1、目 录行业概括：可再生能源拉动需求，锂电储能前景广阔 5发展背景：发展储能是可再生能源加速渗透的必由之路 5 储能技术分类：锂电储能应用场景广泛、综合性能出色 7 储能发展阶段：抽水储能仍超九成，电化学储能快速提升 9 储能政策频出，催化行业发展 10储能经济性分析：伴随降本，经济性迎来提升 15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 15 发电侧：减少弃风弃光，经济性随系统降本逐渐提升 21 电网侧：调频初具经济性，调峰接近临界 23调峰：度电成本较高，期待储能降本提高经济性 24 调频：经济性出现，期待更有盈利性的商业模式 27市场空间估算：2025 年全球储能新
2、增装机超 290GWh 30用电侧：家庭储能设备装机量迎快速扩增 30 发电侧：集中式可再生能源储能配比拉动装机需求 32 电网侧：容量空间随储能渗透率提高加速扩张 33储能产业链：以电池为中心，相关企业切入赛道 36储能电池：性能与动力电池有别，成本有待进一步下降 36 储能变流器（PCS）：光伏变流器技术同源，相关厂商切入 37 系统集成：中上游企业一体化优势突出，参与者众多 38投资建议 39风险提示 3912图表目录图 1：国内风光累计装机规模（GW）及增速 5图 2：国内风光累计发电量（亿千瓦时）及增速 5 图 3：用电侧日负荷曲线 6 图 4：光伏和风电出力特征曲线 6 图 5：储
3、能在不同场景的价值 6 图 6：储能的分类 7 图 7：各储能技术的额定功率与放电时间 9 图 8：2020 年全球投运电力储能项目的累计装机规模 10 图 9：2020 年中国投运电力储能项目的累计装机规模 10 图 10：全球电化学储能项目的累计装机规模（GW）10 图 11：中国电化学储能项目的累计装机规模（GW）10 图 14：四种情形下家庭 1-10 年总开支对比图（补贴 26%，单位：$）17 图 15：四种情形下家庭 1-10 年总开支对比图（补贴 22%，单位：$）18 图 16：四种情形下家庭 1-10 年总开支对比图（无补贴，单位：$）18 图 19：2020 年全国分省弃
4、风电量及弃风率统计图 21 图 20：2020 年全国分省弃光电量及弃光率统计图 21 图 21：电力辅助服务补偿费用构成/亿元 23 图 22：典型储能技术的里程成本对比 24 图 23：典型储能技术的度电成本对比 24 图 25：各省调峰补偿报价范围（元/kWh）27 图 26：各省储能调频里程价格（元/MW）29 图 28：2021-2025 全球储能市场新增装机预测（GWh）35 图 29：储能产业链 36 图 30：2020 年储能电池系统成本 36 图 31：2020 年中国储能技术提供商排名（国内市场）37 图 32：2020 年中国储能变流器提供商排名（国内市场）38 图 33
5、：2020 年中国储能变流器提供商排名（海外市场）38 图 34：2020 年中国储能系统集成商排名（国内市场）39表 1：新能源增加电网调节难度（单位：万千瓦）6 表 2：储能应用场景分类 7 表 3：储能技术分类及特点、应用及发展预测 7 表 4：动力电池和储能电池对比 93表 5：国家发改委、国家能源局联合印发关于加快推动新型储能发展的指导意见 10表 6：国家发改委发布了关于进一步完善分时电价机制的通知 11 表 7：国内部分省份储能相关政策 12 表 8：储能在不同场景下的经济性与市场空间 14 表 9：用电侧经济性测算逻辑 15 表 10：加州光伏储能设备激励政策汇总表 15 表
6、11：2020 年太平洋煤气电力公司分时电价表（$/kwh）16 表 12：2020 年北京市大工业销售电价表 18 表 13：降低容量电价经济性测算表 19 表 14：非光伏工商业 IRR 测算 20 表 15：各省峰谷价差统计表 20 表 16：发电侧经济性测算逻辑 21 表 17：发电侧经济测算敏感性分析 22 表 18：集中式光伏发电储能配比敏感性分析 22 表 19：电网侧经济性测算逻辑 24 表 20：各省储能调峰相关政策 25 表 21：储能度电成本测算模型 26 表 22：各省储能调频相关政策 27 表 23：里程成本计算模型 28 表 24：山西某电厂储能 AGC 调频项目经
7、济性测算 28 表 25：储能应用场景及市场空间计算逻辑 30 表 26：户用储能装机量 31 表 27：工商业储能装机量 32 表 28：集中式可再生能源发电配套储能装机量 33 表 29：电网侧调频储能新增装机量 33 表 30：电网侧调峰储能新增装机量 34 表 31：2021-2025 年储能市场空间预测（GWh）34 表 32：动力电池企业储能电池进展 37随着碳中和目标的提出，新能源发电作为清洁发电技术得到快速的发展，然而新能源的波动性与电 网的安全性矛盾凸显，发展储能成为解决电力能源供需匹配问题的关键。各类储能技术中，电化学 储能由于其应用场景限制较少、综合性能出色等特点，成为增
8、长扩容最快的类别。本篇报告从背景 介绍和技术比较出发，将储能技术与光伏等新能源发电技术组合起来，分别分析用电侧、发电侧和 电网侧的经济性，并给出未来市场空间估算。行业概括：可行业概括：可再再生能源拉动需生能源拉动需求求，锂电储能前，锂电储能前景景广广阔阔发展背景：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。2020 年 9 月，习近平主席在第 75 届联合国大会 上 提出中国将力争在 2030 年前实现碳排放达峰、2060 年前实现碳中和的目标。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 2020 年末，全国 风电
9、、光伏累计装机规模达 253.4GW 和 281.7GW，同比增长 24.1%和 34.1%；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%。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%图 1：国内风光累计装机规模（GW）及增速图 2：国内风光累计发电量（亿千瓦时）及增速传统的电力系统中，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
10、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，可可再再生能源生能源发发电的电的引引入入使使得发电得发电侧侧变得变得不不可控可控且且不不稳稳定定。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。4图 3：用电侧日负荷曲线图 4：光伏和风电出力特征曲线根据国家电网的测算，2035 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
11、新能源 5 亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。表 1：新能源增加电网调节难度（单位：万千瓦）类别类别2017 年年2035 年年装机容量1 小时最大波动日最大波动装机容量1 小时最大波动日最大波动风电风电14244944317970000465015600光伏光伏768818004920650001520041600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
12、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。图 5：储能在不同场景的价值5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，储储能能技术技术主主要可以要可以分分为热为热储储能能、电电储储能能和和氢储能氢储能几几大大类类，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 景分为容容量型量型、能量型能量型、功率功率型型和备用和备用型型。不同的储能技术适用于不同的场景。图 6：储能的分类表 2：储能
13、应用场景分类类型储能时长应用场景储能方式容量型4h削峰填谷、离网储能抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢储碳以及各类容量型储能电池(例如钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池等)能量型1-2h复合储能，要求储能系统能够提供调峰调频和紧急备用等多重功能0.5C 或 1C 型磷酸铁锂电池功率型30min调频、平滑间歇性功率波动超导储能、飞轮储能、超级电容器和各类功率型电池(例如钛酸锂电池、高电压电池、倍率2C 型磷酸铁锂电池和三元锂电池)备用型15min提供紧急电力铅酸电池、梯级利用电池、飞轮储能等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
14、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。综综合来合来看看，电电化化学储能学储能，尤其尤其是是锂电储锂电储能能技技术术，综合综合性性能出能出色色，应用应用场场景广景广泛泛，在在规规模效模效应应 驱驱动的降动的降本本下有下有望望迎来迎来快快速扩速扩容容和发展和发展阶阶段。段。表 3：储能技术分类及特点、应用及发展预测技术分类储能方式优点缺点主要应用市场发展预测67机械储能抽水蓄能技术成熟 使用寿命长 储能容量大选址限制初期投资大能量和功率密度低 潜在生态环境破坏电力系统
15、调峰调频作为电力系统安全稳定运行的调节工具，预计 2025 年总投运装机 规模达到 65GW压缩空气技术成熟 储能容量大泄漏安全问题 选址限制电力系统调峰调频、不间断电源 系统大规模、低成本应用飞轮储能储能容量大无污染占地面积小 技术成熟噪音问题 安全问题单位储能成本高不间断电源系统、石油钻井行 业、轨道交通领域高效储能器，未来再汽车领域有应用潜力电化学储能锂电池能量和功率密度高能量转化效率高 应答时间短造价相对较高电力系统储能电站、航空航天、动力电池车、电子设备、微电网十四五期间进入规模化发展阶段铅酸电池成本低廉 技术成熟重金属污染使用寿命短能量和功率密度低 维护成本高通信系统、动力电池车、
16、微电网钠硫电池能量和功率密度高能量转化效率高造价相对较高技术尚不成熟不常用液流电池循环次数多能量转换效率高能量密度低配合分布式电源偏远地区为主镍氢电池技术成熟能量和功率密度相对较低成本相对较高动力电池汽车、电子设备电磁储能超级电容器使用寿命长能量转换效率高安全问题有毒和腐蚀性原材料军用、不间断供电、轨道交通超导储能使用寿命长功率密度大 能量转换效率高成本高能量密度低 制冷耗能高不常用图 7：各储能技术的额定功率与放电时间从应用上来看，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
17、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。表 4：动力电池和储能电池对比动动力电池力电池储储能电池能电池应应用场景用场景电动汽车储能电站能能量密度量密度高一般功功率密度率密度要求较高，结合安全性考虑一般采用 1C 左右放电能力的能量型电池容量型应用场景放电倍率0.5C；功率型应用场景放电倍率2C；两者 可配合使用日日历寿命历寿命5-8 年10 年左右循循环次数环次数2000 次5000 次电芯电芯磷酸铁锂电池和三元电池磷酸铁锂电池为主BMS 架构架构一层集中式或两层分布式一般采用两层或者三层的模式，规
18、模较大的倾向于三层BMS 特点特点响应速度和 S O C 估算精度要求高应用被动均衡条件好储能发展阶段：抽水储能仍超九成，电化学储能快速提升截至 2020 年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到 191.1GW，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UPS电能质量电网支持和负载转移大功率管理液流电池电池先进铅酸电池超级电容器铅酸电池飞轮高功率超级电容器锂离子电池小 时8分 钟秒度结合，抽抽水蓄水蓄能能在中
19、国在中国和和全全世世界范围界范围的的储能储能占占比都比都超超过过 90%，但是但是该比该比例例在逐在逐年年下降下降。与此同 时，电电化学化学储储能的规能的规模模和占比和占比快快速提速提升升：2013 年到 2020 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%；电化电化学学储储 能能中锂离中锂离子子电池电池储储能的能的装装机占机占比比在全球在全球和和中国中国分分别为别为 92.0%和和 88.8%，是是电化学电化学储储能中的能中的绝绝对主对主 力力和发展和发展方方向向。从累计装机容量上
20、来看，2020 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，2020 年增速达 42%。图 8：2020 年全球投运电力储能项目的累计装机规模图 9：2020 年中国投运电力储能项目的累计装机规模图 10：全球电化学储能项目的累计装机规模（GW）图 11：中国电化学储能项目的累计装机规模（GW）储能政策频出，催化行业发展2021 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 2025 年，实现新型储能从商业化初期向
21、规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上。到 2030 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政策文件，从市场化发展、技术进步、市场环境、政策监管等方面做出 引导，对行业发展重大利好，预期未来国家会出台一系列政策，破除产业发展中的难题，实现储能 的市场化发展。表 5：国家发改委、国家能源局联合印发关于加快推动新型储能发展的指导意见举举措措内容内容9鼓励储能多元发展电源侧：布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目；探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施电网侧：在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站；围绕重要负荷
22、用户需求，建设一 批移动式或固定式储能用户侧：探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智 能、区块链等技术，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式推动技术进步推动储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术攻关；强化电化学储能安全技术研究；推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用;实现压缩空气、液流电池等 长时储能技术进入商业化发展初期;加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范;探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用完善政策机制，营造健康市场环境明明确确新新型型储储能独能独立立市市场场主主体体地地位位：加快推动储
23、能进入并允许同时参与各类电力市场;鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场;鼓励探索建设共享储能健健全新型全新型储储能价能价格格机制机制：建立电网侧独立储能电站容量电价机制；完善峰谷电价政策健健全全“新新能能源源+储储能能”项项目目激励激励机机制制：可在竞争性配置、项目核准（备案）、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给予适当倾斜提升建设运行水平完善储能建设运行要求；电网企业应积极优化调度运行机制；明确储能备案并网流程；健全储能技术标准及管理体系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。20
24、21 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。这一政策再能源消费、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。表 6：国家发改委发布了关于进一步完善分时电价机制的通知要点要点内容内容分时电价机制优化从完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制三个方面对分时电价机制进行优化上年或当年预计最大系
25、统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于 4:1，其他地方原则上不 低于 3:1；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%机制执行执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量各地要根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分 时电价时段划分、浮动比例实施保障从组织实施、效果评估、宣传引导等三个方面做好工作，确保分时电价机制的平稳实施10此外，各省市也都推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，
26、对新能源项目 配置储能从鼓励到要求配置。截至 2021 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政策。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表 7：国内部分省份储能相关政策省份出台时间文件名称主要内容北京市2020/4/9关于公开征集朝阳区2020 年节能专项资金支 持项目的通知专项资金的支持范围主要包括：节能技术改造项目，节能新产品、新技术应用及推广项目，储能技术项目，新能源、可再生能源开发利用及推广项 目，合同能源管理项目，清洁生产咨询及中高费项目，循环经济和资源节 约项目，建筑节能项目，能
27、源管控平台建设项目2020/8/3关于组织申报科技创新（储能）试点示范项目的通知在全市已投产电力储能工程（除抽水蓄能）中组织筛选首批科技创新（储能）试点示范项目陕西2021/6/22陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见 稿)陕西省的新型储能建设思路为，以新能源电源侧配置新型储能为发展重点，以“大规模集中共享式储能”为主要发展模式，通过市场化竞争引入 专业储能投资运营商提供优质储能服务，满足新能源企业和电网对优质 储能的需求2020/12/25关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见(征求意见稿)从促进光伏企业做强做优、支持“光伏+”应用、支持光伏储能系统应用等方面进行支持江西2020/10
28、/29江西省电力辅助服务市场运营规则(试行)的通知鼓励发电企业配置适当规模的储能设施,实现储能设施与发电机组、电网的协调优化运行。2019/12/30江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案(2020-2023)支持锂电池、钒电池等二次电池在光伏风力等新能源发电配建储能安徽2020/7/28安徽省电力需求侧管理实施细则(修订版)通过能源互联网、新能源微电网、充电设施、储能设施、配电网升级改造等建设，提高源网荷储协同调控能力，探索、推广多方共赢的需求响应与 可再生能源电力消纳协同模式。2020/7/8安徽省实施长江三角洲区域一体化发展规划纲要行动计划建设长三角绿色储能基地,开展风光储一体化等新能
29、源微电网技术研发湖北2020/6/8关于开展2020 年平价风电和平价光伏发电项 目竞争配置工作的通知风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的 10%，且必须与风电项目同时建成投产,以满足储能要求。在项目配置中,对接人同一变电 站的风储与光伏发电项目优先配置风储项目湖南2020/3/23关于做好储能项目站址初选工作的通知28 家企业承诺配套新能源项目总计建 388.6MW/777.2MWh 储能设备，与风电项目同期投广2020/4/8关于组织申报2020 年光伏发电平价上网项目的通知2020 年拟新建平价项目,单个项目规模不超过 10 万千万,鼓励同步配套建设储能设施新疆2020/5/
30、21关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点 的通知在喀什,和田、克州、阿克苏南疆四地州布局不超过 350MW 光伏储能联合运行试点项目,储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量 15%，且 额定功率下的储能时长不低于 2 小时配置西藏2019/8/14关于申报我区首批光伏储能示范项目的通知优先支持拉萨、日喀则、昌都已建成光伏电站侧建设储能系统,规模不超过 200MW/1GWh。鼓励在阿里地区建设 20MW 光伏+120MWh 储能项目内蒙古2020/3/262020 年光伏发电项目竟争配置方案优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于 5%，储能时长在 1h 以上。1112河南2020
31、/4/7关于组织开展 2020 年风电、光伏发电项目建设的通知优先支持配置储能的新增平价风电项目山西2020/12/25山西省电力中长期交易实施细则独立储能可参与辅助服务，电力用户拥有储能或参加特定时段需求侧响应而产生的偏差电量由电力用户自行承担。2020/12/25山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰 市场交易实施细则(试行)包括独立储能、独立用户、用电侧储能、售电公司、辅助服务聚合商、独立辅助服务供应商等多种市场主体，充分挖掘各类调节资源，促进源网荷 储深度融合2020/6/2关于 2020 年拟新建光伏,电项目的消纳意见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
32、%-20%储能,落实消纳协议吉林2020/4/27吉林省2020 年风电和光伏发电形目申报指导方案大力支持为落户吉林储能、氢能等战略性新兴产业及装备制造业等有带动作用的项目辽宁辽宁省风电项目建设方案优先考虑附带储能设施,有利于调峰的项目青海2020/12/25青海电力现货市场建设方案(征求意见稿)明确储能企业可作为市场主体参与青海电力现货市场的电力中长期交易。2021/1/18关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知新建新能源项目配置储能比例不低于 10%、储能时长 2 小时以上。并对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。山东2020/6/5关于 2020 年拟申报竟价光伏项目意见
33、的函储能配置规模按项目装机规模 20%考虑,储能时间 2h，可以与项目本体同步分期建设江西2021/3/19关于做好2021 年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知规定了新增光伏发电项目与储能设施配比比例江苏2019/12/9江苏省分布式发电市场化交易规则(试行)分布式发电项目采取安装储能设施等手段,提升供电灵活性和稳定性广东2020/9/30广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划(2021-2025 年)推动电网侧储能布局，推进电源侧火电联合储能和“可再生能源+储能”发电系统建设广西2021/1/7“两湾”产业融合发展先行试验区(广西玉 林)发展规划(20202035 年)以建设 70
34、 万吨锂电新能源材料一体化产业基地为重点,对接大湾区新能源汽车储能材料产业，围绕储能与新能源汽车等领域需求,重点发展大容 量长寿命储能电池正极材料、负极材料等。福建2020/5/21福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行）(2020 年修订版)（征求意见稿)关于参与电力调峰的一些规则2020/7/22“电动福建”建设三年行动计划(2020-2022年)推进一批风光储一体化、光储充体化和储能电站项目建设，大力推动储能商业化应用贵州2020/11/24关于上报 2021 年光伏发电项目计划的通知鼓励风光互补、火光互补、水光互补等联合送出,鼓励区域内多家项目单位多个项目打抱联合送出,提升消纳能力;且在
35、送出消纳受限区域,计划项 目需配备 10%的储能设施河北2020/9/25关于推进风电、光伏发电科学有序发展的实施方案(征求意见稿)为有序推进风电、光伏发电项目建设编制实施方案在应用场景上，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
36、性与市场空间。表 8：储能在不同场景下的经济性与市场空间13储储能能经济性分经济性分析析：伴随降本，：伴随降本，经经济性迎来提济性迎来提升升用电侧：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。表 9：用电侧经济性测算逻辑（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
37、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(Solar Energy Industries Association)的 统计数据，截至 2020 年第三季度末，加州光伏总装机量为 29218.17MW，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 2045 年 100%的电力都将由清洁能源 供应，到 2050 年将实现温室气体减排 80%（基准年：1990 年）的目标。加州对于光伏和储能设备 出台了系列激
38、励政策，包括税收优惠、补贴等。表 10：加州光伏储能设备激励政策汇总表激激励名称励名称激激励条款励条款联邦太阳能投资税收抵免（2006 至今）Federal Solar Investment Tax Credit(ITC)2020 年税收抵免 26%的太阳能设备总价；2021 年退坡至 22%，远期 10%太阳能系统财产税免除（1981 至今）Solar Energy System Property Tax Exclusion房屋配置太阳能系统不会增加财产税自发电激励计划（2001 至今）Self-Generation Incentive Program(SGIP)家用储能设备（10kW）补贴
39、$200/kWh;大容量储能设备（10kW）补贴$350/kWh14单户家庭可负担的太阳能计划（2009 至今）Single-Family Affordable Solar Housing Program(SASH)从指定供应商购电的低收入家庭可以获得至 高$3000/kW 的太阳能设备购置补助本地公用事业公司返现（2012 至今）Local Utility Company Rebates安装太阳能设备的现金激励，仅适用于旧金 山和萨克拉曼多两地按照上述激励政策中普适的条款（无地区和家庭收入限制的一般性激励政策），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$200/kWh
40、；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 12000 美元，所需屋顶空间大约为 400 平方英尺，约合 37.16 平方米；储能设备的价格为$400/kWh；按照每人每天用电 5kWh 计算，一户 四口之家的年用电量约为 7300kWh。根据美国和加州地区最大的电力和天然气供应商之一太平洋煤气电力公司（Pacific Gas and Electric）提供的电力分时价格计划，电价按照工作日高峰期（17:00-20:00）、工作日低谷期（其余时段）、周末三种情形分类定价，三类时段在夏季（6 月 1 日-9 月 30 日）和冬季（10 月
41、 1 日-次年 5 月 31 日）又适用于不同的定价方案，具体如下表所示。我们认为加州冬季平均温度在 10以上，供暖 需求较小，而夏季有制冷需求，因而夏季用电 2500kWh，冬季（除夏季外）用电 4800 kWh；每日 的高峰时段用电量占当日用电总量 20%。表 11：2020 年太平洋煤气电力公司分时电价表（$/kwh）夏季夏季冬季冬季工作日周末工作日周末高峰0.370.270.290.27低谷0.270.2715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，2020 年总电价为 2022 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 2
42、020 年开始（含）往后 10 年的家庭总电价为 25429 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 10 kWh 自用，8kWh 售回电网。根据 California Public UtilitiesCommission 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 9749 美元。全寿
43、命周期 10年的总开支为 19806 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 3971 美元。全寿命周期 10 年的总开支为 26791 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
44、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 11077 美元。全寿命周期 10 年的总 开支为 13359 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
45、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。长远长远来看来看，光光+储储的的组合对组合对家家庭来庭来说说无疑无疑是是最优最优的的选选择择，十十年总节年总节省省开支开支达达到到 47.4%。图 12：四种情形下家庭 1-10 年总开支对比图（补贴 26%，单位：$）考虑到随着装机规模的扩增和设备降本，政策补贴会逐渐退坡：以德国
46、为例，光伏储能政策主要分 为三个阶段：1）2000-2009，大规模引进光伏，光伏上网电价基本保持&缓慢下降；2）2009-2011，光伏组件成本和上网电价都快速下降；3）2012 之后，基本实现光伏平价，上网电价补贴增加总量 上限规定（当装机总量达到 52GW 时原有的上网电价方案停止）；针对有能力在高峰期提供可调 度电力的发电单位（例如加装储能等设备）给予灵活性溢价。16考虑到光伏设备的补贴退坡时间线，我们进行敏感性分析，当 2021 年光伏设备补贴降至 22%时，光储组合仍然将从第 6 年开始取得经济优势；即使在没有补贴的情况下，光储组合的总成本在第 7 年时为最优。整整个生个生命命周期
47、内周期内的的结论没结论没有有发生发生变变化。化。图 13：四种情形下家庭 1-10 年总开支对比图（补贴 22%，单位：$）图 14：四种情形下家庭 1-10 年总开支对比图（无补贴，单 位：$）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 4000 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 400 美元。假设光伏设 备年均有效工作时长 1400 小时，则十年总计发电量为 56000kWh。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 0.079 美元/kWh。叠加国内目前分布式光伏发电
48、站 0.45元/kWh 的度电成本（约合 0.069 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。下表是以北京市为例的工商业用电价格组成表。根据以上特点，我们认为光光伏伏工工商
49、商业业光储设光储设 备备的经济的经济性性主要主要来来源于源于自自发自发自用用和降低和降低容容量电量电价价。表 12：2020 年北京市大工业销售电价表电电压等级压等级电电度电价度电价基基本电价本电价尖峰高峰平段低谷最大需量（元/千瓦月）变压器容量（元/千伏安月）1-10 千伏1.030.940.630.33483220 千伏1.020.930.620.33483235 千伏1.000.920.610.324832110 千伏0.980.890.590.314832220 千伏及以上0.950.870.570.29483217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
50、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$400/kWh，在国内的工商业侧分析，我们采用$280/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 196 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
