辽宁储能设备研发制造项目
申请报告
泓域咨询
辽宁储能设备研发制造项目申请报告说明
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。
该储能设备项目计划总投资 3294.56 万元，其中：固定资产投资2871.82 万元，占项目总投资的 87.17%；流动资金 422.74 万元，占项目总投资的 12.83%。
达产年营业收入 4198.00 万元，总成本费用 3224.11 万元，税金及附加 55.90 万元，利润总额 973.89 万元，利税总额 1164.12 万元，税后净利润 730.42 万元，达产年纳税总额 433.70 万元；达产年投资利润率 29.56%，投资利税率 35.33%，投资回报率 22.17%，全部投资回收期 6.01 年，提供就业职位 57 个。
本报告所涉及到的项目承办单位近几年来经营业绩指标，是以国家法定的会计师事务所出具的《财务审计报告》为准，其数据的真实性和合法性均由公司聘请的审计机构负责；公司财务部门相应人员负责提供近几年来既成的财务信息，确保财务数据必须同时具备真实性和合法性，如有弄虚作假等行为导致的后果，由公司财务部门相关人员承担直接法律责任；报告编制人员只是根据报告内容所需，对相关数据承做物理性参照引用，因此，不承担相应的法律责任。
......
报告主要内容：概论、投资背景和必要性分析、市场分析、项目规划分析、选址分析、项目工程设计、工艺技术分析、环保和清洁生产说明、项目职业安全管理规划、项目风险评估、节能、实施进度、投资方案计划、项目经营收益分析、总结及建议等。
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。
第一章
概论
一、项目概况
（一）项目名称
辽宁储能设备研发制造项目
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。
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。
（二）项目选址
xx 产业园区
辽宁省，简称辽，史称辽东、辽阳、奉天等，是中华人民共和国省级行政区，省会沈阳。辽宁省位于东北地区南部，界于北纬 38°43"至43°26"，东经 118°53"至 125°46"之间，南濒黄海、渤海二海，西南与河北接壤，西北与内蒙古毗连，东北与吉林为邻，东南以鸭绿江为界与朝
鲜隔江相望，总面积 14.86 万平方公里。辽宁省地势大致为自北向南，自东西两侧向中部倾斜，山地丘陵分列东西两厢，向中部平原下降，呈马蹄形向渤海倾斜，由山地、丘陵、平原构成；地跨辽河、浑河、大凌河、太子河、绕阳河、鸭绿江六大水系，属温带季风气候。辽宁历史源远流长，早在 40—50 万年以前，辽宁已是古人类活动的场所。新石器时代，在这里居住的除汉族的先人外，还有东胡、肃慎等民族的先人。在各民族祖先的共同努力和开发建设下，辽宁形成了与我国中原古文化既有内在联系，又有自己特点的北方古文化区系。新中国成立后，辽宁是新中国工业的摇篮，为新中国贡献 1000 多个全国第一，被誉为共和国长子、辽老大。辽宁省共辖 14 个地级市，共有 59 个市辖区、16 个县级市、17 个县，8 个自治县。2019 年，辽宁省地区生产总值 24909.5 亿元，按可比价格计算，比上年增长 5.5%。
（三）项目用地规模
项目总用地面积 9944.97 平方米（折合约 14.91 亩）。
（四）项目用地控制指标
该工程规划建筑系数 58.03%，建筑容积率 1.58，建设区域绿化覆盖率5.40%，固定资产投资强度 192.61 万元/亩。
（五）土建工程指标
项目净用地面积 9944.97 平方米，建筑物基底占地面积 5771.07 平方米，总建筑面积 15713.05 平方米，其中：规划建设主体工程 10209.35 平方米，项目规划绿化面积 848.77 平方米。
（六）设备选型方案
项目计划购置设备共计 39 台（套），设备购置费 835.58 万元。
（七）节能分析
1、项目年用电量 850030.60 千瓦时，折合 104.47 吨标准煤。
2、项目年总用水量 1675.22 立方米，折合 0.14 吨标准煤。
3、“辽宁储能设备研发制造项目投资建设项目”，年用电量850030.60 千瓦时，年总用水量 1675.22 立方米，项目年综合总耗能量（当量值）104.61 吨标准煤/年。达产年综合节能量 34.87 吨标准煤/年，项目总节能率 21.86%，能源利用效果良好。
（八）环境保护
项目符合 xx 产业园区发展规划，符合 xx 产业园区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 3294.56 万元，其中：固定资产投资 2871.82 万元，占项目总投资的 87.17%；流动资金 422.74 万元，占项目总投资的 12.83%。
（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 4198.00 万元，总成本费用 3224.11 万元，税金及附加 55.90 万元，利润总额 973.89 万元，利税总额 1164.12 万元，税后净利润 730.42 万元，达产年纳税总额 433.70 万元；达产年投资利润率29.56%，投资利税率 35.33%，投资回报率 22.17%，全部投资回收期 6.01年，提供就业职位 57 个。
（十二）进度规划
本期工程项目建设期限规划 12 个月。
项目承办单位一定要做好后勤供应和服务保障工作，确保不误前方施工。选派组织能力强、技术素质高、施工经验丰富、最优秀的工程技术人员和施工队伍投入本项目施工。对于难以预见的因素导致施工进度赶不上计划要求时及时研究，项目建设单位要认真制定和安排赶工计划并及时付诸实施。
二、报告说明
《项目报告》通过对项目科学深入的市场需求和供给分析、未来价格预测、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、节能减排、投资估算、资金筹措、盈利能力等方面的科学研究，从市场、技术、经济、工程等角度对项目进行调查研究和分析比较，并对项目建成以后可能取得
的财务、经济效益及社会环境影响进行科学预测，为项目决策提供了公正的、可靠的、科学性的投资咨询意见。根据《报告》是对拟建项目进行全面技术经济的分析论证，综合论证项目建设的必要性，财务盈利能力，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，为投资决策提供科学依据。因此，可行性研究在项目建设前具有决定性意义。作为投资决策前必不可少的关键环节，报告是在前一阶段的报告获得审批通过的基础上，主要对项目市场、技术、财务、工程、经济和环境等方面进行精.确系统、完备无遗的分析，完成包括市场和销售、规模和产品、厂址、原辅料供应、工艺技术、设备选择、人员组织、实施计划、投资与成本、效益及风险等的计算、论证和评价，选定最佳方案，依此就是否应该投资开发该项目以及如何投资，或就此终止投资还是继续投资开发等给出结论性意见，为投资决策提供科学依据，并作为进一步开展工作的基础。
三、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 xx 产业园区及 xx 产业园区储能设备行业布局和结构调整政策；项目的建设对促进 xx产业园区储能设备产业结构、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 有限责任公司为适应国内外市场需求，拟建“辽宁储能设备研发制造项目”，本期工程项目的建设能够有力促进 xx 产业园区经济发展，
为社会提供就业职位 57 个，达产年纳税总额 433.70 万元，可以促进 xx 产业园区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 29.56%，投资利税率 35.33%，全部投资回报率 22.17%，全部投资回收期 6.01 年，固定资产投资回收期 6.01 年（含建设期），项目具有较强的盈利能力和抗风险能力。
4、近年来，从中央到地方加快了经济体制改革和经济发展方式的转变，相继出台了一系列重大政策鼓励、支持和引导民营经济加快发展。民营经济已成为我省国民经济的重要支撑，财政收入的重要来源，扩大投资的重要主体，吸纳劳动力和安置就业的主渠道，体制创新和机制创新的重要推动力，为我省经济社会又好又快发展作出了积极贡献。
综上所述，项目的建设和实施无论是经济效益、社会效益还是环境保护、清洁生产都是积极可行的。
四、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
9944.97
14.91 亩
1.1
容积率
1.58
1.2
建筑系数
58.03%
1.3
投资强度
万元/亩
192.61
1.4
基底面积
平方米
5771.07
1.5
总建筑面积
平方米
15713.05
1.6
绿化面积
平方米
848.77
绿化率 5.40%
2
总投资
万元
3294.56
2.1
固定资产投资
万元
2871.82
2.1.1
土建工程投资
万元
1340.26
2.1.1.1
土建工程投资占比
万元
40.68%
2.1.2
设备投资
万元
835.58
2.1.2.1
设备投资占比
25.36%
2.1.3
其它投资
万元
695.98
2.1.3.1
其它投资占比
21.13%
2.1.4
固定资产投资占比
87.17%
2.2
流动资金
万元
422.74
2.2.1
流动资金占比
12.83%
3
收入
万元
4198.00
4
总成本
万元
3224.11
5
利润总额
万元
973.89
6
净利润
万元
730.42
7
所得税
万元
1.58
8
增值税
万元
134.33
9
税金及附加
万元
55.90
10
纳税总额
万元
433.70
11
利税总额
万元
1164.12
12
投资利润率
29.56%
13
投资利税率
35.33%
14
投资回报率
22.17%
15
回收期
年
6.01
16
设备数量
台（套）
39
17
年用电量
千瓦时
850030.60
18
年用水量
立方米
1675.22
19
总能耗
吨标准煤
104.61
20
节能率
21.86%
21
节能量
吨标准煤
34.87
22
员工数量
人
57
第二章
投资背景和必要性分析
一、储能设备项目背景分析
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。
从地域来看，全球储能项目装机主要分布在亚洲的中国、日本、印度和韩国，欧洲的西班牙、德国、意大利、法国、奥地利和北美的美国（见图 3），这 10 个国家储能项目累计装机容量占全球的近五分之四。
从累计运行的储能规模来看，2017 年，美中日依旧占据储能项目装机的领先地位,其中美国仍是全球最大的储能市场。根据GTMResearch 发布的全球储能报告，2017 年全球新增储能电量 2.3 吉
瓦时，其中，美国新增 431 兆瓦时，居全球首位。截至 2017 年末，美国储能累积部署达到 1.08 吉瓦时，预计 2018 年的部署将超过 1.2 吉瓦时。根据矢野经济研究所的预测，日本储能市场也将保持快速增长，2020 年市场规模有望达到 3.307 吉瓦时。
中国的储能产业虽然起步较晚，但近几年发展速度令人瞩目。目前，国内储能侧重示范应用，积极探索不同场景、技术、规模和技术路线下的储能商业应用，同时规范相关标准和检测体系。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，2016～2017 年间，我国规划和在建的储能规模近 1.6 吉瓦，占全球规划和在建规模的 34%，我国储能投运规模迎来加速增长。截至 2017 年底，我国已投运储能项目累计装机规模 28.9 吉瓦，同比增长 19%。与全球储能市场类似，我国抽水蓄能的累计装机规模所占比重最大，接近 99%，但与上一年同期相比略有下降。电化学储能的累计装机规模位列第二，为 389.8 兆瓦，同比增长 45%，所占比重为 1.3%，较上一年增长 0.2个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，比重为 58%。
2017 年，新兴市场表现突出，特别是澳大利亚。根据GTMResearch 发布的全球储能报告，2017 年全球新增储能容量 1.4 吉
瓦，其中，澳大利亚新增 246 兆瓦，领先于美国和其他国家，居全球首位。这是由于特斯拉公司在澳大利亚部署的创纪录的 Hornsdale 储能项目发挥了关键作用，一次性提供了 100 兆瓦的储能容量。
诸多海外电池厂商在印度建厂，为印度本地或整个亚洲提供产品的兴趣增加，并落地了一批动力电池和储能产品生产基地。未来 3～5年内，印度有望依托不断提升的电池产品制造能力，陆续启动储能技术在电动汽车、柴油替代、可再生能源并网、无电地区供电等领域的应用。
韩国部署的储能项目朝着规模大型化的方向演进，其中就包括了世界上最大的用户侧储能项目——现代电气蔚山规划的 150 兆瓦储能项目。预计这些项目将为 2018 年韩国储能市场提供增量支撑。韩国国内 LGChem、三星 SDI 和 Kokam 等实力雄厚且已经深度渗透海外市场的储能技术供应商，将为其国内储能市场的规模化开发提供强有力的技术支撑和经验基础。
德国是欧洲储能装机比重最大的国家。2017 年，德国家庭光伏储能市场的增长已趋于缓慢，光伏设备中安装储能系统的比例由 73%增至77%，增幅不大。尽管如此，德国依然是欧洲范围内最成熟的分布式光伏储能市场，也是用户侧储能商业模式最先进的国家。
除了德国、英国市场之外，荷兰、法国、芬兰、丹麦、西班牙、捷克、比利时、俄罗斯、奥地利等在内的 9 个国家均部署了储能项目。以 Vestas、KKWind 等为首的欧洲风电开发商积极探索风储联合运行的商业模式，带动风储项目在全球快速部署。总体上看，欧洲储能市场呈现出全新的、多元化的发展态势。
根据能量存储方式的不同，储能技术主要分为机械储能（如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等）、电磁储能（如超导储能、超级电容等）、电化学储能（如锂离子电池、钠硫电池、铅酸电池、镍镉电池、锌溴电池、液流电池等）等三大类（见图 4），此外还有储热、储冷、储氢等。不同储能技术，在寿命、成本、效率、规模、安全等方面优劣不同。同时，由于具体条件不同，储能目的各有差异，储能方式的选择还取决于对发电装机、储能时长、充电频率、占地面积、环境影响等诸多方面的要求。
二、储能设备项目建设必要性分析
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。
风能、太阳能等可再生能源的发展已是大势所趋，然而由于风能等清洁能源具有不连续、不稳定等特性，大规模并网后对电网调峰、调频及电能质量均会带来不利影响，这限制了清洁能源的广泛应用。储能技术则有望解决上述困扰。
近年来，钒电池凭借其安全性高、寿命长、低污染等特性，成为可再生能源储能、电网调峰、备用电源等领域的首选技术之一。钒电池全称全钒液流电池，是一种通过钒离子价态变化，实现化学能到电能的往复转换，从而将风力或太阳能所产生力存储与释放的大型储能电池，业内形象地称之为“电力银行”。
美国、日本等发达国家用于电站调峰和风力储能的钒电池产业发展迅速，技术已经基本成熟。然而，我国的钒电池产业还处于起步阶段。统计数据显示，我国钒储量占全球储量的 35%，居全球第一位，钒产量占全球产量的 48%。业内专家表示，得天独厚的钒资源优势为我国钒电池产业的发展创造了十分有利的条件。
2012 年，由融科储能公司建设的“5MW/10MWh 全钒液流电池储能应用示范电站”在沈阳市龙源卧牛石风电场落成，并顺利通过了辽宁电网和业主的验收，各项指标均达到了设计要求。这是目前世界上第一套实际并网运行超过 4 年的 5MW 级钒电池储能电站，标志着公司在
该领域技术研发、成套产品生产等方面处于国际领先水平。该储能电站直接接受辽宁省电力公司调度，参与电网削峰填谷，有效提高了电网对风力发电的接纳能力，推动可再生能源发电的健康发展，促进了节能减排。
稳定运行 4 年多以来，该储能系统大大提高了风电场输出功率的可靠性。相较于常规发电机组，风电场发电具有较大的波动性和随机性，无法根据实际需求随时保障平稳供电。“例如，某天下午 3 点，电力公司要为 A 用户提供两小时 50 兆瓦功率的电力，如果当时风力不足就无法满足所需功率。”王晓丽说，储能系统实时吸收和释放功率，可以使风电场更加适应电力系统调度的运行需要，将其作为有效电源管理。此外，储能系统在平滑风电场出力、提高风电供电可靠性等方面也发挥着重要作用。
目前，储能行业正处于从示范项目向大规模产业化跨越的关键时期。国际著名咨询机构麦肯锡更是将储能技术列为改变未来的 12 项颠覆性技术之一。根据国际能源机构(IEA)的预计，到 2050 年全球储能市场规模将达数万亿美元，我国储能行业也将坐拥数万亿元人民币的市场体量。作为当前储能设备的首选技术之一，钒电池具有十分强劲的发展潜力，甚至有可能改变未来的能源格局。
第三章
项目单位概况
一、项目承办单位基本情况
（一）公司名称
xxx 科技发展公司
（二）公司简介
公司全面推行“政府、市场、投资、消费、经营、企业”六位一体合作共赢的市场战略，以高度的社会责任积极响应政府城市发展号召，融入各级城市的建设与发展，在商业模式思路上领先业界，对服务区域经济与社会发展做出了突出贡献。
展望未来，公司将围绕企业发展目标的实现，在“梦想、责任、忠诚、一流”核心价值观的指引下，围绕业务体系、管控体系和人才队伍体系重塑，推动体制机制改革和管理及业务模式的创新，加强团队能力建设，提升核心竞争力，努力把公司打造成为国内一流的供应链管理平台。未来，在保持健康、稳定、快速、持续发展的同时，公司以“和谐发展”为目标，践行社会责任，秉承“责任、公平、开放、求实”的企业责任，服务全国。
公司始终秉承“集领先智造，创美好未来”的企业使命，发展先进制造，不断提升自主研发与生产工艺的核心技术能力，贴近客户需求，助力中国智造，持续为社会提供先进科技，覆盖上下游业务领域的行业综合服
务商。经过多年的发展与积累，公司建立了较为完善的治理结构，形成了完整的内控制度。
二、公司经济效益分析
上一年度，xxx 有限责任公司实现营业收入 2723.63 万元，同比增长22.89%（507.30 万元）。其中，主营业业务储能设备生产及销售收入为2484.32 万元，占营业总收入的 91.21%。
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
571.96
762.62
708.14
680.91
2723.63
2
主营业务收入
521.71
695.61
645.92
621.08
2484.32
2.1
储能设备(A)
172.16
229.55
213.15
204.96
819.83
2.2
储能设备(B)
119.99
159.99
148.56
142.85
571.39
2.3
储能设备(C)
88.69
118.25
109.81
105.58
422.33
2.4
储能设备(D)
62.60
83.47
77.51
74.53
298.12
2.5
储能设备(E)
41.74
55.65
51.67
49.69
198.75
2.6
储能设备(F)
26.09
34.78
32.30
31.05
124.22
2.7
储能设备(...)
10.43
13.91
12.92
12.42
49.69
3
其他业务收入
50.26
67.01
62.22
59.83
239.31
根据初步统计测算，公司实现利润总额 674.26 万元，较去年同期相比增长 139.72 万元，增长率 26.14%；实现净利润 505.69 万元，较去年同期相比增长 93.32 万元，增长率 22.63%。
上年度主要经济指标
项目 单位 指标 完成营业收入
万元
2723.63
完成主营业务收入
万元
2484.32
主营业务收入占比
91.21%
营业收入增长率（同比）
22.89%
营业收入增长量（同比）
万元
507.30
利润总额
万元
674.26
利润总额增长率
26.14%
利润总额增长量
万元
139.72
净利润
万元
505.69
净利润增长率
22.63%
净利润增长量
万元
93.32
投资利润率
32.52%
投资回报率
24.39%
财务内部收益率
24.74%
企业总资产
万元
8080.16
流动资产总额占比
万元
32.03%
流动资产总额
万元
2588.44
资产负债率
36.64%
第四章
市场分析
一、储能设备行业分析
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...