储能市场调研

（报告出品方/作者：中信建投证券，杨藻、张亦弛）一、从需求出发，储能的作用和过往1、能量存储，用途几何？物质、信息和能量是人类文明的三大载体，记录着人类文明进步的历史进程。除了创造、应用的需求外， 笼统来说，这三者也都有存储待用的需求。能量存储的需求分类方式较为繁杂。按照对电力系统的作用（事实上也可以包括对热网等的作用，相对重 要性一般），或者按照规模、存储时间、响应时间等使用指标的分类方法相对较为通行。从对电力系统的作用来说，储能设备可以安装于电源侧、电网侧或用户侧，发挥削峰填谷，供应容量，调 频，充当备用电源，稳压，黑启动等等功效，可以改善电能质量，提升电网稳定性，甚至在某些特殊条件下供 电。从使用指标看去，储能技术的评价体系（也是储能应用的使用性能指标集合）包括了能量、功率、效率、 寿命、规模、存储时间、自放率、成本、技术成熟度、环境影响等等。在不同的场合，需求的权重也有所不同。储能技术已经可以在能源系统中发挥一定作用，但是尚不足以满足所有的实际需求。2、过往应用，抽水蓄能为主，电化学崭露头角截止目前抽水蓄能和以锂离子电池为代表的电化学储能是储能技术应用相对广泛的技术类型（但是细分技 术路线仍然存在变数，本报告暂不作具体讨论）。根据中关村储能联盟（CNESA）统计，截至 2019 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 184.6 GW，同 比增长 1.9%；其中抽水蓄能累计装机占比最大，为 92.6%，同比增长 0.2%。其次为电化学储能，累计装机规模 9520.5MW，占比 5.2%；在各类电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大，占电化学储能装机规模的 88%， 装机规模达 8453.9MW。同样根据中关村储能联盟统计，截至 2019 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 32.4GW，占全球市场 总规模的 17.6%，同比增长 3.6%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 30.3GW，同比增长 1.0%；电化学 储能的累计装机规模位列第二，为 1709.6MW，同比增长 59.4%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计 装机规模最大，为 1378.3MW。2020 年新增投运容量 2.7GW；其中，抽水蓄能新增装机 1.2GW，电化学储能新 增投运容量首次突破 GW 大关，达到 1083.3MW/2706.1MWh（2020 年数据尚未最终确认）。二、信息革命，5G 基站的短中期储能需求1、5G 技术，走入身边的万物互联移动通信技术起源于 20 世纪 80 年代的美国，几乎每十年升级一次。从 1G 到 5G，人们从通话一步步走入 后移动互联网时代，走入万物互联的信息世界。正如 4G 以其相对的高性能使得移动互联网时代形成，5G 技术进一步提升了速率、频谱效率、空间容量、 移动性能、网络能效等技术指标，有望满足移动互联网的高速上网等体验需求，产业互联网的高可靠、低时延、 大连接等需求，最终为超高分辨率视频、云游戏、云 VR/AR，智能驾驶、智能制造、能源互联网等等提供技术 支持。基站（公用移动通信基站）是移动设备接入互联网的接口设备是指在一定的无线电覆盖区中，通过移动通 信交换中心，与移动电话终端之间进行信息传递的无线电收发信电台。不同代际通信技术的基站有明显区别。和 4G 基站相比，5G 基站的频段较高，可能的链路损耗也高，信号覆盖范围小；5G 基站的计算功耗更高， 使得其电耗也更高。这一方面增加了潜在的基站数量需求，一方面也增加了单个基站的电耗。 根据工信部《2020 年通信业统计公报》：我国 4G 基站总数达到 575 万个，城镇地区实现深度覆盖。5G 网 络建设稳步推进，按照适度超前原则，新建 5G 基站超 60 万个，基站总规模在全球遥遥领先。全部已开通 5G 基站超过 71.8 万个，其中中国电信和中国联通共建共享 5G 基站超 33 万个，5G 网络已覆盖全国地级以上城市 及重点县市。5G 基站建设如火如荼。2、5G 基站备用电源，短中期的锂电储能爆发为了保证极端条件下的基站用电，避免主供电系统无法工作时基站断电失效，通信基站需搭配备用电源。 5G 基站备用电源需满足一定功率（典型值接近 3.7kW）和时长（典型值 4 小时）的用电需求（则典型值 14.8kWh）， 而且有体积、散热等方面要求。5G 时代，基站备用电源的最优选择是磷酸铁锂电池。根据鑫椤资讯统计，2020 年磷酸铁锂电池统计产量 14.2 万吨；有 49%的磷酸铁锂正极用于动力电池，还有 28%的磷酸铁锂正极用于储能电池，即 2020 年有 3.97 万吨磷酸铁锂用于储能电池制造。1GWh 铁锂电池约需消 耗 2500 吨铁锂正极，所以 2020 年用于储能的铁锂电池规模约 16GWh。另根据中国证券网，2020 年我国铁锂动 力电池销售 30.8GWh，数据相互印证程度较好。综合上述信息，2020 年我国新建、改造的 5G 基站备用电源约需 10GWh 磷酸铁锂电池，事实上超过了所有 其他储能用途的总和（如根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2020 年我国电化学储能增量为 785.1MW；前述中关村储能联盟统计，电化学储能新增投运容量首次突破 GW 大关，达到 1083.3MW/2706.1MWh）。 至 2025 年底，如中国的 5G 基站建设规模达到 500 万个（尚不及 2020 年底的 4G 基站），则对磷酸铁锂电池的 需求将达 74GWh；如部分 4G 基站的铅酸电池逐步替换为铁锂电池，则还可能带来 20GWh 级别的电池用量增 量，使得铁锂储能电池备用电源的累计规模接近 100GWh。三、能源革命，储能的星辰大海1、能源革命，“人类命运共同体”最佳诠释《巴黎协定》是 2015 年 12 月 12 日在巴黎气候变化大会上通过、2016 年 4 月 22 日在纽约签署的气候变化 协定，该协定为 2020 年后全球应对气候变化行动作出安排。《巴黎协定》长期目标是将全球平均气温较前工业 化时期上升幅度控制在 2 摄氏度以内，并努力将温度上升幅度限制在 1.5 摄氏度以内。同年 9 月 3 日，全国人大常委会批准中国加入《巴黎协定》，成为完成了批准协定的缔约方之一。全球主要经济体中，美国曾短暂退出《巴黎协定》，并在 领导人更迭后重新加入。 从碳中和时间上比较，欧美 2050 年碳中和，中国约 2060 年碳中和，时间差仅有约 10 年；从自碳达峰到 碳中和的时间跨度比较，欧美约 50-70 年，中国约 30 年，大幅低于先发发达经济体。 虽然仍然存在一定争议，但是努力控制碳排放、尽力限制全球气温上升幅度，对全人类而言是利大于弊的 选择。首先，剧烈的气温升高将给人类文明以重创。约 12 万年前温暖的伊米亚间冰期，海平面比当前高 6-9 米， 当时仅有部分极地冰盖融化，即可造成淹没全球关键城市（如上海海拔 4.5 米）的严重后果。倘若极地冰盖完 全融化，大量陆地面积将不复存在，考虑到沿岸重点城市的核心地位，全球主要经济体都近乎面临致命打击。其次，一定程度的气温升高即可破坏碳循环的长期平衡，并引发气温进一步升高的“自加速”过程。其主 要原因包括冻融湖、冻土带和深海的重要温室气体甲烷释放、海水温度升高造成的温室气体二氧化碳溶解度下 降等。第三，人类活动和一定程度的气温升高、温室气体排放强关联。 一方面，从约 10000 年的时间尺度来看，工业化之前地球气温变化速率相当平缓，而工业化之后气温出现 了显著上升；从更长的约 80 万年的时间尺度来看，除工业化之后的短暂时间（甚至是 20 世纪之后的短暂时间） 以外，地球气温都是在一个较稳定的范围内波动的。另一方面，从 100 年左右的近世时间尺度来看，太阳辐射变化不大，但是太阳辐射和地球气温变化出现了 明显的背离，温度变化曲线显著“跑赢”了太阳辐射变化曲线。这种背离是客观存在的，而高速的气温升高的 最佳解释方式仍然是人类活动。此外，气候变化、海洋酸化等还可能引发大范围物种灭绝。最后，即使上述所有论述都基于“可能性”，“全球变暖雷霆雨露俱是天恩和人类活动无关”、“五岳陵霄四 海亘地藏排纳放无损高深”，全球变暖对人类社会的负面影响本身也值得全人类，以某种形式对其加以应对。总之，碳排放引发气候变化、威胁人类文明的概率不低、赔率很高。努力遏制这一势头事实上理性、务实。从碳达峰到碳中和体现了“共同但有区别”的减排责任，体现了我国的大国担当。为了达成此目标，我国 的一次能源结构也将经历显著变化：可再生能源必须取代化石能源，成为一次能源的主要组成部分。清华大学 气候变化与可持续发展研究所、落基山研究所等 2020 年发布的最新研究有类似的结论（但是在 2050 年净零预 设条件、能源消费总量等方面二者有一定分歧。考虑到有关研究的前瞻程度，分歧是可以理解的）。我们同时还认为，以高比例可再生能源广泛应用、碳排放达峰并逐步降低乃至净零为关键特征之一的能源革命，是为人类谋福祉的重要手段。为人类谋福祉-控制气温升高幅度、应对气 候变化-推动能源革命、大规模高比例应用可再生能源的逻辑链条坚实可靠。2、高比例可再生能源发电，储能助力日内平衡和长时间平衡我国具备丰富的风、光可再生能源资源。据发改委能源所等研究，我国年太阳辐射超过 5000MJ/m2，年日照小时数超过 2200 小时的土地面积占全国土地面积的 2/3，安装 2500GW 光伏发电设备仅需要 8 万平方公里土 地，占中国国土面积的 0.8%。同样据估算，在中国所有风力资源超过 300W/m2 的地区中，100 米高度的陆上可 用风能总储量约为 3400GW；在水深 5-50 米的海域中，100 米高度海上风能资源总量达到 500GW。再考虑到水 电、核能和生物质能源等，事实上资源端我国有能力供应高比例可再生能源（电力）；再考虑到用能端的高度电 气化，可再生能源电力规模爆发将是碳达峰和净零排放目标得以实现的核心条件。同时，光伏、风电等可再生能源发电形式的平准化发电成本、初始投资成本等都将进一步下降，使得二者 进一步体现出竞争优势。但是，光伏、风电等可再生能源的波动性、间歇性相当程度上阻碍了其和负荷的有效匹配，提高了高比例 大规模并网的难度。对光伏而言，日内出力受到日照条件、天气影响；更长时间尺度的出力具备一定规律性，但仍不稳定。夏 季和冬季的发电特性区别明显。对风电而言，日内出力表现具有极大的随机性；更长时间尺度的出力具备一定规律性，也仍不稳定。储能系统不同程度上具备平滑可再生能源出力、使其和负荷相匹配的能力。 首先，储能系统的高频响应能力可以满足电力系统频率调节的需求；能量时移、削峰填谷能力可以满足电 力系统日内调节的需求。将时间尺度拓展至星期级别，储能系统的能量时移、削峰填谷能力同样可以满足能量平衡需求。 将时间尺度拓展至季节级别，虽然储能效率不可避免地有一定程度的下降，但是储能仍然具备一定调节能 力。所以，储能是高比例可再生能源并网的关键助力之一。3、中国&全球，储能规模估计短期，储能规模的增长和储能助力可再生能源消纳、储能参与辅助服务等内容相关，其规模和节奏尚无明 确规划，但各方关注与动作逐渐提高、加强。2021 年初，国家电网表示，未来 5 年，国家电网公司将年均投入 超过 700 亿美元，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。 国家电网公司一方面通过大范围联网，扩大新能源消纳范围；另一方面推进抽水蓄能与储能建设，提高系统灵 活调节能力，目前国家电网公司在运在建抽蓄电站 51 座，容量达 6300 万千瓦。同样在 2021 年初，青海省对“新 能源＋储能” 、“水电＋新能源 + 储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时 0.10 元 运营补贴，同时，经该省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池 60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增 加每千瓦时 0.05 元补贴。我们援引中关村储能联盟的研究结果，保守场景、理想场景下，电化学储能装机规模（基本假设为电化学 储能是储能规模提升的主体）分别约为 15GW 以上和接近 24GW。同时，短期的储能装机规模增速不确定性较 大。中长期，我国长期储能规模的爆发必然依赖于高比例可再生能源电力风电、光伏的应用，所以风光的实际 规模变化情况就是储能规模估计的关键点。“达峰”时段，根据 2020 年 12 月 12 日在气候雄心峰会上通过视频发表的题为《继往开来， 开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话内容，2030 年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比 2005 年下 降 65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。“净零”时段，据落基山研究所 2020 年的研究报告 China 2050: A fully developed rich zero carbon economy 估计（现在尚无 2060 年净零排放的权威研究，考虑到同样是净零排放研究且 2050 年也仅为指引，采用 2050 年 的有关估算数据也不失其一般性），净零排放情景下中国主要工业门类将以不同方式脱碳。化石燃料剩余占比很 小，电力、氢能、生物质、氨、合成燃料、工业废热、太阳能热等是主要的中端用能需求，而规模以电能为最。 直接使用、制氢和氨相关的用电量达到总用电量的 70%。具体到终端电力消费，直接用电是主流，氢、氨等化学能-二次电力应用也是重要的组成部分，二者总量超 过 14 万亿千瓦时（即 1.4 万 TWh）。与终端用能相应，一次能源结构届时也将发生重要变化。可再生能源成为主流，风光合计占比约为一次能 源生产的接近 50%（如果能源强度提升，则二者占比合计可能更高）。水电、核电等也具备了重要地位，除此之外的零排放能源还有生物质。煤、油、气总占比急剧下降（其排放通过碳汇/碳捕集等手段加以平衡）。14 万亿千瓦时年用电量对应的发电装机量约为 7000GW，其中风光装机量约为 5000GW，占总装机量的约 70%。值得注意的是，发电侧储能的装机量有约 500GW。届时，夏季的主要一次电力供应是光伏，冬季的主要一次电力供应是风电；核电提供基荷。随风光装机占比提升，储能的实际渗透率需求也提升。我国 2030 年碳达峰时，因为仍有大规模火电的实 际应用，所以储能装机主要满足日内、周内需求较合理。本世纪中叶以后碳中和时，储能除满足日内、周内需求外，还需要满足跨季节需求。车网互动，生物质发电调峰，氢/氨和电网互动，需求侧响应等等可对日内/周内 级别的电力系统平衡发挥重要作用；生物质、氢/氨等本身也是跨季节储能的重要载体。限于边界条件的巨大不 确定性，本报告不计算车网互动，生物质发电调峰，氢/氨和电网互动，需求侧响应等对满足日内/周内级别的电 力系统平衡的影响，而区分谨慎/乐观情景对可再生能源规模对应的储能渗透率-储能装机进行估计。不失一般性，我们以我国 2020 年的电化学储能装机为计算起点，假设 2030 年我国风光装机规模总量达到 1200GW，且年规模增加值稳定；2050 年风光装机规模总量达到 5000GW。我们以 2020 年底的电化学储能装机 作为起点，假设 2021-2025 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 5%（谨慎）或 10%（乐观），储能时长 为 1 小时（谨慎）或 2 小时（乐观）；2026-2030 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 10%（谨慎）或 20% （乐观），储能时长为 2 小时（谨慎）或 3 小时（乐观）；2031-2050 年的风光装机增量对应储能的容量百分比为 20%（谨慎）或 40%（乐观），储能时长为 3 小时（谨慎）或 4 小时（乐观）。由此估计，谨慎情景下，至 2030 年达峰储能装机规模约 50GW/90GWh 以上；至本世纪中叶以后净零储能装机规模约 800GW/2.3TWh 以上。乐观情景下，至 2030 年达峰储能装机规模约 100GW/270GWh 以上；至本世纪中叶以后净零储能装机规模 约 1.6TW/6.3TWh 以上。如果可再生能源装机超预期，则储能规模应也有超预期可能。比如，按照 25%的非化 石能源目标倒推，再考虑到核电和水电提升空间是有限的，2030 年风光装机有可能达到 16 亿千瓦以上，平均 每年装机超过亿千瓦。那么储能配套规模就可能在我们估计的情景下进一步提升。落基山研究所估计的达峰储能装机规模约 500GW，仅考虑发电侧，所以和我们的估计并不矛盾；电网侧的 储能可以起到调峰和综合辅助服务等作用，二者都是未来储能装机的重要组成部分。总体而言，如果储能应用的技术类型为电化学储能（暂时不妨进一步假设为锂离子电池），则到 2030 年其 总规模也不及新能源车所用动力电池的规模；到净零时段，如果中国新能源汽车保有量 3 亿辆，单车带电量 60kWh，则动力电池保有量规模在 18TWh，仍然数倍于储能电池。但是不可否认，储能电池在日内-周内电力系 统平衡方面即有较大可能为电池市场贡献相当增量，未来其规模可能是仅次于动力电池市场的第二大市场（但 是不是锂离子电池始终为市场和实际应用所青睐尚需进一步研究）。跨季节储能的规模则直接援引落基山研究所的研究结果。相当于 4.4 亿吨标煤的生物质能，每年 8100 万 吨的氢能等，都将发挥跨季节储能的重要作用（且并不止于此）。全球方面的估计情况更为复杂，除户用储能市场年约 10GWh 并且有能力保持较高增速外，其他储能市场 的规模化节奏难于直接估计。这里，我们直接援引《欧洲 2030 电池技术路线图》、以及彭博对储能规模的有关研究。《欧洲 2030 电池技术路线图》估计，到 2030 年，全球储能电池年装机规模在 200GWh 以上（累计规模不妨假设在 800GWh 左右，如果电池储能是主要增量贡献者，则和我们对中国的乐观情景估计大体上可相互印证；如果该路线图对电池总量的估计偏谨慎，则储能电池实际规模还有可能更高）彭博估计，到 2050 年，全球储能累计装机规模将达 1600GW 以上（并未假设净零，所以碳排放的严格限制 事实上可以推高此估计）。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'】北极星风力发电网讯:一、新能源发展情况1、现状新能源装机规模持续扩大，产业布局不断优化。截至2018年底，全国风电、太阳能发电装机容量分别达到1.84、1.74亿千瓦，占全国总发电装机容量的9.7%、9.2%，比上年分别提高0.5、1.9个百分点。全国海上风电累计装机容量444.5万千瓦，占风电总装机容量的比重为2.4%，比上年提高了0.7个百分点；分布式光伏发电项目累计装机容量5061万千瓦，同比增长70.7%。新能源发电量稳步增长，利用水平连续提高。2018年，全国风电、太阳能发电量分别为3658、1769亿千瓦时，比2017年分别增加20.1%、50.2%；占全国总发量的5.2%、2.5%，比上年分别提高0.5、0.7个百分点。全国平均弃风、弃光率分别降至7%、5%，比2017年降低了5.3、2.8个百分点。2、政策2019年以来，随着《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》《关于完善风电上网电价政策的通知》《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》等文件的相继出台，新能源高质量发展的目标引导、消纳保障、建设管理和上网电价等方面的机制日趋完善，风电和光伏发电开始从标杆电价阶段过渡到平价和竞价阶段，市场在资源配置中也开始发挥越来越重要的作用。目前，我国已逐步形成包括发展规划、市场监管、产业激励、技术规范、并网消纳、电价与补贴、税收减免、金融服务及其他辅助支持政策等在内的较完整的新能源政策法规体系。二、储能发展情况1、现状截至2018年底，全国已投运储能项目累计装机规模3130万千瓦左右（居全球首位），同比增长8.2%。其中，电化学储能累计装机规模107.3万千瓦，同比增长近2倍，三年平均年增速达到94.7%；其占全国已投运储能项目累计装机规模的比重为2.4%，较2017年上升了1.1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规模最大，为75.9万千瓦，占全国电化学储能累计装机规模的70.7%。2018年，全国新增投运储能项目的装机规模为2.4GW，其中电化学储能占比近三分之一，约为28.5%。2、政策储能政策可分为直接类与间接类。直接类政策主要有国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）、国家发展改革委、国家能源局等四部门联合印发的《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》（以下简称《行动计划》）等。其中，《指导意见》是中国储能产业的第一个指导性政策，针对储能技术与产业发展过程中存在的政策支持不足、研发示范不足、技术标准不足、统筹规划不足等问题，提出了未来10年中国储能技术和产业的发展目标和重点任务，要求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。《行动计划》则是对《指导意见》的进一步落实，给出了储能技术研发、政策落实、示范应用以及标准化等方面的工作措施，是实现储能第一阶段的具体安排，为下一阶段指明了方向。储能间接支持类政策主要包括能源发展规划类政策（从技术研发创新和技术推广应用两方面对储能发展提出要求，如“十三五”规划等相关文件），电价类政策，新能源发展类政策，新能源汽车类政策等。其中，新能源发展类政策通过鼓励配套建设储能装置在一定程度上推动了储能的发展。电价类政策是直接与储能盈利模式相关联的政策，主要有辅助服务补偿（市场）机制、峰谷分时电价政策、两部制电价、需求响应补贴激励等，如各区域“两个细则”、地方电力辅助服务市场交易规则等，明确了储能参与市场的主体身份以及补偿方式；又如新修订的明确了电储能设施费用不得计入输配电定价成本的《输配电定价成本监审办法》。3、商业模式在当前的政策环境下，我国储能的商业运营模式主要可归为三类：基于电力辅助服务市场的商业模式，基于峰谷电价差套利的商业模式和间接盈利的商业模式。此外，通过创新模式和理念，个别省份探索性试点开展基于区块链的“共享储能”商业运营与交易模式的研究工作。基于电力辅助服务市场的商业模式在发电侧主要指火储AGC联合调频，以火电企业为辅助服务提供及费用结算的主体，储能在火电企业计量出口内建设，协同跟踪调度指令提高AGC调节性能并联合计量，以获得补偿收益，补偿标准按照各地辅助服务规则执行。在电网侧主要是储能通过“经营性租赁”或“合同能源管理+购售电”等运营途径提供削峰填谷、调频、备用等辅助服务。在用户侧主要是储能通过需求侧响应提供电力辅助服务。基于峰谷电价差套利的商业模式主要是用户侧储能利用分时、实时、尖峰电价等政策，合理错峰用电，降低电力使用成本，通过峰谷电价差套利。间接盈利的商业模式主要有在新能源电站安装储能以平滑功率波动，减少新能源预测偏差考核费用，减少弃限电带来的发电收益损失，间接提升企业经济效益。通过加装储能设施延缓区域配电网扩容，节省电网建设费用，间接提升电网经济效益。用户侧基于两部制电价的激励，安装储能以减少最大用电需量，降低基本电费，间接提升用户经济效益。探索性的商业模式主要有共享储能，是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合，由电网来进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放，可以有效缓解清洁能源高峰时段电力电量消纳困难，实现了在服务模式和技术应用上的创新。三、主要问题1、新能源一是“双弃”压力仍在，新能源消纳问题依然不容忽视。部分地区仍存在较突出的新能源消纳困难，2018年，弃风主要集中在新疆、甘肃、内蒙古，弃风率分别为23%、19%、10%；2019年上半年，新疆、甘肃、内蒙古的弃风现象仍较为严重，弃风率分别为17.0%、10.1%、8.2%。弃光主要集中在新疆和甘肃，2018年新疆、甘肃弃光率分别为16%、10%；2019年仍远高于全国平均值，分别为11%、7%。二是灵活性资源不足，电力系统灵活调节能力有限。截至2018年底，我国发电装机容量达到19亿千瓦，其中风电、光伏发电等新能源装机占比达到19%，但抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比仅不到6%，远低于美国（49%）、西班牙（34%）、德国（18%）等发达国家。三是补贴缺口不断增大，部分新能源企业资金链断裂。根据财政部《2019年中央财政预算》，2019年可再生能源电价附加支出预算数为866.1亿元，而目前国内新能源补贴缺口已达2000亿元左右；龙源电力、华能新能源、大唐新能源等公司的新能源补贴欠款均在100亿元以上，但今年出台的新政策主要解决的是新增新能源项目的补贴问题，未考虑存量新能源项目的补贴问题，补贴需求仍将继续增长。2、储能一是可持续市场模式有限，投资风险增加。发电侧储能的火储联合调频应用模式方面，参与调频的主体仍是火电机组，且投资回收具有不确定性。电网侧储能项目大都由电网系统内企业作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，但由于目前电储能设施的费用不得计入输配电定价成本，储能项目投资费用无法得到疏导。用户侧储能收益方式尚难以摆脱峰谷价差依赖，由于储能设备前期投入较大、收益来源单一，成本回收周期较长，尤其是近两年的降电价措施进一步延长了投资回报周期。二是技术仍待突破、成本仍需下降。综合而言，电化学储能技术中，除铅酸电池外，我国其他电池储能技术的成本与商业化应用仍存在一定的差距。三是安全事故频发、标准亟需完善。电化学储能技术路线和技术产品众多，但尚没有哪种技术能够完全满足循环寿命长、可规模化大、安全性高、经济性好和能效高等五项储能关键应用指标。我国虽已出台数部储能相关标准，但体系建设仍不完善，在储能项目建设方面，消防、土地、环保、交通等部门对储能项目建设的相关审批要件缺乏认定标准。在项目运行方面，技术、运行和安全管理方面标准不完善，相关管理规定和办法亟需出台。具体到安全性方面，主要体现在系统风险识别与评估要求的缺少、BMS功能安全评估的缺失、BMS未结合系统进行整体评估，在外壳、保护接地、端子和线缆、文档信息以及其他关键组件的要求上缺乏详细的规范或明确的指引等。四是激励机制不足、政策仍需完善。虽然东北、新疆、福建、甘肃、安徽、江苏等地区均提出电储能可作为独立的市场主体参与调峰、调频等电力辅助服务交易，但是独立储能电站并网的相关调度策略和技术规定、电力系统接入标准、储能系统的充放电价格、独立计量和费用结算等方式都尚无明确规定，仅在广东进行了试点。四、展望一是新能源规模布局不断优化，利用水平持续提高。初步预测，到2025年，全国风电、太阳能发电装机容量将分别达到3.5亿、3.4亿千瓦，占全国总装机容量的比重分别为12.7%、12.4%。2030、2035年，全国风电、太阳能发电装机容量将分别同时达到5.0亿千瓦和7.0亿千瓦，占全国总装机容量的比重分别为15.1%和18.4%。到2025、2030、2035年，风电发电量将分别达到7350亿、11000亿、15400亿千瓦时，占全国总发电量的8.0%、10.5%、13.5%；太阳能发电量将分别达到4121亿、6060亿、8484亿千瓦时，占全国总发电量的4.5%、5.8%、7.4%。二是新能源建设成本持续降低，补贴退坡步伐加快。风电方面，“三北”、福建、河北、山东、广西、江苏、浙江等地区由于风能资源条件优越，风电建设成本和非技术性成本较低，预计2020年可以实现无补贴上网。太阳能发电方面，河北、四川、山东、辽宁、内蒙古、青海、黑龙江、吉林等省份，由于资源条件优良、建设成本和非技术成本较低，预计集中光伏电站2020年可以实现平价上网。三是储能作用持续增强，发展前景光明。据相关研究测算，到2035年，全国储能装机规模将达2亿千瓦，其中抽水蓄能装机将达到1.5亿千瓦，电化学储能等其他形式储能装机规模将达到5000万千瓦；至2035年，储能可增加新能源消纳电量2100亿千瓦时。四是电池储能成本加速下降，但短期内无明显优势。据初步估计，到2025年，电化学储能电池度电成本将下降至少30%～40%左右或更高，度电成本将低至0.36～0.86元/千瓦时之间或以下，但短期内仍无法全面与其他电源相竞争。五、政策建议一是以更宏观的视角审视储能定位，评估储能在电力系统中的综合作用，做好储能在各环节的布局与配置。储能问题需要通观全局进行把控，需要站在能源转型、各类能源品种平衡的角度审视储能定位。建议综合评估储能在发电侧、电网侧、用户侧发挥不同作用的市场潜力及效益，制定储能技术发展路线图，将各类储能列入能源电力规划，从空间、规模、技术等方面给予政策引导，科学做好储能在电力系统各环节的布局与容量配置，同时由市场来合理调节。二是强化扶持，完善体制机制，促进储能在各领域发展。从电源侧储能的发展场景看，需要警惕考核细则变动给火储联合调频市场中已有项目带来的风险，提防零和游戏下的恶性竞争问题。光伏配套储能的发展潜力大，从行政许可法的要求看，不宜强制要求现有新能源企业加装储能设施，可以从鼓励、优化新能源出力等方面给予加装储能的新能源电站更多优惠政策；对于新建新能源项目，一是鼓励各个地方根据实际情况，给予新能源项目配套储能装置专项补贴、储能项目初装补贴或者度电补贴，二是建议研究新建新能源配套储能装置打捆项目整体纳入新能源补贴的可行性。从电网侧储能的发展场景看，储能的各种作用价值在电网系统中都可以实现，电网侧储能仍是储能重要的发展方向之一，但电网企业发展储能需要进行监管，既要发挥电网企业建设运行储能的各项优势，也要兼顾市场的公平性，如在对电网安全极端重要的领域可由电网企业来投资建设储能，其它领域可放开市场、公平竞争，且需要系统研究电网侧储能监管机制及价格疏导机制。一方面，建立区域内各相关单位共同参与决策和协调的机制，对新建及现有电网侧储能项目的全流程进行监管。另一方面，在公正、公平的基础上，引导社会各种资本投资电网侧储能系统，在此基础上建立市场机制进行价格疏导。从用户侧储能的发展场景看，需持续关注电价政策、电力市场建设等对利用峰谷电价差的储能应用模式的影响。此外，对于具有新能源发电、储能作用的光热发电技术应给予更多的关注和支持。三是稳步推进现货市场、辅助服务市场等市场化机制建设，加快储能参与电力市场的进程。“还原能源的商品属性”是电力市场改革的核心要义，开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥储能反映电能特定时间、特定空间价值等优势的舞台，须通过完善辅助服务市场、现货市场等市场化机制，形成储能参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的市场价格等。当前，应通过电力市场、两部制电价等方式率先解决可靠性高、经济性好的抽水蓄能价格疏导问题。四是科技创新，提升自身技术水平，促进储能行业高质量发展。不断提高储能的安全性、经济性、可靠性和寿命是当前除抽蓄外其他储能技术最紧迫的任务。针对发电侧储能的特定需求，开发高能量密度、高转换效率、长寿命、高安全性能、单体大容量的新型储能技术，以降低储能系统的应用成本。加大力度破解储能系统安全问题，研究优化电化学储能系统拓扑结构设计，解决多电池串并联失稳等问题。开发高准确度的监测和控制技术，实现储能系统的优化运行和状态预测，以提升储能的技术经济性。同时，基于电力市场化改革，因地制宜、充分利用区域性的市场规则，结合不断提高的储能技术水平，创新发展储能多元化的商业模式。五是标准引领，完善储能技术标准体系。需要继续加快储能规划、设计、设备、试验、施工、验收、并网、运行、维护等储能全生命周期的标准出台，建成从规划设计、建设运行、设备维护等全过程的储能安全防控体系。免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，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

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】报告摘要一发展规模二市场趋势三应用场景报告正文免责声明：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

【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

（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】。

报告格式：纸质版 电子版 纸质+电子版出品单位：智研咨询 近年来，随着“光伏+储能”成本的持续下降，使得越来越多的公用事业公司开始将电池储能系统添加到他们的发电组合中。自2012年以来，电池储能成本已下降76%，这使得“可再生能源+储能”，特别是“光伏+储能”成为一个经济上可行的方案。2018年的531新政更是将“光储结合”推向新的高潮。 2007年以前，我国光伏市场处于示范阶段，行业整体发展程度低；2012年，欧美对中国光伏行业启动双反政策，国务院于2013年发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，正式开启我国光伏补贴时代，2013年实现累计装机16GW；在补贴政策的支持下，我国光伏产业技术快速发展，光伏电站标杆上网电价不断下调，，实现累计装机130GW，当年新增装机53GW。 2018年开始，由于光伏发电成本不断下降以及光伏补贴缺口的出现，度电补贴开始下调，531新政的到来加速了行业洗牌和技术降本进程，2018年我国光伏累计装机容量174GW，新增装机44GW，在全球110GW的新增装机中占比40%，冠居全球。2011-2018年中国光伏装机累计装机容量情况 2019年4月26日，中国化学与物理电源行业协会储能应用分布协会发布《2019储能产业应用研究报告》，《报告》以储能工程项目作为计量，指出2018年市场规模达到1287亿元。整体而言，储能电站行业市场增速呈逐渐加快的趋势。2014-2018年中国储能电站行业市场规模走势 智研咨询发布的《2021-2027年中国储能电站市场深度调查与行业发展趋势报告》共十二章。首先介绍了中国储能电站行业市场发展环境、储能电站整体运行态势等，接着分析了中国储能电站行业市场运行的现状，然后介绍了储能电站市场竞争格局。随后，报告对储能电站做了重点企业经营状况分析，最后分析了中国储能电站行业发展趋势与投资预测。您若想对储能电站产业有个系统的了解或者想投资中国储能电站行业，本报告是您不可或缺的重要工具。 本研究报告数据主要采用国家统计数据，海关总署，问卷调查数据，商务部采集数据等数据库。其中宏观经济数据主要来自国家统计局，部分行业统计数据主要来自国家统计局及市场调研数据，企业数据主要来自于国统计局规模企业统计数据库及证券交易所等，价格数据主要来自于各类市场监测数据库。报告目录：第.1章 储能电站行业发展综述1.1 储能电站行业定义及分类1.1.1 行业定义1.1.2 行业产品/服务分类1.1.3 行业主要商业模式1.2 储能电站行业特征分析1.2.1 产业链分析1.2.2 储能电站行业在产业链中的地位1.3 储能电站行业政治法律环境分析1.3.1 行业管理体制分析1.3.2行业主要法律法规1.3.3 行业相关发展规划1.4 储能电站行业经济环境分析1.4.1 国际宏观经济形势分析1.4.2国内宏观经济形势分析1.4.3 产业宏观经济环境分析1.5 储能电站行业技术环境分析1.5.1 储能电站技术发展水平1.5.2 行业主要技术现状及发展趋势第2章 国际储能电站所属行业发展经验借鉴和典型企业运营情况分析2.1 国际储能电站行业发展总体状况2.1.1 国际储能电站行业发展规模分析2.1.2 国际储能电站行业市场结构分析2.1.3 国际储能电站行业竞争格局分析2.1.4 国际储能电站行业市场容量预测2.2 国外主要储能电站市场发展状况分析2.2.1 欧盟储能电站行业发展状况分析2.2.2 美国储能电站行业发展状况分析2.2.3 日本储能电站行业发展状况分析2.3 国际储能电站企业运营状况分析第3章 我国储能电站所属行业发展现状3.1 我国储能电站所属行业发展现状 2018年储能电站装机规模上升至31.2GW，三年间复合增长率达13.31%。截至2019年3月，中国已投运储能项目的累计规模达到31.3GW。2016-2019年3月中国储能电站装机规模情况3.1.1 储能电站行业品牌发展现状3.1.2 储能电站行业消费市场现状3.1.3 储能电站市场需求层次分析3.1.4我国储能电站市场走向分析3.2 我国储能电站行业发展状况3.2.1 2019年中国储能电站所属行业发展回顾3.2.2 2019年储能电站行业发展情况分析3.2.3 2019年我国储能电站市场特点分析3.2.4 2019年我国储能电站市场发展分析3.3 中国储能电站所属行业供需分析3.3.1 2019年中国储能电站市场供给总量分析3.3.2 2019年中国储能电站市场供给结构分析3.3.3 2019年中国储能电站市场需求总量分析3.3.4 2019年中国储能电站市场需求结构分析3. 3.5 2019年中国储能电站市场供需平衡分析第4章 中国储能电站所属行业经济运行分析4.1 2015-2019年储能电站所属行业运行情况分析4.1.1 2019年储能电站所属行业经济指标分析4.1.2 2019年储能电站所属行业经济指标分析4.2 2019年储能电站所属行业进出口分析4.2.1 2015-2019年储能电站所属行业进口总量及价格4.2.2 2015-2019年储能电站所属行业出口总量及价格4.2.3 2015-2019年储能电站所属行业进出口数据统计4.2.4 2021-2027年储能电站所属进出口态势展望第5章 我国储能电站所属行业整体运行指标分析5.1 2015-2019年中国储能电站所属行业总体规模分析5.1.1 企业数量结构分析5.1.2 人员规模状况分析5.1.3 所属行业资产规模分析5.1.4 所属行业市场规模分析5.2 2015-2019年中国储能电站所属行业运营情况分析5.2.1 我国储能电站所属行业营收分析5.2.2 我国储能电站所属行业成本分析5.2.3 我国储能电站所属行业利润分析5.3 2015-2019年中国储能电站所属行业财务指标总体分析5.3.1 所属行业盈利能力分析5.3.2 所属行业偿债能力分析5.3.3 所属行业营运能力分析5.3.4 所属行业发展能力分析第6章 我国储能电站行业竞争形势及策略6.1 行业总体市场竞争状况分析6.1.1 储能电站行业竞争结构分析（1）现有企业间竞争（2）潜在进入者分析（3）替代品威胁分析（4）供应商议价能力（5）客户议价能力（6）竞争结构特点总结6.1.2 储能电站行业企业间竞争格局分析6.1.3 储能电站行业集中度分析6.2 中国储能电站行业竞争格局综述6.2.1 储能电站行业竞争概况（1）中国储能电站行业竞争格局（2）储能电站行业未来竞争格局和特点（3）储能电站市场进入及竞争对手分析6.2.2 中国储能电站行业竞争力分析（1）我国储能电站行业竞争力剖析（2）我国储能电站企业市场竞争的优势（3）国内储能电站企业竞争能力提升途径6.2.3 储能电站市场竞争策略分析第7章 中国储能电站行业区域市场调研7.1 华北地区储能电站行业调研7.1.1 2015-2019年行业发展现状分析7.1.2 2015-2019年市场规模情况分析7.1.3 2021-2027年市场需求情况分析7.1.4 2021-2027年行业趋势预测分析7.2 东北地区储能电站行业调研7.2.1 2015-2019年行业发展现状分析7.2.2 2015-2019年市场规模情况分析7.2.3 2021-2027年市场需求情况分析7.2.4 2021-2027年行业趋势预测分析7.3 华东地区储能电站行业调研7.3.1 2015-2019年行业发展现状分析7.3.2 2015-2019年市场规模情况分析7.3.3 2021-2027年市场需求情况分析7.3.4 2021-2027年行业趋势预测分析7.4 华南地区储能电站行业调研7.4.1 2015-2019年行业发展现状分析7.4.2 2015-2019年市场规模情况分析7.4.3 2021-2027年市场需求情况分析7.4.4 2021-2027年行业趋势预测分析7.5 华中地区储能电站行业调研7.5.1 2015-2019年行业发展现状分析7.5.2 2015-2019年市场规模情况分析7.5.3 2021-2027年市场需求情况分析7.5.4 2021-2027年行业趋势预测分析7.6 西南地区储能电站行业调研7.6.1 2015-2019年行业发展现状分析7.6.2 2015-2019年市场规模情况分析7.6.3 2021-2027年市场需求情况分析7.6.4 2021-2027年行业趋势预测分析7.7 西北地区储能电站行业调研7.7.1 2015-2019年行业发展现状分析7.7.2 2015-2019年市场规模情况分析7.7.3 2021-2027年市场需求情况分析7.7.4 2021-2027年行业趋势预测分析第8章 我国储能电站行业产业链分析8.1 储能电站行业产业链分析8.1.1 产业链结构分析8.1.2 主要环节的增值空间8.1.3 与上下游行业之间的关联性8.2 储能电站上游行业分析8.2.1 储能电站产品成本构成8.2.2 2015-2019年上游行业发展现状8.3 储能电站下游行业分析8.3.1 储能电站下游行业分布8.3.2 2015-2019年下游行业发展现状8.3.3 2021-2027年下游行业发展趋势8.3.4 下游需求对储能电站行业的影响第9章 储能电站重点企业发展分析9.1 重点企业一9.1.1 企业概况9.1.2 企业经营状况9.1.3 企业盈利能力9.1.4 企业市场战略9.2重点企业二9.2.1 企业概况9.2.2 企业经营状况9.2.3企业盈利能力9.2.4企业市场战略9.3 重点企业三9.3.1 企业概况9.3.2 企业经营状况9.3.3 企业盈利能力9.3.4 企业市场战略9.4 重点企业四9.4.1 企业概况9.4.2 企业经营状况9.4.3 企业盈利能力9.4.4 企业市场战略9.5 重点企业五9.5.1 企业概况9.5.2 企业经营状况9.5.3 企业盈利能力9.5.4 企业市场战略9.6 重点企业六9.6.1 企业概况9.6.2 企业经营状况9.6.3 企业盈利能力9.6.4 企业市场战略9.7 重点企业七9.7.1 企业概况9.7.2 企业经营状况9.7.3 企业盈利能力9.7.4 企业市场战略9.8 重点企业八9.8.1 企业概况9.8.2 企业经营状况9.8.3 企业盈利能力9.8.4 企业市场战略9.9 重点企业九9.9.1 企业概况9.9.2 企业经营状况9.9.3 企业盈利能力9.9.4 企业市场战略9.10 重点企业十9.10.1 企业概况9.10.2 企业经营状况9.10.3 企业盈利能力9.10.4 企业市场战略第.10章 储能电站行业投资与趋势预测分析10.1 2019年储能电站行业投资情况分析10.1.1 2019年总体投资结构10.1.2 2019年投资规模情况10.1.3 2019年投资增速情况10.1.4 2019年分行业投资分析10.2 储能电站行业投资机会分析10.2.1 储能电站投资项目分析10.2.2 2019年储能电站投资新方向10.3 2021-2027年储能电站行业投资建议11.3.1 2019年储能电站行业投资前景研究11.3.2 2021-2027年储能电站行业投资前景研究第.11章 储能电站行业发展预测分析11.1 2021-2027年中国储能电站市场预测分析11.1.1 2021-2027年我国储能电站发展规模预测11.1.2 2021-2027年储能电站产品价格预测分析11.2 2021-2027年中国储能电站行业供需预测11.2.1 2021-2027年中国储能电站供给预测11.2.2 2021-2027年中国储能电站需求预测11.3 2021-2027年中国储能电站市场趋势分析第.12章 储能电站企业管理策略建议()12.1 提高储能电站企业竞争力的策略12.1.1提高中国储能电站企业核心竞争力的对策12.1.2 储能电站企业提升竞争力的主要方向12.1.3 影响储能电站企业核心竞争力的因素及提升途径12.1.4 提高储能电站企业竞争力的策略12.2 对我国储能电站品牌的战略思考12.2.1 储能电站实施品牌战略的意义12.2.2 储能电站企业品牌的现状分析12.2.3 我国储能电站企业的品牌战略12.2.4 储能电站品牌战略管理的策略

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】在碳中和愿景下，新能源发展将加速由补充能源向主力能源转变，储能作为支撑新能源规模化发展的关键引起媒体关注。近日，CCTV2《正点财经》栏目组走进阳光电源，聚焦储能产业和先进技术展开深入报道，为行业可持续发展提供思路。我国提出碳达峰、碳中和目标以来，储能行业的发展就像是被按下了加速键，储能商业化进程不断加快，作为可再生能源发展的关键技术之一，储能产业有望跟随光伏风电一起成为快速发展的领域。去年以来，企业产量逐月递增，目前要保证每天10~15台的出货量，满负荷生产的情况从去年延续至今。阳光电源光储事业部副总裁 张显立：“去年我们储能产品全球发了800MWh。去年我们的出货量相对2019年基本上是翻倍增长，全球各个国家如美国、欧洲、甚至是中东、东南亚这些国家包括国内的订单全面爆发。第二个就是订单的容量大幅度增长，现在我们几十兆瓦时、百兆瓦时的这种订单已经非常普遍了。”张显立告诉记者，目前几乎所有新能源客户都在咨询储能产品，去年底的碳达峰目标提出后，一些大客户立即重新制定了今年的采购计划，落地的项目越来越多。在“新能源+储能”模式的大势所趋下，如何更好、更快地融入电力系统？“现阶段，行业需要的是基于风光储协同创新和应用的一体化解决方案，通过汇聚产业链各方力量，在综合性能上实现1+1>2，从而保证新能源、储能、电网三方的安全、稳定运行”，阳光电源光储事业部副总裁张显立说道。 除了光伏+储能外，风电+储能的模式也快速发展。当天，央视记者一行还来到安徽亳州，走访谯北20MW/20MWh风储示范项目。该项目由风电领军企业协合新能源投资建设，采用阳光电源一体化储能系统解决方案，凭借风储交流耦合控制算法和能量数字化管理，实现一次调频、自动发电控制和无功功率控制等功能，平滑风电输出，解决弃风限电问题。昔日的老庄故里，通过新能源建设延续“天人合一”的可持续发展观。负责人称，早上风大的时候，风机发电1小时就能将这些储能集装箱充满，傍晚用电高峰时再将这些储能存起来的电送出去。目前这种充放电每天一次，以后可能会更加频繁。为实现碳达峰、碳中和的目标，到2030年我国风电太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，而光伏风电新能源发电受天气等原因影响具有间歇性和波动性，需要储能解决消纳和稳定性的问题。目前各地已经开始陆续出台政策，要求新上新能源项目必须配套相应比例储能。截止去年底，已有17个省份出台了要求新能源配储能的政策。作为推动新能源发展的关键技术，储能的发展已成为实现碳中和目标日益迫切的需求。当前，阳光电源将继续发挥风光储协同发展优势，加快1500V储能等更多领先储能技术的研发，同时以技术创新应用为驱动力，推动行业顶层设计，促进我国储能产业高质量、可持续发展，助力加速碳中和进程！免责声明：以上内容转载自北极星储能网，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

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】

根据调研机构的调查，2018年是全球储能部署创纪录的一年。随着能源转型的加速，全球储能市场仍将蓬勃发展。去年，全球储能部署量达到了创纪录水平，同比增长147%。与未来相比，这个增长幅度将会相形见绌。到2024年，调研机构预测储能市场将扩大13倍。繁荣发展的背后是什么？在过去的五年中，世界各国开始尝试部署储能系统，而在未来的五年中，储能系统将成为关键的电网资产。2018年储能部署得到全方位增长2018年，储能市场呈指数级增长，其中非住宅储能部署增长最为迅速，在韩国部署数量巨大的推动下，储能行业成为一个意外的赢家。其次是电网侧储能项目，而住宅储能份额最小。提供的补贴使住宅用户能够购买和使用成本高昂的储能产品。即使补贴正在逐步取消，预计住宅储能增长仍将继续。随着世界各国努力将储能整合到电网运营和市场结构中，一些国家和地区的储能行业都取得重大发展，并且正开始显示出真正成为全球市场的迹象。创新推动变革在技术创新和低成本的推动下，储能部署在过去10年中迅速增长。在2013年至2018年期间，随着越来越多的用户采用储能解决方案，储能市场得以迅速增长，在此期间全球储能部署复合年增长率(CAGR)为74%。总体而言，这一期间的部署容量总量相对较小，并且只集中在少数几个国家。但鉴于近年来大规模降低成本，全球监管机构、政策制定者、电网运营商、资产运营商、开发商开始热衷于部署储能系统，这为储能市场的蓬勃发展奠定了坚实基础。储能市场将蓬勃发展调研机构预计，在未来五年内，全球主要的储能市场将蓬勃发展。大规模部署将成为一种趋势，储能市场从目前的12GWh。激增至158GWh。一直到2024年，美国仍然是储能行业的领先跑者，占到储能部署总容量的34%。中国、日本、澳大利亚、韩国也紧随其后，处于行业领先地位。这些市场的共同点是具有雄心勃勃的可再生能源增长目标。调研机构Wood Mackenzie公司发布了“2019年全球储能展望”调查报告，对区域储能市场发展趋势以及监管政策如何支持全球储能和可再生能源目标进行了阐述。由电动汽车驱动的电池储能系统将会迅速增长电动汽车(EV)需求的不断增长也推动了储能技术的新发展。2018年，用于电动汽车和储能的镍锰钴(NMC)电池已呈供不应求的趋势。未来10年，电动汽车电池的需求将飙升，预计到2026年，全球的电池产能扩张计划将增长200%以上。更好的储能增长将加速可再生能源的采用随着生产能力的提高、储能部署的繁荣发展，以及储能技术成本的下降，将有助于开发长时储能项目，并加速利用可再生能源。储能技术将增强电力输送的可靠性和弹性，使电力供应与不可预测和变化的天气模式相脱离。而随着全球能源转型的加速和能源市场的发展，储能系统将成为一种必不可少的电力资产。