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電化學儲能應用場景多元,多技術路線并存。儲能能起到電能的時間平移作用,在電力系統中具有廣泛應用,電化學儲能具有響應時間短、能量密度大、維護成本低、靈活方便等優點,是大容量儲能技術的重要發展方向。從應用場景來看,大規模可再生能源并網、分布式發電與微電網、輔助服務、電力輸配和用戶側是主要的五類應用場景;從技術類型來看,當前主流的電化學儲能主要包括鋰離子電池、鉛炭電池、全釩液流電池和鈉硫電池四大類。
另外，大連200MW/800MWh全釩液流儲能電站示范項目也已核準，該項目主要用于調峰。
2、多技術路線并存，重點關注電化學儲能
從應用領域來看，目前全球已投運的儲能項目在電網中的應用主要集中在移峰填谷、可再生能源并 網、調頻及輔助服務、分布式電源及微電網等領域。截至2015年底，風電等可再生能源并網約占 43%,調頻及輔助服務約占24%,電力輸配占19%,分布式發電及微網約占13%。2016年新増電儲能裝機中，調頻及輔助服務領域的新増裝機規模達282.7MW,占比44%,發展迅猛。
從區域市場來看，截至2015年底，美國運行的儲能項目累計裝機規模最多，約占全球總裝機的45%, 其次是曰本和中國，分別占33%和11%。2016年，除了美國、中國、曰本外，德國、韓國、澳大 利亞等國家新増裝機規模相對較大，儲能系統產品供應商中，排名前五的為LG Chem、三星SDI、 比亞迪、NGK和kokam,合計市場份額約73%,其中LG Chem、三星SDI、比亞迪、kokam主要 走鋰電技術路線，NGK為鈉硫電池路線。
1.3全球電化學儲能產業有望加速發展
2、美國：補貼、強制采購等政策助推儲能發展
美國儲能發展處于引領地位，截至2015年底，美國在運行的儲能項目累計裝機規模占全球總裝機的 45%。2016年美國儲能新増裝機中，戶用和商用合計約占25%，公用事業約占75%。根據GTM Research的預測，2022年美國儲能新増裝機規模將達2.6GW，市場規模預期達到33億美元， 2017-2022年的儲能市場累計規模將達到110億美元。
從應用技術類型來看，截至2015年底的儲能項目統計情況，鋰離子電池是最為常用的技術類型，約 占所有項目的66%，其次是鉛蓄電池（鉛炭），約占15%，液流電池占13%。2016年中國新増投運 的電化學儲能項目幾乎全部使用鋰離子電池和鉛蓄電池，兩類技術的新増裝機占比分別為62%和 37%。
從主要的供應商來看，2016年中國排名前五位的儲能系統供應商分別為：陽光三星、圣陽電源、科 陸電子、寧德時代、欣旺達，五家企業的新增投運儲能裝機總規模超過2016年中國新增投運項目裝
總體來看，我國儲能裝機規模尚小，這與其所處的發展階段相關。我國儲能市場大致可分為三個發 展階段：一是技術驗證階段（2000-2010年），主要是開展基礎研發和技術驗證示范；二是示范應用 階段（2011-2015年），通過示范項目開展，儲能技術性能快速提升、應用模式不斷清晰，應用價值 被廣泛認可；三是商業化初期（2016-2020年），隨著政策支持力度加大、市場機制逐漸理順、多領 域融合滲透，中國儲能項目裝機規模快速増加、商業模式逐漸建立。目前來看，經過多年培育，我國儲能產業商業化漸行漸近。
根據CNESA的預測，到2020年，基于常規假設下的我國應用于可再生能源并網、分布式發電及微電網、輔助服務、電力輸配等領域的電化學儲能累計裝機規模將達2GW，是2015年底累計裝機量 的15倍。
2、有利因素積聚，國內儲能發展有望換擋提速
此外，國內新電改的持續推進客觀上為儲能發展創造了有利條件。
儲能成本的快速下降使得一些商業模式可行。以工商業峰谷價差套利為例，根據蘇價工【2016】1 號文件，江蘇省1-10千伏普通工業用戶峰谷價差可達1.0052元/度電，由于儲能系統成本的下降， 該峰谷價差使得儲能存在一定的套利空間。
3、各應用場景大項目井噴，國內儲能發展即將提速
2016年12月，國家能源局公布首批多能互補集成優化示范工程，其中6項為風光水火儲多能互補 系統工程。以海西州多能互補集成優化示范項目為例，該項目總投資約63.7億元，規劃總裝機容量 700MW,其中包括200MW光伏發電項目、400MW風電項目、50MW光熱發電項目及50MW儲能系統，計劃于2018年年底全部建成。
全球儲能蓬勃發展,政策是重要推手。據統計,截至2016年底全球投運電化學儲能項目的累計裝機規模達1769.9MW,同比增長56%,2012到2016年復合增速32%。2016年全球新增投運的電化學儲能項目裝機規模638.5MW,同比增長87%,呈加速發展之勢,其中輔助服務是主要的應用場景,鋰離子電池是主要的技術類型。美國累計裝機規模領先,補貼、強制采購計劃等政策是美國儲能發展的重要推手。
國內電化學儲能僅243MW,發展潛力大。截至2016年底,中國投運的電化學儲能項目的累計裝機規模達243MW,同比增長72%;2016年新增投運規模101.4MW,同比增長299%,可再生能源并網是主要應用場景,鋰電和鉛蓄電池是主要的技術類型。據預測,到2020我國電化學儲能累計裝機規模將達2GW,約為2015年底累計裝機量的15倍。
有利因素積聚,國內儲能有望提速發展。政策層面,電化學儲能獲得“三北”地區輔助服務市場主體地位,東北地區已開展電力輔助服務試點,儲能相關的補貼政策正在探討之中;國內棄風、棄光問題日趨嚴重,電改推動了新能源微電網、需求側響應的發展,客觀上拉動了儲能需求;與此同時儲能系統成本也在快速下降。目前,規劃的各應用場景下的儲能大項目呈現井噴之勢,國內儲能即將提速發展。
投資建議。國內輔助服務市場和工商業用戶側的儲能項目盈利模式相對直接清晰,有望率先實現商業化,建議關注具有儲能參與電網調頻運行業績的科陸電子,以及通過“投資+運營”模式大力拓展工商業用戶側儲能、卡位優勢明顯的南都電源;從彈性角度建議關注鉛炭技術實力較強的圣陽股份。
風險提示。儲能政策落地及成本下降迚度不及預期。
一、應用場景多元，多技術路線并存
1、廣泛應用于電力系統，重點關注五大場景
儲能，指電能的存儲，它將電能變成可以儲存的商品。根據電力自身屬性，對于傳統電力系統而言， 電力的發、輸、配、用需瞬間完成，即通常所說的“即發即用”發出的電必須即時傳輸，發電和用電也必須實時平衡。儲能可起到時間平移的作用，發出的電力不再必須即時傳輸，發電和用電也不 再必須實時平衡，因而具有廣泛的應用價值。
目前，儲能在電力系統中的應用主要包括五大場景，即：大規模可再生能源并網、分布式發電與微 電網、輔助服務、電力輸配、用戶側。
1.1大規模可再生能源并網 風電、光伏等清潔能源發電具有間歇性和波動性特點，輸出功率波動較大，隨著近年風電、光伏的大規模發展，棄風、棄光等問題凸顯。
以風電為例，儲能裝置可以在大規模新能源并網方面發揮重要作用：
（1）減少棄風限電。風電場可在風電出力高峰且系統消納能力不足時通過儲能裝置吸收過剩的風電， 并在系統用電負荷較高而風電出力不足時釋放電能，從而減少棄風限電給風電場帶來的損失。
（2） 降低系統備用容量，減少輸電通道建設容量。安裝在風電場的儲能設施能夠平抑風電場的功率波動，増加風電場出力的可控性和可調節性，從而降低用于調峰調頻等功能的系統備用電源容量，同 時所需的電網通道容量也會有所下降，降低電網通道建設成本。
以張北風光儲輸示范項目為例，該項目一期工程建設風電98.5MW、光伏40MW、儲能裝置20MW(包括14MW/63MWh鋰離子電池和2MW/8MWh全釩液流電池），通過風光儲出力互補，聯合出力波動滿足小于7%的系統設計目標，跟蹤發電計劃滿足小于3%的系統設計目標，減少了 89%的棄風電量。
1.2分布式發電和微電網
2015年7月，國家能源局發布《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見|國能新能【2015】 265號），明確指出新能源微電網代表了未來能源發展趨勢，是“互聯網+”在能源領域的創新性應用；同時，新能源微電網是電網配售側向社會主體放開的一種具體方式，符合電力體制改革的方向， 未來新能源微電網的發展將帶動儲能的需求。
儲能是微電網中的必要元件。在微電網并網運行時，儲能系統主要發揮靈活調節和平滑波動等功能， 一般來說微電網中含有光伏、天然氣等分布式電源，儲能為分布式電源的接入提供重要支撐，包括
抑制分布式電源的功率波動、減少分布式電源對用戶電能質量的影響、提高配網利用效率等；離網運行時，儲能系統還可作為微電網系統的主電源，保持微電網的電壓和頻率穩定，確保微電網的穩 定運行。
除了微電網以外，儲能也可以和屋頂分布式光伏等結合使用，將富裕的光伏發電存儲起來在需要時使用，這種模式在美國、德國、澳大利亞等國家應用相對較多。
1.3電網調峰、調頻等輔助服務
由于儲能裝置具有良好的充放電控制性能，通過控制儲能裝置的充放電狀態及速率，可以實現參與電網的調峰和調頻。
以調頻為例，在電力系統運行過程中，自動發電控制（AGC)是電網調頻的重要方式，通過裝在發電廠和調度中心的自動裝置隨系統頻率的變化自動増、減發電機的發電出力，保持系統頻率在較小 的范圍內波動。一般電網調頻功能主要由水電機組、燃氣機組以及燃煤機組等傳統電源提供，由于這些電源均由具有旋轉慣性的機械器件組成，將一次能源（煤炭、天然氣等）轉換成電能需要經歷 _系列過程，調頻性能受到影響，具體表現為調節的延遲、偏差（超調和欠調）等。
儲能系統能夠快速、精確地控制功率輸出，具有優越的調頻性能，相比傳統機組，特別是調頻能力較差的火電機組，儲能調頻體現了較大的效果差異，例如：儲能可以瞬時達到指令目標功率，能在 幾秒鐘內快速響應負荷需求，但火電機組有幾十秒至分鐘級別的延遲和爬升過程。
2013年9月，北京京能石景山熱電廠3號機組2MW鋰離子電池儲能電力調頻系統正式運行，這是國內第一個以提供電網調頻服務為主的儲能系統示范項目，3號機組為220MW燃煤供熱機組，配置2MW鋰電儲能系統后AGC調頻性能明顯改善。該項目采用合同能源管理模式，投資方預計5-6年 收回成本。
另外，大連200MW/800MWh全釩液流儲能電站示范項目也已核準，該項目主要用于調峰。
1.4電力輸配
儲能在電力輸配領域的應用主要包括：無功支持、緩解輸電阻塞、延緩輸配電設備擴容和變電站內 的直流電源等。按照目前的成本，儲能做無功補償和變電站直流電源相對原有選擇（電容器組和鉛 酸電池）價格較為昂貴，但在延緩輸配電設備擴容和緩解輸電阻塞方面具有較好的效益，在負荷接 近設備容量的輸配電系統內，將儲能安裝在原本需要升級的輸配電設備下游位置來延緩或避免擴容， 可以實現利用較小容量的儲能設備來延緩需要很大投入的電網擴容投資。
以福建安溪移動式儲能電站為例，該工程是2012年福建省電科院牽頭實施完成的移動式儲能電站示 范工程，該工程通過采用125kW/250kWh移動儲能裝置，在用電低谷時由電網向電池組充電，用電 高峰時電池組放電，使得安溪農網配電臺區的供電能力提高40%以上，緩解了尖峰負荷時的用電缺口問題。
1.5用戶側
分時電價管理是用戶側儲能的主要應用模式，電力用戶可根據自身實際情況安排用電計劃，將電價較高時段的電力需求轉移至電價較低的時段實現，從而達到降低總體用電成本的目的。
安裝于工商業用戶端或園區的儲能系統是我國用戶側儲能的主要形式，通過峰谷電價差套利是最主 要的盈利手段，容量費用管理和需求側管理等是輔助盈利點。由于儲能系統成本有差異，各地區的峰谷電價差不同，項目的盈利空間也有差別。
國內應用于工商業用戶端分時電價管理的商用儲能項目已經開始涌現。例如，2016年8月，南都電源與無錫星洲科苑公用設施開發有限公司簽訂《儲能電站合同》，擬共同實施15MW/120MWh的電 力儲能電站項目，南都電源在谷時段或平時段以相應時段的10KV電價向無錫星洲科苑購電，在峰時段或平時段向無錫星洲科苑以相應時段的交易電價（110KV) *約定折扣比例的價格售電。
2、多技術路線并存，重點關注電化學儲能
目前，大容量儲能技術主要有機械儲能（抽水蓄能、飛輪儲能、壓縮空氣儲能等）、電磁儲能（超導 磁儲能、超級電容等）、儲熱和電化學儲能（鉛炭電池、鋰電池、鈉硫電池、全釩液流電池）等。
抽水蓄能是當前最成熟、最經濟的大容量儲能技術，具有規模大、壽命長、運行費用低等優點，已 大規模應用于系統調峰、調頻和備用等領域，截至2015年底我國抽水蓄能裝機規模達22.7GW，約占全國電源裝機規模的1.5%。但抽水蓄能也有它自身的局限性，其受到地形條件的限制較大，必須 具有合適建造上下水庫的地理條件，建設周期較長，電站規模一般100~2000MW，主要用于電力系 統的調峰、調頻、備用等輔助服務。
電化學儲能技術具有響應時間短、能量密度大、維護成本低、靈活方便等優點，是目前大容量儲能 技術的重點發展方向之一，具有儲能大規模推廣所需的批量化、標準化生產，以及便于安裝、運行 與維護等特點。從當前儲能裝機應用情況來看，電化學儲能是抽水蓄能以外的最主要的形式，鉛蓄 (鉛炭）電池、鋰離子電池、全釩液流電池、鈉硫電池是電化學儲能的四種主要形式。
2.1鉛炭電池
鉛酸電池是一種酸性蓄電池，電解質溶液為硫酸，正極和負極分別為二氧化鉛（Pb〇2)和絨狀鉛，
具有價格低廉、技術成熟、安全可靠、工作溫度寬、可再生利用率高等優點，在汽車啟動電源、UPS 等傳統領域占主導地位，在新能源發電尤其是小型風力發電、獨立光伏發電系統中也占據較多的份額。鉛酸電池主要缺點為：循環壽命比較短，80%充放電深度下循環壽命1000次左右；能量密度低， 約30~40Wh/kg。
鉛炭電池是在傳統鉛酸電池的鉛負極中以“內并”或“內混”的形式引入具有電容特性的碳材料而 形成的新型儲能裝置，正極為二氧化鉛，負極為鉛-碳復合電極，既具有鉛酸電池的成本低、安全性好等優點，且在循環壽命、充電倍率等方面相較鉛酸電池明顯改善，鉛炭電池100%放電深度下循環壽命可達2500~3000次。
但相對于其他電化學儲能，鉛炭電池的循環次數和能量密度仍然偏低。
2.2鋰離子電池
鋰離子電池由正負電極、隔膜、電解質溶液組成。正極是鋰金屬氧化物如磷酸鐵鋰、錳酸鋰等，負 極是石墨、鈦酸鋰等，電解質溶液為鋰鹽的有機溶液。電池在充電時，鋰離子從正極材料脫出，通過電解質溶液和隔膜遷移至負極并嵌入到負極材料中；放電時，鋰離子從負極材料脫逸，再次通過 電解質溶液與隔膜嵌入到正極，從而實現電能的存儲與釋放。目前，已獲得規模示范應用的鋰離子 儲能主流為采用磷酸鐵鋰為正極的能量型/功率型電池和采用鈦酸鋰為負極的功率型電池。
鋰離子電池目前在儲能領域應用最為廣泛，其主要優點為：
能量/功率密度高，磷酸鐵鋰電池比能量約90Wh/kg~190Wh/kg;循環壽命較長，磷酸鐵鋰電 池壽命可達3000次，鈦酸鋰電池壽命可達10000次；
關注度高，應用范圍寬（分布式發電及微網、調頻、可再生能源并網等），受益鋰離子電池在新 能源汽車領域的大規模應用，技術進步快，發展潛力大。
鋰離子電池在大容量儲能中應用還存在不足：
成本高。規模化鋰電池的應用從原材料成本到加工生產成本都比較高，因而初始投資較大，其中電池材料占據電池成本的絕大部分，但近年呈現成本快速下降的趨勢；
安全隱患。鋰離子電池易在過充或內部發生短路時溫度升高，嚴重時引起著火甚至爆炸。
2.3全釩液流電池
以具有流動性的電解質溶液作為活性物質，輸出功率和儲能容量相互獨立，功率大小取決于電堆，容量大小取決于電解液容量，可通過増加電解液量或提高電解液濃度達到増加電池容量的目的。目前主要的液流電池包括鐵鉻電池、鋅溴電池及全釩電池等，其中全釩液流電池發展較快。
全釩液流電池的主要優點包括：
功率與容量可以獨立設計。在全釩液流電池系統中，由于電極板是電池發生電化學反應的場所，故單電池的功率主要取決于電極板的面積，増大電堆的數量和電極板的面積，即可増大電池系 統的輸出功率；電池的化學能主要存儲在電解質溶液里，故電池系統的儲能容量取決于電解液 的濃度和體積，増大電解液的濃度和儲液罐的容積，即可増大電池系統的儲能容量。
循環壽命長。電池反應時只是釩離子在不同價態間轉換，沒有其他的物相變化，理論上可以對其進行任意程度的、無限多次的充放電，平均充放電循環達到13000次。
常溫常壓下工作，無潛在的爆炸或著火風險，安全性好。
但全釩液流電池能量密度和能量轉換效率偏低，占地面積會相對較大，此外相對其他儲能系統増加了管道、泵、閥等輔助部件，結構更為復雜，一定程度影響系統可靠性。
2.4鈉硫電池
鈉硫電池正負極活性物質分別是硫和熔融態金屬鈉，固體氧化鋁陶瓷同時起電解質和隔膜的作用。 放電時，金屬鈉在隔膜表面被氧化為鈉離子，并通過電解質與正極的硫結合，還原為多硫化鈉化合物，同時電子通過外電路回到正極，充電過程與之相反。
鈉硫電池的主要特點為：
比能量大，理論能量密度可以達到750Wh/kg,實際200Wh/kg左右，可實現結構緊湊、占地面積小；
壽命相對較長，NGK宣稱的放電深度90%時的循環次數可達4500次，壽命可達15年；
集裝箱型設計，即插即用，減少安裝周期和費用。
但是鈉硫電池也存在不足：
電池短路時高溫、熔融態的鈉和硫會直接接觸，放出大量的熱，可能引起火災、甚至爆炸，目前在鈉硫電池市場占據壟斷地位的日本NGK公司已先后發生過兩次鈉硫電池儲能系統的火災事故；
鈉硫電池的工作溫度在300°C~ 350°C之間，需要附加供熱設備和保溫設施。
2.5電化學儲能適用性對比
根據各類電化學儲能技術經濟指標的差異，不同電化學儲能技術在不同應用場景的適用性不同：
鉛炭電池：成本相對便宜，產業鏈成熟，是預算不高或早期建設階段的較優選擇，是分布式發 電及微電網、用戶側的備選技術之_；
鋰離子電池：既可作削峰填谷這種能量型應用又可作調頻這種功率型應用，應用范圍最廣，可 作為集中式可再生能源并網、調頻輔助服務、電力輸配、分布式發電及微網、用戶側等領域的 備選技術方案；
全釩液流電池：在存儲容量和服役壽命方面有較強優勢，可作為電網側調峰、集中式可再生能 源并網等領域的優先備選方案；
鈉硫電池：在儲存能量、能量密度和壽命方面均有較強競爭優勢，可作為集中式可再生能源并 網和電網側調峰的備選技術，但技術和市場基本被日本NGK一家壟斷，國內發展前景不明朗。
二、全球儲能蓬勃發展，政策是重要推手
1、全球電化學儲能快速發展，2012-2016年復合增速32%
1.1截至2016年全球電化學儲能規模1.77GW,同比増56%
據儲能聯盟（CNESA)不完全統計，截至2016年底，全球投運儲能項目累計裝機 規模168.7GW,同比増長2.4%。其中電化學儲能項目的累計裝機規模達1769.9MW,同比増長56%。
全球電化學儲能項目的累計裝機規模保持穩步増長，近五年的年復合増長率（2012-2016 )達32%。 2016年全球新増投運的電化學儲能項目裝機規模達638.5MW,同比増長87%。
1.2主要的技術類型和應用場景
從技術類型來看，截至2015年底，鋰離子電池、鈉硫電池、鉛蓄電池、液流電池市場份額分別為 39%、38%、12%和5%。2016年，全球新投運的電化學儲能項目中，鋰離子電池、鈉硫電池、鉛 蓄電池三類合計占比超過99%,其中鋰離子比重達85%,使得截至2016年底鋰離子電池裝機占比 達到65%,遠領先于其他技術類型。
從應用領域來看，目前全球已投運的儲能項目在電網中的應用主要集中在移峰填谷、可再生能源并 網、調頻及輔助服務、分布式電源及微電網等領域。截至2015年底，風電等可再生能源并網約占 43%,調頻及輔助服務約占24%,電力輸配占19%,分布式發電及微網約占13%。2016年新増電儲能裝機中，調頻及輔助服務領域的新増裝機規模達282.7MW,占比44%,發展迅猛。
從區域市場來看，截至2015年底，美國運行的儲能項目累計裝機規模最多，約占全球總裝機的45%, 其次是曰本和中國，分別占33%和11%。2016年，除了美國、中國、曰本外，德國、韓國、澳大 利亞等國家新増裝機規模相對較大，儲能系統產品供應商中，排名前五的為LG Chem、三星SDI、 比亞迪、NGK和kokam,合計市場份額約73%,其中LG Chem、三星SDI、比亞迪、kokam主要 走鋰電技術路線，NGK為鈉硫電池路線。
1.3全球電化學儲能產業有望加速發展
整體來看，全球電化學儲能裝機規模較小，但呈加速發展之勢，從2015年下半年開始，國際儲能市 場發展迅速。根據CNESA的統計，2015年7月-2016年12月，全球新増的規劃儲能裝機為2.5GW (不包含抽水蓄能和儲熱），用戶側儲能市場和調峰調頻輔助服務市場是兩個主要發展領域。
2、美國：補貼、強制采購等政策助推儲能發展
美國儲能發展處于引領地位，截至2015年底，美國在運行的儲能項目累計裝機規模占全球總裝機的 45%。2016年美國儲能新増裝機中，戶用和商用合計約占25%，公用事業約占75%。根據GTM Research的預測，2022年美國儲能新増裝機規模將達2.6GW，市場規模預期達到33億美元， 2017-2022年的儲能市場累計規模將達到110億美元。
加利福尼亞州作為美國儲能產業發展的標桿地區，在工商業用戶側、電力系統調峰、調頻輔助服務、 大規模可再生能源并網等領域安裝應用了大量儲能項目。加州儲能產業的發展受益于政策的支持， 其先后制定實施的儲能采購目標、SGIP儲能補貼計劃等政策，對于其他國家和地區推動儲能產業發 展提供了一定的借鑒。
2.1SGIP儲能補貼 2001年，美國加州頒布自發電系統激勵計劃（SGIP ),為安裝在客戶端的分布式發電技術提供補貼， 用于激勵電力用戶在用戶側自建發電設施，鼓勵新能源和綠色技術的發展，該計劃由加州公用事業 委員會（CPUC )實施。
2008年，CPUC決定將先進的儲能技術加入到可以獲得SGIP補貼援助的技術列表中，有效期為 2010~2020年。據SGIP數據庫統計，截至2016年4月底，在SGIP激勵下開展的儲能項目（含申請、待審批、已審批、已交付補貼資金、已完成）共計2030個，累計裝機規模達228.4MW，補 貼金額總計約3.4億美元，占項目總成本的49%。其中特斯拉是申請項目數量最多的廠商，約占到項目總數的32%。
2016年,CPUC對SGIP采取進一步的調整，將未來三年SGIP的75%的項目預算都將分配給儲能, 規定單個項目最大補貼額度不超過500萬美元，單個開發商獲得的補貼占比不超過20%等。
2.2強制采購計劃
2010年9月，加州政府通過AB2514法令，授權CPUC研究制定高效、低成本儲能技術的強制采
購方案，要求電力公司按照加州總發電容量配置一定比例的儲能系統，以更有效地利用可再生能源 發電，進而降低溫室氣體排放。
2013年10月，CPUC制定儲能強制采購目標計劃，三大公共事業公司（南加州愛迪生電力公司、 太平洋天然氣與電力公司、圣地亞哥天然氣與電力公司，三家約占加州電力供應的四分之三）將在 2014-2020年之間通過實施4輪采購，在2024年之前安裝投運1325MW儲能系統。此外，非營利性的公共事業公司（包括能源服務供應商和社區電力合作社）需要采購年最大負荷1%的儲能。
2016年，加州通過A.B.2868法案，要求三大公共事業公司通過申請新項目和投資的方式，加速部 署高達500MW的分布式儲能，意味著加州強制采購計劃將在2013年設立的1.325GW儲能采購目 標的基礎上再増加500MW。
三、國內蓄勢待發，儲能將迎機遇期
1、國內儲能規模尚小，發展潛力大
據CNESA不完全統計，截至2016年底，中國投運儲能項目累計裝機規模24.3GW,同比増長4.7%。 其中電化學儲能項目的累計裝機規模達243MW,同比増長72%。2016年中國新増投運電化學儲能 項目的裝機規模為101.4MW,同比増長299%,發展勢頭迅猛。
從應用領域來看，截至2015年底，應用于分布式發電及微網儲能系統累計裝機最大，占總裝機規模 的56%，其次是可再生能源并網。2016年新増投運電化學儲能項目中，可再生能源并網是應用規模最大的領域，占比55%。
從應用技術類型來看，截至2015年底的儲能項目統計情況，鋰離子電池是最為常用的技術類型，約 占所有項目的66%，其次是鉛蓄電池（鉛炭），約占15%，液流電池占13%。2016年中國新増投運 的電化學儲能項目幾乎全部使用鋰離子電池和鉛蓄電池，兩類技術的新増裝機占比分別為62%和 37%。
從主要的供應商來看，2016年中國排名前五位的儲能系統供應商分別為：陽光三星、圣陽電源、科 陸電子、寧德時代、欣旺達，五家企業的新增投運儲能裝機總規模超過2016年中國新增投運項目裝
機規模的90%。從技術路線看，陽光三星、科陸電子、寧德時代、欣旺達的新増儲能項目主要采用 鋰離子電池技術，圣陽電源的新増儲能項目主要采用鉛蓄（鉛炭）電池技術。
總體來看，我國儲能裝機規模尚小，這與其所處的發展階段相關。我國儲能市場大致可分為三個發 展階段：一是技術驗證階段（2000-2010年），主要是開展基礎研發和技術驗證示范；二是示范應用 階段（2011-2015年），通過示范項目開展，儲能技術性能快速提升、應用模式不斷清晰，應用價值 被廣泛認可；三是商業化初期（2016-2020年），隨著政策支持力度加大、市場機制逐漸理順、多領 域融合滲透，中國儲能項目裝機規模快速増加、商業模式逐漸建立。目前來看，經過多年培育，我國儲能產業商業化漸行漸近。
根據CNESA的預測，到2020年，基于常規假設下的我國應用于可再生能源并網、分布式發電及微電網、輔助服務、電力輸配等領域的電化學儲能累計裝機規模將達2GW，是2015年底累計裝機量 的15倍。
2、有利因素積聚，國內儲能發展有望換擋提速
2.1實質性政策出臺助力儲能商業模式構建
2016年之前，國內儲能相關政策大多是對儲能技術或示范項目的支持，在構建商業模式方面的政策 支持力度很小。2016年以來，支持儲能發展的實質性政策逐個出臺，對于構建儲能參與輔助服務的 商業模式具有重要意義。
2016年6月，國家能源局出臺《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制 試點工作的通知》，該文件是首份針對儲能行業的實質性支持政策，明確了電儲能參與輔助服務的市 場主體地位，提出按效果補償原則，各省（區、市）選取不超過5個電儲能設施參與電力調峰調頻 輔助服務試點。
目前東北試點的調峰輔助服務市場，已經為儲能提供了潛在的商業模式。2016年11月，東北能源 監管局發布《東北電力輔助服務市場運營規則（試行）》，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨 立輔助服務提供商等投資建設電儲能設施，明確充電功率在10MW及以上、持續充電時間4小時以上的電儲能設施，可參加發電側調峰輔助服務市場。
2017年，國家能源局出臺《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見（征求意見稿）》，提出“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，擬研究出臺針對性補償 政策。據報道，2017年2月，中國智慧能源產業技術創新戰略聯盟儲能專委會聯合中國價格協會 能源和供水價格專業委員會（國家發改委主管的中國價格協會的分支機構）召集沃太能源、CATL、 杉杉凱勵新能源、ABB、中益能等儲能行業中的領軍企業，召開了第一次儲能電價補貼征詢座談會， 聽取企業對儲能價格補貼等意見。可以預見，未來儲能補貼相關政策如能出臺，將對儲能產業起到明顯推動作用。
2.2棄風棄光問題突出，電改激活用戶側
近年，國內風電、光伏等新能源發展迅猛，以風電為例，截至2016年底，國內累計風電裝機規模達 148.6GW,約占全國電源裝機容量的9%。
在國內風電、光伏裝機規模快速攀升的同時，棄風、棄光問題曰益突出，根據能源局相關數據，2016 年全國光伏電站棄光率達到9.6%,風電棄風率則達到17%,其中西北、東北地區問題尤為突出。
棄風棄光產生的重要原因之一是電源結構不合理，系統調峰能力不足，有關研究顯示，我國“三北” 地區火電占比近70%,而抽水蓄能、燃氣機組等靈活調節電源比重不足4%。因此，為有效解決棄 風棄光問題，提升電網對新能源的消納能力，需加強儲能等靈活調峰調頻電源建設。
此外，國內新電改的持續推進客觀上為儲能發展創造了有利條件。
2015年3月“中發9號文”出臺，拉開了新一輪電改大幕。新電改明確了“三放開、一獨立、三加 強”的總體思路，其中“三放開”包括放開新增配售電市場、放開輸配以外的經營性電價、放開公益性調節性以外的發電計劃。隨后，相關的配套政策文件陸續出臺，包括做好電力需求側管理城市綜合試點、推進售電側改革、有序放開配電網業務、開展增量配電網業務改革試點等，這些改革激 發了電力用戶側的活力，推動了新能源微電網、需求側響應的發展，也為儲能提供了較好的應用場景，拉動儲能需求。
2.3儲能技術的快速發展以及成本的快速下降
隨著近年儲能裝機的快速增長，儲能技術也在逐漸成熟，電池循環壽命等性能提升；同時，新能源 汽車產業的異軍突起帶動了鋰電池技術發展和成本快速下降。根據彭博新能源財經的調查統計，鋰電池儲能系統平均價格自2010年以來持續下跌，2013年到2016年跌幅超過一半，從599美元/KWh 跌至2016年的273美元/KWh，未來有望進一步快速下降。 圖表32鋰電儲能電池系統平均成本快速下降。
儲能成本的快速下降使得一些商業模式可行。以工商業峰谷價差套利為例，根據蘇價工【2016】1 號文件，江蘇省1-10千伏普通工業用戶峰谷價差可達1.0052元/度電，由于儲能系統成本的下降， 該峰谷價差使得儲能存在一定的套利空間。
按照市場價格，假設磷酸鐵鋰電池系統（含BMS及其他附件）價格1800元/kWh，儲能PCS售價 500元/kW，則一個1MW/4MWh的磷酸鐵鋰電池儲能系統初始投資770萬元。考慮一年運行天數 340天、每天一次完整的充放，運行成本0.05元/kWh，則1MW/4MWh儲能系統每年的凈收益約 130萬元，靜態投資回收期約6年。這一投資回收期依然偏長，但如果考慮未來儲能在除峰谷價差 套利以外的其他服務收益（如需求側響應、延緩變電擴容、電能質量等），儲能已初具商業價值。未來隨著成本的進一步下降，儲能的經濟性將逐步凸顯。
3、各應用場景大項目井噴，國內儲能發展即將提速
2016年以來，儲能大項目呈現井噴之勢，這些項目涵蓋輔助服務、可再生能源并網、新能源微電網及工商業用戶側等各個領域。儲能大項目的涌現一方面表明儲能的價值正在得到越來越廣泛的重視 和認可，另一方面也將進一步促進儲能產業的發展成熟。值得注意的是，除了工商業用戶側以外， 其他領域的大項目大多仍是以示范項目的形式出現，我們判斷國內儲能的大規模推廣將在這批大型 示范項目建成投運之后，即便如此，這批大型示范項目本身就足以支撐未來兩年國內儲能裝機的高 速増長。
3.1輔助服務領域
2016年4月，國家能源局批復同意大連開展液流電池儲能調峰電站建設，并列為國家化學儲能調峰電站示范項目，主要為了解決大連及遼寧電網曰益嚴峻的調峰能力不足和棄風限電問題。2016年 10月，大連融科儲能技術發展有限公司與大連市熱電集團有限公司簽訂戰略而作協議，擬建設 200MW/800MWh全釩液流儲能電站，計劃于2018年底建成投運。
2016年12月，國家能源局公布首批多能互補集成優化示范工程，其中6項為風光水火儲多能互補 系統工程。以海西州多能互補集成優化示范項目為例，該項目總投資約63.7億元，規劃總裝機容量 700MW,其中包括200MW光伏發電項目、400MW風電項目、50MW光熱發電項目及50MW儲能系統，計劃于2018年年底全部建成。
3.2新能源微電網領域
（1）二連浩特可再生能源微電網示范項目。該項目2015年10月獲得國家能源局批復（《國家能源局 關于二連浩特可再生能源微電網有關事項的復函》)，共分為7個集群，建設規模為2.535GW的發 電裝機，另外配套儲能設施160MW，總投資規模95億元，項目實施時間為2016~2020年。
（2）28個微電網示范項目。2017年5月，國家能源發布《關于印發新能源微電網示范項目名單的通 知》，28個新能源微電網示范項目獲批，未來有望通過PPP模式實施，能源局鼓勵地方政府對于示 范項目給予一定的投資補貼，或在項目貸款上給予以一定比例的貼息支持。據不完全統計，這批示 范項目擬建設的電儲能規模約140MW,其中太原西山生態產業園微電網單個項目擬建設的電儲能規模達60MW。
3.3工商業用戶側
隨著儲能成本的下降，工商業用戶側的儲能應用逐漸活躍，以南都電源為代表的儲能企業開始布局， 主要盈利模式為峰谷電價差套利，兼顧參與需求響應、延緩電力系統改造升級、參與電力輔助服務 等收益點。截至2017年5月，南都電源累計簽約儲能電站總容量達1600MWh,總投資額約為20 億元，其中以工商業用戶側儲能為主。
隨著儲能成本的下降，工商業用戶側的儲能應用逐漸活躍，以南都電源為代表的儲能企業開始布局， 主要盈利模式為峰谷電價差套利，兼顧參與需求響應、延緩電力系統改造升級、參與電力輔助服務 等收益點。截至2017年5月，南都電源累計簽約儲能電站總容量達1600MWh,總投資額約為20 億元，其中以工商業用戶側儲能為主。
四、投資建議
我國儲能仍處于發展的初級階段，過去主要通過示范項目的形式推進儲能發展，當前擬建設的大型 儲能項目也是以示范項目為主，未來商業模式構建是儲能產業大規模推廣的關鍵。從商業模式的角 度，國內輔助服務市場和工商業用戶側的儲能項目盈利模式相對直接清晰，有望率先實現商業化。
輔助服務方面，東北地區已經開展輔助服務試點，電化學儲能在調峰輔助服務等方面已獲得市場主 體地位，在國內棄風、棄光問題嚴重的情況下，國內輔助服務市場有望進一步放開。而且國外已經 有商業化的儲能參與輔助服務的項目，國內在技術成熟度及相關基礎研究方面具備實現產業化的基 礎條件。看好北京睿能采用的儲能與燃煤火電機組聯合運行調頻的模式以及大連融科大型儲能電站 調峰的模式，建議關注A股上市公司里具有儲能參與電網調頻運行業繢的科陸電子。
工商業用戶側，在固定的峰谷價差下，隨著儲能綜合成本的下降投資回收年限將逐漸縮短，伴隨電 改的推進，需求側響應等輔助盈利點也有望進一步明晰。建議關注通過“投資+運營”模式大力拓展 工商業用戶側儲能、具備儲能系統整體解決方案能力、卡位優勢明顯的南都電源。
目前，國內布局儲能的企業較多，但多數企業僅限于布局，儲能在其業務中占比很小，從彈性的角 度，建議關注在鉛炭領域具有較強技術實力、項目工程經驗豐富的圣陽股份。
1、科陸電子
公司是國內鋰電儲能的代表性企業，具有從儲能電池、PCS、BMS (電池管理系統）到EMS (能量 調度系統）的完整產業鏈，儲能系統集成能力強，產品覆蓋電網級儲能系統、商用儲能系統、戶用 儲能系統，具有豐富的儲能項目運行經驗。
2016年，公司投資建設的國內第一個商業化運行的風光儲電網融合示范項目投運，該項目含15MW 光伏、10MW風電、10MW儲能，集成了 MW級儲能技術、能量路由器PCS技術和虛擬電廠能量 管理與控制等核心技術；2017年4月，公司參與的山西同達電廠9MW/4.478MWh儲能AGC調頻 項目順利建成，該項目是目前國內規模最大的儲能電力調頻項目；2017年5月，公司中標綠色儲能 技術研究院500MWh電儲能工程總包項目，中標金額約15億元，計劃于2017年年底建成投運。 隨著國內儲能行業發展提速，公司培育多年的儲能業務有望進入收獲期。
2、南都電源
公司是鉛炭儲能的領導者，利用鉛炭電池優越性能，采用“投資+運營”模式大力推廣商業儲能，2016 年實現儲能業務收入1.7億元，簽約的儲能項目達1000MWh,截至2017年5月，累計簽約儲能項
目總容量達1600MWh,總投資額約為20億元。同時，擬與中國建設銀行聯合發起設立南都儲能電 站基金，主要用于儲能電站項目的投資和運營，第一期資金出資總額擬為50億元，有助于加速公司 儲能電站商用項目的市場拓展、規模擴張和落地。
此外，公司擬收購華鉑科技剩佘49%股權，向上整合鉛酸蓄電池的回收處理和再生鉛的生產業務， 打造形成“鉛回收-鉛再生還原-鉛冶煉-鉛蓄電池”上下游一體化的產業鏈格局，能進一步提升公司 在鉛炭儲能領域的成本優勢和競爭力。
3、圣陽股份
公司2014年引進曰本古河電池公司先進的FCP鉛炭技術及產品設計和制造經驗，生產的鉛炭儲能 電池具有大容量、深循環、長壽命特點，70%DOD循環壽命可達4200次以上，大幅降低了電池度 電成本。其儲能系統増先后應用于中廣核曲麻萊7.203MWp離網光儲電站、南方電網500kW風光 儲一體化電站等項目，具有較為豐富的工程經驗。
2016年，公司FCP鉛炭儲能系統成功中標世界海拔最高、規模最大的光儲柴（油）微網電站一 華電西藏尼瑪縣可再生能源局域網工程，為該工程提供36MWh鉛炭電池組，該工程最終入選2017 年儲能應用創新典范TOP10,也納入到國家能源局2017年重點推進的儲能工程項目之一，進一步 確立了公司的儲能市場行業地位。
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