储能行业专题研究报告新市场新模式新格局新机遇.docx
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储能行业专题研究报告新市场新模式新格局新机遇
储能行业专题研究报告：
新市场、新模式、新格局、新机遇
一、储能新市场：
双碳目标下高成长性、高确定性
储能发展指导意见正式出台，需求拐点渐行渐近。
2021年7月15日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年新型储能装机规模达30GW以上，未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化发展。
根据CNESA数据，截至2020年末，中国电化学储能累计装机规模达3.3GW，预计未来五年复合增速超56%，储能行业迎来最大发展机遇期。
重安全、降成本、支持共享储能，三大变化映射储能发展趋势。
与2021年4月发布的征求意见稿相比，正式版《意见》新增三部分内容：
（1）强化储能消防安全管理，推动建立安全技术标准及管理体系；
（2）持续推进研发降本，以“揭榜挂帅”方式加强关键技术装备研发，推动储能持续降本；
（3）支持共享储能发展，对于配套建设或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，在并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面予以补偿倾斜。
新增内容明确储能方向，行业发展路径渐行渐晰。
（一）发展储能是清洁能源转型下的必然选择
双碳目标下电气化大势所趋。
过去的十年里，电力行业通过改进燃煤机组、发展非化石能源、提高清洁能源发电量，多措并举降低供电煤耗，2020年单位发电量二氧化碳排放量较2011年下降27.3%。
而在电力消费侧，终端用能电气化态势逐步清晰，2020年电能占终端能源消费比重持续提高至27.0%，电气化大势所趋。
新能源装机趋势方兴未艾。
受光伏逐步进入全面平价期和陆上风电补贴退坡带来的抢装潮影响，2020年全国光伏、风电新增装机达48.2GW和71.7GW，同比大幅增长60.1%和177.9%，截至2020年末，全国风电、光伏累计装机规模达253.4GW和281.7GW，同比增长24.1%和34.1%。
新能源发电方面，2020年光伏、风电发电量占比进一步提高至3.5%和6.3%，未来随着新能源技术的不断升级，风光发电成本进一步下降带动清洁能源的推广普及，根据国家能源局发发布的《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，预计到2025年风光发电量占比将提升至16.5%，2030年全国风光装机规模将超1200GW，新能源发电在电力体系中的地位愈发重要。
新能源发电增加将冲击电网系统稳定性，电力供需错配储能呼之欲出。
新能源出力特征受自然环境影响呈现随机性和波动性，难以为系统提供调节能力，而电网则需要根据发电机组出力功率和用电需求对电网进行调节以维持50Hz频率稳定运行，高比例可再生能源并网更加考验电力系统的调节能力。
传统模式下功率的调节通常依靠AGC调频机组或调峰机组，而储能的应用则可以解放传统机组，使其更多保持在额定工作状态，进而减少损耗、降低碳排放、提高传统机组的利用效率，同时平抑电力供需矛盾、消纳弃风弃光。
（二）电化学储能是未来发展趋势
储能技术路线主要包括电化学储能、机械储能和电磁储能。
机械储能以抽水蓄能为主，目前技术成熟，建设成本相对较低，转换效率约70%-80%，但对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达3-5年；电化学储能主要以锂电池、铅酸电池和全钒液流电池为主，其中锂电池储能拥有更高的能量密度，转换效率可超90%，产业链配套更加成熟，相较于其他电化学储能在技术、成本上更具优势；而电磁储能则更适用于放电时间短且迅速的功率型储能。
各类储能技术性能不同，适用的应用场景和领域存在差异。
根据储能所需功率和放电时长的不同，可将储能应用领域分为功率型、容量型和能量型。
抽水蓄能和压缩空气适用于长时间大规模能量调配的储能需求，主要应用于大规模可再生能源并网、电网侧电力辅助服务等来实现长时段能源管理；铅酸电池、液流电池、锂电池等电化学储能的功率范围在千瓦至兆瓦级，放电时间灵活，适用于短时电网调频和能量调度等场景；飞轮、超级电容和超导储能技术响应速度快，具有高度的灵活性，一般用于应急不间断供电等领域。
抽水蓄能是目前主要储能方式，电化学储能增长潜力较大。
抽水储能是在电网低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库转化为重力势能储存，在电力负荷高峰时放水发电，将重力势能重新转换为电能，是目前最主要的储能形式。
根据CNESA，截至2020年底全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，同比增长3.4%；中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%，涨幅较2019年同比增长6.2%。
其中抽水蓄能占据绝对主导地位，占比分别达到90.3%和89.3%，但份额较2019年下降2.3%和4.1%。
2020年国内储能新增装机中，锂电池储能占比达47.6%，全球范围内占比更高，达到71.5%，新增装机呈现向电化学储能转变趋势。
电化学储能受政策影响呈现周期性，2020年步入快速增长期。
受益于2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的出台与国内电力体制改革市场化推进所释放的政策红利，2018年电网侧储能实现快速增长，国内新增电化学储能643.9MW，同比大幅增长432.6%。
2019年国家发改委明确电储能设施成本不得计入输配电价，电网侧储能成本回收受阻，投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。
2020年起随着一系列政策的密集出台和碳中和目标的高导向性，“储能+”模式在多个应用场景实现规模扩张，叠加磷酸铁锂技术进步带动的成本下探，储能进入快速发展期。
截至2020年底，全球与中国累计电化学储能达14.2GW和3.3GW，同比增长49.6%和91.2%，当年新增4.7GW和1.6GW，同比增长63.8%和130.7%，中国增速引领全球。
（三）政策与成本推动，储能商业化拐点到来
政策支持频繁加码，呵护储能行业健康发展。
光伏风电等可再生能源作为实现“30·60”目标与能源革命的的重要举措，未来在能源生产端将扮演更加重要作用，伴随可再生能源装机量与发电量的持续增长，大规模能源消纳问题亟待解决。
2021年以来储能相关政策频发出台，如《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》等，加快“十四五”期间储能商业模式形成。
成本持续下探，商业化拐点显现。
储能系统主要包括电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和集装箱及舱内设备等，其中储能电池成本占比近60%，而磷酸铁锂电池以其低成本和高安全性成为储能电池首选。
受益于新能源汽技术进步叠加规模效应，动力电池价格在过去五年实现大幅下降，据鑫椤锂电数据，2021年二季度磷酸铁锂电池价格下探至0.5-0.6元/Wh，较2016年初的2.6元/Wh降幅超70%，随着锂电成本的快速下降与商业模式清晰，储能营利性逐步显现，规模化、商业化拐点到来。
二、储能新模式：
好的商业模式比成本更重要
储能按照应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧，相对于传统能源体系下能源存储主要为化石燃料，清洁能源的存储则以电能为主，可以分为以电动汽车为代表的移动式能源存储和以储能电站为代表的固定式能源存储，而电化学储能则以固定式能源存储为主，涵盖发电侧、电网侧和用户侧，共同组成庞大的能源互联网络。
受益于碳中和目标推动，配套可再生能源并网、电力辅助服务以及终端用户用电需求，储能市场有望快速发展。
储能应用场景由用户侧向发电侧和电网侧转变。
储能尚未大规模应用前，商业模式以用户侧峰谷价差套利为主，截至2019年末国内用户侧储能装机规模占比达50.7%，发电侧可再生能源并网则受制于成本限制，储能占比仅3.4%，而海外则受益于起步早，机制较为健全，全球来看应用场景分布较均匀。
2020年起政策重点支持发电侧和电网侧储能发展，当年新增电化学储能项目中，发电侧占比最大达58.7%，电网侧占比37.7%，用户侧新增占比仅2.0%，新增场景逐步反应政策导向。
模式打开为储能带来新的需求增量。
从商业模式看，2019年之前储能价值主要在于峰谷价差套利降低整体用电成本，盈利模式较为单一。
2020年起政策密集出台，储能在电力体系中地位逐步明确：
发电侧消纳弃风弃光提供额外补偿，电网侧调峰调频补偿机制明晰、参与台区改造降低局部电力系统升级成本，用户侧扩大峰谷价差、高用电场景配储降本，储能经济性价值逐步显现，多场景需求扩张为储能带来新的需求增量，储能行业迎来加速增长期。
（一）发电侧：
短期需求在于政策约束，长期有待成本下探
发电侧储能主要目的在于消纳弃风弃光，平滑发电输出。
储能在发电侧主要用于大规模风光并网，可解决光伏、风电因随机性和不确定性导致的弃风弃光等并网消纳问题，起缓和波动和平滑功率输出的作用，进而满足新能源并网要求，提高新能源利用率。
根据全国新能源消纳监测预警中心，2020年全国风电利用率96.5%，同比提升0.5pct，光伏发电利用率98.0%，与去年基本持平。
但西部部分省区如新疆、青海、西藏等地风电弃风率仍高于5%，风光装机量提高将更加考验电网的平衡与消纳能力，而储能作为解决新能源消纳问题的重要途径，需求有望进一步提升。
除此之外，储能参与电力辅助服务、共享储能等可加快成本回收速度。
短期政策约束建立市场空间。
2020年随着储能成本的快速下降和光伏平价拐点的到来，新能源并网提速，各省份加速颁布新能源储能配置政策，明确要求配置新增风光装机10%-20%不等的功率，其中绝大多数省份要求配置不低于新能源装机容量10%、2小时备电时长的储能设施，以解决新能源装机增长带来的消纳问题，减小功率波动对电网的影响，发电侧储能市场空间确立。
摆脱中央补贴，2021年光伏步入全面平价期。
根据中国光伏行业统计，2020年我国地面光伏系统的初始投资成本为3.99元/W，较2019年下降0.56元/W，降幅达12.3%，2020年光伏电站在年发电量1800h、1500h、1200h、1000h的等效利用小时数下的平准度电成本（LCOE）分别为0.20、0.24、0.29、0.35元/KWh，基本实现与燃煤标杆电价同价。
2021年随着产业链各环节新建产能的逐步释放以及组件、逆变器等关键设备的效率提升，光伏系统的初始投资成本有望在未来继续下降。
储能消纳弃风弃光难以盈利，长期需求仍有待经济性拐点验证。
2020年受益于前期的技术积累和规模化效应以及市场竞争的加剧，光伏配储中标价格年内实现大幅下降，平均中标价降至1.5元/Wh左右，而2020年11月青海光伏配储竞价项目最低中标价更是下探至1.06元/Wh，进一步打开储能系统的降价空间。
据我们测算，在目前平均1.29元/Wh的成本下，循环次数在4000、5000条件下的度电成本分别为0.41、0.33元/KWh，高于燃煤标杆电价且回收期长达5-7年，光伏电站仍无法通过消纳弃风弃光实现盈利，发电侧储能经济性拐点尚未到来。
储能发电补贴、增发小时数奖励，多举措出台弥补储能经济性。
2021年1月，青海省发改委等四部门联合出台《支持储能产业发展的若干措施（试行）》，明确对于“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，对于使用本省产储能电池60%以上的项目，每千瓦时再增加0.05元补贴。
增发电量方面，2019年2月，新疆自治区发改委印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，明确对于配置储能电站的光伏项目原则上增加100小时计划电量，光伏电站配套储能电站的电价，执行所在光伏电站电价政策，与光伏电站一体化运行并享受相应补贴，进一步提高储能系统经济性。
面向未来，随着发电侧辅助服务和共享储能机制的完善，光储收益有望迎来新一轮变革。
（二）电网侧：
电力辅助服务为主，抽水蓄能机制完善
电网侧储能主要目的在于缓解输变电阻塞、延缓输变电设备升级与扩容，提高电网系统稳定性。
在输电网络中，负荷的增长和电源的接入都需要新增输变电设备以提高电网应对高峰电流的能力，而输变电设备投资大、建设周期长，难以灵活快速满足新能源发展与负荷快速增长需求，此时利用合理配置的储能系统可以有效缓解设备过载，提高资源使用效率。
同时储能可以通过参与电力辅助服务，快速为电网系统提供支撑，保障电网运行稳定。
储能参与电网侧盈利模式跟随电力辅助服务市场化改革而发展。
2002年随着原国家电力公司拆分为两大电网公司、五大发电集团和四大电力辅业集团，厂网实现分业经营，电力辅助服务实现从无偿提供向计划补偿转变，然而缺乏合理的定价机制导致发电厂一段时间很难从参与辅助服务中获益；2017年随着补偿机制的竞价改革，电网与发电厂得以以合理价格参与辅助服务，市场化交易机制逐步形成；2020年各省加速出台储能参与电力辅助服务的标准与补偿机制，电网侧储能商业模式逐步清晰，盈利性大幅提高，储能参与辅助服务加速推进。
电力辅助服务主要包括调峰调频、无功调节、电力系统备用和黑启动，储能参与调峰调频商业模式清晰。
调峰是指在用电高峰期为电网提供额外电量或响应新能源消纳降低输出功率，而调频则是对处于时刻波动的电压和功率进行精准调节，从2019年上半年全国电力辅助服务补偿分配情况来看，调峰调频需求显著。
1.储能参与调频机制趋于成熟，核心在于市场准入与服务成本
储能参与调频优势显著，机组调节性能大幅提高。
电力系统频率是衡量电能质量的主要指标之一，在实际运行的过程中，电力系统的负荷功率受用电需求影响处于时刻波动状态，电力系统频率随之发生变化，而当频率偏差超过允许范围后（50±0.2Hz）则需要进行调节以维持电网质量，主要包括一次调频和二次调频。
一次调频作为并网发电站必须提供的服务，无法从电力市场中获得盈利，而二次调频（AGC辅助服务）则依据各区电网辅助服务细则获得相应收入。
储能作为电力辅助服务的新进参与方，可以利用其快速响应和频繁可调的性能对电网进行及时准确调节。
补偿机制改革反映调频价值，盈利性激发市场活力。
2020年起各省相继明确储能参与调频地位并出台合理的补偿机制，实施“按效果付费”，通过价格机制进一步反应电网调频的合理价值。
从补偿收益的计算公式看，储能调频补偿收益主要由交易周期内的调节里程、里程价格和调节性能三者的乘积加总得到，而调节性能指标则由调节速率、响应时间和调节精度共同决定。
相对于传统火电机组和燃气机组，储能参与调频可以大幅改善调节性能，而具备优质调节能力的机组可以在下一时间段获得更高的里程分配，进而实现良性循环。
2.储能参与电网调峰初步具备盈利性
储能参与调峰价值在于提高资源使用效率。
电力系统在实际运行中，用电负荷高峰仅出现在一天中的某个时段，对于超出发电机组规定的出力范围的深度调峰，则需要配备一定的发电机组以应对高峰期间用电需求，维持长时间电力生产与消费平衡，而储能系统则可以在谷段或平段充电，在高峰时段放电来满足调峰需求。
除此之外储能可以通过调峰来消纳新能源发电，实现双向收益。
各省政策加速出台，储能参与调峰商业模式与补偿机制渐晰。
2021年5月，浙江能监办发布关于征求《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》意见的函，明确电储能、虚拟电厂等参与电网调峰的主体地位，对于在高峰电价时段参与调峰、填谷补偿价格上限达0.5元/kWh，储能参与充放电一次最高可获1元/kWh补偿，储能调峰经济性凸显。
受益于2020年以来各省关于储能参与调峰补偿机制的加速出台，商业模式清晰带动盈利性凸显，电网侧配储增速加快。
3.价格机制改革助力抽水蓄能有效发展
价格机制尘埃落定，权责明晰扫清大规模抽水蓄能阻碍。
2021年5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以两部制电价政策为主体，一方面以竞争性方式形成电量电价，体现抽蓄电站提供调峰服务的价值；另一方面将容量电价纳入输配电价回收，体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。
通过强化与电力市场建设发展的衔接，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。
销售电价主要包括：
上网电价、输配电价、输配电损耗和政府性基金四部分组成。
而前两轮电改中，均不允许将抽蓄电站的资产和成本费用纳入输配电成本进行回收，直接导致抽蓄电站容量电费未全额疏导至销售电价，而将容量电费转为由电网企业承担，极大消减电网企业投资储能的积极性。
而本轮改革允许容量电费通过并入输配电价进行回收，使得抽蓄电站得以与其他调节性资源一样进入市场，参与公平竞争，为抽水蓄能的大规模开展扫清障碍。
除电力辅助服务外，电网侧储能商业模式有望进一步拓展。
对于电网主体，储能往往作为固定资产投资来保障异常运行下的系统安全，此外储能参与台区改造可以解决台区短时负荷过高问题，避免不必要投资与容量资源的浪费，同时通过峰谷价差实现收益。
此外，光储一体化下的储能租赁与合同能源管理为提高储能系统利用率提供了新的方向，展望未来，随着电力现货市场的逐步完善与市场化改革推进，电网侧储能盈利模式与空间有望进一步拓展。
（三）用户侧：
多场景扩张，“投资品”属性凸显
用户侧储能主要目的在于分时电价管理和容量电费管理。
对于一般工商业企业，储能可以与分布式光伏配套使用来实现电力自发自用，此外还可以通过峰谷价差套利，低电价时预先充电，高电价时放电来降低整体用电成本，未来伴随峰谷价差进一步扩大和浮动电价制度推进，储能降本优势显著。
对于实行两部制电价的大工业企业，可以通过配备储能降低容量费用，储能作为“投资品”属性愈发凸显。
高耗能通信基站和数据中心打开储能需求新空间。
相比于4G基站，5G基站频率更高，单站功耗提升2-3倍，而高频率直接导致信号传输距离和穿透效果减弱，覆盖现有网络所需的基站数量预计需要4G基站的2-3倍，基站耗电量大幅提升。
另一方面，数据中心（IDC）作为新基建重要组成部分，在数字化时代有望持续保持高增长，而高耗能对电网带来的冲击迫使数据中心配备新能源电源和储能设施。
随着四大运营商及中国铁塔开启基站锂电池招标，未来基站数据中心储能需求将进一步释放。
锂电池加速替代铅酸电池。
长期以来，基站备用电源主要使用铅酸电池，但存在使用寿命短、性能低、日常维护频繁、环境污染严重等问题，难以满足5G基站高电压需求，而磷酸铁锂电池以其低成本高安全性优势成为储能电池首选。
2018年中国铁塔宣布全面停止采购铅酸电池改为锂电池，进一步加快锂电池替代铅酸电池。
综合能源服务模式兴起，未来储能向一体化迈进。
综合能源服务作为一种新型的、为满足终端客户多元化能源生产与消费的能源服务方式，涵盖能源规划设计、工程投资建设，多能源运营服务以及投融资服务等方面，为用户提供能源服务增值收益。
储能作为综合能源服务的纽带，对于构建局部微电网和能源互联网举足轻重。
2021年2月，国家发改委出台《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》，倡导“源网荷储一体化”和“风光水火储一体化”模式多能互补，进一步激发储能市场活力。
三、储能新格局：
中美欧增量引领全球
中美欧占据主导地位，合计新增占总投运规模86%。
2020年中美欧新增投运规模达1.55、1.41、1.08GW，分别占当年全球新增装机33%、30%、23%。
中国受益于各省份出台鼓励或强制配置储能政策驱动，新投运项目中发电侧储能占比最大，投运规模超580MW，同比增长438%。
美国2020年实现表前市场突破，新增装机主要来自于储能支持力度较大的加州，数个超过100MWh的大型储能项目相继投运助力储能规模高速增长。
欧洲地区2020年清洁能源一揽子政策实施为储能市场释放积极信号，以英国为代表的表前市场和以德国为代表的家用储能市场增长强劲，新冠疫情进一步激发对能源弹性、安全性和实现能源独立的需求，全球储能市场同频共振。
（一）美国：
体制健全与政策补贴支持储能全面发展
联邦层面，激励政策主要包括加速折旧和投资税收抵免，允许储能项目按5-7年折旧期加速折旧，同时针对配套可再生能源充电比例75%以上的储能系统，按充电比例给予30%的投资税抵免，储能项目投资价值凸显。
除联邦政策外，美国各州也针对储能出台了相应的激励政策，主要包括储能安装补贴类政策和储能采购目标类政策。
以加州为例，自2011年起将储能纳入自发电激励计划（SGIP）的支持范围，目前，住宅储能项目（规模小于等于10kW）可获得0.5美元/Wh的补贴，对于规模大于10kW的储能系统可获得的补贴标准为0.5美元/Wh，且不能同时获得投资税收抵免的优惠。
2018年新通过法案将该计划延长至2024年，持续刺激储能市场扩张。
（二）欧洲：
高电价下存在天然配储需求，家庭储能需求强劲
欧洲高电价存在天然配储需求，光伏配储能可大幅降低用电成本。
据国家电网统计，与可获得数据的全球35个OECD国家比较，2019年中国销售电价每千瓦时约0.62元，约为各国平均水平的60%，居民用电价仅高于墨西哥。
欧洲国家中电价最高的德国，工业电价平均1.26元/KWh，居民电价平均2.31元/KWh，在海外用电价格不断提升的背景下，光伏配储能可降低德国居民72.7%的用电成本，高电价催生天然配储需求。
高电价叠加支持机制刺激欧洲家庭储能渗透率攀升。
2020年欧洲新增家庭储能810MWh，其中德国以542MWh、67%的市场份额占据第一，户用储能渗透率达18.41%，奥地利在一系列补助与区域政策刺激下渗透率维持15.54%高位。
2020年欧盟一揽子清洁能源计划出台，碳排放趋严使得各国发展清洁能源重要性提升，同时受疫情影响政府进一步扩大对清洁能源补贴力度，进一步扩大家庭储能需求。
四、市场空间：
储能需求拐点渐行渐近
储能发展顶层设计正式出台，行业爆发趋势已现。
2021年7月15日，国家发改委、国家能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年实现新型储能（除抽水蓄能）从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达30GW以上，较2020年累计3.3GW提升近十倍。
政策明确提出“十四五”期间统筹开展储能专项规划，积极推进电源侧、电网侧、用户侧储能多元发展，到2030年将新型储能打造为实现能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。
《意见》针对储能行业发展存在的问题进行改进，明确完善新型储能独立市场主体地位，健全新型储能价格机制和“新能源+储能”项目激励机制，正式版《意见》出台进一步明晰储能发展方向，行业正式步入快速发展期。
（1）发电侧储能：
新能源装机量方面，发电侧储能主要需求在于集中式新能源场站配储，2020年全球新增光伏中集中式光伏占2/3左右，随着双碳目标的提出和光伏平价节点的到来，预计未来五年全球光伏新增规模增速超20%，风电新增规模增速超15%。
渗透率方面，2020年各省相继出台新能源场站配置10%-20%功率，2小时备电时长的储能设施，据我们测算2020年全球新增项目配备储能渗透率达17.6%，预计2021-2023年新增项目渗透率年提升7%，2023年储能平价后存量项目配储存在经济性，新增项目渗透率年提升10%，存量项目配储需求年提升1%。
功率配比方面，各省储能要求配置比例在10%-20%之间，假设未来五年平均配储比例年提升2%，2025年可稳定达到20%。
备电时长方面，新能源场
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