1、在成本下降以外，近年来针对储能的锂电池技术也取得了较快的进展。相较于动力电池，储能电池对能量密度的要求相对较低，对于循环寿命与安全性的要求则相对较高。若假设新能源汽车的使用寿命为 5-8 年，则动力电池的循环寿命只需达到1000-2000 次，而储能电池的充放电更为频繁，如果想实现十年以上的运行周期，则电池的循环寿命需超过 3000 次。因此，应用于储能领域的锂离子电池往往需要进行针对性的设计研发。近年来，不少海内外锂电池厂商已在储能领域取得较大突破，生产的储能专用锂电池能够实现 5000 次以上的循环寿命。例如宁德时代已宣布研发出可实现1500 次循环内“零衰减”的储能专用磷酸铁锂电池，其单

2、体循环寿命可达 1.2 万次。 储能发展模式逐步清晰虽然从整个电力系统的角度出发，储能是能源转型过程中必不可少的环节，然而在传统的电力体制下储能的定位并不明确，这在极大程度上制约了储能规模化的发展。储能既可作为电力的提供者，又可作为电力的消费者，在电力体系的各环节均可发挥作用。例如在发电侧，储能可用于调峰调频或作为备用电源;在电网侧，储能可缓解电网阻塞、降低输配网络投资;在用电侧，储能可降低用户的综合电费支出，提升用电的可靠性。因此，储能为电力系统带来的收益体现在多个环节、涵盖各个方面，但在目前的电力体制下储能系统通常只被定义为功能单一的主体，无法为其发挥的多种功能进行足够的补偿。换言之，承担

3、储能成本的投资方往往不是储能收益的享受者，因此配置储能的积极性较弱，例如可再生能源开发商是储能系统的投资者，收益却主要由电网环节享受(可再生能源发电的波动性减弱，对电网的冲击降低)。因此，若能通过合理的机制设计使储能系统的收益与投资成本相匹配，各环节投资储能系统的积极性有望被调动，储能市场的空间将快速打开。近年来，各国陆续对传统的电力体制进行了改革，明确了储能在电力市场中的定位与收益来源，储能的发展模式逐渐清晰。以美国为例，2011 年联邦能源管理委员会 755 号法令(FERC Order No. 755)要求各区域输电组织(RTO)以及独立系统运营商(ISO)放开对储能项目参与调频服务的限

4、制并为其服务提供合理的补偿。2018 年，联邦能源管理委员会 841 号法令(FERC Order No. 841)进一步要求RTO 与 ISO 移除储能参与容量市场、能量市场、辅助服务市场的障碍，给予储能平等的市场地位。1.3.2. “新能源+储能平价”是未来的长期方向如前所述，风力、太阳能发电的不稳定性是配置储能的重要原因，因此长期来看新能源发电侧需要承担一定的储能成本。在初期，由于新能源的度电成本尚不能与传统化石能源竞争，各国往往采用固定电价全额上网的形式鼓励新能源的发展。随着技术的进步，过去十年间风电、光伏的发电成本已有巨大的下降。根据 IRENA 的统计，2019 年光伏、陆上风电、

5、海上风电的平均度电成本分别为 0.068/0.053/0.115 美元/kWh，较2010 年下降82%/38%/29%，已经达到与传统化石能源相当的区间。在基本实现上网侧平价的基础上，未来新能源将朝着“新能源+储能平价”的目标继续前进。随着发电占比的持续提升，新能源装机对电网的冲击将越来越大，单纯的上网侧平价还不足以支撑新能源完成对传统化石能源的彻底取代。考虑到目前光伏、电池成本仍有较大的下降空间，我们认为“新能源+储能平价”是一个可实现的长期目标。供电侧与用户侧储能均衡发展综上所述，我们认为全球范围内储能大规模发展的条件已经具备。根据储能系统所处环节的不同，可将其分为供电侧(Front-o

6、f-the-Meter)以及用户侧(Behind-the-Meter)两大类，其中供电侧主要包括发电侧储能与电网侧储能，用户侧则可分为户用储能与工商业储能。据第三方研究机构 IHS Markit 统计，过去几年新增储能装机中供电侧与用户侧的比例基本相当，大致为60:40。供电侧储能与用户侧储能在投资主体、收益来源、商业模式等方面存在较大差异，因此以下我们将分别探讨海内外供电侧、用户侧储能的发展现状与驱动因素。整体上看，供电侧储能发展的核心在于电力机制的设计与储能成本的传导，用户侧储能的主要驱动力则是储能系统自身的经济性。我们认为目前供电侧储能与用户侧储能的发展模式均已较为成熟，未来两者有望保持

7、均衡发展。供电侧储能：收益机制逐渐清晰，成本传导更加顺畅海内外供电侧储能发展的背景存在较大差异如前所述，收益与成本的不匹配是制约储能大规模发展的主要问题之一，需要通过合理的机制设计加以解决。目前部分海外发达地区的供电侧储能发展模式已经较为成熟，这与其电力发展阶段、市场化程度以及市场参与主体密切相关。考虑到目前国内电力体系与海外发达地区存在较大差异，短期内国内供电侧储能的发展模式仍有待进一步明确。但长期来看，我们认为海外地区的发展经验可以作为一个有价值的参考，预计“十四五”期间国内供电侧储能的机制将逐步成熟，行业有望实现长期可持续的发展。 海内外电力发展阶段存在差异从所处发展阶段来看，

8、海外发达地区的电力体系与国内存在较大差异，首先体现在电力总需求上。根据 BP 的统计，2008 年金融危机后海外发达地区的电力需求增长已陷入停滞，1985 年至 2008 年 OECD 国家的发电量年均增速超过 2%，而此后十年间OECD 国家的总发电量基本没有变化。与之相对，非OECD 国家的总发电量在2008 年金融危机后仍然保持了超过 5%的平均增速，甚至略高于金融危机前的增速。在电力需求增长停滞的背景下，近年来发达地区的部分火电机组开始逐渐退役。美国、欧盟(28 国)的火电总装机量分别于 2011、2012 年达到峰值，此后开始逐步下行，与此同时风电、光伏等新能源装机则开始加速。换言之，在这些发达地区，近年来电力的总供给已经趋于稳定，变化主要体现在结构上，即新能源装机对存量火电装机的替代。而如前所述，只有搭配储能的新能源才能实现对传统化石能源装机的彻底取代，因此海外发达地区的电力系统对储能的需求更加迫切。