中國儲能網(wǎng)訊：碳中和背景下，儲能是又一長期高確定、高增長賽道：隨著“30-60 碳達(dá)峰-碳 中和”戰(zhàn)略的提出，可再生能源將得到大力發(fā)展。高比例可再生能源需要大量的 儲能，儲能迎來發(fā)展機(jī)遇。在碳中和背景下，儲能發(fā)展可分為三階段：（1）“十 四五”期間：電力約束問題不構(gòu)成主要矛盾，儲能是風(fēng)光發(fā)展的標(biāo)配，配置比例 較低，光儲接近平價(jià)。（2）新能源成為主力能源，逐步增量替代火電，電網(wǎng)穩(wěn) 定性亟需大量儲能；配置比例和備電時(shí)長提升，光+儲全面平價(jià)，儲能需求快速 提升。（3）碳達(dá)峰后，儲能將在電網(wǎng)側(cè)存量替代火電，承擔(dān)主力電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻 職責(zé)。
海外戶用儲能率先起量，國內(nèi)多種方式彌補(bǔ)經(jīng)濟(jì)性：海外高電價(jià)、戶用光伏滲透 率高都推動了海外戶用儲能市場率先起量。國內(nèi)光伏+儲能還未平價(jià)，儲能額外 投資成本難以計(jì)入電價(jià)成本，使得經(jīng)濟(jì)性成為當(dāng)前國內(nèi)儲能大規(guī)模建設(shè)的主要矛 盾。然而，儲能可通過地方補(bǔ)貼、提高消納帶來的額外發(fā)電收益、內(nèi)部化碳成本 等方式抹平暫時(shí)的經(jīng)濟(jì)性缺口。基于此，我們認(rèn)為國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能市場即將崛起。
萬億儲能市場冉冉升起。我們測算 2030 年儲能需求空間 1.25 TWh；2020-2030 年累計(jì) 3.9 TWh，新增儲能 CAGR 約 30%。2060 年儲能年需求空間 10 TWh；2020-2060 年累計(jì) 94 TWh。2030 年儲能投資市場空間 1.3 萬億元（2020 年起 累計(jì) 6 萬億元），2060 年 5 萬億元（2020 年起累計(jì) 122 萬億元）。至碳達(dá)峰 階段，國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)、家用儲能將會是最大的市場；至碳中和階段，電網(wǎng)側(cè) 調(diào)峰調(diào)頻需求崛起。
老玩家，新戰(zhàn)場：電池和儲能變流器（PCS）是價(jià)值量和壁壘雙高的核心環(huán)節(jié)， 國內(nèi)外主要廠商悉數(shù)入場；系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)將成為必爭之地，有望通過數(shù)字化、智 能化解決方案增加附加值，掌握儲能產(chǎn)業(yè)鏈話語權(quán)。
1、 碳中和背景下，儲能扮演不可或缺的角色
1.1、 儲能的三階段發(fā)展路徑
隨著“30-60 碳達(dá)峰-碳中和”戰(zhàn)略的提出，可再生能源將得到大力發(fā)展。2020 年 9 月，我國在第 75 屆聯(lián)合國大會提出“二氧化碳排放力爭于 2030 年前達(dá)到 峰值，2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和”；在 2020 年 12 月的聯(lián)合國氣候雄心峰會和中央 經(jīng)濟(jì)工作會議上，“30-60”的目標(biāo)被反復(fù)提及，標(biāo)志著“碳達(dá)峰-碳中和”已成 為國家戰(zhàn)略。由火電為代表的可再生能源將逐步被光伏風(fēng)電為代表的的可再生能 源替代，可再生能源將成為能源主力。
高比例可再生能源需要大量儲能，儲能迎來發(fā)展機(jī)遇。光伏風(fēng)電等可再生能源由 于與用電負(fù)荷并不匹配，需要大量的儲能承擔(dān)削峰填谷的作用。另外，“30·60 雙碳目標(biāo)”的提出必將加快推動風(fēng)電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展，高比 例可再生能源對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力將提出更高要求，這就給儲能發(fā)展帶來了 新機(jī)遇。
第一階段（2020-2025 年） “十四五”風(fēng)光發(fā)展信心足。
國家層面的能源“十四五”規(guī)劃尚未出臺，但北京、 天津、上海等 20 多個(gè)省（區(qū)、市）已相繼發(fā)布了“十四五”新能源發(fā)展規(guī)劃， “風(fēng)光”正無限。國能投、國電投、華能、大唐、華電、三峽、中廣核等眾多電 力央企近日紛紛表態(tài)，將把新能源作為“十四五”期間的開發(fā)重點(diǎn)。
“十四五”期間電力約束問題不構(gòu)成主要矛盾，儲能是風(fēng)光發(fā)展的標(biāo)配?！笆?五”期間，隨著光伏裝機(jī)占比的逐漸提高，儲能在限電率范圍內(nèi)調(diào)峰，起到削峰 填谷的作用。但風(fēng)光儲不具備深度調(diào)峰能力，“十四五”期間儲能調(diào)峰的能力不 具備經(jīng)濟(jì)性。在此階段，光伏風(fēng)電的發(fā)電量占比還較低，電網(wǎng)穩(wěn)定性和靈活性可 通過現(xiàn)有調(diào)峰機(jī)組得到保證。
第二階段（2025-2030 年） 新能源成為主力能源，電網(wǎng)穩(wěn)定性亟需大量儲能。
我國在 2020 年 12 月聯(lián)合國 “2020 氣候雄心峰會”提出 2030 年可再生能源裝機(jī)達(dá)到 12 億千瓦。為了實(shí)現(xiàn) 2030 年碳達(dá)峰目標(biāo)，可再生能源裝機(jī)將超過火電裝機(jī)，從補(bǔ)充能源變?yōu)橹髁δ?源，基本實(shí)現(xiàn)新增電力來自新能源。要承載如此規(guī)模的新能源裝機(jī)，電網(wǎng)乃至整 個(gè)電力系統(tǒng)不僅要有“量”的增加，還要有“質(zhì)”的變革，對儲能的需求急劇提升。成本方面，隨著技術(shù)進(jìn)步，風(fēng)光儲電力度電平均售價(jià)低于全國煤電平均售價(jià)， 存量替代化石能源階段開啟。
根據(jù) Solarzoom，風(fēng)光電力要“100%增量替代”化石能源發(fā)電，要做到發(fā)電裝 機(jī)保有量：儲能裝機(jī)保有量≈1W：1-2Wh 的比例。我們預(yù)計(jì)在這一階段功率配 比 50%-100%，備電時(shí)長 2-4h。
第三階段（2030-2060 年）
新能源存量替代化石能源，儲能將在電網(wǎng)側(cè)替代火電機(jī)組。2030 年往后，至 2060 年實(shí)現(xiàn)碳中和，當(dāng)可再生能源發(fā)展為電力消費(fèi)的絕對主體時(shí)，構(gòu)建以可再生能源 為中心的靈活電力系統(tǒng)，主動提供系統(tǒng)服務(wù)，整個(gè)電力系統(tǒng)會更經(jīng)濟(jì)更平衡。儲 能將在電網(wǎng)側(cè)承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻等職責(zé)，傳統(tǒng)火電機(jī)組將在輔助服務(wù)領(lǐng)域逐步退出。根據(jù) Solarzoom 測算，風(fēng)光電力要“100%存量替代”化石能源發(fā)電，要做到 發(fā)電裝機(jī)保有量：儲能裝機(jī)保有量≥1W：5Wh 的比例。我們預(yù)計(jì)在這一階段功 率配比 100%+，備電時(shí)長 4h+。這既要求光伏系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)成本進(jìn)一步降低， 也要求儲能裝機(jī)量大幅提高。
政策：儲能經(jīng)濟(jì)性缺口，鼓勵(lì)儲能多形式發(fā)展
“十三五”以來，我國出臺產(chǎn)業(yè)政策鼓勵(lì)儲能發(fā)展。2017 年 10 月，國家能源 局等 4 部門聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，國家層面 出臺的政策推動了儲能的發(fā)展，電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模在 2018 年實(shí)現(xiàn)大幅增長。
儲能設(shè)施不計(jì)入電價(jià)成本，經(jīng)濟(jì)性缺口難分?jǐn)偂?019 年 5 月，國家發(fā)改委、能 源局印發(fā)的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》明確提出電儲能設(shè)施不計(jì)入輸配電定價(jià) 成本，兩大電網(wǎng)公司相繼限制企業(yè)內(nèi)部儲能投資，導(dǎo)致 2019 年電化學(xué)儲能增速 大幅回落。儲能投入徒增成本項(xiàng)目收益率降低，疊加儲能經(jīng)濟(jì)模式尚不清晰，電 站開發(fā)商、電網(wǎng)、運(yùn)營商在儲能方面的權(quán)責(zé)不明晰，主動配置儲能意愿降低。
儲能配置比例博弈，解決消納為當(dāng)務(wù)之急。截止 2020 年底已有 18 個(gè)省市出臺 了鼓勵(lì)或要求新能源配儲能的有關(guān)文件。湖南、湖北、內(nèi)蒙、山東、山西、河北、 貴州明確規(guī)定了儲能配比，配置儲能的比例從 5%到 20%不等。遼寧、河南、西 藏三地雖并未要求具體儲能配置比例，但文件明確在新能源項(xiàng)目審核過程中“優(yōu) 先考慮”新能源配置儲能項(xiàng)目。
“十四五”規(guī)劃明確提出發(fā)展儲能產(chǎn)業(yè)?！笆奈濉币?guī)劃中指出要發(fā)展新能源等 戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)；推進(jìn)能源革命，完善能源產(chǎn)供儲銷體系；建設(shè)智慧能源系統(tǒng)， 優(yōu)化電力生產(chǎn)和輸送通道布局，提升新能源消納和存儲能力。國務(wù)院辦公廳 11 月 2 日發(fā)布的《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021—2035 年）》中提到要促進(jìn)新 能源汽車與可再生能源高效協(xié)同，鼓勵(lì)“光儲充放”（分布式光伏發(fā)電—儲能系 統(tǒng)—充放電）多功能綜合一體站建設(shè)。
儲能作為靈活調(diào)節(jié)資源，參與電力輔助市場服務(wù)。青海、寧夏、山東、江蘇、湖 南等地出臺了電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則，允許符合要求的儲能項(xiàng)目參與輔助服 務(wù)市場。
1.2、 儲能技術(shù)百花齊放，電化學(xué)儲能正當(dāng)時(shí)
儲能按照能量存儲形式可分為電儲能、熱儲能、氫儲能。電儲能主要包含抽水儲 能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等機(jī)械儲能技術(shù)；以及鉛酸電池、液流電池、鈉硫 電池、鋰離子電池等電化學(xué)儲能技術(shù)。
由于場景的多樣性、各儲能技術(shù)與降本的情況，未來會是百花齊放的局面。各儲 能技術(shù)根據(jù)其輸出功率、能量密度、儲能容量、充放電時(shí)間等特點(diǎn)，將在不同的 應(yīng)用場景發(fā)揮最優(yōu)儲能效果。
1.2.1、抽水蓄能最成熟、成本最低
儲能行業(yè)仍處于多種儲能技術(shù)路線并存的階段，抽水蓄能仍然是當(dāng)前最成熟、裝機(jī)最多的主流儲能技術(shù)。抽水儲能是物理儲能的一種，是在電力負(fù)荷低谷期將水 從下池水庫抽到上池水庫時(shí)將電能轉(zhuǎn)化成重力勢能儲存起來，在負(fù)荷高峰時(shí)利用 反向水流發(fā)電的形式，綜合效率在 70%到 85%之間，且僅有 0.21-0.25 元/kWh 的度電成本，在各種儲能技術(shù)中度電成本最低。
雖然其不具有化學(xué)電池易老化和容量限制的問題，但是它對于地理因素的要求較 高，一般來說只能建造在山與丘陵存在的地方，同時(shí)抽水蓄能站的建造成本也較 高。其他新型的儲能技術(shù)只有在性能和成本上都能夠和抽水蓄能相當(dāng)甚至勝過抽 水蓄能，才有可能成為主流技術(shù)。
1.2.2、液流電池處于早期商業(yè)化階段，增容便利，可用于大型儲能
液流電池，直接將能量存儲在電解液中，但仍處于早期部署階段；鈉硫電池，能 量密度比鋰離子電池高，但其熱的液態(tài)金屬電解液不方便；超級電容器，不能在 足夠長的時(shí)間內(nèi)提供電力；壓縮空氣和飛輪由于位置的限制，只能用于中小型裝 置。
液流電池的活性物質(zhì)是具有流動性的液體電解質(zhì)溶液，在充、放電過程中，電解 液中的活性物質(zhì)離子在惰性電極表面發(fā)生價(jià)態(tài)的變化，產(chǎn)生電流。容量大小取決 于電解液，可通過增加電解液的量或提高電解質(zhì)的濃度，達(dá)到增加電池容量的目 的，適用于公用事業(yè)規(guī)模的大型儲能。缺點(diǎn)是能量密度相對較低，使用場景受限；技術(shù)生產(chǎn)技術(shù)還沒穩(wěn)定，滲漏液技術(shù)并沒有攻克。
1.2.3、氫儲能能量密度高，在大規(guī)模儲能極具潛力
對可再生和可持續(xù)能源系統(tǒng)而言，氫氣是一種極好的能量存儲介質(zhì)。氫能是一種 理想的二次能源，燃燒產(chǎn)物為水，是最環(huán)保的能源形式，它既能以氣、液相的形 式存儲在高壓罐中，也能以固相的形式儲存在儲氫材料中，如金屬氫化物、配位 氫化物、多孔材料等。氫儲能能量密度高、運(yùn)行維護(hù)成本低、可長時(shí)間存儲且可 實(shí)現(xiàn)過程無污染，是少有的能夠儲存百 GWh 以上，且可同時(shí)適用于極短或極長 時(shí)間供電的能量儲備技術(shù)方式，被認(rèn)為是極具潛力的新型大規(guī)模儲能技術(shù)。
氫氣作為能源載體的優(yōu)勢在于：
（1）氫和電能之間通過電解水與燃料電池技術(shù)可實(shí)現(xiàn)高效率的相互轉(zhuǎn)換；壓縮 的氫氣有很高的能量密度；
（2）氫氣具有成比例放大到電網(wǎng)規(guī)模應(yīng)用的潛力?？蓪⒕哂袕?qiáng)烈波動特性的風(fēng) 能、太陽能轉(zhuǎn)換為氫能，更利于儲存與運(yùn)輸，所存儲的氫氣可用于燃料電池發(fā)電， 或單獨(dú)用作燃料氣體，也可作為化工原料。
1.2.4、電化學(xué)儲能降本塊，產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用前景大，需考慮資源約束
電化學(xué)儲能使用方便、環(huán)境污染少、不受地域限制，能夠及時(shí)響應(yīng)電力的應(yīng)急需 求。物理儲能能夠構(gòu)建大型的儲能系統(tǒng)，但是存在面對電力應(yīng)急需求的響應(yīng)時(shí)間 較長，前期投資較大等問題。電化學(xué)儲能是利用化學(xué)元素做儲能介質(zhì)，充放電過 程伴隨儲能介質(zhì)的化學(xué)反應(yīng)或者變化，目前以利用鋰離子電池進(jìn)行電化學(xué)儲能為 主。
電化學(xué)儲能是發(fā)展最快、降本空間大，產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用前景大。相比于抽水蓄能等機(jī) 械儲能，電化學(xué)儲能受地形影響小，可靈活配置于電力系統(tǒng)。以鋰離子電池、鈉 硫電池、液流電池為主導(dǎo)的電化學(xué)儲能技術(shù)在安全性、能量轉(zhuǎn)換效率和經(jīng)濟(jì)性等 方面都取得了重大突破，具有產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用前景。
電化學(xué)儲能的發(fā)展上限需考慮資源約束。電化學(xué)儲能同樣需要用到電池，在新能 源汽車動力電池需求日益增加的情況下，儲能帶來的額外電池需求使得上游鋰、 鈷、鎳等資源緊缺程度進(jìn)一步加劇。上游資源供需緊張所引起的電池漲價(jià)，也會 導(dǎo)致電化學(xué)儲能降本不及預(yù)期。
1.3、 商業(yè)模式?jīng)Q定儲能發(fā)展經(jīng)濟(jì)性
1.3.1、基本分類與應(yīng)用場景 電力系統(tǒng)儲能
電力系統(tǒng)儲能的應(yīng)用領(lǐng)域主要包含發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。 發(fā)電側(cè)儲能的主要目的是增強(qiáng)電力系統(tǒng)調(diào)峰備用容量，解決風(fēng)能、太陽能等可再 生能源發(fā)電不連續(xù)、不可控的問題，保障其可控并網(wǎng)和按需輸配，促進(jìn)新能源風(fēng) 電、光伏、光熱等新能源消納。
電網(wǎng)側(cè)儲能主要功能是服務(wù)于電網(wǎng)安全，解決電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻、削峰填谷、智能 化供電、分布式供能問題，提高多能耦合效率，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。
用電側(cè)儲能主要是為用戶提供峰谷調(diào)節(jié)、提升供電能力和可靠性等多種需求，支 撐汽車等用能終端的電氣化，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)其低碳化、智能化等目標(biāo)。
從現(xiàn)有的商業(yè)模式看，儲能的價(jià)值創(chuàng)造路徑包括參與調(diào)峰、調(diào)頻獲得輔助服務(wù)補(bǔ) 償；減少棄風(fēng)棄光電量增加電費(fèi)收入；以及削峰填谷獲得峰谷價(jià)差。
發(fā)電側(cè)主要是減少棄風(fēng)棄光電量獲利。由于目前電化學(xué)儲能成本相較抽水蓄能仍 然較高，該商業(yè)模式適用于棄風(fēng)、棄光率較高地區(qū)。
電網(wǎng)側(cè)儲能的商業(yè)模式可從輸配電成本監(jiān)管和競爭性業(yè)務(wù)兩大類展開。其中輸配 電成本監(jiān)管包括有效資產(chǎn)回收和租賃；競爭性業(yè)務(wù)包含調(diào)壓調(diào)頻，為了保證電網(wǎng) 安全、穩(wěn)定運(yùn)行，電廠必須提供調(diào)頻服務(wù)，當(dāng)前政策大力支持新能源發(fā)電，由于 新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性，調(diào)頻調(diào)壓將逐漸成為電網(wǎng)側(cè)重要業(yè)務(wù)。在人口稠密的地 區(qū)用儲能替代調(diào)峰電站可以降低能源成本，創(chuàng)造就業(yè)機(jī)會，建立一個(gè)更有彈性的 電力系統(tǒng)，減少空氣污染，帶來可觀的社會效益。
用戶側(cè)儲能商業(yè)路徑較成熟，包括峰谷電價(jià)套利、保障停電時(shí)的電力供應(yīng)。峰谷 電價(jià)套利指用戶可以在負(fù)荷低谷時(shí)，以較便宜的谷電價(jià)對自有儲能電池進(jìn)行充 電，在負(fù)荷高峰時(shí)，將部分或全部負(fù)荷轉(zhuǎn)由自有儲能電池供電，利潤取決于峰谷 價(jià)差。另外，由于海外大規(guī)模停電事件頻發(fā)，家用儲能還可在電力系統(tǒng)故障時(shí)保 證電力供應(yīng)。
其他儲能（通信基站、數(shù)據(jù)中心和 UPS 備電）
除應(yīng)用于電力系統(tǒng)外，儲能在通信基站、數(shù)據(jù)中心和 UPS 等領(lǐng)域可作為備用電 源，不僅可以在電力中斷期間為通信基站等關(guān)鍵設(shè)備應(yīng)急供電，還可利用峰谷電 價(jià)差進(jìn)行套利，以降低設(shè)備用電成本。根據(jù) GGII 數(shù)據(jù)，2019 年中國儲能鋰電池（含電力系統(tǒng)、通信基站、軌道交通等 應(yīng)用場景）出貨量 10.6GWh，同比增長 49.3%。其中，電力系統(tǒng)儲能鋰電池出 貨量 3.8GWh；通信儲能鋰電池出貨量 6.0GWh；軌道交通儲能鋰電池出貨量 0.25GWh；數(shù)據(jù)中心及其他儲能鋰電池出貨量共 0.55GWh。
隨著 5G 基站建設(shè)高峰期的到來，基站儲能需求有望高增長，率先帶動國內(nèi)儲能 市場進(jìn)入成長期。另一方面，由于磷酸鐵鋰成本低、安全性高，磷酸鐵鋰電池基 本占據(jù)國內(nèi)通信基站電儲能市場，也有望帶動鉛酸鋰電化替代需求。
1.3.2、發(fā)電側(cè)平價(jià)將至，多種方式彌補(bǔ)經(jīng)濟(jì)性
(1)儲能可促進(jìn)風(fēng)光消納，提升發(fā)電收益
可再生能源配置儲能可解決消納問題，提高發(fā)電收益。據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù) 警中心數(shù)據(jù)，2020 年全國棄風(fēng)電量 166.1 億千瓦時(shí)（風(fēng)電發(fā)電量 4760 億千瓦 時(shí)），風(fēng)電利用率 96.5%，棄風(fēng)率 3.5%；棄光電量 52.6 億千瓦時(shí)（光伏發(fā)電 量 2630 億千瓦時(shí)），光伏發(fā)電利用率 98.0%，棄光率 2%。若配置 10%儲能， 可增加消納風(fēng)電 16.6 億千瓦時(shí)、光伏 5.26 億千瓦時(shí)，可分別提高棄風(fēng)率、棄光 率 0.36pcts、0.2pcts。
(2)青海補(bǔ)貼、新疆獎(jiǎng)勵(lì)，補(bǔ)貼彌補(bǔ)儲能經(jīng)濟(jì)性
青海出臺首個(gè)新能源配儲能補(bǔ)貼政策，10%+2h 儲能補(bǔ)貼 0.1 元/度。2020 年 1 月 18 日，青海省發(fā)改委、科技廳、工信廳、能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲 能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，明確將實(shí)行“新能源+儲能”一體化開 發(fā)模式，新建新能源配置儲能容量原則上不低于 10%，時(shí)長 2 小時(shí)以上。新建、 新投運(yùn)水電站也需同步配置新能源和儲能系統(tǒng)，使新增水電與新能源、儲能容量 配比達(dá)到 1∶2∶0.2。同時(shí)對"新能源＋儲能”、"水電＋新能源+儲能”項(xiàng)目中 自發(fā)自儲設(shè)施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時(shí) 0.10 元運(yùn)營補(bǔ)貼。
新疆通過增加發(fā)電小時(shí)數(shù)，緩解儲能經(jīng)濟(jì)性難題。2019 年 2 月 19 日，新疆自 治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲能電站建設(shè)試點(diǎn)的通知》，鼓勵(lì)光伏 電站合理配置儲能系統(tǒng)，儲能電站原則上按照光伏電站裝機(jī)容量 20%配置；配 置儲能電站的光伏項(xiàng)目，原則上增加 100 小時(shí)計(jì)劃電量。
(3) 通過綠證、CCER 內(nèi)部化碳成本，儲能經(jīng)濟(jì)性提升
(4) 可再生能源項(xiàng)目可通過配置儲能，增加出售 CCER 的收益。光伏和風(fēng)電屬于可再 生能源發(fā)電項(xiàng)目，通過替代基準(zhǔn)線情景下以火電為主的該區(qū)域電網(wǎng)的同等電量， 實(shí)現(xiàn)了溫室氣體減排。隨著 CCER 審批迎來重啟，可再生能源有望獲得額外競爭 優(yōu)勢和附加收入，可再生能源企業(yè)可通過出售 CCER 獲得收益。 碳成本、綠證成本的內(nèi)部化有望增加儲能經(jīng)濟(jì)性。若電力資源交易市場、碳交易 市場得到大力發(fā)展，碳交易、綠證成本計(jì)入儲能項(xiàng)目成本，有望增加經(jīng)濟(jì)性，實(shí) 現(xiàn)平價(jià)。
1.3.3、電網(wǎng)側(cè)：調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性最高，峰谷價(jià)差約束調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性
（1）調(diào)頻：華中地區(qū)調(diào)頻服務(wù)儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性測算
電池儲能響應(yīng)速度快，提升火電調(diào)頻能力。我國調(diào)頻電源主要為火電機(jī)組，火電 機(jī)組調(diào)頻響應(yīng)慢，而水電調(diào)頻地理?xiàng)l件受限。電池儲能系統(tǒng)可以在 1s 內(nèi)完成 AGC 調(diào)度指令；同時(shí)，少量的儲能系統(tǒng)可有效提升以火電為主的電力系統(tǒng)整體調(diào)頻能 力，可作為輔助傳統(tǒng)機(jī)組調(diào)頻的有效手段。
儲能參與電力服務(wù)興起，調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性高。由于政府對于儲能調(diào)頻領(lǐng)域的重視和支 持，儲能聯(lián)合發(fā)電機(jī)組參與電力輔助服務(wù)已經(jīng)開始興起。儲能輔助電網(wǎng)調(diào)頻的經(jīng) 濟(jì)性遠(yuǎn)好于削峰填谷。隨著可再生能源占比逐步提高，電力市場化進(jìn)一步深化， 調(diào)頻需求將進(jìn)一步釋放。我們以華中 AGC 調(diào)頻為例，AGC 輔助服務(wù)補(bǔ)償采取按貢獻(xiàn)電量補(bǔ)償，補(bǔ)償費(fèi)用 =調(diào)節(jié)里程*K*補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為 6 元/MW，測算火儲聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目的收益：假設(shè)為華中區(qū)域某 60 萬千瓦的火電機(jī)組配置 18MW/9MWh 儲能系統(tǒng)（配置率 3%），依據(jù)其典型日的 AGC 指令數(shù)據(jù)以及機(jī)組負(fù)荷數(shù)據(jù)，模擬計(jì)算，得出以下 結(jié)論：機(jī)組的綜合性能指標(biāo) K 值保守取 5；在調(diào)度調(diào)用較頻繁的情況下，模擬顯示可捕獲 5000MW 左右的有效里程。參照 其他項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，保守估計(jì)平均日調(diào)節(jié)里程（即調(diào)節(jié)幅度）為 2500MW 左右；
按照 6 元/MW 的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，則該火儲聯(lián)合調(diào)頻系統(tǒng)日收益為 7.5 萬元（2500MW ×5×6 元/MW）。若全年按運(yùn)行 250 天估算，則該火儲聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目年收益為 1875 萬元。參照華中地區(qū)首個(gè)火儲聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目的設(shè)備采購中標(biāo)價(jià) 3648.63 萬元（新昌電 廠電源側(cè)調(diào)頻調(diào)峰儲能一期項(xiàng)目（上海融合元儲 3648 萬中標(biāo)新昌電廠調(diào)頻項(xiàng) 目），假設(shè)該項(xiàng)目的其他假設(shè)建設(shè)成本（電氣改造、基建、電網(wǎng)接入等）占總成 本的 10%，則該項(xiàng)目總成本為 4054 萬元。則按照年收入 1875 萬元計(jì)算，在不考慮其他成本（財(cái)務(wù)成本、運(yùn)行維護(hù)成本等） 的情況下該項(xiàng)目靜態(tài)回收期為 2.16 年。
（2）調(diào)峰：江蘇省儲能調(diào)峰項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性測算
多年來江蘇省用電量一直保持在全國第二的水平，預(yù)計(jì) 2020 年全省用電總量約 6327 億千瓦時(shí)，其中工業(yè)用電量約 4684 億千瓦時(shí)，由此將帶來高達(dá) 93.68GWh 的用戶側(cè)儲能需求。2020 年 11 月 3 日，江蘇省發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于江蘇電網(wǎng) 2020-2022 年輸配電 價(jià)和銷售電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》。根據(jù)通知的內(nèi)容，江蘇省峰谷價(jià)差最大為 0.8154 元/kWh，最低為 0.7158 元/kWh。為了測算用戶側(cè)削峰填谷的收益，我們進(jìn)行以下假設(shè)：
1. 用戶為 220KV 及以上的大工業(yè)用戶（峰谷價(jià)差最?。?。
2. 配置 10MW/40MWh 的鋰離子電池儲能系統(tǒng)，系統(tǒng)單價(jià)按 1600 元/kWh 記， 總造價(jià) 6400 萬元。
3. 系統(tǒng)充放電效率按 90%計(jì)。
4. 簡單測算不考慮財(cái)務(wù)成本及稅收，用戶自己投資建設(shè)，不考慮第三方投資和用 戶進(jìn)行電費(fèi)分成的模式。
5. 全年運(yùn)行 330 天，其中夏季 7、8 月 62 天，非夏季 268 天。
6. 一天兩充兩放。兩充兩放策略具體如下：
非夏季，每天低谷 0-4 點(diǎn)，平段 12-16 點(diǎn)各充電 4 小時(shí)，總計(jì)充電 8 小時(shí)。每 天高峰 8-12 點(diǎn)，17-21 點(diǎn)各放電 4 小時(shí)，總計(jì)放電 8 小時(shí)。
結(jié)論：削峰填谷商業(yè)模式只有在峰谷價(jià)差達(dá)到 0.7 元/千瓦時(shí)以上才有可能盈利， 但目前除北京、上海、江蘇、廣東、浙江、海南外，其他省份峰谷價(jià)差都達(dá)不到 該水平。
1.3.4、用戶側(cè)：高電價(jià)+光伏滲透，海外家儲市場景氣度高
高昂的電價(jià)成為戶用儲能在海外快速發(fā)展的主要因素。在歐洲、日本、澳大利亞、 美國等電力價(jià)格高昂的國家和地區(qū)，家用光伏+儲能應(yīng)用的主要經(jīng)濟(jì)驅(qū)動因素之 一是提高電力自發(fā)自用水平，以延緩和降低電價(jià)上漲帶來的風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)，隨著電 價(jià)上漲和光伏系統(tǒng)成本迅速下降，上述地區(qū)強(qiáng)勁、穩(wěn)定的光伏新增裝機(jī)量也為儲 能應(yīng)用提供了堅(jiān)實(shí)的市場。德國、美國、日本成為家用儲能主要市場，2020Q3 出貨量占比近 70%。
光伏自發(fā)自用經(jīng)濟(jì)性提高，進(jìn)一步推動家用儲能市場增長。長期以來，為促進(jìn)光 伏行業(yè)發(fā)展，全球主要國家均制定了相應(yīng)的光伏補(bǔ)貼政策。近年來受光伏發(fā)電成 本持續(xù)下降等因素影響，各國的光伏上網(wǎng)電價(jià)（FIT）和凈計(jì)量電價(jià)制度正逐步 削減和取消。光伏補(bǔ)貼政策的調(diào)整促使用戶改變以往將電力上網(wǎng)的獲益方式，而 更傾向于將多余電力儲存自用，從而節(jié)省電費(fèi)支出。
1.3.5、智能電網(wǎng)及電動汽車發(fā)展推動 V2G
V2G (Vehicle to grid)通過充電站實(shí)現(xiàn)電動汽車和電網(wǎng)之間的的能源互動。V2G 指電動汽車作為一種分布式負(fù)荷的同時(shí)也充當(dāng)電源，可以向電網(wǎng)釋放其儲存在動 力電池內(nèi)的電能，來達(dá)到優(yōu)化電網(wǎng)運(yùn)行的目的。
充電站實(shí)現(xiàn) V2G，建設(shè)尚處早期。電動汽車和電網(wǎng)之間的的互動是通過充電站 來完成的，那就需要充電站能夠滿足 G2V 和 V2G 的要求，即充電站控制器 CSC 和 V2G 控制器的雙向控制系統(tǒng)。充電樁作為電動汽車發(fā)展的一個(gè)難點(diǎn)，充電站 也還在慢慢地普及，所以帶有 V2G 模式的充電站規(guī)劃還是處在較前期的階段。
2、 儲能空間測算：又一萬億市場冉冉開啟
2.1、 總體空間
我們從國內(nèi)外風(fēng)光發(fā)電側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻儲能、分布式儲能（工商業(yè)、家 用）、其他儲能（通訊基站、IDC 等備電）等方面分別測算了 2020-2060 年儲 能市場空間：
2025 年儲能年需求空間 400 GWh；2020-2025 年累計(jì) 1 TWh，新增儲能年復(fù) 合增速約 34%。
2030 年碳達(dá)峰，儲能年需求空間 1.25 TWh；2020-2030 年累計(jì) 3.9 TWh，新 增儲能年復(fù)合增速約 30%。
2060 年碳中和，儲能年需求空間 10 TWh；2020-2060 年累計(jì) 94 TWh，新增 儲能年復(fù)合增速約 7%。
2020 年儲能成本約 1.2 元/Wh，根據(jù)儲能成本學(xué)習(xí)曲線，降本約 60%，至 2060 年年均成本降幅為 1.75%，測算得出 2025 年儲能投資市場空間 0.45 萬億元 （2020 年起累計(jì) 1.6 萬億元，下同），2030 年 1.3 萬億元（累計(jì) 6 萬億元）， 2060 年 5 萬億元（累計(jì) 122 萬億元）。
2.2、 國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)
我們根據(jù) 2030 碳中和、2060 碳達(dá)峰的規(guī)劃目標(biāo)，測算出國內(nèi)風(fēng)、光新增裝機(jī) 量。再假設(shè)容配比由 2020 年的 10%逐步提升至 2030 年的 20%，備電時(shí)長至 2025 年為 2h，逐步提升至 2030 年的 4h（足以滿足削峰填谷），測算出風(fēng)光發(fā) 電側(cè)的儲能需求。
2030-2060 年的預(yù)測方法同上，功率配比假設(shè)逐漸提升至 2060 年的 100%，備 電時(shí)長假設(shè)保持 4h。假設(shè) 2020 年儲能成本 1.2 元/Wh，根據(jù)儲能成本學(xué)習(xí)曲線， 降本約 60%，年降 1.75%。
測算得出，國內(nèi)風(fēng)光發(fā)電側(cè)儲能空間至 2030 年累計(jì)約 1.3TWh，至 2060 年累 計(jì)約 3.6TWh，投資規(guī)模累計(jì)約 25 萬億元。
2.3、 海外風(fēng)光發(fā)電側(cè)
海外風(fēng)光發(fā)電側(cè)儲能空間測算與國內(nèi)同理，容配比與備電時(shí)長假設(shè)與國內(nèi)相同。測算得出，海外風(fēng)光側(cè)儲能需求空間 2025 年 48GWh，2030 年 175GWh，2060 年 1.5TWh；2020-2060 年累計(jì) 24 TWh。
2.4、 電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻空間測算
（1）電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰
調(diào)峰需求與發(fā)電量有關(guān)，假設(shè) 2060 年所有調(diào)峰機(jī)組為儲能，調(diào)峰儲能容量占比 逐步由 2020 年的 0.3%提升至 2060 年的 70%，測算得出 25、30、60 年儲能 調(diào)峰需求空間分別為 30GWh、121 GWh、2TWh。2020-2060 累計(jì)儲能空間 36TWh。
（2）電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻
根據(jù)全球發(fā)電裝機(jī)，假設(shè) 2020 年-2060 調(diào)頻需求占比逐步由 2.3%提升至 15%， 假設(shè)儲能在調(diào)頻機(jī)組占比由 12%逐步提升至 90%，2020 年-2060 年備電時(shí)長 0.5h 逐步提升至 1h。測算得出 25、30、60 年儲能調(diào)頻需求空間分別為 22GWh、 64 GWh、1.7 TWh。2020-2060 累計(jì)儲能空間 19 TWh。
2.5、 分布式儲能空間測算
假設(shè)分布式光伏中工商業(yè)、家用光伏占比為 8:2，假設(shè)新增工商業(yè)光伏中儲能滲 透率由 2020 年 5%逐步提升至 2060 年 70%，存量工商業(yè)光伏中儲能滲透率由 2020 年 0.5%逐步提升至 2060 年 20%，非光伏配套工商業(yè)儲能占分布式光伏比 例 10%，備電時(shí)長假設(shè)為 4h。
測算得出 25、30、60 年工商業(yè)分布式儲能空間分別為 77GWh、178GWh、1.1 TWh。2020-2060 累計(jì)儲能空間 22 TWh。
假設(shè)新增光伏配套的家用儲能滲透率由 2020 年 10%逐步提升至 2060 年 100%， 存量光伏配套家用儲能滲透率由 2020 年 2%逐步提升至 2060 年 100%，備電時(shí) 長假設(shè)為 4h。
測算得出 25、30、60 年家用儲能空間分別為 125GWh、370GWh、1.4 TWh。2020-2060 累計(jì)儲能空間 30 TWh。
2.6、 通訊、IDC 等其他儲能
根據(jù) 5G 基站建設(shè)進(jìn)度，假設(shè)單站功耗 3.5kW，備電時(shí)長 4h，測算得出基站儲 能需求。
假設(shè)包括通訊基站、IDC 備電在內(nèi)的其他儲能需求 2020-30 年年均增速 20%， 此后至 2060 年增速逐漸降至 0%，測算得出 25、30、60 年其他儲能空間分別 為 28GWh、69GWh、0.3 TWh。2020-2060 累計(jì)儲能空間 6 TWh。
3、 儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈：電池和 PCS 是核心，系統(tǒng)集成附加值有望提升
儲能系統(tǒng)主要由電芯、電器元件、熱管理系統(tǒng)、儲能變流器（PCS）、能源管理 系統(tǒng)（EMS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）共同組成。電芯和電器元件通過排列，連 接組裝成電池模組，再和其他元器件一起固定組裝到柜體內(nèi)構(gòu)成電池柜體。
儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈上游包括電池原材料及生產(chǎn)設(shè)備供應(yīng)商等。中游即儲能電站的電 池、BMS、PCS、EMS 生產(chǎn)。下游為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商及終端用戶等， 通過設(shè)計(jì)優(yōu)化應(yīng)用方案增效。從產(chǎn)業(yè)鏈來看，儲能系統(tǒng)位于整條產(chǎn)業(yè)鏈中游。
儲能行業(yè)仍處于發(fā)展初期，市場參與者的角色仍然是不穩(wěn)定的，行業(yè)還沒有統(tǒng)一 標(biāo)準(zhǔn)的角色。一些公司涵蓋了從電池生產(chǎn)到系統(tǒng)集成的整個(gè)價(jià)值鏈，而另一些公 司則專注于價(jià)值鏈中的單個(gè)階段。
我們認(rèn)為：
（1）電池和 PCS 是儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈中壁壘較高、價(jià)值量占比較大的核心環(huán)節(jié)。
（2）系統(tǒng)集成和 EMS 環(huán)節(jié)雖然目前在國內(nèi)價(jià)值量、技術(shù)含量不高，但未來有望 通過數(shù)字化、智能化集成和控制，實(shí)現(xiàn)儲能越來越高和越來越復(fù)雜的應(yīng)用場景；EMS 是實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)集成高級功能的基礎(chǔ)，系統(tǒng)集成商有望掌握行業(yè)話語權(quán)。
3.1、 儲能變流器(PCS)：深刻理解電網(wǎng)環(huán)境，具備渠道 優(yōu)勢
儲能變流器(Power Conversion System，PCS)是電化學(xué)儲能系統(tǒng)中，連接于電 池系統(tǒng)與電網(wǎng)之間的實(shí)現(xiàn)電能雙向轉(zhuǎn)換的裝置。既可把蓄電池的直流電逆變成交 流電，輸送給電網(wǎng)或者給交流負(fù)荷使用；也可把電網(wǎng)的交流電整流為直流電，給 蓄電池充電。
PCS 上游主要由電子元器件、結(jié)構(gòu)件、電氣元器件和電線類和其他元器件構(gòu)成， 其中電子元器件包括電阻、電容、集成電路、PCB 等；結(jié)構(gòu)件包括機(jī)柜、機(jī) 箱、 金屬和非金屬結(jié)構(gòu)件，其中非金屬結(jié)構(gòu)件包括多晶硅、硅片和晶硅電池片等；電 氣元器件包括斷路器及相關(guān)輔件、變壓器、電感和散熱器等；電線類原材料包括 電線和電纜。
儲能逆變器市場需求持續(xù)快速增長。根據(jù) IHS Markit 發(fā)布的全球市場研究報(bào)告， 到 2022 年，儲能逆變器規(guī)模將增至 17GW。2018 年-2022 年全球儲能逆變器累 計(jì)市場規(guī)模預(yù)計(jì)為 63GW，呈持續(xù)增長態(tài)勢。
PCS 核心是逆變功率模塊和二次控制電路，要求較高的電力電子技術(shù)。技術(shù)含 量高的部分集中在 IGBT 模塊、各種芯片、電子集成印刷電路板以及軟件控制算 法上。
PCS 功能復(fù)雜，需對電網(wǎng)情況和用電負(fù)荷熟悉，適配多型號的電池。與光伏逆 變器和風(fēng)能變流器相比，PCS 除了具有并網(wǎng)的基本功能外，還需具備：蓄電池 充放電控制；配合電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)削峰填谷、調(diào)峰調(diào)頻功能；動態(tài)無功支持；電能質(zhì)量 調(diào)節(jié)；電網(wǎng)故障時(shí)既要實(shí)現(xiàn)穿越，還要維持電網(wǎng)穩(wěn)定；孤網(wǎng)運(yùn)行功能；作為支撐 源，建立微電網(wǎng)。
PCS 對 IGBT 芯片配置要求相比光伏逆變器更高。光伏逆變器對芯片面積的最小 需求為純逆變，而儲能逆變器需要整流逆變，對續(xù)流二極管的載流能力要求更高， 即需要更大的二極管芯片。
PCS 提供商由單一的設(shè)備提供商向解決方案提供商轉(zhuǎn)變。2016 年，陽光電源和 三星 SDI 合作，成立了三星陽光和陽光三星兩個(gè)公司，業(yè)務(wù)范圍涉及儲能逆變 器、鋰電池以及能量管理系統(tǒng)等產(chǎn)品的生產(chǎn)和銷售。2017 年，陽光電源推出了 “逆變器+儲能技術(shù)融合”的解決方案，不僅可降低系統(tǒng)成本，還可以通過功能 整合進(jìn)一步提高系統(tǒng)綜合發(fā)電效率。儲能電池的投產(chǎn)意味著陽光電源在向用戶提 供整套儲能系統(tǒng)集成方案時(shí)，其核心部件 PCS 和電池都由陽光及其合資公司提 供，既可以確保穩(wěn)定的供貨渠道，也為整個(gè)系統(tǒng)在集成過程中的配置和選型提供 便利。
3.2、 電池：成本占比 50%，海外電池廠商品牌力突出
電池的成本占比最大，約占儲能系統(tǒng)整體成本的 50%以上。電芯排列組裝成電 池模組，和其他電池元器件一起構(gòu)成電池柜體，再組合成電池倉。
電池容量越大，分?jǐn)傊羻挝蝗萘康钠渌杀驹降?。若單位容量的電池成本不變?均為 209 美元/kWh，則供電能力為 0.5 小時(shí)的系統(tǒng)單位成本達(dá)到 895 美元/kWh， 而供電能力為 4 小時(shí)的系統(tǒng)單位成本可降至 380 美元/kWh，規(guī)模效應(yīng)明顯。儲能電池和新能源汽車動力電池的應(yīng)用場景不同造成了兩者的性能等方面不同。
從容量體積來看，儲能電池主要用于能量儲存，容量要求大，壽命要求長；動力 電池主要是提供動力用，要求能夠輸出高功率，能量密度大，但體積較小，重量 較輕。
從使用壽命來看，儲能電池對于使用壽命有更高的要求，一般使用壽命需大于 10 年，需要 6000-10000 次循環(huán)；而動力電池運(yùn)用于新能源汽車中，新能源汽 車的壽命一般在 5-8 年，其動力電池的循環(huán)次數(shù)通常在 1000-2000 次之間。
從充放電效率來看，動力電池主要應(yīng)用于電動汽車，受到汽車的體積和重量以及 啟動加速的限制，比普通的儲能電池有更高的性能要求：充電速度更快，放電電 流更大；普通儲能電池的要求則沒有這么高，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，動力電池的容量低于 80％就無法用于新能源汽車中了，但稍加改造后，還可以用在儲能系統(tǒng)中。
從熱管理方式來看，動力電池集成度高，多用變相材料冷卻，其熱管理方面的安 全性與儲能電池相比較低。
從電芯類型來看，儲能電池和動力電池都可以采用磷酸鐵鋰電池和三元鋰電池， 國內(nèi)商用都以磷酸鐵鋰電池為主，據(jù)派能科技招股書，2019 年我國電力系統(tǒng)儲 能鋰電池出貨量中磷酸鐵鋰電池占比達(dá) 95.5%，因?yàn)榱姿徼F鋰電池具有循環(huán)壽 命長、充放電快速、安全性能好、溫度適應(yīng)性強(qiáng)等性能優(yōu)勢，在儲能領(lǐng)域具有顯 著的競爭優(yōu)勢；三元鋰電池安全性還不能保證，如韓國從 2017 年開始的 21 起 儲能起火事件中 16 次是由于三元電池的原因起火。
電池系統(tǒng)充放電效率跟電池的內(nèi)阻和電池間連接工藝有關(guān)。阻值小，損耗也就小， 能量轉(zhuǎn)換效率高。幾家電池廠商中 Sony 和 Tesla 的鋰電池是 18650 圓柱電芯， 容量小內(nèi)阻值大，另外電芯間串并聯(lián)連接片多、焊點(diǎn)多，損耗大，所以能效偏低。 海外儲能電池以三元為主，而國內(nèi)以鐵鋰為主，國內(nèi)電池廠商成本優(yōu)勢明顯。LG 和派能是軟包電池，容量分別是 63Ah 和 26.5Ah。BYD、Samsung、Alpha 的 電芯是方形鋁殼電池，容量分別為 26Ah、94Ah、50Ah。
3.3、 BMS、EMS：走向數(shù)字化、智能化平臺
儲能電池主要由電池模組和 BMS 組成。目前主要有低壓 48V 和高壓 200V～400V 的電池系統(tǒng)。BMS 的功能主要是監(jiān)控電池的電壓、溫度、SOC/SOH 計(jì)算、均衡 容差。
儲能電池的核心技術(shù)主要還是電芯和 BMS。鋰電池有多種不同技術(shù)的產(chǎn)品，做 系統(tǒng)集成需深入了解各家電池產(chǎn)品技術(shù)特性。如需把電池和 BMS 集成在一起， 這需要對電池和 BMS 產(chǎn)品性能都了解才能更好匹配。 能源管理系統(tǒng)（EMS）順應(yīng)能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展趨勢。智慧能源管理系統(tǒng)設(shè)備層主 要包括能量采集變換（逆變器、儲能變換器）、信息采集（EzLogger Pro）；通訊層主要包括鏈路、協(xié)議、傳輸；信息層主要包括緩存中間件、數(shù)據(jù)庫、服務(wù) 器；應(yīng)用層主要包括：APP、Web、數(shù)據(jù)分析。具體構(gòu)成如下：
3.4、 EPC：建設(shè)質(zhì)量要求高，協(xié)調(diào)多方單位
儲能 EPC 比一般項(xiàng)目要求高：1）儲能項(xiàng)目對建設(shè)質(zhì)量要求非常高。工程質(zhì)量問 題會對電力系統(tǒng)造成嚴(yán)重影響。2）儲能項(xiàng)目參建單位比較多。3）業(yè)主方缺乏 電力工程建設(shè)與項(xiàng)目建設(shè)管理經(jīng)驗(yàn)。4）儲能電站的價(jià)格政策不到位、投資回報(bào) 機(jī)制不健全。EPC 承包商 EPC 模式相較于傳統(tǒng)承包模式，風(fēng)險(xiǎn)歸集到了 EPC 承包商身上，責(zé) 任主體明確，提高了儲能電站建設(shè)項(xiàng)目的管理效率，這對 EPC 承包商的資質(zhì)和 經(jīng)驗(yàn)要求較高。
永福股份 永福股份是一家電力能源綜合服務(wù)商，致力于為國內(nèi)外客戶提供電力工程規(guī)劃咨 詢與勘察設(shè)計(jì)服務(wù)，并提供 EPC 總承包項(xiàng)目全過程管理服務(wù)，業(yè)務(wù)涵蓋核電、 大型燃?xì)獍l(fā)電、特高壓輸變電工程及其它常規(guī)電力工程和新能源發(fā)電工程。市場 遍及國內(nèi)數(shù)十個(gè)省份以及東南亞、非洲、中東等國家，現(xiàn)已形成省內(nèi)、省外、海 外共進(jìn)發(fā)展的局面。
寧德時(shí)代入股，發(fā)力新能源+儲能 EPC。2021 年 2 月，寧德時(shí)代增資永福股份 子公司，改名時(shí)代永福新能源科技有限公司，寧德持股 60%，實(shí)現(xiàn)在新能源領(lǐng) 域（特別是光伏+儲能領(lǐng)域）的深度合作和布局。
3.5、 系統(tǒng)集成：得系統(tǒng)集成者得市場
儲能系統(tǒng)集成包括核心儲能技術(shù)軟件，以及基于控制將其集成，以完整的智能系 統(tǒng)交付客戶，同時(shí)確保系統(tǒng)的整體盈利能力。隨著儲能行業(yè)的成熟，系統(tǒng)集成商不僅僅是雇傭 EPC 進(jìn)行本地安裝，先進(jìn)的系 統(tǒng)設(shè)計(jì)和運(yùn)行/優(yōu)化能力將越來越重要。目的是最大化項(xiàng)目投資回報(bào)，在生命周 期內(nèi)使得儲能項(xiàng)目滿足安全和性能要求。當(dāng)前國內(nèi)外市場中儲能系統(tǒng)尚未完全標(biāo)準(zhǔn)化，公司能夠結(jié)合儲能應(yīng)用場景的電氣 環(huán)境和用戶需求，將自身電池系統(tǒng)與市場中的儲能變流器及其他設(shè)備進(jìn)行選型匹 配，為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、工商業(yè)等各類場景打造“一站式”儲能解決方案，使儲 能系統(tǒng)的整體性能達(dá)到最優(yōu)。
盛弘股份：PCS 技術(shù)市場領(lǐng)先，向系統(tǒng)方案提供商轉(zhuǎn)型
儲能變流器核心是逆變功率模塊和二次控制電路，要求較高的電力電子技術(shù)積 累。公司一直專注于電力電子技術(shù)，2010 年，公司在電能質(zhì)量產(chǎn)品的硬件技術(shù) 平臺基礎(chǔ)上，通過軟件邏輯和算法控制，研制出光伏逆變器，隨后，由于電池儲 能的興起，公司進(jìn)一步開發(fā)了儲能變流器。
公司 PCS 技術(shù)領(lǐng)先，向系統(tǒng)方案服務(wù)商轉(zhuǎn)型。隨著國內(nèi)外多個(gè)項(xiàng)目的建設(shè)與交 付，公司在儲能產(chǎn)品領(lǐng)域已擁有針對不同使用場景較為完善的儲能解決方案及成 熟的系統(tǒng)集成能力，積累了豐富的相關(guān)經(jīng)驗(yàn)，進(jìn)一步提升了為用戶提供系統(tǒng)解決 方案及增值服務(wù)的綜合能力。隨著商用儲能、微網(wǎng)系統(tǒng)等儲能系統(tǒng)新應(yīng)用模式的 推廣，將積極推動公司從傳統(tǒng)的產(chǎn)品銷售向提供系統(tǒng)解決方案、再到提供運(yùn)營服 務(wù)的轉(zhuǎn)型。
