鋰電儲能行業(yè)深度報告

1、 鋰電儲能行業(yè)深度報告：應(yīng)用場景多點開花，萬億市場即將開啟 報告綜述鋰離子電池占據(jù)電化學(xué)儲能主導(dǎo)地位，應(yīng)用場景豐富儲能即能量的存儲。根據(jù)能量存儲形式的不同，廣義儲能包括電儲能、熱儲能和氫 儲能三類。抽水蓄能是目前裝機(jī)量最高的儲能路線，占全球儲能累計裝機(jī)規(guī)模的 90%以上。2019 年，全球電化學(xué)儲能累計裝機(jī)規(guī)模為 8.22GW，占比 4.5%，比去年 同期增長 0.9 個百分點。在電化學(xué)儲能領(lǐng)域，鋰離子電池占據(jù)電化學(xué)儲能最大比 重，2019 年，全球鋰離子電池占電化學(xué)儲能裝機(jī) 87.3%。未來，下游可再生能源并 網(wǎng)、電動車以及 5G 基站等應(yīng)用場景將為鋰離子電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展貢獻(xiàn)較大增量。風(fēng)電、光伏

2、消納、新能源車迅速滲透、5G 基站放量，孕育萬億級廣義儲能市場我們對 2020-2025 年間可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站備用電源三大儲能應(yīng) 用場景下的儲能新增裝機(jī)需求進(jìn)行了測算。預(yù)計 2020-2025 年，全球新增鋰電儲能 裝機(jī)容量合計 1622GWh，2025 年全球新增鋰電儲能裝機(jī)容量 648GWh；國內(nèi)新增鋰 電儲能裝機(jī)容量合計 858GWh，2025 年國內(nèi)新增鋰電儲能裝機(jī)容量 270GWh?？春昧?酸鐵鋰電池在可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站三類應(yīng)用場景中的發(fā)展前景， 我們認(rèn)為，未來磷酸鐵鋰電池路線在三類應(yīng)用場景下都將占據(jù)主導(dǎo)。據(jù)測算，2020- 2025 年，全

3、球磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)新增市場空間分別為 478、774、1135、1796、2783、 4343 億元，合計 1.1 萬億元，萬億級儲能市場正在孕育。多地出臺文件支持新能源加配儲能，青海出臺全國首個儲能補貼政策平滑新能源出力波動、減少棄風(fēng)棄光率催生發(fā)電側(cè)消納需求，2020 年，中央、地 方陸續(xù)出臺“新能源配套儲能”政策支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2021 年 1 月 18 日，青 海省下發(fā)關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知，為全國首個 針對“可再生能源+儲能”項目補貼方案。我們以青海省為例，對光伏電站加裝儲 能項目的成本進(jìn)行測算，并評價其經(jīng)濟(jì)性。在儲能時長 2 小時，儲能配置比例 10%、 1

4、5%、20%情況下，配置儲能新增度電成本 0.05、0.07、0.1 元/kWh。根據(jù)目前降 本趨勢，預(yù)計 2020 年底光伏度電成本為 0.36 元/度，已接近全國脫硫燃煤平均 電價 0.3624 元/度。光伏已初步步入平價拐點，儲能補貼政策可以在一定程度緩 解由加裝儲能帶來的新能源裝機(jī)壓力。我們認(rèn)為，伴隨著電池產(chǎn)業(yè)降本增效的推 進(jìn)和光伏系統(tǒng)成本的下降，儲能經(jīng)濟(jì)性將進(jìn)一步提高，逐步可實現(xiàn)不依賴補貼的 商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展。一、儲能行業(yè)概況及下游應(yīng)用領(lǐng)域1.儲能的分類儲能即能量的存儲。根據(jù)能量存儲形式的不同，廣義儲能包括電儲能、熱儲 能和氫儲能三類。電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又

5、分為 電化學(xué)儲能和機(jī)械儲能兩種技術(shù)類型。其中，電化學(xué)儲能是指各種二次電池 儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機(jī)械儲能主要包括抽 水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。電化學(xué)儲能是當(dāng)前應(yīng)用范圍最廣、發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮碾娏δ芗夹g(shù)。相比抽水 蓄能，電化學(xué)儲能受地理條件影響較小，建設(shè)周期短，可靈活運用于電力系 統(tǒng)各環(huán)節(jié)及其他各類場景中。同時，隨著成本持續(xù)下降、商業(yè)化應(yīng)用日益成 熟，電化學(xué)儲能技術(shù)優(yōu)勢愈發(fā)明顯，逐漸成為儲能新增裝機(jī)的主流。未來隨 著鋰電池產(chǎn)業(yè)規(guī)模效應(yīng)進(jìn)一步顯現(xiàn)，成本仍有較大下降空間，發(fā)展前景廣 闊。2.全球儲能以抽水蓄能為主，電化學(xué)儲能前景廣闊抽水蓄能是當(dāng)前最為成熟的電力儲能技術(shù)

6、，主要領(lǐng)用領(lǐng)域包括電力系統(tǒng)削峰 填谷、調(diào)頻調(diào)相和緊急事故備用等。抽水蓄能也是目前裝機(jī)量最大的技術(shù)，占全球儲能累計裝機(jī)規(guī)模的 90%以上。抽水蓄能存在受地理資源條件的限 制，能量密度較低，總投資較高等問題。電化學(xué)儲能占比逐年提升。電化學(xué)儲能是當(dāng)前應(yīng)用范圍最廣、發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮碾娏δ芗夹g(shù)。相比抽水蓄能，電化學(xué)儲能受地理條件影響較小，建設(shè)周期短，可靈活運用于電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)及其他各類場景中。同時，隨著成本持續(xù)下降、商業(yè)化應(yīng)用日益成熟，逐漸成為儲能新增裝機(jī)的主流。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA），截至 2019 年底，全球已投運儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模 183.1GW，同比增長 1.2%。其中抽水蓄

7、能累計裝機(jī)占比最 大，為 93.4%，比去年同期下降 0.9 個百分點。電化學(xué)儲能累計裝機(jī)規(guī)模為 8.22GW，占比 4.5%，比去年同期增長 0.9 個百分點。在電化學(xué)儲能領(lǐng)域，鋰離子電池占據(jù)全球新增投運總規(guī)模的最大比重，2019 年，全球鋰離子電池累計裝機(jī)占電化學(xué)儲能 87.3%，居主導(dǎo)地位。截止至 2019 年底，我國已投運儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模 32.3GW，占全球 18%， 同比增長 3.2%。其中抽水蓄能累計裝機(jī)占比最大，為 93.7%，比去年同期下 降 2.1 個百分點。截至 2019 年底，我國電化學(xué)儲能累計裝機(jī)規(guī)模為 1.59GW，占比 4.9%，比去 年同期增長 1.5 個百

8、分點。鋰離子電池儲能裝機(jī)規(guī)模 1.27GW，在電化學(xué)儲能 中占比 79.7%，其次是鉛蓄電池，占比 18.60%?？傮w來看，我國電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模尚小，這與所處的發(fā)展階段相關(guān)。我國 電化學(xué)儲能市場大致可分為四個發(fā)展階段：一是技術(shù)驗證階段（2000-2010 年），主要是開展基礎(chǔ)研發(fā)和技術(shù)驗證示范；二是示范應(yīng)用階段（2011-2015年），通過示范項目開展，儲能技術(shù)性能快速提升、應(yīng)用模式不斷清晰，應(yīng) 用價值被廣泛認(rèn)可；三是商業(yè)化初期（2016-2020 年），隨著政策支持力度 加大、市場機(jī)制逐漸理順、多領(lǐng)域融合滲透，儲能裝機(jī)規(guī)?？焖僭黾?、商業(yè) 模式逐漸建立；四是產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展階段（2021-20

9、25 年），儲能項目廣泛 應(yīng)用、技術(shù)水平快速提升、標(biāo)準(zhǔn)體系日趨完善，形成較為完整的產(chǎn)業(yè)體系和 一批有國際競爭力的市場主體，儲能成為能源領(lǐng)域經(jīng)濟(jì)新增長點。3.鋰離子電池占據(jù)電化學(xué)儲能主導(dǎo)地位，應(yīng)用場景豐富鋰離子電池占據(jù)我國乃至全球電化學(xué)儲能總規(guī)模的最大比重，發(fā)展可期。未 來，下游可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站等將為鋰離子電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展貢 獻(xiàn)較大增量。鋰離子電池按照應(yīng)用領(lǐng)域分類可分為消費、動力和儲能電池。消費電池涵蓋 消費與工業(yè)領(lǐng)域，包括智能表計、智能安防、智能交通、物聯(lián)網(wǎng)、智能穿 戴、電動工具等，是支持萬物互聯(lián)的關(guān)鍵能源部件之一。動力電池主要應(yīng)用 于動力領(lǐng)域，服務(wù)的市場包括新能源汽車、電動

10、叉車等工程器械、電動船舶 等領(lǐng)域，儲能電池涵蓋通訊儲能、電力儲能、分布式能源系統(tǒng)等，是支持能 源互聯(lián)網(wǎng)的重要能源系統(tǒng)。二、儲能應(yīng)用場景分析及成長空間測算1.儲能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用：新能源消納是儲能爆發(fā)風(fēng)口從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應(yīng)用場景可分為發(fā)電側(cè)儲能、輸配電側(cè)儲能和用電側(cè)儲能三大場景。其中，發(fā)電側(cè)對儲能的需求場景類型較多，包括 電力調(diào)峰、輔助動態(tài)運行、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；輸配電側(cè)儲能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級等；用電側(cè)儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。2020 年可再生能源裝機(jī)量高增，新能源消納問題亟待解決，儲能蓄勢待發(fā)。

11、新能源發(fā)電具有間歇性和不穩(wěn)定性的特點，隨著新能源裝機(jī)容量的不斷提 高，由此引發(fā)的消納問題日益凸顯，儲能在其中占據(jù)至關(guān)重要的地位?！笆?三五”期間，消納問題是制約新能源產(chǎn)業(yè)大規(guī)模發(fā)展的瓶頸，新能源消納需 要協(xié)同電力系統(tǒng)各方綜合解決，目前我國新能源已初步進(jìn)入無需依賴政府補 貼的市場化發(fā)展階段，行業(yè)具備成長動力和空間，新能源裝機(jī)的大幅提升給 電力系統(tǒng)管理提出了新的要求。我們對 2020-2025 年，風(fēng)、光并網(wǎng)儲能裝機(jī)需求進(jìn)行測算，首先，我們測算 2020-2025 年全國風(fēng)電、光伏裝機(jī)規(guī)模。假設(shè)：（1）2030 年，非化石能源占一次能源消費比重為 25%。（2）2014-2019 年，我國一次能源

12、消費總量年均復(fù)合增長率為 2.6%，假設(shè) 2019-2030 年我國一次能源消費總量年均復(fù)合增長率為 1.5%。（3）2030 年各類電源利用小時數(shù)與 2019 年一致。（4）1 萬噸標(biāo)煤約等于發(fā)電量 0.32 億千瓦時。（5）當(dāng)前我國水電開發(fā)已進(jìn)入中后期，假設(shè)水電裝機(jī)容量復(fù)合增速為 1%；核電 2020 年重啟審批，假設(shè)裝機(jī)容量復(fù)合增速為 2%。（6）2030 年，風(fēng)電、光伏發(fā)電量一致。據(jù)測算，截至 2030 年底，風(fēng)電累計裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到 639GW，光伏累計裝機(jī)規(guī) 模 1137GW，CAGR 分別為 11%、17%。接下來，對 2020-2025 年間新能源并網(wǎng)儲能需求進(jìn)行測算。假設(shè)：（1

13、）根據(jù)各地出臺的新能源配置儲能相關(guān)政策，儲能配置比例在 5-20%之 間，我們假設(shè) 2020 年新增儲能裝機(jī)規(guī)模配置比例為 10%，配置比例每年上升 2 個百分點。（2）儲能時長為 2 小時。（3）根據(jù)前表測算的 2030 年風(fēng)電、光伏累計裝機(jī)規(guī)模，計算 2020-2030 年間裝機(jī)年均復(fù)合增長率 CAGR 分別為 11%、17%，假設(shè)每年全國風(fēng)電、光伏裝 機(jī)以此增速增長。據(jù)測算，2020-2025 年，全國可再生能源并網(wǎng)帶來新增儲能裝機(jī)需求合計 155GWh，年度新增裝機(jī)分別為 11、16、21、27、35、45GWh。我們對 2020-2025 年海外新能源并網(wǎng)儲能裝機(jī)容量進(jìn)行測算。201

14、9 年，海外 風(fēng)電累計裝機(jī)容量 415GW，海外光伏累計裝機(jī)容量 438GW。假設(shè) 2020-2025 年，海外風(fēng)電、光伏裝機(jī)增速均為 15%；2020 年儲能配備比例為 2%，以后每 年增長 1 個百分點，儲能時長為 2 小時。據(jù)測算，2020-2025 年海外風(fēng)電、光伏并網(wǎng)新增儲能裝機(jī)容量合計 120GWh， 年度新增裝機(jī)分別為 5、9、15、21、30、40GWh。2.儲能在通信領(lǐng)域的應(yīng)用：5G 基站建設(shè)帶來大量備用電源需求國家加速 5G 建設(shè)，通信基站對備電電池需求量激增。工信部數(shù)據(jù)顯示，截至 2020 年底，我國已建設(shè)超 70 萬個 5G 基站，2020 年我國新建 5G 基站達(dá)到

15、58 萬個，我國 5G 終端連接數(shù)已超 1.8 億。同時，2021 年全國工業(yè)和信息化工 作會議和三大運營商 2021 年工作會議在北京召開，2021 年我國將新建 5G 基 站 60 萬個以上，相比 2020 年繼續(xù)提速。根據(jù)智研咨詢，2021-2025 年，我國新增 5G 基站數(shù)量分別為 80、110、85、 60、45 萬個。5G 單站功耗是 4G 單站的 2.5-3.5 倍，目前 5G 單站滿載功耗約 為 3700W，備電時長多為 4 小時。據(jù)測算，2020-2025 年，全國 5G 基站備用 電源帶來儲能需求 8.58、11.84、16.28、12.58、8.88、6.66GWh，合

16、計 64.82GWh。對海外 5G 基站儲能需求進(jìn)行測算，2020 年海外 5G 基站累計約 30 萬個，假 設(shè) 2021-2025 年，海外 5G 基站建設(shè)增速與我國保持一致，單站滿載功耗約為 3700W，備電時長 4 小時。據(jù)測算，2020-2025 年，海外 5G 基站備用電源帶 來儲能需求 3.7、5.07、6.98、5.39、3.81、2.85GWh，合計 27.8GWh。3.新能源車滲透率提升，動力電池迎放量我們對 2020-2025 年國內(nèi)以及海外新能源車磷酸鐵鋰電池需求進(jìn)行測算。國內(nèi)新能源乘用車 2020 年產(chǎn)量為 124.6 萬輛，按照工信部 2025 年規(guī)劃，達(dá) 到約 60

17、0 萬輛，對應(yīng) CAGR 為 37%，2030 年預(yù)估市占率達(dá)到 50%，約為 1300 萬輛。截至 2019 年，國內(nèi)新能源乘用車中鐵鋰占比僅為 5%，預(yù)計到 2030 年，搭載鐵鋰的新能源汽車占比將提升至 60%。新能源乘用車目前滲透率較 低，且搭載磷酸鐵鋰的滲透率更低，隨著滲透率的不斷提升，預(yù)計 2025 年鐵 鋰需求將達(dá)到約 170GWh，是 2019 年的近 95 倍。國內(nèi)新能源客車市場，全國公交車總體 70 萬輛左右，更新周期 8 年，平均 9 萬輛/年，增量有限；單車帶電量 200kWh，鐵鋰占持續(xù)在 95%以上，未來燃料 電池會有一定份額。新能源專用車市場：包括卡車、市政用車等

18、，輕卡和中卡 市場空間大概 20 萬輛/年，市政車輛空間較小，因此我們預(yù)計產(chǎn)量在 2025 年穩(wěn)定在 25 萬輛左右，磷酸鐵鋰占比 95%。2019 年全國搭載鐵鋰的新能源客車 與專用車占比分別達(dá)到 85%和 60%，未來增長空間較小。海外新能源汽車市場首次引入磷酸鐵鋰電池，市場空間巨大。歐洲受到碳排放 新政影響，各大車企均開啟轉(zhuǎn)型之路，按照規(guī)劃，2025 年新能源車占據(jù)總銷量 的 20-25%，保守預(yù)期在 20%，則 2025 年新能源乘用車產(chǎn)量將達(dá)到 1200 萬輛， CAGR 為 49%。2030 年均接近發(fā)達(dá)國家燃油禁售令的期限，因此保守預(yù)測新能 源車市占率到 50%。2020 年 1

19、0 月，7000 輛搭載磷酸鐵鋰的國產(chǎn) Model 3 出口 歐洲，預(yù)計會逐漸打開歐洲市場，磷酸鐵鋰在海外的市占率逐漸提升。磷酸鐵 鋰憑借高安全性和低廉的成本有望搶占海外 550km 以下的續(xù)航里程的車型，預(yù) 計最終市占率將達(dá)到 60%。4.下游應(yīng)用場景儲能需求高增，孕育萬億級市場對上述三類應(yīng)用場景下的鋰電儲能裝機(jī)需求進(jìn)行匯總，我們預(yù)計 2020-2025 年全球新增鋰電儲能裝機(jī)容量合計達(dá) 1622GWh，2025 年全球新增鋰電儲能裝 機(jī)容量 648GWh。2020-2025 年我國全國新增鋰電儲能裝機(jī)容量合計達(dá) 858GWh，2025 年全國新增鋰電儲能裝機(jī)容量 270GWh。我們看好磷酸

20、鐵鋰電池在可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站三類應(yīng)用場景中的發(fā)展前景，我們認(rèn)為，未來三類儲能應(yīng)用場景下，磷酸鐵鋰電池都將占據(jù)主導(dǎo)。與三元路線相比，磷酸鐵鋰在使用壽命、安全性、快速充放、成本 等方面具備明顯優(yōu)勢，更適用于儲能市場。在目前較為成熟的儲能應(yīng)用中， 磷酸鐵鋰電池分布式儲能電源，早已被廣泛運用到通信基站、用戶側(cè)削峰填 谷、離網(wǎng)電站、微電網(wǎng)、軌道交通、UPS 甚至家庭儲能等多個場景。在動力電池領(lǐng)域，伴隨新能源汽車補貼持續(xù)退坡，以及動力電池新技術(shù)的加 持，磷酸鐵鋰電池的成本優(yōu)勢逐漸顯現(xiàn)，能量密度問題也逐步改善，我們認(rèn) 為，未來動力電池也將逐步向磷酸鐵鋰電池轉(zhuǎn)向。接下來，我們對可再生能源并

21、網(wǎng)、電動車以及 5G 基站三類應(yīng)用場景下，全球磷酸鐵鋰電池儲能市場空間進(jìn)行測算。假設(shè)：（1）新能源并網(wǎng)儲能情境下：2019 年我國電力系統(tǒng)儲能鋰電池出貨量中磷 酸鐵鋰電池占比達(dá) 95.5%，我們設(shè)定國內(nèi)新能源并網(wǎng)儲能 100%采用磷酸鐵鋰 路線；海外市場方面。2019 年全球家用儲能產(chǎn)品出貨量中磷酸鐵鋰電池占比 41%，較 2018 年提高約 7 個百分點；鎳鈷錳三元鋰電池占比 55%（主要來自 特斯拉和 LG 化學(xué)等），其他鋰電池占比 4%。假設(shè) 2020 年海外市場新能源并 網(wǎng)儲能中，磷酸鐵鋰電池占比 50%，每年以 10 個百分點遞增。（2）5G 基站備用電源應(yīng)用場景下：設(shè)定國內(nèi) 100

22、%采用磷酸鐵鋰路線；設(shè)定 2020 年海外市場 5G 基站備用電源儲能中，磷酸鐵鋰電池占比 50%，每年以 10 個百分點遞增。（3）動力電池方面，上述新能源車儲能測算過程已專門針對磷酸鐵鋰動力電 池需求進(jìn)行測算，無需再做區(qū)分。（4）三類應(yīng)用場景下，2020-2025 年磷酸鐵鋰電芯單價分別為 0.6、0.55、 0.5、0.48、0.46、0.44 元/wh。磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)方面，新能源并網(wǎng)儲能按 照電芯占系統(tǒng)成本 60%來計算儲能系統(tǒng)成本；5G 基站對管理系統(tǒng)要求不高， 系統(tǒng)成本在電芯成本的基礎(chǔ)上增加 0.1 元/wh；動力電池系統(tǒng)成本在電芯成本 的基礎(chǔ)上增加 0.2 元/wh。根據(jù)各應(yīng)用

23、場景當(dāng)年新增儲能裝機(jī)占比，計算加權(quán) 平均的儲能系統(tǒng)單價，以此作為綜合的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)單價，據(jù)測算，綜 合磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)單價分別為 0.88、0.81、0.75、0.72、0.7、0.67 元 /wh。據(jù)測算，2020-2025 年，三類應(yīng)用場景下的全球磷酸鐵鋰電芯市場空間分別 為 324、524、759、1192、1836、2852 億元，合計 7487 億元；全球磷酸鐵鋰 儲能系統(tǒng)市場空間分別為 478、774、1135、1796、2783、4343 億元，合計 1.1 萬億元。國內(nèi)磷酸鐵鋰電芯市場空間分別為 298、433、562、713、918、1187 億元， 合計 4110 億元

24、；國內(nèi)磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)市場空間分別為 439、639、840、 1074、1392、1807 億元，合計 6190 億元。三大應(yīng)用場景下，全球磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)市場空間超萬億元；國內(nèi)磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)市場空間達(dá) 6000 億。三、光伏并網(wǎng)加裝儲能成本及經(jīng)濟(jì)性測算-以青海省為例我們以青海省為例，對光伏電站加裝儲能項目的成本進(jìn)行測算，以評價其經(jīng)濟(jì)性。2021 年 1 月 18 日，青海省下發(fā)關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知，為全國首個針對可再生能源+儲能項目補貼方案。文件明確：（1）將實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式，新建新能源配置儲能容量原則上不低于 10%，時長 2 小時以上。（2

25、）新建、新投運水電站也需同步配置新能源和儲能系統(tǒng)，使新增水電與新能源、儲能容量配比達(dá)到 120.2。（3）對新能源儲能”、水電新能源+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，經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認(rèn)定使用本省產(chǎn)儲能電池 60%以上的項目，再增加每千瓦時 0.05 元補貼。（4）補貼對象為 2021、2022 年投產(chǎn)的電化學(xué)儲能項目，補貼時限暫定為 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日。2020 年前三季度，青海省太陽能、風(fēng)能、水電等多項清潔能源發(fā)電量達(dá)歷史最高水平。截至 2020 年 10 月底，青海省新能源裝機(jī)占比達(dá)到 57.

26、2%，成為 中國首個新能源裝機(jī)過半的省級行政區(qū)。青海省太陽能、水能、風(fēng)能等清潔 能源資源富集，是中國重要的戰(zhàn)略資源接續(xù)儲備地，特別是可再生能源種類 全、儲量大、分布廣，開發(fā)利用條件好，具備良好的新能源裝機(jī)條件。隨著新能源裝機(jī)量和裝機(jī)占比的不斷提升，青海省新能源消納問題逐步凸顯。根據(jù)國家能源局公布的 2019 年全國光伏、風(fēng)電并網(wǎng)運行數(shù)據(jù)，2019 年 全國棄光率 2%，棄風(fēng)率 4%。青海受新能源裝機(jī)大幅增加、負(fù)荷下降等因素影 響，棄光率提高至 7.2%，同比提高 2.5 個百分點；棄風(fēng)率為 2.5%。2019 年 青海省光伏發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)為 2925 小時，風(fēng)電發(fā)電設(shè)備利用小時為 1743

27、 小時。以裝機(jī)規(guī)模 500MW 的集中式光伏電站為例，對青海省光伏電站儲能成本進(jìn)行測算。2019 年青海省光伏發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)為 2925 小時，對應(yīng)日均光照 時間 8 小時。按照 10%，2 小時時長配置儲能，則需要 100MWh 儲能。假設(shè)儲能電池一天進(jìn)行 1.5 次充放電，滿載情況帶有電量 100MWh，每天充放電量 150MWh，該電站一天發(fā)電量為 500MW*8h=4GWh。該部分儲能對應(yīng)棄光率 3.75%，不足以覆蓋 2019 年青海省 7.2%的光伏棄光率。配置 20%，2h 時長的 儲能裝置，對應(yīng)儲能容量 200MWh，每天充放電量 300MWh，解決棄光率 7.5%，可以基

28、本完全解決青海省光伏電站棄光問題。儲能的成本構(gòu)成最主要包括系統(tǒng)成本和持續(xù)成本。儲能系統(tǒng)成本包含儲能系 統(tǒng)所需全套設(shè)備的供貨，包括磷酸鐵鋰電池、PCS、BMS、EMS、匯流設(shè)備、變 壓器、集裝箱內(nèi)的配套設(shè)施并負(fù)責(zé)交貨到項目安裝、調(diào)試及相關(guān)技術(shù)服務(wù)。 儲能系統(tǒng)成本取 1.1 元/wh。根據(jù) 2020 年 11 月公示的 2020 年青海光伏競價 項目 170MWh 儲能系統(tǒng)采購公示，儲能系統(tǒng)投標(biāo)價格均價在 1.0 元-1.2 元 /wh，測算過程中選取儲能價格為 1.1 元/wh。持續(xù)成本包括維護(hù)、保修、充 電和輔助電源、監(jiān)測和壽命終止回收成本，根據(jù) NEC(日本電氣株式會社)， 鋰電儲能系統(tǒng)每年

29、維運成本約為 77 美元/kWh，折合人民幣約 500 元/kWh。據(jù)測算， 在儲能時長 2 小時，儲能配置比例 10%、15%、20%情況下，配置儲 能新增度電成本 0.05、0.07、0.1 元/kWh。青海省此次出臺的“新能源+儲能”項目補貼規(guī)定，給予每千瓦時 0.10 元運營補貼，經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認(rèn)定使用本省產(chǎn)儲能電池 60%以上的項目，再增加每千瓦時 0.05 元補貼，則補貼最高可達(dá)到 0.15 元/kWh，高于我們測算的三類情形下的儲能成本。然而，當(dāng)前補貼時限暫定為 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日，僅為 2 年時間。假設(shè)補貼額度為 0.1 元/k

30、Wh，且保持不 變，補貼完全覆蓋成本所需補貼年限分別為 5、8、11 年。因此，若補貼不具備持續(xù)性，則青海省出臺的時限 2 年的“新能源+儲能”項目補貼仍不足以完 全覆蓋儲能成本。根據(jù)亞化咨詢，2019 年，全國光伏的年均利用小時數(shù)為 1169 小時，光伏電 站建設(shè)成本 4.5 元/W，此時度電成本為 0.44 元/度。根據(jù)目前降本趨勢，預(yù) 計 2020 年底光伏電站建設(shè)成本平均在 3.5 元/W 左右，此時度電成本為 0.36 元/度，已接近全國脫硫燃煤平均上網(wǎng)電價 0.3624 元/度。光伏現(xiàn)已初步步入 平價拐點，此時在無補貼的情況下加裝儲能，將提升電站建設(shè)成本，導(dǎo)致部 分電站不具備經(jīng)濟(jì)性

31、，補貼政策可以在一定程度緩解由儲能需求帶來的新能 源裝機(jī)壓力。我們認(rèn)為，伴隨著電池產(chǎn)業(yè)降本增效的不斷推進(jìn)以及光伏系統(tǒng)成本的逐步下降，儲能經(jīng)濟(jì)性將進(jìn)一步提高，逐步可以實現(xiàn)不依賴補貼的商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展。四、政策跟蹤，多地出臺政策文件支持新能源加配儲能我國在儲能產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略布局可以追溯至 2005 年出臺的可再生能源發(fā)展指導(dǎo) 目錄，氧化還原液流儲能電池、地下熱能儲存系統(tǒng)位列其中。2010 年儲能行業(yè)發(fā)展首次被寫進(jìn)法案。彼時出臺的可再生能源法修正案 第十四條中明文規(guī)定“電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)發(fā)展和應(yīng)用智能電網(wǎng)、儲能技術(shù)”。在此 法案指引下，深圳、上海、江蘇、湖南、甘肅以及河北等地，開始制定儲能 相關(guān)政策，推動儲能

32、行業(yè)發(fā)展。2011 年，儲能被寫入“十二五”規(guī)劃綱要。 2016 年以來，多地出臺政策推動電儲能參與電力輔助服務(wù)。隨著電力市場改 革的進(jìn)一步深化，電力輔助服務(wù)市場成為改革的熱點和重點，儲能作為手段 之一，出現(xiàn)在電力輔助服務(wù)市場。2016 年 3 月，“發(fā)展儲能與分布式能源”被列入“十三五”規(guī)劃百大工程項 目，儲能首次進(jìn)入國家發(fā)展規(guī)劃。2017 年 9 月，發(fā)改委、財政部、科技部、工信部和能源局聯(lián)合印發(fā)關(guān)于促 進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見（以下簡稱意見），這是我國儲能 行業(yè)第一個指導(dǎo)性政策。意見提出未來 10 年中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標(biāo)，以 及推進(jìn)儲能技術(shù)裝備研發(fā)示范、推進(jìn)儲能提升可再生能源利用水

33、平應(yīng)用示 范、推進(jìn)儲能提升電力系統(tǒng)靈活性穩(wěn)定性應(yīng)用示范、推進(jìn)儲能提升用能智能 化水平應(yīng)用示范、推進(jìn)儲能多元化應(yīng)用支撐能源互聯(lián)網(wǎng)應(yīng)用示范等五大重點 任務(wù)，從技術(shù)創(chuàng)新、應(yīng)用示范、市場發(fā)展、行業(yè)管理等方面對我國儲能產(chǎn)業(yè) 發(fā)展進(jìn)行了明確部署。2019 年 6 月，發(fā)改委、科技部、工信部和能源局聯(lián)合印發(fā)貫徹落實2019-2020 年行動計劃，進(jìn)一步提出 加強先進(jìn)儲能技術(shù)研發(fā)和智能制造升級，完善落實促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展 的政策，推進(jìn)儲能項目示范和應(yīng)用，加快推進(jìn)儲能標(biāo)準(zhǔn)化等。平滑新能源出力波動、減少棄風(fēng)棄光率進(jìn)一步催生發(fā)電側(cè)消納需求，2020 年中央、地方陸續(xù)出臺“新能源配套儲能”政策支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。為

34、解決新能源消納難題，2020 年以來多省份出臺新能源配套儲能相關(guān)政策， 一些地方政府對新能源配儲能的配置比例提出了指導(dǎo)性建議，儲能配比介于 5-20%之間。2021 年 1 月 18 日，青海省下發(fā)關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試 行）的通知，為全國首個針對“可再生能源+儲能”項目補貼方案。 新能源發(fā)電具有間歇性和不穩(wěn)定性的特點，隨著新能源裝機(jī)容量的不斷提 高，由此引發(fā)的消納問題日益凸顯，儲能在其中占據(jù)至關(guān)重要的地位。目 前，我國光伏、風(fēng)電電站在不加裝儲能的情形下已初步步入平價拐點，但配 置儲能將進(jìn)一步提升電站建設(shè)成本，導(dǎo)致部分電站不具備經(jīng)濟(jì)性，阻礙新能 源裝機(jī)規(guī)模的進(jìn)一步擴(kuò)大?！翱稍偕?/p>

35、源+儲能”項目補貼方案能夠在一定程 度解決電站加裝儲能的經(jīng)濟(jì)性問題，有助于新能源產(chǎn)業(yè)鏈打破消納瓶頸，同時，也有助于儲能行業(yè)加速發(fā)展。目前，全球電力系統(tǒng)新增儲能項目基本采用鋰離子電池路線，根據(jù) BloombergNEF，2010 年到 2020 年間，全球鋰離子電池組平均價格從 1100 美 元/千瓦時降至 137 美元/千瓦時，降幅達(dá) 89%，根據(jù)最新預(yù)測，到 2023 年， 鋰離子電池組平均價格將接近 100 美元/千瓦時。若后續(xù)各地儲能補貼政策繼 續(xù)放開，伴隨著電池產(chǎn)業(yè)降本增效的不斷推進(jìn)，將進(jìn)一步加速儲能產(chǎn)業(yè)發(fā) 展。五、電力系統(tǒng)儲能產(chǎn)業(yè)鏈分析1.電池、逆變器是產(chǎn)業(yè)鏈價值量最大環(huán)節(jié)完整的電化

36、學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)(BMS)、能量管理系統(tǒng) （EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。電池組是儲能系統(tǒng)最 主要的構(gòu)成部分；電池管理系統(tǒng)主要負(fù)責(zé)電池的監(jiān)測、評估、保護(hù)以及均衡 等；能量管理系統(tǒng)負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控和能量調(diào)度等；儲能變流器可以 控制儲能電池組的充電和放電過程，進(jìn)行交直流的變換。儲能電池系統(tǒng)是儲能系統(tǒng)的核心部件之一，需要與儲能變流器等其他部件集 成為完整儲能系統(tǒng)后提供給終端用戶，因此存在相應(yīng)的系統(tǒng)設(shè)計、集成及安 裝等環(huán)節(jié)。由于系統(tǒng)集成涉及的電氣設(shè)備較多、專業(yè)性較強，因此一般由系 統(tǒng)集成商對整個儲能系統(tǒng)的設(shè)備進(jìn)行選型，外購或自行生產(chǎn)儲能變流器及其 他電氣

37、設(shè)備后，匹配集成給下游的安裝商，安裝商在安裝施工后最終交付終 端用戶。儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要包括電池原材料及生產(chǎn)設(shè)備供應(yīng)商等；中游主 要為電池、電池管理系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)以及儲能變流器供應(yīng)商；下游主要 為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商以及終端用戶等。儲能系統(tǒng)的成本構(gòu)成中，電池是儲能系統(tǒng)最重要的組成部分，成本占比60%；其次是儲能逆變器，占比 20%，EMS（能量管理系統(tǒng)）成本占比 10%， BMS（電池管理系統(tǒng)）成本占比 5%，其他為 5%。2.產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)的梳理：關(guān)注電池、逆變器、鐵鋰正極頭部企業(yè)電池是儲能系統(tǒng)最重要的組成部分，目前布局儲能電池的優(yōu)質(zhì)標(biāo)的包括寧德 時代、派能科技、億緯鋰能、國軒高科、比亞迪等。派能科技是國內(nèi)最純正 的儲能電池標(biāo)的，尤其是在家用儲能領(lǐng)域占據(jù)全球領(lǐng)先地位，2019 年，全球 自主品牌家用儲能產(chǎn)品出貨量前三名分別為特斯拉、LG 化學(xué)和派能科技，所 占市場份額分別為 15%、11%和 8.5%。寧德時代、億緯鋰能、國軒高科和比亞 迪的業(yè)務(wù)布局大多集中在動力電池領(lǐng)域，但各家公司在電力儲能領(lǐng)域也均有 布局。目前，儲能電池普遍沿用動力電池產(chǎn)線，與動力電池并未形成差異， 因此，當(dāng)前的動力電池領(lǐng)軍企業(yè)可憑借其在鋰電領(lǐng)域的技