（1）储能是优质的灵活性资源
储能指的是在发电端和用电端不一致时，利用化学或者物理的方法将已经产生的能量储存起来，并在需要时释放，具有灵活的安装方式、高质量的调节能力、环保等多种优势，是优质的灵活性资源。
从能量的角度分类，目前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。
（2）储能在不同的位置有不同的用途或盈利方式
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。
| 类别 |
安装位置 |
用途 |
经济性 |
2025年市场空间测算 |
| 发电侧 |
新能源电站 |
消纳弃风弃光，促进可再生能源并网 |
电价在0.3元/kWh以上,设备成本降至100万元/MWh以内，光伏+储能具备明显的经济性 |
138GWh |
| 电网侧 |
电站 |
调峰 |
测算度电成本0.745元/kWh，仅在部分高报价范围省份（如东北三省)具备经济性 |
20GWh |
| 电站 |
调频 |
测算里程成本3.848元/MW，基本具备经济性以山西为例，1MWh储能系统静态回收期3年 |
6.9GWh |
|
| 用电侧 |
家庭 |
自发自用错峰用电 |
仅安装储能:峰谷点差增大后具备经济性光伏+储能:全生命周期内可达到成本优势 |
70GWh |
| 工商业 |
自发自用节约容量电费 |
降低容量电价经济性突出，1MWh设备投资回收期4-5年 |
43GWh |
|
| 峰谷套利 |
峰谷价差高于0.7元/kWh，IRR高于6.64%，具备经济性 |
12.2GWh |
二、劣势分析
现阶段，我国储能行业存在的问题主要体现在储能多重价值收益尚不明晰、储能技术创新有待进一步突破、储能项目管理流程需要进一步明确三个方面。
三、机遇分析
（1）政策支持
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。
| 举措 |
内容 |
| 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 |
明确新型储能独立市场主体地位：加快推动储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全新型储能价格机制：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全“新能源+储能”项目激励机制：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 |
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，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。
| 省份 |
出台时间 |
文件名称 |
主要内容 |
| 北京市 |
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 |
| 江西 |
2020/10/29 |
《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。 |
| 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。 |
| 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 |
2020/4/8 |
《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 |
2020/5/21 |
《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 |
2020/3/26 |
《2020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 |
| 河南 |
2020/4/7 |
《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。 |
| 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 |
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(2020—2035年)》 |
以建设70万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 |
2020/7/22 |
《“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 |
（2）双碳目标下新能源发展，创造新的储能需求
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。而发展储能是可再生能源加速渗透的必由之路，因此新能源发电的发展将带动储能行业发展。
数据显示，2020年，我国风力发电装机容量为28153万千瓦，较上年同比增长34.03%；2021年H1，我国风力发电装机容量为29192万千瓦，较上年同比增长34.7%。
2020年，我国风力发电量为4146亿千瓦时，较上年同比增长15.89%；2021年H1，我国风力发电量为2819.2亿千瓦时，较上年同比增长26.6%。
数据显示，2020年，我国光伏发电装机容量为2.53亿千瓦，较上年同比增长24.02%；2021年H1，我国光伏发电装机容量为2.68亿千瓦，较上年同比增长35.58%。
2020年，我国光伏发电量为1420.98亿千瓦时，较上年同比增长21.23%；2021年H1，我国光伏发电量为858.22亿千瓦时，较上年同比增长9%。
（3）电力市场化改革的进一步深入推动储能进一步发展
储能发展离不开电力市场化改革。伴随着我国电力市场的不断发展，我国电价政策也随之调整，并在价格机制调整、售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展，这正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺平道路。
| 阶段 |
时间 |
具体情况 |
| 市场化改革探索期 |
1996-2002年 |
1996年出台的《电力法》赋予电力企业作为商业实体的法律地位。从1998年开始,我国尝试在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革,并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、黑龙江6个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000年1月山东、上海、浙江发电侧电力市场正式投入商业化运行。通过各试点单位的市场化运作,以期在发电侧引入市场机制,竞价上网,并积累经验,逐步向完善的电力市场靠近。 |
| 开放发电侧竞争，打破垄断格局 |
2002-2015年 |
2002年，国务院印发《电力体制改革方案》(5号文)，标志着我国电力市场改革的正式开始。国家电力公司被拆分为两大电网公司，五大发电集团和四家辅业集团（后整合为2个），发电环节产业集中度大幅下降，国家电力公司独家垄断的电力市场格局被初步打破。同时通过在发电侧引入多元投资主体，建立了发电侧企业竞价上网的竞争机制。从根本上改变了长期以来电力市场供给不足的矛盾，但也造成了发电行业整体产能过剩。 |
| 管住中间，放开两头 |
2015年-至今 |
2015年，中共中央办公厅发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，标志着我国新一轮电力体制改革的开始。电改的基本原则和重点是区分竞争性和垄断性环节，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、有序向社会资本开放配售电业务，形成适应市场要求的电价机制，竞争有序的电力交易格局。现阶段的电力市场化改革工作处于起步阶段，距离一个成熟运行的电力市场还有很大差距。 |
（4）5G建设逐步加速，储能电源需求猛增
我国5G建设逐步加速。储能电源作为通讯基站备用电源以及调峰调频电源，在5G快速推进的背景下订单增速迅猛。数据显示，2019年我国新增5G基站13万个，相应新增储能需求约为1.9-3.1Gwh，2020-2025年将会是5G建设的高峰期，到2025年预计累计新增基站数493万台，对应“十四五”储能合计空间为59-98GWh。
| 项目 |
2019年 |
2020年E |
2021年E |
2022年E |
2023年E |
2024年E |
2025年E |
| 新增数量(万个) |
13 |
70 |
110 |
120 |
90 |
50 |
40 |
| 累计基站数量（万个) |
13 |
83 |
193 |
313 |
403 |
453 |
493 |
| 单个基站电源需求下限（KWh) |
14.4 |
14.4 |
14.4 |
14.4 |
14.4 |
14.4 |
14.4 |
| 单个基站电源需求上限（KWh) |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
| 新增储能需求增长量下限（GWh) |
1.9 |
10.1 |
15.8 |
17.3 |
13.0 |
7.2 |
5.8 |
| 新增储能需求增长量上限（GWh) |
3.1 |
16.8 |
26.4 |
28.8 |
21.6 |
12.0 |
9.6 |
四、威胁分析
（1）成本威胁
从储能系统成本构成来看，目前电池成本约占60%，PCS占比20%，BMS占比5%，EMS占比5%-10%，其它配件5%。在保证安全的前提下，持续的降成本是行业面临的长期挑战。从产业链来看，储能系统集成位于产业链中游，成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效，另一方面则通过系统结构的设计优化。
（2）安全问题威胁
储能的整体安全性包括电气安全、火灾安全、化学安全和机械安全等多项内容，不同储能形式所对应的安全风险不同。储能业界人士称，如果投资者更在意的是价格和成本，那么，对产品的风险控制和安全就有可能被稍稍忽视。从国外的储能电站事故分析来看，事故一般伴有监管缺失的问题。
（3）储能政策体系需进一步细化
尽管我国储能行业相关政策相继出台，但仍需要进一步细化产业政策助力储能市场发展，推动我国储能行业的商业化进程。
行业分析报告是决策者了解行业信息、掌握行业现状、判断行业趋势的重要参考依据。随着国内外经济形势调整，未来我国各行业的发展都将进入新阶段，决策和判断也需要更加谨慎。在信息时代中谁掌握更多的行业信息，谁将在未来竞争和发展中处于更有利的位置。
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