鋰電儲能行業(yè)深度報(bào)告

1、 鋰電儲能行業(yè)深度報(bào)告應(yīng)用場景、經(jīng)濟(jì)性與市場空間分析 報(bào)告提綱：1、儲能需求逐年增加，鋰電路線最具潛力2、用電側(cè):自發(fā)自用經(jīng)濟(jì)性顯著，分布式儲能迎來爆發(fā)3、發(fā)電側(cè):短期政策驅(qū)動國內(nèi)高增，中期成本推動全球增長4、電網(wǎng)側(cè):調(diào)頻已具競爭力，調(diào)峰仍待降成本5、產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)標(biāo)的報(bào)告摘要：一、儲能需求逐年增加，鋰電路線最具潛力為什么需要儲能：風(fēng)光裝機(jī)提升調(diào)峰調(diào)頻需求，快速儲能方式提供輔助服務(wù)。儲能的現(xiàn)在：應(yīng)用于用電、發(fā)電、電網(wǎng)側(cè)三大場景，主力為抽水蓄能。儲能的未來：抽水蓄能受限，鋰電快速崛起。鋰電幾乎不受自然環(huán)境影響，裝機(jī)便捷，使用靈活，將在較長時(shí)間內(nèi)保持快速增長狀態(tài)，甚至成為第一大儲能方式，下文將重點(diǎn)對鋰

2、電儲能進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析與中期空間測算。二、用電側(cè)：自發(fā)自用經(jīng)濟(jì)性顯著，分布式儲能迎來爆發(fā)家用儲能商業(yè)模式一：光伏儲能配套，實(shí)現(xiàn)電力完全自發(fā)自用自發(fā)自用余電上網(wǎng)是指分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)電力主要被用戶自己使用，且將白天高功率時(shí)發(fā)的多余電量接入電網(wǎng)， 該模式一般適合家庭屋頂和工商業(yè)屋頂。如不配備儲能系統(tǒng)，則夜間的用電需求仍需要從電網(wǎng)采購； 在光伏系統(tǒng)的基礎(chǔ)上配套儲能，即可實(shí)現(xiàn)白天和夜間的用電都由自家光伏提供。目前德國在歐洲家用光伏和儲能市場中處于領(lǐng)先地位，截至2019年底德國累計(jì)家用光伏裝機(jī)量達(dá)到7.3GW，累計(jì)家用儲能裝機(jī)容量達(dá)到1.3GWh。其次是意大利、英國和奧地利，2020年這四個(gè)國家的新增

3、家用儲能裝機(jī)量總和達(dá)到了0.7GWh，占全歐洲的85%以上。歐洲居民電價(jià)不斷上漲+光儲成本下探，自發(fā)自用經(jīng)濟(jì)性顯著隨著歐洲居民購電價(jià)格不斷上漲、光伏和儲能設(shè)備的價(jià)格不斷下探，光伏儲能配套、電力自發(fā)自用模式的經(jīng)濟(jì)性越來越顯著。目前歐洲各國平均電價(jià)達(dá)0.20歐元/kWh+，德國更高達(dá)0.31歐元/kWh（合人民幣2.5元/kWh）。 2008年至2019年間，德國居民電價(jià)由21.65歐分/kWh上漲至30.22歐分/kWh，通過拆30% 補(bǔ)貼+ 使用周期大于六年，光+儲將成為經(jīng)濟(jì)性最高的居民側(cè)三種用電方案的經(jīng)濟(jì)性對比 在儲能享有30% 總價(jià)補(bǔ)貼情況下：只裝光伏的缺點(diǎn)在于，2016年3月后德國法規(guī)要

4、求戶用光伏回饋給電網(wǎng)的電量不得超過每天發(fā)電量的50%（以后可能會再次下降），意味著午間光伏功率最大時(shí)所發(fā)電量不能全部上傳回電網(wǎng)。而家庭午間用電量比較小，若無儲能設(shè)施存儲電力，就會造成棄電，損失一定的經(jīng)濟(jì)收益。在30% 補(bǔ)貼的情況下，大于六年的使用周期時(shí)，光+ 儲將成為三種方案中經(jīng)濟(jì)性最高的。 以十年周期來看，三種方案的累計(jì)費(fèi)用分別為17546、11399、7804歐元， 光伏+ 儲能的方案能比僅有光伏節(jié)省31.5% 的花費(fèi)，比完全電網(wǎng)購電節(jié)省55.5% 的花費(fèi)。家用儲能商業(yè)模式二：根據(jù)峰谷價(jià)差，利用儲能實(shí)現(xiàn)削峰填谷。家用儲能市場規(guī)模測算：光伏+儲能滲透率迎來迅速攀升目前歐洲“自發(fā)自用 模式的現(xiàn)

5、狀： 歐洲家庭已經(jīng)配備了完整的光伏+ 儲能系統(tǒng)僅占比5。ELSEVIER的一項(xiàng)研究顯示，通過衛(wèi)星圖像觀測，歐洲全部可用于安裝光伏的屋頂面積為7935平方公里，假設(shè)每戶屋頂?shù)拿娣e為150平方米，則歐洲可安裝戶用屋頂光伏的家庭共計(jì)5300萬戶，對應(yīng)總裝機(jī)量需求為300GW。截至2020年歐洲家用光伏累計(jì)裝機(jī)為21.2GW， 家用光伏滲透率為7.2%。光伏存量遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于儲能存量：家用光伏累計(jì)裝機(jī)21.4GW，對應(yīng)儲能需求42GWh，但目前儲能累計(jì)裝機(jī)僅2.75GWh，對應(yīng)約28萬戶。目前儲能在家用光伏存量裝機(jī)中滲透率僅有6.5% 。未來的增長由兩部分構(gòu)成：1） 存量增購：假設(shè)2021-2025年分別有

6、5%、8%、11%、15%、20%的光伏存量裝機(jī)家庭增購了儲能系統(tǒng)，形成光儲結(jié)合模式。2） 增量配套：假設(shè)2021-2025年每年新增的戶用光伏裝機(jī)中有15.0%、25.0%、35.0%、45.0%、50.0%配套了儲能系統(tǒng)。家用儲能市場規(guī)模測算：2025 年全球戶用儲能新增裝機(jī)容量達(dá)93.4GWh由于國內(nèi)民用電價(jià)格較低，且住宅多為樓房高層，發(fā)展戶用光伏+儲能的空間較??；2020年，海外戶用儲能新增裝機(jī)容量1900MWh，其中歐洲新增810MWh，美國新增700MWh，累計(jì)裝機(jī)容量逾4.2GWh，以未來五年來看，歐洲、美國仍是戶用儲能增長的領(lǐng)導(dǎo)地區(qū)。2020年受疫情影響儲能的年新增裝機(jī)量的增速

7、較低，但光伏儲能自發(fā)自用的商業(yè)模式已經(jīng)清晰，對居民用電的經(jīng)濟(jì)性顯著，中期來看能保持高增長，戶用光伏的滲透率和和光伏儲能的配套率將同步快速提升， 預(yù)計(jì)到 2025 年全球戶用儲能新增裝機(jī)容量達(dá) 93.4GWh ， 2020- - 2025 年 CAGR 達(dá) 110% 。工商業(yè)儲能市場規(guī)模測算：光伏儲能配套實(shí)現(xiàn)電力自發(fā)自用對于商業(yè)和大工業(yè)用戶，亦可通過光伏+儲能配套的模式實(shí)現(xiàn)電力自發(fā)自用。由于用電高峰與光伏發(fā)電高峰時(shí)間較為一致，因此工商業(yè)分布式光伏自發(fā)自用比例較高，儲能系統(tǒng)容量與光伏功率多為1:1進(jìn)行配置。截至2020年，全球分布式工商光伏裝機(jī)量達(dá)到134.6GW，但配套的儲能容量僅為11.0GW

8、h，滲透率8.2%；根據(jù)BNEF的統(tǒng)計(jì)，2020年4小時(shí)儲能系統(tǒng)平均成本降至332美元/kWh，而1小時(shí)儲能系統(tǒng)平均成本為364美元/kWh，儲能電池成本降低、系統(tǒng)設(shè)計(jì)優(yōu)化、系統(tǒng)充放電時(shí)長標(biāo)準(zhǔn)化程度提高將繼續(xù)推動儲能系統(tǒng)價(jià)格下降，推動工商業(yè)光儲配套的滲透率提高。測算得2025 年與光伏配套的工商業(yè)儲能新增裝機(jī)容量達(dá)33.2GWh ，2020-2025CAGR 達(dá)75%工商業(yè)儲能市場規(guī)模測算：沒有光伏則依托儲能降低容量電價(jià)對于商業(yè)樓宇、醫(yī)院、學(xué)校等不適用于安裝大規(guī)模光伏自發(fā)電的場景，則 通過安裝儲能系統(tǒng)達(dá)到削峰填谷、降低容量電價(jià)的目的。削峰填谷的商業(yè)模式與住宅側(cè)類似，其經(jīng)濟(jì)性主要取決于峰谷價(jià)差的

9、大小。降低容量電價(jià)：部分地區(qū)對于大工業(yè)用電、工商業(yè)用電采取兩部制電價(jià)，除了根據(jù)用電量繳納電度電費(fèi)（電度電價(jià)）之外，還需要繳納基本電費(fèi)（容量電價(jià)）。其中，電度電價(jià)單位為元/kWh，其計(jì)價(jià)規(guī)則和家用電價(jià)類似，此部分的費(fèi)用取決于用戶總共的用電量；而容量電價(jià)的單位為元/kW月，此部分的費(fèi)用則取決于業(yè)主最大用電需求功率或最大變壓器功率。配置后，在用電低谷時(shí)提前儲存電量，即可減小企業(yè)在高峰時(shí)的最大需量功率，進(jìn)而減少容量電價(jià)的支出。測算得2025年與單獨(dú)運(yùn)營、非光伏配套的工商業(yè)儲能新增裝機(jī)容量達(dá)21.4GWh ，2020-2025CAGR 達(dá)40% 。工商業(yè)儲能商業(yè)模式二：降低容量電價(jià)的經(jīng)濟(jì)性測算投資回收期

10、約六年。工商業(yè)儲能市場規(guī)模測算：2025 年全球工商業(yè)儲能新增裝機(jī)容量達(dá)55GWh。用電側(cè)儲能市場規(guī)模測算：2025 年全球用電側(cè)儲能新增裝機(jī)容量達(dá)148GWh。三、發(fā)電側(cè)：短期政策驅(qū)動國內(nèi)高增，中期成本推動全球增長政策支持：以度電補(bǔ)貼& 優(yōu)先批準(zhǔn)項(xiàng)目為主發(fā)電側(cè)儲能的政策支持以度電補(bǔ)貼和優(yōu)先批準(zhǔn)新能源發(fā)電項(xiàng)目為主。綜合來看，目前我國發(fā)電側(cè)儲能的政策還集中在各地方的政策出臺，主要以度電補(bǔ)貼和優(yōu)先批準(zhǔn)新能源發(fā)電項(xiàng)目為主。度電補(bǔ)貼以儲能電量為基，分別給予0.3-1元/千瓦時(shí)的補(bǔ)貼不等。優(yōu)先支持政策則在對新能源發(fā)電項(xiàng)目進(jìn)行批準(zhǔn)時(shí)，優(yōu)先考慮帶有儲能系統(tǒng)的新能源發(fā)電項(xiàng)目。發(fā)電側(cè)儲能的政策支持時(shí)間多在202

11、0年一季度后。從時(shí)間上來看，政策多下發(fā)在2020年一季度后，因發(fā)電側(cè)電站及儲能系統(tǒng)的招標(biāo)、建設(shè)周期合計(jì)需要約6個(gè)月-1年時(shí)間， 預(yù)計(jì)政策影響將集中在 2021 年得到釋放。經(jīng)濟(jì)性測算：政策補(bǔ)貼可大幅提高發(fā)電側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性中國補(bǔ)貼政策可大幅提高發(fā)電側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性。假設(shè)儲能可以100%實(shí)現(xiàn)利用，每年工作280天。以總投資額150萬元/MWh分別對無政策補(bǔ)貼、度電補(bǔ)貼0.5元、度電補(bǔ)貼1元三種情景的國內(nèi)發(fā)電端儲能進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性測算。在無政策補(bǔ)貼時(shí)，鋰電儲能投資回收期為24年，一般鋰電壽命為13-20年，故無補(bǔ)貼情況下經(jīng)濟(jì)性差；對儲能電量進(jìn)行度電補(bǔ)貼分別為0.5元、1元時(shí)，投資回收期將下降至10.7年和6.9

12、年，表現(xiàn)出明顯的經(jīng)濟(jì)性提升。度電補(bǔ)貼為1元時(shí)，發(fā)電側(cè)儲能表現(xiàn)出較高的經(jīng)濟(jì)性。海外在無政策補(bǔ)貼背景下，發(fā)電側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性差。從測算可見，歐洲、美國、日本的投資回收期均在20年以上，且海外幾乎無對應(yīng)補(bǔ)貼政策，發(fā)電側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性較差。經(jīng)濟(jì)性測算：鋰電儲能成本及價(jià)格下行可顯著提高儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性隨鋰電儲能價(jià)格下行，儲能系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性將得到大幅提升。2020-2025年間，預(yù)計(jì)隨鋰電儲能價(jià)格下行，給予年均15%的鋰電儲能投資降幅假設(shè)， 則2020至2025年儲能系統(tǒng)投資額可自150萬元/MWh下降至67萬元 /MWh ，在無補(bǔ)貼情境下，中國、歐美、日本、澳大利亞的投資回收期均可下降至 10年左右，具備一定經(jīng)濟(jì)性，

13、屆時(shí)投資額降低所導(dǎo)致的經(jīng)濟(jì)性提升有望推動儲能系統(tǒng)的裝配比例快速增長。中期中國市場預(yù)測：政策激勵(lì)+鋰電價(jià)格下行，發(fā)電端儲能市場有望快速增長受政策激勵(lì)疊加鋰電價(jià)格下行影響，預(yù)計(jì)中國發(fā)電端儲能市場將快速增長。預(yù)計(jì)至2025年，中國發(fā)電側(cè)儲能市場可從2020年的0.34GWh增長至25.03GWh，CAGR達(dá)136%。中期中國市場預(yù)測：政策激勵(lì)+ 鋰電價(jià)格下行，發(fā)電端儲能市場快速增長至2025年中國發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)總量可達(dá)59GWh ，新增裝機(jī)將貢獻(xiàn)大部分儲能市場。我們預(yù)測發(fā)電側(cè)總儲能市場中，受補(bǔ)貼和支持政策，疊加鋰電價(jià)格下行，新增裝機(jī)對應(yīng)的儲能市場將由0.29GWh增長至18.01GWh，2025年新

14、增裝機(jī)對應(yīng)市場占全部儲能市場比例達(dá)72%。至2025年底，發(fā)電側(cè)總儲能裝機(jī)量可達(dá)59GWh，CAGR為137%，總儲能功率占新能源總裝機(jī)功率的份額為3.2%。新能源存量裝機(jī)對應(yīng)儲能市場預(yù)計(jì)將在2025 年開始爆發(fā)。預(yù)計(jì)受鋰電價(jià)格下行影響，預(yù)計(jì)2025年儲能系統(tǒng)在無補(bǔ)貼情境下也將具備經(jīng)濟(jì)性，因此我們預(yù)計(jì)存量裝機(jī)對應(yīng)的發(fā)電側(cè)儲能市場將在2025年開始爆發(fā)，對應(yīng)市場將由2024年的2.52GWh增長2.8倍至7.02GWh。中期海外市場預(yù)測：市場將在2025年因儲能價(jià)格下行而快速增長受鋰電價(jià)格下行影響，全球發(fā)電側(cè)儲能市場將在2025年快速增長。預(yù)計(jì)至2025年，全球發(fā)電側(cè)儲能市場可從2020年的0.

15、82GWh增長至7.72GWh。儲能市場增速將在2025年因鋰電價(jià)格下行、儲能經(jīng)濟(jì)性提高而大幅增長， 假設(shè)2025 年增量市場裝配比例提升3 個(gè)百分點(diǎn)至6.5%，存量市場裝配比例自1% 提升至1.5% ，則海外總儲能市場將自2024 年的3.05GWh 提升2.5 倍至7.72GWh 。中期全球市場預(yù)測：預(yù)計(jì)至2025年增長28倍，中國將占據(jù)76% 發(fā)電側(cè)市場預(yù)計(jì)到2025年，全球發(fā)電側(cè)儲能市場將達(dá)33GWh ，年均復(fù)合增速95% 。我們預(yù)計(jì)到2025年，全球發(fā)電側(cè)儲能市場將達(dá)到33GWh，較2020年增長28倍。受政策刺激，未來全球發(fā)電側(cè)儲能市場將主要由中國占據(jù)。受國內(nèi)發(fā)電端儲能政策刺激影響

16、，2020-2025年間中國發(fā)電側(cè)儲能增速快于全球，未來將占據(jù)全球儲能發(fā)電側(cè)市場的大部分份額， 至2025年，中國發(fā)電側(cè)儲能市場占全球比例為 76%四、電網(wǎng)側(cè)：調(diào)頻已具競爭力，調(diào)峰仍待降成本應(yīng)用：電力輔助服務(wù)，調(diào)頻調(diào)峰備用鋰電池儲能在電網(wǎng)側(cè)的主要應(yīng)用領(lǐng)域是電力輔助服務(wù)市場，該市場的主要需求為調(diào)頻（AGC）、調(diào)峰與備用容量。調(diào)頻（AGC）的作用是將發(fā)電設(shè)備向用戶供電的頻率調(diào)整到一定范圍內(nèi)（500.2Hz），以維持電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，避免損害各類電器。調(diào)峰的作用主要是在用電負(fù)荷較高時(shí)快速提供發(fā)電能力以“削峰”，而在負(fù)荷較低時(shí)降低發(fā)電功率或者作為用電設(shè)備減小供需差值以“填谷”，從而提高電網(wǎng)供電的充裕性，增

17、強(qiáng)電網(wǎng)運(yùn)行穩(wěn)定性。備用容量分為負(fù)荷備用（旋轉(zhuǎn)備用）和事故備用，事故備用容量可在電力系統(tǒng)發(fā)生事故時(shí)保障供電的安全穩(wěn)定，負(fù)荷備用則可在沖擊性負(fù)荷超過發(fā)電設(shè)備最大供電能力時(shí)提供應(yīng)急增量。備用容量使用頻次較低，往往與調(diào)峰、調(diào)頻等功能共用機(jī)組。政策：海外趨于成熟，國內(nèi)已經(jīng)起步海外的電力輔助服務(wù)市場開展較早，種類更多， 相對更加成熟。 以美國PJM電力市場為例，自1997年成立以來該市場的規(guī)則不斷完善，目前主營調(diào)頻、備用、黑啟動、無功電壓控制、不平衡電量5大類輔助服務(wù)產(chǎn)品，其中調(diào)頻與初級備用服務(wù)采用集中式市場化交易。2017年以來，在國家能源局印發(fā)完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償（市場）機(jī)制工作方案后，中國各省市均已

18、不同程度的開展了電力輔助服務(wù)市場，隨著“電改”的進(jìn)一步深化，未來電化學(xué)儲能將會在更多地區(qū)參與電力輔助服務(wù)市場交易。商業(yè)模式：獲得準(zhǔn)入許可，得到服務(wù)收入從主要國家現(xiàn)狀來看，調(diào)頻和調(diào)峰是儲能電站的主要應(yīng)用場景，而 鋰電儲能電站的主要商業(yè)模式則 是為電網(wǎng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用容量等服務(wù)，以此獲取市場化收入、補(bǔ)償收入或提成。這一模式的核心問題在于市場準(zhǔn)入與服務(wù)成本。雖然2016年起國內(nèi)市場就確立了電化學(xué)儲能在輔助服務(wù)市場的主體地位，但定價(jià)機(jī)制、補(bǔ)償來源與監(jiān)管辦法仍需完善，而海外發(fā)達(dá)國家多數(shù)已允許電化學(xué)儲能公平參與市場競爭，其中美國2011 年起即已出臺相關(guān)法令允許儲能進(jìn)入輔助服務(wù)市場。經(jīng)濟(jì)性分析：調(diào)頻比

19、較里程成本，調(diào)峰對比度電成本綜述：通過對電力輔助服務(wù)市場需求的分析，我們認(rèn)為調(diào)頻和調(diào)峰是兩個(gè)最主要的需求，因此我們針對這兩大市場進(jìn)行了成本測算。由于容量型與功率型的服務(wù)需求差異較大，其定價(jià)方式也不一樣，因此我們 對容量型的調(diào)峰采取度電成本的計(jì)算方式，而對功率型的調(diào)頻采取里程成本的計(jì)算方式。經(jīng)濟(jì)性分析：調(diào)頻已具備經(jīng)濟(jì)性鋰電調(diào)頻已具備經(jīng)濟(jì)性：經(jīng)計(jì)算， 磷酸鐵鋰儲能電站的里程成本已可降至6元/MW以內(nèi)， 具備平等參與電力市場服務(wù)交易的競爭力， 且由于磷酸鐵鋰儲能的調(diào)節(jié)速度快、調(diào)節(jié)質(zhì)量高、配置靈活性強(qiáng)， 在收益性方面更具有優(yōu)勢（AGC補(bǔ)償費(fèi)用=調(diào)節(jié)深度*調(diào)節(jié)性能*單位里程調(diào)頻價(jià)格）， 將是未來新建獨(dú)立

20、或聯(lián)合調(diào)頻儲能電站的優(yōu)先選擇。經(jīng)濟(jì)性分析：調(diào)峰競爭力相對較弱調(diào)峰：磷酸鐵鋰電池儲能度電成本在0.5-0.6元/kWh，明顯高于抽水蓄能的0.21-0.25元/kWh，因此目前 在無補(bǔ)貼條件下，鋰電池儲能調(diào)峰的競爭力相對較弱，但 后續(xù)隨著鋰電池成本的不斷降低，循環(huán)壽命提升，電池容量增大，鋰電儲能度電成本將會持續(xù)降低，而抽水蓄能對選址的要求較高，容量有限， 鋰電儲能調(diào)峰有望獲得更高的增長。2025 年空間測算：調(diào)頻+ 調(diào)峰新增裝機(jī)14GWh 左右調(diào)頻：據(jù)北極星儲能網(wǎng)信息， 調(diào)頻需求在火力發(fā)電系統(tǒng)中的功率占比在2-3% ，基于NREL的研究， 當(dāng)波動性發(fā)電占比達(dá)30% 時(shí)，調(diào)頻需求將翻倍。因此我們假

21、設(shè)全球調(diào)頻需求裝機(jī)占比從2%逐步提升到2025年的3.2%，同時(shí)鋰電儲能調(diào)頻的滲透率從4%逐步提升至2025年的40%，則2025 年鋰電儲能調(diào)頻的新增裝機(jī)量將達(dá)10GWh 以上。調(diào)峰：隨鋰電儲能度電成本逐年降低， 預(yù)計(jì)2025 年調(diào)峰新增裝機(jī)電量可緩慢提升至2.53GWh，在全球碳減排的背景下，當(dāng)其經(jīng)濟(jì)性提高后有望快速獲取火電調(diào)峰份額。2025年空間測算匯總：電力系統(tǒng)與5G 基站合計(jì)新增裝機(jī)209GWh左右根據(jù)前述電力系統(tǒng)中三個(gè)場景的測算可得：2025年全球電力系統(tǒng)新增鋰電儲能裝機(jī)將達(dá)195GWh左右，其中未來5年增長潛力最大的場景為用電側(cè)，2025年新增裝機(jī)有望達(dá)148GWh 以上，其次為發(fā)電側(cè)，在國內(nèi)強(qiáng)力政策推動下，2025年新增裝機(jī)有望達(dá)33GWh左右，而電網(wǎng)側(cè)雖新增裝機(jī)相對較小，2025年新增裝機(jī)在14GWh左右，但由于調(diào)頻調(diào)峰需求剛性，將長期占據(jù)一席之地。除電力系統(tǒng)外，此前我們在儲能系列報(bào)告1：國內(nèi)儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性探討已經(jīng)對5G基站的裝機(jī)容量進(jìn)行了預(yù)測， 預(yù)計(jì)2025年5G基站對鋰電儲能的需求將達(dá)14GWh。綜上， 我們預(yù)計(jì)2025年全球電力系統(tǒng)與5G基站的合計(jì)新增鋰電儲能裝機(jī)