一、中国用户侧储能市场分析
自2017年以来，中国的储能市场出现高速增长，尤其是电化学储能增速迅猛。2018年，中国储能产业迎来爆发式增长，被称为中国储能发展元年。而随着2019年中国电网侧储能投资的放缓，用户侧储能市场更加可期。
（一）中国储能市场整体概况
1.储能市场规模
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，2018年储能电站装机规模上升至31.2GW，三年间复合增长率达13.31%。
截至2019年底，中国已投运储能项目的累计装机规模达到32.3GW，占全球18%，同比增长3.2%，见图1。其中，抽水蓄能累计装机占比最大，为93.7%，比上年同期下降2.1个百分点；电化学储能累计装机规模为1592.3MW，占比4.9%，比上年同期增长1.5个百分点。
2019年为国内储能减速调整期，储能将向更加市场化方向发展。截至2019年底，我国电化学储能累计装机1592.3MW，同比增长48.4%；新增装机591.6MW，同比下降23.7%。忽略2018年相对激增，储能行业仍然是维持稳步增长的状态。
就应用端来看，用户侧仍是储能最大的应用市场，占比为51%。此外，2019年广东、湖南等地电网侧火储联合投运装机较多，但《输配电定价成本监审办法》的出台，明确了“电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本”。意味着短期内电网侧项目建设缺乏盈利渠道支撑，网侧储能的发展受到制约，长期来看，储能将向更加市场化的方向发展。预计到2020年底，中国投运电化学储能项目的累计装机规模为2833.7MW；到2023年底，这一数字将达到19319.2MW。
2.储能投资规模
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《2019储能产业应用研究报告》，《报告》以储能工程项目作为计量，指出2018年市场规模达到1287亿元，见图3。
2019年中国储能投资出现急剧下滑。储能电池成本以每年20%~30%的速度降低，理论上2018年储能技术成本已经突破了行业拐点。
然而，2019年储能发展进入了寒冬。究其原因：一是储能系统成本从2018年10月到现在基本没有下降，反而随着安全性手段的提高，成本略有上涨；二是电网侧储能投资叫停。国家发改委于2019年5月底正式印发《输配电定价成本监审办法》明确电储能设施不得计入输配电价，12月国家电网公司再次以文件形式正式叫停电网侧储能，这大大制约了电网侧储能的发展。
不过，自2019年以来，国家部委已连续出台多个储能文件大力推动储能发展。2019年发布的《2019-2020年储能行动计划》提出，要加强储能技术研发，使中国储能技术5~10年内处于国际领先水平。2020年年初，中国政府又先后发布了《关于加强储能标准化工作的实施方案》
《储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024）》，各地方政府也纷纷发布电力辅助服务政策，国家电网也在研究负荷侧分布式能源调度及市场化机制，这对储能发展无疑是重大利好。预计今后储能投资将有所回温，前景可期。
（二）用户侧储能市场规模及预测
1.用户侧储能装机规模
从电化学储能应用来看，2019年用户侧储能装机812MW，占比51%，较上年增长4个百分点；电网侧储能占比22%，较上年增长1个百分点；辅助服务占比24%，较上年增长10个百分点；集中式可再生能源并网占3%，较上年降低15个百分点。在装机容量占比方面，用户侧（工商业削峰填谷、需求侧响应等）因高的小时率要求，容量装机独占鳌头，见图4。
2.用户侧储能区域分布
从区域分布来看，用户侧储能主要集中在经济发达且峰谷电价差较大的北京、长三角和珠三角等地，尤其是江苏、广东和北京。主要原因是，江苏和广东两省用电量位居全国前二，且江苏、广东和北京的峰谷价差均高于0.7元/kWh（按照2019年7月最新电价），为用户侧利用储能峰谷价差套利提供了可观空间；另外，江苏省去年还发布了储能补贴政策以及分布式能源市场化交易政策，2020年年初浙江省出台了《关于加快储能技术与产业发展实施方案》，提出2020年前适时启动电网侧、电源侧、用户侧储能示范试点。这些都极大刺激了用户侧储能的蓬勃发展。
根据国网江苏电科院的数据，截至2018年底，江苏全省已建用户侧储能电站达到60座，累计规模为97MW/691MWh，几乎占据全国用户侧储能半壁江山。在这60座电站中，削峰填谷场景电站有48座，总装机为93.7MW，占江苏用户侧储能的95.6%；新能源消纳6座电站，共3.7MW，占装机容量3.8%；微电网研究6座电站，共0.6MW，占装机容量0.6%。其主要供应商为南都电源、太湖能谷、中天科技、力信能源、宁德时代。
截至2018年底，北京市共有40个已经投运的储能项目，总装机达到31.7MW，118.4MWh，在这40个项目中，99%都是用户侧储能项目。这主要是由于北京的用电性质多为一般工商业用电，峰谷价差在全国最大，超0.9元//kWh，业内普遍认为0.7元//kWh的峰谷价差是开展用户侧储能的一个门槛；其次，北京电力负荷压力大，用户侧储能可以发挥削峰填谷的作用，有效缓解高负荷现状。
值得注意的是，依靠峰谷价差为核心建立投资收益模型，理论上0.7元的价差即为平衡点。但实际上，这个价差远不足以驱动投资，市场上真正可操作的用户侧项目并不多，已经建成的一些项目，收益也并不如预期。
3. 用户侧储能市场规模预测
随着分布式能源市场的不断扩大，用户侧储能市场也将继续扩大。值得关注的是，随着中国5G技术的快速发展，5G通信基站的建设为储能带来巨大的市场需求。据最新统计，三大运营商披露了数量可观的5G建设计划：中国移动2020年计划建设30万个5G基站；中国联通计划今年三季度力争完成全国25万基站建设。据统计，2020年5G基站储能将新增约25GWh的磷酸铁锂电池需求。预计，2020~2023年，5G基站带来的备用电源储能需求分别为7.6GWh、9.7GWh、10.8GWh和11.9GWh；如果“5G+调峰”实现，则会带来磷酸铁锂储能电池需求进一步大幅增长。
尽管2019年经历两轮降电价后，峰谷电价差有所缩小，导致用户侧储能投资回收期延长，但河南、苏州出台了储能补贴政策，以及出现“共享储能”、“隔墙售电”等新模式，有望给储能带来新的增长点。
从储能系统成本构成可以发现， 目前电池成本约占6 0 % ， P C S占比15%，BMS占比10%，EMS占比5%~10%，其他配件5%。各个环节都有降价空间，显然，电池成本的下降对整个度电成本的下降发挥着举足轻重的作用。从目前主流厂商反馈的信息来看，在保证性能和品质的基础上，系统成本每年按10%的速度下降比较合理。2019年中国的储能成本约为1.2元/Wh，考虑到近期储能成本下降缓慢形势，预计2023年中国的储能成本有望降至0.8元/Wh。
随着相关政策的不断加码及储能成本的下降，预计中国用户侧储能将保持较快增长。2019年中国用户侧储能装机约812 MW，较2018年增加308MW。预计到2023年，我国用户侧储能装机将超1500MW。
（三）主要储能企业
1. 储能产业链企业
若单纯按照储能产业链划分，储能企业主要包括储能技术提供商、储能逆变器提供商、储能系统集成商、电池生产商四类，下面着重介绍下2018年新增投运电化学储能装机排名靠前的主要储能企业。
（1）储能技术提供商
2018年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商，依次为：南都电源、宁德时代、中天科技、力信能源、双登集团、海博思创、科陆电子、信义电源、圣阳电源和中航锂电，见图5。
（2）储能逆变器提供商
2018年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能逆变器提供商，依次为：科华恒盛、许继、昆兰新能源、科陆新能、阳光电源、中天昱品、盛弘电气、索英电气、爱科赛博和南瑞继保，见图6。
（3）储能系统集成商
2018年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能系统集成商，依次为：南都电源、科陆电子、中天科技、海博思创、阳光电源、瑞能世纪、圣阳电源、欣旺达、煦达新能源和库博能源，见图7。
（4）动力电池生产商
2019年，中国动力电池装机量约62.2GWh。宁德时代继续拿下2019年全球动力电池出货量冠军，完成“三连冠”。其中，宁德时代国内市场份额占比超过50%，宁德时代、比亚迪二者合计的市场份额接近70%，寡头趋势加剧，见表1。
目前，中国的动力电池整个行业产能过剩，但优质产能仍然稀缺。在过去的一年多时间里，扩产依然成为头部企业的主旋律，2020年自有产能将达55GWh，算上合资企业将有75GWh，2021年自有产能预计将达60GWh，后续全部产能估计在184GWh左右；比亚迪2019年的产能为40GWh，2020年将达到60GWh，规划总产能超过100GWh；与此同时，亿纬锂能、欣旺达凭借较好的财务状况也在逆流而上，规划总产能均超过50GWh。
2.储能上市公司及其财务状况
由电池和PCS企业等设备商、电网下属企业、风电光伏设备制造商、储能项目开发商、电动汽车企业等设备厂商组成的庞大群体正成为国内储能系统集成领域的主要参与者。
55家，截至2020年2月19日，共有35家相关上市公司发布了2019年度业绩预告。从公告内容来看，31家实现盈利，4家处于亏损状态；盈利预增22家，盈利下滑13家，预增比例超过六成，整体业绩仍然韧性十足。其中，宁德时代预计实现盈利40.64亿元至49.11亿元，位居榜首；亿纬锂能预计实现净利14.55至16.27亿元，阳光电源预计实现净利8.5至9.3亿元，欣旺达预计实现净利7.37至9.11亿元，东方日升预计实现净利9.7亿元至10.4亿元，同样引人注目。另一方面，英威腾、美都能源、珈伟新能仍然大幅亏损，ST猛狮、坚瑞沃能虽然实现扭亏，但未来业务发展是否具有可持续性，尚有待观察。具体见表2。目前，储能仍处于商业化前夜的培育阶段，虽然储能业务目前占各上市公司业务比例仍然较低，但母公司的盈利情况在一定程度上决定了未来其在储能板块的拓展力度和发展方向，供参考。
对于储能概念上市公司的筛选标准，这里综合考虑了三大因素：第一，在公开信息中，公司将储能业务作为现在或未来的战略方向性业务。
第二，所有公司均为A股上市公司，数据均来自公司财务报表和公开的二级市场信息。第三，标的主要是围绕储能上下游产业链来筛选，包括电池、PCS、BMS、EMS、系统集成及投资运营企业，电池上游的材料供应商不在此次筛选范围内。
在动力电池大洗牌之际，比亚迪、国轩高科虽然挤进国内动力电池行业前二、前三的位置，但二者都呈现出增收不增利的态势，在动力电池竞争日趋激烈的情况下，净利润也已经转化为应收账款。
光伏公司是在储能领域布局最为庞大的产业群体，在经历2018年“光伏5.31”政策剧变，国内业务断崖式调整的情况下，不少企业正在通过加码海外市场来缓冲，锦浪科技、科士达、阳光电源、正泰电器依然有着较强的抗风险能力，尤其是科士达是55家上市公司唯一一家没有短、长期借款的公司。
当前，电池、PCS、光伏企业相互之间既有竞争也有合作，几乎所有涉足储能的企业都在向系统集成的方向走。总之，目前储能商业化仍处于艰难爬坡阶段。
二、典型需求响应服务和虚拟电厂服务提供商
储能在用户侧存在的价值，首要是节省电费。在电力峰谷价差较大的地区或需要存储分布式能源发电的情况下，价值套利是用户投资的主要驱动力之一。除此之外，从中国政策导向来看，用户侧储能还可以参与电力辅助服务及需求响应等市场。受2 0 1 9年国家电网提出“泛在电力物联网”的影响，国内企业纷纷掀起开展虚拟电厂业务的热潮，但由于中国电力市场化机制不完善，目前中国在需求响应和虚拟电厂领域的实施效果还欠佳。
（一）需求响应服务提供商
目前参与需求响应的企业主要有江苏林洋能源股份有限公司、协鑫智慧能源股份有限公司、广州智光储能科技有限公司、南网广州供电局、南网电动汽车公司、国网无锡供电公司、华为、远景科技集团等，甚至是中国铁塔公司等。具体如下：
1.江苏林洋能源股份有限公司江苏林洋能源股份有限公司产品涵盖智能、节能、新能源三大领域，是国内智能电表及用电信息管理系统终端产品、系统解决方案提供商。
典型项目：2018年4月16日，由江苏林洋能源股份有限公司和广东惠州亿纬锂能股份有限公司联合投资的东霞制衣集团的储能电站并网。该项目采用亿纬锂能的高效锂电池储能电池和林洋自主开发的变流器、能源管理系统和微网控制器，是江苏省连云港市投运的第一座用户侧分布式储能电站。该项目基于林洋能效管理云平台的智能大数据分析，提供最优用能解决方案。
2.协鑫智慧能源股份有限公司
协鑫智慧能源有限公司为协鑫集团下属专业从事节能服务业务的子公司，主要业务为合同能源管理、分布式光伏、光电、照明产品的设计、研发、施工及相关技术咨询、能源业投资、节能评估、节能改造、新能源汽车充电站桩开发建设等。
典型项目：20 1 8 年9 月6日，国内最大用户侧锂电储能项目——协鑫智慧能源分布式储能（2MW/10 MWh锂电）示范项目在苏州高新区正式投运。该示范项目储能系统装机容量10 MWh，生命周期内充放电可实现3600次，能够很好地满足电网调峰调频、快速响应需求。该示范项目生命期内将累计减少从电网购买高峰电量2880kWh时，有效缓解电网夏季高峰用电压力，并可参与电网需求响应。同时，为苏州协鑫光伏科技公司提供热备用应急电源，提高该厂的供电可靠性。
3.广州智光储能科技有限公司
广州智光储能科技有限公司是广州智光电气股份有限公司（股票代码002169）的全资子公司，主要从事储能系统及关联技术的研究与开发、储能系统集成及应用，开展微电网、能源互联网等领域技术研究与创新，是储能系统集成商。
典型项目：2 0 1 8 年1 1 月3 日，广州智光储能科技有限公司为上海招商银行大厦提供的1MW/2.56MWh储能系统顺利并网。该项目包括2台500kW电能变换器（PCS）以及能量管理系统（EMS）等，该项目为上海招商银行大厦提供了电能移峰填谷、应急供电、容量管理、负荷跟踪和柔性逆功率保护等智能化电能利用和保护策略。
4.南网广州供电局
南网广州供电局为中国南方电网旗下子公司。2018年12月17日，由广州供电局投建的从化万力轮胎储能项目（铅碳电池6 MW／36 MWh）并网试运。该项目为南方电网范围内最大的用户侧储能电站。据介绍，项目占地面积约1000平方米，最大功率6MW，能提供毫秒级响应和36MWh的储备电量，降低配网负荷峰值，每年可为万力轮胎节约近百万电费成本。
5.南方电网电动汽车服务有限公司
南方电网电动汽车服务有限公司为中国南方电网旗下子公司，2019年3月挂牌，曾用名深圳南方和顺电动汽车产业有限公司，主要从事电动汽车租赁、充电桩、互联网的技术开发、节能减排技术咨询、新能源、分布式能源、储能项目等。
典型项目：2018年12月14日，深圳南方和顺电动汽车产业有限公司投资的首个用户侧电化学储能项目开工建设。该化学储能项目配置1MW/2MWh储能模块，监测客户实时负荷曲线，提供毫秒级响应，对客户负荷进行统一管理。每天2充2放运行时最大可为客户提供4MWh的电量。
6.国网无锡供电公司
国网无锡供电公司为国家电网子公司。国家电网为中国两大电网之一。
典型项目：2018年2月8日，无锡新区星洲工业园储能系统项目与无锡供电公司签订并网协议，正式并网运行。该项目总功率20MW，电池容量160MWh，是目前为止国内最大容量投入商业运行的用户侧储能系统项目。该项目安装了江苏省第一只储能用峰谷分时电价计量电表，并成为首个接入国网江苏省电力公司用户侧储能互动调度平台的大规模储能电站。
7.中国铁塔公司
中国铁塔公司主要从事通信铁塔等基站配套设施和高铁地铁公网覆盖、大型室内分布系统的建设、维护和运营。按照铁塔能源规划，希望能在用户侧部署储能系统，利用分时电价政策进行削峰填谷提供节能服务，也将建设光伏、风力配置储能系统，向客户提供新能源系统集成或售电服务。
典型项目：2018年中国铁塔开始在全国31个省级分公司全面推广动锂电池梯次利用，场景主要集中在机房备电、储能应用、移动发电三大领域。在储能应用方面，中国铁塔拥有通信基站近192万座，普遍配置储能电池，形成了庞大的分布式储能系统，储能容量超过1710万kWh，电网调节能力不少于570万kW，结合中国铁塔运维监控系统可集中化管控全部基站的能力，可以根据电价水平和电网负荷情况实现快速响应。
（二）虚拟电厂服务提供商
由于当前中国的储能盈利模式仍旧是靠峰谷价差套利，因此江苏、广东、北京、上海对于建设虚拟电厂的需求更大。目前，在虚拟电厂领域，做得相对比较成熟的企业主要是上海腾天节能技术有限公司，在上海黄浦区商业建筑虚拟电厂示范项目，另外国网系统旗下的南瑞集团和国网冀北供电公司在该领域开始发力，具体介绍见下文。随着中国电力市场化机制的不断完善，以及电力现货市场的逐渐成熟，虚拟电厂在中国将更具市场价值。
1.上海腾天节能技术有限公司
上海腾天节能技术有限公司为上海市高新技术企业，专业从事建筑节能技术服务。公司以自主开发的产品为核心，通过“全面用能管理、精细环节控制”，为写字楼、商场、医院、宾馆等大型公共建筑用能系统的高效节能运行提供解决方案。上海腾天在2016年参与实施的《上海黄浦区商业建筑虚拟电厂示范项目》获国家发改委批复。截至2019年6月，该公司累计开发130幢建筑虚拟发电资源。腾天在线监测楼宇总量超过600幢，6万多个监测节点，建筑面积近2300万平方米，年用电量23亿度、最大负荷约750MW。
2.江苏联宏智慧能源股份有限公司
江苏联宏智慧能源股份有限公司为江苏省骨干负荷集成商，通过运用拥有自主知识产权的智慧能源管理系统，对大型公共建筑内中央空调、多联机空调、分体空调进行全过程智能化调节控制，最大柔性调峰率可达到60%以上。目前，江苏联宏在江苏省境内已建成约5万kW虚拟电厂，可完全通过远程自动化智能控制手段，在不影响用户生产生活及舒适度的前提下，实现动态需求响应。
3.南瑞集团有限公司
南瑞集团有限公司为国家电网旗下子公司，主要从事电力自动化及保护、电力信息通信、电力电子、智能化电气设备、发电及水利自动化设备、轨道交通及工业自动化设备、非晶合金变压器的研发、设计、制造、销售、工程服务与工程总承包业务。
典型项目：2018年5月28日，由南瑞集团承担建设的国内首套“大规模源网荷友好互动系统”三期扩建工程投入试运行，标志着中国拥有了世界上最大规模的虚拟电厂。该系统目前包含4个控制子站，23户燃煤电厂可中断辅机以及10户储能电站的毫秒级系统接入工作。目前毫秒级控制总容量达到260万kW，控制对象共计2078户。
4.国网冀北供电公司
国网冀北供电公司为国家电网旗下子公司，主要从事电网和供电业务。典型项目：国网冀北泛在电力物联网虚拟电厂示范工程一期于2019年12月11日投入运行。该示范工程实时接入和控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等11类19家泛在可调资源，容量约16万kW。其实现了秒级“感传算用”：泛在可调资源秒级智能终端感知、4G/5G无线公网快速传输、海量数据信息平台存储分析和智能计算、电力系统实时柔性交互应用；亿级用户能力：具备接入上亿个泛在可调用户资源的能力，是一个过亿用户量的超级“互联网”电厂。
三、小结
目前，在中国电力峰谷价差可观的地区或需要存储分布式发电的情况下，峰谷价值套利是用户投资的主要驱动力之一。除此之外，从中国政策导向来看，用户侧储能还可以参与电力辅助服务及需求响应等市场。用户侧储能商业模式还能应用到分布式光伏+储能，以及更为生态更为丰富的微网储能之中，以提高系统的整体运营效益，从而获得投资回报。
然而，当前在储能成本仍然高企的情况下，中国的储能仍处于商业化前夜的培育阶段。中国用户侧储能应用的边界正随着电力市场的重塑而处于动态扩展之中。总之，市场建设与政策引导的目标，需要通过辅助服务、分布式发电交易乃至现货市场的建设，逐步发现、释放储能的价值，由市场来决定储能发展的进度。
