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全球储能蓬勃发展,政策是重要推手。据统计,截至2016年底全球投运电化学储能项目的累计装机规模达1769.9MW,同比增长56%,2012到2016年复合增速32%。2016年全球新增投运的电化学储能项目装机规模638.5MW,同比增长87%,呈加速发展之势,其中辅助服务是主要的应用场景,锂离子电池是主要的技术类型。美国累计装机规模领先,补贴、强制采购计划等政策是美国储能发展的重要推手。
国内电化学储能仅243MW,发展潜力大。截至2016年底,中国投运的电化学储能项目的累计装机规模达243MW,同比增长72%;2016年新增投运规模101.4MW,同比增长299%,可再生能源并网是主要应用场景,锂电和铅蓄电池是主要的技术类型。据预测,到2020我国电化学储能累计装机规模将达2GW,约为2015年底累计装机量的15倍。
有利因素积聚,国内储能有望提速发展。政策层面,电化学储能获得“三北”地区辅助服务市场主体地位,东北地区已开展电力辅助服务试点,储能相关的补贴政策正在探讨之中;国内弃风、弃光问题日趋严重,电改推动了新能源微电网、需求侧响应的发展,客观上拉动了储能需求;与此同时储能系统成本也在快速下降。目前,规划的各应用场景下的储能大项目呈现井喷之势,国内储能即将提速发展。
投资建议。国内辅助服务市场和工商业用户侧的储能项目盈利模式相对直接清晰,有望率先实现商业化,建议关注具有储能参与电网调频运行业绩的科陆电子,以及通过“投资+运营”模式大力拓展工商业用户侧储能、卡位优势明显的南都电源;从弹性角度建议关注铅炭技术实力较强的圣阳股份。
风险提示。储能政策落地及成本下降迚度不及预期。
一、应用场景多元，多技术路线并存
1、广泛应用于电力系统，重点关注五大场景
储能，指电能的存储，它将电能变成可以储存的商品。根据电力自身属性，对于传统电力系统而言， 电力的发、输、配、用需瞬间完成，即通常所说的“即发即用”发出的电必须即时传输，发电和用电也必须实时平衡。储能可起到时间平移的作用，发出的电力不再必须即时传输，发电和用电也不 再必须实时平衡，因而具有广泛的应用价值。
目前，储能在电力系统中的应用主要包括五大场景，即：大规模可再生能源并网、分布式发电与微 电网、辅助服务、电力输配、用户侧。
1.1大规模可再生能源并网 风电、光伏等清洁能源发电具有间歇性和波动性特点，输出功率波动较大，随着近年风电、光伏的大规模发展，弃风、弃光等问题凸显。
以风电为例，储能装置可以在大规模新能源并网方面发挥重要作用：
（1）减少弃风限电。风电场可在风电出力高峰且系统消纳能力不足时通过储能装置吸收过剩的风电， 并在系统用电负荷较高而风电出力不足时释放电能，从而减少弃风限电给风电场带来的损失。
（2） 降低系统备用容量，减少输电通道建设容量。安装在风电场的储能设施能够平抑风电场的功率波动，増加风电场出力的可控性和可调节性，从而降低用于调峰调频等功能的系统备用电源容量，同 时所需的电网通道容量也会有所下降，降低电网通道建设成本。
以张北风光储输示范项目为例，该项目一期工程建设风电98.5MW、光伏40MW、储能装置20MW(包括14MW/63MWh锂离子电池和2MW/8MWh全钒液流电池），通过风光储出力互补，联合出力波动满足小于7%的系统设计目标，跟踪发电计划满足小于3%的系统设计目标，减少了 89%的弃风电量。
1.2分布式发电和微电网
2015年7月，国家能源局发布《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见|国能新能【2015】 265号），明确指出新能源微电网代表了未来能源发展趋势，是“互联网+”在能源领域的创新性应用；同时，新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式，符合电力体制改革的方向， 未来新能源微电网的发展将带动储能的需求。
储能是微电网中的必要元件。在微电网并网运行时，储能系统主要发挥灵活调节和平滑波动等功能， 一般来说微电网中含有光伏、天然气等分布式电源，储能为分布式电源的接入提供重要支撑，包括
抑制分布式电源的功率波动、减少分布式电源对用户电能质量的影响、提高配网利用效率等；离网运行时，储能系统还可作为微电网系统的主电源，保持微电网的电压和频率稳定，确保微电网的稳 定运行。
除了微电网以外，储能也可以和屋顶分布式光伏等结合使用，将富裕的光伏发电存储起来在需要时使用，这种模式在美国、德国、澳大利亚等国家应用相对较多。
1.3电网调峰、调频等辅助服务
由于储能装置具有良好的充放电控制性能，通过控制储能装置的充放电状态及速率，可以实现参与电网的调峰和调频。
以调频为例，在电力系统运行过程中，自动发电控制（AGC)是电网调频的重要方式，通过装在发电厂和调度中心的自动装置随系统频率的变化自动増、减发电机的发电出力，保持系统频率在较小 的范围内波动。一般电网调频功能主要由水电机组、燃气机组以及燃煤机组等传统电源提供，由于这些电源均由具有旋转惯性的机械器件组成，将一次能源（煤炭、天然气等）转换成电能需要经历 _系列过程，调频性能受到影响，具体表现为调节的延迟、偏差（超调和欠调）等。
储能系统能够快速、精确地控制功率输出，具有优越的调频性能，相比传统机组，特别是调频能力较差的火电机组，储能调频体现了较大的效果差异，例如：储能可以瞬时达到指令目标功率，能在 几秒钟内快速响应负荷需求，但火电机组有几十秒至分钟级别的延迟和爬升过程。
2013年9月，北京京能石景山热电厂3号机组2MW锂离子电池储能电力调频系统正式运行，这是国内第一个以提供电网调频服务为主的储能系统示范项目，3号机组为220MW燃煤供热机组，配置2MW锂电储能系统后AGC调频性能明显改善。该项目采用合同能源管理模式，投资方预计5-6年 收回成本。
另外，大连200MW/800MWh全钒液流储能电站示范项目也已核准，该项目主要用于调峰。
1.4电力输配
储能在电力输配领域的应用主要包括：无功支持、缓解输电阻塞、延缓输配电设备扩容和变电站内 的直流电源等。按照目前的成本，储能做无功补偿和变电站直流电源相对原有选择（电容器组和铅 酸电池）价格较为昂贵，但在延缓输配电设备扩容和缓解输电阻塞方面具有较好的效益，在负荷接 近设备容量的输配电系统内，将储能安装在原本需要升级的输配电设备下游位置来延缓或避免扩容， 可以实现利用较小容量的储能设备来延缓需要很大投入的电网扩容投资。
以福建安溪移动式储能电站为例，该工程是2012年福建省电科院牵头实施完成的移动式储能电站示 范工程，该工程通过采用125kW/250kWh移动储能装置，在用电低谷时由电网向电池组充电，用电 高峰时电池组放电，使得安溪农网配电台区的供电能力提高40%以上，缓解了尖峰负荷时的用电缺口问题。
1.5用户侧
分时电价管理是用户侧储能的主要应用模式，电力用户可根据自身实际情况安排用电计划，将电价较高时段的电力需求转移至电价较低的时段实现，从而达到降低总体用电成本的目的。
安装于工商业用户端或园区的储能系统是我国用户侧储能的主要形式，通过峰谷电价差套利是最主 要的盈利手段，容量费用管理和需求侧管理等是辅助盈利点。由于储能系统成本有差异，各地区的峰谷电价差不同，项目的盈利空间也有差别。
国内应用于工商业用户端分时电价管理的商用储能项目已经开始涌现。例如，2016年8月，南都电源与无锡星洲科苑公用设施开发有限公司签订《储能电站合同》，拟共同实施15MW/120MWh的电 力储能电站项目，南都电源在谷时段或平时段以相应时段的10KV电价向无锡星洲科苑购电，在峰时段或平时段向无锡星洲科苑以相应时段的交易电价（110KV) *约定折扣比例的价格售电。
2、多技术路线并存，重点关注电化学储能
目前，大容量储能技术主要有机械储能（抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等）、电磁储能（超导 磁储能、超级电容等）、储热和电化学储能（铅炭电池、锂电池、钠硫电池、全钒液流电池）等。
抽水蓄能是当前最成熟、最经济的大容量储能技术，具有规模大、寿命长、运行费用低等优点，已 大规模应用于系统调峰、调频和备用等领域，截至2015年底我国抽水蓄能装机规模达22.7GW，约占全国电源装机规模的1.5%。但抽水蓄能也有它自身的局限性，其受到地形条件的限制较大，必须 具有合适建造上下水库的地理条件，建设周期较长，电站规模一般100~2000MW，主要用于电力系 统的调峰、调频、备用等辅助服务。
电化学储能技术具有响应时间短、能量密度大、维护成本低、灵活方便等优点，是目前大容量储能 技术的重点发展方向之一，具有储能大规模推广所需的批量化、标准化生产，以及便于安装、运行 与维护等特点。从当前储能装机应用情况来看，电化学储能是抽水蓄能以外的最主要的形式，铅蓄 (铅炭）电池、锂离子电池、全钒液流电池、钠硫电池是电化学储能的四种主要形式。
2.1铅炭电池
铅酸电池是一种酸性蓄电池，电解质溶液为硫酸，正极和负极分别为二氧化铅（Pb〇2)和绒状铅，
具有价格低廉、技术成熟、安全可靠、工作温度宽、可再生利用率高等优点，在汽车启动电源、UPS 等传统领域占主导地位，在新能源发电尤其是小型风力发电、独立光伏发电系统中也占据较多的份额。铅酸电池主要缺点为：循环寿命比较短，80%充放电深度下循环寿命1000次左右；能量密度低， 约30~40Wh/kg。
铅炭电池是在传统铅酸电池的铅负极中以“内并”或“内混”的形式引入具有电容特性的碳材料而 形成的新型储能装置，正极为二氧化铅，负极为铅-碳复合电极，既具有铅酸电池的成本低、安全性好等优点，且在循环寿命、充电倍率等方面相较铅酸电池明显改善，铅炭电池100%放电深度下循环寿命可达2500~3000次。
但相对于其他电化学储能，铅炭电池的循环次数和能量密度仍然偏低。
2.2锂离子电池
锂离子电池由正负电极、隔膜、电解质溶液组成。正极是锂金属氧化物如磷酸铁锂、锰酸锂等，负 极是石墨、钛酸锂等，电解质溶液为锂盐的有机溶液。电池在充电时，锂离子从正极材料脱出，通过电解质溶液和隔膜迁移至负极并嵌入到负极材料中；放电时，锂离子从负极材料脱逸，再次通过 电解质溶液与隔膜嵌入到正极，从而实现电能的存储与释放。目前，已获得规模示范应用的锂离子 储能主流为采用磷酸铁锂为正极的能量型/功率型电池和采用钛酸锂为负极的功率型电池。
锂离子电池目前在储能领域应用最为广泛，其主要优点为：
能量/功率密度高，磷酸铁锂电池比能量约90Wh/kg~190Wh/kg;循环寿命较长，磷酸铁锂电 池寿命可达3000次，钛酸锂电池寿命可达10000次；
关注度高，应用范围宽（分布式发电及微网、调频、可再生能源并网等），受益锂离子电池在新 能源汽车领域的大规模应用，技术进步快，发展潜力大。
锂离子电池在大容量储能中应用还存在不足：
成本高。规模化锂电池的应用从原材料成本到加工生产成本都比较高，因而初始投资较大，其中电池材料占据电池成本的绝大部分，但近年呈现成本快速下降的趋势；
安全隐患。锂离子电池易在过充或内部发生短路时温度升高，严重时引起着火甚至爆炸。
2.3全钒液流电池
以具有流动性的电解质溶液作为活性物质，输出功率和储能容量相互独立，功率大小取决于电堆，容量大小取决于电解液容量，可通过増加电解液量或提高电解液浓度达到増加电池容量的目的。目前主要的液流电池包括铁铬电池、锌溴电池及全钒电池等，其中全钒液流电池发展较快。
全钒液流电池的主要优点包括：
功率与容量可以独立设计。在全钒液流电池系统中，由于电极板是电池发生电化学反应的场所，故单电池的功率主要取决于电极板的面积，増大电堆的数量和电极板的面积，即可増大电池系 统的输出功率；电池的化学能主要存储在电解质溶液里，故电池系统的储能容量取决于电解液 的浓度和体积，増大电解液的浓度和储液罐的容积，即可増大电池系统的储能容量。
循环寿命长。电池反应时只是钒离子在不同价态间转换，没有其他的物相变化，理论上可以对其进行任意程度的、无限多次的充放电，平均充放电循环达到13000次。
常温常压下工作，无潜在的爆炸或着火风险，安全性好。
但全钒液流电池能量密度和能量转换效率偏低，占地面积会相对较大，此外相对其他储能系统増加了管道、泵、阀等辅助部件，结构更为复杂，一定程度影响系统可靠性。
2.4钠硫电池
钠硫电池正负极活性物质分别是硫和熔融态金属钠，固体氧化铝陶瓷同时起电解质和隔膜的作用。 放电时，金属钠在隔膜表面被氧化为钠离子，并通过电解质与正极的硫结合，还原为多硫化钠化合物，同时电子通过外电路回到正极，充电过程与之相反。
钠硫电池的主要特点为：
比能量大，理论能量密度可以达到750Wh/kg,实际200Wh/kg左右，可实现结构紧凑、占地面积小；
寿命相对较长，NGK宣称的放电深度90%时的循环次数可达4500次，寿命可达15年；
集装箱型设计，即插即用，减少安装周期和费用。
但是钠硫电池也存在不足：
电池短路时高温、熔融态的钠和硫会直接接触，放出大量的热，可能引起火灾、甚至爆炸，目前在钠硫电池市场占据垄断地位的日本NGK公司已先后发生过两次钠硫电池储能系统的火灾事故；
钠硫电池的工作温度在300°C~ 350°C之间，需要附加供热设备和保温设施。
2.5电化学储能适用性对比
根据各类电化学储能技术经济指标的差异，不同电化学储能技术在不同应用场景的适用性不同：
铅炭电池：成本相对便宜，产业链成熟，是预算不高或早期建设阶段的较优选择，是分布式发 电及微电网、用户侧的备选技术之_；
锂离子电池：既可作削峰填谷这种能量型应用又可作调频这种功率型应用，应用范围最广，可 作为集中式可再生能源并网、调频辅助服务、电力输配、分布式发电及微网、用户侧等领域的 备选技术方案；
全钒液流电池：在存储容量和服役寿命方面有较强优势，可作为电网侧调峰、集中式可再生能 源并网等领域的优先备选方案；
钠硫电池：在储存能量、能量密度和寿命方面均有较强竞争优势，可作为集中式可再生能源并 网和电网侧调峰的备选技术，但技术和市场基本被日本NGK一家垄断，国内发展前景不明朗。
二、全球储能蓬勃发展，政策是重要推手
1、全球电化学储能快速发展，2012-2016年复合增速32%
1.1截至2016年全球电化学储能规模1.77GW,同比増56%
据储能联盟（CNESA)不完全统计，截至2016年底，全球投运储能项目累计装机 规模168.7GW,同比増长2.4%。其中电化学储能项目的累计装机规模达1769.9MW,同比増长56%。
全球电化学储能项目的累计装机规模保持稳步増长，近五年的年复合増长率（2012-2016 )达32%。 2016年全球新増投运的电化学储能项目装机规模达638.5MW,同比増长87%。
1.2主要的技术类型和应用场景
从技术类型来看，截至2015年底，锂离子电池、钠硫电池、铅蓄电池、液流电池市场份额分别为 39%、38%、12%和5%。2016年，全球新投运的电化学储能项目中，锂离子电池、钠硫电池、铅 蓄电池三类合计占比超过99%,其中锂离子比重达85%,使得截至2016年底锂离子电池装机占比 达到65%,远领先于其他技术类型。
从应用领域来看，目前全球已投运的储能项目在电网中的应用主要集中在移峰填谷、可再生能源并 网、调频及辅助服务、分布式电源及微电网等领域。截至2015年底，风电等可再生能源并网约占 43%,调频及辅助服务约占24%,电力输配占19%,分布式发电及微网约占13%。2016年新増电储能装机中，调频及辅助服务领域的新増装机规模达282.7MW,占比44%,发展迅猛。
从区域市场来看，截至2015年底，美国运行的储能项目累计装机规模最多，约占全球总装机的45%, 其次是曰本和中国，分别占33%和11%。2016年，除了美国、中国、曰本外，德国、韩国、澳大 利亚等国家新増装机规模相对较大，储能系统产品供应商中，排名前五的为LG Chem、三星SDI、 比亚迪、NGK和kokam,合计市场份额约73%,其中LG Chem、三星SDI、比亚迪、kokam主要 走锂电技术路线，NGK为钠硫电池路线。
1.3全球电化学储能产业有望加速发展
整体来看，全球电化学储能装机规模较小，但呈加速发展之势，从2015年下半年开始，国际储能市 场发展迅速。根据CNESA的统计，2015年7月-2016年12月，全球新増的规划储能装机为2.5GW (不包含抽水蓄能和储热），用户侧储能市场和调峰调频辅助服务市场是两个主要发展领域。
2、美国：补贴、强制采购等政策助推储能发展
美国储能发展处于引领地位，截至2015年底，美国在运行的储能项目累计装机规模占全球总装机的 45%。2016年美国储能新増装机中，户用和商用合计约占25%，公用事业约占75%。根据GTM Research的预测，2022年美国储能新増装机规模将达2.6GW，市场规模预期达到33亿美元， 2017-2022年的储能市场累计规模将达到110亿美元。
加利福尼亚州作为美国储能产业发展的标杆地区，在工商业用户侧、电力系统调峰、调频辅助服务、 大规模可再生能源并网等领域安装应用了大量储能项目。加州储能产业的发展受益于政策的支持， 其先后制定实施的储能采购目标、SGIP储能补贴计划等政策，对于其他国家和地区推动储能产业发 展提供了一定的借鉴。
2.1SGIP储能补贴 2001年，美国加州颁布自发电系统激励计划（SGIP ),为安装在客户端的分布式发电技术提供补贴， 用于激励电力用户在用户侧自建发电设施，鼓励新能源和绿色技术的发展，该计划由加州公用事业 委员会（CPUC )实施。
2008年，CPUC决定将先进的储能技术加入到可以获得SGIP补贴援助的技术列表中，有效期为 2010~2020年。据SGIP数据库统计，截至2016年4月底，在SGIP激励下开展的储能项目（含申请、待审批、已审批、已交付补贴资金、已完成）共计2030个，累计装机规模达228.4MW，补 贴金额总计约3.4亿美元，占项目总成本的49%。其中特斯拉是申请项目数量最多的厂商，约占到项目总数的32%。
2016年,CPUC对SGIP采取进一步的调整，将未来三年SGIP的75%的项目预算都将分配给储能, 规定单个项目最大补贴额度不超过500万美元，单个开发商获得的补贴占比不超过20%等。
2.2强制采购计划
2010年9月，加州政府通过AB2514法令，授权CPUC研究制定高效、低成本储能技术的强制采
购方案，要求电力公司按照加州总发电容量配置一定比例的储能系统，以更有效地利用可再生能源 发电，进而降低温室气体排放。
2013年10月，CPUC制定储能强制采购目标计划，三大公共事业公司（南加州爱迪生电力公司、 太平洋天然气与电力公司、圣地亚哥天然气与电力公司，三家约占加州电力供应的四分之三）将在 2014-2020年之间通过实施4轮采购，在2024年之前安装投运1325MW储能系统。此外，非营利性的公共事业公司（包括能源服务供应商和社区电力合作社）需要采购年最大负荷1%的储能。
2016年，加州通过A.B.2868法案，要求三大公共事业公司通过申请新项目和投资的方式，加速部 署高达500MW的分布式储能，意味着加州强制采购计划将在2013年设立的1.325GW储能采购目 标的基础上再増加500MW。
三、国内蓄势待发，储能将迎机遇期
1、国内储能规模尚小，发展潜力大
据CNESA不完全统计，截至2016年底，中国投运储能项目累计装机规模24.3GW,同比増长4.7%。 其中电化学储能项目的累计装机规模达243MW,同比増长72%。2016年中国新増投运电化学储能 项目的装机规模为101.4MW,同比増长299%,发展势头迅猛。
从应用领域来看，截至2015年底，应用于分布式发电及微网储能系统累计装机最大，占总装机规模 的56%，其次是可再生能源并网。2016年新増投运电化学储能项目中，可再生能源并网是应用规模最大的领域，占比55%。
从应用技术类型来看，截至2015年底的储能项目统计情况，锂离子电池是最为常用的技术类型，约 占所有项目的66%，其次是铅蓄电池（铅炭），约占15%，液流电池占13%。2016年中国新増投运 的电化学储能项目几乎全部使用锂离子电池和铅蓄电池，两类技术的新増装机占比分别为62%和 37%。
从主要的供应商来看，2016年中国排名前五位的储能系统供应商分别为：阳光三星、圣阳电源、科 陆电子、宁德时代、欣旺达，五家企业的新增投运储能装机总规模超过2016年中国新增投运项目装
机规模的90%。从技术路线看，阳光三星、科陆电子、宁德时代、欣旺达的新増储能项目主要采用 锂离子电池技术，圣阳电源的新増储能项目主要采用铅蓄（铅炭）电池技术。
总体来看，我国储能装机规模尚小，这与其所处的发展阶段相关。我国储能市场大致可分为三个发 展阶段：一是技术验证阶段（2000-2010年），主要是开展基础研发和技术验证示范；二是示范应用 阶段（2011-2015年），通过示范项目开展，储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰，应用价值 被广泛认可；三是商业化初期（2016-2020年），随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领 域融合渗透，中国储能项目装机规模快速増加、商业模式逐渐建立。目前来看，经过多年培育，我国储能产业商业化渐行渐近。
根据CNESA的预测，到2020年，基于常规假设下的我国应用于可再生能源并网、分布式发电及微电网、辅助服务、电力输配等领域的电化学储能累计装机规模将达2GW，是2015年底累计装机量 的15倍。
2、有利因素积聚，国内储能发展有望换挡提速
2.1实质性政策出台助力储能商业模式构建
2016年之前，国内储能相关政策大多是对储能技术或示范项目的支持，在构建商业模式方面的政策 支持力度很小。2016年以来，支持储能发展的实质性政策逐个出台，对于构建储能参与辅助服务的 商业模式具有重要意义。
2016年6月，国家能源局出台《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制 试点工作的通知》，该文件是首份针对储能行业的实质性支持政策，明确了电储能参与辅助服务的市 场主体地位，提出按效果补偿原则，各省（区、市）选取不超过5个电储能设施参与电力调峰调频 辅助服务试点。
目前东北试点的调峰辅助服务市场，已经为储能提供了潜在的商业模式。2016年11月，东北能源 监管局发布《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独 立辅助服务提供商等投资建设电储能设施，明确充电功率在10MW及以上、持续充电时间4小时以上的电储能设施，可参加发电侧调峰辅助服务市场。
2017年，国家能源局出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》，提出“十三 五”期间建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，拟研究出台针对性补偿 政策。据报道，2017年2月，中国智慧能源产业技术创新战略联盟储能专委会联合中国价格协会 能源和供水价格专业委员会（国家发改委主管的中国价格协会的分支机构）召集沃太能源、CATL、 杉杉凯励新能源、ABB、中益能等储能行业中的领军企业，召开了第一次储能电价补贴征询座谈会， 听取企业对储能价格补贴等意见。可以预见，未来储能补贴相关政策如能出台，将对储能产业起到明显推动作用。
2.2弃风弃光问题突出，电改激活用户侧
近年，国内风电、光伏等新能源发展迅猛，以风电为例，截至2016年底，国内累计风电装机规模达 148.6GW,约占全国电源装机容量的9%。
在国内风电、光伏装机规模快速攀升的同时，弃风、弃光问题曰益突出，根据能源局相关数据，2016 年全国光伏电站弃光率达到9.6%,风电弃风率则达到17%,其中西北、东北地区问题尤为突出。
弃风弃光产生的重要原因之一是电源结构不合理，系统调峰能力不足，有关研究显示，我国“三北” 地区火电占比近70%,而抽水蓄能、燃气机组等灵活调节电源比重不足4%。因此，为有效解决弃 风弃光问题，提升电网对新能源的消纳能力，需加强储能等灵活调峰调频电源建设。
此外，国内新电改的持续推进客观上为储能发展创造了有利条件。
2015年3月“中发9号文”出台，拉开了新一轮电改大幕。新电改明确了“三放开、一独立、三加 强”的总体思路，其中“三放开”包括放开新增配售电市场、放开输配以外的经营性电价、放开公益性调节性以外的发电计划。随后，相关的配套政策文件陆续出台，包括做好电力需求侧管理城市综合试点、推进售电侧改革、有序放开配电网业务、开展增量配电网业务改革试点等，这些改革激 发了电力用户侧的活力，推动了新能源微电网、需求侧响应的发展，也为储能提供了较好的应用场景，拉动储能需求。
2.3储能技术的快速发展以及成本的快速下降
随着近年储能装机的快速增长，储能技术也在逐渐成熟，电池循环寿命等性能提升；同时，新能源 汽车产业的异军突起带动了锂电池技术发展和成本快速下降。根据彭博新能源财经的调查统计，锂电池储能系统平均价格自2010年以来持续下跌，2013年到2016年跌幅超过一半，从599美元/KWh 跌至2016年的273美元/KWh，未来有望进一步快速下降。 图表32锂电储能电池系统平均成本快速下降。
储能成本的快速下降使得一些商业模式可行。以工商业峰谷价差套利为例，根据苏价工【2016】1 号文件，江苏省1-10千伏普通工业用户峰谷价差可达1.0052元/度电，由于储能系统成本的下降， 该峰谷价差使得储能存在一定的套利空间。
按照市场价格，假设磷酸铁锂电池系统（含BMS及其他附件）价格1800元/kWh，储能PCS售价 500元/kW，则一个1MW/4MWh的磷酸铁锂电池储能系统初始投资770万元。考虑一年运行天数 340天、每天一次完整的充放，运行成本0.05元/kWh，则1MW/4MWh储能系统每年的净收益约 130万元，静态投资回收期约6年。这一投资回收期依然偏长，但如果考虑未来储能在除峰谷价差 套利以外的其他服务收益（如需求侧响应、延缓变电扩容、电能质量等），储能已初具商业价值。未来随着成本的进一步下降，储能的经济性将逐步凸显。
3、各应用场景大项目井喷，国内储能发展即将提速
2016年以来，储能大项目呈现井喷之势，这些项目涵盖辅助服务、可再生能源并网、新能源微电网及工商业用户侧等各个领域。储能大项目的涌现一方面表明储能的价值正在得到越来越广泛的重视 和认可，另一方面也将进一步促进储能产业的发展成熟。值得注意的是，除了工商业用户侧以外， 其他领域的大项目大多仍是以示范项目的形式出现，我们判断国内储能的大规模推广将在这批大型 示范项目建成投运之后，即便如此，这批大型示范项目本身就足以支撑未来两年国内储能装机的高 速増长。
3.1辅助服务领域
2016年4月，国家能源局批复同意大连开展液流电池储能调峰电站建设，并列为国家化学储能调峰电站示范项目，主要为了解决大连及辽宁电网曰益严峻的调峰能力不足和弃风限电问题。2016年 10月，大连融科储能技术发展有限公司与大连市热电集团有限公司签订战略而作协议，拟建设 200MW/800MWh全钒液流储能电站，计划于2018年底建成投运。
2016年12月，国家能源局公布首批多能互补集成优化示范工程，其中6项为风光水火储多能互补 系统工程。以海西州多能互补集成优化示范项目为例，该项目总投资约63.7亿元，规划总装机容量 700MW,其中包括200MW光伏发电项目、400MW风电项目、50MW光热发电项目及50MW储能系统，计划于2018年年底全部建成。
3.2新能源微电网领域
（1）二连浩特可再生能源微电网示范项目。该项目2015年10月获得国家能源局批复（《国家能源局 关于二连浩特可再生能源微电网有关事项的复函》)，共分为7个集群，建设规模为2.535GW的发 电装机，另外配套储能设施160MW，总投资规模95亿元，项目实施时间为2016~2020年。
（2）28个微电网示范项目。2017年5月，国家能源发布《关于印发新能源微电网示范项目名单的通 知》，28个新能源微电网示范项目获批，未来有望通过PPP模式实施，能源局鼓励地方政府对于示 范项目给予一定的投资补贴，或在项目贷款上给予以一定比例的贴息支持。据不完全统计，这批示 范项目拟建设的电储能规模约140MW,其中太原西山生态产业园微电网单个项目拟建设的电储能规模达60MW。
3.3工商业用户侧
随着储能成本的下降，工商业用户侧的储能应用逐渐活跃，以南都电源为代表的储能企业开始布局， 主要盈利模式为峰谷电价差套利，兼顾参与需求响应、延缓电力系统改造升级、参与电力辅助服务 等收益点。截至2017年5月，南都电源累计签约储能电站总容量达1600MWh,总投资额约为20 亿元，其中以工商业用户侧储能为主。
随着储能成本的下降，工商业用户侧的储能应用逐渐活跃，以南都电源为代表的储能企业开始布局， 主要盈利模式为峰谷电价差套利，兼顾参与需求响应、延缓电力系统改造升级、参与电力辅助服务 等收益点。截至2017年5月，南都电源累计签约储能电站总容量达1600MWh,总投资额约为20 亿元，其中以工商业用户侧储能为主。
四、投资建议
我国储能仍处于发展的初级阶段，过去主要通过示范项目的形式推进储能发展，当前拟建设的大型 储能项目也是以示范项目为主，未来商业模式构建是储能产业大规模推广的关键。从商业模式的角 度，国内辅助服务市场和工商业用户侧的储能项目盈利模式相对直接清晰，有望率先实现商业化。
辅助服务方面，东北地区已经开展辅助服务试点，电化学储能在调峰辅助服务等方面已获得市场主 体地位，在国内弃风、弃光问题严重的情况下，国内辅助服务市场有望进一步放开。而且国外已经 有商业化的储能参与辅助服务的项目，国内在技术成熟度及相关基础研究方面具备实现产业化的基 础条件。看好北京睿能采用的储能与燃煤火电机组联合运行调频的模式以及大连融科大型储能电站 调峰的模式，建议关注A股上市公司里具有储能参与电网调频运行业缋的科陆电子。
工商业用户侧，在固定的峰谷价差下，随着储能综合成本的下降投资回收年限将逐渐缩短，伴随电 改的推进，需求侧响应等辅助盈利点也有望进一步明晰。建议关注通过“投资+运营”模式大力拓展 工商业用户侧储能、具备储能系统整体解决方案能力、卡位优势明显的南都电源。
目前，国内布局储能的企业较多，但多数企业仅限于布局，储能在其业务中占比很小，从弹性的角 度，建议关注在铅炭领域具有较强技术实力、项目工程经验丰富的圣阳股份。
1、科陆电子
公司是国内锂电储能的代表性企业，具有从储能电池、PCS、BMS (电池管理系统）到EMS (能量 调度系统）的完整产业链，储能系统集成能力强，产品覆盖电网级储能系统、商用储能系统、户用 储能系统，具有丰富的储能项目运行经验。
2016年，公司投资建设的国内第一个商业化运行的风光储电网融合示范项目投运，该项目含15MW 光伏、10MW风电、10MW储能，集成了 MW级储能技术、能量路由器PCS技术和虚拟电厂能量 管理与控制等核心技术；2017年4月，公司参与的山西同达电厂9MW/4.478MWh储能AGC调频 项目顺利建成，该项目是目前国内规模最大的储能电力调频项目；2017年5月，公司中标绿色储能 技术研究院500MWh电储能工程总包项目，中标金额约15亿元，计划于2017年年底建成投运。 随着国内储能行业发展提速，公司培育多年的储能业务有望进入收获期。
2、南都电源
公司是铅炭储能的领导者，利用铅炭电池优越性能，采用“投资+运营”模式大力推广商业储能，2016 年实现储能业务收入1.7亿元，签约的储能项目达1000MWh,截至2017年5月，累计签约储能项
目总容量达1600MWh,总投资额约为20亿元。同时，拟与中国建设银行联合发起设立南都储能电 站基金，主要用于储能电站项目的投资和运营，第一期资金出资总额拟为50亿元，有助于加速公司 储能电站商用项目的市场拓展、规模扩张和落地。
此外，公司拟收购华铂科技剩佘49%股权，向上整合铅酸蓄电池的回收处理和再生铅的生产业务， 打造形成“铅回收-铅再生还原-铅冶炼-铅蓄电池”上下游一体化的产业链格局，能进一步提升公司 在铅炭储能领域的成本优势和竞争力。
3、圣阳股份
公司2014年引进曰本古河电池公司先进的FCP铅炭技术及产品设计和制造经验，生产的铅炭储能 电池具有大容量、深循环、长寿命特点，70%DOD循环寿命可达4200次以上，大幅降低了电池度 电成本。其储能系统増先后应用于中广核曲麻莱7.203MWp离网光储电站、南方电网500kW风光 储一体化电站等项目，具有较为丰富的工程经验。
2016年，公司FCP铅炭储能系统成功中标世界海拔最高、规模最大的光储柴（油）微网电站一 华电西藏尼玛县可再生能源局域网工程，为该工程提供36MWh铅炭电池组，该工程最终入选2017 年储能应用创新典范TOP10,也纳入到国家能源局2017年重点推进的储能工程项目之一，进一步 确立了公司的储能市场行业地位。
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