锂电储能行业研究报告Word文件下载.docx

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美国、欧洲、日本、澳大利亚等典型国家的储能政策重点主要表达在：

财政补贴、税收融资、市场机制、价格机制等方面。

2021年上半年，德国可再生能源占该国净发电量的比例已超过55%,近年来，德国储能市场活泼，德国的商业化的储能市场主要集中在电力辅助效劳市场市场和户用储能市场，其中大型电池工程市场主体地位明确，独立于发电企业和输电企业，通过与政府、输电方、发电方、用电方建立合作关系，获取多方收益。

澳大利亚霍恩斯代尔储能系统是目前全球最大的电池设施，由电站建设商Neoen负责运营，市场地位独立，该工程同时为发电、电网、用户多方提供效劳，并按照效劳效果拿到相应的收益，明确“谁受益、谁承当〞的原那么，对我国储能工程建设开展有一定参考价值。

一、储能产业开展历程综述

从广义上来讲，储能即能量的存储，指通过某种介质或装置，把一种形式的能量转化成另一种形式的能量存储起来，在需要时以特定能量形式释放出来的一系列技术和措施。

狭义上讲，针对电能的存储，指利用化学或物理等方法将电能存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。

对储能的研究可以追溯到18世纪80年代，意大利物理学家Galvani发现了生物电的存在；

1799年，意大利科学家Volta创造了现代电池；

1836年，电池被用于通信网络。

到19世纪80年代，纽约市直流供电系统中，为了在夜间将发电机停下，采用铅蓄电池为路灯提供照明用电。

随着电力技术的开展，抽水蓄能开始被逐渐应用于电网调峰，抽水蓄能也是目前在电力系统中应用最为广泛的一种储能技术。

世界最早的抽水蓄能电站于1882年建于苏黎世；

到20世纪50年代，已有50多座抽水蓄能电站投入运行。

60年代起，抽水蓄能进入髙速开展期，美国、日本等兴旺国家成为建设抽水蓄能电站的先驱。

进入90年代，兴旺国家抽水蓄能建设放缓，中国等开展中国家开始大规模建设。

近年来，电化学储能在储能领域占比逐年提升。

在电化学储能领域，铅蓄电池是最古老、最成熟的蓄电池技术，是一种低本钱的通用储能技术，缺点在于寿命较短,制造过程中易产生环境污染，限制了铅蓄电池在电力系统的大规模应用。

在二十世纪七十年代的石油危机时期，在埃克森美孚工作的英国化学家StanleyWhittingham釆用硫化钛作为正极，金属锂作为负极，制成了首个锂电池。

1982年，首个可用的锂离子石墨电极由贝尔实验室试制成功。

1991年，索尼公司发布首个商用锂离子电池。

1996年具有橄榄石结构的磷酸盐被发现，如磷酸铁锂，相较传统的正极材料性能更优，已成为当前主流正极材料。

1991-2021年，随着索尼公司发布首个商用锂离子电池，日本凭借其在锂电池领域的技术优势几乎垄断了全球的锂电池市场份额，日本锂电池企业在全球市场份额占据90%以上。

2001年以来，锂电池技术开展放缓，日本技术开始外流，韩国三星SDI和LG化学异军突起，打破了锂电池领域被日本企业垄断的竞争格局。

与此同时，由于2001年以后，、MP3等便携电子设备发展迅速，由此拉动了锂电池行业需求的增长。

我国是消费电子主力市场，行业产能逐步向中国转移，日本、韩国纷纷在中国建厂。

我国电池企业也抓紧机遇，积极学习国外先进技术,2001-2021年期间，中国完成了主要核心原材料的国产化，逐渐形成了锂电池正极、负极、隔膜、电解液四大主要环节全产业链,涌现出杉杉股份、当升科技、新宙邦、星源材质等一批具备竞争力的行业企业。

2021年以来，消费类锂电池开展进入成熟阶段，全球智能手机、平板电脑出货量分别自2021、2021年以来逐年下滑。

2021年以来，在新能源汽车政策补贴的刺激下，新能源汽车产业进入高速增长阶段，带动动力锂电池产业高速增长。

2021年，我国动力电池产量累计83.4GWh,其中三元电池和磷酸铁锂电池合计占比达99.5%o根据高工产研锂电研究所（GGII）数据显示，2021-2021年，中国动力锂电池出货量逐年上升。

2021年中国动力电池出货量为80GWh,同比增长13%。

二、储能应用及开展掣肘分析

2.1锂电池下游应用领域广泛，电力系统储能关注度高锂离子电池按照应用领域分类可分为消费、动力和储能电池。

消费电池领域市场体量相对较小，目前已经进入成熟开展期。

逐年高增的动力锂电池市场需求，极大地拉动了我国动力锂电池产业的开展。

近年来，锂电池在储能领域的应用受到广泛关注。

随着风电、光伏等新能源平价进程不断推进，新能源装机容量的不断提髙，新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点，由此引发的能源消纳问题日益凸显。

建设储能电站，可用于削峰填谷、提高供电可靠性。

储能可大幅平抑风电间歇性能源的波动；

同时风电场电网发生故障时，为不可中断的重要负荷供电，提高供电可靠性；

其次通过储能削峰填谷，为电力负荷用户节约用电本钱，缓解电网侧变压器负载；

此外还可以提高电能质量，提髙电网电压调节能力。

新能源配置储能的可行性主要取决于三个方面，分别是技术进步、系统本钱以及商业模式。

过去十余年，伴随着行业技术进步，储能投资本钱不断下降。

CNESA数据显示,储能电池本钱每年以20-30%的幅度下降，近年来，新能源电站工程储能招标价大幅降低。

2021年年初以来，风储项目中标价从2.15元/Wh降至1.67元/Wh。

从整个电力系统的角度看，储能的商业化应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。

其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；

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；

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。

2.2电力系统储能缺乏顶层设计和合理商业模式，实际应用受限

储能在电力系统中的应用价值目前已经得到广泛认可，产业各方对储能的前景都持积极态度，储能本钱业已逐年降低，但具体到储能应用来看，电力系统各类市场参与主体加装储能的积极性仍旧不高，当前的电力市场环境还难以反映储能价值。

对于发电侧储能来说，即便本钱有所降低，但面临储能带来的收益端的不确定性，加装储能仍旧是额外本钱的增加，风光新能源发电初步步入平价，加装储能将新增电站本钱7-15%,电站加装储能积极性进一步降低。

在发电侧配储能，理论上可促进可再生能源消纳，但储能的投资回报机制存在不确定性，表达在调度保障没有形成机制，辅助服务补偿缺少长效机制。

从投资的角度来说，工程收益存在不确定性，资本信心和市场活力难以激发。

电网侧缺乏理清计价机制，补偿机制缺乏稳定性和可持续性。

2021年5月印发的?

输配电定价本钱监审方法?

提出，电储能设施本钱与电网企业输配电业务无关，不能计入输配电本钱核算。

2021年12月，国家电网发布?

关于进一步严格控制电网投资的通知?

，明确要求不得以投资、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，进一步降低了电网侧加装储能的积极性。

据业内人士表示，储能参与辅助效劳机制存在多重问题。

第一个是身份问题，虽然各类政策中明确了储能参与电力市场的独立身份，包括联合用户和联合发电企业参与辅助效劳市场，但是相关规那么并不明确，包括储能参与市场的交易、结算、调度、并网规那么等，并未得到明确，储能工程收益无法保证，阻碍了进一步商业化开展。

第二个问题是补偿机制的合理性问题，各地出台相应的电力辅助效劳市场运营规那么，一定程度上给予了储能扩展收益空间的时机，但大局部政策和规那么无法做到补偿完全覆盖投资本钱。

用户侧方面，削峰填谷是用户侧储能目前最典型应用场景之一，但盈利方式较为单一。

用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电顶峰期使用存储好的电能，防止直接大规模使用髙价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用本钱，实现峰谷电价套利。

单纯依赖峰谷价差获取收益应用场景较为单一，依据当前的储能系统建设本钱,峰谷价差到达0.6元/KWh,可实现经济性。

目前，峰谷价差高于0.6元/KWh的地区主要集中在北京、长三角和珠三角地区，仍有较多地区难以通过峰谷价差进行套利，单纯的峰谷套利盈利方式较为单一。

目前，我国储能缺少独立的主体地位，根本处于依附于发电、电网或用户的状态，风电、光伏产业经历了补贴扶持的阶段，目前已进入了可再生能源平价时代，但由于其不稳定、不可控的特性，其大规模开展仍受到一定的限制，“新能源+储能〞的工程建设主要由发电侧承当。

目前，我国从中央到地方出台多项政策支持储能产业开展，但仍在探索阶段。

地方性储能政策大多默认由发电侧承当加装储能的目标。

风光初步步入平价阶段，要求新能源运营商单独承当加装储能的目标，存在经济效益矛盾的问题。

2.3测算显示，现阶段新能源电站加装储能尚不具备经

济性

2021年1月18日，青海省下发?

关于印发支持储能产业开展假设干措施〔试行〕的通知?

，为全国首个针对可再生能源+储能工程补贴方案。

我们在上一篇锂电储能专题深度报告?

下游应用场景多点开花，储能万亿级市场即将开启?

对青海省光伏电站加装储能的经济性进行过测算。

测算结果显示，青海省出台的时限2年的“新能源+储能〞项目补贴虽然可以在一定程度缓解由储能需求带来的新能源装机压力，但仍缺乏以完全覆盖储能本钱；

经后续测算，即便考虑储能对弃光改善带来的额外收益，补贴仍缺乏以覆盖净本钱。

因此，仅由发电侧承当加装储能的目标，假设未能提供强有力的补贴和高确定性的收益保障，实那么难以实现储能大规模的应用和开展。

三、海外储能政策、商业模式、案例分析及经验借鉴

3.1海外储能政策表达在财政补贴、税收融资、市场机

制等方面

储能的重要性在全球范围内日益增长，各国也出台相关储能政策，支持储能产业开展。

对美国、欧洲、日本、澳大利亚等典型国家的储能政策进行了分析，主要表达在财政补贴、税收融资、市场机制、价格机制等方面。

3.2德国能源开展现状及储能市场

储能在能源系统转型方面发挥着重要作用，德国拥有良好的输电线路，与邻国之间也保持着良好的互联，完善的根底设施使德国电网可以平衡大局部可再生能源。

风电、光伏等可再生能源在能源系统中占比提高会导致发电波动性增加，光伏并网具有日波动和季节性波动特征，风电并网量与风速具有髙度相关性。

从德国电力生产消费结构来看，在各类可再生能源类型中，风电每小时并网曲线最不规律，光伏其次，生物质能可控性较好。

因此，风电场和光伏电站的并网量难以预测。

在德国的能源结构中，可再生能源占比到达43%；

到2030年，预计这一比例将超过65%,到2050年，电力系统根本全部使用可再生能源。

2021年,我国可再生能源发电占比已接近30%,通过对德国储能市场的商业模式、应用案例和政策框架进行分析，对于我国储能行业未来开展具有一定的借鉴意义

o2021年上半年，德国可再生能源占该国净发电量的比例已超过55%,近年来，德国储能市场十分活泼，德国的商业化的储能市场主要集中在电力辅助效劳市场市场和户用储能市场。

电力系统储能通常可以分为户用储能和电网级的并网储能两类，户用储能在德国的开展更快。

德国具有成熟的分布式光储市场，也是用户侧储能商业模式开展最为先进的国家之一。

3.3海外储能商业化应用案例

德国储能利用的商业模式较为灵活，主要包括大规模储能对电网频率调整、利用储能系统优化光伏电力自发自用、储能参与电力现货市场。

德国大型电池工程主要应用领域包括：

提供调频调峰、电压支撑、黑启动等辅助效劳；

提供电能时移大容量能源效劳；

提供零售电能时移客户能源管理效劳；

提供系统稳定效劳，促进可再生能源占比提髙。

其中，一次调频效劳是德国大型电池储能工程最重要的收入来源。

德国电力市场遵循“厂网分开〞和交易机构独立原那么，输电企业既不可以从事发电业务，也不可以成为交易商；

但需要负责电网频率的调度并且要维护电网的稳定性。

所以对于输电企业来说，可以通过调频市场进行电力交易，实现对电网的充放电；

也可以增加硬件投资，扩充电网。

调频市场通过网上公开拍卖形式进行，每周进行一次拍卖，过去主要由发电站会预留一些发电设备，从而为电网提供充放电效劳，或者，电力效劳公司会整合工业用户的资源，从而为电网提供充放电的商业化效劳。

随着储能电池本钱的大幅降低，将电池储能运用于调峰领域已具备可行性，也長最适用于调频的手段。

效劳于一次调频市场，电池储能效劳商需要与输电企业之间进行紧密的研发调试配合，在商业化运作之前，储能效劳提供商需先满足输电企业的平安要求，证明自己能够平安有效地进行调频效劳后，才能接入全国高压电网的一次调频市场。

除了效劳于一次调频市场，储能效劳商对可再生能源微电网系统也给予了高度关注。

过去德国的微电网系统主要依靠柴油或汽油发电机维持电压、频率稳定，德国可再生能源目标的提升为储能市场提供了广阔的应用前景。

上述大型电池工程的收益来源主要包括调峰调频收入、电能时移套利收入、平滑可再生能源出力波动收入，同时可以节约电网投入，减少税收、附加费等。

德国的大型电池工程市场主体地位更加明确，独立于发电企业和输电企业，通过与政府、输电方、发电方、用电方建立合作关系，获取多方收益。

3.4南澳州大型储能工程-霍恩斯代尔储能系统案例分析

具体到工程而言，可参考在南澳大利亚建设的霍恩斯代尔储能系统，该储能系统效劳于集中式风能电站、电网、以及用电方，业主及运营商是全球可再生能源供给商Neoeno2021年9月28日下午，南澳大利亚州发生大规模停电事故，强台风伴随暴风雨、闪电、冰雹袭击了南澳大利亚州，风电机组大规模脱网等一系列故障造成了时间长达50小时的全州大停电。

2021年，澳大利亚南部地区新能源发电占比高达48.36%,此次停电事故是世界上第一次由极端天气诱发新能源大规模脱网导致的局部电网大停电事件。

为防止2021年夏季的大规模停电再次重演，提升南澳州电网稳定性，南澳州政府广泛寻求解决方案，方案部署电网级储能方案，储能容量至少要到达lOOMWo参与储能项目的竞标者有90多位，最终特斯拉中标，提供容量为100MW/129MWh的Powerpack储能系统，该系统与南澳詹姆斯敦附近的霍恩斯代尔风电场〔所有者Neoen〕进行连接,配备了全球最大的锂离子电池组，储能工程由特斯拉负责建设，Neoen负责运营管理。

使用结果显示，该电池系统可有效解决电力中断问题、缩短供电中断时间、有效应对夏季负荷顶峰，从而保障南澳电力根底设施的有效运行，大大降低了全州电网的不稳定性，并大大降低了频率控制辅助效劳〔FCAS〕市场的本钱。

根据合同，该设施可向政府提供70兆瓦、持续时间10分钟〔11.7MWh〕的电力效劳，以确保电网稳定，并防止风力突然下降或出现其他电网问题时，启动其他发电机时切负荷造成的停电；

将30兆瓦、持续3个小时〔90MWh〕用于客户能源管理效劳，在低价时储电，在需求高时售电。

从储能系统盈利模式来看，特斯拉公司在霍恩斯代尔〔Hornsdale〕部署的电池储能系统在无补贴的情况下建造，从设计到全面运营用时4.5个月，耗资9100万美元。

项目运营以来年收入约为2400万美元。

收入主要来自客户能源管理效劳、维持电网稳定收入、频率控制和辅助效劳（FCAS）收入。

特斯拉通过与南澳大利亚州政府签订的每年400万美元的合同（10年）来获利。

霍恩斯代尔由特斯拉建造，法国可再生能源公司Neoen为其业主并负责运营，与储能系统连接的霍恩斯代尔风电场同属Neoen。

霍恩斯代尔储能系统虽然由电站建设商Neoen负责运营，但市场地位独立，可参与多项效劳。

储能系统可以通过提供频率控制和辅助效劳、平滑可再生能源出力、确保电网稳定运行获取收入以及通过低价储电、需求高时售电赚取收入。

该工程同时为发电、电网、用户多方提供效劳，并按照效劳效果拿到相应的收益，明确了“谁受益、谁承当〞的原那么。

2021年11月，Neoen公司确认将该设施的容量增加50兆瓦/64.5兆瓦时，总计到达185兆瓦时。

新增容量于2021年3月23日安装完成。

霍恩斯代尔电池储能系统目前拥有150MW装机容量，其稳定电网运营和防止电价波动的能力也得到增强。

澳大利亚清洁能源协会与Neoen公司、澳大利亚可再生能源署以及南澳大利亚政府合作，承诺为扩容工程提供5000万美元的工程融资。

3.5海外储能政策、商业模式经验借鉴

国际上很多储能获得了市场主体地位，但我国缺少相应的储能身份或者主体的定位，受益者付费机制仍不完善。

从效劳对象来看，我国储能工程暂未同时为发电、电网、用户等多方提供效劳，根据国家能源局2021年12月公布的?

首批科技创新〔储能〕试点示范工程?

，选取的示范项目共8个，分别涵盖可再生能源发电侧、用户侧、电网狈Q、配合常规火电参与辅助效劳等4个应用场景。

我国现存储能工程应用场景还较为单一，暂未形成多方收益机制，储能工程盈利模式不清晰。

海外储能工程的融资模式、商业模式、多方效劳机制值得我国借鉴。

比照霍恩斯代尔等海外工程，在工程建设成本方面，政府、官方协会提供局部工程融资，减轻发电企业储能工程建设压力。

储能系统可以通过提供频率控制和辅助效劳、平滑可再生能源出力、确保电网稳定运行获取收入以及通过低价储电、需求高时售电赚取收入，工程同时为发电、电网、用户等多方提供服务，并按照效劳效果拿到相应的收益，明确了“谁受益、谁承当〞的原那么。

政策方面，储能产业相关政策的实施根据各国储能所处开展阶段的不同而有所差异。

在储能尚未推广或刚刚起步的国家或地区，开展储能逐渐被纳入国家战略规划，政府开始制定储能的开展路线图。

在储能已具备一定规模或产业相对兴旺的国家或地区，政府多采用税收优惠或补贴的方式，以促进储能本钱下降和规模应用。

在储能逐步深入参与辅助效劳市场的国家或地区，政府通过开放区域电力市场，为储能应用实现多重价值、提供高品质效劳创造平台。

储能政策逐步完善，示范工程、补贴政策相继出台。

我国储能开展已初具经济性，初步具备大规模开展应用的条件，相关政策也逐步由鼓励性质的宏观框架性的引导，向更加适应储能规模化应用的补贴政策转移。

2021年1月180,青海省下发?

关于印发支持储能产业开展假设干措施〔试行〕的通知?

，为全国首个针对“可再生能源+储能〞工程补贴方案。

“可再生能源+储能〞工程补贴方案能够在一定程度解决电站加装储能的经济性问题，有助于新能源产业链打破消纳瓶颈，同时，也有助于储能行业加速开展。

国家能源局2021年12月公布?

首批科技创新〔储能〕试点示范工程?

，通过对试点示范工程进行跟踪评估，为储能产业提供实际的运行数据和运营经验，掌握工程实际运营情况，进一步总结成功经验和教训，归纳出可行的技术体系和开展模式，更好地从根本上设计储能开展框架，制定储能政策机制，未来更完善、具体、合理的储能政策值得期待。