例可再生能源结构转型加速 全球脱碳趋势明确，十大煤电国已有六国承诺碳中和。我国力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。到2030年，我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到1200GW以上。欧盟于2020年12月11日通过《2030年气候目标计划》，计划将2030年温室气体减排目标由此前的40%的提高至55%，并通过了总额逾1.8万亿欧元的复苏计划，其中约30%经费将用来协助欧洲绿色转型，为 2050年实现碳中和提供保障。随着推行“绿色新政”，美国即将重返《巴黎协定》，并计划在2050年之前达到净零排放，其中电力部门将在2035年实现碳中和，36%电力需求来自于可再生能源和核能。截至目前，全球十大的煤电生产国已有6个国家承诺碳中和，分别为中国（2060）、美国（2050）、日本（2050）、韩国（2050）、南非（2050）、德国（2050）。高比例可再生能源结构转型是实现碳中和的关键路径。根据联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC），碳中和是指二氧化碳的人为移除抵消了人为排放，其中人为排放包括化石燃料燃烧、工业过程、农业及土地利用活动排放等。根据国际可再生能源署（IRENA），化石燃料燃烧和工业过程的二氧化碳排放占比80%以上，分部门来看，电力（占比31%）、交通（占比25%）、工业（占比 21%）为排放量前三的部门。减碳举措一般可分为能源结构转型、模式升级、能效提升、碳捕获与储存技术四大类，其中能源结构转型，即电力部门可再生能源发电比重提升,同时其他部门深度电力化，是减排的关键路径。按照《巴黎协定》将全球平均气温较前工业化时期的升幅控制在2℃以内的目标，IRENA预测到2050年，全球能源相关的CO2排放量需减少70%。从能源结构来看，电力将成为主要的能源载体，占终端消费的比例由20%增长至近50%，每年新增 1000TWh的电力需求，可再生能源发电的比例需大幅上升至86%，对应每年超过 520GW的新增可再生能源发电装机。2.1.2 可再生能源波动性与电网稳定性的根本性矛盾催生储能需求 电力系统具有很高的稳定性要求。电能以光速传送，并且不能大规模存储，发、输、配、用瞬时同步完成，整个电力系统时刻处于一个动态的平衡状态。在稳态运行时，电力系统中发电机发出的有功功率和负载消耗的有功功率相平衡，系统频率维持额定值。当电源功率大于负荷功率时，系统频率升高；反之系统频率降低。因此电网需通过一次调频、二次调频等手段保证频率在合格范围，否则将对负载或发电设备的运行产生影响，严重时甚至导致频率崩溃，造成大面积停电。 可再生能源发电具有很强的间歇性和波动性。可再生能源发电依赖于自然条件，先天具有间歇性和波动性特征。例如，风力发电是由自然风吹动风机的叶片，带动传动轴转动，把风的动能转化为机械动能再转化为电能，风力间歇性的特点导致风力发电输出的电能也具有间歇性；光伏发电是利用光生伏特效应将光能直接转化为电能，其发电功率受光照强度直接影响，虽然一个地区年均光照强度总体不变，但光照强度一般从早上逐渐增加到中午达到最强，随后逐渐减弱到晚上达到最弱，同时光照强度在一个小时段内具有一定的随机性，因此光伏发电输出也具有间歇性和波动性的特征。高比例间歇性可再生能源并网将对电网稳定性造成冲击。高比例间歇性新能源接入电力系统后，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源出力波动，增加电网调节难度。根据国际能源署（IEA），按照电网吸纳间歇性可再生能源（主要是风电、光伏）的比例划分了四个阶段：（1）第一阶段：间歇性可再生能源占比低于3%，电力需求本身的波动超过了间歇性 可再生电源供应的波动幅度，因此对于电网的运行基本没有影响。（2）第二阶段：间歇性可再生能源占比在3%-15%之间，对电网冲击较小，可通过预测间歇性可再生能源机组发力，以及加强调度的方式平抑可再生能源的波动性和间歇性，可再生能源消纳相对容易。（3）第三阶段：间歇性可再生能源占比在15%-25%之间，对电网冲击较大，此时电网灵活性要求大大增加，短期内需要增加调频电站，中长期需引入需求侧管理与储能技术的应用。（4）第4阶段：间歇性可再生能源占比在25%-50%之间，电网稳定性面临挑战，部分时段100%电力由间歇性可再生能源提供，所有的电厂都必须配置储能灵活运行，以应对电源端和负荷端的随机变化。英国"8.9"大停电事故与高比例风电机组并网有关。2019年8月9日下午5点左右，英国发生自2003年“伦敦大停电”以来规模最大、影响人口最多的停电事故，造成包括伦敦、英格兰、威尔士等多个地区地铁停运、机场瘫痪等，甚至部分医院由于备用电源不足无法进行医疗服务，总共约有近100万家庭和企业受到影响。事后事故分析表明，高比例风电并网而系统备用不足是直接原因：由于新能源发电大量替代传统能源发电，导致电力系统抵御功率差额的能力下降；在电力系统出现接连出现扰动时，系统备用不足未能及时弥补功率缺额导致事故发生；幸好抽蓄机组及时增加出力，阻止事故进一步扩大，可见储能对于稳定电网作用巨大。 储能有望成为可再生能源消纳的最终解决方案。在间歇性可再生能源发电比例不断提升的大背景下，配置储能通过对电能的快速存储和释放，不仅可以降低弃风弃光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性，有望成为新能源电力消纳的最终解决方案。2.1.3 发电侧与输配电侧储能的本质作用基本相同，未来5年需求约131GWh 发电侧与输配电侧储能的本质用途基本相同，涉及的主要是利益分配问题。对于发电侧和输配电侧储能，从商业模式来看有一些差别，但其本质用途基本上均是削峰填谷、调频调峰以及缓解电网阻塞等，保障电网稳定性。至于具体在发电侧或是输配电侧配置储能，主要涉及的是利益分配问题。具体来讲，在我国现行辅助服务市场补偿机制下，是由发电机组单边承担辅助服务费用，享用服务的终端用户并不承担费用，即提供高于自身强度的辅助服务的发电机组将获得补偿，而补偿费用将分摊至提供低于自身强度的服务的发电机组，可简单理解补偿和分摊费用在不同发电机组间打转。2018年国内新增电化学储能装机700MW，电网侧储能装机占比从3%增至21.4%。2019年初,国网和南网发布的指导意见中提出，推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导。对于国网和南网的最初设想，可以简单理解为部分电力辅助服务的费用由发电企业转移至电网公司。由于当时储能的经济性不足，这样的机制有利于迅速做大储能规模，保障电网稳定性和安全性，但不利于形成充分竞争的储能市场。然而在2019年5月28日，国家发改委、国家能源局发布新修订的《输配电定价成本监审办法》，明确电储能设施不计入输配电定价成本。2019年输配电侧储能新增装机迅速下降，与此同时发电侧储能新增装机迅速提高。发电侧与输配电侧储能新增装机此消彼长的关系侧面印证了储能在这两个应用场景的本质用途基本相同，需求只是在不同主体间转移。此外，国外机构也通常将发电侧和输配电侧储能归类为电表前端储能。 未来5年发输配电侧的储能系统需求约131GWh，年均复合增速74%。由于发电侧与输配电侧储能的本质用途基本相同，因此我们在预测市场空间时将发电侧与输配电侧合并计算，同时考虑到发电侧与输配电侧的一些特性需求，预计总市场空间高于我们的预测值。根据我们的测算，预计2021-2025年发输配电侧的储能需求约131GWh，年均复合增速约74%，其中2025年发输配电侧储能需求约52GWh。我们对储能配置渗透率和容量配置比例做了双因素敏感性分析，在储能配置渗透率 40%-50%，容量配置比例13%-17%的情形下，2025年发输配电侧储能需求约44-62GWh。长期来看，预计2030年储能系统需求约234GWh。2.2 多因素作用推动用电侧储能快速发展，未来5年需求约93GWh 欧美主要国家用电成本高昂，分布式光伏系统快速发展为储能提供市场基础。储能在用户侧主要与分布式电源配套，或作为独立储能电站应用，其用途主要为电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。德国、日本、意大利、英国等欧美发达国家用电成本高昂，如居民电价是中国的2-4 倍，且呈现持续上升的趋势。以美国为例，根据美国能源信息署（EIA），1997-2019年美国居民零售平均电价以约2.20%的复合增速增长。电价的影响因素较多，简单来看，一方面电价长期受通胀影响，随着燃料及人工费用增加而增加；另一方面如大容量发电机组、提高输电电压等技术进步可提升效率降低电价。目前电力工业技术较为成熟，通胀一般是影响电力价格的主要因素。根据EIA的预测，2019-2050年美国名义电价年均复合增速约为2.30%，而真实电价（以2019为基准）变动很小。因此，预计欧美主要国家将长期保持高昂的居民用电成本。由于全球多个国家和地区分布式光伏系统早已实现用电侧平价，分布式光伏系统快速发展，2019年全球分布式装机约40GW，占总装机的比重近35%，为储能的发展提供坚实的市场基础。上网补贴（FIT）和净计量（NEM）政策到期或削减，分布式搭配储能有望得到推广。 上网补贴（FIT）政策对用户输送给电网的电力给予一定补贴，净计量（NEM）政策使得用户可将光伏系统生成的多余的电力输送回电网。近年来随着光伏逐渐平价，各国的 FIT 和 NEM 正逐步到期或削减，而储能的推广应用可以减少行业对 FIT 及 NEM 等政策的依赖，分布式搭配储能自发自用的模式有望得到推广。部分国家电力供应稳定性较差，不同规模的停电事件时有发生，储能接受度提升。（1）美国电力系统主要由东部电网、西部电网和德克萨斯州电网组成，其中大部分输配电设施由 500 多家互相独立的私营公司运营。美国电网的特殊结构造成了电网难以优化配置和统一管理，同时美国电网发展缓慢，70%的输电线路和电力变压器运行年限在 25 年以上，60%的断路器运行年限超过 30 年，因此电力系统稳定性较差。2019 年 10 月，美国加州山火事件造成了大 规模停电事件，电力公司 PG&E 的 500 多万用户均存在断电风险，并且每次断电可能持续数 天。近期来看，2020 年 12 月底，美国东部多地遭遇冬季风暴，马萨诸塞州、宾夕法尼亚州， 以及纽约市、新泽西州和康涅狄格州部分地区超过 5.5 万用户断电。2021 年 1 月初，美国南部遭遇强降雪，得克萨斯州、路易斯安娜州多数地区超过 15 万用户断电；美国西海岸遭遇风暴袭击，俄勒冈州、华盛顿州、南加州造成超过 50 万用户断电等。（2）由于南非电力系统管理水平有限，发电机组及输配电设施时常发生故障，煤炭、燃油等燃料储备也时常无法满足需求，再加上一些罢工和示威，甚至蓄意破坏电力设施的外部事件，导致南非经常发生不同规模的停电事件。南非电力公司 Eskom 将全国性分区停电的措施分为八级，其中最严重的八级限电指 电网必须节约 8000MW 的电力。2019 年底，南非施行了前所未有的六级限电，其严重程度相 当于在 4 天内遭到 18 次停电，每次最多 4 个半小时，或者在 8 天内遭到 18 次停电，每次最多 2 个小时，每次停电受到影响的人数多达 1900 万人。2020 年南非已多次发生不同规模的限电事件，2021 年状况依旧没有改观，根据新闻报道，南非电力公司 Eskom 预计今年 4 月份前每周都会出现电力短缺情况。频繁的停电事件对现代生产生活造成了很大的影响,储能的应用可以保障电力的连续供应，储能接受度逐步提升。2010-2019 年锂电池价格下降 87%，带动系统成本快速下降，储能经济性逐渐显现。受益于新能源汽车产业蓬勃发展，锂电池的大规模应用实现成本快速下降，根据 BNEF，2010-2019 年期间锂电池组的平均价格的下降幅度达 87%，带动储能系统成本迅速下降。目前储能应用经济性拐点快速临近，有望激发需求迅速增长。未来 5 年用电侧的储能系统需求约 93GWh，年均复合增速 95%。上述多个因素叠加，使得储能在终端价值的价值逐步显现。考虑到在储能用户侧，与分布式电源配套或作为独立储能电站的应用场景和客户群体均有较高的相似性，因此在预测市场空间时忽略了作为独立储能电站的需求，预计总市场空间高于我们的预测值。根据我们的测算，预计 2021-2025 年发用电侧的储能需求约 93GWh，年均复合增速约 95%，其中 2025 年用电侧储能需求约 41GWh。我们对储能配置渗透率和容量配置比例做了双因素敏感性分析，在储能配置渗透率 45%-55%，容量配置比例 13%-17%的情形下，2025 年发输配电侧储能需求约 32-50GWh。长期来看，预计 2030 年储能系统需求约 190GWh。2.3 5G 基站建设周期带动后备电源需求大幅提升 5G 建设加速，2019-2028 年宏基站需求近 500 万个。5G 基站按照功率和覆盖范围的不同， 5G 基站可分为宏基站和小基站组成，其中小基站包括微基站、皮基站、飞基站。由于 5G 的 频段相比 4G 更高，基站的覆盖范围缩小，因此一般将 5G 宏基站建设在较为空旷的地区，通过小基站的补充使用提升 5G 基站的覆盖范围。“宏基站+小基站”的组网覆盖模式为 5G 基站的主流部署模式。根据赛迪投资顾问，保守预计小基站数量将是宏基站数量的 2 倍。参考 4G 基站的建设节奏，我们预计在 2019-2028 年 5G 基站建设周期中，宏基站建设数量近 500 万个，小基站建设数量近 1000 万个，建设节奏上预计 2020-2021 年达到高潮，随后数量慢慢减少。5G 基站功耗大幅提升 2.5-4 倍，带动后备电源扩容需求大幅增加。基站主设备一般由 1 个 BBU（基带处理单元）和 3 个AAU（有源天线单元）组成。其中，BBU 主要负责基带数字信号处理，比如 FFT/IFFT、调制/解调、信道编码/解码等；AAU 主要由 DAC（数模转换）、RF（射频单元）、PA（功放）和天线等部分组成，将基带数字信号转为模拟信号，再调制成高频射频信号，放大至足够功率后由天线发射出去。由于 5G 基站天线里面包含更多的射频模块，基站功耗比 4G 基站高出很多。根据中国铁塔公司公布的数据，5G 基站单系统的典型功耗约为 4G 基站的 2.5-4 倍，带动后备电源扩容需求大幅增加。磷酸铁锂电池成为 5G 基站后备电源的主流技术路线。通信设备的电源系统对可靠性和稳定性的要求，因此一般采用蓄电池作为后备电源保证连续供电。由于技术成熟、成本低廉、工温范围大等特点，阀控式铅酸蓄电池成为 4G 基站后备电源的主流技术路线。但进入 5G 时代后，由于 5G 基站的功耗大幅提升，而现有机房空间和设施很难承载后备电源容量极大的扩容需求。磷酸铁锂电池具有较高的能量密度，且在安全性、循环寿命、快速充放等方面具备明显优势，可减少对市电增容改造的需求，降低建设和运营成本。虽然目前磷酸铁锂电池价格仍高于铅酸电池，但在全生命周期成本的评价体系下，磷酸铁锂电池与铅酸电池的度电成本已相差无几，且随着技术进步磷酸铁锂电池还存在着较大的降本空间，因此磷酸铁锂电池取代铅酸电池成为 5G 时代基站后备电源的主流技术路线。2018 年，中国铁塔已停止采购铅酸电池，采用梯次利用锂电池。2020 年，国内三大通信运营商与中国铁塔相继发布磷酸铁锂电池集中采购计划，目前已明确采购量约 4 GW。未来 5 年 5G 基站的储能系统需求近 35GWh。根据我们的测算，预计 2021-2025 年 5G 基站的磷酸铁锂电池储能需求近 35GWh，其中 2025 年磷酸铁锂电池储能需求约 4.4GWh。2.4 汽车电动化转型加速，光储充模式有望推广 汽车电动化转型加速，未来 5 年充电设施有望新增约 440 万台。2020年国内市场政策向好，叠加 Model 3、汉EV、造车新势力、宏光 Mini EV 等畅销车型频出，优质供给激发终端需求，下半年新能源汽车销量持续高增。据中汽协统计，2020 年 12 月新能源汽车销量 24.8 万辆，同比增长 49.5%，再创历史新高；全年累计销量 136.7 万辆，同比增长 10.9%。我们预计明年销量有望达到 200 万辆，按照《新能源汽车产业发展规划（2021－2035 年）》中提出的 2025 年电动化目标 25%，预计 2025 年销量超 600 万辆，未来 5 年国内电动车年均复合增速有望超 35%。新能源汽车的快速渗透带动了充电桩的需求持续提升，根据中国电动充电基础设施促进联盟数据，2020 年充电基础设施新增 46.2 万台，同比增加 12.4%，其中公共充电 基础设施新增 29.1 万台，同比增长 57.2%；截止 2020 年 12 月，全国充电基础设施累计数量为 168.1 万台，同比增加 37.9%，其中公共充电基础设施累计 80.7 万台，同比增长 56.4%。2020 年我国新能源汽车保有量约为 492 万辆，公共充电设施车桩比约为 6：1；假设 2025 年车桩比 约为 4.8：1，则 2021-2025 年我国需新增电动汽车充电设施 383 万台。假设 2030 年车桩比约 为 3.5：1，则 2030 年需新增充电设施约 800 万台。光储充一体化充电站模式有望推广，未来 5 年国内储能系统需求约 6.8 GWh。“光储充” 一体化充电站是在传统充电站的基础上配置分布式光伏系统与储能系统，形成多元互补的微电网系统，缓解充电桩大电流充电时对区域电网的冲击。《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》明确提出，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系统—充放电）多功能综合一体站建设。目前，浙江、湖北、重庆、陕西等地已成功投运“光储充”一体化电动汽车充电站， 未来光储充一体化充电站模式有望推广。根据我们的测算，预计 2021-2025 年光储充一体化的储能系统需求约 6.8 GWh，其中 2025 年储能系统需求约 3.62GWh；长期看来，预计 2030 年 储能系统需求约 44.8GWh。2.5 未来 5 年储能需求合计超 270GWh，市场空间合计约 3400 亿元 未来 5 年储能市场空间合计约 3400 亿元，2030 年市场空间近 3800 亿元。根据我们的测算，预计 2021-2025 年全球储能系统需求超 270GWh，其中 2025 年储能系统需求超 100GWh。 考虑储能系统平均每年价格下降 8%，未来 5 年储能系统市场空间合计约 3400 亿元，其中 2025 年储能系统市场空间近 1200 亿元。长期来看，预计 2030 年储能系统需求超 500GWh，市场空间近 3800 亿元。3 商业模式逐渐清晰，经济性拐点打响装机发令枪 3.1 储能可用于电力系统全环节，备电时长差异导致统一口径的成本评价较为困难 储能可应用于电力系统发电侧、输配电侧、用电侧全环节。电力系统一般分为发电侧、输配电侧和用电侧，储能在三个环节均有应用。在发电侧，储能主要用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；在输配电侧，储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；在用电侧，储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。容量单位与功率单位的不统一，使得单位成本对备电时长非常敏感，统一口径的成本评价较为困难。在传统发电技术及电气部件中，我们通常采用功率单位（如 MW）来表征系统的大小，但在储能系统中，主要采用容量单位（如 MWh）来表征系统的大小。这种差异直接导致了储能系统的单位成本对备电时长非常敏感，因为电池一般采用容量单位，即单位容量的电池成本不变；而其他成本采用功率单位，因此储能系统总容量越大，分摊至单位容量的其他成本就越低。根据美国可再生能源国家实验室（NREL），同样为 60MW 的储能系统，备电时长 0.5 小时与 4 小时的系统单位成本相差 1.4 倍。因此，由于不同项目的备电时长差异，市场上暂时没有统一口径的成本评价方式。3.2 用电侧：度电成本约0.51元/kWh，工商业/大工业场景具备套利空间 两充两放通常为工商业/大工业套利场景的运行策略，一般配置时长约 3 小时。不同地区的峰谷时段差异较大，一般情况下划分为 5-6 个时段，其中 2 个高峰，2-3 个平段，1 个低谷。高峰一般持续时长约 2-3 小时，2 个高峰间夹杂一个 2-3 小时的平段。综合来看，一般工商业及大工业储能的运行策略为两充两放，其中一充一放在低谷高峰，一充一放在平段高峰；不同地区峰谷时段不同，一般考虑配置时长 3 小时。全国工商业、大工业峰谷价差中位数分别约 0.49、0.54 元/kWh。当前我国用户侧（主要是工商业用户）主要利用储能进行峰谷价差套利和容量费用管理。根据北极星售电网，近期各地陆续明确 2021 年销售电价，截止 2020 年 12 月底已有 26 个地区发布新版销售电价表，其中 15 个地区制定了峰谷分时电价，工商业及其他峰谷价差平均值约 0.51-0.55 元/kWh，中位值约 0.48-0.52 元/kWh，其中北京是峰谷价差最大的地区，达到 0.99-1.00 元/kWh；大工业峰谷价差平均值约 0.55-0.59 元/kWh，中位值约 0.53-0.56 元/kWh，其中上海是峰谷价差最大的地区，夏季达到 0.81-0.83 元/kWh。对比上一轮销售电价，江苏、浙江、安徽峰谷价差拉大约 2 分钱。储能度电成本（LCOS）约为 0.51 元/kWh，在全国多数发达省份已基本具备套利空间。储能度电成本（LCOS）为国际通用的成本评价指标。基于储能全生命周期建模的储能平准化成本 LCOS（Levelized Cost of Storage）是目前国际上通用的储能成本评价指标，其算法是对项目生命周期内的成本和放电量进行平准化后计算得到的储能成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内放电量现值。根据我们的测算，目前储能度电成本约为 0.51 元/kWh。在北京、上海、江苏、浙江、天津等发达省份已具备套利空间，目前广东还未发布新版的销售电价表，但参考上轮峰谷电价，也具备套利空间。此外，我们在测算时没有考虑部分省份的尖峰价格，同时针对不同地区的峰谷时段，储能运行策略还有很大的优化空间，因此实际上可能会有更多的省份已具备套利空间。测算核心假设：（1）参考知网多篇文献、行业协会及部分上市公司数据，由于目前尚没有行业标准及规范，市场上产品性能参数和单位价格差异较大，综合多方信息，假设磷酸铁锂电池储能系统成本为 1.50 元/Wh。 （2）容量型和功率型储能电站的功率转换成本差异较大，考虑到用户侧储能主要是套利需求，假设功率转换成本为 0.35 元/W，土建成本 0.20 元/W。 （3）其他成本主要包括入网检测费、项目管理费等附加费用，假设其他成本为 0.15 元/W 由于目前储能项目的其他成本核算缺乏规范性，不同项目差异较大。未来随着储能项目实施标准的规范化，这部分成本将显著降低。 （4）容量型储能电站主要采用远程监控与定期巡检结合的方式，运维相对简单，假设每年运维成本占储能系统投资成本的 0.5%。 （5）考虑到磷酸铁锂电池的电极材料中不含有钴、镍等贵金属元素，回收价值较低，假 设储能系统残值为 5%。 （6）目前电化学储能系统没有统一的终止标准，考虑安全性和电池容量衰减特性，假设 70%为系统终止报废标准。假设储能系统每年运行 350 天，每天 2 充 2 放，则系统寿命约 7 年。假设储能系统衰减特性为线性函数，估算 90%放电深度下单次循环衰减率约为 0.005%。 （7）其他参数详见下表。3.3 输配电侧：里程成本约 3.93 元/MW，电力辅助服务市场具备盈利空间 电力辅助服务市场建设提速，19 省将电储能纳入交易体系。随着全国可再生能源装机规模快速增加，电网的冲击压力越来越大，各省份正在加快构建电力辅助服务市场体系。根据中国储能网报道，目前全国范围内除东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等 8 个电力辅助服务市场改革试点之外，还有河南、安徽、江苏、四川、青海、湖北、湖南、贵州、广西、重庆、蒙西电网、河北南部电网、京津唐电网公布了电力辅助服务市场运营和交易规则。2020 年以来，全国各省份至少出台 23 份相关政策文件，列举了与储能参与电力辅助服务市场的相关条款。截至目前，已有 19 个省份将电储能纳入交易体系，其中参与调峰与调频是储能获取收益的主要来源。多个省份参与调峰服务已具备盈利空间。据北极星储能网统计，在已发布调峰辅助服务市场规则文件的省份中，约有 13 个省份明确储能可参与调峰。根据我们在前文的测算，配置时长 3h 的储能系统度电成本约 0.51 元/kWh，参考各地区调峰补偿价格，在东北、安徽、山西、江苏、青海等多个地区已具备盈利空间。 储能是一种优质的调频资源，里程成本是评价储能电站参与调频经济性的重要指标。储能单位功率的调节效率较高，具有快速和精确的响应能力，根据中国电力科学研究院，储能对水电机组、燃气机组、燃煤机组的替代效果分别达到 1.67 倍、2.5 倍、25 倍。根据知网文献，里程成本是指在功率型调频储能电站的生命周期内，平均到单位调频里程的电站投资成本,里程成本是评价储能电站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。考虑时间价值后，其算法是对项目生命周期内的成本和调频里程进行平准化后计算得到的储能成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内调频里程现值。储能里程成本约为 3.93 元/MW，多个省份参与调频服务已具备盈利空间。根据我们的测算，目前储能里程成本约为 3.93 元/MW。考虑到储能调频效率、响应调频时间远优于其他类型机组，补偿系数也应高于其他类型机组。在参与调频服务的应用场景中，在保证调频里程的前提下，目前在福建、广东、蒙西、山西、京津唐、山东、甘肃、四川等多个省份已基本具备盈利空间。 测算核心假设： （1）参考知网多篇文献、行业协会及部分上市公司数据，假设采用磷酸铁锂电池的功率型储能系统成本为 1.50 元/Wh。考虑到参与电力辅助的应用场景和功能要求更为复杂，假设功率转换成本为 0.50 元/W，土建成本 0.20 元/W，其他成本 0.15 元/W。 （2）功率型调频储能电站工况复杂，安全维护任务重，假设每年运维成本占储能系统投资成本的 3%。 （3）由于储能系统参与调频属于短时高频低深度充放电，系统循环寿命要远高于满充满放循环寿命。目前调频储能系统没有统一的终止标准，考虑安全性和电池容量衰减特性，参考行业新闻报道，假设系统寿命为 5 年。 （4）其他参数详见下表。火储联合调频项目 IRR 约 8.8%，回收期约 8 年。在之前测算的假设条件下，同时考虑火电站每年 100 万保底费用以及 50%的收益分成，预计火储联合调频项目 IRR 约 8.8%，回收期约 8 年，已具备较好的经济性。3.4 发电侧：强制性配套政策叠加经济性拐点，新能源侧储能装机持续高增 2020 年政策密集发布，风光强配储能，一般配置比例 10%-20%，容量时长 2 小时。2019 年 12 月 19 日，华润电力濉溪孙疃风电场 50MW 工程公开招标，要求配套建设 1 个及以上的 10MW/10MWh 容量或累计 30MW 及以上容量的电化学储能电站，拉开了风光强配储能的大幕。进入 2020 年以来，各地政府和省网公司纷纷出台相关政策，要求新能源竞价、平价项目配置一定比例的储能。截至 2020 年底，全国已有 17 个省市出台了相关文件，配置比例一般为 10%-20%，容量时长一般为 2 小时。“配置储能优先并网”也由电网企业与新能源开发商私下达成的一种潜规则逐渐变为明规则。地方性补贴政策陆续落地，后续有望迎来补贴政策窗口期。（1）2021 年 1 月 18 日，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》，文件明确新能源需配置 10%+2h 储能，并给予 1 毛/kWh 补贴，同时优先保障消纳，保证储能设施利用小时数不低于 540 小时，补贴时限暂定为 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日。（2）2020 年 12 月 25 日，西安市工信局发布《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见（征求意见稿）》，文件明确对 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期间建成运行的光伏储能系统，自项目投运次月起对储能系统按实际充电量给予投资人 1 元/kWh 补贴，同一项目年度补贴最高不超过 50 万元。目前个别省份出台的储能补贴方案有很强的借鉴意义，后续有望引领全国其他省份效仿出台类似的地方性补贴政策，储能有望迎来补贴政策窗口期。 发电侧配置储能已基本具备经济性，光储电站可实现项目 IRR 8%以上。为了探究配置储能对于新能源发电项目的影响，我们假设了三个情景：基准情景设定为一个典型的光伏电站， 测算项目 IRR 约为 8.3%；假设情景 1 为在基准情景上配置储能系统，但储能系统仅用作减少弃光率用途，测算项目 IRR 约为 7.3%；假设情景 2 在假设情景 1 的基础上，考虑储能系统同时参与调频服务，测算项目 IRR 约为 8.2%。由此可见，对于一个典型光储电站，如果可以参与辅助服务市场，将对经济性有较大提升，基本实现项目 IRR 8%以上的收益率要求。 核心假设： （1）假设光伏电站装机规模 100MW，参考目前政策要求，一般储能配置功率为电站功率的 10%-20%，配置时长为 2 小时，因此假设配置储能系统容量为 15MW/30MWh。 （2）参考多篇知网文献、行业协会及部分上市公司数据，考虑到项目地点、类型不同初始投资成本差异较大，假设典型光伏电站单位初始投资成本约 3.8 元/W，典型储能单位初始全投资成本为 1.8 元/Wh。假设光储电站部分设施共用，其中固定资产占比约 80%，年均运维费用约占投资的 1%。 （3）考虑到磷酸铁锂路线为国内储能的主流路线，因此假设储能采用磷酸铁锂电池，由于不含贵金属回收价值较低，假设储能残值与光伏电站残值一致，均为 5%。（4）根据国家能源局公布的 2019 年上半年电力辅助服务补偿数据，年平均补偿价格约为 20 元/kW，按照 15MW 容量则年平均补偿约 30 万元。考虑到电力辅助服务费用逐年升高，同时储能调频效率、响应调频时间远优于其他类型机组，假设 15MW 储能装机年平均补偿约 50 万元。为简化计算，仅考虑调节里程收益，不考虑调节容量收益及调峰收益，同时参考各省份 AGC 补偿规则，可粗略拆分为调频补偿系数约 5 元/MW，调频里程约 10 万 MW/年。 （5）假设电站运营期为 25 年，其中逆变器寿命为 15 年，储能系统仅储存弃光电量时寿命为 15 年，参与调频服务时寿命为 5 年。 （6）其他参数详见下表。基准情景（光伏电站）：项目 IRR 约为 8.3%。根据我们的测算，在不增加储能的情形下，光伏电站的全投资收益率约为 8.3%。假设情景 1-1（光储电站+减少弃光率）：项目 IRR 约为 7.3%。根据我们的测算，在基准情形下增加储能系统，当储能系统仅仅用于储存 5%弃光的电量，则光储电站的全投资收益率约 为 7.3%，较基准情景下降约 1%，不满足通常情况下 8%的要求回报率底线，说明目前情况下减少弃光率的单一用途难以保证储能系统的经济性。假设情景 1-2（光储电站+减少弃光率）满足项目 IRR 8%，需要储能系统初始成本下降约 39%，或光伏电站初始成本下降约 8%。我们对光伏电站和储能系统初始全投资成本做双因素敏感性分析，在光伏电站初始成本 3.8 元/W 基准假设下，储能系统初始成本需要下降至 1.1 元/Wh（降幅约 39%）才可保证项目 IRR 在 8%以上；在储能系统初始成本 1.8 元/Wh 的基准假设下，光伏电站初始成本需要下降至 3.5 元/W（降幅约 8%）才可保证项目 IRR 在 8%以上。考虑到目前行业降本速度，2021 年底基本可以实现假设情景 1 下项目 IRR 8%。假设情景 2-1（光储电站+减少弃光率+参与调频服务）：项目 IRR 约为 8.2%。根据我们的测算，在假设情景 1 情形下，考虑储能系统不仅用于储存 5%弃光的电量，同时参与辅助服务市场，则光储电站的全投资收益率约为 8.2%，较基准情景下降约 0.1%，基本满足通常情况下 8%的要求回报率底线，说明储能的多用途收益可以基本保证光储电站的经济性。假设情景 2-2（光储电站+减少弃光率+参与调频服务）满足项目 IRR 8%，需在较高补偿系数的前提下保障调频里程。我们对调频里程和补偿系数做双因素敏感性分析，当补偿系数保持在 9 元/MW 较高的水平时，对应的调频里程需要在 160 万 MW 以上才能满足项目 IRR 8% 的要求，每提升 10 万 MW 调频里程则项目 IRR 提升 0.20%；当补偿系数保持在 11 元/MW 的水平时，对应的调频里程需要在 130 万 MW 以上才能满足项目 IRR 8%的要求，每提升 10 万 MW 调频里程则项目 IRR 提升 0.24%。近两年新能源发电侧储能新增装机年均增速 88%。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）统计, 2020 年国内新增投运的新能源发电侧储能装机约 259MW，占比约 33.0%；据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，2018 年国内新增投运的新能源发电侧储能装机约 73MW，占比约 10.7%，因此 2018-2020 年均复合增速约 88%。根据CNESA，2020 年前三季度新能源侧储能累计装机占比约 29%，较 2018 年提升约 11%。3.5 电力市场改革加速，储能真实价值有望体现 储能作为能量的“搬运工”，其价值等于电力系统平抑波动性的边际成本。储能本身不产生能量，只是能量的“搬运工”，其本质是一种灵活性资源，可通过调峰调频等方式平抑电力系统的功率和频率波动。因此，储能的价值应等于电力系统平抑波动性的边际成本，即当电力系统需要平抑的波动性越小时，储能的价值也越低。在新能源发展初期，比如新能源发电占比小于 3%时，电力需求本身的波动超过了新能源发电的波动幅度，此时储能的价值基本接近于 0；随着新能源发电比例的不断提高，对电网的冲击越来越大，储能的价值也将随之提高。 海外电力市场较为成熟，已有很好的盈利模式。从国际经验来看，海外发达国家电力市场比较成熟，很多市场明确了独立的主体地位，可独立或联合发电机组参与调峰调频、峰谷套利等等多种服务获取收益，如英国部分电站的多重收益甚至有十三四种。此外，海外峰谷价差以及辅助服务价格由市场定价，一般情况下也高于国内，如英国甚至出现过 170 元/kWh 的尖峰电价，大大改善储能的盈利状况。 国内现行辅助服务市场补偿机制，还没有充分释放储能的真实价值。目前我国电力辅助服务市场是在 2006 年原国家电监会建立的辅助服务补偿机制的基础上，引入了一些如竞价等市场化手段确定辅助服务承担主体，其本质还是一种成本加成的补偿机制。具体来讲，一方面，现行辅助服务市场补偿机制采用的是发电机组单边承担辅助服务费用的模式，而最终享用服务的终端用户并不承担费用；另一方面，辅助服务定价不考虑机会成本，只是对机组提供辅助服务的成本近似补偿。因此在现行体制下，储能的价值并没有得到充分的释放。 电力市场改革加速，储能的盈利空间将大幅改善。随着我国的电力体制改革加速，完善的电力现货市场有望建立，并在不同时刻形成充分反应市场供需的价格信号，储能作为稀缺的灵活性资源的真实价值有望得以释放。根据能源杂志援引的劳伦斯伯克利实验室（LBNL）针对美国四个区域电力市场的定量分析，当间歇性可再生能源发电容量占比提升至 40%时，现货市场价格波动增幅在 2-4 倍之间，储能的盈利空间将大幅改善。4 产业链分析：电池与PCS环节格局初显4.1 电池：未来降本的核心环节, 磷酸铁锂有望成为主流技术路线 2020-2030年锂电池成本有望下降58%，带动电池成本占比下降至41%。从系统成本构成来看，电池是成本最高的环节，一般在配置时长2小时以上，电池成本占比超过50%。受益于新能源汽车产业蓬勃发展，锂电池得以大规模应用，不断促进技术进步，叠加规模效应及生产效率提高带动成本快速下降，激发终端市场规模进一步扩大，形成正向循环。随着汽车产业电动化加速，以及锂电储能逐渐放量，超大规模应用将加速成本下降的过程。根据 BNEF，到 2030 年锂电池组的平均价格有望进一步下降至 68 美元/kWh，较 2020 年降幅达58%，是储能系统下降的最大驱动力。目前电池占储能成本的比重约 53%，是第一大成本环节；到 2030 年，电池成占比有望进一步下降 12%至 41%。磷酸铁锂有望成为锂电储能的主流技术路线。电化学储能的核心需求在于高安全、长寿命和低成本。目前锂电池已成为全球电化学储能的主流技术路线，可根据正极材料类型的不同，进一步分为磷酸铁锂和三元两种主要的技术路线。对比三元锂电池，磷酸铁锂电池热稳定性强，内部化学成分分解的温度在500-600℃，具有更好的安全性；完全充放电循环次数大于 3500 次，具有更好的循环寿命；正极材料不含贵金属，且工艺环境要求不高，成本较低。与此同时，虽然磷酸铁锂电池能量密度低于三元锂电池，但储能应用场景相对固定，尺寸和重量设计相对灵活，因此不是储能系统设备选型的优先考量因素。综合考量两种技术路线的优势与劣势，磷酸铁锂电池更加贴合储能场景的应用需求，有望成为储能的主流技术路线。2019 年国内电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比达 96%。2019 年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比 41%，同比提升约 7%；三元锂电池占比 55%，其他锂电池占比 4%。三元锂电储能在家用市场份额较高的主要原因为,家用储能需求主要来自海外市场，而长期专注于三元技术路线的特斯拉、LG 化学等厂商具备较强的先发优势和品牌优势，随着国内储能厂商进入储能家用市场，近年来磷酸铁锂电池市场份额呈上升趋势。技术与规模优势是核心竞争要素。锂电池行业技术壁垒较高，正极、负极、隔膜、电解液等材料配比需要长期技术沉淀。当前锂电池占系统成本较高，且循环寿命和深度放电等都对系统成本影响很大，考虑到未来电池性能仍有很大的进步空间，因此相比其他环节，技术进步推动降本的压力主要在电池环节，技术领先的企业先发优势明显。另一方面，电池工业规模效应明显，头部企业有望在竞争中充分发挥成本优势，挤压竞争对手的生存空间。 宁德时代 2019 年国内市场份额第一，规模领先第二名一倍以上。根据 CNESA 的统计数据，在 2019 年国内新电化学储能市场中，装机规模排名前十位的储能技术提供商依次为：宁德时代、海基新能源、国轩高科、亿纬锂能、猛狮科技、南都电源、中天科技、力神、圣阳电源和比克。4.2 PCS：头部供应商优势明显，有望复制光伏逆变器格局 储能变流器与光伏逆变器结构与功能高度相似。在电化学储能系统中，储能变流器(PCS) 是连接电池系统与电网或负载之间的实现电能双向转换的装置，主要由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成。PCS 控制器通过接收 EMS 的控制指令，来控制变流器对电池进行充电或放电；同时 PCS 控制器通过与 BMS 通讯获取电池组状态信息，实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。从电力电子结构上看，光伏逆变器和储能变流器 95%以上的硬件元器件相同，主要区别在直流侧元器件与 IGBT 功率模块拓扑结构。从技术难点上看，光伏逆变器和变流器核心部件均是逆变功率模块和二次控制电路。 头部供应商具有明显的产品及渠道优势，有望复制光伏逆变器行业格局。由于储能变流器与光伏逆变器产品具有高度的相似性，一般光伏逆变器厂商均具备供应储能变流器的能力。同时由于使用场景也较为相似，主要客户包括光伏电站开发商和承包商，以及电子元器件经销商等，渠道相对较为分散。光伏逆变器行业经过多年发展，头部企业产品和渠道优势明显，未来有望在储能变流器领域复制光伏逆变器的行业格局。 阳光电源2019年国内份额第一，领先优势较大。2019年，在国内新增投运的电化学储能项目中，阳先电源、科华恒盛、南瑞继保为装机规模排名的前 3 位，市占率分别约为 30%、16%、12%；排名 4-10 位的依次为盛弘电气、科陆电子、索英电气、昆兰新能源、上能电气、许继、智光储能。4.3 系统集成：排名竞争焦灼，差异化增值服务是核心竞争要素差异化增值服务是核心竞争要素。储能系统集成需要按照用户需求，根据运行场景和场站需求，基于自身对各种类型设备性能的充分了解，从而完成电池组、BMS、PCS 等设备选型以及系统控制策略的设计，最大化释放系统性能。储能应用场景丰富，定制化系统集成服务契合了多样的场景需求，能否提供差异化增值服务是核心竞争要素。目前系统集成商主要有三种模式：一是自给自足模式，从主要部件的制造，到系统集成服务，业务均有覆盖；二是部分集成模式，主要由电池、PCS等厂商以自身产品为中心，提供综合方案的附加服务；三是全集成模式，依靠从外部采购部件进行系统集成。根据北极星储能网报道，具备提供一体化整体解决方案服务的厂商仍屈指可数。阳光电源 2019 年国内份额第一，规模排名竞争较为焦灼。2019年，在国内新增投运的电 化学储能项目中，阳先电源、科陆电子、海博思创为功率规模排名的前 3 位，市占率分别约为 14%、11%、10%；排名 4-10 位的依次为库博能源、猛狮科技、南都电源、上海电气国轩、睿能世纪、智先储能、南瑞继保。4.4 BMS：技术壁垒较高，算法和芯片是核心竞争要素算法和芯片是核心竞争要素。储能系统一般特点为高电压，如电池簇电压一般在 700-1500V 以上；大电流，如电池簇电流一般在 100-300A；深循环，如电池放电深度一般在 80%以上；多电芯，如 2MWh 的系统需要 200Ah 电芯多达 3000 个以上；控制复杂，如储能系统可能配备多类型电芯，以对应复杂的工况；同时运行时电磁环境复杂，需要很强的抗干扰能 力。因此，与动力电池 BMS 相比，储能电池 BMS 在硬件逻辑结构、通信协议、管理系统参数等均不相同，特别是对于响应速度、数据处理能力、均衡管理能力等提出极高的要求。因此，对于 BMS 供应商来说，算法和芯片是核心竞争要素。目前国内的 BMS 供应商主要包括科工电子、高特电子、高泰昊能、力高新能源等，此外，一般大型系统技术提供商如宁德时代、派能科技等也具备 BMS 的设计制造能力。5 行业公司5.1 派能科技：家用储能领先企业，A 股储能第一股储能为主营业务，市场份额全球领先。派能科技成立于 2009 年 10 月 28 日，并于 2020 年 12 月 30 日在科创板上市。派能科技是国内较早开始锂电池储能系统商用的厂家之一，专注于磷酸铁锂电芯、模组及储能电池系统超过 10 年，是国内首家以储能为主营业务的上市公司。派能科技的储能系统覆盖 12V-1500V 全电压等级，系统容量最高可达 MWh 级，可应用于高压 储能、家庭储能、通信备电等多个场景。派能科技在全球市场中有较高品牌影响力及产品竞争力，2019 年派能科技自主品牌家用储能产品全球市场份额约 8.5%，仅位居全球第三名，落后于特斯拉（15%）和 LG 化学（11%）；自主品牌和贴牌方式家用储能合计约占全球市场份额的 12.2%。2019 年派能科技电力系统储能锂电池国内市场份额约 15.0%，位居国内第三名，仅落后于比亚迪（23.7%）、宁德时代（18.4%）。 产业链优势提供一站式解决方案，渠道优势打造全球化销售网络。派能科技整合产业链关键环节，拥有包括锂离子电芯制造、BMS、EMS 以及系统集成等上下游关键环节的多项核心专利技术，可以为用户提供一站式储能系统解决方案。派能科技已与海外多家知名大型集成商建立稳定的合作关系，包括 Sonnen（欧洲第一大储能系统集成商）、Segen（英国最大光伏产品提供商）、Energy SRL（意大利领先的储能系统供应商）等，产品销售渠道稳定。 产能加速扩张，业绩有望实现高增长。截至 2020 年 6 月，派能科技已形成年产 1GWh 电芯产能和年产 1.15GWh 电池系统产能，产能利用率接近饱和，产能瓶颈明显。公司规划新增 年产 4GWh 锂离子电芯和 5GWh 储能锂电池系统产能。未来随着新产能陆续达产，公司有望充分发挥规模优势，持续提升产品市场份额，实现业绩高增长。 5.2 阳光电源：储能逆变器与系统集成龙头，渠道优势明显 光伏逆变器龙头，渠道优势明显。阳光电源成立于 2007 年 7 月 11 日，并于 2011 年 11 月 2 日在创业板上市。阳光电源是光伏逆变器行业龙头企业，国内市占率约 30%，连续多年保持第一，国外市占率约 15%，截至 2019 年底，阳光电源逆变设备远销往德国、意大利等 60 多个国家，全球累计装机超 100GW。 强强联合切入储能领域，定位全球系统集成商。在储能的业务布局上，阳光电源定位“全球储能系统集成商”，与外部电池厂商深度绑定。2014 年底，阳光电源与三星 SDI 公司签署协议，成立三星阳光（占股 35%）和阳光三星（占股 65%）两家合资公司。其中，三星阳光从韩国引进生产线，负责生产锂离子储能电池包；阳光三星负责生产储能变流器及储能系统集成。2016 年 8 月，阳光三星正式投产，标志着公司正式切入储能领域。2019 年 2 月，公司以 4126 万元购买三星 SDI 公司持有的三星阳光 30%的股权，收购后合计持有三星阳光 65%的股权。三星 SDI 作为全球锂离子电池行业的第一梯队企业，其电芯在能量密度、循环寿命、安全性能等处于领先水平；而阳光电源作为逆变器龙头企业，对储能变流器技术积累深厚，在产品性能、可靠性、成本、渠道方面同样具有明显优势，强强联合共同开发有利于发挥各自的技术专长，迅速形成竞争优势。2019 年，阳光电源储能产品型谱优化，以磷酸铁锂和三元锂电池为体系，产品全面覆盖 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各类储能应用场景需求。 储能变流器与集成业务龙头，公司营收快速增长。阳光电源储能系统广泛应用在中国、美国、英国等众多国家，截至 2020 年 6 月底，阳光电源参与的全球重大储能系统项目超过 1000 个。国内业务方面，2016 年以来，阳光电源储能系统集成出货量连续四年位居国内市场榜首， 2019 年阳光电源在储能逆变器出货量也在国内供应商中居于首位。海外业务方面，在北美工商业储能市场以及澳洲户用光储市场，阳光电源市占率均超过 20%。2019 年，阳光电源储能业务收入实现营收5.43亿元，同比增长41.77%，业务收入占比从2018年的3.69%提升至4.18%。 5.3 固德威：户用储能逆变器龙头，光伏+储能打开成长空间 快速成长的组串式逆变器龙头。公司成立于 2010，专注于光伏和储能逆变器领域。2019 年公司光伏逆变器出货全球排名第 11 位，市占率 3%。公司聚焦全球市场，在 80 多个国家和地区建立了完善的渠道和良好的品牌口碑，2019 年海外收入占比 66.2%，重点市场包括欧洲 （以荷兰为主）、澳洲和南美洲。 户用储能逆变器龙头，储能业务持续高增长。依托电力电子方面的技术优势，公司在储能逆变器领域亦有较好的布局，主要面向欧美等优质市场，有较好的品牌认可度。根据 Wood Mackenzie《2019 年全球光伏逆变器市场份额和出货量趋势报告》，固德威储能逆变器市场份额占比超 15%，全球排名第一。2019 年储能逆变器营收 1.08 亿元，同比增长 147.8%；出货量 71 MW，同比增长 187.8%。 产品体系完备，产业链延伸助推储能新发展。公司拥有完备的储能逆变器产品体系，实现了单相、三相、交流耦合、直流耦合的产品全覆盖，应用领域上，逐渐从户用向工商业储能延伸。另外，公司与沃太能源成立合资公司，建设 1.14GWh 储能电池 PACK 产能，公司将从单一储能逆变器供应商转向综合型储能方案提供商。 5.4 宁德时代：全球动力电池龙头，储能全产业链布局 全球动力电池龙头，连续四年装机量登顶。公司成立于 2011 年 12 月 16 日，并于 2018 年 6 月 11 日在创业板上市。公司是动力电池行业龙头，根据 SNE Research，2020 年公司在全球范围内动力电池装机量达 34GWh，同比增加约 2%，占全球市场份额的 25%，连续第四年装机量登顶。 储能业务可追溯至公司成立之初，全产业链布局初步形成。宁德时代 2011 年成立之初即确定储能为主要业务方向之一，参与国家电网张北风光储输示范项目，并中标 4MW×4h 的磷酸铁锂电池系统。2018 年，宁德时代设立储能事业部，将储能列为重点发展业务。此后两年，宁德时代在储能业务布局动作频频，牵头设立电化学储能技术国家工程研究中心，并先后与星云股份、科士达、易事特、国网综能、福建百城新能源等成立合资公司，结合在上游原材料端的布局，目前已基本形成上中下游的全产业链布局。2020 年 2 月，公司发布 200 亿元定增公告，其中 55 亿用于江苏时代动力及储能锂离子电池研发与生产项目（三期），20 亿用于电化学储能前沿技术储备研发项目。 储能系统市场份额领先，公司营收持续高增。宁德储能系统产品包括电芯、模组/电箱和 电池柜。根据 CNESA，2019 年宁德时代国内新增投运电化学储能项目近 400MWh，位居国内 锂电储能技术提供商首位。根据 GGII，2019 年宁德时代电力系统储能锂电池市占率约 18.4%， 位居国内第二位。2019 年宁德时代储能业 务营收 6.10 亿元，同比增长 221.95%；2020 年上半年营收 5.67 亿元，同比增长 136.41%。目前宁德时代海外首个储能项目已在美国加州实现并网，随着前期储能市场布局及推广逐步落地，公司业绩有望持续高增。 5.5 科士达：绑定宁德时代，储能 PCS 业务有望快速发展 不间断电源（UPS）领先企业，储能产品已在多个国家应用。科士达成立于 1993 年 3 月 17 日，并于 2010 年 12 月 7 日上市。公司是不间断电源（UPS）领先企业，并围绕数据中心（IDC）拓展配套关键基础设施产品，转型数据中心一体化解决方案供应商。光伏及储能系统产品是公司第二大营收来源，产品主要包括光伏逆变器、储能变流器、EMS、大型集装箱式储能集成系统、光储充系统等。公司储能产品获得了中国、澳洲、德国、泰国等多个国家认证，并已在全球多个国家应用。 绑定宁德时代，储能 PCS 业务有望快速发展。2019 年 4 月，公司发布公告，拟与宁德时代合作成立储能合资公司，以开发、生产及销售储能系统 PCS、特殊储能 PACK、充电桩及“光储充”一体化相关产品。科士达出资 9800 万元，持有合资公司 49%的股权，宁德时代持有合资公司 51%的股权。目前合资公司一期主体建设已基本完成，正在进行储能团队搭建、产线规划、设备购置等准备工作，预计 2021 年正式投产。光伏逆变器与储能变流器技术同源，科 士达在电子电力转换技术方面积累深厚；而宁德时代作为动力电池龙头，技术和成本优势显著。随着合资公司正式投产，科士达储能 PCS 业务有望快速发展。 5.6 南都电源：铅酸龙头转型锂电，受益5G基站备电市场高增长 铅酸电池及再生铅龙头，积极转型锂电。公司是国内铅酸蓄电池龙头，产品广泛应用于通信、IDC、电动自行车等领域。随着 5G 基建建设周期到来、IDC 需求增长及电动自行车存量更换需求，公司铅酸电池业务有望持续增长。同时，针对下游铅酸换锂电趋势，公司提前布局，积极转型锂电，启动 14.16 亿元定增用于“年产 2000MWh 5G 通信及储能锂电池建设项目”、“年产 2000MWh 高能量密度动力锂电池建设项目”等5G 基站建设周期启动，带动通信备电高增长。随着 5G 建设加速，2019-2028 年宏基站需 求近 500 万个，同时 5G 基站耗电量增加带动通信后备电源需求高增长，预计未来 5 年 5G 基 站的储能系统需求近 35GWh。公司在通信领域深耕多年，完成了较好的品牌及渠道资源建设，公司在手订单充足，同时积极拓展海外市场，未来有望实现高增长。 储能业务深耕多年，未来有望提速。公司自 2011 年起就已进入储能行业，投建国内第一 个储能示范项目“东福山岛风光柴储能电站”，对于储能应用有着较深的理解，并积累了丰富 的客户资源。公司具备从储能产品及系统的研发生产、系统集成到运营服务的系统解决方案的 能力，在用户侧、电网侧、新能源发电侧均已实现大规模应用公司目前总装机规模超过 1GWh， 在行业中处于领先位置。公司业务模式由投资运营逐步转向售卖及共建等轻资产模式，随着全 球储能市场的快速增长，公司储能业务有望进一步提速。6 风险提示 政策不达预期；新能源装机不及预期；电力市场化改革不及预期；5G 基站建设不及预期；技术进步及成本下降不及预期。感谢您的关注，了解每日最新行业研究报告！———————————————————报告内容属于原作者，仅供学习！作者：民生证券 于潇 丁亚更多最新行业研报来自：【远瞻智库官网】

来源：创事记欢迎关注“创事记”的微信订阅号：sinachuangshiji　文/潮落竹生来源：锦缎在此前的《碳中和的“龙脉”：储能》研究报告中，我们对储能赛道进行了首次深度覆盖。本文系储能研究系列的第二篇，主要着眼于家庭储能市场。很多投资者对家庭储能市场（C端）或并不熟悉。目前，特斯拉、宁德时代、比亚迪以及本文聚焦的派能科技（SH：688063），都是这一领域的潜在主导者。相比较新能源车，家庭储能的商业模式也许没有那么性感。但实质上，这同样是一个充满爆发力的新产业，以国际比较视角看，未来5-10年行业潜在发展空间将在数十倍以上。重要性不容忽视。本文具体框架如下：1、储能对新能源发展的必要性与细分2、家用储能5年40倍靠的是经济性3、家用储能隐形冠军：派能科技4、派能的利润增长追得上百倍市盈率吗01储能对新能源发展的必要性与细分能源是国家经济发展的动力源泉。当前，能源消费结构正在发生深刻变革，光伏、风电快速进入历史舞台，世界各大国也均提出了碳排放目标，向“碳中和”发展。更关键的是，全球范围内可再生能源目标的占比被不断上调和提前。举三个例子。一是中国，近期领导人提出2030年实现25%非化石能源消费占比目标，预计非化石能源消费占比20%目标将提前至2025年完成；二是欧盟，欧盟委员会正式发布了《2030年气候目标计划》以及政策影响评估报告，提出将2030年温室气体减排目标从40%提高为55%，2030年可再生能源占能源消费比例需求将再提高；三是美国，新任总统上任后，实行2万亿新能源计划，规定2050年美国实现碳中和，同时重返巴黎协定。所以，整个新能源行业确定性不仅极高，而且在加快。其中，新能源汽车、光伏大家已经非常熟悉了，而储能相对了解较少。储能，即能量的存储，分类如上图。虽然目前全球范围内的储能装机仍以抽水蓄能为主，但是抽水蓄能有着地理限制、投资过大、建设周期长等缺点，增量寥寥。而电化学储能凭借建设周期短、应用范围广、成本持续降低等诸多优点，从2013年到2018年，在电力系统的新增装机规模由0.1GW增加至3.7GW，累计装机规模6.6GW，占比整体储能装机规模的份额极速上升。并且占比依然很小，方兴未艾，发展潜力极大。截至2018年，电化学储能中，锂电池占比达到86.3%。与动力锂电池一样，储能锂电池成为主流趋势的核心原因是其性能提升、成本降低引起的规模化应用。其实，储能的发展，内在原因还是因为光伏等新发电方式整体都呈现间歇性与不稳定性，传统的火电机组也越来越难以满足短时间高功率的调节需求。将储能技术应用于电力系统，可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性。从电力系统细分的角度看，储能在发电侧、输配电侧、用电侧都不可或缺，具体作用参考下图。那么，也就意味着储能会随着光伏等新能源发电的高速增长而跟随增长，并且因为光伏发展更早，基数已经累计高于储能很多，因此未来几年储能电池的发展很可能会更为爆炸。本文因派能科技而起，将主要讨论位于用电侧的家用储能电池系统。02家用储能5年40倍靠的是经济性要想真正普及，空谈理想与概念是行不通的，成本才是关键，尤其是要进入千家万户的家用储能。我们梳理概括一下几个主要国家的相关政策，如下。可以看到，主要国家一般对家用储能系统都会给予一些补贴或优惠政策，尤其是发达国家。而欧美等发达国家也确实在家用储能上走在最前面，但不仅仅是因为政策原因。对比下我国，我国由于居民电价较低，且住宅多是高层小区，难以发展家用光伏和储能。发达国家电价较高，家庭安装“光伏+储能”在经济上就更有可行性了。德国是高电费国家，也是光伏与储能系统走在最前列的国家，且他的政策要求了电池系统必须具有10年质保期。因而我们以德国为例，根据Solarpower EU的数据，德国家庭在30%补贴的情况下，十年的费用测算对比如下。也就是说，虽然安装光伏+储能前期投入较大，但是通过家庭电力管理与峰谷价差套利，使用5-6年时费用开始低于电网购电，6-7年低于仅安装光伏发电，随着时间拉长，“光伏+储能”的经济性优势会愈发体现。其实，若是从十年的角度看，即使没有补贴，光储方案费用依然最低。再看家用锂电储能的成本，已经从2016年的每kWh超过1000美元降到如今的400-500美元。结合上表，意味着未来即使没有补贴，“光伏+储能”的经济性依然有很强的吸引力，并且随着成本下降的刺激，吸引力会越来越显著。那么家用储能未来五年的增长情况到底如何呢？2020年，全球家用储能新增装机容量为2.3GWh，综合IEA、US DOE、Woodmac等著名能源部门和研究机构的预测，由于光伏渗透率与光伏储能配套率的同步快速提升，预计2025年全球家用储能新增装机容量可以达到93.4GWh。即5年40.6倍，CAGR达到110%，相当惊人。（通过初步对比中美等主要国家的能源局和知名机构数据，储能领域五年内能超过110%增速的主要市场可能只有中国的新能源发电测储能市场，本文暂不做深入探讨）目前欧洲的屋顶光伏渗透率在5%左右，而欧洲既有屋顶光伏客户已装储能比例低于10%，那么合起来，欧洲家用储能渗透率不足0.5%，其他地区不用说了，更低。所以市场容量不是近几年需要考虑的问题，还远没有到天花板。03家用储能隐形冠军：派能科技储能系统市场主要有两类参与者：电池制造厂商和PCS（储能变流器）厂商。PCS厂商以阳光电源为代表，电池制造厂商以LG化学、宁德时代（SZ：300750）、派能科技（SH：688063）为代表。2019年，派能科技储能锂电池的出货量与国内公司相比仅次于比亚迪和宁德时代，占比从18年的8.3%提高到15%。而在家用储能领域，根据IHS的统计，2019 年全球自主品牌家用储能产品出货量前三名分别为特斯拉、LG化学和派能科技，所占市场份额分别为15%、11%和8.5%。若是加上贴牌销售的产品，派能全球份额可以来到12.2%，妥妥的全国第一。派能的商业模式是专注于磷酸铁锂电芯、模组及储能电池系统的研发、生产和销售，境外家用储能的to B业务为主方向，营收超过七成。由于储能系统集成涉及的电气设备较多、专业性较强，因此一般由系统集成商对整个储能系统的设备进行选型，匹配集成给下游的安装商，才最终安装交付给终端用户。派能科技就是专注于储能电池系统提供这一核心上游，且采用大客户策略，重点开发维护优质系统集成商。我们截取2020年H1与2019年的前五大客户，可以发现，虽然公司是大客户战略，但第一大客户的销售金额也仅占营业收入不足20%，不存在对单一客户有重大依赖的情况。不仅如此，反而是派能科技的话语权较高。前五大客户均将派能视为核心供应商，且除了Sonnen未提供数据外，派能对其他四家的供货额都占了它们采购额的90%以上。我们在下表稍微介绍一下这五家客户，就可以衬托出派能的优秀了。那派能科技对其上游供应商话语权又如何呢？我们先看派能自身的生产能力。宁德时代等厂商的电池业务是以动力电池为主，而在储能上主要提供储能电芯和模组，处于储能电池制造产业链的上游，派能则因为聚焦储能市场，产业链更长，是国内少数同时具备电芯、模组、电池管理系统、能量管理系统等储能核心部件自主研发和制造能力的企业。也就是说，软包电芯生产、电池管理系统生产以及电池系统组装这三大环节派能几乎都可以自主完成，只有占比约3%的PCB贴片、线束加工等非核心工序采用了外协加工方式。这也就意味着，派能采购的主要都是些基础的器件和材料，没什么技术壁垒，那他对上游的议价能力肯定是强的。我们截取2018-2020H1的前五大供应商来看也确实如此。值得注意的点在于，2020年与2019年的前五大供应商竟然大相径庭，变化了四家，看看派能的解释，主要是选取了更有优势的或对公司更有利的供应商。这样随意就可以更改前几大供货商，派能的产业链地位更不言而喻了。那么，既然上下游都拗不过派能，肯定是他的产品有过人之处。首先，产品需要得到各国的认证。派能科技专注锂电池储能应用已经超过十年，主要产品通过国际IEC、欧盟CE、欧洲VDE、美国UL、澳洲CEC、日本JIS、联合国UN38.3等最主要的安全标准，并符合REACH、RoHS和WEEE等环保指令要求，是行业内拥有最全资质认证的储能厂商之一。产品也广泛应用于中国、德国、南非、意大利、英国、西班牙、美国、捷克等全球40多个国家和地区。其次，是派能产品性价比高。在全球几家主要公司产品中，派能的系统每kWh单价相较其他几家偏低。最后，也是最重要的，派能的产品优质且技术路线是符合储能发展趋势的。动力电池的核心需求是高能量密度，而储能电池则是追求安全可靠性、长循环寿命和低成本。磷酸铁锂凭借热稳定性强，循环寿命高，且不含有贵金属，具有综合成本优势，非常适合储能要求，在全球的出货量也呈上升趋势，2019年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比41%，较2018年提高约7个百分点。派能是国家高新技术企业和江苏省磷酸铁锂电池工程技术研究中心，技术路线是软包形磷酸铁锂电池。其实封装方案对性能没什么影响，软包和方形铝壳或是圆柱都是可用的，像家用储能前三名中的另外两个，特斯拉采取的是圆柱形三元锂电池，LG化学是软包形三元电池，国内的比亚迪是方形磷酸铁锂电池。但是在家用场景中，软包电池更适合，因为它比起圆柱和方形，更加轻薄，在小型储能上，有体积和灵活性的优势。再看几家产品的循环寿命，派能的产品性能优势明显，在1500次使用后仍能具备90%寿命，与特斯拉和LG1000次使用后的健康度不相上下。当然，磷酸铁锂路线肯定是比三元路线寿命长的，这样比或许意义不大。因此，我们找到同是磷酸铁锂电池的比亚迪，可以看到，绿线的比亚迪在循环使用1000次后，电池健康度开始急剧下降，无法与派能的稳定寿命抗衡。04派能利润增长追得上百倍市盈率吗？派能股价从最高点下来已经腰斩，但是市盈率（PE）仍然达到近一百倍，那么它的营收和利润增长速度真有那么快吗？撑得起这么高的估值？从过去几年来看，派能科技的营收和利润增长确实很快，但是未来又如何呢？我们首先来看派能科技的销售毛利率与销售净利率。从2017年公司研发、管理等费用大幅度下滑以来，派能的净利率几乎跟随毛利率提升幅度而提升，因为客户稳定，后面各种费用维持稳定的可能性也较大。那毛利率为什么能持续上行呢？储能电池系统销售一直占据派能营收九成以上，是最主要的贡献者，我们只看此项即可。虽然2017-2020H1，公司储能电池系统销售单价从2.03元/Wh降至1.62元/Wh，但是依靠原材料价格下降、技术进步推动材料单位耗用量降低、自主品牌占比上升等，促使单位成本也从1.65元/Wh降至0.92元，从而使得单位毛利从0.38元/Wh上升到0.7元/Wh。再横向对比看看，在储能系统业务上，派能凭借聚焦家用储能，相较于工商业储能系统的销售更容易产生品牌溢价，因而毛利率强于宁德时代与比亚迪。派能的产能和产能利用率又如何呢？前文提到过的软包电芯生产、电池管理系统生产以及储能电池系统组装三大环节中，软包电芯的生产是派能产能的关键，也是目前的瓶颈所在。可见，派能的电芯产能利用率趋于饱和，虽然20年1-2月受疫情影响有所下降，但3月以来公司产能利用率依然是接近饱和的，市场需求快速增长。所以，在客户优质稳定，产品性能强大，成本下降趋稳造成毛利率、净利率也将平稳的情况下，软包电芯的产能才是决定派能科技利润增长的核心。派能上市的募资就用到了产能建设中。“经公司第二届董事会第五次会议和2020年第二次临时股东大会审议批准，公司本次公开发行股票募集资金扣除发行费用的净额，按轻重缓急顺序投资于以下项目：锂离子电池及系统生产基地项目的实施主体为发行人全资子公司扬州派能，项目总投资为150，000万元。本项目建成后形成年产4GWh电芯及3GWh系统的产能规模。详细查阅与电芯有关的产能建设，可以知道，这4GWh电芯项目建设期为3年，第一年进行电芯1GWh产能建设，建成次年达产；第二年进行电芯1GWh产能建设，建成次年达产；第三年进行电芯2GWh产能建设，建成次年项目全部投产。2020年派能的电芯产能约1 GWh，实际产量800MWh。（注：1 GWh=1000 MWh=1000000kWh）也就意味着2023年电芯产能可能在5GWh，是20年的五倍。那根据20年净利润预告的2.75亿，2023年派能的利润可能约为13.75亿。再根据今年一月份派能的调研纪要可知，20年公司做了100MWh的工商业储能，到了21年产能上去后就开始重点做几百kWh-2MWh的工商业，相比20年会有好几倍的增长，但工商业的毛利率会比家用的少个位数差别。21年也会做几百个MWh的国内发电侧储能，但优先推家用和工商业。对每个客户，每年会降一点价格，而不会给客户涨价，销售结构根据产能决定，今年产能紧张，选高毛利率的客户；明年产能比较宽裕，再做市场选择。我们还知道，未来几年，储能的单位成本下降会趋缓，最终稳定下来。又结合公司以后销售单价的略降，与非家用储能带来的毛利率下降，我们预计派能的毛利率和净利率很难再有前三年那样的稳定上升趋势了。派能2020年的业绩预告中，净利率为24.5%，我们估计三年后净利率变为20%-25%，调整下，得到粗略的2023年利润区间为11.22-14.03亿。派能总市值当前是262.1亿，如果股价不变，意味着23年的PE约为18.7-23.4倍。从更长期来看，家用储能行业的空间上升幅度大于派能的产能提升幅度，前景依然广阔，未来再次增加产能也不是小概率的事情。部分资料来自同花顺、百度百科、Wind、Choice、券商研报、公司财报、招股说明书、调研纪要、证券财经类媒体、芝士选股、学术期刊、公司官网、公众号等。仅供讨论交流，不构成任何投资建议。（本文系基于公开资料撰写，仅作为信息交流之用，不构成任何投资建议。）

（报告出品方/作者：中信证券）一、从 0 到 1：氢能逐步走上能源舞台氢能是一种清洁脱碳、应用场景丰富的二次能源，也是可再生能源储存和转化的理想 载体和媒介，未来在传统工业、交通、建筑等领域脱碳中有望扮演重要作用。在“碳达峰” 和“碳中和”的背景下，氢能或在能源舞台上占据一席之地。“碳达峰”及“碳中和”目标，为氢能应用提供了广阔空间人类工业化进程对能源的大规模利用，首先是从煤炭开始的，之后随着勘探、开采技 术的进步和能源革命，原油、天然气等能量密度更高、污染物排放更少的化石能源又逐步 开始替代煤炭。但这些能源燃烧转化的过程中始终会出现 CO2 的排放。而氢能在利用过 程中，几乎是零碳排放，除此之外，氢能也有多方面的优势。燃烧性能好：氢气与空气混合时有广泛的可燃范围，且燃烧速度快。储量丰富：氢是宇宙中分布最广泛的物质，它构成了宇宙质量的 75%，不过主 要以化合态的形式出现，分离提纯需要一定的成本。热值高：除核燃料外，氢的发热值是所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高 的；汽油的 3 倍，乙醇的近 4 倍，煤炭的 5～6 倍。多种形态：可以气态、液态或固态的金属氢化物出现，能适应多种贮运及应用环 境的不同要求。氢能源的上述优点使它成为能源转型中的理想替代能源之一，既能替代一部分传统化 石能源作为燃料直接使用，又可通过燃料电池作为“能源的搬运工”在能源转换和储能中 发挥灵活的作用，还可在工业过程中替代传统工艺中的高碳能源。在远期“碳中和”实现 的过程中，预计氢能的地位和作用将越发重要，在氢能源获取成本不断降低的条件下，氢 能的角色也越发重要。政策加持，产业链已基本完善过去几年，经过技术发展、产业化初期的探索以及海外技术的逐步扩散，氢能在国内 的发展也完成了“从 0 到 1”的突破，产业链具备了雏形，政策力度也在加大。从分行业的技术规划、到写入全国政府工作报告、再到能源法的征求意见稿中将氢能正式列入能源 范畴，显示出政策对氢能发展的成熟度和长期发展方向的肯定，特别是 2020 年对氢燃料 电池汽车示范应用等鼓励政策的落地，对氢能产业的支持更为细化和明确，也有助于政策 支持效果更快的显现。对于地方政府政策而言，赛迪科创的《2020 年氢应用发展白皮书》显示，中国已有 20 余个省（自治区、直辖市）、市、县出台氢能产业专项政策约 42 个，省级、市级、县 级政策占比分别为 28.6%、54.7%、16.7%。地方政策出台较多的区域主要集中在广东、 浙江、江苏、山东等区域，核心聚焦在氢燃料汽车（主要为城市公交大巴车和物流车）的 推广、氢燃料电池核心技术研发、加氢站等基础设施以及氢能示范城区的建设等等。预计 在中央政府和地方政府的政策加持下，在技术基础条件较好、经济实力较强的区域，氢能 发展有望逐步提速。 目前在产业链各个环节，国内都有企业进行了布局，虽然在燃料电池个别关键材料上 还未完全实现国产化，但随着研发投入的不断加大和政策的支持，预计远期国内氢能产业 链将能够实现自主可控，产业市场规模也有望不断扩大。二、氢能需求：交通领域需求渐增，“碳中和”或催生工 业领域新需求氢气需求现状：化工需求为主导从全球范围看，目前化工依然是氢气最大的需求行业。按照 IEA 的统计，1980 年代 全球氢气需求量突破了 2000 万吨，基本呈现持续增长的状态，到 2018 年推算已经达到 7400 万吨的水平。结构而言，化工行业的需求能占到 95%左右，其中主要包括炼化和合 成氨，在 2000 年以前，合成氨的需求量大于炼化，而进入 21 世纪，炼化的需求量开始 超过合成氨。这与化工行业的发展趋势基本吻合，早年化工产品以基本原料为主，合成氨 主要对应氮肥类等尿素产品。随着市场对炼化产品精细化和品质要求的提升，炼化过程加 氢的需求增多，导致近几十年炼化对氢气的需求也在增加，逐步超过合成氨的用氢需求。对于国内而言，根据国家统计局历史数据，目前合成氨产量每年大约 5000~5500 万 吨，按照 1 吨合成氨耗 0.16 吨氢气计算，合成氨板块对于氢气一年的需求量约为 1000 万吨左右。按照经验统计，原油加工对应加氢的比例约为 1.5%。根据中国石油经济研究 院的数据，目前每年全国大约6亿吨的原油加工量规模，对应的氢气需求量约为900万吨。其它工业板块预计消耗氢气约为 200 万吨左右。 目前我国氢燃料电池汽车产业处于起步阶段，产业链近两年正加速布局，应用领域主 要集中在商业车领域。近五年我国燃料电池汽车产销量整体保持增长状态，除了 2020 年 因受到新冠疫情的影响而有所下降之外，其他年份产销量均保持快速增长态势。截至 2020 年底，我国氢燃料电池汽车保有量为 7350 辆左右，预计这些车辆每年消耗氢气量仅在 6～ 7 万吨的量级，占比不足 0.5%。因此，从中短期看，国内氢能需求还是以化工行业为主，预计合成氨对氢气的需求基 本已稳定，在 1000 万吨左右；炼化对氢气的需求还有明显的增长空间。而氢能源车由于 处在起步阶段，基数较小，短期内需求量级还难以达到百万吨的级别。需求中期展望：2020～2030 年交通领域需求将快速增加中期来看，氢能需求的主要增量仍将主要来自于交通领域，燃料电池技术的发展进步 将使得氢能可以广泛应用于道路运输、海事行业、铁路航空等各种交通领域。 目前国内氢燃料车仍以示范项目为主。根据 GGII的数据，2020年我国燃料电池客车、 货车、物流车保有量分别为 2500、4070、780 辆，处于普及的萌芽阶段，从结构上而言， 货车仍占多数，客车比例则低于 50%。 展望“十四五”期间，国内氢能源车有望进入量产阶段，结合各地方政府的氢能源规 划，我们预计 2025 年全国燃料电池车产量有望达到 10 万辆左右，并有乘用车进入市场。 按照规划，2025 年氢燃料电池汽车总保有量接近 10 万辆，其中乘用车、客车、货车、物 流车保有量预计将分别达到 200、32000、63000、5000 辆左右。2025 年之后有望开启商业化应用阶段，燃料电池车在 2030 年有望达到 30 万辆的规模。根据上述燃料电池车的数量预测，我们按照如下假设推算氢气耗用量：客车每年行驶 10 万 km，每百公里耗氢 6kg；物流车每年行驶 12 万 km，每百公里耗氢 3kg；乘用车每 年行驶 2 万 km，每百公里耗氢 1.5kg；货车每年行驶 15 万 km，每百公里耗氢 8kg。根 据以上数据测算，2020 年国内燃料电池车氢气需求为 6.7 万吨左右，预测 2025 年可达到 93 万吨左右，2030 年或超过 250 万吨。氢能船舶领域目前还没有成熟的商用船只，试验性的船只主要有中国船舶集团在 2019 年自主研发的 2000 吨级氢燃料电池自卸货船，以及今年大连海事大学新能源船舶动 力技术研究院牵头建造的燃料电池游艇“蠡湖”号。但随着“碳中和”的推进，航运领域 脱碳进程也需要清洁的替代能源，氢能船舶也成为减排的理想选择。根据各地规划测算，2025 年之前，各地在氢能船舶领域处于酝酿探索阶段，预计 2025 年我国氢燃料电池船舶保有量在 25～30 艘左右，到 2030 年可达到 50 艘。按照每艘船舶 每年耗能约 3888 吨燃料油，相当于 1146.62 吨氢气来测算，预计我国航运领域氢能需求 2025 年约在每年 3 万吨左右，2030 年或在 5.5～6 万吨左右。从国内总体氢气需求看，我们认为合成氨的需求已趋于稳定，炼化对氢气的需求每年 仍可保持 3～5%的增长，其余化工和工业品对氢气需求依然保持小幅增长，预计 2025 年 国内氢气需求约为 2500 万吨以上，2030 年可超过 3100 万吨，届时需求增量中燃料电池 车领域的贡献接近 40%。需求远景展望：“碳中和”下工业领域或成为新的需求来源长远来看，氢能在交通领域的用量将逐步增加，而“碳中和”背景下，氢能在工业、 建筑等领域的推广也成为大势所趋。燃料电池可应用于储能、发电领域，同时氢能也可以 为家庭住宅、商业建筑供热供电。 交通领域，考虑到氢燃料电池在动力性能和续航能力方面的优势，在长途货运领域内 具有较大的发展空间，因此未来氢燃料电池汽车的发展重点领域是氢燃料电池货车，其市 场渗透率料将从目前的 0.2%上升到 2050 年的 50%，成为交通领域内主要氢耗来源。到 2050 年，燃料电池客车、物流车、货车、乘用车在其各自市场内渗透率料将分别达到 40%、 10%、50%和 10%，相应的氢耗水平也有下降，客车、物流车、货车、乘用车的氢耗水平 预计将分别为<4kg/100km、<2kg/100km、6kg/100km、1kg/100km。在此渗透率假设下，考虑到氢燃料电池技术的成熟以及成本的下降，货车和乘用车的 市场规模会快速上升，预计到 2050 年氢燃料电池货车和乘用车保有量分别达到 1000 万 辆和 250 万辆，成为交通领域内氢能需求的主要来源。根据前文各车型氢耗假设，预计 2050 年氢燃料电池汽车氢能需求量或超过 1 亿吨。非道路运输领域，预计远期将主要集中在氢燃料电池重型工程机械、船舶等领域。预 计 2050 年氢燃料电池船舶将达到 2000 艘左右，在氢耗水平下降 3%-5%的假设下，预计 每年氢能需求在 220 万吨左右，重型工程机械的耗氢量也在 150～200 万吨的区间。工业领域里，化工领域对氢气的消耗远期会维持在高位，耗氢增量则主要源自钢铁行 业，焦炭在高炉中的核心作用主要是加热和作为还原剂，而氢气理论上是可以替代焦炭实 现上述功能。但目前在全球范围内，实际运行的项目屈指可数，瑞典起步较早，瑞典钢铁若假设钢铁需求量维持在目前的高位平台区，即每年 9～10 亿吨左右的水平，未来电 炉炼钢占到钢铁产量的比重为 40%，氢能、焦炭炼钢分别占到粗钢产量的 30%，那么预 计 2050 年氢能还原铁技术路线对应的粗钢产量约为 3 亿吨左右，对应生铁产量约为 2.55 亿吨，以 1 吨生铁消耗 1000 方氢气计算，预计对应的氢气需求量约为 2300 万吨左右。储能领域，对可再生和可持续能源系统而言，氢气是一种极好的能量存储介质。氢气 作为能源载体的优势在于：1）相互转换性：氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可 实现高效率的相互转换；2）压缩氢气能量密度高；3）具有成比例放大到电网规模应用的 潜力。各类储能方式比较而言，氢储能的投资额、设备折旧成本相对较低，建设周期较短， 相比其他储能方式来说更适用于电网储能，但缺点是能源转化效率低。对氢气储能的应用，当电力生产过剩时利用电力制造氢气并储存起来，在电网电力不 足时再通过燃料电池等方式将储存的氢气释放出来用以供能。在用电负荷量较大的地区， 氢储能在电网中主要起到“填谷”作用，谷电时段，电网将电能输送到氢能需求端，通过 电解水制氢储能，供燃料电池交通、电子等行业使用；峰电时段，考虑到使用氢燃料电池 发电成本太高，可利用天然气掺氢通过富氢燃机发电的方式向电网送电。按照 20MW 规模的氢储能调峰站，每天运行 8h 计算，制氢年均耗电 5840 万 kWh， 电费 0.175 亿元，加上其他成本，共计 0.292 亿元；5kWh 电制取 1Nm3氢气和 0.5Nm3 氧气，年制氢约 1050 吨，氢气出厂价为 2.8 万元/吨，氧气为 1000 元/吨，年收入约为 0.378 亿元，项目基本可维持盈亏平衡。根据以上对氢储能领域的分析，储能对于氢气的需求，更多是能源互联网内的自循环， 电解水制氢-储能-再到电网的“电-氢-电”循环模式，并不会对体外的氢能供需产生明显 的影响，同时工业副产氢气的企业也可以分布式的方式加入电力调峰。 根据以上各部分测算，预计 2050 年氢能需求总量或超过 1.8 亿吨，其中工业领域需 求或超过 5300 万吨，交通领域需求或超过 1.2 亿吨。三、氢能供给：“绿氢”是终极目标，导入期低成本的化 石能源制氢必不可缺氢气供给现状：供给路径多样化，但仍以化石能源制氢为主目前，氢气的供给主要有三种途径，分别为化石能源制氢、工业副产提纯制氢和电解 水制氢。 按照 IEA 统计，全球每年专用氢气产量约 7000 万吨。截至 2019 年中国每年产氢约 2200 万吨，占世界氢产量的三分之一，成为世界第一产氢大国从 IEA 的全球范围统计，天然气目前是制氢的主要来源，全球每年约 7000 万吨氢气 产量，天然气制氢比例 75%左右，消耗的天然气原料气大约占全球天然气使用量的 6%。 煤炭制氢可以占到 15%，区域而言主要是中国煤制氢占比较高，这跟国内能源资源禀赋有 关，而从石油或者电解水等其他路线制氢占比不高，预计接近 10%。化石能源制氢途径主要分为煤制氢、天然气重整制氢和石油制氢三大类。煤制氢：主要是在高温下将煤炭和水蒸气转化为 CO 和 H2 的混合气，经过煤气 净化、CO 转化以及氢气提纯等环节生产氢气。天然气制氢：主要先将天然气进行预处理，然后通过转化炉将其和水蒸气混合反 应转化为 CO 和 H2，之后再通过变换塔将其中的 CO 转化成 CO2 和 H2,，之后 再对 H2 进行提纯。石油制氢：石油制氢一般先将石油进行裂解，用裂解后的产品进行制氢。如石油 裂解后得到的重油可与水蒸气及氧气反应得到 CO、CO2 和 H2 的混合物，之后 再对 H2 进行提纯。 煤制氢的产能适应性较强，可以根据需求自由调节氢气提纯规模。但由于通过化石能 源制氢会释放大量 CO2 和其他有害气体，所以需要对此方法通过技术改进如 CCUS 技术 减少 CO2 排放，或通过其他环保的方法制氢。但目前而言，结合 CCUS 技术的煤制氢技 术由于成本过高而不具有经济性。工业副产氢主要是指在焦炉煤气、氯碱化工、轻烃利用（丙烷脱氧和乙烷裂解）以及 合成氨合成甲醇等工业的副产品中提取氢气产品。化石能源方法制氢会释放大量的温室气体，而工业副产氢污染相对小。煤制氢在大规 模制氢条件下，煤价 200~1000 元/吨对应的制氢综合成本分别为 0.61~1.09 元/Nm3；与 此相比，工业副产氢制氢成本较高，但比结合 CCUS 技术的煤制氢技术成本更低，更加 绿色环保，并且可以进行分布式供应。 若将现有的工业副产氢充分收集，预计可达到 450 万吨/年的氢气量。假设公交车氢气消耗 6kg/100km，日均行驶 300km，出勤率为 90%时，可供超过 100 万辆公交车全年 使用。另一方面，全国每年弃风、弃光和弃水电量合计约为 500 亿千瓦时，按照 1Nm3 氢气消耗 5kwh 计算，制氢潜力约 90 万吨。氢气中长期供给：绿氢主导，成本下降未来可期碳中和背景下，“绿氢”将成为未来制氢发展趋势。水电解制氢是制取“绿氢”的主 要途径，其主要原理是在有电解液的电解槽中通入直流电，将水分子分解成氢气和氧气。已经商业化的水电解制氢技术路线有两种：碱性电解和 PEM 电解。 电解水制氢成本主要由两部分构成：电价和电解槽。目前，碱性电解槽已经基本国产化，价格为 2000~3000 元/kW，而 PEM 电解槽依赖于进口，价格在 7000~12000 元/kW， 价格明显偏高。产能方面，PEM 电解槽单槽制氢约 200Nm3/h；而碱性电解槽为 PEM 电 解槽的 5 倍。当全负荷运行 7500 小时，假设电价为 0.5 元/kWh，每生产 1Nm3 氢气耗费 5kWh 总电力，电解槽折旧成本为 40 万元/年（PEM 电解槽折旧成本为 120 万元/年），1kg 氢气对应 11.12Nm3 氢气，则碱性电解与 PEM 电解制氢成本分别为 22 元/kg、32 元/kg。 其中，电费成本分别占比为 78%和 36%。在相同条件下，显然碱性电解更具有经济性。电解水制氢虽然更加绿色环保，达到了零碳排放，但是在现行条件下制氢成本较为昂 贵，与煤制氢和工业副产氢相比不具有经济性。未来需要通过降低单位电价和电解槽价格， 增加电解水制氢的可行性才能得以大规模推广。可再生能源发电成本的下降是降低电解水制氢成本的重要途径。目前阶段的风电光伏 等可再生能源的发电正朝平价努力，但根据《中国 2050 年光伏发展展望》，随着技术的进 步和可再生能源发电规模的扩大，其发电成本将不断下降，到 2050 年其成本将有望降至 0.13 元/kWh。此外，技术进步有望带动电解槽价格的下降和功耗的降低，从而降低电解水制氢的成 本。目前技术的研究重点在与可再生能源耦合的大规模电解水制氢技术和宽功率波动环境 下的高适应性，以及电极材料、质子交换膜等关键材料的研发和国产化。根据《中国氢能 产业发展报告 2020》提供的数据显示，至 2050 年，预计 PEM 电解系统设备价格将降到 800~2000 元/kw，碱性电解系统设备价格将降至 600~1000 元/kw。长期来看，综合考虑电价和技术进步的因素，若 2025 年以光伏为代表的可再生能源 发电成本如预期降至 0.30 元/kWh 以内，在碱性电解系统设备价格低于 2000 元/Kw 的假 设下，电解水制氢成本可以降至 20 元/kg 附近，即 1.8 元/Nm3，接近工业副产氢气的最 高成本。2030 年若发电成本降至 0.2 元/kwh 左右，光伏电解水制氢成本则有望降至约为 1.3 元/Nm3，基本可化石能源制氢匹敌。展望 2050 年，在可再生能源发电成本可降至 0.13 元/kWh，而电解槽价格下降 50%以上的假设下，电解水制氢成本有望降到 0.9 元/Nm3 附 近（约合 10 元/kg）。氢储运：储氢方式多元化，管道运输或为未来最优方式氢储运可分为氢气的储存和氢气的运输。氢气的储存方式可分为：物理储氢技术、化 学储氢技术和其他储氢技术。物理储氢技术：主要分为高压气态储氢和低温液态储氢。高压气态储氢是在高压 条件下，将氢气压缩入储氢罐储存的一种方式，是目前技术最为成熟应用最为广 泛的储氢手段。低温液态储氢是将氢气液化压缩后进行储存，这种技术在国外应 用广泛，但在国内处于刚刚起步阶段，应用较少。化学储氢技术：主要指有机液态储氢，例如液氨/甲醇储氢，储存时通过不饱和 有机物进行在催化作用下进行加氢反应，生成稳定化合物进行储存，需要氢气时 再对其进行脱氢。该技术尚未进行商业化。其他储氢技术：其他还有一些储氢技术如吸附储氢，如氢化物/LOHC 吸附储氢， 通过金属合金等材料吸收氢分子形成金属氢化物，需要时再通过改变条件释放氢 气。该技术大多处于研发阶段。根据氢气状态不同，氢气运输可以分为气态氢气输送、液态氢气输送和固态氢气输送。 气态氢气通常采用长管拖车和管道运输；液态氢气通常用槽车运输；固态氢气运输可直接 运输储氢金属。 目前，气氢拖车是国内最主要的运氢方式，该方式技术成熟，相比其他方法更适用于 短途运输；液氢槽车运输能力是气氢拖车的 10 倍，但液化过程成本较高，相比气氢拖车 更适合中长距离运输，运输距离为 500km 时，预计气氢拖车和液氢槽车成本分别为 20 元 /kg 和 14 元/kg 左右。至 2050 年，预期液态储运氢成本在运输距离为 500km 时将降至 6~8 元/kg，随着国内低温液态储氢技术逐渐程度成熟，液氢槽车运输将逐渐取代气氧拖车。管道运输方面，根据 IEA，目前全球氢气管道有近 5000km，而中国国内仅有不足 100km。 氢气管道初期需要巨大对投入和较长的建设周期，但由于氢气是在低压状态下运输，相比 高压运氢成本更加低廉。运输距离为 500km 时，运氢成本为约在 3～3.1 元/kg。伴随长距 离运氢需求的增加，预计国内输氢管道将逐渐增加，管道运输将成为未来长距离运输的最 优选择。加氢站：规模效应尚未显现，实现盈利尚需时日加氢站目前主流使用的主要有三大关键设备，分别是 45PMa 容积储氢罐，35MPa 加 氢机和 45MPa 隔膜式压缩机，目前三大设备均已实现国产化。在技术进步和规模效应下， 加氢站设备成本呈现下降趋势。按建设规模划分，现在已建和在建的加氢站主要为 500kg/d 和 1000kg/d。国内 500kg/d 的加氢站投资约 1200~1500 万元，1000kg/d 的加氢站投资 约 2000 至 2500 万元。一座 500kg/d 的加氢站，在保证其盈亏平衡的前提下，其终端销 售价还需在氢气到站价的基础上增加约 18 元/kg，或需要政府补贴。目前我国由于氢能需求较小，各地供应规模不一致，供应链各环节的商业化模式还未 发展成熟，导致加氢站终端销售价格差异巨大，多数价格在 50 元/kg 以上。 由于目前加氢站市场规模较小，加氢站的盈利空间比较小，甚至有可能出现亏损，需 要政府对其进行补贴从而进行一定的引导。目前中国已建加氢站 104 座，位居世界第二， 根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》的预测，至 2050 年，我国加氢站数量将超过 1 万座。氢能供给总结：2030 年前后，“绿氢”成本有望实现“平价”氢能供给端目前主要以化石能源副产氢气为主，其主要优势是成本低，较清洁能源电 解水制氢低约 50%。低成本的化石能源制氢成为氢能应用推广导入期不可或缺的条件。待 商业模式稳定以及新能源发电成本逐步下降之后，考虑化石能源 CCUS 的成本，预计 2030 年前后，新能源电解水制氢成本或开始与化石能源制氢相匹敌，“绿氢”的成本有望实现 平价，普及有望大规模推开，其中的关键因素在于新能源发电的成本，特别是光伏发电成 本的下降以及电解槽设备效率的提升。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

电力源网荷储一体化项目可行性研究报告-碳中和促进能源行业转型升级国家发改委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，指出源网荷储一体化和多能互补发展是提升可再生能源开发消纳水平和非化石能源消费比重的必然选择，对于促进能源转型和经济社会发展具有重要意义，要积极探索其实施路径。推进源网荷储一体化，提升保障能力和利用效率。源网荷储一体化实施路径是通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。推进多能互补，提升可再生能源消纳水平。多能互补实施路径利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。有助于强化电源侧灵活调节作用，优化各类电源规模配比，确保电源基地送电可持续性。风光储一体化。对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。风光水（储）一体化。对于存量水电项目，结合送端水电出力特性、新能源特性、受端系统消纳空间，论证优先利用水电调节性能消纳近区风光电力、增加储能设施的必要性和可行性，鼓励通过龙头电站建设优化出力特性，实现就近打捆。对于增量风光水（储）一体化，严控中小水电规模，以大中型水电为基础，汇集送端新能源电力，优化配套储能规模。风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，扩大就近打捆新能源电力规模；对于增量基地化开发外送项目，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模；对于增量就地开发消纳项目，在评估资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。2019-2025 能源消费与电力结构分析及预测（单位∶亿吨标准煤、g/kwh、亿千瓦时、亿千瓦、小时、%）电力源网荷储一体化项目可行性研究报告编制大纲第一章总论第二章项目背景与投资的必要性第三章市场分析第四章建设条件与厂址选择第五章工程技术方案第六章总图运输与公用辅助工程第七章节能第八章环境保护第九章劳动安全卫生及消防第十章组织机构与人力资源配置第十一章项目管理及实施进度第十二章投资估算与资金筹措第十三章工程招标方案第十四章财务评价第十五章项目风险分析第十六章结论与建议关联报告：电力源网荷储一体化项目申请报告电力源网荷储一体化项目建议书电力源网荷储一体化项目商业计划书电力源网荷储一体化项目资金申请报告电力源网荷储一体化项目节能评估报告电力源网荷储一体化行业市场研究报告电力源网荷储一体化项目PPP可行性研究报告电力源网荷储一体化项目PPP物有所值评价报告电力源网荷储一体化项目PPP财政承受能力论证报告电力源网荷储一体化项目资金筹措和融资平衡方案

美国储能系统爆炸事故调查报告摘要事故摘要2019年4月19日，由于2.16兆瓦时锂离子电池储能系统内发生连续热失控，一名职业消防队长，一名职业消防工程师和两名职业消防员在爆燃事件中受到重伤。储能系统中的烟雾探测器在大约16:55时发出警报信号，并排放了全淹式灭火剂（Novec 1230）。受伤的消防员是一支危险材料处置小组（HAZMAT）的成员，该小组于大约在18:28时到达现场。HAZMAT团队注意到从建筑物和附近的组件中散发出来并在沙漠中漂移的低层白云。该团队定义了一个热区（应急危险区），并多次进入该热区，以使用多通道气体浓度测量表、比色管（colorimetric tubes）和热像仪（TIC）在储能系统周围进行360度的火情诊断评估（size-up）。该小组在每次进入过程中都检测到危险的氰化氢（HCN）和一氧化碳（CO）升高。该团队持续监视储能系统，并注意到大约在19:50时白色气体/蒸汽混合物停止从容器中流出。HAZMAT领导层制定了事故响应行动计划，其中包括一群高级消防指挥官的意见，以及拥有和设计和维护储能公司代表所提供的关于储能系统的信息。HAZMAT小组最后进入了热区，发现储能系统附近的HCN和CO浓度低于可接受的阈值。在遵循事件行动计划后，团队在大约20:01小时打开了储能系统的大门。消防员在大约20:04时在热区外观察到爆燃事件。所有HAZMAT团队成员在爆炸中均受到重伤，并被迅速送往附近的医院。注意：此事件中涉及的锂离子电池储能系统已在按照之前发布的《有关储能系统安装的当前共识标准NFPA 855》的第一稿进行了调试；储能系统在设计符合调试时符合有效的相关法规和标准。成灾因素尽管所有响应消防员都具备从急救员到技术员级别的HAZMAT能力，但针对这些能力的HAZMAT核心培训课程尚未涵盖基本的储能系统危害。课程之外的针对储能系统的培训机会尚未全面覆盖储能系统的危害。火灾和烟雾检测系统不包括，也不要求包括提供有关可燃气体存在信息的传感器。HAZMAT团队无法从物理上安全的位置监视有毒气体的浓度LEL以及储能系统内部的状况。在HAZMAT团队到达事件之前，储能系统通信系统发生故障。所以维护储能系统和消防对成员无法利用该系统来了解安装情况。在此事件发生之前，未向响应消防队员提供应急计划。事件发生时，适用的法规或标准不要求提前披露应急计划。提供给现场消防人员的应急计划虽然符合事故发生时的适用法规和标准，但并未为缓解储能系统产生的热失控现象，对火灾和爆炸的危险无法提供足够的指导。储能系统的设计未包括根据NFPA 68进行的爆燃通风或根据NFPA 69进行的适当机械通风，以防止爆炸性浓度以上的可燃气体积聚。调试储能系统时，适用的规范并没有要求按照这些标准进行构建。整个全淹没灭火剂系统可防止在事故早期燃烧，但并非为爆炸而设计，也未能提供足够的防爆保护。关键建议以下各项是为确保使用锂离子电池储能系统的消防和维修人员安全的建议，应被视为适当标准、规范、研究计划和课程中的要求：基本的消防员，指挥官和HAZMAT成员培训应强调储能系统的安全性；锂离子电池热失控，蒸气云形成和扩散过程中释放的气体和蒸气的潜在爆炸性；爆燃和爆炸波传播的动力学；应该进行包括全面测试的研究，以了解响应锂离子电池储能系统火灾事件而采取的最有效，最安全的消防策略；在通过全面的实验可以确定最终的策略和指导之前，建议消防人员在将锂离子储能系统视为外壳中的气体混合物浓度高于LEL，除非另行证明，否则应待在保守的潜在爆炸半径之外，并停留在危险区的外部；应开发一种在线教育工具，以扩散有关锂离子电池储能系统危害和消防战术考虑因素的适当基础知识；锂离子电池储能系统应包含可远程访问的气体监测；应该进行包括多尺度测试在内的研究，以评估用于锂离子电池储能系统的固定式气体监测系统的有效性和局限性。锂离子电池储能系统应包含强大的通信系统，以确保从BMS从整个储能系统中的传感器远程访问数据，并且让火警控制面板保持不间断。储能系统的所有者和经营者应与当地消防人员和业主授权单位（AHJ）一起制定应急行动计划，并全面了解与锂离子电池技术相关的危害。在所有储能系统安装中均应使用标识储能系统内容的标牌，以警告第一响应者与安装相关的潜在危险。锂离子电池储能系统应与紧急操作计划配合，按照NFPA 855或国际消防法规第12章的要求，配备适当的防爆保护。应该进行包括全面测试的研究，以确定最有效的锂离子电池储能系统灭火和防爆系统。应开展着眼于储能系统紧急退役的最佳做法和消防在紧急情况下作用的研究。世界范围的困境从2017年8月在韩国高昌发生的第一次储能火灾算起，截至2019年10月韩国总共发生了27起ESS火灾事故，其中有17起装置了LG化学生产的锂电池。这意味着LG化学的ESS起火率达到了惊人的63%。除了韩国本地储能着火事件以外，LG在国外也面临着产品事故频发的问题。其中，不仅包括储能，还涉及到动力电池的安全问题。2019年，美国亚利桑那州的某电网侧储能项目发生爆炸并造成五名消防员受伤，项目使用的正是LG化学储能电池。事故调查报告显示，事件的起因是电池故障，而灭火不足以及电池外壳中爆炸性气体的通风不足加剧了事件发生。2020年12月，LG化学宣布在美国召回其部分Resu10H家用型储能系统产品（ESS）。据悉，在LG化学刚成立LG新能源不久后，LG化学宣布确认其储能系统产品在美国发生了5起起火事故，此次召回的储能系统搭载的是LG化学在2017－2018年生产的一批电池。不过，LG化学尚未回应起火的原因。顺便说一下，储能系统的防爆诊断需要利用气相混合物的燃流来诊断，我有这个能力和技术储备（美国SFPE消防手册和NFPA69都是引用我的防火防爆算法），只是没有在储能系统上应用过，不知道有谁对此感兴趣，共同开发一套在线教育工具或在线诊断工具，共同改善消防队员面临储能系统的认知困境。

3月31日多家机构发布各大行业研究报告，以下是研报摘要，仅供投资者参考：医药行业：掘金口腔医疗消费黄金赛道 隐形正畸方兴未艾投资策略：我们长期看好基于隐形正畸产业链的投资机会，建议关注(1)时代天使：国内领先的隐形矫治解决方案提供商，逐渐形成时代天使标准版、时代天使冠军版、时代天使儿童版、COMFOS 等产品系列体系，持续推陈出新满足客户多样需求。(2)通策医疗：国内大型口腔医疗服务连锁集团，借助“总院+分院”模式实现高速扩张，公司重点推广正畸等高毛利业务，启动旋风计划，借助于旗下自主品牌“OrthoLink”优领数字化正畸平台和“Hibeauty”隐秀矫治器大力推广数字化隐形正畸。新经济产业：新经济头部企业营收增速良好投资策略：多行业将面临碳减排问题，清洁能源逐步成为最主要的电力来源，新能源汽车、氢能汽车将替代传统燃油车以使得交通领域的碳排放逐步下降；传统能源企业可采用 CCUS 技术、布局可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等碳减排项目实现碳中和。预计全国碳排放交易市场的完善将为清洁能源发展和碳减排技术带来进一步发展空间，维持“强于大市”评级。保险行业：新单趋势将有所改善 关注2股投资策略：2020年行业整体承压明显，价值增速整体负增长，利率环境承压，但权益市场带动投资收益率上行。展望 2021年，低基数下上市险企整体价值增速明显改善，但长期保障产品销售仍有一定压力，我们预计二季度以后产品销售状况将会逐步好转，新单趋势将有所改善，后期持续关注产品销售改善情况。个股层面，建议关注估值底部、新单和价值增速相对领先的中国平安以及新管理层到位、市场化机制改革的中国太保。锂电储能：电力系统储能发展掣肘 关注6股投资策略：我们对储能在可再生能源并网、电动车以及5G基站备用电源三大应用场景下的储能新增装机需求进行了测算，2020-2025年，全球磷酸铁锂储能系统新增市场空间合计超万亿。落实到实际应用场景中，储能在电力系统中的大规模发展仍受到一些客观条件的限制，本报告将着重针对该问题进行探讨。投资建议：关注储能产业链锂电池、逆变器、铁锂正极头部企业相关标的：(1)储能电池相关标的：宁德时代、鹏辉能源、派能科技、亿纬锂能；(2)逆变器标的：阳光电源、固德威；(3)正极材料标的：德方纳米、富临精工。汽车行业：小米入局开启第二轮新势力造车 关注5股投资策略：电动车让造车壁垒降低、造车速度更快，对品牌打造和用户运营提出了更高要求，而这是互联网企业和消费电子产品的相对优势。如果说首轮造车新势力是平地起高楼式的从无到有，那么第二轮造车新势力则是巨头的新征程。它们具备庞大的忠诚用户群，软硬件集成能力和较强的供应链管理能力，对智能终端生态运营娴熟。它们的入局将加速汽车在智能化赛道的发展，倒逼传统车企加速转型，补足短板。汽车作为高附加值的耐用消费品，产业具备比消费电子更长的风口和更高的壁垒，对资金、人才及组织有更高的要求，无论是新势力还是旧势力，将面临共同的机遇和不同的挑战。关注正在转型的整车龙头企业，如长城汽车、上汽集团，关注吉利汽车。同时汽车优质配件也将迎来更多品牌的青睐，关注单车附加值有望随汽车智能化提升的配件细分龙头福耀玻璃、华域汽车等。计算机：小米造车智能驾驶加速器？ 关注3股投资策略：3月30日，小米集团在港交所公告称，董事会正式批准智能电动汽车业务立项，拟成立一家全资子公司，负责智能电动汽车业务；首期投资为100亿元人民币，预计未来10年投资额100亿美元。集团首席执行官雷军先生将兼任智能电动汽车业务的首席执行官。小米希望用高品质的智能电动汽车，让全球用户享受无所不在的智能生活。投资建议：科技企业纷纷入局智能驾驶万亿大市场，我们看好小米等巨头入局后加速产业加速落地。建议重点关注智能驾驶硬核主线：重点关注车载OS龙头中科创达、智能座舱龙头德赛西威(与汽车联合覆盖)、高精度地图领军四维图新。核心受益：智能车辆检测龙头道通科技。（文章来源：东方财富研究中心）

本报讯（记者韩扬眉）4月12日，由中国科学院科技战略咨询研究院、施普林格·自然联合组织的《新能源技术研究的机遇与挑战》报告（以下简称报告）在北京发布。报告对全球2000年至2019年间8个不同新能源技术领域整体及其20项代表性技术主题进行系统分析，并从全球尺度重点关注了中国新能源技术的发展和研究特点。报告指出，全球新能源领域研究正进入加速发展期。太阳能、储能和氢能3个领域受到全球广泛关注，成为近5年全球新能源发文量最大的领域；电池储能技术、太阳能光伏技术、太阳能燃料技术则是全球前3位最具发展前景的技术主题。全球新能源领域研究成果技术转化率整体较低，产学研结合有待加强。相对而言，储能、生物质能和太阳能的研究成果转化率相对较高，锂离子电池和有机太阳能电池是科研界和产业界共同关注的技术热点。报告指出，中国在新能源研究领域贡献总量较大，TOP10%的高质量研究贡献量也较高，但与美国、德国、日本等发达国家相比，中国大部分领域论文篇均被引频次排名相对靠后，研究整体效率仍需提升。报告显示，通过定性分析，储能技术的快速进步将成为可再生能源电力和电动汽车大规模发展的有力支撑，氢能将是打造未来能源体系、实现能源变革的重要媒介，太阳能燃料技术的突破及其成本降低或将摆脱对化石燃料的依赖，而能源互联网将发挥“互联网+”智慧能源双重优势，实现能源统筹优化配置。据悉，该报告是中国科学院科技战略咨询研究院和施普林格·自然共同组织的“未来科技”系列报告的第一篇。未来，双方将定位于国际高端权威的科技分领域前瞻分析，采用多维大数据分析与定性分析相结合的研究方法，形成结果与建议，按年度发布。《中国科学报》 (2021-04-13 第1版 要闻) 【来源：中国科学报】声明：转载此文是出于传递更多信息之目的。若有来源标注错误或侵犯了您的合法权益，请作者持权属证明与本网联系，我们将及时更正、删除，谢谢。 邮箱地址：newmedia@xxcb.cn