成本下降與政策推動儲能步入實質(zhì)性成長期

1、一、儲能將深入?yún)⑴c能源變革電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性調(diào)節(jié)原理電能瞬時傳輸，正常情況下電力系統(tǒng)中發(fā)電機發(fā)出的有功功率與負荷消耗的功率值實時平衡匹配，發(fā)電機處于同步運行，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定在額定值。而當有功功率平衡態(tài)打破，存在于系統(tǒng)中的不平衡功率將會造成發(fā)電機轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速（正比于系統(tǒng)頻率）的變化，即當供過于求，溢出的有功造成轉(zhuǎn)子加速，系統(tǒng)頻率上升，供不應(yīng)求時，發(fā)電機轉(zhuǎn)速下降，頻率下降。圖 1：電力系統(tǒng)功率處于平衡狀態(tài)資料來源：CNKI、招商證券電網(wǎng)中用電設(shè)備依據(jù)額定頻率設(shè)計，頻率大幅偏移造成系統(tǒng)失穩(wěn)。在火電為主傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中，發(fā)電機具備較好的控制靈活性，能夠通過一次、二次調(diào)頻實現(xiàn)發(fā)電量較快的跟蹤負荷變動，維持系統(tǒng)頻率

2、穩(wěn)定在0.2Hz 的區(qū)間。同時由于發(fā)電機轉(zhuǎn)子本身具備較大的旋轉(zhuǎn)慣量，一般在受到不平衡功率作用轉(zhuǎn)子加速度不至于過大。分類原理及特征表 1：電力系統(tǒng)調(diào)頻方式及特征一次調(diào)頻系統(tǒng)頻率偏離額定值時，發(fā)電機組通過調(diào)速系統(tǒng)自動調(diào)整有功出力以維持電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，響應(yīng)速度快，但是有差調(diào)節(jié)（最終穩(wěn)定頻率額定頻率）二次調(diào)頻或稱為自動發(fā)電控制（AGC），指發(fā)電機組提供足夠的可調(diào)容量及一定的調(diào)整速率，依據(jù)調(diào)度指令，在允許的調(diào)節(jié)偏差下實時跟蹤頻率，滿足頻率穩(wěn)定性要求，實現(xiàn)無差調(diào)節(jié)（最終穩(wěn)定頻率=額定頻率）三次調(diào)頻實質(zhì)是在滿足電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性的前提下完成在線經(jīng)濟調(diào)度資料來源：電力系統(tǒng)及其自動化、招商證券供需失衡概率增加

3、，應(yīng)對能力減弱，儲能必要性體現(xiàn)構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是大勢所趨。2021 年 3 月中央財經(jīng)委員會九次會議中，習主席提出“構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系，控制化石能源總量，著力提高利用效能，實施可再生能源替代行動，深化電力體制改革，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”。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(tǒng)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(fā)電裝機占比超過 40%，發(fā)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(xiàn) 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

4、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。圖 2 全國發(fā)電總量及風電光伏占比圖 3 不同電源出力特性對比資料來源：BP、招商證券資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券由“電源可控+負荷波動”變成“電源、負荷波動”，電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷間更容易失衡。電力系統(tǒng)發(fā)展呈現(xiàn)以下幾點變化：1）發(fā)電側(cè)光伏等波動性電源比例提升，2）終端電氣化帶來用電總量的提升，3）而旋轉(zhuǎn)機械電機的退出以及逆變器、變流器等電力電子設(shè)備的接入造成系統(tǒng)慣量的下降。電力系統(tǒng)供需、慣量特征的根本

5、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(tǒng)穩(wěn)定的核心在于提升發(fā)電與負荷匹配度，保持系統(tǒng)供需平衡，而儲能剛好可以扮演這個角色。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)新型電力系統(tǒng)確定性可控連續(xù)電源（電源可控、負荷波動）不確定性隨機波動電源（電源、負荷均波動）高轉(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)弱轉(zhuǎn)動慣量系統(tǒng)機械電磁系統(tǒng)電力電子器件電氣化比例低，用電總量低電氣化比例高，用電總量大表 2：傳統(tǒng)/新型電力系統(tǒng)特征變化資料來源：華能集團、招商證券圖 4：傳統(tǒng)/新型電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)變化示意資料來源：CNKI、招商證券儲能能夠?qū)崿F(xiàn)電力供需的時間轉(zhuǎn)移，發(fā)揮“庫存”效果，階段性改變供需平衡狀態(tài)。我們從電網(wǎng)各側(cè)對儲能的角色

6、定位，同時需要注意的是，實際上由于電網(wǎng)的互聯(lián)互通，各次側(cè)的儲能發(fā)揮的功能并不能完全割裂：發(fā)電側(cè)：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(diào)峰、調(diào)頻：儲能的靈活功率輸出可以在電源側(cè)扮演調(diào)頻、調(diào)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(fā)電機組。用戶側(cè)：1）需求側(cè)響應(yīng)，峰谷調(diào)節(jié)：允許用戶結(jié)合電價信號主動調(diào)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(cè)，儲能可以提高用戶側(cè)光伏等分布式能源接入能力。電網(wǎng)側(cè)：1）環(huán)節(jié)設(shè)備阻塞：傳統(tǒng)擴容方式存在輸電走廊資源約束，在用電負

7、荷不斷增長的背景下，引入儲能能夠緩解電網(wǎng)擴容與負荷增長間的矛盾，推動系統(tǒng)由功率傳輸向電量傳輸轉(zhuǎn)變；2）提供調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務(wù)。圖 5：儲能場景及需求特點資料來源：CNKI、全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券二、儲能發(fā)展的催化因素與光伏類似的，儲能行業(yè)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(xiàn)儲能的經(jīng)濟效益，進入到內(nèi)生的成長階段。在發(fā)展初期，對電源、電網(wǎng)更多是帶來直接的成本負擔，同時由于系統(tǒng)規(guī)模龐大，單一企業(yè)的小容量的儲能配置收益更加有限，且在尚未構(gòu)建完整的市場機制的情況下，儲能帶來的收益由系統(tǒng)共享，成本支出和收益方的不匹配造成在現(xiàn)階段從單一企業(yè)視角出發(fā)，缺乏配置儲能的自發(fā)動

8、力。近期國家層面政策給予儲能極高的關(guān)注度，同時在過去幾年間電池產(chǎn)業(yè)鏈成本持續(xù)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，儲能將進入到持續(xù)快速的成長期。政策優(yōu)先級提升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(fā)電量占比已經(jīng)由約 1%提升至超過 9%。在風光與傳統(tǒng)機組的此消彼長中，僅通過挖掘傳統(tǒng)電源、需求側(cè)、電網(wǎng)調(diào)度潛力將逐漸無法滿足平抑凈負荷波動的需求。測算顯示，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(tǒng)凈負荷的波動幅度、劇烈程度陡增。電網(wǎng)穩(wěn)定性造成的消納能力弱化正

9、在成為新能源消納的潛在制約因素。在此背景下，大規(guī)模儲能配置成為新能源發(fā)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(xù)的業(yè)務(wù)模式。制約新能源消納的儲能環(huán)節(jié)成為政策的著力點。圖 6 提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的兩種思路圖 7 不同電源出力特性對比資料來源：CNKI、招商證券資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券新能源滲透率0%20%50%80%凈負荷最大值 GW28.5425.5917.314平均值GW23.4119.685.29-7.85標準差GW4.333.095.7212.24最大變化速率 GW/h3.894.646.7716.69表 3：新能源滲透率提升造成系統(tǒng)凈負荷波動程度加大資料

10、來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券（注：凈負荷為剔除風光出力后的負荷值，表格數(shù)據(jù)由華北某省份分析得到）自上而下形成立體的政策指引國家層面：綱領(lǐng)性文件下發(fā)，引導配套政策逐步完善2017 年 10 月五部委曾出臺我國儲能產(chǎn)業(yè)首份指導性文件關(guān)于促進我國儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見，意見作出國內(nèi)儲能技術(shù)總體上初步具備了產(chǎn)業(yè)化的基礎(chǔ)的判斷，擬定了“十三五”、“十四五”期間的發(fā)展目標，帶動國內(nèi)儲能項目的示范展開和模式探討。2020 年是國內(nèi)政策強度的轉(zhuǎn)折點。2020 年 9 月，習主席提出“3060”的宏偉目標，奠定了新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展基調(diào)。10 月，中共中央制定“十四五規(guī)劃和二三五年遠景目標”，在

11、基建領(lǐng)域提出“優(yōu)化電力生產(chǎn)和輸送通道布局，提升新能源消納和存儲能力”。12 月，國家能源局公布首批科技創(chuàng)新（儲能）試點示范項目，自上而下的驅(qū)動力量變強。今年 4 月，發(fā)改委、能源局印發(fā)關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿），7 月正式版發(fā)布，提出到 2025 年實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，新型儲能裝機規(guī)模達 3000 萬千瓦以上，到 2030 年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展，將儲能的戰(zhàn)略地位提升至新高，也成為“十四五”期間儲能產(chǎn)業(yè)的指導綱領(lǐng)。宏觀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(yīng)用場景、責任主體等，充分展現(xiàn)了國家層面對于發(fā)展儲能的堅定態(tài)度，也有望帶動突破現(xiàn)

12、階段行業(yè)面臨的基礎(chǔ)技術(shù)、模式機制等問題，實現(xiàn)規(guī)范、系統(tǒng)的持續(xù)發(fā)展。圖 8：國家儲能相關(guān)政策梳理資料來源：發(fā)改委、能源局、國家電網(wǎng)等、招商證券地方層面：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(fā)布儲能相關(guān)政策文件，其中新疆、云南、陜西、安徽合肥等地提供度電或建設(shè)補貼，河北、甘肅等多地明文規(guī)定了光伏等新能源電站儲能配套比例。儲能配套政策體現(xiàn)為強制配置與市場化引導相互配合。對發(fā)電側(cè)，要求風電、光伏電站儲能配置比例在 520%區(qū)間，而在用戶側(cè)和電網(wǎng)側(cè)，則通過電價機制、輔助服務(wù)補償形成激勵。圖 9：2020 年以來國內(nèi)政策發(fā)布節(jié)奏20151052020年1月2020年2月2020年

13、3月2020年4月2020年5月2020年6月2020年7月2020年8月2020年9月2020年10月2020年11月2020年12月2021年1月2021年2月2021年3月2021年4月2021年5月2021年6月0國家地方資料來源：儲能領(lǐng)跑者聯(lián)盟、招商證券配置比例地區(qū)表 4：部分地區(qū)儲能配置比例5%內(nèi)蒙古、山西10%陜西、海南、福建、青海、山東、寧夏、湖北、河北15%河南、山西、河北、甘肅20%湖南、山東、安徽、新疆資料來源：CNESA、儲能中國等、招商證券（注：部分省份不同市區(qū)執(zhí)行不同比例）成本下降、電價體系推動儲能盈利改善電池技術(shù)及成本進步帶動儲能成本下降鋰電儲能系統(tǒng)工程建設(shè)成本大

14、致為約 1.5-2.5 元/Wh，其中儲能系統(tǒng)占 80-85%。儲能系統(tǒng)中又以電池占比最高，大致為 50%，其他系統(tǒng)組件、管理系統(tǒng)分別占 20%、15%。圖 10：國內(nèi)部分儲能 EPC 項目報價統(tǒng)計中標價格（元/Wh）2.42.221.81.61.41.212020年1月 2020年4月 2020年7月 2020年10月 2021年2月 2021年5月 2021年8月風電儲能光伏儲能資料來源：公司公告、北極星儲能等、招商證券圖 11 儲能電站全生命周期成本構(gòu)成圖 12 儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成資料來源：電工電能新技術(shù)、招商證券資料來源：ESCN、招商證券1）磷酸鐵鋰循環(huán)壽命翻倍，成本降低，單次循環(huán)成本

15、大幅降低以鐵鋰為代表的的電化學儲能是現(xiàn)階段的優(yōu)選方案。鋰電功率、容量、放電時長等技術(shù)特征滿足現(xiàn)階段儲能需求。短期內(nèi)儲能的主要場景仍是在平滑風光出力、參與系統(tǒng)調(diào)頻等短周期應(yīng)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。過去一年鐵鋰電池實現(xiàn)約 20%的成本降幅，循環(huán)次數(shù)由 2000-3000 次向上突破，帶動儲能度電成本快速下降。圖 13 國產(chǎn)鐵鋰電池價格走勢（元/kWh）圖 14 磷酸鐵鋰價格走勢（萬元/噸）2,5002,0001,5001,000500-最低報價最高報價 1086422017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12

16、018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q10 資料來源：鑫欏鋰電、招商證券資料來源：Wind、招商證券儲能系統(tǒng)初始投資元/kWh1500150015001500循環(huán)壽命次20003500500010000單次充放成本元0.750.40.30.15儲能配置比例%20%20%20%20%發(fā)電側(cè)度電成本增量元/kWh0.20.10.080.04表 5：循環(huán)壽命增加降低度電成本增量資料來源：大規(guī)模儲能基礎(chǔ)發(fā)展路線圖、北極星儲能網(wǎng)、招商證券2）鈉電池等電池技術(shù)有望推動儲能成本進一步下降鈉電池工作原理與鋰電

17、池類似，在低溫性能、安全性、成本（大規(guī)模量產(chǎn)后）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(yīng)用前景。鈉電池外形封裝（圓柱、軟包、方形）與鋰電池相同，同時鋰電池的生產(chǎn)設(shè)備大多可以兼容鈉離子電池，原始設(shè)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(shù)成熟實現(xiàn)規(guī)?；?yīng)后，其降本空間更大。材料降本方式表 6：鈉離子電池降低成本方面正極鈉離子電池正極采用鎳鐵錳基作為正極材料，對比鋰電池三元正極材料（鎳鐵錳、鋁），原料成本降低約 40-50%。負極負極的無序碳價格低于石墨價格，例如：中科海鈉使用煤基碳負極的成本

18、不到石墨原料成本的10%，且使用的無煙煤前驅(qū)體成本極低，制作過程簡單，只需簡單的粉碎后進行進一步碳化便可得到。電解液鈉鹽可以使用低濃度電解液，在同等濃度電解液情況下鈉離子導電率高 20%，可降低電解液成本。鋰電池使用石墨作為負極，鋁箔集流體在低電位下易與鋰形成合金，進而消耗鋁箔，因此需使用價集流體格較高的銅集流體。但是，鈉離子負極主要使用硬碳，鋁箔和鈉在低電位不會發(fā)生合金化反應(yīng)，正負極均可使用價格較低鋁箔作為集流體，可降低成本約 8%。資料來源：OFweek，公開資料，招商證券峰谷電價、輔助服務(wù)優(yōu)化儲能度電收益儲能項目經(jīng)濟性由度電成本、度電收益的相對大小決定。度電成本（LCOE）是對儲能電站全

19、生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進行平準化后計算得到的儲能成本，即儲能電站總投資/儲能電站總處理電量。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。而由磷酸鐵鋰構(gòu)成的儲能系統(tǒng)度電成本大致在 0.6-0.9 元/kWh。圖 15：典型儲能方式的度電成本（元/kWh）資料來源：電工電能新技術(shù)、招商證券度電收益：即儲能系統(tǒng)充放一度電能夠獲取的收益。度電收益與應(yīng)用場景、市場定價機制相關(guān)（儲能收益可以分為直接受益和間接收益兩類：1）直接收益是由充放電價值量差異造成，包括峰谷價差套利、輔助服務(wù)補償收益、上網(wǎng)電量增加等。2）潛在收益可以理解為配置儲能后帶來的系統(tǒng)優(yōu)化增益，

20、如網(wǎng)絡(luò)側(cè)實現(xiàn)潮流優(yōu)化損耗減少，以及配置儲能網(wǎng)絡(luò)逐步由“功率傳輸”轉(zhuǎn)向“電量傳輸”而降低電網(wǎng)擴容要求的潛在收益等。由于潛在收益難以量化，我們以直接收益來測算儲能的度電收益）。電源側(cè)，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(qū)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(wǎng)，由于光伏并網(wǎng)已實現(xiàn)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(wǎng)側(cè)，以調(diào)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 0.10.9 元/kWh。用戶側(cè)削峰填谷實現(xiàn)峰谷價差套利，此次度電輸入成本為谷電售價，而輸

21、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。圖 16 發(fā)電側(cè)配合新能源送出示意圖 17 用戶側(cè)削峰填谷示意資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券在不考慮補貼的情況下，就發(fā)電側(cè)而言，顯然當前上網(wǎng)電價遠低于儲能配置成本，即便通過儲能增加上網(wǎng)電量，但售電收益無法覆蓋儲能系統(tǒng)投資，尚不具備經(jīng)濟性。而在電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，在度電收益超過度電成本的區(qū)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(xiàn)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。圖 18：無政策傾斜下

22、各側(cè)儲能成本收益相對情況（元/kWh）資料來源：CNKI、電工電能新技術(shù)、招商證券門檻標準調(diào)峰（元/kWh）AGC 調(diào)頻（元/MW）表 7：國內(nèi)部分地區(qū)調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)價格指引調(diào)峰（元/kWh）AGC 調(diào)頻（元/MW）門檻標準山東0.1565MW/10MWh青海0.510MW/20MWh湖南0.2/0.450.610MW福建0.11210MW/40MWh廣東615新疆0.555MW/10MWh東北三省0.4110MW/40MWh安徽0.30.8江蘇0.250.9210MW/20MWh江西0.20.6湖北0.750.9551020MW/40MWh蒙西212甘肅0.5015資料來源：山東省電力企業(yè)協(xié)會

23、、招商證券7 月 29 日，發(fā)改委發(fā)布關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知，要求完善峰谷電價機制，在最大系統(tǒng)峰谷差率超過 40%的地區(qū)，峰谷價差不低于 4:1；其他地方不低于 3:1。同時在在峰谷電價的基礎(chǔ)上推行尖峰電價機制，尖峰時段依據(jù)最高負荷 95%及以上時段合理確定，電價較峰段電價上浮比例不低于 20%。如前所述，峰谷價差即為用戶側(cè)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(yōu)勢。時段電價平均值比東部11 省（市、區(qū)）中部 7 ?。ㄊ?、區(qū)）西部 12 ?。ㄊ?、區(qū)）30 ?。ㄊ?、區(qū)）尖峰/低谷3.3412.9853.545

24、3.256高峰/低谷2.9782.6143.1292.884平段/低谷1.9451.7462.0681.915表 8：目前我國不同地區(qū)峰谷價比資料來源：清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院、招商證券圖 19 現(xiàn)階段與電價機制調(diào)整后峰谷價差圖 20 現(xiàn)階段與調(diào)整后尖峰時段較峰時溢價峰谷差率40%峰谷差率40% 30?。ㄊ?、區(qū)）西部12省（市、區(qū)）中部7省（市、區(qū)）東部11?。ㄊ?、區(qū)）0.01.02.03.04.0峰谷差率40%峰谷差率40% 30?。ㄊ?、區(qū)）西部12省（市、區(qū)）中部7?。ㄊ?、區(qū)）東部11省（市、區(qū)）0%5%10% 15% 20% 25%國內(nèi)現(xiàn)狀調(diào)整后機制國內(nèi)現(xiàn)狀調(diào)整后機制 資料來源：發(fā)改

25、委、清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院、招商證券資料來源：發(fā)改委、清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院、招商證券圖 21：國內(nèi)部分省市工商業(yè)用電峰谷價差與調(diào)整后測算價差（元/kWh）資料來源：北極星儲能、發(fā)改委等、招商證券電價調(diào)整后，用戶側(cè)度電收益大幅提升。依據(jù)通知，此次電價機制調(diào)整的基本原則是保持電網(wǎng)企業(yè)的銷售電價總水平基本穩(wěn)定。參考此前部分地區(qū)峰谷電價水平，簡單假設(shè)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(diào)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(diào)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

26、本線以上。圖 22：峰谷價差放大用戶側(cè)儲能度電收益（元/kWh）資料來源：CNKI、電工電能新技術(shù)、發(fā)改委等、招商證券三、當前階段，儲能以發(fā)展電化學儲能與抽水蓄能為主 儲能潛在空間大2020 年全球儲能裝機總?cè)萘考s 191GW，其中抽水蓄能占據(jù) 90.3%，以鋰電池為主的電化學儲能占約 7%。雖然存量結(jié)構(gòu)中，抽水蓄能占絕大部分份額，但電化學儲能在新增儲能裝機占比快速提升，2020 年電化學儲能新增裝機 2.9GWh，增量份額占比達到 63%。圖 23：2020 年全球儲能裝機結(jié)構(gòu)資料來源：CNESA、招商證券圖 24：2020 年國內(nèi)儲能裝機結(jié)構(gòu)資料來源：CNESA、招商證券主要應(yīng)用領(lǐng)域 20

27、25 年全球儲能市場空間超 1500 億，有望接近 2000 億。預(yù)期隨峰谷電價調(diào)整、輔助市場機制建立，儲能的經(jīng)濟性將有明顯改觀，在源-網(wǎng)-荷側(cè)都有可能實現(xiàn)高速發(fā)展。測算 2025 年國內(nèi)用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、5G 領(lǐng)域與國外用戶側(cè)對應(yīng)的儲能需求約為 110GWh，若按儲能系統(tǒng) 1.4 元/Wh 計算，對應(yīng)市場空間超 1500 億。若在此期間內(nèi)儲能成本進一步下降，預(yù)計更多需求將被激發(fā)，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(guī)模有可能接近 2000 億元。電池、逆變器價值量更大。儲能成本構(gòu)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(yīng)市場空間約為

28、927 億元、309 億元。此外，國外用戶側(cè)為 ToC 屬性，有一定溢價，相關(guān)設(shè)備的市場空間可能會更大。遠期將向 TW、TWh 邁進。據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)合作發(fā)展組織預(yù)測，2050 年全球儲能需求將達到 4.1TW，對應(yīng)存儲電量約 500TWh。新能源+儲能將對電力系統(tǒng)帶來深刻的顛覆。2025 年新增裝對應(yīng)儲能需求市場空間（億元）國內(nèi)風電配套6012168光伏配套12024336用戶側(cè)-15210電網(wǎng)側(cè)-2.4345G 基站-798海外用戶側(cè)-50700合計110.41546資料來源：招商證券表 10：儲能成本占比成本占比對應(yīng)市場空間（億元）電池60%927逆變器20%309EMS10%155BM

29、S5%77其他5%77表 9：2025 年當年儲能市場空間估算（儲能系統(tǒng)按 1.4 元/Wh 測算）資料來源：陽光電源，招商證券區(qū)域歐洲非洲北美中南美亞洲新能源滲透率65%38%50%43%61%儲能裝機容量 TW0.430.210.620.072.77占最大負荷比例30%30%39%12%44%儲電量 TWh1351.23160.50.43204.1占年用電量比例1.60%0.03%1.80%0.01%0.50%表 11：2050 年全球儲能需求情況資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)合作發(fā)展組織、招商證券當前階段，鋰電等電化學電池與抽水蓄能為主，遠期儲能將呈現(xiàn)多樣化儲能的技術(shù)方案眾多，可以按照能量存儲

30、方式不同分為機械式儲能、電化學儲能、電磁式儲能、化學儲能、儲熱等。不同類型的儲能方式技術(shù)、經(jīng)濟特征各異。單一儲能模式無法滿足多樣的場景需求，儲能體系將呈現(xiàn)多元化。不同應(yīng)用場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。整體而言，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(yōu)。圖 25：主要儲能技術(shù)方案及特點（功率、容量及時長維度）資料來源：ScienceDirect、招商證券圖 26 能量型場景下各類儲能技術(shù)適用性圖 27 功率型場景下各類儲能技術(shù)適用性資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券

31、資料來源：全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、招商證券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(tǒng)中重要的儲能構(gòu)成。清潔能源轉(zhuǎn)型的各個階段對儲能的技術(shù)需求有不同的側(cè)重點：當新能源滲透率逐步提升至 20%以下，傳統(tǒng)機組滲透率下降調(diào)節(jié)能力受限，若繼續(xù)提升新能源滲透率，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力下降將造成新能源實際利用率下降，度電成本上升。此時需要在系統(tǒng)中配置最大負荷 2-5%的電池等短時儲能，完成日間風光波動平抑、削峰填谷等，提高系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力及新能源利用率。而當新能源滲透率升至 50%，系統(tǒng)對長期儲能的需求逐漸體現(xiàn)，除短周期儲能外，需要增加配置如氫能等長期儲能作為跨季節(jié)調(diào)節(jié)的技術(shù)手段，全球能

32、源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織測算顯示短時+長期儲能的功率配比應(yīng)為最大負荷的 30-40%，儲電量為年用電量的 0.5-2%。短期儲能增量主要以電化學為主，遠期電化學儲能仍將發(fā)揮日間調(diào)節(jié)的關(guān)鍵功能?？紤]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(fā)電計劃、調(diào)頻、調(diào)峰等功能的主要承擔。圖 28：儲能需求與新能源滲透率的關(guān)系資料來源：大規(guī)模儲能技術(shù)發(fā)展路線圖、招商證券四、工商業(yè)儲能、電網(wǎng)儲能發(fā)展將加速海外儲能、新能源一次調(diào)頻儲能、通信儲能是當前主

33、要市場海外：政策與經(jīng)濟性驅(qū)動用戶側(cè)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)域市場化程度相對較高、重視儲能在電力領(lǐng)域的應(yīng)用，并出臺相應(yīng)的補貼政策鼓勵配置儲能設(shè)施，如美國紐約州對零售與大宗市場配置儲能的總補貼金額約為 2.7 億美元。除美國外，其他國家或地區(qū)對用戶側(cè)儲能也有單獨的補貼，其中韓國提出對于無力購買儲能系統(tǒng)的中小企業(yè)，政府將儲能系統(tǒng)成本的 50%。海外戶用與工商業(yè)儲能具備經(jīng)濟性，已有較好應(yīng)用。海外用戶側(cè)市場發(fā)展迅速，如德國，戶用儲能系統(tǒng)用戶數(shù)量 2019 年新增 6.5 萬，累計已達 21 萬，主要有兩方面原因：（1）峰谷價差高，具備經(jīng)濟性；（2）供電不穩(wěn)定，電網(wǎng)

34、相對老舊或所在地區(qū)自然災(zāi)害較多（如日本），因此用戶側(cè)有加裝儲能的需求。目前海外用戶側(cè)配置儲能的進展相對較快，光+儲成本約 1.1 元/kwh（儲能系統(tǒng) 1.5 元/wh，循環(huán) 4000 次，LCOE0.5 元/kwh，光伏 LCOE為 0.6 元/kwh），低于大部分海外國家電價，已具備經(jīng)濟性，有望加速發(fā)展。國家或地區(qū)補貼領(lǐng)域補貼內(nèi)容表 12：海外主要國家或地區(qū)對儲能設(shè)備單獨進行補貼澳大利亞用戶側(cè)美國/加州用戶側(cè)英國用戶側(cè)意大利用戶側(cè)南澳政府 1 億澳元的家用電池計劃，獎勵 4 萬個新的電池儲能系統(tǒng)。維多利亞政府提供 4000 萬澳元補貼，用于吉利 1 萬個新的電池儲能系統(tǒng)。新南威爾士州政府提

35、供 5000 萬澳元的家庭和企業(yè)智能能源計劃，為 4 萬個新的電池儲能系統(tǒng)根據(jù)加州能源委員會頒布的2019 建筑能效標準要求，2020 年 1 月 1 日起，加州新建三層及三層以下低層住宅（包括獨棟）要求強制安裝住宅光伏系統(tǒng)，若同時配置儲能，則光伏裝機規(guī)?？稍谙鄳?yīng)基礎(chǔ)上減少 25%2017 年 7 月，英國發(fā)布英國智能靈活能源系統(tǒng)發(fā)展戰(zhàn)略，針對儲能，該項政策從儲能的定義、身份（資質(zhì)）、終端消費稅、網(wǎng)絡(luò)費、與可再生能源共享站址、儲能的所有權(quán)、并網(wǎng)、規(guī)劃、資金支持等 9 個方面發(fā)布行動計劃，解決了由于屬性不清而對儲能進行“雙重收費”、儲能所有權(quán)不明等市場中實質(zhì)存在的多項問題，并推動儲能實現(xiàn)真正的服

36、務(wù)價值，幫助降低英國電力系統(tǒng)成本，同時幫助用戶更好的管理電費賬單以實現(xiàn)能源自給為目的安裝家用儲能設(shè)備可以獲得 50%及至高 96000 歐元的收入所得稅減免。此外小于 20kW 的光伏發(fā)電設(shè)備在作為固定資產(chǎn)投入時可以獲得至高 50%的補貼， 且適用 11%（原本為 22%）的稅率意大利用戶側(cè)為了緩解新冠疫情，意大利政府啟動了財政刺激計劃，原有新生態(tài)獎勵政策補貼全面提升，與翻新項目相關(guān)的光伏和儲能系統(tǒng)的稅收減免從 50%提高到 110%澳大利亞/阿德萊德用戶側(cè)商業(yè)、住宅、學校和社區(qū)安裝“光伏+儲能”系統(tǒng)最高補貼 5000 澳元德國/巴伐利亞用戶側(cè)儲能必須與太陽能裝置配套，3kWh 的儲能系統(tǒng)以上

37、每增加 1kWh，政府多補貼 100歐元，最高可補貼 3200 歐元日本用戶側(cè)購買基于鋰電池的蠢呢過系統(tǒng)，最高給予購買者系統(tǒng)價格的 2/3，家庭用戶上限 100萬日元，商業(yè)用戶上限 1 億日元韓國用戶側(cè)中小企業(yè)或無力購買儲能系統(tǒng)的企業(yè)，政府將承擔儲能系統(tǒng)初始成本的 50%資料來源：北極星儲能網(wǎng)，環(huán)球光伏網(wǎng)，中天科技，派能科技，招商證券圖 29：美國儲能系統(tǒng)激勵政策資料來源：派能科技，招商證券圖 30：德國戶用儲能系統(tǒng)數(shù)量快速增長45000962106500020621037500141210250000200000150000100000500000新增戶用儲能系統(tǒng)數(shù)量累計戶用儲能系統(tǒng)數(shù)量20

38、17年2018年2019年資料來源：全國能源信息平臺，招商證券圖 31：海外居民用電價格（美元/kWh ）0.40.350.30.250.20.150.10.05德國丹麥比利時日本英國意大利西班牙澳大利亞美國韓國中國埃及0資料來源：GlobalPetroPrices，招商證券通信：5G 基站將貢獻增量預(yù)計5 年內(nèi)基站需求約為50GWh。國內(nèi)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(yīng)急時長 3-4 小時。假設(shè) 50%負荷狀態(tài)下，取功耗和應(yīng)急時長的中值，預(yù)計2020-2024 年市場對儲能需求分別為7.1、11、13.7、 12

39、.1、7GWh，5 年內(nèi)需求合計 50Gwh 左右。表 13：我國主要城市 5G 基站建設(shè)規(guī)劃城市5G 基站建設(shè)規(guī)劃5G 信號覆蓋時間表北京2019 年底建設(shè) 5G 基站超過 1 萬個2021 年重點功能區(qū) 5G 網(wǎng)絡(luò)覆蓋上海2019 年底建設(shè) 5G 基站超過 1 萬個，2020 年累計建設(shè) 5G 基站 2 萬個2020 年實現(xiàn) 5G 全覆蓋廣州2019 年底完成不低于 2 萬個 5G 基站的目標，2021 年建成 6.5 萬個2021 年實現(xiàn)主城區(qū)和重點城區(qū) 5G 網(wǎng)絡(luò)覆蓋深圳2019 年底累計建成 5G 基站 1.5 萬個，2020 年 8 月底累計建成 4.5 萬2020 年 8 月底實

40、現(xiàn) 5G 網(wǎng)絡(luò)全市覆蓋重慶2019 年建成 1 萬個 5G 基站2022 年主城有望實現(xiàn) 5G 網(wǎng)絡(luò)全覆蓋天津2020 年建設(shè)部署商用 5G 基站超過 1 萬個-杭州2019 年建成 1 萬個 5G 基站2020 年杭州城區(qū)實現(xiàn) 5G 網(wǎng)絡(luò)全覆蓋蘇州2019 年底完成 5000 個基站建設(shè)，2021 年建成 2.3 萬個以上基站2021 年底實現(xiàn)全市范圍 85以上覆蓋率武漢2021 年建成 5G 基站 2 萬個以上2019 年初步實現(xiàn) 5G 全覆蓋鄭州-2019 年初步實現(xiàn) 5G 全覆蓋沈陽-2019 年底沈陽及沈撫新區(qū)重點區(qū)域?qū)崿F(xiàn) 5G網(wǎng)絡(luò)覆蓋資料來源：工信部，北極星電力網(wǎng)，招商證券2019

41、 年2020 年表 14：主要運營商 5G 相關(guān)規(guī)劃中國移動投資 240 億元，在全國范圍內(nèi)建設(shè)超過 5 萬個 5G 基站，在超過 50 個城市實現(xiàn) 5G 商用服務(wù)中國聯(lián)通投資 80 億元，在 7 個特大城市、33 個大城市提供 5G 網(wǎng)絡(luò)覆蓋在所有地級以上城市提供 5G 商用服務(wù)實現(xiàn) 5G 網(wǎng)絡(luò)正式商用中國電信投資 90 億元用于 5G 建設(shè)持續(xù)開展商用推廣和技術(shù)研究資料來源：中國移動，中國聯(lián)通，中國電信，招商證券圖 32：5G 單站功率更大3,853 3,675 3,196 2,970 1,045 995 4,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,00050

42、00業(yè)務(wù)負荷100%業(yè)務(wù)負荷50%國內(nèi)某運營商Z（4G S333）國內(nèi)某運營商Z（5G S111）國內(nèi)某運營商H（5G S111）資料來源：中關(guān)村在線，招商證券表 15：5G 基站儲能需求測算2019A2020E2021E2022E2023E2024E5G 基站建設(shè)數(shù)量（萬個）12.668105130115675G 基站單站功耗（W)3,0003,0003,0003,0003,0003,000應(yīng)急時長（h）3.53.53.53.53.53.5單個基站對儲能需求（KWh）10.510.510.510.510.510.55G 基站對儲能需求（GWh）1.37.111.013.712.17.0資料來

43、源：招商證券4.1.3 新能源配套市場：儲能是最常用的一次調(diào)頻配套方案新能源發(fā)電的一次調(diào)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(diào)頻”對風電、光伏發(fā)電站的要求也在不斷提高，其中，電網(wǎng)企業(yè)關(guān)于一次調(diào)頻的技術(shù)要求成為了行業(yè)關(guān)注的焦點之一。到 2020 年，至少有 13 個以上的省電網(wǎng)公司出臺了新能源電站必須具備一次調(diào)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(diào)頻技術(shù)改造也勢在必行。發(fā)電廠通過控制系統(tǒng)的自動反應(yīng)，調(diào)整機組有功功率輸出以減少系統(tǒng)頻率偏差，維持頻率穩(wěn)定。而新能源場站自身調(diào)頻能力有限，在高比例滲透趨勢下，風電、光伏等新能源場站需要額外配置一次調(diào)頻系統(tǒng)以保證能夠快速

44、響應(yīng)電網(wǎng)頻率調(diào)整的要求。儲能是比較好的新能源一次調(diào)頻方式。目前主要實現(xiàn)方式包括能量備用、配套儲能等。能量備用方式要求新能源電站在上報容量規(guī)模中預(yù)留一部分專門進行一次調(diào)頻，例如實際裝機容量 100MW，預(yù)留 10MW 調(diào)頻，雖然具備調(diào)頻能力，但造成實際電站的發(fā)電量低于裝機容量，經(jīng)濟性較差。儲能方式借助電池等儲能設(shè)備提供給額外功率輸出實現(xiàn)一次調(diào)頻，同時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(diào)頻實現(xiàn)方案。圖 33傳統(tǒng)發(fā)電機組調(diào)頻原理圖 34儲能電池參與一次調(diào)頻 資料來源：cnki，招商證券資料來源：高電壓技術(shù)，招商證券國內(nèi)的電網(wǎng)儲能、工商業(yè)儲能將加速電網(wǎng)側(cè)：儲能成本或納入輸配電價，調(diào)動配置積極性。2019 年輸配電定價成本監(jiān)審辦法中曾明確指出“抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施等成本費用不得計入輸配電定價成本”。而今年在 7 月