鋰電儲(chǔ)能行業(yè)研究報(bào)告：五年三千億，能源革命是最大驅(qū)動(dòng)力報(bào)告綜述鋰電儲(chǔ)能應(yīng)用廣泛，裝機(jī)規(guī)模持續(xù)提升潛力巨大電儲(chǔ)能一般指電能的儲(chǔ)存和釋放的循環(huán)過(guò)程，可按照存儲(chǔ)原理的不同分為電化學(xué)儲(chǔ)能和機(jī)械儲(chǔ)能兩類。其中，鋰電儲(chǔ)能是電化學(xué)儲(chǔ)能的主要技術(shù)路線，具有能量密度高、綜合效率高、成本下降潛力大、建設(shè)周期短等特性，裝機(jī)規(guī)模持續(xù)提升，未來(lái)潛力巨大。五年三千億市場(chǎng)空間可期，能源革命是最大驅(qū)動(dòng)力電力系統(tǒng)是儲(chǔ)能的最大應(yīng)用場(chǎng)景。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型對(duì)電網(wǎng)的沖擊是發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能的底層邏輯，未來(lái)

5

年需求約

131GWh，年均復(fù)合增速

74%；多因素作用推動(dòng)用電側(cè)儲(chǔ)能快速發(fā)展，未來(lái)

5

年需求約

93GWh，年均復(fù)合增速

95%。疊加

5G基站及“光儲(chǔ)充”一體化充電站等新場(chǎng)景應(yīng)用催生的需求增量，未來(lái)

5

年儲(chǔ)能需求合計(jì)超

270GWh，市場(chǎng)空間近

3400

億元。長(zhǎng)期來(lái)看，預(yù)計(jì)

2030

年儲(chǔ)能需求超

500GWh，市場(chǎng)空間近

3800

億元。商業(yè)模式逐漸清晰，經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)打響裝機(jī)發(fā)令槍由于儲(chǔ)能電池一般采用容量單位（如

MWh）計(jì)量，而其他部件一般采用功率單位（如

MW）計(jì)量，因此備電時(shí)長(zhǎng)差異導(dǎo)致統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)較為困難。根據(jù)我們的測(cè)算，在用電側(cè)，儲(chǔ)能度電成本約

0.51

元/kWh，在工商業(yè)/大工業(yè)場(chǎng)景基本具備套利空間；在輸配電側(cè)，儲(chǔ)能里程成本約

3.93

元/MW，在電力輔助服務(wù)市場(chǎng)基本具備盈利空間；在發(fā)電側(cè)，當(dāng)前配置儲(chǔ)能已具備經(jīng)濟(jì)性，項(xiàng)目收益率基本已達(dá)

8%的要求。強(qiáng)制性配套政策疊加經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)，新能源側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)將持續(xù)高增。產(chǎn)業(yè)鏈分析：格局初顯，建議關(guān)注電池與PCS環(huán)節(jié)儲(chǔ)能電池是未來(lái)降本的核心環(huán)節(jié)，磷酸鐵鋰有望成為主流技術(shù)路線，頭部動(dòng)力電池廠商具備顯著的技術(shù)與規(guī)模優(yōu)勢(shì)。儲(chǔ)能變流器與光伏逆變器技術(shù)同源，頭部供應(yīng)商的產(chǎn)品及渠道優(yōu)勢(shì)明顯，有望復(fù)制光伏逆變器格局。系統(tǒng)集成服務(wù)排名競(jìng)爭(zhēng)焦灼，差異化增值服務(wù)是核心競(jìng)爭(zhēng)要素。BMS技術(shù)壁壘較高，算法和芯片是核心競(jìng)爭(zhēng)要素。1

鋰電儲(chǔ)能應(yīng)用廣泛，裝機(jī)規(guī)模持續(xù)提升潛力巨大電儲(chǔ)能一般指電能的儲(chǔ)存和釋放的循環(huán)過(guò)程，一般分為電化學(xué)儲(chǔ)能和機(jī)械儲(chǔ)能。從廣義上講，儲(chǔ)能是指通過(guò)介質(zhì)或設(shè)備將能量轉(zhuǎn)化為在自然條件下較為穩(wěn)定的存在形態(tài)并存儲(chǔ)起來(lái)，以備在需要時(shí)釋放的循環(huán)過(guò)程，一般可根據(jù)能量存儲(chǔ)形式的不同分為電儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能和氫儲(chǔ)能三類。從狹義上講，一般主要指電儲(chǔ)能，也是目前最主要的儲(chǔ)能方式，可按照存儲(chǔ)原理的不同分為電化學(xué)儲(chǔ)能和機(jī)械儲(chǔ)能兩類。其中，電化學(xué)儲(chǔ)能是指利用化學(xué)元素做儲(chǔ)能介質(zhì)，充放電過(guò)程伴隨儲(chǔ)能介質(zhì)的化學(xué)反應(yīng)或者變價(jià)，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池儲(chǔ)能等；機(jī)械儲(chǔ)能一般采用水、空氣等作為儲(chǔ)能介質(zhì)，充放電過(guò)程儲(chǔ)能介質(zhì)不發(fā)生化學(xué)變化，主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能等。抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模最大，鋰電儲(chǔ)能快速發(fā)展。抽水蓄能作為機(jī)械儲(chǔ)能的一種技術(shù)類型，早在

20

世紀(jì)

90

年代就實(shí)現(xiàn)了商業(yè)化應(yīng)用，是目前技術(shù)成熟度最高、存儲(chǔ)成本最低、使用壽命長(zhǎng)、裝機(jī)規(guī)模最大的儲(chǔ)能技術(shù)。根據(jù)

CNESA，截至

2020

年

9

月，全球已投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)

186.1GW，其中抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模約

171GW，占比約

91.9%；但受站址資源不足、成本疏導(dǎo)困難和建設(shè)周期較長(zhǎng)等局限，近幾年新增裝機(jī)較小。與此同時(shí)，鋰離子電池儲(chǔ)能技術(shù)作為電化學(xué)儲(chǔ)能的主要技術(shù)路線，具有能量密度高、綜合效率高、成本下降潛力大、建設(shè)周期短和適用性廣泛等特性，裝機(jī)規(guī)模持續(xù)提升。截至

2020

年

9

月，全球電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)

10.90GW，占比約

5.9%；其中鋰電儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模

9.81GW，在電化學(xué)儲(chǔ)能中占比約

90%，是第二大規(guī)模的儲(chǔ)能技術(shù)類型。2020

年前三季度全球新增投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為

2.66GW，同比增長(zhǎng)約

167%；其中鋰電池儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模約

2.62GW，占比約

98.4%。電化學(xué)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈可分為上游材料、中游核心部件制造、下游應(yīng)用。儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要為電池原材料，包括正極材料、負(fù)極材料、電解液、隔膜以及結(jié)構(gòu)件等。產(chǎn)業(yè)鏈中游主要為儲(chǔ)能系統(tǒng)的集成與制造，對(duì)于一個(gè)完整的儲(chǔ)能系統(tǒng)，一般包括電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）以及儲(chǔ)能變流器（PCS）四大組成部分。其中，電池組是儲(chǔ)能系統(tǒng)的能量核心，負(fù)責(zé)電能的存儲(chǔ)；BMS是系統(tǒng)的感知核心，主要負(fù)責(zé)電池監(jiān)測(cè)、評(píng)估和保護(hù)以及均衡等；EMS是系統(tǒng)的控制核心，主要負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控、能量調(diào)度等；PCS是系統(tǒng)的決策核心，主要負(fù)責(zé)控制充放電過(guò)程，進(jìn)行交直流的變換。產(chǎn)業(yè)鏈下游主要為不同應(yīng)用場(chǎng)景的運(yùn)維服務(wù)等，如儲(chǔ)能可用于電力系統(tǒng)的發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用電側(cè)，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰調(diào)頻、減少棄光棄風(fēng)、緩解電網(wǎng)阻塞、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管理等功能；其他應(yīng)用場(chǎng)景還包括通信基站、數(shù)據(jù)中心等的備用電源，以及為機(jī)器人系統(tǒng)供電，保障高性能武器裝備的穩(wěn)定運(yùn)行等。2

五年三千億市場(chǎng)空間可期，能源革命是核心驅(qū)動(dòng)力2.1

能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型對(duì)電網(wǎng)的沖擊是發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能的底層邏輯2.1.1

全球脫碳趨勢(shì)明確，高比例可再生能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型加速全球脫碳趨勢(shì)明確，十大煤電國(guó)已有六國(guó)承諾碳中和。2020

年

9

月

22

日，在聯(lián)合國(guó)大會(huì)上提出我國(guó)力爭(zhēng)

2030

年前二氧化碳排放達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取

2060

年前實(shí)現(xiàn)碳中和。12

月

12

日，在氣候雄心峰會(huì)上提出：到

2030

年，我國(guó)非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到

25%左右，風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到

1200GW以上。歐盟于

2020

年

12

月

11

日通過(guò)《2030

年氣候目標(biāo)計(jì)劃》，計(jì)劃將

2030

年溫室氣體減排目標(biāo)由此前的

40%的提高至

55%，并通過(guò)了總額逾

1.8

萬(wàn)億歐元的復(fù)蘇計(jì)劃，其中約

30%經(jīng)費(fèi)將用來(lái)協(xié)助歐洲綠色轉(zhuǎn)型，為

2050

年實(shí)現(xiàn)碳中和提供保障。隨著拜登上臺(tái)推行“綠色新政”，美國(guó)即將重返《巴黎協(xié)定》，并計(jì)劃在

2050

年之前達(dá)到凈零排放，其中電力部門將在

2035

年實(shí)現(xiàn)碳中和，

36%電力需求來(lái)自于可再生能源和核能。截至目前，全球十大的煤電生產(chǎn)國(guó)已有

6

個(gè)國(guó)家承諾碳中和，分別為中國(guó)（2060）、美國(guó)（2050）、日本（2050）、韓國(guó)（2050）、南非（2050）、德國(guó)（2050）。高比例可再生能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型是實(shí)現(xiàn)碳中和的關(guān)鍵路徑。根據(jù)聯(lián)合國(guó)政府間氣候變化專門委員會(huì)（IPCC），碳中和是指二氧化碳的人為移除抵消了人為排放，其中人為排放包括化石燃料燃燒、工業(yè)過(guò)程、農(nóng)業(yè)及土地利用活動(dòng)排放等。根據(jù)國(guó)際可再生能源署（IRENA），化石燃料燃燒和工業(yè)過(guò)程的二氧化碳排放占比

80%以上，分部門來(lái)看，電力（占比

31%）、交通（占比

25%）、工業(yè)（占比

21%）為排放量前三的部門。減碳舉措一般可分為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、模式升級(jí)、能效提升、碳捕獲與儲(chǔ)存技術(shù)四大類，其中能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，即電力部門可再生能源發(fā)電比重提升,

同時(shí)其他部門深度電力化，是減排的關(guān)鍵路徑。按照《巴黎協(xié)定》將全球平均氣溫較前工業(yè)化時(shí)期的升幅控制在

2℃以內(nèi)的目標(biāo)，IRENA預(yù)測(cè)到

2050

年，全球能源相關(guān)的

CO2

排放量需減少

70%。從能源結(jié)構(gòu)來(lái)看，電力將成為主要的能源載體，占終端消費(fèi)的比例由

20%

增長(zhǎng)至近

50%，每年新增

1000TWh的電力需求，可再生能源發(fā)電的比例需大幅上升至

86%，

對(duì)應(yīng)每年超過(guò)

520GW的新增可再生能源發(fā)電裝機(jī)。2.1.2

可再生能源波動(dòng)性與電網(wǎng)穩(wěn)定性的根本性矛盾催生儲(chǔ)能需求電力系統(tǒng)具有很高的穩(wěn)定性要求。電能以光速傳送，并且不能大規(guī)模存儲(chǔ)，發(fā)、輸、配、用瞬時(shí)同步完成，整個(gè)電力系統(tǒng)時(shí)刻處于一個(gè)動(dòng)態(tài)的平衡狀態(tài)。在穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，電力系統(tǒng)中發(fā)電機(jī)發(fā)出的有功功率和負(fù)載消耗的有功功率相平衡，系統(tǒng)頻率維持額定值。當(dāng)電源功率大于負(fù)荷功率時(shí)，系統(tǒng)頻率升高；反之系統(tǒng)頻率降低。因此電網(wǎng)需通過(guò)一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等手段保證頻率在合格范圍，否則將對(duì)負(fù)載或發(fā)電設(shè)備的運(yùn)行產(chǎn)生影響，嚴(yán)重時(shí)甚至導(dǎo)致頻率崩潰，造成大面積停電?？稍偕茉窗l(fā)電具有很強(qiáng)的間歇性和波動(dòng)性?？稍偕茉窗l(fā)電依賴于自然條件，先天具有間歇性和波動(dòng)性特征。例如，風(fēng)力發(fā)電是由自然風(fēng)吹動(dòng)風(fēng)機(jī)的葉片，帶動(dòng)傳動(dòng)軸轉(zhuǎn)動(dòng)，把風(fēng)的動(dòng)能轉(zhuǎn)化為機(jī)械動(dòng)能再轉(zhuǎn)化為電能，風(fēng)力間歇性的特點(diǎn)導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電輸出的電能也具有間歇性；光伏發(fā)電是利用光生伏特效應(yīng)將光能直接轉(zhuǎn)化為電能，其發(fā)電功率受光照強(qiáng)度直接影響，雖然一個(gè)地區(qū)年均光照強(qiáng)度總體不變，但光照強(qiáng)度一般從早上逐漸增加到中午達(dá)到最強(qiáng)，隨后逐漸減弱到晚上達(dá)到最弱，同時(shí)光照強(qiáng)度在一個(gè)小時(shí)段內(nèi)具有一定的隨機(jī)性，因此光伏發(fā)電輸出也具有間歇性和波動(dòng)性的特征。高比例間歇性可再生能源并網(wǎng)將對(duì)電網(wǎng)穩(wěn)定性造成沖擊。高比例間歇性新能源接入電力系統(tǒng)后，常規(guī)電源不僅要跟隨負(fù)荷變化，還要平衡新能源出力波動(dòng)，增加電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度。根據(jù)國(guó)際能源署（IEA），按照電網(wǎng)吸納間歇性可再生能源（主要是風(fēng)電、光伏）的比例劃分了四個(gè)階段：（1）第一階段：間歇性可再生能源占比低于

3%，電力需求本身的波動(dòng)超過(guò)了間歇性可再生電源供應(yīng)的波動(dòng)幅度，因此對(duì)于電網(wǎng)的運(yùn)行基本沒(méi)有影響。（2）第二階段：間歇性可再生能源占比在

3%-15%之間，對(duì)電網(wǎng)沖擊較小，可通過(guò)預(yù)測(cè)間歇性可再生能源機(jī)組發(fā)力，以及加強(qiáng)調(diào)度的方式平抑可再生能源的波動(dòng)性和間歇性，可再生能源消納相對(duì)容易。（3）第三階段：間歇性可再生能源占比在

15%-25%之間，對(duì)電網(wǎng)沖擊較大，此時(shí)電網(wǎng)靈活性要求大大增加，短期內(nèi)需要增加調(diào)頻電站，中長(zhǎng)期需引入需求側(cè)管理與儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用。（4）第四階段：間歇性可再生能源占比在

25%-50%之間，電網(wǎng)穩(wěn)定性面臨挑戰(zhàn)，部分時(shí)段

100%電力由間歇性可再生能源提供，所有的電廠都必須配置儲(chǔ)能靈活運(yùn)行，以應(yīng)對(duì)電源端和負(fù)荷端的隨機(jī)變化。英國(guó)"8.9"大停電事故與高比例風(fēng)電機(jī)組并網(wǎng)有關(guān)。2019

年

8

月

9

日下午

5

點(diǎn)左右，英國(guó)發(fā)生自

2003

年“倫敦大停電”以來(lái)規(guī)模最大、影響人口最多的停電事故，造成包括倫敦、英格蘭、威爾士等多個(gè)地區(qū)地鐵停運(yùn)、機(jī)場(chǎng)癱瘓等，甚至部分醫(yī)院由于備用電源不足無(wú)法進(jìn)行醫(yī)療服務(wù)，總共約有近

100

萬(wàn)家庭和企業(yè)受到影響。事后事故分析表明，高比例風(fēng)電并網(wǎng)而系統(tǒng)備用不足是直接原因：由于新能源發(fā)電大量替代傳統(tǒng)能源發(fā)電，導(dǎo)致電力系統(tǒng)抵御功率差額的能力下降；在電力系統(tǒng)出現(xiàn)接連出現(xiàn)擾動(dòng)時(shí)，系統(tǒng)備用不足未能及時(shí)彌補(bǔ)功率缺額導(dǎo)致事故發(fā)生；幸好抽蓄機(jī)組及時(shí)增加出力，阻止事故進(jìn)一步擴(kuò)大，可見(jiàn)儲(chǔ)能對(duì)于穩(wěn)定電網(wǎng)作用巨大。儲(chǔ)能有望成為可再生能源消納的最終解決方案。在間歇性可再生能源發(fā)電比例不斷提升的大背景下，配置儲(chǔ)能通過(guò)對(duì)電能的快速存儲(chǔ)和釋放，不僅可以降低棄風(fēng)棄光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波動(dòng)，跟蹤計(jì)劃出力，并參與系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻，增強(qiáng)電網(wǎng)的穩(wěn)定性，有望成為新能源電力消納的最終解決方案。2.1.3

發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲(chǔ)能的本質(zhì)作用基本相同，未來(lái)

5

年需求約

131GWh發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲(chǔ)能的本質(zhì)用途基本相同，涉及的主要是利益分配問(wèn)題。對(duì)于發(fā)電側(cè)和輸配電側(cè)儲(chǔ)能，從商業(yè)模式來(lái)看有一些差別，但其本質(zhì)用途基本上均是削峰填谷、調(diào)頻調(diào)峰以及緩解電網(wǎng)阻塞等，保障電網(wǎng)穩(wěn)定性。至于具體在發(fā)電側(cè)或是輸配電側(cè)配置儲(chǔ)能，主要涉及的是利益分配問(wèn)題。具體來(lái)講，在我國(guó)現(xiàn)行輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制下，是由發(fā)電機(jī)組單邊承擔(dān)輔助服務(wù)費(fèi)用，享用服務(wù)的終端用戶并不承擔(dān)費(fèi)用，即提供高于自身強(qiáng)度的輔助服務(wù)的發(fā)電機(jī)組將獲得補(bǔ)償，而補(bǔ)償費(fèi)用將分?jǐn)傊撂峁┑陀谧陨韽?qiáng)度的服務(wù)的發(fā)電機(jī)組，可簡(jiǎn)單理解補(bǔ)償和分?jǐn)傎M(fèi)用在不同發(fā)電機(jī)組間打轉(zhuǎn)。2018

年國(guó)內(nèi)新增電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)

700MW，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)占比從

3%增至

21.4%。2019

年初,

國(guó)網(wǎng)和南網(wǎng)發(fā)布的指導(dǎo)意見(jiàn)中提出，推動(dòng)政府主管部門將各省級(jí)電力公司投資的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能計(jì)入有效資產(chǎn)，通過(guò)輸配電價(jià)疏導(dǎo)。對(duì)于國(guó)網(wǎng)和南網(wǎng)的最初設(shè)想，可以簡(jiǎn)單理解為部分電力輔助服務(wù)的費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)轉(zhuǎn)移至電網(wǎng)公司。由于當(dāng)時(shí)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性不足，這樣的機(jī)制有利于迅速做大儲(chǔ)能規(guī)模，保障電網(wǎng)穩(wěn)定性和安全性，但不利于形成充分競(jìng)爭(zhēng)的儲(chǔ)能市場(chǎng)。然而在

2019

年

5

月

28

日，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布新修訂的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》，明確電儲(chǔ)能設(shè)施不計(jì)入輸配電定價(jià)成本。2019

年輸配電側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)迅速下降，與此同時(shí)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)迅速提高。發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)此消彼長(zhǎng)的關(guān)系側(cè)面印證了儲(chǔ)能在這兩個(gè)應(yīng)用場(chǎng)景的本質(zhì)用途基本相同，需求只是在不同主體間轉(zhuǎn)移。此外，國(guó)外機(jī)構(gòu)也通常將發(fā)電側(cè)和輸配電側(cè)儲(chǔ)能歸類為電表前端儲(chǔ)能。未來(lái)

5

年發(fā)輸配電側(cè)的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

131GWh，年均復(fù)合增速

74%。由于發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲(chǔ)能的本質(zhì)用途基本相同，因此我們?cè)陬A(yù)測(cè)市場(chǎng)空間時(shí)將發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)合并計(jì)算，同時(shí)考慮到發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)的一些特性需求，預(yù)計(jì)總市場(chǎng)空間高于我們的預(yù)測(cè)值。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì)

2021-2025

年發(fā)輸配電側(cè)的儲(chǔ)能需求約

131GWh，年均復(fù)合增速約

74%，其中

2025

年發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能需求約

52GWh。我們對(duì)儲(chǔ)能配置滲透率和容量配置比例做了雙因素敏感性分析，在儲(chǔ)能配置滲透率

40%-50%，容量配置比例

13%-17%的情形下，2025

年發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能需求約

44-62GWh。長(zhǎng)期來(lái)看，預(yù)計(jì)

2030

年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

234GWh。2.2

多因素作用推動(dòng)用電側(cè)儲(chǔ)能快速發(fā)展，未來(lái)

5

年需求約

93GWh歐美主要國(guó)家用電成本高昂，分布式光伏系統(tǒng)快速發(fā)展為儲(chǔ)能提供市場(chǎng)基礎(chǔ)。儲(chǔ)能在用戶側(cè)主要與分布式電源配套，或作為獨(dú)立儲(chǔ)能電站應(yīng)用，其用途主要為電力自發(fā)自用、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管理和提升供電可靠性等。德國(guó)、日本、意大利、英國(guó)等歐美發(fā)達(dá)國(guó)家用電成本高昂，如居民電價(jià)是中國(guó)的

2-4

倍，且呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢(shì)。以美國(guó)為例，根據(jù)美國(guó)能源信息署（EIA），1997-2019

年美國(guó)居民零售平均電價(jià)以約

2.20%的復(fù)合增速增長(zhǎng)。電價(jià)的影響因素較多，簡(jiǎn)單來(lái)看，一方面電價(jià)長(zhǎng)期受通脹影響，隨著燃料及人工費(fèi)用增加而增加；另一方面如大容量發(fā)電機(jī)組、提高輸電電壓等技術(shù)進(jìn)步可提升效率降低電價(jià)。目前電力工業(yè)技術(shù)較為成熟，通脹一般是影響電力價(jià)格的主要因素。根據(jù)

EIA的預(yù)測(cè)，2019-2050

年美國(guó)名義電價(jià)年均復(fù)合增速約為

2.30%，而真實(shí)電價(jià)（以

2019

為基準(zhǔn)）變動(dòng)很小。因此，預(yù)計(jì)歐美主要國(guó)家將長(zhǎng)期保持高昂的居民用電成本。由于全球多個(gè)國(guó)家和地區(qū)分布式光伏系統(tǒng)早已實(shí)現(xiàn)用電側(cè)平價(jià)，分布式光伏系統(tǒng)快速發(fā)展，2019

年全球分布式裝機(jī)約

40GW，占總裝機(jī)的比重近

35%，為儲(chǔ)能的發(fā)展提供堅(jiān)實(shí)的市場(chǎng)基礎(chǔ)。上網(wǎng)補(bǔ)貼（FIT）和凈計(jì)量（NEM）政策到期或削減，分布式搭配儲(chǔ)能有望得到推廣。上網(wǎng)補(bǔ)貼（FIT）政策對(duì)用戶輸送給電網(wǎng)的電力給予一定補(bǔ)貼，凈計(jì)量（NEM）政策使得用戶可將光伏系統(tǒng)生成的多余的電力輸送回電網(wǎng)。近年來(lái)隨著光伏逐漸平價(jià)，各國(guó)的

FIT和

NEM正逐步到期或削減，而儲(chǔ)能的推廣應(yīng)用可以減少行業(yè)對(duì)

FIT及

NEM等政策的依賴，分布式搭配儲(chǔ)能自發(fā)自用的模式有望得到推廣。部分國(guó)家電力供應(yīng)穩(wěn)定性較差，不同規(guī)模的停電事件時(shí)有發(fā)生，儲(chǔ)能接受度提升。（1）美國(guó)電力系統(tǒng)主要由東部電網(wǎng)、西部電網(wǎng)和德克薩斯州電網(wǎng)組成，其中大部分輸配電設(shè)施由

500

多家互相獨(dú)立的私營(yíng)公司運(yùn)營(yíng)。美國(guó)電網(wǎng)的特殊結(jié)構(gòu)造成了電網(wǎng)難以優(yōu)化配置和統(tǒng)一管理，同時(shí)美國(guó)電網(wǎng)發(fā)展緩慢，70%的輸電線路和電力變壓器運(yùn)行年限在

25

年以上，60%的斷路器運(yùn)行年限超過(guò)

30

年，因此電力系統(tǒng)穩(wěn)定性較差。2019

年

10

月，美國(guó)加州山火事件造成了大規(guī)模停電事件，電力公司

PG&E的

500

多萬(wàn)用戶均存在斷電風(fēng)險(xiǎn)，并且每次斷電可能持續(xù)數(shù)天。近期來(lái)看，2020

年

12

月底，美國(guó)東部多地遭遇冬季風(fēng)暴，馬薩諸塞州、賓夕法尼亞州，以及紐約市、新澤西州和康涅狄格州部分地區(qū)超過(guò)

5.5

萬(wàn)用戶斷電。2021

年

1

月初，美國(guó)南部遭遇強(qiáng)降雪，得克薩斯州、路易斯安娜州多數(shù)地區(qū)超過(guò)

15

萬(wàn)用戶斷電；美國(guó)西海岸遭遇風(fēng)暴襲擊，俄勒岡州、華盛頓州、南加州造成超過(guò)

50

萬(wàn)用戶斷電等。（2）由于南非電力系統(tǒng)管理水平有限，發(fā)電機(jī)組及輸配電設(shè)施時(shí)常發(fā)生故障，煤炭、燃油等燃料儲(chǔ)備也時(shí)常無(wú)法滿足需求，再加上一些罷工和示威，甚至蓄意破壞電力設(shè)施的外部事件，導(dǎo)致南非經(jīng)常發(fā)生不同規(guī)模的停電事件。南非電力公司

Eskom將全國(guó)性分區(qū)停電的措施分為八級(jí)，其中最嚴(yán)重的八級(jí)限電指電網(wǎng)必須節(jié)約

8000MW的電力。2019

年底，南非施行了前所未有的六級(jí)限電，其嚴(yán)重程度相當(dāng)于在

4

天內(nèi)遭到

18

次停電，每次最多

4

個(gè)半小時(shí)，或者在

8

天內(nèi)遭到

18

次停電，每次最多

2

個(gè)小時(shí)，每次停電受到影響的人數(shù)多達(dá)

1900

萬(wàn)人。2020

年南非已多次發(fā)生不同規(guī)模的限電事件，2021

年?duì)顩r依舊沒(méi)有改觀，根據(jù)新聞報(bào)道，南非電力公司

Eskom預(yù)計(jì)今年

4

月份前每周都會(huì)出現(xiàn)電力短缺情況。頻繁的停電事件對(duì)現(xiàn)代生產(chǎn)生活造成了很大的影響,儲(chǔ)能的應(yīng)用可以保障電力的連續(xù)供應(yīng)，儲(chǔ)能接受度逐步提升。2010-2019

年鋰電池價(jià)格下降

87%，帶動(dòng)系統(tǒng)成本快速下降，儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)。受益于新能源汽車產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，鋰電池的大規(guī)模應(yīng)用實(shí)現(xiàn)成本快速下降，根據(jù)

BNEF，2010-2019

年期間鋰電池組的平均價(jià)格的下降幅度達(dá)

87%，帶動(dòng)儲(chǔ)能系統(tǒng)成本迅速下降。目前儲(chǔ)能應(yīng)用經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)快速臨近，有望激發(fā)需求迅速增長(zhǎng)。未來(lái)

5

年用電側(cè)的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

93GWh，年均復(fù)合增速

95%。上述多個(gè)因素疊加，使得儲(chǔ)能在終端價(jià)值的價(jià)值逐步顯現(xiàn)?？紤]到在儲(chǔ)能用戶側(cè)，與分布式電源配套或作為獨(dú)立儲(chǔ)能電站的應(yīng)用場(chǎng)景和客戶群體均有較高的相似性，因此在預(yù)測(cè)市場(chǎng)空間時(shí)忽略了作為獨(dú)立儲(chǔ)能電站的需求，預(yù)計(jì)總市場(chǎng)空間高于我們的預(yù)測(cè)值。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì)

2021-2025

年發(fā)用電側(cè)的儲(chǔ)能需求約

93GWh，年均復(fù)合增速約

95%，其中

2025

年用電側(cè)儲(chǔ)能需求約

41GWh。我們對(duì)儲(chǔ)能配置滲透率和容量配置比例做了雙因素敏感性分析，在儲(chǔ)能配置滲透率

45%-55%，容量配置比例

13%-17%的情形下，2025

年發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能需求約

32-50GWh。長(zhǎng)期來(lái)看，預(yù)計(jì)

2030

年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

190GWh。2.3

5G基站建設(shè)周期帶動(dòng)后備電源需求大幅提升5G建設(shè)加速，2019-2028

年宏基站需求近

500

萬(wàn)個(gè)。5G基站按照功率和覆蓋范圍的不同，

5G基站可分為宏基站和小基站組成，其中小基站包括微基站、皮基站、飛基站。由于

5G的頻段相比

4G更高，基站的覆蓋范圍縮小，因此一般將

5G宏基站建設(shè)在較為空曠的地區(qū)，通過(guò)小基站的補(bǔ)充使用提升

5G基站的覆蓋范圍。“宏基站+小基站”的組網(wǎng)覆蓋模式為

5G基站的主流部署模式。根據(jù)賽迪投資顧問(wèn)，保守預(yù)計(jì)小基站數(shù)量將是宏基站數(shù)量的

2

倍。參考

4G基站的建設(shè)節(jié)奏，我們預(yù)計(jì)在

2019-2028

年

5G基站建設(shè)周期中，宏基站建設(shè)數(shù)量近

500

萬(wàn)個(gè)，

小基站建設(shè)數(shù)量近

1000

萬(wàn)個(gè)，建設(shè)節(jié)奏上預(yù)計(jì)

2020-2021

年達(dá)到高潮，隨后數(shù)量慢慢減少。5G基站功耗大幅提升

2.5-4

倍，帶動(dòng)后備電源擴(kuò)容需求大幅增加?；局髟O(shè)備一般由

1

個(gè)

BBU（基帶處理單元）和

3

個(gè)

AAU（有源天線單元）組成。其中，BBU主要負(fù)責(zé)基帶數(shù)字信號(hào)處理，比如

FFT/IFFT、調(diào)制/解調(diào)、信道編碼/解碼等；AAU主要由

DAC（數(shù)模轉(zhuǎn)換）、

RF（射頻單元）、PA（功放）和天線等部分組成，將基帶數(shù)字信號(hào)轉(zhuǎn)為模擬信號(hào)，再調(diào)制成高頻射頻信號(hào)，放大至足夠功率后由天線發(fā)射出去。由于

5G基站天線里面包含更多的射頻模塊，基站功耗比

4G基站高出很多。根據(jù)中國(guó)鐵塔公司公布的數(shù)據(jù)，5G基站單系統(tǒng)的典型功耗約為

4G基站的

2.5-4

倍，帶動(dòng)后備電源擴(kuò)容需求大幅增加。磷酸鐵鋰電池成為

5G基站后備電源的主流技術(shù)路線。通信設(shè)備的電源系統(tǒng)對(duì)可靠性和穩(wěn)定性的要求，因此一般采用蓄電池作為后備電源保證連續(xù)供電。由于技術(shù)成熟、成本低廉、工溫范圍大等特點(diǎn)，閥控式鉛酸蓄電池成為

4G基站后備電源的主流技術(shù)路線。但進(jìn)入

5G時(shí)代后，由于

5G基站的功耗大幅提升，而現(xiàn)有機(jī)房空間和設(shè)施很難承載后備電源容量極大的擴(kuò)容需求。磷酸鐵鋰電池具有較高的能量密度，且在安全性、循環(huán)壽命、快速充放等方面具備明顯優(yōu)勢(shì)，可減少對(duì)市電增容改造的需求，降低建設(shè)和運(yùn)營(yíng)成本。雖然目前磷酸鐵鋰電池價(jià)格仍高于鉛酸電池，但在全生命周期成本的評(píng)價(jià)體系下，磷酸鐵鋰電池與鉛酸電池的度電成本已相差無(wú)幾，且隨著技術(shù)進(jìn)步磷酸鐵鋰電池還存在著較大的降本空間，因此磷酸鐵鋰電池取代鉛酸電池成為

5G時(shí)代基站后備電源的主流技術(shù)路線。2018

年，中國(guó)鐵塔已停止采購(gòu)鉛酸電池，采用梯次利用鋰電池。2020

年，國(guó)內(nèi)三大通信運(yùn)營(yíng)商與中國(guó)鐵塔相繼發(fā)布磷酸鐵鋰電池集中采購(gòu)計(jì)劃，目前已明確采購(gòu)量約

4

GW。未來(lái)

5

年

5G基站的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求近

35GWh。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì)

2021-2025

年

5G基站的磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能需求近

35GWh，其中

2025

年磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能需求約

4.4GWh。2.4

汽車電動(dòng)化轉(zhuǎn)型加速，光儲(chǔ)充模式有望推廣汽車電動(dòng)化轉(zhuǎn)型加速，未來(lái)

5

年充電設(shè)施有望新增約

440

萬(wàn)臺(tái)。2020

年國(guó)內(nèi)市場(chǎng)政策向好，疊加

Model3、漢

EV、造車新勢(shì)力、宏光

MiniEV等暢銷車型頻出，優(yōu)質(zhì)供給激發(fā)終端需求，下半年新能源汽車銷量持續(xù)高增。據(jù)中汽協(xié)統(tǒng)計(jì)，2020

年

12

月新能源汽車銷量

24.8

萬(wàn)輛，同比增長(zhǎng)

49.5%，再創(chuàng)歷史新高；全年累計(jì)銷量

136.7

萬(wàn)輛，同比增長(zhǎng)

10.9%。我們預(yù)計(jì)明年銷量有望達(dá)到

200

萬(wàn)輛，按照《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021－2035

年）》中提出的

2025

年電動(dòng)化目標(biāo)

25%，預(yù)計(jì)

2025

年銷量超

600

萬(wàn)輛，未來(lái)

5

年國(guó)內(nèi)電動(dòng)車年均復(fù)合增速有望超

35%。新能源汽車的快速滲透帶動(dòng)了充電樁的需求持續(xù)提升，根據(jù)中國(guó)電動(dòng)充電基礎(chǔ)設(shè)施促進(jìn)聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2020

年充電基礎(chǔ)設(shè)施新增

46.2

萬(wàn)臺(tái)，同比增加

12.4%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)施新增

29.1

萬(wàn)臺(tái)，同比增長(zhǎng)

57.2%；截止

2020

年

12

月，全國(guó)充電基礎(chǔ)設(shè)施累計(jì)數(shù)量

為

168.1

萬(wàn)臺(tái)，同比增加

37.9%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)施累計(jì)

80.7

萬(wàn)臺(tái)，同比增長(zhǎng)

56.4%。2020

年我國(guó)新能源汽車保有量約為

492

萬(wàn)輛，公共充電設(shè)施車樁比約為

6：1；假設(shè)

2025

年車樁比

約為

4.8：1，則

2021-2025

年我國(guó)需新增電動(dòng)汽車充電設(shè)施

383

萬(wàn)臺(tái)。假設(shè)

2030

年車樁比約

為

3.5：1，則

2030

年需新增充電設(shè)施約

800

萬(wàn)臺(tái)。光儲(chǔ)充一體化充電站模式有望推廣，未來(lái)

5

年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

6.8

GWh。“光儲(chǔ)充”一體化充電站是在傳統(tǒng)充電站的基礎(chǔ)上配置分布式光伏系統(tǒng)與儲(chǔ)能系統(tǒng)，形成多元互補(bǔ)的微電網(wǎng)系統(tǒng)，緩解充電樁大電流充電時(shí)對(duì)區(qū)域電網(wǎng)的沖擊?！缎履茉雌嚠a(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021－2035

年）》明確提出，鼓勵(lì)“光儲(chǔ)充放”（分布式光伏發(fā)電—儲(chǔ)能系統(tǒng)—充放電）多功能綜合一體站建設(shè)。目前，浙江、湖北、重慶、陜西等地已成功投運(yùn)“光儲(chǔ)充”一體化電動(dòng)汽車充電站，未來(lái)光儲(chǔ)充一體化充電站模式有望推廣。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì)

2021-2025

年光儲(chǔ)充一體化的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

6.8

GWh，其中

2025

年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

3.62GWh；長(zhǎng)期看來(lái)，預(yù)計(jì)

2030

年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約

44.8GWh。2.5

未來(lái)

5

年儲(chǔ)能需求合計(jì)超

270GWh，市場(chǎng)空間合計(jì)約

3400

億元未來(lái)

5

年儲(chǔ)能市場(chǎng)空間合計(jì)約

3400

億元，2030

年市場(chǎng)空間近

3800

億元。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì)

2021-2025

年全球儲(chǔ)能系統(tǒng)需求超

270GWh，其中

2025

年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求超

100GWh。

考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)平均每年價(jià)格下降

8%，未來(lái)

5

年儲(chǔ)能系統(tǒng)市場(chǎng)空間合計(jì)約

3400

億元，其中

2025

年儲(chǔ)能系統(tǒng)市場(chǎng)空間近

1200

億元。長(zhǎng)期來(lái)看，預(yù)計(jì)

2030

年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求超

500GWh，市場(chǎng)空

間近

3800

億元。3

商業(yè)模式逐漸清晰，經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)打響裝機(jī)發(fā)令槍3.1

儲(chǔ)能可用于電力系統(tǒng)全環(huán)節(jié)，備電時(shí)長(zhǎng)差異導(dǎo)致統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)較為困難儲(chǔ)能可應(yīng)用于電力系統(tǒng)發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用電側(cè)全環(huán)節(jié)。電力系統(tǒng)一般分為發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)和用電側(cè)，儲(chǔ)能在三個(gè)環(huán)節(jié)均有應(yīng)用。在發(fā)電側(cè)，儲(chǔ)能主要用于電力調(diào)峰、輔助動(dòng)態(tài)運(yùn)行、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；在輸配電側(cè)，儲(chǔ)能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級(jí)等；在用電側(cè)，儲(chǔ)能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管理和提升供電可靠性等。容量單位與功率單位的不統(tǒng)一，使得單位成本對(duì)備電時(shí)長(zhǎng)非常敏感，統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)較為困難。在傳統(tǒng)發(fā)電技術(shù)及電氣部件中，我們通常采用功率單位（如

MW）來(lái)表征系統(tǒng)的大小，但在儲(chǔ)能系統(tǒng)中，主要采用容量單位（如

MWh）來(lái)表征系統(tǒng)的大小。這種差異直接導(dǎo)致了儲(chǔ)能系統(tǒng)的單位成本對(duì)備電時(shí)長(zhǎng)非常敏感，因?yàn)殡姵匾话悴捎萌萘繂挝?，即單位容量的電池成本不變；而其他成本采用功率單位，因此?chǔ)能系統(tǒng)總?cè)萘吭酱?，分?jǐn)傊羻挝蝗萘康钠渌杀揪驮降?。根?jù)美國(guó)可再生能源國(guó)家實(shí)驗(yàn)室（NREL），同樣為

60MW的儲(chǔ)能系統(tǒng)，備電時(shí)長(zhǎng)

0.5

小時(shí)與

4

小時(shí)的系統(tǒng)單位成本相差

1.4

倍。因此，由于不同項(xiàng)目的備電時(shí)長(zhǎng)差異，市場(chǎng)上暫時(shí)沒(méi)有統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)方式。3.2

用電側(cè)：度電成本約

0.51

元/kWh，工商業(yè)/大工業(yè)場(chǎng)景具備套利空間兩充兩放通常為工商業(yè)/大工業(yè)套利場(chǎng)景的運(yùn)行策略，一般配置時(shí)長(zhǎng)約

3

小時(shí)。不同地區(qū)的峰谷時(shí)段差異較大，一般情況下劃分為

5-6

個(gè)時(shí)段，其中

2

個(gè)高峰，2-3

個(gè)平段，1

個(gè)低谷。高峰一般持續(xù)時(shí)長(zhǎng)約

2-3

小時(shí)，2

個(gè)高峰間夾雜一個(gè)

2-3

小時(shí)的平段。綜合來(lái)看，一般工商業(yè)及大工業(yè)儲(chǔ)能的運(yùn)行策略為兩充兩放，其中一充一放在低谷高峰，一充一放在平段高峰；不同地區(qū)峰谷時(shí)段不同，一般考慮配置時(shí)長(zhǎng)

3

小時(shí)。全國(guó)工商業(yè)、大工業(yè)峰谷價(jià)差中位數(shù)分別約

0.49、0.54

元/kWh。當(dāng)前我國(guó)用戶側(cè)（主要是工商業(yè)用戶）主要利用儲(chǔ)能進(jìn)行峰谷價(jià)差套利和容量費(fèi)用管理。根據(jù)北極星售電網(wǎng)，近期各地陸續(xù)明確

2021

年銷售電價(jià)，截止

2020

年

12

月底已有

26

個(gè)地區(qū)發(fā)布新版銷售電價(jià)表，其中

15

個(gè)地區(qū)制定了峰谷分時(shí)電價(jià)，工商業(yè)及其他峰谷價(jià)差平均值約

0.51-0.55

元/kWh，中位值約

0.48-0.52

元/kWh，其中北京是峰谷價(jià)差最大的地區(qū)，達(dá)到

0.99-1.00

元/kWh；大工業(yè)峰谷價(jià)差平均值約

0.55-0.59

元/kWh，中位值約

0.53-0.56

元/kWh，其中上海是峰谷價(jià)差最大的地區(qū)，夏季達(dá)到

0.81-0.83

元/kWh。對(duì)比上一輪銷售電價(jià)，江蘇、浙江、安徽峰谷價(jià)差拉大約

2

分錢。儲(chǔ)能度電成本（LCOS）約為

0.51

元/kWh，在全國(guó)多數(shù)發(fā)達(dá)省份已基本具備套利空間。儲(chǔ)能度電成本（LCOS）為國(guó)際通用的成本評(píng)價(jià)指標(biāo)?；趦?chǔ)能全生命周期建模的儲(chǔ)能平準(zhǔn)化成本

LCOS（LevelizedCostofStorage）是目前國(guó)際上通用的儲(chǔ)能成本評(píng)價(jià)指標(biāo)，其算法是對(duì)項(xiàng)目生命周期內(nèi)的成本和放電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)放電量現(xiàn)值。根據(jù)我們的測(cè)算，目前儲(chǔ)能度電成本約為

0.51

元/kWh。在北京、上海、江蘇、浙江、天津等發(fā)達(dá)省份已具備套利空間，目前廣東還未發(fā)布新版的銷售電價(jià)表，但參考上輪峰谷電價(jià)，也具備套利空間。此外，我們?cè)跍y(cè)算時(shí)沒(méi)有考慮部分省份的尖峰價(jià)格，同時(shí)針對(duì)不同地區(qū)的峰谷時(shí)段，儲(chǔ)能運(yùn)行策略還有很大的優(yōu)化空間，因此實(shí)際上可能會(huì)有更多的省份已具備套利空間。3.3

輸配電側(cè)：里程成本約

3.93

元/MW，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)具備盈利空間電力輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)提速，19

省將電儲(chǔ)能納入交易體系。隨著全國(guó)可再生能源裝機(jī)規(guī)?？焖僭黾?，電網(wǎng)的沖擊壓力越來(lái)越大，各省份正在加快構(gòu)建電力輔助服務(wù)市場(chǎng)體系。根據(jù)中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)報(bào)道，目前全國(guó)范圍內(nèi)除東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等

8

個(gè)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)改革試點(diǎn)之外，還有河南、安徽、江蘇、四川、青海、湖北、湖南、貴州、廣西、重慶、蒙西電網(wǎng)、河北南部電網(wǎng)、京津唐電網(wǎng)公布了電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)和交易規(guī)則。2020

年以來(lái)，全國(guó)各省份至少出臺(tái)

23

份相關(guān)政策文件，列舉了與儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的相關(guān)條款。截至目前，已有

19

個(gè)省份將電儲(chǔ)能納入交易體系，其中參與調(diào)峰與調(diào)頻是儲(chǔ)能獲取收益的主要來(lái)源。多個(gè)省份參與調(diào)峰服務(wù)已具備盈利空間。據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，在已發(fā)布調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則文件的省份中，約有

13

個(gè)省份明確儲(chǔ)能可參與調(diào)峰。根據(jù)我們?cè)谇拔牡臏y(cè)算，配置時(shí)長(zhǎng)

3h的儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本約

0.51

元/kWh，參考各地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格，在東北、安徽、山西、江蘇、青海等多個(gè)地區(qū)已具備盈利空間。儲(chǔ)能是一種優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源，里程成本是評(píng)價(jià)儲(chǔ)能電站參與調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性的重要指標(biāo)。儲(chǔ)能單位功率的調(diào)節(jié)效率較高，具有快速和精確的響應(yīng)能力，根據(jù)中國(guó)電力科學(xué)研究院，儲(chǔ)能對(duì)水電機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組、燃煤機(jī)組的替代效果分別達(dá)到

1.67

倍、2.5

倍、25

倍。根據(jù)知網(wǎng)文獻(xiàn)，里程成本是指在功率型調(diào)頻儲(chǔ)能電站的生命周期內(nèi)，平均到單位調(diào)頻里程的電站投資成本,

里程成本是評(píng)價(jià)儲(chǔ)能電站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻或二次調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性的重要指標(biāo)?？紤]時(shí)間價(jià)值后，其算法是對(duì)項(xiàng)目生命周期內(nèi)的成本和調(diào)頻里程進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)調(diào)頻里程現(xiàn)值。儲(chǔ)能里程成本約為

3.93

元/MW，多個(gè)省份參與調(diào)頻服務(wù)已具備盈利空間。根據(jù)我們的測(cè)算，目前儲(chǔ)能里程成本約為

3.93

元/MW?？紤]到儲(chǔ)能調(diào)頻效率、響應(yīng)調(diào)頻時(shí)間遠(yuǎn)優(yōu)于其他類型機(jī)組，補(bǔ)償系數(shù)也應(yīng)高于其他類型機(jī)組。在參與調(diào)頻服務(wù)的應(yīng)用場(chǎng)景中，在保證調(diào)頻里程的前提下，目前在福建、廣東、蒙西、山西、京津唐、山東、甘肅、四川等多個(gè)省份已基本具備盈利空間。3.4

發(fā)電側(cè)：強(qiáng)制性配套政策疊加經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)，新能源側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)持續(xù)高增2020

年政策密集發(fā)布，風(fēng)光強(qiáng)配儲(chǔ)能，一般配置比例

10%-20%，容量時(shí)長(zhǎng)

2

小時(shí)。2019

年

12

月

19

日，華潤(rùn)電力濉溪孫疃風(fēng)電場(chǎng)

50MW工程公開(kāi)招標(biāo)，要求配套建設(shè)

1

個(gè)及以上的

10MW/10MWh容量或累計(jì)

30MW及以上容量的電化學(xué)儲(chǔ)能電站，拉開(kāi)了風(fēng)光強(qiáng)配儲(chǔ)能的大幕。進(jìn)入

2020

年以來(lái)，各地政府和省網(wǎng)公司紛紛出臺(tái)相關(guān)政策，要求新能源競(jìng)價(jià)、平價(jià)項(xiàng)目配置一定比例的儲(chǔ)能。截至

2020

年底，全國(guó)已有

17

個(gè)省市出臺(tái)了相關(guān)文件，配置比例一般為

10%-20%，容量時(shí)長(zhǎng)一般為

2

小時(shí)。“配置儲(chǔ)能優(yōu)先并網(wǎng)”也由電網(wǎng)企業(yè)與新能源開(kāi)發(fā)商私下達(dá)成的一種潛規(guī)則逐漸變?yōu)槊饕?guī)則。地方性補(bǔ)貼政策陸續(xù)落地，后續(xù)有望迎來(lái)補(bǔ)貼政策窗口期。（1）2021

年

1

月

18

日，青海省發(fā)改委、科技廳、工信廳、能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施(試行)的通知》，文件明確新能源需配置

10%+2h儲(chǔ)能，并給予

1

毛/kWh補(bǔ)貼，同時(shí)優(yōu)先保障消納，保證儲(chǔ)能設(shè)施利用小時(shí)數(shù)不低于

540

小時(shí)，補(bǔ)貼時(shí)限暫定為

2021

年

1

月

1

日至

2022

年

12

月

31

日。（2）2020

年

12

月

25

日，西安市工信局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見(jiàn)（征求意見(jiàn)稿）》，文件明確對(duì)

2021

年

1

月

1

日至

2023

年

12

月

31

日期間建成運(yùn)行的光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)，自項(xiàng)目投運(yùn)次月起對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)按實(shí)際充電量給予投資人

1

元/kWh補(bǔ)貼，同一項(xiàng)目年度補(bǔ)貼最高不超過(guò)

50

萬(wàn)元。目前個(gè)別省份出臺(tái)的儲(chǔ)能補(bǔ)貼方案有很強(qiáng)的借鑒意義，后續(xù)有望引領(lǐng)全國(guó)其他省份效仿出臺(tái)類似的地方性補(bǔ)貼政策，儲(chǔ)能有望迎來(lái)補(bǔ)貼政策窗口期。發(fā)電側(cè)配置儲(chǔ)能已基本具備經(jīng)濟(jì)性，光儲(chǔ)電站可實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目

IRR8%以上。為了探究配置儲(chǔ)能對(duì)于新能源發(fā)電項(xiàng)目的影響，我們假設(shè)了三個(gè)情景：基準(zhǔn)情景設(shè)定為一個(gè)典型的光伏電站，測(cè)算項(xiàng)目

IRR約為

8.3%；假設(shè)情景

1

為在基準(zhǔn)情景上配置儲(chǔ)能系統(tǒng)，但儲(chǔ)能系統(tǒng)僅用作減少棄光率用途，測(cè)算項(xiàng)目

IRR約為

7.3%；假設(shè)情景

2

在假設(shè)情景

1

的基礎(chǔ)上，考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)同時(shí)參與調(diào)頻服務(wù)，測(cè)算項(xiàng)目

IRR約為

8.2%。由此可見(jiàn)，對(duì)于一個(gè)典型光儲(chǔ)電站，如果可以參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，將對(duì)經(jīng)濟(jì)性有較大提升，基本實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目

IRR8%以上的收益率要求。近兩年新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)年均增速

88%。據(jù)中國(guó)化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)（CESA）統(tǒng)計(jì),

2020

年國(guó)內(nèi)新增投運(yùn)的新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)約

259MW，占比約

33.0%；據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)統(tǒng)計(jì)，2018

年國(guó)內(nèi)新增投運(yùn)的新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)約

73MW，占比約

10.7%，因此

2018-2020

年均復(fù)合增速約

88%。根據(jù)

CNESA，2020

年

前三季度新能源側(cè)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)占比約

29%，較

2018

年提升約

11%。3.5

電力市場(chǎng)改革加速，儲(chǔ)能真實(shí)價(jià)值有望體現(xiàn)儲(chǔ)能作為能量的“搬運(yùn)工”，其價(jià)值等于電力系統(tǒng)平抑波動(dòng)性的邊際成本。儲(chǔ)能本身不產(chǎn)生能量，只是能量的“搬運(yùn)工”，其本質(zhì)是一種靈活性資源，可通過(guò)調(diào)峰調(diào)頻等方式平抑電力系統(tǒng)的功率和頻率波動(dòng)。因此，儲(chǔ)能的價(jià)值應(yīng)等于電力系統(tǒng)平抑波動(dòng)性的邊際成本，即當(dāng)電力系統(tǒng)需要平抑的波動(dòng)性越小時(shí)，儲(chǔ)能的價(jià)值也越低。在新能源發(fā)展初期，比如新能源發(fā)電占比小于

3%時(shí)，電力需求本身的波動(dòng)超過(guò)了新能源發(fā)電的波動(dòng)幅度，此時(shí)儲(chǔ)能的價(jià)值基本接近于

0；隨著新能源發(fā)電比例的不斷提高，對(duì)電網(wǎng)的沖擊越來(lái)越大，儲(chǔ)能的價(jià)值也將隨之提高。海外電力市場(chǎng)較為成熟，已有很好的盈利模式。從國(guó)際經(jīng)驗(yàn)來(lái)看，海外發(fā)達(dá)國(guó)家電力市場(chǎng)比較成熟，很多市場(chǎng)明確了獨(dú)立的主體地位，可獨(dú)立或聯(lián)合發(fā)電機(jī)組參與調(diào)峰調(diào)頻、峰谷套利等等多種服務(wù)獲取收益，如英國(guó)部分電站的多重收益甚至有十三四種。此外，海外峰谷價(jià)差以及輔助服務(wù)價(jià)格由市場(chǎng)定價(jià)，一般情況下也高于國(guó)內(nèi)，如英國(guó)甚至出現(xiàn)過(guò)

170

元/kWh的尖峰電價(jià)，大大改善儲(chǔ)能的盈利狀況。國(guó)內(nèi)現(xiàn)行輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制，還沒(méi)有充分釋放儲(chǔ)能的真實(shí)價(jià)值。目前我國(guó)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)是在

2006

年原國(guó)家電監(jiān)會(huì)建立的輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制的基礎(chǔ)上，引入了一些如競(jìng)價(jià)等市場(chǎng)化手段確定輔助服務(wù)承擔(dān)主體，其本質(zhì)還是一種成本加成的補(bǔ)償機(jī)制。具體來(lái)講，一方面，現(xiàn)行輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制采用的是發(fā)電機(jī)組單邊承擔(dān)輔助服務(wù)費(fèi)用的模式，而最終享用服務(wù)的終端用戶并不承擔(dān)費(fèi)用；另一方面，輔助服務(wù)定價(jià)不考慮機(jī)會(huì)成本，只是對(duì)機(jī)組提供輔助服務(wù)的成本近似補(bǔ)償。因此在現(xiàn)行體制下，儲(chǔ)能的價(jià)值并沒(méi)有得到充分的釋放。電力市場(chǎng)改革加速，儲(chǔ)能的盈利空間將大幅改善。隨著我國(guó)的電力體制改革加速，完善的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)有望建立，并在不同時(shí)刻形成充分反應(yīng)市場(chǎng)供需的價(jià)格信號(hào)，儲(chǔ)能作為稀缺的靈活性資源的真實(shí)價(jià)值有望得以釋放。根據(jù)能源雜志援引的勞倫斯伯克利實(shí)驗(yàn)室（LBNL）針對(duì)美國(guó)四個(gè)區(qū)域電力市場(chǎng)的定量分析，當(dāng)間歇性可再生能源發(fā)電容量占比提升至

40%時(shí)，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)增幅在

2-4

倍之間，儲(chǔ)能的盈利空間將大幅改善。4

產(chǎn)業(yè)鏈分析：格局初顯，建議關(guān)注電池與

PCS環(huán)節(jié)4.1

電池：未來(lái)降本的核心環(huán)節(jié),磷酸鐵鋰有望成為主流技術(shù)路線2020-2030

年鋰電池成本有望下降

58%，帶動(dòng)電池成本占比下降至

41%。從系統(tǒng)成本構(gòu)成來(lái)看，電池是成本最高的環(huán)節(jié)，一般在配置時(shí)長(zhǎng)

2

小時(shí)以上，電池成本占比超過(guò)

50%。受益于新能源汽車產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，鋰電池得以大規(guī)模應(yīng)用，不斷促進(jìn)技術(shù)進(jìn)步，疊加規(guī)模效應(yīng)及生產(chǎn)效率提高帶動(dòng)成本快速下降，激發(fā)終端市場(chǎng)規(guī)模進(jìn)一步擴(kuò)大，形成正向循環(huán)。隨著汽車產(chǎn)業(yè)電動(dòng)化加速，以及鋰電儲(chǔ)能逐漸放量，超大規(guī)模應(yīng)用將加速成本下降的過(guò)程。根據(jù)

BNEF，

到

2030

年鋰電池組的平均價(jià)格有望進(jìn)一步下降至

68

美元/kWh，較

2020

年降幅達(dá)

58%，是儲(chǔ)

能系統(tǒng)下降的最大驅(qū)動(dòng)力。目前電池占儲(chǔ)能成本的比重約

53%，是第一大成本環(huán)節(jié)；到

2030

年，電池成占比有望進(jìn)一步下降

12%至

41%。磷酸鐵鋰有望成為鋰電儲(chǔ)能的主流技術(shù)路線。電化學(xué)儲(chǔ)能的核心需求在于高安全、長(zhǎng)壽命和低成本。目前鋰電池已成為全球電化學(xué)儲(chǔ)能的主流技術(shù)路線，可根據(jù)正極材料類型的不同，進(jìn)一步分為磷酸鐵鋰和三元兩種主要的技術(shù)路線。對(duì)比三元鋰電池，磷酸鐵鋰電池?zé)岱€(wěn)定性強(qiáng)，內(nèi)部化學(xué)成分分解的溫度在

500-600℃，具有更好的安全性；完全充放電循環(huán)次數(shù)大于

3500

次，具有更好的循環(huán)壽命；正極材料不含貴金屬，且工藝環(huán)境要求不高，成本較低。與此同時(shí)，雖然磷酸鐵鋰電池能量密度低于三元鋰電池，但儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景相對(duì)固定，尺寸和重量設(shè)計(jì)相對(duì)靈活，因此不是儲(chǔ)能系統(tǒng)設(shè)備選型的優(yōu)先考量因素。綜合考量?jī)煞N技術(shù)路線的優(yōu)勢(shì)與劣勢(shì)，磷酸鐵鋰電池更加貼合儲(chǔ)能場(chǎng)景的應(yīng)用需求，有望成為儲(chǔ)能的主流技術(shù)路線。2019

年國(guó)內(nèi)電力系統(tǒng)儲(chǔ)能鋰電池出貨量中磷酸鐵鋰電池占比達(dá)

96%。2019

年全球家用儲(chǔ)能產(chǎn)品出貨量中磷酸鐵鋰電池占比

41%，同比提升約

7%；三元鋰電池占比

55%，其他鋰電池占比

4%。三元鋰電儲(chǔ)能在家用市場(chǎng)份額較高的主要原因?yàn)?家用儲(chǔ)能需求主要來(lái)自海外市場(chǎng)，而長(zhǎng)期專注于三元技術(shù)路線的特斯拉、LG化學(xué)等廠商具備較強(qiáng)的先發(fā)優(yōu)勢(shì)和品牌優(yōu)勢(shì)，隨著國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能廠商進(jìn)入儲(chǔ)能家用市場(chǎng)，近年來(lái)磷酸鐵鋰電池市場(chǎng)份額呈上升趨勢(shì)。技術(shù)與規(guī)模優(yōu)勢(shì)是核心競(jìng)爭(zhēng)要素。鋰電池行業(yè)技術(shù)壁壘較高，正極、負(fù)極、隔膜、電解液等材料配比需要長(zhǎng)期技術(shù)沉淀。當(dāng)前鋰電池占系統(tǒng)成本較高，且循環(huán)壽命和深度放電等都對(duì)系統(tǒng)成本影響很大，考慮到未來(lái)電池性能仍有很大的進(jìn)步空間，因此相比其他環(huán)節(jié)，技術(shù)進(jìn)步推動(dòng)降本的壓力主要在電池環(huán)節(jié)，技術(shù)領(lǐng)先的企業(yè)先發(fā)優(yōu)勢(shì)明顯。另一方面，電池工業(yè)規(guī)模效應(yīng)明顯，頭部企業(yè)有望在競(jìng)爭(zhēng)中充分發(fā)揮成本優(yōu)勢(shì)，擠壓競(jìng)爭(zhēng)對(duì)手的生存空間。寧德時(shí)代

2019

年國(guó)內(nèi)市場(chǎng)份額第一，規(guī)模領(lǐng)先第二名一倍以上。根據(jù)

CNESA的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，在

2019

年國(guó)內(nèi)新電化學(xué)儲(chǔ)能市場(chǎng)中，裝機(jī)規(guī)模排名前十位的儲(chǔ)能技術(shù)提供商依次為：寧德時(shí)代、?；履茉?、國(guó)軒高科、億緯鋰能、猛獅科技、南都電源、中天科技、力神、圣陽(yáng)電源和比克。4.2

PCS：頭部供應(yīng)商優(yōu)勢(shì)明顯，有望復(fù)制光伏逆變器格局儲(chǔ)能變流器與光伏逆變器結(jié)構(gòu)與功能高度相似。在電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)中，儲(chǔ)能變流器(PCS)是連接電池系統(tǒng)與電網(wǎng)或負(fù)載之間的實(shí)現(xiàn)電能雙向轉(zhuǎn)換的裝置，主要由

DC/AC雙向變流器、控制單元等構(gòu)成。PCS控制器通過(guò)接收

EMS的控