储能行业162页深度研究报告：爆发将至群雄逐鹿

报告出品方/作者：方正证券，申建国

风光储结合是未来能源发展的方向，多重驱动力推动储能快速发展发展储能的核心驱动力：1）发电侧方面，储能可用于解决因风光发电的间歇性和波动性导致的电网不稳定以及弃风弃电问题；2）电网侧方面，储能系统可提供辅助服务，维持电网稳定运转；3）用户侧方面，储能系统主要用于削峰平谷，节省电费；备用电源，防止断电影响设备运转；离网电源等；4）储能梯次利用是退役动力电池的最优处理模式，储能系统可覆盖的动力电池梯次利用范围广。 

储能发展短期看政策，国内依赖政策、海外部分地区已启动。长期看成本：储能系统成本下降是关键1）短期看：发电侧，国内十余省份陆续出台“强配”政策；电网侧，国内逐渐完成辅助服务相关补偿机制建设；用户侧，主要关注工商业场景，国内家储暂时无性价比；海外部分地区电价高+电网不稳定，家储首先放量。2）长期看：电池占储能系统成本过半，降本要靠电池成本下降、循环寿命提升等途径，我们预计2025年，储能系统成本将下降到0.84元/Wh，届时全球储能装机量将大幅提升。 

储能市场空间测算1）发电侧方面，预计到 2025年全球集中式光伏和风电新增装机为248.1GW，我们假设2025年光伏50%、风电60%的新增装机会配置储能系统，功率配比30%，备电时长3小时，则2025年全球发电侧储能需求为123.2GWh；2）电网侧方面，选取调峰辅助服务预测电网侧储能市场空间，假设调峰补偿费用0.55元/KWh，储能系统每日充放两次，时长2小时，到25年，辅助服务需求每年增长10%，则2025年国内电网侧储能需求为4.8GWh；3）用户侧方面，我们测算全国主要省份峰谷功率差之和为 255.6GW，假设储能覆盖其中30%，备电时长3小时，对应115GWh累计需求量，若在5年内达到该装机量，2025年达到35GWh；2025年国内基站储能需求为8.6GWh；2025年海外家储需求为33.5GWh；2025年全球用户侧需合计求77.1GWh。总体来看，2025年全球储能空间205.1GWh+。

储能复盘：碳中和背景下，储能是实现能源转型的必由之路1）能源转型背景下风光发电量提升，由此带来的消纳问题使储能受到重视，各国积极推动政策支持储能发展，储能由实验、示范项目性质到如今已开始商业化发展；2）当前储能新增规模中电化学储能占比高，以锂离子电池为主流技术；3）2019年我国电化学储能新增投运规模已居世界首位；4）碳中和背景下储能政策支持力度大，叠加系统成本下降导致经济性显现，储能预期确定性增长。

储能产业链梳理电池环节：行业集中度逐渐提升，未来向高安全、长寿命、低成本发展，磷酸铁锂将是主流路径，预计由动力电池龙头厂商领跑PCS环节：关注三大核心竞争力（迭代降本能力、品牌力&可融资性、渠道能力），判断未来竞争格局与光伏逆变器趋同BMS环节：当前技术成熟度较低、缺乏行业标准、竞争格局分散；未来储能电池BMS大概率延续动力电池BMS市场格局EMS环节：需与电网进行交互，现有EMS公司主要是国网系，未来EMS核心竞争力看软件开发能力和能量优化策略设计能力系统集成环节：国内系统集成商玩家众多，兼具集成能力、运维服务、当地渠道和品牌力的公司会胜出。

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储能：吹响能源革命号角

1.1 储能按原理可分为物理储能、电化学储能等，物理储能是当前主要储能方式

储能指通过一定方式将能量转换成较稳定的存在形态后进行储存，并按需释放。按照储能作用时间的长短，可以将储能系统分为数时级以上、分钟至小时级、秒级等。按照储能的原理，可以分为物理储能、电化学储能、电磁储能等。 

物理储能包括抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、储氢等，主要应用于数时级以上的工作场景。电化学储能包括钠硫电池、液流电池、锂离子电池等，主要应用于分钟至小时级的工作场景。电磁储能包括超级电容储能、超导储能等，主要应用于秒级的工作场景。 

截至2020年Q3，全球储能中抽水蓄能占比91.9%，电化学储能占比5.9%，其他的是飞轮储能、压缩空气储能等。

1.1.1物理储能一般承载大规模能量吞吐，发展方向在压缩空气储能

目前物理储能的技术包括压缩空气储能技术、抽水蓄能等，其主要优点在于规模大、使用寿命长、维护费用低等，缺点是工程建设成本高、转换效率较低、需依赖特定地理条件。从建设成本上看，压缩空气储能在3500-4000元/kW左右，抽水蓄能在4500-7200元/kW左右。 

压缩空气储能技术正在快速发展，主要有两种发展方向，一是液态压缩空气储能；二是超临界压缩空气储能。其主要原理为利用可再生能源电能或电网夜间低谷电驱动压缩机压缩环境空气以储存能量，其中超临界压缩空气具有很高的能量密度，约为常规压缩空气储能系统能量密度的18倍，大幅减小了系统储罐体积，摆脱了对地理条件的限制。

抽水蓄能是当前主要储能方式，但新增装机已停滞

抽水蓄能是当前应用最为广泛的储能电站，通过夜间过剩的电力驱动水泵将水位抬高，第二天白天电力需求大于电力供给时将水放出发电以实现调峰目的，另外，抽水蓄能电站还担负调频、调相和事故备用等动态功能。 

蓄水电站的建设受制于地理环境，且由于抽水蓄能效率较低，在其他储能技术逐渐成熟的情况下，其新增装机增速逐年放缓。2019年由于部分抽水蓄能退役停机而新增项目较少，新增净装机为-0.6GW，首次出现负增长。

飞轮储能商业化应用步伐领先，主要由海外公司研发

秒级储能主要形式包括超级电容储能和飞轮储能，应用场景以辅助一次调频、提高电能质量为主。 

飞轮储能系统具有效率高、容量大、响应快和对环境友好等优点。飞轮储能是用物理的方法储能的技术，原理是利用高速旋转的飞轮所拥有的惯性来储存能量。飞轮储能系统包括三个核心部分：飞轮、电动机-发电机和电力电子变换装置。其中，飞轮是整个产品的核心部件，直接决定着储存能量的多少，电力电子变换装置决定了输入输出能量的大小。

飞轮储能商业化应用步伐较超级电容领先，主要研发机构是美国Active Power和Beacon公司，飞轮储能主要围绕二次调频等场景开展应用。

1.1.2 电化学储能技术路径多样，钠硫电池和液流电池仍受制于成本和安全

由于价格便宜，铅碳电池成为过去主流技术，广泛应用于后备电源，但由于循环寿命短、能量密度低、造成污染等问题，目前使用逐渐减少。 

钠硫电池最大优点在于资源禀赋较高，其原材料钠、硫比较容易获得，缺点是生产成本高，约为2000元/kWh，且存在安全隐患。 

液流电池由于电解液的原材料多样，有许多发展路径，目前全钒液流较为成熟，美国的Primus和ESS公司在锌溴液流上有所突破，已取得金融机构和政府部门资金支持。

锂离子电池是电化学储能的主要路径，磷酸铁锂电池更适用于储能场景

锂离子电池在现有电化学储能装机中占比90%，主要分为三元锂电池、磷酸铁锂电池等。 

磷酸铁锂电池特性更适用于储能场景，是目前电化学储能的发展趋势。磷酸铁锂电池能量密度较低，但在循环寿命、安全性，成本方面有优势。 

• 三元锂电池的能量密度为210-250Wh/kg左右，磷酸铁锂电池能量密度为110-160Wh/kg左右；

• 三元锂电池循环到2000次时，容量衰减较多，磷酸铁锂电池可做到循环次数更多但衰减较少；

• 磷酸铁锂电池安全性要好于三元电池，可通过针刺实验，在高温环境仍可保持稳定结构，电池变形坏损时也不会发生冒烟、起火等事故；铁、磷元素对环境友好，磷酸铁锂电池对环境无污染。

电化学储能可应用于发电侧、电网侧、用户侧

受益于新能源汽车快速发展，锂电池成本快速下降，电化学储能是未来最有可能成为主流的储能技术路径。

电化学储能可分为发电侧、电网侧和用户侧三大应用场景，主要作用包括：1）发电侧：调频、新能源消纳、黑启动，提升电能质量；2）电网侧：提高电网稳定性、平滑网络需求、降低电网投资、电能交易及综合服务；3）用户侧：削峰填谷、需量管理、需求侧响应、后备电源、微电网应用。

1.1.3 各类储能方式层出不穷

目前市面上还出现了许多新型的储能方式，如混凝土块积木式重力储能、水力岩石重力储能以及热储能等。 

混凝土块积木式重力储能：在电力多余时，利用起重机将混凝土块吊至120米的高度，在电力短缺时，把混凝土块放下，通过发电机将重力势能转化为电能。该项技术的输出功率在2.9秒内可迅速增加到100%，度电成本约5美分/KWh，在意大利已建有一座35MWh的储能电站。目前该技术主要由Energy Vault公司开发，已获愿景基金支持。 

水力岩石重力储能：富余电力时，泵把水压入储水池中，岩石活塞被水压提起，当电力短缺时，闸门打开，岩石活塞下降将重力势能转化为电能。按岩石密度2600kg/m³折算，直径为125米的储能电站可储电8GWh，较抽水蓄能能量密度更高、空间利用率更高。 

热储能：美国Antora Energy使用电力来驱动电阻式加热器，将碳块加热到2000℃以上后暴露在热伏板上，通过热伏发电机发电，该热伏发电机可以捕获热存储介质的辐射光并将其转化为电能。目前项目已取得美国能源部和壳牌资金支持。

1.2 锂离子电池是各类新储能技术中商业化进程最快的技术之一

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多重驱动力促使储能快速发展

2.1 风光发电占比快速提升

2019年，全球可再生能源发电量占比26.9%，同比增长1.1个百分点，其中风电发电量占比5.3%，同比增长0.5个百分点；光伏发电量占比2.7%，同比增长0.5个百分点。 

我国风光发电量占比明显提升。2014年，我国风电发电量为1534亿千瓦时，光伏发电量为250亿千瓦时，占发电量比重分别为2.65%和0.43%；截至2020年Q3，风电发电量为3317亿千瓦时，光伏发电量为2005亿千瓦时，发电量占比分别提升至6.13%和3.71%。

消纳问题阻碍风光继续发展

多数风光新增装机集中在远离负荷中心的西北地区，特高压等远距离输电设施尚不完善，电力供需出现不匹配，风光出现了消纳问题，某些地区因此出现了不能并网、利用小时数持续降低等“弃风”、“弃光”现象 。 

消纳问题导致风电投资受限：国家能源局对发电及消纳条件进行了分析，评测各区域风电投资条件，将各个地区划分为红色、橙色和绿色区域，其中红色预警区域为严格限制项目建设，橙色预警区域为限制新增项目建设。2017年，由于弃风现象严重，7个省市被限制进行项目建设。 

为解决弃光现象，政府出台了《2018中国市场光伏发电有关事项的通知》（531新政），对光伏补贴作出限制：1）对包括户用光伏在内的分布式光伏进行规模管理，2018年的上限为10GW；2）标杆上网电价，分布式全额上网、余电上网补贴统一下降0.05元/度；3）其三，暂不安排2018年普通光伏电站，视光伏发电规模优化情况，再行研究启动领跑者基地建设。531新政导致国内新增光伏装机量大幅下降。

发电侧：储能可用于解决风光发电的间歇性、波动性问题

风光发电作为新能源主力具有间歇性与波动性：风电光伏不同于传统能源， 其输出功率随光照强度、温度、风力等环境因素影响，随着风电、光伏发电量所占比例不断增大，其发电的间歇性、随机波动性性将影响电力系统安全可靠运行， 限制其大规模应用与并网：

• 光伏发电日内峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，夜间出力为0。同时，光伏发电受天气影响大：以格尔木地区某50MW光储电站数据为例，典型晴天光伏输出最大功率为41.8MW，日实际发电量为23.44万KWh；阴天为31.6MW，日实际发电量仅13.62万KWh。 

• 风电出力则具有逆负荷特征：风电出力日内高峰出现在凌晨，而此时的用电负荷较少。p 而储能系统可以跟踪新能源发电出力计划，在出力低谷时储能系统输出功率，在出力尖峰时，储能系统吸收功率。因此，储能系统可平抑新能源发电的波动性，从而减少能源浪费，促进新能源的消纳从而减少发电机组的建设。

当前国内发电侧布置储能系统经济性不高

目前发电侧盈利模式主要通过将原来无法利用的发电量存储起来，在合适的时机卖出赚取电价收益。 

基本假设：1）运维成本是每年需要支付的现金流，其他成本在建设完成时支付。2）储能系统容纳的发电量可以完全消纳，即总处理电量等于总弃光减少量。 

经过测算，在当前时点储能系统成本为150万元/MWh、电池循环寿命为6000次、标杆电价为0.49元的情况下，IRR仅3%，经济性不高。随着储能系统成本的进一步下降以及循环寿命的提高，IRR将会大幅度上升。

2.2.1 电网侧：为保障电力系统稳定运行，需要电力辅助服务

电力系统具有很高的稳定性要求，电能的发、配、用是瞬时完成，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。当电源功率与负荷功率产生差异时，系统频率会变化，会造成电网不稳定。 

电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，基本辅助服务是机组为了保障电力系统的安全稳定性而必须提供的无偿辅助服务，是发电机组的义务，而有偿辅助服务是在基本辅助服务之外提供的服务，主要的辅助服务包括调峰、调频等。

电化学储能调峰已有示范案例

电化学储能参与调峰服务的流程：储能在独立参与调峰市场前，需要基于所配套的风电场或光伏电站次日的发电出力计划，预测储能次日的充放电行为 ，获得其荷电状态 (SOC)预测值，进而决策其参与调峰市场的报价行为，之后根据电网运行的需求，集中出清调度。储能系统在电网侧的辅助调峰应用可缓解电力设备的高峰容量需求，从而提高可再生新能源的电能传输与消纳能力，提高电网供电充裕性，增强电网运行稳定性。

电化学储能参与调峰的案例：张北风光储输一体化项目；深圳宝清4MW/16MWh锂离子电池储能电站可实现电网削峰填谷；大连200MW/800MWh液流电池储能调峰电站；山西50MW/200MWh调峰调峰电站等。

电网侧调峰储能经济性测算

电网侧调峰模式下，储能主要依靠提供调峰服务获取补偿收益。由于调峰属于容量型储能场景，且各省关于调峰补偿的规定不同，我们以度电成本来计算其经济性。公式为：度电成本（元/KWh）= (储能系统成本+功率转换成本+土建成本+运维成本+其他成本-电站残值)/（循环寿命*放电深度*系统能量效率*等效容量保持率）（元/KWh） 

当前时点下，调峰的度电成本约为0.33元/KWh，部分省份调峰收益可达0.5元/KWh，因此调峰市场已经有了一定的经济性。

储能可提供调频服务，经济指标为调频容量和调频里程

电网频率由发电功率和用电负荷大小决定，当两者不平衡时，频率发生变化将影响电网稳定性，将电网频率调整至正常的过程称之为调频。 

调频的两个经济指标为调频容量和调频里程。

• 调频容量指机组的AGC调节上限和下限差值，描述发电机组调频容量的机会成本。某机组在同一时间段只能提供能量、调频和备用服务中的一种，因此维持某项辅助服务能力将导致机组丧失在其他市场中的获利机会，从而产生机会成本（容量成本）。

• 调频里程：指发电机参与正/负调节“走过的路程之和”，即在给定时间段内机组实际调频出力相邻两点差值的绝对值之和。

电化学储能可与火电机组配合，提升调频效果

除单独提供调频功能外，电化学储能系统还可与火电机组配合进行调频。火电机组加装储能后，可缩短机组响应时间，提高调节速率及精度，可在相同时间内提供更多的调频里程，进而获得更多的补偿收益。 

机组调频效果主要以机组综合性能指标K值衡量，K值越高，AGC调频效果越好。K值主要受三个关键因素影响：响应速度K1、调节速率K2、调节精度K3。

• 以广东某机组安装储能前后的调频数据进行分析：加装储能后，调节速率提升最明显，由0.86上升到4.95，综合K值由0.73上升到了2.96，表明火储联合调频具有更好的经济性

调频机制近两年在国内快速完善，福建、广东、蒙西、山西、京津唐、山东、甘肃等省均出台了调频补偿细则，以推动该细分市场增长。目前各省市对调频的补偿方案一般有三种模式：一是调频里程+调频容量，二是投运时间+调频里程，三是单纯的调频里程。其中，调频里程补偿=调频里程数*调频性能*补偿价格，调频容量依据各省份的具体规定。

电网侧调频储能经济性测算

电网侧调频模式下，储能主要依靠提供调频服务获取补偿收益。由于调频属于功率型储能场景，因此以里程成本进行测算。里程成本=总投资/总调频里程 =(储能系统出力系数*系统能量效率*有效AGC调频效应系数）成本+功率转换成本+土建成本+运维成本+其他成本-电站残值)/（有效调频效应次数*调频出力系数*系统能量效率*有效AGC调频响应系数） 

当前时点下，磷酸铁锂电池的里程成本约为4.82元/MW，我国ACG市场竞价范围一般为0-12元，因此调频市场已有一定的获利空间。

2.3.1 用户侧：储能系统可进行峰谷套利

在峰谷电价制下，储能可用于峰谷电价套利，用户可以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，减少使用高价的电网电能，从而降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。 

国内外不少地区电价均存在较高的峰谷价差，峰谷电价套利具备实施条件：以美国加州2021年1月18至19日电价为例，一天中最高价为36.66美分/KWh，最低价为9.81美分/KWh，峰谷价差26.85美分/KWh，价差约合人民币1.73元/KWh。目前国内峰谷价差最高的地方是北京，价差约为0.95元/KWh。

海外部分地区电网不稳定，家储系统可减少停电损失

海外部分地区电网不稳定，大规模停电频繁发生。据不完全统计，全球总计发生25次电网重大停电（每次损失≥800万千瓦），2019年发生多起停电事故：1）阿根廷大停电：2019年6月16日，由于电力互联系统瘫痪，阿根廷全国大范围停电，影响人口超过4000万；2）根据美国能源信息署汇总的数据，2019年，美国用电户在重大事件期间（如暴风雪或飓风）平均经历3.2小时的停电，在没有重大事件的情况下1.5小时停电，平均中断4.7小时。 

家庭配置储能系统可有效保障在停电过程中的电力供应，在南非等海外电网不稳定地区受到欢迎.

电价高+电力交易机制齐全，海外家储率先发展

目前家用电化学储能装机主要集中在海外，原因在于：1）我国居民电价为0.542元/kWh，较海外居民电价低，相比欧美等国的电价相差数倍；2）我国电网较海外电网更稳定，我国大停电事故发生率由70年代末的年均19次降到近20年的0次，电网安全达到世界最高水平。海外地区电网发生停电事故频率较高，因此需加装储能系统应对频发断电状况；3）国外电力交易机制更加完善，包括现货交易、期货交易等方式均较完备，用户侧售电障碍较小。

国外部分地区家储已具有较高经济性

我们以美国为例，测算家用储能经济性。按照美国能源署的信息，美国居民2020年10月，每个家庭每日用电33kWh，假设：1）谷时用电12kWh，峰时用电21kWh；2）加州SGIP补贴处于第五阶段，则安装储能可以享受0.25美元/Wh的补贴，即安装10kWh可享受2500美元补贴；3）光伏发电可享受PTC税负补贴0.022美元/kWh；4）光伏和储能能享受ITC税负减免，相当于减少设备成本的26%；5）安装的储能设备储能容量为10kWh，售价为9500美元；6）安装的光伏设备为1500美元/kW；7）光伏系统在谷时发电。方案一：只安装光伏。假设一个加州家庭安装3kW的光伏，每日工作4小时，则每天发电12kWh，将12kWh自发自用，夜间21kWh购电。 

方案二：只安装储能。假设一个加州家庭安装10kWh的储能设备，白天充电10kWh用来晚上放电，夜间剩余11kWh购电。 

方案三：安装光伏+储能。假设一个加州家庭安装5kW的光伏和10kWh的储能设备，则白天发电20kWh，12kWh自发自用，将剩余的8kWh存储用做晚上发电，夜间剩余13kWh需要购电。

2.3.2 国内用户侧以工商业储能为主，大工业用户可通过需量管理与动态扩容降低用电成本

目前我国用户侧电化学储能以工商业为主，截至2017年底，工商业电化学储能占用户侧电化学储能的73%。

在我国，大部分地区针对大工业用户适用两部制电价，除根据用电量缴纳电费之外，还需缴纳基本电费。大工业用户可以自行选择是按变压器容量还是按最大需量（1个月中每15min 或30min 平均负荷的最大值）来缴纳基本电费。对于白天负荷大的工业用户，储能系统可在谷时充电，在白天负荷尖峰时放电，降低申报的最大需求量，进而节约基本电费部分。如果工业用户负荷大，需对变压器进行扩容，用户可以使用储能系统进行“动态扩容”，进而节约变压器扩容的投资成本。

国内工商业经济性测算

工商业储能的获利来源主要有：1）采用两部制电价的工商业用户，基本电价按变压器容量或最大需要电量计费。对于新投用户，如果安装储能系统，则变压器规划容量可适当降低，利用储能削峰填谷可减少用户的最大需要电量，因此可以减少基本电费；2）分时电价机制下，用户通过储能系统在低谷电价时充电，在高峰电价时放电，实现峰谷套利减少购电费用。 

基本假设：1）10kV工商业用户建设100kW的储能系统；2）以浙江省工商业用户电价为例；3）储能系统用磷酸铁锂电池 

结论：如果不考虑置换费用、弃置处置成本和降损收益，一般工商业用户目前不具备经济性，大工业用户已经具备一定的经济性。

2.3.3 通信基站是用户侧储能应用的重要领域

截至2019年底，中国三大运营商共用4G基站478万个。未来新建的通信基站将主要为5G基站。由于5G通信频谱分布在高频段，相比4G，通信信号覆盖相同区域的前提下，5G基站的数量将比4G基站更多。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，宏基站一般建设在空旷地区，再通过小基站的补充，以“宏基站+小基站”的组网模式提升覆盖范围。

根据工信部数据，截至2020年底，我国累计开通5G基站71.8万个。参考过去4G基站的建设节奏，预计至2025年，我国5G宏基站的建设数量将达到约450万个，同比增幅达527%。

5G基站储能需求增加，铁锂电池将替代铅酸电池

基站必须设置后备电源。通常用电池柜装配在基站机房中，在基站断电的情况下提供应急电力，保障正常工作和通讯畅通。由于能耗较高，在5G时代，基站还需要使用电力储能设备完成高峰期供电。 

5G基站主设备由BBU、AAU组成，AAU作用类似4G时代的RRU+天线，其能耗较高。传统4G基站单站功耗780-930W，5G基站单站功耗平均2700W左右，满载功率近3700W，单站功耗是4G单站的2.5-3.5倍，为满足电量需求，需对现网电源进行扩容，并配套储能系统。基站将针对电网负荷情况进行响应，在用电高峰时段，储能电池将为基站提供供电辅助。 

基站电源此前一般采用铅酸电池，由于铅酸电池循环寿命短，能量密度低，有重金属污染可能，而磷酸铁锂电池在循环等方面均显著优于铅酸电池，未来将在基站电源中全面替代铅酸电池。

数据中心搭配用电侧储能系统可实现更好的运营效率

数据中心耗能高，需要不间断的供电，同时需要空调控制温度保障机器运行。能耗主要分布在IT设备、空调系统、照明系统、供配电系统等，其中在IT设备能耗和空调系统能耗占比超80%。储能系统并联接入数据中心优势在于：1）增强数据中心的供电可靠性，防止偶然断电导致数据丢失；2）储能系统通过削峰填谷、容量调配等机制，提升数据中心电力运营的经济性，节能降耗，低碳环保。 

2020年初，谷歌与美国公共事业厂商NV Energy在这方面做出尝试，NV Energy公司为其在内华达州建设的一个数据中心提供电力，为该数据中心部署一个装机容量为350MW的太阳能发电场，并配备装机容量为250～280MW电池储能系统，以期降低用电成本并提升用电清洁性。

2.4 梯次利用是退役动力电池的最优处理模式

当动力电池性能衰减到原容量的80%时须退役，随着电动汽车数量的增加，退役的锂离子动力电池数量也大幅增加，退役动力电池的回收利用成为了一个亟需解决的难题。 

退役动力电池的回收再利用分为梯次利用和拆解回收。梯次利用是指将退役电池，进行回收、筛选、再利用于其他领域，典型应用是储能领域， 如风光储能、削峰填谷、备用电源、家庭电能调节等 。进行梯次利用可以缓解回收压力、降低环境污染、提高资源利用， 提升经济效益。

2.4.1 储能系统可覆盖的动力电池梯次利用范围广

退役动力锂电池能否梯次利用主要依据电池的剩余容量，由大到小其应用领域依次为低功率电动车、电网储能以及低端储能需求如家庭储能等。 

动力锂电池梯次利用的具体标准为：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，应送到电池拆解厂进行材料的回收。 

储能的场景对电池剩余容量的要求不高，储能系统可使用剩余容量区间在20%-80%范围内的梯次利用电池，较大利用范围可提升梯次利用经济性。

2.4.2 电池梯次利用相关政策已较完善

近五年，发改委、工信部等部门陆续发布《生产者责任延伸制度推行方案》、《电动汽车动力蓄电池回收利用技术政策(2015年版)》、《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》、《新能源汽车蓄电池回收利用溯源管理暂行规定》等指导性政策，这些政策的发布以及落实为电池梯次利用技术的发展指明了方向，同时推动了电池价值回收，理清电池回收产业链上下游的责任分摊，为实现电池梯次回收商业化奠定基础。

2.4.3 国内外均开始在储能系统使用梯次利用电池

全球范围内都在积极开展有关动力锂电池梯次利用的研究。德国、美国、日本等国家起步早，已有成功示范工程和商业项目。日本4REnergy、夏普、美国特斯拉已先后将梯次电池用于个人或商业储能项目。

国内梯次利用逐渐走向商业化。2018年9月1日在江苏如东投产的1MW/7MWh梯次利用工商业储能系统项目是国内企业的首次商业化运营尝试，由中恒电气旗下煦达新能源和中恒普瑞联合承建，自投运以来产生大约4500元/日峰谷价差收益。近两年新投运的梯次利用储能项目主要集中在工商业储能分时电价套利，地域集中在江苏，得益于江苏峰谷价差较大。

2.4.4 电动车保有量增加，带来大量动力电池梯次利用空间

新能源汽车普及率提高，销量逐年增加。2020年，中国新能源汽车的销量为136.7万辆，同比增长3.9%，其中纯电动汽车销量111.6万辆，插电混合销量25.1万辆。预计全球2020年电动车销量为285万辆，其中海外销量为148.3万辆，同比增长46%。随着汽车智能化、电动化趋势的持续发展，预计新能源车渗透率将持续提升，国内新能源汽车销量将在2030年达1500万辆以上，这期间将带来大量的动力电池梯次利用空间。

2.4.5 测算2025年国内可利用梯次电池空间约23GWh，后续关键在于提升电池检测、筛选技术

假设商用车电池使用寿命为5年，乘用电池使用寿命为8年，有80%的退役电池会用来进行梯次利用。 

由于新能源乘用车销售逐渐放量，单车带电量逐渐增加，预计2025年为23.16GWh，到2030年达144.24GWh。据国务院发布的新能源汽车产业发展规划，2030年，来自全球乘用电动汽车的梯次利用电池电量将到368GWh。 

退役动力锂电池的安全问题是梯次利用的关键。当前在电池检测、筛选、一致性确定等方面的技术还有可提升空间，且需对电池首次使用阶段的BMS数据建立数据库，才能够建立完善的梯次利用机制。

2.5 储能发展短期看政策：国内发电侧政策要求“强配”

2020年我国共发布了152项储能相关政策，其中国家政策49项，地方政策103项。 

已有17个省份岀台鼓励可再生能源侧配储能的政策，其中对储能配置比例有明确要求的包括：山西建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备 15%-20%储能；20年山东参与竞价的光伏电站项目规模为 97.6万千瓦，共计19个项目,并明确要求储能配置规模按项目装机规模 20%、储能时间2小时考虑，可与项目本体同步分期建设；内蒙古20年光伏配置 5%；贵州21年风光配置10%储能；湖南新能源配置储能 20%等。

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储能复盘：走向碳中和的“必由之路”

3.1 储能复盘：化石燃料为主的能源结构带来全球性问题，能源结构必须调整

温室效应导致的气候变暖已经成为全球性问题。近200年来，工业革命的兴起导致全球长期维持以化石燃料为主的能源消费结构，二氧化碳排放过度导致温室效应，1950年，二氧化碳浓度值首次超过310ppm，数百万年来地球的二氧化碳浓度从未达到过这一水平，目前全球二氧化碳的浓度已经上升至415ppm。 

全球经济发展过于依赖石油，石油价格的波动极大地扰动经济发展。由于战争，政变等因素，中东地区石油产量、价格波动巨大，在1973、1978、1990年由于国际油价暴涨，世界各国的GDP曾出现剧烈波动

温室效应、石油危机使欧美国家意识到能源转型刻不容缓

从20世纪70年代开始，美国联邦政府制定了一系列的能源法律、法规及政策来促进可再生能源技术的发展、提升能源效率和减少对化石燃料的依赖，总体来说，美国能源转型主要采用政策强制与经济激励两种手段：

• 强制性措施：实行可再生能源配额制，即要求可再生能源应在能源消费结构中保持或占有一定的比例。

• 经济激励：一是电价优惠政策 ，即实行净电量计费制度，这种计费制度允许用户把用电期间消费的电量被利用可再生能源供应的电量抵消。二是税收激励政策 ，其主要表现为三种形式 ：首先是收入减免，其涉及个人收入减税和集体收入减税 ；其次是销售税抵扣 ；最后是财产税减免，包含全免可再生能源设备的财产税和财产税抵扣两种形式。

20世纪90年代，欧盟开始重视可再生能源的发展。1995年和1996年，欧盟先后通过了《欧洲联盟能源政策》的白皮书和《未来的能源：可再生来源的能源》的绿皮书。

德国率先开始能源转型

德国是欧盟能源转型的先行者。2000年，德国联邦众议院和参议院通过了《可再生能源法》(EEG-2000)，首次确立了税收优惠减免方案。该法案替代了《电力上网法》，成为推动德国可再生能源电力发展的重要法律基础。此后的十几年间，德国不断对《可再生能源法》进行修订与完善，目的始终是围绕增加可再生能源发电比例。 

2000年，德国累计光伏装机容量为114MW，全球累计光伏装机容量为729MW。到2006年，德国累计光伏装机容量为2863MW，全球累计光伏装机容量为5700MW，德国已占据了全球光伏累计装机容量近50%。

早期风光占比小，储能技术尚处实验阶段

尽管以德国为代表的发达国家大力倡导可再生能源的发展，但光伏、风电的发电量较火电、核能等能源仍低。全球来看，2008年风光发电量占比仅为1.1%。 

风电光伏整体发电量低，电网消纳不成问题，对储能系统没有需求。据CNESA估计，2008年全球储能项目在电力系统装机规模不到100MW，早期的储能项目以实验性质为主。

锂离子电池已成电化学储能主流技术

2012年底，钠硫电池仍占电化学储能市场半壁江山，总安装量达326MW，占全球电化学储能总安装量53%，锂离子电池占比26%。到2019年底，全球电化学储能累计装机规模为9520.5MW，其中锂离子电池规模达8453.9MW，已成为电化学储能市场绝对主流技术，占比88.8%。

4.2 国内储能复盘：09年储能技术开始产业化探索

2009年，我国首个大型储能示范工程“张北风光储一体化”由财政部、科技部和国家电网共同启动，总投资约150亿元，开发规模为500MW风电、100MW光伏、110MW化学储能，2011年底在河北省张北县正式建成投产，标志着我国储能技术真正走出实验室，迈入产业化应用探索阶段。

2010年前，国内涌现了一批光伏制造企业，但由于当时光伏度电成本过高，投资光伏电站并不划算，因此当时光伏产品以出口为主。国内的装机量在2009年以前微乎其微，2008年，国内光伏发电量为0.15TWh，风力发电量为13.1TWh，二者合计占比0.4%。

国内光伏风电装机规模的微小加上电池价格过高，当时国内几乎没有电化学储能的需求，据CNESA估计，2012年以前，我国电化学储能装机几乎为0。

中国自2010年关注对储能的规划：1）2010年，《可再生能源法修正案》第一次在国家法案中提到储能的发展；2）2011年3月，《国家“十二五”规划纲要》中明确指出要在“十二五”期间指导新能源、智能电网、储能行业的发展建设以及规划新能源重点建设项目。同年，各部委相继颁布一些列政策纲要，如《产业结构调整目录》、《分布式发电管理办法》、《国家“十二五”科学和技术发展规划》等，来支持储能的发展。 

在这一时间段，中国储能主要是通过建设示范项目，检验储能技术降低间歇性能源对电网冲击的效果，并测试储能系统的调频、削峰填谷、稳定输出及后备电源应用效果，相关科技发展规划等则专注于研究电网级储能电池技术，以及关键储能材料，以技术研发为基础促进储能在分布式能源中的应用。

电化学储能累计装机规模增速放缓。2015年新增储能项目（含运行、在建、规划中项目）28个，装机规模37.5MW，同比2014年数据有所下降；其中电化学储能新增装机规模仅11.8MW。

国内储能仍以示范项目为主，主要应用于可再生能源并网、分布式发电及微网领域。到2015年底，两者累计装机规模占中国市场总规模超80%，其中分布式发电及微网领域在累计装机规模占比56%，项目个数占总项目77%。

2018年起国内电网侧储能应用规模爆发，正式向“GW/GWh”时代迈进。在火电机组退役、夏季高峰用电、动力电池扩产导致电池成本大幅下降的背景下，2018年国内电网侧储能迎来爆发式增长，多个电网公司发布百MW级储能项目采购需求。据CNESA统计，2018年国内新增投运的电网侧电化学储能规模为206.8MW（不包含规划、在建、在调项目），占全年新增投运的电化学储能规模的36%。

2018年中国电化学储能规模爆发式增长，源自电网侧储能火热。2018年江苏、河南相继投运百兆瓦级的电网侧储能项目，带动新增投运电网侧电化学储能规模206.8MW，占当年全国新增投运电化学储能规模的36%。

2019年电网侧储能建设开始降温。政府颁布了《输配电定价成本监审办法》和《关于进一步严格控制电网投资的通知》，设置费用上限，规定未实际投入使用、重复建设等不予列入输配电成本，控制电网过度投资。2019年国内新增电化学储能规模 637MW，同比减少7%。 

2020年我国电化学储能回暖，尤其以电网侧新增投运回暖较明显，原因在于调峰、调频的补偿机制逐渐理顺。新增投运的电化学储能中, 发电侧储能259.4MW，电网侧储能497.9MW，用户侧储能27.9MW。

锂离子电池已成为国内电化学储能主流技术

国内储能规模总体呈增长趋势，其中电化学储能市场规模高速增长。截至2019年底，国内已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模17.6%。其中抽水蓄能累计装机规模达30.3GW，同比增长1%，占总装机规模93.4%；电化学储能累计装机规模为1709.6MW，同比增长59.4%，占总装机规模5.3%。电化学储能中又以锂离子电池规模最大，达1378.3MW，占电化学储能市场80.6%。

4.3 碳中和 : 能源转型是碳中和关键一环，储能是必由之路

碳中和指一定时间内产生的二氧化碳和温室气体排放通过各种手段，达到碳排放小于等于碳吸收，即碳净排放为0。实现碳中和主要涉及两个方面：1）提高碳吸收能力：增加植树造林、植被恢复、碳汇交易等；2）减少碳排放量：节能减排、终端消费电气化、拓展氢能、研发碳捕获技术等。

包括中美在内的世界多国已设立碳中和目标，其中能源转型是关键一环。各国为实现碳中和目标大力发展风力发电和太阳能发电，风光发电占比提升后，其固有的间歇性、波动性将对电网的安全稳定性造成很大冲击。储能因具有平滑风光发电、能量调度的作用，成为可再生能源规模化发展的必由之路。

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储能产业链梳理

储能产业链包括电芯、PCS、系统集成等多个环节

电化学储能产业链上游包括电池原材料、电子元器件供应商等；中游主要为电池、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他配件供应商等；下游包含储能系统集成商、储能系统安装商以及含电网、家庭、工商业、风光电站等在内的终端用户。

锂电储能系统主要由储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电芯、电池管理系统（BMS）四部分构成，其中电芯、BMS等构成储能电池系统。

CATL、BYD、特斯拉等行业巨头皆已布局储能

电化学储能系统结构主要由电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和其他配件构成。从成本来看，电池占比近60%，PCS占比20%，BMS占比5%，EMS占比5-10%，其他配件约5%。

各企业储能在储能产业链从事的环节各不相同：ATL专注于电池的研发和生产；固德威此前专注于生产PCS，目前开始涉及系统环节；阳光电源可提供PCS和系统集成；比亚迪/LG化学/三星SDI/松下生产电池+系统集成；特斯拉生产产业链中的大部分产品，其于21年1月发布了自研变流器；海外系统集成商Sonnen重点布局家储，而Wartsila、Fluence则更专注于大型系统集成。

5.1.1 技术：锂离子电池为电化学储能电池主流技术，国内电池企业多布局磷酸铁锂

电池为电化学储能系统结构中最重要的一环，其中锂离子电池在电化学储能全球新增投运规模和累计装机规模占比均列第一。

国内电池企业技术路线以磷酸铁锂为主，相关公司约有50家以上。

技术：海外技术路线以三元为主，国内供应商已切入海外供应链

海外电池厂商以日韩为主，海外储能电池代表企业为LG化学、三星SDI、松下，以三元路线为主。

凭借产品技术提升和成本优势，国内电池材料企业逐渐完成日韩龙头电池认证。

• LG化学：早期负极材料的供应商主要为三菱化学和日立化成，近几年璞泰来和杉杉已成为主要负极材料供应商；星源材质干法隔膜取代

了Celgard干法隔膜，恩捷湿法隔膜2019年进入LG供应链并获得大量订单。

• 三星SDI：负极材料的天然石墨主要来源于贝特瑞，人造石墨由江西紫宸和杉杉主供；电解液中新宙邦和日本旭硝子占比较高。

• 松下：供应链较为封闭。厦门钨业为松下提供钴酸锂和NCM正极材料。

三元电池除成本较高之外，还存在安全稳定性差，循环寿命短等问题，近年来韩国已发生多起储能系统起火事件，采用的均为三元电池。

相较而言，磷酸铁锂电池具有成本较低、循环周期较长、安全性好等优势。预计未来储能系统开发商将由采用三元锂离子电池向采用磷酸铁锂电池转换。

5.1.2 行业集中度进一步提升，市场规模逾百亿

按电池出货量来看，2018年中国储能锂电池出货量超过100MWh的企业有11家，比亚迪、中兴派能、中天储能位居前三，占比分别为26.7%、8.3%和7.7%；2019年，比亚迪在全球储能项目装机量超过1GWh，出货量排名保持国内第一，占比23.7%，宁德时代在储能市场开始发力，占比18.4%，第三位中兴派能，占比15%。

2017-2020年，国内储能锂电池出货量复合增速达到59.3%，国内储能锂电池市场规模约175亿元。

5.1.3 储能电池 vs 动力电池

应用场景的不同导致性能要求不同：动力锂电池对能量密度、放电功率要求高，同时对快速的充电能力有要求；储能电池则强调运行稳定性和使用寿命，主要考虑电池模块一致性，对能量密度、膨胀率、电极材料性能均匀性等指标要求高，以追求系统整体的长寿命和低成本。

5.1.4 降本为行业发展核心目标，未来动力电池龙头大概率胜出

电池环节在储能系统成本占比超50%，电池降本对储能系统的成本控制起关键作用。此前受益于新能源汽车行业的蓬勃发展，动力电池得以大规模应用，其生产技术持续升级，生产效率不断提升，叠加规模效应共同带动成本快速下降。眼下随着锂电储能不断放量，规模效应进一步扩张将加速推动电池成本下降。据BNEF预测，2030年锂电池组的平均价格将有望下降至68美元/kwh, 较2020年降幅达58%。

锂电池生产工艺复杂，过程控制严格，原材料的选择、辅助材料的应用以及生产流程的设置等均需多年的技术经验积累；加之近年来储能锂电池不断向高安全性、长寿命方向发展，技术和工艺壁垒不断提高，技术领先的企业先发优势明显。预计未来宁德时代、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能等动力电池龙头企业将大概率胜出。