新能源项目有哪些可以投资

2018中国储能西部论坛8月2日在青海省海东科技园开幕。业界专家称，中国可再生能源储能市场前景光明，应用价值较大，但一些瓶颈问题仍需突破。

中国国家能源局今年1月发布数据称，2017年中国可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，同时，全年弃水、弃风、弃光电量超1000亿千瓦时。

“(弃水、弃风、弃光)造成可再生能源巨大浪费。”中国华能集团清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义说。

中国能源研究会常务副理事长、国家能源局原副局长史玉波认为，在储能技术诸多应用领域中，储能与可再生能源深度融合，能解决可再生能源稳定输出和提升系统发电效益难题，促进可再生能源并网与就地消纳，具有较大应用价值和光明市场前景。

蓄水储能、光伏储能、风电储能及大基地外送储能研究……国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司总经理魏显贵在论坛介绍了该公司已投产和正在建设的储能项目，“储能技术能解决新能源出力不平衡及波动性问题”。

史玉波说，据中国能源研究会储能专委会不完全统计，截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长近两成，“储能正日益成为投资热点和行业焦点。”

原国务院参事吴宗鑫说，目前，各种储能技术正处在探索和研发阶段，对于未来可再生能源及新能源汽车具有重要影响。

史玉波认为，目前，储能与可再生能源配套应用的局限性还比较突出，系统收益的多样性和投资价值还难以充分实现，集中式可再生能源并网储能系统收益单一，除存储弃电外，储能其余功能价值难以全面体现，集成储能资源难以发挥规模效应，电力市场开放程度有限。

2018年12月6日，平高集团2018-2019年储能项目设备类采购第一批评审结果公示，比亚迪、科陆电子、中天 科技 、力神电池四家企业分别中标，中标总额超3.6亿元。

如今，越来越多的锂电企业将目光投向了储能领域，有的投入研发储能电池、有的参与储能项目的竞标。

在动力电池领域风头正盛的宁德时代，在2018年最后一个月牵头，联合清华、厦大等6所高等院校和中国电力科学院、中国 汽车 技术研发中心等2家科研院所以及厦门钨业等7家上下游企业共同组建的研究中心获批“国家工程研究中心”——电化学储能技术国家工程研究中心。

此前，宁德时代在储能方面已有布局，单就刚刚过去的2018年来讲：2018年6月，宁德时代与福建省投资集团有限公司、福建省电力勘测设计院实现多方合作，在福建晋江成功落户一大型锂电池储能项目：该项目计划总投资24亿元，拟分三期实施，项目一期拟建设规模为100MWh级锂电池储能电站，二期将扩建500MWh级锂电池储能设备，三期将扩建1000MWh级锂电池储能设备，同时还将配套建设移动储能设备，以及移动充电设施；2018年10月，宁德时代CATL竞标获得鲁能海西州50MW/100MWh多能互补集成优化示范工程储能项目。

此外，2018年6月，宁德时代CATL与福建省投资集团有限公司、福建省电力勘测设计院合作的储能项目完成签约。

另一锂电巨头比亚迪，截至到去年年末，出货英国的集装箱储能数量已累计达240台+；为美国西弗吉尼亚州调频储能项目提供18套1.75MW调频储能模组，为电站提供电力配套保障服务。

除了英美两大经济强国，比亚迪还与澳大利亚BIOSAR公司日前宣布已经签署价值近3000万美元(约合2亿人民币)的75MW光伏项目；2018年10月，比亚迪成功签约巴西首个锂电池集装箱式储能项目，1.26MW/1.36MWh储能系统将配合已建成的5MW光伏电站接入当地配电网络，用于可再生能源平稳出力和电网辅助服务等，项目将于2018年12月交付完成；同月，由比亚迪提供的1.26MW/2.52MWh储能项目也在波兰正式上线运营，这是比亚迪在波兰的首个储能项目。

2018年8月，比亚迪调整了储能布局战略：不参加国内招标项目，专注做储能设备供应商。但是比亚迪在2018年也中标了国内几个储能项目：

1、规模为9MW/36MWh的国家风光储能示范工程（一期）磷酸铁锂电池系统，为该项目提供磷酸铁锂电池系统，也是该项目储能部分的最大提供商；

2、规模为3MW/12MWh的南方电网MW级电池储能站试点工程，比亚迪中标蓄电池、能量转换系统采购项目；

3、由比亚迪电力科学研究院自主承建的比亚迪铁电池储能电站，规模为20MW/40MWh。

除了两大电池巨头，南都电源、猛狮 科技 、亿纬锂能、海四达、中航锂电以及智慧能源旗下子公司远东福斯特在2018年均有中标储能项目：

与电池密不可分的储能领域，未来将吸引越来越多的电池企业争相布局：譬如比克电池此前就宣称2019年将通过磷酸铁锂电池进军商用车和储能市场，目前已确定有四个储能项目将落地。此外，比克电池的总裁解国林、储能事业部总经理向超也有到访易事特集团与之洽谈储能、微电网合作事宜。国轩高科则已成立了专注于储能产业的全资子公司——上海国轩新能源（合肥）储能 科技 有限公司。目前将着重于储能系统方案整合以及重点示范工程建设，中期(到2019年底)针对目标市场将技术细化、产品进一步定型，打造储能产业链和创新营运模式。

1）2009年，中国电科院2*100kW储能试验系统

在中国电力科学研究院电工与材料研究所受国家电网公司委托承担“电池储能系统装置试验与检验标准“制定工作，采用ATL锂电池100KVA储能双向变流器

2）2010年，河南分布式光伏发电及微网运行控制试点工程

200kW/250kWh

项目结合河南财政税务高等专科学校校园屋顶太阳能光电建筑应用项目开展

3）2010年，东莞松山湖工业园储能系统

1MW*2h

广东省东莞市松山湖国家高科技园区

4）2011年，福建高科技园区储能系统

1MW/2MWh

宁德新能源科技园区

5）2011年，江苏常州天合金太阳工程中2MW屋顶电站

100kW*2h

6）2011年，国家风光储输示范工程（一期）

国家风光储输示范工程是财政部、科技部、国家能源局及国家电网公司联合推出的“金太阳工程”首个重点项目，是国家电网公司建设坚强智能电网首批重点工程，是目前世界上规模最大的集风电、光伏发电、储能及输电工程四位一体的可再生能源项目。

工程以“技术先进性、科技创新性、经济合理性、项目示范性”为标准，以风光发电控制和储能系统集成技术为重点，实现新能源发电的平滑输出、计划跟踪、削峰填谷和调频等控制目标，解决新能源大规模并网的技术难题。 中标厂商 中标产品 合同金额 北京四方继保自动化股份有限公司 储能变流器（PCS）及就地监测系统 1258.1万元 许继集团柔性输电系统公司 60台500kW共计30MW光伏并网逆变器 —— 许继集团风电科技公司 风电整机48MW装机容量 —— 许继电网销售总公司 220kV大河变电站设备、数十台35kV及10kV干式变压器 —— 金风科技 计15台2.5MW和2台3.0MW直驱永磁风力发电机组 22591万元 索英电气 6MW储能双向变流器 —— 该信息统计不详，仅做参考 7）2012年，福建安溪移动式储能电站

福建不同地区均有季节性用电负荷存在，比如安溪、漳州、龙岩等地因制茶、电烤烟、电烤花生的用电需要存在着大量季节性负荷。尤其是安溪，每年春、暑、秋三季制茶时期电网负荷猛增，最大负荷是平时的12倍，形成罕见的尖峰负荷，导致局部区域、局部时段出现低电压现象。而在非制茶季节，用电仅为普通照明用电，变压器几近空载运行，用电负载率低，设备利用率低，供电效率低。针对这种负载率低的用电负荷，福建省电力有限公司组织福建省电力科学研究院开展“移动式电池储能装置开发及其在季节性负荷侧的应用示范”研究，实施移动式储能电站的示范工程。

8）比亚迪坪山总部1MW固定式储能电站项目

9）上海电力公司南汇航头站120KW镍氢电池

10）上海电力公司漕溪站100KW钠硫电池储能示范项目

获取本报告PDF版请见文末

一是： “碳达峰”、“碳中和”以及国内2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，光伏、风电接入应用比例提升；同时，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求。

二是： 储能相关配套政策逐步完善，包括明确规模目标、市场地位、商业模式、优化电价机制以及鼓励配套等方面，为储能创造有效的电力市场及政策支持环境。

基于以上观点，我们将在本篇讨论以下内容：

什么是储能技术 储能的应用场景 全球和中国的储能发展现状 “碳中和”趋势下的储能发展机遇 国内储能政策的持续完善 国内电化学储能发展空间。

电储能是实现电力存储与转换的技术，电化学储能是未来发展的重要方向。

储能即能量的存储；电储能是实现电力存储且包含电能与其他能量形式单向或双向转换的技术（本篇内容主要讨论电储能）。

电储能按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种：

电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；

机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能不受自然条件影响，特别是锂电池储能，具有充电速度快、放电功率大、系统效率高等优点。

我们认为，随着系统成本的不断下降，电化学储能是未来储能产业重要的发展方向。

电力系统是储能领域的主要的应用场景

电力系统中储能可提供： 调频、备用、黑启动、调峰、需求响应、峰谷放冲等多种服务，是储能的重要应用领域。

储能在电力系统中根据应用场景可分为： 发电侧、输配电侧和用户侧；CNESA根据电力储能项目的主要用途进一步细化，将储能应用场景划分为：电源侧、辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和用户侧。

除电力系统外，储能在其他应用领域也具备增长空间

通信： 储能在通信基站、数据中心和UPS等领域起到备用电源的作用，并可利用峰谷电价差进行套利以降低设备用电成本。

据GGII统计，2020年中国通信储能锂电池出货量为7.4GWh，同比增长23.3%，未来5G基站建设规模加大有望打开通信储能市场空间。

数据中心： 随着移动互联网的快速发展及新基建、数字经济等建设推动，数据中心行业有望持续快速发展。

据36氪研究院统计，2020年我国数据中心市场规模为1958亿元，预计到2025年有望接近6000亿元。储能作为数据中心的备用电源，前期数据中心的应用以铅酸电池为主，随着锂离子电池性价比持续提升，未来有望逐步取代铅酸电池成为数据中心主流的储能形式。

其他： 储能应用领域多样，例如，轨道交通领域配置储能可实现列车再生制动能量的高效利用等。

全球储能项目规模持续增长，抽水蓄能是过去最广泛的储能形式

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为172.5GW，占比达90.3%，是过去最广泛的储能应用形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为14.3GW，占比为7.5%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为13.1GW，占电化学储能项目规模的的92.0%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能增长迅速，锂离子电池储能是主要的新增储能形式

新增装机规模方面： 2020年全球储能项目新增装机规模6.5GW，同比增长80.6%。

抽水蓄能新增装机规模为1.5GW，占新增储能项目装机规模的23.0%；

电化学储能新增装机规模为4.73GW，同比增长63.1%，占新增储能项目装机规模的72.8%；

其中锂离子电池储能新增装机规模4.65GW，同比增长69.6%，占电化学储能新增装机规模的98%。

中国是全球最大的新增电化学储能市场之一，未来有望持续领先

据CNESA全球储能项目库统计，在2020年全球电化学储能新增的4.73GW中，

地区结构：中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位，投运规模占比分别为33%、30%和23%，合计占比达86%，且均突破GW级大关。

项目结构：辅助服务、新能源发电侧、用户侧安装较多，占比分别为29.3%、28.8%和27.3%，电网侧为14.7%；

在2020年全球电化学储能新增的1.56GW中，新能源发电侧装机规模超0.58MW，同比增长438%，未来随着中国新能源装机规模的不断扩大，中国储能发展将持续全球领先。

累计装机规模方面： 根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW；

已投运抽水蓄能项目累计装机规模为31.8GW，占比达89.3%，是过去应用最广泛的储能形式；

已投运电化学储能项目累计装机规模为3.27GW，占比为9.2%；

其中，已投运锂离子电池储能项目累计装机规模为2.90GW，占电化学储能项目规模的的88.8%，是最主要的电化学储能形式。

电化学储能高速发展，新增贡献接近一半

新增装机规模方面： 2020年中国储能项目新增装机规模3.2GW，同比增长190.9%。

抽水蓄能新增装机规模为1.49GW，2020年全球新增的抽水蓄能项目几乎都来自中国；

电化学储能新增装机规模为1.56GW，同比增长144.9%，占中国全部新增储能项目的48.8%；其中锂离子电池储能新增装机规模1.52GW，同比增长146.0%，占电化学储能新增装机规模的97.4%，是主要的电化学储能项目新增方式。

气候变化威胁形势严峻，“碳中和”势在必行

随着工业的发展和人类活动规模的扩大，对化石能源和自然资源的过度开发利用导致温室气体排放显著增长，造成全球温升和自然灾害。

2016年4月，175个国家和地区的领导人签署《巴黎协定》，成为全球应对气候变化的标志性事件之一；

2018年，政府间气候变化专门委员会(IPCC)发布《全球1.5 升温特别报告》指出，要将全球变暖限制在1.5 C，到2030年，全球人为二氧化碳净排放量必须比2010年的水平减少约45％，到2050年左右实现“净零”排放，即“碳中和”。

根据ECIU的统计，除了已经达成“碳中和”的苏里南和不丹外，已有超50个国家和地区已经公布“碳中和”相关目标，以应对全球气候变化的威胁。

新能源应用是碳减排的重要实现方式，储能有望同步受益

据CAIT，2018年全球能源活动排放量占全球温室气体总排放量的76.1%，是碳排放的主要来源。推动清洁能源转型、加大新能源应用比例是未来能源发展的主要方向。

2020年12月，进一步宣布“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”、“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”等目标。

据IRENA预测，到2050年全球49%的能源消费将来自电力，其中86%来自可再生能源，预计将以风电和光伏为主；到2050年全球光伏和风电的累计装机容量将有望超过8500GW和6000GW，光伏、风电装机规模具备可观发展空间。

新能源应用规模加大，新生态下电力系统对储能配备需求加大

新能源具备随机性、间歇性、波动性等特点，大规模新能源接入会对电力系统带来挑战。

储能配置将助力新能源消纳，并有效保障电网的稳定运行，我们预计未来随着新能源应用规模加大，储能技术将迎来高速发展。

储能在新能源比例提升的新型电力系统中可发挥多重作用：

发电侧：新能源发电侧配储能可以对新能源的波动性、间歇性等进行平滑，提升新能源的电网友好性，推动新能源的高质量发展。

电网侧：可提供调峰、调频、调压等功能，提升电网的新能源消纳能力，利于电网的稳定运行；

用户侧：随着峰谷电价差的拉大及分时电价政策的不断完善，分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生出新型生态系统，将打开市场储能配置需求，以实现降低综合用电成本、促进电能优化配置利用、提高电力自发自用率、支撑微电网稳定运行等功能。

地方储能相关政策陆续出台

目前国内多地加大对可再生能源配套储能的支持政策或相关要求，多省份要求储能容量配比在10%-20%、储能时长在2小时及以上。

此外，青海省对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/Kwh运营补贴。

各省对于储能政策落实将进一步加大储能在新能源发电侧的应用，有望加快储能系统的发展。

国家级储能政策密集发布，为储能的规模化发展铺平道路

近期国家发改委、国家能源局针对新型储能、分时电价、以及新能源消纳等政策进行了完善。

新型储能的商业模式和市场地位进一步明确。

7月15日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中提出“到2025年装机规模达3000万千瓦以上”的目标，以及从“明确新型储能独立市场主体地位”、“健全新型储能价格机制”以及“健全‘新能源+储能’项目激励机制”三个方面进行政策机制完善。

拉大峰谷电价差，推动用户侧储能发展。

7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中提出了“合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1”的要求，以及建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制，优化分时电价机制，并提出建立动态调整机制等。

明确新增新能源并网消纳规模和储能配比，发电侧储能配套作用凸显。

8月10日，国家发改委、国家能源局发布《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》，其中明确：“每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任”，并在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，提出“鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模”、“允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模”，并对自建调峰资源的“超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

我们认为，随着光伏、风电等新能源装机规模的不断增长以及分布式能源应用扩大，无论是发电侧、电网侧还是用户侧配备储能的必要性和需求均大幅上升，政策的逐步完善将为储能发展创造良好的市场环境，有利于推动储能产业的高速发展。

国内电化学储能装机规模预计迎来可观增长空间

我们认为，随着可再生能源装机规模的持续增长、储能及电价相关政策的不断完善，以锂电池为主的新型储能技术有望在相关机制的推动下迎来高速发展契机。

国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确了2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上的目标。以此计算，2020-2025年均复合增长率将超50%。

据CNESA预测：

保守场景下，2025年中国电化学储能累计投运规模有望达35.5GW； 随着“碳达峰”和“碳中和”目标和储能相关政策的推动，理想场景下2025年中国电化学储能累计投运规模有望达55.9GW。

据赛迪智库预测：到2025年我国锂电储能累计装机规模有望达50GW；到2035年我国锂电储能累计装机规模有望达600GW。

我们认为，在新能源大规模接入的新型电力系统体系下，储能有望迎来大规模发展机遇：

“碳达峰”、“碳中和”以及2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右目标明确，可再生能源将加速发展，同时分布式电站、充电桩、微电网等应用衍生新型生态系统，发电侧、电网侧、用户侧储能均将迎来新增应用需求；

国家级及地方相关政策进一步完善，2025年储能装机规模目标、市场地位、商业模式得到明确；峰谷电价价差的拉大有望推动用 户侧配置储能，项目经济性提升将加大储能市场需求；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利于进一步扩 大储能在发电侧的需求和应用空间。行业相关政策的逐步完善将有利于推动储能产业的高速发展。

储能发展机遇下的锂电池、逆变器、储能系统集成三条主线：

锂电池：储能系统装机规模的快速增长将直接推动锂电池需求，具备性能成本优势、销售渠道以及技术实力的企业有望受益；

逆变器：PCS与光伏逆变器技术同源性强，且用户侧储能与户用逆变器销售渠道较为一致，逆变器技术领先和具备渠道优势的企业有望受益；

储能系统集成：储能系统集成看重集成商的集成效率、成本控制以及对零部件和下游应用的理解，在系统优化、效率管理、成本管控以及应用经验具备竞争优势的供应商有望受益于市场规模扩大。

行业公司：阳光电源、锦浪 科技 、德业股份、科士达、宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能 科技 等。

储能装机不及预期；

储能政策不及预期；

设备安全性风险；

储能成本下降速度不及预期等。

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报告属于原作者，我们不做任何投资建议！

报告原名：《 新能源发展+政策双轮驱动，国内储能行业迈入快车道 》

作者、分析师： 华西证券 杨睿 李唯嘉

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文|储能100人 郑宗斌

2020年这个夏天，比亚迪回来了。

在8月底举行的储能国际峰会暨展览会上，比亚迪储能业务总经理尹韶文做了一场激情澎湃的演讲，演讲的核心内容是比亚迪将携全新的产品积极参与国内市场开发，同时将储能业务平台与国内外的合作伙伴进行开放和共享。

比亚迪储能业务总经理尹韶文

这表明，在国内储能业务经历数年沉寂后，比亚迪再次将国内市场放在了与国际市场同等重要的位置。这位昔日的储能产业拓荒者，正打算以全新的面貌和姿态出现在公众面前。

与此同时，在比亚迪内部，一场围绕体制机制的改革正在轰轰烈烈地进行。比亚迪计划分拆电池业务单独上市，和动力电池密切相关的储能业务亦被整合，将原本属于第十四事业部的储能板块划转至电池事业群。整合之后，动力电池和储能板块之间有望产生更强的协同效应。

众所周知，在过去十二年里，主打铁锂电池的比亚迪不仅在电动 汽车 领域成功登顶，也是国内首先将铁锂应用于储能，并在海外进行大规模推广的企业。截至2019年年底，比亚迪全球锂电储能装机量超过 750MWh ，如此规模，在国内无出其右者。

但与辉煌的国外战绩相比，近几年来，比亚迪在国内的储能业务确实没有什么存在感，众多的储能项目招投标中也鲜见比亚迪的身影。此番归来，再度引发了业界诸多猜测。

如今，中国储能产业正处于剧变前夜，“十四五”时期储能即将进入大规模应用的新阶段。作为国内储能产业的奠基人，在遭遇国内储能市场的冰与火之后，比亚迪该如何重新定位自己？在接下来的商业化征途中，比亚迪能否如愿将储能板块打造成继动力电池、新能源 汽车 之后的又一增长极？

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在深圳坪山厂区内，有两栋其貌不扬的别墅，被比亚迪人称为“未来村”。2009年比亚迪在这里打造了一个由 风电 、 光伏 、 电池储能 组成的能源试验田。

之所以叫“未来村”，是因为它超前的能源生产和消费理念。这两栋别墅的24小时用电需求，是经储能电站进行能量储存和转化，全部来自绿色能源，从而实现零碳排放。

“未来村”里，最值得关注的是 1MW/4MWh 的储能电站，这是国内首套兆瓦级锂电储能电站，它开启了铁锂电池在储能领域的大规模应用的尝试。

比亚迪“未来村”里的两栋零碳别墅

把铁锂电池应用到储能，比亚迪是国内第一个吃螃蟹的人。从2010年到2013年，比亚迪完成了所有储能核心技术的开发和积累，并且通过一系列示范工程验证了锂电储能在技术上的可行性。

在国内储能产业的莽荒时代，比亚迪作为行业的急先锋在国内创造了多个第一。2010年，比亚迪参与的南网宝清电站是国内首个电网侧项目，签约仪式上邀请了股神巴菲特前来助阵；2011年，国网张北风光储战役打响，在这个总投资100亿的项目中，比亚迪揽获储能最大标包 6MW/36MWh 。

这也是比亚迪在国内为数不多的高光时刻，在此后的多年时间里，比亚迪将主要精力放在了海外市场，其国内储能业务长期陷入停滞状态。

有业内人士分析，这其实是一个被动的选择，与繁花似锦的海外市场相比，国内的储能一直没有清晰的商业模式。尤其是2017年底五部委联合发布的首个储能行业指导意见以来，储能赛道日益拥挤，在下游应用空间受限的情况下，无休止的低价竞争让所有企业都疲于应对。

次年8月的储能西部论坛上，比亚迪干脆放出了一条震惊储能圈的消息:不再参加国内招标项目，专注做储能设备供应商。

比亚迪时任储能负责人张子峰直言，在国内去独立竞标项目，比亚迪需要和政府、各省电网公司，上上下下去打交道，会在产品和技术以外的东西上牵扯太多的精力。

与其在国内和苦哈哈的同行们血拼，不如集中资源去搞利润更高的国际市场。早在2011年便接了美国雪佛龙4MWh的储能业务，向海外出口了第一个集装箱，由此打开了国际市场的大门。

近年来美国、英国的储能调频市场相继爆发，比亚迪在海外市场进入收割季。仅2015年这一年，比亚迪总共向美国储能市场出口了100个集装箱，共132MW的储能电池产品。价格也十分诱人，比亚迪出口到美国市场的磷酸铁锂电池价格相当于4.7元/Wh（2015年美元兑人民币平均汇率为6.23），这个价格几乎是当时国内价格的2倍（国内2.5元/Wh）。

从全球累计装机来看，比亚迪是名副其实的巨头。截至2019年年底，比亚迪全球累计出货量已经达到750MWh，和LG、三星、特斯拉、KOKAM处在同一阵营。产品从小的家庭储能系统，到中间级别的工商业储能产品，再到大的公用级别的集装箱系统，全方位地覆盖了目前的市场需求。

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现阶段的储能产业，像极了几年前的光伏产业，国外市场先行起步，而后逐渐转向国内。

2020年被业界誉为拐点之年，经历数次跌宕和风吹雨打的中国储能产业，再次有了复苏的迹象。

这背后，是新能源与储能的发展已成为世界潮流，国家层面关于储能的政策接二连三地发布，尤其近期两部委出台的“两个一体化”征求意见稿，将储能提到了一个更加显著的位置。

有业内人士认为，在当前的政策导向下，电源侧风光储一体化的趋势日益明显，下一步电网可能会加强电能质量和新能源接入考核，储能将会成为新能源侧的标配。

今年7月16日，青海省委常委、常务副省长李杰翔在西宁与比亚迪集团公司副总裁何龙进行了座谈，就投资发展储能发电项目进行对接交流。比亚迪表达了在青海进行储能方面的投资意愿。

半个月后，一则 比亚迪 与风电巨头 金风 科技 战略合作的新闻刷遍了朋友圈，双方将在电源侧尤其是“可再生能源+储能”方面共同打造解决方案和产品服务。

“窥一斑而知全貌”，最终的答案在SNEC展会上揭晓。比亚迪在展会推出了面向全球的 “伙伴计划” ，向国内外企业抛出橄榄枝，拟与 EMS 、 PCS 、 高校 、 设计院 、 电网 等上下游企业一起合作，共同打造储能生态平台。

今年8月比亚迪在SNEC展会上公布了面向未来的“伙伴计划”

文字里表达的意思不言自明，曾经号称不参与国内竞标退出中国市场的比亚迪，正积极重返国内市场。

一直以来，比亚迪在储能领域都是以 全产业链的“系统集成商” 的面目示人，从电芯到PCS、BMS等核心部件均为自主研发生产，除了向电网等个别客户提供电池外，比亚迪并不对外销售其电芯和模组，只提供集成化的储能系统。

“伙伴计划”的推出是否预示着比亚迪战略的调整？对此，比亚迪内部人士则表示，比亚迪的储能战略不同的阶段会有不同的安排。“早期的市场环境不成熟，没有产业链配套，亦没有相关标准。为保证产品的及时交付和安全运行，早期由自身来做全产业链的系统集成是更负责任的做法。”

现在，比亚迪不仅提供储能集成系统，也在酝酿一盘更大的棋，将其积累数年的储能技术和业务变得 “共享” 和 “开放” 。

2019年以来，比亚迪先后成立5家以“弗迪”命名的全新独立子品牌，标志着其进一步加快新能源 汽车 核心零部件的对外销售。储能亦不例外，将原属于比亚迪第十四事业部的储能板块，被正式划转至比亚迪集团第二事业部，被外界看作是比亚迪加强内部统筹的信号。

从垂直一体化到对外开放，这昭示着比亚迪的大转身。在业内人士看来，比亚迪的储能业务在集团层面将会被重新梳理， “比亚迪”品牌 将来可能会专注于 新能源 汽车 制造 和 储能系统集成 ， “弗迪”品牌 将对外销售 动力及储能电池 。

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随着储能行业门槛提高，产品定位和细分市场分析变得更加重要。因为整个储能产品开发过程是一次非常高昂的投资，后期做出的产品如果对不上市场需求，前期投资很可能面临血本无归的情况。

当产业真正发生变革时，产业的领导者，一定是技术的整合者。在国内储能市场需求日渐增长的背景下，比亚迪发起了新一轮的产品攻势。

2020年8月8日，比亚迪首次将的电网级储能产品 BYD Cube 公布于众，BYD Cube从立项到下线历时一年，经过数次的研发打磨，对整机和重要的部件进行了288项产品验证。产品形态一改过去的集装箱式，更加模块化和标准化；温控系统首次采用液冷系统代替风冷；单侧开门无过道设计，体积能量比大幅提升......

许多业内人士称其为一款革命性的产品。认为比亚迪把造动力电池的创新，应用在了储能系统上，把在车规级电池上为了空间死磕的精神，投射在了集装箱体积的储能产品上，这是高维打低维的思路，将引领储能产品向更高技术含量的方向发展。

比亚迪储能新产品BYD Cube T28

比亚迪内部人士介绍，在BYD Cube 产品推出后，目前在手订单超过 800MWh ，仅此一款产品的订单量超过了过去12年装机量的总和。

这可能只是小试牛刀，比亚迪的杀手锏还在后面。刀片电池除了应用于 汽车 ，不久之后也将用于储能。除了无可比拟的安全性，数据显示，“刀片电池”的重量比能量密度可达到 180Wh/kg ，在同等体积下能量密度比传统铁电池提升约 50% ，空间利用率可达 60% 以上。

按照计划，2021年，比亚迪将在后续的BYD Cube系列产品搭载刀片电池，等效 40尺集装箱 面积的电池容量可以超过 6MWh 。这意味着储能电站的占地面积是缩小到不到现有的一半，所有项目的土地、施工、线缆费用都会跟着显著下降，从而推动整个项目成本全周期的下降。

今年3月比亚迪发布的明星产品“刀片电池”

除了技术层面的创新，规模化是最可靠的降成本方式。比亚迪计划在今年年底建成8条刀片电池产线，实现 20GWh 以上的年产能目标，另外正在广东汕尾陆河工业园筹建年产 10GWh 自动化储能装配产线，建成后电池储能产能将增加10倍， 每个小时将下线一套产品 。

刀片电池的问世无疑让比亚迪的扩张更有底气，也会给比亚迪的储能业务带来巨大转机。根据中信证券的测算，若比亚迪电池包平均成本为 0.85元/Wh ，替换成刀片电池后，成本还有望进一步下降，至 0.6元/Wh 。

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比亚迪从电池起家，因电动 汽车 而闻名中外。实际上，比亚迪的雄心从来不止于此。

作为比亚迪的掌门人，王传福曾一次次在不同场合谈及他在新能源上的三大梦想。他想打造的是一个围绕 太阳能 、 储能 、 电动 汽车 的新能源帝国，多年来比亚迪一直致力于将这三大板块的串联整合。

新能源 汽车 只是比亚迪新能源战略的一环

这是一个围绕能源获取、储存、使用的全产业链，比亚迪曾于2003年-2008年间先后以高成本方式进入这三个陌生的行业，孤注一掷地构建新能源闭环。放眼望去，如今与比亚迪同处一个战场的，只有特斯拉。

之所以进军电池储能产业，王传福看得很通透：

站在21世纪初那个时间点上，王传福的新能源产业梦，更像是一个乌托邦式的存在。在当时光伏度电成本超过 2元 、电化学储能度电次成本超过 3元 的情况下，仅一套新能源电力设备造价，相当于一个普通中国家庭至少上百年的用电费用。

十年通大漠，万里出长平。谁也没想到，伴随着光伏与动力电池成本的大幅下降，能源革命与交通革命走向深度融合，比亚迪当初的预料正逐渐成为现实。

在王传福的构想中，“光伏+电动车+储能”三个产业最终将构成一盘棋局。目前虽然储能业务在公司整个营收中贡献很少，但始终是比亚迪战略中的关键一环，这也是比亚迪为何在数年前，会在一个尚不清晰的产业砸下重注的原因所在。

一个伟大的企业，一定是为 社会 解决问题而生。很多事情，都不是刻意去追求一个商业上的结果，但很多年后回首，枝繁叶茂，涓涓细流终将汇成大江奔流。

“全球最有竞争力的光伏组件企业出现在中国，最有竞争力的逆变器公司出现在中国，我们相信未来最有竞争力的储能公司一定也在中国。”尹韶文在8月初的储能大会上信誓旦旦地表示。言下之意，未来储能的主流玩家会少得了比亚迪吗？

人们对货币基金、债券基金、混合基金、股票基金等都有一定的了解，所以对储能基金的了解可能会比较少。 储能指储藏的能源，目前的储能大多是指初级阶段的电能或新能源的蓄能，研究开发新能源和可再生能源，寻求先进的方法提高能源效率。中国作为一个能源生产和消费大国，如果要开发新能源，就必须形成一套完整的储能产业，因为光伏(pv)和风电都受季节和气候的影响较大，如果没有储能设备，用电高峰会出现缺电和用电闲置期电能浪费，只有提前储存才能起到稳定用电的作用。

资金问题是储能产业必须解决的问题。早期的储能项目大多使用企业自有资金。随着行业的不断发展，企业也尝试着从各种渠道获取资金。城市信息化融资、债券融资等多种形式的储能项目已经实验。目前，市场上没有专门的储能基金可供购买，但基金中的大盘股部分为储能或光伏、新能源相关股，如:神宏股份、上能电器、科华数据、德业股份、白川股份、星云股份等个股。例如，它购买了尚能电气36万股股份，投资方向以光伏产业链为主，也是一个与储能概率相关的基金。

在国内，华润租赁是最早提供储能项目融资租赁服务的公司。2018年下半年，华润租赁先后为丰润电厂、海丰电厂储能FM项目提供融资租赁支持。这两家工厂也都为华润集团所有。丰润电厂位于河北省唐山市，拥有瑞能世纪投资的9MW/4.5MWh储能项目。该项目是华润电力旗下首个储能调频项目正式投入运营。海丰电厂位于广东省汕尾市。电站规模为30MW/14.93MWh。由科陆电子投资，项目公司为深圳市陆润能源有限公司。

有些基金确实是对基金关于基金经理的争议投资者基金购买了很多股票，如果股票上涨，那就结束了相对于基金应该上涨，如果股票下跌，基金也会下跌，是一个统一的事情。另外，新能源、光伏等行业与储能有着密切的关系，投资者可以在这些行业下一阶段获得资金。例如:009147建行新能源产业，主要投资新能源相关上市公司，也适合储能主题。此外，值得注意的是，储能基金是一种有害的投资。在选择储能资金时，必须注意储能资金的危害性，并根据储能资金的承受能力进行投资。

2020年储能产业巨头跃跃欲试，各路资本摩拳擦掌。伴随可再生能源发电进入平价时代，以及储能度电成本的持续下降，储能行业的“春天”仿佛又一次来临。

然而，冷静审视这一行业，商业模式尚不完整，技术标准还不统一，独立市场主体地位仍未确定，成功项目案例寥寥无几……一场不期而遇的疫情，又给刚刚燃起的市场热情泼了一盆冷水。

第十届中国国际储能大会会议现场

“整个储能行业刚刚起步，仍需付出极大地努力，不论是服务于智能化的电子产品的消费电池储能，还是服务于移动机具的动力电池储能，以及服务于电力系统的电源储能，都要不断地创新和技术进步。”9月24日，在中国化学与物理电源行业协会储能应用分会举办的第十届中国国际储能大会上，中国能源研究会常务理事、国家气候战略中心原主任李俊峰寄语。

可喜的是，继用户侧、电网侧、发电侧的储能项目先后“引爆”市场，“可再生能源+储能”成为今年国内储能市场发展的主要动力。各类储能“元年”概念层出不穷，储能应用热点切换频繁。数据显示，2020年装机达吉瓦级的储能项目将投运。

“要完善储能发展支持政策和市场环境，给予储能独立主体地位，完善价格机制，全局衡量储能的价值。”水电水利规划设计总院总工程师彭才德建议。不少业内专家呼吁，如何明确储能的功能定位，使其具备独立的市场身份，是目前行业发展解决的首要难题。

“身份”认同迫在眉睫

储能并非新技术，与电力工业和大电网相伴而生的抽水蓄能，已有百余年 历史 。但与全球不少国家相比，我国储能“身份”认同却相对滞后。浙江南都能源互联网运营有限公司副总经理于建华表示，在完善储能参与电力市场规则时，应不断明确储能功能定位，让其获得参与电力市场的合理身份。

2018年，美国将储能列为独立的电力资产；2019年6月，英国对储能定义进行修订，将储能系统归类为发电设施。近年来，英国允许储能参与容量市场，德国、澳大利亚等国降低进入市场的储能装机规模要求，缩短结算周期等，使得小型储能供应商有机会参与市场，并防止大储能电站拆分成小单元参与竞价。这些国家总体上是降低储能参与市场的门槛，以鼓励储能发挥在电力系统中的多重作用。

“在商业模式方面，储能没有独立的市场身份，储能规模化的有效商业模式盈利能力相对薄弱，如开展共享储能，为新能源场站提供调峰辅助服务，缺乏调度政策制度保障，基本上是一事一议、一场一策，收益存在很大不确定性。”于建华说,“建议应在‘十四五’规划中，将储能纳入能源或电力的顶层设计，明确储能规划配置、标准体系、运营管理，推动储能产业规模化应用。与此同时，加快推进电力市场建设，建立电力现货市场下的储能价格形成机制。完善辅助服务价格机制，给予储能电站独立身份，允许储能作为独立主体参与辅助服务交易，推动储能进入辅助服务市场，逐步形成‘按效果付费、谁受益谁付费’市场化储能定价机制，由市场平衡疏导储能投资。”

储能的不明确身份，直接导致其在计量和结算方面，衍生出诸多问题。电网侧储能方面，受《输配电定价成本监审办法》的管制条件，储能无法进入输配店家向下游疏导，电网侧储能投资急停；电源侧储能目前主要依托调频辅助服务的合同能源管理模式盈利，辅助服务目前“零和”的结算机制和市场不定期调价，导致盈利的不确定性风险较大；用户侧储能之前通过峰谷电价套利的方式制定的商业模式，受近两年“降电价”和现货市场峰谷电价不确定影响，致恐慌情绪增加；2020年以来，可再生能源配置储能应用大热，但由于目前仍属于强制发电企业承担储能投资成本，发电企业除了利用发电效益进行补贴储能外，并无其他收益，导致对此抵触情绪很大。

“首先因为参与电力系统的身份无法确认导致尚未形成并网体系，各地方鲜有明晰的落地政策和执行文件，导致各部门尚难对储能系统项目进行综合认定；其次，并网环节流程，标准尚未建立。在没有统一标准和制度的情况下经常会出现执行环节找不到主管部门的情况，使得储能的建设、并网过程管理不确定性较高。”中国南方电网电力调度中心主管王皓怀分析。

在其看来，一方面，标准化、制度化应给予储能公平的准入；另一方面，市场化环境也应给予储能合理的商业模式。“应促进储能项目的电力系统运营主体身份确认，并网流程上实现标准化和制度化。还应依托电力现货市场、辅助服务市场、区域电力市场建设等机遇，考虑促进储能发展的因素，建立健全电力市场体系，让储能在市场环境中寻求自身的商业机会。”王皓怀建议。

“面粉有了，鸡蛋有了，奶油也有了，但是蛋糕还没出来。这就好比储能应从政策层面开始就把这一块蛋糕清晰地画出来，这样投入产出就会很清楚。该降成本的降成本，该提高产品的功能、特点和集成就要提高。”上能电气储能事业部总经理姜正茂形象比喻。继国家发改委、国家能源局等五部委2017年印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》后，今年5月，国家能源局正式设立能效和储能处，开展《 科技 创新储能试点示范项目》征集，进一步加快推进储能技术推广应用。此外，储能还被列为能源技术革命创新行动计划等多个规划的重点任务，以及促进储能技术与产业发展的指导意见等年度行动计划中。作为能源转型的核心技术和颠覆性技术，储能发展被正纳入国家顶层设计与规划中。

市场模式亟待清晰

储能产业大规模发展的前提，是商业模式的清晰。当前，国内储能相关政策与市场机制相对滞后，尽管应用场景广泛，但绝大部分缺少盈利模型，业主投资储能的收益无法保障，导致国内储能应用进程缓慢、业主不愿主动配置。

“在美国，近两年包括未来三五年的储能发展路径非常明确。但在国内，储能商业模式并不清晰。”科陆电子 科技 股份有限公司副总经理周涵分析。

对此，深圳市盛弘电气股份有限公司储能微网事业部总经理范小波表示认同。在其看来，电网侧和电源侧储能价格定位已经清楚，但在工商业和用户侧，储能项目落地依然困难。

“对于峰谷波差的盈利方式，唯一受困的因素是成本。但不能简单的理解成本下降就能取得好的收益，质量仍是制约盈利的关键因素。第二类商业模式是把热响应、热启动全部叠加下来，这一模式在华北、广东、安徽等地，已经率先落地。需求侧响应很简单，就是把用电负荷需要用电的时候就负荷平移一下，从而得到一定的补偿。但这一模式至今，并未真正落地用到。此外，通过储能进行充电站扩容的项目多数都在开发和落地，微电网、移动储能供电商业模式尽管盈利途径清晰，但仅仅依靠价格或坐等成本下降，盈利的途径处于表面。”范小波分析，“美国和欧洲现货市场通过储能改变现货收益，已经取得非常好的盈利，我认为未来中国可能产生的商业模式，应该包括现货交易、光伏消纳及PPA，以及一次调频。”

伴随应用生产导向时代的到来，不同的使用条件、场景、环境，将产生各种便利，差异化的商业模式，正备受储能业界期待。

中国化学与物理电源行业协会今年7月全国产能产业巡回走访调研发现，光储充电站由单纯的充电功能逐渐转变为大型移动智能终端、储能和数字空间，兼有健身 娱乐 、数字消费、公共服务等多样化的功能。光储充电站成为电动出租车司机生活新模式的重要载体。

不过，尽管多家逆变器企业在“531新政”颁布后都提出了“光储一体化”概念，但实际应用普遍在海外，国内有大规模储能应用的只有阳光电源、科华恒盛、宁德时代等少数几家企业，且多数项目都依靠行政命令强制推进，与海外大量自愿安装建设形成鲜明对比。光储充电站实现真正落地尚需时日。不少受访者表示，从储能项目的实践来看，电池是储能项目商业模式的核心，也是制约储能项目实施的关键和瓶颈。

“从储能系统出厂测试和现场运行来看，不同厂家电芯的一致性、容量保持率、数据采集的可靠性等方面差异较大，部分厂家电池在实际运行过程中的故障率偏高。”国网平高集团有限公司党委副书记、总经理程利民分析，“希望业界重视产品质量、重视标准建设、重视行业培育。”

期成本低、使用年限长等复合特点的储能技术，现有储能技术难以支撑大规模商业化推广应用。

“储能技术相应的商业模式目前还不成熟，很多 社会 资本对储能的投资仍呈观望状态。不断进步的储能技术与清晰的商业模式，是储能产业今后能否 健康 发展的关键。”袁智勇判断。

还应看到，技术性之外，安全性问题也是制约储能项目投资迟迟无法回收的根结所在。

华夏银行绿色金融中心副主任彭凌分析，储能项目因未来收入的不确定性，导致其投资回收期相对较长。站在传统银行的角度，储能还不算银行特别青睐的领域，技术储能虽然在进步，成本也在下降，清晰的经济模型却尚未完全建立起来。

“我国正在大规模的铺设5G和新基建的建设，中国拥有全球最大的储能市场，伴随应用市场导向时代的真正到来，按照不同使用条件、场景、环境会产生很多便利化、差异化的商业模式，储能系统将不断升级与进化，产品功能和使用方式也将发生深刻变革。”对于储能发展的前景，中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙信心十足。

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