储能政策及行业简要分析,调研报告,-2022 05

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　储能政策及行业简要分析

　 一、 国内储能政策情况

　2015 年以来，国内对储能产业的扶持政策密集出台。2016年 6 月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，明确了电储能设施的独立市场主体地位，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施，并要求电网企业要主动为电储能设施接入电网提供服务。2016 年 12 月，国家发改委印发《可再生能源发展“十三五”规划》，提出要推动储能技术在可再生能源领域的示范应用，实现储能产业在市场规模、应用领域和核心技术等方面的突破。

　7 2017 年 年 0 10 月 月 1 11 日，我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策《 关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布。该意见市场方面的重要内容：

　1、鼓励可再生能源场站合理配置储能系统。研究确定不同特性储能系统接入方式、并网适应性、运行控制、涉网保护、信息交换及安全防护等方面的要求，对于满足要求的储能系统，电网应准予接入并将其纳入电网调度管理。推动储能系统与可再生能源协调运行。研究建立可再生能源场站侧储能补偿机制。支持应用多种储能促进可再生能源消纳。鼓励在用户侧建设分布式储能系统。

　 第 2 页 共 38 页 2、完善用户侧储能系统支持政策。结合电力体制改革，允许储能通过市场化方式参与电能交易。支持用户侧建设的一定规模的电储能设施与发电企业联合或作为独立主体参与调频、调峰等辅助服务。

　3、支持微电网和离网地区配置储能。鼓励通过配置多种储能提高微电网供电的可靠性和电能质量；积极探索含储能的微电网参与电能交易、电网运行优化的新技术和新模式。鼓励开发经济适用的储能系统解决或优化无电人口供电方式。

　4、鼓励基于多种储能实现能源互联网多能互补、多源互动。鼓励大型综合能源基地合理配置储能系统，实现风光水火储多能互补。支持开放共享的分布式储能大数据平台和能量服务平台的建设。

　我国储能呈现多元发展的良好态势，技术总体上已经初步具备了产业化的基础。储能项目尤其是电池储能项目，在发电侧、电网侧、用户侧、微电网、通信储能、应急电源等领域，正如雨后春笋般地快速涌现，尤其是锂离子电池储能前景可期，自 2010年以来，锂离子电池价格已经暴跌了 85%,储能行业快速商业化首要的问题便是成本问题。在下一个十年储能将从起步阶段逐步过渡到快速发展阶段，具体表现有以下五点：

　1) 以削峰填谷为主要目的的抽水蓄能电站将得到全面建设 2) 电网侧电化学储能项目规模总量将有可能达到 10～30GW 3) 新能源发电侧将开展部分重点储能示范项目的建设

　 第 3 页 共 38 页 4) 助力清洁能源供暖的储热项目在北方地区会有重要发展 5) 与综合能源服务相结合的分布式储能项目将在东南地区得到快速发展 储能行业在接下来的十年，以下四类公司能更好发展：

　1) 技术可靠，具有国际化视野的储能产品或生产装备出口供应商 2) 技术路线独树一帜，在成本方面有明显竞争优势的储能产品供应商 3) 掌握核心应用技术，与保险公司合作提供储能租赁服务的储能运维服务商 4) 电网公司下属的储能系统公司。

　二、 储能系统的关键技术

　储能系统的技术主要包含对储能变流器的控制、对储能电池的管理，以及监控与调度管理单元对系统能量合理调度。

　2.1 变流器控制策略

　储能变流器又叫功率变换系统（PCS），是储能单元中功率调节的执行设备，在监控与调度系统的调配下，实施有效和安全的储电和放电管理。目前常用的变流器控制策略有 PQ 控制、VF 控制、下垂控制、虚拟同步机控制四种方式。

　2.2 电池 管理系统

　电池管理系统（BMS）安装于储能电池组内，负责对储能电池组进行电压、温度、电流、容量等信息的采集，实时状态监测和

　 第 4 页 共 38 页 故障分析，同时通过 CAN 总线与 PCS、监控与调度系统联机通信，实现对电池进行优化的充放电管理控制。系统每簇电池组各自配一套电池管理系统，能达到有效和高效地使用每簇储能电池及整体合理调配的目的。BMS 应具有电池电压均衡、电池组保护、热管理、电池性能的分析诊断等功能。BMS 要求能够实时测量蓄电池模块电压、充放电电流、温度和单体电池端电压、并计算得到的电池内阻等参数，通过分析诊断模型，得出单体电池当前容量或剩余容量（SOC）的诊断，单体电池健康状态（SOH）的诊断、电池组状态评估，以及在放电时当前状态下可持续放电时间的估算。

　2.3 监控与调度管理系统

　 监控与调度管理系统是储能单元的能量调度、管理中心，包含中央控制系统（MGCC）和能量管理系统（EMS），负责收集全部电池管理系统数据、储能变流器数据及配电柜数据，向各个部分发出控制指令，控制整个储能系统的运行，合理安排储能变流器工作；系统既可以按照预设的充放电时间、功率和运行模式自动运行，也可以接受操作员的即时指令运行。其中，能量管理系统是储能系统的大脑，主要实现能量的合理调度，根据电网峰谷平特点，实现微网的经济运行，具有运行优化、负荷预测、发电预测、微源调度、潮流控制等功能。

　 第 5 页 共 38 页 三、储能的应用场景 3.1 用户侧分布式能源应用

　2017 年 10 月 31 日，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)，鼓励分布式电源“隔墙售电”、就近交易。由于目前试点对分布式电源考核不严，签订的电力交易合同仅为年(月)度电量交易合同，电力电量平衡由配网运营企业负责，因此分布式电源没有配套建设储能的动力。但是一旦交易规则改变，电网不负责兜底，且需要考核分布式发电的交易电量时，那么储能在分布式能源侧的价值将会显现。

　2 3.2 用户侧微电网应用

　2017 年 7 月，国家发改委、国家能源局印发了《推进并网型微电网建设试行办法》的通知(发改能源〔2017〕1339 号)，《办法》的出台，解决了大家对微电网定义方面、以及微电网建设运行过程中存在的争议，理清了微电网发展思路，对并网型微电网发展具有划时代的里程碑意义，将大大促进微电网的建设投资。储能作为微电网必不可少的部分，可以在微电网失去电源的时候为重要负荷持续供电、维持微电网电力供需平衡、作为黑启动电源帮助微电网快速自愈，以显著提高微电网的自治性;同时，储能也能提供调峰等辅助服务、开展需求侧响应，以显著提高微电网的友好性;另外，在今后微电网必须全电量参与电力市场时，储能还可以减少微电网弃风弃光现象。储能在微电网中的作用至关重

　 第 6 页 共 38 页 要，在微电网不同运行情况下需要担负起不同的使命，但是在目前政策条件下，此种场景中储能的经济价值还难以定量的衡量。

　3 3.3 用电负荷调峰

　用电负荷调峰是指储能以低谷用电和平峰高峰放电的方式，利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出,同时达到平抑用户自身用电负荷差和缩小电网峰谷差的目的。由于储能在用户侧应用的政策存在缺失，通过峰谷价差套利，便成为了目前我国储能产业仅有的“讲的清、算的明”的商业模式，且也是用户侧储能各类应用直接或间接的盈利模式。对于此种场景，适合于峰谷电价差较高，至少达到 0.75 元/KWh 以上，且用户负荷曲线较好，负荷搭配储能能够较好完成日内电量平衡的企业用户。但大部分地区的峰谷电价差较低，储能的投资回收期较长。

　4 3.4 用户节能效益

　目前我国工业用户大多执行两部制电价，储能可以通过充放电调节用户用电曲线，合理地控制好用户每月最大需量，为企业降低需量电费。此种场景，储能调节用户用电曲线，其实质也是通过调峰的过程完成，因此在计算收益的时候，需要和用户侧调峰收益统筹考虑。

　5 3.5 用户需求响应

　用户需求响应是指采取有效的激励措施，引导用户进行负荷管理，以使电力需求在不同时间段上得到合理分配，从而提高电

　 第 7 页 共 38 页 力系统的使用效率和可靠性。从目前我国电力需求侧管理试点情况来看，一年当中，电力系统需要用户进行需求侧管理的时段较少，因此需求侧管理暂不能成为用户侧储能的主要商业模式。

　四、储能行业存在的问题

　对照五部委下发的促进储能技术与产业发展的指导意见和储能在新一轮能源革命、转型发展中的使命责任，储能的发展任重而道远。从各地储能发展情况来看，下述问题尤需关注。

　1 4.1 在发电侧尚不具备独立的辅助服务提供商身份

　国内目前的主要运营方式是与发电机组联合，即将储能设施安装在发电厂内，从系统来看是作为发电企业的一部分，利用快速充放电特性优化发电机组的 AGC 性能，获得系统辅助服务补偿，或者是存储、释放新能源弃风弃光电量，增加新能源上网电量获益，相比国外发电侧储能设施主要以独立身份参与市场的情况，这些模式都不是作为独立市场主体运营的，限制了储能技术的运行灵活性、不利于从全系统角度优化配置和调用储能。应从政策上尽快给储能明确身份，颁发证照，明确独立储能设施并网、接入、归调的方式，允许其作为独立市场主体开展运营，以更好地激发市场主体活力。

　2 4.2 部分储能试点模式不能盈利

　以山西为例。在辅助服务补偿力度较小、用电侧参与辅助服务机制未完善及峰谷电价较小的背景下，储能参与电力辅助服务市场的模式中，目前仅联合发电侧模式具备盈利条件，储能联合

　 第 8 页 共 38 页 用电侧无法参与辅助服务市场且山西峰谷电价较小尚无法盈利，独立储能由于投资较大，单纯市场价格无法满足盈利需求。为改变这一现状，相关部门应尽快出台一些鼓励性政策，支持储能试点工作开展。

　同时，积极研究如何扩大辅助服务资金来源以及建立电力用户参与辅助服务分担共享机制，让市场能够接受更多像储能这样的辅助服务供应主体。

　3 4.3 有利 于储能发挥技术优势的电力市场机制尚未形成

　长远来看，开放、规范、完善的电力市场是储能技术真正发挥优势的舞台。现在储能企业运营艰难，主要是因为储能的多元价值没有在价格当中完全体现。目前国内市场尚在建设、推进过程中，交易品种有限、规则有待完善，不利于充分体现储能的技术优势和市场价值。储能除了削峰填谷的贡献之外，更为重要的是提高电能质量的贡献，对于可再生能源企业、电网、电力用户均有益处，但目前没有人为此支付成本。国家层面应加快推进电力现货市场、辅助服务市场等市场建设进度，通过市场机制体现电能量和各类辅助服务的合理价值，给储能技术提供发挥优势的平台。

　4 4.4 储能设备并网运行相关标准和安全规范不健全

　目前国内尚无储能设施涉网相关技术标准和安全规范，个别地区亦发生过电池组起火的事故，给行业安全发展敲响了警钟。应尽快建立健全相关法律法规，为储能产业健康有序发展提供保障。积极开展储能创新应用政策试点，破除设备接入、主体身份、

　 第 9 页 共 38 页 数据交互、交易机制等方面的政策壁垒，研究制定适应储能新模式发展特点的金融、保险等相关政策法规。加强储能安全与环保政策法规及标准体系建设，研究建立储能产品生产者责任延伸制度。应鼓励储能系统开发采用标准化、通用性及易拆解的结构设计，协商开放储能控制系统接口和通讯协议等利于回收利用的相关信息，尽快完善出台储能设备并网运行相关标准和安全规范，促进行业有序发展。

　5 4.5 电化学储能产业市场规模弱小，与新时期国家加快能源结构调整和产业升级的要求仍有较大差距

　目前，我国电化学储能尚处在发展的初级阶段，在现有的市场化的电力定价方式及交易体系下，其价值难以通过市场交易获得收益，成为制约我国储能产业特别是电化学储能发展的最主要的原因。应在更多可再生发电项目中规划配置电化学储能系统，提高风能、太阳能等可再生能源的消纳水平。因此，在建设风能和太阳能电站时，应配置一定比例的储能设备，从而改善风光电站的并网质量，促进清洁能源的消纳，并在加装储能系统的风能、太阳能电站项目上，给予投资方面的政策支持。完善电力辅助服务市场机制和价格机制。

　总之，当前制约储能大规模商业化应用的最大问题在于储能成本。储能也需提升自身基本功。电力系统对储能的能量密度要求较低，但是对其成本和寿命要求较高，因此需要储能产业从技

　 第 10 页 共 38 页 术创新、产业规模化等多方面来降低储能成本，提升储能在电力系统中的适应性，力促储能应用盈利拐点的尽早出现。

　技术成本不断突破，政策也要跟得上。目前我国储能扶持政策各地不同且不成体系，储能获取回报的机制和结算方式尚不健全，导致储能价值难以充分衡量，经济账道不清算不明。对于储能发展，不仅要“扶上马”，更要“送一程”，目前通过出台补贴政策推动储能产业发展的可行性不大，因此系统的、顶层的储能扶持政策设计，对储能产业则显得尤为重要。新一轮电力体制改革为储能发展提供了良好的土壤，只有以市场主导、改革助推的原则，通过市场化的结构设计，推动储能形成相应的商业模式，保证投资的合理回报，才能从根本为储能商业化应用保驾护航。

　五、 电化学储能市场简要分析

　公司更关注的是电化学储能，考虑在电化学储能方面开展新的业务，这里针对电化学储能的整体情况做简要介绍 5.1 近期主要政策

　2019 年 2 月，国家电网公司发布了《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，主要内容有：

　1、电源侧：支持新能源发电配置储能；支持常规火电配置储能。

　 第 11 页 共 38 页 2、客户侧：可参与电网需求响应、电量平衡和负荷特性改善，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设。

　3、电网侧：将储能纳入电网规划并滚动调整，将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择，进行综合比选论证。

　该意见强调要严守储能安全红线，储能电站选址应充分考虑对周边输变电设施等的安全影响。明确了储能接入管理，电源侧储能和独立的纯调峰调频储能的接入，参照常规电源接入管理办法执行。客户侧储能接入参照分布式电源管理办法执行。意见还指出国网将有序开展储能投资建设业务， 方向主要还集中在电网侧储能。意见强调推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产,通过输配电价疏导。

　5.2 市场发展概况

　电化学储能装置具备响应时间毫秒级的特性，相对于水电、火电等常规功率调节手段，电池储能电站能跟踪负荷变化能力强，响应速度快，控制精确，且具有双向调节能力，具有削峰填谷的双重功效，是重要的调峰电源。电化学储能装置用到最多的是锂离子电池，其主要包括三元锂电池、磷酸铁锂电池、钛酸铁锂以及锰酸锂等，三元锂电池能量密度最高，但成本高，安全性差；磷酸铁锂电池能量密度低，成本低，安全性较好；

　 第 12 页 共 38 页 锰酸锂成本最低，但循环稳定性差，安全性较高；钛酸铁锂安全性及寿命最低，成本最高。

　2018 年是电化学储能的分水岭，一方面是因为电化学储能累积装机功率规模首次突破 1 GW，截至 2018 年底,中国电化学储能市场累积装机功率规模为 1033.7MW, 同比增长 146%；累积装机容量为 3103MWh，同比增长 127%。中国 2015-2018 年间投产的电化学储能项目共 94 个，装机规模合计约为 449MW/1117MWh。近三年，电化学储能投产规模年均增长率约为 69%，2018 年增速最快。

　从储能应用场景来看，在已统计储能应用场景的项目中，已投储能项目主要应用于电源侧的新能源并网及平滑出力波动（已投项目共 35 个）、用户侧的微电网（已投项目共 24 个）等场景，同时，电网侧和电源侧储能发展较快。

　从技术路线来看，在装机功率占比方面，磷酸铁锂储能技术占比最高,高达 57.8%,其次是铅蓄电池(25.5%)、三元锂电池(10.8%)；在 装机容量占比方面,铅蓄电池占比最高,高达 51.7%，其次是磷酸铁锂(37.0%)、三元锂电池(5.2%)。

　从应用场景来看，在装机功率占比方面，集中式新能源 + 储能、电源侧调频、电网侧储能、分布式及微网、用户侧(工商业削峰填谷、需求侧响应等)等 5 类应用场景装机分布比较平均,占比分别为 18.5%、16.4%、24%、16.9%、24.6%；在 装机容量占比方面,用户侧(工商业削峰填谷、需求侧响应等)因高的小时率要求,容量装机独占鳌头,装机规模高达 1583.0 MWh,占比 51.0%。

　 第 13 页 共 38 页 从区域装机 TOP10 来看，在装机功率排名方面,排名前十位的省市依次是江苏、青海、河南、山西、广东、西藏、内蒙古、河北、湖南、深圳,排名第一位的江苏装机功率为 277.5 MW。

　在装机容量排名方面,排名前十位的省市依次是江苏、青海、广东、西藏、河南、河北、山西、深圳、湖南、甘肃, 排名第一位的江苏装机容量为 1540.3 MWh,是第二名青海省的 4 倍。

　从企业装机排名 TOP10 来看,在装机功率方面，排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、阳光电源、宁德时代、力神电池,排名第一位的南都电源装机功率为 203.8MW；装机容量排名方面,排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、宁德时代、阳光电源、比亚迪,排名第一位的南都电源装机容量为 1336.6 MWh。

　预计 2019 年预计投运储能项目 1.4-1.5 GW。新增项目主要来自电源侧调频(三北、广东)、集中式可再生能源并网(甘肃、青海)、电网侧储能(江苏 II 期、河南 II 期、湖南、甘肃、浙江 I 期)、分布 式及微网(华北、华东)。

　5.3 3 电化学储能的安全性

　据外媒报道，4 月 19 晚上发生大规模电池储能项目的火灾导致亚利桑那州四名消防员受伤，其中两人受重伤，目前火灾原因正在接受调查。未来两三年电化学储能也可能会遇到“倒春寒”，原因在于电化学储能的安全性和使用寿命还有待实际运行项目的验证。万一安全问题没解决好，或者产品质量频繁出现问题，会对储能在电网中的应用产生很大的负面影响。所以我们说储能的

　 第 14 页 共 38 页 春天已经到来，但天气乍暖还寒。如果打分的话，目前储能用锂电池的安全性能在及格线 60 分上下的水平。合格的磷酸铁锂电池高于 60 分，一些做得不好的磷酸铁锂电池和三元电池可能达不到60 分。

　现在业内对安全的重视程度还不够，一旦出现规模性的事故爆发，行业的发展将会遇到重大挫折甚至倒退。行业已经开始改进产品，重视消防设计，增加安全消防措施，但目前在这方面还没有很好的办法，外在的消防措施很难有实质性的帮助。

　大型储能电池的安全性能要想有实质性的进步，必须实现电池内部可控，研发新型储能电池很重要的一个研究方向。不能等到电池冒烟起火再解决储能系统的安全问题，未来一定要从内部控制电池变化，彻底解决电池短路造成的热失控问题，这方面需要电池技术的颠覆性创新与突破。

　电化学储能技术距离“低成本、长寿命、高安全、易回收”的发展目标还有相当的差距，有待技术的颠覆性创新和突破。因此，预计在下一个十年，电化学储能技术将会有颠覆性发展。已有电化学储能示范项目在实际工况下的安全问题和寿命问题也会逐渐显露，其中部分技术路线将被迫放弃，一些基于储能应用场景需求进行全新设计开发的电化学储能技术和综合储能技术将会得到示范推广和商业应用。

　 第 15 页 共 38 页 六、重点关注的储能应用领域

　1 6.1 储能在发电侧

　1) 火力发电厂侧

　火电机组侧储能方面，通过改造可参与 AGC 调频，单个机组可获得补偿达 460 万元/年。火力发电侧储能项目主要集中在三北（西北、东北和华北）和西南地区（主要为西藏）。在政策的引导和支持下，2016 年开始，大规模调峰调频项目渐增。科陆电子、阳光电源、欣旺达等公司都在山西建设储能联合火电调频项目，融科储能技术发展有限公司在大连建设 200 MW 储能调峰电站。2018 年，山西、广东、内蒙古以及辽宁有更多火电调频项目落地投运。调频项目的收益受政策的影响比较大，竞争也十分激烈。

　2 2) ) 分布式能源及微网侧

　分布式及微网储能项目主要用于解决分布式电源的间歇性、不稳定性，提高供电可靠性和灵活性。这一类项目中铅蓄电池和锂离子电池技术是主流。分布式及微网储能也呈现出明显的地域特征，西北、西南、华东占比排名前三位。华东产业园区数量多、集中度高，分布式电源 + 储能的示范对未来具备实际意义。而且，沿海地区存在不少岛屿，可以解决并网及离网供电及其可靠性问题。西北及西南地区电网基础设施薄弱，局部地区供电难以保证，同时，这些地区可再生能源丰富，分布式电源 + 储能可很好解决该地区居民用电问题，社会效益显著。

　 第 16 页 共 38 页 对于边远的农牧民、海岛、边远哨所及 5G 市场，储能可以说是是刚性需求。比如，牧民居住分散，且没有固定的定居地点，随时移动。通过电网供电建设成本，维护成本都很高，也很难保证比较稳定可靠的电力。而且牧民的需求也比从前多，不仅仅是电灯或者煮酥油茶，还需要保证供水、供暖和其他正常的生活消费。这种情况下，小型的离网储能会是比较好的解决方案。

　3 3 ）储能在可再生能源发电侧

　“可再生能源+储能”是必然选择，回顾过去的十年，中国储能产业的起步发展与光伏、风力发电成本的快速下降以及新能源的快速发展密切相关。

　截至 2018 年底，我国可再生能源发电装机达到 7.28 亿千瓦，同比增长 12%；其中，水电装机 3.52 亿千瓦、风电装机 1.84 亿千瓦、光伏发电装机 1.74 亿千瓦（174GW）、生物质发电装机 1781万千瓦，分别同比增长 2.5%，12.4%，34%和 20.7%。可再生能源发电装机约占全部电力装机的 38.3%，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。2018 年，可再生能源发电量达 1.87 万亿千瓦时，同比增长约 1700 亿千瓦时；可再生能源发电量占全部发电量比重为 26.7%。其中风电与光伏装机的总和已经大于水电的装机。生物质发电装机体量还太小。

　目前弃风、弃光问题掣肘可再生能源的进一步发展。由于可再生能源电力的发电量受季节和天气条件的影响而波动性较大，且与稳定的用电需求不完全匹配，容易导致电网频率波动较大，

　 第 17 页 共 38 页 为满足用户侧负荷的需求，且减少电网频率波动，经常会产生弃风、弃光现象，导致新能源利用率偏低。截止 2018 年底，弃风电量 277 亿千瓦时，全国平均弃风率 7%，弃光电量 54.9 亿千瓦时，全国平均弃光率 3%。

　储能系统有助于解决可再生能源的消纳问题。储能系统的引入可以为风、光电站接入电网提供一定的缓冲，起到平滑风光出力和能量调度的作用；并可以在相当程度上改善新能源发电功能率不稳定，从而改善电能质量、提升新能源发电的可预测性，提高利用率。配置储能电站还可参与调峰调频等电力辅助服务、电力需求响应等电力市场交易，获取相应的补偿，进一步提高项目的经济效益，缩短项目投资回报周期。

　以张家口风光储示范工程为例，通过风、光、储的 6 种组合发电方式与平滑处理、跟踪计划、系统调频、削峰填谷 4 种功能的结合，取得了明显效果，为大规模储能系统在新能源并网领域的深入推广提供了良好借鉴。

　西北能监局发布的华能青海格尔木时代新能源光伏储能电站项目调研显示,50MW 光伏电站+15MW/18MWh 锂电池储能系统，在晴天的日运行曲线为例，电网限发出现在上午 10 点 15 分左右，同时储能系统开始充电，并在 12 时 35 分储满；下午 17 时 30 开始释放电量，19 时 15 分结束，当天为电网多提供清洁电量约 1.6万千瓦时。若依照 2019 年光伏上网电价 0.4 元计算，则相当于储能系统晴天每天可增收 6400 元。

　 第 18 页 共 38 页 2 6.2 储能在电网侧

　尽管规模比不上抽水蓄能，电池储能由于响应速度快，建设速度快周期短，更加适应分布式能源发展，也正在成为电网公司的选项之一。而在许多储能界人士看来，电池储能最大的市场就在电网侧。而在输配环节，储能能够发挥综合功能。但由于缺乏良好的商业模式，电网储能项目过去多以科研示范为主。

　电网企业投资储能有以下几大动力。第一，储能可以应用在特高压长距离输送、紧急功率支撑、调峰调频、跟踪曲线、需求侧响应、新能源消纳接入等多个方面保障电网安全。第二，超大城市以及一线城市供电压力增大，尤其是北上广深部分机组退役的地区，新增供电容量和电网改造存在困难。第三，电网公司综合能源服务转型，国网目前在河南、湖南以及江苏都开展了储能电站工程示范项目，后期浙江和甘肃也会有相应规划项目。对于电网来说，部分变电站早期规划有闲置土地，可就近建设储能电站就近接入电网。2019 年，电网企业还将规划建设更多储能项目。

　电网侧储能项目前商业模式主要有以下三种。一是经营性租赁模式，该模式中，储能由电网公司租赁，租赁费由储能电站和电网公司协商确定。二是合同能源管理模式，该模式主要参照各地电力辅助服务政策及峰谷电价政策制定服务价格。三是电网公司全资建设管理模式，该模式中储能投资纳入电网输配电价。

　技术方面，目前电网侧储能主要采用“分布式布置、模块化设计、标准化接入、集中式调控”技术方案，利用空余场地和间

　 第 19 页 共 38 页 隔建设电站，这些示范工程单站规模小、接入电压等级低。电网侧储能现阶段需要面临的问题是：储能电站现场建设及运维规范的短缺、分布式储能系统调控和聚合关键技术研究、电网侧分布式储能规范与标准的制定。此外，电网侧储能商业模式也有待进一步创新。

　江苏省作为用能大省，电网侧储能发展迅猛

　江苏是火电大省，压减火电一直是一项重要任务。压减火电减少了化石燃料的消耗，但也影响了电力系统的调节能力。作为一个典型的受端电网，江苏有很大的调峰压力。因此，当火电退役，气电调峰不足，提高电力系统灵活性的重任自然就交给了储能。另外，江苏本身也一直对储能颇为支持。2017 年，国网江苏省电力公司发布了《客户侧储能系统并网管理规定》(试行)，规范用户侧储能项目并网。2018 年江苏省发改委发文，提出对储能项目分级分类协调管理，将一定规模以上的用户侧和电网侧储能纳入地区配电网规划和省级电网规划。2018 年，江苏省已投运101MW/202MWh。

　其他省份，河南省已投运 100MW/200MWh 以及湖南省即将投运的 60MW/120MWh，均为磷酸铁锂电池储能电站。青海电力公司主导实施的 16MW/64MWh 也在 2018 年 7 月开工。这些项目都集中在电网的输配电环节，用于提升电力系统灵活性，这是电网公司的非竞争业务领域。

　6.3 储能在用户侧

　 第 20 页 共 38 页 用户侧储能占全部应用规模的 27%，其中工商业削峰填谷占用户侧储能的 73%，是目前中国唯一进入商业化运行的电池储能领域。用户侧储能主要集中在华东、华南，项目主要通过峰谷电价差、降低需量电费、微网稳定运行等来获取一定收益。与商业和居民用电负荷相比, 工业用户更具备储能建设条件，符合以下条件的工业用户最适合配备储能：1、工业用户具有较大的日用电量；2、电价高峰时段（白天）用电负荷大，电价低谷时段（深夜）用电负荷少；3、电价低谷时段，用户变压器存在一定的富余容量。

　目前，工商业用户侧储能的项目内部收益率大概也在5%-8%之间，投资回报收益率还不能满足资本要求，所以投资者仍在观望。另外，峰谷差价是计划产物，只能用于目前储能装备定价参考；且峰谷差价套利不具有无限放大性和长期可持续性。

　北京蓝景丽家用户侧商业综合体智慧能源储能电站位于北京市海淀区北三环，是全国首个应用于用户侧大型商业综合体的商业化储能电站。项目总规模为 1MW/5MWh，其中首期投运规模为 500KW/2.5MWH，项目总占地 170 平米，电站预期使用寿命为 10 年。项目实现了家居商场容量电费管理和电量电费的管理，解决了家居商城线路无法扩容改造，以及电动汽车充电接入带来的冲击电网的痛点，实现削峰填谷智慧储能服务，同时还可参与电力需求侧响应。

　 第 21 页 共 38 页 由于工商业电价峰谷差较大，江苏省用户侧储能项目数量排全国第一。为了支持储能产业发展，国网江苏省电力公司在2017 年发布了《客户侧储能系统并网管理规定（试行）》，为用户侧储能接入电网创造条件。今年 6 月，江苏省发改委发布《关于转发<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>的通知》，提出对储能项目简化项目审批手续、加强规划统筹发展和分级分类协调管理。

　七、分析总结 从储能的应用场景来看，电网侧储能、发电侧储能、微电网系统、电力辅助服务、用户侧储能、光储充电站、通信储能、应急电源、家庭储能都将得到大力发展。当前，我国储能产业从项目设计、项目规划、项目建设、系统优化、项目运行、项目运维都积累了丰富的数据与经验，为今后储能技术大规模应用奠定了扎实基础。

　但储能发展也面临着诸多挑战，目前储能成本高、储能电站盈利性不明显、融资较难都是储能产业发展的几大痛点。从产品本身来说，储能市场迫切需要低成本的、安全可靠的储能电池，目前储能系统技术在系统成本、转换效率、寿命、安全性以及运维和回收等问题上还有待进一步创新。从外部环境来看，储能的政策体系和价格机制还不完善，参与电力市场的机制不健全，储能系统的独立性价值还难以发挥。

　 第 22 页 共 38 页 随着储能应用的深入，各类企业的多方参与，储能市场已经基本形成了设备供应商、储能系统集成商和项目总包商分工合作共同开拓市场、实施项目的格局。不过，储能行业也正在变得“拥挤”。动力电池产能的过剩使得企业希望将储能发展成为电池的重要应用领域，光伏政策的变动让不少光伏企业把目光投向储能。想进入储能领域的公司越来越多了。尽管储能规模在显著增长，竞争仍然十分激烈。

　 第 23 页 共 38 页

　第二部分 储能行业相关企业

　本部分列举 3 个储能行业比较有代表性的企业，简要分析下企业的业务、优势及案例，公司可对照自己的资源优势，选择相应的案例进行深入分析及调研，发展具有公司自己优势、特点的储能业务。

　一、天合光能

　天合光能股份有限公司是全球最大的光伏组件供应商和领先的太阳能光伏整体解决方案提供商，1997 年创立于江苏常州,2006 年在美国纽交所上市。截至 2017 年底，天合光能光伏组件累计出货量全球排名第一。在储能业务,天合在海外，包括欧洲、日本、澳大利亚等国家已经启动智慧储能系统。现在已经有 2500 个储能系统联结在该公司网上。

　案例 1、天合光能马尔代夫 27 岛微电网群项目 天合光能依据不同用电需求和既有用电结构，为当地的岛屿群定制了光伏+储能+柴发的微电网群解决方案，项目含 4.6MW 光伏组件、4.97MWh 储能系统和 6MW 柴油发电机，是全球最大的岛屿微电网群项目之一。这个解决方案减少了柴油发电的不稳定性对当地居民用电的影响，解决了当地一万一千多居民的用电需求，每年节省柴油 5000多升，相当于减排二氧化碳 12.5 吨。

　2、天合光能工商业项目 地点：酒泉人防项目建设办公室；系统规模：753kw 光伏+170kwh

　 第 24 页 共 38 页 储能；可节约 105 万度/年。

　3、天合光能微电网项目：地点：江苏常州；类型为：光伏+储能+柴油机；储能系统容量：100kw/200kwh。

　4、天合光能储能调频系统案例 煤电机组：2*300MW ；容量：9MW/4.5MWh

　建设周期：3 个月；总投资：3680 万元，运行效果：Kpd 值可提高到 5.2 左右

　 5、天合光能储能调峰系统

　 第 25 页 共 38 页 规模/容量：5MW/10MWH 接入电压等级：10KV。

　设备包括：1、储能电池；2、储能变流器；3、变压器；4、高低压成套设备；5、二次保护设备。

　二、阳光电源 阳光电源股份有限公司是一家专注于太阳能、风能、储能、电动汽车等新能源电源设备的研发、生产、销售和服务的国家重点高新技术企业，中国目前最大的光伏逆变器制造商、国内领先的风能变流器企业，也是我国新能源行业为数极少的掌握多项核心技术、并拥有完全自主知识产权的企业之一。2011 年 11 月，阳光电源在深交所挂牌上市（股票代码：300274），成为中国可再生能源电源行业首家上市公司。

　该公司目前储能市场主要在美、德、日、韩国等海外高端市场，海外市场已经是相对成熟的发电侧市场需求，未来随着国内市场从调频调峰等功率型市场向发电侧市场的转变，国内市场需求也会越来越大。针对未来国内外需求的增长，在储能业务战略上做了针对性的调整，国外市场借助品牌优势、产品优势、管理优势，将继续推进三元锂电的产品路线，国内市场则主要考虑采用性价比更具优势的磷酸铁锂的产品路线，形成互补。光伏储能深度融合是光伏发电必然趋势，从 10 多年前就开始做一些离网储能系统的项目，2014 年成立储能合资公司正式布局储能业务，目前已经在全球各主流储能市场均实现批量发货，积累了丰富的项目经验。

　 第 26 页 共 38 页 1 1 ）阳光电源储能业务 1、传统电站辅助调频 PowerMark 智慧能源解决方案 面向传统电站，解决由于调频响应速度慢、响应时间滞后无法满足调频需求的问题；可提高传统电厂二次调频能力，增加电网频率稳定性，大幅提高电厂收益。

　2、储能调峰 PowerMark 智慧能源解决方案 面向电网公司，解决电力高峰期的大量短时的电力需求，通过储能电站可以快速提供突发大量功率需求，满足电力用户需求，同时向电网提供调压和黑启动服务，增加电网稳定性和调度的可规划性。

　3、用户侧储能 PowerMark 智慧能源解决方案 面向事业单位、工业园区、商务写字楼等用电负荷较大和峰谷差大地区的客户，为客户解决延缓配电系统扩容、降低需量电费、平滑负荷、应急供电等需求。

　4、分布式能源 PowerMark 智慧能源解决方案 面向工业园区、商业中心、公交车站、高速服务区等客户，为其量身定制涵盖分布式光伏、分散式风电等 100%清洁能源利用的整体解决方案。

　5、智能微网 PowerMark 智慧能源解决方案 面向独立微电网（无电区域、海岛），并网型微电网（自发自用开发区、多能互补、医院、军事设施、工业园）等应用场景。依托分布式能源、能源管理系统等核心产品，结合光伏、风电、储能系统应用开发建设经验，立足园区内能源供需平衡，为客户提供一套能源自

　 第 27 页 共 38 页 给自足、安全高效、智慧运行的智慧能源解决方案。

　6、PowerMark 综合能源服务平台 利用能源物联网技术实现分布式能源、储能、电动车及充电桩、负荷等管理和运营实现能源综合协调化及可视化、精细化管理的综合能源服务平台 2) 应用案例

　1、储能削峰填谷项目：江苏淮安 3MW/12MWh 2、多能互补即调频调峰项目：青海共和光伏产业园 10MW/5.5MWh 3、储能调频项目：山东兆关 9MW/5.5MWh 4、光储柴微电网项目：西藏尼玛 9MW/30MWh 5、调频项目：德国 1.5MW/1.6MWh 6、光储柴微电网项目：西藏双湖 9MW/23.5MWh 7、微电网项目：巴哈马 500kw/1.37MWh 8、调峰项目：美国密苏里 1MW/2.2MWh 9、微电网项目：澳大利亚 500kw/755kWh 三、上海采日能源科技

　采日能源成立于 2017 年，是一家专业的储能产品制造商、储能系统集成商、储能电站投资及运营商，目前拥有包括电池管理系统、能量管理系统、储能双向变流器及电池 PACK 的整套设计、研发、制造能力。

　为积极响应“一带一路”倡议，坚持“走出去”发展战略，该公司目前拥有全球化的销售网络和完善的产品链，产品服务于

　 第 28 页 共 38 页 一体。从 5 千瓦储能逆变器至 500 千瓦 PCS，从家庭储能单体电池模块、工商业级储能系统，到兆瓦级大型集装箱系统，产品技术成熟稳定、产品种类丰富多样，且相关产品均已获得 UN38.3、CE、TUV 等安全和电性能认证；业务范围涵盖智能电网、新能源电站、工商业及家庭用户。

　1) 业务介绍 1、新能源辅助服务储能解决方案 在新能源电站应用储能技术，切实解决弃光弃风问题，促进可再生能源消纳，实现平滑功率波动、削峰填谷、调频调压，是实现可再生能源大规模接入电网的重要手段 特点：

　 不仅用来解决新能源限发，还可用来给电网提供辅助服务，如调频、调峰、削峰填谷等  发电场地和储能场地分开建设，新能源和储能相互关联性少，便于运行控制  储能电站相对独立，在新能源电站限发解除的情况下，储能电站可以做发电侧的削峰填谷及调频调峰电站使用 2、集控链储能系统解决方案 我国动力电池退役将逐渐成规模，针对于梯次电池的利用，推出了集控链储能系统解决方案，每一支路电池智能控制器（双向隔离DC/DC）对接一组梯次电池 PACK，对 BMS 的安全冗余设计，对梯次电池的健康状态进行快速判定，主动防护，通过获取的 BMS 信息、电池

　 第 29 页 共 38 页 信息和智能控制器及 PCS 自身信息的分析，达到充电过程的绝对安全可靠；实时对充电数据进行分析，对历史数据进行追溯，综合 SOC、SOH、电池温度、电池电压、最大单体压差等多未读因素，对电池进行智能充电，解决梯次电池因一致性差、SOC 估算不准等带来的安全隐患问题。

　3、光储充系统解决方案 光伏、储能和充电设施形成了一个光储充微网系统，整个系统与公共电网智能互动，并可实现并网、离网两种不同运行模式，既为电动车提供绿色电能，又实现电力削峰填谷辅助服务功能，极大提高整个系统的经济性。

　特点：

　 可根据需要与公共电网灵活互动且相对独立运行  新能源发电自发自用，极大缓解了充电桩对配电网的冲击  避免因电动车数量增加而造成的输配升级困扰，节约输配电设备扩容费用  提高园区供电多样性及可靠性，降低能量转换级数，提高转换效率 4、智能微电网解决方案 大电网的“蓄水池”，电动汽车的“加油站”。微电网储能系统结合分布式光伏、智慧储能、电动汽车充放电、电热转换等多能源交互管理，形成一个可以实现自我控制、保护和管理的高度自治系统，具备高度信息化、自动化、互动化特征。通过和电网端双向能源交互，

　 第 30 页 共 38 页 可更好保障电网安全、可靠、经济、高效运行。

　2 2 ）案例

　1、办公园区光储充项目 地点：上海，年份：2018 年，装机：500kw/1MWh

　项 目 介 绍 ：

　采 用 光 伏 + 储 能 + 充 电 桩 项 目 , 由 5kw 光 伏+500kw/1MWh+600kw 充电桩组成，顺应国家城市交通电动化号召，满足电动物流车公司 100 台电动物流车快速充电需求而建设的柔性快速充电桩。

　2、安徽赛沃电气 100kw/300kwh 项目，安徽宿州，年份：2018 项目介绍：位于宿州鸿正服饰厂，结合已有光伏项目，平滑光伏输出；利用夜间谷时电价充电，白天峰时放电，通过峰谷差价套利；综合地方煤改电以供蒸汽。

　3、上海车检所风光储气微电网项目，100kw/300kwh，年份：2019 年 为上海车检所提供 100kw/300kwh 储能系统，该系统接入本地能源管理系统，与车检所内分布式光伏、风机、天然气构成风光储气一体化微电网，该储能系统的集装箱定制化开发.

　 第 31 页 共 38 页 第三部分

　公司储能业务开展及战略定位

　 一、组建公司储能项目市场开发小组 组长：

　组员：

　任务：

　1、完成市场调研，考察相关优质储能项目 2、结合公司央企背景以及公司现有优势，确定重点发展业务方向 3、寻找相关合作方 4、打造具有市场竞争力的产品，或者开展储能 EPC 总承包业务，打造示范项目，开展储能产品销售、售后服务及运维，以及相关联的业务 5、寻找优质项目资源，争取尽快拿到第一个项目，打造出一个示范案例 二、当前公司储能业务初步发展方向及思路 储能项目不可能单独存在，必须协同其他设备供应商，如内燃机、航改机、热泵、光伏、风机等主机设备商，共同寻找客户，共同提出解决客户难题，满足客户切实需求的方案。当前公司在重型燃机、航改机、内燃机等燃气发电的装机位列全国第一，是名副其实的气电装机老大，我国当前天燃气价格高，严重依赖国外进口的资源禀赋短期无法改变，燃气发电厂对补贴的依赖十分严重，这种发展很难有可持续性。创新发展模式，刻不容缓。将燃机与储能结合是一个方向。

　 第 32 页 共 38 页 方案 1 航改机+ 空 气源热泵+ 储能设备 依托航改机，在设备销售的同时配套储能及热泵设备打开北方集中供热、供蒸汽的市场。将热泵销售商、航改机销售商以及储能设备供应商组成利益共同体，寻找可以不依赖补贴就可以盈利的优质项目。

　特点：

　1、GE 享誉全球的品牌影响力，航改机的稳定性能，快速启停、快速满负荷、配置余热锅炉可实现热电比的灵活控制，为工业园区提供优质蒸汽。

　2、利用空气源热泵回收联合循环发电后余热锅炉 120℃的尾气(此部分为天然气总热值的 16%)，空气源热泵采用集装箱模式，利用该尾气使得热泵保持较好的温度环境，在北方寒冷天气也可使热泵维持cop=4 以上(一般 cop=2)，一份电产生四份热，大大提高北方集中供热的能源利用效率，节约了陈本。

　3、热泵需要消耗较大的电力，正好可由航改机来提供；其余电力由工业园区自行消纳，消纳不了的可由储能设备存储。

　4、电力负荷较低时，储能设备消纳航改机负荷，在电力需求负荷较高时，储能设备再给热泵供电。整个过程确保不上网，电力消纳维持自给自足。

　5、由于热泵设备充分吸收了航改机排放的尾气，再加上储能设备灵活调节电能的输出及储存，设备成本增加了，但整个项目的盈利能力大大增强，可以做到不依赖于政府补贴即可盈利。

　 第 33 页 共 38 页 6、由于当前电化学储能设备的投资成本较高，普遍在 100-200 万/MWH ，单台航改机功率较大，假如项目自行消纳电力能力较强，储能设备配置可小点，投资成本低些。储能设备在此类案例中的示范意义较大。

　方案 2 储能设备+ 燃气锅炉+ 空气源热泵 此方案不需发电设备，寻找已经开发的燃气锅炉供热项目，或者即将开发的楼盘、商业圈、医院、学校等。此方案主要针对北方集中供热项目，由于储能成本相对较高，寻求建设示范性项目，公司可以做 EPC 总承包。

　特点 1、北方地区煤改电，煤改气工程推进遇到困难 2、空气源热泵厂商提供设备，充分吸收燃气锅炉尾气余热，将热泵COP 维持在较高水平，提高能源利用效率 3、储能设备在谷电时储电，在峰电时放电给空气源热泵，结合当地的峰谷电价，寻找最佳的运行方式，将供能成本降到最低 方案 3 内燃机+ 热泵+ 储能 北方清洁供热需求较大，可在工厂、工业园区市场寻找突破扣，同时也可在集中供热小区推广。此类项目示范意义较大，经济效益需根据具体项目详细测算。

　进展：正在跟踪山东华丰动力股份有限公司厂区集中供热改造，该企业提供自己市场的内燃机，结合热泵+储能，进行改造。

　 第 34 页 共 38 页 方案 4

　储能设备打入数据中心项目 近年来，互联网技术的、突飞猛进，带动我国数据中心的数量爆发增长，数据中心耗能也随之显著增多。2016 年耗电是 1100 亿千瓦时，已经占到了整个国民用电的 2%左右，2017 年中国数据中心总耗电量达到 1200-1300 亿千瓦时，而未来更是处于快速激增的状态。在降低能耗以及减少碳排放的责任下，目前众多知名数据中心开始追求100%可再生能源供电目标。数据中心是信息处理中枢神经，必须保证用电的安全性和连续性，不能轻易断电，而通过安装储能设备既可以保障电力供应，又可以利用峰谷价差，通过谷时充电维持白天峰时放电，有效减少数据中心电费开支，储能在数据中心领域就存在着巨大的潜在市场。

　进展：正在跟踪上海浦东某将要建设的数据中心，推动该数据中心使用 GE 航改机，并配置储能设备 方案 5

　储能用到微电网、分布式光伏、分散式风电、调频、调峰等 此方案与上述天合光能、阳光电源的业务较为重合，竞争压力较大，可以寻找公司内部项目，或者对央企具有优惠政策、友好准入的项目。

　例如火电调频辅助服务领域，目前很多电厂处于被罚款，收入赤字状态，而通过配置储能可以帮助电厂从 AGC 辅助服务补偿中获得较好的经济收益，实现扭亏转盈；同时储能企业也可以从中获取良好收益，缩短项目投资回报期。可以寻找公司内部火电厂开展业务。

　在合适工业园区，厂区，布局光储充一体化项目，可先寻找公司

　 第 35 页 共 38 页 内部资源，做示范项目。

　储能结合可在生能源及风电，寻找公司福新能源公司相关项目进行合作，目前正在跟踪。

　方案 6

　通讯铁塔储能 中国铁塔全国基站电池总量超过 40GWh。到 2020 年累计退役动力电池 13.79GWh，中国铁塔的需求可以消化 1000 万辆新能源汽车，其在动力电池梯级利用上有天然优势，通信基站是梯级电池的理想应用场景。中国铁塔在动力电池梯级利用试点运行近 2 年，梯级电池运行状况良好。截至目前，中国铁塔梯次利用以电池厂重组的梯次电池产品为主，累计使用梯次电池共计 800MWh，合计 1 万吨，约合 30万组，供 5 万基站使用。

　5G 的通信战争已经开始，中国铁塔与华为近日共同宣布完成创新 5G 能源方案联合测试，通过智能锂电池混搭旧铅酸电池储能设备，以及智能削峰填谷等技术，实现通信基站低成本高效部署、价值投资最大。

　通讯铁塔储能设备需求量极大，正在持续跟踪。

　发展方向思路总结：

　储能的发展受国家政策鼓励，但是没有相关补贴政策出台。当前储能的成本依旧较高，1MWh 的容量总价为 150-200 万元，项目回收期较长，然而电池寿命有限。也就要求项目必须具有高利润、高回收期的特点。或者做相关的示范性项目，结合智能微网、分布式能源、

　 第 36 页 共 38 页 多能互补、智慧能源、泛在电力网等新概念。

　 第 37 页 共 38 页 附件

　 第 38 页 共 38 页 2018 年 7 月 2 日， 我国不同地区省份的峰谷平分时电价不同，同一省份不同接入电压等级的峰谷电价也不同。

　下表以 10KV 接入电压等级为例：

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