中国储能行业专题：东风将至，快速上行赛道潜力巨大-招银国际.pdf-solarbe文库

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招银国际环球市场 | 睿智投资 | 行业研究敬请参阅尾页之免责声明请到彭博搜索代码 RESP CMBR 或 http//www.cmbi.com.hk 下载更多研究报告本报告摘要自英文版本，如欲进一步了解，敬请参阅英文报告。中国装备制造 /新能源行业冯键嵘， CFA 852 3900 0826 waynefungcmbi.com.hk 夏微 852 3900 0836 meganxiacmbi.com.hk 伍泳雅 852 3761 8725 katherinengcmbi.com.hk 2022 年 6 月 27 日 1 我们预计 “ 十四五 ” 期间中国储能行业将出现爆发式增长，主要是由于 1 风电和光伏等新能源在电源占比的提高 , 其波动性和间歇性为储能带来前所未有的需求 ; 2 2021 年中央对新型电力系统和新型储能的清晰定位 , 配合地方密集出台多项有关储能的细化实施方案，将为后续的项目投资带来足够的诱因和确定性 ; 3 在技术持续提升下 , 电化学储能等新型储能成本将迎来长期成本下降和效益提升的趋势。本报告包括对储能行业的政策详细梳理、各项储能技术的介绍、成本对比以及产业链的上市和非上市公司的总汇。  可再生能源占比提升，储能迎来结构性机会。随着风电、光伏等新能源发电占比逐步提高，电力系统呈现“双峰”（高比例可再生能源、高比例电力电子装备）、“双高”（电网夏、冬季负荷高峰）及“双侧随机性” , 对电网安全性和稳定性将提出更高的要求，对调峰调频、稳定运行等需求增加。因此，储能市场将在未来迎来重大机会窗口。  政策层面顶层设计已完成。 2021 年 7 月，发改委和国家能源局联合发布关于加快推动新型储能发展的指导意见，首次明确储能装机量的量化目标到 2025 年，新型储能装机（抽水蓄能以外技术）规模达 30GW 以上，并实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到 2030 年，向全面市场化发展。此外，近日出台的关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知更是为国内储能行业带来实质性利好。通知提出鼓励新型储能可作为 “ 独立储能 ”自主参与电力市场，推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，明确了新型储能在参与电力市场的角色及交易机制等。  地方政府积极出台政策。目前地方政府更多倾向于出台发电侧政策。当中可分为两大类 1）强制配置， 2）鼓励配置，在审批项目给予评分倾斜或优先支持。截至目前，全国已有 21 个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长。综合而言，大部分省份或地区的配储比例为不低于装机容量的 10，配储时间为 2 小时以上。部分地区（例如内蒙古、湖南、河南、广西等地）的新能源项目配储要求甚至达到 1520 以上 , 形成刚需。  抽水蓄能是目前应用最广泛的技术 , 增长趋势确定性高。不论是在全球范围还是中国 , 抽水蓄能占累计储能规模均超过 86。截至 2021 年底，中国抽水蓄能累计装机达到 39.8GW。根据国务院 2030 年碳达峰行动方案 , 预计到 2030 年装机规模将达到 120GW。  预计新型储能将爆发式增长。从选址布局来看，相对于以抽水蓄能为代表的传统储能（多数在发电侧）来说，新型储能在配置方面具备更高灵活性，在发电侧、电网侧、用户侧均可布局，可选择大规模或分布式布局。此外，新型储能同时具备多种功能，可以起到调峰、调频等作用。全球新型储能去年占总储能规模的 13，目前电储能为主流技术 , 当中分为 1）物理储能压缩空气储能和飞轮储能等； 2）电化学储能锂离子电池、钠硫电池、铅碳电池和矾液流电池。其中 , 锂离子电池目前在新型储能中占比为 90。截至 2021 年底，中国新型储能累计装机规模只有 5.73GW，假设以发改委 2025 年规模 30GW 目标计算，年复合增速高达 51。  主要受惠标的抽水蓄能方面，中国电建 601669 CH在国内抽水蓄能规划设计和承建项目方面拥有絶对的市场份额优势；新型储能方面，关注在储能系统集成具备领先优势的阳光电源 300274 CH和锂电龙头宁德时代 300750 CH 。中国储能行业专题东风将至，快速上行赛道潜力巨大 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 2 目录全球储能市场 3 全球储能市场延续高速增长态势 3 中国储能市场步入产业元年，政策驱动下转向规模化发展 . 3 中国可再生能源占比提升，储能迎来结构性机会 4 储能在新型电力系统中担当不可或缺的角色 . 6 政策力度加码成为行业主要驱动力 . 7 宏观层面顶层设计已完成，推动储能市场快速铺开 7 地方政策持续放量储能配置补贴政策双重侧推 . 7 技术路线多种储能技术进入发展快车道 . 10 机械储能 . 11 电化学储能 . 17 储能变流器 . 19 全寿命储能度电成本（ LCOS）测算 21 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 3 全球储能市场全球储能市场延续高速增长态势各国能源结构在碳中和背景下加速转型，全球储能市场近年保持高速增长态势。据中关村储能产业技术联盟（ CNESA）统计， 2021 年全球新增投运电力储能项目装机规模达 18.3GW，同比增长 185，已投运累计装机规模达 209.4GW，同比增长 9。其中，新型储能新增投运规模翻番达到 10.2GW，已投运装机规模累计 25.4GW，同比增长 68。美国、中国、欧洲为前三大市场，合计占全球市场的 80（根据 2021 年新增新型储能项目规模计算）。展望未来 , 在地缘政治不稳下 , 预计欧洲国家对能源安全的重视将会进一步拉动储能的需求 , 有利中国储能设备制造商。图 1 全球新型储能市场累计装机规模资料来源 CNESA、招银国际环球市场图 2 2021 年全球新增投运新型储能项目地区分布资料来源 CNESA、招银国际环球市场中国储能市场步入产业元年，政策驱动下转向规模化发展据 CNESA 统计， 2021 年中国已投运电储能项目累计装机规模 46.1GW，同比增长 30。其中，新型储能累计装机规模达到 5.73GW，同比增长 75。 2021 年中国新增投运电力储能项目装机规模突破 10GW，其中抽水蓄能新增规模 8GW，同比增长 437，新型储能新增规模达 2.4GW，同比增长 54。新增百兆级项目数量达到 78 个，为 20 年同期 9 倍。据 CNESA 预测 1 保守场景政策执行、成本下降、技术改进等因素未达预期。 2026 年新型储能累计规模将达 48.5GW， 2022-26 年 CAGR 为 53.3。 2 理想场景储能规划目标顺利实现。随着电力市场逐渐完善，储能供应链配套、商业模式日臻成熟，新型储能凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势成功跑出。 2026 年新型储能累计规模达 79.5GW， 2022-26 年 CAGR 为 69.2。 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 4 图 3 全球新型储能市场累计装机规模（保守场景）资料来源 CNESA、招银国际环球市场预测图 4 全球新型储能市场累计装机规模（理想场景）资料来源 CNESA、招银国际环球市场预测中国可再生能源占比提升，储能迎来结构性机会从中国发电量结构来看，火电占比持续下降，从 2011 年的 81.7下降至 2021 年的 67.4。可再生能源占比则由 2011 年的 18.3上升到 2021 年的 32.6。其中，风电、太阳能、核电发电占比增长至 7.8 2011 年 1.5、 3.9、 4.9 2011 年 1.8。装机量方面， 2021 年全国累计发电装容量约 2,377GW，同比增长 8，接近过去 5 年的平均增速。 2021年风光新增装机合计占全国新增发电装机量 58.1 风电 27, 光伏 31.1。据中电联预测， 2022 年底累计全口径发电装机容量预测将达到 2,600GW。其中，非化石能源发电装机合计将达到 1,300GW，占累计装机量的 50。由于风电、光伏等发电模式高度依赖发电环境，随着风光等新能源占比逐步提高，电力系统呈现“双峰 ” （高比例可再生能源、高比例电力电子装备）、 “ 双高” （电网夏、冬季负荷高峰）及“双侧随机性” 。由于风电、光伏发电具有波动性和间歇性，故当该发电占比提升后，供电侧将随之出现随机波动的特性，对电网安全性和稳定性提出更高的要求，市场对储能调峰调频、稳定运行等需求增加。另一方面 , 部分地区仍面临弃光、弃电率高的 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 5 问题，如青海、内蒙古、河北等。随着新一批大型风电光伏发电基地的开工建设，预计未来大规模新能源并网发电将会对新能源消纳利用带来较大压力。因此，储能市场将在未来迎来重大机会窗口。图 5 全国发电量构成占比（ 2021）资料来源能源局、 Wind、招银国际环球市场图 6全国发电量结构占比趋势资料来源能源局、 Wind、招银国际环球市场图 7 全国电力累计装机规模资料来源能源局、 Wind、招银国际环球市场图 8 全国电力装机总量结构趋势（ 2011-2021）资料来源能源局、 Wind、招银国际环球市场图 9 2021 年中国各地区累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率资料来源全国新能源消纳监测预警中心、招银国际环球市场图 10 2021 年中国各地区累计弃光电量（亿千瓦时）及弃光率资料来源全国新能源消纳监测预警中心、招银国际环球市场 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 火电水电核电风电太阳能发电 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 6 储能在新型电力系统中担当不可或缺的角色储能是指将电能转化为其他形式的能量（如动能、势能、化学能等）储存至储能装置，并在需要时释放。储能在新型电力系统的发电侧、电网侧及用户侧均有应用。具体应用场景包括 1）发电侧包括电力调峰、辅助动态运行、减少弃风弃光； 2）电网侧包括调频、备用容量等，提高电网运行的稳定性和可靠性； 3）用户侧峰谷价差套利、容量费用管理、自发供电等。在新型电力系统建设中，储能担当基础重要角色。 2021 年 3 月，中央首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统。根据全国电网运行与控制标准化技术委员会，新型电力系统是指以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标、以最大化消纳新能源为主要任务，以 “ 源网荷储 ” 互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。而储能技术可实现电力在供应端、输送端以及用户端之间的稳定运行，是可再生能源发电实现供需稳定的重要条件。其中，新型储能布局灵活，预期未来将加速发展。从选址布局来看，相对于以抽水蓄能为代表的传统储能（多数在发电侧）来说，新型储能在配置方面具备更高灵活性，在发电侧、电网侧、用户侧均可布局，因此可选择大规模或分布式布局。此外，新型储能同时具备多种功能，可以起调峰、调频等作用。虽然目前新型储能在技术应用方面发展相对较慢，但考虑到其应用范围广、配置灵活度高、建设周期短等特点，我们相信新型储能具备巨大发展潜力，未来随着技术迭代、成本下降的带动下，新型储能的渗透率将会大大提升。图 11 储能应用场景分类资料来源 CNESA、派能科技、招银国际环球市场图 12 储能应用贯穿整个新型电力系统资料来源睿工业、招银国际环球市场分类应用场景主要用途具体说明电力调峰通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。辅助动态运行以储能传统机组联合运行的方式，提供辅助动态运行、提高传统机组运行效率、延缓新建机组的功效。平滑发电出力通过在风、光电站配置储能，基于电站出力预测和储能充放电调度，对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。减少弃风弃光将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，提高可再生能源利用率。缓解电网阻塞将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。延缓输配电设备扩容升级在负荷接近设备容量的输配电系统内，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施，降低成本。系统调频频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。储能（尤其电化学储能）调频速度快，可以灵活地在充放电状态之间转换，因而成为优质的调频资源。备用容量备用容量是指在满足预计负荷需求以外，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。电力自发自用对于安装光伏的家庭和工商业用户，考虑到光伏在白天发电，而用户一般在夜间负荷较高，通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。峰谷价差套利在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。容量费用管理工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。提升供电可靠性发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性。用户侧用户侧电源侧发电侧集中式可再生能源并网电网侧电网侧辅助服务 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 7 政策力度加码成为行业主要驱动力宏观层面顶层设计已完成，推动储能市场快速铺开 2021 年为中国储能产业元年。国家密集出台多项有关储能发展的纲领性文件及细化实施方案，我们预计 “十四五 ”期间中国储能行业在宏观政策的推动下将加速发展。 2021 年 7 月，发改委和国家能源局联合发布关于加快推动新型储能发展的指导意见，首次明确储能装机量的量化目标到 2025 年，新型储能装机规模达 30GW 以上，并实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到 2030 年，向全面市场化发展。此外，近日出台的关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知更是为国内储能行业带来实质性利好。通知提出鼓励新型储能可作为 “ 独立储能 ” 自主参与电力市场，推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，明确了新型储能在参与电力市场的角色及交易机制等。我们认为此举将可进一步加快储能市场铺开。图 13 国家层面储能支持政策 *注释属于关于发展储能的配套政策资料来源国务院、发改委、能源局及招银国际环球市场地方政策持续放量储能配置补贴政策双重侧推多个省市开始出台 1）发电侧技术要求，以及 2）用户侧补贴（如调峰补贴）政策。综合来看，目前地方政策对储能的支持力度发电侧电网侧用户侧。日期印发部门文件名称核心内容 2 0 1 7 . 9 发改委、能源局、财政部等五部门关于促进储能技术与产业发展的指导意见 “ 十四五 ” 期间，储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点；全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备，部分储能技术装备引领国际发展；形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权；基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展；形成一批有国际竞争力的市场主体。储能产业规模化发展，储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现。 2 0 2 1 . 2 发改委、能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 * 探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级 “ 源网荷储一体化 ” 等具体模式。利用存量常规电源，合理配置储能，优先发展新能源，积极实施存量 “ 风光水火储一体化 ” 提升，稳妥推进增量 “ 风光水（储）一体化 ” ，探索增量 “ 风光储一体化 ” ，严控增量 “ 风光火（储）一体化 ” 。 2 0 2 1 . 4 发改委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见优化抽水蓄能两部制电价政策 1 以竞争性方式形成电量电价 ; 2 将容量电价纳入输配电价回收。强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。 2 0 2 1 . 5 能源局关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知 * 对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。 2 0 2 1 . 7 发改委、能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见到 2 0 2 5 年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3 0 G W 以上。到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。健全 “ 新能源储能 ” 项目激励机制。 2 0 2 1 . 8 能源局抽水蓄能中长期发展规划 2 0 2 1 -2 0 3 5 年到 2 0 2 5 年，抽水蓄能投产总规模 6 2 G W 以上；到 2 0 3 0 年，投产总规模 1 2 0 G W 左右。 2 0 2 1 . 1 0 中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用。加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。 2 0 2 1 . 1 0 国务院关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知积极发展 “ 新能源储能 ” 、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。加快新型储能示范推广应用。到 2025 年，新型储能装机容量达到 3 0 G W 以上。到 2030 年，抽水蓄能电站装机容量达到 1 2 0 G W 左右，省级电网基本具备 5 以上的尖峰负荷响应能力。 2 0 2 2 . 3 发改委、能源局 “ 十四五 ” 新型储能发展实施方案到 2 0 2 5 年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。到 2030 年，新型储能全面市场化发展。其中， 1 ）电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低 30 以上； 2 ）火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术； 3 ）百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用； 4 ）兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟； 5 ）氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。 2 0 2 2 . 3 发改委、能源局 “ 十四五 ” 现代能源体系规划到 2025 年，抽水蓄能装机容量达到 6 2 G W 以上、在建装机容量达到 6 0 G W 左右。开展新型储能关键技术集中攻关，加快实现储能核心技术自主化，推动储能成本持续下降和规模化应用。 2 0 2 2 . 6 发改委、能源局关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知鼓励新型储能可作为独立储能参与电力市场；鼓励新能源场站和配建储能联合参与电力市场；加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等。 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 8 地方政府更多倾向于出台发电侧政策，发电侧政策可分为两大类 1）强制配置， 2）鼓励配置，在审批项目给予评分倾斜或优先支持。截至目前，全国已有 21 个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长。综合而言，大部分省份或地区的配储比例为不低于装机容量的 10，配储时长（即持续充放电时间）为 2 小时以上。部分地区（例如内蒙古、湖南、河南、广西等地）的新能源项目配置要求甚至达到 1520以上。图 14 多地政府出台相关风电、光伏设备储能配备政策资料来源各省级政府、各省级能源局、招银国际环球市场地区时间文件名称储能配置比例配储时间小时山西 2 0 2 1 . 9 2021 年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案风电 10 ，光伏 1 0 -1 5 2 0 2 1 . 1 2 关于下达河北省20 21 年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知北网区域围场、韦宁两县坝上地区风电、光伏 20 其他地区风电、光伏 15 南网区域光伏 10 / 20 4 4 4 / 2 2 0 2 1 . 1 0 关于做好20 21 年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知南网 10 北网 15 3 2 0 2 2 . 3 关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见建议的公告 15 4 2 0 2 1 . 8 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知电化学储能 15 2 湖南 2 0 2 1 . 1 0 关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见风电 15 ，集中光伏发电 5 2 湖北 2 0 2 1 . 7 关于 2021 年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知不足部分基地规模与可配套的新能源项目规模之差 10 2 2 0 2 1 . 1 1 关于公布20 22 1年市场化并网项目名单的通知 10 2 2 0 2 1 . 2 2021 年全省能源工作指导意见新能源场站 10 2 0 2 2 . 5 诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案光伏 10 2 0 2 1 . 1 2 杭州临安“十四五”光伏发电规划 20 21 - 20 25 光伏及风电 1 0 2 0 2 0 2 1 . 9 义乌关于征求源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则意见的通知光伏 10 2 2 0 2 2 . 5 苏州关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见（试行） 2M W 以上光伏项目 8 2 0 2 1 . 9 省发改委关于我省 2021 年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知长江以南地区 8 ；长江以北地区 10 2 2 0 2 2 . 3 关于组织开展20 22 年集中式光伏试点申报工作的通知试点项目 10 未按要求与试点项目同步建成投产 15 2 4 2 0 2 1 . 5 关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知集中式光伏项目 10 江西 2 0 2 1 . 3 关于做好 2021 年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知光伏 10 1 2 0 2 2 . 3 关于征求20 22 年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函电化学储能 5 2 2 0 2 1 . 8 关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知电化学储能 10 1 广西 2 0 2 1 . 1 0 2021 年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知风电 20 ，光伏项目 5 2 2 0 2 1 . 3 关于开展 2021 年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知集中式光伏 10 2 0 2 2 . 5 澄迈关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通集中式光伏发电项目 2 0 -2 5 2 陕西 2 0 2 1 . 6 陕西省新型储能建设方案暂行征求意见稿集中式风电项目陕北地区 10 集中式光伏发电项目关中地区、延安市 10 ；榆林市 20 2 新疆 2 0 2 0 . 5 各地方 2021 年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告阿克苏、喀什地区 15 和田地区 20 2 0 2 1 . 5 关于 “ 十四五 ” 第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威） 10 其他地区 5 2 2 0 2 2 . 4 嘉峪关市 “ 十四五 ” 第一批光伏发电项目竞争性配置工作光伏 20 2 青海 2 0 2 1 . 1 关于印发支持储能产业发展若干措施试行的通知新能源项目 10 对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持 2 2 0 2 2 . 1 关于征求20 22 年光伏发电项目竞争性配置方案光伏 10 2 2 0 2 1 . 5 关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿） 10 2 天津 2 0 2 1 . 6 2 0 2 1 -2 0 2 2 年风电、光伏发电项目开发建设和 2021 年保障性并网有关事项的通知规模超过 5 0 M W 的项目光伏 10 ，风电 15 2 0 2 1 . 6 关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见对储能配置比例不低于 10 的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权 2 2 0 2 2 . 4 河南省 “ 十四五 ” 新型储能发展实施方案按照功率 15 的挂钩比例（时长 4 小时以上）配建或购买调峰能力，按照 20 以上挂钩比例进行配建或购买的优先并网 4 辽宁 2 0 2 2 . 5 辽宁省 2022 年光伏发电示范项目建设方案优先鼓励承诺按照建设光伏功率 15 的挂钩比例 3 山东宁夏内蒙古河北河南浙江江苏海南甘肃安徽福建 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 9 多地推出储能项目补贴，提高储能项目的经济性。补贴政策可分为两大类 1）投资补贴， 2）运营补贴（调峰补贴）。目前，储能行业仍主要受阻于高成本、低收益率的问题，而经济性向来是制约电储能规模化及商业化发展的核心原因。所以，地方政府的项目补贴方案可以部分提升储能项目的盈利能力，一定程度上可调动行业的投资积极性。图 15 国内储能补贴政策资料来源各省市政府、各省市发改委、苏州工业园区管委会及招银国际环球市场政策种类日期地区部门文件名称储能补贴比例 2 0 2 2 . 6 山东省能源监管办、省发展改革委、省能源局关于 2022 年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）容量补偿电价 1 ）在新能源大发、发电能力充裕电价按照基准价（ 9 9 . 1 元 / 兆瓦时，下同）乘以谷系数 K1 （ K 1 取值 0 - 5 0 ）收取； 2 ）在发电能力紧张容量补偿电价按照基准价乘以峰系数 K2 （ K2 取值 1 0 0 - 1 6 0 ）收取； 3 ）其他时段维持基准价不变。 2 0 2 2 . 3 江苏苏州工业园区管理委员会苏州工业园区进一步推进分布式光伏发展的若干措施光伏储能项目（ 2022 年 1 月 1 日后并网、且接入园区），电量补贴 0 . 3 元 / 千瓦时，补贴 3 年 2 0 2 1 . 9 浙江义乌市发改委关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则征求意见稿接受电网统筹调度的储能运营主体（按峰段实际放电量） 0 . 2 5 元 / k W h ，补贴 2 年 2 0 1 8 . 9 安徽芜湖市政府关于加快光伏发电推广应用的实施意见光伏配储能补贴 0 . 3 元 / k W h ，连补 5 年，最高 100 万元 / 年 2 0 2 0 . 1 2 陕西西安市工信局关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见征求意见稿 2 0 2 1 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期间建成运行的光伏储能系统 1 元 / 千瓦时补贴，同一项目年度补贴最高不超过 50 万元 2 0 2 2 . 3 西北地区国家能源局西北监管局关于公开征求西北区域省间调峰辅助服务市场运营规则补充修订条款（征求意见稿）意见建议的通知储能调峰的报价区间为 0 - 0 . 6 元 / 千瓦时（由西北网调根据电网运行需要，与其他市场主体竞价出清，并形成储能的正式调峰曲线） 2 0 2 1 . 1 青海省发改委关于印发支持储能产业发展若干措施试行的通知明确储能发售的电量 0 . 1 元 / k W h （使用青海储能电池 60 以上项目，再增加 0 . 0 5 元 / kW h ） 2 0 2 1 . 1 1 宁夏省发改委关于开展新型储能项目试点工作的通知征求意见稿 2 0 2 2 - 2 0 2 3 自治区储能试点项目 0 . 8 元 / 千瓦时调峰服务补偿价格，每年调用完全充放电次数 300 次 2 0 2 2 . 2 四川成都发改委关于申报 2022 年生态文明建设储能领域市级预算内基本建设投资项目的通知对入选的用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂储能项目（年利用小时 6 0 0 ）按照储能设施规模给予每千瓦每年 230 元且单个项目最高不超过 100 万元的市级预算内资金补助 2 0 2 2 . 1 广东肇庆高新区肇庆高新区节约用电支持制造业发展补贴实施细则以建成的项目总装机容量为基础，按 300 元 / 千瓦的标准确定项目补贴金额，每个区内企业最高补贴 100 万元 2 0 2 2 . 3 陕西西安市工业和信息化局、财政局西安市 2 0 2 2 年工业（中小企业）发展专项资金申报指南的通知企业法人建成运行的光伏储能系统（光伏电站装机规模 1 G W ，储能系统 1 G W ）按照储能设备实际投资额的 20 给予投资企业补贴，最高不超过 50 万 2 0 2 1 . 1 1 浙江省发改委关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见过渡期间，调峰项目（年利用小时数 6 0 0 小时）标准逐渐退波，补贴期暂定 3 年按 200 元、 180 元、 170 元 / 千瓦投资补贴运营补贴 2022 年 6 月 27 日敬请参阅尾页之免责声明 10 技术路线多种储能技术进入发展快车道储能技术类型可分为电储能、热储能及氢储能，目前电储能为主流技术。电储能技术可分为 1）物理储能抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等； 2）电化学储能锂离子电池、钠硫电池、铅碳电池和矾液流电池。图 16 储能技术分类资料来源派能科技、招银国际环球市场图 17 中国电力储能市场累计装机规模明细（ 2000-2021）资料来源 CNESA, 招银国际环球市场图 18 电储能技术分类及优劣对比资料来源招银国际环球市场分类技术名称市场份额原理优势劣势应用场景锂离子电池 1 1 . 2 1 正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。充电时，L i 从正极脱嵌经过电解质嵌入负极；放电时则相反， L i 从负极脱嵌，经过电解质嵌入正极。利用效率高、响应快、能量密度高成本高、资源受限严重、安全性较差电能质量、备用电源， U P S ，可再生储能钠硫电池暂无规模应用正极由液态的硫组成，负极由液态的钠组成，电池运行温度需保持在 300℃以上，以使电极处于熔融状态。利用效率高、响应快、能量密度高安全性差、温度要求高、技术阶段初期电能质量、 U P S ，可再生储能铅碳电池 0 . 7 4 铅碳电池的正极二氧化铅（P b O 2）和负极纯铅（P b ）浸到电解液（H2S O 4）中，两极间会产生 2V 的电势。成本低、回收链条全、安全响应快能量密度低、寿命短、技术进步有限电能质量、电站备用、可再生储能钒液流电池 0 . 1 1 通过采用不同价态的钒离子溶液分别作为正负极活性物质，通过外接泵把溶液从储液槽压入电池堆体内完成电化学反应，之后溶液又回到储液槽，液态的活性物质不断循环流动。循环寿命高、安全性能耗能量密度低、发电效率低电能质量、电站备用、可再生储能、调峰填谷抽水蓄能 8 6 . 3 0 电网低谷时利用过剩电力将水从低标高的水库抽到高标高的水库，电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推动水轮发电机发电。容量规模大、寿命长、安全性好需要环境配套、前期投资大成本高、投资周期较长调峰填谷、调频、紧急事故备用飞轮储能 0 . 0 1 利用电能将一个放在真空外壳内的转子加速，将电能以动能形式储存起来。功率密度高、响应快、寿命长、免维护成本高、自放电现象较严重磁悬浮飞轮储能 U P S 、不间断电源大功率脉冲放电电源压缩空气储能 0 . 4 0 利用过剩电力将空气压缩并储存，当需要时再将压缩空气与天然气混合，燃烧膨胀以推动燃气轮机发电。容量规模大、寿命长、安全性好地理环境要求高、效率低调峰填谷、备用超级电容储能 0 . 0 2 通过电解质和电解液之间界面上电荷分离形成的双电层电容来贮存电能。功率密度高、响应快、安全性好成本高、能量密度