中國儲能網(wǎng)訊：
一、時間視角：儲能是新型電力系統(tǒng)之基
1.1 轉(zhuǎn)型：新型電力系統(tǒng)迎來挑戰(zhàn)
“雙碳”進程中，風(fēng)光發(fā)電量快速增長。能源供給結(jié)構(gòu)將隨著“雙碳”進程逐步推進而演變，非化石能源電力供給份額將快速提升。中國目前仍較嚴重依賴火電，2020 年，中國火電發(fā)電 5.33 萬億 kwh，占比達 71.2%；風(fēng)光發(fā)電量占比為7.51%。
風(fēng)電、光伏并網(wǎng)加速，新型電力系統(tǒng)遇到挑戰(zhàn)。常規(guī)火電機組具有平抑電網(wǎng)運行中由于運行方式或負荷變化引起的不平衡功率的能力，具有較強的穩(wěn)定性和抗干擾性。隨著“雙碳”進程的推進，風(fēng)光電量比例逐漸提升，新型電力系統(tǒng)建設(shè)面臨較多挑戰(zhàn)。
1）風(fēng)電隨機性較強，出力呈現(xiàn)逆負荷特性。風(fēng)電單日波動最大幅度可達裝 機容量的80%，隨機波動性使風(fēng)電無法響應(yīng)系統(tǒng)中出現(xiàn)的功率不平衡。風(fēng)電出力峰值多在凌晨，在上午至晚間出力較低，有顯著的逆負荷性質(zhì)。
2）光伏日內(nèi)出力波動值可達裝機容量的100%。以美國加州地區(qū)為例，光 伏裝機規(guī)模的不斷擴大對電力系統(tǒng)其他電源迅速調(diào)峰的要求不斷提高，光伏日內(nèi)出力波動值甚至可以達到 100%。
新型電力系統(tǒng)四個基本特征：新型電力系統(tǒng)有四個基本特征，1）廣泛互聯(lián)：形成更堅強的互聯(lián)互通網(wǎng)絡(luò)平臺，可以實現(xiàn)季節(jié)差互補、風(fēng)光水火互調(diào)、 跨地區(qū)跨領(lǐng)域補償調(diào)節(jié)等，實現(xiàn)各類發(fā)電資源共享及備用；2）智能互動：將現(xiàn)代通信技術(shù)與電力技術(shù)融合，將電網(wǎng)打造成高度感知、雙向互動、智能高效的系統(tǒng)；3）靈活柔性：電網(wǎng)要充分具備調(diào)峰調(diào)頻能力，實現(xiàn)靈活柔性性質(zhì)，增強抗擾動能力；4）安全可控：實現(xiàn)交流與直流電壓等級協(xié)調(diào)發(fā)展，防范系統(tǒng)故障及大面積停電風(fēng)險。
1.2 驅(qū)動：三側(cè)需求保障儲能快速發(fā)展
在新型電力系統(tǒng)中，多環(huán)節(jié)均需要配臵儲能，形成“儲能+”的新結(jié)構(gòu)。電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)均對儲能設(shè)備有迫切需求。1）電源側(cè)：儲能可以應(yīng) 用于電源調(diào)頻輔助服務(wù)、備用電源、平滑出力波動等場景，解決因風(fēng)光發(fā)電帶 來的電網(wǎng)不穩(wěn)定及棄電問題。2）電網(wǎng)側(cè)：儲能可以參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻、緩解 輸電設(shè)備擁堵、優(yōu)化電網(wǎng)潮流分布、改善電能質(zhì)量等，核心作用是保障電網(wǎng)穩(wěn)定運行。3）用戶側(cè)：用戶可以配臵儲能設(shè)備通過削峰填谷來節(jié)省費用、設(shè)立 備用電源保障用電連續(xù)性、開發(fā)移動電源車和應(yīng)急電源等。
電源側(cè)：儲能在電源側(cè)的應(yīng)用規(guī)模最大。儲能在電源側(cè)的應(yīng)用主要包括改善能源涉網(wǎng)特征、參與輔助服務(wù)、優(yōu)化潮流分布并緩解堵塞、提供事故備用。電源側(cè)重點在維持電網(wǎng)平衡需求為主，確保風(fēng)光順利并網(wǎng)。
電網(wǎng)側(cè)：儲能可使系統(tǒng)的布局靈活度、可移動性加強，使輸配電成本實現(xiàn)時序分攤、空間分攤。儲能在電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用包括節(jié)能增效、延緩?fù)顿Y、應(yīng)急備用、電能質(zhì)量改善四個方面。
用戶側(cè)：主要面向工商業(yè)用戶。儲能在用戶側(cè)的應(yīng)用主要包括削峰填谷、 備用電源、智能交通、社區(qū)儲能、供電可靠性等領(lǐng)域。用戶側(cè)儲能應(yīng)用模 式豐富，主要包括以下三種模式：1）以儲能為手段，聚合可中斷負荷、電 動汽車、智慧農(nóng)機等多種資源，協(xié)同分布式發(fā)電，參與需求側(cè)響應(yīng)、拓展 多元消納等；2）用戶利用峰谷價差，降低用電成本；3）以“儲能+微電 網(wǎng)”的模式，保障用戶側(cè)供電可靠性。
1.3 形式：儲能類型多樣，電化學(xué)儲能發(fā)展迅速
儲能技術(shù)定位：儲能改變電力系統(tǒng)時刻“供需平衡”的運行原則，關(guān)鍵因素即為時間因子的介入。儲能的三個主要功能為長時有功支撐與調(diào)節(jié)、短時有功支持、短時有功調(diào)節(jié)，涉及的三個重要參數(shù)為：功率容量、額定續(xù)航時間、出力頻次。
技術(shù)路線多樣，機械類應(yīng)用成熟，電化學(xué)類增長較快。儲能的技術(shù)路線大 類包括機械類、電化學(xué)類、電氣類、化學(xué)類等。儲能按功能可劃分為能量型和功率型，其中能量型儲能的能量密度高，放電時間相對較慢，主要用 于高能量存儲、轉(zhuǎn)移的場景；功率型儲能功率密度較高，以高放電率快速放電，主要用于瞬間高功率放電場景。
儲能裝機規(guī)?？焖僭黾樱?020 年累計裝機增速反彈。全球已投運的儲能項 目主要在亞太、北美和歐洲，至2020 年末，全球累計裝機規(guī)模達 191.1GW，增速 3.52%；中國累計裝機規(guī)模達 35.6GW，增速 9.88%。
抽水蓄能裝機功率占據(jù) 90%以上份額，鋰離子電池裝機功率占 90%電化學(xué) 儲能份額。根據(jù)中關(guān)村產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計，2020 年，全球抽水蓄能裝機功 率達 172.5GW，占全部儲能裝機功率的 90.3%；電化學(xué)儲能新裝機容量 14.1GW，同比增加 48.11%，占比達 7.5%，較去年提升了 2.3pct。2020 年，中國儲能累計裝機容量達 35.6GW，同比增加 9.9%，其中抽水蓄能裝 機容量達 31.79GW，占比達 89.3%；電化學(xué)儲能累計裝機容量 3.27GW， 同比增加 91.2%，占比達 9.19%，較去年提升了 3.91pct。
中國電化學(xué)儲能增長迅速，新增裝機以電源側(cè)和用戶側(cè)為主。2020 年，中 國電化學(xué)儲能快速增長，從裝機功率看，2020 年新增電化學(xué)儲能功率達 1.56GW，同比增長 143.7%；從裝機容量看，2020 年新增電化學(xué)儲能裝 機容量達 2.3GWh，同比增長 152.7%。中國新增儲能主要應(yīng)用在電源側(cè)和 用戶側(cè)，增長源于電源側(cè)的配儲要求及用戶側(cè)的用電成本。
1.4 對比：動力電池 VS 儲能電池，異同幾何？
電化學(xué)儲能電池類型主要包括鉛蓄電池、液流電池、鋰離子電池。綜合看 電池效率、使用壽命、安全性、能量密度等因素，鋰電池優(yōu)勢明顯。鋰電 池以磷酸鐵鋰、三元電池為主流。磷酸鐵鋰電池的自身特點最適合用作儲 能鋰電池。
電化學(xué)儲能源于動力電池，但與動力電池側(cè)重不同。2016-2017 年，國家 鼓勵生產(chǎn)動力電池，動力電池在汽車行業(yè)過剩，電化學(xué)儲能電池開始逐漸 用在電力系統(tǒng)上。動力電池比儲能電池有更高的性能要求，對能量密度、 充電速度、放電電流要求更高，且動力電池容量低于 80%就無法應(yīng)用于汽 車，改造后可用在儲能系統(tǒng)中。儲能電池一般固定安裝，對容量、安全性 及循環(huán)壽命要求更高。
二、空間視角：中國電化學(xué)儲能裝機規(guī)模如何？
根據(jù) CNESA 統(tǒng)計，中國 2019、2020 年電化學(xué)儲能累計裝機量分別為 1.71GW、3.25GW。我們分別從電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)，對電化學(xué)儲能 裝機進行測算，預(yù)計至“十四五”末，電化學(xué)儲能累計裝機功率 47.7GW， 裝機容量 98.5Gwh。
2.1 電源側(cè)：風(fēng)光配儲，貢獻主要裝機增量
電源側(cè)的測算主要考慮集中式光伏、風(fēng)電的新增裝機配儲。電源側(cè)是電化 學(xué)儲能主要的增量來源，今年下半年出臺的政策要求風(fēng)光發(fā)電項目將強制 配臵 5%-20%不等的儲能。1）儲能滲透率：我們預(yù)計在政策推動下，新增 風(fēng)光電站的配儲比例從今年開始逐漸提升；又因電源側(cè)電化學(xué)儲能目前更 多地起到消納和減少棄電的作用，我們判斷配儲比例將在未來 1-2 年內(nèi)隨 著電源側(cè)電化學(xué)儲能參與市場而逐漸提升。2）配儲時長：按照今年各省份 下發(fā)的文件，電源側(cè)配儲時長一般要求 2 小時，我們預(yù)計配儲時長會陸續(xù) 增加，且在“十四五”末期，電源側(cè)儲能盈利模式穩(wěn)定后，風(fēng)光配儲時長 會超過 2 小時。
根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2020 年末我國集中式光伏裝機增量為 32.68GW， 風(fēng)電新增裝機為 71.67GW。預(yù)計 2025 年我國風(fēng)電、光伏配儲新增裝機功 率將達 28.09GWh，預(yù)計“十四五”期間，電源側(cè)儲能新累計增裝機功率 達 31.59GW。
光伏配儲測算假定：電源側(cè)集中式光伏儲能新增功率=年度新增集中式光伏 裝機功率*新增功率配儲率，新增容量=新增儲能裝機功率*儲配小時數(shù)。
風(fēng)電配儲測算假定：電源側(cè)風(fēng)電儲能新增功率=年度風(fēng)電新增裝機功率*新 增部分配儲比例，新增容量=新增儲能裝機功率*配儲小時數(shù)。（報告來源：未來智庫）
2.2 電網(wǎng)側(cè)：三種用途—調(diào)峰、調(diào)頻、尖峰負荷補償
在電網(wǎng)的關(guān)鍵節(jié)點布放，儲能可以按照調(diào)度實現(xiàn)充放電，以完成對電網(wǎng)的 調(diào)峰調(diào)頻，與電源側(cè)相比，儲能在電網(wǎng)側(cè)更多起到替代作用。儲能在電網(wǎng) 側(cè)主要有兩種類型：1）大型的獨立儲能電站；2）替代輸配電設(shè)施的儲能。第一種類型判斷短期無法做到太大規(guī)模；第二種類型因城市核心區(qū)域電力 需求旺盛，安全性是重要的考慮因素。我們對電網(wǎng)側(cè)儲能空間預(yù)測考慮三方面，即電網(wǎng)調(diào)峰、電網(wǎng)調(diào)頻、電網(wǎng)尖 峰負荷補償。
1）調(diào)峰：通過調(diào)峰保障電力系統(tǒng)的實時平衡。預(yù)計 2025 年，電網(wǎng)側(cè)電化 學(xué)調(diào)峰儲能新增功率 1.94GW，新增容量 3.88GWh。預(yù)計“十四五”期間， 電化學(xué)儲能調(diào)峰裝機功率合計增加 4.27GW，裝機容量合計增加 8.55Gwh。
測算邏輯：1、電化學(xué)儲能新增調(diào)峰功率=風(fēng)光累計裝機容量*日波動率*調(diào) 峰需求比例*電化學(xué)滲透率；2、電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能新增調(diào)峰功率=?儲能累 計裝機需求*電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰占比；3、電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能新增容量=電網(wǎng)側(cè)電化 學(xué)儲能新增調(diào)峰功率*配儲時長。
參數(shù)假定：1、日波動率：參照能源轉(zhuǎn)型委員會的典型中國用電負荷曲線， 取夏季波動數(shù)據(jù)，日內(nèi)功率波動按照 900GW 至 1250GW，取波動率 38%；2、調(diào)峰需求比：調(diào)峰是由于負荷和用電量的供需錯配，需要投入額外機組 以保持平衡。隨著未來風(fēng)光并網(wǎng)的電量和比例增加，系統(tǒng)負荷波動率會大 幅增加，我們假設(shè)調(diào)峰的需求比例每年增加 5%（小于年風(fēng)光裝機功率增 速的一半）。3、電化學(xué)儲能調(diào)峰滲透率：調(diào)峰輔助服務(wù)以火電為主，未來 火電機組數(shù)量增長有限、風(fēng)光發(fā)電量逐步增加，且電化學(xué)儲能成本逐漸下 降、調(diào)節(jié)能力靈活，我們判斷電化學(xué)儲能在調(diào)峰的滲透率逐漸提升，目前 獨立電站形式已開始探索。4、電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰占比及配儲時長：因目前電源側(cè) 的儲能可通過調(diào)峰輔助服務(wù)市場獲益，而電網(wǎng)側(cè)的調(diào)峰很大部分是緩解電 網(wǎng)阻塞、延緩?fù)顿Y，我們假設(shè)電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰占比按 30%來測算；配儲時長按 照 2h 測算。
2）調(diào)頻：預(yù)計 2025 年，電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻儲能新增功率 0.76GW，新增容量 1.52GWh。預(yù)計“十四五”期間，電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能調(diào)頻新增裝機功率將 將達 1.75GW，新增裝機容量達 3.49Gwh。
參數(shù)假定：1、用電負荷增速：根據(jù)國家電網(wǎng)公布的最大用電負荷，2015- 2020 年用電負荷 CAGR 為 6.19%，鑒于溫度升高及新能源占比提升，我 們?nèi)∮秒娯摵蓸O值未來年增速為 10%。2、電化學(xué)儲能調(diào)頻滲透率：目前 的調(diào)頻以火電調(diào)頻為主，考慮未來尖峰負荷逐漸提升，火電機組的二次調(diào) 頻爬坡速率慢，我們假定未來電化學(xué)儲能的調(diào)頻滲透率逐漸增加。3、電網(wǎng) 側(cè)占比及配儲時長：因未來風(fēng)光裝機功率占比提升，帶來的頻繁、小幅調(diào) 頻需求顯著提升，我們假設(shè)電網(wǎng)側(cè)需求占比隨著風(fēng)光裝機功率增加逐漸提 升 2%左右。配儲時長均取 2 小時。
3）尖峰負荷補償：預(yù)測 2025 年，尖峰負荷補償新增儲能功率 0.33GW， 新增容量 0.66GWh。預(yù)計“十四五期”間，尖峰負荷補償電化學(xué)儲能新增 裝機 0.79GW，新增裝機容量 1.58Gwh。參數(shù)假定：用電負荷極值增速仍取 10%、電化學(xué)儲能滲透率取與調(diào)頻數(shù)據(jù) 一致、尖峰負荷按照業(yè)內(nèi)標準取 3%，配儲時長均取 2 小時。
2.3 用戶側(cè)：工商業(yè)為主，滲透率有待提升
儲能在用戶側(cè)主要應(yīng)用包括工業(yè)園區(qū)、大型工商業(yè)和集團等。預(yù)計“十四 五”期間，用戶側(cè)儲能新增裝機功率達 11.67Gwh。
參數(shù)假定：1、工商業(yè)負荷：2020 年全國用電負荷極值為 1077GW，按 80% 比例計算工商業(yè)用戶用電功率極值，工商業(yè)用電功率增速仍取 10%/年；2、 用戶側(cè)儲能滲透率：隨著今年政策的出臺，峰谷電價差進一步拉大，工商 業(yè)用戶配儲能的套利空間逐步加大，未來用戶側(cè)主要商業(yè)模式是通過峰谷 價差套利，我們判斷用戶側(cè)儲能的滲透率逐漸增加。且在利潤驅(qū)動下，配儲能時長逐漸增加。
三、以橫向視角，中美歐儲能都在哪個階段？
我們關(guān)注英國、美國儲能政策及市場變動對行業(yè)發(fā)展的驅(qū)動，2020 年，美 國、英國和中國儲能裝機，均在政策激勵下高基數(shù)高增長；2021 年，美國 儲能市場和中國儲能裝機均持續(xù)高增長。
3.1 美國：降本+政策驅(qū)動，表前市場爆發(fā)增長
概況：裝機指數(shù)級增長顯現(xiàn)。根據(jù) Wood Mackenzie 統(tǒng)計，2020 年美國部 署 了 1.46GW/3.12GWh 的儲能系統(tǒng)， 其 中 電 化 學(xué) 儲 能 新 增 1.1GW/2.6GWh， 2020 年末，美國電化學(xué)儲能裝機達 3.5Gwh，我們預(yù)計 2021 年末裝機容量將達 12Gwh，2022 年累計容量有望繼續(xù)翻倍。
表前市場：2020 年迎來爆發(fā)增長。儲能在美國表前市場主要應(yīng)用于調(diào)峰、 調(diào)頻、輔助服務(wù)等，與中國“電源側(cè)+電網(wǎng)側(cè)”的效用相當。根據(jù) Wood Mackenzie 數(shù)據(jù)，2020 年美國表前市場裝機容量增速達 464%，表前存量 裝機達 25Gwh 以上。表后市場：表后市場主要場景包括戶用儲能和工商業(yè)儲能。
驅(qū)動因素：美國儲能表前市場高速發(fā)展的核心驅(qū)動來自成本下降。成本下 降以外的推動因素包括 1）主體地位明確：政策賦予儲能明確市場地位， 輔助服務(wù)市場發(fā)展快速；
2）補貼促進新建：補貼推動儲能發(fā)展，補貼收益 在項目初期占比可達 50%，伴隨稅費減免等非直接補貼，拉動效應(yīng)顯著；
3）市場機制成熟：成熟的現(xiàn)貨市場為合理化的費用傳導(dǎo)機制奠基，推動行 業(yè)長期穩(wěn)定發(fā)展。
成本驅(qū)動：電池成本逐漸下降，申報項目裝機開始在 2021 年放量。美國 開發(fā)商從項目開發(fā)到并網(wǎng)的周期一般在 2 年或更久，根據(jù) EIA 數(shù)據(jù)，2019 年來，電化學(xué)儲能成本為 590$/kwh，較 2015 年下降了 72%。2019 年，業(yè)內(nèi)對電池成本繼續(xù)下降有樂觀預(yù)期，申報項目眾多，項目并網(wǎng)期在 2021 年，導(dǎo)致美國裝機量在 2021 年開始驟增。從地域看，主要的裝機增量在 加州和德州。
明確儲能定位：美國 841 法令明確儲能可以參與 RTO（區(qū)域輸電組織）與 ISO（區(qū)域性獨立系統(tǒng)運營商）運營的所有電力市場，841 法令兩大核心變 革：1、賦予儲能和其他主體一樣的市場地位：允許儲能參與能量、容量、 輔助服務(wù)等全體系市場，并允許儲能在市場上申報投標購電或售電，且其 充放電能按照節(jié)點電價結(jié)算。2、降低準入門檻：將儲能的準入門檻從 1MW 降低至 100KW，增加市場主體數(shù)量，實現(xiàn)更大范圍內(nèi)更優(yōu)的資源配 臵；明確儲能的荷電約束狀態(tài)，保證儲能不同時充放電，并考慮儲能的能 量優(yōu)先性核定其容量價值。
精細化補貼促進項目新建：根據(jù) EIA 數(shù)據(jù)，全美 80%以上儲能裝機容量位 于加州，加州 2001 年開始啟動自發(fā)電激勵計劃（SGIP），主要鼓勵用戶側(cè) 分布式發(fā)電。SGIP 經(jīng)歷五輪補貼發(fā)放標準，最新法案將 SGIP 計劃延長至 2026 年。SGIP 計劃的先進性在于幾個方面：1）分階段補貼，避免“后補 貼”影響積極性；2）不限制補貼的技術(shù)類型，僅規(guī)定技術(shù)指標要求，確保 技術(shù)成熟且項目穩(wěn)定；3）非一次性支付，建設(shè)完成給與 50%補貼，其余 補貼按每年運行效果進行支付；4）補貼設(shè)上限，避免以巨額補貼為目的建 設(shè)儲能項目。
ITC 激勵延長，股權(quán)投資加速。2021 年，聯(lián)邦發(fā)布基建計劃，至 2035 年 實現(xiàn)無碳電力。且 ITC 政策（儲能投資稅、生產(chǎn)稅抵免）延長十年至 2031 年底。美國儲能領(lǐng)域的股權(quán)投資加速，2020 年來發(fā)生多筆 1 億美元以上的 股權(quán)投資，資本加速推動能源轉(zhuǎn)型。
兩大市場：德州以獨立電站為主，加州規(guī)模將是最大。德州：是美國存量儲能裝機最大的州。目前德州大部分的儲能是獨立儲能 電站形式，選址大部分選在廢棄天然氣電廠，可使用存在的接入點并網(wǎng)。德州沒有容量電力市場，其電力需求和供給比例是 1:1，沒有備份。根據(jù)德 州電力可靠性委員會數(shù)據(jù)，風(fēng)電已占德州發(fā)電量的 23%。德州電力系統(tǒng)不 穩(wěn)定性、價格波動較高，其儲能市場屬于快速儲能市場，即儲能電池用量 的倍率較高。安裝儲能系統(tǒng)后，電網(wǎng)趨近于穩(wěn)定，使儲能的系統(tǒng)收益會有 所下降。德州目前主要的儲能項目較小，單個項目一般在 100Mwh 及以下。從商業(yè)模式看，德州儲能收益主要來自電價交易套利，其收益率較高，但 波動性同樣較大。
加州：將是美國最大的儲能市場。加州鼓勵“光伏+儲能”的模式，可以解 決加州電力緊張，并鼓勵 4-8 小時的長時儲能項目。從商業(yè)模式看，加州 的儲能主要是與電網(wǎng)交易的模式，可以與電網(wǎng)簽署兩種合同，即 PPA（固 定儲能上網(wǎng)電價）和租賃合同（電網(wǎng)租用儲能）。大投資商樂于投資于規(guī)模 大，收益穩(wěn)定的儲能項目。加州的光伏在快速增長，會拉動儲能的裝機容 量，因此，我們認為未來美國主要的儲能增長來自于光伏配儲。
3.2 英國：制度催化效果顯著，戶用市場快速增長
英國儲能市場以獨立儲能為主，且戶用儲能居多，快速發(fā)展原因是英國電 價上漲幅度較快。2015 年之前，英國在政策環(huán)境、監(jiān)管環(huán)境均處于嚴管狀態(tài)；2016 年 11 月， 英國國家能源監(jiān)管機構(gòu) Ofgem、商業(yè)能源與產(chǎn)業(yè)戰(zhàn)略部 BEIS 聯(lián)合發(fā)布戰(zhàn) 略報告，提出消除儲能和需求響應(yīng)的發(fā)展障礙、通過價格信號提高電力系 統(tǒng)靈活性、催化電力市場商業(yè)模式創(chuàng)新等目標。我們認為，英國儲能發(fā)展的借鑒意義在于；1）明確儲能資產(chǎn)類別，減少準 入障礙；2）電力現(xiàn)貨市場領(lǐng)先，保障了儲能的套利交易；3）多類型的輔 助服務(wù)品種，順利銜接可再生能源比例的增加；4）允許儲能參與各細分市 場并疊加效益，靈活交易保證收益水平。
英國政策改革：
1）取消 50MW 規(guī)模限制，大型儲能項目逐漸開展。舊制度中，50MW 以上的 發(fā)電項目需要申請牌照，使得大部分儲能項目規(guī)模設(shè)定為 49MW，限制了對儲 能的投資意愿。因獲取牌照后，項目必須加入國家重大基礎(chǔ)設(shè)施項目（NSIP） 范疇，體系不一定完全適用于儲能項目，但合規(guī)及運營成本增加顯著。2020 年，英國取消單個儲能項目的功率上限，在規(guī)模限制取消后，可再生能源開發(fā) 商成為規(guī)劃和部署更大規(guī)模儲能項目的主力軍；負荷聚合商通過聚合分布式儲 能資源參與輔助服務(wù)、平衡機制等市場，也開始逐漸嶄露頭角。大型項目如 Inter Gen 公司在泰晤士河口的 320MW/640MWh 鋰離子儲能系統(tǒng)、Pivot Power 公司與瓦錫蘭集團聯(lián)合部署的 100MW 電池儲能系統(tǒng)陸續(xù)開始規(guī)劃。
2）電力法提高儲能定位。2017 年，英國修訂電力法，明確儲能的許可證和規(guī) 劃制度，將儲能的定義從單純的發(fā)電資產(chǎn)豐富至電力系統(tǒng)的組成部分。
3）取消雙重收費。改革前，儲能會被征收雙重費用，即“系統(tǒng)使用費”和 “平衡服務(wù)系統(tǒng)使用費”。2020 年，雙重收費制度修改，儲能設(shè)施只支付發(fā)電端的費用。
4）與可再生能源共享站址。2017 年后，英國國網(wǎng)明確了儲能可以安裝及不能 安裝的位臵，并確保只有可再生能源才能得到補貼獎勵，減少了可再生能 源與儲能共享站址項目的開發(fā)障礙。
5）優(yōu)化調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則。2015 年，英國國開始采用增強型調(diào)頻服務(wù) （EFR），即 1 秒內(nèi)實現(xiàn) 100%頻率偏差的有功功率輸出，目前 200MW 的 EFR 需求均為儲能提供。2019 年英國經(jīng)歷了大停電事故，已經(jīng)推出了動態(tài) 遏制調(diào)頻（DC），預(yù)計未來市場規(guī)模將超過 1GW。
收益來源：英國電力市場自由化程度高，來源廣泛。儲能收益來源廣泛， 超過 10 種。調(diào)頻服務(wù)價值最高，對系統(tǒng)要求也最高，但市場總需求量較?。荒芰刻桌袌鍪芨偁幱绊懶?，隨著未來風(fēng)電比例提升，電價差增加會利好 價格套利。
3.3 中國：政策密集，將迎來快速增長
對照歐美發(fā)展路線，儲能頂層政策逐漸完善。2021 年下半年來，面向儲能 的國家級政策頻出，各地也陸續(xù)出臺省市級政策支持新型儲能及抽水蓄能 發(fā)展。國家級政策的部署，明確儲能的市場地位，并引導(dǎo)電源側(cè)和用戶側(cè) 儲能發(fā)展。國家級政策主要包括：
1）明確市場地位：7 月，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā) 展的指導(dǎo)意見》，明確了儲能的市場主體地位，并允許參與各類電力市場。提出至 2025 年，新型儲能裝機規(guī)模達 3000 萬 kw以上；2030 年，新型儲 能全面市場化發(fā)展的目標。
2）用戶側(cè)：拉大峰谷價差：7 月，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價 機制的通知》，要求上年度最大系統(tǒng)峰谷差超過 40%地區(qū)，峰谷電價價 差不低于 4:1，其他地方不低于 3:1。建立尖峰電價機制，尖峰電價在 峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例不低于 20%。
3）電源側(cè)：明確配臵儲能比例和并網(wǎng)消納規(guī)模。8 月，發(fā)改委、能源局發(fā) 布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模 的通知》，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰，明確了初期調(diào)峰 掛鉤比例按功率的 15%，功率比例的 20%以上可以優(yōu)先并網(wǎng)，明確時 長 4 小時以上，兼顧儲能型調(diào)峰的物理性質(zhì)與電力系統(tǒng)平衡需求。
多省響應(yīng)，新能源并網(wǎng)配儲能方案細化。2021 年來，超過 20 個省出臺新 能源并網(wǎng)配儲能方案，整體來看，各省方案中配臵比例從 5%、10%到 20% 不等，儲能時長約 1-2 小時。
行業(yè)發(fā)展初期靠政策+補貼支持，長期靠降本與市場。參照英美儲能發(fā)展 路徑，中國政策已經(jīng)給予了儲能市場主體地位、補貼機制正在優(yōu)化。我們 認為初期的驅(qū)動因素已經(jīng)齊全，中長期的驅(qū)動來自成本繼續(xù)下降、成熟市 場機制及商業(yè)模式的迭代。運營發(fā)展趨勢：全局動態(tài)平衡，分布式儲能伴聚合營運，N 站合一。
未來 運營模式會將小型電站聚集運行，作為虛擬電廠，國家電網(wǎng)支付相關(guān)費用， 支撐儲能企業(yè)接入云平臺。儲能變電站會結(jié)合 5G 基站、儲能電站和數(shù)據(jù) 中心的備用電源，構(gòu)建多功能的 N站合一項目。商業(yè)模式：未來商業(yè)模式將是“合同能源管理（EMC）+購售電”、“客戶 租賃儲能即服務(wù)”、“調(diào)頻調(diào)峰”模式的綜合應(yīng)用。
電池占儲能成本的三分之二，電池系統(tǒng)成本下降顯著。儲能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，包 括電池、EMS、BMS、PCS、系統(tǒng)集成等部分，其中電芯成本占超過 60%， 電芯中正極占比達 40%。
儲能成本來自儲能電站建設(shè)成本以及度電成本，儲能成本下降速度會影響 整體發(fā)展進度。近十年，鋰離子電池系統(tǒng)成本降低 85%，PCS、BMS 下 降程度更快，隨著未來儲能行業(yè)大規(guī)模發(fā)展，非抽蓄儲能成本將保持快速 下降。根據(jù) Bloomberg 預(yù)測，至 2025 年，儲能度電成本將會下降超過 60%，電站建設(shè)成本也將下降 43%。
四、縱向視角：電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)鏈梳理
電化學(xué)儲能產(chǎn)業(yè)鏈，從電池端到運營服務(wù)端包括電芯、BMS、PCS、EMS、 系統(tǒng)集成、運營服務(wù)六個板塊。
4.1 上游電芯：鐵鋰主流，鈉、釩電池各具優(yōu)勢
鋰電池：LFP 更適用儲能，電芯降本是關(guān)鍵
動力電池性能要求高于儲能電池，動力電池已經(jīng)處于寡頭壟斷的格局，國 內(nèi)企業(yè)呈現(xiàn)“一超多強”的局面，寧德時代、比亞迪、中航鋰電、國軒高 科、億緯鋰能等企業(yè)動力電池裝機量遙遙領(lǐng)先。
動力電池龍頭在成本端具備優(yōu)勢。以磷酸鐵鋰電池為例，其成本占儲能系 統(tǒng)成本超過 60%，磷酸鐵鋰電池成本低、循環(huán)壽命長且安全性更好，較三 元電池更適合做電化學(xué)儲能。我們認為未來動力電池龍頭企業(yè)借助原有動 力電池規(guī)模效應(yīng)，將在儲能級磷酸鐵鋰電池降本過程中具備顯著優(yōu)勢。
鈉電池：成本、安全性更具優(yōu)勢，寧德時代引領(lǐng)發(fā)展
鈉離子電池特點：總結(jié)鈉離子電池的優(yōu)點：1）成本較鋰電池低。鈉離子電 池由正極材料、負極材料、電解液、隔膜構(gòu)成，正極不含鋰鈷，成本低于 鋰電池。2）鈉離子電池具有優(yōu)秀的快充和安全性能。在過充、過放、短路、 針刺等測試中，不起火不爆炸。3）生產(chǎn)兼容性高。鈉離子電池與鋰離子電 池生產(chǎn)工藝相近，企業(yè)生產(chǎn)線轉(zhuǎn)換成本低。鈉離子電池的能量密度低于鋰 電池、以及循環(huán)壽命低是制約發(fā)展的主要因素。
鈉離子電池應(yīng)用：鈉離子電池可部分取代鉛酸電池、錳酸鋰電池和磷酸鐵 鋰電池，鑒于自身性能特點，鈉離子電池主要用在能量密度要求不高的兩 輪電動車、低速車、儲能、電動船舶及電動工具領(lǐng)域。我們認為，鈉離子 電池在儲能領(lǐng)域的應(yīng)用，將作為其主要增長驅(qū)動，細分應(yīng)用包括用戶側(cè)儲 能、5G 通信基站、數(shù)據(jù)中心、以及電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)用。
鈉電池發(fā)展趨勢：目前鈉離子電池尚在技術(shù)發(fā)展階段，商業(yè)模式及技術(shù)路 線尚在迭代，未來鈉離子電池將與鋰電池互相補充。（報告來源：未來智庫）
釩電池：安全性能突出，儲能新貴
釩電池性質(zhì)：釩電池是一種以釩為活性物質(zhì)呈循環(huán)流液態(tài)的氧化還原電池。電能以化學(xué)能的方式儲存在不同價態(tài)釩離子的硫酸電解液中，質(zhì)子交換膜 作為電池組的隔膜，電解質(zhì)溶液平行流過電極表面并發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，雙極 板收集并傳導(dǎo)電流，使得溶液中的化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能。
鋰電池繼任，更適合儲能。釩電池已經(jīng)經(jīng)過美國、日本、澳大利亞等國家 的使用驗證，與鉛酸、鎳氫電池比，有大功率、長壽命、支持頻繁大電流 充放電、安全性高等優(yōu)勢，主要用于再生能源并網(wǎng)發(fā)電、城市電網(wǎng)儲能、 遠程供電、UPS 系統(tǒng)、海島使用等范疇。
釩電池成本主要來自電解液和電堆，長期看好降本、滲透率提升。目前全 釩液流電池成本在 3000-5000 元/KWh，磷酸鐵鋰電池成本僅為 1400- 2000 元/KWh。目前釩電池，超過 80%成本來自電解液和電堆。1）電解 液降本：釩電解液材料為高純度釩，釩價降低對行業(yè)的成本降低起到關(guān)鍵 作用。釩電池工作過程中，對電解液的消耗很少，看好電解液租賃等模式 帶來的降本。截至 2021 年 9 月 18 日，片狀五氧化二釩（98%）價格為 10.6 萬元/噸，位于十年中位區(qū)間。2）電堆降本：高功率密度電池電堆設(shè) 計是重要突破。未來儲能的應(yīng)用將是釩主要的需求增長點，且釩液流電池 的擴容成本較低，擴容成本隨著容量增加邊際遞減。我們認為隨著產(chǎn)業(yè)規(guī) 模逐漸增加，成本端有望持續(xù)降低，標準體系將逐步完善，商業(yè)模式將多 樣化開展。目前釩電池進入商業(yè)化初期，2020 年我國釩電池裝機功率為 0.1GW，據(jù)釩業(yè)發(fā)展論壇預(yù)測，2025 年我國釩電池裝機功率將達到 4GW。
4.2 中游組裝：PCS 寡頭高增，BMS 尚需迭代
PCS：成本占比僅次于電芯
PCS 性質(zhì)：PCS 作為連接電池系統(tǒng)與負荷之間的電能雙向轉(zhuǎn)換裝臵，可以 對充電、放電過程實現(xiàn)控制，進行直流/交流的轉(zhuǎn)換。并網(wǎng)條件下，可平滑 風(fēng)電和光伏帶來的波動；微網(wǎng)條件下，作為主要電源提供微網(wǎng)的工作電壓 及工作頻率。
逆變器龍頭企業(yè)紛紛布局儲能 PCS，頭部效應(yīng)顯著。儲能 PCS 與光伏逆 變器在產(chǎn)品結(jié)構(gòu)相似，逆變器龍頭借助在光伏賽道的積累、紛紛布局儲能 PCS，并向用戶提供整套儲能系統(tǒng)集成方案。2020 年國內(nèi)市場裝機量 CR3 占比達 59.1%、CR5 裝機量占比達 78.4%；海外市場（不含戶用儲 能），出貨量前三的中國企業(yè)為陽光電源、比亞迪、科華數(shù)據(jù)。
頭部企業(yè)儲能收入快速提升，海外戶用市場高毛利率。2018 年后，頭部變 流器企業(yè)儲能業(yè)務(wù)收入均翻倍增長。固德威及錦浪科技海外營收占比維持 在 80%以上，產(chǎn)品主要用在戶用市場，毛利率及凈利率較高。
BMS：感知、管理電池狀態(tài)，三類玩家參與
均衡管理是儲能 BMS 核心，安全性、可響應(yīng)速度要求更高：BMS 主要作 用是感知并監(jiān)控電池使用狀態(tài)，緩解電池組的不一致性，保護電化學(xué)儲能 安全。因儲能系統(tǒng)有較多電池簇，簇間的均衡管理是儲能 BMS 特有，大數(shù) 據(jù)量對儲能 BMS 協(xié)議處理能力及響應(yīng)速度要求較高。
BMS 增速顯著，技術(shù)尚在迭代。2010 年，新能源汽車 BMS 數(shù)量為 0.8 萬 套，市場規(guī)模 1.62 億元；至 2018 年，新能源汽車 BMS 數(shù)量達 122 萬套， BMS 市場規(guī)模達 55 億元，我們預(yù)計未來儲能 BMS 將充分受益于儲能裝機 快速增長。目前儲能 BMS 技術(shù)尚未成熟，現(xiàn)有方案大多來自 TI、美信、 NXP 等芯片公司，國內(nèi) BMS 發(fā)展長期驅(qū)動在于芯片及算法。
格局未定，動力電池企業(yè)占據(jù)優(yōu)勢：目前 BMS 市場主要參與者有三類，1) 動力電池企業(yè)：擁有成熟的電芯、電池包整套核心技術(shù)；2）車企：大多通 過兼并、戰(zhàn)略合作等方式進入；3）專業(yè) BMS 企業(yè)：此類企業(yè)眾多，技術(shù) 差別較大。儲能 BMS 市場目前尚未形成穩(wěn)定格局，行業(yè)洗牌加速進行中， 我們認為低端 BMS 的生存空間將變小，擁有成熟技術(shù)的動力電池企業(yè)將占 據(jù)先發(fā)和切換優(yōu)勢。
4.3 下游系統(tǒng)集成：競爭格局分散
系統(tǒng)集成，多玩家參與。儲能系統(tǒng)集成商，需要根據(jù)運行場景及場站要求， 組儲能組件子系統(tǒng)，并保證效率及穩(wěn)定性。目前國內(nèi)儲能系統(tǒng)集成商主要 包括四類：1）光伏頭部企業(yè)；2）動力電池頭部企業(yè)；3）電力企業(yè)；4） 儲能集成企業(yè)。
五、投資分析
電化學(xué)儲能：戶用市場：海外戶用儲能領(lǐng)域，下游客戶價格敏感性不強，產(chǎn)品存在溢價 空間，毛利率高于其他應(yīng)用領(lǐng)域。且因戶用產(chǎn)品地域特點較強，客戶粘性 較高，海外戶用儲能產(chǎn)品的營收相對集中。
電站、工商業(yè)市場：國內(nèi)、海外（主要是美國）的電站級儲能供應(yīng)商不同。海外市場建議關(guān)注電芯、PCS 頭部廠商，關(guān)注系統(tǒng)集成商的突破情況；我 們認為國內(nèi)市場增量可觀。
電芯技術(shù)迭代：目前電化學(xué)儲能以鋰電池為主，關(guān)注新技術(shù)鈉電池、釩電 池等技術(shù)路線降本突破帶來的商用機會。
抽水蓄能：抽水蓄能憑借安全性優(yōu)勢，將快速發(fā)展。
