投資摘要
碳中和“3060”戰(zhàn)略引領儲能行業(yè)發(fā)展。2020年9月22日，習近平主席在第75屆聯(lián)合國大會一般性辯論上發(fā)表講話時提出，中國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。從能源消費結構來看，2019年國內可再生能源占比僅15.3%，未來新能源發(fā)電將成為實現(xiàn)碳中和目標的關鍵路徑，而大部分可再生能源都具有間歇性的特點，只能起到對傳統(tǒng)發(fā)電方式的補充作用，假如要完全依靠可再生能源提供24小時不間斷的電力，配套儲能系統(tǒng)則將是不二的選擇。
電化學儲能未來將脫穎而出。儲能主要分為物理儲能、電化學儲能和電磁儲能三類，其工作原理和性能特點均不同。其中，抽水蓄能因起步早、技術最成熟而裝機規(guī)模占比持續(xù)超過90%，但亦具有選址要求高、一次投資大等缺點；而電化學儲能因性能突出而應用廣泛，且還具有不受地域條件限制、成本低更具商業(yè)性等優(yōu)點，隨著鋰電池成本逐年降低，預計未來電化學儲能將脫穎而出。
儲能有效緩解發(fā)電、輸配電、用戶側多環(huán)節(jié)痛點，需求驅動行業(yè)發(fā)展。在發(fā)電側，儲能用于平滑新能源發(fā)電出力波動、參與調頻調峰輔助服務、跟蹤調度計劃指令等；在輸配電、用電側，儲能主要應用于無功支持以調節(jié)線路電壓、電費管理用以降低用戶成本等。政策方面，美日等國較早地采取多項激勵措施發(fā)展儲能，中國后來居上，2019年，全球儲能累計裝機量已增長至184.6GW，中國增長至32.4GW，占比17.6%位居第一。
預計2025年全球儲能電池需求量超210GWh，對應市場空間超1600億元。發(fā)電側：2020年起，國內各省陸續(xù)出臺政策，要求風光配置儲能，配置比例在5%-20%之間。受益于儲能配套滲透率提升以及光伏風電裝機量提升，預計2025年全球發(fā)電側儲能需求量將達到40.7GWh。用戶側：由于海外家庭用電貴且用電不穩(wěn)定，在極端天氣時用電困難導致極端電價，催生海外戶用儲能市場需求。我們預計2025年海外儲能配套需求量將達到171GWh。市場空間：我們假設儲能電池價格在未來5年逐步下降，2025年達到0.79元/wh，對應2025年全球儲能電池市場空間預計將超過1600億元。
政策紅利接續(xù)釋放加速“新能源+電化學儲能”發(fā)展。碳中和與電改背景下，多項國家綱領性政策出臺，為后續(xù)政策條例奠定基礎；青海首個補貼政策推出，為其他地區(qū)帶來示范效應；在調峰調頻等輔助市場領域，自國家能源局發(fā)布相關工作方案的頂層設計后，二十余區(qū)域和省市紛紛響應，推動電化學儲能進一步發(fā)展；此外電化學儲能的標準體系已較具雛形，涉及技術、安全等多個層面。
投資策略：電網(wǎng)側：風電和光電發(fā)電方式具有波動性和不穩(wěn)定性，而需求端沖擊性負荷大規(guī)模接入對電網(wǎng)柔性輸電要求極高，我們重點關注智能電網(wǎng)標的：國電南瑞。戶用儲能：與此同時，上游發(fā)電的波動性帶來對儲能業(yè)務的需求，我們重點關注儲能行業(yè)標的：陽光電源、派能科技。發(fā)電側：空間廣闊的發(fā)電側和工商業(yè)大型儲能方向，關注全球動力及儲能電池龍頭寧德時代、億緯鋰能、國軒高科、鵬輝能源等。
風險提示：新能源行業(yè)發(fā)展不及預期。
一、碳中和“3060”戰(zhàn)略引領儲能行業(yè)發(fā)展
2020年9月22日，習近平主席在第75屆聯(lián)合國大會一般性辯論上發(fā)表講話時指出，中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。2020年12月12日，習近平總書記在氣候雄心峰會上宣布：到2030年，中國單位國內生產(chǎn)總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，森林蓄積量將比2005年增加60億立方米，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。
從發(fā)電側看，隨著煤電不斷去產(chǎn)能，新能源發(fā)電將成為實現(xiàn)碳中和目標的關鍵路徑，而大部分可再生能源都具有間歇性的特點，從目前應用情況來看，大多數(shù)可再生能源發(fā)電系統(tǒng)只能起到對傳統(tǒng)發(fā)電方式的補充作用，假如要完全依靠可再生能源提供24小時不間斷的電力，配套儲能系統(tǒng)則將是不二的選擇。
鋰電池和光伏電站成本大幅下降，也為儲能行業(yè)發(fā)展提供了支撐。根據(jù)BloombergNEF的數(shù)據(jù)顯示，2010年鋰電池組單度電價為1160美元，而2019年單度電價已經(jīng)跌到了156美元，降幅達到了87%。BloombergNEF預測稱電池的學習率約為18%，即全球電池產(chǎn)量每翻一番，電池價格就會下降18%，在這樣的假設下，隨著未來動力鋰電池和儲能鋰電池持續(xù)量產(chǎn)，規(guī)模效益將逐步顯現(xiàn)，預計2023年電池的單度電成本就將低于100美元，2030年將達到62美元/度電，折合0.4元/Wh。
根據(jù)Bloomberg BNEF的數(shù)據(jù)顯示，截至2020年下半年，全球范圍內固定式光伏電站項目LCOE為47美元/MWh，折合約0.3元/wh，而配套電池儲能系統(tǒng)的LCOE為132美元/ MWh，折合約0.86元/wh。
2018年全球LCOE已低于部分中國地區(qū)燃煤電價。根據(jù)國家能源局的數(shù)據(jù)，截至2018年底，世界范圍內平均的光伏發(fā)電成本已經(jīng)低于中國部分地區(qū)的燃煤發(fā)電成本，無補貼的光伏電站在部分電價較高的地區(qū)的投資回報率已經(jīng)非常可觀，而對于那些在偏遠地區(qū)且致力于綠色能源的廠商來說，隨著電池儲能系統(tǒng)的價格逐步下降，配套儲能系統(tǒng)所帶來的額外成本，將越來越能被接受。碳中和的發(fā)展離不開儲能系統(tǒng)的配套和應用。
二、儲能未來發(fā)展還看鋰電池儲能
儲能，意指通過特定的裝置或物理介質將當前用不到的不同形式的能量進行存儲，以便在需求時將其從媒介中釋放再次利用。根據(jù)電能封存的轉化形式，儲能技術主要分為物理儲能（機械儲能）、電化學儲能（電池儲能）、電磁儲能（電場、磁場儲能）三類。
根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2020年9月，全球抽水蓄能累計占比約91.9%，排名第二的是電化學儲能，占比5.9%，而其中5.3%為鋰離子電池儲能。
根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，全球已投運的儲能累計裝機規(guī)模從2015年的164.7GW逐年增長至2019年的184.6GW，CAGR達到2.9%。其中，中國已投運的儲能累計裝機規(guī)模穩(wěn)步擴大，累計裝機量從23.5GW增長至32.4GW，CAGR達到8.4%，中國占據(jù)全球儲能累計裝機規(guī)模從2015年的14.3%提升至2019年的17.6%。
美日等發(fā)達國家率先發(fā)展，中國起步較晚。美國、日本等發(fā)達國家出于對儲能技術的重視，較早地就將儲能技術定位為支撐新能源發(fā)展的戰(zhàn)略性技術，采取了多項激勵措施，如財政補貼、減稅等，推動其儲能大力發(fā)展。
相較而言，中國儲能產(chǎn)業(yè)政策推行較晚，2010年在《可再生能源法修正案》中第一次提及儲能，中國雖起步晚，但近年來相關激勵措施已緊鑼密鼓地推行和實施，推動中國儲能行業(yè)后來居上。2019年，全球新增投運的電化學儲能項目主要分布在49個國家和地區(qū)，裝機規(guī)模排名前十位的國家分別是：中國、美國、英國、德國、澳大利亞、日本、阿聯(lián)酋、加拿大、意大利和約旦，規(guī)模合計占2019年全球新增總規(guī)模的91.6%。
（一）抽水儲能：裝機規(guī)模最大，技術最成熟
抽水儲能是在具有高度差的上游和下游同時配置水庫，在處于用電低谷時，利用無法被消耗的多余電力從地勢低的下游水庫抽水至上游水庫儲存起來，將電能轉換為勢能；在用電高峰時釋放上水庫的水流到下水庫中推動水輪機發(fā)電，將重力勢能轉換為電能。
抽水蓄能原理簡單、技術成熟。不同于一般的水電站易受季節(jié)降水影響，其不會出現(xiàn)豐水期棄水或枯水期缺水停電現(xiàn)象，只要滿足降水量大于上下水庫蒸發(fā)的水量，便能通過水泵和水輪機作用反復循環(huán)抽水和發(fā)電，為電力系統(tǒng)提供輔助服務；此外抽水蓄能儲能容量大、效率較高（達到65%~70%）、壽命長、負荷響應速度較快（完全停電至滿負荷發(fā)電約5分鐘），且具有小時級至日級放電，經(jīng)常配合大規(guī)模風電光伏發(fā)電。
圖片
抽水儲能是目前裝機規(guī)模最大、商用最早的儲能技術。抽水儲能作為機械儲能的一種技術類型，是目前技術最成熟、存儲成本最低、使用壽命長、最早實現(xiàn)商用、裝機規(guī)模最大的儲能技術，但由于抽水儲能對選址要求非常高，需要在當?shù)赜谐渥愕乃矗⑶疑舷掠嗡畮煨枰哂凶銐虻母叨炔钜员ＷC發(fā)電的需求，此外，抽水儲能對所處環(huán)境的防滲體系要求較高，抽水儲能占全球已投運電力儲能項目的占比由2015年的%逐年下降至2019年的91.9%。
（二）電化學儲能：發(fā)展速度最快，綜合效率最高
鋰離子電池儲能技術作為電化學儲能的主要技術路線，具有能量密度高、綜合效率高、成本下降潛力大、建設周期短和適用性廣泛等特性。
電化學儲能在性能和應用范圍方面，能夠切實滿足多種商業(yè)化應用場景需求。按應用場景儲能可分為能量型和功率型，前者在大規(guī)模裝機背景中對儲能放電持續(xù)時間、容量等要求較高，以滿足如光伏出力平滑、調峰等需求；后者對響應效率、充放電轉換靈活性等要求較高，以滿足如風電出力平滑、調頻調壓等場景需求。
鋰電池儲能隨著電池技術的快速進步而迅速崛起。2015年電化學儲能份額占比僅0.69%，而截至2020年9月，電化學儲能份額份占比達到了5.9%，累計裝機規(guī)模從2015年1.13GW大提升至2020年9月的10.9GW，年復合增長率超過60%，其中鋰電儲能裝機規(guī)模9.81GW，在電化學儲能中占比約90%，是目前全球第二大規(guī)模的儲能技術類型。
目前，電化學儲能的商業(yè)化應用場景已日益豐富，我國在光伏電站、風電站、火電機組配置電化學儲能方面、電動有軌列車儲能技術方面、工業(yè)園儲能方面均存在較為可觀的代表性范例。
（三）其他儲能：占比較小，靜等技術突破
飛輪儲能是在用電低谷時，利用電能使位于真空殼內的飛輪高速旋轉（速度可達到幾萬轉/分鐘），將電能轉化為機械動能存儲；用電高峰時由飛輪帶動發(fā)動機進行發(fā)電。飛輪儲能具有功率密度高、效率高（達90%）、響應速度快、穩(wěn)定性強、無污染，免維護，且摩擦損耗較小壽命較長（15~30年）等特點。然而，飛輪儲能系統(tǒng)復雜，且通常能量密度較低，只能持續(xù)幾秒至幾分鐘，同時由于軸承磨損和空氣阻力，自放電現(xiàn)象較多。
電容器儲能依據(jù)雙電層理論，采用特殊電極結構使電極表面積成萬倍增加，產(chǎn)生很大的電容量，直接將能量以電場能的形式存儲，無能量轉換。超級電容器具有響應速度快、能耗小、循環(huán)壽命長、功率密度高且功率變化范圍大等特點，但缺點也非常明顯，包括儲能投資成本高、儲存能量較小，能量密度低等。
超導儲能（磁場儲能）是在用電低谷時，將富余的電能存儲在流過超導線圈的直流電流產(chǎn)生的磁場中，將電能轉換為磁場能。其特點包括功率密度高、無能量轉換，效率高(＞97%)、響應速度極快(ms級)、無污染，在超導狀態(tài)下線圈的電阻可不計，故能耗非常小，可用于長期無損耗儲能；然而其能量密度低，且超導線圈需要在溫度極低的液體中工作，超導材料費用和成本高、維護程序較為繁瑣。超導儲能目前主要用于提高系統(tǒng)穩(wěn)定性，改善風電、光電出力波動性。
三、需求驅動行業(yè)發(fā)展，痛點逐個擊破
在碳中和目標驅動下，新能源發(fā)電新增和累計裝機規(guī)模預計將持續(xù)增長，但喜中隱憂的是，新能源發(fā)電出力的波動性、消納困境以及棄風棄光問題仍然存在，而儲能的出現(xiàn)，將在發(fā)電側、輸配電側、用電側逐個擊破行業(yè)痛點。
（一）發(fā)電側：平滑出力，調頻調峰，提升能源使用效率
我國可再生能源發(fā)電尤其是光伏發(fā)電、風力發(fā)電取得迅猛發(fā)展，但風光具有天然的隨機性和不確定性。對比煤電、燃機具有可調節(jié)性，光照強度、風力風速等氣候條件的不可控性造成了光伏發(fā)電、風力發(fā)電具有間歇性和波動性的出力特征。
光伏出力特征：受光照強度影響，光伏出力具有典型的白天因較高的日照強度而出力大，夜晚則出力小的固定周期波動的特征，出力曲線大致呈現(xiàn)“單峰”分布，在正午13：00至14：00平均出力最大，在夜間20：00至次日6：00幾乎無出力；此外，峰值大小具有季節(jié)性差異，春夏出力明顯高于秋冬。
風電出力特征：受風速和風力大小影響，風電在晚上20：00至次日7：00平均出力較大，而在9：00至18：00的平均出力較小，但由于風能資源全天存在，故風力發(fā)電晝夜差異小于光伏發(fā)電；此外，春季受較大風速影響，其風電日平均出力為四季最高；而冬季由于風速和風力較為均勻，故其出力曲線相對平緩。
此外，風電負荷高峰時間點普遍為10：00至11：00、19：00至20：00，但其相對應的風電出力卻較小，即出現(xiàn)了風電生產(chǎn)與負荷需求不對稱的“風電反調峰”的出力特性。
電力供需失衡會導致電網(wǎng)的頻率發(fā)生波動。供過于求電網(wǎng)頻率會上升，供不應求則會下降，電網(wǎng)頻率波動性上升意味著電網(wǎng)的穩(wěn)定性下降。而隨著風、光滲透率不斷提高，大規(guī)模的風電、光伏并網(wǎng)在優(yōu)化電源結構的同時，其波動性與間歇性缺陷給電網(wǎng)的安全可靠運行和電能質量帶來的不利影響亦日益放大。
1）儲能系統(tǒng)能夠平抑新能源發(fā)電的出力波動，滿足并網(wǎng)穩(wěn)定性要求
將儲能系統(tǒng)和新能源發(fā)電裝置相互配合，在新能源發(fā)電出力尖端時儲存電能，在夜晚光伏電站無出力時向電網(wǎng)輸出電能；或在風力較小時向電網(wǎng)輸出電能。由于夜間需要持續(xù)用電，故平滑光伏出力波動需要放電持續(xù)時間長的能量型儲能技術；由于風力、風速變化波動性較大，故平滑風電波動需要響應效率較高的功率型儲能技術。
2）儲能相比于火電是更高效的調峰、調頻資源
調峰：不同時段用電負荷不同，火電機組還需要預留一部分發(fā)電量響應尖峰負荷，迫使火電機組無法滿發(fā)，儲能則可以通過在尖峰時刻放電來調峰，確保發(fā)電經(jīng)濟性。
調頻：在傳統(tǒng)能源發(fā)電時代，主要由火電機組負責系統(tǒng)調頻?；痣姍C組工作原理較復雜，負荷響應速度慢，在響應電網(wǎng)調度指令具有滯后性，但由于傳統(tǒng)能源發(fā)電時電網(wǎng)頻率波動性較低，故火電在承擔承擔其日常供電和供暖季供熱的職責外，仍可以兼顧系統(tǒng)調頻的任務。但在未來大規(guī)模新能源發(fā)電背景下，一方面，任務繁多且響應效率較慢的火電機組難以應對電網(wǎng)頻率波動性的大幅增加，往往分身乏術，調頻難以為繼，甚至可能出現(xiàn)反向調節(jié)等錯誤；另一方面，火電機組會增加燃料損耗，自身不利于低碳環(huán)保發(fā)展，其自身占比將逐步降低，然而新能源發(fā)電機組不具備調節(jié)能力，這必然導致“三北”地區(qū)尤其在供暖季調頻容量不足的問題凸顯，調節(jié)資源面臨著更大的市場需求。而儲能系統(tǒng)可配合新能源發(fā)電機組，前者專注輔助調頻，后者專注供電；且儲能（尤其是電化學儲能）具有響應速度較快、調節(jié)精度高、環(huán)保性好等優(yōu)勢，是對比火電機組的更為高效的調節(jié)資源。
3）儲能能夠提升能源銷量，消納棄風棄電。發(fā)生棄風棄電的根本原因是日益增長的風光裝機量與無法消納之間的矛盾。消納的主要壓力來源于時間維度和空間維度。
從時間維度上看，高出力時段和高負荷時段不一致。由于日照、風速等氣候因素難以準確預測，故新能源發(fā)電出力率較高的時段無法精準匹配負荷高峰時段，而風電自身還具有天然典型的反調峰特征，故其大規(guī)模裝機加劇電網(wǎng)頻率波動性的同時亦加劇了新能源電力供求匹配的難度，消納壓力加劇。
從空間維度上看：電力供求的地域呈逆向分布狀態(tài), 大規(guī)模建設發(fā)電站基本遠離高負荷中心。太陽能發(fā)電主要集中在西部高原和華北地區(qū)，風電主要集中在華北、西北、東北地區(qū)。以風電為例，2020年我國累計風電發(fā)電量中，內蒙古、新疆分別高達703.9億千瓦時、433.7億千瓦時，而山東、江、浙僅為259.2億千瓦時、229億千瓦時和36.4億千瓦時。但是我國絕大部分的能源需求集中在人口密集及工業(yè)集中的中東部地區(qū)，西部高原等地的能源需求較低，即新能源發(fā)電呈現(xiàn)逆向分布狀態(tài)，不利于新能源電力資源的就地消納。
新能源規(guī)模與就近市場消納能力之間的矛盾，是導致西部高原等地棄光棄風現(xiàn)象的根本原因。由于新能源發(fā)電難以就近消納，我國主要依賴特高壓遠距離通道進行電力輸送，然而高滲透率的風電、光伏發(fā)電的強波動性對于以恒定電壓進行電力輸送的系統(tǒng)帶來考驗，電力系統(tǒng)調峰調頻能力欠缺出于電網(wǎng)穩(wěn)定性考慮，部分新能源發(fā)出的電量無法上網(wǎng)，最終導致發(fā)電量高但能源需求較低的地區(qū)的棄光、棄風現(xiàn)象揮之不去。
《2017年能源工作指導意見》規(guī)定分別對棄風率、棄光率超過20%、5%的省份暫停安排新建風電、光伏發(fā)電規(guī)模，在政策干預下，我國風電、光伏裝機增速放緩，棄光、棄風率緩慢下降。但考慮到未來光伏風電仍有較大的裝機需求，儲能或將成為解決棄風棄電問題的關鍵手段。
4）儲能的跟蹤調度計劃指令有利于提高其預測能力。發(fā)電曲線、實際輸出功率曲線及電力負荷曲線的偏離度較大，儲能系統(tǒng)可以補償風電場、光伏電站實時出力與預測功率之間的差值，還可以實時跟蹤爬坡負荷，調整出力，減少傳統(tǒng)能源機組的爬坡速率，平滑過渡到調度指令的水平，最終使新能源電源轉化為可控制、可調度的電源。
（二）輸配電側：無功調壓，確保電能質量
儲能在輸配電側主要以無功支持（調壓）為主。當電力系統(tǒng)存在無功功率過?；虼罅繜o功消耗時，電壓波動性會提高，對電力設備有一定的損耗。儲能技術可在動態(tài)逆變器、通信和控制設備的輔助下，在輸配線路注入或吸收無功功率，從而調節(jié)輸配電線路的電壓，確保最終的電能質量，在此場景下，需要儲能具備放電時間短、響應快（秒級）、運行頻次高的特質。
儲能在輸配電側具有防御特征。在輸配電側利用儲能來防止出現(xiàn)線路阻塞并延緩輸配電擴容等情況，由于使用頻率較低，故對儲能的成本和經(jīng)濟性提出了要求。
（三）用戶側：電費管理，降低用戶用電成本
儲能在用電側有利于降低用戶用電成本。隨著電力負荷需求日益增加，負荷端的峰谷價差被拉大。通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時給儲能系統(tǒng)放電，實現(xiàn)峰谷電價價差套利，降低用電成本；對于分時電價而言，利用儲能調節(jié)電力負荷；對于容量電價（取決于最高用電功率），利用儲能可以降低整體用電負荷和容量費用。
四、發(fā)電側用戶側需求同步釋放，2025年市場空間預計超1600億元
（一）發(fā)電側：2025年全球儲能需求預計將達40.7GWh
儲能投標價格持續(xù)下降，配套儲能經(jīng)濟性逐步提升。在光伏行業(yè)2020年發(fā)展回顧與2021年形式展望網(wǎng)絡研討會上指出，隨著國內電芯成本下降和儲能技術的進步，儲能系統(tǒng)價格進一步下降，2020年10月的光伏配儲項目中，儲能的投標價格均價約1.134元/kWh，較6月下降約31.5%。
與此同時，各省陸續(xù)出臺政策，要求風光配置儲能，配置比例在5%-20%之間。
我們根據(jù)以下假設條件對未來國內儲能需求進行測算：
1）2025年國內集中式光伏和風電新增裝機量將分別達到91GW和70GW；
2）2020-2025年儲能配套工作小時數(shù)為2小時；
3）儲能滲透率由2020年的10%提升至2025年的50%；
4）儲能配套率由2020年的10%提升至2025年的20%；
受益于儲能配套滲透率提升以及光伏風電裝機量提升，預計2025年全球發(fā)電側儲能需求量將達到40.7GWh。
（二）用戶側：2025年全球儲能需求預計將達171GWh
海外家庭用電貴及用電不穩(wěn)定，催生戶用儲能需求。根據(jù)WIND數(shù)據(jù)，截至2019年底，海外國家居民用電電價絕大多數(shù)均高于國內，意大利電價為1.88元/度電，基本上是國內的3倍，美國電價為0.85元/度電，約是國內的1.5倍。
2021年2月中旬，冬季風暴襲擊美國，造成全美各州仍有超過310萬家庭和商戶停電，其中在得克薩斯州就有260萬家庭和商戶停電。在供需的極端不平衡下，德州電價瘋狂飆升。根據(jù)管理當?shù)仉娋W(wǎng)的得州電力可靠性委員會數(shù)據(jù)，本周早些時候，得州批發(fā)電價一度突破了1萬美元/兆瓦時，相當于每千瓦時超過10美元，相當于65元人民幣一度電，價格是家庭電價的80倍。極端天氣下的用電困難以及極端電價催生海外戶用儲能市場需求。
全球峰谷電價差距較大，國內政策推動拉大峰谷電價，催生儲能需求。12月2日，國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》指出，峰谷差價作為購售電雙方電力交易合同的約定條款，在發(fā)用電兩側共同施行，拉大峰谷差價。
我們根據(jù)以下假設條件對未來用戶側儲能需求進行測算：
1）2025年國內分布式光伏裝機量為16GW，國外分散式光伏裝機量為118GW；
2）國內分布式儲能滲透率由2020年的1%提升至2025年的10%；
3）國外分布式儲能滲透率由2020年的10%提升至2025年的40%；
4）全球分布式儲能配套小時數(shù)均為3.5小時；
預計2025年全球用戶側儲能需求量將達到171GWh。
（三）市場空間：預計2025年全球儲能電池市場空間將超1600億元
我們假設儲能電池價格在未來5年逐步下降，2025年約為0.79元/wh，則2025年全球儲能電池市場空間將超過1600億元。
五、政策東風已至，儲能揚帆起航
（一）“五首”：為后續(xù)政策條例的制定出臺奠定基礎與提供示范
在國家層面：2011年儲能被首次寫入國家發(fā)展規(guī)劃綱要；14年首次列入戰(zhàn)略計劃9大重點領域；16年首個關于儲能參與電力輔助服務市場的政策推出；17年首個儲能指導性文件重磅推出，四大國家政策為后續(xù)政策條例奠定基礎。在地方層面：21年首個補貼政策出臺推動儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的同時為其他地區(qū)帶來示范效應。
（二）“頂層設計+地方響應”：推動電化學儲能在調峰調頻等領域落地開花
為緩解新能源發(fā)電痛點，16、17年國家能源局分別出臺了輔助服務政策的通知與相關工作方案。自此地方層面紛紛響應，據(jù)統(tǒng)計截至20年12月，已有23個區(qū)域及省市相關機關發(fā)布《電力輔助服務市場運營規(guī)則》（正式文件或試行或意見稿），落實輔助服務建設工作，規(guī)定儲能電站考核及補償標準，設置相關準入要求和交易價格及模式等。
（三）多方努力，電化學儲能標準體系較具雛形
截至目前，電化學儲能標準體系的總數(shù)雖不多，但在電力與能源行業(yè)、國標、中電聯(lián)和中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟等多方努力下，電化學相互能體系已較具雛形，僅18年就有十余項標準出臺，涉及電化學儲能技術、安全等多個層面。
六、投資建議
1）電網(wǎng)側：風電和光電發(fā)電方式具有波動性和不穩(wěn)定性，而需求端沖擊性負荷大規(guī)模接入對電網(wǎng)柔性輸電要求極高，我們重點關注智能電網(wǎng)標的：國電南瑞。
2）戶用儲能：與此同時，上游發(fā)電的波動性帶來對儲能業(yè)務的需求，我們重點關注儲能行業(yè)標的：陽光電源、派能科技。
3）發(fā)電側：空間廣闊的發(fā)電側和工商業(yè)大型儲能方向，關注全球動力及儲能電池龍頭寧德時代、億緯鋰能、國軒高科、鵬輝能源。
七、風險提示
新能源發(fā)展不及預期
