用戶側儲能試水多種盈利模式

技術進步推動儲能商業化主要內容儲能技術分類和應用分類全球儲能市場現狀及展望中國儲能市場蓄勢待發用戶側儲能持續走熱，試水多種盈利模式技術進步推動儲能商業化231.1儲能技術分類儲能也就是能量儲存，是指通過介質或者設備把能量儲存起來，在需要的時候再釋放出來的循環過程。根據能量存儲方式的不同，儲能方式分為機械儲能、電磁儲能、電化學儲能和相變儲能四大類型。圖：儲能技術分類資料來源：公開資料、申萬宏源研究41.2儲能技術成熟度抽水蓄能最為成熟，已經可以商業使用，且技術最為成熟；鋰電池儲能處于示范階段；熱化學儲能、氫能儲能、超導儲能仍處于探索階段。圖：不同儲能技術成熟度資料來源：IEA、申萬宏源研究51.3.1不同儲能技術比較—儲能容量與放電時間根據儲能存儲容量的不同，應用領域可分為：電能質量應用、備用容量應用、能力管理應用。圖：儲能系統容量—放電時間比較資料來源：大規模電力儲能技術的特性與比較、申萬宏源研究61.3.2不同儲能技術比較—能量轉換效率圖：循環效率與周期關系資料來源：大規模電力儲能技術的特性與比較、申萬宏源研究71.3.3不同儲能技術比較—電力儲能系統壽命二次電池循環壽命一般不高。放電深度為80%時，鉛酸電池的循環次數約為2000次，如果深度放電，次數將遠低于此值；其他化學儲能如NaS，VRB（全釩液流）和ZnBr電池等使用壽命較長，也有望在細分應用場景中出現。表：電力儲能系統壽命名稱年數次數抽水蓄能30~6010000~30000壓縮空氣20~408000~12000鉛酸電池3~20<2000鎳鎘電池15~20<3000鈉硫電池10~152500~5000鋰離子電池5~151000~10000釩電池5~10>12000鋅溴電池5~102000超導磁儲能>20>100000飛輪15~20>21000超級電容器8~20>50000資料來源：大規模電力儲能技術的特性與比較、申萬宏源研究81.3.4不同儲能技術比較—能量轉換效率鈉硫電池與鋰離子電池的能量密度較高；鎳鎘電池、液流電池、鉛酸電池和超級電容器能量密度依次降低；壓縮空氣和飛輪儲能的能量密度則非常小。圖：儲能系統能量密度資料來源：大規模電力儲能技術的特性與比較、申萬宏源研究91.4典型儲能應用場景表：能源系統中各類典型儲能應用場景和對儲能設備的主要參數要求應用場景能量輸出形式輸出功率范圍(MW)典型放電時長充放電頻率響應時間要求季節性儲能電能、熱能500~2000數天~數月每年1-5次天充放電套利電能100~20008~24小時每天0.25-1次1小時頻率調節電能1~20001~15分鐘每天20-40次1分鐘負荷跟蹤電能、熱能1~200015分鐘~1天每天1-29次<15分鐘電壓穩定電能1~401秒~1分鐘每天10-100次毫秒~秒黑啟動電能0.1~4001~4小時每年<1次<1小時提高輸配電容量瓶頸電能、熱能10~5002~4小時每天0.14-1.25次1小時延緩輸配電設施投資電能、熱能1~5002~5小時每天0.75-1.5次1小時需求變化和減小峰值電能、熱能0.001~1數分鐘~數小時每天1-29次<15分鐘離網供電電能、熱能0.001~0.013~5小時每天0.75-1.5次<1小時多電源/熱源整合電能、熱能1~4001分鐘~數小時每天0.5-2次<15分鐘廢熱利用熱能1~101小時~1天每天1-20次<10分鐘熱電聯供熱能1~5數分鐘~數小時每天1-10次<15分鐘熱備用電能10~200015分鐘~2小時每天0.5-2次<15分鐘冷備用電能10~200015分鐘~2小時每天0.5-2次<15分鐘資料來源：IEA、申萬宏源研究101.5.1儲能在電力系統中的應用儲能技術的應用是在傳統電力系統生產模式基礎上增加一個存儲電能的環節，使原來幾乎完全剛性的系統變得柔性起來，電網運行的安全性、可靠性、經濟性、靈活性也會因此得到大幅度的提高。圖：全方位儲能生態示意圖資料來源：公開資料、申萬宏源研究111.5.2儲能在電力系統中的應用儲能在電力系統的應用：備用電源、削峰、功率調度、功率跟蹤、抑制閃動。表：不同應用環境下儲能電池系統的作用作用

儲能電池安裝位置發電輸電配電用電幫助發電廠黑啟動√

保障獨立電網、微電網運行√√保證重要用戶供電√√延緩發電裝機√節省輸電接入和擁塞費用√延緩輸配電升級改造√√電力批發市場套利√√√降低線損√√輸配電支撐、減少擁塞√√分時電價用戶電費節省√促進可再生能源接入√√√負荷跟蹤√調頻、提供旋轉備用√√避免閃動影響用電設備√√資料來源：學術論文，申萬宏源研究主要內容儲能技術分類和應用分類全球儲能市場現狀及展望中國儲能市場蓄勢待發用戶側儲能持續走熱，試水多種盈利模式技術進步推動儲能商業化12132.1.1全球儲能市場現狀資料來源：DOEGlobalEnergyStorageDatabase、申萬宏源研究截至18年6月底，全球累計運行的儲能項目裝機規模195.74GW（共1747個在運項目）抽水蓄能184.20GW（353個在運項目）；儲熱4.03GW（225個在運項目）；其他機械儲能2.65GW（78個在運項目）；電化學儲能4.83GW（1077個在運項目）；儲氫0.02GW（14個在運項目）。圖：全球各儲能技術最新裝機情況（截至2018.06.30）142.1.2全球儲能市場現狀資料來源：DOEGlobalEnergyStorageDatabase、申萬宏源研究圖：2018年全球累計運行儲能裝機TOP10國家（單位：GW）圖：全球儲能裝機總容量（單位：GW）（截至2016.08.16）152.2全球并網儲能裝機量快速增長資料來源：CNESA、申萬宏源研究2000-2017年全球電化學儲能的累計投運規模為2.6GW，容量為4.1GWh，年增長率分別為30%和52%；2017年新增裝機規模為0.6GW，容量為1.4GWh，全年已有超過130個項目投運。截至2017年底，全球電化學儲能項目的累計功率規模為2926.6MW，占比1.7%，較上一年增長0.5pct；全球新增投運電化學儲能項目的功率規模為914.1MW，同比增速超過20%。圖：2013-2017年全球投運電化學儲能項目規模（MW）162.32017年最大儲能市場是美澳韓資料來源：CNESA、申萬宏源研究2017年，美國新增電化學儲能項目的裝機規模最大，為210.3MW，澳大利亞的同比增速最大，為1277%圖：2017年全球新增投運電化學儲能項目規模排名前十名國家分布（MW）172.4儲能市場空間廣闊國內外知名研究公司/機構對未來儲能市場的預測地區類別研究機構預測全球電化學儲能CNESA到2022年，全球電化學儲能市場累計裝機規模達12.3GW儲能市場國際可再生能源署（IRENA）2030年Reference場景下總規模達6.62-7.82TWh2030年Doubling場景下總規模達11.89-15.72TWh彭博新能源財經（BNEF）2017至2030年，全球累積儲能市場規模將增加6倍，達到1.25億千瓦，容量為3.05億千瓦時LuxResearch未來全球固定式儲能市場最大驅動力來自以中國和印度為代表的新興市場NavigantResearch到2026年，固定式電池儲能的市場規模將接近29GW，固定式鋰離子儲能的市場將從2017年的29億美元增至超過231億美元GTMResearch到2020年，全球儲能市場年新增裝機規模達8.6GW，容量為21.6GWh美國儲能市場GTMResearch將從2016年的221MW增長到2022年的2.6GW，儲能市場規模預期達到33億美元澳大利亞儲能市場GTMResearch到2020年安裝規模達到244MW彭博新能源財經20年內，市場容量達33GWh印度分布式光儲市場印度畢馬威會計事務所到2023年，光儲系統向居民用戶供電的成本低于來自電網的火電成本日本儲能市場矢野經濟研究所2017年和2020年分別達到1.196GWh和3.307GWh中國抽水蓄能CNESA到2020年底，我國抽水蓄能累計裝機規模達40GW壓縮空氣儲能CNESA到2020年底，我國壓縮空氣儲能累計裝機規模達210MW電化學儲能CNESA到2020年底，我國電化學儲能累計裝機規模達1.78GW資料來源：公開資料、申萬宏源研究主要內容儲能技術分類和應用分類全球儲能市場現狀及展望中國儲能市場蓄勢待發用戶側儲能持續走熱，試水多種盈利模式技術進步推動儲能商業化18193.1.1政策支持：儲能納入國家級規劃《“十三五”規劃綱要》能源生產和消費革命戰略（2016-2030）中國制造2025關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見關于進一步深化電力體制改革的若干意見關于促進智能電網發展的指導意見配電網建設改造行動計劃（2015~2020年）關于加快配電網建設改造的指導意見關于改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見關于貫徹中發[2015]9號文件精神加快推進輸配電價改革的通知關于推進輸配電價改革的實施意見關于推進電力市場建設的實施意見關于電力交易機構組件和規范運行的實施意見關于有序放開發用電計劃的實施意見關于推進受電側改革的實施意見關于擴大輸配電價改革試點范圍有關的通知

可再生能源發電全額保障性收購管理辦法（征求意見稿）關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見關于組織太陽能熱發電示范項目建設的通知關于可再生能源就近消納試點的意見（暫行）關于推動電儲能參與“三北”地區調峰輔助服務工作的通知（征求意見稿）鋰離子電池行業規范條件/鋰離子電池行業規范公告管理暫行辦法鉛蓄電池行業規范條件（2015年本）/鉛蓄電池行業規范公告管理暫行辦法（2015年本）《廢電池污染防治技術政策》（征求意見稿）電化學儲能系統儲能變流器技術規范宏觀政策技術規劃新一輪電改配套政策可再生能源發展政策203.1.2政策支持：首份行業文件出臺為儲能保駕護航2017年9月22日五部委聯合印發《關于促進儲能技術與產業發展指導意見》，為儲能行業首次出臺的系統性文件。未來10年內分兩個階段推進相關工作，第一階段實現儲能由研發示范向商業化初期過渡；第二階段實現商業化初期向規模化發展轉變。提出推進儲能技術裝備研發示范、推進儲能提升可再生能源利用水平應用示范、推進儲能提升電力系統靈活性穩定性應用示范、推進儲能提升用能智能化水平應用示范、推進儲能多元化應用支撐能源互聯網應用示范等五大重點任務。表：我國儲能產業發展目標階段目標具體內容第一階段實現儲能由研發示范向商業化初期過渡“十三五”期間，建成一批不同技術類型、不同應用場景的試點示范項目；研發一批重大關鍵技術與核心裝備，主要儲能技術達到國際先進水平；初步建立儲能技術標準體系，形成一批重點技術規范和標準；探索一批可推廣的商業模式；培育一批有競爭力的市場主體。儲能產業發展進入商業化初期，儲能對于能源體系轉型的關鍵作用初步顯現。第二階段實現商業化初期向規模化發展轉變“十四五”期間，儲能項目廣泛應用，形成較為完整的產業體系，成為能源領域經濟新增長點；全面掌握具有國際領先水平的儲能關鍵技術和核心裝備，部分儲能技術裝備引領國際發展；形成較為完善的技術和標準體系并擁有國際話語權；基于電力與能源市場的多種儲能商業模式蓬勃發展；形成一批有國際競爭力的市場主體。儲能產業規模化發展，儲能在推動能源變革和能源互聯網發展中的作用全面展現。資料來源：《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》、申萬宏源研究213.1.3政策支持：輔助服務完善推動儲能加速發展2017年11月能源局出臺《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》推動輔助服務機制完善，提出鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務。2017年四季度，全國輔助服務補償費用共35.18億元，占上網電費總額的0.81%；備用、調峰和AGC補償費用合計占比超過90%。截至2018年5月底，國家已批復東北、福建、山東、山西、新疆、寧夏、廣東、甘肅等8個地區開展輔助服務市場建設試點工作。儲能調峰調頻優勢突出，輔助服務機制完善打開儲能盈利空間，有望推動儲能加速發展。表：輔助服務相關文件出臺時間地區文件2017.11.15全國《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》2016.11.18東北《東北電力輔助服務市場運營規則（試行）》2017.05.31山東《山東電力輔助服務市場運營規則（試行）》2017.07.05廣東《廣東調頻輔助服務市場建設試點方案》《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》2017.07.26福建《福建省電力輔助服務（調峰）交易規則（試行)》2017.08.21山西《山西省電力輔助服務市場化建設試點方案》2017.09.25新疆《新疆電力輔助服務市場運營規則(試行)》2018.01.26甘肅《甘肅省電力輔助服務市場運營規則（試行）》2018.03.26寧夏《寧夏電力輔助服務市場運營規則(試行)》資料來源：申萬宏源研究223.2儲能技術發展路線資料來源：

能源局、申萬宏源研究圖：先進儲能技術創新路線圖2016年6月國家發改委、國家能源局下發了《能源技術革命創新行動計劃（2016-2030年）》，并同時發布了《能源技術革命重點創新行動路線圖》。戰略方向：1.儲熱/儲冷。重點在太陽能光熱的高效利用、分布式能源系統大容量儲熱（冷）等方面開展研發與攻關。2.物理儲能。重點在電網調峰提效、區域供能的物理儲能應用等方面開展研發與攻關。3.化學儲能。重點在可再生能源并網、分布式及微電網、電動汽車的化學儲能應用等方面開展研發與攻關。233.3多種技術路線共存資料來源：

學術論文、申萬宏源研究圖：儲能電池的大規模應用在中國發展及應用的路線圖目前，國內儲能側重示范應用，積極探索不同場景、技術、規模和技術路線下的儲能商業應用，同時規范相關標準和檢測體系。主要包括鋰電池、全釩液流電池、鉛酸/鉛碳電池等。243.4未來應用市場各自開花在“十三五”規劃政策的支持下，儲能應用領域更加明晰，儲能項目規劃量大增，儲能廠商、用戶單位和投融資機構聯手積極拓展儲能的應用市場，探索儲能的多種應用模式，大力推動儲能的商業化應用。分布式發電及微電網、調頻輔助服務、延緩輸配電擴容升級、大規模集中式可再生能源是儲能在中國最主要的應用。表：我國儲能新興應用商業化前景及“十三五”期間市場規模預測（單位：億元）應用類型商業化時間補貼市場規模（億元）典型公司調頻2015年不需要陽光電源、欣旺達削峰填谷2015年不需要1500~2500南都電源、中恒電氣、特銳德后備電源及UPS2016年不需要~1000易事特、科士達、科華恒盛新能源配套2016年需要~255雄韜股份、圣陽股份、科陸電子、陽光電源戶用2018年需要<100欣旺達、億緯鋰能光電儲能模塊2018年需要<100特斯拉資料來源：公開資料，申萬宏源研究253.5我國儲能投運規模加速增長圖：2000-2017年全球電化學儲能投運占比2000-2017年我國電化學儲能的累計投運規模近360MW，占全球投運規模的14%，年增長率近40%，超過全球30%的增速。在2016-2017年期間，我國規劃和在建的項目規模近1.6GW，占全球規劃和在建規模的34%，我國儲能投運規模迎來加速增長。資料來源：CNESA、申萬宏源研究資料來源：CNESA、申萬宏源研究圖：2016-2017年全球規劃和在建儲能項目規模占比263.6中國儲能市場展望理想情境下，2020年總裝機規模24.2GW；常規情境下，2020年總裝機規模14.5GW。表：中國儲能裝機規模預測，2020年應用領域裝機規模（GW）常規情景理想情景大規模集中式可再生能源5.49.0分布式發電及微電網8.013.5調頻輔助服務1.01.2延緩輸配電擴容升級0.10.5總計14.524.2資料來源：CNESA，申萬宏源研究上述預測不含抽水蓄能，按照《可再生能源“十三五”發展規劃》，“十三五”期間我國新開工抽水蓄能電站約60GW，2020年抽水蓄能電站裝機達到40GW。主要內容儲能技術分類和應用分類全球儲能市場現狀及展望中國儲能市場蓄勢待發用戶側儲能持續走熱，試水多種盈利模式技術進步推動儲能商業化27284.1用戶側是我國電化學儲能應用的最大市場截止到2017年底，我國電化學儲能在用戶側應用占比最大，為59%，其次集中式可再生能源并網、輔助服務、電網側占比分別為29%、9%、3%。2016-2017年我國新投運電化學儲能項目中，用戶側仍然連續兩年成為最大的電化學儲能應用市場，其中2017年用戶側裝機超過70MW，占比為59%。圖：截至2017年底我國投運電化學儲能應用分布圖：2016-2017年我國新投運電化學儲能項目應用分布資料來源：CNESA、申萬宏源研究資料來源：CNESA、申萬宏源研究294.2分布式光伏發展催生儲能需求戶用光伏迎來爆發式增長，未來結合儲能將提高項目經濟性、減少對電網沖擊，提高電力系統綜合效率。用戶側儲能應用范圍有望進一步拓展。2012-2017年我國分布式光伏并網裝機容量由2.3GW增長至29.66GW，累計增長11.9倍2013-2017年我國居民分布式并網戶數由1547戶增長至46.48萬戶，累計增長299倍圖：2012-2017年我國分布式光伏并網裝機容量圖：2013-2017年我國戶用光伏并網戶數資料來源：

國家能源局、申萬宏源研究資料來源：

國家電網、申萬宏源研究304.3價格機制完善，儲能經濟性顯現當前用戶側儲能重要盈利來源為峰谷價差套利，多數地區價差較小限制盈利新電改推動電力市場建設，價格機制逐步完善，儲能經濟性逐漸顯現現貨市場建設推進，電力商品稀缺性受市場定價，有助于儲能突破盈利限制。需求側管理機制完善，相應補貼逐漸明確，儲能參與經濟性逐漸顯現。售電公司可以利用儲能規避偏差考核，并通過整合用戶負荷，從事電力零售業務。2018年7月2日，發改委發布《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，提出完善峰谷電價形成機制。加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷。省級價格主管部門可在銷售電價總水平不變的前提下，建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行范圍，合理確定并動態調整峰谷時段，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電。鼓勵市場主體簽訂包含峰、谷、平時段價格和電量的交易合同。利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展。利用現代信息、車聯網等技術，鼓勵電動汽車提供儲能服務，并通過峰谷價差獲得收益。完善居民階梯電價制度，推行居民峰谷電價。314.4.1工商業儲能用戶側儲能的主要應用形式安裝于工商業用戶端的儲能系統是我國用戶側儲能的主要應用形式，主要服務于電費管理，幫助用戶降低需量電費和電量電費。可以與光伏系統聯合使用，又可以獨立存在；通過峰谷電價差套利是最主要的盈利手段；需量電費管理和需求側管理是輔助贏利點；以峰谷電價差在0.75元-0.80元/千瓦時的地區為例，目前儲能電站項目靜態投資回收期在7-9年不等。（假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，安裝鉛炭電池系統，每天兩次充放）儲能應用的商業模式在早期是合同能源管理，由儲能電池廠商或系統集成商控制儲能系統的固定資產，為用戶節約的電費部分與用戶直接分成，部分轉為現金流。投融資機構對儲能產業的滲透不斷加強，逐步向股權合作轉化；由投融資機構參與的儲能電站投資、建設不斷涌現。324.4.2光伏+儲能擁有經濟性自用電價高于上網代價，儲能既有助于提高用戶收益，也為廠商帶來利潤以澳大利亞一家小型售電公司Stucco公司為例。2016年該公司投資13萬澳元安裝了30千瓦光伏+40千瓦時儲能。光伏系統全年發電41.5兆瓦時，自用25.0兆瓦時，余電16.5兆瓦時上網，還從電網購入11.4兆瓦時用以滿足高峰時段的電力負荷。對用戶而言：Stucco的用電戶每年電費平均為240澳元，如果直接從電網購電每年電費可達540澳元。對于售電公司而言：13萬澳元的投資可在13年內回收，收益率7.7%。如果考慮悉尼政府的5萬澳元補貼，那么回報率可達20%，5年內回收全部投資。圖：一年內該項目電量生產和消費情況圖：使用“光伏+儲能”前后用電成本資料來源：

公開資料、申萬宏源研究資料來源：

公開資料、申萬宏源研究334.4.3售電公司安裝儲能售電公司盈利陷入困境，偏差考核費用較大影響利潤廣東售電公司2017年累計獲利12.7億元，月均獲利1.01億元；而2018年1-4月累計獲利0.55億元，月均獲利僅0.14億元，其中1-4月需求側偏差考核電費高達1億元，偏差率較大嚴重影響售電公司盈利能力。單純購售電公司難以適應未來趨勢，利用儲能可以延伸多種增值服務幫助用戶降低成本：結合需求側管理，既能起到削峰填谷的作用，又可以幫助用戶合理利用分時電價政策，提高低谷時段用電比重、降低高峰時段用電比重，從而實現用戶用電降費的目標。規避偏差考核：售電公司可以在月底通過儲能手段把一部分用電量用電池做對沖，以規避偏差考核，保障自身利潤，同時也緩解電力市場對電網運行的沖擊。資料來源：

廣東電力交易中心、申萬宏源研究圖：廣東售電公司2018年5月需求側偏差率分布情況344.4.4多種新型模式爆發應用領域多元創新，商業模式更加豐富，拓寬用戶側儲能盈利渠道微電網、增量配網、能源互聯網與多能互補相繼試點，儲能商業模式更加豐富。分布式可再生能源迅猛發展，用戶側儲能可提高能源利用效率，實現更大收益。首批新能源微電網示范項目名單序號項目名稱投資規模（億元）配套儲能規模1北京延慶新能源微電網示范項目7.50電儲能12.4MW、熱儲能24.4MW2太原西山生態產業區新能源示范園區111.90抽水蓄能400MW、電池儲能60MW、熱儲能126MW3張北云計算基地綠色數據中心新能源微電網示范項目23.70電儲能20MW4合肥市高新區微電網示范項目0.80電儲能4MW5吉林省白城工業園區新能源微電網示范項目1.77電儲能2MW6風光氫儲互補型智能微電網0.55電儲能2MW7澳能工業園智能微電網示范項目0.19壓縮空氣儲能1.5MW8北京市海淀區北部新區新能源微電網示范項目19.47電儲能5MW、冷熱儲能9國網嘉興新能源微電網關鍵技術研究與示范應用項目0.19電儲能500Ah10中德生態園啟動區泛能微電網2.40電儲能0.86MW11山東濟南積成工業園新能源微電網0.67電儲能1MWh12上海電力學院臨港新校區智能微電網示范項目0.29電儲能2MWh13青島董家口港新能源微電網示范工程項目8.00電儲能30MWh資料來源：申萬宏源研究首批新能源微電網示范項目名單序號項目名稱投資規模（億元）配套儲能規模14泰安市泰開南區工業園新能源微電網項目0.08電儲能0.05MW15天長市美好鄉村智能微電網0.43-16寧夏嘉澤紅寺堡新能源智能微電網項目0.45電儲能100kW17科陸智能微電網試驗示范項目1.20電儲能10MW18崇禮奧運專區新能源微電網9.70-19面向低碳城市的崇禮群微電網示范項目13.00-20溫州經濟技術開發區微電網示范項目15.40電儲能3MWh21蘇州協鑫工業應用研究院新能源微電網項目0.14電儲能200kWh22濟南市經濟開發區南園新能源微電網示范項目0.72蓄電池8MWh23甘肅酒泉肅州區新能源微電網示范項目1.01電儲能10MW24廣州供電局南沙高可靠性智能低碳微電網示范項目0.50電儲能600kW25舟山摘箬山島新能源微電網項目0.51電儲能500kWh26瑞安市北龍島光儲柴互補微電網示范項目0.30電儲能3MWh27福鼎臺山島風光柴儲一體化項目0.50電儲能3.2MWh28珠海萬山島智能微電網示范項目1.13電儲能2.5MW資料來源：申萬宏源研究資料來源：

申萬宏源研究354.5.1用戶側儲能盈利方式之一：峰谷差價套利峰谷差價套利：用戶側儲能的基本盈利來源，也是當前我國用戶側儲能的主要盈利來源，通過“低儲高放”、削峰填谷從而獲取差價收益。我國目前各地區普遍峰谷價差較低，用戶側儲能經濟性難以體現。圖：分布式光伏+儲能示意圖圖：我國各地區大工業用電峰谷價差（元）364.5.2用戶側儲能盈利方式之二：減少基本電費尖峰負荷持續時間極短，造成不必要的開支，通過安裝用戶側儲能削減尖峰負荷，當基本電費按照最大需量計量時，可以減少基本電費以湖北地區某按需收費的工廠為例，需量費為42元/（KW·月），當選取500kW×4Hr的儲能系統抵消尖峰負荷沖擊時，按照儲能系統每月削減550kW測算，儲能系統每月為業主減少550×42=23100元的容量費資料來源：

申萬宏源研究圖：我國各地最大需量電價（元/千瓦·月）374.5.3用戶側儲能盈利方式之三：需求側響應補貼根據不同的地方政策，用戶根據相應削減負荷從而獲取補貼以北京為例，假設響應時間為24小時，則補貼標準為80元/千瓦，若一年需求響應參與小時數為20h，則補貼標準為4元/千瓦。因此，一套充電效率為90%的100kW·h/2h的鋰電池儲能系統每小時響應電量為90kW·h，全年補貼為7200元。部分地區需求響應補貼標準地區時間文件補貼北京2013年北京市電力需求側管理城市綜合試點工作財政獎勵資金管理辦法對通過主動需求響應臨時性減少的高峰電力負荷項目，按照響應時間(24小時、4小時、30分鐘)簽訂合同，獎勵標準分為3檔，分別為：80元/千瓦、100元/千瓦、120元/千瓦。江蘇2015年江蘇省電力需求響應實施細則對通過需求響應臨時性減少的高峰電力負荷，每千瓦補貼100元河南2018年關于2018年開展電力需求響應試點工作的通知對在響應日的前日完成邀約、確認，并在約定時段完成負荷削減的用戶，每次每千瓦補貼12元；對在接收到響應指令后，實時確認參與并完成負荷削減的用戶，每次每千瓦補貼18元。上海2018年關于開展端午節期間電力需求響應工作對于響應負荷，參照當日通知避峰補償電價（每千瓦每小時補償0.80元），折合5元/千瓦，采取電費退補方式予以補償資料來源：申萬宏源研究384.5.4用戶側儲能盈利方式之四：降低用戶側增容費用靜態擴容：變壓器超容時向電力局提出靜態擴容申請，擴容費用不菲動態擴容：通過加裝儲能系統來實現動態擴容，既節約擴容費用，又可以通過峰谷價差套利等實現長期穩定收益資料來源：

公開資料、申萬宏源研究圖：靜態擴容與動態擴容394.6未來期待調峰儲能市場的商業機會出現在補貼不明確，風能和太陽能投資商資金面壓力較大的情況下，電儲能很難在短期內取代火電，成為主要調峰調頻方式。未來電儲能行業的發展，還要看各項配套政策的出臺，以及落地情況。表：部分儲能項目舉例承接方時間投資方容量內容南都電源2017年7月無錫新加坡工業園160MWh儲能電站在10KV高壓側接入，為整個園區供電。一期電站投運規模為9MW/72MWh，有3個并網點。2017年5月藍景麗家5MWh全國首個應用于用戶側大型商業綜合體的儲能電站2017年1月中國移動121.7MWh中標“中國移動政企分公司信息港四號地A2-1、A2-2數據中心項目儲能及備電服務采購”2016年8月星洲科苑120MWh就電力儲能電站項目簽訂《儲能電站合同》，并根據后續需求進一步擴容2016年5月天工國際100MWh南都電源、威凡智能與天工國際就智慧型儲能電站項目達成《項目合作框架協議書》2016年4月中恒普瑞68.64MWh就電力儲能應用電站項目簽訂《電力儲能電站項目合作協議》2016年1月中恒普瑞12MWh就電力儲能應用電站項目簽訂《電力儲能電站項目合作協議》2015年12月中能硅業12MWh中標“中能硅業儲能電站工程實施項目”，作為總承包方提供該儲能電站所需鉛炭儲能電池及相關系統集成設備，并負責該電站整體工程建設及后續合作運維中恒電氣2016年4月高景科技68.64MWh《電力儲能電站應用合同》錦祥紡織《電力儲能電站應用合同》建屋發展《電力儲能電站合作合同》2017年1月中國移動121.7MWh中標“中國移動政企分公司信息港四號地A2-1、A2-2數據中心項目儲能及備電服務采購”中天科技2018年6月國家電網32MWh鎮江東部電網16MW/32MWh儲能示范（大港）項目EPC工程總承包寧德時代2018年6月晉江市安海鎮1600MWh項目一期擬建設規模為100兆瓦時級鋰電池儲能電站，二期將擴建500兆瓦時級鋰電池儲能設備，三期將擴建1000兆瓦時級鋰電池儲能設備，同時還將配套建設移動儲能設備，以及移動充電設施。資料來源：公開資料、申萬宏源研究主要內容儲能技術分類和應用分類全球儲能市場現狀及展望中國儲能市場蓄勢待發用戶側儲能持續走熱，試水多種盈利模式技術進步推動儲能商業化40415.1各種儲能技術發展階段分析資料來源：澳大利亞可再生能源署、申萬宏源研究當前物理儲能技術最為成熟、成本最低、應用規模最大。化學儲能技術應用范圍最為廣泛、發展潛力最大。425.2電池技術有望取得重大突破資料來源：中國石油集團經濟技術研究院、申萬宏源研究未來10年電池技術有望取得重大突破，能量密度有望達到300-350W·h/kg，從而使得電動汽車續航里程達到600～800km。435.3.1儲能成本：鋰電池造價下降促進儲能商業化鋰離子電池價格已由2010年高達1000美元/千瓦時下降至2016年300美元/千瓦時以下，累計下降約70%。根據BNEF預測，2020年有望達到100美元/千瓦時。鋰電池造價持續下降，將直接降低儲能成本，促進儲能商業化。資料來源：BNEF、申萬宏源研究圖：鋰電池造價走勢445.3.2儲能成本：BOS成本下降資料來源：IHSTechnology、申萬宏源研究基于10MW/5MWh鋰電技術路線的儲能系統假設，第三方機構給出的成本下降拆分455.3.3儲能系統成本不斷下降截至2016年1季度，全球規劃的儲能項目中，鋰電技術路線占比超過86%；鋰電池儲能系統自2010年以來持續下跌。資料來源：IHSTechnology、申萬宏源研究465.4.1儲能商業化：各國儲能商業化加速資料來源：IHSTechnology、申萬宏源研究2016年6月，美國白宮承諾加快可再生能源和儲能電源并網，未來5年儲能采購或安裝規模增加1.3GW。至少8個州的16個開發商和電力公司宣布未來5年新的儲能采購和部署目標。投資者承諾1.3億美元資金投資于儲能領域。所有新宣布的儲能采購、安裝和投資規劃總和將拉動10億美元的儲能產業投資。2014年5月，日本經濟產業省發起新一輪針對鋰離子電池儲能系統的補貼計劃，共劃撥100億日元。2015年1月，日本經濟產業省再次提供8億美元用于支持工業、商用和住宅用戶儲能系統建設。2016年4月，日本政府發布的《能源環境技術創新戰略2050》，將儲能列入其中，指出研究低成本、安全可靠的快速充放電先進蓄電池技術。2015年，日本儲能市場規模為581,491kWh，同比增長94.1%，居民住宅用儲能系統占比超過50%。預計2017年市場預計將快速發展至1,195,708kWh，2020年則將達到3,306,600kWh。475.4.2儲能商業化：江蘇走在我國前列受較大峰谷價差吸引及政策支持，江蘇儲能商業化走在全國前列，2017年新增投運電化學儲能裝機近50MW，位列全國第一。江蘇最大的峰谷價差為0.9342元/千瓦時，儲能盈利空間可觀2018年6月，江蘇省發改委發布了《關于轉發<關于促進儲能技術與產業發展的指導意見>的通知》，提出“簡化項目審批手續、加強規劃統籌發展和分級分類協調管理”三大要求。2018年5月，全國最大規模用戶側分布式儲能項目正式落戶江蘇鎮江，項目合計容量超過500MWh。資料來源：CNESA、申萬宏源研究圖：2017年我國新增投運電化學儲能項