儲能行業(yè)深度報(bào)告：當(dāng)各環(huán)節(jié)需求共振時(shí)如何看待全球儲能市場爆發(fā)時(shí)點(diǎn)已至

儲能行業(yè)深度報(bào)告：當(dāng)各環(huán)節(jié)需求共振時(shí)，如何看待全球儲能市場爆發(fā)時(shí)點(diǎn)已至？原標(biāo)題：儲能行業(yè)深度報(bào)告：各環(huán)節(jié)需求共振，全球儲能爆發(fā)時(shí)點(diǎn)已至報(bào)告綜述：全球儲能市場已經(jīng)具備大規(guī)模發(fā)展的條件。儲能是全球能源轉(zhuǎn)型中不可

或缺的環(huán)節(jié)，搭配儲能的可再生能源裝機(jī)才能實(shí)現(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源裝機(jī)

的徹底取代。隨著技術(shù)的持續(xù)進(jìn)步與成本的不斷降低，電化學(xué)儲能有望

成為未來主要的儲能形式。與此同時(shí)，儲能在電力市場中的定位也逐漸

清晰，供電側(cè)、用戶側(cè)儲能的發(fā)展模式均趨向成熟。供電側(cè)儲能：收益機(jī)制逐漸清晰，成本傳導(dǎo)更加順暢。近年來美國、歐

洲等地區(qū)的供電側(cè)儲能建設(shè)明顯加速，順暢的成本傳導(dǎo)機(jī)制與豐富的收

益來源是推動(dòng)海外地區(qū)供電側(cè)儲能市場爆發(fā)的主要因素?，F(xiàn)階段，海外

供電側(cè)儲能的收益來源包括峰谷套利、輔助服務(wù)、輸配電價(jià)、備用電源

等，各類主體的投資積極性持續(xù)升溫。相較而言，國內(nèi)供電側(cè)儲能仍處

于發(fā)展初期，但近期密集發(fā)布的各類政策文件已經(jīng)明確儲能在新能源消

納中的重要地位。我們測算未來十年全國風(fēng)電、光伏裝機(jī)增量有望超過

1200GW，供電側(cè)儲能發(fā)展空間巨大。目前，新能源配套儲能已逐漸成為

各地標(biāo)配，長期來看電網(wǎng)側(cè)儲能亦有望重啟。用戶側(cè)儲能：經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)，滲透率不斷提升。用戶側(cè)儲能的核心驅(qū)

動(dòng)因素為儲能系統(tǒng)自身的經(jīng)濟(jì)性，即節(jié)省的電力費(fèi)用能否覆蓋儲能系統(tǒng)

的初始投資成本。對于終端電力用戶，“光伏+儲能”可作為傳統(tǒng)電網(wǎng)供

電的替代方案，其經(jīng)濟(jì)性正逐漸顯現(xiàn)，滲透率有望快速提升。目前，海

外發(fā)達(dá)地區(qū)的戶用儲能市場已經(jīng)率先起步，而國內(nèi)的用戶側(cè)儲能機(jī)會或

將集中在工商業(yè)環(huán)節(jié)。儲能產(chǎn)業(yè)鏈：電池與變流器廠商具備先發(fā)優(yōu)勢。電池與變流器是儲能系

統(tǒng)的核心環(huán)節(jié)，隨著下游市場的逐漸啟動(dòng)，電池廠商與逆變器廠商在儲

能領(lǐng)域的布局明顯加速。由于面對的終端用戶不同，供電側(cè)儲能與用戶

側(cè)儲能在商業(yè)模式上存在一定差異，整體上看供電側(cè)儲能的價(jià)格競爭更

為激烈，用戶側(cè)儲能則更加依賴經(jīng)銷商/安裝商渠道。1.

全球儲能市場已經(jīng)具備大規(guī)模發(fā)展的條件1.1.

儲能是全球能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程中不可或缺的環(huán)節(jié)1.1.1.

長期減排目標(biāo)確立，能源轉(zhuǎn)型任重道遠(yuǎn)2020

年下半年以來，全球主要經(jīng)濟(jì)體陸續(xù)提出長期“碳中和”目標(biāo)，減排已成全球

共識。2020

年

9

月，在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上提出

2030

碳達(dá)

峰、2060

碳中和的目標(biāo)，歐盟領(lǐng)導(dǎo)人則于

12

月歐盟冬季峰會上就

2050

年前實(shí)現(xiàn)碳

中和的減排目標(biāo)達(dá)成一致，美國總統(tǒng)拜登也在此前的競選綱領(lǐng)中提出爭取在

2050

年

前實(shí)現(xiàn)碳中和。從設(shè)定的時(shí)間節(jié)點(diǎn)來看，全球主要經(jīng)濟(jì)體實(shí)現(xiàn)碳中和的時(shí)間僅剩

30-

40

年，減排進(jìn)程急需加速。能源轉(zhuǎn)型是各經(jīng)濟(jì)體實(shí)現(xiàn)長期碳排放目標(biāo)的必經(jīng)之路?；茉吹氖褂檬侨蛱寂?/p>

放的主要來源，根據(jù)國際能源署（IEA）的統(tǒng)計(jì)，2019

年石油、煤炭、天然氣等傳

統(tǒng)化石能源在全球一次能源消費(fèi)中的占比仍高達(dá)85%，可再生能源的占比僅為10%。

而若想在

2050

年實(shí)現(xiàn)凈零排放，可再生能源的消費(fèi)占比需提升至

30%左右，能源

轉(zhuǎn)型任重而道遠(yuǎn)。為了實(shí)現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型，全球電氣化率與可再生能源發(fā)電占比仍需大幅提升。一方面，

為了減少化石能源的使用，工業(yè)、交通、供熱等各領(lǐng)域的電氣化水平需進(jìn)一步提高。

根據(jù)國際可再生能源署（IRENA）的測算，為實(shí)現(xiàn)減排目標(biāo)，2050

年電力在終端能

源消費(fèi)中的占比需從目前的不到

20%提升至接近

50%。另一方面，在電力裝機(jī)結(jié)構(gòu)

中，光伏、風(fēng)電等可再生能源將逐漸取代傳統(tǒng)的火電裝機(jī)。2019

年，可再生能源在

全球發(fā)電量中的占比約為

26%，未來這一比例需提升至

70%乃至更高。1.1.2.

儲能是全球能源轉(zhuǎn)型的必需環(huán)節(jié)隨著全球電氣化程度的提升，儲能將在電力系統(tǒng)中發(fā)揮更加重要的作用。與石油、

煤炭等傳統(tǒng)的化石能源不同，電力的生產(chǎn)與消費(fèi)需要同時(shí)進(jìn)行，能量無法直接以電

能的形式進(jìn)行儲存。因此，當(dāng)發(fā)電端的輸出與用電端的負(fù)載不匹配時(shí)，電力系統(tǒng)的

穩(wěn)定性將面臨挑戰(zhàn)，此時(shí)就需要儲能系統(tǒng)通過充電或者放電的形式進(jìn)行調(diào)節(jié)。搭配儲能的可再生能源裝機(jī)才能實(shí)現(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源裝機(jī)的徹底取代。傳統(tǒng)的火電

裝機(jī)可根據(jù)電網(wǎng)的要求調(diào)節(jié)自身出力，而風(fēng)電、光伏則具有天然的間歇性與波動(dòng)性，因此僅靠可再生能源自身難以實(shí)現(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源裝機(jī)的徹底取代。近年來，全球

風(fēng)電、光伏等可再生能源的裝機(jī)占比與發(fā)電占比持續(xù)提升，對電力體系的沖擊也愈

加明顯。因此，“可再生能源+儲能”才是未來的終極解決方案，可在減少碳排放的

同時(shí)維持電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性與可靠性。1.2.

儲能技術(shù)日漸成熟，成本持續(xù)下降1.2.1.

電化學(xué)儲能有望成為未來主要的儲能形式電力系統(tǒng)中的儲能通?？煞譃槲锢韮δ芘c化學(xué)儲能兩大類。其中，物理儲能是將電

能轉(zhuǎn)化為機(jī)械能（勢能、動(dòng)能）進(jìn)行儲存，例如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲

能等；而化學(xué)儲能則是將電能轉(zhuǎn)化為化學(xué)能，主要包括各種電池儲能方案，例如鋰

離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池等。電化學(xué)儲能發(fā)展加速，有望成為未來主要的儲能形式。目前抽水蓄能是全球電力系統(tǒng)中主要的儲能形式，根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）的統(tǒng)計(jì)，截至

2020

年底，全球已累計(jì)投運(yùn)電力儲能項(xiàng)目

189.8GW，其中抽水蓄能的占比為

90.9%，電

化學(xué)儲能占比僅為

6.9%。雖然抽水蓄能規(guī)模大、壽命長、技術(shù)成熟，但只有具備特

定自然地形條件的地區(qū)才能進(jìn)行建設(shè)，因此持續(xù)增長的電力儲能需求仍需由其他的

儲能形式進(jìn)行填補(bǔ)。從新增裝機(jī)情況來看，近年來電化學(xué)儲能已成為主流，2012

至

2020

年全球電化學(xué)儲能裝機(jī)由不到

1GW提升至超過

13GW，貢獻(xiàn)了全球電力儲能

裝機(jī)的主要增量。1.2.2.

成本、技術(shù)進(jìn)步助推鋰電池儲能大規(guī)模發(fā)展在各類電化學(xué)儲能技術(shù)中，鋰電池儲能在循環(huán)次數(shù)、能量密度、響應(yīng)速度等方面均

具有較大的優(yōu)勢，但此前高昂的成本制約了其在儲能領(lǐng)域的大規(guī)模應(yīng)用。近年來，

隨著產(chǎn)能規(guī)模的持續(xù)擴(kuò)張，全球鋰離子電池的成本快速下降。根據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)

（BloombergNEF）的統(tǒng)計(jì)，2020

年全球鋰離子電池平均價(jià)格已降至

137

美元/千瓦

時(shí)，較

2013

年下降近

80%。伴隨著成本的不斷下降，鋰電池儲能的應(yīng)用空間已經(jīng)

打開。根據(jù)

CNESA的初步統(tǒng)計(jì)，2020

年鋰電池在電化學(xué)儲能在運(yùn)裝機(jī)中的占比已

從

2016

年的

65%提升至

90%。在成本下降以外，近年來針對儲能的鋰電池技術(shù)也取得了較快的進(jìn)展。相較于動(dòng)力

電池，儲能電池對能量密度的要求相對較低，對于循環(huán)壽命與安全性的要求則相對較高。若假設(shè)新能源汽車的使用壽命為

5-8

年，則動(dòng)力電池的循環(huán)壽命只需達(dá)到

1000-2000

次，而儲能電池的充放電更為頻繁，如果想實(shí)現(xiàn)十年以上的運(yùn)行周期，則

電池的循環(huán)壽命需超過

3000

次。因此，應(yīng)用于儲能領(lǐng)域的鋰離子電池往往需要進(jìn)行

針對性的設(shè)計(jì)研發(fā)。近年來，不少海內(nèi)外鋰電池廠商已在儲能領(lǐng)域取得較大突破，

生產(chǎn)的儲能專用鋰電池能夠?qū)崿F(xiàn)

5000

次以上的循環(huán)壽命。例如寧德時(shí)代已宣布研

發(fā)出可實(shí)現(xiàn)

1500

次循環(huán)內(nèi)“零衰減”的儲能專用磷酸鐵鋰電池，其單體循環(huán)壽命可

達(dá)

1.2

萬次。綜上，我們認(rèn)為當(dāng)前鋰電池儲能發(fā)展的條件已經(jīng)基本成熟，鋰電池成本的不斷下降

與技術(shù)的持續(xù)進(jìn)步將助力其在儲能領(lǐng)域更大規(guī)模的應(yīng)用。1.3.

儲能發(fā)展模式逐步清晰1.3.1.

收益與成本的不匹配是儲能大規(guī)模發(fā)展的主要挑戰(zhàn)雖然從整個(gè)電力系統(tǒng)的角度出發(fā)，儲能是能源轉(zhuǎn)型過程中必不可少的環(huán)節(jié)，然而在

傳統(tǒng)的電力體制下儲能的定位并不明確，這在極大程度上制約了儲能規(guī)?；陌l(fā)展。

儲能既可作為電力的提供者，又可作為電力的消費(fèi)者，在電力體系的各環(huán)節(jié)均可發(fā)

揮作用。例如在發(fā)電側(cè)，儲能可用于調(diào)峰調(diào)頻或作為備用電源；在電網(wǎng)側(cè)，儲能可

緩解電網(wǎng)阻塞、降低輸配網(wǎng)絡(luò)投資；在用電側(cè)，儲能可降低用戶的綜合電費(fèi)支出，

提升用電的可靠性。因此，儲能為電力系統(tǒng)帶來的收益體現(xiàn)在多個(gè)環(huán)節(jié)、涵蓋各個(gè)

方面，但在目前的電力體制下儲能系統(tǒng)通常只被定義為功能單一的主體，無法為其

發(fā)揮的多種功能進(jìn)行足夠的補(bǔ)償。換言之，承擔(dān)儲能成本的投資方往往不是儲能收

益的享受者，因此配置儲能的積極性較弱，例如可再生能源開發(fā)商是儲能系統(tǒng)的投

資者，收益卻主要由電網(wǎng)環(huán)節(jié)享受（可再生能源發(fā)電的波動(dòng)性減弱，對電網(wǎng)的沖擊

降低）。因此，若能通過合理的機(jī)制設(shè)計(jì)使儲能系統(tǒng)的收益與投資成本相匹配，各環(huán)節(jié)投資

儲能系統(tǒng)的積極性有望被調(diào)動(dòng)，儲能市場的空間將快速打開。近年來，各國陸續(xù)對

傳統(tǒng)的電力體制進(jìn)行了改革，明確了儲能在電力市場中的定位與收益來源，儲能的

發(fā)展模式逐漸清晰。以美國為例，2011

年聯(lián)邦能源管理委員會

755

號法令（FERCOrderNo.

755）要求各區(qū)域輸電組織（RTO）以及獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（ISO）放開對儲

能項(xiàng)目參與調(diào)頻服務(wù)的限制并為其服務(wù)提供合理的補(bǔ)償。2018

年，聯(lián)邦能源管理委

員會

841

號法令（FERCOrderNo.

841）進(jìn)一步要求

RTO與

ISO移除儲能參與容量

市場、能量市場、輔助服務(wù)市場的障礙，給予儲能平等的市場地位。1.3.2.

“新能源+儲能平價(jià)”是未來的長期方向如前所述，風(fēng)力、太陽能發(fā)電的不穩(wěn)定性是配置儲能的重要原因，因此長期來看新

能源發(fā)電側(cè)需要承擔(dān)一定的儲能成本。在初期，由于新能源的度電成本尚不能與傳

統(tǒng)化石能源競爭，各國往往采用固定電價(jià)全額上網(wǎng)的形式鼓勵(lì)新能源的發(fā)展。隨著

技術(shù)的進(jìn)步，過去十年間風(fēng)電、光伏的發(fā)電成本已有巨大的下降。根據(jù)

IRENA的統(tǒng)

計(jì)，2019

年光伏、陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電的平均度電成本分別為

0.068/0.053/0.115

美

元/kWh，較

2010

年下降

82%/38%/29%，已經(jīng)達(dá)到與傳統(tǒng)化石能源相當(dāng)?shù)膮^(qū)間。1.4.

供電側(cè)與用戶側(cè)儲能均衡發(fā)展綜上所述，我們認(rèn)為全球范圍內(nèi)儲能大規(guī)模發(fā)展的條件已經(jīng)具備。根據(jù)儲能系統(tǒng)所

處環(huán)節(jié)的不同，可將其分為供電側(cè)（Front-of-the-Meter）以及用戶側(cè)（Behind-the-Meter）

兩大類，其中供電側(cè)主要包括發(fā)電側(cè)儲能與電網(wǎng)側(cè)儲能，用戶側(cè)則可分為戶用儲能

與工商業(yè)儲能。據(jù)第三方研究機(jī)構(gòu)

IHSMarkit統(tǒng)計(jì)，過去幾年新增儲能裝機(jī)中供電

側(cè)與用戶側(cè)的比例基本相當(dāng)，大致為

60:40。供電側(cè)儲能與用戶側(cè)儲能在投資主體、收益來源、商業(yè)模式等方面存在較大差異，

因此以下我們將分別探討海內(nèi)外供電側(cè)、用戶側(cè)儲能的發(fā)展現(xiàn)狀與驅(qū)動(dòng)因素。整體上看，供電側(cè)儲能發(fā)展的核心在于電力機(jī)制的設(shè)計(jì)與儲能成本的傳導(dǎo)，用戶側(cè)儲能

的主要驅(qū)動(dòng)力則是儲能系統(tǒng)自身的經(jīng)濟(jì)性。我們認(rèn)為目前供電側(cè)儲能與用戶側(cè)儲能

的發(fā)展模式均已較為成熟，未來兩者有望保持均衡發(fā)展。2.

供電側(cè)儲能：收益機(jī)制逐漸清晰，成本傳導(dǎo)更加順暢2.1.

海內(nèi)外供電側(cè)儲能發(fā)展的背景存在較大差異如前所述，收益與成本的不匹配是制約儲能大規(guī)模發(fā)展的主要問題之一，需要通過

合理的機(jī)制設(shè)計(jì)加以解決。目前部分海外發(fā)達(dá)地區(qū)的供電側(cè)儲能發(fā)展模式已經(jīng)較為

成熟，這與其電力發(fā)展階段、市場化程度以及市場參與主體密切相關(guān)?？紤]到目前

國內(nèi)電力體系與海外發(fā)達(dá)地區(qū)存在較大差異，短期內(nèi)國內(nèi)供電側(cè)儲能的發(fā)展模式仍

有待進(jìn)一步明確。但長期來看，我們認(rèn)為海外地區(qū)的發(fā)展經(jīng)驗(yàn)可以作為一個(gè)有價(jià)值

的參考，預(yù)計(jì)“十四五”期間國內(nèi)供電側(cè)儲能的機(jī)制將逐步成熟，行業(yè)有望實(shí)現(xiàn)長

期可持續(xù)的發(fā)展。2.1.1.

海內(nèi)外電力發(fā)展階段存在差異從所處發(fā)展階段來看，海外發(fā)達(dá)地區(qū)的電力體系與國內(nèi)存在較大差異，首先體現(xiàn)在

電力總需求上。根據(jù)

BP的統(tǒng)計(jì)，2008

年金融危機(jī)后海外發(fā)達(dá)地區(qū)的電力需求增長

已陷入停滯，1985

年至

2008

年

OECD國家的發(fā)電量年均增速超過

2%，而此后十

年間

OECD國家的總發(fā)電量基本沒有變化。與之相對，非

OECD國家的總發(fā)電量在

2008

年金融危機(jī)后仍然保持了超過

5%的平均增速，甚至略高于金融危機(jī)前的增速。在電力需求增長停滯的背景下，近年來發(fā)達(dá)地區(qū)的部分火電機(jī)組開始逐漸退役。美

國、歐盟（28

國）的火電總裝機(jī)量分別于

2011、2012

年達(dá)到峰值，此后開始逐步

下行，與此同時(shí)風(fēng)電、光伏等新能源裝機(jī)則開始加速。換言之，在這些發(fā)達(dá)地區(qū)，

近年來電力的總供給已經(jīng)趨于穩(wěn)定，變化主要體現(xiàn)在結(jié)構(gòu)上，即新能源裝機(jī)對存量

火電裝機(jī)的替代。而如前所述，只有搭配儲能的新能源才能實(shí)現(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源裝

機(jī)的徹底取代，因此海外發(fā)達(dá)地區(qū)的電力系統(tǒng)對儲能的需求更加迫切。與海外發(fā)達(dá)地區(qū)相比，目前國內(nèi)的電力供給處于相對過剩的狀態(tài)?！笆濉奔啊笆?/p>

三五”期間，國內(nèi)火電裝機(jī)仍然保持較快增長，新增火電裝機(jī)量分別達(dá)到

2.71/2.39

億千瓦，在新增電力裝機(jī)總量中的占比分別為

53%/35%。隨著火電裝機(jī)量由

2010

年

的

7.10

億千瓦增長至

2020

年的

12.45

億千瓦，其利用小時(shí)數(shù)則從超過

5000

小時(shí)一

路下滑至

2020

年的

4216

小時(shí)。因此，與海外發(fā)達(dá)地區(qū)相比，國內(nèi)新能源裝機(jī)主要

體現(xiàn)在增量，還未到替代存量火電裝機(jī)的階段，配置儲能的必要性相對較弱。2.1.2.

海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力市場化程度較高除了發(fā)展階段不同，海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力市場化的程度也明顯高于國內(nèi)。歐洲、美國

等發(fā)達(dá)地區(qū)的電力市場化進(jìn)程起步于上世紀(jì)九十年代，目前在發(fā)電側(cè)與用電側(cè)均已

實(shí)現(xiàn)較高程度的市場化。而國內(nèi)的電力市場化改革在“十三五”期間才開始加速，

2015

年

3

月國務(wù)院下發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（電改“九

號文”）奠定了“管住中間、放開兩頭”的基調(diào)，要求輸、配電以外的環(huán)節(jié)逐步實(shí)現(xiàn)

市場化競爭。在海外發(fā)達(dá)地區(qū)市場化的電力體制下，發(fā)電側(cè)的成本能夠從電力批發(fā)市場較為順暢

地傳導(dǎo)至終端電力用戶，因此儲能增加的額外成本將由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)以及電

力用戶共同承擔(dān)。而在國內(nèi)目前的電力體制下，供電側(cè)的儲能成本基本上只由發(fā)電

企業(yè)承擔(dān)，2019

年電網(wǎng)企業(yè)明確規(guī)定儲能投資不納入輸配電價(jià)（電網(wǎng)側(cè)不承擔(dān)儲能

成本），2018-2020

年政府工作報(bào)告則是連續(xù)三年提出降低一般工商業(yè)平均電價(jià)的具

體量化要求（用戶側(cè)不承擔(dān)儲能成本）。2.1.3.

海外大型電力集團(tuán)的一體化程度更高最后，從業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)來看，海外大型電力集團(tuán)往往同時(shí)涉及發(fā)電、輸配電、售電等多

個(gè)環(huán)節(jié)，一體化程度相對較高。根據(jù)美國能源信息署（EIA）的統(tǒng)計(jì)，雖然電力市場化改革以來獨(dú)立發(fā)電商（IPP）的裝機(jī)容量及發(fā)電量占比持續(xù)提升，但

2019

年公用

事業(yè)公司（Utility）仍然占據(jù)了美國

55%左右的裝機(jī)量與發(fā)電量。歐洲的情況也較

為類似，法國電力（EDF）、意大利國家電力（ENEL）、德國意昂集團(tuán)（E.ON）等大

型電力集團(tuán)均同時(shí)涉足市場化的發(fā)電、售電業(yè)務(wù)，以及受監(jiān)管的輸配電業(yè)務(wù)。在一體化模式下，儲能成本與收益的不匹配性很大程度上將被消除。同時(shí)涉足發(fā)輸

配售各個(gè)環(huán)節(jié)的大型電力集團(tuán)既是儲能成本的承擔(dān)者，又是儲能收益的享受者。因

此，只要儲能項(xiàng)目能夠在整個(gè)電力系統(tǒng)中發(fā)揮作用，大型電力集團(tuán)就有較強(qiáng)的投資

動(dòng)力。而在國內(nèi)，發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的界限較為明顯，國電投、華能、華電等大型發(fā)

電集團(tuán)基本只涉足發(fā)電業(yè)務(wù)，電網(wǎng)企業(yè)則覆蓋輸電、配電、售電環(huán)節(jié)，供電側(cè)儲能

成本的承擔(dān)方存在一定爭議。2.2.

海外：收益來源豐富，成本傳導(dǎo)順暢綜上所述，我們認(rèn)為現(xiàn)階段海外供電側(cè)儲能的發(fā)展背景相對更加成熟，已逐漸形成

較為清晰的發(fā)展模式。美國加州是全球可再生能源轉(zhuǎn)型最為堅(jiān)決的地區(qū)之一，2018

年

9

月加州參議院通過的

SenateBill100

明確提出

2030

年可再生能源發(fā)電占比超過

60%、2045

年實(shí)現(xiàn)

100%可再生能源發(fā)電的目標(biāo)。在該目標(biāo)的驅(qū)使下，近年來加州

儲能市場實(shí)現(xiàn)了跨越式的發(fā)展，根據(jù)

EIA的儲能項(xiàng)目數(shù)據(jù)庫，截至

2019

年底加州已累計(jì)投運(yùn)

47

個(gè)電池儲能項(xiàng)目（僅包括供電側(cè)及大型工商業(yè)項(xiàng)目），項(xiàng)目總功率達(dá)

255

MW，總裝機(jī)量為

650

MWh，占比超過全美儲能裝機(jī)容量的

1/3。而根據(jù)第三方

咨詢機(jī)構(gòu)

WoodMackenzie的初步統(tǒng)計(jì)，2020

年加州新增儲能裝機(jī)超過

2.8GWh，接

近全美新增儲能裝機(jī)量的

80%，其中供電側(cè)儲能的增量約為

2.4GWh。因此，以下

我們將以美國加州為例探討海外供電側(cè)儲能的發(fā)展模式。我們認(rèn)為順暢的成本傳導(dǎo)機(jī)制與豐富的收益來源是推動(dòng)加州供電側(cè)儲能市場爆發(fā)

的主要因素。發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目在加州電力市場中可作為非發(fā)電資源（NonGeneratorResource）或需求側(cè)響應(yīng)資源（DemandResponseResource）參與市場，并

通過峰谷套利、輔助服務(wù)、備用電源、輸配電價(jià)等多種方式獲取相應(yīng)收益。2.2.1.

峰谷套利空間提升隨著光伏在電力裝機(jī)中的占比持續(xù)提升，近年來加州的電力供需結(jié)構(gòu)發(fā)生了顯著改

變。近十年來，加州電力結(jié)構(gòu)明顯向可再生能源傾斜，光伏貢獻(xiàn)了主要的電力裝機(jī)

增量。2010-2019

年，光伏在加州電力總裝機(jī)中的占比由

0.2%提升至

14.1%，發(fā)電

量占比則由

0.04%提升至

13.1%。與此同時(shí)，傳統(tǒng)的火電機(jī)組開始逐步退役，燃?xì)?/p>

裝機(jī)的占比由此前的

60%以上逐步下降至

2019

年的

50.6%。在加州高度市場化的電力體制下，電力供給結(jié)構(gòu)的改變直接影響了電力批發(fā)市場的

價(jià)格曲線，主要體現(xiàn)在峰谷價(jià)差的拉大。根據(jù)加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（CAISO）的年

度統(tǒng)計(jì)報(bào)告，近年來加州電力系統(tǒng)凈負(fù)載曲線（總負(fù)載減去風(fēng)電、光伏出力量）的

形態(tài)發(fā)生了明顯改變，早晚高峰（光伏發(fā)電量?。┡c午間低谷（光伏發(fā)電量大）之

間的差距明顯變大。2016

年電力凈負(fù)載高峰與低谷之間的差值不到

10000MW，而

2019

年的差值已接近

15000MW。與此同時(shí)，近年來加州電力批發(fā)市場的峰谷價(jià)差

同樣顯著拉大，從

2016

年的約

30

美元/MWh提升至

2019

年的約

50

美元/MWh。更高的峰谷價(jià)差意味著更大的套利空間，有助于提升儲能項(xiàng)目的收益。不同于傳統(tǒng)

的火電機(jī)組，風(fēng)電、光伏等可再生能源的發(fā)電邊際成本接近于

0，因此在光伏發(fā)電

的高峰期，理論上電力批發(fā)市場的電價(jià)可以趨向于

0。實(shí)際上，近年來加州電力批

發(fā)市場已經(jīng)常出現(xiàn)負(fù)電價(jià)的情況，每年五月前后電力現(xiàn)貨市場中有

10%左右的時(shí)間

區(qū)間內(nèi)實(shí)時(shí)電價(jià)為負(fù)。在市場化的電力機(jī)制下，儲能項(xiàng)目可通過低電價(jià)時(shí)充電、高

電價(jià)時(shí)放電的套利策略獲取收益，因此日益拉大的峰谷價(jià)差有利于儲能項(xiàng)目潛在收

益率的提升。2.2.2.

電力市場輔助服務(wù)價(jià)格上升電力輔助服務(wù)是指正常電力生產(chǎn)、輸送、使用外，為維護(hù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定，保證

電能質(zhì)量所需的服務(wù)，包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等主要類型。隨著風(fēng)電、光伏等波動(dòng)

性電源對電網(wǎng)的沖擊日益加大，近年來加州電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行正面臨越來越大的

挑戰(zhàn)，燃?xì)鈾C(jī)組的逐漸退役則進(jìn)一步加劇了這個(gè)問題。因此，加州電力市場對輔助

服務(wù)的需求不斷增長，2017

年起加州電力批發(fā)市場中輔助服務(wù)的費(fèi)用已超過

1.5

億

美元，在總批發(fā)電價(jià)中的占比提升至

1.7%左右。電力輔助服務(wù)是加州供電側(cè)儲能項(xiàng)目另一個(gè)重要的收益來源。如前所述，2011

年美

國聯(lián)邦能源管理委員會

755

號法令（FERCOrderNo.

755）要求各區(qū)域輸電組織（RTO）以及獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（ISO）放開對儲能項(xiàng)目參與調(diào)頻服務(wù)的限制并為其服務(wù)提供合

理的補(bǔ)償，而加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（CAISO）是最早落實(shí)該法令的

ISO之一。目前，

加州電力市場輔助服務(wù)包括向上調(diào)頻（RegUp）、向下調(diào)頻（RegDown）、同步備用

容量（SpinningReserve）以及非同步備用容量（Non-SpinningReserve）四種類型。

CAISO每天會計(jì)算所需的輔助服務(wù)容量，提供輔助服務(wù)的市場主體可在日前市場或

實(shí)時(shí)市場進(jìn)行競價(jià)，并以最終的出清價(jià)格獲得補(bǔ)償。相較于燃?xì)鈾C(jī)組，電池儲能在

爬坡速度與調(diào)節(jié)精度上具有較大優(yōu)勢，因此一般用于提供收益更高的調(diào)頻服務(wù)。隨

著輔助服務(wù)需求的不斷增長，近年來各類輔助服務(wù)的平均出清價(jià)格呈明顯上升趨勢，

儲能項(xiàng)目的收益亦有望隨之提升。2.2.3.

部分儲能設(shè)施成本可計(jì)入輸配電價(jià)除了市場化的峰谷套利、輔助服務(wù)收益，加州大型公用事業(yè)公司的儲能設(shè)施還可被

納入電網(wǎng)資產(chǎn)，通過政府核定的輸配電價(jià)收回成本。目前，加州電力系統(tǒng)主要由大

型私營公用事業(yè)公司主導(dǎo)（Investor-OwnedUtility，

IOU），公用事業(yè)公司在加州總

發(fā)電量中的占比約為

40%，在售電量中的占比則接近

90%，其中

PG&E、SCE、

SDG&E三家大型

IOU的占比就超過

60%。這些涵蓋發(fā)輸配售各個(gè)環(huán)節(jié)的大型公用

事業(yè)公司既是供電側(cè)儲能成本的承擔(dān)者，又是項(xiàng)目收益的享受者。在“放開兩頭，管住中間”的電力市場化體制下，輸配電環(huán)節(jié)受到較強(qiáng)的政府監(jiān)管。為了在能源轉(zhuǎn)型的過程中保持穩(wěn)定的電網(wǎng)體系，2013

年加州立法機(jī)構(gòu)通過了

AB2514

法案，直接要求

PG&E、SCE、SDG&E三家大型

IOU在

2020

年前采購超過

1325MW的儲能項(xiàng)目。目前該目標(biāo)已提前完成，實(shí)際的采購量超過

1500MW。對于

大型公用事業(yè)公司，儲能設(shè)施可作為部分傳統(tǒng)輸配網(wǎng)絡(luò)的替代方案，其投資成本可

通過政府核定的輸配電價(jià)進(jìn)行回收。2.2.4.

儲能可作為備用電源獲取收益類似于其他

ISO的容量市場，加州電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)

CPUC要求電力需求方（LoadServingEntities，LSE，包括各類公用事業(yè)公司、售電商等）保有一定量的備用電

源，儲能設(shè)施可作為備用電源的一種。各

LSE在采購備用電源時(shí)往往通過競價(jià)的方

式，按照中標(biāo)項(xiàng)目的功率按月支付固定費(fèi)用。根據(jù)

CPUC公布的采購結(jié)果，2018-

2022

年備用容量的平均價(jià)格大約在每月

3

美元/kW上下。綜上所述，在以加州為例的海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力體制下，供電側(cè)儲能的收益來源較為

豐富，既可通過市場化的峰谷套利、輔助服務(wù)獲取收益，也通過納入受監(jiān)管的輸配

電環(huán)節(jié)回收成本。整體來看，海外供電側(cè)儲能的發(fā)展模式已經(jīng)較為成熟，各類業(yè)主

的投資積極性正持續(xù)升溫。2.3.

國內(nèi)：儲能將成為未來新能源發(fā)電“標(biāo)配”相較于海外發(fā)達(dá)地區(qū)，我們認(rèn)為國內(nèi)供電側(cè)儲能仍處于發(fā)展初期，相關(guān)機(jī)制還有待

進(jìn)一步確立。從近期密集出臺的各類文件來看，“十四五”期間國內(nèi)供電側(cè)儲能的發(fā)

展模式正逐漸清晰，短期內(nèi)新能源強(qiáng)制配套儲能或?qū)⒊蔀檫^渡性的手段，長期來看

發(fā)電側(cè)儲能的收益方式將逐漸豐富，電網(wǎng)側(cè)儲能亦有望重新起步。2.3.1.

政策定調(diào)，儲能助力“十四五”新能源消納新能源消納目標(biāo)確立，可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重成為主要引導(dǎo)指標(biāo)。2021

年

2

月，國家能源局下發(fā)《關(guān)于征求

2021

年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重和

2022—2030

年預(yù)期目標(biāo)建議的函》，一次性下達(dá)了

2021-2030

年各地區(qū)年度可再生能源電力消納

責(zé)任權(quán)重。具體而言，文件對各省級行政區(qū)域（西藏不作考核）分別設(shè)置了總量和

非水電兩類消納責(zé)任權(quán)重，2030

年各省將實(shí)現(xiàn)統(tǒng)一的可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重

40%，非水可再生能源的消納權(quán)重則因省而異，但都需在

2021

年預(yù)期完成情況

（12.7%）的基礎(chǔ)上每年提升

1.47%。我們認(rèn)為非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重將成為

“十四五”期間各省發(fā)展新能源的主要引導(dǎo)指標(biāo)。為了實(shí)現(xiàn)消納權(quán)重的目標(biāo)，各省一方面需新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量，另一方面則需

通過多種途徑促進(jìn)本省可再生能源的消納。雖然近年來全國范圍內(nèi)的新能源消納情

況持續(xù)改善，但在青海、新疆等新能源大省，風(fēng)電、光伏的消納仍然存在一定壓力。

以全國新能源發(fā)電占比最高的青海為例，近兩年其棄風(fēng)、棄光率逆勢上行，分別由

2018

年的

1.6%/4.8%上升至

2020

年的

4.7%/8.0%。政策定調(diào)，儲能將成為“十四五”期間各省新能源消納的重要途徑。2021

年

2

月

26

日，國家能源局下發(fā)《關(guān)于

2021

年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知（征求

意見稿）》，作為“十四五”期間首份風(fēng)電、光伏開發(fā)建設(shè)指導(dǎo)意見，本次征求意見

稿對“十四五”期間新能源發(fā)展具有重要的定調(diào)作用。相較于往年，本次文件的一

個(gè)重要不同點(diǎn)在于提出了建立多元化的新能源并網(wǎng)消納體系，主要包括保障性與市

場化兩種機(jī)制。其中，保障性并網(wǎng)是針對各地落實(shí)非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重所

必需的新增裝機(jī)，該部分由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)。而對于超出保障性消納規(guī)模的項(xiàng)目，

則需通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實(shí)新增并網(wǎng)消納條件，隨后才

可由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)，具體的落實(shí)方式包括抽水蓄能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、電化學(xué)儲能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等。因此，對于保障性消納額度較為緊張的省份，儲

能的必要性將明顯提升。在上述非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求下，未來十年全國風(fēng)電、光伏裝機(jī)增量有

望超過

1200GW，供電側(cè)儲能發(fā)展空間巨大。根據(jù)我們的測算，2020

年全國非水可

再生能源消納比例約為

11.4%，為實(shí)現(xiàn)

2025/2030

年的消納責(zé)任權(quán)重目標(biāo)，十四五/

十五五期間全國范圍內(nèi)需新增非水可再生能源發(fā)電量

8541/11353

億千瓦時(shí)。假設(shè)新

增非水可再生能源發(fā)電量中風(fēng)電、光伏的占比分別為

40%/55%（其余

5%由生物質(zhì)

能等其他能源形式貢獻(xiàn)），風(fēng)電、光伏的年利用小時(shí)數(shù)分別為

2100/1300

小時(shí)，則十

四五/十五五期間新增風(fēng)電裝機(jī)需達(dá)163/216GW，新增光伏裝機(jī)需達(dá)到361/480GW。

若按照

10%/2h的比例配置儲能，則未來十年新能源發(fā)電所需的新增儲能裝機(jī)量將

超過

120GW/240GWh，供電側(cè)儲能發(fā)展空間巨大。2.3.2.

發(fā)電側(cè)儲能：短期內(nèi)強(qiáng)制配套為主，市場化是長期方向2020

年以來多地政府、省網(wǎng)公司出臺相關(guān)文件，要求/鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電項(xiàng)目配

置一定比例的儲能，儲能或成“十四五”期間新能源發(fā)電標(biāo)配。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目

前對新能源配套儲能比例提出具體量化要求的省份已超過十個(gè)，大多數(shù)省份的儲能

配置比例在

10%-20%之間。在近期各地下發(fā)的文件中，我們認(rèn)為

2021

年

1

月青海省發(fā)改委下發(fā)的《支持儲能

產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干措施（試行）》具有較好的示范意義。在面臨較大新能源消納壓力的

背景下，青海本次下發(fā)的文件對省內(nèi)“新能源+儲能”的發(fā)展模式進(jìn)行了較為明確的

指引，具體包括以下四個(gè)方面。強(qiáng)制配套：新建新能源項(xiàng)目配套的儲能容量原則上不低于項(xiàng)目裝機(jī)量的

10%，

儲能時(shí)長不低于

2

小時(shí)；優(yōu)先保障消納：確保儲能設(shè)施的利用小時(shí)數(shù)不低于

540

小時(shí)，且釋放電量無需

參加市場化交易；優(yōu)化儲能交易：配套儲能設(shè)施可降低新能源發(fā)電項(xiàng)目的并網(wǎng)運(yùn)行管理考核費(fèi)用，

并通過提供電力輔助服務(wù)獲取相應(yīng)回報(bào)；地方補(bǔ)貼：兩年內(nèi)給予自發(fā)自儲設(shè)施發(fā)售電量

0.10

元/kWh的運(yùn)營補(bǔ)貼，使用

青海省產(chǎn)儲能電池

60%以上的項(xiàng)目可額外享受

0.05

元/kWh的補(bǔ)貼。短期內(nèi)國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲能的收益來源較為有限，預(yù)計(jì)強(qiáng)制配套將成為過渡性的

手段。一方面，目前國內(nèi)的新能源發(fā)電原則上不參與市場化交易（各地實(shí)際執(zhí)行情

況存在差異），而是以固定的上網(wǎng)電價(jià)全額消納，儲能進(jìn)行市場化套利的空間較小。

另一方面，目前國內(nèi)的電力輔助服務(wù)市場尚處于起步期，電力輔助服務(wù)費(fèi)用難以傳

導(dǎo)至電網(wǎng)側(cè)與用戶側(cè)。從當(dāng)前各地能監(jiān)局出臺的“兩個(gè)細(xì)則”（《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管

理實(shí)施細(xì)則》與《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》）來看，整體思路都是將電力

輔助服務(wù)費(fèi)用在各類電源之間分?jǐn)?。一般而言，火電等出力可調(diào)的機(jī)組可通過提供

電力輔助服務(wù)獲取補(bǔ)償，相關(guān)的費(fèi)用則主要由風(fēng)電、光伏等波動(dòng)性電源承擔(dān)。考慮

到

2018

年起終端用戶的電價(jià)整體上呈下行趨勢，目前電力輔助服務(wù)市場僅僅是發(fā)

電側(cè)的“零和博弈”甚至是“負(fù)和博弈”。因此，對于新能源發(fā)電項(xiàng)目的投資業(yè)主，

現(xiàn)階段儲能的投資成本較難通過后續(xù)運(yùn)營進(jìn)行收回，預(yù)計(jì)各地將主要通過強(qiáng)制配套、

優(yōu)先消納等外部措施促使項(xiàng)目業(yè)主投資儲能設(shè)施。長期來看，我們認(rèn)為“十四五”期間國內(nèi)電力市場化的進(jìn)程將持續(xù)推進(jìn)，儲能成本

在電力體系各環(huán)節(jié)中的傳導(dǎo)將更為順暢。隨著新能源裝機(jī)占比的提升，電力系統(tǒng)需

要的儲能設(shè)施規(guī)模將持續(xù)增長，若僅讓發(fā)電側(cè)承擔(dān)投資成本既不合理也不現(xiàn)實(shí)。通

過比較海外成熟電力市場的經(jīng)驗(yàn)，我們認(rèn)為供電側(cè)儲能成本由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同

承擔(dān)是長期趨勢。事實(shí)上，能源局

2017

年底印發(fā)的《完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償（市場）

機(jī)制工作方案》中也明確提出在

2018-2019

年“探索建立電力中長期交易涉及的電

力用戶參與電力輔助服務(wù)分擔(dān)共享機(jī)制”，2019-2020

年“配合現(xiàn)貨交易試點(diǎn)，開展

電力輔助服務(wù)市場建設(shè)”。此外，在

2018-2020

年連續(xù)三年提出具體的降低工商業(yè)電

價(jià)目標(biāo)之后（10%/10%/5%），2021

年政府工作報(bào)告的表述變?yōu)椤霸试S所有制造業(yè)企

業(yè)參與電力市場化交易，進(jìn)一步清理用電不合理加價(jià)，繼續(xù)推動(dòng)降低一般工商業(yè)電

價(jià)”。因此，預(yù)計(jì)未來發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的市場化價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制將更加順暢，一旦“十

四五”期間相關(guān)政策細(xì)則落地，國內(nèi)供電側(cè)儲能項(xiàng)目的收益有望得到提升，儲能投

資將由“外部因素推動(dòng)”向“自身經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動(dòng)”轉(zhuǎn)變。2.3.3.

電網(wǎng)側(cè)儲能：“十四五”期間有望重啟國內(nèi)的電網(wǎng)側(cè)儲能的爆發(fā)始于

2018

年，根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)

用分會發(fā)布的報(bào)告，在

2018

年新增的

613MW電化學(xué)儲能裝機(jī)中，電網(wǎng)側(cè)儲能的裝

機(jī)功率占比達(dá)到

24%。此外據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，目前全國已有十余個(gè)省市開展了

電網(wǎng)側(cè)儲能的建設(shè)，總項(xiàng)目規(guī)模已超

1GW。儲能成本暫不計(jì)入輸配電價(jià)，2019

年后國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能建設(shè)暫緩。發(fā)改委、國家電網(wǎng)

2019

年先后下發(fā)的兩份文件使電網(wǎng)側(cè)儲能進(jìn)入了停滯期。其中，發(fā)改委

2019

年

5

月正式印發(fā)的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》明確規(guī)定電儲能設(shè)施不得計(jì)入輸配電

價(jià)；國家電網(wǎng)

2019

年

11

月下發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步嚴(yán)格控制投資的通知》則規(guī)定不得

以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能設(shè)施建設(shè)。電網(wǎng)“碳達(dá)峰、碳中和”行動(dòng)方案發(fā)布，“十四五”期間電網(wǎng)側(cè)儲能有望重啟。電網(wǎng)

是支撐電力系統(tǒng)朝清潔能源轉(zhuǎn)型的重要環(huán)節(jié)，碳中和目標(biāo)提出以來電網(wǎng)企業(yè)在促進(jìn)

清潔能源消納上的動(dòng)作明顯加快。2021

年

3

月國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)陸續(xù)發(fā)布“碳達(dá)

峰、碳中和”行動(dòng)方案，其中多處提到儲能，充分體現(xiàn)了電網(wǎng)企業(yè)對儲能的重視，

“十四五”期間電網(wǎng)側(cè)儲能有望重新起步。3.

用戶側(cè)儲能：經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)，滲透率不斷提升相較于供電側(cè)儲能，用戶側(cè)儲能的投資主體更為明確，主要為家庭、工商企業(yè)等終

端電力用戶。因此，我們認(rèn)為用戶側(cè)儲能的核心驅(qū)動(dòng)因素為儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，即

節(jié)省的綜合用電費(fèi)用能否覆蓋初始的儲能系統(tǒng)投資成本。對于終端電力用戶，配套

儲能的分布式光伏可作為傳統(tǒng)電網(wǎng)供電的替代方案，其經(jīng)濟(jì)性正逐漸顯現(xiàn)，預(yù)計(jì)未

來的滲透率將快速提升。我們預(yù)計(jì)短期內(nèi)戶用儲能將在海外發(fā)達(dá)地區(qū)率先起步，而

國內(nèi)的用戶側(cè)儲能機(jī)會則主要集中在工商業(yè)環(huán)節(jié)。3.1.

戶用儲能：海外發(fā)達(dá)地區(qū)率先起步近年來海外戶用儲能行業(yè)保持高速增長，發(fā)達(dá)地區(qū)市場率先起步。根據(jù)第三方研究

機(jī)構(gòu)

IHSMarkit的統(tǒng)計(jì)，2018

年以來全球戶用儲能裝機(jī)保持每年

50%左右的高速

增長。2020

年前三季度全球戶用儲能系統(tǒng)出貨量已達(dá)

3GWh，超過

2019

年全年水

平，在疫情的影響下實(shí)現(xiàn)了超過

40%的增長。從地區(qū)分布來看，全球戶用儲能市場

主要集中在歐洲、美國、日本、澳洲等發(fā)達(dá)地區(qū)。我們認(rèn)為海外發(fā)達(dá)地區(qū)戶用儲能

市場大規(guī)模發(fā)展的條件已經(jīng)具備，行業(yè)整體的高增速有望持續(xù)。3.1.1.

海外發(fā)達(dá)地區(qū)具備安裝戶用光儲系統(tǒng)的基礎(chǔ)海外發(fā)達(dá)地區(qū)獨(dú)立住宅比例較高，具備安裝戶用光儲系統(tǒng)的基礎(chǔ)條件。安裝戶用光

伏系統(tǒng)的前提是擁有獨(dú)立的屋頂，因此集中居住的公寓一般不具備安裝戶用光儲系

統(tǒng)的條件。根據(jù)各地區(qū)統(tǒng)計(jì)機(jī)構(gòu)的普查數(shù)據(jù)，歐盟/美國/日本/澳大利亞的住戶總量

中居住在獨(dú)立/半獨(dú)立式住宅中的比例均超過

50%，以獨(dú)立住宅為主的住房結(jié)構(gòu)是這

些地區(qū)戶用光儲系統(tǒng)大規(guī)模發(fā)展的前提。3.1.2.

降低綜合用電成本是居民安裝戶用儲能的主要驅(qū)動(dòng)力海外發(fā)達(dá)地區(qū)居民用電成本較高，降低綜合用電成本是安裝戶用儲能系統(tǒng)的主要驅(qū)

動(dòng)力。從用電量上看，基于國際能源署（IEA）與世界銀行的數(shù)據(jù)口徑，2018

年全

球人均用電量為

2938kWh，而歐盟/美國/日本/澳大利亞的人均用電量分別為全球的

2.1/4.1/2.5/2.9

倍。若只考慮居民用電量，則

2018

年歐盟/美國/日本/澳大利亞的人均

居民用電量分別為

1814/4474/2061/2372kWh，分別為同期中國人均居民用電量的

2.5/6.3/2.9/3.3

倍。從電價(jià)上看，海外發(fā)達(dá)地區(qū)的居民電價(jià)也明顯高于國內(nèi)。目前國內(nèi)居民電價(jià)相對較

低，主要原因在于工商業(yè)用電對居民用電進(jìn)行交叉補(bǔ)貼。但在全球范圍內(nèi)，由于居

民供電涉及到更多的終端配電環(huán)節(jié)，供電成本較高，因此海外居民用電價(jià)格通常顯

著高于工商業(yè)用電。根據(jù)

GlobalPetrolPrices的統(tǒng)計(jì)，2020

年德國/美國/日本/澳大

利亞的平均居民電價(jià)分別為

0.387/0.149/0.284/0.263

美元/kWh，為國內(nèi)同期居民電

價(jià)的

4.6/1.8/3.4/3.1

倍。近年來，海外發(fā)達(dá)地區(qū)終端居民電價(jià)呈持續(xù)上升趨勢。以德國為例，根據(jù)德國能源

與水務(wù)行業(yè)協(xié)會（BDEW）的統(tǒng)計(jì)，2006

至

2020

年德國平均居民電價(jià)由

0.1946

歐

元/kWh提升至

0.3171

歐元/kWh，年均復(fù)合增速高達(dá)

3.5%。與此同時(shí)，電力批發(fā)市

場的價(jià)格則基本保持穩(wěn)定甚至略有下降，居民電價(jià)的上升主要是由于輸配網(wǎng)絡(luò)成本

與可再生能源附加費(fèi)的不斷提升。日本、澳大利亞的情況也較為類似，過去十余年

間居民電價(jià)的上升幅度明顯高于居民收入的增長。綜上所述，海外發(fā)達(dá)地區(qū)居民用電成本的不斷增長將進(jìn)一步推升戶用儲能系統(tǒng)的需

求。根據(jù)

EIA的測算，2019

年美國居民電價(jià)中發(fā)電側(cè)成本的占比僅為

58%，其余

42%的成本來源于電網(wǎng)的輸配電環(huán)節(jié)。搭配儲能的戶用光伏系統(tǒng)可視為傳統(tǒng)電網(wǎng)公

司供電的替代方案，減少居民向電網(wǎng)公司的外部購電量，從而避免高昂的輸配電費(fèi)

用與可再生能源附加稅費(fèi)，最終降低綜合用電成本。在理想情況下，通過配置合適

比例的儲能系統(tǒng)，居民家庭甚至可實(shí)現(xiàn)

100%的電力自給自足。3.1.3.

提升供電可靠性是海外戶用儲能的另一個(gè)驅(qū)動(dòng)因素隨著電網(wǎng)系統(tǒng)的日益老化，海外發(fā)達(dá)地區(qū)居民供電的可靠性正經(jīng)受較大挑戰(zhàn)。海外

發(fā)達(dá)地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)的高峰期集中在上世紀(jì)八十年代之前，目前已進(jìn)入集中老化期。

根據(jù)美國能源部2014年的估計(jì)，美國近70%輸電線路與變壓器的壽命已超過25年，

接近設(shè)備的使用年限上限。與此同時(shí)，隨著市場化程度的不斷提升，近年來海外發(fā)

達(dá)地區(qū)電力體系以追求效率為主要導(dǎo)向，在電力基礎(chǔ)設(shè)施與系統(tǒng)可靠性上的投入明

顯不足。因此，近年來海外發(fā)達(dá)地區(qū)的供電可靠性正面臨越來越大的挑戰(zhàn)，以美國

為例，2000

年后大型電力事故的發(fā)生次數(shù)開始明顯上升。近年來，全球各地頻發(fā)的大型停電事件或成為相關(guān)地區(qū)居民安裝戶用光儲系統(tǒng)的重

要催化因素。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，近年來海外發(fā)達(dá)地區(qū)發(fā)生的大型停電事故已達(dá)十余起，

每起事故中波及的居民人數(shù)高達(dá)數(shù)十萬乃至上百萬。戶用光儲系統(tǒng)能夠在某些極端

情況下提升供電可靠性，這或?qū)⑻岣呔用駥粲霉鈨ο到y(tǒng)的接受度。例如在

2016

年

南澳大規(guī)模停電事件發(fā)生后，當(dāng)?shù)貞粲脙δ芟到y(tǒng)的安裝量出現(xiàn)了明顯的躍升。因此，我們認(rèn)為經(jīng)濟(jì)性并非居民用戶安裝戶用光儲系統(tǒng)的唯一考量因素，提升用電

可靠性也將成為海外戶用光儲推廣的重要驅(qū)動(dòng)因素。換言之，即便節(jié)省的電費(fèi)難以

完全覆蓋初始投資成本，仍將有部分用戶為了保障電力供應(yīng)的穩(wěn)定性而選擇安裝戶

用儲能系統(tǒng)。3.1.4.

前期補(bǔ)貼政策退出，配套儲能必要性顯現(xiàn)隨著早期補(bǔ)貼政策的陸續(xù)退出，海外戶用光伏逐漸由“全額上網(wǎng)”向“自發(fā)自用”

轉(zhuǎn)變。在早期，德國、日本等地主要通過標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策（Feed-inTariff,

FiT）推

動(dòng)戶用光伏的發(fā)展，即以固定價(jià)格全額收購光伏系統(tǒng)所發(fā)電量，因此儲能系統(tǒng)的必

要性不大。隨著光伏成本的不斷降低，目前海外發(fā)達(dá)地區(qū)戶用光伏的早期補(bǔ)貼政策

正陸續(xù)退出，“自發(fā)自用”是未來戶用光伏的長期方向。以日本為例，針對戶用光伏

的

FiT電價(jià)由

2012

財(cái)年的

42

日元/kWh逐漸退坡至

2020

財(cái)年的

21

日元/kWh?！白园l(fā)自用”模式下，戶用光伏配套儲能的必要性明顯提升。在

FiT政策退出后，

若沒有儲能系統(tǒng)，則光伏白天的多余發(fā)電量無法得到充分利用，戶用光伏項(xiàng)目的收

益性將受到不利影響。因而無論是新增項(xiàng)目還是

FiT政策到期后的存量戶用光伏項(xiàng)

目，配套儲能的比例均有望快速提升。日本針對戶用光伏的發(fā)電量收購政策始于

2009

年，購買的期限則為

10

年，因此

2019

年起將有大量戶用光伏項(xiàng)目的

FiT政策

陸續(xù)到期。根據(jù)日本經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)省的統(tǒng)計(jì)，2019

至

2023

年共有

165

萬套戶用光伏系

統(tǒng)面臨

FiT政策的退出，對應(yīng)裝機(jī)量為

6.7GW，預(yù)計(jì)這些項(xiàng)目將產(chǎn)生大量的配套儲

能需求。3.1.5.

海外戶用儲能市場仍處于爆發(fā)初期，滲透率提升空間巨大綜上所述，我們認(rèn)為海外戶用儲能市場大規(guī)模發(fā)展的條件已經(jīng)具備，從滲透率角度

看，戶用儲能仍處于爆發(fā)初期，市場遠(yuǎn)未飽和。以海外戶用儲能發(fā)展領(lǐng)先的地區(qū)為

例，截至

2019

年底德國、美國、日本、澳大利亞的累計(jì)戶用儲能裝機(jī)量大致在

1GWh上下，若以每戶

10kWh的容量推算，則戶用儲能的總安裝量在

10

萬套這個(gè)量級。

以此估算，戶用儲能在德國、美國、日本、澳大利亞存量獨(dú)立住宅中的滲透率處于

0.1%-1%的水平，如果以目前戶用光伏

5%-20%的滲透率水平作為參照，則戶用儲能

滲透率的提升空間在十倍以上。因此，即便是在發(fā)展較早的海外發(fā)達(dá)地區(qū)，戶用儲

能的滲透率也才剛剛起步，市場遠(yuǎn)未飽和，行業(yè)的高速增長有望持續(xù)。隨著成本的持續(xù)下降，戶用儲能系統(tǒng)自身的經(jīng)濟(jì)性正日益顯現(xiàn)，對補(bǔ)貼政策的依賴

性逐步降低。以德國為例，2013

年

3

月

1

日德國復(fù)興信貸銀行（KfW）與德國環(huán)境

部推出了針對戶用儲能（<30kW）的補(bǔ)貼措施，與戶用光伏搭配的儲能系統(tǒng)（需接

入電網(wǎng)）可獲得低息貸款以及初始投資成本

30%的補(bǔ)貼。自

2016

年

3

月起，補(bǔ)貼

幅度逐步退坡并最終于

2018

年底到期。而根據(jù)德國光伏行業(yè)協(xié)會（BSW）的統(tǒng)計(jì)，

2018

至

2020

年德國戶用儲能新增裝機(jī)由

4

萬套增長至

8.8

萬套，仍然保持

50%左

右的高速增長。由此可見，補(bǔ)貼的退出并沒有對德國戶用儲能造成太大影響，主要原因在于系統(tǒng)成本的持續(xù)下降。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2013

至

2019

年德國鋰電池戶用儲能系統(tǒng)

的單位價(jià)格下降了近

50%，成本的下降提升了戶用儲能的自身經(jīng)濟(jì)性，從而有效刺

激了終端居民用戶的安裝需求。因此，我們認(rèn)為海外發(fā)達(dá)地區(qū)戶用光儲系統(tǒng)自身的

經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)顯現(xiàn)，補(bǔ)貼的逐步退出不會行業(yè)增速造成過大擾動(dòng)。3.2.

工商業(yè)儲能：國內(nèi)部分地區(qū)有望先行啟動(dòng)3.2.1.

國內(nèi)用戶側(cè)儲能的發(fā)展空間主要在工商業(yè)環(huán)節(jié)工商業(yè)用戶是我國電力的主要消費(fèi)者。由于經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)等多方面的原因，國內(nèi)工業(yè)用

電的占比明顯高于全球平均水平。根據(jù)中電聯(lián)的統(tǒng)計(jì)，2020

年全社會用電量中一產(chǎn)

/二產(chǎn)/三產(chǎn)/居民用電的占比分別為

1.1%/68.2%/16.1%/14.6%。其中，第二產(chǎn)業(yè)中的

工業(yè)用電量達(dá)到

5.0

萬億千瓦時(shí)，占全社會用電量的

67%，明顯高于全球

40%左右

的平均水平（IEA口徑）。交叉補(bǔ)貼導(dǎo)致國內(nèi)工商業(yè)電價(jià)顯著高于居民電價(jià)，工商業(yè)用戶降低用電成本的訴求

較強(qiáng)。理論上大型工商業(yè)用戶的供電成本低于居民用戶，但我國長期以來通過工商

業(yè)電價(jià)補(bǔ)貼居民電價(jià)，導(dǎo)致目前國內(nèi)工商業(yè)用戶的用電成本明顯較高。根據(jù)國家能

源局公布的《全國電力價(jià)格情況監(jiān)管通報(bào)》，2018

年我國一般工商業(yè)及其他用電的

平均電價(jià)為

0.7263

元/千瓦時(shí)，大工業(yè)用戶的平均電價(jià)為

0.5912

元/千瓦時(shí)，分別比

居民平均電價(jià)

0.5331

元/千瓦時(shí)高

36%/11%。而大多數(shù)海外地區(qū)的電價(jià)情況則恰好相反，以美國為例，2019

年美國的工業(yè)、商業(yè)平均電價(jià)僅為居民平均電價(jià)的

52%/82%。儲能系統(tǒng)能夠在國內(nèi)工商業(yè)用戶的兩部制峰谷電價(jià)體系中發(fā)揮明顯作用。不同于居

民用戶的單一制電價(jià)，國內(nèi)大部分地區(qū)的工商業(yè)用戶均實(shí)施兩部制電價(jià)，用戶的電

費(fèi)包括基本電價(jià)與電度電價(jià)兩個(gè)部分。其中，基本電價(jià)部分按照電力用戶的變壓器

容量（kV·A）以及最大需量（kW）進(jìn)行計(jì)算，為每個(gè)月固定的費(fèi)用，電度電價(jià)則根

據(jù)用戶的實(shí)際用電量進(jìn)行計(jì)算。對于工商業(yè)用戶，儲能系統(tǒng)具有調(diào)峰的作用，可使

實(shí)際的用電功率曲線更加平滑，從而降低用戶的尖峰功率以及最大需量，起到降低

基本電價(jià)的作用。此外，目前全國較多地區(qū)工商業(yè)用電已實(shí)行峰谷電價(jià)，儲能系統(tǒng)

可將用戶高峰時(shí)間的用電量平移至低谷時(shí)段，從而降低每月的電度電價(jià)。3.2.2.

國內(nèi)工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性有望逐漸顯現(xiàn)綜上，我們認(rèn)為國內(nèi)用戶側(cè)儲能的發(fā)展空間主要體現(xiàn)在工商業(yè)環(huán)節(jié)，只要儲能系統(tǒng)

能夠有效降低綜合用電費(fèi)用，工商業(yè)用戶就有配置儲能的潛在動(dòng)機(jī)。隨著儲能成本

的不斷降低以及電價(jià)機(jī)制的逐步完善，國內(nèi)工商業(yè)儲能的經(jīng)濟(jì)性有望逐漸顯現(xiàn)。

市場化程度提升，峰谷電價(jià)形成機(jī)制逐步完善。針對國內(nèi)工商業(yè)用電成本相對較高

的現(xiàn)象，2018

年起每年的政府工作報(bào)告都提出降低一般工商業(yè)電價(jià)的目標(biāo)，2018/19/20

年分別提出了具體的幅度

10%/10%/5%。而在

2021

年的政府工作報(bào)告中，

相關(guān)的表述則為“允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，進(jìn)一步清理用電不合

理加價(jià)，繼續(xù)推動(dòng)降低一般工商業(yè)電價(jià)”，我們預(yù)計(jì)之后降電價(jià)的方式將從此前偏硬

性的要求向市場化的手段轉(zhuǎn)變。事實(shí)上，發(fā)改委

2018

年下發(fā)的《關(guān)于創(chuàng)新和完善促

進(jìn)綠色發(fā)展價(jià)格機(jī)制的意見》中就曾明確提出“加大峰谷電價(jià)實(shí)施力度，運(yùn)用價(jià)格

信號引導(dǎo)電力削峰填谷”、“擴(kuò)大高峰、低谷電價(jià)價(jià)差和浮動(dòng)幅度，引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用

電”、“利用峰谷電價(jià)差、輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)仁袌龌瘷C(jī)制促進(jìn)儲能發(fā)展”等要求。因此，

預(yù)計(jì)未來國內(nèi)工商業(yè)電價(jià)的峰谷價(jià)差或?qū)⑦M(jìn)一步擴(kuò)大，儲能的收益空間也將進(jìn)一步

提升。預(yù)計(jì)國內(nèi)工商業(yè)儲能將率先在高峰谷價(jià)差的地區(qū)啟動(dòng)。根據(jù)各省發(fā)改委公布的最新

執(zhí)行電價(jià)，上海、湖北、江蘇等地大工業(yè)用戶（最高電壓等級）的夏季峰谷價(jià)差超

過

0.7

元/kWh，在這些地區(qū)工商業(yè)儲能有望實(shí)現(xiàn)較好的經(jīng)濟(jì)性。以制造業(yè)企業(yè)眾多

的江蘇為例，

2020

年

11

月江蘇發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于江蘇電網(wǎng)

2020-2022

年輸配電

價(jià)和銷售電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》對大工業(yè)電價(jià)進(jìn)行了整體下調(diào)，但峰谷價(jià)差則進(jìn)一

步拉大，此外還明確提出“拉大峰谷價(jià)差，充分發(fā)揮峰谷電價(jià)移峰填谷作用，鼓勵(lì)