儲能行業(yè)深度研究報告碳中和下的新興賽道萬億市場冉冉開啟

儲能行業(yè)深度研究報告-碳中和下的新興賽道萬億市場冉冉開啟報告綜述：碳中和背景下，儲能是又一長期高確定、高增長賽道：隨著“30-60

碳達(dá)峰-碳

中和”戰(zhàn)略的提出，可再生能源將得到大力發(fā)展。高比例可再生能源需要大量的

儲能，儲能迎來發(fā)展機遇。在碳中和背景下，儲能發(fā)展可分為三階段：（1）“十

四五”期間：電力約束問題不構(gòu)成主要矛盾，儲能是風(fēng)光發(fā)展的標(biāo)配，配置比例

較低，光儲接近平價。（2）新能源成為主力能源，逐步增量替代火電，電網(wǎng)穩(wěn)

定性亟需大量儲能；配置比例和備電時長提升，光+儲全面平價，儲能需求快速

提升。（3）碳達(dá)峰后，儲能將在電網(wǎng)側(cè)存量替代火電，承擔(dān)主力電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻

職責(zé)。海外戶用儲能率先起量，國內(nèi)多種方式彌補經(jīng)濟性：海外高電價、戶用光伏滲透

率高都推動了海外戶用儲能市場率先起量。國內(nèi)光伏+儲能還未平價，儲能額外

投資成本難以計入電價成本，使得經(jīng)濟性成為當(dāng)前國內(nèi)儲能大規(guī)模建設(shè)的主要矛

盾。然而，儲能可通過地方補貼、提高消納帶來的額外發(fā)電收益、內(nèi)部化碳成本

等方式抹平暫時的經(jīng)濟性缺口。基于此，我們認(rèn)為國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能市場即將崛起。萬億儲能市場冉冉升起。我們測算

2030

年儲能需求空間

1.25

TWh；2020-2030

年累計

3.9

TWh，新增儲能

CAGR約

30%。2060

年儲能年需求空間

10

TWh；

2020-2060

年累計

94

TWh。2030

年儲能投資市場空間

1.3

萬億元（2020

年起

累計

6

萬億元），2060

年

5

萬億元（2020

年起累計

122

萬億元）。至碳達(dá)峰

階段，國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)、家用儲能將會是最大的市場；至碳中和階段，電網(wǎng)側(cè)

調(diào)峰調(diào)頻需求崛起。老玩家，新戰(zhàn)場：電池和儲能變流器（PCS）是價值量和壁壘雙高的核心環(huán)節(jié)，

國內(nèi)外主要廠商悉數(shù)入場；系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)將成為必爭之地，有望通過數(shù)字化、智

能化解決方案增加附加值，掌握儲能產(chǎn)業(yè)鏈話語權(quán)。1、

碳中和背景下，儲能扮演不可或缺的角色1.1、

儲能的三階段發(fā)展路徑隨著“30-60

碳達(dá)峰-碳中和”戰(zhàn)略的提出，可再生能源將得到大力發(fā)展。2020

年

9

月，我國在第

75

屆聯(lián)合國大會提出“二氧化碳排放力爭于

2030

年前達(dá)到

峰值，2060

年前實現(xiàn)碳中和”；在

2020

年

12

月的聯(lián)合國氣候雄心峰會和中央

經(jīng)濟工作會議上，“30-60”的目標(biāo)被反復(fù)提及，標(biāo)志著“碳達(dá)峰-碳中和”已成

為國家戰(zhàn)略。由火電為代表的可再生能源將逐步被光伏風(fēng)電為代表的的可再生能

源替代，可再生能源將成為能源主力。高比例可再生能源需要大量儲能，儲能迎來發(fā)展機遇。光伏風(fēng)電等可再生能源由

于與用電負(fù)荷并不匹配，需要大量的儲能承擔(dān)削峰填谷的作用。另外，“30·60

雙碳目標(biāo)”的提出必將加快推動風(fēng)電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展，高比

例可再生能源對電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力將提出更高要求，這就給儲能發(fā)展帶來了

新機遇。第一階段（2020-2025

年）

“十四五”風(fēng)光發(fā)展信心足。國家層面的能源“十四五”規(guī)劃尚未出臺，但北京、

天津、上海等

20

多個?。▍^(qū)、市）已相繼發(fā)布了“十四五”新能源發(fā)展規(guī)劃，

“風(fēng)光”正無限。國能投、國電投、華能、大唐、華電、三峽、中廣核等眾多電

力央企近日紛紛表態(tài)，將把新能源作為“十四五”期間的開發(fā)重點?！笆奈濉逼陂g電力約束問題不構(gòu)成主要矛盾，儲能是風(fēng)光發(fā)展的標(biāo)配?！笆?/p>

五”期間，隨著光伏裝機占比的逐漸提高，儲能在限電率范圍內(nèi)調(diào)峰，起到削峰

填谷的作用。但風(fēng)光儲不具備深度調(diào)峰能力，“十四五”期間儲能調(diào)峰的能力不

具備經(jīng)濟性。在此階段，光伏風(fēng)電的發(fā)電量占比還較低，電網(wǎng)穩(wěn)定性和靈活性可

通過現(xiàn)有調(diào)峰機組得到保證。第二階段（2025-2030

年）

新能源成為主力能源，電網(wǎng)穩(wěn)定性亟需大量儲能。我國在

2020

年

12

月聯(lián)合國

“2020

氣候雄心峰會”提出

2030

年可再生能源裝機達(dá)到

12

億千瓦。為了實現(xiàn)

2030

年碳達(dá)峰目標(biāo)，可再生能源裝機將超過火電裝機，從補充能源變?yōu)橹髁δ?/p>

源，基本實現(xiàn)新增電力來自新能源。要承載如此規(guī)模的新能源裝機，電網(wǎng)乃至整

個電力系統(tǒng)不僅要有“量”的增加，還要有“質(zhì)”的變革，對儲能的需求急劇提升。成本方面，隨著技術(shù)進(jìn)步，風(fēng)光儲電力度電平均售價低于全國煤電平均售價，

存量替代化石能源階段開啟。根據(jù)

Solarzoom，風(fēng)光電力要“100%增量替代”化石能源發(fā)電，要做到發(fā)電裝

機保有量：儲能裝機保有量≈1W：1-2Wh的比例。我們預(yù)計在這一階段功率配

比

50%-100%，備電時長

2-4h。第三階段（2030-2060

年）新能源存量替代化石能源，儲能將在電網(wǎng)側(cè)替代火電機組。2030

年往后，至

2060

年實現(xiàn)碳中和，當(dāng)可再生能源發(fā)展為電力消費的絕對主體時，構(gòu)建以可再生能源

為中心的靈活電力系統(tǒng)，主動提供系統(tǒng)服務(wù)，整個電力系統(tǒng)會更經(jīng)濟更平衡。儲

能將在電網(wǎng)側(cè)承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻等職責(zé)，傳統(tǒng)火電機組將在輔助服務(wù)領(lǐng)域逐步退出。

根據(jù)

Solarzoom測算，風(fēng)光電力要“100%存量替代”化石能源發(fā)電，要做到

發(fā)電裝機保有量：儲能裝機保有量≥1W：5Wh的比例。我們預(yù)計在這一階段功

率配比

100%+，備電時長

4h+。這既要求光伏系統(tǒng)、儲能系統(tǒng)成本進(jìn)一步降低，

也要求儲能裝機量大幅提高。政策：儲能經(jīng)濟性缺口，鼓勵儲能多形式發(fā)展“十三五”以來，我國出臺產(chǎn)業(yè)政策鼓勵儲能發(fā)展。2017

年

10

月，國家能源

局等

4

部門聯(lián)合發(fā)布了《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》，國家層面

出臺的政策推動了儲能的發(fā)展，電化學(xué)儲能裝機規(guī)模在

2018

年實現(xiàn)大幅增長。儲能設(shè)施不計入電價成本，經(jīng)濟性缺口難分?jǐn)偂?019

年

5

月，國家發(fā)改委、能

源局印發(fā)的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確提出電儲能設(shè)施不計入輸配電定價

成本，兩大電網(wǎng)公司相繼限制企業(yè)內(nèi)部儲能投資，導(dǎo)致

2019

年電化學(xué)儲能增速

大幅回落。儲能投入徒增成本項目收益率降低，疊加儲能經(jīng)濟模式尚不清晰，電

站開發(fā)商、電網(wǎng)、運營商在儲能方面的權(quán)責(zé)不明晰，主動配置儲能意愿降低。儲能配置比例博弈，解決消納為當(dāng)務(wù)之急。截止

2020

年底已有

18

個省市出臺

了鼓勵或要求新能源配儲能的有關(guān)文件。湖南、湖北、內(nèi)蒙、山東、山西、河北、

貴州明確規(guī)定了儲能配比，配置儲能的比例從

5%到

20%不等。遼寧、河南、西

藏三地雖并未要求具體儲能配置比例，但文件明確在新能源項目審核過程中“優(yōu)

先考慮”新能源配置儲能項目。“十四五”規(guī)劃明確提出發(fā)展儲能產(chǎn)業(yè)。“十四五”規(guī)劃中指出要發(fā)展新能源等

戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)；推進(jìn)能源革命，完善能源產(chǎn)供儲銷體系；建設(shè)智慧能源系統(tǒng)，

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。國務(wù)院辦公廳

11

月

2

日發(fā)布的《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021—2035

年）》中提到要促進(jìn)新

能源汽車與可再生能源高效協(xié)同，鼓勵“光儲充放”（分布式光伏發(fā)電—儲能系

統(tǒng)—充放電）多功能綜合一體站建設(shè)。儲能作為靈活調(diào)節(jié)資源，參與電力輔助市場服務(wù)。青海、寧夏、山東、江蘇、湖

南等地出臺了電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則，允許符合要求的儲能項目參與輔助服

務(wù)市場。1.2、

儲能技術(shù)百花齊放，電化學(xué)儲能正當(dāng)時儲能按照能量存儲形式可分為電儲能、熱儲能、氫儲能。電儲能主要包含抽水儲

能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等機械儲能技術(shù)；以及鉛酸電池、液流電池、鈉硫

電池、鋰離子電池等電化學(xué)儲能技術(shù)。由于場景的多樣性、各儲能技術(shù)與降本的情況，未來會是百花齊放的局面。各儲

能技術(shù)根據(jù)其輸出功率、能量密度、儲能容量、充放電時間等特點，將在不同的

應(yīng)用場景發(fā)揮最優(yōu)儲能效果。1.2.1、抽水蓄能最成熟、成本最低儲能行業(yè)仍處于多種儲能技術(shù)路線并存的階段，抽水蓄能仍然是當(dāng)前最成熟、裝機最多的主流儲能技術(shù)。抽水儲能是物理儲能的一種，是在電力負(fù)荷低谷期將水

從下池水庫抽到上池水庫時將電能轉(zhuǎn)化成重力勢能儲存起來，在負(fù)荷高峰時利用

反向水流發(fā)電的形式，綜合效率在

70%到

85%之間，且僅有

0.21-0.25

元/kWh的度電成本，在各種儲能技術(shù)中度電成本最低。雖然其不具有化學(xué)電池易老化和容量限制的問題，但是它對于地理因素的要求較

高，一般來說只能建造在山與丘陵存在的地方，同時抽水蓄能站的建造成本也較

高。其他新型的儲能技術(shù)只有在性能和成本上都能夠和抽水蓄能相當(dāng)甚至勝過抽

水蓄能，才有可能成為主流技術(shù)。1.2.2、液流電池處于早期商業(yè)化階段，增容便利，可用于大型儲能液流電池，直接將能量存儲在電解液中，但仍處于早期部署階段；鈉硫電池，能

量密度比鋰離子電池高，但其熱的液態(tài)金屬電解液不方便；超級電容器，不能在

足夠長的時間內(nèi)提供電力；壓縮空氣和飛輪由于位置的限制，只能用于中小型裝

置。液流電池的活性物質(zhì)是具有流動性的液體電解質(zhì)溶液，在充、放電過程中，電解

液中的活性物質(zhì)離子在惰性電極表面發(fā)生價態(tài)的變化，產(chǎn)生電流。容量大小取決

于電解液，可通過增加電解液的量或提高電解質(zhì)的濃度，達(dá)到增加電池容量的目

的，適用于公用事業(yè)規(guī)模的大型儲能。缺點是能量密度相對較低，使用場景受限；

技術(shù)生產(chǎn)技術(shù)還沒穩(wěn)定，滲漏液技術(shù)并沒有攻克。1.2.3、氫儲能能量密度高，在大規(guī)模儲能極具潛力對可再生和可持續(xù)能源系統(tǒng)而言，氫氣是一種極好的能量存儲介質(zhì)。氫能是一種

理想的二次能源，燃燒產(chǎn)物為水，是最環(huán)保的能源形式，它既能以氣、液相的形

式存儲在高壓罐中，也能以固相的形式儲存在儲氫材料中，如金屬氫化物、配位

氫化物、多孔材料等。氫儲能能量密度高、運行維護成本低、可長時間存儲且可

實現(xiàn)過程無污染，是少有的能夠儲存百

GWh以上，且可同時適用于極短或極長

時間供電的能量儲備技術(shù)方式，被認(rèn)為是極具潛力的新型大規(guī)模儲能技術(shù)。氫氣作為能源載體的優(yōu)勢在于：（1）氫和電能之間通過電解水與燃料電池技術(shù)可實現(xiàn)高效率的相互轉(zhuǎn)換；壓縮

的氫氣有很高的能量密度；（2）氫氣具有成比例放大到電網(wǎng)規(guī)模應(yīng)用的潛力?？蓪⒕哂袕娏也▌犹匦缘娘L(fēng)

能、太陽能轉(zhuǎn)換為氫能，更利于儲存與運輸，所存儲的氫氣可用于燃料電池發(fā)電，

或單獨用作燃料氣體，也可作為化工原料。1.2.4、電化學(xué)儲能降本塊，產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用前景大，需考慮資源約束電化學(xué)儲能使用方便、環(huán)境污染少、不受地域限制，能夠及時響應(yīng)電力的應(yīng)急需

求。物理儲能能夠構(gòu)建大型的儲能系統(tǒng)，但是存在面對電力應(yīng)急需求的響應(yīng)時間

較長，前期投資較大等問題。電化學(xué)儲能是利用化學(xué)元素做儲能介質(zhì)，充放電過

程伴隨儲能介質(zhì)的化學(xué)反應(yīng)或者變化，目前以利用鋰離子電池進(jìn)行電化學(xué)儲能為

主。電化學(xué)儲能是發(fā)展最快、降本空間大，產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用前景大。相比于抽水蓄能等機

械儲能，電化學(xué)儲能受地形影響小，可靈活配置于電力系統(tǒng)。以鋰離子電池、鈉

硫電池、液流電池為主導(dǎo)的電化學(xué)儲能技術(shù)在安全性、能量轉(zhuǎn)換效率和經(jīng)濟性等

方面都取得了重大突破，具有產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用前景。電化學(xué)儲能的發(fā)展上限需考慮資源約束。電化學(xué)儲能同樣需要用到電池，在新能

源汽車動力電池需求日益增加的情況下，儲能帶來的額外電池需求使得上游鋰、

鈷、鎳等資源緊缺程度進(jìn)一步加劇。上游資源供需緊張所引起的電池漲價，也會

導(dǎo)致電化學(xué)儲能降本不及預(yù)期。1.3、

商業(yè)模式?jīng)Q定儲能發(fā)展經(jīng)濟性1.3.1、基本分類與應(yīng)用場景

電力系統(tǒng)儲能電力系統(tǒng)儲能的應(yīng)用領(lǐng)域主要包含發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。

發(fā)電側(cè)儲能的主要目的是增強電力系統(tǒng)調(diào)峰備用容量，解決風(fēng)能、太陽能等可再

生能源發(fā)電不連續(xù)、不可控的問題，保障其可控并網(wǎng)和按需輸配，促進(jìn)新能源風(fēng)

電、光伏、光熱等新能源消納。電網(wǎng)側(cè)儲能主要功能是服務(wù)于電網(wǎng)安全，解決電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻、削峰填谷、智能

化供電、分布式供能問題，提高多能耦合效率，實現(xiàn)節(jié)能減排。用電側(cè)儲能主要是為用戶提供峰谷調(diào)節(jié)、提升供電能力和可靠性等多種需求，支

撐汽車等用能終端的電氣化，進(jìn)一步實現(xiàn)其低碳化、智能化等目標(biāo)。從現(xiàn)有的商業(yè)模式看，儲能的價值創(chuàng)造路徑包括參與調(diào)峰、調(diào)頻獲得輔助服務(wù)補

償；減少棄風(fēng)棄光電量增加電費收入；以及削峰填谷獲得峰谷價差。發(fā)電側(cè)主要是減少棄風(fēng)棄光電量獲利。由于目前電化學(xué)儲能成本相較抽水蓄能仍

然較高，該商業(yè)模式適用于棄風(fēng)、棄光率較高地區(qū)。電網(wǎng)側(cè)儲能的商業(yè)模式可從輸配電成本監(jiān)管和競爭性業(yè)務(wù)兩大類展開。其中輸配

電成本監(jiān)管包括有效資產(chǎn)回收和租賃；競爭性業(yè)務(wù)包含調(diào)壓調(diào)頻，為了保證電網(wǎng)

安全、穩(wěn)定運行，電廠必須提供調(diào)頻服務(wù)，當(dāng)前政策大力支持新能源發(fā)電，由于

新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性，調(diào)頻調(diào)壓將逐漸成為電網(wǎng)側(cè)重要業(yè)務(wù)。在人口稠密的地

區(qū)用儲能替代調(diào)峰電站可以降低能源成本，創(chuàng)造就業(yè)機會，建立一個更有彈性的

電力系統(tǒng)，減少空氣污染，帶來可觀的社會效益。用戶側(cè)儲能商業(yè)路徑較成熟，包括峰谷電價套利、保障停電時的電力供應(yīng)。峰谷

電價套利指用戶可以在負(fù)荷低谷時，以較便宜的谷電價對自有儲能電池進(jìn)行充

電，在負(fù)荷高峰時，將部分或全部負(fù)荷轉(zhuǎn)由自有儲能電池供電，利潤取決于峰谷

價差。另外，由于海外大規(guī)模停電事件頻發(fā)，家用儲能還可在電力系統(tǒng)故障時保

證電力供應(yīng)。其他儲能（通信基站、數(shù)據(jù)中心和

UPS備電）除應(yīng)用于電力系統(tǒng)外，儲能在通信基站、數(shù)據(jù)中心和

UPS等領(lǐng)域可作為備用電

源，不僅可以在電力中斷期間為通信基站等關(guān)鍵設(shè)備應(yīng)急供電，還可利用峰谷電

價差進(jìn)行套利，以降低設(shè)備用電成本。

根據(jù)

GGII數(shù)據(jù)，2019

年中國儲能鋰電池（含電力系統(tǒng)、通信基站、軌道交通等

應(yīng)用場景）出貨量

10.6GWh，同比增長

49.3%。其中，電力系統(tǒng)儲能鋰電池出

貨量

3.8GWh；通信儲能鋰電池出貨量

6.0GWh；軌道交通儲能鋰電池出貨量

0.25GWh；數(shù)據(jù)中心及其他儲能鋰電池出貨量共

0.55GWh。隨著

5G基站建設(shè)高峰期的到來，基站儲能需求有望高增長，率先帶動國內(nèi)儲能

市場進(jìn)入成長期。另一方面，由于磷酸鐵鋰成本低、安全性高，磷酸鐵鋰電池基

本占據(jù)國內(nèi)通信基站電儲能市場，也有望帶動鉛酸鋰電化替代需求。1.3.2、發(fā)電側(cè)平價將至，多種方式彌補經(jīng)濟性(1)儲能可促進(jìn)風(fēng)光消納，提升發(fā)電收益可再生能源配置儲能可解決消納問題，提高發(fā)電收益。據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)

警中心數(shù)據(jù)，2020

年全國棄風(fēng)電量

166.1

億千瓦時（風(fēng)電發(fā)電量

4760

億千瓦

時），風(fēng)電利用率

96.5%，棄風(fēng)率

3.5%；棄光電量

52.6

億千瓦時（光伏發(fā)電

量

2630

億千瓦時），光伏發(fā)電利用率

98.0%，棄光率

2%。若配置

10%儲能，

可增加消納風(fēng)電

16.6

億千瓦時、光伏

5.26

億千瓦時，可分別提高棄風(fēng)率、棄光

率

0.36pcts、0.2pcts。(2)青海補貼、新疆獎勵，補貼彌補儲能經(jīng)濟性青海出臺首個新能源配儲能補貼政策，10%+2h儲能補貼

0.1

元/度。2020

年

1

月

18

日，青海省發(fā)改委、科技廳、工信廳、能源局聯(lián)合下發(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》，明確將實行“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。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

1∶2∶0.2。同時對"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。新疆通過增加發(fā)電小時數(shù)，緩解儲能經(jīng)濟性難題。2019

年

2

月

19

日，新疆自

治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于在全疆開展發(fā)電側(cè)儲能電站建設(shè)試點的通知》，鼓勵光伏

電站合理配置儲能系統(tǒng)，儲能電站原則上按照光伏電站裝機容量

20%配置；配

置儲能電站的光伏項目，原則上增加

100

小時計劃電量。(3)

通過綠證、CCER內(nèi)部化碳成本，儲能經(jīng)濟性提升(4)

可再生能源項目可通過配置儲能，增加出售

CCER的收益。光伏和風(fēng)電屬于可再

生能源發(fā)電項目，通過替代基準(zhǔn)線情景下以火電為主的該區(qū)域電網(wǎng)的同等電量，

實現(xiàn)了溫室氣體減排。隨著

CCER審批迎來重啟，可再生能源有望獲得額外競爭

優(yōu)勢和附加收入，可再生能源企業(yè)可通過出售

CCER獲得收益。

碳成本、綠證成本的內(nèi)部化有望增加儲能經(jīng)濟性。若電力資源交易市場、碳交易

市場得到大力發(fā)展，碳交易、綠證成本計入儲能項目成本，有望增加經(jīng)濟性，實

現(xiàn)平價。1.3.3、電網(wǎng)側(cè)：調(diào)頻經(jīng)濟性最高，峰谷價差約束調(diào)峰經(jīng)濟性（1）調(diào)頻：華中地區(qū)調(diào)頻服務(wù)儲能項目經(jīng)濟性測算電池儲能響應(yīng)速度快，提升火電調(diào)頻能力。我國調(diào)頻電源主要為火電機組，火電

機組調(diào)頻響應(yīng)慢，而水電調(diào)頻地理條件受限。電池儲能系統(tǒng)可以在

1s內(nèi)完成

AGC調(diào)度指令；同時，少量的儲能系統(tǒng)可有效提升以火電為主的電力系統(tǒng)整體調(diào)頻能

力，可作為輔助傳統(tǒng)機組調(diào)頻的有效手段。儲能參與電力服務(wù)興起，調(diào)頻經(jīng)濟性高。由于政府對于儲能調(diào)頻領(lǐng)域的重視和支

持，儲能聯(lián)合發(fā)電機組參與電力輔助服務(wù)已經(jīng)開始興起。儲能輔助電網(wǎng)調(diào)頻的經(jīng)

濟性遠(yuǎn)好于削峰填谷。隨著可再生能源占比逐步提高，電力市場化進(jìn)一步深化，

調(diào)頻需求將進(jìn)一步釋放。我們以華中

AGC調(diào)頻為例，AGC輔助服務(wù)補償采取按貢獻(xiàn)電量補償，補償費用

=調(diào)節(jié)里程*K*補償標(biāo)準(zhǔn)，補償標(biāo)準(zhǔn)為

6

元/MW，測算火儲聯(lián)合調(diào)頻項目的收益：

假設(shè)為華中區(qū)域某

60

萬千瓦的火電機組配置

18MW/9MWh儲能系統(tǒng)（配置率

3%），依據(jù)其典型日的

AGC指令數(shù)據(jù)以及機組負(fù)荷數(shù)據(jù)，模擬計算，得出以下

結(jié)論：

機組的綜合性能指標(biāo)

K值保守取

5；

在調(diào)度調(diào)用較頻繁的情況下，模擬顯示可捕獲

5000MW左右的有效里程。參照

其他項目經(jīng)驗，保守估計平均日調(diào)節(jié)里程（即調(diào)節(jié)幅度）為

2500MW左右；按照

6

元/MW的補償標(biāo)準(zhǔn)，則該火儲聯(lián)合調(diào)頻系統(tǒng)日收益為

7.5

萬元（2500MW×5×6

元/MW）。

若全年按運行

250

天估算，則該火儲聯(lián)合調(diào)頻項目年收益為

1875

萬元。

參照華中地區(qū)首個火儲聯(lián)合調(diào)頻項目的設(shè)備采購中標(biāo)價

3648.63

萬元（新昌電

廠電源側(cè)調(diào)頻調(diào)峰儲能一期項目（上海融合元儲

3648

萬中標(biāo)新昌電廠調(diào)頻項

目），假設(shè)該項目的其他假設(shè)建設(shè)成本（電氣改造、基建、電網(wǎng)接入等）占總成

本的

10%，則該項目總成本為

4054

萬元。

則按照年收入

1875

萬元計算，在不考慮其他成本（財務(wù)成本、運行維護成本等）

的情況下該項目靜態(tài)回收期為

2.16

年。（2）調(diào)峰：江蘇省儲能調(diào)峰項目經(jīng)濟性測算多年來江蘇省用電量一直保持在全國第二的水平，預(yù)計

2020

年全省用電總量約

6327

億千瓦時，其中工業(yè)用電量約

4684

億千瓦時，由此將帶來高達(dá)

93.68GWh的用戶側(cè)儲能需求。

2020

年

11

月

3

日，江蘇省發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于江蘇電網(wǎng)

2020-2022

年輸配電

價和銷售電價有關(guān)事項的通知》。根據(jù)通知的內(nèi)容，江蘇省峰谷價差最大為

0.8154

元/kWh，最低為

0.7158

元/kWh。為了測算用戶側(cè)削峰填谷的收益，我們進(jìn)行以下假設(shè)：1.

用戶為

220KV及以上的大工業(yè)用戶（峰谷價差最?。?。2.

配置

10MW/40MWh的鋰離子電池儲能系統(tǒng)，系統(tǒng)單價按

1600

元/kWh記，

總造價

6400

萬元。3.

系統(tǒng)充放電效率按

90%計。4.

簡單測算不考慮財務(wù)成本及稅收，用戶自己投資建設(shè)，不考慮第三方投資和用

戶進(jìn)行電費分成的模式。5.

全年運行

330

天，其中夏季

7、8

月

62

天，非夏季

268

天。6.

一天兩充兩放。兩充兩放策略具體如下：非夏季，每天低谷

0-4

點，平段

12-16

點各充電

4

小時，總計充電

8

小時。每

天高峰

8-12

點，17-21

點各放電

4

小時，總計放電

8

小時。結(jié)論：削峰填谷商業(yè)模式只有在峰谷價差達(dá)到

0.7

元/千瓦時以上才有可能盈利，

但目前除北京、上海、江蘇、廣東、浙江、海南外，其他省份峰谷價差都達(dá)不到

該水平。1.3.4、用戶側(cè)：高電價+光伏滲透，海外家儲市場景氣度高高昂的電價成為戶用儲能在海外快速發(fā)展的主要因素。在歐洲、日本、澳大利亞、

美國等電力價格高昂的國家和地區(qū)，家用光伏+儲能應(yīng)用的主要經(jīng)濟驅(qū)動因素之

一是提高電力自發(fā)自用水平，以延緩和降低電價上漲帶來的風(fēng)險。同時，隨著電

價上漲和光伏系統(tǒng)成本迅速下降，上述地區(qū)強勁、穩(wěn)定的光伏新增裝機量也為儲

能應(yīng)用提供了堅實的市場。德國、美國、日本成為家用儲能主要市場，2020Q3

出貨量占比近

70%。光伏自發(fā)自用經(jīng)濟性提高，進(jìn)一步推動家用儲能市場增長。長期以來，為促進(jìn)光

伏行業(yè)發(fā)展，全球主要國家均制定了相應(yīng)的光伏補貼政策。近年來受光伏發(fā)電成

本持續(xù)下降等因素影響，各國的光伏上網(wǎng)電價（FIT）和凈計量電價制度正逐步

削減和取消。光伏補貼政策的調(diào)整促使用戶改變以往將電力上網(wǎng)的獲益方式，而

更傾向于將多余電力儲存自用，從而節(jié)省電費支出。1.3.5、智能電網(wǎng)及電動汽車發(fā)展推動

V2GV2G(Vehicletogrid)通過充電站實現(xiàn)電動汽車和電網(wǎng)之間的的能源互動。V2G指電動汽車作為一種分布式負(fù)荷的同時也充當(dāng)電源，可以向電網(wǎng)釋放其儲存在動

力電池內(nèi)的電能，來達(dá)到優(yōu)化電網(wǎng)運行的目的。充電站實現(xiàn)

V2G，建設(shè)尚處早期。電動汽車和電網(wǎng)之間的的互動是通過充電站

來完成的，那就需要充電站能夠滿足

G2V和

V2G的要求，即充電站控制器

CSC和

V2G控制器的雙向控制系統(tǒng)。充電樁作為電動汽車發(fā)展的一個難點，充電站

也還在慢慢地普及，所以帶有

V2G模式的充電站規(guī)劃還是處在較前期的階段。2、

儲能空間測算：又一萬億市場冉冉開啟2.1、

總體空間我們從國內(nèi)外風(fēng)光發(fā)電側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻儲能、分布式儲能（工商業(yè)、家

用）、其他儲能（通訊基站、IDC等備電）等方面分別測算了

2020-2060

年儲

能市場空間：2025

年儲能年需求空間

400

GWh；2020-2025

年累計

1

TWh，新增儲能年復(fù)

合增速約

34%。2030

年碳達(dá)峰，儲能年需求空間

1.25

TWh；2020-2030

年累計

3.9

TWh，新

增儲能年復(fù)合增速約

30%。2060

年碳中和，儲能年需求空間

10

TWh；2020-2060

年累計

94

TWh，新增

儲能年復(fù)合增速約

7%。2020

年儲能成本約

1.2

元/Wh，根據(jù)儲能成本學(xué)習(xí)曲線，降本約

60%，至

2060

年年均成本降幅為

1.75%，測算得出

2025

年儲能投資市場空間

0.45

萬億元

（2020

年起累計

1.6

萬億元，下同），2030

年

1.3

萬億元（累計

6

萬億元），

2060

年

5

萬億元（累計

122

萬億元）。2.2、

國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)我們根據(jù)

2030

碳中和、2060

碳達(dá)峰的規(guī)劃目標(biāo)，測算出國內(nèi)風(fēng)、光新增裝機

量。再假設(shè)容配比由

2020

年的

10%逐步提升至

2030

年的

20%，備電時長至

2025

年為

2h，逐步提升至

2030

年的

4h（足以滿足削峰填谷），測算出風(fēng)光發(fā)

電側(cè)的儲能需求。2030-2060

年的預(yù)測方法同上，功率配比假設(shè)逐漸提升至

2060

年的

100%，備

電時長假設(shè)保持

4h。假設(shè)

2020

年儲能成本

1.2

元/Wh，根據(jù)儲能成本學(xué)習(xí)曲線，

降本約

60%，年降

1.75%。測算得出，國內(nèi)風(fēng)光發(fā)電側(cè)儲能空間至

2030

年累計約

1.3TWh，至

2060

年累

計約

3.6TWh，投資規(guī)模累計約

25

萬億元。2.3、

海外風(fēng)光發(fā)電側(cè)海外風(fēng)光發(fā)電側(cè)儲能空間測算與國內(nèi)同理，容配比與備電時長假設(shè)與國內(nèi)相同。

測算得出，海外風(fēng)光側(cè)儲能需求空間

2025

年

48GWh，2030

年

175GWh，2060

年

1.5TWh；2020-2060

年累計

24

TWh。2.4、

電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻空間測算（1）電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)峰需求與發(fā)電量有關(guān)，假設(shè)

2060

年所有調(diào)峰機組為儲能，調(diào)峰儲能容量占比

逐步由

2020

年的

0.3%提升至

2060

年的

70%，測算得出

25、30、60

年儲能

調(diào)峰需求空間分別為

30GWh、121

GWh、2TWh。2020-2060

累計儲能空間

36TWh。（2）電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻根據(jù)全球發(fā)電裝機，假設(shè)

2020

年-2060

調(diào)頻需求占比逐步由

2.3%提升至

15%，

假設(shè)儲能在調(diào)頻機組占比由

12%逐步提升至

90%，2020

年-2060

年備電時長

0.5h逐步提升至

1h。測算得出

25、30、60

年儲能調(diào)頻需求空間分別為

22GWh、

64

GWh、1.7

TWh。2020-2060

累計儲能空間

19

TWh。2.5、

分布式儲能空間測算假設(shè)分布式光伏中工商業(yè)、家用光伏占比為

8:2，假設(shè)新增工商業(yè)光伏中儲能滲

透率由

2020

年

5%逐步提升至

2060

年

70%，存量工商業(yè)光伏中儲能滲透率由

2020

年

0.5%逐步提升至

2060

年

20%，非光伏配套工商業(yè)儲能占分布式光伏比

例

10%，備電時長假設(shè)為

4h。測算得出

25、30、60

年工商業(yè)分布式儲能空間分別為

77GWh、178GWh、1.1

TWh。2020-2060

累計儲能空間

22

TWh。假設(shè)新增光伏配套的家用儲能滲透率由

2020

年

10%逐步提升至

2060

年

100%，

存量光伏配套家用儲能滲透率由

2020

年

2%逐步提升至

2060

年

100%，備電時

長假設(shè)為

4h。測算得出

25、30、60

年家用儲能空間分別為

125GWh、370GWh、1.4

TWh。

2020-2060

累計儲能空間

30

TWh。2.6、

通訊、IDC等其他儲能根據(jù)

5G基站建設(shè)進(jìn)度，假設(shè)單站功耗

3.5kW，備電時長

4h，測算得出基站儲

能需求。假設(shè)包括通訊基站、IDC備電在內(nèi)的其他儲能需求

2020-30

年年均增速

20%，

此后至

2060

年增速逐漸降至

0%，測算得出

25、30、60

年其他儲能空間分別

為

28GWh、69GWh、0.3

TWh。2020-2060

累計儲能空間

6

TWh。3、

儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈：電池和

PCS是核心，系統(tǒng)集成附加值有望提升儲能系統(tǒng)主要由電芯、電器元件、熱管理系統(tǒng)、儲能變流器（PCS）、能源管理

系統(tǒng)（EMS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）共同組成。電芯和電器元件通過排列，連

接組裝成電池模組，再和其他元器件一起固定組裝到柜體內(nèi)構(gòu)成電池柜體。儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈上游包括電池原材料及生產(chǎn)設(shè)備供應(yīng)商等。中游即儲能電站的電

池、BMS、PCS、EMS生產(chǎn)。下游為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商及終端用戶等，

通過設(shè)計優(yōu)化應(yīng)用方案增效。從產(chǎn)業(yè)鏈來看，儲能系統(tǒng)位于整條產(chǎn)業(yè)鏈中游。儲能行業(yè)仍處于發(fā)展初期，市場參與者的角色仍然是不穩(wěn)定的，行業(yè)還沒有統(tǒng)一

標(biāo)準(zhǔn)的角色。一些公司涵蓋了從電池生產(chǎn)到系統(tǒng)集成的整個價值鏈，而另一些公

司則專注于價值鏈中的單個階段。我們認(rèn)為：（1）電池和

PCS是儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈中壁壘較高、價值量占比較大的核心環(huán)節(jié)。（2）系統(tǒng)集成和

EMS環(huán)節(jié)雖然目前在國內(nèi)價值量、技術(shù)含量不高，但未來有望

通過數(shù)字化、智能化集成和控制，實現(xiàn)儲能越來越高和越來越復(fù)雜的應(yīng)用場景；

EMS是實現(xiàn)系統(tǒng)集成高級功能的基礎(chǔ)，系統(tǒng)集成商有望掌握行業(yè)話語權(quán)。3.1、

儲能變流器(PCS)：深刻理解電網(wǎng)環(huán)境，具備渠道

優(yōu)勢儲能變流器(PowerConversionSystem，PCS)是電化學(xué)儲能系統(tǒng)中，連接于電

池系統(tǒng)與電網(wǎng)之間的實現(xiàn)電能雙向轉(zhuǎn)換的裝置。既可把蓄電池的直流電逆變成交

流電，輸送給電網(wǎng)或者給交流負(fù)荷使用；也可把電網(wǎng)的交流電整流為直流電，給

蓄電池充電。PCS上游主要由電子元器件、結(jié)構(gòu)件、電氣元器件和電線類和其他元器件構(gòu)成，

其中電子元器件包括電阻、電容、集成電路、PCB等；結(jié)構(gòu)件包括機柜、機

箱、

金屬和非金屬結(jié)構(gòu)件，其中非金屬結(jié)構(gòu)件包括多晶硅、硅片和晶硅電池片等；電

氣元器件包括斷路器及相關(guān)輔件、變壓器、電感和散熱器等；電線類原材料包括

電線和電纜。儲能逆變器市場需求持續(xù)快速增長。根據(jù)

IHSMarkit發(fā)布的全球市場研究報告，

到

2022

年，儲能逆變器規(guī)模將增至

17GW。2018

年-2022

年全球儲能逆變器累

計市場規(guī)模預(yù)計為

63GW，呈持續(xù)增長態(tài)勢。PCS核心是逆變功率模塊和二次控制電路，要求較高的電力電子技術(shù)。技術(shù)含

量高的部分集中在

IGBT模塊、各種芯片、電子集成印刷電路板以及軟件控制算

法上。PCS功能復(fù)雜，需對電網(wǎng)情況和用電負(fù)荷熟悉，適配多型號的電池。與光伏逆

變器和風(fēng)能變流器相比，PCS除了具有并網(wǎng)的基本功能外，還需具備：蓄電池

充放電控制；配合電網(wǎng)實現(xiàn)削峰填谷、調(diào)峰調(diào)頻功能；動態(tài)無功支持；電能質(zhì)量

調(diào)節(jié)；電網(wǎng)故障時既要實現(xiàn)穿越，還要維持電網(wǎng)穩(wěn)定；孤網(wǎng)運行功能；作為支撐

源，建立微電網(wǎng)。PCS對

IGBT芯片配置要求相比光伏逆變器更高。光伏逆變器對芯片面積的最小

需求為純逆變，而儲能逆變器需要整流逆變，對續(xù)流二極管的載流能力要求更高，

即需要更大的二極管芯片。PCS提供商由單一的設(shè)備提供商向解決方案提供商轉(zhuǎn)變。2016

年，陽光電源和

三星

SDI合作，成立了三星陽光和陽光三星兩個公司，業(yè)務(wù)范圍涉及儲能逆變

器、鋰電池以及能量管理系統(tǒng)等產(chǎn)品的生產(chǎn)和銷售。2017

年，陽光電源推出了

“逆變器+儲能技術(shù)融合”的解決方案，不僅可降低系統(tǒng)成本，還可以通過功能

整合進(jìn)一步提高系統(tǒng)綜合發(fā)電效率。儲能電池的投產(chǎn)意味著陽光電源在向用戶提

供整套儲能系統(tǒng)集成方案時，其核心部件

PCS和電池都由陽光及其合資公司提

供，既可以確保穩(wěn)定的供貨渠道，也為整個系統(tǒng)在集成過程中的配置和選型提供

便利。3.2、

電池：成本占比

50%，海外電池廠商品牌力突出電池的成本占比最大，約占儲能系統(tǒng)整體成本的

50%以上。電芯排列組裝成電

池模組，和其他電池元器件一起構(gòu)成電池柜體，再組合成電池倉。電池容量越大，分?jǐn)傊羻挝蝗萘康钠渌杀驹降?。若單位容量的電池成本不變?/p>

均為

209

美元/kWh，則供電能力為

0.5

小時的系統(tǒng)單位成本達(dá)到

895

美元/kWh，

而供電能力為

4

小時的系統(tǒng)單位成本可降至

380

美元/kWh，規(guī)模效應(yīng)明顯。儲能電池和新能源汽車動力電池的應(yīng)用場景不同造成了兩者的性能等方面不同。從容量體積來看，儲能電池主要用于能量儲存，容量要求大，壽命要求長；動力

電池主要是提供動力用，要求能夠輸出高功率，能量密度大，但體積較小，重量

較輕。從使用壽命來看，儲能電池對于使用壽命有更高的要求，一般使用壽命需大于

10

年，需要

6000-10000

次循環(huán)；而動力電池運用于新能源汽車中，新能源汽

車的壽命一般在

5-8

年，其動力電池的循環(huán)次數(shù)通常在

1000-2000

次之間。從充放電效率來看，動力電池主要應(yīng)用于電動汽車，受到汽車的體積和重量以及

啟動加速的限制，比普通的儲能電池有更高的性能要求：充電速度更快，放電電

流更大；普通儲能電池的要求則沒有這么高，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)，動力電池的容量低于

80％就無法用于新能源汽車中了，但稍加改造后，還可以用在儲能系統(tǒng)中。從熱管理方式來看，動力電池集成度高，多用變相材料冷卻，其熱管理方面的安

全性與儲能電池相比較低。從電芯類型來看，儲能電池和動力電池都可以采用磷酸鐵鋰電池和三元鋰電池，

國內(nèi)商用都以磷酸鐵鋰電池為主，據(jù)派能科技招股書，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%，因為磷酸鐵鋰電池具有循環(huán)壽

命長、充放電快速、安全性能好、溫度適應(yīng)性強等性能優(yōu)勢，在儲能領(lǐng)域具有顯

著的競爭優(yōu)勢；三元鋰電池安全性還不能保證，如韓國從

2017

年開始的

21

起

儲能起火事件中

16

次是由于三元電池的原因起火。電池系統(tǒng)充放電效率跟電池的內(nèi)阻和電池間連接工藝有關(guān)。阻值小，損耗也就小，

能量轉(zhuǎn)換效率高。幾家電池廠商中

Sony和

Tesla的鋰電池是

18650

圓柱電芯，

容量小內(nèi)阻值大，另外電芯間串并聯(lián)連接片多、焊點多，損耗大，所以能效偏低。

海外儲能電池以三元為主，而國內(nèi)以鐵鋰為主，國內(nèi)電池廠商成本優(yōu)勢明顯。LG和派能是軟包電池，容量分別是

63Ah和

26.5Ah。BYD、Samsung、Alpha的

電芯是方形鋁殼電池，容量分別為

26Ah、9