（報告出品方/作者：廣發(fā)證券，陳子坤、紀(jì)成煒）
一、儲能新市場：雙碳目標(biāo)下高成長性、高確定性
儲能發(fā)展指導(dǎo)意見正式出臺，需求拐點漸行漸近。2021年7月15日，國家發(fā)改委、國家能源局正式印發(fā)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確到2025 年新型儲能裝機規(guī)模達30GW以上，未來五年將實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模 化轉(zhuǎn)變，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2020年 末，中國電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模達3.3GW，預(yù)計未來五年復(fù)合增速超56%，儲能 行業(yè)迎來最大發(fā)展機遇期。
重安全、降成本、支持共享儲能，三大變化映射儲能發(fā)展趨勢。與2021年4月發(fā)布的征求意見稿相比，正式版《意見》新增三部分內(nèi)容：
（1）強化儲能消防安全管理，推動建立安全技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)及管理體系；
（2）持續(xù)推進研發(fā)降本，以“揭榜掛帥”方式加強關(guān)鍵技術(shù)裝備研發(fā)，推動儲能持續(xù)降本；
（3）支持共享儲能發(fā)展，對于配 套建設(shè)或以共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電項目，在并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務(wù)補償考核等方面予以補償傾斜。新增內(nèi)容明確儲能方向，行業(yè)發(fā)展路徑漸行漸晰。
（一）發(fā)展儲能是清潔能源轉(zhuǎn)型下的必然選擇
雙碳目標(biāo)下電氣化大勢所趨。過去的十年里，電力行業(yè)通過改進燃煤機組、發(fā)展非化石能源、提高清潔能源發(fā)電量，多措并舉降低供電煤耗，2020年單位發(fā)電 量二氧化碳排放量較2011年下降27.3%。而在電力消費側(cè)，終端用能電氣化態(tài)勢逐 步清晰，2020年電能占終端能源消費比重持續(xù)提高至27.0%，電氣化大勢所趨。
新能源裝機趨勢方興未艾。受光伏逐步進入全面平價期和陸上風(fēng)電補貼退坡帶 來的搶裝潮影響，2020年全國光伏、風(fēng)電新增裝機達48.2GW和71.7GW，同比大幅 增長60.1%和177.9%，截至2020年末，全國風(fēng)電、光伏累計裝機規(guī)模達253.4GW和 281.7GW，同比增長24.1%和34.1%。新能源發(fā)電方面，2020年光伏、風(fēng)電發(fā)電量 占比進一步提高至3.5%和6.3%，未來隨著新能源技術(shù)的不斷升級，風(fēng)光發(fā)電成本進 一步下降帶動清潔能源的推廣普及，根據(jù)國家能源局發(fā)發(fā)布的《關(guān)于2021年風(fēng)電、 光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》，預(yù)計到2025年風(fēng)光發(fā)電量占比將提升至 16.5%，2030年全國風(fēng)光裝機規(guī)模將超1200GW，新能源發(fā)電在電力體系中的地位 愈發(fā)重要。
新能源發(fā)電增加將沖擊電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性，電力供需錯配儲能呼之欲出。新能源 出力特征受自然環(huán)境影響呈現(xiàn)隨機性和波動性，難以為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力，而電網(wǎng) 則需要根據(jù)發(fā)電機組出力功率和用電需求對電網(wǎng)進行調(diào)節(jié)以維持50Hz頻率穩(wěn)定運 行，高比例可再生能源并網(wǎng)更加考驗電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力。傳統(tǒng)模式下功率的調(diào)節(jié) 通常依靠AGC調(diào)頻機組或調(diào)峰機組，而儲能的應(yīng)用則可以解放傳統(tǒng)機組，使其更多 保持在額定工作狀態(tài)，進而減少損耗、降低碳排放、提高傳統(tǒng)機組的利用效率，同 時平抑電力供需矛盾、消納棄風(fēng)棄光。
（二）電化學(xué)儲能是未來發(fā)展趨勢
儲能技術(shù)路線主要包括電化學(xué)儲能、機械儲能和電磁儲能。機械儲能以抽水蓄 能為主，目前技術(shù)成熟，建設(shè)成本相對較低，轉(zhuǎn)換效率約70%-80%，但對選址環(huán)境、 地形條件及水文環(huán)境要求較高，建設(shè)周期長達3-5年；電化學(xué)儲能主要以鋰電池、鉛 酸電池和全釩液流電池為主，其中鋰電池儲能擁有更高的能量密度，轉(zhuǎn)換效率可超 90%，產(chǎn)業(yè)鏈配套更加成熟，相較于其他電化學(xué)儲能在技術(shù)、成本上更具優(yōu)勢；而 電磁儲能則更適用于放電時間短且迅速的功率型儲能。
各類儲能技術(shù)性能不同，適用的應(yīng)用場景和領(lǐng)域存在差異。根據(jù)儲能所需功率 和放電時長的不同，可將儲能應(yīng)用領(lǐng)域分為功率型、容量型和能量型。抽水蓄能和 壓縮空氣適用于長時間大規(guī)模能量調(diào)配的儲能需求，主要應(yīng)用于大規(guī)?？稍偕茉?并網(wǎng)、電網(wǎng)側(cè)電力輔助服務(wù)等來實現(xiàn)長時段能源管理；鉛酸電池、液流電池、鋰電 池等電化學(xué)儲能的功率范圍在千瓦至兆瓦級，放電時間靈活，適用于短時電網(wǎng)調(diào)頻 和能量調(diào)度等場景；飛輪、超級電容和超導(dǎo)儲能技術(shù)響應(yīng)速度快，具有高度的靈活 性，一般用于應(yīng)急不間斷供電等領(lǐng)域。
抽水蓄能是目前主要儲能方式，電化學(xué)儲能增長潛力較大。抽水儲能是在電網(wǎng) 低谷時利用過剩電力將水從下池水庫抽到上池水庫轉(zhuǎn)化為重力勢能儲存，在電力負 荷高峰時放水發(fā)電，將重力勢能重新轉(zhuǎn)換為電能，是目前最主要的儲能形式。根據(jù) CNESA，截至2020年底全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模191.1GW，同比增長 3.4%；中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模35.6GW，占全球市場總規(guī)模的18.6%， 同比增長9.8%，漲幅較2019年同比增長6.2%。其中抽水蓄能占據(jù)絕對主導(dǎo)地位， 占比分別達到90.3%和89.3%，但份額較2019年下降2.3%和4.1%。2020年國內(nèi)儲能 新增裝機中，鋰電池儲能占比達47.6%，全球范圍內(nèi)占比更高，達到71.5%，新增裝 機呈現(xiàn)向電化學(xué)儲能轉(zhuǎn)變趨勢。
電化學(xué)儲能受政策影響呈現(xiàn)周期性，2020 年步入快速增長期。受益于 2017 年 《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》的出臺與國內(nèi)電力體制改革市場化推 進所釋放的政策紅利，2018 年電網(wǎng)側(cè)儲能實現(xiàn)快速增長，國內(nèi)新增電化學(xué)儲能 643.9MW，同比大幅增長 432.6%。2019 年國家發(fā)改委明確電儲能設(shè)施成本不得計 入輸配電價，電網(wǎng)側(cè)儲能成本回收受阻，投資積極性回落導(dǎo)致當(dāng)年電化學(xué)儲能增速 放緩。2020 年起隨著一系列政策的密集出臺和碳中和目標(biāo)的高導(dǎo)向性，“儲能+” 模式在多個應(yīng)用場景實現(xiàn)規(guī)模擴張，疊加磷酸鐵鋰技術(shù)進步帶動的成本下探，儲能 進入快速發(fā)展期。截至 2020 年底，全球與中國累計電化學(xué)儲能達 14.2GW 和 3.3GW，同比增長 49.6%和 91.2%，當(dāng)年新增 4.7GW 和 1.6GW，同比增長 63.8% 和 130.7%，中國增速引領(lǐng)全球。
（三）政策與成本推動，儲能商業(yè)化拐點到來
政策支持頻繁加碼，呵護儲能行業(yè)健康發(fā)展。光伏風(fēng)電等可再生能源作為實現(xiàn) “30·60”目標(biāo)與能源革命的的重要舉措，未來在能源生產(chǎn)端將扮演更加重要作用， 伴隨可再生能源裝機量與發(fā)電量的持續(xù)增長，大規(guī)模能源消納問題亟待解決。2021 年以來儲能相關(guān)政策頻發(fā)出臺，如《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》、《關(guān) 于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》等，加快“十四五”期間儲能商業(yè)模 式形成。
成本持續(xù)下探，商業(yè)化拐點顯現(xiàn)。儲能系統(tǒng)主要包括電池組、儲能變流器 （PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）和集裝箱及艙內(nèi)設(shè)備等， 其中儲能電池成本占比近 60%，而磷酸鐵鋰電池以其低成本和高安全性成為儲能電 池首選。受益于新能源汽技術(shù)進步疊加規(guī)模效應(yīng)，動力電池價格在過去五年實現(xiàn)大 幅下降，據(jù)鑫欏鋰電數(shù)據(jù)，2021 年二季度磷酸鐵鋰電池價格下探至 0.5-0.6 元/Wh， 較 2016 年初的 2.6 元/Wh 降幅超 70%，隨著鋰電成本的快速下降與商業(yè)模式清晰， 儲能營利性逐步顯現(xiàn)，規(guī)?；?、商業(yè)化拐點到來。
二、儲能新模式：好的商業(yè)模式比成本更重要
儲能按照應(yīng)用場景主要分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)，相對于傳統(tǒng)能源體系下 能源存儲主要為化石燃料，清潔能源的存儲則以電能為主，可以分為以電動汽車為 代表的移動式能源存儲和以儲能電站為代表的固定式能源存儲，而電化學(xué)儲能則以 固定式能源存儲為主，涵蓋發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，共同組成龐大的能源互聯(lián)網(wǎng) 絡(luò)。受益于碳中和目標(biāo)推動，配套可再生能源并網(wǎng)、電力輔助服務(wù)以及終端用戶用 電需求，儲能市場有望快速發(fā)展。
儲能應(yīng)用場景由用戶側(cè)向發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)轉(zhuǎn)變。儲能尚未大規(guī)模應(yīng)用前，商業(yè) 模式以用戶側(cè)峰谷價差套利為主，截至 2019 年末國內(nèi)用戶側(cè)儲能裝機規(guī)模占比達 50.7%，發(fā)電側(cè)可再生能源并網(wǎng)則受制于成本限制，儲能占比僅 3.4%，而海外則受 益于起步早，機制較為健全，全球來看應(yīng)用場景分布較均勻。2020 年起政策重點 支持發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展，當(dāng)年新增電化學(xué)儲能項目中，發(fā)電側(cè)占比最大達 58.7%，電網(wǎng)側(cè)占比 37.7%，用戶側(cè)新增占比僅 2.0%，新增場景逐步反應(yīng)政策導(dǎo) 向。
模式打開為儲能帶來新的需求增量。從商業(yè)模式看，2019 年之前儲能價值主 要在于峰谷價差套利降低整體用電成本，盈利模式較為單一。2020 年起政策密集 出臺，儲能在電力體系中地位逐步明確：發(fā)電側(cè)消納棄風(fēng)棄光提供額外補償，電網(wǎng) 側(cè)調(diào)峰調(diào)頻補償機制明晰、參與臺區(qū)改造降低局部電力系統(tǒng)升級成本，用戶側(cè)擴大 峰谷價差、高用電場景配儲降本，儲能經(jīng)濟性價值逐步顯現(xiàn)，多場景需求擴張為儲能帶來新的需求增量，儲能行業(yè)迎來加速增長期。
（一）發(fā)電側(cè)：短期需求在于政策約束，長期有待成本下探
發(fā)電側(cè)儲能主要目的在于消納棄風(fēng)棄光，平滑發(fā)電輸出。儲能在發(fā)電側(cè)主要用 于大規(guī)模風(fēng)光并網(wǎng)，可解決光伏、風(fēng)電因隨機性和不確定性導(dǎo)致的棄風(fēng)棄光等并網(wǎng) 消納問題，起緩和波動和平滑功率輸出的作用，進而滿足新能源并網(wǎng)要求，提高新 能源利用率。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心，2020年全國風(fēng)電利用率96.5%， 同比提升0.5pct，光伏發(fā)電利用率98.0%，與去年基本持平。但西部部分省區(qū)如新疆、 青海、西藏等地風(fēng)電棄風(fēng)率仍高于5%，風(fēng)光裝機量提高將更加考驗電網(wǎng)的平衡與消 納能力，而儲能作為解決新能源消納問題的重要途徑，需求有望進一步提升。除此 之外，儲能參與電力輔助服務(wù)、共享儲能等可加快成本回收速度。
短期政策約束建立市場空間。2020年隨著儲能成本的快速下降和光伏平價拐點的到來，新能源并網(wǎng)提速，各省份加速頒布新能源儲能配置政策，明確要求配置新 增風(fēng)光裝機10%-20%不等的功率，其中絕大多數(shù)省份要求配置不低于新能源裝機容 量10%、2小時備電時長的儲能設(shè)施，以解決新能源裝機增長帶來的消納問題，減小 功率波動對電網(wǎng)的影響，發(fā)電側(cè)儲能市場空間確立。
擺脫中央補貼，2021年光伏步入全面平價期。根據(jù)中國光伏行業(yè)統(tǒng)計，2020年 我國地面光伏系統(tǒng)的初始投資成本為3.99元/W，較2019年下降0.56元/W，降幅達 12.3%，2020年光伏電站在年發(fā)電量1800h、1500h、1200h、1000h的等效利用小 時數(shù)下的平準(zhǔn)度電成本（LCOE）分別為0.20、0.24、0.29、0.35元/KWh，基本實 現(xiàn)與燃煤標(biāo)桿電價同價。2021年隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)新建產(chǎn)能的逐步釋放以及組件、 逆變器等關(guān)鍵設(shè)備的效率提升，光伏系統(tǒng)的初始投資成本有望在未來繼續(xù)下降。
儲能消納棄風(fēng)棄光難以盈利，長期需求仍有待經(jīng)濟性拐點驗證。2020年受益于 前期的技術(shù)積累和規(guī)?；?yīng)以及市場競爭的加劇，光伏配儲中標(biāo)價格年內(nèi)實現(xiàn)大 幅下降，平均中標(biāo)價降至1.5元/Wh左右，而2020年11月青海光伏配儲競價項目最低 中標(biāo)價更是下探至1.06元/Wh，進一步打開儲能系統(tǒng)的降價空間。據(jù)我們測算，在目 前平均1.29元/Wh的成本下，循環(huán)次數(shù)在4000、5000條件下的度電成本分別為0.41、 0.33元/KWh，高于燃煤標(biāo)桿電價且回收期長達5-7年，光伏電站仍無法通過消納棄 風(fēng)棄光實現(xiàn)盈利，發(fā)電側(cè)儲能經(jīng)濟性拐點尚未到來。
儲能發(fā)電補貼、增發(fā)小時數(shù)獎勵，多舉措出臺彌補儲能經(jīng)濟性。2021年1月， 青海省發(fā)改委等四部門聯(lián)合出臺《支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干措施(試行)》，明確對于 “新能源＋儲能”項目中自發(fā)自儲設(shè)施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時0.10 元運營補貼，對于使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目，每千瓦時再增加0.05元補 貼。增發(fā)電量方面，2019年2月，新疆自治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于在全疆開展發(fā)電側(cè) 儲能電站建設(shè)試點的通知》，明確對于配置儲能電站的光伏項目原則上增加100小時 計劃電量，光伏電站配套儲能電站的電價，執(zhí)行所在光伏電站電價政策，與光伏電 站一體化運行并享受相應(yīng)補貼，進一步提高儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性。面向未來，隨著發(fā)電 側(cè)輔助服務(wù)和共享儲能機制的完善，光儲收益有望迎來新一輪變革。
（二）電網(wǎng)側(cè)：電力輔助服務(wù)為主，抽水蓄能機制完善
電網(wǎng)側(cè)儲能主要目的在于緩解輸變電阻塞、延緩輸變電設(shè)備升級與擴容，提高電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性。在輸電網(wǎng)絡(luò)中，負荷的增長和電源的接入都需要新增輸變電設(shè)備 以提高電網(wǎng)應(yīng)對高峰電流的能力，而輸變電設(shè)備投資大、建設(shè)周期長，難以靈活快 速滿足新能源發(fā)展與負荷快速增長需求，此時利用合理配置的儲能系統(tǒng)可以有效緩 解設(shè)備過載，提高資源使用效率。同時儲能可以通過參與電力輔助服務(wù)，快速為電 網(wǎng)系統(tǒng)提供支撐，保障電網(wǎng)運行穩(wěn)定。
儲能參與電網(wǎng)側(cè)盈利模式跟隨電力輔助服務(wù)市場化改革而發(fā)展。2002年隨著原 國家電力公司拆分為兩大電網(wǎng)公司、五大發(fā)電集團和四大電力輔業(yè)集團，廠網(wǎng)實現(xiàn) 分業(yè)經(jīng)營，電力輔助服務(wù)實現(xiàn)從無償提供向計劃補償轉(zhuǎn)變，然而缺乏合理的定價機 制導(dǎo)致發(fā)電廠一段時間很難從參與輔助服務(wù)中獲益；2017年隨著補償機制的競價改 革，電網(wǎng)與發(fā)電廠得以以合理價格參與輔助服務(wù)，市場化交易機制逐步形成；2020 年各省加速出臺儲能參與電力輔助服務(wù)的標(biāo)準(zhǔn)與補償機制，電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)模式逐 步清晰，盈利性大幅提高，儲能參與輔助服務(wù)加速推進。
電力輔助服務(wù)主要包括調(diào)峰調(diào)頻、無功調(diào)節(jié)、電力系統(tǒng)備用和黑啟動，儲能參與調(diào)峰調(diào)頻商業(yè)模式清晰。調(diào)峰是指在用電高峰期為電網(wǎng)提供額外電量或響應(yīng)新能 源消納降低輸出功率，而調(diào)頻則是對處于時刻波動的電壓和功率進行精準(zhǔn)調(diào)節(jié)，從 2019年上半年全國電力輔助服務(wù)補償分配情況來看，調(diào)峰調(diào)頻需求顯著。
1.儲能參與調(diào)頻機制趨于成熟，核心在于市場準(zhǔn)入與服務(wù)成本
儲能參與調(diào)頻優(yōu)勢顯著，機組調(diào)節(jié)性能大幅提高。電力系統(tǒng)頻率是衡量電能質(zhì)量的主要指標(biāo)之一，在實際運行的過程中，電力系統(tǒng)的負荷功率受用電需求影響處 于時刻波動狀態(tài)，電力系統(tǒng)頻率隨之發(fā)生變化，而當(dāng)頻率偏差超過允許范圍后 （50±0.2Hz）則需要進行調(diào)節(jié)以維持電網(wǎng)質(zhì)量，主要包括一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。一 次調(diào)頻作為并網(wǎng)發(fā)電站必須提供的服務(wù)，無法從電力市場中獲得盈利，而二次調(diào)頻 （AGC輔助服務(wù)）則依據(jù)各區(qū)電網(wǎng)輔助服務(wù)細則獲得相應(yīng)收入。儲能作為電力輔助 服務(wù)的新進參與方，可以利用其快速響應(yīng)和頻繁可調(diào)的性能對電網(wǎng)進行及時準(zhǔn)確調(diào)節(jié)。
補償機制改革反映調(diào)頻價值，盈利性激發(fā)市場活力。2020年起各省相繼明確儲 能參與調(diào)頻地位并出臺合理的補償機制，實施“按效果付費”，通過價格機制進一 步反應(yīng)電網(wǎng)調(diào)頻的合理價值。從補償收益的計算公式看，儲能調(diào)頻補償收益主要由 交易周期內(nèi)的調(diào)節(jié)里程、里程價格和調(diào)節(jié)性能三者的乘積加總得到，而調(diào)節(jié)性能指 標(biāo)則由調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)時間和調(diào)節(jié)精度共同決定。相對于傳統(tǒng)火電機組和燃氣機組， 儲能參與調(diào)頻可以大幅改善調(diào)節(jié)性能，而具備優(yōu)質(zhì)調(diào)節(jié)能力的機組可以在下一時間 段獲得更高的里程分配，進而實現(xiàn)良性循環(huán)。
2. 儲能參與電網(wǎng)調(diào)峰初步具備盈利性
儲能參與調(diào)峰價值在于提高資源使用效率。電力系統(tǒng)在實際運行中，用電負荷 高峰僅出現(xiàn)在一天中的某個時段，對于超出發(fā)電機組規(guī)定的出力范圍的深度調(diào)峰， 則需要配備一定的發(fā)電機組以應(yīng)對高峰期間用電需求，維持長時間電力生產(chǎn)與消費 平衡，而儲能系統(tǒng)則可以在谷段或平段充電，在高峰時段放電來滿足調(diào)峰需求。除 此之外儲能可以通過調(diào)峰來消納新能源發(fā)電，實現(xiàn)雙向收益。
各省政策加速出臺，儲能參與調(diào)峰商業(yè)模式與補償機制漸晰。2021年5月，浙 江能監(jiān)辦發(fā)布關(guān)于征求《浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試 行）（征求意見稿）》意見的函，明確電儲能、虛擬電廠等參與電網(wǎng)調(diào)峰的主體地 位，對于在高峰電價時段參與調(diào)峰、填谷補償價格上限達0.5元/kWh，儲能參與充放 電一次最高可獲1元/kWh補償，儲能調(diào)峰經(jīng)濟性凸顯。受益于2020年以來各省關(guān)于 儲能參與調(diào)峰補償機制的加速出臺，商業(yè)模式清晰帶動盈利性凸顯，電網(wǎng)側(cè)配儲增 速加快。
3. 價格機制改革助力抽水蓄能有效發(fā)展
價格機制塵埃落定，權(quán)責(zé)明晰掃清大規(guī)模抽水蓄能阻礙。2021年5月7日，國家 發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以兩部制電價 政策為主體，一方面以競爭性方式形成電量電價，體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務(wù)的價 值；另一方面將容量電價納入輸配電價回收，體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng) 備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價值。通過強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，進一步完 善抽水蓄能價格形成機制。
銷售電價主要包括：上網(wǎng)電價、輸配電價、輸配電損耗和政府性基金四部分組 成。而前兩輪電改中，均不允許將抽蓄電站的資產(chǎn)和成本費用納入輸配電成本進行 回收，直接導(dǎo)致抽蓄電站容量電費未全額疏導(dǎo)至銷售電價，而將容量電費轉(zhuǎn)為由電 網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)，極大消減電網(wǎng)企業(yè)投資儲能的積極性。而本輪改革允許容量電費通過 并入輸配電價進行回收，使得抽蓄電站得以與其他調(diào)節(jié)性資源一樣進入市場，參與 公平競爭，為抽水蓄能的大規(guī)模開展掃清障礙。
除電力輔助服務(wù)外，電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)模式有望進一步拓展。對于電網(wǎng)主體，儲 能往往作為固定資產(chǎn)投資來保障異常運行下的系統(tǒng)安全，此外儲能參與臺區(qū)改造可 以解決臺區(qū)短時負荷過高問題，避免不必要投資與容量資源的浪費，同時通過峰谷 價差實現(xiàn)收益。此外，光儲一體化下的儲能租賃與合同能源管理為提高儲能系統(tǒng)利 用率提供了新的方向，展望未來，隨著電力現(xiàn)貨市場的逐步完善與市場化改革推進， 電網(wǎng)側(cè)儲能盈利模式與空間有望進一步拓展。
（三）用戶側(cè)：多場景擴張，“投資品”屬性凸顯
用戶側(cè)儲能主要目的在于分時電價管理和容量電費管理。對于一般工商業(yè)企業(yè)，儲能可以與分布式光伏配套使用來實現(xiàn)電力自發(fā)自用，此外還可以通過峰谷價差套 利，低電價時預(yù)先充電，高電價時放電來降低整體用電成本，未來伴隨峰谷價差進 一步擴大和浮動電價制度推進，儲能降本優(yōu)勢顯著。對于實行兩部制電價的大工業(yè) 企業(yè)，可以通過配備儲能降低容量費用，儲能作為“投資品”屬性愈發(fā)凸顯。
高耗能通信基站和數(shù)據(jù)中心打開儲能需求新空間。相比于 4G 基站，5G 基站 頻率更高，單站功耗提升 2-3 倍，而高頻率直接導(dǎo)致信號傳輸距離和穿透效果減弱， 覆蓋現(xiàn)有網(wǎng)絡(luò)所需的基站數(shù)量預(yù)計需要 4G 基站的 2-3 倍，基站耗電量大幅提升。 另一方面，數(shù)據(jù)中心（IDC）作為新基建重要組成部分，在數(shù)字化時代有望持續(xù)保 持高增長，而高耗能對電網(wǎng)帶來的沖擊迫使數(shù)據(jù)中心配備新能源電源和儲能設(shè)施。 隨著四大運營商及中國鐵塔開啟基站鋰電池招標(biāo)，未來基站數(shù)據(jù)中心儲能需求將進 一步釋放。
鋰電池加速替代鉛酸電池。長期以來，基站備用電源主要使用鉛酸電池，但存在使用壽命短、性能低、日常維護頻繁、環(huán)境污染嚴(yán)重等問題，難以滿足 5G 基站 高電壓需求，而磷酸鐵鋰電池以其低成本高安全性優(yōu)勢成為儲能電池首選。2018 年中國鐵塔宣布全面停止采購鉛酸電池改為鋰電池，進一步加快鋰電池替代鉛酸電池。
綜合能源服務(wù)模式興起，未來儲能向一體化邁進。綜合能源服務(wù)作為一種新型的、為滿足終端客戶多元化能源生產(chǎn)與消費的能源服務(wù)方式，涵蓋能源規(guī)劃設(shè)計、工程投資建設(shè)，多能源運營服務(wù)以及投融資服務(wù)等方面，為用戶提供能源服務(wù)增值收益。儲能作為綜合能源服務(wù)的紐帶，對于構(gòu)建局部微電網(wǎng)和能源互聯(lián)網(wǎng)舉足輕重。 2021 年 2 月，國家發(fā)改委出臺《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的 指導(dǎo)意見》，倡導(dǎo)“源網(wǎng)荷儲一體化”和“風(fēng)光水火儲一體化”模式多能互補，進一步激發(fā)儲能市場活力。
三、儲能新格局：中美歐增量引領(lǐng)全球
中美歐占據(jù)主導(dǎo)地位，合計新增占總投運規(guī)模 86%。2020 年中美歐新增投運 規(guī)模達 1.55、1.41、1.08GW，分別占當(dāng)年全球新增裝機 33%、30%、23%。中國 受益于各省份出臺鼓勵或強制配置儲能政策驅(qū)動，新投運項目中發(fā)電側(cè)儲能占比最 大，投運規(guī)模超 580MW，同比增長 438%。美國 2020 年實現(xiàn)表前市場突破，新增 裝機主要來自于儲能支持力度較大的加州，數(shù)個超過 100MWh 的大型儲能項目相 繼投運助力儲能規(guī)模高速增長。歐洲地區(qū) 2020 年清潔能源一攬子政策實施為儲能 市場釋放積極信號，以英國為代表的表前市場和以德國為代表的家用儲能市場增長 強勁，新冠疫情進一步激發(fā)對能源彈性、安全性和實現(xiàn)能源獨立的需求，全球儲能 市場同頻共振。
（一）美國：體制健全與政策補貼支持儲能全面發(fā)展
聯(lián)邦層面，激勵政策主要包括加速折舊和投資稅收抵免，允許儲能項目按 5-7 年折舊期加速折舊，同時針對配套可再生能源充電比例 75%以上的儲能系統(tǒng)，按充 電比例給予 30%的投資稅抵免，儲能項目投資價值凸顯。
除聯(lián)邦政策外，美國各州也針對儲能出臺了相應(yīng)的激勵政策，主要包括儲能安 裝補貼類政策和儲能采購目標(biāo)類政策。以加州為例，自 2011 年起將儲能納入自發(fā) 電激勵計劃（SGIP）的支持范圍，目前，住宅儲能項目（規(guī)模小于等于 10kW）可獲得 0.5 美元/Wh 的補貼，對于規(guī)模大于 10kW 的儲能系統(tǒng)可獲得的補貼標(biāo)準(zhǔn)為 0.5 美元/Wh，且不能同時獲得投資稅收抵免的優(yōu)惠。2018 年新通過法案將該計劃延長 至 2024 年，持續(xù)刺激儲能市場擴張。
（二）歐洲：高電價下存在天然配儲需求，家庭儲能需求強勁
歐洲高電價存在天然配儲需求，光伏配儲能可大幅降低用電成本。據(jù)國家電網(wǎng) 統(tǒng)計，與可獲得數(shù)據(jù)的全球 35 個 OECD 國家比較，2019 年中國銷售電價每千瓦 時約 0.62 元，約為各國平均水平的 60%，居民用電價僅高于墨西哥。歐洲國家中 電價最高的德國，工業(yè)電價平均 1.26 元/KWh，居民電價平均 2.31 元/KWh，在海 外用電價格不斷提升的背景下，光伏配儲能可降低德國居民 72.7%的用電成本，高 電價催生天然配儲需求。
高電價疊加支持機制刺激歐洲家庭儲能滲透率攀升。2020 年歐洲新增家庭儲 能 810MWh，其中德國以 542MWh、67%的市場份額占據(jù)第一，戶用儲能滲透率 達 18.41%，奧地利在一系列補助與區(qū)域政策刺激下滲透率維持 15.54%高位。2020 年歐盟一攬子清潔能源計劃出臺，碳排放趨嚴(yán)使得各國發(fā)展清潔能源重要性提升， 同時受疫情影響政府進一步擴大對清潔能源補貼力度，進一步擴大家庭儲能需求。
四、市場空間：儲能需求拐點漸行漸近
儲能發(fā)展頂層設(shè)計正式出臺，行業(yè)爆發(fā)趨勢已現(xiàn)。2021 年 7 月 15 日，國家發(fā) 改委、國家能源局正式發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確到 2025 年實現(xiàn)新型儲能（除抽水蓄能）從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，新型儲能裝機規(guī) 模達 30GW 以上，較 2020 年累計 3.3GW 提升近十倍。政策明確提出“十四五” 期間統(tǒng)籌開展儲能專項規(guī)劃，積極推進電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能多元發(fā)展，到 2030 年將新型儲能打造為實現(xiàn)能源領(lǐng)域碳達峰碳中和的關(guān)鍵支撐之一。《意見》 針對儲能行業(yè)發(fā)展存在的問題進行改進，明確完善新型儲能獨立市場主體地位，健 全新型儲能價格機制和“新能源+儲能”項目激勵機制，正式版《意見》出臺進一 步明晰儲能發(fā)展方向，行業(yè)正式步入快速發(fā)展期。
（1）發(fā)電側(cè)儲能：
新能源裝機量方面，發(fā)電側(cè)儲能主要需求在于集中式新能源場站配儲，2020 年全球新增光伏中集中式光伏占 2/3 左右，隨著雙碳目標(biāo)的提出和光伏平價節(jié)點的 到來，預(yù)計未來五年全球光伏新增規(guī)模增速超 20%，風(fēng)電新增規(guī)模增速超 15%。
滲透率方面，2020 年各省相繼出臺新能源場站配置 10%-20%功率，2 小時備 電時長的儲能設(shè)施，據(jù)我們測算 2020 年全球新增項目配備儲能滲透率達 17.6%， 預(yù)計 2021-2023 年新增項目滲透率年提升 7%，2023 年儲能平價后存量項目配儲 存在經(jīng)濟性，新增項目滲透率年提升 10%，存量項目配儲需求年提升 1%。
功率配比方面，各省儲能要求配置比例在 10%-20%之間，假設(shè)未來五年平均 配儲比例年提升 2%，2025 年可穩(wěn)定達到 20%。
備電時長方面，新能源場站配儲以 2 小時為主。
（2）電網(wǎng)側(cè)儲能：
滲透率方面，電網(wǎng)側(cè)儲能主要需求在于提供電力輔助服務(wù)，假設(shè)火儲聯(lián)合提供 電力輔助服務(wù)的最優(yōu)功率配比為火電機組的 3%，據(jù)我們測算 2020 年電網(wǎng)側(cè)儲能滲 透率在 1.8%，得益于 2020 年儲能參與輔助服務(wù)補償機制的加速出臺以及項目的可 盈利性，預(yù)計未來五年電網(wǎng)側(cè)儲能滲透率可實現(xiàn)快速提升。
備電時長方面，儲能參與調(diào)頻更多考慮短時調(diào)節(jié)容量，以 0.5 小時為主；儲能 參與調(diào)峰以 4 小時為主，平均取 2 小時備電時長。
（3）用戶側(cè)儲能：
主要考慮工商業(yè)儲能、家庭儲能和 5G 基站及數(shù)據(jù)中心儲能。假設(shè)分布式光伏 中，工商業(yè)光伏和戶用光伏配置比例為 4：1，工商業(yè)配置儲能滲透率隨峰谷價差擴 大和儲能系統(tǒng)成本下降逐年升高，備電時長以 4 小時為主?？紤]到中國居民電價偏 低，民眾對儲能接受度較低，預(yù)計家庭儲能增量主要來自于歐美等發(fā)達國家市場， 同樣以 4 小時備電時長為主。
5G 基站與數(shù)據(jù)中心的高耗能屬性迫使運營商通過配備儲能進行綜合能源管理 來降低整體用電成本，同時鋰電池替代 UPS 鉛酸電池需求明顯，疊加政策端探索 數(shù)據(jù)中心儲能參與電網(wǎng)互動來提高資源使用效率，預(yù)計配儲滲透率將實現(xiàn)快速提 升，儲能時長同樣以 4 小時為主。
全球來看，預(yù)計 2025 年儲能需求量達 315GWh，5 年 CAGR 達 61.69%，“十 四五”期間需求量達 811GWh，其中發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)將為儲能需求貢獻主要增量。
五、儲能產(chǎn)業(yè)鏈日臻成熟，龍頭效應(yīng)展現(xiàn)
儲能供應(yīng)鏈配套日臻成熟，行業(yè)變革蓄勢待發(fā)。儲能系統(tǒng)上游主要包括電池原 材料及零部件供應(yīng)商，中游包括儲能設(shè)備供應(yīng)商和系統(tǒng)集成商，下游包括儲能系統(tǒng) 安裝方（如儲能 EPC 企業(yè)）和終端用戶等。2020 年起政策驅(qū)動疊加成本下行，儲 能需求多場景擴張，行業(yè)空間迎來增量重塑。
儲能各環(huán)節(jié)參與企業(yè)主要包括材料類企業(yè)、電池類企業(yè)、設(shè)備類企業(yè)和設(shè)計類企業(yè)。從成本來看儲能電池和儲能變流器占總成本比重約 60%和 15%，作為價值 量最大、技術(shù)壁壘最高的核心環(huán)節(jié)，有望率先受益于儲能需求的爆發(fā)。
1）電池類企業(yè)：主要包括以寧德時代、國軒高科、億緯鋰能等企業(yè)為代表的動力電池企業(yè)借 助鋰電池技術(shù)、規(guī)模和市場的先發(fā)優(yōu)勢迅速切入儲能鋰電池市場；
2）材料類企業(yè)：如富臨精工、德方納米、合縱科技、中核鈦白等磷酸鐵鋰材料及前驅(qū)體企業(yè)積極擴 產(chǎn)迎接新能源車和儲能的雙重需求爆發(fā)；
3）PCS 等設(shè)備類企業(yè)：包括以面向大規(guī) 模源網(wǎng)側(cè)儲能的陽光電源、上能電氣、星云股份，面向工商業(yè)儲能的盛弘股份和面向用戶側(cè)的固德威、錦浪科技、德業(yè)股份、科士達。4）設(shè)計類企業(yè)：以電力勘察 設(shè)計以及 EPC 切入，如面向源網(wǎng)側(cè)儲能為主的永福股份和工商業(yè)儲能的蘇文電能 等。
（一）儲能電池：動力電池企業(yè)漸多，龍頭地位穩(wěn)固
相比于動力電池，儲能電池更加考慮一致性、系統(tǒng)成本和使用壽命，大容量更 加考驗 EMS 性能。儲能電池與動力電池差異主要基于應(yīng)用場景和使用目的的不同， 進而帶來產(chǎn)品性能的差異。應(yīng)用場景方面：動力電池主要應(yīng)用于電動汽車，這就要 求在安全的前提下對系統(tǒng)能量密度和充電速度有盡可能高的要求，以達到更為持久 的續(xù)航能力、縮短充電時間。而儲能電池通常無需移動、使用空間巨大，對于能量 密度要求較小，但卻根據(jù)應(yīng)用場景對充放電功率存在差異化要求。電池容量方面， 一座 10MW/20MWh 儲能電站相當(dāng)于 260 輛比亞迪漢 EV 帶電量，儲能系統(tǒng)大容量 對電池一致性、系統(tǒng)成本和使用壽命要求更高，更加考驗電池管理系統(tǒng)和能量管理 系統(tǒng)性能。
核心技術(shù)助力動力電池企業(yè)加速切入儲能市場。從技術(shù)儲備來看，寧德時代憑 借在結(jié)構(gòu)創(chuàng)新（CTP）和材料體系上完善的技術(shù)布局獲得領(lǐng)先的全球競爭優(yōu)勢，而 比亞迪和國軒高科的技術(shù)優(yōu)勢主要體現(xiàn)在磷酸鐵鋰電池上，分別通過刀片和 JTM 等 結(jié)構(gòu)創(chuàng)新拓展磷酸鐵鋰應(yīng)用范圍，國軒高科同時承接科技部重點專項成功開發(fā)出 300Wh/kg 以上高鎳軟包電芯，而孚能科技則擁有先進的軟包電池生產(chǎn)能力。隨著 國內(nèi)鋰電產(chǎn)業(yè)鏈的快速壯大，本土電池企業(yè)逐漸加快技術(shù)整合。磷酸鐵鋰電池以其 低成本高安全性優(yōu)勢，已成為儲能電池首選。
動力電池企業(yè)市場份額漸多，頭部效應(yīng)顯著。根據(jù) CNESA 對 2016-2020 年國 內(nèi)新增電化學(xué)儲能項目的儲能技術(shù)供應(yīng)商統(tǒng)計，2016 年儲能電池供應(yīng)商前十中動 力電池企業(yè)僅寧德時代、國軒高科和中航鋰電，裝機規(guī)模較小，2020 年動力電池 前十新增力神電池、億緯鋰能和比亞迪，動力電池企業(yè)在儲能市場份額占比進一步 提升，規(guī)模化優(yōu)勢顯著。其中鋰電巨頭寧德時代出貨量從 15MW 提升至 588MW， 五年復(fù)合增速達 108%。
寧德時代：動力電池絕對龍頭加速布局儲能
十年靜默，寧德時代儲能業(yè)務(wù)蓄勢待發(fā)。2011 年公司前身 ATL 中標(biāo)張北風(fēng)光 儲輸示范項目 4MW×4h 磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)，正式步入儲能領(lǐng)域并將其明確為與動 力電池、材料回收并駕齊驅(qū)的三大業(yè)務(wù)方向之一，但受制于行業(yè)政策限制與高昂成 本，市場空間尚未打開；2011-2017 年寧德時代的儲能電池主要以配套示范項目為 主，規(guī)模和銷售額較??；2018 年作為國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)折點，伴隨國網(wǎng)參與儲能的開發(fā)和電力輔助服務(wù)市場化改革推進，儲能發(fā)展有所起色，公司抓住時機積極與產(chǎn) 業(yè)鏈企業(yè)合作開展業(yè)務(wù)，儲能業(yè)務(wù)步入高速發(fā)展期。
產(chǎn)業(yè)鏈垂直布局，合作開發(fā)實現(xiàn)儲能關(guān)鍵節(jié)點全覆蓋。2021 年 4 月 28 日，公 司宣布投入不超過 190 億元，進一步加強產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同合作及儲能市場空間開發(fā)，推 進全球化戰(zhàn)略布局，保障關(guān)鍵資源的供應(yīng)和利用效率。受益于新能源汽車及儲能高 景氣，寧德時代陸續(xù)加大上下游環(huán)節(jié)延展，先后進入鋰、鈷、鎳、三元材料、磷酸 鐵鋰材料、鋰電設(shè)備和儲能設(shè)備等環(huán)節(jié)。儲能業(yè)務(wù)方面，公司先后與星云股份、科 士達合作開發(fā)儲能變流器及系統(tǒng)集成，與國網(wǎng)綜能合資設(shè)立國網(wǎng)時代面向大規(guī)模源 網(wǎng)側(cè)儲能，與永福股份合資設(shè)立時代永福聚焦勘察設(shè)計與儲能 EPC，與中華煤氣合 作開拓工商業(yè)儲能、共建能源互聯(lián)網(wǎng)。公司通過合資、參股等方式打通全產(chǎn)業(yè)鏈， 進一步鞏固儲能行業(yè)龍頭地位。
（二）儲能變流器：光伏逆變器廠商切入儲能
儲能變流器的主要作用在于實現(xiàn)電網(wǎng)與儲能電池能量的雙向轉(zhuǎn)換控制，在并網(wǎng) 條件下根據(jù) EMS 指令對電池進行充放電以平滑風(fēng)電、光伏等新能源出力；在離網(wǎng) 條件下為負荷提供電壓和頻率支撐。與光伏逆變器相比，儲能變流器的關(guān)鍵在于實 現(xiàn)交流與直流的相互轉(zhuǎn)換。
光伏逆變器企業(yè)依托技術(shù)同源優(yōu)勢，迅速切入儲能變流器市場。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計，2020 年國內(nèi)儲能變流器供應(yīng)量實現(xiàn)大幅增長，前十名累計出貨量達 1.27GW， 較2019年0.58GW大幅提升117.53%，市場需求擴大帶動差異化競爭，2018-2020 年前十名供應(yīng)商中 CR5 占比分別為 85.15%、81.58%、78.73%，行業(yè)集中度持續(xù) 下滑。陽光電源依托在光伏逆變器領(lǐng)域市占率優(yōu)勢，迅速切入儲能變流器市場，2019 年起國內(nèi)儲能變流器和系統(tǒng)集成供應(yīng)市場份額持續(xù)保持第一；上海電氣通過與國軒 高科合作成立上海電氣國軒新能源，面向大規(guī)模源網(wǎng)側(cè)儲能，2020 年儲能變流器與系統(tǒng)集成出貨量實現(xiàn)大幅提升。
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精選報告來源：【未來智庫官網(wǎng)】。
