一
核心觀點(diǎn)
發(fā)展儲(chǔ)能是風(fēng)光加速滲透的必由之路，鋰電儲(chǔ)能綜合性能出色。新能源裝機(jī)規(guī)模迅速增長，未來將會(huì)成為我國能源結(jié)構(gòu)中的主力，而風(fēng)電、光伏的波動(dòng)性和季節(jié)性對電網(wǎng)的安全性造成沖擊，新能源+儲(chǔ)能是可行的解決方案。電化學(xué)儲(chǔ)能，尤其是鋰電儲(chǔ)能技術(shù)因其廣泛的應(yīng)用場景、出色的綜合性能，在規(guī)模效應(yīng)驅(qū)動(dòng)的降本下有望迎來快速擴(kuò)容和發(fā)展階段。近期國家出臺(tái)了系列政策，推動(dòng)新型儲(chǔ)能市場化發(fā)展，優(yōu)化分時(shí)電價(jià)結(jié)構(gòu)，進(jìn)一步催化行業(yè)發(fā)展。
多種應(yīng)用場景下，都已接近儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性臨界點(diǎn)。儲(chǔ)能應(yīng)用場景可以概括為用電側(cè)、發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)。在用電側(cè)，家庭用戶通過光儲(chǔ)結(jié)合，可以自發(fā)自用，降低用電費(fèi)用；工商業(yè)用戶加裝儲(chǔ)能系統(tǒng)更可以節(jié)省容量電價(jià)，并進(jìn)行峰谷價(jià)差套利。在發(fā)電側(cè)，儲(chǔ)能系統(tǒng)可以減少棄風(fēng)棄光，降低新能源發(fā)電出力的波動(dòng)性。在電網(wǎng)側(cè)，儲(chǔ)能價(jià)值體現(xiàn)在電力輔助服務(wù)，目前調(diào)頻已具有經(jīng)濟(jì)性，調(diào)峰接近臨界。
行業(yè)發(fā)展增速明顯，市場空間巨大。根據(jù)模型測算，2025年全球儲(chǔ)能新增裝機(jī)超過290GWh。用電側(cè)家庭儲(chǔ)能迎來快速增長，預(yù)計(jì)2025年全球家庭儲(chǔ)能設(shè)備新增裝機(jī)容量將達(dá)到70GWh；預(yù)計(jì)全球2025年光伏配套工商業(yè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)容量為55.2GWh。發(fā)電側(cè)集中式可再生能源配置儲(chǔ)能拉動(dòng)需求，預(yù)計(jì)全球2025年集中式可再生能源發(fā)電配套儲(chǔ)能電站新增裝機(jī)容量為138GWh，其中光伏配套99GWh，風(fēng)電配套39GWh。電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻需求帶動(dòng)的全球新增裝機(jī)容量空間預(yù)計(jì)為6.9GWh，調(diào)峰帶動(dòng)的容量空間為20GWh。
儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈逐漸成熟，電池和變流器價(jià)值量最大。儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈圍繞電池（PACK）開展，主要包括上游原材料及零部件的供應(yīng)商，中游的電池、變流器、管理系統(tǒng)、其他設(shè)備和系統(tǒng)集成，下游包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)的應(yīng)用場景。其中，電池和變流器在系統(tǒng)占比最高，占比超過60%，動(dòng)力電池企業(yè)、光伏逆變器企業(yè)及時(shí)進(jìn)行能力遷移，切入儲(chǔ)能行業(yè)。
二
投資建議與標(biāo)的
儲(chǔ)能市場具有高成長性和確定性，我們推薦隆基股份、晶澳科技、寧德時(shí)代（新能源汽車組覆蓋），建議關(guān)注逆變器行業(yè)陽光電源、科華數(shù)據(jù)、錦浪科技、固德威，系統(tǒng)集成企業(yè)派能科技、盛弘股份，EPC企業(yè)永福股份，新能源行業(yè)明陽智能，天合光能，電網(wǎng)相關(guān)企業(yè)南網(wǎng)能源、國電南瑞、國網(wǎng)信通、涪陵電力、許繼電氣等。
三
風(fēng)險(xiǎn)提示
儲(chǔ)能需求不及預(yù)期
儲(chǔ)能技術(shù)迭代不及預(yù)期
成本下降不及預(yù)期
正文內(nèi)容
隨著碳中和目標(biāo)的提出，新能源發(fā)電作為清潔發(fā)電技術(shù)得到快速的發(fā)展，然而新能源的波動(dòng)性與電網(wǎng)的安全性矛盾凸顯，發(fā)展儲(chǔ)能成為解決電力能源供需匹配問題的關(guān)鍵。各類儲(chǔ)能技術(shù)中，電化學(xué)儲(chǔ)能由于其應(yīng)用場景限制較少、綜合性能出色等特點(diǎn)，成為增長擴(kuò)容最快的類別。本篇報(bào)告從背景介紹和技術(shù)比較出發(fā)，將儲(chǔ)能技術(shù)與光伏等新能源發(fā)電技術(shù)組合起來，分別分析用電側(cè)、發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的經(jīng)濟(jì)性，并給出未來市場空間估算。
一
行業(yè)概括：可再生能源拉動(dòng)需求，鋰電儲(chǔ)能前景廣闊
1. 發(fā)展背景：發(fā)展儲(chǔ)能是可再生能源加速滲透的必由之路
為了實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)，新能源發(fā)電裝機(jī)快速增長。2020年9月，習(xí)近平主席在第75屆聯(lián)合國大會(huì)上 提出中國將力爭在2030年前實(shí)現(xiàn)碳排放達(dá)峰、2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和的目標(biāo)。為了實(shí)現(xiàn)碳中和碳達(dá)峰的目標(biāo)。新能源發(fā)電技術(shù)受益于其零排放的優(yōu)勢，得到了快速發(fā)展。截至2020年末，全國風(fēng)電、光伏累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)253.4GW和 281.7GW，同比增長24.1%和34.1%；2020年全國光伏、風(fēng)電新增裝機(jī)達(dá)48.2GW和71.7GW，同比大幅增長60.1%和177.9%。新能源發(fā)電方面，2020年光伏、風(fēng)電發(fā)電量占比進(jìn)一步提高至3.5%和6.3%
傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)中，電能輸出曲線相對穩(wěn)定，但用電曲線（需求曲線）在一天之內(nèi)存在多次的峰谷波動(dòng)，使得電力系統(tǒng)的供需曲線難以匹配。以火電機(jī)組為主體的發(fā)電系統(tǒng)，可以通過“了解需求側(cè)、控制發(fā) 電側(cè)”的基本策略，在預(yù)先設(shè)置發(fā)電出力計(jì)劃的情況下，日內(nèi)電壓/頻率的波動(dòng)通常控制在±5%以內(nèi)，實(shí)現(xiàn)供需基本匹配。
但是，可再生能源發(fā)電的引入使得發(fā)電側(cè)變得不可控且不穩(wěn)定。例如：光伏發(fā)電高峰集中在白天，無法直接匹配傍晚和夜間用電需求高峰；風(fēng)電發(fā)電高峰在一日內(nèi)很不穩(wěn)定，且存在季節(jié)性差異等；能源本身還存在地區(qū)分布的巨大差異等等。
根據(jù)國家電網(wǎng)的測算，2035年前，風(fēng)、光裝機(jī)規(guī)模分別將達(dá)到7億、6.5億千瓦，全國風(fēng)電、太陽能日最大波動(dòng)率預(yù)計(jì)分別達(dá)1.56億、4.16億千瓦，大大超出電源調(diào)節(jié)能力，迫切需要重新構(gòu)建調(diào)峰體系，以具備應(yīng)對新能源5億千瓦左右的日功率波動(dòng)的調(diào)節(jié)能力。
在風(fēng)電和光電裝機(jī)量不斷提升的大背景下，發(fā)展儲(chǔ)能技術(shù)是解決供需匹配問題、減小風(fēng)光波動(dòng)性對電網(wǎng)沖擊的必由之路。一方面，通過削峰填谷，可以解決峰谷時(shí)段發(fā)電量與用電負(fù)荷不匹配的問題；另一方面，可以參與提供電力輔助服務(wù)，解決風(fēng)光發(fā)電的波動(dòng)性和隨機(jī)性導(dǎo)致的電網(wǎng)不穩(wěn)定；此外，通過儲(chǔ)能系統(tǒng)的存儲(chǔ)和釋放能量，提供了額外的容量支撐；在一定程度上，儲(chǔ)能可以增加電量本地消納，減少輸電系統(tǒng)的建設(shè)成本。儲(chǔ)能可以應(yīng)用在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)，在不同場景下具有不同的價(jià)值和意義。
2. 儲(chǔ)能技術(shù)分類：鋰電儲(chǔ)能應(yīng)用場景廣泛、綜合性能出色
從能量的角度分類，儲(chǔ)能技術(shù)主要可以分為熱儲(chǔ)能、電儲(chǔ)能和氫儲(chǔ)能幾大類，其中電儲(chǔ)能包括機(jī)械儲(chǔ)能、電化學(xué)儲(chǔ)能和電磁儲(chǔ)能，是最常用的儲(chǔ)能方式。根據(jù)儲(chǔ)能時(shí)長的不同，可以將儲(chǔ)能的應(yīng)用場景分為容量型、能量型、功率型和備用型。不同的儲(chǔ)能技術(shù)適用于不同的場景。
電磁儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用范圍最窄，在實(shí)際應(yīng)用中面臨包括高能耗、安全性等一系列問題；抽水蓄能在傳統(tǒng)電力系統(tǒng)調(diào)頻調(diào)峰中發(fā)揮著重要作用。但抽蓄電站建設(shè)需要兼具水能和勢能，選址限制較大，可能對生態(tài)環(huán)境造成潛在的負(fù)面影響。此外，抽水蓄能與新能源發(fā)電不能很好的適配，需要發(fā)展新型儲(chǔ)能。綜合來看，電化學(xué)儲(chǔ)能，尤其是鋰電儲(chǔ)能技術(shù)，綜合性能出色，應(yīng)用場景廣泛，在規(guī)模效應(yīng)驅(qū)動(dòng)的降本下有望迎來快速擴(kuò)容和發(fā)展階段。
從應(yīng)用上來看，電化學(xué)儲(chǔ)能設(shè)備可以分為消費(fèi)電池、動(dòng)力電池和儲(chǔ)能電池三大類。其中，消費(fèi)電池主要用于手機(jī)、筆記本電腦、數(shù)碼相機(jī)等消費(fèi)電子設(shè)備；動(dòng)力電池主要用于動(dòng)力電池車；儲(chǔ)能電池則用于戶用、工商業(yè)和發(fā)電側(cè)的集中式和分布式儲(chǔ)能電站。由于應(yīng)用場景的不同，不同應(yīng)用類別的儲(chǔ)能設(shè)備在性能、參數(shù)要求、壽命和構(gòu)件上有所差異。
3. 儲(chǔ)能發(fā)展階段：抽水儲(chǔ)能仍超九成，電化學(xué)儲(chǔ)能快速提升
截至2020年底，全球已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)容量達(dá)到191.1GW，同比增長3.4%，電化學(xué)儲(chǔ)能中鋰離子電池的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大為14.2GW；中國已投運(yùn)的儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到35.6GW，同比增長 9.8%，裝機(jī)規(guī)模占全球的18.6%。由于商業(yè)化應(yīng)用較早、與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)應(yīng)用場景的深度結(jié)合，抽水蓄能在中國和全世界范圍的儲(chǔ)能占比都超過90%，但是該比例在逐年下降。與此同時(shí)，電化學(xué)儲(chǔ)能的規(guī)模和占比快速提升：2013年到2020年，全球和中國電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)規(guī)模分別從0.7GW和0.1GW增長至14.25GW和3.27GW，CAGR分別為53.8%和64.6%；電化學(xué)儲(chǔ)能中鋰離子電池儲(chǔ)能的裝機(jī)占比在全球和中國分別為92.0%和88.8%，是電化學(xué)儲(chǔ)能中的絕對主力和發(fā)展方向。從累計(jì)裝機(jī)容量上來看，2020年全球電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)容量14.25GW，中國電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)容量3.3GW，目前中國的儲(chǔ)能裝機(jī)容量在全球的占比并不是很高，但中國市場增速明顯，2020年增速達(dá)42%。
4. 儲(chǔ)能政策頻出，催化行業(yè)發(fā)展
2021年7月23日，國家發(fā)展改革委、國家能源局近日聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，文件明確指出，到2025年，實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機(jī)規(guī)模達(dá)3000萬千瓦以上。到2030年，實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能全面市場化發(fā)展。指導(dǎo)意見是“十四五”時(shí)期的第一份儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)綜合性政策文件，從市場化發(fā)展、技術(shù)進(jìn)步、市場環(huán)境、政策監(jiān)管等方面做出引導(dǎo)，對行業(yè)發(fā)展重大利好，預(yù)期未來國家會(huì)出臺(tái)一系列政策，破除產(chǎn)業(yè)發(fā)展中的難題，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能的市場化發(fā)展。
電價(jià)是電力系統(tǒng)的市場化結(jié)果，通過深化電價(jià)改革、完善電價(jià)形成機(jī)制，可進(jìn)一步推動(dòng)新能源為主題的新型電力系統(tǒng)建設(shè)。2021年7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，主要內(nèi)容包括分時(shí)電價(jià)機(jī)制的優(yōu)化、執(zhí)行和實(shí)施保障等三個(gè)方面。這一政策再能源消費(fèi)、能源生產(chǎn)、能源技術(shù)和能源體制方面都具有重要意義，通過優(yōu)化分時(shí)電價(jià)機(jī)制，引導(dǎo)用戶改變用能習(xí)慣，提升電網(wǎng)友好性；峰谷電價(jià)差更高會(huì)推動(dòng)用電側(cè)儲(chǔ)能等分布式靈活資源的發(fā)展，儲(chǔ)能利用峰谷電價(jià)差盈利的空間增大；儲(chǔ)能等多種靈活能源加強(qiáng)互動(dòng)，發(fā)展多樣的商業(yè)模式。
此外，各省市也都推出了相關(guān)政策文件，對儲(chǔ)能配置比例和充電小時(shí)數(shù)有一定要求，對新能源項(xiàng)目配置儲(chǔ)能從鼓勵(lì)到要求配置。截至2021年6月，我國已有25個(gè)省份發(fā)布文件明確新能源配置儲(chǔ)能，青海、新疆、陜西西安三地區(qū)推出了地方性補(bǔ)貼政策。有10個(gè)省份公布了儲(chǔ)能參與調(diào)峰服務(wù)的價(jià)格文件，鼓勵(lì)了電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展。
在應(yīng)用場景上，國外機(jī)構(gòu)習(xí)慣按照儲(chǔ)能系統(tǒng)接入系統(tǒng)的位置分為家用儲(chǔ)能、工商業(yè)儲(chǔ)能和電表前段儲(chǔ)能（包括發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能）三類；CNESA則將應(yīng)用場景劃分為5類，包括：集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)和電源側(cè)。結(jié)合我國的實(shí)際情況和后續(xù)分析需要，我們采取目前國內(nèi)常用的分類方式，把應(yīng)用場景分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)三類，儲(chǔ)能技術(shù)安裝在不同的位置有不同的用途或盈利方式。本文將分別研究不同應(yīng)用場景下儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性與市場空間。
二
儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性分析：伴隨降本，經(jīng)濟(jì)性迎來提升
1. 用電側(cè)：家庭光儲(chǔ)合用、工商業(yè)節(jié)省容量電價(jià)+峰谷價(jià)差套利經(jīng)濟(jì)性明顯
用電側(cè)包括家庭用戶和工商業(yè)用戶。對于家庭用戶，通過安裝光伏和儲(chǔ)能設(shè)備，可以實(shí)現(xiàn)自發(fā)自用，錯(cuò)峰用電，收益來自將多發(fā)的電量銷售給電網(wǎng)的收益，節(jié)約的成本為錯(cuò)峰用電節(jié)約的峰谷價(jià)差。對于光伏工商業(yè)用戶，經(jīng)濟(jì)性體現(xiàn)在通過自發(fā)自用節(jié)約了購電價(jià)格，降低了容量成本。對于非光伏工商業(yè)用戶，可以利用儲(chǔ)能進(jìn)行峰谷套利。
（1）家庭光儲(chǔ)設(shè)備經(jīng)濟(jì)性分析
在家用分布式光伏設(shè)備或是光儲(chǔ)設(shè)備上的應(yīng)用方面，歐美國家相對較為領(lǐng)先。我們以美國加州為例，對一個(gè)典型家庭的裝機(jī)決策做經(jīng)濟(jì)性分析。得天獨(dú)厚的自然環(huán)境、分時(shí)電價(jià)和設(shè)備補(bǔ)貼等一系列因素使得美國加州成為全美光伏發(fā)電最繁榮地區(qū)。根據(jù)SEIA (Solar Energy Industries Association) 的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，截至2020年第三季度末，加州光伏總裝機(jī)量為29218.17MW，全州22.27%的電量來自光伏發(fā)電，總裝機(jī)量排名全美第一。按照加州的發(fā)展目標(biāo)，到2045年100%的電力都將由清潔能源供應(yīng)，到2050年將實(shí)現(xiàn)溫室氣體減排80%（基準(zhǔn)年：1990年）的目標(biāo)。加州對于光伏和儲(chǔ)能設(shè)備出臺(tái)了系列激勵(lì)政策，包括稅收優(yōu)惠、補(bǔ)貼等。
按照上述激勵(lì)政策中普適的條款（無地區(qū)和家庭收入限制的一般性激勵(lì)政策），戶用光伏設(shè)施的補(bǔ)助額度為總價(jià)的26%，戶用儲(chǔ)能設(shè)施的補(bǔ)助額度為$200/kWh；采用美國最大的住宅類太陽能安裝商Sunrun的指導(dǎo)估價(jià)，家庭常用的4kW光伏設(shè)備總價(jià)約為12000美元，所需屋頂空間大約為400平方英尺，約合37.16平方米；儲(chǔ)能設(shè)備的價(jià)格為$400/kWh；按照每人每天用電5kWh計(jì)算，一戶四口之家的年用電量約為7300kWh。
根據(jù)美國和加州地區(qū)最大的電力和天然氣供應(yīng)商之一太平洋煤氣電力公司（Pacific Gas and Electric）提供的電力分時(shí)價(jià)格計(jì)劃，電價(jià)按照工作日高峰期（17:00-20:00）、工作日低谷期（其余時(shí)段）、周末三種情形分類定價(jià)，三類時(shí)段在夏季（6月1日-9月30日）和冬季（10月1日-次年5月31日）又適用于不同的定價(jià)方案，具體如下表所示。我們認(rèn)為加州冬季平均溫度在10℃以上，供暖需求較小，而夏季有制冷需求，因而夏季用電2500kWh，冬季（除夏季外）用電4800 kWh；每日的高峰時(shí)段用電量占當(dāng)日用電總量20%。
不安裝光伏或儲(chǔ)能設(shè)備：
在這種情形下，家庭所用的全部電能都通過即時(shí)向電力供應(yīng)商購買，2020年總電價(jià)為2022美元。結(jié)合加州歷史電費(fèi)的變動(dòng)，按照電費(fèi)每年上漲5%計(jì)算，從2020年開始（含）往后10年的家庭總電價(jià)為25429美元。
安裝光伏設(shè)備：
在安裝光伏設(shè)備的情況下，家庭的用電模式是白天通過光伏設(shè)備覆蓋家庭用電需求，并且將富余的電量售回給電網(wǎng)；夜間即時(shí)相電力供應(yīng)商購電滿足用電需求。按照日均有效光能利用時(shí)間4.5小時(shí)計(jì)算，家庭每日可以發(fā)電18kWh，其中10 kWh自用，8kWh售回電網(wǎng)。根據(jù)California Public Utilities Commission的規(guī)定，回售價(jià)格僅為0.04美元/kWh。在這種模式下，計(jì)算得到該家庭第一年的總支出（包含光伏系統(tǒng)安裝費(fèi)用和凈電費(fèi)開支，扣除光伏系統(tǒng)安裝補(bǔ)貼）為9749美元。全壽命周期10年的總開支為19806美元。
安裝儲(chǔ)能設(shè)備：
安裝儲(chǔ)能設(shè)備除了保證家庭供電穩(wěn)定性，應(yīng)對突發(fā)狀況；還可以通過峰谷電價(jià)的差距，在谷電價(jià)期間為儲(chǔ)能設(shè)備充電，在峰電價(jià)時(shí)不從電網(wǎng)購電，從而全年均享受相對更加優(yōu)惠的谷電價(jià)。這種模式下，計(jì)算得到安裝10kWh儲(chǔ)能設(shè)備的家庭第一年的總支出（包含儲(chǔ)能設(shè)備安裝費(fèi)用和電費(fèi)開支，扣除儲(chǔ)能設(shè)備安裝補(bǔ)貼）為3971美元。全壽命周期10年的總開支為26791美元。
安裝光伏+儲(chǔ)能設(shè)備：
在這種模式下，家庭不僅可以享受谷電價(jià)的相對優(yōu)惠，還可以具備自發(fā)自用和余電回售的能力，是（2）和（3）兩種情況的綜合?？紤]到回售電價(jià)低于購買電價(jià)，此時(shí)家庭選擇將余電全部存儲(chǔ)自用而不是向電網(wǎng)回售。經(jīng)過計(jì)算，安裝4kW光伏設(shè)備和10kWh儲(chǔ)能設(shè)備的家庭第一年的總支出（包含光儲(chǔ)設(shè)備安裝費(fèi)用和電費(fèi)開支，扣除光儲(chǔ)設(shè)備安裝補(bǔ)貼）為11077美元。全壽命周期10年的總開支為13359美元。
總結(jié)分析上述四種情景，僅安裝儲(chǔ)能設(shè)備的曲線相比于未安裝設(shè)備的家庭始終更高，主要是由于峰谷電價(jià)差距不大，這種套利模式的收益無法覆蓋初始設(shè)備投資金額。當(dāng)時(shí)間線進(jìn)一步拉長，或者峰谷電價(jià)差距增大，或者儲(chǔ)能設(shè)備價(jià)格進(jìn)一步降低時(shí)，這種模式有望為家庭節(jié)省開支。
僅安裝光伏設(shè)備的家庭從第8年開始表現(xiàn)出了相比于一般家庭的成本優(yōu)勢，到第十年總計(jì)節(jié)省15.5%的開支。如果未來電費(fèi)增長速度高于預(yù)期的5%，或者光伏設(shè)備成本降低，或者回售電價(jià)有所提高，都將增加此種方案的經(jīng)濟(jì)性。
安裝光伏+儲(chǔ)能設(shè)備家庭的第一年由于固定設(shè)備投資的需要開支最大，但是由于自發(fā)自用+峰谷套利的模式使得家庭幾乎能實(shí)現(xiàn)電量自給自足，未來十年間的支出曲線增長非常平緩，從第6年開始已經(jīng)是四種方案中支出最低的一種路徑。長遠(yuǎn)來看，光+儲(chǔ)的組合對家庭來說無疑是最優(yōu)的選擇，十年總節(jié)省開支達(dá)到47.4%。
考慮到隨著裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)增和設(shè)備降本，政策補(bǔ)貼會(huì)逐漸退坡：以德國為例，光伏儲(chǔ)能政策主要分為三個(gè)階段：1）2000-2009，大規(guī)模引進(jìn)光伏，光伏上網(wǎng)電價(jià)基本保持&緩慢下降；2）2009-2011，光伏組件成本和上網(wǎng)電價(jià)都快速下降；3）2012之后，基本實(shí)現(xiàn)光伏平價(jià)，上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼增加總量上限規(guī)定（當(dāng)裝機(jī)總量達(dá)到52GW時(shí)原有的上網(wǎng)電價(jià)方案停止）；針對有能力在高峰期提供可調(diào)度電力的發(fā)電單位（例如加裝儲(chǔ)能等設(shè)備）給予靈活性溢價(jià)。
考慮到光伏設(shè)備的補(bǔ)貼退坡時(shí)間線，我們進(jìn)行敏感性分析，當(dāng)2021年光伏設(shè)備補(bǔ)貼降至22%時(shí)，光儲(chǔ)組合仍然將從第6年開始取得經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢；即使在沒有補(bǔ)貼的情況下，光儲(chǔ)組合的總成本在第7年時(shí)為最優(yōu)。整個(gè)生命周期內(nèi)的結(jié)論沒有發(fā)生變化。
按照上述4kW光伏配比10kWh儲(chǔ)能設(shè)備的家庭光儲(chǔ)組合計(jì)算，儲(chǔ)能設(shè)備EPC總價(jià)為4000美元，按照每年運(yùn)維費(fèi)用為EPC總價(jià)1%，儲(chǔ)能設(shè)備壽命十年計(jì)算，總運(yùn)維費(fèi)用為400美元。假設(shè)光伏設(shè)備年均有效工作時(shí)長1400小時(shí)，則十年總計(jì)發(fā)電量為56000kWh。將儲(chǔ)能成本平攤至光伏發(fā)電的度數(shù)，計(jì)算得到對應(yīng)儲(chǔ)能設(shè)備度電成本為0.079美元/kWh。疊加國內(nèi)目前分布式光伏發(fā)電站0.45元/kWh的度電成本（約合0.069美元/kWh），配備儲(chǔ)能設(shè)備后的度電成本約為0.15美元/kWh，低于購電價(jià)格。
（2）光伏工商業(yè)經(jīng)濟(jì)性分析
工商業(yè)相比于家庭光儲(chǔ)設(shè)備應(yīng)用的差異主要包括以下幾個(gè)方面：（1）廠房和倉庫上較為充足的空間，使得空間不再成為主要限制因素，工商業(yè)光儲(chǔ)設(shè)備在我國已有諸多應(yīng)用；（2）工廠的生產(chǎn)時(shí)段與光伏設(shè)備發(fā)電高峰大致重合，光伏設(shè)備發(fā)電以自發(fā)自用為主；（3）對大規(guī)模用電企業(yè)采用兩部制電價(jià)定價(jià)方法，即電費(fèi)由與容量成比例的固定容量電價(jià)和與用電量成比例的可變用電量電價(jià)組成。下表是以北京市為例的工商業(yè)用電價(jià)格組成表。根據(jù)以上特點(diǎn)，我們認(rèn)為光伏工商業(yè)光儲(chǔ)設(shè)備的經(jīng)濟(jì)性主要來源于自發(fā)自用和降低容量電價(jià)。
在設(shè)備價(jià)格方面，按照BNEF對中國儲(chǔ)能市場的研究報(bào)告，國內(nèi)磷酸鐵鋰儲(chǔ)能電池組比國際儲(chǔ)能市場平均價(jià)格低30%。我們在前文家庭側(cè)經(jīng)濟(jì)性分析時(shí)，調(diào)研得到加州的儲(chǔ)能設(shè)備單價(jià)約為$400/kWh，在國內(nèi)的工商業(yè)側(cè)分析，我們采用$280/kWh的單價(jià)進(jìn)行計(jì)算，并假設(shè)該小規(guī)模工商企業(yè)裝機(jī)容量為1MW/1MWh，設(shè)備總價(jià)約合人民幣196萬元。對于光伏設(shè)備，我們參考愛采購網(wǎng)站上綜合排序前五的光伏設(shè)備價(jià)格，取均價(jià)1.2萬元/kW。假設(shè)小規(guī)模工商企業(yè)光伏裝機(jī)容量10kW，設(shè)備總價(jià)約合人民幣12萬元。
自發(fā)自用：
由于光伏發(fā)電高峰時(shí)段通常與工商業(yè)生產(chǎn)高峰時(shí)段重合，我們考慮一般情況，即安裝光伏發(fā)電設(shè)備即時(shí)自發(fā)自用的情景。采用北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計(jì)的10千伏電壓等級下的全國工商業(yè)用電度電單價(jià)均值0.6516元/kWh，按照裝機(jī)容量10kW，日均有效發(fā)電時(shí)長4.5h計(jì)算，該光伏發(fā)電系統(tǒng)每年通過自發(fā)自用節(jié)省的電費(fèi)價(jià)格為1.07萬元，投資回收期約為11年。
降低容量電價(jià)：
以北京市非居民銷售電價(jià)為例，基本電價(jià)按照最大需量48元/千瓦·月計(jì)算。對于最大需量為10MW(10000kW)的企業(yè)來說，安裝儲(chǔ)能設(shè)備前和安裝容量為1MWh的儲(chǔ)能設(shè)備后的每年基本電價(jià)如下表所示?？梢钥吹剑ㄟ^安裝儲(chǔ)能設(shè)備每年可以節(jié)約基本電價(jià)57.6萬元，投資回收期大約為3.7年。
綜合上述討論，工商業(yè)的光儲(chǔ)設(shè)備經(jīng)濟(jì)性主要來源是儲(chǔ)能設(shè)備對降低容量電價(jià)的作用。在現(xiàn)有儲(chǔ)能設(shè)備的成本下，按照每年2%的維修保養(yǎng)成本計(jì)算，投資安裝1MWh的儲(chǔ)能設(shè)備僅需要4年左右的時(shí)間就可以收回成本。不過考慮到各省的容量電價(jià)不同，北京市屬于容量電價(jià)最高的城市之一，在黑龍江、吉林、遼寧等容量電價(jià)相對較低的城市（33元/千瓦·月），同等成本和安裝條件下投資回收期將會(huì)延長到5.5年左右。但相比于目前儲(chǔ)能設(shè)備普遍在10年以上的正常使用壽命，工商業(yè)儲(chǔ)能設(shè)備仍然具有明顯的經(jīng)濟(jì)性。
（3）非光伏工商業(yè)經(jīng)濟(jì)性分析
部分工商業(yè)不適宜安裝光伏配套儲(chǔ)能，可以通過單獨(dú)配置儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)峰谷套利。在用電低谷時(shí)以較低的電價(jià)為儲(chǔ)能系統(tǒng)充電，并在用電價(jià)格較高的高峰時(shí)段放電，節(jié)約用電成本。通過測算，我們認(rèn)為峰谷價(jià)差在0.7元/kwh以上時(shí)，安裝儲(chǔ)能進(jìn)行峰谷套利具有經(jīng)濟(jì)性。
假設(shè)工商業(yè)用戶配套10MWh儲(chǔ)能系統(tǒng)，單位投資成本1.5元/wh，循環(huán)壽命5000次，系統(tǒng)放電深度90%，全年運(yùn)行360天，設(shè)備運(yùn)營14年。考慮項(xiàng)目的融資成本，假設(shè)貸款比例70%，貸款利率5%，貸款期限10年。同時(shí)考慮稅收的影響。當(dāng)谷時(shí)電價(jià)為0.25元/kwh，峰時(shí)電價(jià)為0.95元/kwh，即峰谷價(jià)差為0.7元/kwh時(shí)，項(xiàng)目資本金IRR為6.64%。隨著儲(chǔ)能系統(tǒng)投資成本降低和峰谷價(jià)差增大，項(xiàng)目IRR提高。
2. 發(fā)電側(cè)：減少棄風(fēng)棄光，經(jīng)濟(jì)性隨系統(tǒng)降本逐漸提升
在發(fā)電側(cè)，儲(chǔ)能設(shè)備最主要的用途是集中式可再生能源并網(wǎng)。可再生能源（如風(fēng)電、光伏發(fā)電等）由于自然資源地理分布的不均勻、發(fā)電高峰時(shí)段與用電高峰時(shí)段的不完全重合、以及日內(nèi)波動(dòng)和不可預(yù)測性等，給電網(wǎng)的供需匹配提出挑戰(zhàn)。而儲(chǔ)能設(shè)備與可再生能源發(fā)電設(shè)備的配合可以實(shí)現(xiàn)出力穩(wěn)定，最大程度上減少棄風(fēng)棄光。
根據(jù)全國新能源消納檢測預(yù)警中心的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，截至2020年底我國風(fēng)電、光伏的并網(wǎng)裝機(jī)分別達(dá)到2.8和2.5億千瓦；2020年全年風(fēng)電、太陽能累計(jì)發(fā)電量7270億千瓦時(shí)；全年全國棄風(fēng)電量166.1億千瓦時(shí)，風(fēng)電利用率（消納率）96.5%；棄光電量18.3億千瓦時(shí)，光伏發(fā)電利用率（消納率）98.0%。從分省棄風(fēng)棄光電量情況分布圖中可以看到，部分可再生能源豐富、但是用電需求相對較低的地區(qū)（如青海、新疆、西藏等）棄風(fēng)棄光率顯著高于全國平均水平。
根據(jù)國家電網(wǎng)對儲(chǔ)能并網(wǎng)的技術(shù)要求（GBT36547），儲(chǔ)能系統(tǒng)滿發(fā)有功功率時(shí)需要具備最大發(fā)出0.33pu無功功率的能力，方可滿足功率因數(shù)0.95的要求，即此時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的視在功率達(dá)到了1.05pu；同時(shí)為了充分利用儲(chǔ)能的四象限運(yùn)行能力，要求其在非滿發(fā)有功功率時(shí)，同樣具備按照1.05pu視在功率運(yùn)行控制的能力，這也就意味著儲(chǔ)能系統(tǒng)具備最大可發(fā)出1.05pu的無功功率的能力（此時(shí)儲(chǔ)能系統(tǒng)不發(fā)有功功率）。
假設(shè)儲(chǔ)能設(shè)備度電補(bǔ)貼0.1元、1MWh儲(chǔ)能設(shè)備總價(jià)140萬元，儲(chǔ)能系統(tǒng)一年工作日280天，計(jì)算光伏電站加裝儲(chǔ)能每年收益和投資回收期。從計(jì)算結(jié)果可以看到，目前條件下，光伏+儲(chǔ)能已經(jīng)具有一定的經(jīng)濟(jì)性。發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的投資回報(bào)率提高需要依賴儲(chǔ)能成本的降低。因此，我們進(jìn)一步針對上述變量做敏感性分析，電價(jià)在0.3元/kWh以上，設(shè)備成本降至100萬元/MWh以內(nèi)，光伏+儲(chǔ)能具備明顯的經(jīng)濟(jì)性。
按照光伏儲(chǔ)能配比10%，儲(chǔ)能時(shí)長2h計(jì)算，5MW的光伏設(shè)備配備容量為1MWh的儲(chǔ)能設(shè)備，儲(chǔ)能設(shè)備EPC總價(jià)為140萬元，按照每年運(yùn)維費(fèi)用為EPC總價(jià)1%，儲(chǔ)能設(shè)備壽命十年計(jì)算，總運(yùn)維費(fèi)用為14萬元。假設(shè)光伏設(shè)備年均有效工作時(shí)長1400小時(shí)，則十年總計(jì)發(fā)電量為70GWh。將儲(chǔ)能成本平攤至光伏發(fā)電的度數(shù)，計(jì)算得到對應(yīng)儲(chǔ)能設(shè)備度電成本為0.022元/kWh。疊加國內(nèi)目前集中式光伏發(fā)電站0.3元/kWh的度電成本，配備儲(chǔ)能設(shè)備后的度電成本約為0.322元/kWh?？紤]到未來配比逐步上升的趨勢，我們進(jìn)一步進(jìn)行敏感性分析，計(jì)算不同配比比例和儲(chǔ)能時(shí)長要求下的度電成本（光伏+儲(chǔ)能），結(jié)果如下表所示：
3. 電網(wǎng)側(cè)：調(diào)頻初具經(jīng)濟(jì)性，調(diào)峰接近臨界
在電網(wǎng)側(cè)，儲(chǔ)能設(shè)備可以用于提供電力輔助服務(wù)。由于電網(wǎng)接入的發(fā)電量和用戶負(fù)荷的用電量具有瞬時(shí)特性，電網(wǎng)處于不斷的波動(dòng)變化中，因此，為了保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，需要并網(wǎng)發(fā)電廠提供輔助服務(wù)。目前，我國的電力輔助服務(wù)市場正在逐步完善中。輔助服務(wù)分為基本輔助服務(wù)和有償輔助服務(wù)。基本輔助服務(wù)是指為了保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì)量，發(fā)電機(jī)組必須提供的輔助服務(wù)，包括一次調(diào)頻、基本調(diào)峰、基本無功調(diào)節(jié)。有償輔助服務(wù)是指并網(wǎng)發(fā)電廠在基本輔助服務(wù)之外所提供的輔助服務(wù)，包括自動(dòng)發(fā)電控制（AGC）、有償調(diào)峰、有償無功調(diào)節(jié)、自動(dòng)電壓控制。
歐美國家電力輔助市場的市場化程度高：以美國最大的區(qū)域電力市場運(yùn)營商PJM為例，調(diào)頻和備用輔助服務(wù)通過競爭投標(biāo)獲得，黑啟動(dòng)等服務(wù)則通過簽訂合同獲得；北歐和澳大利亞的電力輔助服務(wù)交易同樣通過市場競價(jià)和雙邊談判等形式達(dá)成。
相比于歐美等發(fā)達(dá)國家的實(shí)踐積累，我國的電力輔助服務(wù)市場啟動(dòng)相對較晚，市場化程度低。2006年，國家電力監(jiān)管委員會(huì)印發(fā)的《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理暫行辦法》，正式對電力輔助服務(wù)定義，被認(rèn)為是電力輔助服務(wù)市場在我國發(fā)展的開端；電力輔助服務(wù)市場與電力市場化改革密切相關(guān)，2017年，國家能源局發(fā)布《完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償（市場）機(jī)制工作方案》，是為了適應(yīng)電力市場改革新階段而提出的電力輔助服務(wù)市場機(jī)制，對電力輔助服務(wù)的補(bǔ)償機(jī)制做出了規(guī)定。
根據(jù)國家能源局最新的電力輔助服務(wù)有關(guān)情況的通報(bào)，2019年上半年全國電力服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用總計(jì)130.31億元。其中，調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用總額50.09億元，占總補(bǔ)償費(fèi)用的38.44%；調(diào)頻補(bǔ)償費(fèi)用總額27.01億元，占比20.73%；備用補(bǔ)償費(fèi)用總額47.41億元，占比36.38%；調(diào)壓補(bǔ)償費(fèi)用5.51億元，占比4.23%；其他補(bǔ)償費(fèi)用0.29億元，占比0.22%。
按照國家能源局的通報(bào)，2019年上半年我國電力輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用主要來自于發(fā)電機(jī)組分?jǐn)偅傆?jì)114.29億元，占比達(dá)到87.71%。其余補(bǔ)償費(fèi)用來源主要包括跨省區(qū)（網(wǎng)外）輔助服務(wù)補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用、新機(jī)差額資金、考核等其他費(fèi)用。從補(bǔ)償費(fèi)用來源結(jié)構(gòu)中可以看到，目前電力輔助服務(wù)市場面臨著發(fā)電側(cè)“既出錢、又出力”的格局，市場化程度很低。
目前，我國電力輔助服務(wù)市場最主要的應(yīng)用場景是調(diào)峰和調(diào)頻。調(diào)頻指的是當(dāng)用負(fù)荷發(fā)生小幅度波動(dòng)時(shí)，會(huì)導(dǎo)致發(fā)電機(jī)頻率增加或減小，發(fā)電機(jī)組需要通過調(diào)速器和AGC調(diào)節(jié)發(fā)電頻率，恢復(fù)到額定頻率50Hz。調(diào)峰指更長時(shí)間尺度、更大功率范圍內(nèi)調(diào)節(jié)發(fā)電量與用戶負(fù)荷的匹配。根據(jù)時(shí)長要求的不同，調(diào)頻和調(diào)峰分別屬于功率型儲(chǔ)能場景和容量型儲(chǔ)能場景。
從成本的角度對比，調(diào)頻和調(diào)峰分別適用于里程成本（儲(chǔ)能電站總投資/儲(chǔ)能電站總調(diào)頻里程）和度電成本（儲(chǔ)能電站總投資/儲(chǔ)能電站總處理電量）。儲(chǔ)能電站的成本主要包括儲(chǔ)能系統(tǒng)成本、功率轉(zhuǎn)換成本、土建成本、運(yùn)維成本、電站殘值和其他成本等類別。根據(jù)一些學(xué)者的研究結(jié)果，鋰電儲(chǔ)能在調(diào)頻服務(wù)上已經(jīng)具備經(jīng)濟(jì)性，里程成本約為6.34-9.08元/MW；而在調(diào)峰服務(wù)上，鋰電儲(chǔ)能的度電成本約為0.62-0.82元/kWh，大約是抽水蓄能的3-4倍，目前經(jīng)濟(jì)性競爭力較弱。但是考慮到抽水儲(chǔ)能的環(huán)境限制，以及鋰電儲(chǔ)能未來的降本空間，鋰電儲(chǔ)能在調(diào)峰服務(wù)上的競爭力仍有很大提升空間。
調(diào)峰：度電成本較高，期待儲(chǔ)能降本提高經(jīng)濟(jì)性
我國的電力輔助服務(wù)市場采用補(bǔ)償機(jī)制，儲(chǔ)能參與電力輔助的收益來自于調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)貼。為應(yīng)對大規(guī)模儲(chǔ)能進(jìn)入市場的需求，各地政府紛紛出臺(tái)或調(diào)整補(bǔ)償政策標(biāo)準(zhǔn)，一方面規(guī)范市場化進(jìn)程，另一方面降低資金使用的風(fēng)險(xiǎn)。
平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）衡量了儲(chǔ)能設(shè)備全生命周期內(nèi)的平均發(fā)電成本，儲(chǔ)能度電成本=生命周期內(nèi)成本的現(xiàn)值/生命周期內(nèi)放電量現(xiàn)值。根據(jù)測算，儲(chǔ)能的度電成本約0.74元/kWh，參考現(xiàn)在的調(diào)峰補(bǔ)償政策，僅東北三省的補(bǔ)償范圍高于度電成本。因此，儲(chǔ)能用于調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性有待儲(chǔ)能成本進(jìn)一步下降后逐步顯現(xiàn)。
調(diào)頻：經(jīng)濟(jì)性出現(xiàn)，期待更有盈利性的商業(yè)模式
電網(wǎng)調(diào)頻的關(guān)鍵參數(shù)之一是調(diào)頻里程，因此，在考慮儲(chǔ)能參與調(diào)頻服務(wù)的經(jīng)濟(jì)性時(shí)，需要計(jì)算里程成本和里程收益。調(diào)頻里程指一段時(shí)間內(nèi)調(diào)頻功率范圍變化的大小，反映了機(jī)組調(diào)頻的任務(wù)量。能夠取得補(bǔ)償?shù)恼{(diào)頻為二次調(diào)頻，由機(jī)組跟隨AGV指令以平抑電能供需偏差。由于目前我國的電力輔助市場尚不完善，各地對于調(diào)頻補(bǔ)償?shù)恼呗杂胁顒e。
為了衡量儲(chǔ)能參與調(diào)頻的經(jīng)濟(jì)性，需要測算調(diào)頻的里程成本和里程補(bǔ)償收益。里程成本指調(diào)頻儲(chǔ)能電站全生命周期內(nèi)，單位里程的電站投資成本。里程成本由各省政策給出。根據(jù)測算，儲(chǔ)能參與調(diào)頻的里程成本為3.848元/MW。
參考山西省某熱電廠的AGC儲(chǔ)能調(diào)頻系統(tǒng)運(yùn)行情況，該電廠安裝9MW/4.78MWh的電網(wǎng)級儲(chǔ)能系統(tǒng)設(shè)施，由電廠運(yùn)行實(shí)測數(shù)據(jù)可以看到，電廠機(jī)組在安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)后日平均調(diào)節(jié)深度由200MW上升到1000MW，綜合性能指標(biāo)Kp由1左右提高到均值5。儲(chǔ)能調(diào)頻補(bǔ)償收益=調(diào)節(jié)深度（MW）*里程價(jià)格（元/MW）*綜合性能指標(biāo)（Kp）。按照山西省AGC補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)7.5元/MW計(jì)算，兩臺(tái)機(jī)組的日補(bǔ)償收入達(dá)到1000*5*7.5*2=75000元。按照一年工作時(shí)間250天計(jì)算，年?duì)I業(yè)收入約為1875萬元，扣除里程成本后，相比未安裝儲(chǔ)能設(shè)備營業(yè)收入增加1607.6萬元每年。該儲(chǔ)能項(xiàng)目總投資約為3653萬元，在不考慮項(xiàng)目運(yùn)營的其他成本（包括稅金、財(cái)務(wù)成本、運(yùn)營維護(hù)成本等）的情況下，靜態(tài)投資回收期為2.27年。
對比各省電力輔助服務(wù)市場的相關(guān)政策，各省目前給出的儲(chǔ)能調(diào)頻里程價(jià)格已經(jīng)可以覆蓋里程成本，因此，儲(chǔ)能調(diào)頻已經(jīng)具備經(jīng)濟(jì)性，但是儲(chǔ)能的里程成本以及補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)會(huì)影響儲(chǔ)能參與調(diào)頻的經(jīng)濟(jì)性，國內(nèi)儲(chǔ)能電站和電力市場仍需要探索更加具備盈利能力的商業(yè)模式。
三
市場空間估算：2025年全球儲(chǔ)能新增裝機(jī)超290GWh
測算市場空間時(shí)，分別考慮了發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)三類場景，根據(jù)安裝位置和用途的不同，分別考慮新能源電站配置儲(chǔ)能，儲(chǔ)能參與調(diào)峰、調(diào)頻，用電側(cè)家庭和工商業(yè)的新增儲(chǔ)能市場空間。
1. 用電側(cè)：家庭儲(chǔ)能設(shè)備裝機(jī)量迎快速擴(kuò)增
（1）家庭儲(chǔ)能設(shè)備空間估算
根據(jù)經(jīng)濟(jì)性測算，家庭儲(chǔ)能設(shè)備搭配光伏是10年期內(nèi)最具有經(jīng)濟(jì)性的一種組合，將能同時(shí)得到電力自發(fā)自用、峰谷套利和余電回售的經(jīng)濟(jì)效益；而單獨(dú)使用儲(chǔ)能設(shè)備目前尚不具備經(jīng)濟(jì)性（峰谷價(jià)差套利無法覆蓋儲(chǔ)能設(shè)備開支，即使是在全球峰谷電價(jià)差最高的加州）。所以我們通過光伏設(shè)備裝機(jī)量和儲(chǔ)能設(shè)備的配比率來估算家庭儲(chǔ)能設(shè)備空間。
根據(jù)CPIA統(tǒng)計(jì)，2020年全球光伏新增裝機(jī)130GW。根據(jù)IEA的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，其中18%為戶用光伏，其中，中國新增戶用光伏裝機(jī)量達(dá)到9.0GW，是全球第一大市場；美國新增裝機(jī)量3GW，僅次于中國；全歐洲新增戶用光伏裝機(jī)量為3.5GW，德國和荷蘭是其中最為活躍的兩個(gè)國家，裝機(jī)量分別為0.9GW和0.7GW。歐美市場以外，越南由于屋頂光伏的興起，自2019年以來光伏裝機(jī)數(shù)量也有顯著提高。
模型假設(shè)新增裝機(jī)容量中戶用光伏占比逐步提升，當(dāng)前儲(chǔ)能配比10%，儲(chǔ)能配比逐年緩慢提升，預(yù)計(jì)2025年戶用光伏+儲(chǔ)能新增裝機(jī)中儲(chǔ)能設(shè)備新增裝機(jī)容量將達(dá)到49.01GWh。另一部分空間來自于存量戶用光伏裝機(jī)中加配儲(chǔ)能，假設(shè)戶用光伏存量市場儲(chǔ)能滲透率由0.5%逐步提升，預(yù)計(jì)2025年戶用光伏+儲(chǔ)能存量裝機(jī)中儲(chǔ)能設(shè)備裝機(jī)容量將達(dá)到20.99GWh。2025年，預(yù)計(jì)整體戶用儲(chǔ)能容量空間達(dá)70GWh。
（2）工商業(yè)儲(chǔ)能設(shè)備空間估算
工商業(yè)儲(chǔ)能市場包括光伏工商業(yè)和非光伏工商業(yè)兩類使用場景。其中，光伏工商業(yè)儲(chǔ)能設(shè)備的經(jīng)濟(jì)性來源于電力自發(fā)自用和節(jié)省容量電價(jià)。根據(jù)IEA的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2020年全球新增光伏裝機(jī)量中18%為工商業(yè)光伏，其中，歐洲是第一大工商業(yè)光伏新增裝機(jī)市場，新增裝機(jī)6.2GW，中國新增工商業(yè)裝機(jī)4.7GW，美國2GW。目前，能量型儲(chǔ)能設(shè)備的放電時(shí)長要求一般為1-2小時(shí)。由于工商業(yè)生產(chǎn)時(shí)段高峰期和光伏發(fā)電出力高峰期基本重合，我們認(rèn)為工商業(yè)儲(chǔ)能備電時(shí)長從2小時(shí)逐漸提升到2025年3小時(shí)。按照當(dāng)期儲(chǔ)能配比5%，遠(yuǎn)期20%的配比率進(jìn)行估算，得到全球2025年新增的工商業(yè)光伏配套儲(chǔ)能裝機(jī)容量為29.7GWh。存量光伏工商業(yè)中，假設(shè)儲(chǔ)能滲透率逐漸提升，得到全球2025年存量的工商業(yè)光伏配套儲(chǔ)能裝機(jī)容量為12.29GWh。此外，部分工商業(yè)未安裝屋頂光伏，可以通過安裝儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差套利收益，這部分市場容量預(yù)計(jì)2025年達(dá)到55.2GWh。
2. 發(fā)電側(cè)：集中式可再生能源儲(chǔ)能配比拉動(dòng)裝機(jī)需求
儲(chǔ)能設(shè)備對于集中式可再生能源發(fā)電站電力消納有重要意義。全國多地已經(jīng)發(fā)布了優(yōu)先支持配備儲(chǔ)能的可再生能源發(fā)電項(xiàng)目政策，部分地區(qū)還對儲(chǔ)能設(shè)備的配比、放電時(shí)長做出具體要求：寧夏回族自治區(qū)要求十四五期間儲(chǔ)能設(shè)備容量不低于新能源裝機(jī)10%、連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長2小時(shí)以上；內(nèi)蒙古自治區(qū)要求光伏電站儲(chǔ)能容量不低于5％、儲(chǔ)能時(shí)長在1小時(shí)以上；新疆則要求儲(chǔ)能電站原則上按照光伏電站裝機(jī)容量20%配置。
我們按照風(fēng)光伏配儲(chǔ)能當(dāng)期配比1%儲(chǔ)能時(shí)長2小時(shí)，遠(yuǎn)期配比10%儲(chǔ)能時(shí)長3小時(shí)來估算發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能市場空間。根據(jù)估算結(jié)果，得到全球2025年集中式可再生能源發(fā)電配套儲(chǔ)能電站新增裝機(jī)容量為138GWh，其中光伏配套99GWh，風(fēng)電配套39GWh。
3. 電網(wǎng)側(cè)：容量空間隨儲(chǔ)能滲透率提高加速擴(kuò)張
儲(chǔ)能在電網(wǎng)側(cè)的價(jià)值主要體現(xiàn)在電力輔助服務(wù)。調(diào)頻與負(fù)荷波動(dòng)有關(guān)，對于調(diào)頻中儲(chǔ)能的需求，我們考慮調(diào)頻配套需求與最大負(fù)荷的配套比例：根據(jù)業(yè)內(nèi)預(yù)測，一般調(diào)頻功率配套需求2~3%，我國目前調(diào)頻配套需求較低，約1%。目前，儲(chǔ)能在電力輔助服務(wù)市場的滲透率約為2%，未來隨著儲(chǔ)能相關(guān)政策的促進(jìn)和電力輔助服務(wù)市場的完善，儲(chǔ)能的滲透率將逐年快速提升。根據(jù)估算結(jié)果，全球2025年電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻需求帶動(dòng)的儲(chǔ)能需求為6.9GWh。
對于電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰，調(diào)峰需求與日發(fā)電量相關(guān)，預(yù)期未來調(diào)峰配套需求比例增加，儲(chǔ)能再調(diào)峰中的滲透率逐漸提升。根據(jù)估算結(jié)果，全球2025年電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰需求產(chǎn)生的儲(chǔ)能需求為20GWh。
綜合以上對于市場空間的估計(jì)，我們預(yù)計(jì)未來五年全球儲(chǔ)能時(shí)長將會(huì)迎來快速擴(kuò)增階段，2025年全球儲(chǔ)能新增裝機(jī)容量需求為290.1GWh，未來五年累計(jì)新增732GW，五年復(fù)合增長率56.2%。主要增長動(dòng)力來自發(fā)電側(cè)的高速增長，五年風(fēng)光配儲(chǔ)復(fù)合增長率分別為79.4%和85.6%。
四
儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈：以電池為中心，相關(guān)企業(yè)切入賽道
儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈圍繞電池（PACK）開展，主要包括上游原材料及零部件的供應(yīng)商，中游的電池、變流器、管理系統(tǒng)、其他設(shè)備和系統(tǒng)集成，下游包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)的應(yīng)用場景。儲(chǔ)能的產(chǎn)業(yè)鏈逐漸成熟，疊加政策支持，將迎來快速發(fā)展期。
根據(jù)BNEF提供的儲(chǔ)能系統(tǒng)成本調(diào)研數(shù)據(jù)，儲(chǔ)能系統(tǒng)成本以電池為主，零部件主要包括電池、變流系統(tǒng)（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）等，此外還包括BOS、系統(tǒng)集成、EPC成本等制造成本。其中電池成本占比約為 55%，對儲(chǔ)能電站成本影響最大，其次為變流系統(tǒng)及 EMS。
儲(chǔ)能行業(yè)仍處于發(fā)展的早期，行業(yè)格局尚不確定。電池和PCS是儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈中價(jià)值鏈最高、壁壘較高的環(huán)節(jié)，系統(tǒng)集成有望結(jié)合數(shù)字化、智能化技術(shù)，拓展應(yīng)用場景，提升產(chǎn)業(yè)附加值。
1. 儲(chǔ)能電池：性能與動(dòng)力電池有別，成本有待進(jìn)一步下降
儲(chǔ)能電池與動(dòng)力電池原理相似，但由于應(yīng)用場景不同，對二者的性能要求不同。動(dòng)力電池安裝在電動(dòng)車上，需要在安全性和經(jīng)濟(jì)性的前提下，提高能量密度和充電速度，有更高的續(xù)航和更短的充電時(shí)間。儲(chǔ)能電池的應(yīng)用場景需要頻繁充放電，因此對循環(huán)壽命要求更高。
動(dòng)力電池企業(yè)切入儲(chǔ)能電池市場。目前國內(nèi)主要儲(chǔ)能技術(shù)提供商多為動(dòng)力電池制造商，將動(dòng)力電池的生產(chǎn)制造、系統(tǒng)集成經(jīng)驗(yàn)遷移到儲(chǔ)能電池。但仍需要在提高循環(huán)壽命，降低成本，提升電池安全性方面繼續(xù)努力。
目前，電化學(xué)儲(chǔ)能的度電成本較高，難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。電池是儲(chǔ)能系統(tǒng)中成本占比最高的環(huán)節(jié)，是降本的主要?jiǎng)恿?。MIT的一項(xiàng)研究表示，自1991年鋰離子電池首次投入商用，該類電池的成本已經(jīng)下降了97%。電池成本下降速度趨緩，電池的降本方式已經(jīng)從降低BOM成本轉(zhuǎn)變?yōu)樘嵘h(huán)壽命，以降低儲(chǔ)能電池的使用成本。
2. 儲(chǔ)能變流器（PCS）：光伏變流器技術(shù)同源，相關(guān)廠商切入
儲(chǔ)能變流器是將電池系統(tǒng)的直流電轉(zhuǎn)變?yōu)榭梢圆⒕W(wǎng)的交流電的裝置，也可以將電網(wǎng)的交流電整流為直流電，給儲(chǔ)能系統(tǒng)充電。是儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈中重要的一個(gè)環(huán)節(jié)。上游包括IGBT元器件、PMIC電源芯片、無源器件，結(jié)構(gòu)件等。
儲(chǔ)能變流器技術(shù)與光伏逆變器同源，因此，國內(nèi)光伏逆變器廠商紛紛切入儲(chǔ)能領(lǐng)域。儲(chǔ)能變流器與光伏逆變器需要的零部件高度相似，光伏逆變器廠商具備生產(chǎn)儲(chǔ)能變流器的能力。產(chǎn)線切換也比較容易，根據(jù)行業(yè)經(jīng)驗(yàn)，光伏逆變器的產(chǎn)線切換到變流器，需要1-2周，主要是生產(chǎn)工藝流程的切換，在PCB板貼片、電阻、電容等相應(yīng)的流程有所區(qū)別。此外，兩者的應(yīng)用場景相似，上游元器件供應(yīng)商、銷售渠道和下游電站開發(fā)商及承包商，都可共用。
中國逆變器廠商在全球都占據(jù)了較大的份額。根據(jù)CNESA統(tǒng)計(jì)，2020年國內(nèi)儲(chǔ)能變流器供應(yīng)商前十名累計(jì)出貨量1.27GW。在工商業(yè)級別，參與者主要有陽光電源、華為、上能電器，在戶用級別，主要有錦浪科技、固德威、德業(yè)。
3. 系統(tǒng)集成：中上游企業(yè)一體化優(yōu)勢突出，參與者眾多
儲(chǔ)能系統(tǒng)集成，是廠商運(yùn)用專業(yè)的知識(shí)和項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，將儲(chǔ)能系統(tǒng)的各個(gè)組件組合成適用于不同運(yùn)行場景的整體。涉及到電化學(xué)、電力電子、IT、電網(wǎng)調(diào)度等多個(gè)行業(yè)，不同運(yùn)行場景對系統(tǒng)的需求也有差異，需要根據(jù)需求指定合理的電池組、BMS、PCS等設(shè)備的選型和安裝策略以及系統(tǒng)控制策略設(shè)計(jì)。因此，需要企業(yè)有豐富的項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)能力。
目前，參與儲(chǔ)能系統(tǒng)集成的廠商來源廣泛，一類是光伏行業(yè)企業(yè)，如陽光、華為、上能、科華等，目前市場中的項(xiàng)目多為光伏電站配置儲(chǔ)能，光伏系統(tǒng)集成商可以將光伏系統(tǒng)的先進(jìn)技術(shù)遷移到儲(chǔ)能系統(tǒng)，通過新能源配置儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)業(yè)務(wù)拓展。一類是電池企業(yè)，包括寧德時(shí)代、比亞迪等，電池是儲(chǔ)能系統(tǒng)的核心，電池是儲(chǔ)能系統(tǒng)降本的關(guān)鍵，電池企業(yè)通過前向一體化可以有效降低成本，提高利潤率。一類是電力企業(yè)，以南瑞、中天、許繼為代表，這類企業(yè)在傳統(tǒng)電廠集成中積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)，了解電網(wǎng)的運(yùn)行特點(diǎn)，對于有效配置儲(chǔ)能系統(tǒng)有優(yōu)勢。還有專注于系統(tǒng)集成的企業(yè)，如派能科技、海博思創(chuàng)等。
五
投資建議
為了適應(yīng)新能源為主體的新型能源結(jié)構(gòu)，配置儲(chǔ)能必然的發(fā)展趨勢，以減少新能源波動(dòng)性對電網(wǎng)的沖擊，是實(shí)現(xiàn)碳中和、增加新能源消費(fèi)量的必由之路。隨著一些列支持性政策加速出臺(tái)，儲(chǔ)能的多元化應(yīng)用場景和商業(yè)模式逐步清晰，技術(shù)能力優(yōu)勢顯現(xiàn)，行業(yè)市場空間和經(jīng)濟(jì)性迎來增長機(jī)會(huì)。我們推薦寧德時(shí)代(300750，買入)（新能源汽車組覆蓋）、隆基股份(601012，買入)、晶澳科技(002459，買入)。建議關(guān)注陽光電源(300274，未評級)、科華數(shù)據(jù)(002335，未評級)、錦浪科技(300763，未評級)、固德威(688390，未評級)、派能科技(688063，未評級)、盛弘股份(300693，未評級)、永福股份(300712，未評級)、明陽智能(601615，未評級)、天合光能(688599，未評級)、南網(wǎng)能源(003035，未評級)、國電南瑞(600406，未評級)、國網(wǎng)信通(600131，未評級)、涪陵電力(600452，未評級)、許繼電氣(000400，未評級)。
六
風(fēng)險(xiǎn)提示
儲(chǔ)能需求不及預(yù)期。目前儲(chǔ)能市場尚未成熟，受政策影響大，補(bǔ)貼退坡、電力輔助市場化發(fā)展不及預(yù)期等因素將影響儲(chǔ)能需求。
儲(chǔ)能技術(shù)迭代不及預(yù)期。目前儲(chǔ)能技術(shù)路線多樣，以鋰電池儲(chǔ)能為主，需要關(guān)注技術(shù)發(fā)展趨勢，如鈉離子電池、固態(tài)電池等的發(fā)展，對行業(yè)格局有潛在影響。
成本下降不及預(yù)期。儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性依賴于成本進(jìn)一步降低，若成本下降不及預(yù)期，可能影響下游對配置儲(chǔ)能的接受度，影響市場空間。
