储能有需求，政策需引导。 目前我国已经出台了多项文件大力支持储能行业发展，但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，大部分地区居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴的政策。同时由于储能技术的多样化，制定不同技术的标准也迫在眉睫。因此，我国的储能产业还处于发展的初级阶段，行业的发展需要更多落实到操作层面的政策和相关技术标准。目前部分储能技术较为成熟，同时下游用户侧有储能的需求，整个产业具有内生性的动力，政策和标准的明确有助于内在需求的释放。

刚需推动，成本优先。 在现有的政策及技术条件下，我们认为低成本技术将会占据先发优势，而刚需应用场景为各储能技术大幅降低成本带来契机。在技术端，国内在抽水蓄能、铅炭电池及锂电池这三方面技术积累最多，应用时间最长，使用规模最大，因此是应用首选。而在应用场景端，由于政策标准及补贴的缺失，目前要大规模使用储能，一是技术本身比较成熟，成本较低，二是应用场景有刚需，同时本身有补贴可以覆盖这部分成本。

新能源发电、削峰填谷及新能源汽车拥抱储能。 从技术和场景结合的角度来看，我们认为新能源发电侧及新能源汽车是刚需应用，在行业发展中将最先爆发;其次，工商业用户的削峰填谷可以为用户节约电费，降低峰值容量，在用储能进行削峰填谷后用户可以节约电量电价和容量电价两部分，效果显著。此外，新能源汽车(主要是锂电池动力汽车)的发展则开辟了移动式储能的应用场景，由于我国大多数经济发达的城市对汽车采取摇号政策，而新能源由于有独立的摇号体系因此对急于用车的人来说解决了燃眉之急，同时目前新能源汽车的续航能力足以满足个人非长途旅行的驾驶需求，因此有较大的发展潜力。对于汽车拥有者来说，可以在不影响出行的情况下通过V2G将汽车作为移动式的储能单元与电网互动，从而达到坐不出户也能赚钱的目的。此外，由于我国对工商业用户采用两部制电价，其中基本电价只与当月的最大需用量有关，同时工业企业的电度电价在企业成本中占据了较高的比例，因此企业对于降低电价费用有着强烈的诉求。

技术适配应用场景是关键。 储能的技术即使大致分类也多达十数种，不同的技术特征不同。我们认为没有无用的技术，只有用错场景的技术。不同的储能技术适配不同的应用场景，如超导飞轮储能更适宜与制氢、储氢搭配，而储热更适合用于光热发电等。每种技术的价值只有在最适配的应用场景中才能达到最大化。以南都电源的铅炭电池为例，由于铅炭的特性使得其更适合能量型应用，同时成熟的技术让铅炭电池价格具有很好的竞争力，目前我们保守估算铅炭储能项目税后IRR为5.2%，已经具有一定的商业化价值。

储能是指使能量转化为在自然条件下比较稳定的存在形态，再通过介质或者设备把能量存储起来以备在需要时释放的过程。根据能源形态不同，储能的形式也多种多样，如将机械能存储在动能或者势能中，热能储存在潜热或者显热中。目前大多数针对电力市场的储能实际上是电力储能(即储电)。

政策大力支持，具体实施标准欠缺

从国内的政策看，自2009年《中华人民共和国可再生能源法修正案》中首次提及“储能”以来，国家已出台多个文件对储能行业进行顶层规划，然而从整体上看，单独对储能行业进行指导的政策性文件数量仍然不多，除去2014年针对抽水蓄能出台了支持政策和补贴标准以外，直到2016年出于解决“三北”地区可再生能源消纳问题能源局出台了两个通知，其主要针对的是电化学储能技术，对于储能技术范围及应用场景限制颇多。因此在2017年3月的《关于促进储能技术与产业健康发展的指导意见》(征求意见稿)中，国家对储能技术和应用场景不再做过多的限制。

但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴的政策。同时由于储能技术的多样化，制定不同技术的标准也迫在眉睫。因此，我国的储能产业还处于发展的初级阶段，政策大多停留在“支持”层面，缺乏补贴、技术标准及构建商业模式层面等多样化的实质推进。

从技术的角度看，《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》对不同的储能技术在近、中、远期分别制定了不同的目标，可以看做是对储能技术的战略指导方向，但是文件针对的是先进储能技术，从规划的时间看，即使是发展进度最快的分布式能源系统中的大容量储热/储冷系统也要在2020年商业化推广，而在此期间，对现有的储能技术如何进行支持则并没有提及。

在现有的政策及技术条件下，我们认为低成本技术将会占据先发优势，而刚需应用场景为各储能技术大幅降低成本带来契机。在技术端，国内在抽水蓄能、铅炭电池及锂电池这三方面技术积累最多，应用时间最长，使用规模最大，因此是应用首选。而在应用场景端，由于政策标准及补贴的缺失，目前要大规模使用储能，一是技术本身比较成熟，成本较低，二是应用场景有刚需，同时本身有补贴可以覆盖这部分成本。从这个角度看，新能源发电侧将是储能爆发的起点，由于风光出力波动大的特性使得电网中新能源的比例不超过15%，而以目前风光电站装机量增速以及“三北”地区弃风弃光的状况来看，风光配储能已经到了不得不装的地步了。一旦通过储能平滑风光出力曲线，则电网无需再为发电侧的波动担忧，新能源消纳问题也将得到缓解。此外锂电池随着新能源汽车数量的增加而快速发展，其成本也在快速下降，随着新能源汽车的规模进一步扩大，锂电池的成本将有望持平甚至低于铅炭电池，同时新能源汽车本身也可看作移动式储能，未来有着巨大的发展潜力。

储能技术百花齐放：已具推广基础

从分类上看，储能可以包括物理储能、电化学储能、储热、储氢等多种类型，不同类型下有各种细分的储能技术。从技术成熟的角度看，抽水蓄能发展了100多年，其技术最为成熟，应用规模最大，锂电池随着电动汽车的发展也已经大规模商业化，铅蓄电池则是经历了从铅酸到铅炭的技术进化，目前铅炭电池在电化学储能制造成本方面具有优势。不同的储能技术具有不同的特点，如抽水蓄能装机容量大、技术成熟可靠、适合调峰;而化学电池储能技术由于响应时间短，同时可以快速攀升到最大功率，因此很适合调频;高温超导技术需要极低的温度，对于设备要求高，同时因为要保持极低的温度，因此缺乏经济性，但是氢气的储存需要超低温，将制氢和高温超导技术结合就能发挥比较好的作用。因此，总体上看各种技术都有各自的应用场景。

抽水蓄能—最成熟的储能技术

截至2016年4月，全球储能总装机容量为145.92吉瓦，其中抽水蓄能为142吉瓦，占全部装机容量的97.16%，化学电池储能只占了总装机容量的不到1%。

抽水蓄能已经有100年的应用历史了，是目前最成熟、最经济、使用寿命最长的储能模式，目前主要应用于系统调峰、调频及备用电源领域。

截止2016年底，全国抽水蓄能装机容量达到2669万千瓦，占全部电源装机容量的1.62%，而根据国务院《能源发展“十三五”规划》提出，加快大型抽水蓄能电站建设，新增开工规模6000万千瓦，2020年在运规模达到4000万千瓦。国家发改委《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》提出到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。

抽水蓄能的特点主要表现为储能容量大(百兆瓦起步)，响应时间相对燃气机组及火电机组要短，充放电时间长，循环寿命是所有储能技术中最长的，因此可以用于能量时移、调频、调相、黑启动等。

相较于其他储能技术，抽水蓄能对地理位置要求高，初始投资资金大，但是由于水轮机组的使用寿命较长，同时抽水蓄能的技术成熟，设备的运营和维护简单，由于装机容量大，因此实际度电运维成本极低，因此抽水蓄能总的度电成本是现有技术中最低的。

压缩空气—系统效率有待提升

传统的压缩空气储能是用电动机驱动多级压缩机将空气压缩并存于储气单元中，在能量释放时，将高压气体从储气单元释放。随后通入多级透平膨胀做功，完成空气压力能到电能的转换。其特点是容量大(可达100MW以上)、充放电时间长、单位建造成本和运行成本较低、系统寿命长等。但是由于空气储能需要和燃气轮机电站配套使用，效率只能达到60%左右，因此大大限制了