中國儲能網(wǎng)訊：2022年以來，受碳酸鋰漲價影響，市場擔(dān)心儲能系統(tǒng)的成本上漲會削弱儲能（尤其是裝機(jī)容量更大、經(jīng)濟(jì)性相對更弱的國內(nèi)表前市場）的經(jīng)濟(jì)性，最終削弱行業(yè)裝機(jī)量需求；但另一方面，我們發(fā)現(xiàn)國內(nèi)多?。ㄊ校┘铀俪雠_對儲能行業(yè)的刺激政策，給國內(nèi)表前市場帶來了需求支撐。
本篇報告將基于當(dāng)前時點(diǎn)的政策變化，探討1）國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能的商業(yè)模式及經(jīng)濟(jì)性；2）國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能的需求變化；并結(jié)合海外表前市場需求，挖掘全球表前市場爆發(fā)背景下的投資機(jī)會。
【正文】
1、電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能發(fā)展背景
新能源并網(wǎng)比例加速提高，電網(wǎng)安全面臨新挑戰(zhàn)
三元前驅(qū)體位于三元正極材料產(chǎn)業(yè)鏈的中游，整條產(chǎn)業(yè)鏈由上往下可分為：
中國新能源并網(wǎng)比例加速提高，21年風(fēng)光新增裝機(jī)占全國新增發(fā)電裝機(jī)量58.1%。從中國發(fā)電結(jié)構(gòu)看，煤電發(fā)電量占比從2015年的72%下降至21年的61%，而新能源發(fā)電占比提升明顯，21年風(fēng)電、光伏發(fā)電占比達(dá)到8%、4%。從新增裝機(jī)占比看，21年風(fēng)電、光伏發(fā)電新增裝機(jī)占全國新增裝機(jī)的27%、31.1%。
風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電占比提高后，我國電力系統(tǒng)呈現(xiàn)“雙峰雙高”&“雙側(cè)隨機(jī)性”，電網(wǎng)的運(yùn)行安全性面臨新的挑戰(zhàn)。隨著新能源大規(guī)模接入，電力系統(tǒng)將呈現(xiàn)顯著的 “雙峰雙高”（雙峰—電網(wǎng)夏、冬季負(fù)荷高峰；雙高—高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）和 “雙側(cè)隨機(jī)性”（風(fēng)電、光伏發(fā)電具有波動性和間歇性，因此發(fā)電占比提升后，供電側(cè)也將出現(xiàn)隨機(jī)波動的特性，能源電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)的需求側(cè)單側(cè)隨機(jī)系統(tǒng)向雙側(cè)隨機(jī)系統(tǒng)演進(jìn)）。
圖：2015-2019年中國發(fā)電結(jié)構(gòu)
圖：2021年中國發(fā)電結(jié)構(gòu)
數(shù)據(jù)來源：國家統(tǒng)計局，中國能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展網(wǎng)，中國產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟(jì)信息網(wǎng)，國務(wù)院國資委，電纜網(wǎng)，北極星光伏網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
“雙峰雙高”&“雙側(cè)隨機(jī)性”催生電網(wǎng)側(cè)對電化學(xué)儲能的需求
風(fēng)電、光伏并網(wǎng)比例增加帶來的電力系統(tǒng)“雙峰雙高”&“雙側(cè)隨機(jī)性”問題，對電網(wǎng)的安全性挑戰(zhàn)包括1）影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行；2）影響電網(wǎng)電能的質(zhì)量；3）影響電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度。
影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行：電力系統(tǒng)需要時刻保持平衡穩(wěn)定，而具有波動性和間歇性的新能源并網(wǎng)增大，將造成電壓出現(xiàn)波動或者閃變現(xiàn)象，還會影響著系統(tǒng)的潮流分布，若風(fēng)能、光伏并網(wǎng)點(diǎn)功率超出規(guī)定范圍，電力系統(tǒng)將無法穩(wěn)定運(yùn)行。
影響電網(wǎng)電能的質(zhì)量：新能源發(fā)電并網(wǎng)時所產(chǎn)生的沖擊電流，會使得電網(wǎng)電壓下降，且出力不穩(wěn)定也會造成電網(wǎng)電壓波動。因此，隨著新能源機(jī)組容量的擴(kuò)大，電網(wǎng)電壓的波動會影響電網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性，給系統(tǒng)和新能源機(jī)組的穩(wěn)定運(yùn)行帶來挑戰(zhàn)。
影響電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度：電網(wǎng)側(cè)為了應(yīng)對新能源出力不穩(wěn)定的現(xiàn)象，系統(tǒng)需要預(yù)留一定的容量當(dāng)作備用，以增加新能源的接納能力，因而增加了經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)。
在此背景下，為保證電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，電網(wǎng)對電化學(xué)儲能的需求亦有了快速增長的趨勢。電化學(xué)儲能具有響應(yīng)速度快、功率及能量密度大、動態(tài)性能好等特點(diǎn)，因而運(yùn)用在電網(wǎng)側(cè)，可以改善負(fù)荷走向、降低峰谷差、增大新能源的接入比例、通過參與系統(tǒng)頻率的調(diào)節(jié)改善電網(wǎng)的穩(wěn)定性。電網(wǎng)側(cè)儲能具體可參與工作包括：
調(diào)峰：負(fù)荷低谷時刻充電，高峰時刻放電，均衡區(qū)域負(fù)荷，減小峰谷負(fù)荷差。
調(diào)頻：電池儲能系統(tǒng)具有快速的充放電響應(yīng)能力，可通過快速釋放或者吸收有功和無功來調(diào)節(jié)變電站供電區(qū)域電網(wǎng)頻率和電壓，提高電能質(zhì)量，保證供電區(qū)域電壓和頻率的穩(wěn)定。
備用電源：實(shí)現(xiàn)變電站配電側(cè)孤島運(yùn)行供電，提高供電安全保障能力，輔助電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)黑啟動。
圖：儲能參與電網(wǎng)調(diào)峰的應(yīng)用圖
圖：儲能參與電網(wǎng)調(diào)頻的應(yīng)用圖
數(shù)據(jù)來源：《儲能在電力系統(tǒng)調(diào)頻調(diào)峰中的應(yīng)用》張曉晨，《儲能在高占比可再生能源系統(tǒng)中的應(yīng)用及關(guān)鍵技術(shù)》黎淑娟，天風(fēng)證券研究所
電網(wǎng)側(cè)對電化學(xué)儲能的需求1：調(diào)峰
需求來源：目前電網(wǎng)的調(diào)峰形勢為在負(fù)荷尖峰時段有足夠的旋轉(zhuǎn)備用空間，但在負(fù)荷低谷時期，機(jī)組的向下調(diào)節(jié)靈活性嚴(yán)重不足，從而導(dǎo)致大量棄風(fēng)產(chǎn)生。風(fēng)電、光伏出力的不確定性導(dǎo)致電網(wǎng)備用需求增加+風(fēng)電出力的反調(diào)峰特性以及光伏出力與高峰負(fù)荷的不匹配性，導(dǎo)致電網(wǎng)凈負(fù)荷峰谷差增大。因此給電網(wǎng)的安全運(yùn)行和電力供應(yīng)保障帶來了挑戰(zhàn)——部分地區(qū)出現(xiàn)了較為嚴(yán)重的棄風(fēng)、棄光問題。
解決方法：包括水電等調(diào)峰電源建設(shè)、燃煤機(jī)組靈活性改造、儲能系統(tǒng)建設(shè)等。
水電等調(diào)峰電源建設(shè)：抽水蓄能電站是電力系統(tǒng)重要的調(diào)峰電源之一，具有調(diào)峰填谷雙重功能，反應(yīng)迅速、運(yùn)行靈活、啟停方便。但抽水蓄能電站選址困難，對地勢要求大，投資周期較大，損耗較高。
燃煤機(jī)組靈活性改造：對機(jī)組設(shè)備進(jìn)行技術(shù)改造，提高燃煤機(jī)組爬坡速度、降低最小穩(wěn)定出力，以增加電廠調(diào)峰能力。但靈活性改造會對燃煤機(jī)組的安全運(yùn)行、節(jié)能減排、運(yùn)行成本等帶來負(fù)面影響，造成減排壓力的上升和發(fā)電成本的上漲。
儲能系統(tǒng)建設(shè)（包括火儲聯(lián)合調(diào)峰、獨(dú)立儲能兩種）：1）火儲聯(lián)合調(diào)峰：在火電站引入儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰服務(wù)，可減少并優(yōu)化火電機(jī)組的頻繁增減出力，從而有效緩解火電廠的調(diào)峰壓力，依托于火電廠提高新能源消納能力；2）獨(dú)立儲能：電化學(xué)儲能作為獨(dú)立主體，參與深度調(diào)峰市場。
圖：儲能輔助參與調(diào)峰原理
數(shù)據(jù)來源：《用于緩解電網(wǎng)調(diào)峰壓力的儲能系統(tǒng)規(guī)劃方法綜述》徐國棟等，《參與調(diào)峰的儲能系統(tǒng)配置方案及經(jīng)濟(jì)性分析》李軍徽等，北極星電力新聞網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，碳排放交易網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
電網(wǎng)側(cè)對電化學(xué)儲能的需求2：調(diào)頻
需求來源：當(dāng)電力系統(tǒng)發(fā)電出力與系統(tǒng)負(fù)荷不平衡時，頻率將隨之發(fā)生變化，當(dāng)局部區(qū)域電力系統(tǒng)頻率出現(xiàn)持續(xù)波動時，就可能會影響電網(wǎng)穩(wěn)定。新能源發(fā)電具有波動性、不確定性，且對電網(wǎng)不表現(xiàn)出慣性，大規(guī)模接入后顯著加劇電網(wǎng)調(diào)頻壓力，尤其是當(dāng)電網(wǎng)發(fā)生沖擊性負(fù)荷擾動時，傳統(tǒng)電源的調(diào)頻容量及響應(yīng)速度將難以滿足調(diào)頻需求。
傳統(tǒng)的電網(wǎng)調(diào)頻主要包含一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。
一次調(diào)頻：新能源機(jī)組不具備慣性，無法進(jìn)行一次調(diào)頻。一次調(diào)頻為通過發(fā)電機(jī)組調(diào)節(jié)系統(tǒng)的自身頻率修正電網(wǎng)頻率的波動。新能源機(jī)組通常采用電力電子變換器并網(wǎng)，不具備慣性和阻尼，因此缺乏一種與配電網(wǎng)有效的“同步”機(jī)制。
二次調(diào)頻：是指發(fā)電機(jī)組的的調(diào)頻器，對于變動幅度較大（0.5-1.5%），變動周期較長（10s-30min）的頻率偏差所作的調(diào)整。實(shí)現(xiàn)方法之一為采用自動控制系統(tǒng)（AGC），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)（50±0.2Hz）。
解決辦法：火電機(jī)組調(diào)節(jié)誤差大、抽水蓄能受地勢限制等，因而當(dāng)前主流方法為火儲聯(lián)合調(diào)頻、獨(dú)立儲能等。
火儲聯(lián)合調(diào)頻：儲能系統(tǒng)的響應(yīng)時間僅為兩秒鐘，應(yīng)用于聯(lián)合調(diào)頻，對煤電企業(yè)的調(diào)頻性能拉升明顯。
獨(dú)立儲能：作為獨(dú)立主體，為電網(wǎng)提供調(diào)頻輔助服務(wù)。
圖：火電機(jī)組調(diào)頻中調(diào)節(jié)偏差較大
圖：儲能的AGC調(diào)節(jié)性能明顯好于火電
數(shù)據(jù)來源：《光伏發(fā)電廠及其一次調(diào)頻控制方法與流程》，北極星儲能網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
出于電網(wǎng)側(cè)對儲能的需求，國家及多地出臺政策確立獨(dú)立儲能商業(yè)模式
基于近年我國電源結(jié)構(gòu)變化、電力裝機(jī)規(guī)模持續(xù)擴(kuò)大、清潔能源發(fā)展迅猛的情況，輔助服務(wù)市場（針對調(diào)峰&調(diào)頻）建設(shè)面臨新的挑戰(zhàn)。21年至今，國家及多地出臺相關(guān)政策，確定儲能的獨(dú)立主體身份（確立了獨(dú)立儲能的商業(yè)模式），且從政策趨勢看，獨(dú)立儲能參與輔助服務(wù)市場的收益呈現(xiàn)上升趨勢：
國家層面：21年12月，儲能的獨(dú)立主體身份得到確認(rèn)。21年12月，國家能源局印發(fā)新版《電力輔助服務(wù)管理辦法》，核心變化包括：確認(rèn)儲能獨(dú)立主體身份、豐富輔助服務(wù)交易品種（針對促進(jìn)新能源消納，新增了轉(zhuǎn)動慣量、爬坡、穩(wěn)定切機(jī)/切負(fù)荷等交易品種）、擴(kuò)大“付費(fèi)群體”（輔助服務(wù)成本由原來僅發(fā)電側(cè)承擔(dān)向用戶側(cè)擴(kuò)展）。
地方層面：
明確儲能調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)：截至21年9月，已有至少19個省（市）明確調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。
電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省份擴(kuò)大至14個，部分省份現(xiàn)貨市場電價差超過調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)：17年，我國選取8個省份啟動電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作，21年開展第二批現(xiàn)貨試點(diǎn)，將試點(diǎn)省份擴(kuò)大至14個。以山東省為例，電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行過程中，日最高價差超過1元/kwh，參與電力現(xiàn)貨市場進(jìn)行峰谷價差套利的收益超出調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)（山東補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.2元/kwh）。
提高獨(dú)立儲能調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)：以南方電網(wǎng)為例，22年3月南方能監(jiān)局編制《南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》(征求意見稿)》，其中明確獨(dú)立儲能電站的調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)（以廣東為例，儲能深度調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為約為0.792 元/千瓦時，較20年版提高 0.292 元/千瓦時）；并明確其他輔助服務(wù)（如一次調(diào)頻、AGC、無功調(diào)節(jié)等）品種的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。
多省份提出電網(wǎng)側(cè)共享儲能發(fā)展目標(biāo)或開展共享儲能招標(biāo)：22年3月，國網(wǎng)浙江省電力有限公司透露，至23年該公司將推動浙江建成400MW以上的電網(wǎng)側(cè)大型（共享）儲能；22年3月，廣西電網(wǎng)發(fā)布共享儲能公開招標(biāo)信息等。
2、電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能商業(yè)模式及經(jīng)濟(jì)性測算
商業(yè)模式：主要為參與調(diào)峰、調(diào)頻市場獲得收益，容量租賃有望成為增量收入
21年政策層面明確獨(dú)立儲能的市場主體地位后，獨(dú)立儲能商業(yè)模式正式形成。電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站作為新型市場主體，可以接受調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)管，憑借有功、無功、四象限連續(xù)可調(diào)及百毫秒級快速響應(yīng)調(diào)節(jié)的優(yōu)點(diǎn)，可以為電網(wǎng)提供深度調(diào)峰、快速調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用、有償無功調(diào)節(jié)和黑啟動等輔助服務(wù)，獲得收益。
國外：調(diào)頻和調(diào)峰是當(dāng)前主要國家儲能電站的主要應(yīng)用場景；國內(nèi)：電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能項(xiàng)目仍在發(fā)展初期，從政策看，獨(dú)立儲能項(xiàng)目也同樣主要依靠調(diào)峰、調(diào)頻獲得收益（已有至少19個?。ㄊ校┟鞔_調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)）。
往未來看：國內(nèi)獨(dú)立儲能除了參加調(diào)峰、調(diào)頻市場外，通過向新能源電站進(jìn)行容量租賃獲得租金有望成為增量收入。容量租賃是指為風(fēng)電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務(wù)，獨(dú)立儲能獲得租金，新能源電站可通過租賃獲得配置儲能容量，避免自建儲能增加資產(chǎn)投入。在此模式下，獨(dú)立儲能的商業(yè)模式轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰+調(diào)頻+收取容量租金，收入進(jìn)一步增加。
圖：調(diào)頻和調(diào)峰是國外電池儲能的主要應(yīng)用場景（美元/kW/年）
數(shù)據(jù)來源：國際能源網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，經(jīng)濟(jì)形勢報告網(wǎng)，Lazard，天風(fēng)證券研究所 注：字母代表的是美國各電力市場
調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性：度電成本0.63元/KWh，在部分?。ㄊ校┮丫邆浣?jīng)濟(jì)性
調(diào)峰原理為負(fù)荷側(cè)低谷時充電、高峰時放電，評估單位為充放電量（KWh）。
收入：1）直接參與電力現(xiàn)貨市場，賺取上網(wǎng)電價的峰谷價差；2）參與輔助服務(wù)市場，賺取調(diào)峰的度電補(bǔ)償。
成本：度電成本=總投資/總處理電量，并引入折現(xiàn)率計算。22年以來，原材料漲價使儲能系統(tǒng)單價漲幅較大，我們保守假設(shè)用于調(diào)峰的獨(dú)立儲能系統(tǒng)成本漲至2元/Wh，并基于我們的核心假設(shè)，測算得到度電成本=0.63元/KWh。
經(jīng)濟(jì)性評估：根據(jù)部分?。ㄊ校┱{(diào)峰價格，目前獨(dú)立儲能參與調(diào)峰在8個?。ㄊ校┮丫邆浣?jīng)濟(jì)性；此外，對于參與電力現(xiàn)貨市場的?。ㄊ校?，當(dāng)上網(wǎng)電價峰谷價差>度電成本時，同樣具備經(jīng)濟(jì)性。
表：獨(dú)立儲能參與調(diào)峰的度電成本測算
表：部分省（市）獨(dú)立儲能參與調(diào)峰的價格機(jī)制
數(shù)據(jù)來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，財政部，
《天然氣發(fā)電與電池儲能調(diào)峰政策及經(jīng)濟(jì)性對比》朱寰等，天風(fēng)證券研究所
調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性：以0.792/KWh補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)計算，全生命周期IRR=2.07%
基于我們的假設(shè)，并以南網(wǎng)“兩個細(xì)節(jié)”征求意見中廣東獨(dú)立儲能參與調(diào)峰市場的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)（0.792元/KWh）作為度電補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)計算，獨(dú)立儲能項(xiàng)目參與調(diào)峰的全生命周期20年（循環(huán)次數(shù)6000次，每年完全充放電300次）的IRR為2.07%，獨(dú)立儲能僅參與調(diào)峰盡管在某些?。ㄊ校┚邆浣?jīng)濟(jì)性，但項(xiàng)目內(nèi)部收益率偏低。
表：獨(dú)立儲能參與調(diào)峰的全生命周期IRR測算
數(shù)據(jù)來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，索比儲能網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性：里程成本3.47元/MW，在大部分?。ㄊ校┚邆涓呓?jīng)濟(jì)性
調(diào)頻原理為短時間內(nèi)（電化學(xué)儲能可做到百毫秒級別）完成高精度、指定功率的輸出，評估單位為里程（MW）。
收入：參與輔助服務(wù)市場，賺取調(diào)頻（一次調(diào)頻+二次調(diào)頻）的里程補(bǔ)償。
成本：里程成本=總投資/總調(diào)頻里程，并引入折現(xiàn)率計算。22年以來，原材料漲價使儲能系統(tǒng)單價漲幅較大，我們保守假設(shè)用于調(diào)頻的獨(dú)立儲能系統(tǒng)成本漲至2元/Wh，并基于我們的核心假設(shè)，測算得到里程成本=3.47元/MW。
經(jīng)濟(jì)性評估：根據(jù)部分?。ㄊ校┱{(diào)頻價格，相較于調(diào)峰而言獨(dú)立儲能參與調(diào)頻具有更高的經(jīng)濟(jì)性；此外，部分省（市）針對一次調(diào)頻亦出臺了相關(guān)補(bǔ)償機(jī)制，進(jìn)一步增加調(diào)頻的經(jīng)濟(jì)性。
表：獨(dú)立儲能參與調(diào)頻的度電成本測算
表：部分?。ㄊ校┆?dú)立儲能參與調(diào)頻的價格機(jī)制
數(shù)據(jù)來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，財政部，天風(fēng)證券研究所
調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性：以7.5元/MW補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)計算，全生命周期IRR=14.91%
基于我們的假設(shè)，同時基于各省獨(dú)立儲能參與調(diào)頻的價格多位于0-15元/MW之間，假設(shè)調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為7.5元/MW計算，則對應(yīng)獨(dú)立儲能項(xiàng)目參與調(diào)頻的全生命周期10年（循環(huán)次數(shù)6000次，年衰減2%）IRR達(dá)到14.91%，經(jīng)濟(jì)性高于僅參與調(diào)峰。
部分省份明確一次調(diào)頻服務(wù)的價格機(jī)制，有望進(jìn)一步增加獨(dú)立儲能參與調(diào)頻市場的收入及經(jīng)濟(jì)性。如21年12月山西明確獨(dú)立儲能電站一次調(diào)頻服務(wù)報價范圍為5-10元/MW；南方電網(wǎng)在征集意見稿中亦明確了一次調(diào)頻的價格機(jī)制。
表：獨(dú)立儲能參與調(diào)頻的全生命周期IRR測算
數(shù)據(jù)來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
調(diào)峰+調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性：獨(dú)立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻市場可獲取更高收益
此外，我們認(rèn)為，獨(dú)立儲能或可以通過同時參與調(diào)峰+調(diào)頻，獲取更高的收益。獨(dú)立儲能項(xiàng)目當(dāng)前在國內(nèi)的商業(yè)模式主要為依靠調(diào)峰+調(diào)頻獲取收益，因此，我們將對獨(dú)立儲能項(xiàng)目同時參與兩項(xiàng)服務(wù)做經(jīng)濟(jì)性測算。
核心假設(shè)：
儲能項(xiàng)目：建設(shè)成本、循環(huán)壽命與前文假設(shè)相同；由于同時參與調(diào)峰+調(diào)頻需要更高頻的充放電，因此年衰減將達(dá)到3%，對應(yīng)全生命周期縮小為8年；
調(diào)峰運(yùn)行比例：每日完全充放電1次，放電深度90%；
調(diào)頻運(yùn)行比例：由于每日完成1次調(diào)峰（完全充放電）需要4小時，因此當(dāng)天可用于調(diào)頻時長為20小時，保守預(yù)計調(diào)頻的年運(yùn)行比例為80%。
表：獨(dú)立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻的核心假設(shè)
數(shù)據(jù)來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，財政部，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
調(diào)峰+調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性：全生命周期IRR上升至18.61%，證實(shí)獨(dú)立儲能高經(jīng)濟(jì)性
基于前述假設(shè)，獨(dú)立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻的全生命周期8年（循環(huán)次數(shù)6000次，年衰減3%）的IRR可達(dá)18.61%。獨(dú)立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻將帶來非?？捎^的收益率。
基于我們的假設(shè)，國內(nèi)獨(dú)立儲能已具備高經(jīng)濟(jì)性；在高經(jīng)濟(jì)性刺激下，我們認(rèn)為獨(dú)立儲能的裝機(jī)量有望超預(yù)期。
表：獨(dú)立儲能同時參與調(diào)峰+調(diào)頻的全生命周期IRR測算
數(shù)據(jù)來源：《儲能的度電成本和里程成本分析》何穎源，陽光工匠光伏網(wǎng)，北極星儲能網(wǎng)，財政部，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
3、國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)量測算
調(diào)峰需求測算：預(yù)計25年需求達(dá)6.3GWh，21-25年CAGR+69%
測算依據(jù)：基于負(fù)荷側(cè)社會用電量。由于國內(nèi)發(fā)電側(cè)新能源電站22年普遍具有強(qiáng)制配儲政策，對發(fā)電側(cè)新增裝機(jī)量帶來的調(diào)峰需求不做測算。
趨勢：預(yù)計22-25年電網(wǎng)對調(diào)峰的需求進(jìn)一步提高。從負(fù)荷側(cè)看，用電高峰及低谷時段不因社會用電量提升而發(fā)生較大改變，因此社會用電量的提升將進(jìn)一步提高負(fù)荷側(cè)峰谷差；從發(fā)電側(cè)看，風(fēng)光發(fā)電占比由19年的8.6%上升至21年的12%，預(yù)計未來仍將進(jìn)一步提升。風(fēng)光發(fā)電具有波動性、間歇性的明顯特征，將使發(fā)電側(cè)與負(fù)荷側(cè)無法匹配部分進(jìn)一步擴(kuò)大，從而增加調(diào)峰需求。
調(diào)峰對電網(wǎng)側(cè)儲能需求測算的核心假設(shè)：
國內(nèi)社會用電量：2021年中國社會用電量達(dá)到83128億kwh，yoy+10.3%，預(yù)計22-25年每年同增5.5%；
調(diào)峰占比：我們測算，19H1國內(nèi)電力輔助服務(wù)市場中調(diào)峰的需求占比約0.3%，基于國內(nèi)新能源發(fā)電占比及社會用電量均不斷提升的趨勢，我們預(yù)計21年調(diào)峰需求占比0.5%，并逐年增加0.3pct；
儲能滲透率：基于火電靈活性改造、抽水蓄能增速逐年放緩，以及國內(nèi)政策端賦予儲能參與調(diào)峰市場經(jīng)濟(jì)性的現(xiàn)狀，我們預(yù)計21-25年儲能滲透率將達(dá)1%/1.5%/2.0%/2.5%/3.0%。
測算結(jié)果：基于調(diào)峰的儲能需求及考慮儲能年充放電時長，預(yù)計21-25年國內(nèi)調(diào)峰場景下儲能需求將為0.8/1.8/3.0/4.6/6.3GWh，4年CAGR+69%。
表：國內(nèi)調(diào)峰場景對儲能需求測算
圖：國內(nèi)調(diào)峰場景儲能需求預(yù)測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：國家能源局，中電聯(lián)，電纜網(wǎng)，中國電力網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
二次調(diào)頻需求測算：預(yù)計25年需求達(dá)3.6GWh，21-25年CAGR+50%
測算依據(jù)：基于國內(nèi)最大用電負(fù)荷。電網(wǎng)的頻率由發(fā)電功率與用電負(fù)荷大小決定，因此用電負(fù)荷發(fā)生變化時，為了使系統(tǒng)頻率維持不變，需要通過調(diào)度自動化系統(tǒng)AGC改變發(fā)電功率，進(jìn)而使頻率恢復(fù)目標(biāo)值。
趨勢：最大用電負(fù)荷增大，使電網(wǎng)對二次調(diào)頻的需求持續(xù)提高。2021年全國最高用電負(fù)荷達(dá)11.92億kw，yoy+10.8%，用電負(fù)荷增長將增大電網(wǎng)對二次調(diào)頻的需求，以匹配發(fā)電功率與用電負(fù)荷。
二次調(diào)頻對電網(wǎng)側(cè)儲能需求測算的核心假設(shè)：
國內(nèi)最大用電負(fù)荷：2021年中國最大用電負(fù)荷11.92億kw， yoy+10.8%，預(yù)計22-25年每年增長8%；
調(diào)頻占比：以山東為例，22年1月山東省總調(diào)頻里程為852萬MW，對應(yīng)調(diào)頻占最大用電負(fù)荷約3%。我們預(yù)計，國內(nèi)21-25年二次調(diào)頻需求占比為3%/3.5%/4.0%/4.5%/5.0%；
儲能滲透率：基于部分?。ㄊ校╇娋W(wǎng)側(cè)儲能參與調(diào)頻市場較高的經(jīng)濟(jì)性，以及儲能系統(tǒng)參加二次調(diào)頻性能表現(xiàn)顯著高于火電機(jī)組等，我們預(yù)計21-25年儲能在二次調(diào)頻中的滲透率將不斷提高，分別達(dá)2%/3%/3.5%/4%/4.5%。
測算結(jié)果：預(yù)計21-25年國內(nèi)調(diào)峰場景下儲能需求將為0.7/1.4/1.9/2.7/3.6GWh，4年CAGR+50%。
表：國內(nèi)二次調(diào)頻場景對儲能需求測算
圖：國內(nèi)二次調(diào)頻場景儲能需求預(yù)測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：電工技術(shù)學(xué)報公眾號，中國新聞網(wǎng)，國際電力網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
一次調(diào)頻需求測算：預(yù)計25年需求達(dá)7.3GWh，有望成為電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)量最大增量
測算依據(jù)：基于新能源發(fā)電未配儲裝機(jī)量。風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電不具備一次調(diào)頻能力，危害了電網(wǎng)的頻率安全和穩(wěn)定性，需要配備一次調(diào)頻能力（主要為加裝儲能）。因此，我們以國內(nèi)新能源發(fā)電未配儲部分裝機(jī)量為測算基準(zhǔn)。
趨勢：國家層面確定新能源電站必須配備一次調(diào)頻能力，一次調(diào)頻場景的儲能滲透率將快速上升。21年10月國家標(biāo)準(zhǔn)《并網(wǎng)電源一次調(diào)頻技術(shù)規(guī)定及試驗(yàn)導(dǎo)則》（下文簡稱為《導(dǎo)則》）正式發(fā)布，要求22年5月1日新能源發(fā)電站需具備一次調(diào)頻能力，此外山西、南方區(qū)域（征求意見）等多地明確一次調(diào)頻價格機(jī)制，賦予了一次調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性。我們預(yù)計，22年開始新能源電站未配儲部分裝機(jī)量的一次調(diào)頻配儲滲透率將快速提升。
一次調(diào)頻對電網(wǎng)側(cè)儲能需求測算的核心假設(shè)：
國內(nèi)新能源發(fā)電未配儲裝機(jī)量：基于20年未配儲新能源發(fā)電裝機(jī)量及21-25年新能源發(fā)電裝機(jī)量及發(fā)電側(cè)強(qiáng)配比例測算；
一次調(diào)頻需求：根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)《導(dǎo)則》要求，系統(tǒng)頻率高于額定頻率時，新能源場站一次調(diào)頻功率應(yīng)不小于10%的運(yùn)行功率，即假設(shè)一次調(diào)頻需求為10%；
儲能滲透率：21年暫無對一次調(diào)頻相關(guān)政策，但22年政策+經(jīng)濟(jì)性提升趨勢下，我們預(yù)計21-25年一次調(diào)頻的儲能滲透率為0%/5%/10%/15%/20%。
測算結(jié)果：預(yù)計21-25年國內(nèi)一次調(diào)頻場景對儲能需求將為0.0/1.3/3.0/5.0/7.3GWh，有望成為電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)量最大增量。
表：國內(nèi)一次調(diào)頻場景對儲能需求測算
圖：國內(nèi)一次調(diào)頻場景儲能需求預(yù)測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：《并網(wǎng)電源一次調(diào)頻技術(shù)規(guī)定及試驗(yàn)導(dǎo)則》，北極星儲能網(wǎng)，索比儲能網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
合計：預(yù)計電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)量將從21年1.2GWh上升至25年13.8GWh，CAGR+85%
基于前文各場景裝機(jī)量預(yù)測，預(yù)計2021-2025年電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能需求將達(dá)1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh，CAGR+85%。
核心假設(shè)：考慮部分獨(dú)立儲能項(xiàng)目或同時為三個場景提供服務(wù)，因此我們保守預(yù)計合計裝機(jī)量為三個場景裝機(jī)量之和的80%。
表：國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能裝機(jī)量預(yù)測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：國家能源局，中電聯(lián)，電纜網(wǎng)，中國電力網(wǎng)，電工技術(shù)學(xué)報公眾號，中國新聞網(wǎng)，國際電力網(wǎng)，《并網(wǎng)電源一次調(diào)頻技術(shù)規(guī)定及試驗(yàn)導(dǎo)則》，北極星儲能網(wǎng)，索比儲能網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
資料來源：SMM、mymetak、電池網(wǎng)、各公司公告、天風(fēng)證券研究所
4、看好全球儲能表前市場投資機(jī)會
電網(wǎng)側(cè)高經(jīng)濟(jì)性+發(fā)電側(cè)強(qiáng)配比例上升，預(yù)計國內(nèi)表前市場將持續(xù)高增長
看好全球儲能表前市場相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈+獨(dú)立儲能運(yùn)營商投資機(jī)會
國內(nèi)表前市場：當(dāng)前市場主要擔(dān)心在碳酸鋰漲價削弱裝機(jī)需求
受動力電池需求爆發(fā)影響，電池級碳酸鋰因供需緊張價格不斷增長，由21年4月1日約8.7萬元/噸漲至22年3月50+萬元/噸。
基于碳酸鋰漲價情況，測算當(dāng)前儲能系統(tǒng)單位成本較21年4-12月均價上漲約0.23元/Wh。21年4-12月碳酸鋰均價為13.8萬元/噸，當(dāng)碳酸鋰價格漲至50萬元/噸時，估算1GWh磷酸鐵鋰電池的碳酸鋰用量為625噸，則我們測算碳酸鋰漲價使得當(dāng)前電池成本較21年均價上漲約(50-13.8)萬元/噸*625噸=22609萬元，折算約0.23元/Wh。
由于碳酸鋰漲價使得儲能系統(tǒng)單位成本上漲明顯，市場擔(dān)心將影響國內(nèi)表前儲能市場的需求。國內(nèi)表前儲能市場的裝機(jī)需求：1）發(fā)電側(cè)主要來自政策端要求新能源發(fā)電站強(qiáng)制配儲；2）電網(wǎng)側(cè)在政策確立儲能市場主體地位前需求較弱。因此，在國內(nèi)表前儲能經(jīng)濟(jì)性較弱的情況下，市場擔(dān)心碳酸鋰漲價將削弱國內(nèi)表前儲能市場的需求，導(dǎo)致22年儲能整體裝機(jī)量不及預(yù)期。
但我們認(rèn)為，國內(nèi)表前市場需求被削弱的可能性不大：1）電網(wǎng)側(cè)：如前文所說，政策變化已使獨(dú)立儲能具備高經(jīng)濟(jì)性；2）發(fā)電側(cè)：強(qiáng)制配儲地區(qū)占比、強(qiáng)配比例不斷增大，保障了國內(nèi)表前市場的裝機(jī)需求。
圖：2021年以來電池級碳酸鋰價格（單位：元/噸）
數(shù)據(jù)來源：百川盈孚，德方納米公司公告，天風(fēng)證券研究所
國內(nèi)表前市場：強(qiáng)制配儲地區(qū)不斷增加，為發(fā)電側(cè)裝機(jī)量帶來政策保障
基于前文我們對國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能需求的分析，我們認(rèn)為21-25年國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)量將加速增長；而從表前市場另一場景—發(fā)電側(cè)看，21-22年政策變化同樣向好，具體表現(xiàn)為強(qiáng)制配儲地區(qū)明顯加速增加。
主要政策變化：22年新能源強(qiáng)配政策（新能源與儲能需同時并網(wǎng)）已覆蓋25個省（市），強(qiáng)制配儲份額多為10%、2小時以上，政策層面為國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能市場帶來保障。
國家層面：21年8月發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)通過自建或購買的方式配置儲能或調(diào)峰能力，明確超過并網(wǎng)規(guī)模外的規(guī)模初期按15%的掛鉤比例（4小時以上，下同）配建調(diào)峰能力，按20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。
地方層面：至21H1共10個?。ㄊ校┏雠_新能源電站的強(qiáng)配政策，21H2至今，再新增15個?。ㄊ校┏雠_強(qiáng)配政策。從政策覆蓋地區(qū)、出臺速度等來看，政策端對發(fā)電側(cè)配儲的支持力度均明顯提升。此外，部分地區(qū)最高配儲要求達(dá)到30%，最高配儲時長達(dá)到4小時。
看未來：國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性有望獲得提升。1）成本方面：系統(tǒng)裝機(jī)成本有望降低。國家能源局發(fā)改委印發(fā)的《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》中明確提出，到2025年，電化學(xué)儲能系統(tǒng)成本將降低30%以上。2）收入方面：發(fā)電側(cè)儲能項(xiàng)目有望通過參與電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場減少分?jǐn)傎M(fèi)用、甚至獲取額外收入。
圖：2022年強(qiáng)制配儲政策總匯
數(shù)據(jù)來源：國家發(fā)改委，國家能源局，陽光工匠儲能網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
國內(nèi)表前市場：預(yù)計25年國內(nèi)發(fā)電側(cè)裝機(jī)量達(dá)到68.4GWh，21-25年CAGR+95%
國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)量測算：由于現(xiàn)有強(qiáng)配政策主要針對新建新能源電站，我們將基于兩個場景測算國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能的裝機(jī)量：1）由強(qiáng)配政策帶來的新增風(fēng)電、光伏發(fā)電站配置儲能裝機(jī)量；2）為減少棄風(fēng)棄光及輔助服務(wù)市場分?jǐn)傎M(fèi)用，而帶來的存量風(fēng)電、光伏發(fā)電站配置儲能裝機(jī)量。
核心假設(shè)：
新增發(fā)電站儲能裝機(jī)量：
1）強(qiáng)配地區(qū)占比：假設(shè)21-25年強(qiáng)配地區(qū)占比為80%/88%/90%/95%/95%；
2）配儲比例：假設(shè)21-25年配儲比例為8%/10%/13%/15%/18%；
3）鋰電儲能滲透率：假設(shè)21-25年鋰電儲能滲透率為50%/80%/80%/90%/90%；
4）充電時長：假設(shè)21-25年充電時長為1.8/2.0/2.3/2.5/2.8小時。
存量發(fā)電站儲能裝機(jī)量：
1）鋰電儲能滲透率：假設(shè)21-25年鋰電儲能滲透率為0.3%/0.4%/0.5%/0.6%/1%；
2）配儲比例：假設(shè)21-25年配儲比例為3%/5%/8%/10%/10%；
3）充電時長：假設(shè)21-25年充電時長為1.5/1.8/2.0/2.2/2.5小時。
測算結(jié)果：21-25年國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)量有望達(dá)到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，4年CAGR達(dá)到+95%。
表：國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)量測算
數(shù)據(jù)來源：北極星風(fēng)力發(fā)電網(wǎng)，北極星太陽能光伏網(wǎng)，天風(fēng)證券研究所
全球表前市場：預(yù)計國內(nèi)+海外表前市場將高增長，21-25年全球裝機(jī)量CAGR+104%
基于我們前文對國內(nèi)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)量預(yù)測，以及此前我們對海外表前市場的裝機(jī)量預(yù)測，我們預(yù)計：
國內(nèi)表前市場：21-25年國內(nèi)表前市場裝機(jī)量有望達(dá)5.9/17.8/31.5/52.3/82.2GWh，CAGR+93%；
全球表前市場：21-25年全球表前市場裝機(jī)量有望達(dá)15.3/53.9/96.6/156.5/265.8GWh，CAGR+104%。
表：2021-2025年國內(nèi)及全球儲能裝機(jī)量測算
圖：2021-2025年國內(nèi)及全球儲能裝機(jī)量預(yù)測（單位：GWh）
數(shù)據(jù)來源：BNEF，索比光伏網(wǎng)，CWEA，GWEC，天風(fēng)證券研究所
投資建議：相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈有望跟隨全球表前儲能行業(yè)高增速，獲得相關(guān)業(yè)務(wù)高增長
我們認(rèn)為，政策端對發(fā)電側(cè)加大強(qiáng)配地區(qū)占比+強(qiáng)配比例、賦予電網(wǎng)側(cè)經(jīng)濟(jì)性，有望減輕碳酸鋰對國內(nèi)表前市場的影響；國內(nèi)+海外表前市場的需求放量，看好全球表前市場相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈投資機(jī)會。
電池：
看好電芯性能、循環(huán)壽命、電池組一致性更強(qiáng)，市占率更高的頭部電池企業(yè)【寧德時代】、【億緯鋰能】；
建議關(guān)注業(yè)務(wù)覆蓋國內(nèi)大型儲能&成功突破海外表后市場，受益下游需求高景氣的【鵬輝能源】；
建議關(guān)注從Wh級別至MWh級別實(shí)現(xiàn)全覆蓋的儲能電池彈性標(biāo)的【派能科技】。
儲能變流器：
看好受益大型儲能（表前+工商業(yè)）高增速的【陽光電源】。
溫控：
發(fā)電側(cè)儲能大容量、電網(wǎng)側(cè)儲能高功率趨勢下，建議關(guān)注先發(fā)優(yōu)勢+非標(biāo)性優(yōu)勢明顯的【英維克】，建議關(guān)注有望憑借溫度高精度控制能力，打開市場份額的【同飛股份】。
投資建議：建議關(guān)注獨(dú)立儲能運(yùn)營商【萬里揚(yáng)】、【林洋能源】
政策變化下，電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能擁有了獨(dú)立市場主體地位，可通過電力現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)市場參與電網(wǎng)的調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)，獲取收入?；谇拔募僭O(shè)，我們認(rèn)為當(dāng)前獨(dú)立儲能已具備較高經(jīng)濟(jì)性，建議關(guān)注獨(dú)立儲能運(yùn)營商【萬里揚(yáng)】、【林洋能源】。
萬里揚(yáng)：主營業(yè)務(wù)為汽車變速器、新能源汽車傳/驅(qū)動系統(tǒng)產(chǎn)品，22年1月完成萬里揚(yáng)能源51%股份收購，獨(dú)立儲能業(yè)務(wù)有望成為公司新的業(yè)績增長點(diǎn)。公司于22年1月成功收購萬里揚(yáng)能源科技股份有限公司（主要從事儲能電站，電力市場現(xiàn)貨交易等業(yè)務(wù)）51%的股份。萬里揚(yáng)能源已投運(yùn)4個發(fā)電側(cè)儲能電站合計40MW（廣東、甘肅等地），儲備儲能電站項(xiàng)目合計約1000MW，其中：
22年1月萬里揚(yáng)能源與浙江省江山經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)管理委員會簽署協(xié)議，擬投資建設(shè)和運(yùn)營“萬里揚(yáng)江山清漾變300MW/600MWh獨(dú)立儲能電站項(xiàng)目”，一期200MW/400MWh。
林洋能源：主營業(yè)務(wù)分為智能、儲能、新能源三個板塊，其中儲能項(xiàng)目儲備超1200MWh，將重點(diǎn)開拓新能源發(fā)電+共享儲能商業(yè)模式。公司于15年并購江蘇林洋微科技有限公司進(jìn)入儲能領(lǐng)域，21年已儲備儲能項(xiàng)目資源超過1200MWh。包括：
與國網(wǎng)南通綜合能源服務(wù)有限公司合作，打造如東100MW/200MWh海上風(fēng)電配套集中式共享儲能電站示范項(xiàng)目；
與安徽省蚌埠五河縣人民政府合作，共同投資建設(shè)1.5GW光伏發(fā)電項(xiàng)目+0.5GW風(fēng)力發(fā)電項(xiàng)目+400MW/800MWh集中式共享儲能電站；
與合作伙伴（湖北能源、東方日升+湖北億緯動力）組成聯(lián)合體，與湖北荊門發(fā)改委簽訂“荊門市百萬千瓦級水風(fēng)光一體化重大基地項(xiàng)目”開發(fā)協(xié)議，光伏+風(fēng)電+抽蓄電化學(xué)儲能總建設(shè)規(guī)模不少于3GW，其中包含不少于200MWh電化學(xué)儲能項(xiàng)目。
風(fēng)險提示：儲能需求不及預(yù)期；政策力度不及預(yù)期；鋰電池成本上漲幅度超預(yù)期；其他儲能方式發(fā)展超預(yù)期；測算具有一定主觀性，僅供參考。
