2018年被稱為我國的儲能爆發元年，電網側項目的大規模投運和鋰離子電池成本的持續下降帶來了行業的變局和機遇。從遠景周期看，我國的能源結構變革、用電增量市場和電力體制深化改革將為國內的儲能市場帶來持續動力。通過研究電網側、可再生能源并網、輔助服務和用戶側等四個領域的儲能市場特點和趨勢，建議高度關注儲能行業發展及其帶來鋰離子電池、設備系統、建設運營等環節的機會，并以儲能為切入點積極推動布局綜合能源服務。

儲能尤其是鋰電儲能市場被認為具備廣闊的市場空間和多樣的應用場景。2018年被稱為儲能市場爆發元年，儲能領域受到多個電網側項目的提振，無論是新裝機量還是運營規模都有了大幅提升。國內外多個鋰離子電池公司也將儲能系統（ESS）作為動力鋰電池之外的另一片藍海并積極布局。因此有必要對鋰電儲能市場進行回顧研究，展望未來發展趨勢。

一、儲能市場發展情況梳理

（一）電化學儲能市場概況

電力儲能是指在電力系統中功率在千瓦級別以上，滿足電力系統應用需求的儲能技術。從儲能方式來說，電力儲能可劃分為物理儲能、電化學儲能、電磁儲能三大類。物理儲能重要包括抽水蓄能、壓縮空氣、飛輪儲能；電磁儲能響應速度快，短時間可釋放大功率電能，循環次數多，包括電容儲能和超導儲能；電化學儲能除鋰離子電池外，還包括鈉硫電池、蓄電池和液流電池等技術。

來源:中關村儲能產業技術聯盟儲能產業白皮書

從整個儲能應用規模看，抽水蓄能因其性能和成本優勢占裝機的94%，而電化學儲能雖只有3.6%仍位列第二，鋰電又占這當中的86%。除去建設有特定限制的抽水蓄能，鋰電在電力儲能中已經成為絕對的主流。鋰電儲能可組規模靈活，響應時間較快，適用于充放電轉換頻繁的場景。它很好的均衡了功率密度與能量密度，隨著鋰離子電池成本的快速下降，鋰電被認為是電力儲能領域最有潛力的發展方向，可用于發輸配用等各環節，裝機占比快速提升。據中關村儲能聯盟（CNESA）的不完全統計，從2000年至2018年底全球電化學儲能的累計投運規模為6.5GW，同比上升121%。其中2018年一年新增電化學儲能的投運規模為3.5GW，同比上升288%。2000年至2018年底我國電化學儲能的累計投運規模為1.01GW，同比上升159%。2018年一年國內新增電化學儲能的投運規模為0.6GW，同比上升414%。其中電網側儲能應用爆發是最重要原因，全年累計投運儲能規模為1.02GW/2.91GWh（規模/容量，不僅限于電化學），是2017年累計投運規模的2.6倍。從規模到增速，加之電力機制改革逐步釋放的政策性機會，2018年確實可被稱為我國儲能市場爆發元年。

（二）國家行業政策逐漸升級

我國在儲能產業的戰略布局可以追溯至2005年出臺的《可再生能源發展指導目錄》，氧化還原液流儲能電池、地下熱能儲存系統位列其中。2010年儲能行業發展首次被寫進法案，當年出臺的《可再生能源法修正案》第十四條中明文規定“電網公司應發展和應用智能電網、儲能技術”。2011年，儲能首次出現在國家“十二五”規劃綱要，并相繼列入《國家戰略性新興產業發展規劃》、《可再生能源發展規劃》、《能源發展戰略行動計劃（2014-2020）》、《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》等政策中的重點創新發展領域，重點是融合與智能電網技術，將儲能作為提高可再生能源消納的重要手段。2016年起，儲能應用在國家層面進一步拓寬，國家發改委等六部委的《電力需求側管理辦法（修訂版）》提出“通過深化推進電力需求側管理，積極發展儲能和電能替代的關鍵關系，促進供應側與用戶側大規模友好互動”。2017年十月《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》成為我國儲能行業的第一個指導性文件，至此，儲能正式作為一個重要領域單獨出現在國家層面的發展指導意見當中。文件確立了推進儲能技術裝備研發，推進儲能提升可再生能源利用水平，推進儲能提升電力系統靈活性穩定性，推進儲能提升用能智能化水平，推進儲能多元化應用支撐能源互聯網等五大重點任務。

到2018年，國家發改委印發《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，在國家文件中首次明確提出儲能削峰填谷的重要作用，為用戶側儲能供應有利環境，此外首次提到鼓勵電動汽車供應儲能服務。同時，各地陸續出臺一系列細則加速培育儲能市場，例如多省市公布電力輔助服務細則支持儲能調峰調頻作用，南方區域出臺首個針對電化學儲能電站的政策文件，儲能用鋰離子電池、電化學儲能電站等一系列標準完成制定執行等。由此可見，儲能行業政策不斷升級，一方面儲能應用的內涵日益豐富多元，在能源結構中的地位日漸上升；另一方面儲能政策不斷細化，構建更加有利的市場環境。

（三）新能源汽車發展加速儲能應用進程

大幅降低電池成本是電化學儲能大規模擴容的前提條件，我國新能源汽車發展及由此帶來的動力鋰電池產量擴張，促使鋰離子電池成本快速下降，大大加速了電化學儲能應用進程。彭博財經公布的最新《長期能源儲存展望報告》中指出，從2010年到2016年，電池包的成本從1000美元/kWh下降到了227美元/kWh，也同時刺激了對鋰離子電池儲能潛力的期待。預測從2018至2030年間，鋰離子電池的價格將繼續下降52%，由此使得儲能系統成本下降的速度將超過預期。到2050年，電池儲能系統投資額將高達5480億美元，其中三分之二為電網級，其余為家庭和公司。隨著鋰離子電池成本因新能源汽車推廣而大幅下降，鋰離子電池的主流地位已經不可動搖。繼續下探的電池價格會讓電池走進千家萬戶，滿足能源需求和供應的變化。

二、電化學儲能市場各應用領域綜述

儲能可以被廣泛應用于發輸配用等各環節，分類和作用如下表：

表1：鋰電儲能系統在電力系統各個環節的應用

來源:據中關村儲能產業技術聯盟報告、能源局能源研究所訪談等整理

我國電化學儲能在電力儲能實際應用中，可再生能源并網、用戶側、電網側以及輔助服務是四個最重要的領域，其裝機占比及其中鋰電比重如下表：

表2：2017年我國電化學儲能在電力四大應用領域裝機占比及鋰電占比

據中關村儲能產業技術聯盟報告、能源局能源研究所訪談等整理

（一）電網側儲能

盡管儲能最初是在可再生能源并網消納領域被寄予厚望，但在2018年全球電網側儲能裝機量首次躍居首位，成為最先啟動爆發的細分領域。電網公司在江蘇、河南、湖南等多地積極布局電網側儲能電站，以提升電力系統的靈活性和穩定性。2018年新增投運（不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目）的電網側電化學儲能規模206.8MW，占2018年全國新增投運電化學儲能規模的36%，占各類儲能應用之首。另有規劃及在建電網側電化學儲能電站465MW。包括江蘇鎮江東部101MW/202MWh、河南電網100MWh、湖南長沙一期120MWh，江蘇二期等電網側儲能項目相繼公布開工。

表3：今年啟動建設的電網側儲能項目一覽

來源:儲能網、北極星儲能、招標網、上市通告等綜合

之所以是電網側率先爆發，有多方面的原因。一是當地電網關于儲能的切實需求，通常包括幾類：在電網負荷較高地區，儲能能夠有效滿足短時最大負荷所需，延緩電網的投資建設；儲能也可以解決區域電網輸送斷面阻塞的問題，尤其是火電機組調峰不足的區域；此外新能源大規模并網的區域，儲能一定程度優化保障安全穩定運行。這幾個省份正是為解決這些問題選擇了鋰電儲能。二是鋰電成本下降明顯，且具有靈活部署統一調度的特點，在經濟價值上逐漸顯示出優勢。例如江蘇鎮江儲能電站電網側總功率為101MW，總容量為202MWh，利用現有變電站資源進行分散建設，統一調控。儲能電站總投資約7.6億元，可在每天用電高峰供應電量40萬kWh，滿足17萬居民生活用電。假如建設同等容量的發電廠則需投資8億元，且每天有效運行只有1-2小時。三是在區域應用和環境保護方面具有一定的示范意義，儲能電站可為電網運行供應調峰、調頻、備用、黑啟動、事故應急安全響應、電能質量改善等多種服務，減少火電廠為輔助服務而消耗的燃煤，減少了二氧化碳和二氧化硫排放。

電網側項目高度依賴各地電網規劃，可持續上升及潛在空間仍然取決于電網的資本支出。從商業模式看，電池和儲能設備公司基本以投標工程建設和設備采購的方式參與其中，運營環節基本不向第三方開放。未來電網側項目仍然有一些問題要解決：一是項目的商業價值計量不透明不公開，無法定價。到底發揮了多大作用，產生了多少優化收益，還難以精確計算。這就導致無法精準計價，更無法將儲能的價值體現到輸配電價當中。二是儲能資產在電網中的身份地位未定，無法歸屬為輸配資產，這同樣影響了儲能后續的定價問題。目前開工的項目是以租賃模式來解決資產歸屬，但是從訪談中了解到行業關于解決這一問題充滿信心。三是成本仍要下降。從公布中標情況看，系統平均成本已經達到2元/Wh左右（其中電池成本1-1.3元/Wh）。假如未來在開放市場下與其他輔助服務方式如燃氣輪機等競爭，電池儲能系統成本仍要進一步下降，據測算，系統成本假如做到1.4元/Wh時，電網側儲能與主流方式具備充分的競爭力。總體而言，電網側儲能仍將是近兩年鋰電儲能的重要市場，考慮到國網最新公布的“三型兩網”規劃，尤其是“泛在電力物聯網”戰略，儲能能夠有效連接電力、電網、用電端，促進任何時間地點、人和物之間的能源連接和信息交互，有效支持泛在電力物聯網建設，電網主導的儲能建設仍將保持快速發展。

（二）可再生能源并網

截至2018年底，我國可再生能源發電裝機達到7.28億kW，同比上升12%，約占全部電力裝機的38.3%。其中風電裝機1.84億kW、光伏裝機1.74億kW、分別同比上升12.4%和34%。全年可再生能源發電量達1.87萬億kWh，占全部發電量比重為26.7%。可再生能源電力具有波動性，難以完全匹配穩定的用電需求。為滿足用戶側負荷的需求，且減少電網頻率波動，經常會產生棄風、棄光現象。2018年棄風電量277億kWh，平均棄風率7%；棄光電量54.9億kWh，平均棄光率3%。同時可再生能源電力并網也帶來了沖擊隱患，產生大量調峰調頻的需求。

儲能系統可為風光電站接入電網供應一定的緩沖，起到平滑風光出力和能量調度的作用，從而改善電能質量、提升可預測性和利用率。風光儲一體也應用于各示范工程中，如格爾木光儲電站、吉林風蓄儲示范工程、張家口風光儲示范工程等。通常鋰電儲能功率配比約為10%，容量在0.5h-2h之間。按照2018年底國內風電光伏裝機合計358GW，配套10%儲能計，僅存量就存在35.8GW潛在空間，能夠帶來30-50GWh的電池需求。但實際除示范工程外風光電站幾乎沒有安裝儲能系統。經過對部分風光電站運營方訪談，得知儲能大大新增了建設成本，對發電平價造成不利影響。現有補貼模式下安裝儲能尚不存在經濟性，電站的上網電量也未必能通過安裝儲能獲得明顯提升。

隨著風光電成本的持續下降，到2020年假如順利解決平價上網的第一步，提升上網質量必然將成為接下來的發展重點。因此解決清潔能源消納和優化平抑波動將成為可再生能源并網領域應用儲能的重要動力。2018年十一月，發改委、能源局印發《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》，對2018-2020年間的棄風棄光率制定了年度任務，并對重點省份提出了目標要求。行動計劃多處提到儲能產業，要求“統籌推進集中式和分布式儲能電站建設，推進儲能聚合、儲能共享等新興業態”。同時華北能監局、西北能監局修訂了對新能源的考核辦法，被外界稱為“兩個細則”。其中要求風電場、光伏電站必須具備一次調頻功能，假如不滿足考核要求則要繳納補償費用。“兩個細則”如得以嚴格執行，加裝儲能裝置也將重新成為風光電站的選擇之一，一方面可減少棄風限電的損失，另一方面未來可通過參與電力輔助服務獲得收益。

總體而言可再生能源并網將是下一步潛在空間較大的市場，風光儲一體會逐漸提高占比。但是風光電站首先要面對2020年補貼取消的壓力，一段時間內平價仍然是最關注的事情。加之現階段風光電站加裝儲能只能依靠限電時段的棄電量存儲，投資回收周期漫長。因此該市場啟動尚需時日，恐怕要在2020年補貼取消后，產業鏈調整穩定，儲能收益多樣化后才會大規模爆發。

（三）輔助服務-火電儲能聯合調頻

電力輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電公司、電網經營公司和電力用戶供應的服務。其中有償輔助服務包括AGC、備用、無功服務和黑啟動等。目前儲能在其中獲利模式最清晰，市場參與方最積極的模式是火電儲能聯合調頻。電網在區域內對火電機組的響應情況爬坡速率等通過kp值進行考核，由考核靠后公司補償考核前列公司。因此火電公司有動力改善自身調節能力，聯合鋰電儲能系統可以對負荷作出快速反應，提升火電機組的調頻考核指標。一般而言，2臺300MW火電機組需配置的儲能裝置為9MW/4.5MWh。

2017年開始，隨著部分電網區域對火電儲能聯合調頻給出較為清晰的補償機制，該領域商業化模式最先成型。僅2018年上半年，已建、在建和中標項目已經達到至少20個，投資主體和利益分成模式日趨多元，出現了睿能世紀、科陸電子等重要建設公司。目前的商業模式重要是由社會資本進行投資建設，在隨后的運營期內投資方與電廠對補償收益進行分成，通常在投資成本收回前后兩個階段采用不同的分成比例。按照前期七三開，后期三七開的分成比例，多數項目2-4年即可收回投資，經濟效益良好。

盡管該市場商業化程度最高，啟動最早收益最好，但市場空間其實相對較小。一是在機制尚未形成的區域無法推廣；二是配套儲能比例較低僅為2-3%/0.5h，項目規模有限；三是現有機制仍然是零和博弈，該區域內火電公司假如都加裝儲能提高響應，則收益性將大大降低；四是火電廠議價權較強，當前分成比例已經遠不如早期項目。值得注意的是，這是鋰電儲能在現有機制下，唯一能夠借助火電通道直接服務電網獲利的模式，這也是該模式盡管潛在空間不大，但是市場最為活躍的原因。

（四）用戶側儲能

用戶側重要是在個人用戶、工商業公司和工業園區安裝儲能系統。理論上用戶側儲能除了峰谷差套利，還可以實現多種收益，假如能夠實現多種收益疊加，則經濟性相對較好，理論收益如下表：

表4：用戶側儲能的多種收益途徑

從理論上看，用戶側應當是鋰電儲能市場空間最大的領域，國外發展趨勢也是如此。但從實際規模看，2018年前三季度用戶側儲能累計投運295MW，2017年同期231MW，速度并不快。新裝機比重也被電網側反超，據不完全統計，用戶側儲能在2018年新增裝機中占比已經降至10%左右。用戶側發展缺乏動力的重要原因是收益差和風險大。收益差的原因重要是獲利途徑單一，在用戶側重要收益依靠峰谷價差套利，加之大部分地區的峰谷價差有限，導致用戶側儲能投資回收期比較長。按照儲能系統成本2元/Wh，施工建設等成本1元/Wh計，假設日充放電兩次（峰谷+平谷，90%深度充放，15%損耗），峰谷價差0.9元/度，平谷價差0.4元/度，則投資回報周期約為8-9年。假如考慮鋰離子電池衰減，尤其是兩充兩放衰減加速，則要超出10年收回投資。加之去年開始一般工商業電價下調10%以及大工業兩部制電價的出臺，使得全國很多地區的峰谷價差仍在縮小，單一依靠峰谷差的收益性不理想。而且期間假如用戶公司無法正常經營生產，也會造成投資難以收回，這給項目帶來更多不可控的風險。用戶側收益單一、長期運營缺乏保障，對社會資本吸引力很低。只有用電方還涉及到備電、擴容等綜合需求時，才會考慮配置儲能。

用戶側儲能想要大規模發展，還要在“開源節流”上下功夫。開源是指電力輔助服務市場更多向用戶側儲能開放，除峰谷差套利外給用戶側更多收益來源。節流是指儲能系統成本的進一步下降，縮短投資回收周期。尤其是假如分布式光儲系統的成本下降后，用戶側儲能與分布式光伏結合將成為發展方向。近期江蘇省工業園區給予用戶側儲能自項目投運后按發電量（放電量）補貼3年，補貼業主單位0.3元/kWh的優惠，也為用戶側儲能發展供應了助力。

此外，海外發展較好的戶用儲能也應歸入用戶側。一般包括3-10kWh電池組和BMS管理系統，假如該家庭裝有光伏發電，則還要并網逆變器和交流負載。家庭儲能一是可以作為應急備用電源；二是可以供應峰谷差存放電，降低家庭能源費用；三是與光伏等結合構成家庭能源系統，甚至可以上網售電。全球家庭儲能市場不大，但是在一些地區開展情況較好。一是以德國和澳洲為代表，戶用新能源系統發展較好的地區。目前德國已經有1/3的家庭裝上屋頂光伏系統，而澳大利亞也有200萬戶安裝了光伏，可以通過加裝儲能系統進一步降低家庭能源費用。二是如東南亞、印度等地區，本地電網不穩定，要家庭儲能作為應急電源。預計未來全球家庭儲能仍將在德國、澳洲等高電費、戶用光伏比例高的國家快速上升，預計2018年銷售超過15萬套。國內由于家庭電費較低，發展機會不大。

（五）通信備用電源

之所以把通信備用電源單獨列為一節，一方面通信備用電源關于電池的要求和上面所述四類儲能應用有所不同，行業內有聲音認為，通信備電嚴格說不應列入儲能；另一方面通信備電的市場非常大，未來幾年的采購量仍將遠超上述四類儲能的容量。因此對這個領域也做簡單介紹。

過去大型基站以鉛酸電池為主。隨著鋰電行業逐步發展，在當前成本及成本下降預期下，鋰離子電池取代鉛酸應用已成為必然趨勢。2016年后，運營商新招標的項目多以鋰離子電池為主。通信備電的市場重要包括兩部分，一部分是新建基站的儲能構成每年市場的增量；一部分是存量基站電池的到期替換構成每年市場的基礎量。對2017-2018年的招采通告查詢，三大運營的鋰電備電年采購規模約為1.5-2GWh。而我國鐵塔的規模可通過港股招股書查詢計算，按照1個基站對應48V500Ah（24kWh）的電池計算，180萬個基站存量電池規模約為43GWh。同時考慮到國內基站的建設周期重要集中于2013年起的4G建設高峰（僅2014年就建設基站98.8萬個，占到現有規模的一半），以電池壽命6年計算，到期替換的高峰將在2020年左右出現。我國鐵塔宣布今年起不再采購鉛酸，考慮到梯次電池規模不足以滿足，因此在2020年前后會有一波鋰電采購替換的需求集中出現。再加上每年新建5-10萬個基站，將帶來1.2-2.4GWh的鋰電需求，合計將有每年10GWh左右的電池需求，由鐵鋰離子電池和梯次利用電池滿足。

三、國內重要儲能行業公司概況

根據CNESA的含義，儲能行業參與主體可以劃分為向客戶供應儲能技術本體、電池模組，電池系統的儲能技術供應商；從事儲能系統集成業務，向客戶供應成套儲能系統產品包括本體、BMS、PCS、EMS及其它配件的儲能系統集成商。2017年我國儲能技術供應商規模前五為南都電源、雙登集團、圣陽電源、中天科技、三星SDI，我國儲能系統集成商規模前五名為南都電源、陽光三星、科陸電子、雙登集團、中天科技。2018年的儲能項目中標信息顯示，除了上述公司，還有睿能世紀、億緯鋰能、國軒高科、比亞迪等公司積極參與儲能市場。

（一）南都電源

南都電源重要從事通信電源、綠色環保儲能應用產品研究、開發、制造和銷售，并為后備電源、動力電源及特殊電源領域供應完整的解決方案和服務，主導產品為鉛酸蓄電池，近年也開始提升鋰電產品占比。2018年半年報中，南都電源第一次將“儲能電源及系統”作為單獨的業務領域公布業績。

表5：南都電源2018年半年報各業務領域業績情況

南都電源早在2008年就涉及儲能電池及系統集成技術研發，2015年開始參與儲能商用化項目建設，其電化學儲能應用在規模化、安全性、經濟性等方面已經成熟，形成規模化應用。截至2017年底，南都電源儲能電站簽約總規模已超過2000MWh，投運規模超過300MWh。2018年上半年，南都電源中標河南電網100MW儲能項目，其中9.6MW河南信陽龍山項目已經交付。此外與鎮江新區多家重點公司集中簽約的儲能電站項目，為全國最大規模用戶側分布式儲能項目。此外為德國Upside公司建設50MW的調頻服務儲能系統項目，進入歐美電力輔助服務市場。在2017年，南都與三峽建信等合作成立了三峽南都儲能投資基金，一期募集資金總規模為20億元，為儲能項目建設供應資金支持。

（二）科陸電子

科陸電子是國內領先的綜合能源服務商，產業鏈包括能源的發、輸、配、用、儲，產品包括智能配電設備、電儀器儀表、新能源接入設備、儲能系統等。

表6：科陸電子儲能業務業績情況

科陸電子從2009年開始致力于儲能領域，現擁有較為完善的儲能解決方案及儲能系統集成能力，PCS是其優勢領域。截至2018年已累計完成超過400MWh的并離網儲能系統項目。科陸電子在火電儲能聯合調頻市場發力較早，建成運行如山西同達電廠、平朔儲能AGC調頻項目、內蒙古上都電廠等一批項目，確立了其在儲能聯合調頻領域的領先地位。截至2018年上半年，科陸電子的儲能調頻項目已達10個，建設規模合計120MW/60MWh。此外科陸電子與LG化學合資成立的無錫陸金新能源，重點布局海外戶用儲能及商用儲能產品，在日本已實現批量交付。科陸電子還是國能電池的第二大股東，與國能共同開發應用軟包磷酸鐵鋰儲能電池。去年八月四日，科陸電子控股股東向深圳市國資委平臺公司遠致投資轉讓1.52億股，成為深圳國資控制公司。為緩解現金流緊張問題，科陸電子將逐步剝離光伏電站等資產，并向恒大轉讓了卡耐新能源，將有限的資源投入到儲能等核心業務中。

（三）其他公司情況

中天科技：中天科技（600522）主營業務為通訊、光纖、光纜等，同時具備儲能系統整體集成能力，其控股公司中天儲能專業從事新型鋰離子電池生產和儲能系統研發。中天科技重要發力用戶側分布式儲能領域，已建成分布式光伏、儲能、充電樁三位一體結合的電力儲能系統。2018年中天科技投運和在建的儲能項目約213MWh，其中電網側項目162MWh，用戶側51MWh，重要使用磷酸鐵鋰方殼電池。今年二月份，中天科技公布通告，募資15.78億元用于在江蘇建設總裝機118.75MWh，總容量950MWh的10個用戶側分布式儲能電站。這也是A股史上最大規模的儲能項目募資事件。

陽光三星：是上市公司陽光電源（300274）與三星的合資公司。陽光電源專注于太陽能、風能逆變器產品，是逆變器公司切入儲能領域的典型。2016年，陽光電源和三星SDI合作,成立了三星陽光和陽光三星兩個公司。陽光三星是由陽光電源控股，基于其儲能逆變器供應儲能系統解決方案；三星陽光由三星控股，為儲能系統供應儲能電池。2017年，陽光電源憑借其在逆變器行業的龍頭位置，向用戶推出了“逆變器+儲能技術融合”的解決方案，不僅可降低系統成本，還可以通過功能整合進一步提高系統綜合發電效率。其首個海外儲能項目馬爾代夫海島儲能實現了光儲一體系統解決方案。

雙登集團：成立于1990年，圍繞動力、儲能和通訊三大產業板塊，形成產業集群發展。重要技術路線是鉛炭電池，2017年雙登儲能業務僅鉛碳電池已經達80MWh，2018年第一季度，雙登在海內外該業務領域配套應用的鉛碳電池規模已經達到100MWh。

四、海外儲能市場情況

（一）歐洲市場

根據歐洲儲能協會最新公布的報告顯示，2017年歐洲電力儲能設備裝機容量接近600MWh，相比于2016年的400MWh增速高達49%。歐洲儲能市場呈現出電網端、工商業、戶用儲能“三強鼎立”的格局。歐洲電網側儲能商業模式很大程度上依賴于電網需求的大量波動及由此產生的經濟效益。但是近年來歐洲電網調頻需求并不旺盛，甚至有下降趨勢。但屬于用戶側的工商業儲能和家用儲能增速明顯高于電網端儲能，成為上升的主力軍。

圖2：歐洲電力儲能設備年裝機規模（MWh）

其中戶用儲能的發展得益于歐洲尤其是德國高昂的電費，以及滲透率較高的戶用光伏市場。歐洲電力市場可再生能源滲透率已達到了25%-30%，單獨安裝光伏或是光儲一體化的系統，能夠有效的降低用戶電力費用支出。尤其是近年來針對光伏的補貼有所削減，加速刺激了戶用儲能的發展。很多安裝了光伏的用戶開始加裝儲能，而服務商也開始更多將儲能項目與光伏項目打包出售安裝。隨著電動汽車普及未來還可以加入充電樁一體。總體而言歐洲開放的電力市場、新能源占比高和部分國家電力費用高，都使得用戶側的儲能投資回報周期在合理范圍內。

歐洲重要國家的儲能發展各有特點，依賴于自身國情。例如英國與歐洲大陸的電網接入較少，從歐洲電網獲得的調節有限，就要求自身具備更好的調節能力。加之電網部分老化，而電網設施翻新建設的支出較大。為延緩電網投資建設，英國電網側儲能投資快速上升，在2018年上半年開始建設200MW儲能電站是去年歐洲最大規模的儲能項目。但用戶側項目在英國發展緩慢，重要是由于英國光照條件差，光儲一體化不具備開展環境。德國在歐洲國家中儲能發展情況最好，其光伏設備中安裝儲能系統的比例達到77%，是歐洲范圍內最成熟的分布式光儲市場，也是用戶側儲能商業模式發展最先進的國家。

（二）美國市場

截止到2018年，美國仍是全球最大的儲能市場。其中新能源政策最為積極的加州占據重要地位，包括提升公共儲能容量應對高峰電力壓力，以補貼促進戶用光儲一體安裝等措施，全方位的推動儲能市場發展。此外在部分用電壓力較大的州，也啟動了公共電力儲能項目建設。儲能在美國電力輔助服務市場的應用和模式都比較成熟，重要得益于其公開電力市場。但近年來用戶側尤其是工商業用戶儲能項目成為最活躍的領域，光儲一體化應用已成為許多美國分布式光伏公司的共同發展方向。

（三）澳大利亞市場

澳大利亞由于其人口分布和地理特點，用戶側儲能占據了絕對優勢，在一些人口稀少的偏遠地區，如西澳大利亞，建設全覆蓋的電網并不具備經濟性，因此發展分布式光儲系統成為更適宜的選擇。而在南澳，由于可再生能源裝機占比高，發生一些電網不穩定的事件，電網側項目近年來也受到重視，一批大規模儲能項目開始落地，帶動了海外儲能系統開發商在可再生能源場站側布局。此外，受益于戶用光伏的高滲透比例，一些運營商開始探索整合分布式儲能開展“虛擬電廠”建設參與電力市場服務。澳大利亞推出了電力市場“五分鐘結算機制”，促進更多商業模式的出現，儲能在電力市場中的收益性進一步提升。

（四）日韓市場

韓國在配額制政策、燃煤電廠關停、能源轉型等因素驅動下，推動儲能在大規模可再生能源領域的應用。韓國的儲能項目通常規模較大，如現代電氣蔚山150MW儲能項目。韓國鋰電儲能電站在近兩年屢屢爆出火災事故，一定程度影響了大型儲能項目的進一步推廣，也提醒業內更加關注鋰電儲能電站的安全問題。日本重要的儲能應用仍然集中在集中式可再生能源并網和用戶側領域。其中北海道等解決棄光需求強烈的地區，以及部分災后重建地區成為儲能應用的重點領域。用戶側則重要依賴于虛擬電廠的建設補貼、戶用儲能補貼、能效計劃等政策激勵。

五、電化學儲能未來發展趨勢展望

（一）國內各領域儲能市場空間展望

2018年成為國內儲能爆發元年，有偶然因素但更是必然趨勢。客觀地說，國內儲能項目基數太低，積累較少，無論是技術、成本和市場機制都還未完全成型，距離全面爆發仍要經歷技術試錯、規模示范、模式推廣等階段，要經過反復驗證迭代達到技術和商業模式成熟。未來三年內，國內電化學儲能年裝機容量估計在2-5GWh之間（不含備電市場），取決于電力市場的開放進程。

具體在四大領域中，電網主導的電網側項目仍將是未來幾年內國內儲能發展的最重要領域。一方面從國家電網近期的多項規劃包括今年的1號文件來看，“三型兩網”被行業內外寄予了很高期望，被認為是電網下一個階段顛覆式的變革。這意味著國網或將在進一步開放的基礎上，主動尋求轉型，在電力服務的優化建設上提升能力，這也必然帶來新的資本支出包括在儲能領域的新增項目。另一方面假如電網能夠在未來幾年解決儲能的輸配電資產身份，意味著電網側儲能成本可以順利計入輸配電成本，將開啟更大規模的市場空間。

用戶側儲能從國外發展經驗看，蘊藏著巨大的市場空間，尤其是與分布式新能源、各類輔助服務等相結合，在更加開放的電力市場環境下具備多樣靈活的商業模式和盈利前景。但回歸到現狀看，在現有單一峰谷套利模式下，雖然發改委出臺文件擴大峰谷電價差和執行范圍，但離開了北京、江蘇等某些區域或特定案例，投資回收周期普遍過長。而其他盈利模式的拓展要等待電網出臺細化政策，離不開電網給予補償支付，這樣一個潛藏市場的開啟仍需各方培育。

火電儲能聯合調頻前期開展順利，優勢在于盈利模式清晰，但這一市場的天花板也清晰可見。一方面有賴于試點區域的補償機制確立，政策出臺區域才有項目機會。另一方面收益性受到來自火電廠和補償弱化的雙重擠壓，換言之假如該區域的火電廠都加裝儲能，則補償收益就會下降。因此這一市場的參與者不會太多，參與后續運營的機會也比較少。

可再生能源并網則是另外一個值得期待的市場，遠期潛在空間巨大，這當中的根本動力來自于我國能源結構的變化。隨著風光裝機規模占比擴大，關于調節能力的要求將越來越高，儲能仍然是不可或缺的方式之一。只是目前風電光伏還面對著去補貼的第一道坎，只有行業平穩渡過2020年后，并網質量和調節能力才會成為下一個關重視點。近期其中“兩個細則”和清潔能源消納的政策出臺，可以看到來自政府的決心。

此外關于通信、數據中心等的備用電源，因其和前述四個市場的商業模式相關度極低，且在電池需求和應用場景上也有很大不同，將其視為不同的行業較為合理。這當中可以關注4G基站的備電替換高峰來臨，以及5G建設中的相關需求。

（二）儲能市場發展機遇

儲能在國內的遠期空間相當樂觀，宏觀來看有以下機遇。一是從能源結構角度，可再生能源占比不斷提高。例如在發改委能研所的報告中，認為到2050年非化石能源在能源結構中占比將達70%，其中風能和太陽能在總量中占比接近一半。在這一過程中儲能將承擔起愈加重要的作用。二是從電力增量市場來看，比照發達國家路徑，我國經濟發展將繼續提升人均用電水平。對照美國1.3萬度，韓國1.1萬度的年人均用電量，我國年人均只有0.43萬度，即使上升到0.8萬度電，也意味著電網規模還應擴大2-3倍，這當中新增的電網建設和能力優化對儲能提出要求。三是國內電力體制改革仍將深化。隨著電力市場化交易和電力現貨市場的推進，儲能的經濟性也將日趨凸顯。持續保持上升是我國電力市場的最大機遇，也是儲能發展的最大機遇。儲能可以消除能源在時間空間、供需之間的不均衡和錯配，提升能源綜合應用效率，創造社會和經濟價值；儲能連接了能源的場景和環節參與方，在發電方、需求方、服務方、輸配方等之間實現能源流、信息流的有效貫通；儲能實現了能源的運營和服務一體化，在固定收益基礎上拓展了潛在盈利空間，符合能源結構未來發展趨勢。

從技術路線看，除了特定地理位置建設的抽水蓄能電站之外，電化學儲能的主流地位不可動搖，而這當中鋰電伴隨著電動汽車浪潮帶來的成本快速下降和產量規模上升，已經確立了其在儲能當中最主流的身份。目前國內儲能市場的鋰離子電池重要以磷酸鐵鋰離子電池為主，以及少量的鈦酸鋰離子電池，這也為一些磷酸鐵鋰離子電池公司供應了機遇。寧德時代就曾多次提到，未來儲能電池和動力鋰電池的技術路線會繼續分化。比亞迪、國軒高科等電池公司，也都紛紛成立了專門的儲能事業部或合資公司，積極開展布局。針對儲能應用特點，開發滿足儲能需求的新型磷酸鐵鋰離子電池，進而拓展綜合儲能業務，將為電池公司在儲能領域開拓新的廣闊市場。

從產業鏈來看，將沿著儲能設備-儲能建設-儲能運營服務的環節逐次受益，前期將為儲能設備和建設公司，如儲能電池、儲能PCS、系統集成和EPC等公司帶來業績上升。隨著儲能資產的經濟性逐漸顯現，越來越多的第三方會參與成為儲能項目的所有者和運營方，進而以電站和輔助服務供應商的身份參與電力市場。分布式可再生能源配合儲能的經濟性，也將隨著新能源發電和儲能兩者成本同步下降逐漸顯現。隨著政策和市場條件成熟，將從單純的能源產銷體系向能源綜合服務體系轉變，未來可重點關注可再生能源電站側和經濟發達地區用電側的機會，以儲能為切入點積極推動布局綜合能源服務。