白癜风治疗效果哪里好 http://www.xxzywj.com/（报告出品方/作者：东方证券，郑华航）
一、行业概括：可再生能源拉动需求，锂电储能前景广阔
发展背景：发展储能是可再生能源加速渗透的必由之路
为了实现双碳目标，新能源发电装机快速增长。为了实现碳中和碳达峰的目标。新能源发电技术受益于其零排放的优势，得到了快速发展。截至年末，全国风电、光伏累计装机规模达.4GW和.7GW，同比增长24.1%和34.1%；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.9%。新能源发电方面，年光伏、风电发电量占比进一步提高至3.5%和6.3%。
传统的电力系统中，电能输出曲线相对稳定，但用电曲线（需求曲线）在一天之内存在多次的峰谷波动，使得电力系统的供需曲线难以匹配。以火电机组为主体的发电系统，可以通过“了解需求侧、控制发电侧”的基本策略，在预先设置发电出力计划的情况下，日内电压/频率的波动通常控制在±5%以内，实现供需基本匹配。
但是，可再生能源发电的引入使得发电侧变得不可控且不稳定。例如：光伏发电高峰集中在白天，无法直接匹配傍晚和夜间用电需求高峰；风电发电高峰在一日内很不稳定，且存在季节性差异等；能源本身还存在地区分布的巨大差异等等。
根据国家电网的测算，年前，风、光装机规模分别将达到7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。
在风电和光电装机量不断提升的大背景下，发展储能技术是解决供需匹配问题、减小风光波动性对电网冲击的必由之路。一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的电网不稳定；此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑；在一定程度上，储能可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。储能可以应用在发电侧、电网侧和用电侧，在不同场景下具有不同的价值和意义。
储能技术分类：锂电储能应用场景广泛、综合性能出色
从能量的角度分类，储能技术主要可以分为热储能、电储能和氢储能几大类，其中电储能包括机械储能、电化学储能和电磁储能，是最常用的储能方式。根据储能时长的不同，可以将储能的应用场景分为容量型、能量型、功率型和备用型。不同的储能技术适用于不同的场景。
电磁储能技术应用范围最窄，在实际应用中面临包括高能耗、安全性等一系列问题；抽水蓄能在传统电力系统调频调峰中发挥着重要作用。但抽蓄电站建设需要兼具水能和势能，选址限制较大，可能对生态环境造成潜在的负面影响。此外，抽水蓄能与新能源发电不能很好的适配，需要发展新型储能。综合来看，电化学储能，尤其是锂电储能技术，综合性能出色，应用场景广泛，在规模效应驱动的降本下有望迎来快速扩容和发展阶段。
从应用上来看，电化学储能设备可以分为消费电池、动力电池和储能电池三大类。其中，消费电池主要用于手机、笔记本电脑、数码相机等消费电子设备；动力电池主要用于动力电池车；储能电池则用于户用、工商业和发电侧的集中式和分布式储能电站。由于应用场景的不同，不同应用类别的储能设备在性能、参数要求、寿命和构件上有所差异。
储能发展阶段：抽水储能仍超九成，电化学储能快速提升
截至年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到.1GW，同比增长3.4%，电化学储能中锂离子电池的累计装机规模最大为14.2GW；中国已投运的储能项目累计装机规模达到35.6GW，同比增长9.8%，装机规模占全球的18.6%。由于商业化应用较早、与传统电力系统应用场景的深度结合，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都超过90%，但是该比例在逐年下降。
与此同时，电化学储能的规模和占比快速提升：年到年，全球和中国电化学储能累计规模分别从0.7GW和0.1GW增长至14.25GW和3.27GW，CAGR分别为53.8%和64.6%；电化学储能中锂离子电池储能的装机占比在全球和中国分别为92.0%和88.8%，是电化学储能中的绝对主力和发展方向。从累计装机容量上来看，年全球电化学储能累计装机容量14.25GW，中国电化学储能累计装机容量3.3GW，目前中国的储能装机容量在全球的占比并不是很高，但中国市场增速明显，年增速达42%。
储能*策频出，催化行业发展
年7月23日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件明确指出，到年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达万千瓦以上。到年，实现新型储能全面市场化发展。指导意见是“十四五”时期的第一份储能产业综合性*策文件，从市场化发展、技术进步、市场环境、*策监管等方面做出引导，对行业发展重大利好，预期未来国家会出台一系列*策，破除产业发展中的难题，实现储能的市场化发展。
电价是电力系统的市场化结果，通过深化电价改革、完善电价形成机制，可进一步推动新能源为主题的新型电力系统建设。年7月29日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，主要内容包括分时电价机制的优化、执行和实施保障等三个方面。这一*策再能源消费、能源生产、能源技术和能源体制方面都具有重要意义，通过优化分时电价机制，引导用户改变用能习惯，提升电网友好性；峰谷电价差更高会推动用电侧储能等分布式灵活资源的发展，储能利用峰谷电价差盈利的空间增大；储能等多种灵活能源加强互动，发展多样的商业模式。
此外，各省市也都推出了相关*策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，对新能源项目配置储能从鼓励到要求配置。截至年6月，我国已有25个省份发布文件明确新能源配置储能，青海、新疆、陕西西安三地区推出了地方性补贴*策。有10个省份公布了储能参与调峰服务的价格文件，鼓励了电网侧储能的发展。
在应用场景上，国外机构习惯按照储能系统接入系统的位置分为家用储能、工商业储能和电表前段储能（包括发电侧和电网侧储能）三类；CNESA则将应用场景划分为5类，包括：集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用电侧和电源侧。结合我国的实际情况和后续分析需要，我们采取目前国内常用的分类方式，把应用场景分为发电侧、电网侧和用电侧三类，储能技术安装在不同的位置有不同的用途或盈利方式。本文将分别研究不同应用场景下储能的经济性与市场空间。
二、储能经济性分析：伴随降本，经济性迎来提升
用电侧：家庭光储合用、工商业节省容量电价+峰谷价差套利经济性明显
用电侧包括家庭用户和工商业用户。对于家庭用户，通过安装光伏和储能设备，可以实现自发自用，错峰用电，收益来自将多发的电量销售给电网的收益，节约的成本为错峰用电节约的峰谷价差。对于光伏工商业用户，经济性体现在通过自发自用节约了购电价格，降低了容量成本。对于非光伏工商业用户，可以利用储能进行峰谷套利。
（1）家庭光储设备经济性分析
在家用分布式光伏设备或是光储设备上的应用方面，欧美国家相对较为领先。我们以美国加州为例，对一个典型家庭的装机决策做经济性分析。得天独厚的自然环境、分时电价和设备补贴等一系列因素使得美国加州成为全美光伏发电最繁荣地区。根据SEIA(SolarEnergyIndustriesAssociation)的统计数据，截至年第三季度末，加州光伏总装机量为.17MW，全州22.27%的电量来自光伏发电，总装机量排名全美第一。按照加州的发展目标，到年%的电力都将由清洁能源供应，到年将实现温室气体减排80%（基准年：年）的目标。加州对于光伏和储能设备出台了系列激励*策，包括税收优惠、补贴等。
按照上述激励*策中普适的条款（无地区和家庭收入限制的一般性激励*策），户用光伏设施的补助额度为总价的26%，户用储能设施的补助额度为$/kWh；采用美国最大的住宅类太阳能安装商Sunrun的指导估价，家庭常用的4kW光伏设备总价约为10美元，所需屋顶空间大约为平方英尺，约合37.16平方米；储能设备的价格为$/kWh；按照每人每天用电5kWh计算，一户四口之家的年用电量约为kWh。
根据美国和加州地区最大的电力和天然气供应商之一太平洋煤气电力公司（PacificGasandElectric）提供的电力分时价格计划，电价按照工作日高峰期（17:00-20:00）、工作日低谷期（其余时段）、周末三种情形分类定价，三类时段在夏季（6月1日-9月30日）和冬季（10月1日-次年5月31日）又适用于不同的定价方案。我们认为加州冬季平均温度在10℃以上，供暖需求较小，而夏季有制冷需求，因而夏季用电kWh，冬季（除夏季外）用电kWh；每日的高峰时段用电量占当日用电总量20%。
不安装光伏或储能设备：
在这种情形下，家庭所用的全部电能都通过即时向电力供应商购买，年总电价为美元。结合加州历史电费的变动，按照电费每年上涨5%计算，从年开始（含）往后10年的家庭总电价为美元。
安装光伏设备：
在安装光伏设备的情况下，家庭的用电模式是白天通过光伏设备覆盖家庭用电需求，并且将富余的电量售回给电网；夜间即时相电力供应商购电满足用电需求。按照日均有效光能利用时间4.5小时计算，家庭每日可以发电18kWh，其中10kWh自用，8kWh售回电网。根据CaliforniaPublicUtilitiesCommission的规定，回售价格仅为0.04美元/kWh。在这种模式下，计算得到该家庭第一年的总支出（包含光伏系统安装费用和净电费开支，扣除光伏系统安装补贴）为美元。全寿命周期10年的总开支为美元。
安装储能设备：
安装储能设备除了保证家庭供电稳定性，应对突发状况；还可以通过峰谷电价的差距，在谷电价期间为储能设备充电，在峰电价时不从电网购电，从而全年均享受相对更加优惠的谷电价。这种模式下，计算得到安装10kWh储能设备的家庭第一年的总支出（包含储能设备安装费用和电费开支，扣除储能设备安装补贴）为美元。全寿命周期10年的总开支为美元。
安装光伏+储能设备：
在这种模式下，家庭不仅可以享受谷电价的相对优惠，还可以具备自发自用和余电回售的能力，是（2）和（3）两种情况的综合。考虑到回售电价低于购买电价，此时家庭选择将余电全部存储自用而不是向电网回售。经过计算，安装4kW光伏设备和10kWh储能设备的家庭第一年的总支出（包含光储设备安装费用和电费开支，扣除光储设备安装补贴）为美元。全寿命周期10年的总开支为美元。
总结分析上述四种情景，仅安装储能设备的曲线相比于未安装设备的家庭始终更高，主要是由于峰谷电价差距不大，这种套利模式的收益无法覆盖初始设备投资金额。当时间线进一步拉长，或者峰谷电价差距增大，或者储能设备价格进一步降低时，这种模式有望为家庭节省开支。
仅安装光伏设备的家庭从第8年开始表现出了相比于一般家庭的成本优势，到第十年总计节省15.5%的开支。如果未来电费增长速度高于预期的5%，或者光伏设备成本降低，或者回售电价有所提高，都将增加此种方案的经济性。
安装光伏+储能设备家庭的第一年由于固定设备投资的需要开支最大，但是由于自发自用+峰谷套利的模式使得家庭几乎能实现电量自给自足，未来十年间的支出曲线增长非常平缓，从第6年开始已经是四种方案中支出最低的一种路径。长远来看，光+储的组合对家庭来说无疑是最优的选择，十年总节省开支达到47.4%。
考虑到随着装机规模的扩增和设备降本，*策补贴会逐渐退坡：以德国为例，光伏储能*策主要分为三个阶段：1）0-9，大规模引进光伏，光伏上网电价基本保持缓慢下降；2）9-，光伏组件成本和上网电价都快速下降；3）之后，基本实现光伏平价，上网电价补贴增加总量上限规定（当装机总量达到52GW时原有的上网电价方案停止）；针对有能力在高峰期提供可调度电力的发电单位（例如加装储能等设备）给予灵活性溢价。
考虑到光伏设备的补贴退坡时间线，我们进行敏感性分析，当年光伏设备补贴降至22%时，光储组合仍然将从第6年开始取得经济优势；即使在没有补贴的情况下，光储组合的总成本在第7年时为最优。整个生命周期内的结论没有发生变化。
按照上述4kW光伏配比10kWh储能设备的家庭光储组合计算，储能设备EPC总价为0美元，按照每年运维费用为EPC总价1%，储能设备寿命十年计算，总运维费用为美元。假设光伏设备年均有效工作时长1小时，则十年总计发电量为kWh。将储能成本平摊至光伏发电的度数，计算得到对应储能设备度电成本为0.美元/kWh。叠加国内目前分布式光伏发电站0.45元/kWh的度电成本（约合0.美元/kWh），配备储能设备后的度电成本约为0.15美元/kWh，低于购电价格。
（2）光伏工商业经济性分析
工商业相比于家庭光储设备应用的差异主要包括以下几个方面：（1）厂房和仓库上较为充足的空间，使得空间不再成为主要限制因素，工商业光储设备在我国已有诸多应用；（2）工厂的生产时段与光伏设备发电高峰大致重合，光伏设备发电以自发自用为主；（3）对大规模用电企业采用两部制电价定价方法，即电费由与容量成比例的固定容量电价和与用电量成比例的可变用电量电价组成。根据以上特点，我们认为光伏工商业光储设备的经济性主要来源于自发自用和降低容量电价。
在设备价格方面，按照BNEF对中国储能市场的研究报告，国内磷酸铁锂储能电池组比国际储能市场平均价格低30%。我们在前文家庭侧经济性分析时，调研得到加州的储能设备单价约为$/kWh，在国内的工商业侧分析，我们采用$/kWh的单价进行计算，并假设该小规模工商企业装机容量为1MW/1MWh，设备总价约合人民币万元。对于光伏设备，我们参考爱采购网站上综合排序前五的光伏设备价格，取均价1.2万元/kW。假设小规模工商企业光伏装机容量10kW，设备总价约合人民币12万元。
自发自用：
由于光伏发电高峰时段通常与工商业生产高峰时段重合，我们考虑一般情况，即安装光伏发电设备即时自发自用的情景。采用北极星电力网统计的10千伏电压等级下的全国工商业用电度电单价均值0.元/kWh，按照装机容量10kW，日均有效发电时长4.5h计算，该光伏发电系统每年通过自发自用节省的电费价格为1.07万元，投资回收期约为11年。
降低容量电价：
以北京市非居民销售电价为例，基本电价按照最大需量48元/千瓦·月计算。对于最大需量为10MW(00kW)的企业来说，安装储能设备前和安装容量为1MWh的储能设备后的每年基本电价。可以看到，通过安装储能设备每年可以节约基本电价57.6万元，投资回收期大约为3.7年。
综合上述讨论，工商业的光储设备经济性主要来源是储能设备对降低容量电价的作用。在现有储能设备的成本下，按照每年2%的维修保养成本计算，投资安装1MWh的储能设备仅需要4年左右的时间就可以收回成本。不过考虑到各省的容量电价不同，北京市属于容量电价最高的城市之一，在黑龙江、吉林、辽宁等容量电价相对较低的城市（33元/千瓦·月），同等成本和安装条件下投资回收期将会延长到5.5年左右。但相比于目前储能设备普遍在10年以上的正常使用寿命，工商业储能设备仍然具有明显的经济性。
（3）非光伏工商业经济性分析
部分工商业不适宜安装光伏配套储能，可以通过单独配置储能实现峰谷套利。在用电低谷时以较低的电价为储能系统充电，并在用电价格较高的高峰时段放电，节约用电成本。通过测算，我们认为峰谷价差在0.7元/kwh以上时，安装储能进行峰谷套利具有经济性。
假设工商业用户配套10MWh储能系统，单位投资成本1.5元/wh，循环寿命次，系统放电深度90%，全年运行天，设备运营14年。考虑项目的融资成本，假设贷款比例70%，贷款利率5%，贷款期限10年。同时考虑税收的影响。当谷时电价为0.25元/kwh，峰时电价为0.95元/kwh，即峰谷价差为0.7元/kwh时，项目资本金IRR为6.64%。随着储能系统投资成本降低和峰谷价差增大，项目IRR提高。
发电侧：减少弃风弃光，经济性随系统降本逐渐提升
在发电侧，储能设备最主要的用途是集中式可再生能源并网。可再生能源（如风电、光伏发电等）由于自然资源地理分布的不均匀、发电高峰时段与用电高峰时段的不完全重合、以及日内波动和不可预测性等，给电网的供需匹配提出挑战。而储能设备与可再生能源发电设备的配合可以实现出力稳定，最大程度上减少弃风弃光。
根据全国新能源消纳检测预警中心的统计数据，截至年底我国风电、光伏的并网装机分别达到2.8和2.5亿千瓦；年全年风电、太阳能累计发电量亿千瓦时；全年全国弃风电量.1亿千瓦时，风电利用率（消纳率）96.5%；弃光电量18.3亿千瓦时，光伏发电利用率（消纳率）98.0%。从分省弃风弃光电量情况分布图中可以看到，部分可再生能源丰富、但是用电需求相对较低的地区（如青海、新疆、西藏等）弃风弃光率显著高于全国平均水平。
根据国家电网对储能并网的技术要求（GBT），储能系统满发有功功率时需要具备最大发出0.33pu无功功率的能力，方可满足功率因数0.95的要求，即此时储能系统的视在功率达到了1.05pu；同时为了充分利用储能的四象限运行能力，要求其在非满发有功功率时，同样具备按照1.05pu视在功率运行控制的能力，这也就意味着储能系统具备最大可发出1.05pu的无功功率的能力（此时储能系统不发有功功率）。
假设储能设备度电补贴0.1元、1MWh储能设备总价万元，储能系统一年工作日天，计算光伏电站加装储能每年收益和投资回收期。从计算结果可以看到，目前条件下，光伏+储能已经具有一定的经济性。发电侧储能项目的投资回报率提高需要依赖储能成本的降低。因此，我们进一步针对上述变量做敏感性分析，电价在0.3元/kWh以上，设备成本降至万元/MWh以内，光伏+储能具备明显的经济性。
按照光伏储能配比10%，储能时长2h计算，5MW的光伏设备配备容量为1MWh的储能设备，储能设备EPC总价为万元，按照每年运维费用为EPC总价1%，储能设备寿命十年计算，总运维费用为14万元。假设光伏设备年均有效工作时长1小时，则十年总计发电量为70GWh。将储能成本平摊至光伏发电的度数，计算得到对应储能设备度电成本为0.元/kWh。叠加国内目前集中式光伏发电站0.3元/kWh的度电成本，配备储能设备后的度电成本约为0.元/kWh。考虑到未来配比逐步上升的趋势，我们进一步进行敏感性分析，计算不同配比比例和储能时长要求下的度电成本（光伏+储能）。
电网侧：调频初具经济性，调峰接近临界
在电网侧，储能设备可以用于提供电力辅助服务。由于电网接入的发电量和用户负荷的用电量具有瞬时特性，电网处于不断的波动变化中，因此，为了保障电力系统的安全稳定运行，需要并网发电厂提供辅助服务。目前，我国的电力辅助服务市场正在逐步完善中。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制。
欧美国家电力辅助市场的市场化程度高：以美国最大的区域电力市场运营商PJM为例，调频和备用辅助服务通过竞争投标获得，黑启动等服务则通过签订合同获得；北欧和澳大利亚的电力辅助服务交易同样通过市场竞价和双边谈判等形式达成。
相比于欧美等发达国家的实践积累，我国的电力辅助服务市场启动相对较晚，市场化程度低。6年，国家电力监管委员会印发的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，正式对电力辅助服务定义，被认为是电力辅助服务市场在我国发展的开端；电力辅助服务市场与电力市场化改革密切相关，年，国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，是为了适应电力市场改革新阶段而提出的电力辅助服务市场机制，对电力辅助服务的补偿机制做出了规定。
根据国家能源局最新的电力辅助服务有关情况的通报，年上半年全国电力服务补偿费用总计.31亿元。其中，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%；调频补偿费用总额27.01亿元，占比20.73%；备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%；调压补偿费用5.51亿元，占比4.23%；其他补偿费用0.29亿元，占比0.22%。
按照国家能源局的通报，年上半年我国电力辅助服务补偿费用主要来自于发电机组分摊，总计.29亿元，占比达到87.71%。其余补偿费用来源主要包括跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用、新机差额资金、考核等其他费用。从补偿费用来源结构中可以看到，目前电力辅助服务市场面临着发电侧“既出钱、又出力”的格局，市场化程度很低。
目前，我国电力辅助服务市场最主要的应用场景是调峰和调频。调频指的是当用负荷发生小幅度波动时，会导致发电机频率增加或减小，发电机组需要通过调速器和AGC调节发电频率，恢复到额定频率50Hz。调峰指更长时间尺度、更大功率范围内调节发电量与用户负荷的匹配。根据时长要求的不同，调频和调峰分别属于功率型储能场景和容量型储能场景。
从成本的角度对比，调频和调峰分别适用于里程成本（储能电站总投资/储能电站总调频里程）和度电成本（储能电站总投资/储能电站总处理电量）。储能电站的成本主要包括储能系统成本、功率转换成本、土建成本、运维成本、电站残值和其他成本等类别。根据一些学者的研究结果，锂电储能在调频服务上已经具备经济性，里程成本约为6.34-9.08元/MW；而在调峰服务上，锂电储能的度电成本约为0.62-0.82元/kWh，大约是抽水蓄能的3-4倍，目前经济性竞争力较弱。但是考虑到抽水储能的环境限制，以及锂电储能未来的降本空间，锂电储能在调峰服务上的竞争力仍有很大提升空间。
调峰：度电成本较高，期待储能降本提高经济性
我国的电力辅助服务市场采用补偿机制，储能参与电力辅助的收益来自于调峰调频补贴。为应对大规模储能进入市场的需求，各地*府纷纷出台或调整补偿*策标准，一方面规范市场化进程，另一方面降低资金使用的风险。
平准化度电成本（LCOE）衡量了储能设备全生命周期内的平均发电成本，储能度电成本=生命周期内成本的现值/生命周期内放电量现值。根据测算，储能的度电成本约0.74元/kWh，参考现在的调峰补偿*策，仅东北三省的补偿范围高于度电成本。因此，储能用于调峰的经济性有待储能成本进一步下降后逐步显现。
调频：经济性出现，期待更有盈利性的商业模式
电网调频的关键参数之一是调频里程，因此，在考虑储能参与调频服务的经济性时，需要计算里程成本和里程收益。调频里程指一段时间内调频功率范围变化的大小，反映了机组调频的任务量。能够取得补偿的调频为二次调频，由机组跟随AGV指令以平抑电能供需偏差。由于目前我国的电力辅助市场尚不完善，各地对于调频补偿的*策略有差别。
为了衡量储能参与调频的经济性，需要测算调频的里程成本和里程补偿收益。里程成本指调频储能电站全生命周期内，单位里程的电站投资成本。里程成本由各省*策给出。根据测算，储能参与调频的里程成本为3.元/MW。
参考山西省某热电厂的AGC储能调频系统运行情况，该电厂安装9MW/4.78MWh的电网级储能系统设施，由电厂运行实测数据可以看到，电厂机组在安装储能系统后日平均调节深度由MW上升到0MW，综合性能指标Kp由1左右提高到均值5。储能调频补偿收益=调节深度（MW）*里程价格（元/MW）*综合性能指标（Kp）。按照山西省AGC补偿标准7.5元/MW计算，两台机组的日补偿收入达到0*5*7.5*2=7元。按照一年工作时间天计算，年营业收入约为万元，扣除里程成本后，相比未安装储能设备营业收入增加.6万元每年。该储能项目总投资约为万元，在不考虑项目运营的其他成本（包括税金、财务成本、运营维护成本等）的情况下，静态投资回收期为2.27年。
对比各省电力辅助服务市场的相关*策，各省目前给出的储能调频里程价格已经可以覆盖里程成本，因此，储能调频已经具备经济性，但是储能的里程成本以及补贴标准会影响储能参与调频的经济性，国内储能电站和电力市场仍需要探索更加具备盈利能力的商业模式。
三、市场空间估算：年全球储能新增装机超GWh
测算市场空间时，分别考虑了发电侧、电网侧和用电侧三类场景，根据安装位置和用途的不同，分别考虑新能源电站配置储能，储能参与调峰、调频，用电侧家庭和工商业的新增储能市场空间。
用电侧：家庭储能设备装机量迎快速扩增
（1）家庭储能设备空间估算
根据经济性测算，家庭储能设备搭配光伏是10年期内最具有经济性的一种组合，将能同时得到电力自发自用、峰谷套利和余电回售的经济效益；而单独使用储能设备目前尚不具备经济性（峰谷价差套利无法覆盖储能设备开支，即使是在全球峰谷电价差最高的加州）。所以我们通过光伏设备装机量和储能设备的配比率来估算家庭储能设备空间。
根据CPIA统计，年全球光伏新增装机GW。根据IEA的统计数据，其中18%为户用光伏，其中，中国新增户用光伏装机量达到9.0GW，是全球第一大市场；美国新增装机量3GW，仅次于中国；全欧洲新增户用光伏装机量为3.5GW，德国和荷兰是其中最为活跃的两个国家，装机量分别为0.9GW和0.7GW。欧美市场以外，越南由于屋顶光伏的兴起，自年以来光伏装机数量也有显著提高。
模型假设新增装机容量中户用光伏占比逐步提升，当前储能配比10%，储能配比逐年缓慢提升，预计年户用光伏+储能新增装机中储能设备新增装机容量将达到49.01GWh。另一部分空间来自于存量户用光伏装机中加配储能，假设户用光伏存量市场储能渗透率由0.5%逐步提升，预计年户用光伏+储能存量装机中储能设备装机容量将达到20.99GWh。年，预计整体户用储能容量空间达70GWh
（2）工商业储能设备空间估算
工商业储能市场包括光伏工商业和非光伏工商业两类使用场景。其中，光伏工商业储能设备的经济性来源于电力自发自用和节省容量电价。根据IEA的统计数据，年全球新增光伏装机量中18%为工商业光伏，其中，欧洲是第一大工商业光伏新增装机市场，新增装机6.2GW，中国新增工商业装机4.7GW，美国2GW。目前，能量型储能设备的放电时长要求一般为1-2小时。由于工商业生产时段高峰期和光伏发电出力高峰期基本重合，我们认为工商业储能备电时长从2小时逐渐提升到年3小时。
按照当期储能配比5%，远期20%的配比率进行估算，得到全球年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升，得到全球年存量的工商业光伏配套储能装机容量为12.29GWh。此外，部分工商业未安装屋顶光伏，可以通过安装储能实现峰谷价差套利收益，这部分市场容量预计年达到55.2GWh。
发电侧：集中式可再生能源储能配比拉动装机需求
储能设备对于集中式可再生能源发电站电力消纳有重要意义。全国多地已经发布了优先支持配备储能的可再生能源发电项目*策，部分地区还对储能设备的配比、放电时长做出具体要求：宁夏回族自治区要求十四五期间储能设备容量不低于新能源装机10%、连续储能时长2小时以上；内蒙古自治区要求光伏电站储能容量不低于5％、储能时长在1小时以上；新疆则要求储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置。
我们按照风光伏配储能当期配比1%储能时长2小时，远期配比10%储能时长3小时来估算发电侧储能市场空间。根据估算结果，得到全球年集中式可再生能源发电配套储能电站新增装机容量为GWh，其中光伏配套99GWh，风电配套39GWh。
电网侧：容量空间随储能渗透率提高加速扩张
储能在电网侧的价值主要体现在电力辅助服务。调频与负荷波动有关，对于调频中储能的需求，我们考虑调频配套需求与最大负荷的配套比例：根据业内预测，一般调频功率配套需求2~3%，我国目前调频配套需求较低，约1%。目前，储能在电力辅助服务市场的渗透率约为2%，未来随着储能相关*策的促进和电力辅助服务市场的完善，储能的渗透率将逐年快速提升。根据估算结果，全球年电网侧调频需求带动的储能需求为6.9GWh。
对于电网侧调峰，调峰需求与日发电量相关，预期未来调峰配套需求比例增加，储能再调峰中的渗透率逐渐提升。根据估算结果，全球年电网侧调峰需求产生的储能需求为20GWh。
综合以上对于市场空间的估计，我们预计未来五年全球储能时长将会迎来快速扩增阶段，年全球储能新增装机容量需求为.1GWh，未来五年累计新增GW，五年复合增长率56.2%。主要增长动力来自发电侧的高速增长，五年风光配储复合增长率分别为79.4%和85.6%。
四、储能产业链：以电池为中心，相关企业切入赛道
储能产业链围绕电池（PACK）开展，主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游的电池、变流器、管理系统、其他设备和系统集成，下游包括发电侧、电网侧、用电侧的应用场景。储能的产业链逐渐成熟，叠加*策支持，将迎来快速发展期。
根据BNEF提供的储能系统成本调研数据，储能系统成本以电池为主，零部件主要包括电池、变流系统（PCS）、电池管理系统（BMS）等，此外还包括BOS、系统集成、EPC成本等制造成本。其中电池成本占比约为55%，对储能电站成本影响最大，其次为变流系统及EMS。
储能行业仍处于发展的早期，行业格局尚不确定。电池和PCS是储能产业链中价值链最高、壁垒较高的环节，系统集成有望结合数字化、智能化技术，拓展应用场景，提升产业附加值。
储能电池：性能与动力电池有别，成本有待进一步下降
储能电池与动力电池原理相似，但由于应用场景不同，对二者的性能要求不同。动力电池安装在电动车上，需要在安全性和经济性的前提下，提高能量密度和充电速度，有更高的续航和更短的充电时间。
储能电池的应用场景需要频繁充放电，因此对循环寿命要求更高。动力电池企业切入储能电池市场。目前国内主要储能技术提供商多为动力电池制造商，将动力电池的生产制造、系统集成经验迁移到储能电池。但仍需要在提高循环寿命，降低成本，提升电池安全性方面继续努力。
目前，电化学储能的度电成本较高，难以实现经济性。电池是储能系统中成本占比最高的环节，是降本的主要动力。MIT的一项研究表示，自年锂离子电池首次投入商用，该类电池的成本已经下降了97%。电池成本下降速度趋缓，电池的降本方式已经从降低BOM成本转变为提升循环寿命，以降低储能电池的使用成本。
储能变流器（PCS）：光伏变流器技术同源，相关厂商切入
储能变流器是将电池系统的直流电转变为可以并网的交流电的装置，也可以将电网的交流电整流为直流电，给储能系统充电。是储能产业链中重要的一个环节。上游包括IGBT元器件、PMIC电源芯片、无源器件，结构件等。
储能变流器技术与光伏逆变器同源，因此，国内光伏逆变器厂商纷纷切入储能领域。储能变流器与光伏逆变器需要的零部件高度相似，光伏逆变器厂商具备生产储能变流器的能力。产线切换也比较容易，根据行业经验，光伏逆变器的产线切换到变流器，需要1-2周，主要是生产工艺流程的切换，在PCB板贴片、电阻、电容等相应的流程有所区别。此外，两者的应用场景相似，上游元器件供应商、销售渠道和下游电站开发商及承包商，都可共用。
中国逆变器厂商在全球都占据了较大的份额。根据CNESA统计，年国内储能变流器供应商前十名累计出货量1.27GW。在工商业级别，参与者主要有阳光电源、华为、上能电器，在户用级别，主要有锦浪科技、固德威、德业。
系统集成：中上游企业一体化优势突出，参与者众多
储能系统集成，是厂商运用专业的知识和项目经验，将储能系统的各个组件组合成适用于不同运行场景的整体。涉及到电化学、电力电子、IT、电网调度等多个行业，不同运行场景对系统的需求也有差异，需要根据需求指定合理的电池组、BMS、PCS等设备的选型和安装策略以及系统控制策略设计。因此，需要企业有丰富的项目经验和技术能力。
目前，参与储能系统集成的厂商来源广泛，一类是光伏行业企业，如阳光、华为、上能、科华等，目前市场中的项目多为光伏电站配置储能，光伏系统集成商可以将光伏系统的先进技术迁移到储能系统，通过新能源配置储能实现业务拓展。一类是电池企业，包括宁德时代、比亚迪等，电池是储能系统的核心，电池是储能系统降本的关键，电池企业通过前向一体化可以有效降低成本，提高利润率。一类是电力企业，以南瑞、中天、许继为代表，这类企业在传统电厂集成中积累了丰富的经验，了解电网的运行特点，对于有效配置储能系统有优势。还有专注于系统集成的企业，如派能科技、海博思创等。
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