儲能有需求，政策需引導。目前我國已經出臺了多項文件大力支持儲能行業發展，但是限于我國目前缺乏電力交易市場，在現有的電力體制下，大部分地區居民及工商業的峰谷價差較小，無法滿足項目成本回收和內部收益率的要求，儲能應用項目大多數仍然是示范項目，除了抽水蓄能以外，國家沒有對其余儲能政策進行直接補貼的政策。同時由于儲能技術的多樣化，制定不同技術的標準也迫在眉睫。因此，我國的儲能產業還處于發展的初級階段，行業的發展需要更多落實到操作層面的政策和相關技術標準。目前部分儲能技術較為成熟，同時下游用戶側有儲能的需求，整個產業具有內生性的動力，政策和標準的明確有助于內在需求的釋放。

剛需推動，成本優先。在現有的政策及技術條件下，我們認為低成本技術將會占據先發優勢，而剛需應用場景為各儲能技術大幅降低成本帶來契機。在技術端，國內在抽水蓄能、鉛炭電池及鋰電池這三方面技術積累最多，應用時間最長，使用規模最大，因此是應用首選。而在應用場景端，由于政策標準及補貼的缺失，目前要大規模使用儲能，一是技術本身比較成熟，成本較低，二是應用場景有剛需，同時本身有補貼可以覆蓋這部分成本。

新能源發電、削峰填谷及新能源汽車擁抱儲能。從技術和場景結合的角度來看，我們認為新能源發電側及新能源汽車是剛需應用，在行業發展中將最先爆發;其次，工商業用戶的削峰填谷可以為用戶節約電費，降低峰值容量，在用儲能進行削峰填谷后用戶可以節約電量電價和容量電價兩部分，效果顯著。此外，新能源汽車(主要是鋰電池動力汽車)的發展則開辟了移動式儲能的應用場景，由于我國大多數經濟發達的城市對汽車采取搖號政策，而新能源由于有獨立的搖號體系因此對急于用車的人來說解決了燃眉之急，同時目前新能源汽車的續航能力足以滿足個人非長途旅行的駕駛需求，因此有較大的發展潛力。對于汽車擁有者來說，可以在不影響出行的情況下通過V2G將汽車作為移動式的儲能單元與電網互動，從而達到坐不出戶也能賺錢的目的。此外，由于我國對工商業用戶采用兩部制電價，其中基本電價只與當月的最大需用量有關，同時工業企業的電度電價在企業成本中占據了較高的比例，因此企業對于降低電價費用有著強烈的訴求。

技術適配應用場景是關鍵。儲能的技術即使大致分類也多達十數種，不同的技術特征不同。我們認為沒有無用的技術，只有用錯場景的技術。不同的儲能技術適配不同的應用場景，如超導飛輪儲能更適宜與制氫、儲氫搭配，而儲熱更適合用于光熱發電等。每種技術的價值只有在最適配的應用場景中才能達到最大化。以南都電源的鉛炭電池為例，由于鉛炭的特性使得其更適合能量型應用，同時成熟的技術讓鉛炭電池價格具有很好的競爭力，目前我們保守估算鉛炭儲能項目稅后IRR為5.2%，已經具有一定的商業化價值。

儲能是指使能量轉化為在自然條件下比較穩定的存在形態，再通過介質或者設備把能量存儲起來以備在需要時釋放的過程。根據能源形態不同，儲能的形式也多種多樣，如將機械能存儲在動能或者勢能中，熱能儲存在潛熱或者顯熱中。目前大多數針對電力市場的儲能實際上是電力儲能(即儲電)。

政策大力支持，具體實施標準欠缺

從國內的政策看，自2009年《中華人民共和國可再生能源法修正案》中首次提及“儲能”以來，國家已出臺多個文件對儲能行業進行頂層規劃，然而從整體上看，單獨對儲能行業進行指導的政策性文件數量仍然不多，除去2014年針對抽水蓄能出臺了支持政策和補貼標準以外，直到2016年出于解決“三北”地區可再生能源消納問題能源局出臺了兩個通知，其主要針對的是電化學儲能技術，對于儲能技術范圍及應用場景限制頗多。因此在2017年3月的《關于促進儲能技術與產業健康發展的指導意見》(征求意見稿)中，國家對儲能技術和應用場景不再做過多的限制。

但是限于我國目前缺乏電力交易市場，在現有的電力體制下，居民及工商業的峰谷價差較小，無法滿足項目成本回收和內部收益率的要求，儲能應用項目大多數仍然是示范項目，除了抽水蓄能以外，國家沒有對其余儲能政策進行直接補貼的政策。同時由于儲能技術的多樣化，制定不同技術的標準也迫在眉睫。因此，我國的儲能產業還處于發展的初級階段，政策大多停留在“支持”層面，缺乏補貼、技術標準及構建商業模式層面等多樣化的實質推進。

從技術的角度看，《能源技術革命創新行動計劃(2016-2030年)》對不同的儲能技術在近、中、遠期分別制定了不同的目標，可以看做是對儲能技術的戰略指導方向，但是文件針對的是先進儲能技術，從規劃的時間看，即使是發展進度最快的分布式能源系統中的大容量儲熱/儲冷系統也要在2020年商業化推廣，而在此期間，對現有的儲能技術如何進行支持則并沒有提及。

在現有的政策及技術條件下，我們認為低成本技術將會占據先發優勢，而剛需應用場景為各儲能技術大幅降低成本帶來契機。在技術端，國內在抽水蓄能、鉛炭電池及鋰電池這三方面技術積累最多，應用時間最長，使用規模最大，因此是應用首選。而在應用場景端，由于政策標準及補貼的缺失，目前要大規模使用儲能，一是技術本身比較成熟，成本較低，二是應用場景有剛需，同時本身有補貼可以覆蓋這部分成本。從這個角度看，新能源發電側將是儲能爆發的起點，由于風光出力波動大的特性使得電網中新能源的比例不超過15%，而以目前風光電站裝機量增速以及“三北”地區棄風棄光的狀況來看，風光配儲能已經到了不得不裝的地步了。一旦通過儲能平滑風光出力曲線，則電網無需再為發電側的波動擔憂，新能源消納問題也將得到緩解。此外鋰電池隨著新能源汽車數量的增加而快速發展，其成本也在快速下降，隨著新能源汽車的規模進一步擴大，鋰電池的成本將有望持平甚至低于鉛炭電池，同時新能源汽車本身也可看作移動式儲能，未來有著巨大的發展潛力。

儲能技術百花齊放：已具推廣基礎

從分類上看，儲能可以包括物理儲能、電化學儲能、儲熱、儲氫等多種類型，不同類型下有各種細分的儲能技術。從技術成熟的角度看，抽水蓄能發展了100多年，其技術最為成熟，應用規模最大，鋰電池隨著電動汽車的發展也已經大規模商業化，鉛蓄電池則是經歷了從鉛酸到鉛炭的技術進化，目前鉛炭電池在電化學儲能制造成本方面具有優勢。不同的儲能技術具有不同的特點，如抽水蓄能裝機容量大、技術成熟可靠、適合調峰;而化學電池儲能技術由于響應時間短，同時可以快速攀升到最大功率，因此很適合調頻;高溫超導技術需要極低的溫度，對于設備要求高，同時因為要保持極低的溫度，因此缺乏經濟性，但是氫氣的儲存需要超低溫，將制氫和高溫超導技術結合就能發揮比較好的作用。因此，總體上看各種技術都有各自的應用場景。

抽水蓄能—最成熟的儲能技術

截至2016年4月，全球儲能總裝機容量為145.92吉瓦，其中抽水蓄能為142吉瓦，占全部裝機容量的97.16%，化學電池儲能只占了總裝機容量的不到1%。

抽水蓄能已經有100年的應用歷史了，是目前最成熟、最經濟、使用壽命最長的儲能模式，目前主要應用于系統調峰、調頻及備用電源領域。

截止2016年底，全國抽水蓄能裝機容量達到2669萬千瓦，占全部電源裝機容量的1.62%，而根據國務院《能源發展“十三五”規劃》提出，加快大型抽水蓄能電站建設，新增開工規模6000萬千瓦，2020年在運規模達到4000萬千瓦。國家發改委《關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》提出到2025年，全國抽水蓄能電站總裝機容量達到約1億千瓦，占全國電力總裝機的比重達到4%左右。

抽水蓄能的特點主要表現為儲能容量大(百兆瓦起步)，響應時間相對燃氣機組及火電機組要短，充放電時間長，循環壽命是所有儲能技術中最長的，因此可以用于能量時移、調頻、調相、黑啟動等。

相較于其他儲能技術，抽水蓄能對地理位置要求高，初始投資資金大，但是由于水輪機組的使用壽命較長，同時抽水蓄能的技術成熟，設備的運營和維護簡單，由于裝機容量大，因此實際度電運維成本極低，因此抽水蓄能總的度電成本是現有技術中最低的。

壓縮空氣—系統效率有待提升

傳統的壓縮空氣儲能是用電動機驅動多級壓縮機將空氣壓縮并存于儲氣單元中，在能量釋放時，將高壓氣體從儲氣單元釋放。隨后通入多級透平膨脹做功，完成空氣壓力能到電能的轉換。其特點是容量大(可達100MW以上)、充放電時間長、單位建造成本和運行成本較低、系統壽命長等。但是由于空氣儲能需要和燃氣輪機電站配套使用，效率只能達到60%左右，因此大大限制了其應用范圍，同時，啟動時間較長(僅比火電啟動時間要短)也限制了其應用場景。如德國在1978年就建成了290MW裝機容量的壓縮空氣儲能電站，其充氣時間為8h，放電時間為2h，將補燃所消耗的能量算在內時系統效率只有46%。美國在1991年建成的空氣壓縮儲能電站裝機容量為110MW，充氣時間為41h，放電時間為26h，將補燃所消耗的能量算在內時系統效率為54%。

飛輪儲能—降低成本是關鍵

飛輪儲能的特點在于充電時將電能轉化成動能，放電時將動能再驅動電機產生電能。根據其動能方程E=Jω2/2可知，飛輪的動能與其轉速有關。相較于其他技術，飛輪儲能的特點在于：幾乎無摩擦損耗、風阻小;比功率可達8kW/kg以上，遠遠高于傳統電化學儲能技術;其壽命主要取決于飛輪材料的疲勞壽命及系統中電子元器件的壽命，目前飛輪儲能的使用壽命可達15年以上;使用壽命不受充放電深度影響;運行過程中無有害物質產生;運行過程中幾乎不需要維護;工況環境適應性好，-20℃~50℃下都能正常工作。

但是飛輪儲能的主要缺點在于其空載下的能量損失大，每小時超過2.5%。盡管飛輪儲能理論能量密度高達200-400Wh/kg，但是在實際應用過程中，限于材料的因素，安全穩定運行的飛輪的儲能密度通常不高于100Wh/kg，此外，價格昂貴也是影響飛輪儲能推廣的因素之一。從技術研發的角度看，一方面將飛輪國產化以降低成本是大勢所趨，另一方面尋求新型飛輪材料以提升能量密度或者降低成本是飛輪儲能應用推廣的關鍵。總體上來說，由于飛輪儲能屬于功率型儲能，其應用場景在于調頻，平滑新能源輸出波動上，同時由于其放電時間較短(屬于分秒級應用)，目前主要應用在UPS中。

鉛蓄電池—技術成熟，商業化應用有先發優勢

鉛蓄電池是指電極由鉛及其氧化物制成，電解液是硫酸溶液的一種蓄電池。目前市場上應用最廣的是鉛酸電池和鉛炭電池。相較而言，鉛炭電池具有傳統鉛酸電池的特點，同時大幅改善傳統鉛酸電池各方面的性能，鉛炭電池的優點主要有充電倍率高、循環壽命長(是普通鉛酸電池的4~5倍)、安全性好、可再生利用率高(可達97%，遠高于其他化學電池)、技術成熟、原材料資源豐富、成本較低(投資成本為1200~1600元/Wh，是普通鉛酸電池的1.5倍左右)。

但是因為鉛是有毒材料，對于廢舊鉛蓄電池需要進行回收利用，2015年我國再生鉛產量約186萬噸，在鉛總產量中的占比由13.8%提升至47.9%，但是與國外發達國家超過80%的再生鉛消費比例相比，我國的鉛回收比例還有很大的提升空間。鉛炭電池的特性決定當鉛炭電池的放電倍率過高時，其DOD無法達到100%，因此鉛炭電池更適合于能量型應用，同時其最佳使用DOD在60%左右。此外鉛蓄電池的能量密度低，循環次數少也是其主要缺點。

總體來看，鉛蓄電池由于有著低成本、安全的優勢;此外，由于鉛蓄電池在通信領域早已用于備用電源，其技術成熟程度僅次于抽水蓄能，可以非常迅速地應用到儲能場景中，因此在商業化應用上有著先發優勢。

鋰離子電池—發展最快，成本優勢漸顯

鋰離子電池指以含鋰的化合物制成的蓄電池，其充放電的過程中只有鋰離子，而沒有金屬鋰的存在。目前鋰電池根據材料不同可以分為鈷酸鋰、錳酸鋰、磷酸鐵鋰、三元鋰、鈦酸鋰(負)等。相較于其他化學電池，鋰電池的特點在于：能量密度高(如三元鋰可達200Wh/kg);循環壽命較長(普遍能達到2000次以上);低自放電率(月自放電2%);能量轉化率高;無記憶效應，可以進行不同深度的充放電循環;充放電倍率較高，可以進行快速充放。

相比其他化學儲能技術，鋰電池目前在國內電動汽車和儲能領域得到了廣泛的應用，從全球范圍來看，除去抽水蓄能后，鋰離子電池的項目數占比和裝機容量占比最大，是增長幅度最快的電化學儲能技術。但是因為目前成本還相對較高(至少在1500元/kwh以上，根據材料不同實際價格變化范圍很大)，實際應用中循環壽命還達不到經濟性應用(DOD在90%以上時會影響電池壽命，因此實際使用中DOD在80%~90%)，因此使用范圍受到了一定的限制。

鋰電池最早的規模化應用在IT領域(如手機、筆記本電池)，盡管用量大，但是單體所含能量少(Wh級別)因此技術相對簡單。自電動汽車產業大力發展以來，由于鋰電池作為電動汽車的主要動力源，其kWh級別的應用以及頻繁大功率的充放電使得鋰電池在技術和成本上有了顯著的突破。隨著儲能時代的到來，鋰電池的應用規模也將再上一個臺階，而MWh級別的應用將促進鋰電池成本的進一步下降。

目前限制鋰電池的主要因素之一是鋰資源有限，目前全球大約有1300萬噸的鋰資源，中國有大約350萬噸，根據鋰電池技術不同，對鋰資源的需求有一定的差異，但是即使采用消耗量最少的鈷酸鋰，每輛電動車安裝40kWh的電池計算，全中國擁有的鋰資源只能生產約4億輛汽車，而全世界也僅能生產約16億輛電動汽車，因此鋰資源的限制要求產業進行鋰回收。

此外，限制鋰電池應用的另一個主要因素在于安全性，因此舍棄能量密度和功率密度，專注提升長壽命、低成本、高安全為突出特征的儲能電池成為目前主要研究方向之一。具體到鋰離子電池分類中，鈦酸鋰電池是較為典型的代表，其特點在于壽命長(普遍能達到10000次以上)、功率密度高(如美國Altairnano公司的鈦酸鋰電池功率密度達到1760W/kg，對比鉛炭電池只有500~600Wh/kg)、充放電倍率高，因此很適合功率型應用場景。但是目前限制鈦酸鋰電池的最大因素在于其成本過高，普遍是磷酸鐵鋰電池的3~5倍。總體來看，由于鋰電池早期應用于IT領域(如手機)，此后隨著新能源汽車行業的發展而迅速成熟，隨著鋰電池價格的快速下降，我們認為在3~5年內鋰電池即可滿足一些企業的內部投資收益率從而進行商業化推廣。

液流電池—全釩主導，安全第一

液流電池是以具有流動性的電解質溶液作為活性物質的電池，活性物質分裝在兩個儲液罐中，各由一個泵使溶液流經液流電池電堆，在離子交換膜兩側的電極上分別發生氧化和還原反應。其最大的特點在于輸出功率和儲能容量相互獨立，其功率的大小取決于電堆，而容量大小取決于電解液容量。液流電池研究體系包括：多硫化鈉/溴體系、全釩體系、鋅/溴體系和鐵/鉻體系等，目前全釩液流電池是液流電池中發展最快的，技術也是最成熟的，其特點是循環壽命長、安全性高、充放電效率可達70%，系統響應時間在20毫秒左右，工作溫度為5℃~45℃。但是全釩液流電池的溶液有毒性、不環保、放電倍率低、能量密度低、電池制造成本相對較高(3000元/kWh以上)，目前全釩液流電池還處于項目示范階段，距離商業化還需一段時間。

與全釩電池相比，鐵鉻電池有其獨到的優勢，其中陽離子交換膜成本低是其最突出的特點，相比全釩電池的膜成本占電堆成本的約1/2，鐵鉻電池的膜成本只占電堆成本的10%。同時工作溫度廣，電池更穩定。目前已有公司可以將鐵鉻電池系統成本降到2000元/kWh以下，有一定成本優勢，但是由于尚未規模化應用，技術有效性尚需進行實際驗證。

燃料電池—高成本制約大規模商業化

燃料電池是指把燃料中的化學能通過電化學反應直接轉換為電能的發電裝置，在燃料電池中，氫燃料電池是目前進展最快的技術，氫能的商業化主要集中在氫燃料電池汽車上。氫燃料電池的特點是通過化學能直接轉換為電能，中間不需要進行燃燒，反應產生的產物是水，可以拿來繼續制氫，保證了循環使用，除了有一些氮氧化物的排放以外不會產生氣體如一氧化碳、二氧化碳等有害物質，保證了對環境的友好，能量密度高，理論上限在10000~20000Wh/kg，應用于汽車上時加氫速度快(和燃油車類似，3分鐘左右即可加滿)。但是目前氫燃料電池也存在著發電效率不高(65%左右)，反應催化劑是鉑，其成本昂貴的問題。總體上看，氫燃料電池燃燒時清潔，產物為水，可以循環使用，其發電機組結構簡單、維修方便、啟動迅速、即開即停，以應用于削峰填谷場景中為例，在電網低負荷的谷電時可以利用多余的電進行電解水，生產氫和氧，在高峰時反應進行發電，因此從長遠的未來看，氫燃料電池是解決能源及環境問題的最佳解決方案，因此最為被市場所看好。

儲熱

儲熱技術主要有三種方式，包括顯熱儲熱、相變儲熱和熱化學儲熱，其特點是其性能受儲熱介質?密度等狀態量以及熱交換過程和轉化中性能的影響。

顯熱儲熱是利用材料所固有的熱熔進行的熱量儲存形式，其特點是鹽成本占總成本的近一半，而儲熱密度低(0.2GJ/m3)，顯熱儲熱的研究時間最長，成本相對較低，在國外也有少量商業化應用，但是國內由于起步晚，還未進入大規模商業化運行階段，實際上光熱發電中使用的熔融鹽以及太陽能熱水器其本質就是顯熱儲熱。

相變儲熱是利用箱變材料在物態變化時，吸收或放出大量潛熱而進行儲能。根據相變形式不同可以分為固-固相變、固-液相變和氣液相變，而依據相變材料不同可以分為有機相變材料和無機相變材料，每種類型下還可細分不同類型。理想的相變材料應該具有以下性質：高焓值、導熱系數高、有合適的相變點、高比熱容、體積膨脹率小、無相分離和過冷現象、循環穩定性高、腐蝕性小、不然、無毒、低成本，目前還沒有相變材料可以同時滿足上述所有條件。

熱化學儲熱主要基于化學反應中化學鍵的生成和破壞需要吸收和釋放能量，其特點在于儲能密度高、可長距離運輸、熱損失小，但是由于系統復雜、技術難度大、可操作性不強，目前還處于研究階段。

儲能系統應用場景分析：剛需已出現

各種儲能技術各有特點，適用的應用場景也有所差異，從電網的角度看可以分為能量型需求和功率型需求，能量型需求一般需要較長的放電時間(如能量時移)，而對響應時間要求不高。與之相比，功率型需求一般要求有快速響應能力，但是一般放電時間不長(如系統調頻)。如果從整個電力系統的角度看，儲能的應用場景可以分為發電側、輸配電側和用電側三大場景，實際應用中，需要根據各種場景中的需求對儲能技術進行分析，以找到最適合的儲能技術。

發電側應用—需求類型最多

從發電側的角度看，對于儲能的需求終端是發電廠，由于不同的電源結構對電網的影響不同，因此發電側在對儲能的需求場景類型上也是最多的。

能量時移

能量時移指的是發電廠在用電負荷低谷時段對電池充電，在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放，從而實現用電負荷的削峰填谷。此外，將可再生能源的棄風棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網也是能量時移。能量時移是屬于典型的能量型應用，其對充放電的時間沒有嚴格要求，對于充放電的功率要求也比較寬，但是因為用戶的用電負荷及可再生能源的發電特征導致能力時移的應用頻率相對較高，每年在300次以上。

容量機組

由于我國的資源稟賦在煤炭，因此在我國的電源結構中煤電機組承擔了超過一半的裝機容量。由于用電負荷在不同時間段有差異，在電力系統中，一般由煤電機組來承擔調峰能力，因此需要留出一定的發電容量作為相應尖峰負荷的能力，這使得火電機組無法達到滿發狀態，影響機組運行的經濟性。采用儲能可以在用電負荷低谷時充電，在用電尖峰時放電以降低負荷尖峰。利用儲能系統的替代效應將煤電的容量機組釋放出來，從而提高火電機組的利用率，增加其經濟性。

容量機組是屬于典型的能量型應用，其對充放電的時間沒有嚴格要求，對于充放電的功率要求也比較寬，但是因為用戶的用電負荷及可再生能源的發電特征導致能力時移的應用頻率相對較高，每年在200次左右。

負荷跟蹤

負荷跟蹤是針對電力供需之間的實時平衡進行動態調整的一種輔助服務。其主要針對變化緩慢的持續變動負荷，如果將其細分，負荷跟蹤主要應用于爬坡負荷，即通過調整出力大小，盡量減少傳統能源機組的爬坡速率，讓其盡可能平滑過渡到調度指令水平。負荷跟蹤和容量機組相比，對放電響應時間要求更高，要求相應時間在分鐘級。

系統調頻

電力系統頻率是判斷電能質量好壞的標準之一，用戶側負荷的改變、發電側機組的脫網下線都會對電力系統頻率造成影響，頻率的變化會對發電及用電設備的安全高效運行及壽命產生影響，因此頻率調節至關重要。和負荷跟蹤相比，系統調頻的負荷分量變化周期在分秒級，對響應速度要求更高(一般為秒級響應)，對負荷分量的調整方式一般為AGC。由于傳統火電機組爬坡速率較慢，在響應電網調度指令時具有滯后性，有時會出現反向調節之類的錯誤動作，相較而言，電化學儲能在相應時間上可以做到毫秒級，同時只要控制好SoC，電池可以靈活地在充放電狀態之間轉換，動作的正確率更高，效果更好。但是系統調頻是典型的功率型應用，其要求在較短時間內進行快速的充放電，采用電化學儲能時需要有較大的充放電倍率，因此會減少一些類型電池的壽命，從而影響其經濟性。

備用容量

備用容量是指在滿足預計負荷需求以外，針對突發情況時為保障電能質量和系統安全穩定運行而預留的有功功率儲備，一般備用容量需要在系統正常電力供應容量的15~20%，且最小值應等于系統中單機裝機容量最大的機組容量。在我國，備用容量服務分為旋轉備用、非旋轉備用和其他備用。備用容量一般應用在發電機組在下線到上線的這段時間內，放電時間相對較短，但是要求有較大的功率來將儲存的能量在短時間內釋放出去，因此是功率型應用。

僅以旋轉備用容量為例，2011年全國旋轉備用容量為63GW，市場空間巨大。但是由于備用容量針對的是突發情況，一般年運行頻率較低，如果是采用電池單獨做備用容量服務，經濟性無法得到保障。因此需要將其與現有備用容量的成本進行比較來確定實際的替代效應。

可再生能源并網

由于風電、光伏的發電出力特性，導致其電能質量相比傳統能源要差，由于可再生能源發電的波動（頻率波動、出力波動等）從數秒到數小時之間，因此既有功率型應用也有能量型應用，一般可以將其分為可再生能源能量時移、可再生能源發電容量固化和可再生能源出力平滑三類應用。例如針對光伏發電棄光的問題，需要將白天發出的剩余電量進行儲存以備晚上放電，屬于可再生能源的能量時移。而針對風電，由于風力的不可預測性，導致風電的出力波動較大，需要將其平滑，此時以功率型應用為主。

由于可再生能源的出力特性導致其對電網影響巨大，在目前的電源結構下，可再生能源的并網比例一旦超過15%，電網運行的穩定性就會嚴重下降。如果加上儲能對其出力進行平滑，則其波動就能控制在電網可容納的范圍內，從而提高了可再生能源的并網量，降低棄風棄光率。以風電為例，如果風電與儲能的比例達到3.5:1，則每小時的波動量小于10%，可以達到較好的平滑效果。以2016年風光2.26億千瓦計算，僅可再生能源出力平滑一項應用就有6.5GW左右的市場需求。

輸配側應用需求靈活，效益難算

儲能在輸配側的應用主要是緩解輸配電阻塞、延緩輸配電設備擴容及無功支持三類，相對于發電側的應用，輸配電側的應用類型少，同時從效果的角度看更多的是替代效應，因此需求并非完全剛性。

緩解輸配電阻塞

線路阻塞是指線路負荷超過線路容量，將儲能系統安裝在線路上游，當發生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線路負荷小于線路容量時，儲能系統再向線路放電。一般對于儲能系統要求放電時間在小時級，運行次數在50~100次左右，屬于能量型應用，對響應時間有一定要求，需要在分鐘級響應。

延緩輸配電設備擴容

在負荷接近設備容量的輸配電系統內，如果一年內大部分時間可以滿足負荷供應，只在部分高峰特定時段會出現自身容量低于負荷的情況時，可以利用儲能系統通過較小的裝機容量有效提高電網的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施成本，延長原有設備的使用壽命。

相比較緩解輸配電阻塞，延緩輸配電設備擴容工作頻次更低，考慮到電池老化，實際可變成本較高，因此對電池的經濟性提出了更高的要求，目前美國弗吉尼亞州NGK的鈉硫電池儲能電站主要用于通過削峰來延緩輸配電設備擴容。

無功支持

無功支持是指在輸配線路上通過注入或吸收無功功率來調節輸電電壓。無功功率的不足或過剩都會造成電網電壓波動，影響電能質量，甚至損耗用電設備。電池可以在動態逆變器、通信和控制設備的輔助下，通過調整其輸出的無功功率大小來對輸配電線路的電壓進行調節。無功支持屬于典型的功率型應用，放電時間相對較短，但運行頻次很高。

用電側應用—以電價導向為主

用電側是電力使用的終端，用戶是電力的消費者和使用者，發電及輸配電側的成本及收益以電價的形式表現出來，轉化成用戶的成本，因此電價的高低會影響用戶的需求。從應用場景來看，用戶分時電價管理及容量費用管理都是在以降低電價為導向的基礎上所衍生出來的用戶需求，因此用戶側的需求相對來說更為剛性，也理應受到更多的關注。

用戶分時電價管理

在實施了分時電價的市場中，由于存在電價的高低，用戶可以自主調整用電計劃，將電價較高時段的電力需求轉移到電價較低的時段實現，這種手段一般適用于對時間要求不高的需求，但是對于像工廠這樣的企業來說，其用電高峰一般都在白天高峰時段，用戶行為相對固定且無法改變。此時可以利用儲能系統在低電價時儲能，高電價時放電，從而在不改變用戶行為的情況下，幫助用戶降低整體用電成本。用戶分時電價管理和能量時移類似，區別僅在于用戶分時電價管理是基于分時電價體系對電力負荷進行調節，而能量時移是根據電力負荷曲線對發電功率進行調節。

從目前商業化應用的角度看，削峰填谷是儲能系統最主要的應用場景，由于在現行的電力市場下，用戶側的峰谷價差在一定時間內確定，對政策依賴程度最低，同時能量型應用對放電倍率要求不高，對于電化學儲能技術來說，可以延長其壽命，降低可變成本，因此限制其商業化的因素只有成本。

容量費用管理

在我國，供電部門對大工業企業實行兩部制電價，將電價分成基本電價與電度電價兩部，基本電價是按照工業企業的變壓器容量或最大需用量作為計算電價的依據，由供電部門與用電部門簽訂合同，確定限額，每月固定收取，不以實際耗電數量為轉移。容量費用管理是指在不影響正常生產的情況下，通過降低最高用電功率，從而降低容量費用。用戶可以利用儲能系統在用電低谷是儲能，在高峰時負負荷放電，從而降低整體負荷，達到降低容量費用的目的。

提升電能質量

由于存在電力系統操作負荷性質多變，設備負載非線性等問題，使得用戶獲得的電能存在電壓、電流變化或者頻率偏差等問題，此時電能的質量較差。系統調頻、無功支持就是在發電側和輸配電側提升電能質量的形式。在用戶側，儲能系統同樣可以進行平滑電壓、頻率波動，例如利用儲能解決分布式光伏系統內電壓升高、驟降、閃變等問題。提升電能質量屬于典型的功率型應用，具體放電市場及運行頻率依據實際應用場景而有所不同，但一般要求響應時間在毫秒級。

提升供電可靠性

利用儲能系統作為電力用戶的備用電源，當電網供電不足時可以為用戶供電，儲能系統的容量取決于用戶的負荷及停電時間，因此由用戶自主控制儲能系統的大小。提升供電可靠性與發電側的旋轉備用應用類似，主要差異在于面向的應用對象不同以及提升供電可靠性的儲能系統相對規模較小。

我們將各種儲能技術根據其不同的特性與應用場景的需求進行配對，得到不同儲能技術最適用的應用場景，隨著技術的進步，儲能技術能適用的場景也會發生改變。如飛輪儲能分為能量型和功率型，能量型飛輪儲能目前放電時間還較短，實際應用價值不高，但是如果放電時間可以提升到時分級，則能量型飛輪儲能也能在可再生能源出力平滑等應用場景中有一席之地。

儲能技術經濟性評價：效益逐體現

儲能技術的經濟性評價方法有多種，由于儲能帶來的社會效益無法被企業所量化獲得，因此我們只按現有機制計算儲能的投資回報。實際上，由于不同的應用場景、不同的區域以及不同的儲能技術需要考慮的變量因素不同，在現行電力體制下，可能存在區域性的盈利機會。以輔助服務為例，由于有不同的標準和政策，實際計算中需要做相應調整。如各區域的《發電廠并網運行管理細則》和《并網發電廠輔助服務管理細則》中規定了電力輔助服務交易的承付、輔助服務種類、考核補償方式等。各區域調頻補償辦法不同，其中華北電網的補償在考慮了容量補償和可用時間補償以外還考慮了調節性能，一定程度上使得性能更優的儲能電站可以獲得更多的補償。

由于目前實際應用中儲能大多用于削峰填谷，我們以10MWh的鉛炭電池用于削峰填谷來進行投資回報的測算。目前初始的系統成本在1200元/kWh左右，項目運行假設如下：

1.折舊年限以8年計，總體系統壽命短板在于電池，因此我們假設電池以30%的殘值率，系統以20%的殘值率，以直線法折舊;

2.電池容量以年3%的速度衰減，到第8年時衰減到79%，低于最佳使用閾值;

3.以江蘇省110KV大工業用電計算，因為受限于電池特性，實際運行中峰8h，谷6.4h，平1.6h，系統效率90%，平均峰谷價差0.6762元/kWh計，日循環次數1次，實際年利用時間為330天;

根據上述假設我們用折現現金流保守測算得到項目的稅后IRR為5.2%，已經具有一定的經濟可行性，而如果公司在此基礎上加一定比例的杠杠，實際投資回報率可以超過10%。

在現有的儲能技術和應用場景下，我們認為儲能已經具備了一定的商業化運行能力，行業內生需求與經濟性已到一定的臨界點，實際制約產業發展的瓶頸在于國家政策和標準，我們認為相關政策落地之日即儲能產業爆發之時。

結合前文分析，我們看好工商業削峰填谷、新能源發電用電等應用端，看好鋰電池、鉛炭電池等產品在儲能上的應用。相關公司：

比亞迪

公司是國內電動汽車行業龍頭，2016年新能源汽車銷量9.6萬輛，銷量蟬連全球第一，其中新能源乘用車銷量近8.6萬輛，純電動大巴銷量超1萬輛。電池方面，公司規劃2017/2018/2019年底產能分別為20/26/34GWh，同時計劃到2020年電池成本降到1元/wh以下，屆時成本優勢將凸顯，進一步鞏固公司龍頭地位。從產業鏈的角度看，公司與青海鹽湖工業股份有限公司合作共同設立新公司(公司占比48%)，專門從事鹽湖鋰資源綜合利用產品的開發、加工和銷售。公司將以青海鹽湖佛照藍科鋰業股份有限公司為平臺，啟動3萬噸碳酸鋰項目建設。由于鋰資源的稀缺性，公司在鋰電池上游布局從長遠來看將有助于降低公司采購成本，提升競爭優勢。

公司目前在磷酸鐵鋰電池方面具有較好的研發水平，實驗室條件下電池循環壽命可達7000~8000次。公司目前儲能產品暢銷歐美，目前在美國PJM調頻市場公司產品份額占據50%以上，總供應容量達132MW。此外公司在坪山有20MW，40MWh的電站，主要應用場景是削峰填谷。

猛獅科技

公司深耕電池行業三十年，具有PACK和BMS的獨立開發能力，目前公司已有多款PACK產品已經成功配套整車廠并列入國家新能源汽車產品目錄。高端鋰電池是公司發展新能源汽車的核心和基礎，公司目標是成為世界主要的車用動力鋰電池供應商及主要的電池儲能系統提供商之一，公司在福建詔安、湖北宜城分別規劃建設總產能6GWH的鋰電池項目，其中詔安第一期1GWh已于2017年3月9日實現量產，宜城鋰電池項目也于2017年3月12日開工建設;公司高端鋰電池產能有望在2017年底達到5GWh。公司已經建立了一個涵蓋清潔能源發電、儲能、智能輸配電、智慧能源管理、售電服務，從電力供應側到需求側的完整產業鏈，具備微電網建設和運營能力。公司具有優質產品和清潔能源資源儲備，在儲能技術和產品、可再生能源發電業務等方面有望成為國內具備一流技術研發和盈利能力的知名企業，也有望率先在發達國家市場開拓儲能和家用能源管理業務，從而拉動電池核心業務。

公司在布局新產業的過程中，始終重視技術創新，福建猛獅新能源的鋰電池技術、上海松岳的BMS技術、江蘇峰谷源的儲能技術以及深圳華力特的能源管理技術等都在國內乃至國際上具備較強的技術優勢。以峰谷源為例，目前公司的集裝箱式儲能電站采用磷酸鐵鋰電池，DOD80%的狀況下循環壽命可達3500次以上，此外電池也支持2C的大功率充放電，電池的技術指標處于行業領先。

杉杉股份

公司是鋰電池材料行業龍頭，正極材料方面開發了包括高電壓鈷酸鋰LC95A、xEV用三元T31R和高鎳三元材料T61R等在內的高端正極材料，同時寧夏項目已建成投產，公司總產能達3.3萬噸，居行業前列;負極材料方面，年產1萬噸生料項目陸續投產，年產3.5萬噸鋰離子動力電池材料項目中一期項目已處于設備安裝階段，計劃于2017年年內投試產，寧德1萬噸項目目前處于建設階段;電解液方面，2016年完成對浙江巨化凱藍新材料有限公司增資入股，在建的2000噸六氟磷酸鋰和20000噸電解液項目我們預計年內均可投試產。同時公司布局新能源汽車，2016年寧波利維能自動化18650電池PACK生產線初步建設完畢，上海展梟二期廠房建設完成并投入使用;杉杉汽車取得專用車生產資質;青杉汽車期內完成10款整車設計研發工作;子公司云山智慧完成19個城市的充電樁布局，并對新能源汽車租賃分別在上海、廣州、深圳進行試點，公司通過打通上下游產業鏈從而獲得廣闊的成長空間。

公司于2016年合資成立江蘇杉杉能源管理有限公司，在江蘇、北京等地陸續開展園區的大型削峰填谷儲能項目以及售電業務，截至2016年末總簽約量達50MWH。此外公司于2016年12月投資啟動杉杉能源管理服務產業化項目，其中儲能節能項目擬建設規模約2GWH，對應投資規模約38億元，主要用于投資削峰平谷的儲能項目。同時公司充分發揮在動力電池領域的優勢，探索電池在工業儲能的梯次利用。目前公司已合資成立北京杉杉凱勵新能源科技有限公司，通過產業合作的模式，開展應用于鐵塔通信基站的動力電池梯級利用。

科陸電子

公司是由國家科技部認定的國家火炬計劃重點高新技術企業，專業從事用電管理系統、電子式電能表、標準儀器儀表及軟件產品的研發、制造及銷售。公司是國內高端電能表產業的開拓者，也是中國領先的電力設備與軟件制造商。公司2016年集成電路、智慧城市業務收入增加，電能表產品貢獻業績顯著。配電網方面，在國家電網公司2016年三次招標活動中，公司智能電表和用電信息采集產品均有中標，金額總計5.98億元;新能源業務方面，公司中標錫林郭勒盟新能源通電設備升級改造工程項目、榆中縣和英山縣光伏扶貧項目及西藏自治區“金太陽”二期太陽能戶用系統項目，公司預計中標金額共計2.29億元;在海外市場中，公司以聯合體單位中標尼泊爾國家電力局新金堤-巴哈必色220/400kV輸電線路總包項目，中標金額約1.35億元人民幣，展現了良好的發展態勢。

相較而言，公司在儲能領域發展更值得期待。公司目前研發的磷酸鐵鋰電池在DOD90%，0.3C的環境下循環壽命達到7000次(電池剩余容量為60%)，度電成本在0.4元/kWh左右，技術優勢達到行業領先水平。公司于2016年10月29日公告增資入股江西科能儲能電池系統有限公司，占比49%，子公司一期計劃投建4億AH(安時)全自動高性能鋰離子儲能電池生產線，配套10,000噸磷酸鐵鋰項目及相應的隔膜、極片制造工廠，預計今年投產，公司的電池成本有望進一步下降。此外，2016年6月，國內第一個商業化運行的風光儲電網融合示范項目——玉門市三十里井子風光儲電網完成了系統調試，成功并入電網投入運行，下一步將結合儲能進行深入試驗示范與研究應用。而上能佛山項目是大規模鋰電儲能系統在需求側的第一次使用，公司在儲能應用領域廣泛布局，前景廣闊。

陽光電源

公司是一家專注于太陽能、風能、儲能等新能源電源設備的研發、生產、銷售和服務的國家重點高新技術企業，主要產品有光伏逆變器、風能變流器、儲能系統、電動車電機控制器。公司依托自行研發的新能源電源變換技術和SDI的鋰電池技術，可提供單機功率5~1000kW的儲能逆變器、三星鋰離子電池、能量管理系統等儲能核心設備，同時推出能量搬移、微電網和電力調頻等一系列先進的系統解決方案。公司子公司陽光三星儲能電源有限公司于2016年7月投產，目前年產能2000MWh電力儲能設備，為西藏雙湖微網系統、甘肅金昌100MW光伏電站等多個項目提供鋰電池、儲能逆變器、能量管理系統等核心設備。公司目前研發的電站級儲能系統解決方案項目特點在于無需新增變壓器和儲能逆變器，同時電池壽命周期長，100%DOD循環次數超過6000次。公司產品具有較強的競爭力，一旦投入商業化運行，將對公司業績產生積極影響。

南都電源

公司專業從事通信電源、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提供完整的解決方案和服務，主導產品為閥控式密封鉛酸蓄電池。公司在鉛蓄電池領域深耕多年，目前公司的鉛炭電池以30%SoC~80%SoC范圍充放電(DOD50%)循環次數可達6000次，達到行業領先水平。公司“投資+運營”的儲能系統商用化模式迅速發展和落地。累計完成簽約容量近1000MWh，其中在建項目容量150MWh，待建項目容量150MWh，投運項目容量近30MWh，2016年實現儲能業務收入1.70億元，目前公司儲能盈利模式以削峰填谷為主，度電峰谷差利潤預計可以達到0.25~0.3元，大規模的項目落地對公司業績將產生積極影響。

同時，公司控股華鉑科技，布局鉛回收，從而形成完整鉛炭產業鏈循環。近期公司完成對華鉑科技剩余49%股權的收購，從而達到100%控股。隨著鉛回收比例的提升，公司可以以更低的成本獲得鉛原材料，從而在成本上占有優勢。2016年12月國家出臺了《再生鉛行業規范條件》，要求廢鉛蓄電池預處理項目規模應在10萬噸/年以上。隨著國家對環保標準的趨嚴及對行業準入門檻的提高，再生鉛行業未來集中度有望提升，公司有望因此受益。

圣陽股份

公司借力日本古河技術合作生產的大容量、深循環、超長壽命鉛炭電池產品大幅降低了鉛炭電池的度電成本，具有較強的競爭力。公司在2016年成功實施了西藏尼瑪可再生能源局域網項目、廣東電網電力科學研究院主導的基于電網多端融合應用的儲能技術與經濟研究項目、中國鐵塔內蒙古自治區分公司“2016年風光互補改造項目”、浙江大學與浙江電網“高密度分布式能源接入交直流混合微電網”上虞863示范項目，進一步確立了公司的儲能市場的行業地位。同時，公司成功研發出100kVAPCS，目前已完成基本功能測試，正在微電網平臺試運行。由于鉛炭電池的特性使得在低壓條件下無需使用BMS，因此公司在儲能方面已經掌握了最核心的電池及PCS技術，未來具有較好的成長空間。