储能深度报告：经济性初具，等政策风来，待模式演进

　　电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性初具

　　储能深刻地改变了电力的生产和消费方式，具备广阔的市场空间。众多储能技术路线中，电化学储能是储能的发展方向，而其中锂电池路线更为主流。随着电池成本和BOS成本的快速下降，电化学储能经济性拐点开始出现，未来潜在市场空间广阔。据CNESA预测，2023年国内电化学储能累计规模达到19.3GW。据彭博新能源财经（BNEF）预测，到2040年，全球储能项目累计装机规模将达到1095GW/2850GWh，对应投资规模6620亿美元。

　　储能应用场景：多方探索，全面开花

　　储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、调峰、调频、其他辅助服务、峰谷套利、需求侧响应等多种用途。电力系统中，各方对于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态，包括新能源电站业主、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。

　　成本快速下降、经济性凸显，储能风口将至

　　过去几年中，由于新能源汽车产业的快速发展，带动了锂电池产业链的成熟，锂电池价格下降较快，锂电池成本以每年20%-30%的速度在降低。另一方面，储能的应用场景和商业模式在不断拓展。据宁德时代计算，到2020年储能度电成本（LCOE）有望降至0.25元/KWh以下，电化学储能在不需要任何补贴的情况下已经初步具备经济性。

　　发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟

　　海外市场由于电力市场化更加成熟，储能的应用更广，随着成本的快速下降，未来将是储能市场增长的主要贡献力量。储能企业近期也在海外接连斩获大单，如宁德时代与Powin Energy签订1.85GWh储能电芯供货合同、阳光电源功签约马萨诸塞州15MW/32MWh储能项目。国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑的背景下，短期内从量的增速看，可能不会十分乐观，但随着政策成熟、电力市场化改革推进、商业模式探索完善以及成本下降，国内储能市场终将发展成熟，未来前景十分乐观。

　　投资建议：

　　（1）推荐拥有成熟储能系统解决方案的龙头厂商，如阳光电源、比亚迪、科士达（与宁德时代合资公司）等。（2）储能广阔的市场空间，未来将对锂电池需求产生极大的拉动，推荐锂电池龙头宁德时代和锂产品龙头天齐锂业、赣锋锂业。

　　风险提示：政策推进低于预期；储能成本下降低于预期，市场主题参与度低于预期

　　1、 电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性拐点出现

　　1.1、 储能深刻地改变了电力的生产、消费方式

　　储能即能量的存储。指通过特定的装置或物理介质将能量存储起来以便在需要时利用。根据能量存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。从能量释放的方式看，除热储能外，大部分储能最终以电能形式释放。

　　储能深刻地改变了电力的生产、消费方式。电力作为一种特殊的商品，本身无法直接储存，发电、输电、配电、用电同步进行，做到实时平衡，没有中间的存储环节。储能的出现和广泛应用，实现了电能在时间上的转移，从而深刻地改变了电力的生产、消费方式，是电力市场的一次革命性突破。

　　不同储能技术成熟度与成本差异较大。抽水蓄能目前商业化应用最为成熟，作为调峰、调频和备用电源广泛应用于电网侧，主要优点是技术成熟度高、功率和容量较大、成本低，但主要缺点在于受地形制约较大、能量密度较低、总投资较高、投资回收期较长等。以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段，成本仍具备较大下降空间。合成天然气、氢能、压缩空气储能、超导储能、超级电容储能、飞轮储能等仍处于研发阶段。

　　1.2、 电化学储能是发展方向，锂电池路线是主流

　　电化学储能是发展方向，发展前景广阔。电化学储能指的是以锂电池为代表的各类二次电池储能。相比抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活运用于发电侧、输配电侧和用电侧。相比电磁储能，电化学储能的技术更为成熟、成本更低，商业化应用范围更广。同时，随着近年来成本的快速下降、商业化应用逐渐成熟，电化学储能的优势愈发明显，开始逐渐成为储能新增装机的主流，且未来仍有较大的成本下降空间，发展前景广阔。

　　电化学储能近年来发展迅速，整体占比仍然较低。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2018年底，全球累计已投运储能项目181GW，同比增长3.19%，其中电化学储能累计装机6.625GW，同比增长126.4%，截至2018年底电化学储能占全部储能累计装机的3.7%，是抽水蓄能以外累计装机规模最大的技术路线。

　　锂电池是最主流电化学储能技术路线。各类电化学储能技术中，锂离子电池累计规模最大，是最主流的电化学储能技术路线。根据CNESA数据，截至2018年底，全球锂电池储能累计装机5.71GW，占电化学储能累计装机的86.3%。锂电池在储能的应用上，以磷酸铁锂电池为主流。

　　1.3、 经济性拐点开始出现，电化学储能兴起

　　动力电池产业链成熟，带动锂电池价格快速下降。随着新能源汽车的发展，动力电池产业链也逐渐成熟，动力电池企业产能不断扩张，一定程度上出现了产能过剩，带动锂电池价格不断下降。2010-2018年，锂电池PACK价格由1160美元/kWh下降至176美元/kWh（约1.2元/Wh），降幅达85%。展望未来，锂电池特别是磷酸铁锂电池产能压力继续存在，价格具备进一步下行空间。

　　系统成本不断下降，储能经济性拐点开始出现。除电池成本外，由BMS（电池管理系统）、PCS（储能变流器）和施工成本构成的BOS成本也在快速下降。根据麦肯锡数据，2012年至2017年，储能系统中电池以外的成本（BOS成本）由1500美元/MWh下降至351美元/MWh，平均每年降幅超过25%。

　　业内一般认为，1.5元/wh的系统成本是储能经济性的拐点，特别是对于能量型的应用如峰谷套利、新能源配套等。由于电池成本和BOS成本的不断下降，储能系统成本已经突破这一成本线，经济性拐点已经开始出现。

　　据CNESA预测，到2019年底，中国电化学储能累计装机1.89GW，2020年底累计装机2.83GW，到2023年底累计装机19.3GW。根据BNEF的预测，到2040年，全球储能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近1095GW/2850GWh，对应投资6620亿美元。我们认为，抽水蓄能以外的电力储能，特别是容量型储能，未来将以电化学储能为主。

　　2、 储能的应用场景：多方探索，全面开花

　　储能可以全面应用于电力系统。储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、调峰、调频、其他辅助服务、峰谷套利、需求侧响应等多种用途。

　　电力系统中，各方对于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态，包括新能源电站业主、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。

　　2.1、 发电侧储能：主要用于新能源配套、火电联合调频

　　2.1.1、 与新能源发电配套

　　新能源装机的快速增长带来严重的消纳问题。以光伏、风电为代表的新能源装机快速增长。截至2019年上半年，我国光伏累计装机达185.59GW，风电累计装机达193GW。但是光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，属于不稳定出力的电源，因此装机占比或发电占比达到一定程度时，会对电网的稳定性带来挑战。电网为避免不稳定会限制部分新能源的出力，从而引发了弃风、弃光现象。

　　消纳问题在一定程度上影响了新能源的发展。由于消纳问题的存在，如果不配套储能，光伏、风电达到一定渗透率时将失去继续发展的条件。国家能源局发布的最新预警结果显示，风电红色预警区域包括新疆（含兵团）、甘肃地区，光伏红色预警区域为新疆、甘肃、西藏等地区。根据能源局政策，红色预警区域在预警解除前，暂停相应光伏、风电项目的开发建设，橙色预警区域当年暂停新增光伏、风电项目。而在海外的日本、印度等市场，消纳问题给光伏、风电带来的负面影响也逐渐开始显现。

　　高可再生能源渗透率离不开储能。由于风电、光伏等新能源具有波动性、间歇性、不可预测性等特点，因此新能源渗透率发展到一定程度时，必然会引起限电现象，只有配合储能的应用才能更好地消纳和平滑波动，实现更高的新能源渗透率。

　　储能配合新能源已有大量成熟案例。我国首个风光储输示范工程位于河北省张家口市北部，于2011年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳问题。近年来，还有青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。

　　2.1.2、 火电联合调频

　　储能在发电侧的另一大应用是与火电机组联合参与电网调频等辅助服务，获得相应的调频补偿收益。

　　保持电力的输出与负荷端的实时平衡是电网重要的任务。频率表示交流电网中每秒钟电流方向变化的次数，经过漫长的产业演进，各国电力系统基本确定50Hz或60Hz作为频率标准（我国为50Hz）。电网是实施平衡的，对于交流电网来说，稳定的频率是电网稳定的重要指标之一，发电小于用电会导致频率上升，反之亦然。

　　火电厂是调频市场最重要的参与者，新能源增长提升调频需求。全球范围内，火电仍是主要的电力供应来源，因此火电厂也是目前调频市场最重要的参与者。而随着新能源的发展，电力系统的调频需求也在不断增长。一方面，以风电、光伏为主的新能源出力波动较大，增加了对于调频的需求。另一方面，新能源渗透率的提升挤压了传统火电的空间，进而影响了电网整体的调频能力。

　　储能调频的效果优于火电。火电机组由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成，系统惯性大，调频效果也较差，具体表现为调节延迟、调节偏差(超调和欠调)、调节反向、单向调节、AGC补偿效果差等现象。而储能系统的调频效果更好，表现为响应速度更快（几十至几百毫秒）、调节精度更高（99%）。火电厂在使用储能调频后，可以有效提升调频效果，增加调频收益。

　　储能调频目前以独立运营商为主。目前储能参与火电调频，一般由独立运营商来负责投资和运营，火电厂负责提供场地和接入，双方按照商定的比例对调频收益进行分成。储能系统配置方面，一般功率配置为火电机组额定功率的3%，容量一般按半小时配置。

　　2.2、 输、配电侧储能：辅助服务为主

　　由于在国内输配电业务的主体主要是电网公司，因此也被称为电网侧储能。电网侧储能的应用场景较为单一，主要以辅助服务为主。储能用于电网侧，还可以有效节约电网投资、延缓电网扩容，但价值相对难以衡量。

　　2.2.1、 辅助服务

　　电力市场的辅助服务，是指维护电力系统安全运行、保证电能质量的服务，包括调峰、调频、调压和备用等。辅助服务的供给方包括有调节能力的发电方（如火电、水电等）、有调节能力的需求方（需求侧响应）以及储能电站。辅助服务的需求方是整个电力系统，是一种公共产品。在实际运行中，辅助服务的成本有不同的分摊方式，有的由发电方承担（中国、阿根廷），有的由用电方承担（美国PJM、欧洲部分国家），有的由发电方和用电方共同承担（澳大利亚）。

　　新能源发展与火电机组退役关停推升对调峰调频等辅助服务的需求。随着能源清洁化的发展，光伏、风电等新能源逐渐成为新增装机的主力军，这些能源由于波动性较强，推升了电网对于调峰调频等辅助服务的需求。另一方面，随着老旧火电机组或小火电的退役关停，电网辅助服务水平是在下降的。中国2017年火电退役关停容量929万千瓦，预计在2035年将迎来一次火电机组退役潮，将有一半以上的火电机组面临退役。美国过去十年有17%的燃煤机组退役，是电站退役的主力军。

　　2.2.2、 节约电网投资

　　传统电网面临投资成本较高、利用率较低的问题。传统的电网设计和建造遵循最大负荷法，即新建或增容改造时，变压器、开关设备、电缆等设备的选型必须考虑最大负荷，，即使该负荷出现的几率较小、持续时间较短，由此也带来了电网投资成本过高、资产利用率较低。

　　储能可以有效节约电网投资（节约新建投资或延缓配网扩容）。电网侧储能的出现，打破了原有的最大符合法的设计原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可以有效节约电网的投资成本，并提升电网资产利用率。据平高电气测算，额定能量1.5万千瓦的10千伏配电线路，假设线路最小容量裕度已达到3%，考虑负荷年增长率2%，若增配0.3万千瓦储能设备，可将馈线改造扩容时限推迟三年。

　　2.3、 用户侧储能：峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务是补充

　　2.3.1、 峰谷套利是当前用户侧储能最主要的盈利模式

　　峰谷套利，即利用电力价格峰谷价差，储能系统在谷电电价时段从电网充电，在峰电电价时段放电，从而降低用户用电的成本，并获取相应收益。我国大部分地区实施峰谷电价制度，白天用电高峰期电价较高，夜间用电低谷期电价较低，以鼓励缩小峰谷差维持电网平衡，

　　国内峰谷价差较大的省份的主要为北京、长三角、珠三角等地，其峰谷价差一般高于0.6元/kWh，也是国内用户侧储能发展较好的地区。

　　2.3.2、 节约基本电费与用户扩容是补充

　　节约基本电费可以作为用户侧储能的辅助盈利模式。在我国，大部分地区针对大工业用户适用两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费之外，还需要缴纳基本电费，基本电费是大工业用户所应缴纳的输配电费的一部分，用户可以自行选择是按变压器容量还是按最大需量来缴纳基本电费。

　　节约基本电费方面，储能适用于负荷尖峰明显且尖峰位于白天的电力用户，可以通过在低谷时段以低电价充电并在用电负荷较高时放电，从而削减负荷尖峰从而降低申报的最大需量，起到节约基本电费的作用。而对于负荷曲线比较平坦或者负荷曲线与正常情况相反的电力用户，则不适合通过安装储能节约基本电费。

　　大工业电力客户一般需要配置电压器，而变压器的额定容量是固定的，一旦后期用户负荷增长造成变压器满额运行，便需要进行变压器扩容，扩容费用一般较高，安装储能系统后，可以在尖峰时段放电降低用户的需求负荷，起到动态扩容的作用，从而节约变压器扩容的投资成本。

　　节约基本电费带来收益相对较小，无法成为独立的商业模式，只能作为峰谷套利的辅助盈利来源。变压器扩容的需求相对刚性，但整体市场偏小，且一般以电力用户自投为主。

　　2.3.3、 平滑负荷潜在空间广阔

　　对于用电负荷间歇性较强的场合，如新能源汽车充电桩、体育场等，配备储能系统可以在用电尖峰时刻放电，削减负荷的变化率，起到平滑负荷的作用。

　　以新能源充电为代表的平滑负荷需求较为刚性。随着新能源汽车的快速发展，相应的充电桩等基础设施必须跟上。而新能源汽车的集中充电会对电网造成较大冲击，而这也将成为新能源汽车充电桩发展的重要制约。因此，新能源汽车重点桩要发展，必须配合储能。另一方面，新能源汽车消费者对于电价的承受能力较高，充电运营商可以轻易将储能成本转嫁给消费者。即使充电费用中加上储能成本，新能源汽车的单位使用成本仍然远远低于燃油车。

　　2.3.4、 与分布式能源结合

　　在用户侧，储能可以与分布式光伏、分散式风电等分布式能源结合，形成分布式风光储系统，共同打造低成本、灵活可控的电能输出。主要应用场景包括工商业侧光储（风光储）一体化系统和户用侧“光伏+储能”系统。

　　3、 发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟

　　根据CNESA数据，截至2019年6月底，全球已投运电化学储能项目累计装机规模为181.8GW，其中电化学储能累计装机7.43GW，占比4.1%。电化学储能成为抽水蓄能以外规模最大的储能形式，但整体占比仍然偏小，未来发展空间广阔。

　　根据CNESA数据，2019年上半年，全球新投运电化学储能项目802.1MW，同比下降38.9%。其中，排名前五的国家为美国（197.1MW）、英国（126.7MW）、中国（116.9MW）、澳大利亚（116.2MW）、阿联酋（108MW）等。相比而言，海外市场由于电力市场化更加成熟，储能的应用更广，随着成本的快速下降，未来将是储能市场增长的主要贡献力量。储能企业近期也在海外接连斩获大单，如宁德时代与Powin Energy签订1.85GWh储能电芯供货合同、阳光电源功签约马萨诸塞州15MW/32MWh储能项目。国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑的背景下，短期内从量的增速看，可能不会十分乐观，但随着政策成熟、电力市场化改革推进、商业模式探索完善以及成本下降，国内储能市场终将发展成熟，未来前景十分乐观。

　　3.1、 海外：储能发展的热土

　　由于储能的发展与当地电网和电力市场的发展程度、当地经济增速密切相关，因此储能海外发展较好的国家和地区包括美国、欧洲、澳大利亚、韩国、日本等地。

　　3.1.1、 美国：政策支持+市场化需求双重驱动

　　截至2018年底，美国储能总并网量达23GW（含抽水蓄能），其中电化学储能并网量达1GW，占比4.3%。美国储能分为三类：户用储能、非户用储能（工商业）和电表前储能（发电和输配电侧），其中电表前储能占比较高，户用储能整体呈稳定增长趋势。

　　联邦层面，主要激励政策为投资税抵免（ITC）和加速折旧（MACRS）。与光伏类似，美国储能系统的激励政策包括投资税抵免（ITC）和加速折旧（MACRS），主要针对私营单位投资的储能系统。MACRS允许储能项目按5-7年的折旧期加速折旧。ITC政策最初针对光伏，2016年ESA向美国参议院提交S3159号提案，明确进储能技术都可以申请ITC，针对配套可再生能源充电比例75%以上的储能系统，按充电比例给予30%的投资税抵免，例如储能系统80%由可再生能源充电，则可以享受相当于系统成本24%（30%×80%）的税收抵免。

　　独立储能ITC政策有望出台。当前，美国业界正在促使美国政府出台针对储能的投资税抵免政策（ITC）。据Wood Mackenzie预计，如果独立的储能ITC政策出台，到2024年每年储能新增装机量将达到5.1GW，较基准预测值4.8GW增加300MW/年。

　　多个州出台储能激励政策，以加州最为突出。除联邦政策外，各州也针对储能出台了相应的激励政策，其中以加州最为突出。加州公用事业委员会（CPUC）自2001年开始启动自发电激励计划(Self-Generation Incentive Program，SGIP)，鼓励多种分布式能源，如光伏、风电等。自2011年起，储能被纳入SGIP计划支持范围，可获得2美元/W的补贴。此后，尽管SGIP政策经历了多次调整和修改，但对于推动加州分布式储能的发展，依然发挥了重要作用。此外，加州通过制定政策，引导公用事业公司（IOU）部署储能项目。2013年，加州公用事业委员会（CPUC）设置了储能采购框架，为加州三大IOU设定了到2020年部署1.3GW储能的目标。2016年，又在1.3GW目标基础上增加了500MW至1.8GW。预计各IOU将在规定的2024年期限之前就能完成目标，并且最终采购规模将超过此前制定的目标。

　　高电价导致户用“光伏+储能”性价比突出。美国居民电价显著高于工商业电价，非本土地区如阿拉斯加和夏威夷电价分别高达23.56和31.16美分/kWh。高电价地区的居民部署户用“光伏+储能”系统，可以有效降低用电成本。特斯拉和Sunrun等美国本土企业均推出了家用储能系统。

　　3.1.2、 欧洲：市场化动力充足

　　欧洲同样是储能发展的热土，以英国、德国、法国、意大利为代表的储能市场，发展较为完善，市场化动力充足。

　　英国：市场机制完善，储能充分参与各类辅助服务。过去两年里，英国储能市场发展较快，连续两年位居欧洲储能新增规模首位。2018年英国储能装机超过500MW。英国电力市场的机制较为完善，储能可以充分参与各类辅助服务。除了参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差和Triad (冬季调峰)等收益，部分电站的收益来源甚至高达十几种。

　　德国：户用储能市场发展成熟。德国是全球最成熟的户用储能市场，而户用储能是德国储能市场的主要构成部分，据CNESA预计，到2021年户用储能将接近德国储能总规模的50%。德国户用储能市场发展成熟的主要原因包括居民电价较高和政府补贴。德国复兴发展银行通过KfW275计划，为光伏用户配套储能提供补贴，推动德国居民自发自用，降低电费账单。截至2018年底，德国户用储能累计装机超过12万套，装机容量达到444MW/882MWh。其中，kfw补贴下的储能系统超过3万套，未补贴的超过9万套。

　　3.1.3、 澳大利亚：户用与商用储能为主

　　户用储能渗透率较高。澳大利亚分布式光伏较多，且整体电价较高，居民有动力将白天多余的光伏电力存储起来，供晚间使用，以节约电力成本。

　　大型项目助推。2017年12月，南澳大利亚州100MW/129MWh电池储能项目投运，是当时全球最大的储能项目Hornsdale Power Reserve。该项目产品由特斯拉提供，运营商是法国Neoen公司，主要用于调频及新能源消纳。该项目的背景是南澳大利亚州的大停电事件。澳大利亚政府向全球招标大规模储能项目，以解决电力系统稳定问题。2019年11月，Neoen宣布将该储能项目扩容50%。该项目主要通过调频和现货市场获取经济利益。

　　3.1.4、 韩国：火灾事故引发储能装机断崖式滑坡

　　2018年及以前，韩国储能发展较快。2018年韩国电化学储能新增装机约3GW，占全球新增的45%。

　　额外可再生能源证书（RECs）奖励等补贴政策推动储能快速发展。在韩国的可再生能源配额制中，储能地位颇高。2015年起，韩国开始为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励。2017年起，安装储能系统的光伏电站也可以获得额外奖励。配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。此外，韩国政府在岛屿储能、用户侧储能方面，都出台扶持政策。

　　火灾事故频发，引发储能新增装机滑坡。从2017年8月到2019年5月，韩国总共发生23起储能电站火灾，2018年11月一个月就发生四起火灾。韩国政府不得不在年底组建事故调查委员会彻查此事，韩国储能产业也陷入了半年的停滞时期。根据调查结果，23起火灾事故中，LG化学12起，三星SDI 8起，其他厂商3起；其中有14起发生在充电后，6起发生在充放电过程中，3起是在安装和施工途中发生火灾。据BNEF预计，2019年韩国新增储能装机约2GWh，同比下滑50%。

　　3.1.5、 日本：政府补贴与新能源消纳推储能发展

　　政府补贴推动用户侧储能快速发展。2014年，日本经济产业省（METI）出台针对储能的补贴政策（总预算100亿日元），针对装机1kWh以上的储能系统实施2/3的出装补贴（户用项目上限100万日元，商业项目上限1亿日元）。

　　新能源消纳压力带动储能刚需。日本国土面积狭小、能源对外依赖程度较高，福岛核电站事故后，日本大力推行补贴政策，鼓励新能源发展。新能源的快速发展，对日本电网构成一定冲击，也影响了新能源的消纳。另外，日本新能源发展较不平衡，北海道和东北地区风电较多，九州地区光伏较多，区域的不平衡进一步推升了对于储能的需求。一些地区电网收购要求光伏和风电项目必须配备储能以提升电网稳定性。北海道正在建设装机量240MW/720MWh的风电储能项目，项目建成后将成为世界最大的储能项目。

　　3.2、 国内：等政策风来，待模式演进

　　根据CNESA统计，截至2019年6月底，国内已投运储能项目累计规模31.4GW，其中电化学储能累计规模1.19GW，占比3.8%。2019年上半年国内新增电化学储能装机116.9MW，同比下降4.2%，环比2018年下半年下降79.2%。

　　3.2.1、 短期政策调整不改储能长期发展趋势

　　2019年是国内储能发展变革较大的一年。电网侧储能方面，随着发改委明确电网不得将储能纳入输配电价成本以及国家电网宣布严控电网投资，2018年开始兴起的电网侧储能开始步入低谷期。用户侧储能方面，工商业电价的连续下调使得峰谷价差也随之缩小，部分参与者对于储能峰谷套利的商业模式开始失去信心。

　　但短期的政策调整不改储能长期的发展趋势。一方面，储能在越过经济性拐点后，具备较大的吸引力。另一方面，由于新能源消纳等刚性需求的存在，储能发展前景依然广阔，市场各主体仍然保持积极探索的趋势。

　　未来国内储能市场的爆发，需要政策的进一步推动（包括储能的直接支持政策和电力市场化改革），同时，需要在现有商业模式的基础上不断探索和完善。

　　3.2.2、 等政策风来：政策细节完善，电改继续推进

　　储能的兴起依赖两类政策：一类是与储能直接相关的支持政策，一类是电力市场化改革政策。

　　国家层面政策：整体鼓励，细节缺失。2017年五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了十三五和十四五时期储能发展“两步走”的战略，是针对储能的重要政策。2019年针对该指导意见，进一步提出了细化的2019-2020行动计划，但整体仍属于指导意见，缺乏细节可执行的具体措施。

　　部分省市开始出台补贴政策。目前针对储能出台补贴政策的有合肥和苏州。合肥政策针对符合政策的光伏储能系统，按储能实际充电量给予1元/kWh的补贴。苏州针对工业园区的储能项目，按放电量补贴3年，补贴标准0.3元/kWh。

　　储能的发展离不开市场化的电力市场。国内市场，储能的发展受制于电力市场化程度，因此电力市场化改革深刻影响着储能的发展。目前国内电力市场化改革仍在进行中，现货市场、偏差考核、各类辅助服务市场尚未真正建立起来，一定程度上制约了储能商业模式的拓展和完善。未来一旦电改加速，储能的盈利边界将进一步拓展，从而行业迎来加速发展。

　　3.2.3、 待模式演进：盈利模式未来方向在于多样化

　　储能盈利模式的演进未来在于多样化，仅依赖单一模式可能无法实现既定的收益目标。

　　火电联合调频逐渐成为红海市场。原因：1、市场容量较小、2、短时间内快速放电，影响电池寿命，原测算的经济性无法达到。

　　储能与新能源配套存在较大的发展空间。目前，西部地区仍然存在消纳问题。2019年前三季度，风电、光伏弃电量分别为128.3、32.5亿kWh，主要集中在西部地区。但在中东部地区，新能源的消纳开始出现边际的变化，目前安徽、山东等地区已经开始鼓励风电、光伏项目自行配备适当比例的储能。按照中长期中国每年100GW以上新增光伏风电装机计算，假设按10%的容量配置储能，每年可带来10GW以上新增储能。

　　在电网侧，失去了电网作为投资主体，未来几年电网侧储能将受到重大影响。但长远来看，电网侧储能电网企业的退出，给了其他市场主体更多的机会。

　　2018年是电网侧储能突飞猛进之年。国内电网侧储能兴起的背景是中东部地区负荷不断增长带来的高峰时期电力缺口。2018年7月，101MW/202MWh的镇江电化学储能电站项目投运，这是我国首个真正意义上服务于电网的规模化独立运行的储能项目。随后，河南、湖南、甘肃等地的百MW级储能电站纷纷上马。2018年国内电网侧储能新增投运规模超过200MW。

　　发改委新政明确储能不纳入输配电成本。2019年5月，国家发改委正式印发《输配电定价成本监审办法》，明确抽水储能电站、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用，不得计入输配电价成本。

　　政策调整导致电网企业严控储能投资。2019年11月，国家电网发布《国家电网有限公司关于是进一步严格控制电网投资的通知》（826号文），明确提到“不得在投资计划外安排输变电资产租赁，不得已投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新项目开工，优化续建项目投资进度”。而南方电网随后也发布了《优化投资和成本管控措施（2019年版）》，提出“要强化电网投资全过程管控及投入产出机制建设，非管制业务要聚焦战略转型方向优化布局”。

　　一般工商业电价连续下降影响以峰谷套利为主的用户侧收益。2018年政府工作报告中提出一般工商业电价平均降低10%。2019年5月政府工作报告提出一般工商业电价再降10%的目标。一般工商业电价的不断下降也导致了峰谷价差的收敛，从而导致以峰谷套利模式为主的用户侧储能收益显著下降。

　　4、 电化学储能产业链成熟，未来成本仍有下降空间

　　4.1、 电化学储能产业链

　　电化学储能系统主要由电池（锂电池或其他电池）、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。电池是储能系统的最重要的构成部分。电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护和均衡监测。储能变流器（PCS）负责直流和交流的相互转换。能量管理系统（EMS）负责数据采集、网络监控、能量调度等。

　　由于新能源汽车的发展，锂电池和BMS逐渐发展成熟。而PCS属于成熟产品，与UPS、逆变器等产品技术同源。整体产业链发展成熟。

　　4.2、 成本仍有下降空间

　　电化学储能的投资成本主要包括电池、BMS、PCS、其他一二次设备、设计、土建施工、安装等，其中电池是成本的主要构成，一般占比40%-60%。

　　据BNEF预计，2018年储能系统成本为364美元/kWh，到2030年，储能系统成本有望降至165美元/kWh。而考虑循环寿命的提升，储能的度电成本下降更快。据宁德时代计算，到2020年储能的度电成本（LCOE）有望降至0.25元/KWh以下，电化学储能在不需要任何补贴的情况下已经初步具备经济性。

　　电池寿命特别是循环寿命对于储能度电成本至关重要。目前磷酸铁锂的循环寿命一般为2500-4000次。但寿命提升是储能发展的必然趋势。目前，宁德时代循环寿命10000次以上的磷酸铁锂电池已有小批量的投产，我们认为未来2-3年循环寿命8000次以上的储能电池将逐渐成为行业主流。

　　动力电池产业成熟推动锂电池价格持续下降。截至2018年底，国内动力电池产能超过206GWh，全年国内动力电池出货量仅为65.03GWh。从结构上看，随着新能源汽车应用上三元电池的优势逐步确立，磷酸铁锂电池产能过剩相对更为严重。动力电池产业链的成熟与产能过剩，未来将进一步推动锂电池价格持续下降。

　　退役动力电池的梯次利用可以进一步降低储能电池成本。我国新能源汽车市场自2014年开始爆发，按照4-6年的电池寿命，首批新能源汽车动力电池开始进入披量退役。预计到2020年将有超过20GWh的动力电池退役，而储能将成为退役动力电池的重要应用方向。

　　5、投资建议

　　（1）推荐拥有成熟储能系统解决方案的龙头厂商，如阳光电源、比亚迪、科士达（与宁德时代合资公司）。

　　（2）储能广阔的市场空间，未来将对锂电池需求产生极大的拉动，推荐锂电池龙头宁德时代和锂产品龙头天齐锂业、赣锋锂业。

　　6、风险提示

　　政策推进低于预期；储能成本下降低于预期；市场主体参与度低于预期。