一、儲能將深入參與能源變革

　　1.1 電力系統的穩定性調節原理

　　電能瞬時(shí)傳輸，正常情況下電力系統中發(fā)電機發(fā)出的有功功率與負荷消耗的功率值實(shí)時(shí) 平衡匹配，發(fā)電機處于同步運行，系統頻率穩定在額定值。當供過(guò)于求，溢出的有功造成轉子加速，系統頻率上升，供不應求時(shí)，發(fā)電機轉速下降，頻率下降。

　　電網(wǎng)中用電設備依據額定頻率設計，頻率大幅偏移造成系統失穩。在火電為主傳統電力 系統中，發(fā)電機具備較好的控制靈活性，能夠通過(guò)一次、二次調頻實(shí)現發(fā)電量較快的跟蹤負荷變動(dòng)，維持系統頻率穩定在±0.2Hz 的區間。

　　1.2 供需失衡概率增加，應對能力減弱，儲能必要性體現

　　構建以新能源為主體的新型電力系統是大勢所趨。供給端的清潔能源化和需求端的電氣化“兩化”特點(diǎn)是過(guò)去 20 年全球電力甚至能源系統的主要特點(diǎn)，未來(lái)幾十年將會(huì )進(jìn)一步強化。從供給端來(lái)看，新能源發(fā)電裝機占比超過(guò) 40%，發(fā)電量占比超過(guò) 33%；在目前的清潔能源裝機強度上加一定的增長(cháng)，保持到 2030 年就能實(shí)現 70%的裝機占比和接近 60%的發(fā)電量占比。而在需求端，目前電力在終端能源消費中占比 26%左右，2030-2035 年有希望提升近 10 個(gè)百分點(diǎn)，非化石能源占一 次能源的比重大概在 15%左右，2030-2035 年有望提升到 32%以上。

　　由“電源可控+負荷波動(dòng)”變成“電源、負荷波動(dòng)”，電力系統源、網(wǎng)、荷間更容易失 衡。電力系統供需、慣量特征的根本性改變直接造成供需平衡更容易被打破，且一旦失衡由于慣量降低頻率波動(dòng)更加劇烈。要維持系統穩定的核心在于提升發(fā)電與負荷匹配度，保 持系統供需平衡，而儲能剛好可以扮演這個(gè)角色。

　　儲能能夠實(shí)現電力供需的時(shí)間轉移，發(fā)揮“庫存”效果，階段性改變供需平衡狀態(tài)。實(shí)際上由于電網(wǎng)的互聯(lián)互通，各次側的儲能發(fā)揮的功能并不能完全割裂：

　　發(fā)電側：1）平滑出力，跟蹤發(fā)電計劃：造成電力供需失衡的因素在于風(fēng)電、光伏本身 的間歇、波動(dòng)特征，需要借助儲能平滑出力曲線(xiàn)，提升消納能力；2）調峰、調頻：儲 能的靈活功率輸出可以在電源側扮演調頻、調峰的角色；3）黑啟動(dòng)：借助儲能自啟動(dòng) 能力，帶動(dòng)無(wú)自啟動(dòng)能力發(fā)電機組。

　　用戶(hù)側：1）需求側響應，峰谷調節：允許用戶(hù)結合電價(jià)信號主動(dòng)調整用電時(shí)間，配合 削峰填谷；2）備用電源：事故狀況下保證供電可靠；3）類(lèi)似電源側，儲能可以提高用 戶(hù)側光伏等分布式能源接入能力。

　　電網(wǎng)側：1）環(huán)節設備阻塞：傳統擴容方式存在輸電走廊資源約束，在用電負荷不斷增 長(cháng)的背景下，引入儲能能夠緩解電網(wǎng)擴容與負荷增長(cháng)間的矛盾，推動(dòng)系統由功率傳輸向 電量傳輸轉變；2）提供調頻、調峰等輔助服務(wù)。

二、儲能發(fā)展的催化因素

　　與光伏類(lèi)似的，儲能行業(yè)的起步也勢必要借助政策的引導，隨著(zhù)市場(chǎng)化機制合理化后， 體現儲能的經(jīng)濟效益，進(jìn)入到內生的成長(cháng)階段。近期國家層面政策給予儲能極高的關(guān)注度，同時(shí)在過(guò)去幾年間電池產(chǎn)業(yè)鏈成本持續下降， 循環(huán)壽命不斷優(yōu)化，讓儲能具備在政策扶持后形成正向收益的潛力。隨配套政策體系的 跟進(jìn)，儲能將進(jìn)入到持續快速的成長(cháng)期。

　　2.1 政策優(yōu)先級提升

　　2.1.1 新能源占比快速提升，儲能需求的剛性凸顯

　　消納成為新能源潛在制約。2010-2020 年的十年間，風(fēng)光發(fā)電量占比已經(jīng)由約 1%提升 至超過(guò) 9%。在風(fēng)光與傳統機組的此消彼長(cháng)中，僅通過(guò)挖掘傳統電源、需求側、電網(wǎng)調度潛力將逐漸無(wú)法滿(mǎn)足平抑凈負荷波動(dòng)的需求。

　　在不增配儲能的情況下，當新能源滲透率由 20%向 50%提升將會(huì )造成系統 凈負荷的波動(dòng)幅度、劇烈程度陡增。大規模儲能配置成為新能源發(fā)電滲透率進(jìn)一步提升的必要條件，也是長(cháng)期而言更為可持續的業(yè)務(wù)模式。制約新能源消納的儲能環(huán)節成為政策的著(zhù)力點(diǎn)。

　　2.1.2 自上而下形成立體的政策指引

　　1）國家層面：綱領(lǐng)性文件下發(fā)，引導配套政策逐步完善

　　2020 年是國內政策強度的轉折點(diǎn)。宏觀(guān)層面的政策體系明確了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標、推廣思路、應用場(chǎng)景、責任主體等，充分展現了國家層面對于發(fā)展儲能的堅定態(tài)度，也有望帶動(dòng)突破現階段行業(yè)面臨的基礎技術(shù)、模式機制等問(wèn)題，實(shí)現規范、系統的持續發(fā)展。

　　2）地方層面：強制性配套與市場(chǎng)化引導相互配合

　　地方層面，目前已有 29 個(gè)省市發(fā)布儲能相關(guān)政策文件。儲能配套政策體現為強制配置與市場(chǎng)化引導相互配合。對發(fā)電側，要求風(fēng)電、 光伏電站儲能配置比例在 5~20%區間，而在用戶(hù)側和電網(wǎng)側，則通過(guò)電價(jià)機制、輔助 服務(wù)補償形成激勵。

　　2.2 成本下降、電價(jià)體系推動(dòng)儲能盈利改善

　　2.2.1 電池技術(shù)及成本進(jìn)步帶動(dòng)儲能成本下降

　　1）磷酸鐵鋰循環(huán)壽命翻倍，成本降低，單次循環(huán)成本大幅降低

　　以鐵鋰為代表的的電化學(xué)儲能是現階段的優(yōu)選方案。鋰電功率、容量、放電時(shí)長(cháng)等技術(shù)特征滿(mǎn)足現階段儲能需求。短期內儲能的主要場(chǎng)景仍是在平滑風(fēng)光出力、參與系統調頻等短周期應用為主，鋰電池儲能安裝配置方式靈活，充放電周期在小時(shí)級別，裝機容量 達到兆瓦級別，與場(chǎng)景需求匹配。

　　2）鈉電池等電池技術(shù)有望推動(dòng)儲能成本進(jìn)一步下降

　　鈉電池在低溫性能、安全性、成本方面具備優(yōu)勢，能量密度和循環(huán)性能均介于鋰電池和鉛酸電池之間，在儲能領(lǐng)域有較好的應用前景。鈉電池外形封裝與鋰電池相同，同時(shí)鋰電池的生產(chǎn)設備大多可以兼容鈉離子電池，原始設備成本支出與鋰電池相當。材料中，除隔膜外，鈉離子電池的 正、負極、電解液、集流體的價(jià)格較鋰電池材料低。當技術(shù)成熟實(shí)現規?；?#xff0c;其 降本空間更大。

　　2.2.2 峰谷電價(jià)、輔助服務(wù)優(yōu)化儲能度電收益

　　1）度電成本（LCOE）是對儲能電站全生命周期內的成本和發(fā)電量進(jìn)行平準化后計算 得到的儲能成本。分路線(xiàn)看，抽水蓄能仍是目前度電成本較低的方案，度電成本大致在 0.2-0.3 元/kWh。

　　2）度電收益：即儲能系統充放一度電能夠獲取的收益。度電收益與應用場(chǎng)景、市場(chǎng)定 價(jià)機制相關(guān)。

　　電源側，以光伏+儲能為例，配儲能減少棄光，增加上網(wǎng)電量，在光伏出力峰值區間， 將原本棄電輸入儲能（成本為 0），再在光伏出力低于外送輸電走廊容量時(shí)將存儲的“棄 電”外送上網(wǎng)，由于光伏并網(wǎng)已實(shí)現平價(jià)，則儲能度電收益即為標桿電價(jià)，大致在 0.3 元/kWh 上下。

　　電網(wǎng)側，以調峰為例，度電收益為電網(wǎng)約定的輔助服務(wù)費用，目前各地差異較大，大致 分布于 0.1~0.9 元/kWh。

　　用戶(hù)側削峰填谷實(shí)現峰谷價(jià)差套利，此次度電輸入成本為谷電售價(jià)，而輸出時(shí)度電價(jià)格 為峰時(shí)電價(jià)，則每度電的實(shí)際收益即為峰谷價(jià)差，大致在 0.7 元/kWh 上下。

　　在不考慮補貼的情況下，就發(fā)電側而言，顯然當前上網(wǎng)電價(jià)遠低于儲能配置成本，即便 通過(guò)儲能增加上網(wǎng)電量，但售電收益無(wú)法覆蓋儲能系統投資，尚不具備經(jīng)濟性。而在電 網(wǎng)側和用戶(hù)側，在度電收益超過(guò)度電成本的區域，配置儲能理論上有利可圖，但考慮項目實(shí)際進(jìn)程中的資金成本、利用率等現實(shí)問(wèn)題，或只有在度電收益明顯超出度電成本的情況下，才能形成足夠的說(shuō)服力。

　　峰谷價(jià)差即為用戶(hù)側儲能的度電收益，峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉開(kāi)也就意味著(zhù)儲能套利效果改善，尤其尖峰電價(jià)較峰時(shí)仍有至少 20%溢價(jià)，進(jìn)一步放大儲能優(yōu)勢。

　　電價(jià)調整后，用戶(hù)側度電收益大幅提升。電價(jià)機制調整的基本原則是保持電網(wǎng)企業(yè)的銷(xiāo)售電價(jià)總水平基本穩定，簡(jiǎn)單假設峰谷電價(jià)均值不變，而將峰谷比率由此前大部分 2.5-3:1 調增至 4:1，則峰谷價(jià)差由此前約 0.6-0.9 元/kWh 整體提升至 0.8-1.1 元/kWh，增幅約 20-30%，調整后的峰谷價(jià)差形成的儲能度電收益已基本上全部位于度電成本線(xiàn)以上。

三、當前階段，儲能以發(fā)展電化學(xué)儲能與抽水蓄能為主

　　3.1 儲能潛在空間大

　　主要應用領(lǐng)域 2025 年全球儲能市場(chǎng)空間超 1500 億，有望接近 2000 億。預期隨峰谷 電價(jià)調整、輔助市場(chǎng)機制建立，儲能的經(jīng)濟性將有明顯改觀(guān)，在源-網(wǎng)-荷側都有可能實(shí) 現高速發(fā)展。測算 2025 年國內用戶(hù)側、發(fā)電側、電網(wǎng)側、5G 領(lǐng)域與國外用戶(hù)側對應 的儲能需求約為 110GWh，若按儲能系統 1.4 元/Wh 計算，對應市場(chǎng)空間超 1500 億。 若在此期間內儲能成本進(jìn)一步下降，預計更多需求將被激發(fā)，需求增加對市場(chǎng)空間的影 響可能會(huì )遠超價(jià)格下降，屆時(shí)市場(chǎng)規模有可能接近 2000 億元。

　　電池、逆變器價(jià)值量更大。儲能成本構成當中，電池與逆變器占比較高，分別約為 60% 與 20%，2025 年當年對應市場(chǎng)空間約為 927 億元、309 億元。

　　遠期將向 TW、TWh 邁進(jìn)。預測 2050 年全球儲能需 求將達到 4.1TW，對應存儲電量約 500TWh。新能源+儲能將對電力系統帶來(lái)深刻的顛覆。

　　3.2 當前階段，鋰電等電化學(xué)電池與抽水蓄能為主，遠期儲能將呈現多樣化

　　單一儲能模式無(wú)法滿(mǎn)足多樣的場(chǎng)景需求，儲能體系將呈現多元化。不同應用場(chǎng)景下配置 儲能需要綜合考慮電源、電網(wǎng)、負荷特征，選擇合理的配置方案。長(cháng)周期能量型場(chǎng)景與抽水蓄能、氫儲能、壓縮空氣等方式匹配，短周期的功率型場(chǎng)景下，鋰電池等電化學(xué)儲能、飛輪儲能、超級電容等更優(yōu)。

　　以磷酸鐵鋰為代表的電化學(xué)儲能是當前的重點(diǎn)，也是未來(lái)高比例可再生能源系統中重要的儲能構成。

　　短期儲能增量主要以電化學(xué)為主，遠期電化學(xué)儲能仍將發(fā)揮日間調節的關(guān)鍵功能。當前全球風(fēng)電、光伏滲透率仍處在低位，在新能源滲透率低于 50%以前，儲能配置將以鋰電池為代表的短時(shí)儲能為主。而當遠期滲透率逐步突破 50%，短時(shí)、長(cháng)時(shí)儲能配合的整體體系下，電化學(xué)儲能仍是日間平滑風(fēng)光出力、跟蹤發(fā)電計劃、調頻、調峰等功 能的主要承擔。

四、工商業(yè)儲能、電網(wǎng)儲能發(fā)展將加速

　　4.1 海外儲能、新能源一次調頻儲能、通信儲能是當前主要市場(chǎng)

　　4.1.1 海外：政策與經(jīng)濟性驅動(dòng)用戶(hù)側蓬勃發(fā)展

　　國外儲能主體地位明確，有相關(guān)政策補貼。海外主要國家電力領(lǐng)域市場(chǎng)化程度相對較高、 重視儲能在電力領(lǐng)域的應用，并出臺相應的補貼政策鼓勵配置儲能設施。

　　海外戶(hù)用與工商業(yè)儲能具備經(jīng)濟性，已有較好應用。目前海外用戶(hù)側配置儲能的進(jìn)展相對較快，光+ 儲成本約 1.1 元/kwh，低于大部分海外國家電價(jià)，已具備經(jīng)濟性，有望加速發(fā)展。

　　4.1.2 通信：5G 基站將貢獻增量

　　預計5年內基站需求約為50GWh。國內主流運營(yíng)商5G單站滿(mǎn)負荷功耗約3600-3800w， 50%負荷下功耗約 2900-3100w，一般后備電源應急時(shí)長(cháng) 3-4 小時(shí)。假設 50%負荷狀態(tài) 下，取功耗和應急時(shí)長(cháng)的中值，預計 2020-2024 年市場(chǎng)對儲能需求分別為 7.1、11、13.7、 12.1、7GWh，5 年內需求合計 50Gwh 左右。

　　4.1.3 新能源配套市場(chǎng)：儲能是最常用的一次調頻配套方案

　　新能源發(fā)電的一次調頻逐步成為標配。隨著(zhù)新能源裝機比例的裝機比例提高，“一次調 頻”對風(fēng)電、光伏發(fā)電站的要求也在不斷提高。到 2020 年，至少有 13 個(gè)以上的省電網(wǎng)公司出臺了新 能源電站必須具備一次調頻能力，新建新能源場(chǎng)站必須具備，存量新能源場(chǎng)站的一次調 頻技術(shù)改造也勢在必行。

　　儲能是比較好的新能源一次調頻方式。儲能方式借助電池等儲能設備提供給額外功率輸出實(shí)現一 次調頻，同時(shí)可以兼顧新能源送出的消納配合，在功能和經(jīng)濟性上都更具優(yōu)勢，成為較好的新能源一次調頻實(shí)現方案。

　　4.2 國內的電網(wǎng)儲能、工商業(yè)儲能將加速

　　電網(wǎng)側：儲能成本或納入輸配電價(jià)，調動(dòng)配置積極性。建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價(jià)機制，逐步推動(dòng)儲能電站參與電力市場(chǎng)，研究探索將電網(wǎng)替代性?xún)δ茉O施成本收益納入輸配電價(jià)回收。

　　儲能成本納入輸配電價(jià)有望優(yōu)化電網(wǎng)側配置儲能的收益效果，形成有效的儲能投資模式， 從而調動(dòng)電網(wǎng)側配置儲能的積極性?？紤]電網(wǎng)儲能的容量較大，比較成熟的抽水蓄能儲能、高靈活性的鋰電池儲/鈉硫/液流電池，可能是電網(wǎng)側儲能的優(yōu)先選項。

　　工商業(yè)用戶(hù)側：電價(jià)調整后，配儲能的動(dòng)力更強。國內工商業(yè)電價(jià)基準更高，且用電量大， 峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉大變相提升了儲能的度電收益。對于不具備調整用電時(shí)段裕度的工商 業(yè)企業(yè)，將有更強的配置儲能的意愿。

　　考慮工商業(yè)用戶(hù)儲能單個(gè)項目容量不會(huì )特變大，并且也存在空間、場(chǎng)地限制，配套鐵鋰電池是更加合理的選擇。

　　（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。）

　　精選報告來(lái)源：未來(lái)智庫官網(wǎng)。