储能项目可行性研究报告

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】北极星风力发电网讯:国信新洋风电、国信淮安风电配套储能项目可行性研究报告编制中标候选人公示免责声明：以上内容转载自北极星风力发电网，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

储能技术可链接能源系统多个环节，可广泛应用于电网侧、电源侧、用户侧等多个场景，在能源革命中将发挥重要作用。自2017 年10 月，五部委联合发布《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》以来，国家和地方各类储能相关支持性政策密集出台。目前已形成包括针对现货、辅助服务、光储充、商业楼宇、梯次利用、需求侧响应、可再生能源并网等在内的储能政策体系。根据国家能源局发布的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制有关事项》，储能纳入国家和地方“十四五”规划已成定局。但与此同时，储能的外部性特征明显，储能服务所产生的利益广泛地散布在不同的主体身上，不是储能所有的潜在好处都可以被套利。因而，国家部委和相关地方政府有必要继续完善相关政策，形成更易落地的政策机制，进一步推动电力体制改革，切实激发市场活力，形成多情景下的清晰的商业模式。一、发展规模2019 年，全球电化学储能累计装机规模为9520.5MW，新增装机为2895.1MW，与2018 年的高增长相比，2019 年全球市场有所回落，但仍维持了平衡发展的态势。2019 年中国电化学储能累计装机1709.6MW，新增投运规模为636.9MW，同比下滑6.7%，但仍位居全球榜首。在全球电化学储能累计装机中，锂离子电池占比88.8%，同比2018 年提升2.5 个百分点。中国市场这一数据为80.6%，同比提升近10 个百分点。二、市场趋势2019 年国内储能市场呈现出以下趋势：一是从电网端、用户端转向发电端。随着政策机制的改变，与2018 年电网侧和用户侧储能快速发展相比，2019 年储能技术在发电端，尤其是可再生能源+储能领域得到了更快的发展。二是储能成为企业实施综合能源服务转型的重要抓手。多家大型能源企业通过股权投资、战略合作等不同方式加强与储能设备提供商的合作，大力发展综合能源服务业务。储能技术提供商也在积极拓展转型成为解决方案提供商和项目开发商，提供多元化的能源服务。三是开展多场景应用模式探索。光储充、5G 基站、船舶岸电、共享储能等领域成为储能应用新热点。三、应用场景截至2019 年底，中国电池储能市场中，集中式新能源、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式及微网、工商业削峰填谷装机规模分别为342.0MW(20.2%)、471.9MW (28.3%)、391.7MW (23.1%)、179.6MW (10.6%)、331.1MW (19.5%)。1.集中式新能源+储能主流投资方：大型能源集团主要储能系统供应商：宁德时代、阳光三星、科陆电子、比亚迪等。商业模式：新能源发电场站业主投资运营模式、合同能源管理。关键要素：一是经济性仍有待提升：近年来以锂离子电池为代表的电化学储能价格已经降到了每千瓦时0.5 元/次，但与平价上网的新能源发电项目相比，通过配置储能以电量置换的方式并不具备经济性。二是建设模式有待完善：储能对电网侧、电源侧、用户侧均有重要意义。单纯要求可再生能源电站配套储能，在效率上不一定是最有效的。三是政策保障存在不确定性：增加可再生能源发电的调度保障难以落实，辅助服务补偿缺少长效机制。2.电源侧调频主流投资方：大型发电公司主要储能系统供应商：科陆电子、北京瑞能、阳光三星等。商业模式：储能企业与发电企业双方以合同能源管理的模式进行利益分成，赢利点即辅助服务补偿收益。关键要素：一是调频市场竞争加剧：随着越来越多的储能企业开始进入这一市场，竞争也变得相对激烈，储能企业与火电厂的议价能力不断降低，分成比例不断下跌。二是相关机制有待进一步理顺：在向“辅助服务市场”过渡的过程中，调频补偿价格不断下降，储能调频项目的投资风险日趋加大。而储能参与调峰、备用等服务的机制尚未理顺。3.电网侧储能主流投资方：大型能源集团主要储能系统供应商：宁德时代、阳光三星、科陆电子、比亚迪等。商业模式：一是电网公司辅业单位投资建设，主业单位租赁经营;二是电网公司辅业单位投资建设，通过合同能源管理模式运营，电站收益按照一定比例分成。关键要素：一是电价机制：2018 年，在电网公司的快速推动下，电网侧储能实现了快速发展。然而，随着《输配电定价成本监审办法》的发布，包含储能设施在内的与电网企业输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本，电网侧储能投资在2019 年踩了急刹车。二是公司战略：目前，国家电网和南方电网均将电化学储能纳入了各自的战略规划。储能成为电网公司大力发展综合能源服务的重要抓手。4.分布式及微网主流投资方：政府、大型能源集团或储能系统供应商主要储能系统供应商：阳光三星、圣阳电源、科陆电子、南都电源、深圳欣旺达等。商业模式：短期内，受成本制约，仍以示范为主，政府配套支持。关键要素：政府配套支持政策;当地上网电价。5.用户侧(工商业削峰填谷等)主流投资方：储能系统供应商主要储能系统供应商：南都电源等商业模式:用户自行建设运营、合同能源管理。关键要素：一是峰谷价差：近年来，国内用户侧储能增长迅猛，主要有赖于峰谷价差这一清晰可见的商业套利。然而，由于连续两轮一般工商业电价大幅下降20%，导致峰谷价差套利空间进一步缩小，用户侧项目已经到了利润边缘化的境地。二是储能补贴：国外所有储能的补贴，实际都跟分布式用户侧、分布式发电相关的场合，才会有补贴。在规模单体小造价很高，包括用户侧没有实现像电网侧的规模效益，这需要更多政策。三是安全风险：同时，由于业主或相关消防机构对商业楼宇，尤其是地下停车场安装储能设备带来的安全风险的担忧，以及相关消防安全标准的缺失，导致一批商业储能项目无限期延迟。虽然2019 年中国储能装机的规模速度有所降低，但仍稳步增长。中国储能行业快速发展的趋势仍然没有变。随着国家2060 年碳中和发展目标的确立，我国将进一步加快转变能源结构，大力发展可再生能源，实施深度减排，推动相关行业的深刻变革。储能技术在能源革命中将发挥极为重要的作用。与此同时，随着储能技术的快速发展和成本降低，以及电力体制改革的进一步推进，储能行业的爆发式增长指日可待。

【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

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】。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】报告摘要1●“为什么要发展储能？”≈吃饭为啥需要碗2●国内储能未来空间究竟有多大？——可期万亿市场3●天然的平价要求，储能产业链如何应对？4●他山之石：欧美市场储能爆发启示免责声明：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

如需报告请登录【未来智库】。概述：事件:2020 年 1 月以来，国家电网旗下国网综合能源服务集团有限公司与宁德时代强强联合，接连在新疆和福建成立储能合资公司。 储能规模测算：在不考虑其他类型电化学储能的贡献情况下，仅考虑国 家电网覆盖业务范围内的电网侧及“光充储”储能，预计 2020 年新增需求 0.83GWh，2024 年可达 13.58GWh。 储能投资测算：基于2020年初的中标价情况，储能电池系统约1.2元/kWh, 储能电站整体投资约 2 元/kWh，测算 2020 年电池系统、储能电站投资分别 约 10.0 亿元、16.6 亿元，2024 年上述投资分别约 163.0 亿元、271.6 亿元。1、坚定看好电化学储能价值，宁德时代与国家电网强强联合 提前布局1.1 强强联合，宁德时代与国家电网频频联手布局储能 2020 年 1 月以来，国家电网旗下国网综合能源服务集团有限公司与宁德时代 接连在新疆和福建成立合资公司。1 月 7 日成立的新疆国网时代储能发展有限公 司是两家公司成立的首个储能合资公司，注册资本 3000 万元，其中国网综能持股 60%，宁德时代持股 40%，公司主营储能项目的投资、建设和运营；4 月 3 日， 国网与宁德时代再次联手，国网时代（福建）储能发展有限公司宣告成立，公司 注册资本 4 亿元，宁德时代和国网综能各持股 40%，主营业务包括电力储能项目 开发、建设和运维、技术服务等，为综合能源服务提供储能专业解决方案。两家公司如此密集的动作验证了其对储能市场前景的坚定信心。 1.2 电化学储能的价值：最优质的灵活性资源，需求确定性高、商业模 式多样 电化学储能行业虽然仍在摸索中前进，但其作为灵活性资源的价值及潜在前 景已经愈发凸显。在传统能源时代，电力灵活性资源并不稀缺，煤电和燃机在发电的同时，也 承担着灵活性资源的角色。而当今以新能源高比例接入和新能源汽车爆发为代表 的电力的生产和消费方式正在发生深刻变革，导致电力供需双侧的波动性增强，对灵活性资源提出了更多数量、更高质量的要求，依靠传统资源已然难以为继， 灵活性资源的价值必然需要单独体现。电储能是最优质的灵活性资源。电力灵活性资源的供应主体较少，传统主体 为煤电、燃机，近年来出现了新的主体——电储能。相对于前两种资源，储能具 备优异的调节性能，灵活的安装方式、高质量的调节能力、环保等多种优势，必 将成为未来最主要的灵活性资源。电化学储能可以应用在电网的源-网-荷 3 大环节，实现功能多达 10 余种，且 随着分布式电源、微电网的推广，源-网-荷的界限已经逐渐模糊，但如果归纳到 储能的商业模式上，主要为如下三种：减少用电成本、新能源减少弃电、电力辅 助服务。我们认为从不同商业模式下的需求入手可以更好的解构储能空间。我们认为三种需求场景各自的核心驱动都即将成熟：储能成本的快速下降、 辅助服务市场的逐步健全、新能源消纳的急迫需求。 2、优势互补：国家电网手握海量基础设施及数据，宁德时代 掌握储能电池核心优势2.1 国网垄断电网侧，储能布局加速 国家电网电力系统基础设施建设力量雄厚，国网车联网平台目前累计接入充 电桩 43 万个，年增长率始终保持在 50%以上，变电设备容量自 2013 年以来实现 了 7.28%的年平均增长率，目前总容量达 49.4 亿千瓦，电力基础设施规模未来将 继续扩大。国网用户数量达 4.9 亿户，年输电量高达 4.64 万亿千瓦时，占据国内 售电量的绝大部分。国家电网实力强劲，手握海量基础设施及数据。目前国网已在电网侧占据垄断地位。2019 年国网输电线路长度占国内总长度 的 77.55%，变电设备容量占国内总容量的 70.16%，占有率远远超过第二名南方 电网，行业龙头地位显著。电网侧行业集中度极高且有继续提高的趋势，国网的 垄断地位很难动摇。 国网正在全国范围内加速电网侧储能布局 江苏国家电网自 2018 年至今已规划两批电网侧储能项目，第一批为镇江电网 侧储能电站集群，在镇江的3个地区建设8个储能电站，总规模为101MW/202MWh， 已于 2018 年 7 月 18 日建成投运；第二批电网侧储能项目计划在南京、苏州等 5 个地区建设 10 个储能电站，总容量达 752.6MW，预计于 2020 年建成投运，其中 南京江北储能电站已于 2019 年 3 月 6 日开工建设，该储能电站最大充放电功率可 达 13.088 万千瓦，总存储容量 26.86 万千瓦时，是目前国内容量最大、功率最高 的电化学储能电站，也是我国首个梯次利用的电网侧储能电站。除江苏省外，国网在河南、青海、湖南、浙江等地也进行了电网侧储能项目 建设。其中，由河南国家电网组织、平高集团建设投资的河南电网 100MW 电池 储能首批示范工程--洛阳黄龙站首套集装箱电池储能单元于 2018 年 6 月 16 日一 次并网成功，这不仅是国内首个投入运行的电网侧分布式电池储能示范工程，还 标志着分布式电池储能在电网侧应用迈出关键一步，电网侧储能关键技术研究取 得重大进展。青海国家电网创造性地探索电网侧共享储能商业化运营模式，国内 首个市场化运营电网侧储能电站—青海美满共享储能电站计划于2020年7月正式 投运。国网除重点布局电网侧储能之外，也有其他类型储能项目的开发建设。随着 对储能领域重视度的提升，未来国网储能建设规模必定会上至新的台阶。2.2 宁德时代动力电池龙头地位形成储能领域核心优势 公司是全球领先的动力电池系统提供商 宁德时代是全球锂电池龙头企业，是全球领先的动力电池系统提供商，致力 于为全球新能源应用提供一流解决方案。动力电池系统是其主要业务，2019 年公 司实现营业收入 458 亿元，同比增长 54.6%，其中动力电池系统实现营收 386 亿 元，占比 84.3%，同比增加 57%。公司 18-19 年储能业务均实现跨越式发展，2018 年储能营收 1.89 亿，同比增速 850%；2019 年储能营收 6.1 亿元，同比增速 221.94%。毛利方面，公司储能 2019 年实现毛利 2.31 亿元；毛利率持续增长，至 2019 年储能业务毛利率已明显 高于公司其他业务。动力电池领域，宁德时代在全球和中国大陆均处于龙头地位，国内更加显著。市场占有率在全球和中国大陆市场均保持第一，且有不同程度的上升，截至 2019 年全球市场占有率达 27.9%，同比提升 4.5%，国内市场占有率高达 51.01%，同比 提升 9.86%。 储能“后发优势”明显，公司资源整合能力强 储能电池可共享公司动力电池的技术优势。虽然储能产业还处于起步阶段， 但新能源汽车带动的动力电池行业技术已经取得了长足进步，无论在能量密度、循环寿命、安全性及成本控制方面，储能凭借其后发优势可以直接共享其成果。 如最近公司开发的 CTP 技术，大幅压缩模块环节，可大幅提高体积能量密度。资源整合能力强。公司在行业上、下游均占据强势地位，议价能力强，上游 方面深度绑定了上汽、一汽、东风等车企，近期又与特斯拉签署了供应协议，海 内外客户全面布局，公司产品始终处于供不应求的状态，下游方面在电池主要原 材料钴、锂、镍方面均有布局。储能电池与动力电池在电芯原材料方面基本相同， 因此储能电池将受益于公司的动力电池资源优势。 公司加速布局储能电池产业，储能业务成绩斐然 公司于 2018 年开始加速布局储能电池业务，设立了储能事业部，2019 年 4 月又与科士达合作设立储能合资公司，目前在海内外均取得了若干储能项目及合 同。2020 年 2 月发布的 200 亿定增公告中， 20 亿用于电化学储能前沿技术储备研 发，55 亿用于动力及储能电池研发与生产。福建晋江项目：2020 年 1 月投运，电网侧 30MW/108MWh 储能项目，使用 了公司为电站提供的储能专用磷酸铁锂电池，电池单体循环寿命可达 12,000 次， 集电池高安全性、模块集成高一致性及在线监控等多项先进技术于一体。可按本 地调度指令每天 1.5-2.0 次充放电，服役寿命预计超 20 年，整体技术水平占据行 业领先地位。海外产品批量供货：美国储能技术供应商 Powin Energy 近期推出了 3 款储能 新产品 Stack225、Stack230 和 Stack230P，这三款新产品均采用了宁德时代的磷酸 铁锂电芯，Stack225 产品已经投入量产，可用于 2 小时持续时间的系统，并提供 10 年质保。Stack230P 针对频率调节和其他辅助服务。Stack230 则是专门为太阳 能+储能应用而设计的，通常需要超过三个小时的系统运行时间，拥有 20 年的保 证使用寿命而无需任何更换。特斯拉有望助力公司提升海外储能电池出货量。特斯拉 2019 年的储能业务极 其亮眼，装机量达到创纪录的 1.65GWh，超过 2017 年、2018 年的总和。考虑到 双方刚刚于 2020 年初正式签署了为期两年的电池供应协议，公司很有望通过特斯 拉大力提升海外储能出货量。近期又传出特斯拉考虑采购宁德时代的无钴电池， 如最终属实则对磷酸铁锂电池产生非常积极的影响。3、合作前景展望：电网侧储能及“光充储”一体化电化学储能的应用场景主要包括发电侧、电网侧和用户侧。我们认为两家公 司合作储能将主要应用与电网侧储能及用户侧的“光充储”一体化两大领域。 3.1 电网侧储能：潜力巨大，合资公司发展重点电网侧储能既单独提供辅助服务，也可与就近的新能源发电联合运行以提升 新能源消纳，电力辅助服务主要包括调峰、调频、备用等，以保证电力系统的安 全稳定运行，同时获取辅助服务收益。电网侧储能提供辅助服务有着独特的优势，因其可布置于电网关键枢纽处， 相比发电侧及用户侧的服务效率更高，且其直接接受电网调度指令，因此响应更 快。2017 年至今，我国电力辅助服务费用快速增长，2019 年上半年辅助服务补偿 费用总额为 130.31 亿元，比 2018 年同期增长 85.9%，补偿费用占上网电费总额的 1.47%，比 2018 年同期增长 0.6%，电力辅助服务市场潜力巨大。未来电网侧储能 不仅可在辅助服务市场中分一杯羹，利好政策也将扩大其对补偿费用的占有比例。 电力辅助服务市场持续发展，电网侧储能受益储能系统获得辅助服务收益的模式正在逐步被国家和地方出台的政策所认可。 辅助服务市场的不断完善将持续利好电网侧储能的发展，电网侧储能收益被保证。 电网侧储能装机增长快且集中，未来潜力巨大 近两年来，随着各地电网侧储能项目的纷纷落地并网，电网侧储能规模在 2018 年曾实现爆发性增长，根据 CNESA 储能项目数据库的统计，2018 年新增电 网侧电化学储能规模206.8MW，占 2018年全国新增投运电化学储能规模的36%。 IHS Markit 曾在 2019 年 6 月预计至 2019 年底有望达到 838MW，占储能电池总装 机的比例提升至 35%，居各类储能应用之首，这些项目将主要集中在江苏、湖南、 河南和甘肃四个省份，其他省份装机总量虽小但普遍存在电网侧储能大需求，电 网侧储能未来装机潜力巨大。尽管 2019 年国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本，导致电网 侧储能发展态势遭遇急刹车，但我们依然认为电网侧储能具有旺盛的生命力。2019 年下半年以后仍有若干电网侧储能投运或继续推进。比如青海开创性地采用 了共享储能项目模式，装机规模 32MW/64MWh，已于 2019 年 12 月开建，其由 上海电气作为独立主体建设，拟完全依靠市场化运营，无需通过输配电价疏导。 电网侧储能装机规模测算 电网侧储能可提供调峰、调频等多种服务，但在同一时间一般只能提供一种 服务，我们以目前相对较高的调峰辅助服务市场测算储能空间，2018 年调峰辅助 服务市场达 52.34 亿元，我们以平均 0.5 元/kWh 推算，平均每日调峰需求达 28.68GWh，我们假设年需求增长 30%、储能系统每日充放电 2 次、储能时长 2.5 个小时。预测 2024 年空间：按保守、中性、乐观三种情景，假设三种情景下储能渗透 率分别为 10%、20%、30%，中性情景下储能装机可达 5.54GW/13.84GWh。据中关村储能协会 CNESA 统计，2018 年、2019 年的电网侧新增储能功率分 别为 207MW、114MW，我们按平均储能时长 2.5 小时估算其容量，进一步测算 2020 年 2024 年的中性预测下储能的年均复合增长率，约为 85.6%。3.2 “光充储”一体化充电桩前景可观，合资公司有望形成竞争力“光充储”模式可实现电能的最优化综合应用。光伏系统将太阳能转换为电 能，储能系统通过制定最优充放电策略，以减少充电站的电力成本。两大盈利模式：峰谷价差套利+减少容量电费成本。 我国对于大容量工商业用电实行“容量电费+电量电费”模式，通过配置储能， 一方面通过储能在低谷电价时充电，高峰电价时放电可减少电量电费，另一方面 由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”， 可以减少容量电费成本。 “光充储”一体化优势明显 缓解充电高峰对电网的冲击，峰谷套利，收益可观。目前，我国对充电桩用 电一般认定为工商业用电，同样实行峰谷电价，因此公共充电桩配套储能可以利 用峰谷电价差减少购电成本、降低容量电价。储能系统充分发挥存储能量和优化 配置的功能，在夜间用电低谷时充电并存储起来，在白天用电高峰时释放给充电 桩，为电动汽车充电，一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的 冲击，另一方面通过峰谷差价，可以给充电站带来非常可观的收益。解决动力电池退役“痛点”问题，变废为宝。随着首批新能源汽车退役潮的 到来，据中国电池联盟预测，2020 年动力电池总退役量将达 20.9GWh，届时将有 一大批退役动力电池待处理。储能系统被公认是最安全、最经济、最环保的动力 电池梯次利用方式，光充储一体化电站可将退役动力电池“变废为宝”，进行二次 利用，可同时解决动力电池退役“痛点”问题和光充储电站的电池供应问题。深 圳光储充一体化充电站即采用了退役电池作为储能电站的电池，经过严格的筛选、 排查和修复工作，成功将退役电池用在了储能系统里，并顺利运行。有效解决土地资源不足和电网接入困难时充电站的建设问题。在以往电动汽 车充电站的建设中，主要是以电网为主导。没有电网资质的民资或个体企业，在 建设充电站的过程中往往可能会面临土地资源不足或电网接入的问题。光充储一 体化方案充分利用了新能源发电的灵活性，极大方便了特殊地区充电设施的建设。降低充电站扩容改造成本。普通充电站为了缓解充电高峰压力只能选择扩建， 增加充电设施的数量，扩容成本较高。对于“光充储”一体化充电站而言，扩容 完全可以通过扩大储能系统容量的方式进行，相比之下扩容成本较低。 “光充储”项目建设加速 2017 年 10 月投运，位于上海松江的充电站是全国最早投运的“光充储”一 体化充电站。2018 年国内又陆续投运至少 15 座“光储充” ，截至目前，全国共投 入运营的“光储充”充电站至少有 36 座，未来投运项目还将继续增加。2020 年工信部又公布了一批充电桩配套光伏+储能的项目，包括北京京礼高速（北京段） 光充储项目、北京京津塘高速公路五公里光储充项目、安徽濉溪公交场站 13MWh 光充储项目等 4 个项目。 充电桩呈快速增长趋势，“光充储”模式将成主流 我国新能源汽车及充电桩保有量迅速增长，截至 2019 年底，充电桩数量已达 122 万台，车桩比下降至 3.13，鉴于未来新能源汽车数量持续增加以及车桩比进 一步下降的趋势，充电桩数量势必会大幅增长，据发改委制定的发展目标，未来 中国的总体充电桩保有量将达到480万个，以满足500万辆电动汽车的出行要求。目前，“光充储”一体化已成为充电桩建设的主流方向，随着充电桩需求的 扩大，“光充储”将迎来发展春天。 国网充电桩建设重回快车道，合资公司有望形成竞争力 4 月 14 日，国家电网召开 2020 年全面建设新能源汽车充电设施项目集中联动开工视频会议，计划安排充电桩建设投资 27 亿元，新增充电桩 7.8 万个，除公 用和专用充电桩 2.5 万个外，建设居住区充电桩 5.3 万个，全面推广居民区智能有 序充电。在“新基建”加码的背景下，国网充电桩建设重回快车道，预计至 2020 年底国网累计建成充电桩数量 17.28 万台，同比增速 82.3%。国网与宁德时代的合作将有力支撑其“光充储”一体化充电桩的建设方向， 国网的基建能力加上宁德时代在储能电池领域的核心优势有望形成在“光充储” 领域的强大竞争力，实现“光充储”充电桩的规模化投放。 “光充储”一体化发展模式下储能装机需求的测算 北京丰台地区某拟建的储能充电站为参考，可以看到储能与充电桩容量的配 比约为 50%，储能时间约 1.25 个小时。某乘用车“光充储”一体化充电站示范项目为参考，储能与充电桩容量的配 比约为 40%，储能时间约 0.75 个小时。2019 年全国充电桩保有量共 121.9 万台，其中公共充电桩 51.6 万台，公共充 电桩中交流充电桩 30.1 万台，直流充电桩 21.5 万台。我们测算 2024 年公共充电 站中“光充储”一体化充电桩配套储能空间，假设充电桩年增长 50%，储能与充 电桩容量配比按 45%，储能时长 1 小时考虑。预测 2024 年空间：按保守、中性、乐观三种情景，假设三种情景下“光充储” 充电桩的渗透率分别为 10%、20%、30%，经测算在中性情景下储能装机可达 12.93GW/12.93GWh。考虑国内充电桩 “光充储”模式从 2019 年开始陆续有示范项目，我们认为 2020 年仍为从示范到规模化应用的过渡阶段，2021 年开始为大规模上量阶段， 假设 2020 年“光充储”储能容量为 0.3GWh，2021 年至 2024 年新增储能年均复 合增长率约为 12.2%。3.3 电网侧及“光充储”储能合计展望 储能容量测算：在不考虑其他类型电化学储能的贡献情况下，仅考虑电网侧 及“光充储”储能二者之和，预计 2020 年新增 0.83GWh， 2024 年新增 13.58GWh。储能投资测算：基于 2020 年初的中标价情况，储能电池系统约 1.2 元/kWh, 储能电站整体投资约 2 元/kWh，则 2020 年电池系统、储能电站投资分别约 10.0 亿元、16.6 亿元，2024 年上述投资分别约 163.0 亿元、271.6 亿元。4、投资建议电化学储能的价值正在凸显，国家电网与宁德时代成立储能合资公司，强强 联合、优势互补，电网侧储能业务及“光充储”一体化充电桩建设即将成为合作 重点，作为储能龙头的宁德时代将从中受益。建议关注宁德时代，宁德时代储能 业务合作公司科士达，宁德时代磷酸铁锂正极供应商德方纳米，国网综合能源集团相关业务上市平台涪陵电力。4.1 宁德时代 4.1.1 公司基本情况 公司为全球锂电池龙头企业，尤其在动力电池行业，2019年市占率高达52%， 同比提升 11%。2019 年公司实现营业收入 458 亿元，同比增长 54.6%，其中动力 电池系统实现营收 386 亿元，占比 84.3%，同比增加 57%。锂电材料实现营收 43.1 亿元，占比 9.4%，同比增加 11.5%，储能系统实现营收 6.1 亿元，占比 1.3%，同 比增速 221.94%。 4.1.2 公司在储能电池产业拥有核心优势 储能电池可共享公司动力电池的技术优势。无论在能量密度、循环寿命、安 全性及成本控制方面，储能凭借其后发优势可以直接共享公司动力电池成果。如 最近公司开发的 CTP 技术，大幅压缩模块环节，可大幅提高体积能量密度。 4.1.4 盈利预测 预计国网公司覆盖范围的储能系统 80%由宁德时代供货，假设公司在国网范 围外的储能业务收入占全部收入的 50%，预计 2020 年储能电池业务营收可达 16.0 亿元。预计公司 20-22 年归母净利润分别为 52、68、 86 亿元，EPS 分别为 2.36、3.07、 3.88 元，对应目前股价（138.30 元，4 月 28 日）PE 值为 59、45、36 倍。4.2 科士达 4.2.1 公司基本情况 公司是国内 UPS 市场龙头企业之一，电力电子技术是其核心竞争力。近年来 公司以 UPS 技术优势为基础打造三大核心业务：光伏发电逆变器、充电桩产品、 储能系统产品。公司在 2019 年与宁德时代合作成立合资公司，主要开发、生产及 销售储能系统 PCS、特殊储能 PACK、充电桩及“光储充”产品。2019 年,公司实现营业收入 26.1 亿元，其中数据中心实现营收 18 亿元，占比 68.9%；光伏逆变器实现营收 5.9 亿元，占比 22.7%；配套产品实现营收 0.8 亿元， 占比 3%；新能源充电设备实现营收 0.7 亿元，占比 2.6%。2019 年公司营业收入 较 2018 年有所下滑，降幅 3.8%。 4.2.2 公司在电力电子产业的核心优势 技术水平优越，产品协同效应显著。公司注重技术与研发人员的培养，2019 年公司研发人员数量占公司总人数的 14.85%。同时，为实现智能化、数字化、高 频化和绿色化，公司在电力电子转换及其他相关技术方面的研发投入占营收的比 重，自 2010 年起均保持在 4%以上，2019 年达到 6.05%，预计未来该比例将继续升高。公司已经具有自主研发并生产 UPS、精密空调、铅酸蓄电池及配套产品的 能力，产能稳定且成本较低。由于公司研发的产品集中于数据中心产业、光伏逆 变、充电设备和储能领域，技术上具有同源性，研发投入可以做到精准高效。经营管理稳定，品牌影响力良好。公司的存货周转与应收账款周转情况位于 行业前端，现金流状况健康，具有稳定的分红能力。此外，公司在 UPS 产品领域 市占率为国内之首，世界前五，能够与金融、电信、互联网等行业的优质客户取 得持续订单。2019 年，公司还与宁德时代成立了合资公司以发展储能业务。随着 充电桩行业的兴起，市场对于 PCS 和其他储能产品的需求也会不断增大，公司影 响力将进一步扩大。 4.2.3 公司储能业务主要布局 公司于 2019 年 4 月与宁德时代合作建立储能合资公司，发展储能业务。一方面，宁德时代作为动力电池龙头企业，可以为公司的核心 UPS 业务提供 锂电池技术支持，助力 UPS 产品升级。当前公司已经具有较为完备的储能产品体 系，但公司的 UPS 产品大多使用传统的铅酸蓄电池，其在能量密度、循环寿命和 环保要求等众多方面都难以满足未来应用场景需求，而锂电池有着明显优势，能 够优化公司产品性能。另一方面，合资公司已开始产线建设与客户接洽，预计生产的主要储能产品 除了充电桩相关产品，还有储能系统 PCS 和特殊储能 PACK（包括 UPS 锂电池 PACK、户用储能锂电池 PACK 和非标中小型储能锂电池 PACK）。随着储能产 业的高速发展，储能业务将促进公司业务多元化发展，为公司经营业绩持续提升 发挥积极作用。 4.2.4 盈利预测 根据 wind 一致预测结果，预计公司 20-22 年归母净利润分别为 3.9、4.7、5.6 亿元，EPS 分别为 0.67、0.81、0.97 元，对应目前股价（11.82 元，4 月 28 日）PE 值为 18、15、12 倍。4.3 德方纳米 4.3.1 公司基本情况 公司的主要产品为纳米磷酸铁锂正极材料和碳纳米管导电液，两者均主要应 用于生产锂离子电池。2017-2019 年，公司纳米磷酸铁锂销量分别为 1.13 万吨、 1.68 万吨和 2.34 万吨，年均复合增长率为 58.57%，2019 年市场份额达 26.59%。 公司的主要客户包括宁德时代、亿纬动力等优质企业，2019 年，公司在 A 股首次 公开发行股票并在创业板上市，提升了公司的资本实力、市场形象和行业地位， 并为公司的战略发展创造了良好的平台。2019 年公司实现营业收入 10.54 亿元，其中，纳米磷酸铁锂实现营业收入 10 亿元，占比95%，碳纳米管导电液实现营收0.48亿元，占比4.5%，同比增加25.2%。公司产品产、销量较上年同期增长超过 30%，主要原因系公司积极进行工艺优化， 产能提升明显，同时市场开拓效果明显。 4.3.2 公司在磷酸铁锂正极材料领域的核心优势 技术优势明显，产品性能优越、成本较低。公司独家采用“自热蒸发液相合 成法”生产纳米磷酸铁锂，拥有自主知识产权，产品具有循环寿命长、批次稳定 性好、成本低等特点，性能处于行业领先水平。公司持续优化生产工艺，自制铁 源，提高对锂源等原材料的包容性等，并不断改善生产管理，进一步降低了生产 成本。公司重视生产技术的研发升级，2019 年研发投入 4909 万元，占营业收入 的 4.66%，同比增加 10.4%，公司建立了锂动力研究院，组建了高素质的研发队 伍，以开发新产品、提高产品性能、优化生产工艺为目标，构建了标准、高效、 持续的研发体系。规模化生产使公司具备服务下游大客户的实力。公司在多地拥有生产基地或 正在建设生产基地，产能不断扩大，生产规模和供货能力处于行业前列。规模优 势不仅可以让公司更好地服务客户，而且可以统合综效，集约化生产，提高对上 游供应商的议价能力，为客户及终端消费者创造价值。行业形象良好，拥有优质客户资源。公司凭借优异的产品性能，规模化的产 量，较低的售价和及时、全面、细致的客户服务，以及持续的研发创新在行业内 树立了良好的形象，积累了优质客户资源，公司的主要客户宁德时代、亿纬动力 等均是动力电池领域的领先企业。 4.3.4 盈利预测 根据 wind 一致预测，预计公司 20-22 年归母净利润分别为 1.5、 2.2、 3.1 亿元， EPS 分别为 3.4、5.1、7.2 元，对应目前股价（130.00 元，4 月 28 日）PE 值为 38、25、18 倍。4.4 涪陵电力 4.4.1 公司基本情况 公司主营业务为电力供应业务和配电网节能业务，其中节能业务增长速度较 快，2016 年至今年平均增长率近 50%。2016 年上半年，公司以 3.74 亿元现金向 国网节能公司收购其配电网节能资产，成为国网公司的配电网节能业务平台，公 司也成功将节能业务打造为公司第二大主营业务。公司背靠国网，配网节能业务 在手订单充足，未来节能业务将继续保持快速增长，有望成为公司第一大业务。2019 年公司实现营收 26.2 亿元，同比增长 7.1%，其中，电力销售及工程安 装实现营业收入 13.7 亿元，占比 52.3%；节能服务实现营业收入 12.5 亿元，占比 47.7%，同比增长 17%。4.4.2 公司为国网节能集团的上市平台，将受益本次国网与宁德时代牵手 近日，国网综合能源服务集团与宁德时代强强联合成立 2 家储能合资公司， 国网节能电网侧业务有望获得较大发展，而涪陵电力为国网综合能源服务集团有 限公司的子公司，公司的配电网节能业务与综合能源服务紧密相关，有望受益于 本次强强联手。背靠国网，资源丰富，节能业务优势明显。公司作为国网的配电网节能业务 平台，可以依托国网公司的整体战略布局和强大实力，展开配电网节能业务的全 国化布局，使节能服务成为公司重要的利润增长点。2020 年 4 月 4 日，为解决同业竞争问题，同时优化资本结构、改善财务状况， 公司拟向不超过 35 名特定投资者非公开发行股票，募集资金用于收购国家电网有限公司下属省综合能源服务公司的配电网节能资产及补充流动资金等。国家电网 公司把综合能源服务业务公司未来的重要盈利增长点， 4.4.4 盈利预测 根据 wind 一致预测，预计公司 20-22 年归母净利润分别为 4.6、 5.2、 5.6 亿元， EPS 分别为 1.4、1.6、1.7 元，对应目前股价（18.54 元，4 月 28 日）PE 值为 13、 12、11 倍。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：兴业证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

可再生能源发电项目可行性研究报告-所有合规且全容量并网项目均可纳入补贴可再生能源发电项目利好发布，所有合规且全容量并网项目均可纳入补贴1、不限并网时间，所有合规且全容量并网项目均可纳入补贴清单加快补贴项目清单审核通知发布，所有合规项目均可进入补贴清单。近日，财政部办公厅发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（以下简称《通知》）。要求各单位抓紧审核存量项目信息，分批纳入补贴清单。今年3 月下发的 6 号文（《关于开展可再生能源发电补贴项目清单有关工作的通知》）启动了前七批目录之外的存量可再生能源项目的申报工作。按照规定风电项目需于 2019年 12 月底前全部机组完成并网，光伏发电项目需于 2017 年 7 月底前全部机组完成并网（光伏"领跑者"基地项目和 2019 年光伏竞价项目并网时间可延长至 2019 年 12月底），生物质发电项目需于 2018 年 1 月底前全部机组完成并网。而此次《通知》明确了 2006 年及以后年度按规定完成核准（备案）手续并且完成全容量并网的所有项目均可申报进入补贴清单。意味着所有合规的可再生能源发电项目都可进补贴清单，按比例获取财政补贴，对整个可再生能源发电项目都是极大的利好。不限并网时间，全容量并网后才可享受国家补贴。《通知》规定所有项目必须全容量并网后才能享受国家补贴。和《通知》一同下发的还有《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》。可再生能源补贴项目申请补贴清单时，应提交全容量并网时间承诺，并提交相关核验资料。承诺内容包括：全容量并网发电的时间，分别在办理电力业务许可证时和办理并网调度协议时是否完成全容量并网等。在认定办法中，1）如果上述三个时间一致，项目按此时间列入补贴清单，享受对应电价政策；2）三个时间不一致的，但不影响项目享受电价政策的，项目按企业承诺全容量并网时间列入补贴清单，享受对应电价政策；3）三个时间不一致的，且影响电价政策的，按照三个并网时间中最后时点确认全容量并网时间享受补贴。此次全容量并网认定方式的出台，明确了 2006 年及以后合规及完成全容量并网的项目均可纳入补贴清单，也防止了部分光伏风电项目恶意拖延建设工期，有助于可再生能源行业健康持续发展。2020 年生物质发电中央补贴项目申报结果通知发布，所需补贴已达顶额 15 亿元。近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布了《关于公布 2020 年生物质发电中央补贴项目申报结果的通知》（以下简称《补贴通知》），《补贴通知》指出拟将河北、山西等 20 个省（区、市）的 77 个项目纳入 2020 年生物质发电中央补贴规模，总装机容量 171.4 万千瓦，纳入补贴范围的项目所需补贴总额已达到 2020 年中央新增补贴资金额度 15 亿元。具体来看，垃圾焚烧发电项目数量和装机容量均为第一，即项目数量 46 个（占比 59.74%）和装机容量 116.3 万千瓦（占比 67.85%），农林生物质发电项目 18 个（占比 23.38%）、装机容量 53 万千瓦（占比 30.92%），沼气发电项目 13 个（16.88%），装机 2.1 万千瓦（1.23%）。根据《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》（发改能源〔2020〕1421 号）(以下简称《实施方案》)的要求，《补贴通知》指出新增项目补贴额度累计达到中央补贴资金总额后，地方当年不再新核准需中央补贴的项目，企业据此合理安排项目建设时序。对于符合 2020 年补贴条件但未纳入今年补贴规模的项目，要做好后续补贴申报准备。此次补贴项目的申报和公布，主要以今年 9 月发布的《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》为依据，坚持以收定支的原则，合理有序安排新增和存量项目进补贴，避免各企业一窝蜂上项目造成补贴挤兑，有助于行业健康可持续发展。可再生能源发电项目又迎来利好政策，所有合规的可再生能源发电项目都可进补贴清单，按比例获取财政补贴。预计"十四五"规划出台之后，随着政策的持续推进，可再生能源将迎来更大的发展。"十四五"期间，我国将为生态环境持续改善而努力，为 2035 年实现生态环境根本好转、美丽中国建设目标努力。从短期来看，2020 年政府发行超 5000 亿元生态环保类专项债，其中水务类专项债约 3000 亿元，相关项目预计招标工作会在今年完成，业绩最快会在明年反映在各个企业中报上，所以明年水务板块企业业绩确定性较高。2、动力煤期货价格大幅提升，期现价差持续扩大动力煤期货价格大幅提升，期现价差持续扩大。2020年11 月 27 日动力煤现货方面，秦皇岛港 5500 大卡动力末煤本周价格 598 元/吨，周环比下降 13 元。期货主力合约收于 649.20 元/吨，周环比上升 46.80 元，期现价差扩至 51.2 元/吨。产地方面，临近月底鄂尔多斯地区部分煤矿煤管票额度紧缺；榆林地区部分矿厂受降雪天气以及安全检查的影响，生产不正常；山西地区安检力度加大，多数煤矿以保安全生产为主，现阶段主产地整体煤炭供应偏紧。目前北方地区已进入集中供暖季，电厂用煤需求旺盛，同时下游化工、焦化、兰炭等企业需求较好，支撑坑口价格继续高位运行。以鄂尔多斯 5500 大卡动力煤为例，截至 11 月 26 日主流坑口含税价 395 元/吨，较上周同期相比上涨 2.5 元/吨。港口方面，11 月 26 日秦皇岛、京唐港、曹妃甸港合计煤炭库存 1774.5 万吨，较上周同期相比上涨 6.8 万吨，涨幅 0.38%。在保供政策引导下，近期大秦线发运量连续多日位于130 万吨以上的高位水平，但因月底下游用户积极兑现长协煤，港口调出量同样居高不下，导致库存向上累积缓慢。北方港口结构性缺煤的现象仍较严重，动力煤价格继续以上涨为主。动力煤期现价差（元/吨）长江口及四大港区煤炭库存（万吨）3、国内 LNG 价格下行趋势未变，海外天然气价格普涨LNG价格下行趋势未变，后市或将企稳回升。全国 LNG 均价继续下滑，接收站价格和工厂价格皆有下滑。具体分析来看：目前市场相对趋于稳定，部分地区工厂根据库存以及出货情况调整报价，调价基本呈现区域性调整的态势。山西区域资源供应偏紧，助推价格上涨，带动周边河南、内蒙部分工厂上调报价，其他地区，价格调整幅度不大，主要以稳中窄幅震荡为主。下周工厂方面，由于中亚天然气进口量减少，LNG 工厂气源供应量降低，导致工厂开工负荷下滑，LNG 供应量有减少预期；与此同时，未来几天，西北及西南地区有雨雪天气，物流运输或将受到影响，也对 LNG 市场供应不利。目前 LNG 市场工业及车用需求相对稳定，但随着天气转冷，天然气需求量增加，加之管道天然气进口量下滑，为保证供气，预计后期城市燃气 LNG 调峰需求将有所增加。综合整体供需情况来看，下周 LNG 市场供应量将有减少，但需求量或有回升，将对 LNG 价格形成支撑，预计短期内 LNG 价格上行趋势或将延续。LNG 每周均价及变化（元/吨）主要地区 LNG 每周均价及变化（元/吨）海外天然气价格普涨，后市将维持上行趋势。截至2020年11 月 27 日，NYMEX 天然气报 2.85 美元/百万英热单位，价格环比上周上升 0.18 美元；澳大利亚LNG 离岸价 6.30 美元/百万英热单位，环比上周上升 0.87 美元。11 月 27 日中国 LNG市场价格 LNG 到岸价价差为 0.94 元/立方米，环比上周下降 0.06 元/立方米。本周期美国天然气市场呈现涨跌互现的趋势。前期美国整体气候温暖，冬季供暖需求延续疲软状态，而境内天然气产量却继续以可观速度增长，库存出现了反常的反季节增加现象，且增幅超过预期，不乐观的供需关系造就了美国天然气期货的看跌趋势；而后期，美国出现了大部分地区迎来降温的气象预测，且温度或将远低于往年同期的气温水平，天然气取暖需求的预期增加极大提振了市场气氛，美国天然气期货开始反弹且连续几天上涨。综合来看，由于正处于气温变化之际，季节性需求难以稳定，故美国天然气期货仍呈涨跌震荡之势。天气方面，未来三天，阿拉斯加地区、五大湖地区、美国西北部和中东部等地的部分地区有小到中雪，局地有大雪或暴雪。近期美国冷空气和雨雪天气出现较为频繁，气温起伏较明显，且局部地区还将伴有 6-7 级大风，这将在一定程度上支撑天然气的季节性供暖需求。其他方面，部分业者认为尽管随着气温的降低，美国天然气库存将回到正常的季节性下降轨道，但是降幅与往年同期相比可能仍会存在差距。结合各方面因素来看，美国天然气短期内或将因需求的增多而偏强运行，但由于产量的持续增长，故增幅仍有限。可再生能源发电项目可行性研究报告编制大纲第一章总论1.1可再生能源发电项目背景1.2可行性研究结论1.3主要技术经济指标表第二章项目背景与投资的必要性2.1可再生能源发电项目提出的背景2.2投资的必要性第三章市场分析3.1项目产品所属行业分析3.2产品的竞争力分析3.3营销策略3.4市场分析结论第四章建设条件与厂址选择4.1建设场址地理位置4.2场址建设条件4.3主要原辅材料供应第五章工程技术方案5.1项目组成5.2生产技术方案5.3设备方案5.4工程方案第六章总图运输与公用辅助工程6.1总图运输6.2场内外运输6.3公用辅助工程第七章节能7.1用能标准和节能规范7.2能耗状况和能耗指标分析7.3节能措施7.4节水措施7.5节约土地第八章环境保护8.1环境保护执行标准8.2环境和生态现状8.3主要污染源及污染物8.4环境保护措施8.5环境监测与环保机构8.6公众参与8.7环境影响评价第九章劳动安全卫生及消防9.1劳动安全卫生9.2消防安全第十章组织机构与人力资源配置10.1组织机构10.2人力资源配置10.3项目管理第十一章项目管理及实施进度11.1项目建设管理11.2项目监理11.3项目建设工期及进度安排第十二章投资估算与资金筹措12.1投资估算12.2资金筹措12.3投资使用计划12.4投资估算表第十三章工程招标方案13.1总则13.2项目采用的招标程序13.3招标内容13.4招标基本情况表关联报告：可再生能源发电项目申请报告可再生能源发电项目建议书可再生能源发电项目商业计划书可再生能源发电项目资金申请报告可再生能源发电项目节能评估报告可再生能源发电行业市场研究报告可再生能源发电项目PPP可行性研究报告可再生能源发电项目PPP物有所值评价报告可再生能源发电项目PPP财政承受能力论证报告可再生能源发电项目资金筹措和融资平衡方案第十四章财务评价14.1财务评价依据及范围14.2基础数据及参数选取14.3财务效益与费用估算14.4财务分析14.5不确定性分析14.6财务评价结论第十五章项目风险分析15.1风险因素的识别15.2风险评估15.3风险对策研究第十六章结论与建议16.1结论16.2建议附表：

【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

如需报告请登录【未来智库】。一、储能：能源革命刚需，多元化需求孕育储能多样性储能是电能存储的媒介。传统化石能源具有实物形态，其贮藏直接使用物理容器。而电能无实物形态，即发即用。当发电端和用电端出现不一致，则电能需要得到及时的储存，储能需求孕育而生。目前主流的储电形式包括：电池储能、电容器储能、熔融盐储热、抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，其中电池具有较高的能量密度，且充放电过程迅速、可控，是理想的储电及发电材料。狭义上来看，电力+储能是传统储能的主要形势；广义上来看，终端应用的多元化带来的各类高耗电技术也孕育出储能需求。锂电的技术进步带动成本大幅下降，电化学储能产业趋势逐步确认。锂电池是电化学储能的关键，随着这几年技术进步，锂电成本大幅下降带动储能系统成本持续下行。根据彭博新能源统计，2019 年储能系统成本（20MW/80MWh 项目）在 331 美元/kwh。随着后续技术进步、规模优势等方式，彭博新能源预计到 2030 年储能系统成本（20MW/80MWh 项目）有望下降到 165 美元/kwh，相比 2019 年下降 50%左右。得益于锂电储能的成本持续下行和高效可控的优势，锂电储能成为除抽水蓄能之外，最为重要的储能形式。根据彭博新能源数据，2018 年全球已投运的储能中（除抽水蓄能），锂电储能占比达到 85%。海外市场蓬勃发展，国内需求方兴未艾。 海外储能近年来受益于电价定价体系和能源结构的差异性得到不同程度发展，鼓励储能的各项积极政策一直在呵护着行业前行的每一步： 奥地利：2020 年启动了一项 3600 万欧元的退税计划，用于小型光伏+储能的发展； 美国能源部：宣布为 25 个州的 55 个先进制造业的研发项目提供约 1.87 亿美元的资助，其中约 6687 万美元用于 11 个电池储能创新制造工艺项目开发； 意大利：公布了新生态奖励政策，用于户用光伏+储能的发展； 日本：得益于户用光伏和储能的发展，2019 年储能依旧维持高速增长，新投运规模同比增长 89.5%；国内储能稳步发展，2018 年国内电网端加大储能项目投资，电网侧储能迎来爆发，根据中关村储能联盟（CNESA），2018 年中国累计投运电化学储能达到 1.02GW/2.91GWh，是 2017 年的 2.6 倍，2019 年国内储能稳步发展，累计电化学装机达到 1.71GW。随着储能技术的进步，国内锂电产能的释放，国内储能方兴未艾。2019 年全球电化学累计装机达到 9.52GW，同比增长 46.2%，除抽水蓄能外，电化学储能规模最大。随着电源类型向新能源转移，全球储能需求逐步提升。根据 CNESA统计，截至 2019 年 12 月低，全球累计投运储能项目装机规模为 184.6GW，同比增长1.9%，其中抽水蓄能为 171.0GW，同比增长 0.2%，电化学储能为 9.5GW，同比增长46.2%，熔融盐储热为 3.1GW，同比增长 10.7%。从全球来看，2019 年全球装机规模排名前十位的国家（中国、美国、英国、德国、澳大利亚、日本、阿联酋、加拿大、意大利和约旦）规模合计占 2019 年全球新增总规模的 91.6%。2019 年国内电化学储能累计装机达到 1.71GW 同比增长 59.4%，国内电化学储能累计装机增速高于全球均值，近五年来电化学装机复合增速接近 80%。根据 CNESA 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 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 1.7096GW，同比增长 59.4%。从趋势来看，近几年，电化学储能维持高速增长，2015 年至 2019 年电化学储能装机复合增长率为 79.7%。储能是新能源发电和电网综合能源服务的重要功能模块，预计到 2024 年，国内电化学储能装机规模有望达到 15.5~24GW，短期增长确定，长期成长无忧。随着国内风光逐步实现平价，同时电网综合能源服务需求提升，国内电化学储能需求逐步提升。CNESA保守预计 2020 年国内电化学装机规模达到 2.73GW，到 2024 年累计装机达到 15.53GW，年化复合装机增速 55%；乐观场景下，2020 年累计装机达到 3.1GW，2024 年累计装机达到 23.8GW，年化复合装机增速 65%。长期去看，在新能源和国内电网综合能源服务需求提升的背景下，储能装机有望维持高增长态势。2019~2024 年国内传统电力市场储能市场空间预计在 276~443 亿元，年均新增空间在 55~88 亿元。根据上海申能新动力发布的储能电池系统 PCS 及配电集装箱储能设备招标公告，目前储能电池投标价在 1.2 元/wh 左右，预计后续还有继续下降空间。以 2小时备电市场测算，预计 2019~2024 年累计新增电化学储能 27.64（保守）~44.25(乐观)GW，以 1 元/wh 进行测算，预计带来市场空间 276.4~442.5 亿元，年均市场空间在55.3~88.5 亿元。1.1 狭义储能：储能用于电能储存，是能源互联网中能量流的中转站 传统理念来看，电力+储能是储能发展的主战场。储能作为电能的储能模块，一直以来，市场将储能发展趋势和电力系统转型相结合。狭义来看，电力储能是储能应用中的关键环节之一，随着电力转型加速，后续市场有望逐步打开。全球能源革命加速，电气化趋势不可阻挡，能源消费向清洁能源发展是科技选择的必然。2018 年，IPCC 警告称要将全球气候变暖控制在 1.5 度，以便防止极端情况的发生，这意味着在 2030 年全球二氧化碳排放量需要比 2010 年的水平下降约 45%，到 2050 年左右达到“净零”排放。这意味全国能源清洁化要加速，能源消费向清洁能源消费转移。新能源平价时代来临，中国制造完成了不可能完成的任务。随着新能源技术的进步，近十年来，风电光伏度电成本大幅降低，根据 Lazard 研究，2009~2019 年，风电度电成本下降 70%，光伏度电成本下降 89%，目前新能源的度电成本已低于化石能源发电成本，新能源平价时代已经到来。可再生能源装机近年来占比提升，储能能最大程度解决新能源消纳的阵痛，电力行业发展开始从“发好电”向“用好电”转型。同时随着可再生能源占比在一次能源的占比中逐步提升，风电、太阳能发电的随机性和波动性也在影响着整个电力系统。新能源+储能可以从根本上解决新能源的波动性，改善新能源发电的可调节性，提高电能质量，解决电网消纳的诟病。在新能源占比大幅提升的背景下，储能的加入让电力行业从“发好电”向“用好电”进行转型。储能帮助电力网络从独立转向耦合，是能源互联网中能量流的中转站。随着电能供需规模的扩张，发电、应用场景的复杂化，电网正在向数字化、网络化与智能化转型，电力网络将由独立系统转向相互协同的耦合系统，统筹调控网络上的信息流与能量流。储能具备存储和释放的双向功能，是能量流传输过程中的中转站，可以更有效更高效地存储和释放电能。1.2 广义储能：电能需求的多元化带动储能形式的多样化 电能应用场景的多样化，对电力提出新的质量和服务标准。随着电能在能源结构的占比不断提升，电气化革命的加速推进，电能的使用场景已经不局限于工业取电用电，家庭终端的用电需求。新能源车渗透率的提升带来对充电桩等基础设备的需求，电能使用场景的增加孕育出更多对电力设备和电力装置的需求。5G、数据中心等新基建的应用对能源服务提出新的要求和新的标准，带动对稳定电能的需求。储能模块不仅是能量流的中转站，信息流的适配，对储能提出了新的要求，储能形态的多元化孕育而生。随着电能使用需求的多样性上升，对电能质量的要求逐步提高，传统电能即发即用的能力无法满足终端客户常态稳定的需求，储能的应用场景逐步多元化。储能模块应用从传统的发电侧、电网侧开始向用户端拓展出新的应用舞台。 发电侧：新能源+储能降低新能源发电的波动性，提高风光电能质量； 电网端：提供调峰调频能力，平滑用电端和发电端的波动； 用电端： 户用光伏+储能：削峰填谷，满足稳定电能需求； 5G 基站+储能：备用电源需求，保证基站稳定运行； IDC+储能：备用电源需求，保证数据中心稳定运行； 充电桩+储能：解决无序充电给电网带来的压力和高峰充电给成本带来的压力；二、传统储能需求逐步提升，通信 5G、IDC、充电桩+储能需求高速增长2.1 发电侧储能：新能源发展的必然趋势，度电成本大幅下降带动需求提升 新能源装机占比提升，部分区域非水可再生能源消纳比例突破 20%。随着近年来风光成本的大幅下降，截止 2019 年我国光伏发电占总发电量的 3.1%，风力发电占总发电量的 5.5%。从新增发电量的占比来看，2019 年新增的发电量中，光伏占比达到 14.2%，风电达到 12.1%。若分省市来看，2019 年宁夏、西藏、黑龙江等地的非水可再生能源消纳占比已经突破 20%。新能源发电波动性强，且调节能力差，随着风光装机规模的逐步提升，部分地区的新能源消纳形势逐步严峻。风光迈入平价时代，储能的战略地位凸显。随着风电光伏逐步进入平价时代，新能源电源更高效利用的重要性逐步增强。发电侧储能的配置对于新能源发电有三大重要意义：1）推动可再生能源并网；2）参与辅助服务；3）提高输电管道输电能力和电网安全稳定。新能源发展进入平价仅仅是完成能源革命的第一步，储能赋予新能源的可调节属性将进一步帮助新能源走上新的台阶。从新能源的发展阶段来看，新能源实现平价后，还存在不稳定性问题，增配储能有望调节新能源的波动性，增加其可调节性，有望推动能源革命更进一步。光+储成本大幅下降，实现经济性是必然。随着国内新能源产业化的高速发展，国内甚至全球已经逐步完成新能源从补贴到平价的使命。长期来看，风光发电技术和电化学存储技术还有很大的提升空间，后续新能源+储能实现平价也将成为历史的必然。根据Lazard研究，2019年光伏+储能成本继续下降，目前成本已经低于核电和尖峰燃气成本，光伏+储能经济性在逐步提升。国家鼓励建设新一代“电网友好型”新能源电站，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用。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》的征求意见稿，明确提出“鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力”。同时在国家能源局发布的《关于做好 2020 年能源安全保障工作的指导意见》中，能源局表示要“推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设”。多省相继发布支持发电侧储能发展政策，国内发电侧储能发展迎来良机。今年以来，多省相继发布关于发电侧储能的支持文件，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东均建议或鼓励新建设的风电光伏项目可以适配相应的储能电站来配合电网调度。发电集团积极配置储能项目，33 个新能源+储能项目，发电侧储能项目建设开始加速。今年有望成为新能源+储能项目元年。在各地政策的推动下，央企发电集团积极配合，根据北极星储能网统计，截止 6 月底，国内已有 13 家发电集团发布了 33 项光伏、风电配储能的项目，其中包括 19 个光伏项目，装机规模为2.1GW，配置储能规模约为220MW；风电项目 14 个，装机规模 0.95GW，配置储能规模约为 162MW。各发电集团积极配置储能项目，加速推动发电侧储能发展，今年有望成为新能源+储能项目发展元年。2.2 电网侧储能：能源互联网中关键模块，综合能源服务转型带动储能需求提升 调峰调频辅助服务需求增加，电网侧储能的双向调节能力是不可多得的调峰调频电源。电化学储能响应速度快，控制精准，且具备双向调节能力，对于电网来说是不可多得的调峰调频电源。随着新能源装机规模的逐步提升，电网的调峰和调频辅助服务需求逐步提升，电网侧储能的配置也有助于保障电网供电安全，且在需要时进行调峰调频，满足发电和负荷平衡。国网致力成为国际领先的能源互联网企业，数字化设施建设望具备更长投资周期。在今年全国两会上，“新基建”作为“两新一重”的重要内容，首次被写入政府工作报告。国网高度重视“新基建”，并在最新一次“新基建领导小组会议”上强调后续投资与工作重心向“数字新基建”等领域倾斜。同时，今年国网新董事长毛伟明上任后，定调国网目标成为建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业，数字化设施的建设完全契合能源互联网企业的发展目标。国网发布“数字新基建”十大重点建设任务，牵手华为、阿里、腾讯、百度等巨头开启数字化新篇章，围绕信息流和能量流的互通互联实现能源互联网。 2020 年 6 月，国家电网举办“数字新基建”重点建设任务发布会，发布“数字新基建”十大重点建设任务，并与华为、阿里、腾讯、百度等合作伙伴签署战略合作协议。十大重点建设任务包括：1）电网数字化平台；2）能源大数据中心；3）电力大数据应用；4）电力物联网；5）能源工业云网；6）智慧能源综合服务；7）能源互联网 5G 应用；8）电力人工智能应用；9）能源区块链应用；10）电力北斗应用。国网 2020 年计划在相关领域总体投资约 247 亿元，预计拉动社会投资约 1000 亿元。国网对于能源互联网升级转型步伐坚定，新型数字基础建设范围更广，投资周期更长。此次数字化建设任务中，不止于电力物联网方向，还包括维度更为广泛的互联网层级应用（包括 5G/能源区块链/大数据等），同时牵手华为、阿里等国内互联网顶级巨头望加速相关应用落地。数字化基础设施的建设契合国网董事长打造能源互联网企业的执行思路，“能源是主体，互联网是手段，国网建设能源互联网企业的过程，就是推动电网向能源互联互通、共享互济的过程，也是用互联网技术改造提升传统电网的过程”。储能是能源互联网信息流和能源流互联互通的重要模块。从电网的转型发展趋势去看，电网最终的对外业务要向综合能源服务、大数据运营、资源商业化运营、三站合一、能源金融和虚拟电厂转型。储能均为各个环节重要参与部分。三站合一或者多站合一是指将传统的变电站和数据中心、储能电站相融合，实现向能源综合体的转型。将变电站和储能电站相结合，可以提高用户的用能可靠性、进行削峰填谷、参与电力市场化交易。虚拟电厂则是将大规模分布式发电电源、可控负荷和储能系统相融合，协调分布式电源和电网、用户之间的关系，解决电网系统中的能源浪费和安全问题。而储能系统均是这些综合能源服务模式中不可或缺的一部分。国网携手宁德时代成立国网时代，加大电网侧储能布局。4 月 3 日，国家电网旗下国网综合能源服务集团与宁德时代等 4 家企业共同出资设立国网时代（福建）储能发展有限公司。宁德时代和国网强强联手，有望加大在电化学储能方面投入。2.3 用户侧储能： BIPV 或带动用户侧储能兴起 分布式装机兴起和峰谷电价差套利带动用户侧储能需求提升。随着国内分布式能源和微网的建设，用户侧储能需求在逐步提升。总体来看，用户侧储能的应用场景包括：1）用户负荷管理；2）辅助服务；3）储能+模式。从盈利模式来看，对于工商业用户来说，用户侧储能的盈利模式在峰谷套利和需求侧响应；对于大工业用户来说，用户侧储能的盈利模式为峰谷套利、需量管理和需求侧响应。特斯拉推出光伏屋顶+储能，打造家庭独立供电系统。2019 年特斯拉发布第三代 SolarRoof，缩短了安装时间，降低 40%成本，产品经济性显著增强，迎合市场对 BIPV 的需求。与此同时，特斯拉的 Powerwall 家用电池可以为屋顶光伏所产生电量进行存储，通过光伏+储能的方式让家庭随时都可以使用太阳能，并在停电期间提供电力。海外用户侧储能逐步成熟，国内 BIPV 市场正在兴起，或将带动用户侧储能需求提升。从美国来看，美国加州推出了自发电激励计划（SGIP），从 2011 年开始，SGIP 将储能纳入补贴范围，鼓励用户侧储能发展。根据 Wood Mackenzie 的《美国储能监测》报告，预计 2020 年美国用户侧储能装机将达到 212MW，比 2019 年的 133MW 增加 59％。随着国内光伏技术的发展，光伏产业链逐步成熟，光伏产品也在走向多样化，，带动光伏应用场景的多元化。今年以来，各大光伏厂商均开始布局 BIPV 市场，后续有望打开用户侧需求，随着用户侧光伏的高速发展，用户侧储能也有望迅速提升。2.4 通信储能：5G 建设带来需求放量，磷酸铁锂成为主流选择 需求井喷，2020 年 5G 将步入大规模商用化阶段。2019 年 6 月 6 日，工信部正式向中国移动、中国联通、中国电信和中国广电四家企业发放 5G 牌照，标志着我国正式进入5G 元年。2019 年下半年以来，各大手机厂商陆续发布 5G 手机，覆盖从 2000 元到 10000元的价格区间，推升 5G 用户数迅速增长。根据公司公告数据，截止 2020 年 5 月底，中国移动入网 5G 用户数达到 5560.9 万，同期 4G 用户数为 7.57 亿，渗透率将持续快速提升。5G 网络建设提速，2020 年新建基站数量有望突破 60 万站。2020 年 3 月，中共中央政治局常务委员会会议强调，要加快新型基础设施建设进度，而其中 5G 被认为是“新基建”之首。我国已有超过 20 个省市正式发布 5G 产业规划，计划 2020 年在各省市的重点区域和主要活动场所完成 5G 网络全覆盖。2020 年，三大运营商 5G 投资预算为 1803亿元，同比增长 337.6%，上半年三大运营商对 5G 设备招标集采规模约 904 亿元，其中接入网（基站）招标规模为 699 亿元，涉及近 55 万站基站。由于运营商数据公布一般偏保守，以及部分基站存在先建设后采购的情形，预计 2020 年国内 5G 基站建设数量将超过工信部的计划值 60 万站。考虑到 2019 年底/2020 年 5 月底 5G 基站数量分别为 13万/25 万站，下半年建设需求将有望持续爆发。2020-2022 年 5G 基站建设持续高增长，三年建设规模将达 270 万站。通信网络的建设与投资存在明显的周期性，资本开支前期高速增长，后期增速回落。据前瞻产业研究院推算，我国 5G 基站建设与投资将在 2022 年达到顶峰，年新建数量约为 110 万站，当年度投资额超过 1500 亿元。2020-2022 年基站新建数量与投资额将保持快速增长，三年内新建基站总和有望达到 270 万站。5G 基站相比 4G 功耗更高，单站后备电源需求将翻倍。5G 基站相对于 4G 基站最大的特点是布置密集、功耗高。目前 4G 的天线阵列单元一般不超过 8 个，5G 采用大规模天线阵列技术，阵列单元将达到 128 或者更多；4G 基站天线一般 3 根，每根 80 片板，5G则会用到 6-12 根天线，每根 150 片左右；5G 信道更多，每片 PCB 的面积和层数也会增加，尺寸从 15 平方厘米增加至 35 平方厘米。华为、中兴 5G 基站典型功耗约 3000W，最大功耗超过 4000W，相较 4G 基站有超过一倍的提升。单站备用电源需求在 6~15kwh，预计 2021~2023 年基站备用电源需求在12~15GWh 左右，单年新增市场空间在 100 亿元左右。假设备用时长在 2~3 小时，宏基站单站功耗在 3000~5000w，单站备用电源需求在 6~15kwh 左右。另外 5G 单站覆盖范围更小，对小基站需求大幅提升。总体来看，预计 2021~2023 年单年的后备电源需求在 12~15GWh，以当前招标价格 0.7 元/w 进行测算，单年新增市场空间在 100 亿元左右。磷酸铁锂电池已成为基站后备电源主要技术形式。磷酸铁锂电池相对于铅酸蓄电池有着更高的能量密度、更长的循环寿命、更优的充放电性能，但前期受困于成本高昂，并未在通信备用电源领域占据很大的份额。随着新能源汽车对于锂电池需求的迅速放量以及技术的快速进步，目前磷酸铁锂电池价格持续下降，性价比优势逐渐凸显。通信备用电源领域主要需求方之一中国铁塔从 2018 年开始已经停止采购铅酸电池，三大运营商也在加大对于磷酸铁锂电池的采购比例。高工锂电统计数据显示，2019 年中国基站锂电池出货量达 5.5GWh，同比增长 71.9%。2020 年通信储能电池招标启动，招标数量近 4GWh。2020 年 3 月，中国移动、中国铁塔相继招标采购 1.95GWh、2GWh 磷酸铁锂电池组。从中国移动中标结果来看，不含税中标均价为 0.7 元/Wh。行业格局较为集中，南都电源、双登集团为通信 5G 蓄电池主要参与者。从近期的各大运营商和铁塔公司的招标数据来看，南都电源和双登集团位列中国电信和中国移动铅酸蓄电池招标的前二和中国铁塔磷酸铁锂招标的前二。行业竞争格局较为稳定，龙头效应明显。2.5 IDC 储能：为数据中心稳定运行保驾护航 5G+云计算共振背景下，IDC 建设开始加速。随着 5G 技术的发展，流量数据有望迎来高速增长，2020 年 3 月我国移动互联网当月户均移动互联网接入流量（DOU）值达到9.5GW/户，同比增长达到 30.6%。与此同时，云计算需求趋势迅猛，自 2006 年亚马逊首次推出云服务以来，根据思科预测，到 2021 年全球数据中心流量将增长到每年 20.5ZB，而且 95%的数据中心是云流量。在云计算和 5G 共振背景下，IDC 需求有望迎来爆发式增长。根据中国产业信息网预测，到 2022 年，中国 IDC 市场规模有望达到 3200 亿元，同比增长 29%。IDC 属于高耗能产业，行业用电量有望随需求增长大幅提升。IDC 托管的服务器需要每年不间断运行以向互联网用户提供服务，同时需要空调等辅助制冷设备实时供应冷能以维持其可靠运行，因此电能消耗量巨大。随着 IDC 的大量建设，IDC 将面临日益增长的资源和电力需求。根据 IDC 圈的统计，从 2011 年到 2016 年，数据中心耗电量以每年10%速度快速增长，2017 年国内数据中心总耗电量达到 1300 亿千瓦时，超过了当年三峡大坝 976 亿千瓦时的全年发电量。到 2018 年，全国数据中心总耗电量为 1500 亿千瓦时，达到社会总用电量的 2%。预计到 2025 年，占比将翻倍至 4%。宕机成本高，稳定的电能提供是 IDC 安全运营的重要指标。IDC 的稳定运行对于金融、互联网等行业的大客户至关重要，拥有可靠技术、良好口碑的 IDC 服务商将成未来首选。2017 年 7 月，全球知名 IDC 服务商 OVH 发生冷却液泄漏事故，引发超过 5000 个网站24 小时无法正常访问；2016 年 7 月，Equinix 子公司 Telecity 出现 UPS 电源故障导致其10%的伦敦客户网络连接受到影响；2016 年 4 月，北京亦庄数据中心供电中断，某银行和多家金融机构托管在该机房的所有设备宕机，服务全部中断。对于依靠 IDC 为客户提供 IT 和网络服务以获取收入的企业而言，单个宕机故障将造成巨额损失，影响企业声誉。储能+备电服务为数据中心稳定运行保驾护航。数据中心安全可靠、不间断运行离不开高可靠的供电系统。当前配电的解决方案包括 UPS 解决配电、HVDC 配电和巴拿马电源配电方案，无论哪一种配电方案均使用蓄电池作为能源单元。储能+备电服务的运行方案可以实现 IDC 机柜高效稳定运行和削峰填谷的作用。传统铅酸电池为主流，锂电池占比逐步提升。从传统来看，铅酸电池是数据中心 UPS 蓄电池的主流选择。近年来，锂电池的应用也在逐步提升。今年华为推出了 FusionPower供配电解决方案，将输入输出柜以及 ups 融合于一体，同时还采用了华为自研的 SmartLi锂电池储能系统解决方案，采用磷酸铁锂电芯、模块化设计。随着锂电池 UPS 逐步得到客户认可，后续锂电池 UPS 有望取代传统的铅酸电池 UPS，锂电池需求有望提升。2.6 充电桩+储能：缓解新能源车渗透率提升后带来的集中充电风险 2030 年新能源汽车销量有望达到 1520 万辆。2019 年 12 月 3 日，工信部发布了《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》（征求意见稿），指出 2025 年新能源汽车销量占比将达到 25%。预计 2030 年占比将提升至 40%。按 2025/2030 年汽车总销量3500/3800 万辆计算，对应新能源汽车销量为 875/1520 万辆。充电桩 2025 年新增需求有望在 656 万个，2030 年新增需求在 1520 万个。随着新能源汽车渗透率的逐步提升，公共充电桩与私人充电桩的车桩比将逐渐上升，假设 2025年分别为 4:1 与 2:1，2030 年分别为 3:1 与 1.5:1。2025/2030 年对应的充电桩新增总需求为 656 万/1520 万个。由于公共充电桩需满足快速补电需求，直流占比有望从 42%提升至 70%，对应 2025/2030 公共直流桩新增需求分别为 131/355 万个。快充桩需求逐步提升，高峰时段集中充电或将给电网带来较大负担。新能源车使用的一大痛点在于续航里程低、充电速度慢。随着新能源车续航里程的逐步提高，新能源车快充的需求也大幅兴起。Tesla 提出 2020 年在中国布局 4000 个超级充电桩，数量是过去5 年建设总量的两倍。同时各厂商推出自研的快充方案，提升充电效率，如 Tesla、Porsche分别推出 250kW、270kW 快充方案，极大地缩短了充电时间。直流快充桩多布置于公共充电站，随着大规模集中充电需求在高峰出现，会加大电力负荷和峰谷差，或将导致电力系统供需失衡。充电桩+储能，降低集中充电所带来的电网风险。储能电池的使用有望大幅降低集中充电对电网的冲击：1.配备储能的充电桩可以用自己的带电量来弥补电网电力容量的不足，减轻电网负担；2. 通过削峰填谷、需求响应，提升运营收益；2019 年上海电网曾与蔚来的换电站有过两次需求响应合作，在高峰时电网向蔚来买电削峰，在低谷时要求蔚来满负荷充电，满足电网最低负荷需求。3. 直流充电也有助于减少对电池的危害。风光储充相互结合，形成多能互补发电微网系统。随着风光度电成本的大幅下降，风光发电的经济性逐步提升。风光作为分布式能源可以实现自发自用，余电上网的功能。风光分布式发电储存入储能电池当中，再通过充电桩为新能源车进行充电，有望形成一个独立的多能互补发电微网系统。今年以来多个“光储充”项目成功投运，后续随着项目商业模式逐步清晰，市场需求有望迎来高速增长。2025/2030 年在渗透率中性假设下，“充储”带动储能装机需求约 5.95/15.4GWh，从价值量来看，2025 年至 2030 年，单年充电所需储能电池的价值量从 30~40 亿元提升到 80~100 亿元左右。公共充电桩多在日间使用，电网负担高，更适合配套储能响应电网需求。假设公共直流充电桩平均功率为 50KW，公共交流充电桩功率为 10KW，假定充电桩与储能的容配比为 40%，储能时间 1 小时，到 2025 年和 2030 年，储能电池售价在 0.5 元/kwh。在悲观、中性、乐观三种情形下，“充储”对应的渗透率分别为10%/20%/30%，对应 2025 年储能装机需求为 2.98/5.95/8.93 GWh，2030 年对应需求为 7.70/15.40/23.11 GWh，从价值量来看，假设未来电池售价在 0.5 元/kwh，2025 年至 2030 年，单年充电所需储能电池的价值量从 30~40 亿元提升到 80~100 亿元左右。三、投资建议及重点企业分析（详见报告原文）风光平价之际，传统电网储能需求上升；5G、IDC、充电桩行业的发展背景下，新兴储能需求有望迎来爆发，关注储能产业链投资机会。随着新能源产业化的高速发展，国内甚至全球已经逐步完成新能源从补贴到平价的使命。长期来看，风光发电技术和电化学存储技术还有很大的提升空间，后续新能源+储能实现平价也将成为历史的必然。根据Lazard研究，2019年光伏+储能成本继续下降，目前成本已经低于核电和尖峰燃气成本，光伏+储能经济性在逐步提升。新能源+储能需求有望打开。随着电能使用需求的上升，储能的应用场景逐步多元化，电网端传统的调峰调频需求、新能源车和充电桩对储能的需求、IDC、通信基站对储能的需求均在孕育而生。今年以来 5G 基站建设进入高峰，在5G+云计算共振背景下，流量数据和云计算需求有望迎来高速增长，IDC 建设开始加速。随着新能源车的高速发展，充电桩需求也在高速提升。储能的新兴需求有望爆发，建议关注储能板块投资机会。3.1 南都电源：通信、数据中心储能供应商龙头 3.2 阳光电源：国内电化学储能领导者3.3 上海电气：将储能和传统电力设备业务相结合，大力发展储能……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：国盛证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。