中國儲能網(wǎng)訊：
1. 核心觀點及關鍵問題
這篇報告，我們選擇從自下而上的視角，從電網(wǎng)負荷需求角度出發(fā)，定量分析電網(wǎng) 調(diào)峰、調(diào)頻需求，并且搭建了考慮光伏、儲能調(diào)峰和調(diào)頻收益、碳排放收益的新型 電站系統(tǒng)收益模型，以微觀電站收益率分析儲能發(fā)展?jié)摿?。并且分析國?nèi)儲能政策 邊際變化，以歐洲、美國儲能市場進行參考闡述儲能市場定位，給出儲能未來發(fā)展 的方向和空間預測。
我們認為今年將會是儲能發(fā)展史上具有重要意義的一年，行業(yè) 在政策建設、規(guī)模發(fā)展將會迎來重大突破。
1）問題 1：新型電力系統(tǒng)要求下，儲能為什么從可選項變?yōu)閯傂瑁?/strong>
在 2030 碳達峰、2060 碳中和目標要求下，中央已經(jīng)明確未來要建立以新能源為主 體的新型電力系統(tǒng)，確立了未來光伏、風電的長期發(fā)展道路，預計“十四五”期間， 光伏、風電年裝機量將達到 120GW。新能源裝機的快速提升，以及電力系統(tǒng)正在 發(fā)生的變化，使得儲能剛需屬性愈發(fā)增強。
儲能是解決新能源消納問題的最佳方案。新能源裝機的增長，使得棄風、棄光率 存在反彈的可能，加大了電網(wǎng)消納壓力，配置儲能是較為靈活且見效快的解決方 式，并且政策已明確對于配置儲能的新能源電站項目，將給予優(yōu)先消納。
電網(wǎng)發(fā)電端、負荷端波動性呈現(xiàn)增長態(tài)勢。發(fā)電端風電、光伏輸出功率是自然資 源驅動型，而傳統(tǒng)火電、天然氣、核電等輸出功率是燃料驅動型，可以人工加以 干預調(diào)節(jié)。風電、光伏裝機占比的快速提升，將降低電力系統(tǒng)發(fā)電端的靈活性。 而負荷端居民用電比例呈現(xiàn)持續(xù)上升態(tài)勢，居民用電負荷曲線較工業(yè)、工商業(yè)波 動性更大，面對極端天氣問題更為突出。在供需兩端波動性都加大的情況下，未 來儲能是提升電網(wǎng)靈活性的重要選項。
儲能提供系統(tǒng)慣量支撐，補充電網(wǎng)調(diào)頻能力。傳統(tǒng)火電、水電、核電、天然氣等 發(fā)電方式都通過發(fā)電機輸出電能，當電網(wǎng)出現(xiàn)頻率波動時，憑借著汽輪機組的轉 動慣量可以延緩頻率波動趨勢。但風電機組轉速慢，轉動慣量較小，而光伏發(fā)電 無轉動設備，不具備轉動慣量，當電網(wǎng)頻率突變時，響應能力大幅下降。
未來新 能源占比提升，將使系統(tǒng)轉動慣量降低 30%以上。儲能具有出色的響應速率，可 以在電網(wǎng)頻率波動時提升電網(wǎng)慣量支撐，并且自動響應進行一次調(diào)頻、二次調(diào)頻。
2）問題 2：儲能行業(yè)正在發(fā)生哪些重要的邊際變化？
政策要求儲能在發(fā)電側實現(xiàn)規(guī)?；?/strong>從 2020 年至今，多個省份發(fā)布的新能源建 設管理辦法，均明確了新建光伏、風電機組需要配置 10~20%比例的儲能系統(tǒng)， 對于棄風、棄光較為嚴重的地區(qū)，儲能已經(jīng)成為必選項。對于儲能行業(yè)，規(guī)?；?是發(fā)展的第一步，持續(xù)提升造血能力為第二步發(fā)展方向。
完善電力輔助服務市場制度擴充儲能應用場景。自 2017 年各地陸續(xù)開展電力輔 助服務市場建設以來，制度不斷完善，2020 年 12 月南方區(qū)域調(diào)頻服務市場開始 試運行，標志著首個區(qū)域調(diào)頻服務市場投運。制度明確了儲能未來可以參與的服 務類別和補償標準，使儲能可以更加大范圍參與電網(wǎng)服務、增加收入來源。
經(jīng)濟性問題已有解決方案。對于光伏、風電機組，配置儲能會降低 IRR，但通過 電站、儲能系統(tǒng)成本不斷下降，讓儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻獲得服務補償費，以及在電氣設備行業(yè)深度研究 敬請參閱最后一頁免責聲明 8 / 81 證券研究報告 碳交易市場建設完善后出售碳排放指標獲得收益，均能夠提升項目收益率，我們 預計 2~3 年后光儲一體將能夠實現(xiàn)平價。
3）問題 3：儲能行業(yè)值得關注的投資機會？ 當前儲能處于政策驅動規(guī)?；A段，增量業(yè)務是主要 機會，儲能系統(tǒng)成本結構中，電池（占比 60%）、PCS（占比 20%）是占比最高環(huán) 節(jié)。而且由于儲能電池和動力電池、PCS 和光伏逆變器，都屬于同類產(chǎn)品的不同應 用場景開發(fā)，技術和產(chǎn)能均可共享，我國企業(yè)在該領域已經(jīng)具備技術及產(chǎn)能優(yōu)勢， 在市場擴大時能夠快速實現(xiàn)放量，以及集中度提升?？春秒姵仡I域龍頭企業(yè)寧德時 代、PCS 及儲能系統(tǒng)集成龍頭企業(yè)陽光電源、積極布局儲能的組串式逆變器龍頭固 德威、戶用儲能領先者派能科技。
2. 自成體系：我國儲能已開發(fā)多種場景并成為剛需
2.1 儲能政策周期已開啟
全球儲能市場經(jīng)過多年發(fā)展，已經(jīng)初具規(guī)模，2020 年預計總裝機量超過 10GWh， 相比 2010 年 89MWh 的市場規(guī)模，增長 118 倍，相比 2019 年 6.5GWh 裝機量， 同比增長 61%，全球儲能市場正處于發(fā)展快車道。
我國儲能同樣發(fā)展迅速，2020 年預計總裝機量超過 2.4GWh，相比 2010 年 9MWh的市場規(guī)模，增長 266 倍，相比 2019 年 0.85GWh 裝機量，同比增長 182%，我國儲能規(guī)模增速顯著高于全球市場，未來將在全球市場扮演愈發(fā)重要角色。
電力輔助服務市場是儲能政策的重要方向，也是電力體制改革的重要組成部分。主 要運行機制是，并網(wǎng)發(fā)電機組、可調(diào)節(jié)負荷或電儲能裝置，按照電網(wǎng)調(diào)峰需求，平 滑、穩(wěn)定調(diào)整機組出力或改變機組運行狀態(tài)或調(diào)節(jié)負荷。
電力輔助服務市場可極大推進可再生能源消納、提高電網(wǎng)靈活性，利好可再生能源 發(fā)展。自 2018 年 5 月寧夏電力輔助服務市場進入試運行以來，甘肅、新疆、西北 區(qū)域、青海和陜西電力輔助服務市場建設工作相繼開展。2020 年 12 月 28 日，南 方區(qū)域調(diào)頻輔助服務市場啟動試運行，調(diào)頻輔助服務市場從原來的廣東全省和廣西 部分水電廠擴展到廣東、廣西、海南三省(區(qū))，這也是全國首個進入試運行的區(qū)域 調(diào)頻市場，標志著“十四五”電力輔助服務創(chuàng)新發(fā)展正在展開。
近年來各地政策紛紛支持將儲能納入電力輔助服務市場。2020 年 5 月 19 日，國家 能源局發(fā)布《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（征求意見稿）》，為 達到以下三點目標，均提出鼓勵電池儲能建設與參與：1）加快形成有利于清潔能源 消納的電力市場機制；2）全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力；3）著力推動清潔能源消納 模式創(chuàng)新。
儲能參與電力輔助服務市場呈現(xiàn)出標準化、規(guī)?；内厔?。
標準化：電力輔助服務市場方興未艾，仍處于探索建設階段，近年來各地陸續(xù)出 臺多項政策，從參與主體、裝機規(guī)模、電池功率、技術參數(shù)等多方面逐漸完善可 再生能源電站配置儲能的標準規(guī)范，推動市場健康有序發(fā)展。
規(guī)模化：從政策內(nèi)容上來看，正在經(jīng)歷從鼓勵建立可再生能源配套儲能試點工程， 到新建光伏、風電項目要求批量化配置儲能的轉變。2020 年至今，湖南、山東、 寧夏等多省市發(fā)布強制性或建議性可再生能源電站配置儲能的政策，新建光伏風 電項目配置儲能的比例大多位于 10~20%，配置儲能時長一般要求 2 小時以上。
除強制性要求可再生能源電站項目配置儲能外，多地對電網(wǎng)側和用戶側儲能實行補 貼政策，補貼類型涉及固定投資、運營以及自主研發(fā)等多方面，多種方式推動儲能滲透率提升。 “十四五”期間，可再生能源的裝機規(guī)模擴大對電網(wǎng)將帶來更大沖擊，也在推動電 力體制改革進程不斷加快，儲能參與電力輔助服務市場，不僅有利于形成更加靈活 的電網(wǎng)調(diào)峰機制，同時也可更大限度地發(fā)揮儲能的經(jīng)濟性效應。在全國及各地方的 政策支持下，儲能行業(yè)將和新能源發(fā)電一起，朝著標準化、規(guī)?；姆较蚩焖侔l(fā)展。
2.2 新型電力系統(tǒng)中儲能將成為剛需
2.2.1 我國電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)電源占比較低
電網(wǎng)系統(tǒng)正在經(jīng)歷著從傳統(tǒng)能源向新能源轉型，在享受著新能源的清潔、低成本的 同時，電網(wǎng)靈活性降低的問題也愈發(fā)突出。風電+光伏在發(fā)電量中占比，已由 2012 年的 2%，提升至 2020 年的 9.3%，并且根據(jù)《2021 風電光伏建設管理辦法（征求 意見稿）》，此比例將提升至 11%。風電、光伏由于發(fā)電輸出依賴于可預測性較差的 自然資源，出力波動性較大，與用電負荷相關性很低，需要搭配具有調(diào)頻、調(diào)峰性能的機組，以避免對電網(wǎng)造成的沖擊。
提升電網(wǎng)靈活性主要依賴調(diào)峰和調(diào)頻能力，實現(xiàn)此功能需依賴電池儲能、抽水蓄能、 燃氣電站等靈活調(diào)節(jié)電源。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，我國此類靈活電源裝機比例不足 6%， “三北”地區(qū)新能源裝機顯著高于全國平均水平，但靈活調(diào)節(jié)電源更是不足 3%， 電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力大打折扣。相較其他國家，天然氣發(fā)電比例較高的歐美國家普遍靈活 電源比重較高，如美國（靈活電源占比 49%）、西班牙（34%）、德國（18%）。
2.2.2 居民用電比例提升增加負荷波動
我國經(jīng)過多年快速發(fā)展，整體用電量逐年增長，電力消費結構也在不斷變化，縱向 對比來看，雖然第二產(chǎn)業(yè)用電仍然占到總用電量的 68%以上，但第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn) 業(yè)用電量持續(xù)下降，居民、第三產(chǎn)業(yè)用電占比不斷提高，2020 年第三產(chǎn)業(yè)、居民用 電量占比已達到 16%、15%。
雖然我國居民用電占比正在提升，但從用電結構、人均用電量兩個維度橫向對比歐美亞發(fā)達國家，我國居民用電仍然具有非常大提升空間：
我國產(chǎn)業(yè)結構仍然以工業(yè)為主，服務業(yè)、消費正在快速發(fā)展過程中，電力消費結 構同樣如此，未來城市化、產(chǎn)業(yè)轉型均會提升第三產(chǎn)業(yè)、居民用電比例。
從人均用電量角度橫向對比，我國人均居民用電量大幅低于發(fā)達國家，僅為美國 的 16%，日本的 33%，但中國人均用電量增速遠超發(fā)達國家，在經(jīng)濟快速發(fā)展帶 動消費的背景下，居民用電量絕對值將保持持續(xù)上升勢頭。
未來我國第三產(chǎn)業(yè)、居民用電占比預計將繼續(xù)提升，電網(wǎng)也需要從適應工業(yè)負荷過 渡到適應民用負荷。工業(yè)、工商業(yè)、居民用電因為使用習慣的不同，負荷特征截然 不同，工業(yè)、工商業(yè)用電因為規(guī)模較大、運行規(guī)律穩(wěn)定，相對負荷較易預測，而居 民用電因為規(guī)模小且零散，運行極其不規(guī)律，因此負荷預測難度較大。而且由于夏 季酷暑、冬季極寒等極端天氣影響，更加劇了負荷的波動性。
極端天氣導致電網(wǎng)峰值負荷大幅升高。在全球變暖、燃煤供暖逐步取消的背景下， 由于空調(diào)、電采暖設備的集中使用，峰值負荷被進一步提升，對電網(wǎng)造成了極大的 瞬時沖擊，導致停電。今年 1 月國內(nèi)極寒天氣下，多地創(chuàng)出歷史新高負荷峰值，1 月 7 日國網(wǎng)區(qū)域 11 個省級電網(wǎng)負荷創(chuàng)歷史新高，而美國德克薩斯州也因為極寒天 氣導致電力短缺，最高電價甚至達到 65 元/kWh。
而由于居民用電比例的持續(xù)增長，小型化、不規(guī)律的用戶終端占比將不斷提升，用 電負荷波動性將進一步增大。通過對比過去 10 年主要省市的用電負荷及用電量數(shù) 據(jù)，可以發(fā)現(xiàn)大部分省市用電負荷增速已高于用電量增速，我們認為這種趨勢未來 仍將延續(xù)，電網(wǎng)將面臨更加復雜的挑戰(zhàn)。
2.2.3 儲能是提升電網(wǎng)靈活性的剛需選擇
我國電網(wǎng)的靈活性裝機較低、居民用電比例不斷上升的特征，決定了電網(wǎng)提升靈活 性將成為接下來發(fā)展剛需。而電池儲能憑借著其極快的響應速率、靈活的配置方式， 正在電網(wǎng)靈活性提升中作用愈發(fā)突出，配置儲能可以實現(xiàn)以下功能：
提供系統(tǒng)慣量支撐，補充電網(wǎng)調(diào)頻能力。傳統(tǒng)火電、水電、核電、天然氣等發(fā)電 方式都通過發(fā)電機輸出電能，當電網(wǎng)出現(xiàn)頻率波動時，憑借著汽輪機組的轉動慣 量可以延緩頻率波動趨勢。但風電機組轉速慢，轉動慣量較小，而光伏發(fā)電無轉 動設備，不具備轉動慣量，當電網(wǎng)頻率突變時，響應能力大幅下降。未來新能源 占比提升，將使系統(tǒng)轉動慣量降低 30%以上。儲能具有出色的響應速率，可以在 電網(wǎng)頻率波動時提升電網(wǎng)慣量支撐，并且自動響應進行一次調(diào)頻、二次調(diào)頻。
保障短時尖峰負荷供電，大幅節(jié)省電網(wǎng)投資。傳統(tǒng)電網(wǎng)投資需建設能夠滿足尖峰 負荷的容量，但尖峰往往持續(xù)時間非常短，例如 2019 年江蘇最大負荷為 1.05 億 千瓦，超過95%最高負荷持續(xù)時間只有55小時，在全年運行市場占比僅有0.6%， 但滿足此尖峰負荷供電所需投資高達 420 億。而如果采用 500 萬千瓦/2 小時的 電池儲能來保障尖峰負荷供電，所需投資約 200 億，投資額大幅節(jié)省。
促進新能源消納，進行電網(wǎng)容量靈活調(diào)度。傳統(tǒng)火電、核電、天然氣等發(fā)電方式， 輸出功率和燃料供給相關，也就意味著可以人為控制，而風電、光伏輸出功率與 資源相關，可預測性較差，而且無法控制，新能源占比的提升，降低了電網(wǎng)靈活 性。從負荷特性來看，居民用電晚上負荷最高，而隨著居民用電占比提升，光伏白天輸出功率最高、夜間為零的特點與負荷之間背離將愈發(fā)明顯，增加儲能系統(tǒng) 實現(xiàn)白天發(fā)電量向夜晚用電高峰轉移，促進了新能源消納，也為電網(wǎng)調(diào)峰增加了 手段。
2.3 多種場景應用豐富盈利模式
國內(nèi)電池儲能市場在 2017 年以前發(fā)展較為平淡，年度新增裝機量均在 100MW 以 下。2018 年，在電網(wǎng)側大規(guī)模投資驅動下，儲能呈現(xiàn)快速增長，年度新增裝機量達 到 513MW，同比增長 833%。2020 年，中國新增裝機量突破 1000MW，相對 2019 年同比增長 129%。
儲能行業(yè)應用場景豐富，主要可分為發(fā)電側、電網(wǎng)側、用電側三類。發(fā)電側對儲能 的需求場景類型較多，包括電力調(diào)峰、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；電網(wǎng)側儲能 主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電擴容升級等；用戶側儲能主要用于電力自發(fā)自 用、峰谷價差套利、容量電費管理和提高供電可靠性等。
2020 年，可再生能源并網(wǎng)應用達到 495MW，同比增長 405%，成為儲能新增裝機 增長的重要驅動力。預計未來幾年，可再生能源并網(wǎng)應用將不斷增長，2023 年將達 到 850MW，占比高達 41%，用戶側、獨立調(diào)峰不斷增長，電網(wǎng)輸配側、調(diào)頻保持 穩(wěn)定。
2.3.1 發(fā)電側：消納是新能源發(fā)展需突破瓶頸
我們認為當下解決光伏風電消納問 題的主要途徑有兩個：一是風光項目及配套特高壓項目同步配合建設；二是利用儲 能平衡電網(wǎng)調(diào)峰，風光儲一體化保障可再生能源的有效消納。 在 3 月 5 日國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能 互補發(fā)展的指導意見》中明確提出，利用存量常規(guī)電源，合理配置儲能，統(tǒng)籌各類 電源規(guī)劃、設計、建設、運營，優(yōu)先發(fā)展新能源，積極實施存量“風光水火儲一體 化”提升，穩(wěn)妥推進增量“風光水（儲）一體化”，探索增量“風光儲一體化”，嚴 控增量“風光火（儲）一體化”。
配置儲能可以有效減少棄光、棄風率，避免棄電損失。以光伏發(fā)電為例，中午時段 光伏出力達到高峰，出力超過電力系統(tǒng)需求，儲能系統(tǒng)開始充電；下午進入出力低 谷，出力小于電力系統(tǒng)需求，儲能系統(tǒng)開始放電，填補了光伏出力不足。
儲能系統(tǒng)參與發(fā)電側的平抑波動，可從源頭降低可再生能源發(fā)電并網(wǎng)功率的波動性， 大幅提升可再生能源并網(wǎng)消納能力。儲能配置通過 PCS 變流器接入新能源電廠（風 電場或光伏電站）的出線母線，抑制爬坡、平滑風電場或光伏電站等可再生能源電 廠的出力，提高大容量可再生能源電廠的并網(wǎng)接入能力，為可再生新能源的大規(guī)模 發(fā)電外送與應用提供技術支撐。
在“30·60”頂層目標的指引下，我國已有近 20 省出臺“新能源+儲能”配套的鼓 勵政策。政策內(nèi)容主要分為兩類：1）給予儲能補貼；2）劃定配儲比例，優(yōu)先支持 新能源配儲項目。短期內(nèi)，“新能源+儲能”項目將主要由強制配套等外部因素推動， 隨著電力市場化的推進，儲能成本將由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔，儲能項目自身的 經(jīng)濟性將逐漸顯現(xiàn)。
2.3.2 電網(wǎng)側：源荷波動性增大背景下儲能大有可為
在電源側，新能源占比不斷提升增大了輸出端的日間波動，在負荷側，居民用電占 比提升使得電網(wǎng)負荷波動更加劇烈，在這種情況下，電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力必須提升以適應 未來更為復雜的源荷波動，具有快速調(diào)節(jié)速率、配置方式靈活的儲能能夠勝任此任 務。
電網(wǎng)側儲能能夠提高電力系統(tǒng)安全性，在輔助服務市場也大有可為。儲能在電網(wǎng)側 的應用能夠緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設備擴容升級、輔助發(fā)電側進行調(diào)峰，還能 參與電力輔助市場服務，包括系統(tǒng)調(diào)頻和備用容量，尤其在調(diào)頻方面發(fā)揮了非常大 作用。
儲能參與電網(wǎng)調(diào)頻的應用示范已較成熟，調(diào)頻已具備經(jīng)濟性。儲能在電網(wǎng)側輔助調(diào) 頻，可改善系統(tǒng)波動性、不確定性加深造成的電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性問題，從電網(wǎng)側角度 提升電網(wǎng)接納風電、光伏等可再生能源的能力。受國家政策支持，對電力調(diào)頻服務 提供補償，在補償費用的前提下調(diào)頻已經(jīng)具備經(jīng)濟性，能夠實現(xiàn)盈利。
我國儲能電網(wǎng)側項目正在發(fā)展，獨立儲能項目開發(fā)商較少。2020 年上半年，電網(wǎng) 側一共有 23 個儲能項目，占已記入統(tǒng)計的儲能項目的 15.4%，100MW 及以上的 項目數(shù)量較少，分布在福建、西藏、廣東、北京、安徽、江蘇、甘肅、青海、重慶、 天津、浙江、遼寧等 12 個地方。獨立儲能項目開發(fā)商有睿能世紀、萬克和庫博能 源三家，目前數(shù)量相對較少，行業(yè)集中度較高。
電網(wǎng)側儲能 2018 年發(fā)展速度快，2019 年受政策影響發(fā)展停滯。2017 年和 2018 年，國家相繼出臺了有關促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展、完善電力輔助服務補償市場機 制、綠色發(fā)展價格機制、清潔能源消納等政策，電網(wǎng)側儲能技術蓬勃發(fā)展，2018 年 儲能裝機量相比 2017 年增加 458MW，從 55MW 上升至 513MW。
2019 年，國家電網(wǎng)發(fā)布兩條方案，規(guī)定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開 展電網(wǎng)側電化學儲能設施建設。雖是出于宏觀經(jīng)濟目標而降電價的壓力，卻對電網(wǎng) 側電化學儲能造成了嚴重的打擊。從長期看，新能源發(fā)電比例的進一步增長，也會 帶起電網(wǎng)側儲能的市場化發(fā)展和競爭，為電網(wǎng)側儲能帶來新一輪的活力。
2.3.3 用戶側：峰谷電價差是最大驅動力
儲能應用在電力系統(tǒng)用電側，主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管 理和提升供電可靠性等方面。用戶主要是工商業(yè)企業(yè)和家庭用戶，通過儲能可以降 低用電成本，并提高用電的穩(wěn)定性，實現(xiàn)低碳化、智能化的目標。
我國用戶側儲能項目規(guī)模較小，多為工業(yè)用戶，家庭用戶較少。2020 年上半年，用戶側在全國有 26 個儲能項目，大多處于 kW 級及以上、5MW 級及以下的規(guī)模區(qū) 域，占上半年儲能項目總數(shù)的 17.5%。在上海、北京、天津、重慶、四川等 13 個 地區(qū)均有項目在進行建設。
削峰填谷是用戶側儲能的重要應用之一。將儲能應用于電網(wǎng)中，使其在電網(wǎng)負荷低 谷時充當負荷，以谷時電價購買電能并吸收儲存；在電網(wǎng)負荷高峰時充當電源，以 峰時電價向電網(wǎng)釋放電能。儲能個人或企業(yè)可以通過“低儲高發(fā)”模式獲取收益。
用戶側削峰填谷的經(jīng)濟性主要取決于峰谷電價差，我國部分地區(qū)已經(jīng)具備盈利空間。 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，其中 15 個地區(qū)制定了 峰谷分時電價。工商業(yè)及其他用電方面，北京峰谷價差最大，達到 0.98-1 元/kWh； 大工業(yè)用電方面，上海峰谷價差最大，夏季達到 0.8-0.83 元/kWh。
儲能裝機降低度電成本和容量電價支出，具備一定的經(jīng)濟性。部分省份針對大工業(yè) 用電采用兩部制電價，即電度電價和容量電價。電度電價計價由用戶的用電量決定， 容量電價由用戶最大用電需求功率或最大變壓器功率決定。當前我國各地平均按最 大需量基本電價平均為 35.1 元/kW·月，按變壓器容量平均約為 24.4 元/ kW·月。 安裝儲能設備后，用戶可以降低最大需量及變壓器容量配置，由儲能補充部分輸出 功率，降低容量電價成本。
2.4 調(diào)峰調(diào)頻需求增長提振儲能發(fā)展空間
2.4.1 電力輔助服務政策與市場建設齊頭并進
我國電力輔助市場經(jīng)歷了近 20 年發(fā)展歷程，在 2015 年電改 9 號文明確建立輔助 服務市場后，獲得了突飛猛進的發(fā)展，從能源局層面框架建設，到具體省一級電力 輔助服務市場制度完善、進度推進，為各類電源參與電力輔助服務奠定了基礎。截 止目前，全國五個區(qū)域（東北、華北、華東、華中、南方）均已啟動或試運行輔助 服務市場，27 個省級電網(wǎng)也啟動、或試運行、或籌備市場建設。新能源裝機占比提 升對電網(wǎng)靈活性提出了更大的挑戰(zhàn)，電力輔助服務的迫切性進一步凸顯。
電力輔助服務包含調(diào)峰、旋轉備用、AGC 調(diào)頻、AVC 自動電壓控制、黑啟動等， 我國大部分省區(qū)已經(jīng)建立自己的電力輔助服務市場，并根據(jù)地區(qū)電力結構特點確定 提供服務類別，大部分省份均覆蓋調(diào)峰、AGC 調(diào)頻服務。
2020 年 12 月，南方區(qū)域調(diào)頻輔助服務市場，作為全國首個區(qū)域調(diào)頻市場正式啟動 試運行，標志著南方區(qū)域統(tǒng)一電力市場建設邁出重要一步，對南方區(qū)域各項電力輔 助服務價格進行了明確，廣東輔助服務費用顯著高于其他地區(qū)，顯示出市場化效應。
2.4.2 電網(wǎng)調(diào)頻需求剛性極強
我國電網(wǎng)運行要求穩(wěn)定在 50Hz 的頻率，也就意味著系統(tǒng)實時發(fā)電與負載必須穩(wěn)定 在毫秒級別的時間間隔上，但由于實際電網(wǎng)運行過程中負載端和發(fā)電端一直在波動， 因此實際電力系統(tǒng)頻率是一直變化的。國內(nèi)對 3GW 以上的大容量電力系統(tǒng)允許頻 率偏差為±0.2Hz，對中小容量電力系統(tǒng)允許偏差為±0.5Hz。調(diào)頻操作一般在發(fā)電 端進行。
負載端：由于用戶極其分散且使用習慣不可預測，因此利用負載端調(diào)頻難度極大， 電力系統(tǒng)統(tǒng)一通過發(fā)電端進行調(diào)頻操作。
發(fā)電端：正常運行情況下發(fā)電機組功率和負載匹配，但當發(fā)電減少（發(fā)電機組故 障、脫網(wǎng)、負荷突然減小等情況）或發(fā)電增加（風電、光伏機組輸出增大、負荷 突然增大）情況發(fā)生時，電力系統(tǒng)頻率將下降或上升，此時需要調(diào)頻機組介入， 以避免頻率超出規(guī)定范圍。
電力系統(tǒng)負荷由不同頻率成分組合而成，因此調(diào)頻也需要針對不同負荷分量來分階 段執(zhí)行。電力系統(tǒng)負荷主要包含 3 種不同規(guī)律的變動負荷：
隨機負荷分量：變動幅度較小，變化周期較短，一般 10s 以內(nèi)，浮動在區(qū)域負荷1%以內(nèi)，每小時波動達上百次，是一次調(diào)頻主要處理的對象；
脈動負荷分量：變動幅度較大，變化周期較長，一般為 10s 至 15min，浮動在區(qū) 域負荷的 2.5%以內(nèi)，每小時波動 20 到 30 次，這類負荷包括電爐、軋鋼機械等；
持續(xù)負荷分量：變化緩慢，浮動在區(qū)域負荷的 40%左右，每天波動 10 次以內(nèi)， 引起負荷變化的主要包括工廠作息制度、居民生活規(guī)律等。
電網(wǎng)在頻率偏離正常范圍后，會順序進行慣性響應、一次調(diào)頻和二次調(diào)頻來糾正， 如果頻率還未恢復正常值，將進行三次調(diào)頻。以上調(diào)頻動作的機理以及實現(xiàn)方式存 在很大差別。
慣性響應：主要依賴同步發(fā)電機組儲存于旋轉質(zhì)體中轉子動能對系統(tǒng)跌落的阻尼 作用，只能在頻率變化后依靠系統(tǒng)慣性維持幾秒；
一次調(diào)頻：主要利用同步發(fā)電機組調(diào)速器等系統(tǒng)設備穩(wěn)定頻率，更多利用系統(tǒng)自 身特性自動調(diào)節(jié)，但只能緩和，主要平衡隨機負荷分量；
二次調(diào)頻：引入發(fā)電機組外部設備完成全部調(diào)頻動作，主要依賴 AGC（自動發(fā)電 控制，Automatic Generation Control），能夠平衡更長周期負荷波動，兩次調(diào)頻 協(xié)調(diào)進行對系統(tǒng)快速恢復正常頻率非常重要。
2.4.3 電池儲能性能完勝傳統(tǒng)電源
傳統(tǒng)用于調(diào)頻的機組主要包括火電、燃氣、水電等，這些機組都存在明顯的短板， 比如火電響應時滯長、機組爬坡速率低，水電受地理位置和枯水期限制，并且技術 上較難解決，對于速率、全時長覆蓋要求很高的 AGC 調(diào)頻，不是理想的調(diào)頻機組。
電池儲能具有理想的 AGC 調(diào)頻性能，并且避免了火電 AGC 調(diào)頻出現(xiàn)的反向調(diào)節(jié)、 偏差調(diào)節(jié)、延遲調(diào)節(jié)等問題，能夠非常好地匹配 AGC 調(diào)節(jié)指令。
對于各種類型的 AGC 調(diào)頻機組，有量化參數(shù)來對比各項性能，包括調(diào)節(jié)速率 K1、 響應時間 K2、調(diào)節(jié)精度 K3 及綜合指標 K。
調(diào)節(jié)速率 K1：指發(fā)電機組響應 AGC 控制指令的速率，以%/min 表示，公式為 K1=本臺機組實測調(diào)節(jié)速率/控制區(qū)域內(nèi)所有 AGC 機組平均調(diào)節(jié)速率 電池儲能可以在 2s 內(nèi)完成指定功率輸出，響應速度可以滿足 AGC 調(diào)頻需求，燃煤 機組調(diào)節(jié)速率最慢，只有 1~3%/min。從調(diào)節(jié)速率角度，儲能調(diào)頻效果平均可達水 電機組 1.7 倍、燃氣機組 2.5 倍、燃煤機組 25 倍。由于我國大部分地區(qū)火電裝機 占比超 50%，因此區(qū)域內(nèi) AGC 平均調(diào)節(jié)速率被火電拉低，電池、水電、燃氣機組 計算出 K1 均遠大于 1，為了避免機組響應 AGC 指令時過調(diào)節(jié)，K1 一般要設置封 頂，比如南網(wǎng)、蒙西設置 K1 封頂為 5，山東設置 K1封頂為 1.2。
響應時間 K2：指發(fā)電機組響應 AGC 指令的時間延時，公式為 K2=1-發(fā)電機組響應延遲時間/5min 傳統(tǒng)機組響應時間普遍在 0.5~2min，因此 K2值普遍位于 0.6~0.9，水電響應時間 在 20s 內(nèi)，其 K2 值可達 0.93。電池儲能可在 6s 內(nèi)響應，K2 值可達 0.98。
調(diào)節(jié)精度 K3：指發(fā)電機組響應 AGC 指令的精度，公式為 K3=1-發(fā)電機組調(diào)節(jié)誤差/發(fā)電機組調(diào)節(jié)允許誤差 發(fā)電機組調(diào)節(jié)允許誤差為額定出力的 1.5%，大部分機組誤差在 1%以內(nèi)，火電機 組調(diào)節(jié)誤差為 1%，K3 值范圍為 0.35~0.9。
綜合指標 K：不同地區(qū)計算公式不同，以廣東電網(wǎng)為例，上述 3 個指標綜合計算 K=0.25*（2 K1+ K2+ K3） 電池儲能憑借著優(yōu)異的調(diào)節(jié)速率、響應速度、調(diào)節(jié)精度，大幅提升綜合指標值， 配置電池儲能的火電廠調(diào)頻綜合指標 K 可由 0.73 提升至 2.96 的水平。部分省份 調(diào)頻相關政策明確對綜合指標 K 值進行了要求，電池儲能在政策端已跨過準入門 檻，并且搭配傳統(tǒng)火電機組，可以將 K 值提升 2~3 倍，大幅提升調(diào)頻收入。
2.4.4 儲能參與輔助服務市場已具備經(jīng)濟性
各地已經(jīng)發(fā)布的輔助服務市場規(guī)則，對于調(diào)峰、調(diào)頻服務均已給出具體的補償標準， 儲能參與電力輔助服務市場，綜合性能指標、規(guī)模已經(jīng)不構成障礙，經(jīng)濟性是決定 未來儲能參與服務市場力度的最主要因素。
調(diào)峰是一種容量調(diào)節(jié)，參與機組需要具有較大容量。綜合各地調(diào)峰補償費用規(guī)則， 調(diào)峰補償費用普遍在 0.2~0.6 元/kWh 的水平，并且參與調(diào)峰的儲能都有規(guī)模要求， 普遍在 10MW/20MWh 以上，儲能機組需具備 2 小時時長，其中安徽、東北、福建、 湖北要求在 10MW/40MWh 以上，即儲能機組需具備 4 小時時長。
對比用于調(diào)峰的靈活性電源的度電成本，抽水蓄能度電成本最低，三元電池最高， 磷酸鐵鋰位于中間。但抽水蓄能由于地理位置限制，不能靈活布置于所有需要調(diào)峰 場地，三元電池倍率性強，但受制于循環(huán)壽命，而磷酸鐵鋰電池兼顧了放電速率和 循環(huán)壽命，是最理想的調(diào)峰電源。
假設采用 10MW/40MWh 儲能系統(tǒng)用于調(diào)峰，使用下表假設參數(shù)計算儲能系統(tǒng)進行 調(diào)峰的度電成本 LCOE。儲能系統(tǒng)運行模式對結果影響非常大，采用每天“兩充兩放”方式，較“一充一放”方式減少一半使用時間，但運行費用同樣節(jié)省，考慮 8% 貼現(xiàn)率下，LCOE 從“一充一放”的 0.7 元/kWh，降低至“兩充兩放”的 0.5 元 /kWh，考慮大部分地區(qū)調(diào)峰補償費率最高 0.6 元/kWh，已經(jīng)具備經(jīng)濟性。
調(diào)頻是一種功率調(diào)節(jié)，輸出的是調(diào)節(jié)里程。各地調(diào)頻服務補償費計算需要綜合調(diào)頻 性能參數(shù) K，而電池儲能憑借優(yōu)異的響應速度 K1、響應時間 K2、調(diào)節(jié)精度 K3，綜 合調(diào)頻性能參數(shù) K 均能滿足準入門檻要求，電池儲能計算 K 值為火電的 2~3 倍， 且均大于 1。按照各地 AGC 調(diào)頻服務補償標準，最高調(diào)節(jié)里程收入可達 6~15 元 /MW。
調(diào)頻屬于功率型調(diào)節(jié)，對響應速度、瞬時功率要求較高，電池、超級電容器、飛輪 都可以滿足需求。對比用于調(diào)頻的靈活性電源的里程成本，鈦酸鋰電池最低，超級 電容器最高，磷酸鐵鋰電池位于中間。但鈦酸鋰的能量密度較低，而且成本較高， 超級電容器和飛輪的放電時間低于鋰電池，磷酸鐵鋰電池能夠平衡成本、放電時長、 相應速度，是比較理想的調(diào)頻電源。
假設采用 9MW/6MWh 儲能系統(tǒng)用于調(diào)頻，放電時間 40min，可以滿足 50% SOC 狀態(tài)下 15min 的二次調(diào)頻需求，倍率介于 1C 和 2C 中間，倍率太高充放電次數(shù)太 多會影響壽命，使用下表假設參數(shù)計算儲能系統(tǒng)進行調(diào)頻的里程成本。用于調(diào)頻電 池倍率高，電池 PACK 單價相應更高，而且儲能變流器成本占比較調(diào)峰用途提升。 電網(wǎng)常規(guī) AGC 調(diào)頻指令一般持續(xù) 2min 左右，考慮回到穩(wěn)定 SOC 時間，每天可響 應 360 次調(diào)頻指令，輸出調(diào)節(jié)里程 3240MW。
調(diào)頻響應不同時長的 AGC 指令，對儲能系統(tǒng)運行結果影響非常大，響應 2min 的 AGC 調(diào)頻指令，相較響應 3min 的 AGC 指令，考慮 8%貼現(xiàn)率下，里程成本從 6.56 元/MW，降低至 4.37 元/MW，目前 AGC 指令一般持續(xù)時間 2min，因此考慮大部 分地區(qū)調(diào)頻補償費率最高 6~15 元/MW，已經(jīng)具備經(jīng)濟性。
2.4.5 電池儲能調(diào)峰需求定量分析
電池儲能在風電、光伏電站最重要的作用是降低棄風、棄光率，在新能源裝機快速 增長的背景下，儲能是實現(xiàn)消納的剛需手段。
2019、2020 年我國平均棄光率均為 2%，除最高的西藏 25.4%、青海 8%之外，大 部分有棄光地區(qū)的棄光率在 1%~5%之間，全年利用小時數(shù)在 1000~1600h 左右。 以光伏、儲能電站全年工作 350 天，配置 2 小時電池儲能，可以調(diào)節(jié)每日 40~60% 的發(fā)電量，計算得到配置 10%比例的電池儲能，能夠應對 5%以內(nèi)的棄光率。
根據(jù) 2020 年各地區(qū)的實際利用小時數(shù)、棄光率、累計裝機量，計算需配置儲能容 量至少要大于每日棄光電量，考慮配置 2 小時電池儲能。最終計算應對 2020 年棄 光狀況，需要對全國光伏總裝機配置 3.4%的儲能機組，所需電池儲能至少 8.6GW/17.2GWh。
2019、2020 年我國平均棄風率分別為 4%、3.4%，除新疆最高 10.3%之外，大部 分有棄風地區(qū)的棄風率在 3%~6%之間，全年利用小時數(shù)在 1400~2400 左右。以風 電、儲能電站全年工作 350 天，配置 4 小時電池儲能，可以調(diào)節(jié)每日 50~60%的發(fā) 電量，計算得到配置 10%比例的電池儲能，能夠應對 6%以內(nèi)的棄風率。
根據(jù) 2020 年各地區(qū)的實際利用小時數(shù)、棄風率、累計裝機量，計算需配置儲能容 量至少要大于每日棄風電量，考慮配置 4 小時電池儲能。最終計算應對 2020 年棄 風狀況，需要對全國風電總裝機配置 5%的儲能機組，所需電池儲能至少 14GW/56GWh。
根據(jù)我們的測算，使用電池儲能應對 2020 年實際棄光、棄風狀況，需配置8.6GW/17.2GWh 的電池儲能應對棄光，以及 14GW/56GWh 的電池儲能應對棄風，共計 73.2GWh。未來隨著新能源占比進一步提升，應對棄光、棄風的電池儲能需求將進一步增加。
2.4.6 電池儲能調(diào)頻需求定量分析
電池儲能需要進行容量控制，通過一次、二次調(diào)頻實現(xiàn)上調(diào)、下調(diào)頻率，對應放電、 充電動作，保證有足夠的容量能夠穩(wěn)定輸出功率，因此電池容量要在調(diào)頻結束時保 持在 50% SOC 位置。進行充放電操作時，為保證電池壽命和效率，要避免充放電 深度過大，一般充放電都預留 10% SOC 的余量。儲能電池充放電輸出功率 P 是相 同的，放電時間 t 為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻需要時間總和，因此電池儲能總容量應滿 足如下要求：
Q=上調(diào)頻率放電容量+10%SOC+下調(diào)頻率充電容量+10%SOC =2Pt+10%Q+10%Q我們使用電池儲能為一臺 600MW（后用 Pe 代替）火電機組進行一次、二次調(diào)頻， 設定機組參數(shù)如下：額定轉速 3000r/min，機組轉速不等率（額定負荷從 100%到 0%轉速升高）一般為 3~6%，設置二次調(diào)頻處理負荷范圍±3%Pe。
在之前實際項目中，配套火電用于調(diào)頻儲能機組，通常按照機組額定出力 3%、電 池容量按 0.5h 配置，但實際過程中遇到 0.5h 電池容量的日循環(huán)次數(shù)太多縮短電池 壽命的問題，因此我們認為未來配置額定出力 3%、放電時長 40min 的儲能系統(tǒng)會 是主要方向。
截止 2020 年底，我國各類電源總裝機已達 2200GW，其中火電裝機 1245GW，占 比最高達到 57%，但新能源裝機占比已增長至 25%。未來隨著新能源占比提升，電 網(wǎng)調(diào)頻需求將進一步增加，按照我們以 600MW 火電機組一次、二次調(diào)頻需求計算 結果，為所有電源配置額定出力 3%、放電時長 40min 的電池儲能系統(tǒng)，2200GW 電源總裝機需要 66GW/44GWh 的儲能調(diào)頻電源。根據(jù)中科院預測，國內(nèi)儲能調(diào)頻 裝機量將保持 8%的年復合增速，未來年調(diào)頻裝機需求 1.5~2GW。
2.5 需求測算：發(fā)電側帶動規(guī)模繼續(xù)快速增長
我們對不同場景儲能裝機需求進行量化測算，發(fā)電側在政策推動下，將是驅動儲能 規(guī)模擴大的最快增長極。2021、2022 年預計發(fā)電側儲能裝機可達 4.6GWh、9.3GWh， 而三個場景儲能總需求規(guī)模達到 6.4GWh、12GWh，儲能規(guī)模保持每年成倍增長。
2.6 光儲一體收益模型將迎來變革
2.6.1 未來光儲電站收益模型構成
隨著儲能在發(fā)電側應用的不斷推廣，未來光伏電站收益模型，儲能將成為不可或缺 的一部分。而隨著儲能大量接入電網(wǎng)，其在調(diào)峰、調(diào)頻領域發(fā)揮的作用也將成為光 儲新拓展的領域。我們認為未來光儲收益模型需要考慮的因素主要包括以下：
棄光率對 IRR 的影響。雖然 2019、2020 年全國棄光率都控制在 2%，但 20Q4 光伏大規(guī)模裝機，以及未來對于新能源作為電網(wǎng)主力的定位，都將大幅提升光伏、 風電裝機占比，控制棄光率的壓力越來越大。
儲能對降低棄光率起到積極作用。按照我們的測算，配置 10%功率比例、2 小時 充放電時長的儲能系統(tǒng)，可以應對 5%以內(nèi)的棄光，通過調(diào)峰降低棄光率。
儲能額外容量參與調(diào)峰。典型光伏電站儲能參與方式為每天一充一放，如果棄光 率較低，儲能容量除了消納棄光外剩余部分可以參與調(diào)峰，獲取額外電力輔助服 務收益。
儲能非調(diào)峰時段參與調(diào)頻。在非調(diào)峰時段，如果電池儲能能夠響應電網(wǎng) AGC 指 令，參與補償費用相對較高的調(diào)頻服務，可以獲取額外電力輔助服務收益。
出售碳排放指標獲得收益。隨著碳中和目標推進、全國性碳交易市場建設，未來 清潔能源發(fā)電機組如果認證為 CCER 機組，可以出售 CCER 獲得收益。
2.6.2 光儲一體經(jīng)濟性分析
我們以 2020 年全國平均情況作為模型輸入條件：全年利用小時數(shù) 1160 小時，棄光 率 2%，平均燃煤標桿上網(wǎng)電價 0.36 元/kWh，考慮近期組件價格上漲，假設電站造價 3.9 元/W。
通過我們的模型分析，雖然加裝儲能后，電站收益率出現(xiàn)下滑，但當儲能參與電網(wǎng) 調(diào)峰、調(diào)頻服務后，系統(tǒng)收益率已大幅提升并超過無棄光時的光伏電站收益率，再 疊加碳排放收益，綜合光儲一體化電站收益可提升 1.2 pct。
如果面臨更高的棄光率，配置同樣比例的儲能電池，考慮儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻，以 及碳排放交易收益，可以超過初始電站收益率。設置棄光率 5%時，棄光造成的 IRR 降低達 0.59 pct，配置 10%的電池儲能，在消納棄光后容量所剩無幾，因此能夠參 與調(diào)峰容量較小，此部分收益較少，疊加調(diào)頻、碳排放收益可以將收益率提升至8.33%，較初始電站狀態(tài) IRR 提升 0.6 pct。
我們認為未來提升光儲一體電站的收益率主要途徑有兩條：
1）分母端：持續(xù)降低系統(tǒng)造價。在規(guī)?；图夹g進度共同作用下，光伏系統(tǒng)、電 池組保持了每年 10%以上的成本下降，按照此速度，未來需要 2~3 年，配置 10% 儲能的光伏發(fā)電項目即可實現(xiàn)平價，降本實現(xiàn)收益模型分母端降低。
2）分子端：拓展電站收益來源。配置儲能僅僅用來改善棄光、棄風，對于儲能容 量未能實現(xiàn)完全利用，隨著電力輔助服務市場的進一步完善，讓儲能更多參與 電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻服務，獲得服務補償費，并且在碳排放交易市場搭建完善后， 出售碳排放指標獲得收益，打通多種收益來源，提升收益模型分子端。
3. 他山之石：歐美儲能應用啟示
3.1 歐美儲能已經(jīng)逐漸發(fā)展成熟
3.1.1 新能源發(fā)展提供儲能發(fā)展機遇
近年來，隨著全球對環(huán)境的關注，各國的政策都顯示出對新能源的偏移和重視。隨著各國新能源裝機量的大幅提升，其儲能裝機量也有大幅度的增長。新能源以風電 和光伏為代表，具有間斷式供應的特點，波動性較大，無法保證持續(xù)功能，這催生 了儲能需求。儲能能夠將能源在生產(chǎn)時多余的部分儲存起來，在停產(chǎn)時將儲存起來 的能量釋放，提高了新能源的持續(xù)性。
全球新能源裝機占比持續(xù)增長，英國領跑能源結構性改革。2018~2019 年，英國的 新能源發(fā)電量占全國總發(fā)電量的比例超過 30%，2019 年新增儲能與新能源的比例 為 18.5%，大幅領先其他國家。2008 年，英國頒布《2008 氣候變化法案》，使英國 成為世界上第一個為減少溫室氣體排放、適應氣候變化而建立具有法律約束性長期 框架的國家。
美國儲能市場發(fā)展較為成熟，已實現(xiàn)儲能隨新能源需求自動調(diào)整。美國的新能源發(fā) 展較早，增幅較大。2019 年新能源新增裝機量達 28.35GW，較 2013 年增長 527%。 受美國政策推動和市場機制的引入，其儲能新增裝機量實現(xiàn)大規(guī)模上漲，2019 年 美國儲能新增裝機量達 314MW，較 2013 年增長 528%。2015 年，儲能新增裝機 實現(xiàn)較大飛躍，之后隨新能源裝機量變化呈線性關系。
政策鼓勵和監(jiān)督驅動下，澳大利亞儲能產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)快速發(fā)展。澳大利亞具有豐富的風 能、太陽能和核能等資源，新能源裝機量占總裝機量 15.5%，能源結構已經(jīng)發(fā)生變 化。2016 年 9 月，南澳大利亞州發(fā)生大范圍停電事故，引起該國對儲能的重視。 2017 年，各州政府相繼推出一系列資金扶持性措施推動儲能示范性項目的建立， 該年儲能新增裝機較 2016 年增長近 8 倍，并逐年趨于穩(wěn)定。
英國新能源和儲能發(fā)展不同步，儲能市場規(guī)模自 2017 年迎來快速增長。歐洲對新 能源的發(fā)展較為重視，以英國為代表，其新能源裝機量處于世界前列。2016 年以 來，英國大幅度推進儲能相關政策及電力市場規(guī)則的修訂工作，確保儲能市場的大 規(guī)模發(fā)展。同時，英國取消光伏發(fā)電補貼政策，客觀上刺激了用戶側儲能的發(fā)展。 因此，英國儲能裝機量不斷上漲，2019 年新增裝機 500MW，較 2013 年實現(xiàn)了 44.5 倍的增長，已初步實現(xiàn)隨新能源裝機需求而調(diào)整儲能需求。
韓國的新能源和儲能實現(xiàn)了同時同步發(fā)展，規(guī)模較小但增長較快。韓國新能源裝機 量逐年穩(wěn)步提升，2019 年相比 2013 年增長 444%。自 2016 年起，韓國的儲能行 業(yè)實現(xiàn)較大增長。受新能源裝機需求的推動，2018 年，韓國的儲能裝機量達 1456MW，較 2013 年增長 103 倍，LG 化學公司、三星 SDI 公司等積累了較好口 碑。2018 年 5 月至 2019 年 12 月，韓國儲能行業(yè)共發(fā)生 27 起嚴重火災，導致韓 國 2019 年儲能裝機量大幅下降。
中國光伏近年發(fā)展速度加快，儲能仍處于起步階段。中國的風電行業(yè)發(fā)展較早，已 形成一定規(guī)模。近十年來，光伏行業(yè)迅速發(fā)展，使新能源裝機量不斷攀升。2019 年 新增裝機 55.87GW，較 2013 年增長 113.53%。中國的新增儲能在 2018 年有了較 大的增長，較 2017 年增長超過 8 倍。但是，中國的儲能產(chǎn)業(yè)仍處于起步階段，2019 年新增儲能只占總新增裝機量的 0.95%，儲能產(chǎn)業(yè)仍有較大的成長空間。
3.1.2 我國電價水平較低影響儲能盈利能力
從全球范圍看，我國電價處于較低水平。與可獲得數(shù)據(jù)的 35 個 OECD 國家相比， 我國居民電價位列倒數(shù)第二，僅為 0.542 元/kWh；工業(yè)電價位列倒數(shù)第九，為 0.635 元/ kWh，遠低于丹麥、意大利等歐洲發(fā)達國家。而儲能收入端受電價水平?jīng)Q定，較 低的電價使得我國儲能應用場景受限，需要進一步提升降本能力，才能保證有穩(wěn)定 的盈利能力。
3.1.3 用戶承擔是國外電力輔助服務主要方式
歐美發(fā)達國家在電力輔助服務領域經(jīng)過多年建設，形成了各自體系。美國 PJM 輔 助服務市場是全球電力輔助服務市場領域較成熟的案例，PJM 輔助服務將電能量與 調(diào)頻、備用聯(lián)合出清，以達到成本的最小化。PJM 市場能夠每 5 分鐘進行一次聯(lián)合 出清，產(chǎn)生節(jié)點邊際電價、調(diào)頻服務的里程價格和容量價格、同步備用出清價、非 同步備用出清價，負荷服務商(Loading-serving entities，LSE)有義務根據(jù)其占總負 荷的比例購買調(diào)頻和備用服務。PJM 輔助服務市場將電力現(xiàn)貨與輔助市場聯(lián)系起 來，并且傳導至電力用戶進行費用分攤，使得市場得以有效運行并產(chǎn)生效益。
除了 PJM 輔助服務市場，其他國家也建立了輔助服務市場：
英國電力輔助服務市場：英國電力市場包括遠期合同（電能量市場）、短期現(xiàn)貨 （電能量市場）、平衡機制（輔助服務），輔助服務包括調(diào)頻、備用、無功調(diào)節(jié)和 黑啟動，主要通過招標和簽訂雙邊合同方式獲取，有發(fā)電企業(yè)和電力用戶共同承 擔。
北歐輔助服務市場：輔助服務包括頻率控制備用、頻率恢復調(diào)頻、替代備用、電 壓控制、黑啟動等，通過雙邊協(xié)商或公開競標以長期合同方式獲得，費用由用戶 側分攤。
澳大利亞輔助服務市場：提供的輔助服務包括頻率控制、網(wǎng)絡支持控制輔助服務， 其中頻率控制采用招投標，網(wǎng)絡支持控制服務采用簽訂長協(xié)方式，費用有發(fā)電企 業(yè)和用戶共同承擔。
綜合對比，我國與國外電力輔助服務市場存在以下主要不同：
調(diào)峰在國外一般不作為輔助服務品種出現(xiàn)。我國電價體系仍然偏計劃性質(zhì)，將調(diào) 峰列為服務內(nèi)容，而國外調(diào)峰主要通過電力現(xiàn)貨市場價格發(fā)展作用實現(xiàn)，因此調(diào) 峰在國外一般不作為輔助服務品種出現(xiàn)。
在國外電力用戶承擔部分或全部輔助服務費用。我國電力服務輔助補償費用主要 由發(fā)電企業(yè)承擔，2019H1 火電、風電、水電在電力輔助服務費用分攤分別占比 56%、24%、8%。而國外主要由電力用戶承擔此費用。
3.2 美國：政策+技術實現(xiàn)儲能規(guī)?；?/strong>
美國的儲能產(chǎn)業(yè)開發(fā)早于中國，目前主要通過市場化和優(yōu)惠政策已經(jīng)實現(xiàn)了儲能的 規(guī)?；?/strong>從 2007 年開始，美國就對儲能進行了市場化探索。從電力公司和零售商 支付大客戶利用儲能來替代電網(wǎng)調(diào)峰費用開始，到電力零售市場的服務補償機制， 最后制定出了一套適用于儲能市場化的市場規(guī)則，一步步完善儲能行業(yè)的商業(yè)化探 索道路。
美國對儲能的優(yōu)惠政策分為補貼支持和稅收減免，持續(xù)為企業(yè)減負，為行業(yè)賦能。
1) 2009 年美國通過復蘇與再投資法案，利用 1.85 億美元資助 16 個儲能示范項 目；
2) 能源部資助計劃主要針對儲能研發(fā)與示范項目提供資金支持，2020 年約 6687 萬美元；
3) 發(fā)布一系列《可再生與綠色能源存儲技術方案》，給電網(wǎng)規(guī)模儲能投資提供 15 億 美元的稅收優(yōu)惠；
4) 投資稅收抵減和五年期加速折舊政策，投資稅收抵免覆蓋與可再生能源進行配 套的儲能容量，允許儲能項目按 5~7 年的折舊期加速折舊；
5) 2019 年發(fā)布《儲能稅收激勵與部署法案》，允許為獨立儲能系統(tǒng)提供類似的投 資稅收抵減。
提出價格相關產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標，具體化應用場景。2020 年 12 月，美國能源部首次發(fā) 布《儲能大挑戰(zhàn)路線圖》，旨在加速下一代儲能技術的研發(fā)、制造和應用，并建立美 國在儲能領域的全球領導地位。路線圖按照各種工業(yè)文獻中指出的技術水平，提出 了一些價格相關的產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標，從驅動力和價格目標兩方面積極具體化應用場景， 實現(xiàn)儲能的進一步市場化。
3.2.1 加州政策目標清晰，市場調(diào)度合理，率先完成儲能市場規(guī)?；?/strong>
由于各州資源、特點和電力市場的規(guī)則不同，其儲能市場的發(fā)展有差異，儲能政策 也有差異。加利福尼亞州電力市場是儲能能量規(guī)模最大的地區(qū)，2013 年至 2019 年 加州儲能新增裝機量占美國儲能新增裝機量的比例平均超過 25%。
政府推進儲能市場化進程，電網(wǎng)總體協(xié)調(diào)與用電預測為電力靈活調(diào)度賦能。加州在 產(chǎn)業(yè)政策上出臺法案，規(guī)定 2030 年可再生能源發(fā)電 60%，2045 年可再生能源發(fā) 電 100%。由于需求供給不平衡，電力安全供應難等問題，對儲能提出了新的要求。 加州要求三家公用事業(yè)公司實現(xiàn) 2020 年儲能裝機 1.8GW 的目標，并要求所有公 用事業(yè)公司納入綜合資源計劃進行統(tǒng)籌規(guī)劃。
實時市場調(diào)度、需求響應系統(tǒng)配置使成熟的電力市場成為可能。2014 年，加州建 立新的實時市場，允許電網(wǎng)運營商將能量轉移到更大的地理區(qū)域以及不同的時區(qū)， 安排使用成本較低的可再生能源，滿足更大地區(qū)的用電需求。創(chuàng)建凈負荷曲線，預 測負荷和預期用電量之間的差值；增加能源儲存、能源效率和需求響應系統(tǒng)，匹配 能源生產(chǎn)時間的使用時間率。
儲能市場中，各類型的儲能設施可同時參與日前和實時能量、調(diào)頻、旋轉備用等多 個電力市場獲取收益。加州電網(wǎng)側儲能項目通過調(diào)頻與能量收益盈利，用戶側儲能 主要通過分時電價、激勵補貼與電力市場等方式獲取收益，其中用戶激勵補貼是推 動用戶側儲能發(fā)展的重要因素。
3.2.2 三種資源模型參與交易 DER 技術成為研究熱點
為方便儲能裝置參與電力市場交易，CAISO 定義了三種資源模型：代理需求響應資 源（PDR）、分布式能源（DER）和非發(fā)電資源（NGR），這類輔助服務資源可獲得 容量費和調(diào)用的能量費。
分布式儲能具有規(guī)模小、分布散的特點，多點聚合成為分布式儲能發(fā)展的趨勢之一。 DER 形式可以聚合任意形式的分布式資源。分布式資源供應商（DERP）只能通過 調(diào)度協(xié)調(diào)員在批發(fā)能量市場和輔助服務市場進行競標。當 DERP 的聚合資源跨越多 個定價節(jié)點時，調(diào)度協(xié)調(diào)員需要聚合每個節(jié)點的資源份額。美國加州獨立系統(tǒng)運行 機構（CAISO）會針對聚合層面發(fā)布調(diào)度指令，由 DERP 將這些指令分解到 DERs。 DERs 在定價節(jié)點級別提供一個與調(diào)度指令一致的凈響應。
DER 目前參與比較有限，面臨多方面障礙。在經(jīng)濟效益方面，DER 凈收入較低， 預測設備、監(jiān)控設備等設備的大量投入提高了成本。其他兩個模型由于具有較高的 收益，對 DER 構成競爭。在技術方面，每個 DER 都要配備表計或相關設備，提供 輔助服務時，必須安裝能夠每隔 1min 傳送數(shù)據(jù)的遙測系統(tǒng)。此外，還要解決電網(wǎng) 末端雙向流動帶來的電力供需平衡問題。
3.2.3 用戶端受政策影響較大
用戶端儲能發(fā)展受補貼政策影響較大，補貼政策力度逐漸減小，市場長期發(fā)展趨好。 加州在 2001 年推出自發(fā)電激勵計劃（SGIP 計劃），并在 2008 年將儲能納入該計 劃中。該計劃使用戶自發(fā)電能夠得到補貼，鼓勵儲能的發(fā)展。2016 年，加州公共事 業(yè)委員會將補償分階段逐漸降低；2017 年，加州政府發(fā)布投資稅收減免政策，由光伏充電的儲能項目可按照儲能設備投資額的 30%抵扣應納稅。2020 年，新裝居民 及商業(yè)用戶光伏設備減免比例降為 26%，2021 年降至 22%。從 2022 年開始，僅 商業(yè)用戶光伏設備可享受 10%的減免比例。
3.2.4 技術為科學調(diào)峰賦能
CAISO 建立了綜合能源管理平臺，聯(lián)合了加州的各類發(fā)電廠和州政府，預測并實時 更新加州用電的需求以及儲能的可用供給量，計算出用電的凈需求。同時提供各類 能源的發(fā)電數(shù)據(jù)以及可再生能源的發(fā)電數(shù)據(jù)，使數(shù)據(jù)使用者對加州的儲能發(fā)展、能 源結構、新能源發(fā)展情況有了進一步的認知。同時，通過預測未來峰值變化，變被 動調(diào)峰為主動調(diào)峰，優(yōu)化了儲能配置，提高了儲能利用率。
加州風電和光伏發(fā)電比例增長迅速，儲能應用規(guī)模增大。CAISO 還可以自動生成當 日實際用電需求曲線以及除去風電和光伏發(fā)電后的凈需求曲線。在每日 8 至17 點， 新能源發(fā)電主要由光伏提供。在太陽落山后，新能源發(fā)電主要由風電提供。從時間 進行縱向對比，2021 年相比 2018 年，風電和光伏發(fā)電占比有了明顯的上漲，正午 12 點的占比從 42.37%上漲至 67.97%，對儲能應用的需求進一步提高，規(guī)模也進 一步擴大。
我國在新能源政策方面，有望加大儲能補貼以及對負荷預測有關技術的投入力度。 在“十四五”規(guī)劃綱要草案中，明確提出建設清潔低碳、安全高效的能源體系，提 出要加快發(fā)展非化石能源，堅持集中式和分布式并舉，將促進國家新能源及儲能的 發(fā)展。我國可以加大對技術的研發(fā)力度，借鑒 CAISO 的模式，實時對國內(nèi)電力供 應、需求負荷進行監(jiān)測，在大量數(shù)據(jù)積累基礎上實現(xiàn)出力、負荷預測，提升電力系 統(tǒng)運營效率及儲能使用率。
3.3 歐洲：用戶側成熟度極高
3.3.1 家用儲能獲得高速發(fā)展
過去十年，歐洲儲能市場取得了顯著增長，每年新增裝機量快速提升。2011 年，歐 洲新增裝機量僅為 4MWh，儲能市場雛形初現(xiàn)。2019 年，新增裝機量躍升至 1672MWh，相對 2018 年同比增長 83.74%。
隨著歐洲各國加速能源結構調(diào)整，家用儲能市場快速發(fā)展。目前，歐洲已成為全球 最大的家用儲能市場。根據(jù) SolarPower Europe 數(shù)據(jù)顯示，2019 年歐洲家用儲能 新增裝機量達到 745MWh，同比增長 57%；累計裝機量達到 1997MWh，同比增長 60%。
德國是歐洲家用儲能市場領導者，2019 年新增裝機量占比達到 66%。雖然受到新 冠疫情影響，德國家用儲能市場在 2020Q1 仍保持較好增勢，累計裝機即將突破 1000MW。
3.3.2 “光伏+儲能”模式憑借經(jīng)濟性優(yōu)勢提升規(guī)模
歐洲用戶側主要存在三種用電方案：
完全電網(wǎng)購電：沒有安裝屋頂光伏和儲能系統(tǒng)，電力需求完全從電網(wǎng)采購。
僅安裝光伏系統(tǒng)，未安裝儲能系統(tǒng)：自發(fā)自用比例僅占 20-35%，午間光伏高發(fā) 電量時將過剩電力賣回給電網(wǎng)，夜間光伏不工作時從電網(wǎng)回購部分電力。
“光伏+儲能”配套使用：自發(fā)自用比例提升至 60-90%，將午間富余電力賣回給 電網(wǎng)。
隨著歐洲居民電價上漲，光儲成本下探，光儲配套經(jīng)濟性日益顯著。德國、意大利、 英國、瑞士等歐洲發(fā)達國家購電成本高昂，且呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢。以德國為例， 家庭購電成本從 2015 年的 28.7 歐分/kWh 上升至 2019 年的 30.5 歐分/kWh，且在 未來預期繼續(xù)上漲。與此同時，光伏與“光伏+儲能”的 LCOE 不斷下降，光伏配 套、電力自發(fā)自用模式的經(jīng)濟性越來越顯著。
此外，“光伏+儲能”模式帶來更多靈活性，促進光儲領域創(chuàng)新商業(yè)案例的出現(xiàn)。不 同設備與虛擬電廠（VPP）的結合，為家用儲能市場帶來更多價值創(chuàng)造途徑。
3.3.3 多樣化政策出臺帶動歐洲光儲發(fā)展
2019 年，歐盟出臺 CEP（Clean Energy Package）計劃，提出歐洲能源政策最新 框架。CEP 計劃包括 8 項立法法案以及旨在促進清潔能源過渡的各項措施，其中 2019/943 法規(guī)與 2019/944 指令特別提到，將大力支持家用儲能市場發(fā)展，消除發(fā) 展中可能存在的財務障礙。
CEP 計劃之外，各國出臺多樣化政策促進家用儲能發(fā)展。常見政策包括對終端消費 者進行直接財務激勵、對儲能系統(tǒng)實施稅收減免、撥款進行建筑綜合改造，低成本 裝配家用儲能系統(tǒng)等。
其中，現(xiàn)金補貼是支持家用儲能系統(tǒng)部署最快速且最直接的方式，通過減少儲能系 統(tǒng)安裝成本，鼓勵光伏客戶配套儲能系統(tǒng)。實踐表明，定額補貼（例如 2000 歐元 /光儲系統(tǒng)）激勵效果不佳，更有效的補貼可以分為基準補貼與基于容量（例如 200 歐元/kWh）的變動部分。目前，德國、意大利、奧地利、比利時等國家均實施該項 政策。
此外，光伏行業(yè)發(fā)展初期，歐洲各國出臺大量補貼政策以推動行業(yè)迅速發(fā)展。常見 政策包括上網(wǎng)電價補貼政策（Feed-in tariff , FIT）與凈計量政策（Net-metering, NEM） 等。隨著光伏行業(yè)不斷成熟，歐洲電力市場由政策化逐步向市場化發(fā)展，各國的 FIT 和 NEM 政策正逐步到期或削減。儲能的推廣應用可以減少行業(yè)對光伏補貼政策的 依賴，“光伏+儲能”模式有望得到進一步推廣。
3.3.4 德國：引領歐洲儲能市場
德國是用戶側儲能發(fā)展最為成熟的國家之一，其中家用儲能是德國儲能市場的主要構成部分。據(jù) BNEF、SolorPower Europe 數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2019 年德國儲能新增裝機量 為 910MWh，其中家用儲能新增裝機量達到 496MWh，占比 54.51%。
德國家用儲能市場發(fā)展成熟的主要原因包括高比例的可再生能源發(fā)電、居民零售電 價整體上升以及光伏補貼轉向家用儲能：
可再生能源供電比例不斷提高，促進儲能市場向前發(fā)展。2010 年，德國聯(lián)邦政府 發(fā)布《能源規(guī)劃綱要》，推動能源轉型戰(zhàn)略發(fā)展。近年來，德國可再生能源發(fā)電量 呈逐步上升趨勢，2019 年達到 333,200GWh，占比達到 53.9%。隨著可再生能 源供電比例不斷提高，電網(wǎng)波動性加強，儲能將有助于維持電網(wǎng)穩(wěn)定性，保障用 電質(zhì)量，與可再生能源一同向前發(fā)展。
家庭購電成本高昂，居民零售電價不斷上漲。2020 年，德國居民零售電價為 0.38 美元/kWh，在歐洲主要國家中高居榜首。2019 年德國平均電價水平為 2006 年 的 1.55 倍，其中可再生能源附加費從 2006 年的 0.88 歐分/kWh 增至 2019 年的 6.41 歐分/kWh，增幅達 7.28 倍。隨著未來電價不斷上漲，德國居民將逐步提高 電力自發(fā)自用比例，家用儲能將進一步發(fā)展。
光伏 FIT 逐年下降，補貼政策轉向家用儲能。德國的并網(wǎng)補貼自 2009 年后大幅 減少，以裝機容量低于 10kW 的居民屋頂項目為例，并網(wǎng)補貼價格從 2009 年的 0.43 歐元/kWh 降低到 2012 年的 0.24 歐元/kWh。與此同時，德國復興發(fā)展銀行 通過 KFW275 計劃，為現(xiàn)有和新增光伏用戶配套儲能提供補貼，推動德國居民自 發(fā)自用，降低用電成本。
在能源轉型和歐盟碳中和目標的引領下，德國電力系統(tǒng)向更高比例新能源不斷邁進。 未來，蓬勃發(fā)展的用戶側儲能將為電力系統(tǒng)靈活性提供支撐。與此同時，完善的政 策與市場機制也將驅動德國儲能行業(yè)煥發(fā)全新活力。
3.3.5 啟示：歐洲市場成熟經(jīng)驗值得借鑒
我們認為歐洲儲能市場蓬勃發(fā)展的原因主要有以下三點：
積極挖掘電力靈活性資源，應對高比例風光消納帶來的挑戰(zhàn)。歐洲主要國家可再 生能源發(fā)電比例較高且不斷提升，為保障電網(wǎng)穩(wěn)定性與供電可靠性，各個國家積 極挖掘靈活性資源，充分發(fā)揮調(diào)節(jié)能力。當煤電和氣電等傳統(tǒng)手段無法完全應對 挑戰(zhàn)，新能源配儲成為良好的解決方案，儲能市場伴隨新能源快速發(fā)展。
電力市場化程度較高，電價體系靈活性強。歐盟是電力市場化改革的先行者，經(jīng) 過 20 年時間，歐洲電力市場化程度已經(jīng)達到較高水平。自由化的電力市場中， 儲能資源可參與現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等多個電力市場并獲取收益。隨著歐洲 電力市場化進程的持續(xù)推進，儲能系統(tǒng)將朝向商業(yè)化繼續(xù)發(fā)展。
以德國為例，電力現(xiàn)貨市場的出清價格調(diào)節(jié)機制，有利于靈活性資源的發(fā)展。電 力現(xiàn)貨市場的價格往往與清潔能源發(fā)電量的盈余程度成反比。當風光出力不足， 現(xiàn)貨市場出清價上漲時，靈活性資源得益于其快速響應能力，會在秒級和分鐘級 別快速響應提高出力，達成較好的盈利。因此，建設靈活性資源的商業(yè)成熟度會 大大增強，儲能作為優(yōu)質(zhì)靈活性資源將得以發(fā)展。
政策補貼推動儲能行業(yè)不斷發(fā)展。政策補貼在行業(yè)發(fā)展初期起到極為重要的驅動 作用，隨著光伏技術不斷成熟，市場化導向愈發(fā)明確，歐洲國家紛紛削弱光伏補 貼，逐步轉向儲能市場，推動儲能市場高速發(fā)展。
未來，隨著光伏滲透率及光伏配儲滲透率的進一步提升，歐洲儲能市場發(fā)展前景廣 闊。根據(jù) SolorPower Europe 預測，2023 年，歐洲家用儲能市場新增裝機量將突 破 1GWh。細分來看，德國、意大利、英國家用儲能市場都將蓬勃發(fā)展，
目前，中國儲能市場已度過從 0 到 1 階段，正在從 1 到∞的發(fā)展階段。隨著“30·60”目標的提出，如何應對可再生能源發(fā)展成為重要議題。與此同時，政府提出深化電 力市場化改革，并積極部署儲能政策補貼。中國應當立足自身國情，學習借鑒歐洲 儲能市場成熟經(jīng)驗，推動中國儲能市場向前發(fā)展。
4. 供給側：電池儲能產(chǎn)業(yè)鏈已具備競爭力
4.1 各類儲能形式對比
4.1.1 鋰電池性能領先其他儲能形式
儲能主要是指能量的存儲，主要作用是將電能以各種形態(tài)存儲起來，在需要時釋放 出來，實現(xiàn)時間維度上能源轉移。儲能按形式分為幾大類：機械類儲能、電磁類儲 能、電化學類儲能、熱儲能、氫儲能等。
從各種儲能形式的綜合性能對比，電池儲能在使用效率、布局靈活性、循環(huán)壽命、 投資成本等方面具有綜合優(yōu)勢，是目前最適合規(guī)?；l(fā)展的儲能形式。
電化學儲能有多種形式，包括磷酸鐵鋰、三元、鈦酸鋰、鉛酸、鉛炭、液流等，電 池儲能容量和抽水蓄能等儲能形式不具備優(yōu)勢，因此倍率性能、循環(huán)壽命非常重要， 磷酸鐵鋰電池憑借在這兩項優(yōu)異性能，以及相對較低的成本，成為目前最具有發(fā)展 潛力的電池儲能形式。
根據(jù) CNESA 全球儲能項目庫的統(tǒng)計，2000 年至 2019 年底中國儲能市場累計裝機 中，抽水蓄能占比 93.4%，電化學儲能占比 5.3%。鋰電池是電化學儲能中占比最 高儲能形式，占比達到 80.6%。
從全球儲能裝機比例來看，2000~2019 年全球的儲能市場累計裝機中，抽水蓄能占 92.6%，電化學類儲能占比 5.2%，其中鋰電池占電化學儲能 88.8%的比例，具有壓 倒性優(yōu)勢。從我國及全球的裝機規(guī)模比例可以得出：不論是我國還是全球的趨勢中， 抽水蓄能和鋰離子電池是當下最為廣泛的儲能技術，未來也仍將是儲能的主要發(fā)展 方向。
4.1.2 抽水蓄能發(fā)展速度在減緩
世界上第一座抽水蓄能電站誕生于 20 世紀上半期的歐洲，當時主要用于調(diào)節(jié)常規(guī) 水電站發(fā)電的季節(jié)不確定性，汛期蓄水干涸季節(jié)發(fā)電。后隨著時代的變遷，不僅發(fā) 達國家包括許多發(fā)展中國家逐漸建立大量核電站，從而抽水蓄能電站輔佐核電站， 主要用于調(diào)峰及備用功能。
2014~2019 年中國抽水蓄能累計裝機量增加近 10GW，截止 2019 年底，我國累計 裝機量已達到 30.3GW。2017 年抽水蓄能新增裝機突破 4GW，為近幾年新增裝機 最高年份。
20 世紀 90 年代初開始液化天然氣及石油氣電站大量增加，抽水蓄能電站發(fā)展逐漸 緩慢。21 世紀新能源的問世、特高壓電網(wǎng)快速發(fā)展，抽水蓄能發(fā)展迎來新的高峰且 逐漸全球化，從 2000 年到 2019 年抽水蓄能在我國及全球累計裝機規(guī)模都處于壓 倒性優(yōu)勢。
但在所有儲能形式中，抽水蓄能的劣勢在于局限性較大，廠址建設非常依賴地理條 件，建設成本高，并且建設周期長達 7-8 年，大型建設容易破壞生態(tài)平衡，所以抽 水蓄能無法在世界各地簡易地被隨時隨地使用，抽水蓄能更適合作為大型發(fā)電項目 配套。
4.1.3 鋰電池儲能最具發(fā)展?jié)摿?/strong>
從 20 世紀 50 年代的石油危機使人類開始尋找新的能源，同時軍事、航空、醫(yī)藥等 領域也對此提出了需求，鋰電池最早于 20 世紀 90 年代才由日本索尼公司開發(fā)成功 實現(xiàn)商品化。隨著時代的發(fā)展和科技的更新，近十年問世的智能手機、筆記本電腦 及各類電子移動設備及交通工具及儲能方向的廣泛應用，使目前鋰電池儲能的市場 規(guī)模目前僅次于有著近百年發(fā)展歷史的抽水蓄能。
2014 年至 2019 年中國鋰電儲能發(fā)展進入快車道。截止 2020 年底，我國鋰電儲能 累計裝機量已達到 2.14GW，2016、2018 新增裝機同比增長達 827%、544%，2020年累計裝機量已是 2014 年的 34 倍，顯示了鋰電儲能的飛速發(fā)展。
隨著鋰電池的廣泛應用，我國已出臺各種鋰電池材料標準，鋰電池價格雖高，但應 用效率可在 95%以上。與抽水蓄能不同的是，鋰電儲能選址建設靈活且建設周期短， 并且循環(huán)壽命長。鋰電池技術由于在新能源汽車、5G 基站、電動工具等領域的廣 泛應用，技術進步及成本下降速度飛快，未來仍然具有很大潛力可以挖掘，在儲能 領域也將發(fā)揮更大的作用。
4.2 成本下降持續(xù)提升鋰電儲能競爭力
4.2.1 電池 PACK 是儲能系統(tǒng)成本決定因素
儲能系統(tǒng)主要由電池組 PACK、儲能變流器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量 管理系統(tǒng)（EMS），以及變壓器、配置系統(tǒng)等構成。
儲能系統(tǒng)建造成本除了設備購置成本外，還有 EPC 及管理費用。電池組 PACK 在 儲能系統(tǒng)中成本占比最高，往往在 50~60%左右的水平，電池成本直接決定了儲能 系統(tǒng)在成本上的競爭力。
儲能系統(tǒng)成本與配置充放電時長存在負相關，即充放電時長越長的系統(tǒng)，系統(tǒng)單位 成本會越低。這是由于儲能系統(tǒng)中，電池組是以容量為單位計算成本，而 PCS 以 功率為單位計算成本，長時長的儲能系統(tǒng)能夠通過大容量減小各部分單位成本。充 放電時長 4h 的儲能系統(tǒng)電池成本占比 55%，而 0.5h 的儲能系統(tǒng)中電池成本降為 24%。
4.2.2 未來儲能系統(tǒng)降本空間巨大
鋰電池價格下降潛力給了儲能系統(tǒng)降本最大信心和動力。儲能電池作為鋰電池眾多 應用領域之一，充分享受到了鋰電池降本的紅利。由于在動力電池、電動工具、5G 基站等領域的規(guī)?；瘧煤统掷m(xù)技術迭代，鋰電池價格不斷下降，從2010年的1191 美元/kWh，下降至 2020 年 137 美元/kWh，整體降幅達 87%，CAGR=-19.4%。鋰 電池領域仍然在不斷進行產(chǎn)品研發(fā)、工藝提升，預計仍可保持每年 10%以上的降本 幅度。
由于儲能系統(tǒng)中最大成本項的電池組成本不斷下降，儲能系統(tǒng)綜合成本亦處于下降 通道。預計 2030 年儲能綜合成本可以降至 165 美元/kWh，較 2020 年的 304 美元 /kWh 下降 45.7%，持續(xù)降本是不斷提升儲能競爭力的最有力支持。
電池是最大成本下降貢獻項。從絕對值角度，從 2020 到 2030 年，儲能系統(tǒng) 139 美元/kWh 的成本降幅中，有 93 美元/kWh 來自電池成本下降，占比達到 67%。電 池自身成本從 2020 的 161 美元/kWh，下降到 2030 年的 68 美元/kWh，共下降 57.8%，體現(xiàn)了極強降本能力。
從儲能系統(tǒng)各部分成本占比角度，未來電池成本不斷下降，但部分成本如 PCS、 EMS、變壓器、EPC 等相對剛性，會導致未來電池成本占比下降，其他部分成本占 比上升，整體降本曲線到后期斜率變小。
4.3 儲能產(chǎn)業(yè)鏈蘊藏大機遇
4.3.1 產(chǎn)業(yè)鏈分工明確，龍頭優(yōu)勢突出
儲能產(chǎn)業(yè)鏈涉及的環(huán)節(jié)眾多，從電池制造到 EPC 施工，再到各種場景下運營，電 池制造環(huán)節(jié)與動力電池企業(yè)存在交集，EPC 施工環(huán)節(jié)與光伏、風電施工企業(yè)存在交 集，運營商和電網(wǎng)企業(yè)存在交集，儲能產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)是電力體系中非常重要的一部分。
儲能產(chǎn)業(yè)鏈主要參與商分為以下幾類：
上游：設備制造商。電池制造商多與動力電池制造商重合，儲能變流器制造商多 與光伏逆變器制造商重合，屬于同類或類似產(chǎn)品在新領域的應用。
中游：系統(tǒng)集成商。部分設備制造商、專業(yè)集成商均參與該環(huán)節(jié)，該環(huán)節(jié)核心在 于對儲能領域的深刻理解及經(jīng)驗積累。
下游：系統(tǒng)運營商。央企、地方國企、民企均參與該環(huán)節(jié)，未來央企在大基地新 能源基地建設優(yōu)勢將愈發(fā)突出，對儲能需求也將持續(xù)增長。
寧德時代在電池領域遙遙領先。2019 年儲能電池裝機量排名第一的是寧德時代， 裝機量達到第二名的3倍以上。寧德時代憑借在動力電池領域技術和市場領先地位， 將其復用至儲能領域，展示了巨大的優(yōu)勢。
陽光電源在儲能變流器持續(xù)發(fā)力并取得領先。儲能變流器屬于電力電子設備，與逆 變器具有極強的技術相關性，因此在逆變器領域具備優(yōu)勢的企業(yè)，在儲能變流器同 樣具有非常領先的市場份額。2019 年陽光電源在儲能變流器裝機排名遙遙領先， 未來公司也將重點繼續(xù)發(fā)力此領域。
陽光電源儲能集成規(guī)模最大。儲能系統(tǒng)集成需要對儲能領域有非常深刻的理解和實 踐經(jīng)驗，并且具有強大的供應鏈管理能力，因此系統(tǒng)集成商排名靠前的企業(yè)，多為 深耕儲能領域多年的資深廠家。2019 年陽光電源在儲能系統(tǒng)集成商位列首位，公 司強大的電站開發(fā)能力，以及儲能變流器等設備制造能力，為系統(tǒng)集成業(yè)務繼續(xù)做 大做強奠定基礎。
4.3.2 我國將繼續(xù)主導儲能產(chǎn)業(yè)鏈
從全球維度出發(fā)，我國儲能產(chǎn)業(yè)鏈受益于鋰電池行業(yè)的快速發(fā)展，在全球處于領先 地位。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計的全球鋰電池供應鏈排名數(shù)據(jù)，我國在 2020 年趕超了過去 十年間領先的日本和韓國，成為新的領頭羊。我國電池產(chǎn)業(yè)領先的原因包括：1）國 內(nèi)龐大電池需求，包括新能源汽車、儲能、5G 基站等領域快速增長大幅提升鋰電 池需求；2）我國掌控了全球 80%電池金屬精煉產(chǎn)能、77%的電芯產(chǎn)能和 60%的關 鍵原材料產(chǎn)能。預計到 2025 年，我國將持續(xù)保持全球鋰電池供應鏈主導地位，對 于儲能行業(yè)帶來強力支撐。在取得領先的同時，我國鋰電產(chǎn)業(yè)鏈仍然存在一些需要解決的問題，這直接關系到 包括儲能在內(nèi)的相關行業(yè)長期發(fā)展。
我國在監(jiān)管、基礎設施及創(chuàng)新領域需繼續(xù)提升。2020 年，日本和韓國在全球鋰電 池供應鏈排名分別位列第二和第三，日韓在監(jiān)管、基礎設施及創(chuàng)新方面領先我國，未來該領域需要繼續(xù)努力提升。
碳中和推進提出將提升環(huán)境指標。我國的環(huán)境指標排名相對靠后，碳中和目標的 提出，以及具體執(zhí)行工作推進，對于鋰電池等新能源設備生產(chǎn)環(huán)境指標提升，將 產(chǎn)生極大積極作用。
