今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出，要构建以新能源为主体的新型电力系统。由于风电、光伏等新能源具有间歇性、不稳定的特点，大规模的新能源并网将给电网的稳定性和安全性带来威胁，按照欧洲发达国家的经验，当风电、光伏发电超过电网总功率的6%时，就会影响电网的稳定运行。

目前我国电力结构如下图，新能源装机量已迫近电网消纳能力的极限，必须要加装储能装置以实现新能源发电的可控，推动能源系统由目前以化石能源为主导转向以新能源为主导。

图 1：2020年我国电力能源结构

储能项目的收益主要取决于：

（1）电价：电源电网侧的调峰/调频辅助服务费、用户侧的峰谷价差。

（2）成本：我国抽水蓄能电站的度电成本约为0.21-0.25元/kWh，电化学储能的度电约为0.6-0.8元/kWh。

图 2：储能项目收益杠杆

抽水蓄能是目前最成熟、成本最低、已投运装机规模最大的主流储能技术，但抽水蓄能对建造地址要求较高，开发周期长。

图 3：抽水蓄能电站工作原理

2020我国已投运水电装机容量为370GW，其中抽水蓄能31.49GW，据统计我国水电开发极限是432GW，容易开发的水电资源已开发完毕，因此发展新型储能刻不容缓。

电化学储能是目前发展势头最好的新型储能，以锂电池为主，在电动车规模效应的带动下，锂电池价格快速下降，年度降幅接近15%。

2018年，随着电芯价格跌破1元/WH，全球电化学新增装机量同比增长305%，首度突破GW大关达到3.7GW。

同期我国电化学新增装机0.7GW，同比增长465%，增速为历年之最。

我国早期的储能设施主要由电网投资，用以削峰填谷，备用调节。2018年，江苏、河南、湖南等省电网公司相继发布了百MW级储能项目的采购需求，促使当年新增投运的电网侧电化学储能规模达到206.8MW，占全国新增电化学储能规模的36%，居各类储能应用之首。

然而，2019年5月发改委、能源局印发《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号），明确“电储能设施不得计入输配电定价成本”，为电网侧储能建设踩下了急刹车，叠加工商业电价下降导致峰谷价差收窄，导致2019年国内电化学储能新增装机量同比下降13%，仅为0.61GW。

2020年底，我国储能行业的系统成本突破了业内公认的1500元/WH的关键拐点，新增电化学储能储能装机规模达到1559.6MW，首次突破GW大关，是2019年同期装机量的2.4倍。

通过回顾行业发展历史的重要拐点可以看到，作为过去主流储能技术的抽水蓄能，其开发潜力已迫近天花板；化学储能将贡献当前及未来一段时间内的主要新增储能装机量，成为当下的主流储能技术，这其中最核心的原因是成本；储能行业尚处于商业化初期，政策对其发展将施加决定性的影响。

据中关村储能产业技术联盟(CNESA)《储能产业研究白皮书2021》不完全统计，截至2020年底，全球储能项目累计已投运装机规模达191.1GW，同比增长3.4%。其中：

1）抽水蓄能累计装机规模最大，达172.5GW，同比增长0.9%；

2）电化学储能和锂离子电池的累计装机规模均首次突破10GW，分别达到14.2/13.1GW，其中2020年全球电化学储能新增装机达4.7GW，同比增长62%，占据了主要增量。

图 8：全球电化学储能新增装机及增速

截至2020年底我储能项目累计已投运装机规模达35.6GW，同比增长9.8%。其中：

1）抽水蓄能的累计装机规模最大，达31.8GW，同比增长4.9%；

2）其次是电化学储能，装机规模为3.3GW，同比增长91.2%，其中2020年新增装机首度突破1GW，处于快速增长之中。

目前我国储能市场形成了与电力系统“发-输-配-用”环节相对应的电源侧、电网侧、用户侧三大相对成熟的应用场景。

具体来看：

1、发电侧，储能系统可以解决风电、光伏由于间歇性和不稳定而对电网造成的冲击，以及由此带来的弃风弃电问题。

2、电网侧，储能系统可提供削峰填谷和调峰调频等辅助服务，保障电网稳定运转。

3、用户侧，储能系统可用于削峰填谷，节省电费；也可以用作备用电源，保障用户用电安全。

图 12：2021年上半年储能项目应用分布

储能产业链全景图如下：

上游包括储能电池原材料及零部件供应商，中游即储能电池设备供应商及系统集成商，下游为安装商及终端用户。

储能系统成本，电池占比达60%，其次是PCS（变流器）、EMS（能量管理系统）和BMS（电池管理系统），占比分别为20%、10%和5%。

1、政策规划

2021年7月，发改委、能源局正式发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称“意见”），提出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达30GW以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展。在规划引导方面，《意见》提出大力推进电源侧储能项目建设，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目；积极推动电网侧储能合理化布局；积极支持用户侧储能多元化发展。

按意见的主要目标，到2025年，我国新型储能装机规模将从2020年底的3.28GW增加到2025年的30GW以上，对应未来5年年均复合增速超过55%，其中锂电池将是主力军。

2、需求测算

自2015年以来，我国最大用电负荷年均复合增速为7.4%，明显快于用电量增速，如果按照该增速，在2021年最大用电负荷为1189GW的基础上，可以预测得到2025年我国最大用电负荷接近1700GW。

据中电联预测，2025年我国发电装机容量为2850GW，按火电、核电接近满发，水电、气电50%出力，风电10%出力，光伏0出力来计，对应近1600GW的出力，最大用电负荷出现时，有将近100GW的负荷缺口。

到2025年，国内抽水蓄能装机预计接近60GW，剩余近40GW的调峰任务将主要由电化学储能承担，这一结果与《意见》提出的到2025年实现新型储能装机规模达30GW以上的规划目标大体相符。

目前，不同场景下储能的盈利模式及发展阻碍如下

储能项目的受益方为电力系统和电力用户，但当前我国市场电价体系仍未完全建成，储能项目收益方式、成本传导机制尚不明确，加之储能属于典型的长周期投资、重资产项目，因此各方没有自主建设储能项目的强烈意愿。

1、发电侧：2021年8月能源局发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模；地方层面，以山东为例，2021年7月发布了《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》，要求加快储能设施建设，自2021年起，新增集中式风电、光伏发电项目原则上按照不低于装机容量10%配建或租赁储能设施。政策层面对发电企业自建或租赁储能项目提出了指标要求和激励措施，但由于储能项目的建设属于纯成本，因此发电企业对储能项目的主要需求为低成本。

2、电网侧：《意见》提出“明确新型储能独立市场主体地位。研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场。因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场。鼓励探索建设共享储能。”这为后续新型储能作为独立于发电企业、电网系统的市场主体打开了窗户，但目前这一部分仍处于早期拓荒阶段。

3、用户侧：正如前文分析，全面执行市场化分时电价、扩大峰谷价差将进一步驱动储能发展，工商业配储空间全面打开；家用储能方面，我国相关市场需求将稳步增长，国外部分地区将率先放量。

综合来看，在我国电力系统不稳加剧、电储能设施不得计入输配电定价成本、新增风光项目需要按比例配套储能的前提下，博弈的主要压力落在新能源发电企业一方，可以预见，《意见》所规划的到2025年实现30GW以上新型储能装机规模中，主要增量来自于发电侧。而储能可作为独立市场向发电侧企业提供容量租赁，向电网侧提供辅助服务，一旦相关准入条件、交易机制和技术标准被理顺，笔者认为其增量会高于新能源发电侧储能。用户侧方面，需求将受工商业电价市场化和停限电事件的影响而提前出现时段内高峰，然后稳定增长。

1、需求视角

（1）第三方储能

在储能作为独立主体参与市场条件尚未成熟的情况下，可以预先关注面向源网侧储能的永福股份、上能电气、星云股份等。

（2）用户侧

在用户侧需求高潮即将到来的前提下，可以关注面向工商业储能的盛弘股份、苏文电能等，以及面向户用储能阳光电源、固德威、锦浪科技、德业股份、科士达等。

2、供给视角

由于储能行业尚处于商业化初期，产业链各环节发展阶段不一，投资逻辑也不尽相同，因此从产业链中确定性较高的部分和增量市场分别解析：

（1）确定性较高的部分

储能电池方面已有做动力电池非常成熟的龙头企业，比如宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、派能科技（偏向纯储能）等；变流器方面也有做光伏逆变器非常成熟、擅长电流变换管理的厂商，比如阳光电源、固德威、锦浪科技等。未来5年我国新型储能装机规模年均复合增速会超过55%，龙头企业在其项目经验、技术储备、规模效应的保障下，将获得新增市场的主要份额，同时，由于新型储能市场规模在未来五年将剧增十倍，因此非龙头企业也可从中分得一杯羹。

（2）增量市场

储能市场规模的扩张将带来大量的增量市场，可以关注电池原材料方面，尤其是磷酸铁锂材料企业富临精工、德方纳米、合纵科技、中核钛白等；下游储能系统集成商永福股份、科陆电子等；储能热管理企业三花智控、银轮股份等。但由于技术尚不成熟、相关标准尚未明确，这一部分需要深入研究和实践验证来把握。