電儲能一般指電能的儲存和釋放的循環(huán)過程，可按照存儲原理的不同分為電化學儲能和機械儲能兩類。其中，鋰電儲能是電化學儲能的主要技術(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，裝機規(guī)模持續(xù)提升，未來潛力巨大。
電力系統(tǒng)是儲能的最大應用場景。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型對電網(wǎng)的沖擊是發(fā)輸配電側(cè)儲能的底層邏輯，未來 5 年需求約 131GWh，年均復合增速 74%；多因素作用推動用電側(cè)儲能快速發(fā)展，未來 5 年需求約 93GWh，年均復合增速 95%。疊加 5G 基站及“光儲充”一體化充電站等新場景應用催生的需求增量，未來 5 年儲能需求合計超 270GWh，市場空間近 3400 億元。長期來看，預計 2030 年儲能需求超 500GWh，市場空間近 3800 億元。
由于儲能電池一般采用容量單位（如 MWh）計量，而其他部件一般采用功率單位（如 MW）計量，因此備電時長差異導致統(tǒng)一口徑的成本評價較為困難。根據(jù)我們的測算，在用電側(cè)，儲能度電成本約 0.51 元/kWh，在工商業(yè)/大工業(yè)場景基本具備套利空間；在輸配電側(cè)，儲能里程成本約 3.93 元/MW，在電力輔助服務(wù)市場基本具備盈利空間；在發(fā)電側(cè)，當前配置儲能已具備經(jīng)濟性，項目收益率基本已達 8%的要求。強制性配套政策疊加經(jīng)濟性拐點，新能源側(cè)儲能裝機將持續(xù)高增。
電儲能一般指電能的儲存和釋放的循環(huán)過程，一般分為電化學儲能和機械儲能。從廣義上講，儲能是指通過介質(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)并存儲起來，以備在需要時釋放的循環(huán)過程，一般可根據(jù)能量存儲形式的不同分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類。
從狹義上講，一般主要指電儲能，也是目前最主要的儲能方式，可按照存儲原理的不同分為電化學儲能和機械儲能兩類。其中，電化學儲能是指利用化學元素做儲能介質(zhì)，充放電過程伴隨儲能介質(zhì)的化學反應或者變價，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池儲能等；機械儲能一般采用水、空氣等作為儲能介質(zhì)，充放電過程儲能介質(zhì)不發(fā)生化學變化，主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等。
抽水蓄能裝機規(guī)模最大，鋰電儲能快速發(fā)展。抽水蓄能作為機械儲能的一種技術(shù)類型，早在 20 世紀 90 年代就實現(xiàn)了商業(yè)化應用，是目前技術(shù)成熟度最高、存儲成本最低、使用壽命長、裝機規(guī)模最大的儲能技術(shù)。
根據(jù) CNESA，截至 2020 年 9 月，全球已投運電力儲能項目的累計裝機規(guī)模達 186.1GW，其中抽水蓄能累計裝機規(guī)模約 171GW，占比約 91.9%；但受站址資源不足、成本疏導困難和建設(shè)周期較長等局限，近幾年新增裝機較小。與此同時，鋰離子電池儲能技術(shù)作為電化學儲能的主要技術(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，裝機規(guī)模持續(xù)提升。
截至 2020 年 9 月，全球電化學儲能累計裝機規(guī)模達 10.90GW，占比約 5.9%；其中鋰電儲能裝機規(guī)模 9.81GW，在電化學儲能中占比約 90%，是第二大規(guī)模的儲能技術(shù)類型。2020 年前三季度全球新增投運電化學儲能裝機規(guī)模為 2.66GW，同比增長約 167%；其中鋰電池儲能裝機規(guī)模約 2.62GW，占比約 98.4%。
電化學儲能產(chǎn)業(yè)鏈可分為上游材料、中游核心部件制造、下游應用。儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要為電池原材料，包括正極材料、負極材料、電解液、隔膜以及結(jié)構(gòu)件等。產(chǎn)業(yè)鏈中游主要為儲能系統(tǒng)的集成與制造，對于一個完整的儲能系統(tǒng)，一般包括電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）以及儲能變流器（PCS）四大組成部分。
其中，電池組是儲能系統(tǒng)的能量核心，負責電能的存儲；BMS 是系統(tǒng)的感知核心，主要負責電池監(jiān)測、評估和保護以及均衡等；EMS 是系統(tǒng)的控制核心，主要負責數(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，主要負責控制充放電過程，進行交直流的變換。產(chǎn)業(yè)鏈下游主要為不同應用場景的運維服務(wù)等，如儲能可用于電力系統(tǒng)的發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用電側(cè)，實現(xiàn)調(diào)峰調(diào)頻、減少棄光棄風、緩解電網(wǎng)阻塞、峰谷價差套利、容量電費管理等功能；其他應用場景還包括通信基站、數(shù)據(jù)中心等的備用電源，以及為機器人系統(tǒng)供電，保障高性能武器裝備的穩(wěn)定運行等。
全球脫碳趨勢明確，十大煤電國已有六國承諾碳中和。2020 年 9 月 22 日，在聯(lián)合國大會上提出我國力爭 2030 年前二氧化碳排放達到峰值，努力爭取 2060 年前實現(xiàn)碳中和。12 月 12 日，在氣候雄心峰會上提出：到 2030 年，我國非化石能源占一次能源消費比重將達到 25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到 1200GW 以上。
歐盟于 2020 年 12 月 11 日通過《2030 年氣候目標計劃》，計劃將 2030 年溫室氣體減排目標由此前的 40%的提高至 55%，并通過了總額逾 1.8 萬億歐元的復蘇計劃，其中約 30%經(jīng)費將用來協(xié)助歐洲綠色轉(zhuǎn)型，為 2050 年實現(xiàn)碳中和提供保障。
隨著拜登上臺推行“綠色新政”，美國即將重返《巴黎協(xié)定》，并計劃在 2050 年之前達到凈零排放，其中電力部門將在 2035 年實現(xiàn)碳中和， 36%電力需求來自于可再生能源和核能。截至目前，全球十大的煤電生產(chǎn)國已有 6 個國家承諾碳中和，分別為中國（2060）、美國（2050）、日本（2050）、韓國（2050）、南非（2050）、德國（2050）。
高比例可再生能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型是實現(xiàn)碳中和的關(guān)鍵路徑。根據(jù)聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會（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)過程、農(nóng)業(yè)及土地利用活動排放等。根據(jù)國際可再生能源署（IRENA），化石燃料燃燒和工業(yè)過程的二氧化碳排放占比 80%以上，分部門來看，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、能效提升、碳捕獲與儲存技術(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)化時期的升幅控制在 2℃以內(nèi)的目標，IRENA 預測到 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)來看，電力將成為主要的能源載體，占終端消費的比例由 20% 增長至近 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%， 對應每年超過 520GW 的新增可再生能源發(fā)電裝機。
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，發(fā)、輸、配、用瞬時同步完成，整個電力系統(tǒng)時刻處于一個動態(tài)的平衡狀態(tài)。在穩(wěn)態(tài)運行時，電力系統(tǒng)中發(fā)電機發(fā)出的有功功率和負載消耗的有功功率相平衡，系統(tǒng)頻率維持額定值。當電源功率大于負荷功率時，系統(tǒng)頻率升高；反之系統(tǒng)頻率降低。因此電網(wǎng)需通過一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等手段保證頻率在合格范圍，否則將對負載或發(fā)電設(shè)備的運行產(chǎn)生影響，嚴重時甚至導致頻率崩潰，造成大面積停電。
可再生能源發(fā)電具有很強的間歇性和波動性。可再生能源發(fā)電依賴于自然條件，先天具有間歇性和波動性特征。例如，風力發(fā)電是由自然風吹動風機的葉片，帶動傳動軸轉(zhuǎn)動，把風的動能轉(zhuǎn)化為機械動能再轉(zhuǎn)化為電能，風力間歇性的特點導致風力發(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將光能直接轉(zhuǎn)化為電能，其發(fā)電功率受光照強度直接影響，雖然一個地區(qū)年均光照強度總體不變，但光照強度一般從早上逐漸增加到中午達到最強，隨后逐漸減弱到晚上達到最弱，同時光照強度在一個小時段內(nèi)具有一定的隨機性，因此光伏發(fā)電輸出也具有間歇性和波動性的特征。
高比例間歇性可再生能源并網(wǎng)將對電網(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)電源不僅要跟隨負荷變化，還要平衡新能源出力波動，增加電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度。根據(jù)國際能源署（IEA），按照電網(wǎng)吸納間歇性可再生能源（主要是風電、光伏）的比例劃分了四個階段：
（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超過了間歇性可再生電源供應的波動幅度，因此對于電網(wǎng)的運行基本沒有影響。
（2）第二階段：間歇性可再生能源占比在 3%-15%之間，對電網(wǎng)沖擊較小，可通過預測間歇性可再生能源機組發(fā)力，以及加強調(diào)度的方式平抑可再生能源的波動性和間歇性，可再生能源消納相對容易。
（3）第三階段：間歇性可再生能源占比在 15%-25%之間，對電網(wǎng)沖擊較大，此時電網(wǎng)靈活性要求大大增加，短期內(nèi)需要增加調(diào)頻電站，中長期需引入需求側(cè)管理與儲能技術(shù)的應用。
（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能靈活運行，以應對電源端和負荷端的隨機變化。
英國"8.9"大停電事故與高比例風電機組并網(wǎng)有關(guān)。2019 年 8 月 9 日下午 5 點左右，英國發(fā)生自 2003 年“倫敦大停電”以來規(guī)模最大、影響人口最多的停電事故，造成包括倫敦、英格蘭、威爾士等多個地區(qū)地鐵停運、機場癱瘓等，甚至部分醫(yī)院由于備用電源不足無法進行醫(yī)療服務(wù)，總共約有近 100 萬家庭和企業(yè)受到影響。事后事故分析表明，高比例風電并網(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)擾動時，系統(tǒng)備用不足未能及時彌補功率缺額導致事故發(fā)生；幸好抽蓄機組及時增加出力，阻止事故進一步擴大，可見儲能對于穩(wěn)定電網(wǎng)作用巨大。
儲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，配置儲能通過對電能的快速存儲和釋放，不僅可以降低棄風棄光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波動，跟蹤計劃出力，并參與系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻，增強電網(wǎng)的穩(wěn)定性，有望成為新能源電力消納的最終解決方案。
發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲能的本質(zhì)用途基本相同，涉及的主要是利益分配問題。對于發(fā)電側(cè)和輸配電側(cè)儲能，從商業(yè)模式來看有一些差別，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)配置儲能，主要涉及的是利益分配問題。
未來 5 年發(fā)輸配電側(cè)的儲能系統(tǒng)需求約 131GWh，年均復合增速 74%。由于發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲能的本質(zhì)用途基本相同，因此我們在預測市場空間時將發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)合并計算，同時考慮到發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)的一些特性需求，預計總市場空間高于我們的預測值。根據(jù)我們的測算，預計 2021-2025 年發(fā)輸配電側(cè)的儲能需求約 131GWh，年均復合增速約 74%，其中 2025 年發(fā)輸配電側(cè)儲能需求約 52GWh。我們對儲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)儲能需求約 44-62GWh。長期來看，預計 2030 年儲能系統(tǒng)需求約 234GWh。
歐美主要國家用電成本高昂，分布式光伏系統(tǒng)快速發(fā)展為儲能提供市場基礎(chǔ)。儲能在用戶側(cè)主要與分布式電源配套，或作為獨立儲能電站應用，其用途主要為電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。德國、日本、意大利、英國等歐美發(fā)達國家用電成本高昂，如居民電價是中國的 2-4 倍，且呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢。以美國為例，根據(jù)美國能源信息署（EIA），1997-2019 年美國居民零售平均電價以約 2.20%的復合增速增長。
根據(jù) EIA 的預測，2019-2050 年美國名義電價年均復合增速約為 2.30%，而真實電價（以 2019 為基準）變動很小。因此，預計歐美主要國家將長期保持高昂的居民用電成本。由于全球多個國家和地區(qū)分布式光伏系統(tǒng)早已實現(xiàn)用電側(cè)平價，分布式光伏系統(tǒng)快速發(fā)展，2019 年全球分布式裝機約 40GW，占總裝機的比重近 35%，為儲能的發(fā)展提供堅實的市場基礎(chǔ)。
上網(wǎng)補貼（FIT）和凈計量（NEM）政策到期或削減，分布式搭配儲能有望得到推廣。上網(wǎng)補貼（FIT）政策對用戶輸送給電網(wǎng)的電力給予一定補貼，凈計量（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)。近年來隨著光伏逐漸平價，各國的 FIT 和 NEM 正逐步到期或削減，而儲能的推廣應用可以減少行業(yè)對 FIT 及 NEM 等政策的依賴，分布式搭配儲能自發(fā)自用的模式有望得到推廣。
部分國家電力供應穩(wěn)定性較差，不同規(guī)模的停電事件時有發(fā)生，儲能接受度提升。2010-2019 年鋰電池價格下降 87%，帶動系統(tǒng)成本快速下降，儲能經(jīng)濟性逐漸顯現(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)模應用實現(xiàn)成本快速下降，根據(jù) BNEF，2010-2019 年期間鋰電池組的平均價格的下降幅度達 87%，帶動儲能系統(tǒng)成本迅速下降。目前儲能應用經(jīng)濟性拐點快速臨近，有望激發(fā)需求迅速增長。
未來 5 年用電側(cè)的儲能系統(tǒng)需求約 93GWh，年均復合增速 95%。上述多個因素疊加，使得儲能在終端價值的價值逐步顯現(xiàn)?？紤]到在儲能用戶側(cè)，與分布式電源配套或作為獨立儲能電站的應用場景和客戶群體均有較高的相似性，因此在預測市場空間時忽略了作為獨立儲能電站的需求，預計總市場空間高于我們的預測值。根據(jù)我們的測算，預計 2021-2025 年發(fā)用電側(cè)的儲能需求約 93GWh，年均復合增速約 95%，其中 2025 年用電側(cè)儲能需求約 41GWh。我們對儲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)儲能需求約 32-50GWh。長期來看，預計 2030 年儲能系統(tǒng)需求約 190GWh。
5G 建設(shè)加速，2019-2028 年宏基站需求近 500 萬個。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)，通過小基站的補充使用提升 5G 基站的覆蓋范圍?！昂昊?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，保守預計小基站數(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，我們預計在 2019-2028 年 5G 基站建設(shè)周期中，宏基站建設(shè)數(shù)量近 500 萬個， 小基站建設(shè)數(shù)量近 1000 萬個，建設(shè)節(jié)奏上預計 2020-2021 年達到高潮，隨后數(shù)量慢慢減少。
5G 基站功耗大幅提升 2.5-4 倍，帶動后備電源擴容需求大幅增加?；局髟O(shè)備一般由 1 個 BBU（基帶處理單元）和 3 個 AAU（有源天線單元）組成。其中，BBU 主要負責基帶數(shù)字信號處理，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)字信號轉(zhuǎn)為模擬信號，再調(diào)制成高頻射頻信號，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，帶動后備電源擴容需求大幅增加。
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，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。
但進入 5G 時代后，由于 5G 基站的功耗大幅提升，而現(xiàn)有機房空間和設(shè)施很難承載后備電源容量極大的擴容需求。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，可減少對市電增容改造的需求，降低建設(shè)和運營成本。
雖然目前磷酸鐵鋰電池價格仍高于鉛酸電池，但在全生命周期成本的評價體系下，磷酸鐵鋰電池與鉛酸電池的度電成本已相差無幾，且隨著技術(shù)進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 時代基站后備電源的主流技術(shù)路線。2018 年，中國鐵塔已停止采購鉛酸電池，采用梯次利用鋰電池。2020 年，國內(nèi)三大通信運營商與中國鐵塔相繼發(fā)布磷酸鐵鋰電池集中采購計劃，目前已明確采購量約 4 GW。
未來 5 年 5G 基站的儲能系統(tǒng)需求近 35GWh。根據(jù)我們的測算，預計 2021-2025 年 5G 基站的磷酸鐵鋰電池儲能需求近 35GWh，其中 2025 年磷酸鐵鋰電池儲能需求約 4.4GWh。
汽車電動化轉(zhuǎn)型加速，未來 5 年充電設(shè)施有望新增約 440 萬臺。2020 年國內(nèi)市場政策向好，疊加 Model 3、漢 EV、造車新勢力、宏光 Mini EV 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，2020 年 12 月新能源汽車銷量 24.8 萬輛，同比增長 49.5%，再創(chuàng)歷史新高；全年累計銷量 136.7 萬輛，同比增長 10.9%。我們預計明年銷量有望達到 200 萬輛，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 年電動化目標 25%，預計 2025 年銷量超 600 萬輛，未來 5 年國內(nèi)電動車年均復合增速有望超 35%。
新能源汽車的快速滲透帶動了充電樁的需求持續(xù)提升，根據(jù)中國電動充電基礎(chǔ)設(shè)施促進聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2020 年充電基礎(chǔ)設(shè)施新增 46.2 萬臺，同比增加 12.4%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)施新增 29.1 萬臺，同比增長 57.2%；截止 2020 年 12 月，全國充電基礎(chǔ)設(shè)施累計數(shù)量 為 168.1 萬臺，同比增加 37.9%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)施累計 80.7 萬臺，同比增長 56.4%。2020 年我國新能源汽車保有量約為 492 萬輛，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 年我國需新增電動汽車充電設(shè)施 383 萬臺。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 萬臺。
光儲充一體化充電站模式有望推廣，未來 5 年國內(nèi)儲能系統(tǒng)需求約 6.8 GWh?！肮鈨Τ洹币惑w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)與儲能系統(tǒng)，形成多元互補的微電網(wǎng)系統(tǒng)，緩解充電樁大電流充電時對區(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“光儲充放”（分布式光伏發(fā)電—儲能系統(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“光儲充”一體化電動汽車充電站，未來光儲充一體化充電站模式有望推廣。根據(jù)我們的測算，預計 2021-2025 年光儲充一體化的儲能系統(tǒng)需求約 6.8 GWh，其中 2025 年儲能系統(tǒng)需求約 3.62GWh；長期看來，預計 2030 年儲能系統(tǒng)需求約 44.8GWh。
未來 5 年儲能市場空間合計約 3400 億元，2030 年市場空間近 3800 億元。根據(jù)我們的測算，預計 2021-2025 年全球儲能系統(tǒng)需求超 270GWh，其中 2025 年儲能系統(tǒng)需求超 100GWh?？紤]儲能系統(tǒng)平均每年價格下降 8%，未來 5 年儲能系統(tǒng)市場空間合計約 3400 億元，其中 2025 年儲能系統(tǒng)市場空間近 1200 億元。長期來看，預計 2030 年儲能系統(tǒng)需求超 500GWh，市場空 間近 3800 億元。
儲能可應用于電力系統(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)，儲能在三個環(huán)節(jié)均有應用。在發(fā)電側(cè)，儲能主要用于電力調(diào)峰、輔助動態(tài)運行、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；在輸配電側(cè)，儲能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設(shè)備擴容升級等；在用電側(cè)，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，使得單位成本對備電時長非常敏感，統(tǒng)一口徑的成本評價較為困難。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）來表征系統(tǒng)的大小，但在儲能系統(tǒng)中，主要采用容量單位（如 MWh）來表征系統(tǒng)的大小。這種差異直接導致了儲能系統(tǒng)的單位成本對備電時長非常敏感，因為電池一般采用容量單位，即單位容量的電池成本不變；而其他成本采用功率單位，因此儲能系統(tǒng)總?cè)萘吭酱?，分攤至單位容量的其他成本就越低。根?jù)美國可再生能源國家實驗室（NREL），同樣為 60MW 的儲能系統(tǒng)，備電時長 0.5 小時與 4 小時的系統(tǒng)單位成本相差 1.4 倍。因此，由于不同項目的備電時長差異，市場上暫時沒有統(tǒng)一口徑的成本評價方式。
兩充兩放通常為工商業(yè)/大工業(yè)套利場景的運行策略，一般配置時長約 3 小時。不同地區(qū)的峰谷時段差異較大，一般情況下劃分為 5-6 個時段，其中 2 個高峰，2-3 個平段，1 個低谷。高峰一般持續(xù)時長約 2-3 小時，2 個高峰間夾雜一個 2-3 小時的平段。綜合來看，一般工商業(yè)及大工業(yè)儲能的運行策略為兩充兩放，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)峰谷時段不同，一般考慮配置時長 3 小時。
全國工商業(yè)、大工業(yè)峰谷價差中位數(shù)分別約 0.49、0.54 元/kWh。當前我國用戶側(cè)（主要是工商業(yè)用戶）主要利用儲能進行峰谷價差套利和容量費用管理。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，截止 2020 年 12 月底已有 26 個地區(qū)發(fā)布新版銷售電價表，其中 15 個地區(qū)制定了峰谷分時電價，工商業(yè)及其他峰谷價差平均值約 0.51-0.55 元/kWh，中位值約 0.48-0.52 元/kWh，其中北京是峰谷價差最大的地區(qū)，達到 0.99-1.00 元/kWh；大工業(yè)峰谷價差平均值約 0.55-0.59 元/kWh，中位值約 0.53-0.56 元/kWh，其中上海是峰谷價差最大的地區(qū)，夏季達到 0.81-0.83 元/kWh。對比上一輪銷售電價，江蘇、浙江、安徽峰谷價差拉大約 2 分錢。
儲能度電成本（LCOS）約為 0.51 元/kWh，在全國多數(shù)發(fā)達省份已基本具備套利空間。儲能度電成本（LCOS）為國際通用的成本評價指標?；趦δ苋芷诮５膬δ芷綔驶杀?LCOS（Levelized Cost of Storage）是目前國際上通用的儲能成本評價指標，其算法是對項目生命周期內(nèi)的成本和放電量進行平準化后計算得到的儲能成本，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)我們的測算，目前儲能度電成本約為 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)布新版的銷售電價表，但參考上輪峰谷電價，也具備套利空間。此外，我們在測算時沒有考慮部分省份的尖峰價格，同時針對不同地區(qū)的峰谷時段，儲能運行策略還有很大的優(yōu)化空間，因此實際上可能會有更多的省份已具備套利空間。
電力輔助服務(wù)市場建設(shè)提速，19 省將電儲能納入交易體系。隨著全國可再生能源裝機規(guī)?？焖僭黾樱娋W(wǎng)的沖擊壓力越來越大，各省份正在加快構(gòu)建電力輔助服務(wù)市場體系。根據(jù)中國儲能網(wǎng)報道，目前全國范圍內(nèi)除東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等 8 個電力輔助服務(wù)市場改革試點之外，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)市場運營和交易規(guī)則。2020 年以來，全國各省份至少出臺 23 份相關(guān)政策文件，列舉了與儲能參與電力輔助服務(wù)市場的相關(guān)條款。截至目前，已有 19 個省份將電儲能納入交易體系，其中參與調(diào)峰與調(diào)頻是儲能獲取收益的主要來源。
多個省份參與調(diào)峰服務(wù)已具備盈利空間。據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，在已發(fā)布調(diào)峰輔助服務(wù)市場規(guī)則文件的省份中，約有 13 個省份明確儲能可參與調(diào)峰。根據(jù)我們在前文的測算，配置時長 3h 的儲能系統(tǒng)度電成本約 0.51 元/kWh，參考各地區(qū)調(diào)峰補償價格，在東北、安徽、山西、江蘇、青海等多個地區(qū)已具備盈利空間。
儲能是一種優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源，里程成本是評價儲能電站參與調(diào)頻經(jīng)濟性的重要指標。儲能單位功率的調(diào)節(jié)效率較高，具有快速和精確的響應能力，根據(jù)中國電力科學研究院，儲能對水電機組、燃氣機組、燃煤機組的替代效果分別達到 1.67 倍、2.5 倍、25 倍。根據(jù)知網(wǎng)文獻，里程成本是指在功率型調(diào)頻儲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, 里程成本是評價儲能電站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻或二次調(diào)頻經(jīng)濟性的重要指標?？紤]時間價值后，其算法是對項目生命周期內(nèi)的成本和調(diào)頻里程進行平準化后計算得到的儲能成本，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。
儲能里程成本約為 3.93 元/MW，多個省份參與調(diào)頻服務(wù)已具備盈利空間。根據(jù)我們的測算，目前儲能里程成本約為 3.93 元/MW。考慮到儲能調(diào)頻效率、響應調(diào)頻時間遠優(yōu)于其他類型機組，補償系數(shù)也應高于其他類型機組。在參與調(diào)頻服務(wù)的應用場景中，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、四川等多個省份已基本具備盈利空間。
2020 年政策密集發(fā)布，風光強配儲能，一般配置比例 10%-20%，容量時長 2 小時。2019 年 12 月 19 日，華潤電力濉溪孫疃風電場 50MW 工程公開招標，要求配套建設(shè) 1 個及以上的 10MW/10MWh 容量或累計 30MW 及以上容量的電化學儲能電站，拉開了風光強配儲能的大幕。進入 2020 年以來，各地政府和省網(wǎng)公司紛紛出臺相關(guān)政策，要求新能源競價、平價項目配置一定比例的儲能。截至 2020 年底，全國已有 17 個省市出臺了相關(guān)文件，配置比例一般為 10%-20%，容量時長一般為 2 小時?！芭渲脙δ軆?yōu)先并網(wǎng)”也由電網(wǎng)企業(yè)與新能源開發(fā)商私下達成的一種潛規(guī)則逐漸變?yōu)槊饕?guī)則。
地方性補貼政策陸續(xù)落地，后續(xù)有望迎來補貼政策窗口期。（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 儲能，并給予 1 毛/kWh 補貼，同時優(yōu)先保障消納，保證儲能設(shè)施利用小時數(shù)不低于 540 小時，補貼時限暫定為 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)于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見（征求意見稿）》，文件明確對 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期間建成運行的光伏儲能系統(tǒng)，自項目投運次月起對儲能系統(tǒng)按實際充電量給予投資人 1 元/kWh 補貼，同一項目年度補貼最高不超過 50 萬元。目前個別省份出臺的儲能補貼方案有很強的借鑒意義，后續(xù)有望引領(lǐng)全國其他省份效仿出臺類似的地方性補貼政策，儲能有望迎來補貼政策窗口期。
發(fā)電側(cè)配置儲能已基本具備經(jīng)濟性，光儲電站可實現(xiàn)項目 IRR 8%以上。為了探究配置儲能對于新能源發(fā)電項目的影響，我們假設(shè)了三個情景：基準情景設(shè)定為一個典型的光伏電站，測算項目 IRR 約為 8.3%；假設(shè)情景 1 為在基準情景上配置儲能系統(tǒng)，但儲能系統(tǒng)僅用作減少棄光率用途，測算項目 IRR 約為 7.3%；假設(shè)情景 2 在假設(shè)情景 1 的基礎(chǔ)上，考慮儲能系統(tǒng)同時參與調(diào)頻服務(wù)，測算項目 IRR 約為 8.2%。由此可見，對于一個典型光儲電站，如果可以參與輔助服務(wù)市場，將對經(jīng)濟性有較大提升，基本實現(xiàn)項目 IRR 8%以上的收益率要求。
近兩年新能源發(fā)電側(cè)儲能新增裝機年均增速 88%。據(jù)中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會（CESA）統(tǒng)計, 2020 年國內(nèi)新增投運的新能源發(fā)電側(cè)儲能裝機約 259MW，占比約 33.0%；據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)統(tǒng)計，2018 年國內(nèi)新增投運的新能源發(fā)電側(cè)儲能裝機約 73MW，占比約 10.7%，因此 2018-2020 年均復合增速約 88%。根據(jù) CNESA，2020 年 前三季度新能源側(cè)儲能累計裝機占比約 29%，較 2018 年提升約 11%。
儲能作為能量的“搬運工”，其價值等于電力系統(tǒng)平抑波動性的邊際成本。儲能本身不產(chǎn)生能量，只是能量的“搬運工”，其本質(zhì)是一種靈活性資源，可通過調(diào)峰調(diào)頻等方式平抑電力系統(tǒng)的功率和頻率波動。因此，儲能的價值應等于電力系統(tǒng)平抑波動性的邊際成本，即當電力系統(tǒng)需要平抑的波動性越小時，儲能的價值也越低。在新能源發(fā)展初期，比如新能源發(fā)電占比小于 3%時，電力需求本身的波動超過了新能源發(fā)電的波動幅度，此時儲能的價值基本接近于 0；隨著新能源發(fā)電比例的不斷提高，對電網(wǎng)的沖擊越來越大，儲能的價值也將隨之提高。
海外電力市場較為成熟，已有很好的盈利模式。從國際經(jīng)驗來看，海外發(fā)達國家電力市場比較成熟，很多市場明確了獨立的主體地位，可獨立或聯(lián)合發(fā)電機組參與調(diào)峰調(diào)頻、峰谷套利等等多種服務(wù)獲取收益，如英國部分電站的多重收益甚至有十三四種。此外，海外峰谷價差以及輔助服務(wù)價格由市場定價，一般情況下也高于國內(nèi)，如英國甚至出現(xiàn)過 170 元/kWh 的尖峰電價，大大改善儲能的盈利狀況。
國內(nèi)現(xiàn)行輔助服務(wù)市場補償機制，還沒有充分釋放儲能的真實價值。目前我國電力輔助服務(wù)市場是在 2006 年原國家電監(jiān)會建立的輔助服務(wù)補償機制的基礎(chǔ)上，引入了一些如競價等市場化手段確定輔助服務(wù)承擔主體，其本質(zhì)還是一種成本加成的補償機制。具體來講，一方面，現(xiàn)行輔助服務(wù)市場補償機制采用的是發(fā)電機組單邊承擔輔助服務(wù)費用的模式，而最終享用服務(wù)的終端用戶并不承擔費用；另一方面，輔助服務(wù)定價不考慮機會成本，只是對機組提供輔助服務(wù)的成本近似補償。因此在現(xiàn)行體制下，儲能的價值并沒有得到充分的釋放。
電力市場改革加速，儲能的盈利空間將大幅改善。隨著我國的電力體制改革加速，完善的電力現(xiàn)貨市場有望建立，并在不同時刻形成充分反應市場供需的價格信號，儲能作為稀缺的靈活性資源的真實價值有望得以釋放。根據(jù)能源雜志援引的勞倫斯伯克利實驗室（LBNL）針對美國四個區(qū)域電力市場的定量分析，當間歇性可再生能源發(fā)電容量占比提升至 40%時，現(xiàn)貨市場價格波動增幅在 2-4 倍之間，儲能的盈利空間將大幅改善。
