储能产业进入了新一轮爆发期，全国已有二十多个省市规定了储能配置政策要求，新能源平均要按10%的比例配置储能，国家为保证储能收益。通过拉大电价价差的方式增加储能收益。根据有关机构预测：2021-2025，储能装机年复合增长率将达到110.8%。
21省级行政区要求配置储能
2021年7月发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了未来几年的装机量目标。其中指出到2025年，装机规模达到30GW，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能向全面市场化发展。《意见》要求大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展。表达方式上体现出电源侧储能为当前建设重点。
紧接着国家能源局印发《新型储能项目管理规范（暂行）》和《电化学储能电站并网调度协议示范文本(试行)》，为新型储能项目的开展和实施提供了更加具体的规范要求和法律依据。
截止到2021年底，全国已有21个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规制性配储能比例以及配储时长。3个省份出台鼓励配储政策。综合来看，平均配储比例约为10%，配储时长约为2h。其中，全省或部分地区要求配储的省份2021年风电光伏装机量达到全国风光装机量的81%，为储能装机量增加的主要来源。
发电侧配储能主要靠政策推动
民生证券预测，2021-2025，储能装机年复合增长率将达到110.8%。国内发电侧储能装机高增原因在于：风光装机高增速；储能渗透率及储能配比的持续提升；存量风光电站也在参与配储。
发电侧配储的商业模式主要为：1、光伏+储能解决弃光；2、光伏+储能解决弃光+参与市场化调峰辅助服务。仅光伏发电不用储能，通过测算，内部收益率为为8.48%。如果如果储能加入光伏发电来解决弃光，且仅仅为解决弃光，民生证券的预测显示，那么内部收益率会下降至5.30%。
不过目前光伏+储能还具有第三种盈利模式：光伏+储能解决弃光+参与市场化调峰辅助服务。
按照这一模式。假设：在经济性测算中取调峰补偿为500元/MWh，即0.5元/KWh计算。（全国多地已经出台调峰补偿标准，在测算时着重参考更具先进性的南方电网以及南方电网管辖省份的补偿值）。所有剩余容量充分用于调峰服务。
以首年为例，对于功率为1W的光伏发电设施，储能设备解决弃光27Wh，其每天1次循环在一年中可以提供的总容量约为70Wh，剩余43Wh全部参与调峰服务。充电补贴为0.2元/KWh（仅部分地区）。部分地区对于解决弃光的储能设备根据其消纳电量予以补贴。
上述假设下，内部收益率为6.33%。在少部分具有充电补贴的地区，内部收益率上升至6.64%。
当内部收益率大于6%时，项目具备经济性，但仍然低于不配储能的内部收益率。这也是新能源发电企业没有自发配储意愿的原因所在。所以目前光伏配储主要由政策推动。
但是也有转机。随着储能设备价格下降，那么发电端配置储能后内部收益率有可能赶超光伏发电不配储能的模式。目前国内储能设备系统单位价格约1.5元/Wh，仍有下降空间。
另外，随着电力定价市场化，也将进一步提升配储经济性。其一，电力现货市场完善后，新能源+储能的稳定性电力供应可较非稳定的新能源电力获得溢价，有望借鉴美国等成熟市场的交易模式，提升配储经济性。其二，随着绿电交易逐步实现市场化定价，市场化的定价方式有望充分释放出绿电的价格弹性，使交易价格超过原有上网电价对应的附加收益，从而获得进一步的收益，会进一步提升发电侧储能的内部收益率。
电网侧储能调频已经盈利
频率不稳定可能导致损坏用电设备及电网设施。我国交流电频率为50Hz，为保证电网的稳定，要求频率的上下波动在0.2Hz以内。用电负荷低于发电功率之时，频率会上升，此时储能进行充电消纳电力使得频率回落；反之亦然。于是，储能在电网侧发挥的调频空间为储能带来了另一种盈利模式。
因服务盈利模式明确，市场化程度高，这一种储能模式收益也最高。目前各地储能很多设施由电网公司推动，也是因为这一原因。
以南方电网调峰服务市场交易模式举例，所有上网主体均要按照上网电量缴纳调频费，形成资金池；电站投资方通过与火电厂签订合约的方式在火电厂旁建设储能调频电站。根据提供的调频服务，电网从将资金池中资金以调频补贴方式给予电站，随后电厂与电站分成。
对电网侧储能盈利的测算是这样的：
假设：
1）火电机组调频配储比例为1.5%，配储时长为0.5h。目前中国主流的9MW，4.5MWh系统可以为600MW的火电机组提供调频服务。
2）调频储能系统使用寿命为5年。功率型储能设备要求设备拥有更短的充电时间，且调频要求满充满放，使用过程中每天的循环次数也会更多，因此寿命相比容量型设备更短。
3）当前性能领先的调频储能系统单位成本为8.89元/Wh。（来源于宝光股份下属韶关电厂项目信息，经济性计算建立在使用性能最优设备的假设之上）。
4）电站投资方所得到的收入分成为40%。
则当储能电站各项参数均处于行业领先的水平时，预计调频之后所产生的内部收益率约18.65%。
电网侧储能参与调频内部收益率推算
就经济性来看，用于调峰的电化学储能的经济性劣于抽水蓄能。因为从从度电成本的角度，电化学储能的度电成本远高于抽水蓄能，且电化学储能的规模与抽水蓄能相比过小。抽水蓄能度电成本约0.21-0.25元，磷酸铁锂电池度电成本约0.62-0.82元，即抽水蓄能的3-4倍。低成本使得抽水蓄能成为当前的主要储能方式，尤其是调峰。
但是调频功能让电化学储能找到了用武之地。调频已经成为电网侧储能主要增长点。民生证券推测，电网侧储能2021-2025年年复合增长率45.8%。
用户侧储能需求最强劲
就用户侧储能来说，目前存在工商业光储一体化系统、独立储能、5G基站三个大的类项。其中工商业光储一体化的度电成本已经低于平时电价但高于仅光伏发电。
2021年9月，全国21个省级行政区由于双控目标完成晴雨表的发布开始实施紧急性的工商业限电政策，催生了对备用电源的强烈需求。这也给用户侧储能带来了巨大的机会。国家能源局提出，2023年底，试点地区党政机关建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%，学校、医院、村委会等公共建筑屋顶不低于40%，工商业厂房屋顶不低于30%，农村居民屋顶不低于20%。预计工商业分布式光伏的发展将有力带动光储一体化微网的发展。
光储一体化系统的本质是微电网布局。目前的光储、光充储一体化项目以光伏作为电能的主要来源。通过在房顶或者空地布置分布式光伏发电设备，将发出的电力供应给微网内的用电负荷以及充电桩，并且将光伏发出的电力存储进储能系统并且在需要时放电，减少资源的浪费。光储一体化中的储能系统还可以起到峰谷套利的作用。由于工商业用电峰谷价差较大，因此可将储能系统用于存储光伏发电并且在用电高峰时放电，进行峰谷价差套利提升经济性。
按照民生证券的推算，目前工商业光储一体化一体化度电成本为0.32元，低于平时电价但略高于部分地区的谷时电价，具备一定经济性。同时考虑到企业配储的核心动力在于结合备用电源、保证生产的角度考虑，预计配储动力依然较为强烈。
独立储能目前最主要是利用削峰填谷来作为盈利模式，2021年部分省市工商业峰谷价差如下，均值落在0.7046元/KWh，在广东省珠三角最高价差达1.2548元/KWh。
独立工业削峰填谷储能电站在峰谷价差>0.75元时经济性显现。独立削峰填谷电站可以在其使用年限内带来成本节省，经济性显现。目前，国内已经有部分地区达到了0.75元以上的峰谷价差，如广东、上海、河北等。
未来随储能投资成本下行，工商业经济性有望进一步凸显。预计投资成本下行至1.4、1.3、1.2元/Wh时，对应10年期度电成本分别为0.68、0.64、0.59元 /KWh，1.2元/Wh下，峰谷价差在0.6元/KWh时即可具备经济性。
5G基站大量建设成为储能新增长点。能耗方面，5G基站的峰值功率在4G基站的3-4倍之间，对于电力的需求大幅提升。而且对储能更有利的是，5G基站基本要求4小时电源应急供应。在更高的电力需求之下，如何提升5G基站的系统运行效率、减少资源浪费成为5G建设的重点，因此电化学储能系统柔性、智能、高效的技术特点使得其成为5G基站备用电源的合适选择。
不过影响储能容量的是5G迭代很快，峰值功耗以每年0.3KW的速度下降。根据项目数据统计，尽管能耗比更高，5G基站峰值功率往往大于4KW，预期随着未来基站数量提升以及技术迭代，单个基站的能耗有望降低至2KW左右。与之对应单个基站容量也等比下降。
2023年每万人享18个5G基站，2025年每万人享26个（工信部预期数据）。民生证券预计2022-2025年的装机量分别为8.84，8.93，6.27，5.60GWh。新增装机量的21-25年年复合增长率约104.5%。
综合来看，预计2022-2025年储能新增装机量（除5G应用外）分别为13.05、29.11、47.92、103.46GWh。新增装机量的21-25年年复合增长率约104.5%。
新增装机量中，以政策推动的发电侧占比最大。2022-2025年分别占总量的87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。其次为发电侧。
