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2020開始，中國乃至世界范圍都在抗擊新冠疫情，明顯的感覺就是行業內的有關儲能的新聞報道大幅縮水，儲能行業內企業也都在適度調整心態和整合資源。相關大小廠商們都對儲能行業的態度也呈現兩級分化，在其產能/目標調整上也由其不同。EESA立足華東，面向全球，深入了解了一些核心的華東儲能企業復產后，對儲能2020的整體走勢持樂觀態度。正所謂：“目標不能減，拔刀要見紅”。
最近有一個標題很醒目：為什么要發展儲能？≈吃飯為啥需要碗？儲能的本質是平抑電力供需矛盾，新能源發展創造新的儲能需求。全球范圍內新能源滲透率加速提升為大勢所趨，在這個過程中，電源生產連續性和用電需求間斷性的不平衡將持續存在，故儲能的重要性不言而喻。
2019 年中國儲能產業鏈遇冷，主要受制于市場源的問題，但海外儲能市場卻出現幾近翻倍增長，究其原因主要系電力市場交易規則及政策補貼兩方面的異同所致。使得國內儲能市場有“天然的平價壓力”，而隨著國內電芯產能持續釋放，儲能系統集成進一步優化，國內儲能系統度電成本及 IRR 測算都將迎來拐點。面對中國國內未來十年萬億儲能市場，我們有理由相信：是時候展現大家內功的時候了，不努力的理應就是被淘汰的。
國信證券有這樣一個預測：儲能的拐點就在眼前。我們也非常認同以下這個預測。國內在第一階段，到2025年我國大部分地區用戶側儲能可實現平價，儲能市場空間可達6500億。在存量市場滲透率為30%的情況下，我國儲能裝機規模可達435.1GWh，市場規模達6526.5億元。其中，存量市場儲能裝機394.6GWh，市場規模可達5919.0億元。假設此階段電池：光伏配置比例為15%，放電時長4h，年新增集中式光伏8.1GW，滲透率為30%，則所需儲能8.1GWh，年新增市場規模達 121.5 億元。
在第二階段，到2030年我國大部分地區光儲結合可實現平價，儲能市場空間可達1.2萬億以上。在存量市場滲透率為60%情況下，我國儲能裝機規模可達1186.8GWh，市場規模達12070.8億元。其中，存量市場儲能裝機 930.3GW，市場規模可達9303.3億元，假設此階段電池：光伏配置比例為30%，放電時長4h，年新增集中式光伏50GW，滲透率為60%，則所需儲能36.0GWh，年新增市場規模達360.0億元。
這其中還不包括有存量的市場，據了解，國網這個“巨無霸”業主也會重拾儲能，并通過儲能技術在配電網側的研究與示范下手，采取各種儲能方式切入儲能，本人的理解是三種：1. 斷電類別=集裝箱，移動電源車（100-300Kwh），UPS，2. 特殊類別=大動力（超級電容），3. 簡便類別=戶外柜（類似海外的戶用儲能）。就某移動電源車而言，疫情是災，但極有可能培育這個細分類別接下來所帶來的上百億的市場空間。
EESA近期整合了2019國內所有儲能項目數據和工程概要及詳細內容，也會在近期推出2020雙月項目白皮書，歡迎有興趣的朋友聯系我們。用項目來指導項目，復制項目，創新項目，將會是對行業最好的指南。
下面我們來說一下電改和未來中國儲能的商機，一個最現實的問題是，儲能確實無處不用，不論發電側，輸電側，配電側和售電側（用電，調度和通信環節）都可以大規模應用，但儲能在輸配電中的應用一定會是最有力的市場。反觀2019大多數盈利的企業不乏有海外儲能業務，以美國為例看國際上電力市場化改革的成果。1978年美國出臺了公用事業管制政策法（較中國早24年），允許企業建立電廠并出售電力給地方公用事業公司。1992年能源政策法案出臺,同意開放電力輸送領域。1996年，為推進電力市場化改革，美國政府頒布法令規定無歧視開放輸電網絡，鼓勵構建 RTO（區域電網運行中心）或 ISO（獨立系統運行中心）來管理整個輸電系統運行。此后，美國形成了聯邦政府、州政府兩級監管體系框架，并逐步形成了PJM、加州、德州、紐約、東南、南方、西南、西北、中土、新英格蘭等10個區域電力市場。盡管電改的最終目的是降低終端用戶電價，美國目前的零售電價并未出現明顯地降低。在電力市場化改革較為成功的加州，也沒有取消峰谷價差，而是隨著可再生能源的發展，峰時段減少且后移，谷時段增加。以PG&E（太平洋燃氣和電力公司）中小企業的 Time-of-use rate plans 為例，自2020年11月將開始執行新的峰谷時段，相較于現在，新的高峰時間由12PM-6PM變為4PM-9PM, 由下午轉移到晚上且減少一個小時。新增一個春季的超低峰時間段9AM-2PM，價格將處于最低水平。可以說明在電改的背景下，隨著可再生能源發電占比提高，峰谷價差將會持續存在，且有可能出現新的谷時段電價，從而為儲能帶來更多套利空間。
反觀我國電力市場改革，我國電改大體分為三個階段：第一階段：（1996-2002年）市場化改革探索期。1996年出臺的《電力法》賦予電力企業作為商業實體的法律地位。從1998年開始,我國嘗試在電力行業實行―廠網分離、競價上網‖的改革,并確定山東、上海、浙江及東北的遼寧、吉林、黑龍江6個電網為首批―廠網分離‖的試點單位。2000年1月山東、上海、浙江發電側電力市場正式投入商業化運行。通過各試點單位的市場化運作,以其在發電側引入市場機制,競價上網,并積累經驗,逐步向完善的電力市場靠近。第二階段：（2002-2015年）開放發電側競爭，打破壟斷格局。2002 年，國務院印發《電力體制改革方案》(5號文)，標志著我國電力市場改革的正式開始。國家電力公司被拆分為兩大電網公司，五大發電集團和四家輔業集團（后整合為2個），發電環節產業集中度大幅下降，國家電力公司獨家壟斷的電力市場格局被初步打破。同時通過在發電側引入多元投資主體，建立了發電側企業競價上網的競爭機制。從根本上改變了長期以來電力市場供給不足的矛盾，但也造成了發電行業整體產能過剩。
第三階段：（2015年-至今）管住中間，放開兩頭。2015年，中共中央辦公廳發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9 號)，標志著我國新一輪電力體制改革的開始。電改的基本原則和重點是區分競爭性和壟斷性環節，按照―管住中間、放開兩頭‖的體制架構，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、有序向社會資本開放配售電業務，形成適應市場要求的電價機制，競爭有序的電力交易格局。現階段的電力市場化改革工作處于起步階段，距離一個成熟運行的電力市場還有很大差距。2019年底，EESA與中電聯的相關領導聯合行業50多家主流企業在長沙開會，目的就是梳理并提交有利于行業發展的合理化建議，其中說的最多的就是儲能納入輸配電電價的建議，雖然這是一個革命行業的話題，但作為相對比較有影響力的第三方，有情懷的組織，一定盡最大可能去爭取，因為背后還有一幫更有情懷的企業！受疫情影響，原定2.7的EESA答謝會和意見收集第二次會議也延期，深感抱歉的同時也不得不說，儲能行業的客戶還是非常積極向上的！
堅信只要活著就有希望，東方不亮西方亮，2020年開始的儲能行業，一定會有百花爭鳴的一天！EESA愿與大家一起堅守，擦出更多火花！
最近有一個標題很醒目：為什么要發展儲能？≈吃飯為啥需要碗？儲能的本質是平抑電力供需矛盾，新能源發展創造新的儲能需求。全球范圍內新能源滲透率加速提升為大勢所趨，在這個過程中，電源生產連續性和用電需求間斷性的不平衡將持續存在，故儲能的重要性不言而喻。
2019 年中國儲能產業鏈遇冷，主要受制于市場源的問題，但海外儲能市場卻出現幾近翻倍增長，究其原因主要系電力市場交易規則及政策補貼兩方面的異同所致。使得國內儲能市場有“天然的平價壓力”，而隨著國內電芯產能持續釋放，儲能系統集成進一步優化，國內儲能系統度電成本及 IRR 測算都將迎來拐點。面對中國國內未來十年萬億儲能市場，我們有理由相信：是時候展現大家內功的時候了，不努力的理應就是被淘汰的。
國信證券有這樣一個預測：儲能的拐點就在眼前。我們也非常認同以下這個預測。國內在第一階段，到2025年我國大部分地區用戶側儲能可實現平價，儲能市場空間可達6500億。在存量市場滲透率為30%的情況下，我國儲能裝機規模可達435.1GWh，市場規模達6526.5億元。其中，存量市場儲能裝機394.6GWh，市場規模可達5919.0億元。假設此階段電池：光伏配置比例為15%，放電時長4h，年新增集中式光伏8.1GW，滲透率為30%，則所需儲能8.1GWh，年新增市場規模達 121.5 億元。
在第二階段，到2030年我國大部分地區光儲結合可實現平價，儲能市場空間可達1.2萬億以上。在存量市場滲透率為60%情況下，我國儲能裝機規模可達1186.8GWh，市場規模達12070.8億元。其中，存量市場儲能裝機 930.3GW，市場規模可達9303.3億元，假設此階段電池：光伏配置比例為30%，放電時長4h，年新增集中式光伏50GW，滲透率為60%，則所需儲能36.0GWh，年新增市場規模達360.0億元。
這其中還不包括有存量的市場，據了解，國網這個“巨無霸”業主也會重拾儲能，并通過儲能技術在配電網側的研究與示范下手，采取各種儲能方式切入儲能，本人的理解是三種：1. 斷電類別=集裝箱，移動電源車（100-300Kwh），UPS，2. 特殊類別=大動力（超級電容），3. 簡便類別=戶外柜（類似海外的戶用儲能）。就某移動電源車而言，疫情是災，但極有可能培育這個細分類別接下來所帶來的上百億的市場空間。
EESA近期整合了2019國內所有儲能項目數據和工程概要及詳細內容，也會在近期推出2020雙月項目白皮書，歡迎有興趣的朋友聯系我們。用項目來指導項目，復制項目，創新項目，將會是對行業最好的指南。
下面我們來說一下電改和未來中國儲能的商機，一個最現實的問題是，儲能確實無處不用，不論發電側，輸電側，配電側和售電側（用電，調度和通信環節）都可以大規模應用，但儲能在輸配電中的應用一定會是最有力的市場。反觀2019大多數盈利的企業不乏有海外儲能業務，以美國為例看國際上電力市場化改革的成果。1978年美國出臺了公用事業管制政策法（較中國早24年），允許企業建立電廠并出售電力給地方公用事業公司。1992年能源政策法案出臺,同意開放電力輸送領域。1996年，為推進電力市場化改革，美國政府頒布法令規定無歧視開放輸電網絡，鼓勵構建 RTO（區域電網運行中心）或 ISO（獨立系統運行中心）來管理整個輸電系統運行。此后，美國形成了聯邦政府、州政府兩級監管體系框架，并逐步形成了PJM、加州、德州、紐約、東南、南方、西南、西北、中土、新英格蘭等10個區域電力市場。盡管電改的最終目的是降低終端用戶電價，美國目前的零售電價并未出現明顯地降低。在電力市場化改革較為成功的加州，也沒有取消峰谷價差，而是隨著可再生能源的發展，峰時段減少且后移，谷時段增加。以PG&E（太平洋燃氣和電力公司）中小企業的 Time-of-use rate plans 為例，自2020年11月將開始執行新的峰谷時段，相較于現在，新的高峰時間由12PM-6PM變為4PM-9PM, 由下午轉移到晚上且減少一個小時。新增一個春季的超低峰時間段9AM-2PM，價格將處于最低水平。可以說明在電改的背景下，隨著可再生能源發電占比提高，峰谷價差將會持續存在，且有可能出現新的谷時段電價，從而為儲能帶來更多套利空間。
反觀我國電力市場改革，我國電改大體分為三個階段：第一階段：（1996-2002年）市場化改革探索期。1996年出臺的《電力法》賦予電力企業作為商業實體的法律地位。從1998年開始,我國嘗試在電力行業實行―廠網分離、競價上網‖的改革,并確定山東、上海、浙江及東北的遼寧、吉林、黑龍江6個電網為首批―廠網分離‖的試點單位。2000年1月山東、上海、浙江發電側電力市場正式投入商業化運行。通過各試點單位的市場化運作,以其在發電側引入市場機制,競價上網,并積累經驗,逐步向完善的電力市場靠近。第二階段：（2002-2015年）開放發電側競爭，打破壟斷格局。2002 年，國務院印發《電力體制改革方案》(5號文)，標志著我國電力市場改革的正式開始。國家電力公司被拆分為兩大電網公司，五大發電集團和四家輔業集團（后整合為2個），發電環節產業集中度大幅下降，國家電力公司獨家壟斷的電力市場格局被初步打破。同時通過在發電側引入多元投資主體，建立了發電側企業競價上網的競爭機制。從根本上改變了長期以來電力市場供給不足的矛盾，但也造成了發電行業整體產能過剩。
第三階段：（2015年-至今）管住中間，放開兩頭。2015年，中共中央辦公廳發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9 號)，標志著我國新一輪電力體制改革的開始。電改的基本原則和重點是區分競爭性和壟斷性環節，按照―管住中間、放開兩頭‖的體制架構，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、有序向社會資本開放配售電業務，形成適應市場要求的電價機制，競爭有序的電力交易格局。現階段的電力市場化改革工作處于起步階段，距離一個成熟運行的電力市場還有很大差距。2019年底，EESA與中電聯的相關領導聯合行業50多家主流企業在長沙開會，目的就是梳理并提交有利于行業發展的合理化建議，其中說的最多的就是儲能納入輸配電電價的建議，雖然這是一個革命行業的話題，但作為相對比較有影響力的第三方，有情懷的組織，一定盡最大可能去爭取，因為背后還有一幫更有情懷的企業！受疫情影響，原定2.7的EESA答謝會和意見收集第二次會議也延期，深感抱歉的同時也不得不說，儲能行業的客戶還是非常積極向上的！
堅信只要活著就有希望，東方不亮西方亮，2020年開始的儲能行業，一定會有百花爭鳴的一天！EESA愿與大家一起堅守，擦出更多火花！
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