儲能行業研究報告：儲能步入成長期，商業儲能、電網儲能發展將加速

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

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

　　電網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，發電機具備較好的控制靈活性，能夠通過一次、二次調頻實現發電量較快的跟蹤負荷變動，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”特點是過去 20 年全球電力甚至能源系統的主要特點，未來幾十年將會進一步強化。從供給端來看，新能源發電裝機占比超過 40%，發電量占比超過 33%；在目前的清潔能源裝機強度上加一定的增長，保持到 2030 年就能實現 70%的裝機占比和接近 60%的發電量占比。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 個百分點，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”變成“電源、負荷波動”，電力系統源、網、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更加劇烈。要維持系統穩定的核心在于提升發電與負荷匹配度，保 持系統供需平衡，而儲能剛好可以扮演這個角色。

　　儲能能夠實現電力供需的時間轉移，發揮“庫存”效果，階段性改變供需平衡狀態。實際上由于電網的互聯互通，各次側的儲能發揮的功能并不能完全割裂：

　　發電側：1）平滑出力，跟蹤發電計劃：造成電力供需失衡的因素在于風電、光伏本身 的間歇、波動特征，需要借助儲能平滑出力曲線，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：借助儲能自啟動 能力，帶動無自啟動能力發電機組。

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

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

二、儲能發展的催化因素

　　與光伏類似的，儲能行業的起步也勢必要借助政策的引導，隨著市場化機制合理化后， 體現儲能的經濟效益，進入到內生的成長階段。近期國家層面政策給予儲能極高的關注度，同時在過去幾年間電池產業鏈成本持續下降， 循環壽命不斷優化，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，儲能將進入到持續快速的成長期。

　　2.1 政策優先級提升

　　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，風光發電量占比已經由約 1%提升 至超過 9%。在風光與傳統機組的此消彼長中，僅通過挖掘傳統電源、需求側、電網調度潛力將逐漸無法滿足平抑凈負荷波動的需求。

　　在不增配儲能的情況下，當新能源滲透率由 20%向 50%提升將會造成系統 凈負荷的波動幅度、劇烈程度陡增。大規模儲能配置成為新能源發電滲透率進一步提升的必要條件，也是長期而言更為可持續的業務模式。制約新能源消納的儲能環節成為政策的著力點。

　　2.1.2 自上而下形成立體的政策指引

　　1）國家層面：綱領性文件下發，引導配套政策逐步完善

　　2020 年是國內政策強度的轉折點。宏觀層面的政策體系明確了儲能產業發展目標、推廣思路、應用場景、責任主體等，充分展現了國家層面對于發展儲能的堅定態度，也有望帶動突破現階段行業面臨的基礎技術、模式機制等問題，實現規范、系統的持續發展。

　　2）地方層面：強制性配套與市場化引導相互配合

　　地方層面，目前已有 29 個省市發布儲能相關政策文件。儲能配套政策體現為強制配置與市場化引導相互配合。對發電側，要求風電、 光伏電站儲能配置比例在 5~20%區間，而在用戶側和電網側，則通過電價機制、輔助 服務補償形成激勵。

　　2.2 成本下降、電價體系推動儲能盈利改善

　　2.2.1 電池技術及成本進步帶動儲能成本下降

　　1）磷酸鐵鋰循環壽命翻倍，成本降低，單次循環成本大幅降低

　　以鐵鋰為代表的的電化學儲能是現階段的優選方案。鋰電功率、容量、放電時長等技術特征滿足現階段儲能需求。短期內儲能的主要場景仍是在平滑風光出力、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，充放電周期在小時級別，裝機容量 達到兆瓦級別，與場景需求匹配。

　　2）鈉電池等電池技術有望推動儲能成本進一步下降

　　鈉電池在低溫性能、安全性、成本方面具備優勢，能量密度和循環性能均介于鋰電池和鉛酸電池之間，在儲能領域有較好的應用前景。鈉電池外形封裝與鋰電池相同，同時鋰電池的生產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、集流體的價格較鋰電池材料低。當技術成熟實現規模化效應后，其 降本空間更大。

　　2.2.2 峰谷電價、輔助服務優化儲能度電收益

　　1）度電成本（LCOE）是對儲能電站全生命周期內的成本和發電量進行平準化后計算 得到的儲能成本。分路線看，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。度電收益與應用場景、市場定 價機制相關。

　　電源側，以光伏+儲能為例，配儲能減少棄光，增加上網電量，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將存儲的“棄 電”外送上網，由于光伏并網已實現平價，則儲能度電收益即為標桿電價，大致在 0.3 元/kWh 上下。

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

　　用戶側削峰填谷實現峰谷價差套利，此次度電輸入成本為谷電售價，而輸出時度電價格 為峰時電價，則每度電的實際收益即為峰谷價差，大致在 0.7 元/kWh 上下。

　　在不考慮補貼的情況下，就發電側而言，顯然當前上網電價遠低于儲能配置成本，即便 通過儲能增加上網電量，但售電收益無法覆蓋儲能系統投資，尚不具備經濟性。而在電 網側和用戶側，在度電收益超過度電成本的區域，配置儲能理論上有利可圖，但考慮項目實際進程中的資金成本、利用率等現實問題，或只有在度電收益明顯超出度電成本的情況下，才能形成足夠的說服力。

　　峰谷價差即為用戶側儲能的度電收益，峰谷價差進一步拉開也就意味著儲能套利效果改善，尤其尖峰電價較峰時仍有至少 20%溢價，進一步放大儲能優勢。

　　電價調整后，用戶側度電收益大幅提升。電價機制調整的基本原則是保持電網企業的銷售電價總水平基本穩定，簡單假設峰谷電價均值不變，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%，調整后的峰谷價差形成的儲能度電收益已基本上全部位于度電成本線以上。

三、當前階段，儲能以發展電化學儲能與抽水蓄能為主

　　3.1 儲能潛在空間大

　　主要應用領域 2025 年全球儲能市場空間超 1500 億，有望接近 2000 億。預期隨峰谷 電價調整、輔助市場機制建立，儲能的經濟性將有明顯改觀，在源-網-荷側都有可能實 現高速發展。測算 2025 年國內用戶側、發電側、電網側、5G 領域與國外用戶側對應 的儲能需求約為 110GWh，若按儲能系統 1.4 元/Wh 計算，對應市場空間超 1500 億。 若在此期間內儲能成本進一步下降，預計更多需求將被激發，需求增加對市場空間的影 響可能會遠超價格下降，屆時市場規模有可能接近 2000 億元。

　　電池、逆變器價值量更大。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 年當年對應市場空間約為 927 億元、309 億元。

　　遠期將向 TW、TWh 邁進。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深刻的顛覆。

　　3.2 當前階段，鋰電等電化學電池與抽水蓄能為主，遠期儲能將呈現多樣化

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

　　以磷酸鐵鋰為代表的電化學儲能是當前的重點，也是未來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為主，遠期電化學儲能仍將發揮日間調節的關鍵功能。當前全球風電、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儲能為主。而當遠期滲透率逐步突破 50%，短時、長時儲能配合的整體體系下，電化學儲能仍是日間平滑風光出力、跟蹤發電計劃、調頻、調峰等功 能的主要承擔。

四、工商業儲能、電網儲能發展將加速

　　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

　　4.1.1 海外：政策與經濟性驅動用戶側蓬勃發展

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

　　海外戶用與工商業儲能具備經濟性，已有較好應用。目前海外用戶側配置儲能的進展相對較快，光+ 儲成本約 1.1 元/kwh，低于大部分海外國家電價，已具備經濟性，有望加速發展。

　　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。國內主流運營商5G單站滿負荷功耗約3600-3800w， 50%負荷下功耗約 2900-3100w，一般后備電源應急時長 3-4 小時。假設 50%負荷狀態 下，取功耗和應急時長的中值，預計 2020-2024 年市場對儲能需求分別為 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：儲能是最常用的一次調頻配套方案

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

　　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現一 次調頻，同時可以兼顧新能源送出的消納配合，在功能和經濟性上都更具優勢，成為較好的新能源一次調頻實現方案。

　　4.2 國內的電網儲能、工商業儲能將加速

　　電網側：儲能成本或納入輸配電價，調動配置積極性。建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場，研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。

　　儲能成本納入輸配電價有望優化電網側配置儲能的收益效果，形成有效的儲能投資模式， 從而調動電網側配置儲能的積極性?？紤]電網儲能的容量較大，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，可能是電網側儲能的優先選項。

　　工商業用戶側：電價調整后，配儲能的動力更強。國內工商業電價基準更高，且用電量大， 峰谷價差進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段裕度的工商 業企業，將有更強的配置儲能的意愿。

　　考慮工商業用戶儲能單個項目容量不會特變大，并且也存在空間、場地限制，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。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

　　精選報告來源：未來智庫官網。