鋰電儲(chǔ)能行業(yè)深度研究報(bào)告：五年三千億，能源革命是最大驅(qū)動(dòng)力 | 附完整報(bào)告下載

報(bào)告出品方/作者：民生證券，于瀟

電儲(chǔ)能一般指電能的儲(chǔ)存和釋放的循環(huán)過程，可按照存儲(chǔ)原理的不同分為電化學(xué)儲(chǔ)能和機(jī)械儲(chǔ)能兩類。其中，鋰電儲(chǔ)能是電化學(xué)儲(chǔ)能的主要技術(shù)路線，具有能量密度高、綜合效率高、成本下降潛力大、建設(shè)周期短等特性，裝機(jī)規(guī)模持續(xù)提升，未來潛力巨大。

電力系統(tǒng)是儲(chǔ)能的最大應(yīng)用場(chǎng)景。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型對(duì)電網(wǎng)的沖擊是發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能的底層邏輯，未來 5 年需求約 131GWh，年均復(fù)合增速 74%；多因素作用推動(dòng)用電側(cè)儲(chǔ)能快速發(fā)展，未來 5 年需求約 93GWh，年均復(fù)合增速 95%。疊加 5G 基站及“光儲(chǔ)充”一體化充電站等新場(chǎng)景應(yīng)用催生的需求增量，未來 5 年儲(chǔ)能需求合計(jì)超 270GWh，市場(chǎng)空間近 3400 億元。長期來看，預(yù)計(jì) 2030 年儲(chǔ)能需求超 500GWh，市場(chǎng)空間近 3800 億元。

由于儲(chǔ)能電池一般采用容量單位（如 MWh）計(jì)量，而其他部件一般采用功率單位（如 MW）計(jì)量，因此備電時(shí)長差異導(dǎo)致統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)較為困難。根據(jù)我們的測(cè)算，在用電側(cè)，儲(chǔ)能度電成本約 0.51 元/kWh，在工商業(yè)/大工業(yè)場(chǎng)景基本具備套利空間；在輸配電側(cè)，儲(chǔ)能里程成本約 3.93 元/MW，在電力輔助服務(wù)市場(chǎng)基本具備盈利空間；在發(fā)電側(cè)，當(dāng)前配置儲(chǔ)能已具備經(jīng)濟(jì)性，項(xiàng)目收益率基本已達(dá) 8%的要求。強(qiáng)制性配套政策疊加經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)，新能源側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)將持續(xù)高增。

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電儲(chǔ)能一般指電能的儲(chǔ)存和釋放的循環(huán)過程，一般分為電化學(xué)儲(chǔ)能和機(jī)械儲(chǔ)能。從廣義上講，儲(chǔ)能是指通過介質(zhì)或設(shè)備將能量轉(zhuǎn)化為在自然條件下較為穩(wěn)定的存在形態(tài)并存儲(chǔ)起來，以備在需要時(shí)釋放的循環(huán)過程，一般可根據(jù)能量存儲(chǔ)形式的不同分為電儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能和氫儲(chǔ)能三類。

從狹義上講，一般主要指電儲(chǔ)能，也是目前最主要的儲(chǔ)能方式，可按照存儲(chǔ)原理的不同分為電化學(xué)儲(chǔ)能和機(jī)械儲(chǔ)能兩類。其中，電化學(xué)儲(chǔ)能是指利用化學(xué)元素做儲(chǔ)能介質(zhì)，充放電過程伴隨儲(chǔ)能介質(zhì)的化學(xué)反應(yīng)或者變價(jià)，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池儲(chǔ)能等；機(jī)械儲(chǔ)能一般采用水、空氣等作為儲(chǔ)能介質(zhì)，充放電過程儲(chǔ)能介質(zhì)不發(fā)生化學(xué)變化，主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能等。

抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模最大，鋰電儲(chǔ)能快速發(fā)展。抽水蓄能作為機(jī)械儲(chǔ)能的一種技術(shù)類型，早在 20 世紀(jì) 90 年代就實(shí)現(xiàn)了商業(yè)化應(yīng)用，是目前技術(shù)成熟度最高、存儲(chǔ)成本最低、使用壽命長、裝機(jī)規(guī)模最大的儲(chǔ)能技術(shù)。

根據(jù) CNESA，截至 2020 年 9 月，全球已投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá) 186.1GW，其中抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模約 171GW，占比約 91.9%；但受站址資源不足、成本疏導(dǎo)困難和建設(shè)周期較長等局限，近幾年新增裝機(jī)較小。與此同時(shí)，鋰離子電池儲(chǔ)能技術(shù)作為電化學(xué)儲(chǔ)能的主要技術(shù)路線，具有能量密度高、綜合效率高、成本下降潛力大、建設(shè)周期短和適用性廣泛等特性，裝機(jī)規(guī)模持續(xù)提升。

截至 2020 年 9 月，全球電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá) 10.90GW，占比約 5.9%；其中鋰電儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模 9.81GW，在電化學(xué)儲(chǔ)能中占比約 90%，是第二大規(guī)模的儲(chǔ)能技術(shù)類型。2020 年前三季度全球新增投運(yùn)電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為 2.66GW，同比增長約 167%；其中鋰電池儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模約 2.62GW，占比約 98.4%。

電化學(xué)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈可分為上游材料、中游核心部件制造、下游應(yīng)用。儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要為電池原材料，包括正極材料、負(fù)極材料、電解液、隔膜以及結(jié)構(gòu)件等。產(chǎn)業(yè)鏈中游主要為儲(chǔ)能系統(tǒng)的集成與制造，對(duì)于一個(gè)完整的儲(chǔ)能系統(tǒng)，一般包括電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）以及儲(chǔ)能變流器（PCS）四大組成部分。

其中，電池組是儲(chǔ)能系統(tǒng)的能量核心，負(fù)責(zé)電能的存儲(chǔ)；BMS 是系統(tǒng)的感知核心，主要負(fù)責(zé)電池監(jiān)測(cè)、評(píng)估和保護(hù)以及均衡等；EMS 是系統(tǒng)的控制核心，主要負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控、能量調(diào)度等；PCS 是系統(tǒng)的決策核心，主要負(fù)責(zé)控制充放電過程，進(jìn)行交直流的變換。產(chǎn)業(yè)鏈下游主要為不同應(yīng)用場(chǎng)景的運(yùn)維服務(wù)等，如儲(chǔ)能可用于電力系統(tǒng)的發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用電側(cè)，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰調(diào)頻、減少棄光棄風(fēng)、緩解電網(wǎng)阻塞、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管理等功能；其他應(yīng)用場(chǎng)景還包括通信基站、數(shù)據(jù)中心等的備用電源，以及為機(jī)器人系統(tǒng)供電，保障高性能武器裝備的穩(wěn)定運(yùn)行等。

2.1 能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型對(duì)電網(wǎng)的沖擊是發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能的底層邏輯

2.1.1 全球脫碳趨勢(shì)明確，高比例可再生能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型加速

全球脫碳趨勢(shì)明確，十大煤電國已有六國承諾碳中和。2020 年 9 月 22 日，在聯(lián)合國大會(huì)上提出我國力爭(zhēng) 2030 年前二氧化碳排放達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取 2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和。12 月 12 日，在氣候雄心峰會(huì)上提出：到 2030 年，我國非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到 25%左右，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到 1200GW 以上。

歐盟于 2020 年 12 月 11 日通過《2030 年氣候目標(biāo)計(jì)劃》，計(jì)劃將 2030 年溫室氣體減排目標(biāo)由此前的 40%的提高至 55%，并通過了總額逾 1.8 萬億歐元的復(fù)蘇計(jì)劃，其中約 30%經(jīng)費(fèi)將用來協(xié)助歐洲綠色轉(zhuǎn)型，為 2050 年實(shí)現(xiàn)碳中和提供保障。

隨著拜登上臺(tái)推行“綠色新政”，美國即將重返《巴黎協(xié)定》，并計(jì)劃在 2050 年之前達(dá)到凈零排放，其中電力部門將在 2035 年實(shí)現(xiàn)碳中和， 36%電力需求來自于可再生能源和核能。截至目前，全球十大的煤電生產(chǎn)國已有 6 個(gè)國家承諾碳中和，分別為中國（2060）、美國（2050）、日本（2050）、韓國（2050）、南非（2050）、德國（2050）。

高比例可再生能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型是實(shí)現(xiàn)碳中和的關(guān)鍵路徑。根據(jù)聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會(huì)（IPCC），碳中和是指二氧化碳的人為移除抵消了人為排放，其中人為排放包括化石燃料燃燒、工業(yè)過程、農(nóng)業(yè)及土地利用活動(dòng)排放等。根據(jù)國際可再生能源署（IRENA），化石燃料燃燒和工業(yè)過程的二氧化碳排放占比 80%以上，分部門來看，電力（占比 31%）、交通（占比 25%）、工業(yè)（占比 21%）為排放量前三的部門。

減碳舉措一般可分為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、模式升級(jí)、能效提升、碳捕獲與儲(chǔ)存技術(shù)四大類，其中能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，即電力部門可再生能源發(fā)電比重提升, 同時(shí)其他部門深度電力化，是減排的關(guān)鍵路徑。

按照《巴黎協(xié)定》將全球平均氣溫較前工業(yè)化時(shí)期的升幅控制在 2℃以內(nèi)的目標(biāo)，IRENA 預(yù)測(cè)到 2050 年，全球能源相關(guān)的 CO2 排放量需減少 70%。從能源結(jié)構(gòu)來看，電力將成為主要的能源載體，占終端消費(fèi)的比例由 20% 增長至近 50%，每年新增 1000TWh 的電力需求，可再生能源發(fā)電的比例需大幅上升至 86%， 對(duì)應(yīng)每年超過 520GW 的新增可再生能源發(fā)電裝機(jī)。

2.1.2 可再生能源波動(dòng)性與電網(wǎng)穩(wěn)定性的根本性矛盾催生儲(chǔ)能需求

電力系統(tǒng)具有很高的穩(wěn)定性要求。電能以光速傳送，并且不能大規(guī)模存儲(chǔ)，發(fā)、輸、配、用瞬時(shí)同步完成，整個(gè)電力系統(tǒng)時(shí)刻處于一個(gè)動(dòng)態(tài)的平衡狀態(tài)。在穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，電力系統(tǒng)中發(fā)電機(jī)發(fā)出的有功功率和負(fù)載消耗的有功功率相平衡，系統(tǒng)頻率維持額定值。當(dāng)電源功率大于負(fù)荷功率時(shí)，系統(tǒng)頻率升高；反之系統(tǒng)頻率降低。因此電網(wǎng)需通過一次調(diào)頻、二次調(diào)頻等手段保證頻率在合格范圍，否則將對(duì)負(fù)載或發(fā)電設(shè)備的運(yùn)行產(chǎn)生影響，嚴(yán)重時(shí)甚至導(dǎo)致頻率崩潰，造成大面積停電。

可再生能源發(fā)電具有很強(qiáng)的間歇性和波動(dòng)性。可再生能源發(fā)電依賴于自然條件，先天具有間歇性和波動(dòng)性特征。例如，風(fēng)力發(fā)電是由自然風(fēng)吹動(dòng)風(fēng)機(jī)的葉片，帶動(dòng)傳動(dòng)軸轉(zhuǎn)動(dòng)，把風(fēng)的動(dòng)能轉(zhuǎn)化為機(jī)械動(dòng)能再轉(zhuǎn)化為電能，風(fēng)力間歇性的特點(diǎn)導(dǎo)致風(fēng)力發(fā)電輸出的電能也具有間歇性；光伏發(fā)電是利用光生伏特效應(yīng)將光能直接轉(zhuǎn)化為電能，其發(fā)電功率受光照強(qiáng)度直接影響，雖然一個(gè)地區(qū)年均光照強(qiáng)度總體不變，但光照強(qiáng)度一般從早上逐漸增加到中午達(dá)到最強(qiáng)，隨后逐漸減弱到晚上達(dá)到最弱，同時(shí)光照強(qiáng)度在一個(gè)小時(shí)段內(nèi)具有一定的隨機(jī)性，因此光伏發(fā)電輸出也具有間歇性和波動(dòng)性的特征。

高比例間歇性可再生能源并網(wǎng)將對(duì)電網(wǎng)穩(wěn)定性造成沖擊。高比例間歇性新能源接入電力系統(tǒng)后，常規(guī)電源不僅要跟隨負(fù)荷變化，還要平衡新能源出力波動(dòng)，增加電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度。根據(jù)國際能源署（IEA），按照電網(wǎng)吸納間歇性可再生能源（主要是風(fēng)電、光伏）的比例劃分了四個(gè)階段：

（1）第一階段：間歇性可再生能源占比低于 3%，電力需求本身的波動(dòng)超過了間歇性可再生電源供應(yīng)的波動(dòng)幅度，因此對(duì)于電網(wǎng)的運(yùn)行基本沒有影響。

（2）第二階段：間歇性可再生能源占比在 3%-15%之間，對(duì)電網(wǎng)沖擊較小，可通過預(yù)測(cè)間歇性可再生能源機(jī)組發(fā)力，以及加強(qiáng)調(diào)度的方式平抑可再生能源的波動(dòng)性和間歇性，可再生能源消納相對(duì)容易。

（3）第三階段：間歇性可再生能源占比在 15%-25%之間，對(duì)電網(wǎng)沖擊較大，此時(shí)電網(wǎng)靈活性要求大大增加，短期內(nèi)需要增加調(diào)頻電站，中長期需引入需求側(cè)管理與儲(chǔ)能技術(shù)的應(yīng)用。

（4）第四階段：間歇性可再生能源占比在 25%-50%之間，電網(wǎng)穩(wěn)定性面臨挑戰(zhàn)，部分時(shí)段 100%電力由間歇性可再生能源提供，所有的電廠都必須配置儲(chǔ)能靈活運(yùn)行，以應(yīng)對(duì)電源端和負(fù)荷端的隨機(jī)變化。

英國"8.9"大停電事故與高比例風(fēng)電機(jī)組并網(wǎng)有關(guān)。2019 年 8 月 9 日下午 5 點(diǎn)左右，英國發(fā)生自 2003 年“倫敦大停電”以來規(guī)模最大、影響人口最多的停電事故，造成包括倫敦、英格蘭、威爾士等多個(gè)地區(qū)地鐵停運(yùn)、機(jī)場(chǎng)癱瘓等，甚至部分醫(yī)院由于備用電源不足無法進(jìn)行醫(yī)療服務(wù)，總共約有近 100 萬家庭和企業(yè)受到影響。事后事故分析表明，高比例風(fēng)電并網(wǎng)而系統(tǒng)備用不足是直接原因：由于新能源發(fā)電大量替代傳統(tǒng)能源發(fā)電，導(dǎo)致電力系統(tǒng)抵御功率差額的能力下降；在電力系統(tǒng)出現(xiàn)接連出現(xiàn)擾動(dòng)時(shí)，系統(tǒng)備用不足未能及時(shí)彌補(bǔ)功率缺額導(dǎo)致事故發(fā)生；幸好抽蓄機(jī)組及時(shí)增加出力，阻止事故進(jìn)一步擴(kuò)大，可見儲(chǔ)能對(duì)于穩(wěn)定電網(wǎng)作用巨大。

儲(chǔ)能有望成為可再生能源消納的最終解決方案。在間歇性可再生能源發(fā)電比例不斷提升的大背景下，配置儲(chǔ)能通過對(duì)電能的快速存儲(chǔ)和釋放，不僅可以降低棄風(fēng)棄光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波動(dòng)，跟蹤計(jì)劃出力，并參與系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻，增強(qiáng)電網(wǎng)的穩(wěn)定性，有望成為新能源電力消納的最終解決方案。

2.1.3 發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲(chǔ)能的本質(zhì)作用基本相同，未來 5 年需求約 131GWh

發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲(chǔ)能的本質(zhì)用途基本相同，涉及的主要是利益分配問題。對(duì)于發(fā)電側(cè)和輸配電側(cè)儲(chǔ)能，從商業(yè)模式來看有一些差別，但其本質(zhì)用途基本上均是削峰填谷、調(diào)頻調(diào)峰以及緩解電網(wǎng)阻塞等，保障電網(wǎng)穩(wěn)定性。至于具體在發(fā)電側(cè)或是輸配電側(cè)配置儲(chǔ)能，主要涉及的是利益分配問題。

未來 5 年發(fā)輸配電側(cè)的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 131GWh，年均復(fù)合增速 74%。由于發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲(chǔ)能的本質(zhì)用途基本相同，因此我們?cè)陬A(yù)測(cè)市場(chǎng)空間時(shí)將發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)合并計(jì)算，同時(shí)考慮到發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)的一些特性需求，預(yù)計(jì)總市場(chǎng)空間高于我們的預(yù)測(cè)值。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì) 2021-2025 年發(fā)輸配電側(cè)的儲(chǔ)能需求約 131GWh，年均復(fù)合增速約 74%，其中 2025 年發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能需求約 52GWh。我們對(duì)儲(chǔ)能配置滲透率和容量配置比例做了雙因素敏感性分析，在儲(chǔ)能配置滲透率 40%-50%，容量配置比例 13%-17%的情形下，2025 年發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能需求約 44-62GWh。長期來看，預(yù)計(jì) 2030 年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 234GWh。

2.2 多因素作用推動(dòng)用電側(cè)儲(chǔ)能快速發(fā)展，未來 5 年需求約 93GWh

歐美主要國家用電成本高昂，分布式光伏系統(tǒng)快速發(fā)展為儲(chǔ)能提供市場(chǎng)基礎(chǔ)。儲(chǔ)能在用戶側(cè)主要與分布式電源配套，或作為獨(dú)立儲(chǔ)能電站應(yīng)用，其用途主要為電力自發(fā)自用、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管理和提升供電可靠性等。德國、日本、意大利、英國等歐美發(fā)達(dá)國家用電成本高昂，如居民電價(jià)是中國的 2-4 倍，且呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢(shì)。以美國為例，根據(jù)美國能源信息署（EIA），1997-2019 年美國居民零售平均電價(jià)以約 2.20%的復(fù)合增速增長。

根據(jù) EIA 的預(yù)測(cè)，2019-2050 年美國名義電價(jià)年均復(fù)合增速約為 2.30%，而真實(shí)電價(jià)（以 2019 為基準(zhǔn)）變動(dòng)很小。因此，預(yù)計(jì)歐美主要國家將長期保持高昂的居民用電成本。由于全球多個(gè)國家和地區(qū)分布式光伏系統(tǒng)早已實(shí)現(xiàn)用電側(cè)平價(jià)，分布式光伏系統(tǒng)快速發(fā)展，2019 年全球分布式裝機(jī)約 40GW，占總裝機(jī)的比重近 35%，為儲(chǔ)能的發(fā)展提供堅(jiān)實(shí)的市場(chǎng)基礎(chǔ)。

上網(wǎng)補(bǔ)貼（FIT）和凈計(jì)量（NEM）政策到期或削減，分布式搭配儲(chǔ)能有望得到推廣。上網(wǎng)補(bǔ)貼（FIT）政策對(duì)用戶輸送給電網(wǎng)的電力給予一定補(bǔ)貼，凈計(jì)量（NEM）政策使得用戶可將光伏系統(tǒng)生成的多余的電力輸送回電網(wǎng)。近年來隨著光伏逐漸平價(jià)，各國的 FIT 和 NEM 正逐步到期或削減，而儲(chǔ)能的推廣應(yīng)用可以減少行業(yè)對(duì) FIT 及 NEM 等政策的依賴，分布式搭配儲(chǔ)能自發(fā)自用的模式有望得到推廣。

部分國家電力供應(yīng)穩(wěn)定性較差，不同規(guī)模的停電事件時(shí)有發(fā)生，儲(chǔ)能接受度提升。2010-2019 年鋰電池價(jià)格下降 87%，帶動(dòng)系統(tǒng)成本快速下降，儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)。受益于新能源汽車產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，鋰電池的大規(guī)模應(yīng)用實(shí)現(xiàn)成本快速下降，根據(jù) BNEF，2010-2019 年期間鋰電池組的平均價(jià)格的下降幅度達(dá) 87%，帶動(dòng)儲(chǔ)能系統(tǒng)成本迅速下降。目前儲(chǔ)能應(yīng)用經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)快速臨近，有望激發(fā)需求迅速增長。

未來 5 年用電側(cè)的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 93GWh，年均復(fù)合增速 95%。上述多個(gè)因素疊加，使得儲(chǔ)能在終端價(jià)值的價(jià)值逐步顯現(xiàn)?？紤]到在儲(chǔ)能用戶側(cè)，與分布式電源配套或作為獨(dú)立儲(chǔ)能電站的應(yīng)用場(chǎng)景和客戶群體均有較高的相似性，因此在預(yù)測(cè)市場(chǎng)空間時(shí)忽略了作為獨(dú)立儲(chǔ)能電站的需求，預(yù)計(jì)總市場(chǎng)空間高于我們的預(yù)測(cè)值。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì) 2021-2025 年發(fā)用電側(cè)的儲(chǔ)能需求約 93GWh，年均復(fù)合增速約 95%，其中 2025 年用電側(cè)儲(chǔ)能需求約 41GWh。我們對(duì)儲(chǔ)能配置滲透率和容量配置比例做了雙因素敏感性分析，在儲(chǔ)能配置滲透率 45%-55%，容量配置比例 13%-17%的情形下，2025 年發(fā)輸配電側(cè)儲(chǔ)能需求約 32-50GWh。長期來看，預(yù)計(jì) 2030 年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 190GWh。

2.3 5G 基站建設(shè)周期帶動(dòng)后備電源需求大幅提升

5G 建設(shè)加速，2019-2028 年宏基站需求近 500 萬個(gè)。5G 基站按照功率和覆蓋范圍的不同， 5G 基站可分為宏基站和小基站組成，其中小基站包括微基站、皮基站、飛基站。

由于 5G 的頻段相比 4G 更高，基站的覆蓋范圍縮小，因此一般將 5G 宏基站建設(shè)在較為空曠的地區(qū)，通過小基站的補(bǔ)充使用提升 5G 基站的覆蓋范圍?！昂昊?小基站”的組網(wǎng)覆蓋模式為 5G 基站的主流部署模式。根據(jù)賽迪投資顧問，保守預(yù)計(jì)小基站數(shù)量將是宏基站數(shù)量的 2 倍。參考 4G 基站的建設(shè)節(jié)奏，我們預(yù)計(jì)在 2019-2028 年 5G 基站建設(shè)周期中，宏基站建設(shè)數(shù)量近 500 萬個(gè)， 小基站建設(shè)數(shù)量近 1000 萬個(gè)，建設(shè)節(jié)奏上預(yù)計(jì) 2020-2021 年達(dá)到高潮，隨后數(shù)量慢慢減少。

5G 基站功耗大幅提升 2.5-4 倍，帶動(dòng)后備電源擴(kuò)容需求大幅增加。基站主設(shè)備一般由 1 個(gè) BBU（基帶處理單元）和 3 個(gè) AAU（有源天線單元）組成。其中，BBU 主要負(fù)責(zé)基帶數(shù)字信號(hào)處理，比如 FFT/IFFT、調(diào)制/解調(diào)、信道編碼/解碼等；AAU 主要由 DAC（數(shù)模轉(zhuǎn)換）、 RF（射頻單元）、PA（功放）和天線等部分組成，將基帶數(shù)字信號(hào)轉(zhuǎn)為模擬信號(hào)，再調(diào)制成高頻射頻信號(hào)，放大至足夠功率后由天線發(fā)射出去。由于 5G 基站天線里面包含更多的射頻模塊，基站功耗比 4G 基站高出很多。根據(jù)中國鐵塔公司公布的數(shù)據(jù)，5G 基站單系統(tǒng)的典型功耗約為 4G 基站的 2.5-4 倍，帶動(dòng)后備電源擴(kuò)容需求大幅增加。

磷酸鐵鋰電池成為 5G 基站后備電源的主流技術(shù)路線。通信設(shè)備的電源系統(tǒng)對(duì)可靠性和穩(wěn)定性的要求，因此一般采用蓄電池作為后備電源保證連續(xù)供電。由于技術(shù)成熟、成本低廉、工溫范圍大等特點(diǎn)，閥控式鉛酸蓄電池成為 4G 基站后備電源的主流技術(shù)路線。

但進(jìn)入 5G 時(shí)代后，由于 5G 基站的功耗大幅提升，而現(xiàn)有機(jī)房空間和設(shè)施很難承載后備電源容量極大的擴(kuò)容需求。磷酸鐵鋰電池具有較高的能量密度，且在安全性、循環(huán)壽命、快速充放等方面具備明顯優(yōu)勢(shì)，可減少對(duì)市電增容改造的需求，降低建設(shè)和運(yùn)營成本。

雖然目前磷酸鐵鋰電池價(jià)格仍高于鉛酸電池，但在全生命周期成本的評(píng)價(jià)體系下，磷酸鐵鋰電池與鉛酸電池的度電成本已相差無幾，且隨著技術(shù)進(jìn)步磷酸鐵鋰電池還存在著較大的降本空間，因此磷酸鐵鋰電池取代鉛酸電池成為 5G 時(shí)代基站后備電源的主流技術(shù)路線。2018 年，中國鐵塔已停止采購鉛酸電池，采用梯次利用鋰電池。2020 年，國內(nèi)三大通信運(yùn)營商與中國鐵塔相繼發(fā)布磷酸鐵鋰電池集中采購計(jì)劃，目前已明確采購量約 4 GW。

未來 5 年 5G 基站的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求近 35GWh。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì) 2021-2025 年 5G 基站的磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能需求近 35GWh，其中 2025 年磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能需求約 4.4GWh。

2.4 汽車電動(dòng)化轉(zhuǎn)型加速，光儲(chǔ)充模式有望推廣

汽車電動(dòng)化轉(zhuǎn)型加速，未來 5 年充電設(shè)施有望新增約 440 萬臺(tái)。2020 年國內(nèi)市場(chǎng)政策向好，疊加 Model 3、漢 EV、造車新勢(shì)力、宏光 Mini EV 等暢銷車型頻出，優(yōu)質(zhì)供給激發(fā)終端需求，下半年新能源汽車銷量持續(xù)高增。據(jù)中汽協(xié)統(tǒng)計(jì)，2020 年 12 月新能源汽車銷量 24.8 萬輛，同比增長 49.5%，再創(chuàng)歷史新高；全年累計(jì)銷量 136.7 萬輛，同比增長 10.9%。我們預(yù)計(jì)明年銷量有望達(dá)到 200 萬輛，按照《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021－2035 年）》中提出的 2025 年電動(dòng)化目標(biāo) 25%，預(yù)計(jì) 2025 年銷量超 600 萬輛，未來 5 年國內(nèi)電動(dòng)車年均復(fù)合增速有望超 35%。

新能源汽車的快速滲透帶動(dòng)了充電樁的需求持續(xù)提升，根據(jù)中國電動(dòng)充電基礎(chǔ)設(shè)施促進(jìn)聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2020 年充電基礎(chǔ)設(shè)施新增 46.2 萬臺(tái)，同比增加 12.4%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)施新增 29.1 萬臺(tái)，同比增長 57.2%；截止 2020 年 12 月，全國充電基礎(chǔ)設(shè)施累計(jì)數(shù)量 為 168.1 萬臺(tái)，同比增加 37.9%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)施累計(jì) 80.7 萬臺(tái)，同比增長 56.4%。2020 年我國新能源汽車保有量約為 492 萬輛，公共充電設(shè)施車樁比約為 6：1；假設(shè) 2025 年車樁比 約為 4.8：1，則 2021-2025 年我國需新增電動(dòng)汽車充電設(shè)施 383 萬臺(tái)。假設(shè) 2030 年車樁比約 為 3.5：1，則 2030 年需新增充電設(shè)施約 800 萬臺(tái)。

光儲(chǔ)充一體化充電站模式有望推廣，未來 5 年國內(nèi)儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 6.8 GWh。“光儲(chǔ)充”一體化充電站是在傳統(tǒng)充電站的基礎(chǔ)上配置分布式光伏系統(tǒng)與儲(chǔ)能系統(tǒng)，形成多元互補(bǔ)的微電網(wǎng)系統(tǒng)，緩解充電樁大電流充電時(shí)對(duì)區(qū)域電網(wǎng)的沖擊?！缎履茉雌嚠a(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021－2035 年）》明確提出，鼓勵(lì)“光儲(chǔ)充放”（分布式光伏發(fā)電—儲(chǔ)能系統(tǒng)—充放電）多功能綜合一體站建設(shè)。目前，浙江、湖北、重慶、陜西等地已成功投運(yùn)“光儲(chǔ)充”一體化電動(dòng)汽車充電站，未來光儲(chǔ)充一體化充電站模式有望推廣。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì) 2021-2025 年光儲(chǔ)充一體化的儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 6.8 GWh，其中 2025 年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 3.62GWh；長期看來，預(yù)計(jì) 2030 年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求約 44.8GWh。

2.5 未來 5 年儲(chǔ)能需求合計(jì)超 270GWh，市場(chǎng)空間合計(jì)約 3400 億元

未來 5 年儲(chǔ)能市場(chǎng)空間合計(jì)約 3400 億元，2030 年市場(chǎng)空間近 3800 億元。根據(jù)我們的測(cè)算，預(yù)計(jì) 2021-2025 年全球儲(chǔ)能系統(tǒng)需求超 270GWh，其中 2025 年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求超 100GWh。考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)平均每年價(jià)格下降 8%，未來 5 年儲(chǔ)能系統(tǒng)市場(chǎng)空間合計(jì)約 3400 億元，其中 2025 年儲(chǔ)能系統(tǒng)市場(chǎng)空間近 1200 億元。長期來看，預(yù)計(jì) 2030 年儲(chǔ)能系統(tǒng)需求超 500GWh，市場(chǎng)空 間近 3800 億元。

3.1 儲(chǔ)能可用于電力系統(tǒng)全環(huán)節(jié)，備電時(shí)長差異導(dǎo)致統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)較為困難

儲(chǔ)能可應(yīng)用于電力系統(tǒng)發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)、用電側(cè)全環(huán)節(jié)。電力系統(tǒng)一般分為發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)和用電側(cè)，儲(chǔ)能在三個(gè)環(huán)節(jié)均有應(yīng)用。在發(fā)電側(cè)，儲(chǔ)能主要用于電力調(diào)峰、輔助動(dòng)態(tài)運(yùn)行、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；在輸配電側(cè)，儲(chǔ)能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級(jí)等；在用電側(cè)，儲(chǔ)能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管理和提升供電可靠性等。

容量單位與功率單位的不統(tǒng)一，使得單位成本對(duì)備電時(shí)長非常敏感，統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)較為困難。在傳統(tǒng)發(fā)電技術(shù)及電氣部件中，我們通常采用功率單位（如 MW）來表征系統(tǒng)的大小，但在儲(chǔ)能系統(tǒng)中，主要采用容量單位（如 MWh）來表征系統(tǒng)的大小。這種差異直接導(dǎo)致了儲(chǔ)能系統(tǒng)的單位成本對(duì)備電時(shí)長非常敏感，因?yàn)殡姵匾话悴捎萌萘繂挝?，即單位容量的電池成本不變；而其他成本采用功率單位，因此?chǔ)能系統(tǒng)總?cè)萘吭酱螅謹(jǐn)傊羻挝蝗萘康钠渌杀揪驮降?。根?jù)美國可再生能源國家實(shí)驗(yàn)室（NREL），同樣為 60MW 的儲(chǔ)能系統(tǒng)，備電時(shí)長 0.5 小時(shí)與 4 小時(shí)的系統(tǒng)單位成本相差 1.4 倍。因此，由于不同項(xiàng)目的備電時(shí)長差異，市場(chǎng)上暫時(shí)沒有統(tǒng)一口徑的成本評(píng)價(jià)方式。

3.2 用電側(cè)：度電成本約 0.51 元/kWh，工商業(yè)/大工業(yè)場(chǎng)景具備套利空間

兩充兩放通常為工商業(yè)/大工業(yè)套利場(chǎng)景的運(yùn)行策略，一般配置時(shí)長約 3 小時(shí)。不同地區(qū)的峰谷時(shí)段差異較大，一般情況下劃分為 5-6 個(gè)時(shí)段，其中 2 個(gè)高峰，2-3 個(gè)平段，1 個(gè)低谷。高峰一般持續(xù)時(shí)長約 2-3 小時(shí)，2 個(gè)高峰間夾雜一個(gè) 2-3 小時(shí)的平段。綜合來看，一般工商業(yè)及大工業(yè)儲(chǔ)能的運(yùn)行策略為兩充兩放，其中一充一放在低谷高峰，一充一放在平段高峰；不同地區(qū)峰谷時(shí)段不同，一般考慮配置時(shí)長 3 小時(shí)。

全國工商業(yè)、大工業(yè)峰谷價(jià)差中位數(shù)分別約 0.49、0.54 元/kWh。當(dāng)前我國用戶側(cè)（主要是工商業(yè)用戶）主要利用儲(chǔ)能進(jìn)行峰谷價(jià)差套利和容量費(fèi)用管理。根據(jù)北極星售電網(wǎng)，近期各地陸續(xù)明確 2021 年銷售電價(jià)，截止 2020 年 12 月底已有 26 個(gè)地區(qū)發(fā)布新版銷售電價(jià)表，其中 15 個(gè)地區(qū)制定了峰谷分時(shí)電價(jià)，工商業(yè)及其他峰谷價(jià)差平均值約 0.51-0.55 元/kWh，中位值約 0.48-0.52 元/kWh，其中北京是峰谷價(jià)差最大的地區(qū)，達(dá)到 0.99-1.00 元/kWh；大工業(yè)峰谷價(jià)差平均值約 0.55-0.59 元/kWh，中位值約 0.53-0.56 元/kWh，其中上海是峰谷價(jià)差最大的地區(qū)，夏季達(dá)到 0.81-0.83 元/kWh。對(duì)比上一輪銷售電價(jià)，江蘇、浙江、安徽峰谷價(jià)差拉大約 2 分錢。

儲(chǔ)能度電成本（LCOS）約為 0.51 元/kWh，在全國多數(shù)發(fā)達(dá)省份已基本具備套利空間。儲(chǔ)能度電成本（LCOS）為國際通用的成本評(píng)價(jià)指標(biāo)?；趦?chǔ)能全生命周期建模的儲(chǔ)能平準(zhǔn)化成本 LCOS（Levelized Cost of Storage）是目前國際上通用的儲(chǔ)能成本評(píng)價(jià)指標(biāo)，其算法是對(duì)項(xiàng)目生命周期內(nèi)的成本和放電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)放電量現(xiàn)值。根據(jù)我們的測(cè)算，目前儲(chǔ)能度電成本約為 0.51 元/kWh。在北京、上海、江蘇、浙江、天津等發(fā)達(dá)省份已具備套利空間，目前廣東還未發(fā)布新版的銷售電價(jià)表，但參考上輪峰谷電價(jià)，也具備套利空間。此外，我們?cè)跍y(cè)算時(shí)沒有考慮部分省份的尖峰價(jià)格，同時(shí)針對(duì)不同地區(qū)的峰谷時(shí)段，儲(chǔ)能運(yùn)行策略還有很大的優(yōu)化空間，因此實(shí)際上可能會(huì)有更多的省份已具備套利空間。

3.3 輸配電側(cè)：里程成本約 3.93 元/MW，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)具備盈利空間

電力輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)提速，19 省將電儲(chǔ)能納入交易體系。隨著全國可再生能源裝機(jī)規(guī)?？焖僭黾?，電網(wǎng)的沖擊壓力越來越大，各省份正在加快構(gòu)建電力輔助服務(wù)市場(chǎng)體系。根據(jù)中國儲(chǔ)能網(wǎng)報(bào)道，目前全國范圍內(nèi)除東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等 8 個(gè)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)改革試點(diǎn)之外，還有河南、安徽、江蘇、四川、青海、湖北、湖南、貴州、廣西、重慶、蒙西電網(wǎng)、河北南部電網(wǎng)、京津唐電網(wǎng)公布了電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營和交易規(guī)則。2020 年以來，全國各省份至少出臺(tái) 23 份相關(guān)政策文件，列舉了與儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的相關(guān)條款。截至目前，已有 19 個(gè)省份將電儲(chǔ)能納入交易體系，其中參與調(diào)峰與調(diào)頻是儲(chǔ)能獲取收益的主要來源。

多個(gè)省份參與調(diào)峰服務(wù)已具備盈利空間。據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，在已發(fā)布調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則文件的省份中，約有 13 個(gè)省份明確儲(chǔ)能可參與調(diào)峰。根據(jù)我們?cè)谇拔牡臏y(cè)算，配置時(shí)長 3h 的儲(chǔ)能系統(tǒng)度電成本約 0.51 元/kWh，參考各地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格，在東北、安徽、山西、江蘇、青海等多個(gè)地區(qū)已具備盈利空間。

儲(chǔ)能是一種優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源，里程成本是評(píng)價(jià)儲(chǔ)能電站參與調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性的重要指標(biāo)。儲(chǔ)能單位功率的調(diào)節(jié)效率較高，具有快速和精確的響應(yīng)能力，根據(jù)中國電力科學(xué)研究院，儲(chǔ)能對(duì)水電機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組、燃煤機(jī)組的替代效果分別達(dá)到 1.67 倍、2.5 倍、25 倍。根據(jù)知網(wǎng)文獻(xiàn)，里程成本是指在功率型調(diào)頻儲(chǔ)能電站的生命周期內(nèi)，平均到單位調(diào)頻里程的電站投資成本, 里程成本是評(píng)價(jià)儲(chǔ)能電站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻或二次調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性的重要指標(biāo)。考慮時(shí)間價(jià)值后，其算法是對(duì)項(xiàng)目生命周期內(nèi)的成本和調(diào)頻里程進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)調(diào)頻里程現(xiàn)值。

儲(chǔ)能里程成本約為 3.93 元/MW，多個(gè)省份參與調(diào)頻服務(wù)已具備盈利空間。根據(jù)我們的測(cè)算，目前儲(chǔ)能里程成本約為 3.93 元/MW?？紤]到儲(chǔ)能調(diào)頻效率、響應(yīng)調(diào)頻時(shí)間遠(yuǎn)優(yōu)于其他類型機(jī)組，補(bǔ)償系數(shù)也應(yīng)高于其他類型機(jī)組。在參與調(diào)頻服務(wù)的應(yīng)用場(chǎng)景中，在保證調(diào)頻里程的前提下，目前在福建、廣東、蒙西、山西、京津唐、山東、甘肅、四川等多個(gè)省份已基本具備盈利空間。

3.4 發(fā)電側(cè)：強(qiáng)制性配套政策疊加經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)，新能源側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)持續(xù)高增

2020 年政策密集發(fā)布，風(fēng)光強(qiáng)配儲(chǔ)能，一般配置比例 10%-20%，容量時(shí)長 2 小時(shí)。2019 年 12 月 19 日，華潤電力濉溪孫疃風(fēng)電場(chǎng) 50MW 工程公開招標(biāo)，要求配套建設(shè) 1 個(gè)及以上的 10MW/10MWh 容量或累計(jì) 30MW 及以上容量的電化學(xué)儲(chǔ)能電站，拉開了風(fēng)光強(qiáng)配儲(chǔ)能的大幕。進(jìn)入 2020 年以來，各地政府和省網(wǎng)公司紛紛出臺(tái)相關(guān)政策，要求新能源競(jìng)價(jià)、平價(jià)項(xiàng)目配置一定比例的儲(chǔ)能。截至 2020 年底，全國已有 17 個(gè)省市出臺(tái)了相關(guān)文件，配置比例一般為 10%-20%，容量時(shí)長一般為 2 小時(shí)?！芭渲脙?chǔ)能優(yōu)先并網(wǎng)”也由電網(wǎng)企業(yè)與新能源開發(fā)商私下達(dá)成的一種潛規(guī)則逐漸變?yōu)槊饕?guī)則。

地方性補(bǔ)貼政策陸續(xù)落地，后續(xù)有望迎來補(bǔ)貼政策窗口期。（1）2021 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(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施(試行)的通知》，文件明確新能源需配置 10%+2h 儲(chǔ)能，并給予 1 毛/kWh 補(bǔ)貼，同時(shí)優(yōu)先保障消納，保證儲(chǔ)能設(shè)施利用小時(shí)數(shù)不低于 540 小時(shí)，補(bǔ)貼時(shí)限暫定為 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日。（2）2020 年 12 月 25 日，西安市工信局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見（征求意見稿）》，文件明確對(duì) 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期間建成運(yùn)行的光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)，自項(xiàng)目投運(yùn)次月起對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)按實(shí)際充電量給予投資人 1 元/kWh 補(bǔ)貼，同一項(xiàng)目年度補(bǔ)貼最高不超過 50 萬元。目前個(gè)別省份出臺(tái)的儲(chǔ)能補(bǔ)貼方案有很強(qiáng)的借鑒意義，后續(xù)有望引領(lǐng)全國其他省份效仿出臺(tái)類似的地方性補(bǔ)貼政策，儲(chǔ)能有望迎來補(bǔ)貼政策窗口期。

發(fā)電側(cè)配置儲(chǔ)能已基本具備經(jīng)濟(jì)性，光儲(chǔ)電站可實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目 IRR 8%以上。為了探究配置儲(chǔ)能對(duì)于新能源發(fā)電項(xiàng)目的影響，我們假設(shè)了三個(gè)情景：基準(zhǔn)情景設(shè)定為一個(gè)典型的光伏電站，測(cè)算項(xiàng)目 IRR 約為 8.3%；假設(shè)情景 1 為在基準(zhǔn)情景上配置儲(chǔ)能系統(tǒng)，但儲(chǔ)能系統(tǒng)僅用作減少棄光率用途，測(cè)算項(xiàng)目 IRR 約為 7.3%；假設(shè)情景 2 在假設(shè)情景 1 的基礎(chǔ)上，考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)同時(shí)參與調(diào)頻服務(wù)，測(cè)算項(xiàng)目 IRR 約為 8.2%。由此可見，對(duì)于一個(gè)典型光儲(chǔ)電站，如果可以參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，將對(duì)經(jīng)濟(jì)性有較大提升，基本實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目 IRR 8%以上的收益率要求。

近兩年新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)年均增速 88%。據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)（CESA）統(tǒng)計(jì), 2020 年國內(nèi)新增投運(yùn)的新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)約 259MW，占比約 33.0%；據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)統(tǒng)計(jì)，2018 年國內(nèi)新增投運(yùn)的新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)約 73MW，占比約 10.7%，因此 2018-2020 年均復(fù)合增速約 88%。根據(jù) CNESA，2020 年 前三季度新能源側(cè)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)占比約 29%，較 2018 年提升約 11%。

3.5 電力市場(chǎng)改革加速，儲(chǔ)能真實(shí)價(jià)值有望體現(xiàn)

儲(chǔ)能作為能量的“搬運(yùn)工”，其價(jià)值等于電力系統(tǒng)平抑波動(dòng)性的邊際成本。儲(chǔ)能本身不產(chǎn)生能量，只是能量的“搬運(yùn)工”，其本質(zhì)是一種靈活性資源，可通過調(diào)峰調(diào)頻等方式平抑電力系統(tǒng)的功率和頻率波動(dòng)。因此，儲(chǔ)能的價(jià)值應(yīng)等于電力系統(tǒng)平抑波動(dòng)性的邊際成本，即當(dāng)電力系統(tǒng)需要平抑的波動(dòng)性越小時(shí)，儲(chǔ)能的價(jià)值也越低。在新能源發(fā)展初期，比如新能源發(fā)電占比小于 3%時(shí)，電力需求本身的波動(dòng)超過了新能源發(fā)電的波動(dòng)幅度，此時(shí)儲(chǔ)能的價(jià)值基本接近于 0；隨著新能源發(fā)電比例的不斷提高，對(duì)電網(wǎng)的沖擊越來越大，儲(chǔ)能的價(jià)值也將隨之提高。

海外電力市場(chǎng)較為成熟，已有很好的盈利模式。從國際經(jīng)驗(yàn)來看，海外發(fā)達(dá)國家電力市場(chǎng)比較成熟，很多市場(chǎng)明確了獨(dú)立的主體地位，可獨(dú)立或聯(lián)合發(fā)電機(jī)組參與調(diào)峰調(diào)頻、峰谷套利等等多種服務(wù)獲取收益，如英國部分電站的多重收益甚至有十三四種。此外，海外峰谷價(jià)差以及輔助服務(wù)價(jià)格由市場(chǎng)定價(jià)，一般情況下也高于國內(nèi)，如英國甚至出現(xiàn)過 170 元/kWh 的尖峰電價(jià)，大大改善儲(chǔ)能的盈利狀況。

國內(nèi)現(xiàn)行輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制，還沒有充分釋放儲(chǔ)能的真實(shí)價(jià)值。目前我國電力輔助服務(wù)市場(chǎng)是在 2006 年原國家電監(jiān)會(huì)建立的輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制的基礎(chǔ)上，引入了一些如競(jìng)價(jià)等市場(chǎng)化手段確定輔助服務(wù)承擔(dān)主體，其本質(zhì)還是一種成本加成的補(bǔ)償機(jī)制。具體來講，一方面，現(xiàn)行輔助服務(wù)市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制采用的是發(fā)電機(jī)組單邊承擔(dān)輔助服務(wù)費(fèi)用的模式，而最終享用服務(wù)的終端用戶并不承擔(dān)費(fèi)用；另一方面，輔助服務(wù)定價(jià)不考慮機(jī)會(huì)成本，只是對(duì)機(jī)組提供輔助服務(wù)的成本近似補(bǔ)償。因此在現(xiàn)行體制下，儲(chǔ)能的價(jià)值并沒有得到充分的釋放。

電力市場(chǎng)改革加速，儲(chǔ)能的盈利空間將大幅改善。隨著我國的電力體制改革加速，完善的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)有望建立，并在不同時(shí)刻形成充分反應(yīng)市場(chǎng)供需的價(jià)格信號(hào)，儲(chǔ)能作為稀缺的靈活性資源的真實(shí)價(jià)值有望得以釋放。根據(jù)能源雜志援引的勞倫斯伯克利實(shí)驗(yàn)室（LBNL）針對(duì)美國四個(gè)區(qū)域電力市場(chǎng)的定量分析，當(dāng)間歇性可再生能源發(fā)電容量占比提升至 40%時(shí)，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)增幅在 2-4 倍之間，儲(chǔ)能的盈利空間將大幅改善。

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