【兴业电新 储能点评】指导意见印发储能迎来新机遇

  我国首部储能综合性文件《促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》于2017年10月11日印发。未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。其中铅炭电池作为技术成熟，使用安全、环保，成本合理的储能系统，在用户侧储能领域率先开始大规模应用。对发电侧，储能是改善限电、降低弃风弃光的重要手段，具备极其重大意义。

  经济性是根本推动因素，用户侧率先爆发：由于可通过峰谷价差进行削峰填谷，用户侧储能能轻松实现即时和明显的经济效益。不论是铅炭电池储能，还是飞轮、抽水蓄能，只要能达到一定的规模且峰谷差价达到某些特定的程度，用户侧储能都是最先可以在一定程度上完成经济性的方向。

  铅炭电池有回收价值，分布式用户侧储能优势明确：铅炭电池经济性的另一点体现，是其中最重要的原料铅资源具备极高的回收价值，而且再生铅产业已经很成熟。对于单体用量较小的用户侧储能，成本低、可回收、容量灵活的铅炭电池具有明确优势。

  发电侧储能有望突破：《指导意见》精确指出鼓励储能与可再次生产的能源场站作为联合体参与电网运行优化，实现平滑出力波动、提升消纳能力、为电网提供辅助服务等功能。同时，电网企业应特殊对待联合体“电厂”，协助消纳新能源发电，并建立场站侧不长机制，积极探索合理不长方式。

  推荐标的：南都电源。公司在电源、电池领域深耕多年，拥有成熟的电池产业体系，有能力提供完整的储能系统，并且开创了灵活的合作模式，目前在建订单超过200MW，公司管理的储能项目规模迅速增加。同时布局铅资源回收领域，实现全产业链闭环发展。预计17、18年EPS分别为0.76元、1.05元，对应PE分别为26.5倍、19.2倍，增持评级。科士达：主业后备电源与储能业务协同性强，电池技术实力强劲，光伏逆变器业务将受益储能带来的新能源发电消纳能力增强。17-19年EPS分别为0.66、0.85、1.10，对应PE分别为24倍、19倍，14倍，增持评级。科陆电子：储能布局效果非常明显，订单量快速提升。17-19年EPS分别为0.32、0.44、0.57，对应PE分别为32.4倍、23.6倍，18.22倍，增持评级。

  2017年10月11日，国家发改委、财政部、科技部、工信部、国家能源局联合发布《关于促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》。作为我国首部针对储能的综合性政策文件， 《指导意见》全面利好储能业务，首次明确了储能在我国能源产业中的战略定位，提出未来10年储能领域的发展目标并强调了储能的五大任务。随着一系列政策利好，电力储能技术迎来全新的发展机遇。

  《指导意见》指出，储能是智能电网、可再次生产的能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。近年来，我国储能呈现多元发展的良好态势，总体上已经初步具备了产业化的基础。《指导意见》将通过储能应用示范，全力发展“互联网+”智慧能源，促进储能技术和产业高质量发展，形成一定的产业规模，形成创新与产业高质量发展互相促进、快速迭代的态势，把储能推入快速发展轨道，加快突破成本高、规模小、发展速度慢等问题，全方面推进储能的规模化应用。

  《指导意见》指出，未来10年的储能工作将分两个阶段推进，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。支持很多类型储能的发展，在“十三五”期间，完成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，坚持市场化运行，探索可行的商业模式，进入商业化初期。

  “十四五”期间要形成较完整的储能产业体系，成为能源领域经济新增长点。其中特别指出，要针对不一样应用场景和需求，开发分别使用长时间大容量、短时间大容量、分布式以及高功率等模式应用的储能技术装备。

  在指出发展趋势和具体目标的同时，《指导意见》还要求完善储能自主知识产权技术，加强产学研用结合，重点包括100MW级全钒液流电池储能电站、高性能铅炭电容电池储能系统等。铅炭电池作为目前已经很成熟的储能技术，已经具备了大规模商业化应用的条件。目前国内铅炭电池储能保有量已超越了500MWh，且仍在快速提升。

  《指导意见》提出鼓励可再次生产的能源场站合理配置储能系统。研究确定不同特性储能系统接入方式、并网适应性、运行控制、涉网保护、信息交换及安全防护等方面的要求，对于满足规定的要求的储能系统，电网应准予接入并将其纳入电网调度管理。

  为保证顺利接入、消纳可再次生产的能源发电及储能，《指导意见》指出两者可作为联合体参与电网运行优化。形成联合体后，将能够降低电网消纳难度，提升新能源发电的整体议价能力。

  同时，针对发电侧储能的补偿机制可能在近期落地，进一步加速发电侧储能发展，并尽快形成规模化。

  《指导意见》支持储能系统接入电网，要求研究储能接入电网的容量范围、电压等级、并网适应性等各类具体问题。

  《指导意见》从组织领导、法规政策、开展试点示范、建立补偿机制和引导社会投资、推动市场改革、夯实发展基础等几个维度建立保障措施。其中，从组织领导层面，一方面要求各级部门统筹协调处理问题，另一方面要求各级省政府依照已出台的智能电网、微电网、多能互补、“互联网+”智慧能源、电动汽车充电设施、废旧动力蓄电池回收利用、配电网建设、电力现货市场等有关政策对储能进行支持，扩大储能应用范围和深度。

  伴随着经济的发展，能源的需求量一直上升，在全球石化能源紧张的今天，有效利用各种可再次生产的能源进行发电是实现未来可持续发展的必经之路。由于风、光等新能源本身就具有的间歇性和不稳定性，阻碍了可再次生产的能源发电的快速发展和应用。可再次生产的能源发电功率难以平稳，没办法保证其电力系统的供电稳定。然而，将储能系统应用于风电、光伏发电，却可以在很大程度上改变这一弊病。储能系统的引入可以为新能源接入电网提供一定的缓冲，起到平抑波动、削峰填谷和能量调度的作用；可以在相当程度上改善新能源发电功率不稳定，一天之内可能多次出现波动的情况，从而改善电能质量、提升新能源发电的可预测性，提高利用率。

  随着储能技术的持续不断的发展，铅炭电池的成本得到了有效的下降，目前已降至不到0.45元/KWh。成本下降所带来的储能经济性，为储能项目在用户侧打开了广阔的市场发展空间。用户侧储能主要用来削峰填谷平滑成本，并且协助用户改善电能质量。对于工厂以及办公楼宇来说，储能系统的引入有利于提高电网系统运行的稳定性，是参与调频调压、补偿负荷波动的一种手段，有实际效果的减少了生产流程和工作过程被供电不稳等外部因素影响的可能性。对于家庭来说，分布式储能系统的应用有助于家庭将太阳能或风能转化为电能储存起来，在必要的时候自主提供一部分家庭用电，另外，剩余的电能也可以并入国家电网，提高效用。

  表1展现了目前市场上主要的储能类型，从总体上来看，化学储能方式相较于物理储能效率更加高，对于外部环境条件（如：地理位置等）依赖性更小。另外，化学储能相比于电磁储能而言，技术相对更为成熟，应用场景范围更广，使得化学储能在当今和未来的储能产业高质量发展中占据很重要的位置。2016年化学储能成本大幅度下降，特别是铅炭电池成本已降至0.45元/KWh，使得储能产业的发展迎来新的经济性拐点。

  在化学储能中，铅酸电池是化学储能中发展技术最成熟，性价比最高的一种储能方式，但是由于传统铅酸蓄电池的负极容易硫酸盐化，大大影响了铅酸蓄电池的常规使用的寿命，因此经过研究改进，产生了铅炭电池，电池性能和常规使用的寿命有了很大的改善。当前，铅炭储能电池应用广泛的环节之一是用户侧储能。用户侧储能的最大的作用是削峰填谷平滑成本，以及协助用户改善电能质量。铅炭电池储能的主要优势是效率较高、成本适中、占地面积较小、循环次数较好，比较适用在土地资源有限、充放电次数高的用户储能。另外，铅碳电池成本下降带来的经济性使得铅炭储能电池在用户侧的商业化推广与应用具备了基本条件。

  从全球角度看，自2008年以来，储能进入了快速成长阶段，装机规模以每年20%左右的速度迅速增加。我国自2013年以来，随着分布式光伏装机容量迅速增加，以及2015年下半年以来电力体制改革加速进行，部分地区电价机制灵活性更好，用户侧使用储能能轻松的获得即时且明显的经济效益，用户侧储能装机容量快速增长。

  此前，抽水储能是当今世界上应用最为广泛、且技术最为成熟的一种储能技术，该储能方式装机容量巨大，一般应用于大型电站。但是由于抽水储能具有建设周期长、对地理位置条件依赖性比较大等特性，对于分布式储能项目来说并不适用，因此，近几年我国的储能领域正呈现出以抽水储能为主，逐步转向化学储能，提高其应用比例的整体趋势。

  基于近几年化学储能技术的快速的提升，化学储能成本不断降低，储能经济性为化学储能的进一步商业化应用与推广提供了前提。另外，在全力支持和发展可再次生产的能源的政策背景下，近几年我国的新增光伏装机容量大体上呈现出一个上涨的趋势。根据有关数据统计显示，截至2015年底，我国的光伏发电累计装机容量就已达到4318万千瓦，成为全世界光伏发电装机容量最大的国家；截至2016年底，我国的新增和累计光伏装机容量均达到了全球第一。分布式项目在近年也持续增长，2016年分布式光伏发电新增装机容量相比于2015年增长了200%。

  储能项目在实际生活中应用广泛，在全力发展利用可再次生产的能源发电的今天，储能关系到了未来能源的使用方式和能源产业的发展变革。对于用户侧来说，储能不仅仅可以帮助用户提高电网系统运行的稳定性，还能利用储能成本下降所带来的经济性帮助用户节省用电成本。对于发电侧来说，储能的引入则有助于调峰调频、改善限电，并能在很大程度上改善新能源发电功率的不稳定，在未来的可再次生产的能源发电中有很大的市场发展及应用空间。此外，随着储能技术的提升以及需求量的迅速增加，化学储能，尤其是铅碳电池储能成本迅速下降，目前电池成本不足0.45元/KWh，经济性突出，为储能项目的商业化推广奠定了基础。

  近年来，国内储能技术持续不断的发展，特别是化学储能中的铅炭电池储能技术，得到了很大的突破与提高。铅炭电池储能技术发展带来的储能成本下降产生的储能经济性，使得我国的储能行业迎来了新的拐点。目前，国内掌握铅炭电池技术的企业主要有南都电源、圣阳股份与双登集团。

  1、 更好的充放电接收能力：100%深度放电后，以2.35V/单体恒压限流0.15C10(A)充电10h，充电量在放出电量的98%以上。

  3、 耐短路性能、短路后再测试电池容量：8次短接后，容量大于初始容量的98%。

  5、 平稳的放电电压：80%放电深度电池压降≤0.12V/单位；可提供更高的能量密度。

  在实际运行中，南都电源的铅炭电池运行数据达到了设计数据标准。目前南都电源的储能电池放电深度为70%，但电池可完全满足80%DOD运行，按此计算，每天谷电时期充电8小时，平均日充电量为10666.7kWh；峰电时期放电8小时，平均日放电量为9600kWh；充放电效率为90%。结合现有峰谷电价差，平均每天收益约为6773.33元，比70%充放电，收益提高了14%；按照每年运行360天计算，年收益约为243.84万元，收益提高14%。预期的收益提高，主要是充放电效率的提升。充电次数目前在6000次内，无明显衰减，70%的DOD已经考虑到衰减的可能性，未来缩小了之后仍然未达到极限。80%为寿命终止，满足国际标准。

  另外，从铅炭电池储能成本来看，南都电源目前已降到了不足0.45元/KWh，达到了国内铅炭电池储能成本的最低水平，这为南都电源铅炭电池的商业化推广与发展带来了其他公司铅炭电池无法超越的优势。

  不同于其他储能电站，南都电源储能电站除了有电池外，自主提供的电池管理系统（BMS）以及过程控制管理系统（PCS）是一大亮点，配备电池管理系统，可以优化蓄电池的使用，延长寿命。目前的储能项目中，若是能够拥有独立设计、制造全套的电池及控制管理系统，更能为客户提供优质的服务和解决方案，有利于公司增强客户粘性。另外，南都电源的储能电站采取集中监控功能，即系统各部件状态都统一汇集到软件平台上，进行人性化的监控管理，提高系统管理运行效率。电站本身采用的是集装箱形式，能够准确的通过容量大小进行随意组合拆卸，方便运输，建站速度快，整体更为美观。

  2014年6月，圣阳股份就与日本古河电池株式会社正式签署技术合作协议，双方拟就具有国际领先水平的大容量、深循环、超长寿命铅炭技术储能铅酸蓄电池产品做战略合作。该公司FCP铅炭电池将循环寿命70%D0D提高到了4200次以上，设计寿命15年。在储能系统中高压电池组（600V）的循环寿命可达到3500次以上。另外，公司凭借优异的电池循环功能，将储能电池度电成本降到了0.5元/KWh的水平，为储能项目的商业化推广开辟了盈利空间，但是该成本仍然略高于南都电源的铅炭电池储能项目。

  双登集团根据普通蓄电池在储能场景的失效模式，对电池的板栅、隔膜、壳体等进行全新设计，针对性的开发出了铅炭电池。该公司的铅炭电池主要特征包括：

  充电接受能力是铅碳电池的关键指标之一，铅炭电池的充电接受能力可达到普通铅酸蓄电池的2倍之多。

  在30% ~90%PSOC循环状态下，双登铅炭电池已循环4500+，仍为额定容量的97.5%，电池状态良好。

  对成组电池系统电压检测，系统电池一致性好，成组电池开路压差小于13mV，对成组电池进行放电，放电终压差小于61mV。

  虽然储能技术在用户侧有很大的发展应用空间，但是目前来看，用户侧储能的市场规模仍然较小，且用户侧储能电站的规模也都在10-20MWh左右。即使是商业化项目，也普遍为实验性质的储能项目。

  然而随着储能技术的持续不断的发展成熟，一方面，储能总装机容量和规模逐步扩大，将得以实现规模化效应，成本将下降；另一方面，如果储能电站规模能够扩大，则单个电站的单位储能电量的成本可以下降，是因为配电设施的价格会随着采购量的上升而下降；监控设备由于是公司自行生产的，因此生产所带来的成本和造价可控，忽然出现大幅波动情况的可能性较小；另外，在接下来的储能项目商业化进程中，人力成本会随着远程监控的引入和应用率不断增高而降低，所以未来人工成本对于储能项目建造估算的影响将会慢慢的小。

  铅炭电池和锂电池是目前化学储能中发展比较受关注的两种储能方式。图3、图4展现了铅炭电池和锂电池的大致构成图及各自的成本比例。能够正常的看到，在铅炭电池中，铅在原材料中占比最高，达到了40%，其次是加工费，大概占到了30%。而在锂电池中，正极材料及其成本占比高达40%，是决定锂电池成本的重要的条件之一。目前，很常用的正极材料有磷酸铁锂、三元锂等，正极材料是区别多种锂电池的一种依据。除此以外，隔膜的成本在整个锂电池成本构成中占比位居第二，大约在20%到30%之间。目前，国内的锂电池隔膜大多数都是依靠从国外进口获得，隔膜技术是国内发展锂电池所要面临和突破的一个瓶颈。

  作为铅碳电池的重要原材料，近年来，我国铅资源价格稳中有升。得益于我国铅炭电池储能技术的快速的提升以及需求的增加，铅碳电池成本迅速下降，目前电池储能成本已降至0.45元/KWh。铅炭电池储能所具有的经济性，及其占地面积小、效率高的优点，使得铅炭电池储能拥有广泛的市场发展空间，订单量迅速增长。

  除了成本方面以外，相比其他储能方式，锂电池具有自身独特的优势。和铅炭电池相比，锂电池的单位体积内的包含的能量高。另外，锂电池响应速度高，循环性能好，在需要循环频率高、放电深度不稳定的环境中十分占据优势。从图6和图7能够正常的看到，近几年来，锂电技术在持续不断的发展，锂电池成本持续下降，产量持续不断的增加。 虽然如此，但和铅炭电池相比，锂电池储能的成本仍然太高，铅炭电池有着非常明显的成本优势。

  铅作为铅炭电池储能中一项重要的原材料，最重要的包含原生铅和再生铅两类。我国近几年原生铅的产量有小幅下降，但是再生铅的产量却稳步上升，在2014年将近达到了160万吨。一方面，是由于从2015年开始，针对铅冶炼行业的环保检查开始逐渐升级，到了2016年，更是加大了检查的频率和力度，造成了原生铅产量的一定减少；另一方面，由于循环经济、再生产业是国家的政策导向，最重要的是再生铅的技术持续不断的发展成熟，生产所带来的成本也仅是原生铅的70%左右，因此预计未来再生铅在储能系统中的应用占比将会促进提高。

  受益于储能技术的提高，铅炭电池成本得到了有效的下降，其带来的储能经济性使得铅炭电池储能项目的商业化推广具备了一定可能性。根据有关测算，在目前铅碳电池成本不足0.45元/KWh的情况下，只要电价差在0.65元/KWh左右，储能电站就能达到盈亏平衡。除了储能经济性以外，储能需求量的增长使得储能商业化项目落地增速，订单数量已经爆发。

  储能技术的持续不断的发展以及规模提升带来的储能应用成本下降，由此产生的经济性是近年来推动储能不断发展的根本因素。从用户侧储能方面来说，目前最直接的收益来源是利用峰谷电价差进行削峰填谷。随着储能度电成本的下降以及各省市峰谷电价差的实行，储能在削峰填谷应用中开始显现出商业经济价值。目前，我国不一样的地区的峰谷电价仍然由各省发改委进行核定，根据有关测算，在峰谷价差达到0.9元/KWh的时候，可以在8年左右的时间实现约8%的IRR。

  从表4、表5能够正常的看到，目前全国大多数省份和许多城市已经实现了企业用电、居民用电峰谷电价差别收费的制度，这为储能在削峰填谷中的商业化推广与应用提供了可能盈利的前提。另外，随技术的不断成熟与发展，铅炭电池的度电成本不断下降。假设按照表4所示，将铅炭储能应用于削峰填谷中，则运行期间，每天在零点到早晨八点谷电时间充电8小时，平均日充电量约为9300kwh，累计充放是平稳的。峰电时期放电8小时，平均日放电量为8400kWh，铅炭电池的充放电效率能够达到90.51%。财务计算的效率是85%。若以峰时电价为1.05元，谷时电价0.31元测算，每天收益约为5938.03元，每年按照360天计算，年收益为2,137,691元。由此可见，储能技术在未来削峰填谷的应用中有很大的商业经济价值和发展前景。

  用户侧储能在推广应用中合作模式灵活。以南都电源为例，其建立的储能电站自主提供了电池管理系统（BMS）和过程控制管理系统（PCS），优化了蓄电池的使用，延长寿命。目前的储能项目中，若是能够拥有独立设计、制造全套的电池及控制管理系统，更能为客户提供优质的服务和解决方案，有利于公司增强客户粘性。另外，在该合作模式中，业主方提供土地，由建设方出资建设，可获得某些特定的程度上较为可观的收益。目前，用户侧储能慢慢的开始大规模开工建设，大范围的应用于工厂、家庭和办公楼宇等处，有效提升了电力系统运行的稳定性。基于储能项目之前在实际应用中已经有了丰富的经验积累，预期后期的商业化推广将会有良好的发展前景。

  单体电池的电压较低，约1.5V左右，这是由化学反应的电势差所决定的，是一个特定值。因此，为了组装出强大的储能系统，需要用特殊的串并联电池单元连接。这一点，对燃料电池或其他化学储能是一样的。这样的串并联策略最初是为用于电力系统的大型符合调平装置而开发，现在在储能领域中也有广泛应用。

  如果储能额定功率容量PS和电压VS已知，模块中并联电池单元的数量nP及模块中串联电池单元的数量nS计算公式为：

  在每个模块中加入少数的冗余电池单元是有必要的，这样做才能够将电池单元故障对储能维护的影响降至最低。这一点，对于维护工作较为复杂的燃料电池尤其有意义。

  通常，建议每5个电池单元配一个冗余电池单元，即提供20%的冗余容量。这种冗余水平可以将每台装置10年内的预期模块维修操作次数减少至1次，而未安装冗余电池单元的装置为60次，拥有10%冗余容量的装置为8次。

  每个模块中的电池单元应排列为2排，并由安装于2排电池之间的导体梁支撑。各电池单元都应连接至导体梁，并由焊接至梁的电池单元支撑箍固定。各模块端部需焊接少数的支撑箍用于安装“增强”电池单元。这样的构造，能确保在电池常规使用的寿命期间，可对损坏模块进行原位修复，从而大幅度的降低电池的维修时间，并简化中央储能装置支撑框架。中央储能部分包括相互连接的电池单元模块、模块间母线、模块隔板、支撑框架和绝缘外壳。

  各个电池单元都一定得安装有外接熔断器，以便在短路状态下保护中央储能装置不受电池单元故障影响。此外，中央储能装置的任何接线端都一定得安装熔断器，以便在外接系统故障时对电池单元进行保护。

  不论是蓄电池或燃料电池，在电池单元内时使用的都是直流电。由于电力系统使用交流电，因此使用此类储能技术时需通过功率变换系统将直流电转化为交流电。最高效的方式是使用基于晶闸管的整流器和逆变器。由于整流器和逆变器在运行期间需要消耗无功功率，要安设无功补偿装置。因为电力系统的电压通常远高于储能工作电压，需要通过交流变压器将AC-DC变换器链接至电力系统。因此，电池储能功率变换系统应至少包含AC-DC整流器和DC-AC逆变器、无功功率补偿设备和交流变压器。

  近年来，我国的储能项目进入加快速度进行发展的阶段。每年新增装机规模和累计装机规模都大致呈现出上涨的趋势。2012年全国储能项目累计装机规模还不足40MW，到2016年第三季度，累计装机规模就已突破150MW。图11显示了现阶段我国储能项目的应用分布图，不难发现，储能项目在分布式发电及微网中的应用占比高达56%，超过了全国储能项目的一半以上，可再次生产的能源并网应用占比为35%，位居第二。从总的来看，现阶段储能项目应用占比较高的仍为用户侧。

  用户侧储能的发展空间很大，储能项目应用领域广泛。对于大型工业公司来说，储能系统的引入有利于提高电网系统运行的稳定性，是参与调频调压、补偿负荷波动的一种手段，有实际效果的减少了生产流程和工作过程被供电不稳等外部因素影响的可能性。对于家庭而言，储能系统的应用一方面主要在于家庭太阳能发电装置以及家庭风力发电装置，将太阳能或者风能转化为电能，并储存起来，储存的电能一部分可作为家庭用电消耗，剩余的电能可以并入国家电网。除此以外，家用储能电池也是家庭储能系统重要的一部分。随着电动汽车的持续不断的发展，家庭对于锂离子电池的需求也会不断增大。另外，家庭储能系统拥有最基本的应急电源属性，对边远山区和城乡结合部等电力供应不稳定的地区，家庭储能系统的普及与应用有利于提高家庭供电的稳定性。

  从梯次利用角度来看，使用过的动力电池虽然容量会降低，但是仍然具备使用价值，可以将其回收加工后应用于储能领域。相比于发电侧而言，用户侧对于电池的要求比发电侧更低一些，梯次利用使得储能在用户侧中逐渐增强其经济效益，用户侧储能的潜在市场空间逐步扩大，难以估量，未来发展前途较为乐观。

  发电侧引入储能项目主要有助于进行调峰调频，改善限电。近年来，我国限电情况十分严重，从表5能够正常的看到，甘肃和新疆两省的弃风、弃光率均达到了30%以上。一方面是由于我国部分区域新能源装机增长过快，而社会用电需求量开始上涨放缓引起的，另一方面也和地区消纳能力有限，多余电能无法有效储存或向别的地方配送有关。目前弃风弃光限电严重这一现象非常大程度上影响了我们国家发展可再次生产的能源发电的进程。高限电率导致光伏风电运营的利润水准较低，无力进行储能的投资和改造，从而成为了发电侧储能应用和商业化推广的一大障碍。

  风能、光能等可再次生产的能源的间歇性和不稳定性阻碍了其加快速度进行发展的进程。然而，将储能系统应用于风电、光伏发电，却可以很大程度上改变这一情况。储能系统的引入可以为新能源接入电网提供一定的缓冲，起到平抑波动、削峰填谷和能量调度的作用；可以在相当程度上改善新能源发电功率不稳定，一天之内可能多次出现波动的情况，从而提升新能源发电的可预测性，提高利用率。因此，储能项目的引入将有利于打破风电、光伏发电等接入和消纳的瓶颈问题。必须要格外注意的是，要通过储能改善我国的限电情况需要大规模的改造才可以，若只是改造个别电站，能够达到的整体效果不明显。从图10和表6能够正常的看到，近年来我国每年的风电、光伏新增装机规模远大于储能项目的新增装机规模，即我国目前储能项目建设情况仍处于起步阶段，在未来的发展中，只有将大规模的储能项目建设落实，跟上风电、光伏发电的建设情况，通过储能有效改善限电才能具有可能性。

  随着储能技术的持续不断的发展，储能成本得到一定效果降低，储能经济性拐点显现。在储能行业中，南都电源是我国最早布局储能行业的公司之一，先进的储能技术、灵活的合作方式和南都逐步布局全产业链，使得南都电源在储能领域中有着非常明显的优势。

  在储能技术方面，由于传统的铅酸蓄电池负极容易硫酸盐化，很大程度上会影响电池的性能和常规使用的寿命，南都电源在铅酸蓄电池的基础上进行改进，优先发展了铅炭电池储能技术，有效延长了电池的常规使用的寿命。同时，受益于铅炭电池储能技术的发展，目前南都电源铅炭电池的成本已降至0.45元/KWh，这对于南都电源储能项目的商业化推广提供了有利的支持条件。根据测算，只要电价差在0.65元/KWh左右，南都电源的储能电站就能达到盈亏平衡。从表11能够准确的看出，在综合各项成本，尤其是土地成本之后，南都电源的铅炭电池储能是目前最具有经济性的储能方式，在削峰填谷、调峰调频、改善电能质量为主要需求的发电侧和用户侧储能领域，拥有很好的应用前景。

  在储能项目的应用上，南都电源十分注重用户侧储能的发展，加速拓展“投资+运营”的储能系统商用化模式，即合同能源管理（EMC）模式：通过与客户签订节能服务合同，为客户提供包括能源审计、项目设计、项目融资、设备采购、工程项目施工、设施安装调试、人员培训、节能计量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。这一模式的应用使得南都电源的客户粘性增强了，促进了储能电站的商业化扩张与发展。南都电源注重用户侧管理，2016年期间已经与多个开发区、产业园、企业等形成多层次的合作伙伴关系。目前，中能硅业的储能项目（12MWh）已投运，截止2016年底，公司已投入运营的商业化储能电站项目总电量约150MWh，预计2017年底之前能够达到500MWh以上。根据合理预期，其他的储能项目在2017年会快速推进建设，为公司带来较为稳定的盈利。

  另外，南都布局铅资源收回，形成闭环贡献大。近几年，由于再生铅生产技术的持续不断的发展成熟，生产所带来的成本得到了有效的降低，再加上针对铅冶炼行业的环保检查开始逐渐升级，使得原生铅产量有小幅下降，再生铅产量逐年递增，再生铅成为了生产铅碳电池的一项重要原材料。在2015年下半年，南都电源收购了华铂科技，开始纵向发展再生铅业务。华铂科技主要以回收加工废旧蓄电池为主要产业，年回收废旧电瓶、含铅废物约35万吨，每年生产再生铅的能力能够达到21万吨，是我国目前再生铅生产加工的主要企业之一。需要非常注意的是，南都电源通过收购华铂科技，实现了铅资源回收业务与公司储能业务的协同。从图15能够正常的看到，一方面，子公司华铂科技生产再生铅，可以为南都电源的储能项目提供原材料，实现很大一部分原材料的自主供应；另一方面，南都电源生产使用过的废弃蓄电池，可以由子公司华铂自主回收，进入到下一个再生铅的生产加工环节中。南都电源布局铅回收与再生铅生产业务，打通了企业内部完整的产业链布局，产业协同作用明显。

  除了铅炭电池以外，南都电源还逐渐完备提高动力电池产品质量，并且在2016年8月，以自有资金3000万元左右增资参股孔辉汽车，布局新能源汽车产业链。孔辉汽车是我国汽车底盘设计开发领域的先行者，是国内少有的能够全方位进行底盘设计开发的一家汽车技术公司，主要经营汽车电子控制管理系统研制与销售、汽车整车及部件的试验测试等业务。南都电源通过参股孔辉汽车，增强产业的协同性，与孔辉汽车一起为客户提供从底盘开发设计到三电系统集成的整体方案，提升公司在新能源汽车方面的服务能力及系统集成能力，同时，也为南都电源布局新能源汽车产业和增强产业协同性方面做进一步的准备。

  南都电源凭借其先进的储能技术、灵活的合作模式以及布局全产业链的战略模式，在国内的储能行业中有着十分重要的地位。目前南都电源拥有充足的订单，预计在未来的发展中业绩将稳步上升，迎来新的业绩高峰。

  南都电源在2015年实现了51.53亿元的营业收入，同比增长了36.10%，盈利能力

  增长较为显著。2016年上半年，南都电源控股子公司华铂科技实现营业收入13.89亿元，贡献利润4868.23万元。受益于华铂科技的优良业绩以及锂电业务的放量，南都电源在2016年上半年继续保持业绩快速上涨，营业收入同比增长了43.95%，其中，归属母公司净利润约为1.54亿元，同比增长91.52%。另外，根据南都电源2016年度业绩预告，归属上市公司股东的净利润在2016年大约比2015年上涨了60%～90%，经营业绩可谓十分可观。南都电源作为行业的有突出贡献的公司之一，凭借其成熟的生产技术、布局全产业链的战术以及日渐增长的市场需求和现有充足的订单，预计公司业绩在2017年将迎来持续快速增长。

  储能政策落实不达预期的风险，储能推广不达预期的风险，宏观经济下行的风险。