(报告出品方/作者：川财证券，黄博、张天楠)

　　报告综述：

　　锂电池下游应用领域广泛，电力系统储能关注度高锂离子电池按照应用领域分类可分为消费、动力和储能电池。近年来，锂电池在储 能领域的应用受到广泛关注。在我们的第一篇储能系列深度报告《下游应用场景多 点开花，储能万亿级市场即将开启》中，我们对储能在可再生能源并网、电动车以 及 5G 基站备用电源三大应用场景下的储能新增装机需求进行了测算，2020-2025 年，全球磷酸铁锂储能系统新增市场空间合计超万亿。落实到实际应用场景中，储 能在电力系统中的大规模发展仍受到一些客观条件的限制，本报告将着重针对该问 题进行探讨。

　　国内电力系统储能缺乏顶层设计和合理商业模式，实际应用受限储能在电力系统中的应用价值目前已经得到广泛认可，产业各方对储能的前景都持 积极态度，储能成本业已逐年降低，但具体到储能应用来看，电力系统各类市场参 与主体加装储能的积极性仍旧不高。对于发电侧储能来说，风光新能源发电初步步 入平价，而加装储能将新增电站成本 7-15%，电站加装储能积极性受到抑制。电网 侧缺乏理清计价机制，补偿机制缺乏稳定性和可持续性。用户侧，削峰填谷是用户 侧储能目前最典型应用场景之一,但盈利方式较为单一。地方性储能政策大多默认 由发电侧承担加装储能的目标。我们对青海省光伏电站加装储能的经济性进行测 算，测算结果显示，青海省出台的时限 2 年的“新能源+储能”项目补贴虽然可以 在一定程度缓解由储能需求带来的新能源装机压力，但仍不足以完全覆盖储能成 本。因此，仅由发电侧承担加装储能的目标，若未能提供强有力的补贴和高确定性 的收益保障，实则难以在现阶段实现储能大规模的应用和发展。但在储能初具经济 性的当下，若辅以合理的商业模式，探索储能多方收益机制，产业发展可期。

　　海外储能政策机制、商业模式较为完善，值得我国借鉴参考储能的重要性在全球范围内日益增长，各国也出台相关储能政策支持储能产业发 展。美国、欧洲、日本、澳大利亚等典型国家的储能政策重点主要体现在：财政 补贴、税收融资、市场机制、价格机制等方面。2020 年上半年，德国可再生能源 占该国净发电量的比例已超过 55%，近年来，德国储能市场活跃，德国的商业化 的储能市场主要集中在电力辅助服务市场市场和户用储能市场，其中大型电池项 目市场主体地位明确，独立于发电企业和输电企业，通过与政府、输电方、发电 方、用电方建立合作关系，获取多方收益。澳大利亚霍恩斯代尔储能系统是目前 全球最大的电池设施，由电站建设商 Neoen 负责运营，市场地位独立，该项目同 时为发电、电网、用户多方提供服务，并按照服务效果拿到相应的收益，明确“谁 受益、谁承担”的原则，对我国储能项目建设发展有一定参考价值。

　　一、储能产业发展历程综述

　　从广义上来讲，储能即能量的存储，指通过某种介质或装置，把一种形式的 能量转化成另一种形式的能量存储起来，在需要时以特定能量形式释放出来 的一系列技术和措施。狭义上讲，针对电能的存储，指利用化学或物理等方 法将电能存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。

　　对储能的研究可以追溯到 18 世纪 80 年代，意大利物理学家 Galvani 发现了 生物电的存在;1799 年，意大利科学家 Volta 发明了现代电池;1836 年，电 池被用于通信网络。到 19 世纪 80 年代，纽约市直流供电系统中，为了在夜 间将发电机停下，采用铅蓄电池为路灯提供照明用电。

　　随着电力技术的发展，抽水蓄能开始被逐渐应用于电网调峰，抽水蓄能也是 目前在电力系统中应用最为广泛的一种储能技术。世界最早的抽水蓄能电站 于 1882 年建于苏黎世;到 20 世纪 50 年代，已有 50 多座抽水蓄能电站投入 运行。60 年代起，抽水蓄能进入高速发展期，美国、日本等发达国家成为建 设抽水蓄能电站的先驱。进入 90 年代，发达国家抽水蓄能建设放缓，中国等 发展中国家开始大规模建设。 近年来，电化学储能在储能领域占比逐年提升。在电化学储能领域，铅蓄电 池是最古老、最成熟的蓄电池技术，是一种低成本的通用储能技术，缺点在 于寿命较短，制造过程中易产生环境污染，限制了铅蓄电池在电力系统的大 规模应用。在二十世纪七十年代的石油危机时期，在埃克森美孚工作的英国 化学家 Stanley Whittingham 采用硫化钛作为正极，金属锂作为负极，制成 了首个锂电池。1982 年，首个可用的锂离子石墨电极由贝尔实验室试制成 功。1991 年，索尼公司发布首个商用锂离子电池。1996 年具有橄榄石结构的 磷酸盐被发现，如磷酸铁锂，相较传统的正极材料性能更优，已成为当前主 流正极材料。

　　1991-2010 年，随着索尼公司发布首个商用锂离子电池，日本凭借其在锂电 池领域的技术优势几乎垄断了全球的锂电池市场份额，日本锂电池企业在全 球市场份额占据 90%以上。2001 年以来，锂电池技术发展放缓，日本技术开始外流，韩国三星 SDI 和 LG 化学异军突起，打破了锂电池领域被日本企业垄断的竞争格局。与此同时，由于 2001 年以后，手机、MP3 等便携电子设备发 展迅速，由此拉动了锂电池行业需求的增长。我国是消费电子主力市场，行 业产能逐步向中国转移，日本、韩国纷纷在中国建厂。我国电池企业也抓紧 机遇，积极学习国外先进技术，2001-2010 年期间，中国完成了主要核心原 材料的国产化，逐渐形成了锂电池正极、负极、隔膜、电解液四大主要环节 全产业链，涌现出杉杉股份、当升科技、新宙邦、星源材质等一批具备竞争 力的行业企业。2010 年以来，消费类锂电池发展进入成熟阶段，全球智能手 机、平板电脑出货量分别自 2016、2014 年以来逐年下滑。

　　2015 年以来，在新能源汽车政策补贴的刺激下，新能源汽车产业进入高速增 长阶段，带动动力锂电池产业高速增长。2020 年，我国动力电池产量累计 83.4GWh，其中三元电池和磷酸铁锂电池合计占比达 99.5%。

　　根据高工产研锂电研究所(GGII)数据显示，2016-2020 年，中国动力锂电池 出货量逐年上升。2020 年中国动力电池出货量为 80GWh，同比增长 13%。

　　二、储能应用及发展掣肘分析

　　2.1 锂电池下游应用领域广泛，电力系统储能关注度高

　　锂离子电池按照应用领域分类可分为消费、动力和储能电池。消费电池领域 市场体量相对较小，目前已经进入成熟发展期。逐年高增的动力锂电池市场 需求，极大地拉动了我国动力锂电池产业的发展。

　　近年来，锂电池在储能领域的应用受到广泛关注。随着风电、光伏等新能源 平价进程不断推进，新能源装机容量的不断提高，新能源发电具有间歇性和 不稳定性的特点，由此引发的能源消纳问题日益凸显。建设储能电站，可用 于削峰填谷、提高供电可靠性。储能可大幅平抑风电间歇性能源的波动;同 时风电场电网发生故障时，为不可中断的重要负荷供电，提高供电可靠性; 其次通过储能削峰填谷，为电力负荷用户节约用电成本，缓解电网侧变压器 负载;此外还可以提高电能质量，提高电网电压调节能力。

　　新能源配置储能的可行性主要取决于三个方面，分别是技术进步、系统成本 以及商业模式。过去十余年，伴随着行业技术进步，储能投资成本不断下 降。CNESA 数据显示，储能电池成本每年以 20-30%的幅度下降，近年来，新 能源电站项目储能招标价大幅降低。2020 年年初以来，风储项目中标价从 2.15 元/Wh 降至 1.67 元/Wh。

　　从整个电力系统的角度看，储能的商业化应用场景可分为发电侧储能、输配 电侧储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较 多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等;输配电 侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等;用电侧储能主 要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

　　2.2 电力系统储能缺乏顶层设计和合理商业模式，实际应用受限

　　储能在电力系统中的应用价值目前已经得到广泛认可，产业各方对储能的前 景都持积极态度，储能成本业已逐年降低，但具体到储能应用来看，电力系 统各类市场参与主体加装储能的积极性仍旧不高，当前的电力市场环境还难 以反映储能价值。

　　对于发电侧储能来说，即便成本有所降低，但面临储能带来的收益端的不确定性，加装储能仍旧是额外成本的增加，风光新能源发电初步步入平价，加 装储能将新增电站成本 7-15%，电站加装储能积极性进一步降低。在发电侧 配储能，理论上可促进可再生能源消纳，但储能的投资回报机制存在不确定 性，体现在调度保障没有形成机制，辅助服务补偿缺少长效机制。从投资的 角度来说，项目收益存在不确定性，资本信心和市场活力难以激发。

　　电网侧缺乏理清计价机制，补偿机制缺乏稳定性和可持续性。2019 年 5 月印 发的《输配电定价成本监审办法》提出，电储能设施成本与电网企业输配电 业务无关，不能计入输配电成本核算。2019 年 12 月，国家电网发布《关于 进一步严格控制电网投资的通知》，明确要求不得以投资、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，进一步降低了电网侧加装储能 的积极性。据业内人士表示，储能参与辅助服务机制存在多重问题。第一个 是身份问题，虽然各类政策中明确了储能参与电力市场的独立身份，包括联 合用户和联合发电企业参与辅助服务市场，但是相关规则并不明确，包括储 能参与市场的交易、结算、调度、并网规则等，并未得到明确，储能项目收 益无法保证，阻碍了进一步商业化发展。第二个问题是补偿机制的合理性问 题，各地出台相应的电力辅助服务市场运营规则，一定程度上给予了储能扩展收益空间的机会，但大部分政策和规则无法做到补偿完全覆盖投资成本。

　　用户侧方面，削峰填谷是用户侧储能目前最典型应用场景之一,但盈利方式较 为单一。用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使 用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户 的电力使用成本，实现峰谷电价套利。单纯依赖峰谷价差获取收益应用场景 较为单一，依据当前的储能系统建设成本，峰谷价差达到 0.6 元/KWh，可实现经济性。目前，峰谷价差高于 0.6 元/KWh 的地区主要集中在北京、长三角 和珠三角地区，仍有较多地区难以通过峰谷价差进行套利，单纯的峰谷套利 盈利方式较为单一。

　　目前，我国储能缺少独立的主体地位，基本处于依附于发电、电网或用户的 状态，风电、光伏产业经历了补贴扶持的阶段，目前已进入了可再生能源平 价时代，但由于其不稳定、不可控的特性，其大规模发展仍受到一定的限 制，“新能源+储能”的项目建设主要由发电侧承担。

　　目前，我国从中央到地方出台多项政策支持储能产业发展，但仍在探索阶 段。地方性储能政策大多默认由发电侧承担加装储能的目标。

　　风光初步步入平价阶段，要求新能源运营商独自承担加装储能的目标，存在经济效益矛盾的问题。

　　2.3 测算显示，现阶段新能源电站加装储能尚不具备经济性

　　2021 年 1 月 18 日，青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试 行)的通知》，为全国首个针对可再生能源+储能项目补贴方案。我们在上一篇锂电储能专题深度报告《下游应用场景多点开花，储能万亿级市场即将开 启》对青海省光伏电站加装储能的经济性进行过测算。测算结果显示，青海 省出台的时限 2 年的“新能源+储能”项目补贴虽然可以在一定程度缓解由储 能需求带来的新能源装机压力，但仍不足以完全覆盖储能成本;经后续测 算，即便考虑储能对弃光改善带来的额外收益，补贴仍不足以覆盖净成本。

　　因此，仅由发电侧承担加装储能的目标，若未能提供强有力的补贴和高确定 性的收益保障，实则难以实现储能大规模的应用和发展。

　　三、海外储能政策、商业模式、案例分析及经验借鉴

　　3.1 海外储能政策体现在财政补贴、税收融资、市场机制等方面

　　储能的重要性在全球范围内日益增长，各国也出台相关储能政策，支持储能 产业发展。对美国、欧洲、日本、澳大利亚等典型国家的储能政策进行了分 析，主要体现在财政补贴、税收融资、市场机制、价格机制等方面。

　　3.2 德国能源发展现状及储能市场

　　储能在能源系统转型方面发挥着重要作用，德国拥有良好的输电线路，与邻 国之间也保持着良好的互联，完善的基础设施使德国电网可以平衡大部分可 再生能源。

　　风电、光伏等可再生能源在能源系统中占比提高会导致发电波动性增加，光 伏并网具有日波动和季节性波动特征，风电并网量与风速具有高度相关性。 从德国电力生产消费结构来看，在各类可再生能源类型中，风电每小时并网 曲线最不规律，光伏其次，生物质能可控性较好。因此，风电场和光伏电站的并网量难以预测。在德国的能源结构中，可再生能源占比达到 43%;到 2030 年，预计这一比例将超过 65%，到 2050 年，电力系统基本全部使用可 再生能源。2020 年，我国可再生能源发电占比已接近 30%，通过对德国储能 市场的商业模式、应用案例和政策框架进行分析，对于我国储能行业未来发 展具有一定的借鉴意义。

　　2020 年上半年，德国可再生能源占该国净发电量的比例已超过 55%，近年 来，德国储能市场十分活跃，德国的商业化的储能市场主要集中在电力辅助服务市场市场和户用储能市场。

　　电力系统储能通常可以分为户用储能和电网级的并网储能两类，户用储能在 德国的发展更快。德国具有成熟的分布式光储市场，也是用户侧储能商业模 式发展最为先进的国家之一。

　　3.3 海外储能商业化应用案例

　　德国储能利用的商业模式较为灵活，主要包括大规模储能对电网频率调整、 利用储能系统优化光伏电力自发自用、储能参与电力现货市场。

　　德国大型电池项目主要应用领域包括：提供调频调峰、电压支撑、黑启动等 辅助服务;提供电能时移大容量能源服务;提供零售电能时移客户能源管理 服务;提供系统稳定服务，促进可再生能源占比提高。其中，一次调频服务 是德国大型电池储能项目最重要的收入来源。

　　德国电力市场遵循“厂网分开”和交易机构独立原则，输电企业既不可以从 事发电业务，也不可以成为交易商;但需要负责电网频率的调度并且要维护 电网的稳定性。所以对于输电企业来说，可以通过调频市场进行电力交易， 实现对电网的充放电;也可以增加硬件投资，扩充电网。

　　调频市场通过网上公开拍卖形式进行，每周进行一次拍卖，过去主要由发电站会预留一些发电设备，从而为电网提供充放电服务，或者，电力服务公司 会整合工业用户的资源，从而为电网提供充放电的商业化服务。随着储能电 池成本的大幅降低，将电池储能运用于调峰领域已具备可行性，也是最适用 于调频的手段。

　　服务于一次调频市场，电池储能服务商需要与输电企业之间进行紧密的研发 调试配合，在商业化运作之前，储能服务提供商需先满足输电企业的安全要 求，证明自己能够安全有效地进行调频服务后，才能接入全国高压电网的一 次调频市场。除了服务于一次调频市场，储能服务商对可再生能源微电网系 统也给予了高度关注。

　　过去德国的微电网系统主要依靠柴油或汽油发电机维持电压、频率稳定，德 国可再生能源目标的提升为储能市场提供了广阔的应用前景。 上述大型电池项目的收益来源主要包括调峰调频收入、电能时移套利收入、 平滑可再生能源出力波动收入，同时可以节约电网投入，减少税收、附加费 等。

　　德国的大型电池项目市场主体地位更加明确，独立于发电企业和输电企业， 通过与政府、输电方、发电方、用电方建立合作关系，获取多方收益。

　　3.4 南澳州大型储能项目-霍恩斯代尔储能系统案例分析

　　具体到项目而言，可参考在南澳大利亚建设的霍恩斯代尔储能系统，该储能 系统服务于集中式风能电站、电网、以及用电方，业主及运营商是全球可再 生能源供应商 Neoen。2016 年 9 月 28 日下午，南澳大利亚州发生大规模停电事故，强台风伴随暴风雨、闪电、冰雹袭击了南澳大利亚州，风电机组大规模脱网等一系列故障造成了时间长达 50 小时的全州大停电。2016 年，澳大利亚南部地区新能源发电占比高达 48.36%，此次停电事故是世界上第一次由极端天气诱发新能源大规模脱网导致的局部电网大停电事件。

　　为避免 2016 年夏季的大规模停电再次重演，提升南澳州电网稳定性，南澳州 政府广泛寻求解决方案，计划部署电网级储能方案，储能容量至少要达到 100MW。参与储能项目的竞标者有 90 多位，最终特斯拉中标，提供容量为 100MW/129MWh 的 Powerpack 储能系统，该系统与南澳詹姆斯敦附近的霍恩斯 代尔风电场(所有者 Neoen)进行连接，配备了全球最大的锂离子电池组， 储能项目由特斯拉负责建设，Neoen 负责运营管理。

　　使用结果显示，该电池系统可有效解决电力中断问题、缩短供电中断时间、有效应对夏季负荷高峰，从而保障南澳电力基础设施的有效运行，大大降低 了全州电网的不稳定性，并大大降低了频率控制辅助服务(FCAS)市场的成 本。

　　根据合同，该设施可向政府提供 70 兆瓦、持续时间 10 分钟(11.7MWh)的电 力服务，以确保电网稳定，并防止风力突然下降或出现其他电网问题时，启 动其他发电机时切负荷造成的停电;将 30 兆瓦、持续 3 个小时(90MWh)用 于客户能源管理服务，在低价时储电，在需求高时售电。

　　从储能系统盈利模式来看，特斯拉公司在霍恩斯代尔(Hornsdale)部署的电池 储能系统在无补贴的情况下建造，从设计到全面运营用时 4.5 个月，耗资 9100 万美元。项目运营以来年收入约为 2400 万美元。收入主要来自客户能 源管理服务、维持电网稳定收入、频率控制和辅助服务(FCAS)收入。特斯 拉通过与南澳大利亚州政府签订的每年 400 万美元的合同(10 年)来获利。

　　霍恩斯代尔由特斯拉建造，法国可再生能源公司 Neoen 为其业主并负责运 营，与储能系统连接的霍恩斯代尔风电场同属 Neoen。霍恩斯代尔储能系统 虽然由电站建设商 Neoen 负责运营，但市场地位独立，可参与多项服务。储 能系统可以通过提供频率控制和辅助服务、平滑可再生能源出力、确保电网 稳定运行获取收入以及通过低价储电、需求高时售电赚取收入。该项目同时 为发电、电网、用户多方提供服务，并按照服务效果拿到相应的收益，明确 了“谁受益、谁承担”的原则。

　　2019 年 11 月，Neoen 公司确认将该设施的容量增加 50 兆瓦/64.5 兆瓦时， 总计达到 185 兆瓦时。新增容量于 2020 年 3 月 23 日安装完成。霍恩斯代尔 电池储能系统目前拥有 150MW 装机容量，其稳定电网运营和避免电价波动 的能力也得到增强。澳大利亚清洁能源协会与 Neoen 公司、澳大利亚可再生 能源署以及南澳大利亚政府合作，承诺为扩容项目提供 5000 万美元的项目 融资。

　　3.5 海外储能政策、商业模式经验借鉴

　　国际上很多储能获得了市场主体地位，但我国缺少相应的储能身份或者主体 的定位，受益者付费机制仍不完善。从服务对象来看，我国储能项目暂未同 时为发电、电网、用户等多方提供服务，根据国家能源局 2020 年 12 月公布 的《首批科技创新(储能)试点示范项目》，选取的示范项目共 8 个，分别 涵盖可再生能源发电侧、用户侧、电网侧、配合常规火电参与辅助服务等 4 个应用场景。我国现存储能项目应用场景还较为单一，暂未形成多方收益机 制，储能项目盈利模式不清晰。

　　海外储能项目的融资模式、商业模式、多方服务机制值得我国借鉴。对比霍 恩斯代尔等海外项目，在项目建设成本方面，政府、官方协会提供部分项目 融资，减轻发电企业储能项目建设压力。储能系统可以通过提供频率控制和 辅助服务、平滑可再生能源出力、确保电网稳定运行获取收入以及通过低价 储电、需求高时售电赚取收入，项目同时为发电、电网、用户等多方提供服 务，并按照服务效果拿到相应的收益，明确了“谁受益、谁承担”的原则。

　　政策方面，储能产业相关政策的实施根据各国储能所处发展阶段的不同而有 所差异。在储能尚未推广或刚刚起步的国家或地区，发展储能逐渐被纳入国 家战略规划，政府开始制定储能的发展路线图。在储能已具备一定规模或产 业相对发达的国家或地区，政府多采用税收优惠或补贴的方式，以促进储能 成本下降和规模应用。在储能逐步深入参与辅助服务市场的国家或地区，政 府通过开放区域电力市场，为储能应用实现多重价值、提供高品质服务创造 平台。

　　储能政策逐步完善，示范项目、补贴政策相继出台。我国储能发展已初具经 济性，初步具备大规模发展应用的条件，相关政策也逐步由鼓励性质的宏观 框架性的引导，向更加适应储能规模化应用的补贴政策转移。2021 年 1 月 18 日，青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》， 为全国首个针对“可再生能源+储能”项目补贴方案。“可再生能源+储能” 项目补贴方案能够在一定程度解决电站加装储能的经济性问题，有助于新能 源产业链打破消纳瓶颈，同时，也有助于储能行业加速发展。国家能源局 2020 年 12 月公布《首批科技创新(储能)试点示范项目》，通过对试点示 范项目进行跟踪评估，为储能产业提供实际的运行数据和运营经验，掌握项 目实际运营情况，进一步总结成功经验和教训，归纳出可行的技术体系和发 展模式，更好地从根本上设计储能发展框架，制定储能政策机制，未来更完 善、具体、合理的储能政策值得期待。

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