储能行业调研报告

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。

（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】。

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

中商情报网讯：储能即能量的存储。储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等，具体如下图所示：数据来源：中商产业研究院整理根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。具体如下图所示：数据来源：中商产业研究院整理市场规模及应用电化学储能技术在中国同样连续多年保持了快速增长的态势。根据CNESA的统计，2015-2019年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由0.00GW增加至0.75GW。截至2019年，中国电力系统中已投运电化学储能项目累计装机规模为1.2GW，同比增长175%，首次突破“GW”大关。预计2020年和2021年也会稳定增长。数据来源：CNESA、中商产业研究院整理数据显示，中国新增投运电化学储能项目应用中，用户则占比最大为42.9%，其次为电网侧和辅助服务占比分别为30.3%和16.1%。数据来源：CNESA、中商产业研究院整理储能应用场景1.电力系统储能储能技术应用于电力系统，是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。2.其他储能除应用于电力系统外，储能在通信基站、数据中心和UPS等领域可作为备用电源，不仅可以在电力中断期间为通信基站等关键设备应急供电，还可利用峰谷电价差进行套利，以降低设备用电成本。此外，储能应用于轨道交通可实现列车再生制动能量的高效利用；储能应用于人工/机器智能可为机器人系统供电；储能应用于军事领域可保障高性能武器装备的稳定运行等。未来发展前景1.电化学储能行业高速发展，市场空间广阔近年来，全球电化学储能市场进入快速成长期。2019年中国通信储能锂电池出货量达6.0GWh，2017-2019年年均增长88%。未来，伴随着全球可再生能源的大规模发展以及对电力系统要求的不断提升，电化学储能技术在电力系统的应用空间广阔。2.储能技术将更进一步的突破储能市场的迅速发展有赖于储能技术的革新带动成本下降和性能提升。随着电化学储能的规模化推广和应用，电池系统的性能和成本逐渐成为影响行业快速发展的瓶颈问题，未来需要在电池材料、制造工艺、系统集成及运行维护等方面实现技术突破，降低制造和运行成本。3.配套利好政策将更好的打开市场目前，我国辅助服务市场依然处于探索期，有利于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成，各个地方政策关于电力辅助服务定价、交易机制尚未完善。但随着我国电力体制改革的深入、储能政策的发布，储能参与电力辅助服务和用户侧储能参与电力需求响应将实现储能系统的价值叠加，为其可赢利的商业化发展奠定基础。更多资料请参考中商产业研究院发布的《中国储能技术行业市场前景及投资机会研究报告》，同时中商产业研究院还提供产业大数据、产业情报、产业研究报告、产业规划、园区规划、十四五规划、产业招商引资等服务。

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】

（报告出品方/作者：天风证券，孙潇雅）报告提纲：1、储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力2、用电侧:自发自用经济性显著，分布式储能迎来爆发3、发电侧:短期政策驱动国内高增，中期成本推动全球增长4、电网侧:调频已具竞争力，调峰仍待降成本5、产业链相关标的报告摘要：一、储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力为什么需要储能：风光装机提升调峰调频需求，快速储能方式提供辅助服务。储能的现在：应用于用电、发电、电网侧三大场景，主力为抽水蓄能。储能的未来：抽水蓄能受限，锂电快速崛起。锂电几乎不受自然环境影响，装机便捷，使用灵活，将在较长时间内保持快速增长状态，甚至成为第一大储能方式，下文将重点对锂电储能进行经济性分析与中期空间测算。二、用电侧：自发自用经济性显著，分布式储能迎来爆发家用储能商业模式一：光伏储能配套，实现电力完全自发自用。家用储能商业模式二：根据峰谷价差，利用储能实现削峰填谷。家用储能市场规模测算：2025 年全球户用储能新增装机容量达93.4GWh由于国内民用电价格较低，且住宅多为楼房高层，发展户用光伏+储能的空间较小；2020年，海外户用储能新增装机容量1900MWh，其中欧洲新增810MWh，美国新增700MWh，累计装机容量逾4.2GWh，以未来五年来看，欧洲、美国仍是户用储能增长的领导地区。2020年受疫情影响储能的年新增装机量的增速较低，但光伏储能自发自用的商业模式已经清晰，对居民用电的经济性显著，中期来看能保持高增长，户用光伏的渗透率和和光伏储能的配套率将同步快速提升， 预计到 2025 年全球户用储能新增装机容量达 93.4GWh ， 2020- - 2025 年 CAGR 达 110% 。工商业储能市场规模测算：没有光伏则依托储能降低容量电价对于商业楼宇、医院、学校等不适用于安装大规模光伏自发电的场景，则 通过安装储能系统达到削峰填谷、降低容量电价的目的。削峰填谷的商业模式与住宅侧类似，其经济性主要取决于峰谷价差的大小。降低容量电价：部分地区对于大工业用电、工商业用电采取两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费（电度电价）之外，还需要缴纳基本电费（容量电价）。其中，电度电价单位为元/kWh，其计价规则和家用电价类似，此部分的费用取决于用户总共的用电量；而容量电价的单位为元/kW·月，此部分的费用则取决于业主最大用电需求功率或最大变压器功率。配置后，在用电低谷时提前储存电量，即可减小企业在高峰时的最大需量功率，进而减少容量电价的支出。测算得2025年与单独运营、非光伏配套的工商业储能新增装机容量达21.4GWh ，2020-2025CAGR 达40% 。三、发电侧：短期政策驱动国内高增，中期成本推动全球增长中期中国市场预测：政策激励+ 锂电价格下行，发电端储能市场快速增长至2025年中国发电侧储能装机总量可达59GWh ，新增装机将贡献大部分储能市场。我们预测发电侧总储能市场中，受补贴和支持政策，叠加锂电价格下行，新增装机对应的储能市场将由0.29GWh增长至18.01GWh，2025年新增装机对应市场占全部储能市场比例达72%。至2025年底，发电侧总储能装机量可达59GWh，CAGR为137%，总储能功率占新能源总装机功率的份额为3.2%。新能源存量装机对应储能市场预计将在2025 年开始爆发。预计受锂电价格下行影响，预计2025年储能系统在无补贴情境下也将具备经济性，因此我们预计存量装机对应的发电侧储能市场将在2025年开始爆发，对应市场将由2024年的2.52GWh增长2.8倍至7.02GWh。中期海外市场预测：市场将在2025年因储能价格下行而快速增长受锂电价格下行影响，全球发电侧储能市场将在2025年快速增长。预计至2025年，全球发电侧储能市场可从2020年的0.82GWh增长至7.72GWh。储能市场增速将在2025年因锂电价格下行、储能经济性提高而大幅增长， 假设2025 年增量市场装配比例提升3 个百分点至6.5%，存量市场装配比例自1% 提升至1.5% ，则海外总储能市场将自2024 年的3.05GWh 提升2.5 倍至7.72GWh 。中期全球市场预测：预计至2025年增长28倍，中国将占据76% 发电侧市场预计到2025年，全球发电侧储能市场将达33GWh ，年均复合增速95% 。我们预计到2025年，全球发电侧储能市场将达到33GWh，较2020年增长28倍。受政策刺激，未来全球发电侧储能市场将主要由中国占据。受国内发电端储能政策刺激影响，2020-2025年间中国发电侧储能增速快于全球，未来将占据全球储能发电侧市场的大部分份额， 至2025年，中国发电侧储能市场占全球比例为 76%四、电网侧：调频已具竞争力，调峰仍待降成本应用：电力辅助服务，调频调峰备用锂电池储能在电网侧的主要应用领域是电力辅助服务市场，该市场的主要需求为调频（AGC）、调峰与备用容量。调频（AGC）的作用是将发电设备向用户供电的频率调整到一定范围内（50±0.2Hz），以维持电网稳定运行，避免损害各类电器。调峰的作用主要是在用电负荷较高时快速提供发电能力以“削峰”，而在负荷较低时降低发电功率或者作为用电设备减小供需差值以“填谷”，从而提高电网供电的充裕性，增强电网运行稳定性。备用容量分为负荷备用（旋转备用）和事故备用，事故备用容量可在电力系统发生事故时保障供电的安全稳定，负荷备用则可在冲击性负荷超过发电设备最大供电能力时提供应急增量。备用容量使用频次较低，往往与调峰、调频等功能共用机组。政策：海外趋于成熟，国内已经起步海外的电力辅助服务市场开展较早，种类更多， 相对更加成熟。 以美国PJM电力市场为例，自1997年成立以来该市场的规则不断完善，目前主营调频、备用、黑启动、无功电压控制、不平衡电量5大类辅助服务产品，其中调频与初级备用服务采用集中式市场化交易。2017年以来，在国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》后，中国各省市均已不同程度的开展了电力辅助服务市场，随着“电改”的进一步深化，未来电化学储能将会在更多地区参与电力辅助服务市场交易。商业模式：获得准入许可，得到服务收入从主要国家现状来看，调频和调峰是储能电站的主要应用场景，而 锂电储能电站的主要商业模式则 是为电网提供调峰、调频、备用容量等服务，以此获取市场化收入、补偿收入或提成。这一模式的核心问题在于市场准入与服务成本。虽然2016年起国内市场就确立了电化学储能在辅助服务市场的主体地位，但定价机制、补偿来源与监管办法仍需完善，而海外发达国家多数已允许电化学储能公平参与市场竞争，其中美国2011 年起即已出台相关法令允许储能进入辅助服务市场。经济性分析：调频比较里程成本，调峰对比度电成本综述：通过对电力辅助服务市场需求的分析，我们认为调频和调峰是两个最主要的需求，因此我们针对这两大市场进行了成本测算。由于容量型与功率型的服务需求差异较大，其定价方式也不一样，因此我们 对容量型的调峰采取度电成本的计算方式，而对功率型的调频采取里程成本的计算方式。经济性分析：调频已具备经济性锂电调频已具备经济性：经计算， 磷酸铁锂储能电站的里程成本已可降至6元/MW以内， 具备平等参与电力市场服务交易的竞争力， 且由于磷酸铁锂储能的调节速度快、调节质量高、配置灵活性强， 在收益性方面更具有优势（AGC补偿费用=调节深度*调节性能*单位里程调频价格）， 将是未来新建独立或联合调频储能电站的优先选择。经济性分析：调峰竞争力相对较弱调峰：磷酸铁锂电池储能度电成本在0.5-0.6元/kWh，明显高于抽水蓄能的0.21-0.25元/kWh，因此目前 在无补贴条件下，锂电池储能调峰的竞争力相对较弱，但 后续随着锂电池成本的不断降低，循环寿命提升，电池容量增大，锂电储能度电成本将会持续降低，而抽水蓄能对选址的要求较高，容量有限， 锂电储能调峰有望获得更高的增长。2025 年空间测算：调频+ 调峰新增装机14GWh 左右调频：据北极星储能网信息， 调频需求在火力发电系统中的功率占比在2-3% ，基于NREL的研究， 当波动性发电占比达30% 时，调频需求将翻倍。因此我们假设全球调频需求装机占比从2%逐步提升到2025年的3.2%，同时锂电储能调频的渗透率从4%逐步提升至2025年的40%，则2025 年锂电储能调频的新增装机量将达10GWh 以上。调峰：随锂电储能度电成本逐年降低， 预计2025 年调峰新增装机电量可缓慢提升至2.53GWh，在全球碳减排的背景下，当其经济性提高后有望快速获取火电调峰份额。2025年空间测算汇总：电力系统与5G 基站合计新增装机209GWh左右根据前述电力系统中三个场景的测算可得：2025年全球电力系统新增锂电储能装机将达195GWh左右，其中未来5年增长潜力最大的场景为用电侧，2025年新增装机有望达148GWh 以上，其次为发电侧，在国内强力政策推动下，2025年新增装机有望达33GWh左右，而电网侧虽新增装机相对较小，2025年新增装机在14GWh左右，但由于调频调峰需求刚性，将长期占据一席之地。除电力系统外，此前我们在《储能系列报告1：国内储能项目经济性探讨》已经对5G基站的装机容量进行了预测， 预计2025年5G基站对锂电储能的需求将达14GWh。综上， 我们预计2025年全球电力系统与5G基站的合计新增锂电储能装机将达209GWh。五、产业链相关企业分析由于锂电储能前景广阔，各领域龙头公司均已不同程度进行布局，代表上市公司有【宁德时代】、【亿纬锂能】、【派能科技】、【阳光电源】、【固德威】、【锦浪科技】、【德方纳米】、【当升科技】、【天赐材料】等。受益储能发展，电池厂商将获取最大蛋糕锂电储能系统的最主要组成部分是锂电池，但储能锂电池更看重经济性和高循环次数，动力锂电池更看重高能量密度。PCS厂商将受益于储能需求增加带来的量利双升锂电储能系统的另一重要组成为储能逆变器，以光储系统为例，储能逆变器 除需要满足光伏逆变器对直流电转交流电的逆变要求外，增加了因储能系统既要充电又要放电所带来的双向变流的需求，技术壁垒相较普通逆变器更高，价格、盈利水平均高于光伏逆变器。电池材料龙头厂商将受益于储能电池带来的量增德方纳米采用降本空间大的液相法生产LFP 正极，自2016年下半年以来开始逐步以自制铁源代替外购铁源 ，具备一定成本优势， 龙头地位稳固 。 当升科技于2016年率先在国内开发出储能多元材料， 产品已大批量用于三星、LG 、SKI等海外高端储能电池供应商，先发布局有望获取更高份额。六、风险提示储能需求不及预期：如果由于电网的线路改造或者火电机组的灵活性改造导致电力系统对储能的需求降低，则会影响相关公司业绩增速。政策力度不及预期：如果在锂电储能尚不具备经济性的市场上取消补贴或者大幅下调补贴，则相应的储能需求将大幅调整。锂电池价格下降不及预期：若锂电池价格下降速度太慢，则在锂电储能不具备经济性的场景很难获得较高增速。其他储能方式发展超预期：若铅蓄电池、液流电池等其他电化学储能方式快速发展，使其性价比快速提升，可能会降低锂电储能的需求。报告节选：（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

电化学储能增长最快，中国新增电化学储能装机规模位列世界第一根据CNESA的数据显示，2018年全球电化学储能累计装机容量6.63GW，同比增长126.39%；2013-2018年的年复合增长率高达113.86%。截止2019年，全球电化学储能累计装机容量8.2GW，同比增长24.02%，受中国市场影响，新增装机规模下降，为1.59GW。虽然2019年中国储能市场遇冷，但仍在世界上占据比较大的市场份额，数据显示，2019年中国新增电化学能装机规模位居世界第一，未来市场依然具有很大的发展空间。锂电池为主流技术路线价格不断下降锂电池具有能量密度高、循环寿命长、自放电率小、无记忆效应和绿色环保等突出优势。因此，自索尼公司于1990年首次开发出锂离子电池后，由于其具有电压高、体积小、质量轻、比能量高、无记忆效应、无污染、自放电小、寿命长等优点，已经取得了飞速的发展，其应用已经渗透到民用以及军事应用的多个领域，相较之下，在包括移动电话、笔记本电脑、摄像机、数码相机等强调轻薄短小、多功能的便携式电子产品应用上迅速普及。目前已经商用化的电化学储能技术主要为铅蓄电池和锂离子电池，其中锂离子电池累计规模最大，根据CNESA的数据显示，2019年锂离子电池累计装机规模达8453.9MW，占电化学储能总规模的88%，可见锂离子电池已经成为电化学储能的主流技术路线，且锂离子电池的成本在不断下降。根据BNEF的数据显示，2010年锂离子电池的成本为1200美元/kwh，随着成本的逐渐下降，BNEF预测2020-2023年间锂离子电池的价格可以下降为约150美元/kwh，将达到储能系统性应用的经济性拐点，成本和价格的下降将推动储能装机规模的爆发。我国储能电池占比较小国内市场空间大根据高工产研锂电究所(GGII)的统计数据，2019年，我国储能锂电池出货量总额为3.8GWh，与2018年相比，同比增长26.7%；虽然从整体出货量来看，实现了一定的增长预期，但从出货的市场类别来看，国内市场出货量有了较大幅度的下降，2019年国内市场出货量仅为0.7 GWh，同比下降75%；而国外市场出货量相比来说比较稳定，且有了一定的增长。根据GGII的数据，2019年，我国动力电池累计装机量为62.38 GWh，同比增长9%；而储能锂电池出货量仅为3.8 GWh，其中国内市场出货量0.7 GWh，占比18%；国外市场出货量3.1 GWh，占比82%；与动力电池相比，我国储能电池占比依然较小，未来有较大的市场空间。国内未来储能市场发展空间巨大万亿市场未来可期随着储能成本的下降，根据国防证券的数据，预计2025年当储能成本下降为1500元/KWh时，我国用户侧储能大部分地区基本可实现平价。这意味着在存量市场渗透率为30%的情况下，储能装机规模有望达到435GWh，市场规模可达6256亿元。2030年左右预计市场储能成本下降为1000元/KWh时，我国的光储结合储能大部分地区可实现平价，这意味着在存量市场渗透率为60%的情况下，储能装机规模有望达到1186GWh，市场规模可达12070亿元。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。（文章来源：前瞻产业研究院）

电化学储能增长最快，中国新增电化学储能装机规模位列世界第一根据CNESA的数据显示，2018年全球电化学储能累计装机容量6.63GW，同比增长126.39%;2013-2018年的年复合增长率高达113.86%。截止2019年，全球电化学储能累计装机容量8.2GW，同比增长24.02%，受中国市场影响，新增装机规模下降，为1.59GW。虽然2019年中国储能市场遇冷，但仍在世界上占据比较大的市场份额，数据显示，2019年中国新增电化学能装机规模位居世界第一，未来市场依然具有很大的发展空间。锂电池为主流技术路线 价格不断下降锂电池具有能量密度高、循环寿命长、自放电率小、无记忆效应和绿色环保等突出优势。因此，自索尼公司于1990年首次开发出锂离子电池后，由于其具有电压高、体积小、质量轻、比能量高、无记忆效应、无污染、自放电小、寿命长等优点，已经取得了飞速的发展，其应用已经渗透到民用以及军事应用的多个领域，相较之下，在包括移动电话、笔记本电脑、摄像机、数码相机等强调轻薄短小、多功能的便携式电子产品应用上迅速普及。目前已经商用化的电化学储能技术主要为铅蓄电池和锂离子电池，其中锂离子电池累计规模最大，根据CNESA的数据显示，2019年锂离子电池累计装机规模达8453.9MW，占电化学储能总规模的88%，可见锂离子电池已经成为电化学储能的主流技术路线，且锂离子电池的成本在不断下降。根据BNEF的数据显示，2010年锂离子电池的成本为1200美元/kwh，随着成本的逐渐下降，BNEF预测2020-2023年间锂离子电池的价格可以下降为约150美元/kwh，将达到储能系统性应用的经济性拐点，成本和价格的下降将推动储能装机规模的爆发。我国储能电池占比较小 国内市场空间大根据高工产研锂电究所(GGII)的统计数据，2019年，我国储能锂电池出货量总额为3.8GWh，与2018年相比，同比增长26.7%;虽然从整体出货量来看，实现了一定的增长预期，但从出货的市场类别来看，国内市场出货量有了较大幅度的下降，2019年国内市场出货量仅为0.7 GWh，同比下降75%;而国外市场出货量相比来说比较稳定，且有了一定的增长。根据GGII的数据，2019年，我国动力电池累计装机量为62.38 GWh，同比增长9%;而储能锂电池出货量仅为3.8 GWh，其中国内市场出货量0.7 GWh，占比18%;国外市场出货量3.1 GWh，占比82%;与动力电池相比，我国储能电池占比依然较小，未来有较大的市场空间。国内未来储能市场发展空间巨大 万亿市场未来可期随着储能成本的下降，根据国防证券的数据，预计2025年当储能成本下降为1500元/KWh时，我国用户侧储能大部分地区基本可实现平价。这意味着在存量市场渗透率为30%的情况下，储能装机规模有望达到435GWh，市场规模可达6256亿元。2030年左右预计市场储能成本下降为1000元/KWh时，我国的光储结合储能大部分地区可实现平价，这意味着在存量市场渗透率为60%的情况下，储能装机规模有望达到1186GWh，市场规模可达12070亿元。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

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。据相关研究报告分析指出，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。光伏行业发展迅速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。能源消纳亟待解决然而，一方面我国新能源装机容量不断提升；另一方面，市场化机制的缺失使得新能源消纳成为新的问题。2018年12月，国家发改委、能源局发布的《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》提出，到2020年基本解决清洁能源消纳问题，并对风电、光伏、水电、核电提出对应的消纳目标。为缓解清洁能源消纳问题，本次通知提出重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购，保障工作视电源类型、区域差异而定。“531”新政发布，光储结合成为新的热点2018年5月31日，国家发展改革委下发了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。该通知不仅收紧了光伏的补贴标准和指标，还明确了未来光伏产业发展的两大基调，即评价上网和无补贴。该项通知的出台，是环节光伏产业当前面临的补贴缺口和弃光限电等突出矛盾的重要举措，有利于推动光伏产业从规模增长向高质量发展转变，但无疑也给光伏产业带来了不小的冲击和重创。在这样的大背景下，光伏企业纷纷把目光投向储能，并将光储结合作为未来光伏走向市场化的出路之一。2018年光储累计装机规模达259.6MV光储结合是光伏走向市场化的出路之一，目前，协鑫新能源、华能集团、鲁能集团、黄河水电等不少市场参与者已经在积极部署光储项目。截至2018年底，中国已投运的、与光伏相配套的储能项目的累计装机规模达到了259.6MW，占中国储能投运项目总规模的25.7%。2018年的光储项目规模相比2017年增长了41.4%，其原因在于黄河水电、鲁能集团、协合新能源等新能源企业对储能的理解和认识逐步加深，同时对储能为光伏电站带来的价值进一步认同，进而在集中式光伏电站中部署储能项目的力度增大。弃光现象得到改善政府一系列政策相继出台，弃光现象得到有效改善。根据国家能源局数据显示，自2015年以来，我国弃光率呈波动下降的趋势。弃光率从2016第一季度的13.84%高位，波动下降，至2018年第三季度，弃光率已经降至的2.87%。以上数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国储能电站行业市场前瞻与投资规划分析报告》。来源: 前瞻网