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