储能产业研究

国家能源局监管总监李冶14日表示，正组织开展新型储能“十四五”规划研究，明确新型储能发展目标、重点任务和保障措施，指导地方科学引导本地区新型储能的发展。同日发布的《储能产业研究白皮书2021》预计，“十四五”期间，电化学储能累计规模有望实现57.4%的复合增长。相关上市公司中：圣阳股份成功实施中广核青海离网电站等项目，有效拓展锂电储能市场；智光电气子公司智光储能完成了从PCS(储能变流器)厂商向储能解决方案商的转变。〖 财联社 〗本文不构成投资建议，股市有风险，投资需谨慎。

能源局监管总监李冶14日表示，正组织开展新型储能“十四五”规划研究，明确新型储能发展目标、重点任务和保障措施，指导地方科学引导本地区新型储能的发展。同日发布的《储能产业研究白皮书2021》预计，“十四五”期间，电化学储能累计规模有望实现57.4%的复合增长。圣阳股份成功实施中广核青海离网电站等项目，有效拓展锂电储能市场；智光电气子公司智光储能完成了从PCS(储能变流器)厂商向储能解决方案商的转变。（文章来源：上证报）

储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。随着各国政府对储能产业的相关支持政策陆续出台，储能市场投资规模不断加大，产业链布局不断完善，商业模式日趋多元，应用场景加速延伸。在国内，系列政策的出台加速为储能产业大发展蓄势，行业到了爆发的临界点，储能的春天正在到来。本报告对全球储能市场基本情况、储能产业相关政策、储能应用及商业模式三个方面进行梳理和研究，并在此基础上分析储能市场的发展趋势。一、全球储能市场基本情况(一)储能市场总体情况来自美国能源部全球储能数据库(DOE Global Energy Storage Database)的数据显示，截至今年6月底，全球累计运行的储能项目装机规模195.74吉瓦(共1747个在运项目)。其中，抽水蓄能184.20吉瓦(353个在运项目);储热4.03吉瓦(225个在运项目);其他机械储能2.65吉瓦(78个在运项目);电化学储能4.83吉瓦(1077个在运项目);储氢0.02吉瓦(14个在运项目)，相应类型规模占比如图1所示。资料来源：DOE Global Energy Storage Database图1 全球累计运行储能项目类型分布根据美国能源部全球储能数据库的数据，1997～2017年，全世界储能系统装机增长了70%，到170吉瓦左右(见图2)。如今储能市场在各国政府的政策鼓励下得到了积极的发展，最近几年间新建储能项目及其装机总规模有望增加数倍。资料来源：DOE Global Energy Storage Database图2 1992～2017年全球储能装机增长情况(二)地区分布从地域来看，全球储能项目装机主要分布在亚洲的中国、日本、印度和韩国，欧洲的西班牙、德国、意大利、法国、奥地利和北美的美国(见图3)，这10个国家储能项目累计装机容量占全球的近五分之四。资料来源：DOE Global Energy Storage Database图3 2018年全球累计运行储能装机TOP10国家(单位：吉瓦)1.美、中、日领跑全球市场从累计运行的储能规模来看，2017年，美中日依旧占据储能项目装机的领先地位,其中美国仍是全球最大的储能市场。根据GTM Research发布的全球储能报告，2017年全球新增储能电量2.3吉瓦时，其中，美国新增431兆瓦时，居全球首位。截至2017年末，美国储能累积部署达到1.08吉瓦时，预计2018年的部署将超过1.2吉瓦时。根据矢野经济研究所的预测，日本储能市场也将保持快速增长，2020年市场规模有望达到3.307吉瓦时。中国的储能产业虽然起步较晚，但近几年发展速度令人瞩目。目前，国内储能侧重示范应用，积极探索不同场景、技术、规模和技术路线下的储能商业应用，同时规范相关标准和检测体系。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，2016～2017年间，我国规划和在建的储能规模近1.6吉瓦，占全球规划和在建规模的34%，我国储能投运规模迎来加速增长。截至2017年底，我国已投运储能项目累计装机规模28.9吉瓦，同比增长19%。与全球储能市场类似，我国抽水蓄能的累计装机规模所占比重最大，接近99%，但与上一年同期相比略有下降。电化学储能的累计装机规模位列第二，为389.8兆瓦，同比增长45%，所占比重为1.3%，较上一年增长0.2个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，比重为58%。2.澳大利亚、印度等新兴市场涌现2017年，新兴市场表现突出，特别是澳大利亚。根据GTM Research发布的全球储能报告，2017年全球新增储能容量1.4吉瓦，其中，澳大利亚新增246兆瓦，领先于美国和其他国家，居全球首位。这是由于特斯拉公司在澳大利亚部署的创纪录的Hornsdale储能项目发挥了关键作用，一次性提供了100兆瓦的储能容量。诸多海外电池厂商在印度建厂，为印度本地或整个亚洲提供产品的兴趣增加，并落地了一批动力电池和储能产品生产基地。未来3～5年内，印度有望依托不断提升的电池产品制造能力，陆续启动储能技术在电动汽车、柴油替代、可再生能源并网、无电地区供电等领域的应用。韩国部署的储能项目朝着规模大型化的方向演进，其中就包括了世界上最大的用户侧储能项目——现代电气蔚山规划的150兆瓦储能项目。预计这些项目将为2018年韩国储能市场提供增量支撑。韩国国内LG Chem、三星SDI和Kokam等实力雄厚且已经深度渗透海外市场的储能技术供应商，将为其国内储能市场的规模化开发提供强有力的技术支撑和经验基础。3.欧洲市场多元化发展德国是欧洲储能装机比重最大的国家。2017年，德国家庭光伏储能市场的增长已趋于缓慢，光伏设备中安装储能系统的比例由73%增至77%，增幅不大。尽管如此，德国依然是欧洲范围内最成熟的分布式光伏储能市场，也是用户侧储能商业模式最先进的国家。2017年，英国储能市场规模迎来爆发式增长，其累计投运储能项目规模达到2016年同期规模的10倍。除了德国、英国市场之外，荷兰、法国、芬兰、丹麦、西班牙、捷克、比利时、俄罗斯、奥地利等在内的9个国家均部署了储能项目。以Vestas、KK Wind等为首的欧洲风电开发商积极探索风储联合运行的商业模式，带动风储项目在全球快速部署。总体上看，欧洲储能市场呈现出全新的、多元化的发展态势。(三)技术分类根据能量存储方式的不同，储能技术主要分为机械储能(如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等)、电磁储能(如超导储能、超级电容等)、电化学储能(如锂离子电池、钠硫电池、铅酸电池、镍镉电池、锌溴电池、液流电池等)等三大类(见图4)，此外还有储热、储冷、储氢等。不同储能技术，在寿命、成本、效率、规模、安全等方面优劣不同。同时，由于具体条件不同，储能目的各有差异，储能方式的选择还取决于对发电装机、储能时长、充电频率、占地面积、环境影响等诸多方面的要求。资料来源：根据公开资料整理图4 储能主要技术分类近年来储能技术不断发展，许多技术已进入商业示范阶段，并在一些领域展现出一定的经济性。以锂电、铅酸、液流为代表的电化学储能技术不断发展走向成熟，成本进一步降低;以飞轮、压缩空气为代表的机械储能技术也攻克了材料等方面的难关，产业化速度正在加快;而以锂硫、锂空气、全固态电池、钠离子为代表的新型储能技术也在不断发展，取得了技术上的进步。总体来看，机械储能是目前最为成熟、成本最低、使用规模最大的储能技术，电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。目前，全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。1.抽水蓄能仍占绝对优势抽水蓄能是全球装机规模最大的储能技术，也是目前发展最为成熟的储能技术。大部分抽水蓄能电站和水电站、核电站一起结合应用，在很多国家都有推广，尤其是发达国家，在核电的开发、水能、风能的利用和蓄能配套方面已有一定成功经验，其中日本、美国和欧洲等国的抽水蓄能电站装机容量占全世界抽水蓄能电站总和的80%以上。国际可再生能源署(IRENA)2017年发布的报告《电力储存与可再生能源——2030年的成本与市场》指出，到2017年中全球储能装机容量为176吉瓦，抽水蓄能装机169吉瓦，占比96%。尽管抽水蓄能仍占绝对优势，但是未来其成本下降空间有限，而各类电池储能成本可望下降50%～60%。预计2030年抽水蓄能装机将小幅增至235吉瓦，而电池储能将快速攀升至175吉瓦。我国已先后建成潘家口、广州、十三陵、天荒坪、山东泰山、江苏宜兴、河南宝泉等一批大型抽水蓄能电站，根据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2017》，截至2017年底，中国抽水蓄能在建规模为38.51吉瓦，已建总装机容量为28.69吉瓦，是世界上抽水蓄能装机容量最大的国家。2.电化学储能保持快速增长根据中关村储能产业技术联盟项目库的不完全统计，2000～2017年间全球电化学储能项目累计装机投运规模为2.6吉瓦，容量为4.1吉瓦时，年增长率分别为30%和52%。图5为2013～2017年间全球投运电化学储能项目装机规模。资料来源：CNESA图5 2013～2017年全球投运电化学储能项目装机情况(单位：兆瓦)截至2017年底，全球电化学储能项目累计装机规模为2926.6兆瓦，占比1.7%，较上一年增长0.5个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池累计装机占比最大，超过75%。2017年，全年新增投运电化学储能项目装机规模为914.1兆瓦，同比增长23%。新增规划、在建的电化学储能项目装机规模为3063.7兆瓦，预计短期内全球电化学储能装机规模还将保持高速增长。2018年上半年，全球新增投运电化学储能项目装机规模697.1兆瓦，同比增长133%，相比2017年底增长24%。其中，英国的新增投运项目装机规模最大，为307.2兆瓦，占比为44%(见图6)，同比增长441%;中国新增投运电化学储能项目装机规模100.4兆瓦，占全球新增规模的近15%，同比增长127%，相比2017年底增长26%。资料来源：CNESA图6 2018年上半年全球投运电化学储能项目分布情况二、储能产业相关政策近期各国储能产业相关政策主要集中在以下几个方面：在储能尚未推广或刚刚起步的国家或地区，发展储能逐渐被纳入国家战略规划，政府开始制定储能的发展路线图;在储能已具备一定规模或产业相对发达的国家或地区，政府多采用税收优惠或补贴的方式，以促进储能成本下降和规模应用(尤其是用户侧的应用);在储能逐步深入参与辅助服务市场的国家或地区，政府通过开放区域电力市场，为储能应用实现多重价值、提供高品质服务创造平台。(一)国外1.美国2016年6月，美国在“建设智能电力市场扩大可再生能源和储能规模会议”上承诺，加快可再生能源和储能电源并网，未来5年储能采购或安装规模增加1.3吉瓦。2017年，在多年储能市场发展经验基础上，美国加州从加速部署公共事业级项目应对储气库泄漏带来的高峰电力运行压力，到批准一系列市场规则提升储能在电力市场中的参与度，全方位推动并调整储能发展。在加州的带动下，俄勒冈州、马萨诸塞州和纽约州均通过设立储能采购目标或提出采购需求，启动公用事业规模的储能项目部署，并依据各自能源结构及供需特点调整储能的应用重点。税收方面，投资税收减免(ITC)是政府为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，光伏项目可按照投资额的30%抵扣应纳税。2016年，美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确先进储能技术都可以申请投资税收减免，并可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。补贴方面，自发电激励计划(SGIP)是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一，用于鼓励用户侧分布式发电，随后储能被纳入SGIP的支持范围，储能系统可获得2美元/瓦的补贴支持。从将储能纳入补贴范围至今，SGIP经历了多次调整和修改，对促成分布式储能发展发挥了重要作用。得益于各州持续的税收优惠和补贴鼓励，以及开放的电力市场准入政策，美国的储能项目一直可以在电力市场进行良性互动的参与，为电网及用户提供各种服务。2.欧洲2016年以来，英国大幅推进储能相关政策及电力市场规则的修订工作。政府将储能定义为其工业战略的一个重要组成部分，并制定了推动储能发展的一系列行动方案，包括明确储能资产的定义、属性、所有权、减少市场进入障碍等，为储能市场的大规模发展注入强心剂。同时，英国光伏发电补贴政策的取消，客观上刺激了户用储能的发展。德国政府高度重视能源转型，近10年来一直致力于推动本国能源系统的转型变革。在储能方面，德国政府部署了大量的电化学储能、储热、制氢与燃料电池研发和应用示范项目，使储能技术的发展和应用成为本国能源转型的支柱之一。推动德国储能市场发展的措施包括逐年下降的上网电价补贴、高额的零售电价、高比例的可再生能源发电以及德国复兴信贷银行提供的户用储能补贴等。另外，继2016年大量调频储能项目上马以及一次调频辅助服务市场逐渐饱和之后，2017年，为了鼓励储能等新市场主体参与二次调频和分钟级备用市场，德国市场监管者简化了新市场参与者参与两个市场的申报程序，为电网级储能的应用由一次调频转向上述两个市场做准备。为了给可再生能源渗透率日益增高的欧洲电网做支撑，继德国之后，2017年，荷兰、奥地利和瑞士等国开始尝试推动储能系统参与辅助服务市场，为区域电力市场提供高价值的服务。随着分布式光伏的推广，奥地利、捷克等国家发布光储系统补贴计划，扶持本地用户侧储能市场。在意大利，包含了光伏和储能的户用系统，不仅能够享受补贴，还有减税政策。可以说，补贴和光伏是欧洲储能产业发展的最大推手。3.亚洲为鼓励新能源走进住户，同时又要缓解大量涌入的分布式太阳能带来的电网管理挑战，日本政府主要采用激励措施鼓励住宅采用储能系统，对实施零能耗房屋改造的家庭提供一定的补贴，补贴来自中央政府和地方政府两个渠道。除了财政上的大力支持，日本政府在新能源市场的政策导向也十分积极：要求公用事业太阳能独立发电厂装备一定比例的电池以稳定电力输出;要求电网公司在输电网上安装电池以稳定频率，或向供应商购买辅助服务;对配电网或者微电网使用电池进行奖励等。2016年4月，日本政府发布《能源环境技术创新战略2050》，也对储能作出部署。要研究低成本、安全可靠的快速充放电先进蓄电池技术，使其能量密度达到现有锂离子电池的7倍，成本降至十分之一，应用于小型电动汽车后，电动汽车续航里程达到700千米以上。该技术还将用于可再生能源，实现更大规模的可再生能源并网。在印度2022年的智能城市规划中，印度可再生能源部门将可再生能源的装机目标增加到175吉瓦，其中太阳能100吉瓦、风能60吉瓦、生物质能10吉瓦、小水电5吉瓦。为了实现可再生能源175吉瓦的发展目标，政府积极发布光储计划、电动汽车发展目标、无电地区的供电方案等，多方面应用储能，但同时，由于光伏上网电价急剧下滑，2017年印度国内两次电网级光储项目招标最终被迫取消。2017年，在强制性的RPS配额制政策、10座老燃煤电厂计划关停以及能源转型等因素的驱动下，韩国持续推动储能在大规模可再生能源领域的应用，政府主要通过激励措施，例如为商业和工业客户提供电费折扣优惠等方式，来支持储能系统的部署。同时，为化解电力供需主要矛盾，韩国政府势必寻找替代解决方案，支持储能技术应用纳入政策规划，未来储能将在能源可靠供应和绿色供应的驱动下发展和应用。4.其他地区2017年，澳大利亚以南澳、首领地、维多利亚州和新南威尔士等为代表的州或市政府从储能招标采购计划、区域储能安装补贴等方面入手，推动当地大规模储能项目的落地，带动了Tesla、AES等一批海外储能系统开发商在可再生能源场站侧布局与规划电网级储能项目的热潮。另外，澳大利亚电力市场监管者制定的“五分钟结算机制”，不仅能够促进储能在澳大利亚电力市场中实现更有效的应用并获得合理补偿，还将推动基于快速响应技术的更多市场主体以及合同形式的出现，对储能在电力市场中的多元化应用产生重要影响。最近几年间，在俄罗斯国内一系列规划战略文件中都写入了发展储能的计划。《2035年俄罗斯燃料能源综合体领域科技发展展望》(2016年版)指出，储能是发展可再生能源和分布式电源所需的极其重要的技术。国家技术倡议路线图“EnergyNet”(2016年版)将储能作为智能分布式能源和天然气混合发电技术的优先发展方向，提出2019年前要在偏远村镇应用智能分布式能源技术，启动能源系统自动控制试验项目，其中就包括发展可再生能源和储能技术。《俄罗斯联邦电力储能系统市场发展纲要》(2017年版)确定了俄储能市场发展的长期目标。(二)国内1.储能纳入国家级政策规划2015年以来，国内对储能产业的扶持政策密集出台。储能列入“十三五”规划百大工程项目，首次正式进入国家发展规划。《能源发展“十三五”规划》中提出，“积极开展储能示范工程建设，推动储能系统与新能源、电力系统协调优化运行。”“以智能电网、能源微网、电动汽车和储能等技术为支撑，大力发展分布式能源网络，增强用户参与能源供应和平衡调节的灵活性和适应能力。”2016年6月，国家发展改革委、国家能源局印发《能源技术革命创新行动计划(2016～2030年)》，并同时发布《能源技术革命重点创新行动路线图》，提出包括先进储能技术创新在内的15项重点创新任务，并指出，要研究太阳能光热高效利用高温储热技术、分布式能源系统大容量储热(冷)技术，研究面向电网调峰提效、区域供能应用的物理储能技术，研究面向可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用的储能技术。掌握储能技术各环节的关键核心技术，完成示范验证，整体技术达到国际领先水平，引领国际储能技术与产业发展。此外，新一轮电力体制改革相关配套文件，促进大规模可再生能源消纳利用、能源互联网和电动汽车推广发展的多项政策文件亦都将发展和利用储能作为重要的工作内容，为提高储能的认知度、确立储能发展的重要性作出了贡献。2.首份行业政策性指导文件出台2017年9月22日，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展指导意见》(以下简称《意见》)，这是我国储能行业第一个指导性政策，《意见》提出未来10年中国储能产业的发展目标，以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署，同时对于此前业界争论较多的补贴问题给予了明确答案。表1 我国储能产业发展目标3.辅助服务等政策加速储能发展在电力辅助服务方面，市场机制建设工作进入加速期。2016年6月，国家能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，明确在发电侧建设的电储能设施，“可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易”;用户侧建设的电储能设施，“可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务”。这意味着，无论是发电侧还是用户侧，储能都获得了独立市场地位。2017年11月，国家能源局下发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，提出鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务，确立在2019～2020年，配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。这意味着未来的辅助服务交易将逐渐实现市场化运作。在地方层面，截至今年5月底，国家已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个地区开展辅助服务市场建设试点工作。各地均对储能给予与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份。电储能既可在火电厂或集中式间歇性能源发电基地等发电侧，也可在负荷侧，或以独立市场主体身份为系统提供调峰等辅助服务。一系列政策从确认储能参与辅助服务的市场主体身份、制定体现储能优势的价格机制，到逐步建立完善公平竞争的市场机制，都为储能服务于电力辅助服务、实现价值和商业化发展奠定了基础。在电力需求侧管理(需求响应)方面，2017年9月，国家发展改革委、国家能源局等六部委联合发布《电力需求侧管理办法(修订版)》(以下简称《办法》)，为储能在需求侧管理(需求响应)的应用增加了新的内涵。《办法》指出，“通过深化推进电力需求侧管理，积极发展储能和电能替代等关键技术。鼓励电力用户采用电蓄热、电蓄冷、储能等成熟的电能替代技术”。储能已经被定义为通过参与需求响应，在电力需求侧管理中实现重要作用的资源。在电力市场化交易和配售电改革方面，2017年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》发布，从短期看分布式发电交易对储能的需求有限，但就中长期而言，对于发展储能的灵活性调节价值具有重要的推动作用。三、储能应用及商业模式储能在电力领域主要应用于可再生能源并网(专指在集中式风电场和光伏电站的应用)、电力输配、辅助服务、分布式发电及微电网等领域。在国内实践中，新型储能的主要盈利模式较为单一，目前正在探索多种商业化应用模式。(一)应用据中关村储能产业技术联盟项目库统计，从全球新增投运电化学储能项目的应用分布上看，2017年，集中式可再生能源并网领域的新增装机规模所占比重最大，为33%，其次是辅助服务领域，所占比重为26%。从我国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，2017年，用户侧领域的新增装机规模所占比重最大，为59%，其次是集中式可再生能源并网领域，所占比重接近25%，排在第三位的是辅助服务领域，占比16%(见图7)。资料来源：CNESA图7 2017年中国新增投运电化学储能项目的应用分布资料来源：CNESA图8 2017年底中国累计投运电化学储能项目的应用分布目前，储能在我国电力市场主要有4个应用领域：可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧。截至2017年底，我国电化学储能在上述4个领域的安装比例分别为29%、9%、3%和59%(见图8)。其中，辅助服务和用户侧是储能应用最具盈利潜力，有望率先实现商业化的领域。2018年，电网侧储能发力。1.电源侧在传统发电领域，储能主要应用于辅助动态运行、取代或延缓新建机组。辅助动态运行。为了保持负荷和发电之间的实时平衡，火电机组的输出需要根据调度的要求进行动态调整。动态运行会使机组部分组件产生蠕变，造成这些设备受损，提高了发生故障的可能，即降低了机组的可靠性，同时还增加了更换设备的可能和检修的费用，最终降低了整个机组的使用寿命。储能技术具备快速响应速度，将储能装置与火电机组联合作业，用于辅助动态运行，可以提高火电机组的效率，避免对机组的损害，减少设备维护和更换设备的费用。取代或延缓新建机组。随着电力负荷的增长和老旧发电机组的淘汰，为了满足电力客户的需要和应对尖峰负荷，需要建设新的发电机组。应用储能系统可以取代或延建新机组，即在负荷低的时候，通过原有的高效机组给储能系统充电，在尖峰负荷时储能系统向负荷放电。我国起调峰作用的往往是煤电机组，而这些调峰煤电机组要为负荷尖峰留出余量，经常不能满发，这就影响了经济性。利用储能技术则可以取代或者延缓发电侧对新建发电机组的需求。2.集中式可再生能源并网在集中式可再生能源并网领域，储能主要应用于解决弃风、弃光，跟踪计划出力，平滑输出。解决弃风、弃光。风力发电和光伏发电的发电功率波动性较大，特别在一些比较偏远的地区，电网常常会出现无法把风电和光电完全消纳的情况。应用储能技术可以减小或避免弃风、弃光。在可再生能源发电场站侧安装储能系统，在电网调峰能力不足或输电通道阻塞的时段，可再生能源发电场站的出力受限，储能系统存储电能，缓解输电阻塞和电网调峰能力限制，在可再生能源出力水平低或不受限的时段，释放电能提高可再生能源场站的上网电量。跟踪计划出力，平滑输出。大规模可再生能源并入电网时，出力情况具有随机性、波动性，使得电网的功率平衡受到影响，因此需要发电功率进行预测，以便电网公司合理安排发电计划、缓解电网调峰压力、降低系统备用容量、提高电网对可再生能源的接纳能力。通过在集中式可再生能源发电场站配置较大容量的储能，基于场站出力预测和储能充放电调度，实现场站与储能联合出力对出力计划的跟踪，平滑出力，满足并网要求，提高可再生能源发电的并网友好性。就全球储能市场而言，集中式可再生能源并网是最主要的应用领域。在国外，日本是典型的将储能主要应用于集中式可再生能源并网的国家之一。集中式可再生能源并网是日本推动储能参与能源清洁利用的主要方式，北海道等解决弃光需求较强烈的地区，以及福岛等需要灾后重建的地区成为储能应用的重点区域。在国内，集中式可再生能源并网中应用储能，以青海和吉林较具代表性，前者积极探索光储商业化，后者则是将电储能与储热综合应用试点。3.电网侧储能系统在输电网中的应用主要包括以下两方面：作为输电网投资升级的替代方案(延缓输电网的升级与增容)，提高关键输电通道、断面的输送容量或提高电网运行的稳定水平。在输电网中，负荷的增长和电源的接入(特别是大容量可再生能源发电的接入)都需要新增输变电设备、提高电网的输电能力。然而，受用地、环境等问题的制约，输电走廊日趋紧张，输变电设备的投资大、建设周期长，难以满足可再生能源发电快速发展和负荷增长的需求。大规模储能系统可以作为新的手段，安装在输电网中以提升电网的输送能力，降低对输变电设备的投资。储能系统在配电网中的作用更加多样化。与在输电网的应用类似，储能接入配电网可以减少或延缓配电网升级投资。分布在配网中的储能也可以在相关政策和市场规则允许的条件下为大电网提供调频、备用等辅助服务。除此之外，储能的配置还可提高配电网运行的安全性、经济性、可靠性和接纳分布式电源的能力等。2018年以来电网公司规划安装应用储能的力度不断加大。在以江苏、河南等为代表的省网区域，许继集团、山东电工、江苏省综合能源服务公司、平高集团等国家电网下属公司作为投资建设主体，在输配电站批量化建设百兆瓦级储能电站，缓解高峰负荷对电网的冲击，同时探索平滑新能源和调频辅助服务等应用模式。据中关村储能产业技术联盟项目库统计，2018年以来公布的电网侧储能项目(含规划、在建、投运)总规模已经超过230兆瓦。4.辅助服务在电力辅助服务领域，储能主要应用于调频、调峰和备用容量等方面。调频。电力系统频率是电能质量的主要指标之一。实际运行中，当电力系统中原动机的功率和负荷功率发生变化时，必然会引起电力系统频率的变化。频率的偏差不利于用电和发电设备的安全、高效运行，有时甚至会损害设备。因此，在系统频率偏差超出允许范围后，必须进行频率调节。调频辅助服务主要分为一次调频和二次调频(AGC辅助服务)。储能设备非常适合提供调频服务。与传统发电机组相比，储能设备提供调频服务的最大优点是响应速度快，调节速率大，动作正确率高。调峰。电力系统在实际运行过程中，总的用电负荷有高峰低谷之分。由于高峰负荷仅在一天的某个时段出现，因此，需要配备一定的发电机组在高峰负荷时发电，满足电力需求，实现电力系统中电力生产和电力消费间的平衡。当电力负荷供需紧张时，储能可向电网输送电能，协助解决局部缺电问题。抽水蓄能是目前完全实现商业化的储能技术，调峰是抽水蓄能电站一个主要的应用领域。备用容量。备用容量指的是电力系统除满足预计负荷需求外，在发生事故时，为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。备用容量可以随时被调用，并且输出负荷可调。储能设备可以为电网提供备用辅助服务，通过对储能设备进行充放电操作，可实现调节电网有功功率平衡的目的。和发电机组提供备用辅助服务一样，储能设备提供备用辅助服务，也必须随时可被调用，但储能设备不需要一直保持运行，即放电或充电状态，只需在需要使用时能够被立即调用提供服务即可，因此经济性较好。此外，在提供备用容量辅助服务时，储能还可以提供其他的服务，如削峰填谷、调频、延迟输配线路升级等。从全球来看，调频是储能的主要应用之一。根据彭博新能源财经统计，2016年、2017年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分别为41%、50%。在国外，依托自由化的电力市场，储能在美国辅助服务市场的应用一直引领着全球储能辅助服务市场的发展。在美国的区域电力市场中，储能系统参与二次调频的容量已占相当的份额。但2017年美国辅助服务领域新增储能项目装机数量和规模都不及往年，一定程度上也体现了美国部分区域调频储能市场趋于平稳甚至接近饱和。在中国，得益于政策推动，储能在我国辅助服务市场的应用比例已经从2015年的2%提升到2017年的9%。2017年四季度，全国辅助服务补偿费用共35.18亿元，占上网电费总额的0.81%;备用、调峰和AGC补偿费用合计占比超过90%。联合火电机组参与调频业务，在京津唐、山西地区应用较广泛。5.用户侧在用户侧，储能主要应用于分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳等方面。分时电价管理。电力系统中随着时间的变化用电量会出现高峰、平段、低谷等现象，电力部门对各时段制定不同电价，即分时电价。在实施分时电价的电力市场中，储能是帮助电力用户实现分时电价管理的理想手段。低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，通过低存高放降低用户的整体用电成本。容量费用管理。在电力市场中，存在电量电价和容量电价。电量电价指的是按照实际发生的交易电量计费的电价，具体到用户侧，则指的是按用户所用电度数计费的电价。容量电价则主要取决于用户用电功率的最高值，与在该功率下使用的时间长短以及用户用电总量都无关。使用储能设备为用户最高负荷供电，还可以降低输变电设备容量，减少容量费用，节约总用电费用，主要面向工业用户。提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂，设备负荷性质多变，用户获得的电能质量(电压、电流和频率等)具有一定的波动性。用户侧安装的储能系统服务对象明确，其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网异常发生电压暂降或中断时，可改善电能质量，解决闪断现象;当供电线路发生故障时，可确保重要用电负荷不间断供电，从而提高供电的可靠性和电能质量。提高分布式能源就地消纳。对于工商业用户，在其安装有可再生能源发电装置的厂房、办公楼屋顶或园区内投资储能系统，能够平抑可再生能源发电出力的波动性、提高电能质量，并利用峰谷电价差套利。对于安装光伏发电的居民用户，考虑到光伏在白天发电，而居民用户一般在夜间负荷较高，配置家庭储能可更好地利用光伏发电，甚至实现电能自给自足。此外，在配电网故障时，家庭储能还可继续供电，降低电网停电影响，提高供电可靠性。在国外，德国是用户侧储能商业模式发展最为先进的国家之一。在区块链技术、云技术以及多元化商业模式的带动下，预计短期内德国用户侧储能市场仍将引领欧洲储能市场的发展。在国内，用户侧是储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。安装于工商业用户端的储能系统是我国用户侧储能的主要形式，可以与光伏系统联合使用，又可以独立存在，主要应用于电价管理，帮助用户降低电量电价和容量电价。2018年5月，全国最大规模用户侧分布式储能项目正式落户江苏镇江，项目合计容量超过500兆瓦时。(二)商业模式从国内来看，比较成熟的商业模式包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费、配合可再生能源建设大型储能电站、分布式储能应用等。1.峰谷电价差套利所谓峰谷套利，就是利用大工业与一般工商业的峰谷电价差，在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在用电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，从而降低用户的电力使用成本，从降低的用电单价中获得收益。峰谷电价差套利是用户侧储能的主要盈利来源和基本商业模式。目前我国大部分省市工业大户均使用峰谷电价机制，利用峰谷价差实现套利吸引了许多投资者的目光。江苏和广东由于峰谷电价差价大，成为了国内储能项目规划建设集中地。以0.75～0.8元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在7～9年左右。这些项目普遍采用合同能源管理形式，储能业主单位和用户单位签订合同，按年节省的电费进行分成。靠峰谷电价差套利是目前项目唯一的盈利来源，由于峰谷电价差额的不确定性和盈利模式的单一性，项目投资方面临不小的压力和风险。随着电力市场进一步放开，峰谷价差有望继续拉大，届时投资回收期将会进一步缩短，峰谷套利投资的效益也会进一步提升。此外，未来投资方还可以通过参与需求响应、提供电力辅助服务等方式，发挥储能更多的价值，提升项目的经济性。2.管理容量费用对于大的工业企业，因现行的两部制电价，供电部门会以其变压器容量或最大需用量为依据，每月固定收取一定的容量电价。这些企业可以根据自身的用电负荷曲线和用电最大负荷需求，本着“充得满，放得完”的经济原则确定储能系统的最大储能容量和最大输出功率，同时通过引入分布式储能系统，减少用户配变容量的建设，在用电低谷时储能，在高峰时释放，实现在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，减少两部制电价中的按容量收取的容量电价。3.需求侧响应补贴参与电力需求响应可以给电力用户带来效益。储能用户可以根据不同的地方政策，相应削减负荷从而获取补贴。储能系统直接接入电网，峰谷双向调控，增加电网安全性和稳定性。这种模式中的储能电站并网条件较严。2018年1月，江苏无锡新加坡工业园区20兆瓦储能电站经国家电网公司批准，全容量并网运行。今年春节期间，该储能电站参与电网需求侧响应，在用电低谷期“填入”约9万千瓦负荷，累计消纳电量57.6万千瓦时。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。4.调频辅助服务收费在国内，该商业模式正随着电力辅助市场建设而完善。目前发电侧尚不具备独立的辅助服务提供商身份。储能现有的主要商业运营方式是与发电机组联合，从系统来看是作为发电企业的一部分，利用快速充放电特性优化发电机组的AGC性能，获得系统辅助服务补偿，或者是存储、释放新能源弃风弃光电量，增加新能源上网电量获益，相比国外发电侧储能设施主要以独立身份参与市场的情况，这些模式都不是作为独立市场主体运营的。目前，南方电网区域已制定辅助服务补偿表，对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿;储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。但是，当储能参与辅助服务市场接受AGC调度令后，需要响应进行充放电，这样一来就无法利用原来的峰谷差价套利方式来获得储能电站的收益，增加了辅助服务的收益是否比峰谷差价套利的收益多还有待比较。5.配套可再生能源建设大型储能电站与大规模可再生能源结合的大型储能电站，主要是发挥储能在增加可再生能源上网电量上的放大效应，使可再生能源的输出更加平稳，电能质量得到提升，增加上网电量，从而获得收益。如陕西定边10兆瓦锂电池储能项目即是通过联合当地150万千瓦光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。6.分布式储能应用随着售电侧放开和市场化交易放宽，储能有条件与分布式发电结合，形成售电主体。该商业模式下储能配合分布式能源建设，作为售电主体主要以卖电获益。四、储能市场发展趋势从市场规模来看，全球储能市场发展潜力巨大。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。从技术来看，电池系统的性能和成本决定了储能的规模化推广和应用，是影响行业快速发展的瓶颈问题。面向未来10年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。从政策来看，通过各项配套政策建立开放、规范、完善的电力市场，才能为储能真正发挥优势提供平台。从商业模式来看，储能厂商、用户单位和投融资机构联手拓展储能应用市扬，探索储能多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。从企业发展来看，一方面，传统电力企业新业务布局储能，另一方面，储能企业结合市场需求以更加经济有效的形式开展经营业务。(一)储能市场空间广阔全球各大机构对未来全球及中国的储能市场规模预测显示，储能市场发展潜力巨大。综合各方预测，到2030年，全世界储能装机有望增至现在的3倍。储能增长的动力主要来自于可再生能源的推广和对电力系统要求的提升。预计可再生能源发电、分布式电源、智能电网和电动汽车市场的发展将带动全球储能市场进一步增长。同时预测认为，虽然现在还有很多大型抽水蓄能电站项目还在规划中，但长期来看，在储能装机结构中，抽蓄电站占比将呈现减小的趋势。国际可再生能源署(IRENA)在其展望报告《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场(Electricity Storage and Renewables: Costs and Markets to 2030)》的基本预测情景中提出，到2030年，全球储能装机将在2017年基础上增长42%～68%，如果可再生能源增长强劲，那么储能装机增长幅度将达到155%～227%。届时，可再生能源(不含大型水电站)在全球终端能源消费中的占比将提高一倍，达到21%。根据所有不同的预测情景，抽水蓄能装机增长幅度约为40%～50%，至于其在全球储能装机结构中的占比，还取决于其他类型储能技术的发展情况，预计将处于45%～83%的范围区间。美国市场分析机构Navigant Research的预测显示，到2025年，全世界储能系统总装机将增至22吉瓦(不含抽蓄电站)，年均增速38.7%。如果将电力交通工具的储能系统也计算在内的话，届时全球储能市场将达到750亿美元。市场调研机构IHS认为，到2025年，印度和中国有望成为储能装机增长最快的国家;日本和澳大利亚有望成为储能装机占比最大的国家。根据《可再生能源“十三五”规划》的目标，“十三五”期间我国新开工抽水蓄能电站约60吉瓦，2020年抽水蓄能电站装机达到40吉瓦。到2020年，我国光伏发电装机将达到105吉瓦(目前已远远超过这一目标)，风电达到210吉瓦。根据预测，按照平均10%左右的储能配套来估计，在“十三五”期间我国仅风光电站配套储能的市场空间就有30吉瓦以上;加上更大规模的用户侧及调频市场，储能市场规模有望超过60吉瓦。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。(二)储能技术期待突破储能的迅速发展有赖于储能技术的革新带动成本大幅度下降。随着储能规模化的推广和应用，电池系统的性能和成本逐渐成为影响行业快速发展的瓶颈问题。围绕高能量密度、低成本、高安全性、长寿命的目标，各国都在制定研发计划提升本国的电池研发和制造能力。IRENA预计，到2030年，储能电池成本将降低50%～70%，同时无严重损耗下的使用期限和充电次数将明显提升。虽然无论是IRENA还是IEA都认为电池储能不会在短时间内大规模地取代电力系统现有的调峰力量，尤其是天然气发电站，但是电池在电力系统调频方面具有优势，并且各种规模的电池都可以实现相对较为快速的生产和建设。面向未来10年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。此外，电池技术的发展还直接决定了电动汽车的前景。随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役，会加速退役电池储能市场的兴起。目前新电池成本比较高，是限制储能大规模推广应用的重要原因，而梯次利用能降低储能的工程造价、降低项目的投资成本、减少回本周期，同时比较环保，有良好的经济社会价值。虽然梯次利用技术现阶段尚不成熟，但可以预见，梯次利用将为储能系统带来新的发展方向，也将成为储能技术新的研发方向。预计“十三五”期间储能将成为我国相关科技计划重点支持的方向之一，科技经费将持续支持储能的前沿技术、示范应用及对商业模式的探索。(三)配套政策打开市场长远来看，开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥优势的舞台。目前，我国辅助服务市场依然在探索期，有利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成，各个地方政策关于电力辅助服务定价、交易机制尚未完善，电力市场需要突破原有辅助服务补偿和分摊的局限性，构建公平交易平台，这样势必会有更多元、更先进的辅助服务技术进入市场，进而在提升市场运行效率的同时，有效保障电网的安全运行。未来电储能行业的发展，还要看各项配套政策的出台，以及落地情况。国家层面的配套政策应加快推进电力现货市场、辅助服务市场等市场建设进度，通过市场机制体现电能量和各类辅助服务的合理价值，给储能技术提供发挥优势的平台。(四)催生新型商业模式如今，微电网、增量配网、能源互联网与多能互补相继试点。在政策支持逐步明朗的背景下，基于对产业前景的稳定预期，光伏企业、分布式能源企业、电力设备企业、动力电池企业、电动汽车企业等纷纷进入，加大力度布局，开拓储能市场，进一步探索具有盈利性的商业模式。目前，储能产业几乎遍布全国所有省份，分布式可再生能源迅猛发展，储能项目规划量大增，应用领域多元创新。在“十三五”规划政策的支持下，储能应用领域更加明晰，商业模式更加丰富，储能厂商、用户单位和投融资机构联手积极拓展储能的应用市扬，探索储能的多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。(五)加速能源企业转型在全球能源转型的背景之下，一方面，电力企业针对日渐式微的传统供电方式，积极调整现有运营业务，将来自终端用户侧的不同储能需求作为新的增长点，向整合分布式能源、推动分布式能源服务市场的方向发展，并提供电力交易、市场运营、配网优化等综合能源服务。储能已在电力企业新业务中居于很高的地位。另一方面，储能企业结合市场需求调整自身业务，以更加经济有效的形式开展经营业务，最大化发挥自身优势。例如S&C不再生产PCS，将专注于微网和电网级储能系统集成业务领域;梅赛德斯-奔驰，停止家用储能电池生产，将专注电网级储能应用;Younicos推出“储能即服务”模式，满足用户的即时储能需求等。原文首发于《能源情报研究》2018年09月（来源:能源研究俱乐部 作者:杨永明）

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】

如需报告请登录【未来智库】。关键结论与投资建议在海外储能市场中，国内储能领先企业已出海航洋，尤以欧美发达国家为代表 海外储能市场在过去几年得到了蓬勃发展。国内储能市场初探，在他山之石指 引下，未来国内储能将何去何从？此篇报告主要观点是勾画国内储能市场发展 蓝图，根据国内 32 个电力区电价族，以各电力度电成本及 IRR 为锚，测算国 内未来在用户侧、发电侧的储能市场空间，并梳理储能相关产业链，给出相应 投资建议。我们认为：国内在第一阶段，到 2025 年我国大部分地区用户侧储能可实现平 价，储能市场空间可达 6500 亿。在存量市场渗透率为 30%情况下，我国储能 装机规模可达 435.1GWh，市场规模达 6526.5 亿元。其中，存量市场储能装机 394.6GWh，市场规模可达 5919.0 亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为 15%， 在放电时长 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，渗透率为 30%，则所需储能 8.1GWh， 年新增市场规模达 121.5 亿元。在第二阶段，到 2030 年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可 达 1.2 万亿以上。在存量市场渗透率为 60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh，市场规模达 12070.8 亿元。其中，存量市场储能装机 930.3GW， 市场规模可达 9303.3 亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为 30%，放电时长 4h，年新增集中式光伏 50GW，渗透率为 60%，则所需储能 36.0GWh，年新 增市场规模达 360.0 亿元。建议关注在光储结合、储能系统及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、 宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能。 与市场预期不同之处 我们认为，虽 2019 年国内储能产业链遇冷，但海外储能市场却出现几近翻倍增 长，究其原因主要系电力市场交易规则及政策补贴两方面的异同所致。使得国 内储能市场有“天然的平价压力”，而随着国内电芯产能持续释放，储能系统集成 进一步优化，国内储能系统度电成本及 IRR 测算都将迎来拐点。面对国内未来 十年万亿储能市场，我们梳理了储能相关产业链及投资逻辑，建议在光储行业 寻找中国的特斯拉，布局光储相关优势标的。建议关注在光储结合、储能系统 及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、宁德时代、天奈科技、国轩高科、 亿纬锂能。“为什么要发展储能？”≈吃饭为啥需要碗可再生能源发展刚需下，电化学储能将登上历史舞台 储能本质是平抑电力供需矛盾，新能源发展创造新的储能需求。电能自身不能 储存，而任何时刻其生产量和需求量需严格相等，因此传统电源生产连续性和 用电需求间断性的不平衡持续存在。此外，全球范围内可再生能源装机量和发 电量占比不断提升（尤其是风能和太阳能），2019 年上半年，德国风光发电量 占比已超过 30%。但可再生能源发电存在固有的间歇性和波动性，导致弃风弃 光现象，增加供需不匹配程度且影响电网的稳定性，储能技术可平抑电能供需 矛盾，提高风光消纳维持电网稳定。抽水蓄能（PHS）是迄今为止部署最多的储能方式，电化学储能紧随其后。根 据 CNESA 全球储能项目库的不完全统计，截至 2019 年底，全球已投运储能项 目累计装机规模 183.1GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大为 171.0GW 占比高达 93.4%，同比下降 0.9 个百分点，但仍处于主导地位；电化学储能的 累计装机规模紧随其后为 8216.5MW，占比为 4.5%，同比增长 0.9 个百分点。技术特性决定电化学储能应用场景最为广泛。储能技术是利用化学或者物理的 方法将一次能源产生的电能存储起来，并在需要时释放。根据技术类型的不同， 以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。不同储能 技术具有不同的内在特性（如功率密度和能力密度），电化学储能同时具有较高 的能量密度和功率密度，决定了其广泛的技术适用性。电化学储能是发展最快，美国储能规模位列全球第一。根据 CPIA 统计数据， 截至 2018 年底，电化学储能累计装机 6.63GW，同比增长 126.4%；2013-2018 年新增装机年均复合增长率高达 113.86%。截至 2019 年全球累计电化学装机 达 8.22GW，同比增长 24.02%，受中国市场影响，新增装机 1.59GW，同比下 降 56.98%。从应用端来看，用户侧应用占比最高为 28%，其他应用领域趋于 均衡。尽管 2019 年中国储能遇冷，但仍是全球份额较大的市场。根据美国能源部 DOE 数据库统计，截至 2020 年 1 月 10 日，全球电化学项目数量高达 991 个，美国 储能装机规模和项目数量再次均位列全球第一，中国位列全球第二。2019 年为国内储能减速调整期，储能将向更加市场化方向发展。根据 CPIA 统 计数据，截至 2019年底，我国电化学储能累计装机 1592.3MW，同比增长 48.4%； 新增装机 591.6MW，同比下降 23.7%。忽略 2018 年相对激增，储能行业仍然 是维持稳步增长的状态。就应用端来看，用户侧仍是储能最大的应用市场，占 比为 51%。此外，2019 年广东、湖南等地电网侧火储联合投运装机较多，但 《输配电定价成本监审办法》的出台，明确了“电网企业投资的电储能设施明确 不计入输配电定价成本”。意味着短期内电网侧项目建设缺乏盈利渠道支撑，电 网侧储能的发展受到制约，长期来看，储能将向更加市场化的方向发展。国内储能电池占比较小，海外市场稳定。国内储能电池出货大幅下降，海外市 场稳定。根据高工产研锂电研究所（GGII）数据统计，2019 年中国储能锂电池 出货量为 3.8GWh，同比增长 26.7%。从整体出货量来看，符合年初预期的 2030%的增长，但从出货的市场类别来看，储能锂电池应用于国内市场的出货量 急剧下降，2019 年国内出货量为 0.7GWh，同比下降 75%，而出口海外市场的 出货量增长较为突出。根据 GGII 统计数据，2019 年，我国动力电池累计装机量约 62.38GWh，同比 增长 9%。而储能锂电池出货量仅为 3.8GWh，同比增长 26.7%，其中国内出货量为 0.7GWh，出口总量为 3.1GWh，与动力电池相比，我国储能电池占比依然 较小，空间较大。储能核心逻辑：成本下降驱动储能应用 储能系统成本大幅下降。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、 储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。根据 GTM 数据统计显示，2012 至 2017 年电化学储能电站成本大幅下降 78%，单位 KWh 成本由 2100 美元下降至 587 美元。其中电池成本占比约为 40%，是储能电站 建设的主要成本来源。锂电成为主流技术路线，存在成本下降通道。目前已商业化应用的电化学储能 技术主要为铅蓄电池和锂离子电池。根据 CNESA 数据，近五年全球已投运储 能项目中，锂电储能系统占比均超过 80%，成为主流电化学储能技术路线。根 据 BNEF，2020 年至 2023 年的锂电价格可能达到 150 美元/KWh，将达到储 能系统应用的经济性拐点。成本下降驱动储能装机规模爆发。根据 GTM 预测，到 2025 年，单位 KWh 储 能电池成本预计降至 110 美元，BOS 部分将降至 85 美元。储能系统成本的不 断下降，将驱动装机规模迎来爆发。根据 BNEF 的预测，到 2040 年，全球储 能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近 1095GW/2850GWh，对应投资 6620 亿 美元。国内储能未来空间究竟有多大？——可期万亿市场国内储能未来空间究竟有多大？根据我们测算结论： 第一阶段：到 2025 年，储能成本降至 1500 元/KWh 时，我国大部分地区用户 侧储能可实现平价。在存量市场渗透率为 30%情况下，我国储能装机规模可达 435.1GWh，市场规模达 6526.5 亿元。其中，存量市场储能装机 394.6GWh， 市场规模可达 5919.0 亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为 15%，在放电时 长 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，渗透率为 30%，则所需储能 8.1GWh，年 新增市场规模达 121.5 亿元。第二阶段：到 2030 年，储能成本降至 1000 元/KWh 时，我国大部分地区光储 结合可实现平价。在存量市场渗透率为 60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh，市场规模达 12070.8 亿元。其中，存量市场储能装机 930.3GW， 市场规模可达 9303.3 亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为 30%，放电时长 4h，年新增集中式光伏 50GW，渗透率为 60%，则所需储能 36.0GWh，年新 增市场规模达 360.0 亿元。发电侧：风、光+储能模式为新能源大未来 分布式光储：拆解“特斯拉户用光伏”实例，看国内市场空间几何 政策强制规定，美国户用光伏市场驶入快车道。根据加州能源委员会颁布的 《2019 建筑能效标准》要求，从 2020 年 1 月 1 日开始，所有在加利福尼亚州 新建的三层及三层以下的低层住宅（包括独栋）都将被要求强制安装住宅光伏 系统，并对装机规模也做出了规定：如果同时安装了储能系统，则光伏装机规 模可在上述方程计算结果的基础上减少 25%，且单户住宅的储能系统容量至少 为 7.5 KWh，多户住宅的存储系统容量至少为住宅户数*7.5 KWh。对于加州户用光伏需求的测算：未来 10 年，每年至少有 750MW-1.25GW 户用 装机规模。其中新增市场：2020 年新政实施后，美国加州新增住宅将为户用光 伏市场带来 300-500MW/年装机增量。2018 年美国居民用户平均用电量 10972KWh，加州光照资源充沛，光伏有效年利用小时数 1800-2200h，则 100% 光伏发电对应户均装机量约 5-6KW。加州户用光伏存量市场中：每年有 450-720MW 规模。根据 1995-2018 年加州 独栋住宅建筑许可发放数量估算加州目前独栋住宅数量约 180 万套。若在 2030 年，这些存量独栋能有合计 80%装户用光伏，5-8KW 每户算，每年有 450720MW 的户用光伏规模。美国政策及经济性助力下，户用光储系统得到快速发展。以特斯拉为例，2018 年，特斯拉安装了 1GWh 的储能系统，2019 年目标是将装机容量翻倍到 2GWh 以上。特斯拉的 Powerwall(针对住宅用户)基于 NMC 锂电池产品。针对居民用 户的储能系统，与屋顶光伏系统同时应用。它可以存储光伏电站在白天发的电 量，并在夜间释放使用。据特斯拉表示，Powerwall 的单位装机容量为 13.5KWh； 其峰值功率/持续功率分别为 7KW/5KW，而电力转换效率达 90%，且保证使用 生命周期为 10 年。在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉光储方案已经初具经 济性。截至 2020 年 2 月，加利福尼亚州的太阳能电池板平均成本为 3.06 美元 /W。考虑到太阳能电池板系统的大小为 3-10KW，加利福尼亚州的光伏系统平 均安装成本在6.41-21.36万元之间，光伏系统平均价格为10.68万元。扣除26％ 的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳能激励措施后，系统成本降 至 4.74-15.81万元，假设光伏系统工作寿命为 25年，年有效利用小时为 1900h， 实际用电量为有效发电量的 75%，考虑未来运维费用和发电量时间价值，光伏 屋顶全生命周期内的度电成本为 1.07 元/KWh。根据特斯拉提供的 4 种不同规模的屋顶光储系统，分别为小型（光伏装机 3.8KW）、中型（光伏装机 7.6KW）、大型（光伏装机 11.4KW）和超大型（光伏 装机 15.2KW），同时匹配 1、2、3 和 4 套储能系统，光储系统价格在 15.2742.77 万元之间，扣除 26％的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳 能激励措施后，系统成本降至 10.71-29.94 万元。由于配置储能系统，有理由假 设实际用电量为有效发电量的 100%，其他条件与加州户用光伏相同，测算出小 型、中型、大型和超大型的特斯拉屋顶光储系统全生命周期内的度电成本分别 为 1.52、1.20、11.1 和 1.07 元/KWh，储能溢价分别为 0.45、0.13、0.04 和 0 元/KWh。说明含有储能系统的大型特斯拉屋顶光伏，可以与当前普通户用光伏 在 LCOE 相竞争。如测算得，在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉 11.4KW 光储系统度电成本仅为 1.11 人民币/KWh，较单纯户用光伏系统的度电成本仅相差 3.6%，户用光储结合系统方案经济性在美国已得到显现。特斯拉 2019 年储能装机容量达到 1.65GWh。前三季度分别为 229MWh、 415MWh、477MWh，全年装机 1.65GWh，同比增长接近 60%，超过 2017、 2018 年装机总量之和。2019 年全球电化学储能新增装机为 15.9GWh，意味着 特斯拉占据全球储能的市场份额达到 10.4%。我国国家层面政策为储能发展提供方向。2017 年五部委联合发布《关于促进储 能技术与产业发展的指导意见》，明确了十三五和十四五时期储能发展“两步走” 的战略。2019 年针对该指导意见，进一步提出了细化的 2019-2020 行动计划， 从而进一步推进“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡的目标，同时为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化发展转变的目标奠定基础。部分省市开始出台用户侧补贴政策和新能源发电侧技术要求。目前针对储能出 台补贴政策的有合肥和苏州。2018 年合肥政策针对符合政策的光伏储能系统， 按储能实际充电量给予 1 元/KWh 的补贴。2019 年苏州针对工业园区的储能项 目，按放电量补贴 3 年，补贴标准 0.3 元/KWh。2019 年 6 月新疆针对光伏储 能试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的 15%、且储能时 长不低于 2 小时来配置，总装机规模不超过 350MW。基于我国提供储能补贴的省市较少，我们通过搭建“光储发电+网电套利”模型， 进行工商业光储项目经济性测算。工商业配置光伏+储能替代部分网电，满足自 身用电需求，综合考虑峰谷电价差与时段划分复杂度，以江苏省为例进行建模， 各电价时段和电流流向如表所示。通过计算配置光储系统前后支付电费差额， 作为光储系统运营效益，对未来工商业光储系统经济性进行测算，基本假设如 下：1、 江苏省年利用小时数为 1063h，配置 150KW 光伏系统，预计平均每天可以 发 500~600 度电，单位成本为 4000 元/KW；蓄电池采用磷酸铁锂电池， 总容量 600KWh，单位成本为 1500 元/KWh。2、 放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，日运行 2 次，运行时 间为 8 年，残值按照光伏系统剩余价值计算。3、 折现率 7.5%，贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3。测算结论：在上述假设条件下，江苏省工商业用户应用光储系统可实现经济性， 生命周期内项目内含报酬率 9.92%，自有资金内含报酬率为 18.17%，投资回 收期为 6 年。 进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，第一阶段：当用户侧 光伏成本在 4000 元/KW，储能系统成本为 1500 元/KWh 时，北京、浙江、江 苏和广东（部分地区）内的工商业用户配置储能系统可达到 8%收益率，假设市 场渗透率为 30%，储能装机规模为 140.70GW，市场规模合计为 2215.49亿元。进一步测算可得：第二阶段，当光伏成本降至 3000 元/KWh，储能系统成本降 至 1000 元/KWh 时，除青海、云南和宁夏外样本地区储能系统均可实现 8%内 含报酬率。在市场渗透率为 60%的条件下，储能装机规模为 302.94GW，市场 规模合计为 3029.43 亿元。集中式光储：光伏平价大时代的必经之路西北地区弃风弃光率仍高于全国平均水平，储能有望加速渗透。风能和太阳能 等新能源发电具具有不规律变化的特点，为维持电力供需平衡和电网的稳定性 需限制部分新能源的出力。据国家能源局统计，近年来全国弃风弃光率呈下降 趋势，2019 年 1-9 月，全国弃风率 4.2%，同比下降 3.5 个百分点；弃光率 1.9%， 同比下降 1 个百分点。2019 年上半年，弃风仍较为严重的地区是新疆、甘肃和 内蒙古，弃风率分别为 17.0%、10.1%和 8.2%；弃光主要集中在西藏、新疆、 甘肃和青海，弃光率分别为 25.7%、10.6%、6.9%和 6.3%。随着可再生能源占比的增加，其波动性与地理位置上的限制凸显，减少弃风弃 电最直接的方式是配置相应的储能系统，根据电网调度要求和实际发电负荷合 理实时改变运行模式，将可再生能源发电从非高峰时段转向高峰时段，调配电 能供应与需求之间的平衡。例如 CAISO“鸭曲线”，将多余电能存储于电池储能 系统中按需放出,减少发电损失,起到削峰填谷的作用。传统平滑新能源不稳定性的方案中，新能源机组分摊费用远高于补偿费用。从 能源类型的角度来看，参与辅助服务的能源类型主要包括火电、水电、风电、光 伏、核电，其中火电机组补偿费用最高为 62.65 亿元，但同时分摊费用也最高。 我们构造分摊费用/补偿费用指标来进行对比，风电分摊费用/补偿费用值高达 34.26，核电和光伏发电也远高于传统火电。即新能源场站通过配置相应的储能 系统，可满足自身辅助服务需求，有效降低分摊费用。储能若替代传统备用，将有效提高容量价值。国内新能源（风电、光伏发电）通过保留有功备用或者配置储能设备，并利用相应的有功控制系统实现一次调 频功能。光伏电站若要参与低频响应，在不考虑限电情况下需预留 10%的容量， 按每天备用 8h 计算，则 100MW 光伏电站每天少发 8 万 KWh，每年少发电 2800 万 KWh。通过配置储能设备替代备用容量也可提高系统容量价值。目前国内已经有大量风、光储电站示范项目投入使用。我国首个风光储输示范 工程位于河北省张家口市北部，于 2011 年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、 钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升 200 小时的利用小时数，有 效解决了新能源的消纳问题。近年来，青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团 海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。我们针对国内集中式光伏+储能系统进行经济性测算，基本假设如下： 1、 投资主体为三类资源区光伏新能源场站，应用场景包括削峰填谷和替代一 次调频备用余量；2、 根据不同地区利用小时数和限电比例不同，100MW 光伏容量分别配置43、 30 和 19MWh 储能系统用于削峰填谷，同时配置 9MWh 储能系统用于替代 一次调频备用余量。储能系统单位成本为 1500 元/KWh，电芯选用磷酸铁 锂，放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，日循环 1 次，运 行时间为 15 年；3、 贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3，所得税率为 25%，折现率 7.5%。集中式光储结合经济性测算： 当仅用于削峰填谷时，三类资源区的储能系统装机量分别为43、30和19MWh， 上网电价分别为 0.4/0.45 和 0.55 元，度电成本均为 0.63 元/KWh，但均未达预 期收益。当要求的 irr=8%时，三类资源区储能系统成本需分别降至 851、957 和 1170 元/KWh。当用于削峰填谷和替代有功备用时，三类资源区的储能系统装机量分别为 51、 38 和 27MWh，其他条件相同。可以发现三类资源区储能项目的投资回收期分 别为 9、8 和 6 年，Ⅱ类资源区和Ⅲ类资源区项目内含报酬率均达到 8%，Ⅲ类 资源区项目内含报酬率为 11.9%。第一阶段：当储能系统成本为 1500 元/KWh 时，在市场渗透率为 30%的条件 下，现有光伏存量市场储能装机规模为 33.41GW，市场规模合计为 501.09 亿 元。假设储能成本降至 1500 元/KWh 之前，光伏市场年新增量为 45GW，在相 同渗透率条件下，年新增储能装机 8.10GWh，年新增市场规模为 121.50 亿元。第二阶段：当系统成本降至 1000 元/KWh 时，在市场渗透率为 60%的条件下， 储能装机规模为 109.75GW，市场规模合计为 1097.49 亿元。假设储能成本降 至 1000 元/KWh 之前，光伏市场年新增量为 50GW，在相同渗透率条件下，年 新增储能装机 36.00GWh，年新增市场规模为 360.00 亿元。用户侧：经济性凸显进行时，万亿市场空间值得期待 储能能量时移，峰谷价差套利。一般情况下，由于白天用电侧负荷曲线比晚上 高，部分地区实施分时电价机制，将一天 24h 分为峰时段、平时段和谷时段， 电价依次降低，从而形成峰谷电价差。储能出现之前，电力用户降低电费的传 统方式主要为：减少消费或被动改变消费时段；储能通过能量时移，在低谷电 价时间段充电，在高峰电价时间段放电，满足用电需求，同时利用峰谷价差进 行套利。高价差刺激储能部署，国内价格激励较弱。用户应用储能须有足够的价差激励， 即峰谷电价差可覆盖储能度电成本。部分发达国家（如美国、德国和澳大利亚） 峰谷价差较高，为用户侧储能装机提供机会。以美国为例，居民用户的峰谷价 差平均为 0.15 美元/KWh，高于当前 0.10 美元/KWh 的储能度电成本。但在国 内大部分地区，峰谷电价差仍远不足以覆盖储能度电成本。用电类别说明：深圳（大量需求）指深圳市大量工商业及其他用电（101 至 3000kVA）；深圳（高需求）指高需求工商业及其他用电（3001kVA 及以上）； 广东（广州 5 市）指广州、珠海、佛山、中山和东莞五市；广东（8 市）指汕 头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名和肇庆 8 市；广东（5 市）指云浮、 河源、梅州、韶关和清远 5 市。储能需量管理，降低基本电费。理论上仅通过削峰填谷套利，储能在国内用电 侧难以实现经济性。大工业用户普遍采用两部制电价计费，电费分为基本电费 和电度电费。其中，基本电费与耗电量无关，仅与变压器容量或最大需量相关； 电度电费与耗电量呈正比。当储能应用于大工业用户侧时，除实现一般削峰填 谷套利降低电量电费外，同时也可进行需量管理，降低基本电费，带来双重收 益。峰谷-峰平价差平均值修正。考虑到用电侧储能系统工作模式为一日 2 充 2 放， 仅存在一次谷时段充电、峰时段放电的机会，另一次则为平时段充电、峰时段 放电（即夜晚谷时段充电，早上峰时段放电，午间平时段充电，傍晚峰时段放 电），因此取峰谷价差与峰平价差平均值建模更为合理。以上海市电价为例，我们针对国内大工业用电侧储能经济性进行测算，基本假 设如下： 1、 配置1 MW / 4 MWh储能系统，电芯为磷酸铁锂，单位成本为1800元/KWh；2、 充放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，无残值；3、 折现率 7.5%，贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3；测算结论：对于价差和基本电价均较高的上海市大工业用户，储能用于削峰填 谷和需量管理可实现经济性。项目投资回收期为 4年，内含报酬率高达 16.44%， 生命周内度电成本为 0.64 元/Wh。 进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，目前在广东（部分地 区）、上海、江苏、海南和山东地区，大工业用户配置储能系统的 irr 可以达到 8%。 未来核心驱动因素在于成本下降。电价差影响项目收益，储能系统价格影响项 目成本。在当前储能系统成本下，各地区经济性差异在于不同的价差水平，说 明当前价格激励是用户安装储能系统关键因素。但未来多数国家将尝试降低整 个电力系统成本，以刺激经济增长，终端价差将进一步缩小。因此降低储能成 本则是推进未来储能部署唯一可行的方法。我们预计未来储能部署将分为两个阶段，第一阶段：当用户侧储能系统成本降 至 1500 元/KWh 时，除宁夏、青海甘肃、陕西和河北外，其他样本地区储能项 目可达到 8%的内含报酬率，对应度电成本降低 0.10 元/KWh 至 0.54 元/KWh， 降幅达到 15.63%；第二阶段：当成储能系统成本降至 1000 元/KWh 时，所有 样本地区均可实现8%内含报酬率，除宁夏外其他地区可实现10%内含报酬率， 对应度电成本降低 0.26 元/KWh 至 0.38 元/KWh，降幅达 40.63%。对应装机规模与市场规模预测： 第一阶段：当用户侧储能系统成本降至 1500 元/KWh 时，市场渗透率为 30%的 条件下，储能装机规模为 213.49GW，市场规模合计为 3202.38 亿元。第二阶段：当系统成本降至 1000 元/KWh 时，市场渗透率为 60%的条件下，所 有样本地区 irr 超过 8%，储能装机规模为 517.64 GW，市场规模合计为 5176.40 亿元。储能市场具体到 32 个电力区：以 1800 元/kWh 为起点，当目标 irr=8%时，各 省市大工业储能系统价格（元/kWh 横轴）、装机规模（GWh 纵轴）和市场规模 （亿元）出现明显分化。假设市场渗透率为 30%，在目标 irr 下，当储能系统成 本为 1800 元/kWh 时，在可实现目标 irr 的地区中，广东省、江苏省和山东省市 场规模排名前三，分别对应 670、662 和 757 亿元。当目标 irr=10%时，各省市大工业储能系统价格（元/kWh 横轴）、装机规模（GWh 纵轴）和市场规模（亿元）分化更为明显。假设市场渗透率为 60%，在目标 irr 下，当储能系统成本为 1800 元/kWh 时，在可实现目标 irr 的地区中，江苏省、 广东省和山东省市场规模依然排名前三，分别对应 1324、1309 和 1263 亿元。天然的平价要求，储能产业链如何应对？储能系统产业链梳理 在保证安全的前提下，持续的降成本是行业面临的长期挑战。从产业链来看， 储能系统集成位于产业链中游，成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效， 另一方面则通过系统结构的设计优化。从储能系统成本构成来看，目前电池成本约占 60%，PCS 占比 20%，BMS 占 比 5%，EMS 占比 5%-10%，其它配件 5%。根据 BNEF 预计，2018 年储能系 统成本为 364 美元/KWh，到 2025 年，储能系统成本有望降至 203 美元/KWh； 到 2030 年，储能系统成本有望降至 165 美元/KWh，相较于 2018 年降幅达 54.7%。目前电池成本占系统成本比重最高，系统成本下降的关键是电池环节的降本增效，预计 2025 年电池成本将降至 95 美元/KWh，与 2018 年成本相比降 幅在 54%左右。同时随着市场规模的扩大和技术创新，储能 PCS、BES、EMS 和 EPC 成本同样具有下降空间。储能生产商二分类：行业已现 PCS 派与电池派。基于储能系统构成，电池、 PCS、系统集成领域均有涉足储能的企业，在此我们通过对比几类企业，可以 发现储能仍处于商业化前夜的培育阶段，虽然储能业务目前占各上市公司业务 比例仍然较低，但母公司的盈利情况及核心技术水平在一定程度上决定了未来 其在储能板块的拓展力度和发展方向。其中，PCS 以阳光电源为代表，核心发力以行业领先 PCS 为抓手，布局下游 储能系统及储能工程；电池则以比亚迪为代表，基于电芯成本发力储能。储能系统核心竞争力：系统优化能力+电芯成本下降 储能发展面临天然的平价要求，“提效降本”不仅适用光伏，也适用储能。在国 内，与光伏早期有国家补贴助力不同，储能的发展天然就面临“平价”的要求，储 能系统的提效降本主要落实在电池的性价比与系统集成的效率双提升，一方面 是对电芯厂商的降本要求，一方面是对集成厂商优化储能系统的强诉求，二者 缺一不可。一方面，锂电电进入行业产能扩张期，成本降幅可期： 下游需求带动锂电市场规模扩大，电池价格降幅高于预期。根据 GGII 统计， 2019 年全年行业累计装机量约 62.38GWh，同比增长 9%。根据 Marklines 预 测，未来 5 年全球动力电池行业将持续高速增长，2025 年全球装机量可达 850GWh。同时锂电池成本不断下降，截至 2019 年 2 月 3 日，方形动力电芯 （磷酸铁锂）平均报价为 0.575 元/Wh，方形动力电芯（三元）报价为 0.725 元/Wh，其中磷酸铁锂报价已达到 BNEF 预测 2027 年储能电池价格水平。磷酸铁锂电池是储能系统最为适配的选择。商用锂离子动力电池正极材料主要 有锰酸锂、磷酸铁锂、三元体系，其中三元体系又可细分为镍钴锰 NCM 和镍钴 铝 NCA。在空间充裕的条件下，储能电池相比消费电池和动力电池，对能量密 度要求不高，对安全性和实用寿命的要求较高。从电池内在特性角度来看，相 较于其他体系电池，磷酸铁锂具有高安全性、长循环寿命和低成本的优势，更 符合储能电池需求。长循环寿命和高转换效率可直接降低储能度电成本。在其他条件相同的情况下， 电池循环寿命越长，则生命周期内储能系统可以存储或释放的电量越多，可直 接降低度电成本。此外，电池转换效率越高，则充放电过程中能量损耗越少，也 可增加系统总充放电量。能量密度提升可间接降低储能投资成本。能量密度的单位可以用Wh/kg或Wh/L 来表示。这意味着能量密越高，则电池质量或体积越小，从而减少建设过程中 所使用的土地面积或厂房空间，通过摊薄固定成本来间接降低单位储能成本。梯次电池性能指标优于铅酸电池。退役动力锂电池能否用于梯次利用以及应用 领域，主要依据电池的剩余容量，当电池剩余容量在 20％80％时，则可以进 行梯次利用；如若电池容量低于 20％时，则已不满足梯次利用的标准，应进行 电池拆解厂进行材料的回收。梯次电池相比铅酸电池在循环寿命、能量密度、 高温性能等方面具备明显优势，从性价比角度来看，梯次电池是铅酸电池的 1.23-4.44 倍。另一方面，光储结合可降低进一步储能成本，光电转化是光储系统核心竞争力： 加速光储融合深度降低项目投资成本。在同一地点安装的光伏和储能系统可以 共享硬件组件，例如升压器、检测器和控制器，同时用于共享硬件而降低安装 工程的人工成本；此外，相较于独立的光伏+储能，光储结合部署还可以减少场 地准备次数，降低土地成本和 EPC 成本进而降低光储项目的投资成本。光储结合耦合方案难度高，优化空间的天花板高的，考验储能系统的电气化水 平。当光伏和电池存储共用时，子系统可以通过直流耦合或交流耦合配置连接。 直流耦合系统只需要一个双向逆变器，直接将电池存储连接到光伏阵列，并使 电池从电网中充电和放电。另一方面，交流耦合系统需要光伏逆变器和双向逆 变器，电池的充放电需要通过直流和交流多次转换步骤。直流耦合系统只使用 一个双向逆变器，从而降低了逆变器、逆变器布线和逆变器外壳的成本。加强光储深度融合，降低投资成本。以阳光电源为例，2020 年 2 月，阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV，中国效率突破 98.55%，100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计，据 测算，100MW 电站，初始投资可以减少 1000 万元以上。系统数字化融合集成能量管理，降低 3%以上 LCOE。通过逆变器集成智能管理 单元，对核心部件进行全生命周期管理和寿命预测，做到“早发现、早维护”，降 低发电量损失和运维成本，进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。他山之石：欧美市场储能爆发启示为什么说“当前储能看海外”？ 美国投资税抵免（ITC）政策激励非公共事业规模储能发展。2016 年，美国储 能协会向美国参议院提交了 ITC 法案，明确私人机构或个体投资的先进储能技 术可以申请投资税收减免：对于居民用户储能，要求 100%的电力来自于光伏发 电，享受系统投资额 30%的税收减免和 5 年加速折旧（其本质为补贴替代套利）； 对于工商业储能，要求至少 75%的电力来自于光伏发电，当储能电力 75%-99.9% 来自于光伏发电时，税收减免额为该比例与 30%的乘积。美国 ITC 自 2020 年开始下降，税抵退坡为一致预期。2016—2019 年，ITC 仍 维持在系统成本的 30%；2020 年起，ITC 开始下降至系统成本的 26%；2021 年，税收抵免进一步降至系统的成本 22%；2022 年以后，新的商业太阳能系统 的所有者可以从其税收中扣除系统成本的 10%，住宅 ITC 将取消。一定程度说 明 2022 年后，储能系统成本降低至可接受水平，实现无 ITC 平价应用。加州用户侧储能的发展受三大政策影响明显，包括自发电激励计划(SGIP)、投 资税收减免政策(ITC)和净电量结算制度(NEM)： 2001 年启动的自发电激励计划（Self-GenerationIncentiveProgram，SGIP） 是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。SGIP 鼓励用户侧分布 式发电，不对纳入补贴范围的技术类型进行限制，但通过限制技术指标要求确 保项目运行的稳定性。按容量和效果补贴，提高投资积极性。自 2011 年起，SGIP 将储能纳入支持范 围，并给予 2 美元/W 的补贴支持。在 2016 年 5 月修订的 SGIP 中，补贴不再 采用以系统功率（“W”）为标准、按照每年固定金额的方式支付。而是依据规划 容量的完成情况，同时考虑储能成本的下降以及项目经济性核算，对项目的容 量（“Wh”）进行补贴，采用 50%初投资补贴+50%按效果补贴的非一次性支付 方式予以支持，避免“后补贴”方式影响投资积极性。在 2017 年 12 月发布的第六版 SGIP 手册中，激励计划针对储能增加预算，为 储能分配了整个计划 80%的资金量，并将 13%的储能资金用于支持 10KW 及 以下的居民储能项目。储能补贴的总资金分为五轮发放，第一轮补贴的标准为 50 美分/Wh，第二轮补贴标准降低 10 美分/Wh，之后的补贴标准逐步降低 5 美 分/Wh。储能系统可获得的补贴等于系统容量（Wh）与所在轮数的补贴标准的 乘积。2018 年 8 月，加利福尼亚州议会通过 SB700 法案，将 SGIP 计划的截 止日期延长至 2026 年，用于持续激励更多分布式储能项目的建设。净电量结算制度(NEM)用以支持用户侧的光伏发电，用户表计会记录用户从电 网购电和用户光伏向电网注入电力情况，在向用户收取电费时，只需要收取净 值部分。目前加州 PG＆E 公司制定了一系列的 NEM 机制，其中适用于储能的 有 Non-Export 和 NEM2-MT。其中，Non-Export 适用于所有类型及容量的电 源，要求机组安装逆功率保护装置、低功率保护装置等。NEM2-MT 要求机组 与不向电网反送电的设备或 NEM 燃料电池发电设备配合使用。SGIP 补贴收益占用户侧总收益比重较高。根据 CNESA 全球储能项目数据库， 将分布式储能纳入补贴范围开始至 2019 年 7 月期间，SGIP 处于补贴流程中以 及已经获得全额补贴的储能项目数（不包含取消的）达到了 13156 个。其中， 近 6281 个储能项目已经获得了 SGIP 的全额补贴支付。在用户侧储能项目的头 五年收益中，SGIP 补贴收益占到总收益的 40%~50%。补贴政策为储能设备厂商带来发展机遇。从申请 SGIP 补贴的储能设备厂商来 看，特斯拉、LG 化学、Stem Inc、CODAEnergy 等企业获得补贴的项目数量、 能量规模和金额位居前列。特斯拉自 2015 年开始进入储能领域，储能业务包括 太阳能系统和储能产品的销售，通过经营租赁和 PPA 从太阳能系统中租赁的收 入以及太阳能系统激励措施的销售。与美国 SolarcityInc 等合作方开展的 6348 个储能项目，获得的补贴资金额（包括预留补贴资金、正处于补贴流程中以及 补贴完成）达到 2.2 亿美元。从执行效果来看，分布式光伏+电池存储渗透率不断提高。根据 NREL 数据， 2018 年美国各州的配置电池储能系统的光伏项目比例在 1%到 5%不等，加利 福尼亚州渗透率最高。2016 年-2018 年，受益于政策补贴，加州居民分布式光 伏项目和非居民分布式光伏项目储能渗透率由不到 2%提升至接近 5%。美国户用市场大幅增长。2019 年第二季度，美国储能市场的装机容量为 75.9MW，同比增长 20%，环比下降近 50%。主要由于计划在 2019Q2 实施的 FTM（Front of the Meter 供电侧）项目较少，同时非户用市场也出现了类似的 回调环比下降 49%。但是，受市场情绪和政策激励影响，户用市场环比大幅上 涨 41%，并继续在各个地区扩展。预计 2019-2024 年美国储能市场将迎来爆发式增长。根据 Wood Mackenize Power 数据，21 世纪 20 年代初，美国存储市场将出现大幅增长。储能年新增 装机规模将由 2018 年的 311MW 增长到 2024 年的 4834MW。2019 年至 2024 年期间，储能市场年新增装机规模将增长约 10 倍，储能年市场规模将增长约 7 倍。2024年，BTM （Behind-the-Meter用户侧包括Residencial和Non-residential） 装机规模占比达 40%；FTM 市场规模约占 53%。德国分布式储能补贴政策发挥重要影响。2013 年 5 月，德国联邦政府和国有 KfW 银行集团发布了一项家庭存储系统市场激励计划，补贴的形式主要是低息 贷款和现金补助，补贴总额约 3000 万欧元。目前允许用户最高将光伏系统峰值 功率的 50%回馈给电网，以鼓励用户最大限度的自发自用，电网运营商承担核 查功率限值的职责。另外，对于不同时间提出的申请，可申请的补贴率（补助资 金相对于储能设备价格的比例）逐渐递减。从政策执行效果来看，分布式光储补贴已经推动德国成为全球最大的户用储能 市场之一。2013 年，德国家用和商业用储能系统还不足 1 万套，到 2018 年底， 这一数字已经增长至 12 万套，其中，绝大部分来自户用储能。根据德国贸易促 进署的研究，随着光伏系统与电池的成本下降，光储应用的步伐加快，截止到 2020 年底，德国还将以每年超过 5 万套的速度持续安装用户侧储能系统，并在 2020 年突破 20 万套储能系统的安装量。欧盟其他国家均在高速发展。根据 Wood Mackenzie 预计，到 2024 年，欧洲 住宅储能市场的部署将增长五倍达到 6.6 GWh。德国年度部署量将增加一倍以 上，达到 0.5 GW/1.2 GWh。同时，意大利和西班牙的光储市场也正在朝着平价 方向迈进。未来几年内，澳大利亚分布式光储将保持快速增长趋势。根据 AEMO-CSIRO 预测，包括澳大利亚在内的亚太地区的分布式发电（太阳能光伏发电、热电联 产和柴油发电）已占集中发电（煤炭和核电站）的一半以上。而到 2028 年，分布式发电源的容量将是集中发电容量的两倍多。分国别来看，近年来德国和意 大利分布式能源比率保持相对高位，而澳大利亚则是增长最快的国家。预计澳 大利亚将在未来几年内仍保持快速增长的趋势，并在 2030 年后继续发挥主要 领导作用。澳大利亚住宅市场储能部署规模的不断扩展。澳大利亚的太阳能光伏安装成本 约为美国的一半，主要原因是有较少的管制和更低的劳动力成本。同时零售电 价较美国更高，叠加政府财政支持，激励屋顶太阳能光伏发电系统正与分布式 储能设备相结合，使消费者能够降低电费，同时提供一定程度的弹性。为什么说“未来储能看中国”？ 欧美储能发展，离不开各国电力市场化改革。从 80 年代末起,以英国为首,国际 上许多国家进行了电力工业管理体制的改革,其目标都是开放电力市场,引入竞 争机制,降低发电成本,合理利用资源,并最终使用户获利目前将电力行业主要划 分为发电侧、输电侧、配电侧和售电侧四个环节，输电侧和配电侧因具有规模 化要求，存在自然垄断特征，而电力行业两头的发电侧和售电侧，则具备引入 竞争，降低产业集中度的空间。以美国为例看国际上电力市场化改革的成果。1978 年美国出台了公用事业管制 政策法（较中国早 24 年），允许企业建立电厂并出售电力给地方公用事业公司。 1992 年能源政策法案出台,同意开放电力输送领域。1996 年，为推进电力市场 化改革，美国政府颁布法令规定无歧视开放输电网络，鼓励构建 RTO（区域电 网运行中心）或 ISO（独立系统运行中心）来管理整个输电系统运行。此后，美国形成了联邦政府、州政府两级监管体系框架，并逐步形成了 PJM、加州、得 州、纽约、东南、南方、西南、西北、中土、新英格兰等 10 个区域电力市场。尽管电改的最终目的是降低终端用户电价，美国目前的零售电价并未出现明显 的降低。在电力市场化改革较为成功的加州，也没有取消峰谷价差，而是随着 可再生能源的发展，峰时段减少且后移，谷时段增加。以 PG&E（太平洋燃气 和电力公司）中小企业的 Time-of-use rate plans 为例，自 2020 年 11 月将开 始执行新的峰谷时段，相较于现在，新的高峰时间由12PM-6PM变为4PM-9PM, 由下午转移到晚上且减少一个小时。新增一个春季的超低峰时间段 9AM-2PM， 价格将处于最低水平。可以说明在电改的背景下，随着可再生能源发电占比提 高，峰谷价差将会持续存在，且有可能出现新的谷时段电价，从而为储能带来 更多套利空间。 反观我国电力市场改革，我国电改大体分为三个阶段： 第一阶段：（1996-2002 年）市场化改革探索期。1996 年出台的《电力法》赋 予电力企业作为商业实体的法律地位。从 1998 年开始,我国尝试在电力行业实 行“厂网分开、竞价上网”的改革,并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、 黑龙江 6 个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000 年 1 月山东、上海、浙江 发电侧电力市场正式投入商业化运行。通过各试点单位的市场化运作,以期在发 电侧引入市场机制,竞价上网,并积累经验,逐步向完善的电力市场靠近。第二阶段：（2002-2015 年）开放发电侧竞争，打破垄断格局。2002 年，国务 院印发《电力体制改革方案》(5 号文)，标志着我国电力市场改革的正式开始。 国家电力公司被拆分为两大电网公司，五大发电集团和四家辅业集团（后整合 为 2 个），发电环节产业集中度大幅下降，国家电力公司独家垄断的电力市场格 局被初步打破。同时通过在发电侧引入多元投资主体，建立了发电侧企业竞价 上网的竞争机制。从根本上改变了长期以来电力市场供给不足的矛盾，但也造 成了发电行业整体产能过剩。第三阶段：（2015 年-至今）管住中间，放开两头。2015 年，中共中央办公厅发 布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9 号)，标志着我国 新一轮电力体制改革的开始。电改的基本原则和重点是区分竞争性和垄断性环 节，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，在发电侧和售电侧开展有效竞争， 培育独立的市场主体，着力构建主体多元、有序向社会资本开放配售电业务， 形成适应市场要求的电价机制，竞争有序的电力交易格局。现阶段的电力市场 化改革工作处于起步阶段，距离一个成熟运行的电力市场还有很大差距。伴随着我国电力市场的不断发展，我国电价政策也随之调整。2015 年新一 轮电改放开电价、配售电和发电计划，强化输配电环节管理，有序放开上网 电价和销售电价。电力用户参与电力市场后按终端电价缴纳电费。终端电价 由交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金及附加等三个部 分组成，其表达式为：P=PGen+PTran+PGov。P 为电力用户参与电力市场后的 终端电价；PGen为交易价格，指发电企业或售电公司向其出售的电能价格； PTran 为输配电价，由政府物价部门按照“准许成本+合理收益”的原则进行核 定；PGov为政府性基金及附加，其收费标准与销售电价相同，电力用户无论 是否参与电力市场都需缴纳。我们认为，伴随着电力市场化改革的进一步深入，国内储能市场将进一步迎 来发展黄金机会。2015 年中国重启新一轮电力体制改革,并在价格机制调整、 售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展， 这正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺平道路。输配电价改革是价格机制调整的第一步，由此所带来的未来整个价格机制的形成将决定储能 产业的走向,售电市场放开为储能技术应用提供了平台，而辅助服务市场建 设为储能创造了价值增值的机会,仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随 着市场化程度的深入而发生本质改变。开放的电力市场是储能商业化的重要 前提，储能系统也将在市场应用中会获得更高的基础价值。投资建议：寻找中国的特斯拉阳光电源——布局光储结合，光储大时代核心标的 公司传统逆变器优势成功拓展至储能新领域。2015 年公司牵手三星 SDI 成立 两家合资公司：三星阳光储能电池有限公司和阳光三星储能电源有限公司，公 司依托在该逆变器领域的技术优势和先发优势，迅速扩张至储能逆变器和储能 锂电系统等领域。目前可提供单机功率 5~2500KW 的储能逆变器、锂电池、能 量管理系统等储能核心设备产品，覆盖 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各类储 能应用场景需求。2018 年公司储能业务营业收入实现同比近 5 倍增长达 3.83 亿元，毛利率为 29%；2019 年上半年，储能业务营业收入大幅增长 40.25%至 1.67 亿元。储能系统龙头厂商，业务覆盖全球。阳光电源储能业务依托在海外的长期深耕 和市场布局，全球重大系统集成项目已突破 900 个，在国内电网侧、电源侧、 用户侧等场景均有大型标杆示范项目落地，覆盖所有储能应用场景，且均安全 高效运行。携手三星 SDI，三元铁锂齐发展。2018 年，SDI 储能电池全球市场份额高达 51%，2019 年，阳光电源采用本土合资的 SDI 电芯在国内储能出货量排名第 三。未来公司储能业务将在全球范围内全面推出磷酸铁锂和三元锂两种专用储 能电池技术路线，其中公司三元锂电池 6000 次循环后仍然具备 80%充放电能 力，优于普通磷酸铁锂产品。依托逆变器升级，降低投资成本，加强光储深度融合。2020 年 2 月，阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV，中国效率突破 98.55%，100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计，据 测算，100MW 电站，初始投资可以减少 1000 万元以上。系统数字化融合集成能量管理，降低 3%以上 LCOE。结合分布在全球、覆盖各 国所有应用场景的 900 多个已投运储能项目的运行数据，公司不断提升系统集 成设计对各类技术路线电池的兼容性，实现不同设备统一管理和调度的数字化 融合。通过逆变器集成智能管理单元，对核心部件进行全生命周期管理和寿命 预测，做到“早发现、早维护”，降低发电量损失和运维成本，进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。综合来看，得益于公司在储能领域的提前布局，国内和国外的储能业务发展均 大幅领先同行，先发优势明显。随着海内外千亿级储能市场的陆续爆发，储能 系统业务将驱动公司进入快速发展的新阶段，公司将是在储能爆发中率先受益 的标的。锂电池及新型导电剂环节——宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能 有别于以三元电池为主的海外户用储能市场，我国目前储能应用场景集中于基 站储能、备用电源、电网侧以及用户侧等应用场景，磷酸铁锂电池在安全性、使 用寿命、单体容量、能量密度以及环保性上较传统铅酸电池均具有优势，而其 与三元电池相比具有的使用寿命及成本优势使其更适合我国目前电网、基站储 能为主的市场环境。目前磷酸铁锂电池平均价格已降至 0.85 元/Wh,伴随着 CTP、 刀片技术等技术迭代，锂电池成本在未来有望实现较大幅度下降，经济性的改 善将显著加速锂电池在储能领域的应用。动力电池领域，优质锂电池生产企业已率先布局储能板块，如动力电池龙头企 业宁德时代在 18 年 6 月就与福建省投资集团签约大型锂电池储能项目，计划 总投资 24 亿元，拟分三期实施，项目一期拟建设规模为 100MWh 级锂电池储 能电站，二期将扩建 500MWh 级锂电池储能设备，三期将扩建 1000MWh 级锂 电池储能设备，同时还将配套建设移动储能设备，以及移动充电设施；行业优 质企业国轩高科 2017 年 10 月在南京签署储能系统基地项目投资协议，该项目 总投资 30 亿元，利用上海电气在电力领域的资源优势，拓展分布式储能、电网 储能业务，并于 18 年 5 月中标 8MW/16MWh 扬中长旺储能电站；亿纬锂能等 优质企业也纷纷在电网储能以及基站储能领域发力。动力电池生产企业布局储 能板块，一方面有利于拓宽下游渠道，改善较为单一的业务结构，保障盈利能 力；另一方面在动力电池竞争日渐激烈局面下，储能板块未来巨大的潜在成长 空间也为动力电池企业消化产能提供了可能。优先推荐在磷酸铁锂技术路径上 积累深厚、且在储能板块具有领先优势的行业龙头企业：宁德时代、国轩高科、 亿纬锂能等。此外，由于储能应用场景收益率对于电池的单次冲放成本有较大的敏感性，而 电池循环寿命将极大程度上影响储能电池实际的单次冲放成本，因此提升电池 循环寿命也将成为未来储能电池的方向所在。新型碳纳米管导电剂相较于传统 导电剂具有导电性能好、用量少的特点，能够显著改善电池的倍率性能、循环 寿命、容量发挥等，目前已在动力电池和 3C 数码电池领域逐步得到应用，预计 其在储能领域的渗透率也将逐步得到提升。拥有核心研发能力、产品性能领先、 客户结构优异且获得资本助力的导电剂龙头公司将优先受益，重点推荐天奈科 技、道氏技术等。……（报告来源：国信证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

《储能产业研究白皮书2020》基于中关村储能产业技术联盟自主创建的全球储能项目库的数据统计和分析，发布全球和中国储能市场规模年度数据。这些数据在业内已享有一定权威性，并被国家和地方政府机构、发电集团、电网公司、能源企业、储能企业、行业组织、投资公司、业内媒体等大量引用和广泛传播。图1：国家能源局原副局长、中国能源研究学会副理事长史玉波为《储能产业研究白皮书》创刊10周年写序。图2：国家能源局监管总监李冶为《储能产业研究白皮书》题字1图2：中国工程院院士杨裕生院士为《储能产业研究白皮书》题字中关村储能产业技术联盟是中国社会组织5A级社团，是中国第一个专注在储能领域的非营利性国际行业组织。储能联盟致力于通过影响政府政策的制定和储能应用的推广促进储能产业的健康有序可持续发展。上海磊诺知识产权是一家总部设在上海，业务范围覆盖全国的优秀知识产权服务公司。本次合作重点将围绕具有自主知识产权的《储能产业研究白皮书》的市场推广展开。

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储能100人+黑鹰光伏】在深圳坪山厂区内，有两栋不起眼的别墅，因先进的低碳能源理念被比亚迪称为“未来村”。这套能源供给系统除了屋顶的太阳能发电装置和屋旁的七八座风力发电机，最核心的装置是建筑里放置的成排电池储能柜。每当艳阳高照或清风袭来，这一排排的电池会协同太阳能风电给建筑和工厂提供绿色电力。每当城市夜幕降临，储能柜便开始存储低谷廉价电能。第二天一早，当用电量和价格上涨时，电池便开始为工厂供电，帮助企业削减电费开支。2009年这个国内最早的兆瓦级锂电储能示范项目投入运营时，被看做是比亚迪继电动车之后给资本市场讲的下一个故事，也被认为是中国储能产业发展即将提速的信号。如今10余年过去了，储能更像是一个堂吉诃德式的存在。在中国特殊的电力市场环境下，商业化之旅依旧步履蹒跚。“如流浪儿般地赤着双脚走来，深感到途程上顽石棱角的坚硬”，这是国内产业发展的尴尬。刚刚过去的2020年，是产业波澜起伏的一年。疫情下的魔幻开局、不停变换的应用场景与混沌的商业模式交织在一起，储能行业上演着“冰与火之歌”。一面是火焰。急速成长的市场，新晋玩家不断入局，技术上的百花齐放让产业充满勃勃生机，储能的春风大有愈演愈烈之势。一面是海水。恶性低价竞争蔓延，标准安规缺位，安全警钟再度敲响，市场不断上演“劣币驱逐良币”现象。在从示范走向商业化大江大海的征途中，储能产业依旧存在巨大的不确定性，大多数企业不得不在在两难中继续煎熬。正如马斯克引用丘吉尔的话说：如果一定要穿越地狱，那就继续前行吧。本文分为两大部分，一是2020年储能产业的复盘述评；二是2020年储能产业十大新闻。电源侧新元年从2016年开始，“储能元年”开始在各种场合被提及。大家把过去的这一年，称之为“电源侧新元年”。此前备受争议的新能源配储能，在2020年成了多地政府明文规定的官配。其实，“新能源+储能”并非全新的赛道，在过去几年里其发展势头一直被用户侧和电网侧所掩盖，在装机规模上也只是偏居一隅。来自中关村储能技术产业联盟的报告显示，截至今年前三季度，可再生能源侧储能装机占中国已投运装机的比例已攀升至29%，而2019年这一数据仅为17.4%，增速十分迅猛。（数据：CNESA）2019年底，位于安徽省境内的华润电力濉溪孙疃风电场开启储能招标，这个装机容量10MW/10MWh的项目拉开了风光强配储能的大幕。此后，远景能源、金风科技、协合新能源、华能等公司的项目相继启动，让安徽成为年初最炙手可热的市场。（由许继电气作为PC总包的华润濉溪孙疃风储项目已于2020年中并网）事实上，安徽省内储能项目的突然启动并没有任何征兆，也未有正式的官方文件出台。“配置储能优先并网”是电网企业与新能源开发商私下达成的一种潜规则，以秘而不宣的方式在推进。有了安徽这个城墙突破口，从2020年下半年开始，各地政府和省网公司纷纷效仿，将储能写入新能源竞价、平价项目配置方案，潜规则逐渐“由暗到明”。截至年底，全国已有17个省市出台了相关文件。在上述政策引导下，“新能源+储能”招标逐渐放量。而根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）项目库的统计，截至今年前三季度，中国电化学储能新增装机533.3MW，其中三分之二来自新能源发电侧。追溯储能在新能源侧爆发的缘由，是新能源的突飞猛进与电网侧储能急刹车等多重因素累加的结果。前几年风电、光伏发电审批权的下放，导致各省突击核准了大量的项目，新能源的无序发展导致装机远超既定规划，电网的消纳能力和灵活性开始受限，在电网投资储能被叫停后，建议或“强配”储能，成为电网企业“解困”的内在逻辑。对新能源企业来说，与锁定未来20年上网补贴电价相比，加装储能更多是一种“两权相害取其轻”的“保电价”行为。2020年为风光国家补贴期限的最后一年，如果不能在年底前按时并网，无疑是一笔巨大的损失，用小投入换来大保障，这是2020年储能项目激增的催化剂。强配储能在新能源行业引起巨大争议，由于缺乏投资回收机制，成本无法疏导，新能源企业认为加装储能的权责并不对等。让储能业界担忧的是，在这种“别扭”的机制下，储能如果仅沦为开发商一次性投资并网的工具，由此带来的必然是大规模的无效投资和严重的资源浪费，某种程度上已背离产业发展的初心。电化学储能作为一个新兴产业，涉及利益主体众多。由于缺乏更高级别的政策依据，仅从电网企业、发电集团、储能设备商单一的视角和立场考虑问题，任何简单的论断都难免片面且有失公允。潜力与障碍这是一个特殊的产业时期，业界期待的顶层设计迟迟没有到来。在没有系统性的发展规划下，对于整个电网或者是电力系统来说，储能这样的新生事物在系统里究竟扮演一个什么样的角色，其价值和商业模式还需要决策者进一步认定和理顺。众所周知，电力系统向来以追求“全社会成本最低”为目标，在过去五年里，是否将电化学储能纳入整个能源体系在能源行业里充满着争议，反对的主要原因是电化学储能成本仍然偏高，电力系统是否需要如此贵的调节资源。这从侧面也说明了储能在电力系统中的担当，和电力系统所期望的角色重任还有很大差距。但电化学储能成本的快速下降正在改变人们的固有认知，2020年锂电储能系统成本已全面突破1.5元/Wh的拐点。中关村储能产业技术联盟理事长俞振华判断，当下储能成本的下降快于预期，“新能源+储能”成为主力能源的时间节点可能比过去预计的要提前到来，在顶层设计上需要调整未来10-30年的能源行业结构目标。电池企业的预测更为乐观，他们认为，随着锂电池在储能端的导入提速，到2025年铁锂PACK成本有望将至0.4元/Wh左右，届时储能系统成本有望降至1元/Wh甚至更低。（12月18日，内蒙古鄂尔多斯市鄂托克旗人民政府与国电电力内蒙古新能源开发有限公司在呼和浩特市举行4GW风光储项目签约仪式。）但对可再生能源侧等一些应用场景来说，即使储能成本再低，投资方和业主也是属于额外付出。与降本相比，建立起与储能价值相匹配的政策与市场机制显得更为迫切。应用场景从用户侧走向电网侧又涌向发电侧，收益来源单一是中国储能缺乏商业模式或盈利脆弱的主要原因之一，储能有调峰调频、削峰填谷、备用、黑启动、无功支撑、平滑可再生能源上网等多重功能，也并非某一市场主体单独受益，需要从全局的角度来衡量储能的价值。自2017年以来，国家和地方层面出台了很多文件，从电力现货、辅助服务、需求响应都列举了关于储能的相关条款，但这些文件大部分是从宏观层面鼓励储能发展，在实操性方面有待完善。眼下最棘手的问题还是储能的身份认定，没有合理的身份直接导致其在市场准入、计量、结算等方面衍生出诸多问题，让其参与电力市场沦为空谈。把储能核定为发电、用电、输电还是独立的电力资产，还有待官方给出答案。当然，电化学储能面临的有些问题不是个案，不论是抽水蓄能，气电建设，还是煤电灵活性改造，都卡在了“不赚钱”上。根据中国电力企业联合会稍早前发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，我国抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比还不到6%。其中，新能源富集“三北”地区灵活调节电源更是不足3%。中电联专职副理事长、电动汽车与储能分会会长王志轩认为，能源行业正处于急剧变革的时代，新技术、新业态的不断涌现，对行业的规划和发展都会带来新的变量。因此，储能发展的规模和路径，既需要建立起长效机制，也需要放在一个动态的环境中权衡考量。群雄逐鹿随着应用场景的变幻，产业也将进入到新一轮的“震荡期”，格局重构已经不可避免。在中远期高达千亿价值的市场前景面前，行业迭代的危机感始终存在。成本的比拼、资源的整合、技术的跃迁让产业正处于变革与创新的又一个十字路口，一场由竞争升维带来的大洗牌在所难免。这是一个大动荡的时代，同时也是一个英雄辈出的时代。2020年开年，宁德时代便开启了大手笔的增资扩产。在募资200亿、自筹100亿的总融资中，其中20亿用于电化学储能前沿技术储备研发，155亿涉及储能电池的研发与生产。（曾毓群 宁德时代董事长 ）资本市场给予宁德时代积极的回应。跨过2020，到2021年1月4日当天，宁德时代总市值一天暴涨1234亿，距离万亿市值仅一步之遥！无独有偶，另一电池巨头比亚迪也于今年宣布加速回归国内市场，除了与阿特斯、金风科技、华润、正泰进行一系列的“连横合纵”布局外，也发动了新一轮的产品攻势，在8月推出了电网级储能新产品BYD Cube，意向签约订单超过800MWh。锂电储能装机规模连续4年位居中国第一的阳光电源，始终坚持系统集成的定位，高举高打，目前海外订单已排期到2021年。在国内，阳光电源今年一举拿下了国内单体最大的光储融合项目—青海特高压基地电源配储能202.86MW/202.86MWh。从“光伏平价”到“光储平价”，阳光电源已逐渐展现出龙头公司的优势。（阳光电源董事长曹仁贤近期撰文指出：风光储氢将成为稳定、可控、安全的能源）除了这些老牌企业，凭借着后发优势和差异化战略，一批储能新势力走到了前台，尤其是风电、光伏背景的新能源公司闻风而动，开始在储能领域倾注更多的热情与精力，成为2020储能大迁徙中一抹亮丽的风景。其中，最引人瞩目的当属远景和华为，作为曾经改变风电、光伏格局的两家企业，过去十年里，远景向左进入风电，华为向右介入光伏，凭借“差异化竞争”二者迅速成长为各自领域的领军企业。风电光伏的行业玩家们已经领教过他们的能力，如今他们不约而同地在储能领域汇聚，又会刮起怎样的旋风？华为、远景们选择此时不断加码储能，显然有自己的判断和逻辑。基于新能源超摩尔定律发展的大趋势，新能源成本下降肉眼可见，经济性逐渐显现，但受限于自身的缺陷，一旦电网容量达到上限，储能就开始在实现碳中和能源系统的进程中扮演重要角色。作为可再生能源高比例应用的关键支撑技术，储能被誉为是继光伏之后的下一个超级赛道，未来可能会诞生出世界级企业，毕竟谁也不想在这个赛道上被轮空。据了解，华为已在2020年下半年推出面向户用的储能系统，将在2021年上半年大规模上市面向商用的储能系统；远景此前主打楼宇储能，全球已投运上百个储能项目，2020年正式介入大型储能领域，已中标大量风光储项目。就在不久之前，远景CEO张雷更是提出了一个大胆的目标。到2023年，远景在三北高风速地区的风电度电成本能够达到0.1元，发电侧储能度电次成本也将达到0.1元。围绕这个使命，远景上上下下正在为达到这一目标而努力。远景的优势在于，首先，旗下有中国第三大动力电池企业远景AESC，自产储能电芯可以最大限度地降低储能系统成本；其次，远景从风电起家，是中国第二大风机制造企业，在储能业务拓展上也与原有的客户相重叠；第三，未来储能的竞争，既是硬件之争，也是软件之争。（华为正在加码储能业务）通过远景的智能物联网操作系统EnOS，可以实现全球各地储能电池的连接、更精准的负荷预测和管理、更高效地响应电网侧调频调峰需求，在未来的电力交易中精确的交易策略可以大幅提高储能资产的收入。此外，从海外户用储能起家的派能科技、沃太能源，主打工商业储能的库博能源，定位系统集成的海博思创，从软件平台异军突起的万克能源，由行业元老创办的天启鸿源与钧灏电力，这些创业公司正成为一股不可忽视的力量，其中不少正在登陆IPO以期获得资本的加持，从而为自己赢得更广阔的发展空间。 如今的中国储能产业，正迎来前所未有的群雄争霸局面。此刻，企业间谁高谁低，都不能视之为定局。谁能真正攻占市场和用户，还是一个需要长期等待验证的问题。显然，华为、远景们的入局，让这个市场增加了更多的可能性。从历史来看，无论什么技术风口，都会有惨烈的竞争。对所有的储能参与者来说，这是一条无比崎岖的山路，也是一条越走越宽的黄金大道。在这个完完全全属于资金技术资源密集型的战场上，是基于成本控制、安全管理、技术创新等多维度的较量，唯有那些能够从低效益竞争对手中夺走市场份额的企业才能活下来，走下去，赢在最后。2020年新年伊始，一场由新型冠状病毒引发的战役，以一发不可收拾之势蔓延至全球，储能行业在动荡之中度过了这无比特殊的一年。回望这一整年的行业历程，不管作为企业还是个人，每个个体都面临巨大的不确定性、冲突与激荡感。从年初的停工停产到开春后新基建政策横空出世、全球可再生能源发展逆势上扬、中国提出碳中和“30·60目标”......这也是于挑战中潜藏机遇、于危机中暗合希望的一年，危机让全球认识到了绿色发展的重要性。在国内，“可再生能源+储能”成为行业发展主流，产业界各路玩家百花齐放、争奇斗艳，纷纷祭出大招争夺主导权；政府、研究机构、高等院校、资本市场纷纷跟进，储能成为成为竞相角逐的对象。此刻站在新旧交替的时间线上，过去这一年，储能领域究竟发生了哪些大事件？这些大事件后续“威力”如何？我们从年度政策、项目招投标等方面梳理出2020年储能行业较为典型的大事件，不仅记录这些不平凡的时刻，更在于为未来发展寻找到可以倾注全部的方向。新闻1：储能企业集体抗疫，助推全国复工复产 年初，新冠病毒疫情严峻，许多储能企业纷纷捐款捐物，展示了行业的社会担当。据“储能100人”统计，储能行业包括宁德时代、阳光电源、远景科技、比亚迪在内有超过20家企业累计捐款过亿元，而这些捐赠并非简单捐赠，它不仅仅只是金钱，还包括了企业千方百计利用国内外渠道抢购医疗物资，以远景、比亚迪为首的企业在春节假期供应链基本中断的情况下顽强生产口罩，用于疫情的救治和防控。一方有难，八方支援。尽管这场突如其来的疫情也会让企业的生产和经营更加面临诸多的不确定性，但这些及时的援助和捐赠，也充分反映了储能行业在中国的社会责任，展现了一个朝气蓬勃的行业该有的家国情怀。在此，除了向所有这次抗疫大战贡献了力量的医护工作者、志愿者、新闻工作者致敬外，也要向所有为这次抗疫大战贡献了力量的储能企业致敬。新闻2：“新能源+储能”星火燎原，行业冰与火2020年，储能应用场景重点从电网侧转向可再生能源并网。一场从安徽而起的“风光储”浪潮席卷大江南北，截至年底，全国已有17个省市出台了可再生能源配置储能的相关文件。可再生能源庞大的市场规模带动了储能产业回温，根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）项目库的统计，截至今年前三季度，中国电化学储能新增装机533.3MW，其中三分之二来自新能源发电侧。但由于缺乏实质性的鼓励政策导致储能成本依旧无法疏导，外加安规、标准等考核措施的缺失，储能纯粹沦为新能源企业并网的工具，价格战愈演愈烈，市场不断上演“劣币驱逐良币”现象，安全警钟再度敲响，产业走上正轨需要多方合力。新闻3：科技司成立能效与储能处，产业发展进入新阶段国家能源局科技司今年初专门成立了能效与储能处，这意味着我国储能产业与风电、光伏产业类似，在国家层面有了处级管理部门。一般来说，处级部门为中国行政管理工作的骨干和中坚，直接影响产业政策的上传下达，标志着产业发展迈入新的阶段。从2017年国家五部委联合出台的“指导意见”可以看出，十三五”储能由研发示范向商业化初期过渡；“十四五”储能由商业化初期向规模化发展转变。加强统筹，深化电力市场机制，优化调度运行机制，创新技术标准体系，开展区域试点、探索储能发展新模式等正是储能进入大规模商业化必须突破的几个关口，也是国家能源局和市场关切的重点所在。新闻4： 三部委印发储能学科发展行动计划，西安交大全球首开储能专业年初，教育部、国家发改委、国家能源局联合制定印发《储能技术专业学科发展行动计划（2020—2024年）》，通知指出储能产业和储能技术作为新能源发展的核心支撑，进一步明确了储能技术将在我国未来能源体系中扮演的角色。《行动计划》拟经过5年左右努力，增设若干储能技术本科专业、二级学科和交叉学科，推动建设若干储能技术学院（研究院），建设一批储能技术产教融合创新平台，推动储能技术关键环节研究达到国际领先水平，形成一批重点技术规范和标准，有效推动能源革命和能源互联网发展。今年7月，西安交通大学新增全球首个储能科学与工程专业并开始招生，反映出高校对于储能产业的积极拥抱姿态。在第四次工业革命的大背景下储能专业如何创办,人才如何培养,西安交通大学开启这个充满挑战的改革性探索。新闻5：两部委印发“两个一体化”征求意见稿，储能被提到前所未有的高度8月底，国家两部委发改委和能源局发布了《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》，首次向行业提出了“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”（以下简称，两个一体化）两大概念，拉开业界期盼已久的顶层设计序幕。“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，无论是发电侧还是负荷侧，都更强调论证增加储能的必要性，发挥储能的调节能力。各大发电集团先知先觉，重回“三北”，开启了新一轮的“跑马圈地”。截至目前，有央企签约“风光储一体化”项目有13个，地方政府启动及开工“风光储一体化”项目有2个，提出“风光储一体化”项目规划但没有提出具体规划目标的有3个，涉及金额数千亿元。新闻6：广东实施调频新规，火储联合调频市场踩下急刹车《广东调频服务市场规则（修订建议稿）》于2020年9月1日起执行。其中，最为关键的一项，对综合调频性能K进行修订。根据政策，规则发布当年m取值为零，第二年取值为1，这意味着新的政策将在2021年开始显现威力，广东调频收益将会大幅下降。一直以来，广东市场因“效益好、投资回收周期短”吸引了众多投资者前来掘金，分成比例也在不断走低，有些项目报出了在投资回收前与电厂“五五分”、投资回收后“三七开”的低价。如今，在这一政策导向下，这些高比例分成项目从商业模式上不可持续，可能面临违约风险，广东调频市场新一轮降温在所难免。新闻7：首批8个储能示范项目公示，引领行业走向高质量发展11月10日，历经近3个月的遴选工作，国家能源局对首批科技创新（储能）试点示范项目进行了公示，5省共有8个项目入选，其中福建、江苏、广东各2个，青海、河北各1个。能源局此前的文件强调，遴选示范项目的目的是，通过分析总结示范项目成功经验和存在问题，促进先进储能技术装备与系统集成创新，建立健全相关技术标准与工程规范，培育具有市场竞争力的商业模式，推动出台支持储能发展的相关政策法规。整体而言，此次入选项目质量较高，体现了自主创新，具有广泛代表性。主管部门意在促进先进储能技术产品应用和产业升级。对头部企业来说，有了官方背书，就是最好的广告效应。新闻8： 比亚迪储能低价中标青海光储项目，1.06元/Wh价格震撼整个储能圈11月16日，2020年青海光伏竞价项目对储能系统采购进行公示，其中比亚迪最低价中标，中标价格为1.06元/Wh。招标文件显示，此次储能系统所需全套设备的供货包括磷酸铁锂电池、PCS、BMS、EMS、汇流设备、变压器、集装箱的配套设施以及相关电力电缆通信电缆等，并负责指导现场安装、调试及相关技术服务。让业界感慨的是，2020年的储能价格没有最低，只有更低。事实上，比亚迪的个别案例并不具有行业代表性。比亚迪拥有从电池、PCS到BMS的全产业链，可以将各个环节成本压到最低，行业里大多数企业做不到这一点。新闻9：各地调整峰谷时段拉大峰谷价差，用户侧储能项目收益测算边界趋稳峰谷价差套利，是过去用户侧储能投资的主要驱动力之一。在经过几轮的电价调整后，用户侧储能价差不断缩小。以江苏为例，2018年以来多次下调一般工商业电价，每次调价后峰谷价差均在缩小，2019年各电压等级的峰谷价差较2017年7月1日下降幅度更是多达0.2元/千瓦时。临近年末，江苏、浙江、湖北、山东陆续发布最新峰谷电价规则，拉大峰谷价差。有分析认为，即便峰谷价差扩大，会让项目收益测算边界趋稳，但对用户侧储能的拉动未必显著，用户侧储能需要更多的收益来源。比如参与辅助服务、容量、需求侧响应等市场。新闻10：高层一锤定音“碳中和”，能源革命有了时间表2020年，习近平主席多次谈到新能源发展。12月12日，习近平在气候雄心峰会上发表视频讲话。并宣布了一个雄心勃勃的目标： 到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。此前的9月22日，习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表讲话。习近平在讲话中提及应对气候变化的《巴黎协定》，并表示：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。“碳中和”成为未来40年中国能源发展的主线之一，必将对电力行业未来发展带来深刻而巨大的影响。电网要容纳如此大规模的新能源，到底需要多少储能？虽然还未有相关权威机构进行测算，可以肯定的是，储能作为高比例可再生能源的支撑性技术，未来10年必将迎来大发展。免责声明：以上内容转载自黑鹰光伏，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

新京报讯（记者 朱玥怡）储能国际峰会暨展览会（ESIE）2019于5月18日－20日召开，会上中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布《储能产业研究白皮书2019》，预计到2020年底，中国储能市场的累计投运容量将达到45.16GW。中关村储能产业技术联盟官网介绍称，其是中国第一个专注储能领域的非营利性国际行业组织，致力于通过影响政府政策的制定和储能应用的推广促进储能产业的健康有序可持续发展。《储能产业研究白皮书2019》（下称“白皮书”）提出，在政策和市场的双重促动下，中国储能市场开启向规模化应用发展的新阶段。此前于2017年10月，国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（下称“指导意见”），明确了促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施。上述文件指出，近年来，我国储能呈现多元发展的良好态势，我国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。指导意见提出，未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。在指导意见之后，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》配套文件出台和落实，储能市场实现又一轮高度增长。白皮书显示，根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2018年底，中国已投运储能项目累计装机规模31.3GW，占全球市场总规模的17.3%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为29.99GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，为1072.7MV，是2017年累计投运总规模的2.8倍，新增投运规模682.9MV，同比增长464.4%。中国电化学储能市场规模的快速增长主要来源于电网侧储能项目。CNESA常务副理事长俞振华表示，这得益于国内电改所释放的政策红利和储能行业数年的积累。在《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的推动下，多批储能项目落户地方。白皮书对2019年至2023年中国储能市场规模和发展趋势做出的预测显示，截止到2020年底，中国储能市场的累计投运容量预测为45.16GW，多类储能技术将在不同的应用场景中发挥各自优势，其中物理储能方面，抽水蓄能的装机规模仍占绝对优势；电化学储能规模预计将在2022年突破10GW，2023年接近20GW。与储能产业密切相关的光伏产业去年经历了“5·31”新政，并在2018年下半年形成产业调整。储能产业亦相应迎来拐点后的发展。白皮书分析称，2018年全年，中国储能产业发展呈现出六大特点，分别为：电化学储能累计装机突破GW，迈进规模化发展阶段；电网侧储能“强势出击”；火储联合参与调频正向多地渗透；可再生能源站配置储能有望成为未来储能新的增长点；非补贴类政策重推储能市场化发展；多项储能标准出台，标准规范体系建设中。据白皮书综合归纳的中国储能市场厂商排名，2018年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商依次为：南都电源、宁德时代、中天科技、力信能源、双登集团、海博思创、科陆电子、信义电源、圣阳电源和中航锂电。其中南都电源为新增投运规模最大的储能技术提供商，宁德时代为新增投运规模最大的锂电池储能技术提供商。新京报记者 朱玥怡 编辑 徐超 校对 李立军

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】使储能技术的发展和应用成为能源转型的支柱之一。因此需要大量部署储能系统和其他灵活的可再生能源。美国加利福尼亚州计划到2030年部署装机容量达11~19GW的电池储能系统。近十几年来，随着能源转型的持续推进，作为推动可再生能源从替代能源走向主体能源的关键，储能技术受到了业界的高度关注。2019年，全球储能增速放缓，呈理性回落态势，为储能未来发展留下了调整空间。储能产业在技术路线选择、商业应用与推广、产业格局等方面仍存在很多不确定性。1、储能技术发展现状与趋势储能涉及领域非常广泛，根据储能过程涉及的能的形式，可将储能技术分为物理储能和化学储能。物理储能是通过物理变化将能储存起来，可分为重力储能、弹力储能、动能储能、储冷储热、超导储能和超级电容器储能等几类。其中，超导储能是唯一直接储存电流的技术。化学储能是通过化学变化将能储存于物质中，包括二次电池储能、液流电池储能、氢储能、化合物储能、金属储能等，电化学储能则是电池类储能的总称（表1）。当可再生能源成为市场主流之后，能源保障成为新的挑战，无论是规模化后储能技术自身的安全性与能量密度，还是灾害发生后由储能配置引发次生灾害的可能性，目前已有的各项储能技术都还达不到承担超大规模能源战略储备的水平。从能量密度角度分析，未来最具可能性的超大规模储能技术方向是纯化学储能，如氢储能、甲醇储能、金属储能等。大型能源公司在开发超大规模储能技术方面具有一定资源优势，可借此承担大部分能源安全保障任务。2、世界主要国家储能产业政策与发展情况随着新能源产业的兴起，储能应用日益受到世界各国的重视，由于各国技术发展阶段不同，储能产业政策各具特色。储能产业初始阶段，政府多采用税收优惠或补贴政策，促进储能成本下降和规模应用；储能应用较广泛时，政府通常鼓励储能企业深入参与辅助服务市场，以实现多重价值。2.1 北美以政策和补贴鼓励发展分布式储能近年来，美国各州关注储能部署。美国能源和自然资源委员会推出的《更好的储能技术法案》（BEST）修订版由一系列储能法案构成，包括2019年《促进电网储能法案》《降低储能成本法案》《联合长时储能法案》等，采购储能系统流程、回收储能系统材料（例如锂、钴、镍和石墨）的激励机制，以及联邦能源管理委员会（FERC）制定的收回储能系统部署成本的规则与流程。美国加利福尼亚州计划到2030年部署装机容量达11~19GW的电池储能系统，建议采用持续放电时间为6~8小时的锂离子电池；纽约州计划到2030年部署装机容量为3GW的储能系统；马萨诸塞州确定2025年实现装机容量达到1GW的储能目标；弗吉尼亚州明确目标，2035年部署3.1GW储能系统，2050年实现100% 可再生能源，用户必须从第三方储能系统获得超过1/3（35%）的储能容量；内华达州、新泽西州和俄勒冈州也制定了储能目标。各州还采取激励措施支持储能部署：俄勒冈州要求每家公用事业公司至少部署10MW·h 的储能系统和1％的峰值负荷；加利福尼亚州将2020年部署装机容量1325MW的目标增加了500MW，并向储能系统相关发电设施提供超5亿美元的资助，为可能受到火灾影响的区域部署户用储能系统提供1000美元/（kW·h）资助。在美国储能市场处于领先地位的各州正在审查将储能设备连接到电网的可行性，将储能系统作为未来强大电网的关键组成部分，并对互联过程中储能系统部署有明确规定，以确保灵活性和响应性。马里兰州、内华达州、亚利桑那州和弗吉尼亚州都已采取措施，在互联标准制定中解决储能系统问题。明尼苏达州、密歇根州和伊利诺伊州等就此展开了调研和对话。税收方面，美国政府为鼓励绿色能源投资，2016年出台了投资税收减免（Investment Tax Credit，ITC）政策，提出先进储能技术都可以申请投资税收减免，可以通过独立方式或并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。补贴方面，自发电激励计划（SGIP）是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一，用于鼓励用户侧分布式发电。储能也被纳入SGIP的支持范围，储能系统可获得2美元/W 的补贴支持。SGIP至今经历多次调整和修改，对促进分布式储能发展发挥了重要作用。加拿大许多地区纬度偏高，四季冰寒，储能是其保障电力供应的有效措施之一，应用比较普遍。2018年4月，安大略省能源委员会（OEB）发布规划以促进包括储能项目在内的分布式能源开发。中立管理机构独立电力系统运营公司（IESO）建议投资者重点关注能够提供多重服务的细分领域，充分发挥储能潜力。阿尔伯塔省计划在2030年实现30%的电力由可再生能源供应。2.2 欧洲主要国家储能部署已趋饱和，政策偏重引导新需求欧洲电力市场的发展方向明确：更多的可再生能源、更便宜的储能系统、更少的基本负荷，热力和运输领域实现电气化。2019年，欧盟17个成员国成功实现电力网络互联。对部署天然气和柴油峰值发电设施的审查更加严格，储能系统部署备受青睐。补贴和光伏是欧洲储能产业发展的最大推手。为了给可再生能源介入日益增高的欧洲电网做支撑，德国、荷兰、奥地利和瑞士等国开始尝试推动储能系统参与辅助服务市场，为区域电力市场提供高价值服务。随着分布式光伏的推广，欧洲许多国家以补贴手段扶持本地用户侧储能市场，意大利实施了补贴及减税政策。欧盟制定了欧洲能源目标，旨在2050年实现“净零”温室气体排放，因此需要大量部署储能系统和其他灵活的可再生能源。到2040年，欧洲将拥有298GW的可变可再生能源发电能力，这需要装机容量为118GW的灵活性发电设施来平衡系统波动，储能将在其中起到重要作用。欧洲在储能部署上先行一步，并获得巨大成功，频率响应和其他电网服务已基本得到满足，当前欧洲储能市场接近饱和，储能发展放缓。德国政府高度重视能源转型，近10年一直致力于推动本国能源系统转型变革。为推动储能市场发展，德国采取一系列措施，包括逐年下降上网电价补贴、高额零售电价、高比例可再生能源发电，以及德国复兴信贷银行提供的户用储能补贴等。2017年，为了鼓励新市场主体参与二次调频和分钟级备用市场，市场监管者简化了参与两个市场的申报程序，为电网级储能应用由一次调频转向上述二次调频和分钟级备用等两个市场做准备。此外，德国政府部署了大量电化学储能、储热、制氢与燃料电池研发和应用示范项目，使储能技术的发展和应用成为能源转型的支柱之一。例如，位于柏林市区西南的欧瑞府零碳能源科技园区，占地面积5.5×104m2，共25幢建筑，建筑面积约16.5×104m2，园区80％~95％的能源从可再生能源中获得，采用了一系列先进的智能化能源管理，具体包括光伏、风电、地热、沼气热电联产、储热储冷及热泵等多能联供模式，无人驾驶公交车和清扫机器人、无线充电及智能充电等高新技术，获得LEED能源性能标准认证及铂金评级的低能耗绿色建筑，提供灵活性的储能电站和智能管理负荷的微电网等。整个园区成为集低碳城市理念展示、科技创新平台为一体的产学研一体化的新能源和低碳技术产业生态圈，智慧能源与零碳技术有机融合，2013年获“联合国全球城市更新最佳实践”奖，成为德国能源转型的创意灵感象征。2016年以来，英国大幅推进储能相关政策及电力市场规则的修订工作。政府将储能定义为其工业战略的一个重要组成部分，制定了一系列推动储能发展的行动方案，明确储能资产的定义、属性、所有权及减少市场进入障碍等，为储能市场的大规模发展注入强心剂。英国政府提议，降低准入机制，取消装机容量50MW以上储能项目的政府审批程序，消除电网规模储能系统部署的重大障碍。另外取消了光伏发电补贴政策，客观上刺激了户用储能的发展。2.3 亚洲主要国家储能分散部署为主，政策与补贴关注户用与交通储能亚洲储能项目装机主要分布在中国、日本、印度和韩国。2016年4月，日本政府发布《能源环境技术创新战略2050》对储能做出部署，提出研究低成本、安全可靠的快速充放电先进电池技术，使其能量密度达到现有锂离子电池的7倍，成本降至1/10，应用于小型电动汽车使续航里程达到700km以上。日本政府除了对户用储能提供补贴，新能源市场的政策导向也十分积极。例如，要求公用事业太阳能独立发电厂装备一定比例的电池以稳定电力输出，要求电网公司在输电网上安装电池以稳定频率，对配电网或微电网使用电池进行奖励等。为鼓励新能源走进住户，又要缓解分布式太阳能大量涌入带来的电网管理挑战，日本政府采用激励措施鼓励住宅采用储能系统，对实施零能耗房屋改造的家庭提供一定补贴。中国的储能产业虽然起步较晚，但近几年发展速度令人瞩目。据伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）预测，到2024年，中国储能部署基数将增加25倍，储能功率和储电量分别达到12.5GW和32.1GW·h，将成为亚太地区最大的储能市场。政府在储能领域的积极政策激励是促进行业快速发展的主要原因，也是储能部署的主要推动力。印度2022年智能城市规划中，将可再生能源的装机目标增加到175GW。为此，政府发布光储计划、电动汽车发展目标、无电地区的供电方案等。很多海外电池厂商在印度建厂，印度希望不断提升电池制造能力，陆续启动储能技术在电动汽车、柴油替代、可再生能源并网、无电地区供电等领域的应用。韩国持续推动储能在大规模可再生能源领域的应用，政府主要通过激励措施，例如为商业和工业用户提供电费折扣优惠等方式，支持储能系统部署。免责声明：以上内容转载自新中国能源网，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