计算12.9除以0.125的简便计算4的商,当商是32时,余下的1表示

高原反应是人到达一定海拔高度后,身体为适应因海拔高度而造成的气压差、含氧量少、空气干燥等的变化,而产生的自然生理反应,海拔高度一般达到2700米左右时,就会有高原反应。高原反应的症状一般表现为:头痛、气短、胸闷、厌食、微烧、头昏、乏力等。部分人因含氧量少而出现:嘴唇和指尖发紫、嗜睡、精神亢奋、睡不着觉等不同的表现。部分人因空气干燥而出现:皮肤粗糙、嘴唇干裂、鼻孔出血或积血块等。      
    绝大部分人到西藏是没有高原反应,一般什么样的人会有高原反应没有规律可循,避免或减轻高原反应的最好方法是保持良好的心态面对它,许多的反应症状都是心理作用或有心理作用而引起的,比如:对高原有恐惧心理,缺乏思想准备和战胜高原决心的人,出现高原反应的机会就多。      
    建议初到高原地区,不可疾速行走,更不能跑步或奔跑,也不能做体力劳动,不可暴饮暴食,以免加重消化器官负担,不要饮酒和吸烟,多食蔬菜和水果等富有维他命的食品,适量饮水,注意保暖,少洗澡以避免受凉感冒和耗体力。不要一开始就吸氧,尽量要自身适应它,否则,你可能在高原永远都离不开吸氧了(依赖性非常强)。
可服用一些缓解高原反应的药品:高原红景天(至少提前10天服用)、西洋参含片、诺迪康胶囊(对缓解极度疲劳很有用)、百服宁(控制高原反应引起的头痛)、西洋参(对缓解极度疲劳很有用)、速效救心丸,但作用不是特明显,一般认为都是自我安慰的精神疗法,与保持良好的心态效果雷同。对于高原适应力强的人,一般高原反应症状在1-2天内可以消除,适应力弱的需3-4天。           
    西藏一般宾馆或有一定规模的城镇都有医院或卫生院,轻微的高原反应建议通过自我调节来适应它,严重的可以看医生。出现高原反应后,应多休息,少活动,坚持进食,可服用一些缓解高原反应的药品。      
进藏除了要保持良好的心态外,对于健康的身体并无特殊要求,有严重呼吸气管、心脏、心血管、精神方面疾病的人不宜进藏,因此,对于有严重的高血压、心脏病、(支)气管炎、糖尿病、感冒的患者限制进藏。到西藏一般不需体检,没有以上几种严重疾病的人都能去西藏。建议进藏前不要刻意的锻炼身体,因为通过锻炼后的身体,耗氧量增大,增加了在西藏心脏的负担,反而容易引起高原反应。           
    感冒患者由于自身身体机能被破坏,抗病能力减弱,又增加自身的抵抗能力负荷,带着严重的感冒进藏极易转为其他高原病,特别是肺水肿-一种特别危险的高原疾病,不及时治疗很容易有生命危险。感冒患者,一定要将感冒治好后才进藏,不能带感冒病菌进藏。    
西藏有一定规模的城市(比如:拉萨、日喀则、樟木镇、江孜、泽当、林芝、那曲)都有洗澡的地方,一般星级宾馆的标准间都有独立的卫生间,有热水,可洗澡,许多招待所也有公共浴池,定时供应热水,洗澡都较方便。初到西藏,尽量少洗澡或不洗澡,以免受凉感冒,或因洗澡消耗体力过度而引起或加重高原反应,到达几天后,身体适应高原气候后,洗澡一般没有问题了。因西藏的空气干燥、蒸发快且晚上气温较寒冷,人在西藏一般不是特别想洗澡,并且不会感觉不舒适。           
乘飞机进藏和从陆路进藏各有利弊,但没有什么优劣之分。因一般高原反应是在抵达高原后3-4个小时后才有可能有,乘飞机进藏的话,若有高原反应,此时都已经抵达住宿地点,可以得到充分的休息和调整了,而且即使有严重的反应,也可采取一些正规的辅助治疗,较为方便。陆路进藏,虽然海拔逐渐升高,理论上有利于适应高原反应,但由于所有进藏的陆路路况都很糟糕,特别是长途汽车,车内空气不好,空间又狭小,加之长途乘车、颠簸,体力消耗特别大,反而容易造成高原反应,特别陆路还要翻越几个海拔在5000米以上的山口,且一旦有严重的反应,应急治疗设施都没有,反而比较危险。           
对于时间较紧张的,飞机往返比较适合您,您可选择拉萨一地四日或选择西藏的黄金旅游线路拉萨-江孜-日喀则六日游。另外,让旅行社来安排您的西藏之行是个明智的选择,您不必去收集资料、筛选资料、安排选择线路、考虑餐饮、考虑住宿等诸多琐事,您可将您的想法告诉旅行社,旅行社会根据您的要求推荐给您具体的特色旅游线路,或您也可选择参加旅行社成行团队或单独组团进藏旅游,或者一些比较有个性的特种旅游,如:徒步、野营、挑战自我。       
川藏线是陆路进藏风景最美的路线,但这条线也是最危险的一条线路,路况基本以砂石或石子路面为主,危险主要来自自然条件,此线路横穿横断山脉,雨季多泥石流,冬季多大雪封山,途中四季变幻无常,住宿和餐饮条件很简陋,比较适合旅游探险者或深度旅游爱好者,建议初次进藏的游客不要选择这条线路。青藏线为进藏路况最好的线路,全成柏油路面,基本上没有危险而言,住宿和餐饮条件比较齐备,但风景较平淡、单调,适合初次进藏又不想乘飞机的旅游者。
住宿已经都可以保证,条件较差的像茶卡、沱沱河有招待所和兵站可以住宿,其他各地都有宾馆和招待所,基本上,随到随住,很少有住满的时候,有宾馆的地方就有热水、可以洗澡,当然,招待所就无法保证热水了。餐饮也绝对没问题,沿途川菜馆和回民开的餐馆很多,只要不是特荒凉的路段,基本上由村庄或部队的地方,十几分钟您就可吃到热饭或面,而且沿途小买铺也很多,您可买到方便面或饼干
民航公司有民航班车往返于拉萨和贡嘎机场之间,车次基本上于当天的进出的航班相衔接的,基本上是人差不多坐满就走,或一个航班人走完就走,从拉萨的发车时间较稳定。像其他机场一样,拉萨贡嘎机场也有许多出租车可以租,可以几个人合租或个人包租,司机会按人头收费或按车收费,但一定要和司机侃价,侃多少要看您的口才了。           
拉萨短途,若租出租车(桑塔纳),在街边招手直接和出租车司机谈即可。若想跑长途(一般用越野车),可到八角街停车场找司机谈;可到几个散客较集中的旅馆像亚旅馆、八朗学旅馆、雪域旅馆等里的公告栏里找一些合租的人或一些司机留下的联系方式,与他们联系;可找旅行社,在出发前将车就租好;也可找车队租车。     
西藏租车一般来说比较安全,但经常会有些司机临时涨价或征收额外费用,即使有合同也没有用,特别是私人的车,更易发生,建议租车身印有“西藏旅游局”标志(牦牛)的旅游车或更保险的找旅行社租车,较为安全。还有,因旅游车辆平时保养较好些,从车况本身来说也较安全。车费从2.5-5块不等,根据车型、车况、旅游季节不同而不同。在西藏租车,建议在车费上不要过分渴求低价,一分价格一分货,届时您的屁股就会告诉您。           
目前,随着旅游资源的进一步开发和游客的增加,西藏的住宿条件已经得到了很大的改善,比较大的几个城市,各等级的星级宾馆都已经具备,各县城也都至少有招待所可供住宿,但整体宾馆和招待所的水平要比内地同一水平低一个档次。像拉萨有从普通的招待所到四星级的各类住宿房间,日喀则、江孜、泽当、林芝有从普通的招待所到三星级的各类住宿房间,定日、樟木、那曲有从普通的招待所到二星级的各类住宿房间,其他比较偏僻或较小的地方主要以招待所为主。到西藏旅游,是否需要带帐篷和睡袋,主要是看以什么方式旅游和到什么地方旅游,若参加旅行社的常规旅游线路,就没有必要带这些设备,因为旅行社的常规线路都是住宿设施比较完备的城市,沿途都住星级宾馆。若到比较偏僻的地方,可能要住招待所时,建议带上睡袋比较好,主要是为了卫生和防寒;若是徒步、骑自行车、探险旅游基本上是露营,那帐篷和睡袋是必不可少的,一定要考虑到自身的身体条件,因为那毕竟在高原,抬脚都比较辛苦,找到适合扎营的地方和搭帐篷都是非常艰巨的工作。       
西藏,像拉萨、日喀则这种主要旅游地,星级宾馆较多,拉萨有四五十家星级宾馆,日喀则一二十家,除了五一、十一和八月“雪顿节”三个黄金周住宿非常紧张外,其它时间住宿都没问题。其他地方的星级宾馆比较少,但相对来说去旅游的游客也不多,所以,住房很少出现“紧张”的局面。由于西藏地处高原,旅游淡旺季很明显,淡季基本处于歇业状态,故旺季房费比内地的房费相对较高,贵30%左右,部分或某个时段房费也可能翻倍。           
西藏的雨季主要集中在7、8月份,一到雨季路况非常糟糕,不可预见性特高,第一天好好的路面,晚上一场暴雨,路可能就被冲断,这二天可能就无路可走,或绕道而行,但也不必担心,西藏的养路工非常多,而且都还有当地的驻军部队帮助(有些部队就是保护当地路段而设的),一般情况,几个小时就可解决,只要你有心理准备就可以啦。至于雨具,除非你是徒步、登山、骑自行车、探险之类的特殊旅游,可能赶夜路,一般参加旅行社旅游团队,都不需带雨具,因西藏的雨,都是夜雨,夜里下雨,白天都是晴空×××,况且你还有旅游车全程跟着。           
西藏的主要城市之间和主要交通线路都有定时和不定时的班车来往,但时间变化大,根据当时的路况和旅客多寡而论,都会临时改变。拉萨-日喀则:定时班车,每天都有;拉萨-江孜:定时班车,每天都有;拉萨-林芝:定时班车,每天都有;拉萨-那曲:定时班车,每天都有;江孜-日喀则:定时班车,每天都有;日喀则-定日:不定时;日喀则-樟木:不定时、日喀则-狮泉河不定时;拉萨-西宁:定时班车,每天都有;拉萨-成都;拉萨-昌都:不定时。           
外宾进藏旅游必须是有组织的旅游,即必须有接待单位,已经确定的旅游行程,并且必须在西藏旅游局办事处办理“入藏确认函”,凭此确认函方可到航空公司购买进藏机票,办理登机手续。华侨、台胞与外宾一样需要办理“入藏确认函”,港澳同胞凭有效的回乡证,可以与内宾一样在西藏旅游,不需办理“入藏确认函”。外宾、华侨、台胞可以凭有效的护照(复印件)、签证(复印件)及个人工作职务证明到西藏旅游局办事处或委托旅行社即可办理,一般一周内即可办理,加急2-3天即可。20、哪些人进藏需办边境证?哪些人可以免办?如何办理?西藏可以办吗?          
因西藏有许多旅游地区属于我国边境或非完全开放区域,故我国公民(包括港澳同胞)进入此地区旅游参观必须办理边境证,否则不需进入。对于持有有效护照,且此护照办理过出境签证(即走活的护照),可以免办边境证。西藏的边境证的办理与深圳的边境证办理一样,凭个人的×××到户籍所在地的派出所即可办理,比较简单,可能部分派出所没有办过而不予办理,可先到西藏旅游局联络处开具旅游证明,这样可以省掉一些麻烦。具体办理方法是:在单位写一个证明,说明你因旅游的原因到某某(需要多少写多少)边境地方,证明你是该单位的人并盖章,然后到户口所在地派出所办理即可。在西藏可以办理但非常麻烦,手续复杂,而且费用相当高,由于是政策规定须在原籍办理,所以在西藏有可能无法办理的情况发生,建议还是在原籍办理妥当。
到西藏旅游需要办理边境证的旅游点:日喀则地区:仲巴县、萨嘎县、聂拉木县(樟木)、定日县、康马县、亚东县、岗巴县、定结县、吉隆县;山南地区:错那县、隆子县、洛扎县、浪卡子县;林芝地区:米林县、朗县、察隅县、墨脱县;阿里地区:普兰县、扎达县、日土县、噶尔县。           
西藏同样具有和其他少数民族一样的天性,且全民兴教的原因,藏民都非常忠厚、老实、热情好客,在西藏旅游是非常安全的,途中藏民都会向你挥手、微笑;在藏民家你会感受到像高贵的客人一样受到款待,你可品尝“无穷尽”的青稞酒和酥油茶,感觉到真正的热情好客;经常会发现7、8辆车都停下来,为一辆并不认识的师傅修车。在西藏的不安全主要来自天灾:比如塌方、暴风雪、雪崩、大水、翻车等。           
    送些文具,比如:铅笔、本子、圆珠笔等比较好,西藏物资匮乏,这些在内地不值钱的东西在西藏都是无价之宝,特别对于那些上学孩子;还有一些糖果、饼干之类的也比较好,建议不要直接给钱,以免让他们养成一些不好的陋习。           
    在西藏的拉萨和一些主要的地区首府、青藏线、川藏线、中尼国道沿线城镇基本上都通手机,信号受天气影响较大,有时不是很好;目前,仅有中国电信网可以通,联通的手机用户暂时没有开通。可以打通手机的主要热点旅游城市:拉萨、江孜、日喀则、拉孜、定日、樟木、泽当、墨竹贡卡、工布江达、林芝、波密、八宿、邦达、昌都、羊八井、当雄、那曲、葛尔。
其实在西藏带现金还是比较方便的,很少出现安全问题,强烈建议备足现金;西藏的中行、农行、建行网点都很多,长城卡、金穗卡、龙卡都能用,中行的长城卡和建行龙卡,比较好用,几个大城市通常直接可以在柜台提现,但农行的金穗卡不是太方便,建议不要使用。工行的牡丹卡暂时在西藏无法使用。邮政储蓄的绿卡在拉萨可以使用,但一出拉萨市就无法使用,建议一定要把存折带上,这样就比较好了。但西藏由于电信网络不是太好,经常出现无法与内地的网联上,特别是银行的网,建议在西藏不要太依赖在内地使用非常方便的各式银行卡或储蓄卡,常备一些现金最为方便。           
目前与西藏拉萨开通直航航班的城市有:北京、上海、广州、香港、重庆、成都、西安、西宁、昌都、昆明、香格里拉、加德满都。具体航班情况见“航班时刻表”。目前所有进出拉萨航班的折扣控制得很严,只能10人以上的团队同时进出才能拿到折扣,并且折扣很少,一般为8.5-9.5折不等,单程票没有折扣。           
    西藏的所有进出航班对教师都没有优惠价,对于在外地读书的西藏藉的学生购买机票可打6折,对于其他的学生一律没有折扣。
    常规旅游准备一些感冒药品、胃肠类药品和一些去热止痛的药品就可以了,如:感冒片剂、感冒冲剂、泻痢停、复方阿斯匹林、扑尔敏、抗生素,若对高原反应没有信心,可以准备一些抗高原反应的药品:高原红景天(至少提前10天服用)、百服宁(控制高原反应引起的头痛)、西洋参含片。   
特殊旅游,比如:完全背包客、徒步、探险之类的特种旅游,建议还要备一些一下药品:常备药物:牛黄解毒片、黄莲素、牙周宁、息斯敏、乘晕宁;抗高原反应药:诺迪康胶囊、西洋参(对缓解极度疲劳很有用)、速效救心丸;外用药:云南白药、万花油、创可贴、清凉油、风油精、伤湿止痛膏、眼药水、药棉、紗布、绷带、白胶布;维生素类:金施尔康、善存片、其他维生素片。           
    为了防止饮食不习惯或被堵在半路上,可以带上:巧克力、牛肉干、榨菜、饼干及其他个人爱好的食品和零食,最好是含热量高的食物。还可以带一些口香糖,因为嚼口香糖可以缓解耳鸣头痛,注意不要过密,会引起口干。
拉萨的购物主要集中在八角街,日喀则主要集中在自由市场,里面的商品良莠不齐,主要*个人的眼力,用心淘可以淘到自己满意的好东西,有各类藏饰、尼泊尔式的首饰、挂件、小工艺品、法器、地毯、挂毯、唐卡等。像其他旅游城市一样,自然有很多假的或制作粗糙的东西,不需特殊的鉴别,一看就能分辨出来。八角街的东西一般三分之一的价格都可成交,但藏药、虫草、藏红花一般不要在八角街购买,那里基本都是假的,需在西藏藏药厂、拉萨藏药厂或其门市部买,但不还价。         
墨脱是目前全国唯一不通车的县,所以进出墨脱都必须徒步,而且途中要翻越几座大山、穿越原始森林、趟过无数的小溪和河流,还要经过蚂蟥区,途中非常艰险和辛苦,许多探险者都是哭着进出的,还有许多半途而废。由于当地资源极其有限,基本的物资供应都是*人力背运过来的,所以食品相当有限而且非常昂贵,旅游住宿条件几乎没有。一般的旅游探险爱好者建议不要涉入。           
内地的司机在高原上驾车是以辛苦而且比较危险的事,因为人一到高原都需要一个适应过程,一旦没有适应好就直接上路,人的反应能力和协调能力都慢很多,况且西藏绝大部分的路都是砂石路面和盘旋路,没有经验的司机是很难适应的。比较适合的路线是青藏线。           
    在高原骑单车时间非常具有挑战性的事情,不仅是体力,更重要的是毅力和耐力,翻山越岭、狂风、暴雨、暴雪、冰雹、野外生存能力、扎营能力、饮水、食品、取暖、野狗等您不得不应对的实际问题。当然您能在高原骑单车走上若干日子将是您终身最炫耀的事。

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1 储能系新型电力系统必选项,多种储能技术路线各具千秋

储能即能量储存,实现能量跨时、空转化。储能从广义上而言,即通过一种介质或者 设备,把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来,基于未来应用需要以 特定能量形式再释放出来的循环过程,实现能量跨时间、空间的传递或转移。传统电力储能 设施主要配置在一次能源环节,包括煤场存煤、储气罐储气、水库存水等,随着能源结构向 清洁化转型,一次能源储存难度提升,电力储能的重要性逐步凸显,预计成为未来能源体系 中主要的储能形式。

储能系能量系统调节器,主要起调峰调频功能。储能核心作用即在能源系统中起到调 节作用,确保能源生产和消费平衡,同时提升能源系统整体经济性,降低用能成本。储能系 统的日常功能可大致归为调峰、调频两类。

1)储能可通过削峰填谷匹配发电端及负荷端,实现调峰功能。调峰指在较长的时间跨 度下维持用电负荷与发电量的平衡,在用电高峰期投入更多的发电机组以满足需求,在用电 低谷期则关闭相应机组。储能系统具有能量可双向流动特性,在用电低谷时蓄能,在用电高 峰期释放电能,实现削峰填谷,可有效降低电力系统的负荷峰谷差,在时间跨度上匹配发电 端及负荷端,维持系统稳定性。

2)储能可优化调频精度,延长电力系统使用寿命。电力系统频率系最为敏感且能直接 反映系统稳定性的运行参数,日常运作中须将其维持在固定的可控范围内。当电力系统发电量与用电负荷不平衡时,频率将随之变化,发电量供不应求时系统频率降低,反之升高。调 频即在瞬时根据用电负荷水平调配相应的发电机组以提供合适的发电量,对机组的快速响应 速度提出高要求。储能可优化电力系统调频功能,一方面储能的实时响应速度可加强电力机 组的调节速度及精度,另一方面储能的瞬时充放电功能可承担部分微小波动的调频功能,避 免机组频繁动作从而延长整体电力系统使用寿命。

储能系统贯穿电力生产及消纳各环节,系新型电力系统必要配置。储能下游应用场景 主要可分为发电侧、输配侧、用户侧等,在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网 压力等作用,在输配侧主要作为扩容装置及后备装置来缓解线路阻塞、增加变电站稳定性, 在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式,降低电费支出。在能源清洁化转 型过程中,储能系统可提升风、光发电可消纳性及经济性。

1)发电侧配套储能直击新能源发电痛点,成能源结构清洁化必经之路。新能源发电不 同于传统火电可通过人工调节发电效率,天然高度依赖自然环境从而导致了明显的不可控性 和不稳定性,在并网时会对电网造成巨大电流冲击损伤电网,因而解决不稳定性成为清洁能 源发展的核心瓶颈。在发电侧,储能系统大多配备于大型集中式电站,用以缓解这一技术瓶 颈。一方面,储能系统可以通过将不能消纳的多余电量存储起来,按需求调度放电时点来实 现“削峰填谷”,解决弃风问题。另一方面,储能系统可以频繁充放电或快速响应调频信号, 来实时调整新能源发电的短时输出及功率,缓解电网短时间内的调频、调峰压力。

2)输配侧储能作为扩容装置或后备装置,提升线路可调节性及安全性。输配侧配置储 能能够扩充线路容量,在日常应用中缓解线路阻塞,并且储能的暂时性扩容作用能够延缓或 免去对老旧线路的替换需求,减少支出。同时,储能设备也可作为后备装置应用于变电站中, 在外部交流电中断时提供后备直流电,提高可靠性及安全性。

3)用户侧储能可有效利用电价差异,降低用电成本。在用户侧,储能多应用于分布式 光伏或风电装置。基于分时电价体系或容量费用体系,用户在电价较低的时段发电储存,以 满足电价较高时段的用电需求,以此来实现总体用电成本的降低。此外,用户侧另一重要应 用即“微电网”,将分布式电源、储能、能量转换装置等汇集成小型发配电系统,与总电网 相分离,起到就近消纳、减少对总电网冲击等作用。

储能多种技术路线并存,技术特点、应用场景多元化。按技术角度分,储能可分为机 械储能、电化学储能、电磁储能、化学储能及储热等多种路线。抽水储能及压缩空气储能容 量大且放电时间长,适用于大规模可再生能源并网、电网调峰等能量型应用场景;超级电容 和飞轮储能拥有较高的转换效率且能提供短时的功率输出,适用于需要快速响应的领域,如 调频等功率型应用场景;电化学储能相较之下放电时间及储能容量的跨度都较大,且可以通 过模块化实现规模化应用,适用领域更广泛多样。

抽水蓄能占据主要电力储能装机份额,电化学储能为最具潜力应用领域。电化学储能 本身性能优势明显,一方面对比传统压缩空气储能技术,电化学储能具备更优的响应速度和 功率密度;另一方面电化学储能对地理条件限制较低、初期投资成本较低,可缓解抽水储能 等传统储能方式开发接近饱和的问题,具备商业化推广条件,应用空间有望快速提升。截至 2021 年底,全球电力储能累计装机中抽水蓄能占比达 86.2%。而以电化学储能为主的新型 储能则为增速最快的技术类型,2021 年全球新增投运规模为 10.2GW,同比增长 117%,在 全球储能累计装机占比达到 12.2%。

2 全球:政策与市场双重驱动,全球储能需求加速提升

2.1 全球电力储能需求空间广阔,户用储能需求提速

全球电力储能装机保持高增速,抽水蓄能为主要存量应用方式,新型储能占比快速提 升。全球电力储能累计装机规模从 2017 年的 175.4GW 增长到 2021 年的 209.4GW,CAGR 为 4.5%。2021 年起,全球电力储能装机明显提速。2021 年,全球新增投运电力储能项目装 机规模达到 18.3GW,同比增长 185%,其中,新型储能的新增投运规模最大,并且首次突 破 10GW,达到 10.3GW,同比增长 119%。从技术路线来看,2021 年抽水蓄能在全球电力 储能累计装机中所占比例为 86.2%,仍为主要装机技术路线。新型储能累计装机在全球电力 储能占比从 2.2%提升至 12.1%,为最具潜力的技术路线。

新型储能装机规模保持高速增长,电化学为主要装机形式。全球新型储能累计装机规 模从 2017 年的 3.8GW 增长到 2021 年的 25.4GW,CAGR 为 60.8%。截至 2021 年底,全球 新型储能的累计装机规模为 25.4GW,同比增长 67.7%,其中,锂离子电池占据绝对主导地 位,市场份额超过 90%。全球新型储能新增装机规模从 2017 年的 1.8GW 增长至

新型储能在电源侧、用户侧、电网侧分布相对均衡,美国、中国、欧洲为前三大新型 储能装机市场。从应用分布看,2021 年电源侧、电网侧和用户侧中的新增装机占比基分别 为 37%、32%、31%,相对比较均衡。从新增新型储能市场区域分布来看,美国、中国、欧 洲为前三大新型储能新增装机市场,2021 年新增新型储能装机占比分别为 34%、24%、22%。 截至 2021 年,全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模排名前七位的国家分别是 美国、中国、韩国、英国、德国、澳大利亚和日本,上述国家 2021 年新增装机规模合计 8.6GW, 约占全球新增装机总量的 84%。

全球碳中和主题支撑长期储能需求, 年全球储能新增需求量约 630GWh。据 测算,全球 年发电侧、电网侧、用户侧、5G 基站、其他辅助服务新增储能需求 量分别为 190GWh、34.4GWh、364.9GWh、30.3GWh、10.4GWh,总共约 630GWh。 发电侧:利好政策加速需求增量释放,2025 年新增需求量达 50.6GWh。发电侧以新能 源发电配套为主,我们假设年:1)全球光伏新增装机容量分别约250GW、330GW、 400GW、480GW,其中集中式占比约 60%,对应 150GW、198GW、240GW、288GW;全 球风电新增装机容量分别约 98.8GW、107GW、115.9GW、133.3GW。2)风电光伏电站配 置储能的渗透率分别为

电网侧:电网侧存量与新增双轮并行,2025 年新增需求量约为 16.3GWh。电网侧以辅 助服务(即调频调峰)为主,分存量及增量市场。截止 2021 年底全球可再生能源装机存量 市场约 2807GW,我们假设 年:1)全球可再生能源装机每年增量约为 440GW,573GW、690GW、823GW。2) 年存量装机储能配备渗透率分别为 1.3%、1.5%、 2.0%、3.0%;增量装机储能配备渗透率分别为 7%、9%、12%、15%。3)电网侧功率配置 比例为 3%。4)储能配置时长均为 1 小时。则预计 2022 年电网侧储能新增容量规模及能量 规模分别为 3.5GW/3.5GWh,2025 年分别达 16.3GW/16.3GWh,容量规模三年 CAGR 为 67.5%。 用户侧:高电价持续驱动用户侧高增,2025 年新增需求量约为 147.7GWh。我们假设 年:1)全球分布式光伏新增装机量分别约为 100GW、132GW、160GW、192GW。 2)分布式光伏储能配备渗透率分别为 13%、20%、23%、27%。3)用户侧功率配置比例为 95%。3)海外户用储能配置时长一般为 2-4 小时,取 3 小时平均值进行估算。则预计 2022

5G 基站:辅助服务空间需求可观,2025 年新增需求量约为 15.1GWh。5G 基站配置的 储能除作为应急电源外,其本身也是一个以辅助服务角色,参与电网调频调峰的储能站。我 们假设 年:1)全球 5G 基站新建数量分别为 110、140、170、210 万个;2)5G 基站配置储能的渗透率分别为 18%、27%、45%、60%;3)储能功率配置比例为

2.2 美国:全球最大储能市场,政策端持续发力支撑

美国储能市场迎来增长爆发期,2025 年新增储能装机量预计达 7.3GW。2020 年起,美 国储能市场迎来增长爆发期,2021 年新增储能装机量约 3.53GW(按照配置 2 小时估算,约 合 7.06GWh),同比增长 138%。据 Wood Mackenzie 预测,2025 年美国年度新增储能装机量 预计达 7.3GW(按照配置 2 小时估算,约合 14.6GWh)。 年,五年 CAGR 达 40%。 细分储能技术路线来看,现存储能装机依旧以抽水储能为主,占比 88.2%,但低于全球平均 水平,电化学储能技术发展领先。 公用事业公司是美国储能布局主力军,供电侧储能占据主导地位。供电侧包括发电侧 及输配侧,是美国储能新增装机的主要组成部分。美国储能新增装机量主要由大型电力公司 负责执行,2019 年 NV Energy 公司、洛杉矶水电局、PG&E 等电力公司先后部署 1200MW 发电项目的配套电池储能、300MW 电池储能系统及 567MW 的三个电池储能项目。 年预计美国供电侧新增储能装机量占总体新增储能规模的

政策是美国供电侧储能发展一大驱动力,布局力度全球领先。美国作为全球最大的储 能市场,长期依靠积极政策驱动储能市场高速发展。其中,美国储能政策多从电力公司装机 量入手制定目标,可解释上述美国供电侧储能装机占比较高的特点。纽约州、新泽西州、加 利福尼亚州、俄勒冈州、马萨诸塞州等州均已制定了明确的储能装机目标数量,并配备相应 行政约束或法律约束条款,且这类州级目标政策均面向特定的电力公司,由电力公司统一执 行,促进供电侧储能规模实现确定性增长。除此之外,内华达州、犹他州、科罗拉多州等十 多个区域虽没有制定明确具有约束力的储能装机目标,也宣告了大规模采购的公告,稳定发 电侧储能装机需求。

政策有望出台,助力用户侧储能装机。ITC 政策原针对光伏等清洁能源装机,个人或商 业机构安装清洁能源可抵扣所得税,以此为用户侧装机提供经济支持。长期以来储能作为清 洁能源的附属装置,必须与符合条件的可再生能源装置配套部署,且由可再生能源产生的电 量占比超过 75%时才可享受 ITC 税收优惠。2021 年 5 月,拜登提出的预算方案中,首次包 括了制定针对独立部署储能项目的 ITC 政策,政策力度向储能倾斜,预计用户侧储能项目 需求将稳步提升。

2.3 欧洲:用户侧发展较成熟,高电价凸显储能经济性

欧洲储能市场成熟,年装机量保持稳定增长。欧洲储能市场经过近十年的发展,取得 了显著而稳定的增长。据欧洲储能协会统计, 年欧洲年度非抽水储能新增装机量 分别约为 1067MWh、1099MWh、1693MWh,同比增速 87.0%、3.0%、54.0%。2015 年欧洲 非抽水储能累计装机量约 0.6GWh,至 2021 年达 8.3GWh,六年 CAGR 约 54.94%。 用户侧储能市场蓬勃发展,个别国家实现高渗透率。2020 年欧洲非抽水储能装机中, 户用装机约 712MWh,工商业装机约 140MWh,供电侧装机约 841MWh,用户侧占比达 50.3%。 相较于美国不到 1/4 的占比水平, 年欧洲用户侧非抽水储能占比分别为 49.9%、42.0%、56.9%、50.3%,长期占据储能市场关键地位,且其中以住宅户用为主。分国家来看, 德国、意大利、英国系欧洲住宅户用储能前三大国,装机量占欧洲总量的 66%、12%、5%, 其中德国近 70%的户用光伏系统配备了储能装置,实现高渗透率。

欧元/kWh、0.216 欧元/kWh、0.213 欧元/kWh,作为对照美国 平均户用电价约为 0.107 欧元/kWh、0.108 欧元/kWh、0.110 欧元/kWh,因而在欧洲储能系 统具备经济性,驱动住宅自发采用储能装备。其中,德国是全欧洲电价最高的国家,2020 年户用电价达 0.314 欧元/kWh,从而解释了其储能高渗透率的原因。

欧洲储能主要依靠经济性驱动,政策端统筹力度不足。对比美国强有力的确切目标或 长期税收补贴政策,欧盟政策停留在建设示范性项目或支持研发支出等,政策端力度相对薄 弱。同时,不同于美国储能项目大多由电网运营商统一采购,欧洲为了保持储能市场具有竞 争性将储能设施归储能厂商所有,禁止作为电网运营商的资产。供电侧储能系统一定程度上 带有公共物品性质,储能厂商过度竞争可能会导致效率下降,遏制了供电侧储能市场的发展。

2.4 澳洲:储能配置比例较高,市场潜在空间广阔

澳洲储能特点系小总量、高渗透率。据 Wood Mackenzie 统计测算,2020 年澳洲新增储 能装机量约 1.2GWh,同比增长 140.5%,累计储能装机达到 2.7GWh。其中,发电侧及输配 侧新增装机量 672MWh,用户侧新增装机量约 581MWh,在规模上小于欧洲及美国。但从 渗透率,即储能累计装机占光伏及风电累计总装机量的比值来看,澳洲光伏、风电、储能累 计装机量分别为 17.6GW、9.5GW、2.7GWh,比值约为 0.10;而美国与欧洲的这一比值分别 为 0.06、0.016,可见澳洲给可再生能源配备储能装备的渗透率较高。

澳洲储能兼备经济性及政策驱动,项目趋于大型化。一方面,澳洲 2020 年居民电价约 为 0.21 欧元/kWh,与欧洲平均电价相仿,光伏+储能度电成本约为 0.15 欧元/kWh,在澳洲 具备经济性,推升用户侧储能需求。另一方面,澳洲相较于欧洲积极布局利好政策,各州在用户侧出台切实的补贴及奖励政策,在供电侧建立补贴基金建设电网级别储能项目,为储能 需求提供有力支撑。政府统筹规划促使澳洲储能项目趋于大型化,2020 年电网侧项目平均 容量约 50MW,去除 100MW 以上的三个新项目后平均约为 19.2MW,作为对照美国 PJM 电 力市场大型储能项目平均容量约 12MW,澳洲储能项目大型化趋势明显。

澳洲可再生能源潜力巨大,储能市场空间广阔。澳洲的可再生能源资源具有天生优势, 光照资源排名世界第一,80%以上的地面光照强度超过 2000kWh/平方米,且澳大利亚中部 地区地广人稀,适合大规模项目的建设。据 Carbon Tracker Initiative 计算,在可再生 能源供需关系上,澳洲潜在可开发的光伏及风电能源远大于居民需求,居于世界第三。由此 推测,目前澳洲储能总量偏小可能系人口密度较低,用电需求少所致,随着未来跨国跨地区 电力输送机制的成熟,预计澳洲储能市场空间将进一步打开。

3 国内:政策驱动发电侧先行,需求拐点即将来临

3.1 双碳目标加速能源结构专家,新型储能需求爆发在即

2060 碳中和目标下非化石能源成为主要能源供给。中国制定目标在 2030 年前二氧化碳 排放量达到峰值,2060 年前实现碳中和。我国实现碳中和核心在于能源结构的清洁化、低 碳化,能源结构将加速向非化石能源转变,根据全球能源互联网发展合作组织的数据,预计 一次能源需求峰值 61 亿吨标准煤左右,2035 年后能源消费出现负增长,2050、2060 年能源 消费总量预计分别为 60.0、59.0 亿吨标准煤,其中非化石能源消费占一次能源消费比重有望 达 75%、90%。

远期清洁能源装机占比超过 90%,风电光伏装机成为电源装机增量主体。长期目标实 现能源装机全面脱碳,清洁能源占据绝对体量,根据全球能源互联网发展合作组织预测,至 2050、2060 年,我国电源总装机分别可达 74.3 亿 kW、79.4 亿 kW,非化石能源装机占比有 望提升至 92%、97%,风电累计装机分别达到 22.0 亿 kW、25.0 亿 kW,光伏累计装机分别 达到 34.5 亿 kW、38.0 亿 kW。新增装机结构中,至 2050 年,光伏、风电新增装机分别有 望达到 120GW、70GW,清洁能源成为能源结构的绝对主体。

2060 年,非化石能源发电量占比有望达到 88%,风电光伏发电量占比有望达到 63%。 2021 年,非化石能源发电量占比为 40%,其中风电、光伏发电量占比分别为 7.79%、3.89%。 随着清洁能源成为主导电源,非化石能源发电量占比持续提升。根据全球能源互联网发展合 作组织数据,预计至 2025 年,非化石能源发电量占比有望达到 42.6%,其中光伏、风电发 电量占比分别为 7.9%、11.4%。至 2060 年,非化石能源发电占据主要地位,非化石能源发 电量占比有望达到 88.0%,其中光伏、风电发电量占比分别为 30.5%、32.4%。

我国储能市场尚处于起步阶段,可再生能源并网储能装机占比快速提升。根据 CNESA 统计,截至 2021 年底,中国已投运储能项目累计装机规模 46.1GW,同比增长 29.5%。 年中国累计投运储能规模占全球市场总规模比值由 11.0%提升至 22.0%,重要性 逐年凸显。从细分结构来看,2021 年我国电源侧、电网侧、用户侧储能占比分别为 41%、 35%、24%,工商业的盈利性较好驱动用户侧储能装机占比快速提升,较 2020 年提升 22 个 百分点。

电化学储能市场发展迅速,累计装机量已居世界前列。截至 2021 年底我国电化学储能 的累计装机规模位居世界第二,为 5.12GW,同比增长 56.5%,在各类储能技术中占比 11.8%, 相较 2020 年底的 9.2%提升 2.6 个百分点;在各类电化学储能技术中,其中锂离子电池储能 占比 91%,累计装机规模为 4.67GW。

国家及各省份层面积极出台储能支持政策,发力储能建设。2015 年起,无论是国家层 面还是各省份层面,都从支持政策、配置比例、市场要求、市场化交易机制等多方面对我国 储能发展提供支撑。

(1)国家层面:2021 年 7 月,国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型 储能发展的指导意见》,指出到 2025 年实现新型储能商业化初期向规模化发展,装机规模需 达到 30GW,2030 年实现新型储能全面市场化,正式提出具体的数值规划目标。并且,此 次政策发布主要从电源侧切入,规划布局一批配置储能的大规模新能源电站。预计政策端发 力推进供电侧先行起量,逐步带动用户侧实现储能系统的全面布局。2022 年 2 月,国家发 改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》,要求 2025 年电化学储能 技术性能进一步提升,系统成本降低 30%以上。2022 年 6 月,国家发改委、国家能源局联 合发布《“十四五”可再生能源发展规划》,明确新型储能独立市场主体地位,促进储能在电 源侧、电网侧、用户侧多场景应用。

(2)地方层面:部分地区通过度电补贴的形式对储能建设提供支持。例如:西安市对 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期间建成运行的光伏储能系统,自项目投运次月起对 储能系统按实际充电量给予投资人 1 元/千瓦时补贴;新疆对符合要求的电储能设施充电量 进行补偿,标准为 0.55 元/kWh。部分地区要求/建议新能源发电项目配置储能。例如:内蒙 《2020 年光伏发电项目竞争配置方案》优先支持光伏+储能项目建设,光伏电站储能容量不 低于 5%,储能市场在 1h 以上;甘肃《关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知》 (2021)鼓励在建存量项目按河西 5 市(酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威)配置 10%-20% 储能,其他地区按 5%-10%配置配套储能设施。

国内储能行业标准体系仍需完善,标准化进程有望提速。2020 年 1 月,国家能源局综 合司印发《关于加强储能标准化工作的实施方案》,方案指出储能标准化建设工作重点任务 包括建立储能标准化协调工作机制、建设储能标准体系、推动储能标准化示范、推进储能标 准国际化。到 2021 年,形成政府引导、多方参与的储能标准化工作机制,推进建立较为系 统的储能标准体系,加强储能关键技术标准制修订和储能标准国际化。

3.2 政策叠加技术降本,商业模式逐步清晰

现阶段对政策依赖性较高,经济性有待发掘。从经济性测算角度出发,发电侧主要考虑 电站配置储能是否达到收支平衡,用户侧储能分工商业光储自发自用、住宅光储自发自用+ 余电上网等应用场景测算电费的节省程度。由于度电成本还有较大下降空间,且中国户均用 电量较少而销售电价又远低于欧美国家,因此在无政府补贴的情况下,安装户用储能的经济 性尚弱。对标美国、欧洲、澳洲三大储能市场,中国储能市场的电价水平、用电需求更类似 于美国,需要依赖强有力的政策驱动。

1)发电侧:电站配置储能提升消纳能力及稳定性。在当前组件、电芯价格下,集中式 光伏电站系统建设成本约 4.1 元/W、储能系统建设成本约 2.1 元/Wh、光伏平均有效年发电 小时数约 1200 小时,假设按照 10%比例配置储能、配置储能时长约 2 小时,100MW 集中 式光储电站度电成本约 0.46 元/kWh。据国家发改委政策,2021 年后取消对光伏发电上网补 贴,新建项目按照当地燃煤电价平价上网,我国各地燃煤电价区间约在 0.2 -0.45 元/kWh 之 间,发电侧安装储能尚未达到经济性拐点。当光伏电站系统成本降至 3.5 元/W、储能系统 成本降至 1.7 元/Wh 以下时,度电成本可降至 0.4 元/kWh 以下,部分地区具备经济性。

2)用户侧商业模式一:用户侧工商业光储自发自用。在当前组件、电芯价格下,分布 式工商业光伏电站系统建设成本约 4.2 元/W、储能系统建设成本约 2.4 元/Wh、光伏平均有效年发电小时数约 1200 小时,假设按照 40%比例配置储能、配置时长为 2 小时、尖峰电价 上浮 20%进行计算,10MW 工商业分布式光储电站度电成本约 0.52 元/kWh。2021 年我国各 地工商业销售电价在 0.39-0.75 元/kWh 之间,在国内大部分地区工商业自发自用这一模式下 具备经济性。

工商业分布式光伏电站配储能必要性较弱。在上述电站假设下进一步计算工商业分布 式光储电站的资本金内部收益率(IRR)。在当前系统价格下、全国工商业用电平均电价 0.6 元/kWh,工商业分布式光储电站 IRR 约为 11.7%。但考虑到工商业分布式电站的应用场景 特点,光伏发电高峰与工商业用电高峰重合度较高、工商业用电需求较大,工商业配置储能 的必要性较弱。

3)用户侧商业模式二:住宅用户侧光储“自发自用、余电上网”模式。居民用电相对 工商业场景用电量较小。我们假设 10%发电量自用、90%并入电网,且自用部分通过储能储 存下来之后用于峰值电价时段使用。在当前组件、电芯价格水平下,假设按照 90%比例配置储能、配置时长为 2 小时、尖峰电价上浮 30%进行计算,光伏系统初始建设成本约 3.8 元/W, 储能系统初始建设成本约 2.3 元/Wh,年度光储系统运维费用约 1000 元,20kW 户用分布式 光储电站度电成本约 0.59 元/kWh,内部收益率为 0.99%。在当前价格下,不配置储能的户 用分布式 IRR 约为 8.2%,户用分布式光伏配置储能的经济性较弱。 盈利改善预期:1)当光伏系统成本降至 3 元/W,储能系统成本降至 2 元/Wh 时,IRR 可提升至 3.7%;2)当峰时电价上浮幅度超过 100%时,内部收益率可达到 8%以上,经济性 相对可观。

3.3 需求拐点即将来临,未来广阔市场空间

长期来看可再生能源发电占比提升,将有效释放储能广阔需求空间, 年国内 储能新增需求量约 179GWh。据测算,国内 年发电侧、电网侧、用户侧、5G 基 站、其他辅助服务新增储能需求量分别为 41.1GWh、26.2GWh、77.9GWh、27.9GWh、5.7GWh, 总共约 179GWh。

1)发电侧:政策驱动清洁能源配备率提升,2025 年新增需求量达 20.3GWh。发电侧 以新能源发电配套为主,我们假设 年:1)国内光伏新增装机容量分别约 80GW、 90GW、100GW、110GW,其中集中式占比 50%,对应约 40 GW、45 GW、50 GW、55GW; 我国 年风电新增装机容量分别约 55

2)电网侧:满足电力调峰调频需求,2025 年新增需求量约为 14.6GWh。电网侧以辅 助服务(即调频调峰)为主,分存量及增量市场。截止 2021 年底我国可再生能源装机存量 规模 930GW,我们假设 年:1)电力装机增量分别约为 150 GW、170 GW、195 GW、 220 GW;2) 年存量装机储能配备渗透率分别为

3)用户侧:降本逐渐释放用户侧空间,2025 年新增需求量约为 36.6GWh。用户侧主 要考虑光储系统的普及。我们假设 年:1)我国分布式光伏新增装机量分别约为 40 GW、45 GW、50 GW、55 GW。2)分布式光伏储能配备渗透率分别为 8%、16%、25%、 37%。3)用户侧功率配置比例为 90%。4)储能配置时长均为 2 小时。则 2022 年用户侧储

4)5G 基站:功耗相对 4G 基站大幅增加,储能备用电源成为必选项,2025 年新增需 求量约为 13.4GWh。我国是目前 5G 基站配置储能的最大需求市场,目前我国 5G 基站储能 累计装机量占到全球比例约 60%,2021 年国内新增 5G基站超过 60万个,我们假设 年:1)我国 5G 基站新建数量分别为 80、100、120、140 万个;2)5G

4 储能市场方兴未艾,产业链竞争格局初显

储能产业链结构清晰,电池及变流器占据绝大部分价值量。储能产业链上游系电池组 原材料,中游是储能核心设备,下游指储能系统的安装和运营。中游是储能产业链的核心部 分,包括电池组、PCS、BMS、系统集成商等。从价值量来看,电池组和 PCS 占据了储能 产业链中游的绝大部分,分别占比约 60%、20%,市场空间最为广阔。

近几年储能市场格局变化明显,未来预计有其他领域巨头公司切入。储能产业链整体 来看具备以下特点:1)市场尚处于发展初期,竞争格局未定,两年内各家厂商排名调整较 大。2)储能各环节均有对应的相类似的成熟市场,现有主要厂商大多是从成熟市场横向扩 展业务线切入储能行业。3)纵向一体化延伸布局是国内储能市场的大趋势。

储能系统成本下降空间较大。储能时长、项目规模、电池材料体系以及项目部署国家均 是影响储能项目成本的因素。根据 BNEF 数据,2020 年一个完成安装的、4 小时电站级储能 系统的成本范围为 235-446 美元/千瓦时。截至 2020 年底,全球储能系统成本约 299 美元/kWh, 其中电池成本占比 55%,BOS 成本占比 12%、PCS 成本占比 3% 、EPC 成本占比

4.1 储能电池:产业链核心技术体现,磷酸铁锂渗透率有望提升

储能电池是储能系统核心技术所在,锂离子电池系长期技术路线。储能电池在系统成 本结构中占比达 60%,占据了价值链的主要部分。按技术路线储能电池可分为锂离子电池、 铅酸电池、钠硫电池、液流电池等,其中锂离子电池由于能量密度高、适用温度范围广、使 用寿命长等优势成为市场主流, 年累计装机规模占比达到 92%。 磷酸铁锂电池具高安全性、长寿命及低成本优势,符合储能领域要求。根据电池的正 极化学物质不同,现行储能领域应用较多的锂离子电池有磷酸铁锂电池及三元锂电池,前者 以磷酸铁锂为正极,后者以镍钴锰酸锂或镍钴铝酸锂为正极。对比而言,磷酸铁锂电池热稳 定温度范围大、电池循环寿命长且原材料简单易得,因此具有高安全性、长寿命及低成本等 显著优势;三元电池则具有能量密度高这一核心优势点。在动力电池领域,汽车空间有限因 而三元电池的高能量密度能有效提升续航里程,而储能领域放宽这一要求,凸显了磷酸铁锂 电池的安全性及成本优势。

钠离子电池部分性能已具备一定优势,但目前仍处于产业化初期。早在 20 世纪 70 年 代,钠离子电池概念便被提出,但目前仍处于产业化初期。2021 年 7 月,发布第 一代钠离子电池。与锂离子电池相比,钠离子电池拥有四大优势:一是钠离子资源丰富且分 布均匀,钠的地壳元素含量排名第六,这就意味着在开发供应和成本方面,钠有着一定的优 势;二是钠离子化合物价格稳定且低廉;三是钠离子电池电化学性能相对稳定,热稳定性、 循环性能、充电及低温性能综合实力较为均衡,更具安全性;四是在制造工艺方面,钠离子 电池可以与目前的锂离子电池制造工艺和设备相兼容。但是目前钠离子电池在能量密度以及 循环次数上仍存在一定瓶颈。

动力厂商进军储能领域,市场格局调整明显。一方面储能电池对于能量密度及技术的 要求低于动力电池,另一方面储能电池生产普遍可直接沿用动力电池产线,因此动力电池厂 商进入储能电池领域具有天生优势。2020 年各大动力电池厂商通过成立合资公司等方式布 局储能领域,对比 2018 年与 2020 年中国新增投运电化学储能电池供应商情况,两年内亿纬 动力、、等头部动力电池厂商实现了市占率的大幅提升,也从第二 名一跃成为颇具领先优势的储能电池出货量第一。同时,由于储能电池技术壁垒低于动力电 池,预计未来竞争程度会更加激烈,市场格局在短期内仍存在大幅调整可能。

4.2 PCS:逆变器龙头具技术优势,产品逐步实现细分化

储能变流器(PCS)系储能系统核心零部件,成本占比约 20%。储能变流器(PCS)处 于蓄电池组和电网之间,实现电能的双向转换,放电时可以将蓄电池的直流电转变为交流电 输送给电网,充电时可以将电网的交流电整流为直流电实现充电。现行市场上 PCS 产品可 分为单相 PCS 和三相 PCS,在装置组成、系统电压等方面均有所区别。 不同应用场景对应不同功率等级的储能变流器。户用 PCS 多与户用光伏配合使用,作 为电量搬移、电费管理、应急电源等,对安规、ECM 及噪声等要求较高,功率通常≤10kW (单相);工商业 PCS 与分布式光伏发电结合,自发自用余电上网或削峰填谷利用峰谷电价 差异获利,部分用户也用其扩容,多设计为可并联扩展的标准功率单元,功率通常为 20/30, 50/100kW(三相);大功率集中式 PCS 采用大功率 IGBT 模块设计的变流器,同功率积可做到最小、变换效率相对较高、使用功率器件较少,系统可靠性得到保证,功率通常为 200/500/1250kW(三相);储能电站用 PCS 系统方案一般采用 IGBT 模块设计,变流器安装 到集装箱内部,放置于室外,功率通常为 1~200MW(三相)。

PCS 市场集中度相对较高,竞争格局仍存变数。以 2020 年中国新增投运电化学储能项 目的储能变流器供应商来看,我国储能变流器 CR3 约为 49%,2018 年 CR3 约为 48%,市 场集中度相对较高且保持稳定。进一步从内部竞争排名来看,格局仍存在较大变数。2020 年前三大供应商分别为、科华、索英电气,市占率分别为 20%、16%、13%,其中 及索英电气在 2018 年市占率仅为 12%、3%,排名第五及第八,两年内实现了市占 率的快速提升,市场格局重新调整。

储能变流器厂商多为原光伏逆变器制造商,光伏逆变器龙头有望实现产业链延伸。储 能目前的发展阶段与光伏具有高度关联性,在技术原理及下游客户上都有较高的重叠度,、科华、等现行的头部储能变流器厂商均同时布局光伏逆变器产品。但同时, 中国光伏逆变器出货量龙头与储能变流器出货量龙头之间存在一定差异,如光伏逆 变器全球市占率居前十但并未大幅度出货储能变流器。考虑到储能变流器厂商排行仍存在较 大调整,其余光伏逆变器龙头厂商有望发力布局储能变流器,实现市占率提升。

产品大型化、细分化预计成储能变流器未来发展趋势。随着储能电站容量不断扩大, 储能变流器的功率也随之升高。目前市场上 PCS 的主流功率包括 200kW、250kW、500kW、 630kW,但自 2020 年起已有厂商推出 2-3MW 功率水平的产品。 2020 年 5 月推出 业界首个单机功率达 3MW 的储能变流器,阳光电源现有并网交流输出功率 3450kVA、 3465kVA 级别的 PCS 产品,功率不断提升。另一方面,不同应用场景对储能变流器提出了 不同的要求,工商业用户侧要求灵活高效,调频应用要求稳定可靠大容量,大型储能电站用 PCS 要求体积小利于集成。因此未来储能变流器产品趋于多样化,针对细分应用领域实现差 异化。

4.3 系统集成:竞争厂商众多,第三方体系逐步建立

系统集成提供一站式解决方案,上游厂商多向这一环节实现业务延伸。系统集成是指 按照客户的要求,选择合适的储能技术和产品,将各个单元组合起来,打造“一站式”解决 方案。现行储能市场主要存在三类集成厂商,一类是全链发展模式,厂商包揽电池组、EPC 等零部件的生产制造,并负责整合成为整体的解决方案。第二类是专业化集成模式,企业从 外部采购零部件,专注于系统集成方案的设计和实施。第三类是转型期厂商,即原本的电池 或 EPC 厂商等向下游系统集成环节延伸。 系统集成是对企业多维度综合能力的考量。系统集成是一项较为庞杂的业务,不仅涉 及到电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技术,还要深度理解下游不同行业的应 用场景。系统集成的重要性日益凸显,需要同时具备四大能力:第一,不同应用场景对电池 充放电倍率的要求不同,要有识别电池性能的能力,综合把握、甄选合作伙伴,做好供应链 管理;第二,采购电芯后,在集成过程中实现高效率、低成本;第三,安全性,系统设计对 于最大程度降低风险十分关键;第四,随着定制化需求成为常态,如何建立高效的研发机制, 考验企业的组织架构和响应能力。

阳光电源与海博思创跃居第一梯队,市场竞争格局快速调整。按照装机功率规模来看, 2020 年系统集成商中阳光电源与海博思创属于第一梯队,分别投运了 300.8MW 及 242.8MW。 对比 2018 年的市场竞争格局,两年内系统集成环节的格局调整速度与其他环节相类似,两 年内阳光电源与海博思创从第二梯队跃居第一梯队,而原本领先的与在 2020 年已落后至第 7、8 名的位置,仍未出现确定性较强的龙头企业。

纵向一体化延伸成目前国内储能市场大趋势,第三方系统集成体系逐渐建立。在系统 集成领域,国内外市场体现出不同特征,国内上游厂商争相抢占系统集成环节份额,前十大 系统集成商中大多都是由电池环节或 PCS 环节延伸过去。而海外系统集成环节主要由第三 方专业系统集成公司负责,两者的差异化主要原因系国内商业模式经济性不高,还不能支撑 独立第三方集成商市场。长远来看,系统集成环节技术壁垒较高,需要高度的理解和整合能 力,因此资金或技术不够成熟的厂商预计会逐渐退回专业设备供应商的位置,逐渐形成实力 更强的第三方系统集成商体系。

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一、乘法交换律与结合律的运用。

二、乘法分配律的运用。

三、比较乘法结合律与分配律在简便运算时的区别。

下面各题用两种方法简算。

①甲有存款4000元,乙有存款2400元,乙从存款中取出一些后,甲的存款正好是乙现在的5倍。乙取出多少元钱?

② 有一堆煤,如果用甲种车一次运完,需要36辆; 如果用乙种车一次运完,需要45辆。已知甲种车比乙种车每辆多运1.5吨。问这批煤共有多少吨?

二.在下面各式的积中点上小数点。

三.判断,把不对的改正过来。

四.根据12,写出下面各题的积。

五.先判断积里应该有几位小数,再竖式计算。

(2)两个因数的小数位数的和是3,积的小数位数也一定是3。( )

1.用简便方法计算下面各题,并说明运用了什么运算定律。

2.观察下面各题,说说哪道题可以用简便方法计算。

以上能用简便方法计算的有(请填上编号):

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