年产套储能设备项目可行性方案

作者：酸酸甜甜悟 | 发布时间：2020-12-19 06:29:44 收藏本文下载本文

年产 x xx 套储能设备项目可行性方案泓域咨询/ / 规划设计/ / 投资分析

报告说明—近年来，随着清洁能源发电的广泛应用，储能行业也获得了很大的发展。特别是以钒电池为代表的储能电站建设，为电网接纳可再生能源发电提供了良好的技术支持，促进了节能减排。

该储能设备项目计划总投资 7898.09 万元，其中：固定资产投资5605.70 万元，占项目总投资的 70.98%；流动资金 2292.39 万元，占项目总投资的 29.02%。

达产年营业收入 17134.00 万元，总成本费用 12900.31 万元，税金及附加 148.46 万元，利润总额 4233.69 万元，利税总额 4966.11 万元，税后净利润 3175.27 万元，达产年纳税总额 1790.84 万元；达产年投资利润率53.60%，投资利税率 62.88%，投资回报率 40.20%，全部投资回收期 3.99年，提供就业职位 245 个。

近年来储能技术不断发展，许多技术已进入商业示范阶段，并在一些领域展现出一定的经济性。以锂电、铅酸、液流为代表的电化学储能技术不断发展走向成熟，成本进一步降低；以飞轮、压缩空气为代表的机械储能技术也攻克了材料等方面的难关，产业化速度正在加快；而以锂硫、锂空气、全固态电池、钠离子为代表的新型储能技术也在不断发展，取得了技术上的进步。总体来看，机械储能是目前最为成熟、成本最低、使用规

模最大的储能技术，电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。目前，全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。

第一章基本信息一、项目概况（一）项目名称及背景年产 xx 套储能设备项目储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。随着各国政府对储能产业的相关支持政策陆续出台，储能市场投资规模不断加大，产业链布局不断完善，商业模式日趋多元，应用场景加速延伸。在国内，系列政策的出台加速为储能产业大发展蓄势，行业到了爆发的临界点，储能的春天正在到来。根据美国能源部全球储能数据库的数据，1997～2017 年，全世界储能系统装机增长了 70%，到 170 吉瓦左右（见图 2）。如今储能市场在各国政府的政策鼓励下得到了积极的发展，最近几年间新建储能项目及其装机总规模有望增加数倍。

2017 年，在强制性的 RPS 配额制政策、10 座老燃煤电厂计划关停以及能源转型等因素的驱动下，韩国持续推动储能在大规模可再生能源领域的应用，政府主要通过激励措施，例如为商业和工业客户提供电费折扣优惠等方式，来支持储能系统的部署。同时，为化解电力供需主要矛盾，韩国政府势必寻找替代解决方案，支持储能技术应用纳入政策规划，未来储能将在能源可靠供应和绿色供应的驱动下发展和应用。

（二）项目选址某产业园项目建设方案力求在满足项目产品生产工艺、消防安全、环境保护卫生等要求的前提下尽量合并建筑；充分利用自然空间，坚决贯彻执行“十分珍惜和合理利用土地”的基本国策，因地制宜合理布置。项目建设区域以城市总体规划为依据，布局相对独立，便于集中开展科研、生产经营和管理活动，并且统筹考虑用地与城市发展的关系，与项目建设地的建成区有较方便的联系。对各种设施用地进行统筹安排，提高土地综合利用效率，同时，采用先进的工艺技术和设备，达到“节约能源、节约土地资源”的目的。

（三）项目用地规模项目总用地面积 19596.46平方米（折合约 29.38 亩）。

（四）项目用地控制指标该工程规划建筑系数 53.22%，建筑容积率 1.60，建设区域绿化覆盖率6.43%，固定资产投资强度 190.80 万元/亩。

（五）土建工程指标项目净用地面积 19596.46平方米，建筑物基底占地面积 10429.24平方米，总建筑面积 31354.34平方米，其中：规划建设主体工程 23381.31平方米，项目规划绿化面积 2014.64平方米。

（六）设备选型方案项目计划购置设备共计 74 台（套），设备购置费 2405.05 万元。

（七）节能分析 1、项目年用电量 963698.90 千瓦时，折合 118.44 吨标准煤。

2、项目年总用水量 8548.20 立方米，折合 0.73 吨标准煤。

3、“年产 xx 套储能设备项目投资建设项目”，年用电量 963698.90千瓦时，年总用水量 8548.20 立方米，项目年综合总耗能量（当量值）119.17 吨标准煤/年。达产年综合节能量 44.08 吨标准煤/年，项目总节能率 25.82%，能源利用效果良好。

（八）环境保护项目符合某产业园发展规划，符合某产业园产业结构调整规划和国家的产业发展政策；对产生的各类污染物都采取了切实可行的治理措施，严格控制在国家规定的排放标准内，项目建设不会对区域生态环境产生明显的影响。

（九）项目总投资及资金构成项目预计总投资 7898.09 万元，其中：固定资产投资 5605.70 万元，占项目总投资的 70.98%；流动资金 2292.39 万元，占项目总投资的 29.02%。

（十）资金筹措该项目现阶段投资均由企业自筹。

（十一）项目预期经济效益规划目标

预期达产年营业收入 17134.00 万元，总成本费用 12900.31 万元，税金及附加 148.46 万元，利润总额 4233.69 万元，利税总额 4966.11 万元，税后净利润 3175.27 万元，达产年纳税总额 1790.84 万元；达产年投资利润率 53.60%，投资利税率 62.88%，投资回报率 40.20%，全部投资回收期3.99 年，提供就业职位 245 个。

（十二）进度规划本期工程项目建设期限规划 12 个月。

认真做好施工技术准备工作，预测分析施工过程中可能出现的技术难点，提前进行技术准备，确保施工顺利进行。项目建设单位要制定严密的工程施工进度计划，并以此为依据，详细编制周、月施工作业计划，以施工任务书的形式下达给参与工程施工的施工队伍。

二、项目评价 1、本期工程项目符合国家产业发展政策和规划要求，符合某产业园及某产业园储能设备行业布局和结构调整政策；项目的建设对促进某产业园储能设备产业结构、技术结构、组织结构、产品结构的调整优化有着积极的推动意义。

2、xxx 有限公司为适应国内外市场需求，拟建“年产 xx 套储能设备项目”，本期工程项目的建设能够有力促进某产业园经济发展，为社会提供就业职位 245 个，达产年纳税总额 1790.84 万元，可以促进某产业园区域经济的繁荣发展和社会稳定，为地方财政收入做出积极的贡献。

3、项目达产年投资利润率 53.60%，投资利税率 62.88%，全部投资回报率 40.20%，全部投资回收期 3.99 年，固定资产投资回收期 3.99 年（含建设期），项目具有较强的盈利能力和抗风险能力。

国家支持民营经济发展，是明确的、一贯的，而且是不断深化的，不是一时的权宜之计，更不是过河拆桥式的策略性利用。对于非公有制经济的地位和作用，“三个没有变”的判断：“非公有制经济在我国经济社会发展中的地位和作用没有变，我们毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展的方针政策没有变，我们致力于为非公有制经济发展营造良好环境和提供更多机会的方针政策没有变。”同时，公有制为主体、多种所有制经济共同发展，是写入党章和宪法的基本经济制度，这是不会变的，也是不能变的。进入新时代，中国的民营经济只会壮大、不会离场，只会越来越好、不会越来越差。民间投资是我国制造业发展的主要力量，约占制造业投资的 85%以上，党中央、国务院一直高度重视民间投资的健康发展。为贯彻党的十九大精神，落实国务院对促进民间投资的一系列工作部署，工业和信息化部与发展改革委、科技部、财政部等 15 个相关部门和单位联合印发了《关于发挥民间投资作用推进实施制造强国战略的指导意见》，围绕《中国制造 2025》，明确了促进民营制造业企业健康发展的指导思想、主要任务和保障措施，旨在释放民间投资活力，引导民营制造业企业转型升级，加快制造强国建设。改革开放 40 年来，民间投资和民营经济由小到大、由弱变强，已日渐成为推动我国经济发展、优化产业结构、繁荣城乡

市场、扩大社会就业的重要力量。从投资总量占比看，2012 年以来，民间投资占全国固定资产投资比重已连续 5 年超过 60%，最高时候达到 65.4%；尤其是在制造业领域，目前民间投资的比重已经超过八成，民间投资已经成为投资的主力军。

“十三五”时期，全球产业竞争格局正在发生重大调整，发达国家借“再工业化”争夺国际贸易竞争主导权，一些发展中国家和地区以更低的成本优势，成为接纳国际制造业转移的新阵地。我国制造业面临发达国家“回流”和发展中国家“分流”的双向挤压，全球范围内市场、资源、人才、技术和标准的竞争更加激烈，制造业发展的压力进一步加大。世界经济和贸易低迷、国际市场动荡对我国的影响逐步加深，与国内深层次结构性矛盾凸显形成叠加。

三、主要经济指标主要经济指标一览表序号项目单位指标备注 1 占地面积平方米 19596.46 29.38 亩 1.1 容积率 1.60 1.2 建筑系数 53.22% 1.3 投资强度万元/亩 190.80 1.4 基底面积平方米 10429.24 1.5 总建筑面积平方米 31354.34 1.6 绿化面积平方米 2014.64 绿化率 6.43%

2 总投资万元 7898.09 2.1 固定资产投资万元 5605.70 2.1.1 土建工程投资万元 2314.02 2.1.1.1 土建工程投资占比万元 29.30% 2.1.2 设备投资万元 2405.05 2.1.2.1 设备投资占比 30.45% 2.1.3 其它投资万元 886.63 2.1.3.1 其它投资占比 11.23% 2.1.4 固定资产投资占比 70.98% 2.2 流动资金万元 2292.39 2.2.1 流动资金占比 29.02% 3 收入万元 17134.00 4 总成本万元 12900.31 5 利润总额万元 4233.69 6 净利润万元 3175.27 7 所得税万元 1.60 8 增值税万元 583.96 9 税金及附加万元 148.46 10 纳税总额万元 1790.84 11 利税总额万元 4966.11 12 投资利润率 53.60% 13 投资利税率 62.88% 14 投资回报率 40.20% 15 回收期年 3.99 16 设备数量台（套）74 17 年用电量千瓦时 963698.90 18 年用水量立方米 8548.20

19 总能耗吨标准煤 119.17 20 节能率 25.82% 21 节能量吨标准煤 44.08 22 员工数量人 245 第二章建设单位基本信息一、项目承办单位基本情况（一）公司名称 xxx 有限责任公司（二）公司简介公司在发展中始终坚持以创新为源动力，不断投入巨资引入先进研发设备，更新思想观念，依托优秀的人才、完善的信息、现代科技技术等优势，不断加大新产品的研发力度，以实现公司的永续经营和品牌发展。公司满怀信心，发扬“正直、诚信、务实、创新”的企业精神和“追求卓越，回报社会” 的企业宗旨，以优良的产品、可靠的质量、一流的服务为客户提供更多更好的优质产品。

公司的能源管理系统经过多年的探索，已经建立了比较完善的能源管理体系，形成了行之有效的公司、车间和班组Ⅲ级能源管理体系，全面推行全员能源管理及全员节能工作；项目承办单位成立了由公司董事长及总经理为主要领导的能源管理委员会，能源管理工作小组为公司的常设能源

管理机构，全面负责公司日常能源管理的组织、监督、检查和协调工作，下设的能源管理工作室代表管理部门，负责具体开展项目承办单位能源管理工作；各车间的能源管理机构设在本车间内，由设备管理副总经理、各车间主管及设备管理人为本部门的第一责任人，各部门设立专（兼）职能源管理员，负责现场能源的具体管理工作。

公司将加强人才的引进和培养，尤其是研发及业务方面的高级人才，健全研发、管理和销售等各级人员的薪酬考核体系，完善激励制度，提高公司员工创造力，为公司的持续快速发展提供强大保障。公司将继续坚持以客户需求为导向，以产品开发与服务创新为根本，以持续研发投入为保障，以规范管理为基础，继续在细分领域内稳步发展，做大做强，不断推出符合客户需求的产品和服务，保持企业行业领先地位和较快速发展势头。

二、公司经济效益分析上一年度，xxx 有限公司实现营业收入 10117.28 万元，同比增长12.93%（1158.07 万元）。其中，主营业业务储能设备生产及销售收入为8525.16 万元，占营业总收入的 84.26%。

上年度营收情况一览表序号项目第一季度第二季度第三季度第四季度合计 1 营业收入 2124.63 2832.84 2630.49 2529.32 10117.28 2 主营业务收入 1790.28 2387.04 2216.54 2131.29 8525.16 2.1 储能设备(A)590.79 787.72 731.46 703.33 2813.30

2.2 储能设备(B)411.77 549.02 509.80 490.20 1960.79 2.3 储能设备(C)304.35 405.80 376.81 362.32 1449.28 2.4 储能设备(D)214.83 286.45 265.98 255.75 1023.02 2.5 储能设备(E)143.22 190.96 177.32 170.50 682.01 2.6 储能设备(F)89.51 119.35 110.83 106.56 426.26 2.7 储能设备(...)35.81 47.74 44.33 42.63 170.50 3 其他业务收入 334.35 445.79 413.95 398.03 1592.12 根据初步统计测算，公司实现利润总额 2694.78 万元，较去年同期相比增长 460.93 万元，增长率 20.63%；实现净利润 2021.09 万元，较去年同期相比增长 435.86 万元，增长率 27.50%。

上年度主要经济指标项目单位指标完成营业收入万元 10117.28 完成主营业务收入万元 8525.16 主营业务收入占比 84.26% 营业收入增长率（同比）12.93% 营业收入增长量（同比）万元 1158.07 利润总额万元 2694.78 利润总额增长率 20.63% 利润总额增长量万元 460.93 净利润万元 2021.09 净利润增长率 27.50% 净利润增长量万元 435.86 投资利润率 58.96%

投资回报率 44.22% 财务内部收益率 27.03% 企业总资产万元 12936.82 流动资产总额占比万元 32.22% 流动资产总额万元 4168.00 资产负债率 23.57% 第三章背景及必要性一、储能设备项目背景分析近年来储能技术不断发展，许多技术已进入商业示范阶段，并在一些领域展现出一定的经济性。以锂电、铅酸、液流为代表的电化学储能技术不断发展走向成熟，成本进一步降低；以飞轮、压缩空气为代表的机械储能技术也攻克了材料等方面的难关，产业化速度正在加快；而以锂硫、锂空气、全固态电池、钠离子为代表的新型储能技术也在不断发展，取得了技术上的进步。总体来看，机械储能是目前最为成熟、成本最低、使用规模最大的储能技术，电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。目前，全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。

抽水蓄能是全球装机规模最大的储能技术，也是目前发展最为成熟的储能技术。大部分抽水蓄能电站和水电站、核电站一起结合应用，在很多国家都有推广，尤其是发达国家，在核电的开发、水能、风能的利用和蓄能配套方面已有一定成功经验，其中日本、美国和欧洲等国的抽水蓄能电站装机容量占全世界抽水蓄能电站总和的 80%以上。

国际可再生能源署（IRENA）2017 年发布的报告《电力储存与可再生能源——2030 年的成本与市场》指出，到 2017 年中全球储能装机容量为 176 吉瓦，抽水蓄能装机 169 吉瓦，占比 96%。尽管抽水蓄能仍占绝对优势，但是未来其成本下降空间有限，而各类电池储能成本可望下降 50%～60%。预计 2030 年抽水蓄能装机将小幅增至 235 吉瓦，而电池储能将快速攀升至 175 吉瓦。

我国已先后建成潘家口、广州、十三陵、天荒坪、山东泰山、江苏宜兴、河南宝泉等一批大型抽水蓄能电站，根据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告 2017》，截至 2017 年底，中国抽水蓄能在建规模为 38.51 吉瓦，已建总装机容量为 28.69 吉瓦，是世界上抽水蓄能装机容量最大的国家。

根据中关村储能产业技术联盟项目库的不完全统计，2000～2017年间全球电化学储能项目累计装机投运规模为 2.6 吉瓦，容量为 4.1吉瓦时，年增长率分别为 30%和 52%。截至 2017 年底，全球电化学储能项目累计装机规模为 2926.6 兆瓦，占比 1.7%，较上一年增长 0.5 个

百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池累计装机占比最大，超过 75%。2017 年，全年新增投运电化学储能项目装机规模为 914.1兆瓦，同比增长 23%。新增规划、在建的电化学储能项目装机规模为3063.7 兆瓦，预计短期内全球电化学储能装机规模还将保持高速增长。

近期各国储能产业相关政策主要集中在以下几个方面：在储能尚未推广或刚刚起步的国家或地区，发展储能逐渐被纳入国家战略规划，政府开始制定储能的发展路线图；在储能已具备一定规模或产业相对发达的国家或地区，政府多采用税收优惠或补贴的方式，以促进储能成本下降和规模应用（尤其是用户侧的应用）；在储能逐步深入参与辅助服务市场的国家或地区，政府通过开放区域电力市场，为储能应用实现多重价值、提供高品质服务创造平台。

2016 年 6 月，美国在“建设智能电力市场扩大可再生能源和储能规模会议”上承诺，加快可再生能源和储能电源并网，未来 5 年储能采购或安装规模增加 1.3 吉瓦。2017 年，在多年储能市场发展经验基础上，美国加州从加速部署公共事业级项目应对储气库泄漏带来的高峰电力运行压力，到批准一系列市场规则提升储能在电力市场中的参与度，全方位推动并调整储能发展。在加州的带动下，俄勒冈州、马萨诸塞州和纽约州均通过设立储能采购目标或提出采购需求，启动公

用事业规模的储能项目部署，并依据各自能源结构及供需特点调整储能的应用重点。

税收方面，投资税收减免（ITC）是政府为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，光伏项目可按照投资额的 30%抵扣应纳税。2016年，美国储能协会向美国参议院提交了 ITC 法案，明确先进储能技术都可以申请投资税收减免，并可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。补贴方面，自发电激励计划（SGIP）是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一，用于鼓励用户侧分布式发电，随后储能被纳入 SGIP 的支持范围，储能系统可获得 2 美元/瓦的补贴支持。从将储能纳入补贴范围至今，SGIP 经历了多次调整和修改，对促成分布式储能发展发挥了重要作用。得益于各州持续的税收优惠和补贴鼓励，以及开放的电力市场准入政策，美国的储能项目一直可以在电力市场进行良性互动的参与，为电网及用户提供各种服务。

2016 年以来，英国大幅推进储能相关政策及电力市场规则的修订工作。政府将储能定义为其工业战略的一个重要组成部分，并制定了推动储能发展的一系列行动方案，包括明确储能资产的定义、属性、所有权、减少市场进入障碍等，为储能市场的大规模发展注入强心剂。同时，英国光伏发电补贴政策的取消，客观上刺激了户用储能的发展。

德国政府高度重视能源转型，近10 年来一直致力于推动本国能源系统的转型变革。在储能方面，德国政府部署了大量的电化学储能、储热、制氢与燃料电池研发和应用示范项目，使储能技术的发展和应用成为本国能源转型的支柱之一。推动德国储能市场发展的措施包括逐年下降的上网电价补贴、高额的零售电价、高比例的可再生能源发电以及德国复兴信贷银行提供的户用储能补贴等。另外，继 2016 年大量调频储能项目上马以及一次调频辅助服务市场逐渐饱和之后，2017年，为了鼓励储能等新市场主体参与二次调频和分钟级备用市场，德国市场监管者简化了新市场参与者参与两个市场的申报程序，为电网级储能的应用由一次调频转向上述两个市场做准备。

为了给可再生能源渗透率日益增高的欧洲电网做支撑，继德国之后，2017 年，荷兰、奥地利和瑞士等国开始尝试推动储能系统参与辅助服务市场，为区域电力市场提供高价值的服务。

随着分布式光伏的推广，奥地利、捷克等国家发布光储系统补贴计划，扶持本地用户侧储能市场。在意大利，包含了光伏和储能的户

用系统，不仅能够享受补贴，还有减税政策。可以说，补贴和光伏是欧洲储能产业发展的最大推手。

为鼓励新能源走进住户，同时又要缓解大量涌入的分布式太阳能带来的电网管理挑战，日本政府主要采用激励措施鼓励住宅采用储能系统，对实施零能耗房屋改造的家庭提供一定的补贴，补贴来自中央政府和地方政府两个渠道。除了财政上的大力支持，日本政府在新能源市场的政策导向也十分积极：要求公用事业太阳能独立发电厂装备一定比例的电池以稳定电力输出；要求电网公司在输电网上安装电池以稳定频率，或向供应商购买辅助服务；对配电网或者微电网使用电池进行奖励等。

2016 年 4 月，日本政府发布《能源环境技术创新战略 2050》，也对储能作出部署。要研究低成本、安全可靠的快速充放电先进蓄电池技术，使其能量密度达到现有锂离子电池的 7 倍，成本降至十分之一，应用于小型电动汽车后，电动汽车续航里程达到 700 千米以上。该技术还将用于可再生能源，实现更大规模的可再生能源并网。

在印度 2022 年的智能城市规划中，印度可再生能源部门将可再生能源的装机目标增加到 175 吉瓦，其中太阳能 100 吉瓦、风能 60 吉瓦、生物质能 10 吉瓦、小水电 5 吉瓦。为了实现可再生能源 175 吉瓦的发

展目标，政府积极发布光储计划、电动汽车发展目标、无电地区的供电方案等，多方面应用储能，但同时，由于光伏上网电价急剧下滑，2017 年印度国内两次电网级光储项目招标最终被迫取消。

二、储能设备项目建设必要性分析 2017 年，在强制性的 RPS 配额制政策、10 座老燃煤电厂计划关停以及能源转型等因素的驱动下，韩国持续推动储能在大规模可再生能源领域的应用，政府主要通过激励措施，例如为商业和工业客户提供电费折扣优惠等方式，来支持储能系统的部署。同时，为化解电力供需主要矛盾，韩国政府势必寻找替代解决方案，支持储能技术应用纳入政策规划，未来储能将在能源可靠供应和绿色供应的驱动下发展和应用。

2017 年，澳大利亚以南澳、首领地、维多利亚州和新南威尔士等为代表的州或市政府从储能招标采购计划、区域储能安装补贴等方面入手，推动当地大规模储能项目的落地，带动了 Tesla、AES 等一批海外储能系统开发商在可再生能源场站侧布局与规划电网级储能项目的热潮。另外，澳大利亚电力市场监管者制定的“五分钟结算机制”，不仅能够促进储能在澳大利亚电力市场中实现更有效的应用并获得合理补偿，还将推动基于快速响应技术的更多市场主体以及合同形式的出现，对储能在电力市场中的多元化应用产生重要影响。

最近几年间，在俄罗斯国内一系列规划战略文件中都写入了发展储能的计划。《2035 年俄罗斯燃料能源综合体领域科技发展展望》（2016 年版）指出，储能是发展可再生能源和分布式电源所需的极其重要的技术。国家技术倡议路线图“EnergyNet”（2016 年版）将储能作为智能分布式能源和天然气混合发电技术的优先发展方向，提出2019 年前要在偏远村镇应用智能分布式能源技术，启动能源系统自动控制试验项目，其中就包括发展可再生能源和储能技术。《俄罗斯联邦电力储能系统市场发展纲要》（2017 年版）确定了俄储能市场发展的长期目标。

2015 年以来，国内对储能产业的扶持政策密集出台。储能列入“十三五”规划百大工程项目，首次正式进入国家发展规划。《能源发展“十三五”规划》中提出，“积极开展储能示范工程建设，推动储能系统与新能源、电力系统协调优化运行。”“以智能电网、能源微网、电动汽车和储能等技术为支撑，大力发展分布式能源网络，增强用户参与能源供应和平衡调节的灵活性和适应能力。”

2016 年 6 月，国家发展改革委、国家能源局印发《能源技术革命创新行动计划（2016～2030 年）》，并同时发布《能源技术革命重点创新行动路线图》，提出包括先进储能技术创新在内的 15 项重点创新任务，并指出，要研究太阳能光热高效利用高温储热技术、分布式能源系统大容量储热（冷）技术，研究面向电网调峰提效、区域供能应用的物理储能技术，研究面向可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用的储能技术。掌握储能技术各环节的关键核心技术，完成示范验证，整体技术达到国际领先水平，引领国际储能技术与产业发展。

新一轮电力体制改革相关配套文件，促进大规模可再生能源消纳利用、能源互联网和电动汽车推广发展的多项政策文件亦都将发展和利用储能作为重要的工作内容，为提高储能的认知度、确立储能发展的重要性作出了贡献。

2017 年 9 月 22 日，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展指导意见》（以下简称《意见》），这是我国储能行业第一个指导性政策，《意见》提出未来 10 年中国储能产业的发展目标，以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性

应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署，同时对于此前业界争论较多的补贴问题给予了明确答案。

在电力辅助服务方面，市场机制建设工作进入加速期。2016 年 6月，国家能源局下发《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》，明确在发电侧建设的电储能设施，“可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易”；用户侧建设的电储能设施，“可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务”。这意味着，无论是发电侧还是用户侧，储能都获得了独立市场地位。

2017 年 11 月，国家能源局下发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，提出鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组，按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方参与提供电力辅助服务，确立在 2019～2020 年，配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设。这意味着未来的辅助服务交易将逐渐实现市场化运作。

在地方层面，截至今年 5 月底，国家已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等 8 个地区开展辅助服务市场建设试点工作。各地均对储能给予与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份。电储能既可在火电厂或集中式间歇性能源发电基地等发电侧，也可在负荷侧，或以独立市场主体身份为系统提供调峰等辅助服务。

一系列政策从确认储能参与辅助服务的市场主体身份、制定体现储能优势的价格机制，到逐步建立完善公平竞争的市场机制，都为储能服务于电力辅助服务、实现价值和商业化发展奠定了基础。

在电力需求侧管理（需求响应）方面，2017 年 9 月，国家发展改革委、国家能源局等六部委联合发布《电力需求侧管理办法（修订版）》（以下简称《办法》），为储能在需求侧管理（需求响应）的应用增加了新的内涵。《办法》指出，“通过深化推进电力需求侧管理，积极发展储能和电能替代等关键技术。鼓励电力用户采用电蓄热、电蓄冷、储能等成熟的电能替代技术”。储能已经被定义为通过参与需求响应，在电力需求侧管理中实现重要作用的资源。

在电力市场化交易和配售电改革方面，2017 年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》发布，从短期看分布式发电交易对储能的需求有限，但就中长期而言，对于发展储能的灵活性调节价值具有重要的推动作用。

储能在电力领域主要应用于可再生能源并网（专指在集中式风电场和光伏电站的应用）、电力输配、辅助服务、分布式发电及微电网等领域。在国内实践中，新型储能的主要盈利模式较为单一，目前正在探索多种商业化应用模式。

据中关村储能产业技术联盟项目库统计，从全球新增投运电化学储能项目的应用分布上看，2017 年，集中式可再生能源并网领域的新增装机规模所占比重最大，为 33%，其次是辅助服务领域，所占比重为26%。

从我国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，2017 年，用户侧领域的新增装机规模所占比重最大，为 59%，其次是集中式可再生能源并网领域，所占比重接近25%，排在第三位的是辅助服务领域，占比 16%。

目前，储能在我国电力市场主要有 4 个应用领域：可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧。截至 2017 年底，我国电化学储能在上述 4 个领域的安装比例分别为 29%、9%、3%和 59%（见图 8）。其中，辅助服务和用户侧是储能应用最具盈利潜力，有望率先实现商业化的领域。2018 年，电网侧储能发力。

辅助动态运行。为了保持负荷和发电之间的实时平衡，火电机组的输出需要根据调度的要求进行动态调整。动态运行会使机组部分组件产生蠕变，造成这些设备受损，提高了发生故障的可能，即降低了机组的可靠性，同时还增加了更换设备的可能和检修的费用，最终降低了整个机组的使用寿命。储能技术具备快速响应速度，将储能装置与火电机组联合作业，用于辅助动态运行，可以提高火电机组的效率，避免对机组的损害，减少设备维护和更换设备的费用。

取代或延缓新建机组。随着电力负荷的增长和老旧发电机组的淘汰，为了满足电力客户的需要和应对尖峰负荷，需要建设新的发电机组。应用储能系统可以取代或延建新机组，即在负荷低的时候，通过原有的高效机组给储能系统充电，在尖峰负荷时储能系统向负荷放电。我国起调峰作用的往往是煤电机组，而这些调峰煤电机组要为负荷尖峰留出余量，经常不能满发，这就影响了经济性。利用储能技术则可以取代或者延缓发电侧对新建发电机组的需求。

解决弃风、弃光。风力发电和光伏发电的发电功率波动性较大，特别在一些比较偏远的地区，电网常常会出现无法把风电和光电完全

消纳的情况。应用储能技术可以减小或避免弃风、弃光。在可再生能源发电场站侧安装储能系统，在电网调峰能力不足或输电通道阻塞的时段，可再生能源发电场站的出力受限，储能系统存储电能，缓解输电阻塞和电网调峰能力限制，在可再生能源出力水平低或不受限的时段，释放电能提高可再生能源场站的上网电量。

跟踪计划出力，平滑输出。大规模可再生能源并入电网时，出力情况具有随机性、波动性，使得电网的功率平衡受到影响，因此需要发电功率进行预测，以便电网公司合理安排发电计划、缓解电网调峰压力、降低系统备用容量、提高电网对可再生能源的接纳能力。通过在集中式可再生能源发电场站配置较大容量的储能，基于场站出力预测和储能充放电调度，实现场站与储能联合出力对出力计划的跟踪，平滑出力，满足并网要求，提高可再生能源发电的并网友好性。

就全球储能市场而言，集中式可再生能源并网是最主要的应用领域。在国外，日本是典型的将储能主要应用于集中式可再生能源并网的国家之一。集中式可再生能源并网是日本推动储能参与能源清洁利用的主要方式，北海道等解决弃光需求较强烈的地区，以及福岛等需要灾后重建的地区成为储能应用的重点区域。在国内，集中式可再生

能源并网中应用储能，以青海和吉林较具代表性，前者积极探索光储商业化，后者则是将电储能与储热综合应用试点。

储能系统在输电网中的应用主要包括以下两方面：作为输电网投资升级的替代方案（延缓输电网的升级与增容），提高关键输电通道、断面的输送容量或提高电网运行的稳定水平。在输电网中，负荷的增长和电源的接入（特别是大容量可再生能源发电的接入）都需要新增输变电设备、提高电网的输电能力。然而，受用地、环境等问题的制约，输电走廊日趋紧张，输变电设备的投资大、建设周期长，难以满足可再生能源发电快速发展和负荷增长的需求。大规模储能系统可以作为新的手段，安装在输电网中以提升电网的输送能力，降低对输变电设备的投资。

储能系统在配电网中的作用更加多样化。与在输电网的应用类似，储能接入配电网可以减少或延缓配电网升级投资。分布在配网中的储能也可以在相关政策和市场规则允许的条件下为大电网提供调频、备用等辅助服务。除此之外，储能的配置还可提高配电网运行的安全性、经济性、可靠性和接纳分布式电源的能力等。

2018 年以来电网公司规划安装应用储能的力度不断加大。在以江苏、河南等为代表的省网区域，许继集团、山东电工、江苏省综合能

源服务公司、平高集团等国家电网下属公司作为投资建设主体，在输配电站批量化建设百兆瓦级储能电站，缓解高峰负荷对电网的冲击，同时探索平滑新能源和调频辅助服务等应用模式。据中关村储能产业技术联盟项目库统计，2018 年以来公布的电网侧储能项目（含规划、在建、投运）总规模已经超过 230 兆瓦。

调频。电力系统频率是电能质量的主要指标之一。实际运行中，当电力系统中原动机的功率和负荷功率发生变化时，必然会引起电力系统频率的变化。频率的偏差不利于用电和发电设备的安全、高效运行，有时甚至会损害设备。因此，在系统频率偏差超出允许范围后，必须进行频率调节。调频辅助服务主要分为一次调频和二次调频（AGC辅助服务）。储能设备非常适合提供调频服务。与传统发电机组相比，储能设备提供调频服务的最大优点是响应速度快，调节速率大，动作正确率高。

调峰。电力系统在实际运行过程中，总的用电负荷有高峰低谷之分。由于高峰负荷仅在一天的某个时段出现，因此，需要配备一定的发电机组在高峰负荷时发电，满足电力需求，实现电力系统中电力生产和电力消费间的平衡。当电力负荷供需紧张时，储能可向电网输送

电能，协助解决局部缺电问题。抽水蓄能是目前完全实现商业化的储能技术，调峰是抽水蓄能电站一个主要的应用领域。

备用容量。备用容量指的是电力系统除满足预计负荷需求外，在发生事故时，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。备用容量可以随时被调用，并且输出负荷可调。储能设备可以为电网提供备用辅助服务，通过对储能设备进行充放电操作，可实现调节电网有功功率平衡的目的。和发电机组提供备用辅助服务一样，储能设备提供备用辅助服务，也必须随时可被调用，但储能设备不需要一直保持运行，即放电或充电状态，只需在需要使用时能够被立即调用提供服务即可，因此经济性较好。此外，在提供备用容量辅助服务时，储能还可以提供其他的服务，如削峰填谷、调频、延迟输配线路升级等。

从全球来看，调频是储能的主要应用之一。根据彭博新能源财经统计，2016 年、2017 年，兆瓦级储能项目累计装机中，调频应用占比分别为 41%、50%。在国外，依托自由化的电力市场，储能在美国辅助服务市场的应用一直引领着全球储能辅助服务市场的发展。在美国的区域电力市场中，储能系统参与二次调频的容量已占相当的份额。但2017 年美国辅助服务领域新增储能项目装机数量和规模都不及往年，一定程度上也体现了美国部分区域调频储能市场趋于平稳甚至接近饱和。在中国，得益于政策推动，储能在我国辅助服务市场的应用比例已经从 2015 年的 2%提升到 2017 年的 9%。2017 年四季度，全国辅助服务补偿费用共 35.18 亿元，占上网电费总额的 0.81%；备用、调峰和AGC 补偿费用合计占比超过 90%。联合火电机组参与调频业务，在京津唐、山西地区应用较广泛。

在用户侧，储能主要应用于分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳等方面。

分时电价管理。电力系统中随着时间的变化用电量会出现高峰、平段、低谷等现象，电力部门对各时段制定不同电价，即分时电价。在实施分时电价的电力市场中，储能是帮助电力用户实现分时电价管理的理想手段。低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，通过低存高放降低用户的整体用电成本。

容量费用管理。在电力市场中，存在电量电价和容量电价。电量电价指的是按照实际发生的交易电量计费的电价，具体到用户侧，则指的是按用户所用电度数计费的电价。容量电价则主要取决于用户用电功率的最高值，与在该功率下使用的时间长短以及用户用电总量都

无关。使用储能设备为用户最高负荷供电，还可以降低输变电设备容量，减少容量费用，节约总用电费用，主要面向工业用户。

提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂，设备负荷性质多变，用户获得的电能质量（电压、电流和频率等）具有一定的波动性。用户侧安装的储能系统服务对象明确，其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网异常发生电压暂降或中断时，可改善电能质量，解决闪断现象；当供电线路发生故障时，可确保重要用电负荷不间断供电，从而提高供电的可靠性和电能质量。

提高分布式能源就地消纳。对于工商业用户，在其安装有可再生能源发电装置的厂房、办公楼屋顶或园区内投资储能系统，能够平抑可再生能源发电出力的波动性、提高电能质量，并利用峰谷电价差套利。对于安装光伏发电的居民用户，考虑到光伏在白天发电，而居民用户一般在夜间负荷较高，配置家庭储能可更好地利用光伏发电，甚至实现电能自给自足。此外，在配电网故障时，家庭储能还可继续供电，降低电网停电影响，提高供电可靠性。

在国外，德国是用户侧储能商业模式发展最为先进的国家之一。在区块链技术、云技术以及多元化商业模式的带动下，预计短期内德国用户侧储能市场仍将引领欧洲储能市场的发展。在国内，用户侧是

储能应用的最大市场，也是持续保持高增长的一个领域。安装于工商业用户端的储能系统是我国用户侧储能的主要形式，可以与光伏系统联合使用，又可以独立存在，主要应用于电价管理，帮助用户降低电量电价和容量电价。2018 年 5 月，全国最大规模用户侧分布式储能项目正式落户江苏镇江，项目合计容量超过 500 兆瓦时。

从国内来看，比较成熟的商业模式包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费、配合可再生能源建设大型储能电站、分布式储能应用等。

所谓峰谷套利，就是利用大工业与一般工商业的峰谷电价差，在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在用电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，从而降低用户的电力使用成本，从降低的用电单价中获得收益。

峰谷电价差套利是用户侧储能的主要盈利来源和基本商业模式。目前我国大部分省市工业大户均使用峰谷电价机制，利用峰谷价差实现套利吸引了许多投资者的目光。江苏和广东由于峰谷电价差价大，成为了国内储能项目规划建设集中地。以 0.75～0.8 元/千瓦时的峰谷价差计算，假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点，安装铅炭电池系统，每天两次充放，储能电站项目静态投资回收期在 7～9 年左右。这些项目普遍采用合同能源管理形式，储能业主单位和用户单位签订合同，按年节省的电费进行分成。靠峰谷电价差套利是目前项目唯一的盈利来源，由于峰谷电价差额的不确定性和盈利模式的单一性，项目投资方面临不小的压力和风险。随着电力市场进一步放开，峰谷价差有望继续拉大，届时投资回收期将会进一步缩短，峰谷套利投资的效益也会进一步提升。此外，未来投资方还可以通过参与需求响应、提供电力辅助服务等方式，发挥储能更多的价值，提升项目的经济性。

对于大的工业企业，因现行的两部制电价，供电部门会以其变压器容量或最大需用量为依据，每月固定收取一定的容量电价。这些企业可以根据自身的用电负荷曲线和用电最大负荷需求，本着“充得满，放得完”的经济原则确定储能系统的最大储能容量和最大输出功率，同时通过引入分布式储能系统，减少用户配变容量的建设，在用电低谷时储能，在高峰时释放，实现在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，减少两部制电价中的按容量收取的容量电价。

参与电力需求响应可以给电力用户带来效益。储能用户可以根据不同的地方政策，相应削减负荷从而获取补贴。储能系统直接接入电网，峰谷双向调控，增加电网安全性和稳定性。这种模式中的储能电站并网条件较严。

2018 年 1 月，江苏无锡新加坡工业园区 20 兆瓦储能电站经国家电网公司批准，全容量并网运行。今年春节期间，该储能电站参与电网需求侧响应，在用电低谷期“填入”约 9 万千瓦负荷，累计消纳电量57.6 万千瓦时。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。

在国内，该商业模式正随着电力辅助市场建设而完善。目前发电侧尚不具备独立的辅助服务提供商身份。储能现有的主要商业运营方式是与发电机组联合，从系统来看是作为发电企业的一部分，利用快速充放电特性优化发电机组的 AGC 性能，获得系统辅助服务补偿，或者是存储、释放新能源弃风弃光电量，增加新能源上网电量获益，相比国外发电侧储能设施主要以独立身份参与市场的情况，这些模式都不是作为独立市场主体运营的。

目前，南方电网区域已制定辅助服务补偿表，对并网发电机组提供的 AGC 服务实施补偿；储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为 0.05 万元/兆瓦时。

当储能参与辅助服务市场接受 AGC 调度令后，需要响应进行充放电，这样一来就无法利用原来的峰谷差价套利方式来获得储能电站的收益，增加了辅助服务的收益是否比峰谷差价套利的收益多还有待比较。

与大规模可再生能源结合的大型储能电站，主要是发挥储能在增加可再生能源上网电量上的放大效应，使可再生能源的输出更加平稳，电能质量得到提升，增加上网电量，从而获得收益。

如陕西定边 10 兆瓦锂电池储能项目即是通过联合当地 150 万千瓦光伏电站运行，吸纳未并网电力，按照光伏上网电价上网，削峰填谷，促进就地消纳。

随着售电侧放开和市场化交易放宽，储能有条件与分布式发电结合，形成售电主体。该商业模式下储能配合分布式能源建设，作为售电主体主要以卖电获益。

从市场规模来看，全球储能市场发展潜力巨大。面对巨大市场空间，我国储能产业将迎来风口。

从技术来看，电池系统的性能和成本决定了储能的规模化推广和应用，是影响行业快速发展的瓶颈问题。面向未来 10 年，储能电池的技术发展路线将逐渐清晰。

从政策来看，通过各项配套政策建立开放、规范、完善的电力市场，才能为储能真正发挥优势提供平台。

从商业模式来看，储能厂商、用户单位和投融资机构联手拓展储能应用市扬，探索储能多种应用模式，大力推动储能的商业化应用。

从企业发展来看，一方面，传统电力企业新业务布局储能，另一方面，储能企业结合市场需求以更加经济有效的形式开展经营业务。

全球各大机构对未来全球及中国的储能市场规模预测显示，储能市场发展潜力巨大。综合各方预测，到 2030 年，全世界储能装机有望增至现在的 3 倍。储能增长的动力主要来自于可再生能源的推广和对电力系统要求的提升。预计可再生能源发电、分布式电源、智能电网和电动汽车市场的发展将带动全球储能市场进一步增长。同时预测认为，虽然现在还有很多大型抽水蓄能电站项目还在规划中，但长期来看，在储能装机结构中，抽蓄电站占比将呈现减小的趋势。

国际可再生能源署（IRENA）在其展望报告《电力储存与可再生能源：2030 年的成本与市场（Electricity Storage and Renewables: Costs and Markets to 2030）》的基本预测情景中提出，到 2030 年，全球储能装机将在 2017 年基础上增长 42%～68%，如果可再生能源增长强劲，那么储能装机增长幅度将达到 155%～227%。届时，可再生能源（不含大型水电站）在全球终端能源消费中的占比将提高一倍，达到21%。根...