锂电储能市场发展回顾及趋势研究

电网侧项目高度依赖各地电网规划，可持续增长及潜在空间仍然取决于电网的资本支出。从商业模式看，电池和储能设备企业基本以投标工程建设和设备采购的方式参与其中，运营环节基本不向第三方开放。未来电网侧项目仍然有一些问题需要解决：一是项目的商业价值计量不透明不公开，无法定价。到底发挥了多大作用，产生了多少优化收益，还难以精确计算。这就导致无法精准计价，更无法将储能的价值体现到输配电价当中。二是储能资产在电网中的身份地位未定，无法归属为输配资产，这同样影响了储能后续的定价问题。目前开工的项目是以租赁模式来解决资产归属，但是从访谈中了解到行业对于解决这一问题充满信心。三是成本仍需要下降。从公布中标情况看，系统平均成本已经达到2元/Wh左右（其中电池成本1-1.3元/Wh）。如果未来在开放市场下与其他辅助服务方式如燃气轮机等竞争，电池储能系统成本仍需要进一步下降，据测算，系统成本如果做到1.4元/Wh时，电网侧储能与主流方式具备充分的竞争力。总体而言，电网侧储能仍将是近两年锂电储能的主要市场，考虑到国网最新发布的“三型两网”规划，尤其是“泛在电力物联网”战略，储能能够有效连接电力、电网、用电端，促进任何时间地点、人和物之间的能源连接和信息交互，有效支持泛在电力物联网建设，电网主导的储能建设仍将保持快速发展。

（二）可再生能源并网

截至2018年底，我国可再生能源发电装机达到7.28亿kW，同比增长12%，约占全部电力装机的38.3%。其中风电装机1.84亿kW、光伏装机1.74亿kW、分别同比增长12.4%和34%。全年可再生能源发电量达1.87万亿kWh，占全部发电量比重为26.7%。可再生能源电力具有波动性，难以完全匹配稳定的用电需求。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。2018年弃风电量277亿kWh，平均弃风率7%；弃光电量54.9亿kWh，平均弃光率3%。同时可再生能源电力并网也带来了冲击隐患，产生大量调峰调频的需求。

储能系统可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，从而改善电能质量、提升可预测性和利用率。风光储一体也应用于各示范工程中，如格尔木光储电站、吉林风蓄储示范工程、张家口风光储示范工程等。通常锂电储能功率配比约为10%，容量在0.5h-2h之间。按照2018年底国内风电光伏装机合计358GW，配套10%储能计，仅存量就存在35.8GW潜在空间，能够带来30-50GWh的电池需求。但实际除示范工程外风光电站几乎没有安装储能系统。经过对部分风光电站运营方访谈，得知储能大大增加了建设成本，对发电平价造成不利影响。现有补贴模式下安装储能尚不存在经济性，电站的上网电量也未必能通过安装储能获得明显提升。

随着风光电成本的持续下降，到2020年如果顺利解决平价上网的第一步，提升上网质量必然将成为接下来的发展重点。因此解决清洁能源消纳和优化平抑波动将成为可再生能源并网领域应用储能的主要动力。2018年11月，发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，对2018-2020年间的弃风弃光率制定了年度任务，并对重点省份提出了目标要求。行动计划多处提到储能产业，要求“统筹推进集中式和分布式储能电站建设，推进储能聚合、储能共享等新兴业态”。同时华北能监局、西北能监局修订了对新能源的考核办法，被外界称为“两个细则”。其中要求风电场、光伏电站必须具备一次调频功能，如果不满足考核要求则需要缴纳补偿费用。“两个细则”如得以严格执行，加装储能装置也将重新成为风光电站的选择之一，一方面可减少弃风限电的损失，另一方面未来可通过参与电力辅助服务获得收益。

总体而言可再生能源并网将是下一步潜在空间较大的市场，风光储一体会逐渐提高占比。但是风光电站首先要面临2020年补贴取消的压力，一段时间内平价仍然是最关注的事情。加之现阶段风光电站加装储能只能依靠限电时段的弃电量存储，投资回收周期漫长。因此该市场启动尚需时日，恐怕要在2020年补贴取消后，产业链调整稳定，储能收益多样化后才会大规模爆发。

（三）辅助服务-火电储能联合调频

电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。其中有偿辅助服务包括AGC、备用、无功服务和黑启动等。目前储能在其中获利模式最清晰，市场参与方最积极的模式是火电储能联合调频。电网在区域内对火电机组的响应情况爬坡速率等通过kp值进行考核，由考核靠后企业补偿考核前列企业。因此火电企业有动力改善自身调节能力，联合锂电储能系统可以对负荷作出快速反应，提升火电机组的调频考核指标。一般而言，2台300MW火电机组需配置的储能装置为9MW/4.5MWh。

2017年开始，随着部分电网区域对火电储能联合调频给出较为清晰的补偿机制，该领域商业化模式最先成型。仅2018年上半年，已建、在建和中标项目已经达到至少20个，投资主体和利益分成模式日趋多元，出现了睿能世纪、科陆电子等主要建设企业。目前的商业模式主要是由社会资本进行投资建设，在随后的运营期内投资方与电厂对补偿收益进行分成，通常在投资成本收回前后两个阶段采用不同的分成比例。按照前期七三开，后期三七开的分成比例，多数项目2-4年即可收回投资，经济效益良好。

尽管该市场商业化程度最高，启动最早收益最好，但市场空间其实相对较小。一是在机制尚未形成的区域无法推广；二是配套储能比例较低仅为2-3%/0.5h，项目规模有限；三是现有机制仍然是零和博弈，该区域内火电企业如果都加装储能提高响应，则收益性将大大降低；四是火电厂议价权较强，当前分成比例已经远不如早期项目。值得注意的是，这是锂电储能在现有机制下，唯一能够借助火电通道直接服务电网获利的模式，这也是该模式尽管潜在空间不大，但是市场最为活跃的原因。

（四）用户侧储能

用户侧主要是在个人用户、工商业企业和工业园区安装储能系统。理论上用户侧储能除了峰谷差套利，还可以实现多种收益，如果能够实现多种收益叠加，则经济性相对较好，理论收益如下表：

表4：用户侧储能的多种收益途径

从理论上看，用户侧应当是锂电储能市场空间最大的领域，国外发展趋势也是如此。但从实际规模看，2018年前三季度用户侧储能累计投运295MW，2017年同期231MW，速度并不快。新装机比重也被电网侧反超，据不完全统计，用户侧储能在2018年新增装机中占比已经降至10%左右。用户侧发展缺乏动力的主要原因是收益差和风险大。收益差的原因主要是获利途径单一，在用户侧主要收益依靠峰谷价差套利，加之大部分地区的峰谷价差有限，导致用户侧储能投资回收期比较长。按照储能系统成本2元/Wh，施工建设等成本1元/Wh计，假设日充放电两次（峰谷+平谷，90%深度充放，15%损耗），峰谷价差0.9元/度，平谷价差0.4元/度，则投资回报周期约为8-9年。如果考虑锂电池衰减，尤其是两充两放衰减加速，则需要超出10年收回投资。加之去年开始一般工商业电价下调10%以及大工业两部制电价的出台，使得全国很多地区的峰谷价差仍在缩小，单一依靠峰谷差的收益性不理想。而且期间如果用户企业无法正常经营生产，也会造成投资难以收回，这给项目带来更多不可控的风险。用户侧收益单一、长期运营缺乏保障，对社会资本吸引力很低。只有用电方还涉及到备电、扩容等综合需求时，才会考虑配置储能。

用户侧储能想要大规模发展，还需要在“开源节流”上下功夫。开源是指电力辅助服务市场更多向用户侧储能开放，除峰谷差套利外给用户侧更多收益来源。节流是指储能系统成本的进一步下降，缩短投资回收周期。尤其是如果分布式光储系统的成本下降后，用户侧储能与分布式光伏结合将成为发展方向。近期江苏省工业园区给予用户侧储能自项目投运后按发电量（放电量）补贴3年，补贴业主单位0.3元/kWh的优惠，也为用户侧储能发展提供了助力。

此外，海外发展较好的户用储能也应归入用户侧。一般包括3-10kWh电池组和BMS管理系统，如果该家庭装有光伏发电，则还需要并网逆变器和交流负载。家庭储能一是可以作为应急备用电源；二是可以提供峰谷差存放电，降低家庭能源费用；三是与光伏等结合构成家庭能源系统，甚至可以上网售电。全球家庭储能市场不大，但是在一些地区开展情况较好。一是以德国和澳洲为代表，户用新能源系统发展较好的地区。目前德国已经有1/3的家庭装上屋顶光伏系统，而澳大利亚也有200万户安装了光伏，可以通过加装储能系统进一步降低家庭能源费用。二是如东南亚、印度等地区，本地电网不稳定，需要家庭储能作为应急电源。预计未来全球家庭储能仍将在德国、澳洲等高电费、户用光伏比例高的国家快速增长，预计2018年销售超过15万套。国内由于家庭电费较低，发展机会不大。

（五）通信备用电源

之所以把通信备用电源单独列为一节，一方面通信备用电源对于电池的要求和上面所述四类储能应用有所不同，行业内有声音认为，通信备电严格说不应列入储能；另一方面通信备电的市场非常大，未来几年的采购量仍将远超上述四类储能的容量。因此对这个领域也做简单介绍。

过去大型基站以铅酸电池为主。随着锂电行业逐步发展，在当前成本及成本下降预期下，锂电池取代铅酸应用已成为必然趋势。2016年后，运营商新招标的项目多以锂电池为主。通信备电的市场主要包括两部分，一部分是新建基站的储能构成每年市场的增量；一部分是存量基站电池的到期替换构成每年市场的基础量。对2017-2018年的招采公告查询，三大运营的锂电备电年采购规模约为1.5-2GWh。而中国铁塔的规模可通过港股招股书查询计算，按照1个基站对应48V500Ah（24kWh）的电池计算，180万个基站存量电池规模约为43GWh。同时考虑到国内基站的建设周期主要集中于2013年起的4G建设高峰（仅2014年就建设基站98.8万个，占到现有规模的一半），以电池寿命6年计算，到期替换的高峰将在2020年左右出现。中国铁塔宣布今年起不再采购铅酸，考虑到梯次电池规模不足以满足，因此在2020年前后会有一波锂电采购替换的需求集中出现。再加上每年新建5-10万个基站，将带来1.2-2.4GWh的锂电需求，合计将有每年10GWh左右的电池需求，由铁锂电池和梯次利用电池满足。

三、国内主要储能行业企业概况

根据CNESA的定义，储能行业参与主体可以划分为向客户提供储能技术本体、电池模组，电池系统的储能技术提供商；从事储能系统集成业务，向客户提供成套储能系统产品包括本体、BMS、PCS、EMS及其它配件的储能系统集成商。2017年中国储能技术提供商规模前五为南都电源、双登集团、圣阳电源、中天科技、三星SDI，中国储能系统集成商规模前五名为南都电源、阳光三星、科陆电子、双登集团、中天科技。2018年的储能项目中标信息显示，除了上述企业，还有睿能世纪、亿纬锂能、国轩高科、比亚迪等企业积极参与储能市场。

（一）南都电源

南都电源主要从事通信电源、绿色环保储能应用产品研究、开发、制造和销售，并为后备电源、动力电源及特殊电源领域提供完整的解决方案和服务，主导产品为铅酸蓄电池，近年也开始提升锂电产品占比。2018年半年报中，南都电源第一次将“储能电源及系统”作为单独的业务领域公布业绩。

表5：南都电源2018年半年报各业务领域业绩情况

南都电源早在2008年就涉及储能电池及系统集成技术研发，2015年开始参与储能商用化项目建设，其电化学储能应用在规模化、安全性、经济性等方面已经成熟，形成规模化应用。截至2017年底，南都电源储能电站签约总规模已超过2000MWh，投运规模超过300MWh。2018年上半年，南都电源中标河南电网100MW储能项目，其中9.6MW河南信阳龙山项目已经交付。此外与镇江新区多家重点企业集中签约的储能电站项目，为全国最大规模用户侧分布式储能项目。此外为德国Upside公司建设50MW的调频服务储能系统项目，进入欧美电力辅助服务市场。在2017年，南都与三峡建信等合作成立了三峡南都储能投资基金，一期募集资金总规模为20亿元，为储能项目建设提供资金支持。

（二）科陆电子

科陆电子是国内领先的综合能源服务商，产业链包括能源的发、输、配、用、储，产品包括智能配电设备、电仪器仪表、新能源接入设备、储能系统等。

表6：科陆电子储能业务业绩情况

科陆电子从2009年开始致力于储能领域，现拥有较为完善的储能解决方案及储能系统集成能力，PCS是其优势领域。截至2018年已累计完成超过400MWh的并离网储能系统项目。科陆电子在火电储能联合调频市场发力较早，建成运行如山西同达电厂、平朔储能AGC调频项目、内蒙古上都电厂等一批项目，确立了其在储能联合调频领域的领先地位。截至2018年上半年，科陆电子的储能调频项目已达10个，建设规模合计120MW/60MWh。此外科陆电子与LG化学合资成立的无锡陆金新能源，重点布局海外户用储能及商用储能产品，在日本已实现批量交付。科陆电子还是国能电池的第二大股东，与国能共同开发应用软包磷酸铁锂储能电池。去年8月4日，科陆电子控股股东向深圳市国资委平台公司远致投资转让1.52亿股，成为深圳国资控制企业。为缓解现金流紧张问题，科陆电子将逐步剥离光伏电站等资产，并向恒大转让了卡耐新能源，将有限的资源投入到储能等核心业务中。