儲能行業(yè)深度報告：儲能市場加速開啟-商業(yè)模式未來可期

儲能行業(yè)深度報告：儲能市場加速開啟_商業(yè)模式未來可期

一、行業(yè)概括：可再生能源拉動需求，鋰電儲能前景廣闊

發(fā)展背景：發(fā)展儲能是可再生能源加速滲透的必由之路

為了實現(xiàn)雙碳目標，新能源發(fā)電裝機快速增長。為了實現(xiàn)碳中和碳達峰的目標。新能源發(fā)電技術受益于其零排放的優(yōu)勢，得到了快速發(fā)展。截至2020年末，全國風電、光伏累計裝機規(guī)模達253.4GW和281.7GW，同比增長24.1%和34.1%；2020年全國光伏、風電新增裝機達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、風電發(fā)電量占比進一步提高至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）在一天之內存在多次的峰谷波動，使得電力系統(tǒng)的供需曲線難以匹配。以火電機組為主體的發(fā)電系統(tǒng)，可以通過“了解需求側、控制發(fā)電側”的基本策略，在預先設置發(fā)電出力計劃的情況下，日內電壓/頻率的波動通?？刂圃凇?%以內，實現(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；風電發(fā)電高峰在一日內很不穩(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、光裝機規(guī)模分別將達到7億、6.5億千瓦，全國風電、太陽能日最大波動率預計分別達1.56億、4.16億千瓦，大大超出電源調節(jié)能力，迫切需要重新構建調峰體系，以具備應對新能源5億千瓦左右的日功率波動的調節(jié)能力。

在風電和光電裝機量不斷提升的大背景下，發(fā)展儲能技術是解決供需匹配問題、減小風光波動性對電網(wǎng)沖擊的必由之路。一方面，通過削峰填谷，可以解決峰谷時段發(fā)電量與用電負荷不匹配的問題；另一方面，可以參與提供電力輔助服務，解決風光發(fā)電的波動性和隨機性導致的電網(wǎng)不穩(wěn)定；此外，通過儲能系統(tǒng)的存儲和釋放能量，提供了額外的容量支撐；在一定程度上，儲能可以增加電量本地消納，減少輸電系統(tǒng)的建設成本。儲能可以應用在發(fā)電側、電網(wǎng)側和用電側，在不同場景下具有不同的價值和意義。

儲能技術分類：鋰電儲能應用場景廣泛、綜合性能出色

從能量的角度分類，儲能技術主要可以分為熱儲能、電儲能和氫儲能幾大類，其中電儲能包括機械儲能、電化學儲能和電磁儲能，是最常用的儲能方式。根據(jù)儲能時長的不同，可以將儲能的應用場景分為容量型、能量型、功率型和備用型。不同的儲能技術適用于不同的場景。

電磁儲能技術應用范圍最窄，在實際應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)調頻調峰中發(fā)揮著重要作用。但抽蓄電站建設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)展新型儲能。綜合來看，電化學儲能，尤其是鋰電儲能技術，綜合性能出色，應用場景廣泛，在規(guī)模效應驅動的降本下有望迎來快速擴容和發(fā)展階段。

從應用上來看，電化學儲能設備可以分為消費電池、動力電池和儲能電池三大類。其中，消費電池主要用于手機、筆記本電腦、數(shù)碼相機等消費電子設備；動力電池主要用于動力電池車；儲能電池則用于戶用、工商業(yè)和發(fā)電側的集中式和分布式儲能電站。由于應用場景的不同，不同應用類別的儲能設備在性能、參數(shù)要求、壽命和構件上有所差異。

儲能發(fā)展階段：抽水儲能仍超九成，電化學儲能快速提升

截至2020年底，全球已投運儲能項目累計裝機容量達到191.1GW，同比增長3.4%，電化學儲能中鋰離子電池的累計裝機規(guī)模最大為14.2GW；中國已投運的儲能項目累計裝機規(guī)模達到35.6GW，同比增長9.8%，裝機規(guī)模占全球的18.6%。由于商業(yè)化應用較早、與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)應用場景的深度結合，抽水蓄能在中國和全世界范圍的儲能占比都超過90%，但是該比例在逐年下降。與此同時，電化學儲能的規(guī)模和占比快速提升：2013年到2020年，全球和中國電化學儲能累計規(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%；電化學儲能中鋰離子電池儲能的裝機占比在全球和中國分別為92.0%和88.8%，是電化學儲能中的絕對主力和發(fā)展方向。從累計裝機容量上來看，2020年全球電化學儲能累計裝機容量14.25GW，中國電化學儲能累計裝機容量3.3GW，目前中國的儲能裝機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42%。

儲能政策頻出，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《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，文件明確指出，到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。指導意見是“十四五”時期的第一份儲能產(chǎn)業(yè)綜合性政策文件，從市場化發(fā)展、技術進步、市場環(huán)境、政策監(jiān)管等方面做出引導，對行業(yè)發(fā)展重大利好，預期未來國家會出臺一系列政策，破除產(chǎn)業(yè)發(fā)展中的難題，實現(xiàn)儲能的市場化發(fā)展。

電價是電力系統(tǒng)的市場化結果，通過深化電價改革、完善電價形成機制，可進一步推動新能源為主題的新型電力系統(tǒng)建設。2021年7月29日，國家發(fā)改委發(fā)布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，主要內容包括分時電價機制的優(yōu)化、執(zhí)行和實施保障等三個方面。這一政策再能源消費、能源生產(chǎn)、能源技術和能源體制方面都具有重要意義，通過優(yōu)化分時電價機制，引導用戶改變用能習慣，提升電網(wǎng)友好性；峰谷電價差更高會推動用電側儲能等分布式靈活資源的發(fā)展，儲能利用峰谷電價差盈利的空間增大；儲能等多種靈活能源加強互動，發(fā)展多樣的商業(yè)模式。

此外，各省市也都推出了相關政策文件，對儲能配置比例和充電小時數(shù)有一定要求，對新能源項目配置儲能從鼓勵到要求配置。截至2021年6月，我國已有25個省份發(fā)布文件明確新能源配置儲能，青海、新疆、陜西西安三地區(qū)推出了地方性補貼政策。有10個省份公布了儲能參與調峰服務的價格文件，鼓勵了電網(wǎng)側儲能的發(fā)展。

在應用場景上，國外機構習慣按照儲能系統(tǒng)接入系統(tǒng)的位置分為家用儲能、工商業(yè)儲能和電表前段儲能（包括發(fā)電側和電網(wǎng)側儲能）三類；CNESA則將應用場景劃分為5類，包括：集中式可再生能源并網(wǎng)、輔助服務、電網(wǎng)側、用電側和電源側。結合我國的實際情況和后續(xù)分析需要，我們采取目前國內常用的分類方式，把應用場景分為發(fā)電側、電網(wǎng)側和用電側三類，儲能技術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用場景下儲能的經(jīng)濟性與市場空間。

二、儲能經(jīng)濟性分析：伴隨降本，經(jīng)濟性迎來提升

用電側：家庭光儲合用、工商業(yè)節(jié)省容量電價+峰谷價差套利經(jīng)濟性明顯

用電側包括家庭用戶和工商業(yè)用戶。對于家庭用戶，通過安裝光伏和儲能設備，可以實現(xiàn)自發(fā)自用，錯峰用電，收益來自將多發(fā)的電量銷售給電網(wǎng)的收益，節(jié)約的成本為錯峰用電節(jié)約的峰谷價差。對于光伏工商業(yè)用戶，經(jīng)濟性體現(xiàn)在通過自發(fā)自用節(jié)約了購電價格，降低了容量成本。對于非光伏工商業(yè)用戶，可以利用儲能進行峰谷套利。

（1）家庭光儲設備經(jīng)濟性分析

在家用分布式光伏設備或是光儲設備上的應用方面，歐美國家相對較為領先。我們以美國加州為例，對一個典型家庭的裝機決策做經(jīng)濟性分析。得天獨厚的自然環(huán)境、分時電價和設備補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(SolarEnergyIndustriesAssociation)的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2020年第三季度末，加州光伏總裝機量為29218.17MW，全州22.27%的電量來自光伏發(fā)電，總裝機量排名全美第一。按照加州的發(fā)展目標，到2045年100%的電力都將由清潔能源供應，到2050年將實現(xiàn)溫室氣體減排80%（基準年：1990年）的目標。加州對于光伏和儲能設備出臺了系列激勵政策，包括稅收優(yōu)惠、補貼等。

按照上述激勵政策中普適的條款（無地區(qū)和家庭收入限制的一般性激勵政策），戶用光伏設施的補助額度為總價的26%，戶用儲能設施的補助額度為$200/kWh；采用美國最大的住宅類太陽能安裝商Sunrun的指導估價，家庭常用的4kW光伏設備總價約為12000美元，所需屋頂空間大約為400平方英尺，約合37.16平方米；儲能設備的價格為$400/kWh；按照每人每天用電5kWh計算，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商之一太平洋煤氣電力公司（PacificGasandElectric）提供的電力分時價格計劃，電價按照工作日高峰期（17:00-20:00）、工作日低谷期（其余時段）、周末三種情形分類定價，三類時段在夏季（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方案。我們認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4800kWh；每日的高峰時段用電量占當日用電總量20%。

不安裝光伏或儲能設備：

在這種情形下，家庭所用的全部電能都通過即時向電力供應商購買，2020年總電價為2022美元。結合加州歷史電費的變動，按照電費每年上漲5%計算，從2020年開始（含）往后10年的家庭總電價為25429美元。

安裝光伏設備：

在安裝光伏設備的情況下，家庭的用電模式是白天通過光伏設備覆蓋家庭用電需求，并且將富余的電量售回給電網(wǎng)；夜間即時相電力供應商購電滿足用電需求。按照日均有效光能利用時間4.5小時計算，家庭每日可以發(fā)電18kWh，其中10kWh自用，8kWh售回電網(wǎng)。根據(jù)CaliforniaPublicUtilitiesCommission的規(guī)定，回售價格僅為0.04美元/kWh。在這種模式下，計算得到該家庭第一年的總支出（包含光伏系統(tǒng)安裝費用和凈電費開支，扣除光伏系統(tǒng)安裝補貼）為9749美元。全壽命周期10年的總開支為19806美元。

安裝儲能設備：

安裝儲能設備除了保證家庭供電穩(wěn)定性，應對突發(fā)狀況；還可以通過峰谷電價的差距，在谷電價期間為儲能設備充電，在峰電價時不從電網(wǎng)購電，從而全年均享受相對更加優(yōu)惠的谷電價。這種模式下，計算得到安裝10kWh儲能設備的家庭第一年的總支出（包含儲能設備安裝費用和電費開支，扣除儲能設備安裝補貼）為3971美元。全壽命周期10年的總開支為26791美元。

安裝光伏+儲能設備：

在這種模式下，家庭不僅可以享受谷電價的相對優(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。考慮到回售電價低于購買電價，此時家庭選擇將余電全部存儲自用而不是向電網(wǎng)回售。經(jīng)過計算，安裝4kW光伏設備和10kWh儲能設備的家庭第一年的總支出（包含光儲設備安裝費用和電費開支，扣除光儲設備安裝補貼）為11077美元。全壽命周期10年的總開支為13359美元。

總結分析上述四種情景，僅安裝儲能設備的曲線相比于未安裝設備的家庭始終更高，主要是由于峰谷電價差距不大，這種套利模式的收益無法覆蓋初始設備投資金額。當時間線進一步拉長，或者峰谷電價差距增大，或者儲能設備價格進一步降低時，這種模式有望為家庭節(jié)省開支。

僅安裝光伏設備的家庭從第8年開始表現(xiàn)出了相比于一般家庭的成本優(yōu)勢，到第十年總計節(jié)省15.5%的開支。如果未來電費增長速度高于預期的5%，或者光伏設備成本降低，或者回售電價有所提高，都將增加此種方案的經(jīng)濟性。

安裝光伏+儲能設備家庭的第一年由于固定設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。長遠來看，光+儲的組合對家庭來說無疑是最優(yōu)的選擇，十年總節(jié)省開支達到47.4%。

考慮到隨著裝機規(guī)模的擴增和設備降本，政策補貼會逐漸退坡：以德國為例，光伏儲能政策主要分為三個階段：1）2000-2009，大規(guī)模引進光伏，光伏上網(wǎng)電價基本保持&緩慢下降；2）2009-2011，光伏組件成本和上網(wǎng)電價都快速下降；3）2012之后，基本實現(xiàn)光伏平價，上網(wǎng)電價補貼增加總量上限規(guī)定（當裝機總量達到52GW時原有的上網(wǎng)電價方案停止）；針對有能力在高峰期提供可調度電力的發(fā)電單位（例如加裝儲能等設備）給予靈活性溢價。

考慮到光伏設備的補貼退坡時間線，我們進行敏感性分析，當2021年光伏設備補貼降至22%時，光儲組合仍然將從第6年開始取得經(jīng)濟優(yōu)勢；即使在沒有補貼的情況下，光儲組合的總成本在第7年時為最優(yōu)。整個生命周期內的結論沒有發(fā)生變化。

按照上述4kW光伏配比10kWh儲能設備的家庭光儲組合計算，儲能設備EPC總價為4000美元，按照每年運維費用為EPC總價1%，儲能設備壽命十年計算，總運維費用為400美元。假設光伏設備年均有效工作時長1400小時，則十年總計發(fā)電量為56000kWh。將儲能成本平攤至光伏發(fā)電的度數(shù)，計算得到對應儲能設備度電成本為0.079美元/kWh。疊加國內目前分布式光伏發(fā)電站0.45元/kWh的度電成本（約合0.069美元/kWh），配備儲能設備后的度電成本約為0.15美元/kWh，低于購電價格。

（2）光伏工商業(yè)經(jīng)濟性分析

工商業(yè)相比于家庭光儲設備應用的差異主要包括以下幾個方面：（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)光儲設備在我國已有諸多應用；（2）工廠的生產(chǎn)時段與光伏設備發(fā)電高峰大致重合，光伏設備發(fā)電以自發(fā)自用為主；（3）對大規(guī)模用電企業(yè)采用兩部制電價定價方法，即電費由與容量成比例的固定容量電價和與用電量成比例的可變用電量電價組成。根據(jù)以上特點，我們認為光伏工商業(yè)光儲設備的經(jīng)濟性主要來源于自發(fā)自用和降低容量電價。

在設備價格方面，按照BNEF對中國儲能市場的研究報告，國內磷酸鐵鋰儲能電池組比國際儲能市場平均價格低30%。我們在前文家庭側經(jīng)濟性分析時，調研得到加州的儲能設備單價約為$400/kWh，在國內的工商業(yè)側分析，我們采用$280/kWh的單價進行計算，并假設該小規(guī)模工商企業(yè)裝機容量為1MW/1MWh，設備總價約合人民幣196萬元。對于光伏設備，我們參考愛采購網(wǎng)站上綜合排序前五的光伏設備價格，取均價1.2萬元/kW。假設小規(guī)模工商企業(yè)光伏裝機容量10kW，設備總價約合人民幣12萬元。

自發(fā)自用：

由于光伏發(fā)電高峰時段通常與工商業(yè)生產(chǎn)高峰時段重合，我們考慮一般情況，即安裝光伏發(fā)電設備即時自發(fā)自用的情景。采用北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計的10千伏電壓等級下的全國工商業(yè)用電度電單價均值0.6516元/kWh，按照裝機容量10kW，日均有效發(fā)電時長4.5h計算，該光伏發(fā)電系統(tǒng)每年通過自發(fā)自用節(jié)省的電費價格為1.07萬元，投資回收期約為11年。

降低容量電價：

以北京市非居民銷售電價為例，基本電價按照最大需量48元/千瓦·月計算。對于最大需量為10MW(10000kW)的企業(yè)來說，安裝儲能設備前和安裝容量為1MWh的儲能設備后的每年基本電價?？梢钥吹?，通過安裝儲能設備每年可以節(jié)約基本電價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)的光儲設備經(jīng)濟性主要來源是儲能設備對降低容量電價的作用。在現(xiàn)有儲能設備的成本下，按照每年2%的維修保養(yǎng)成本計算，投資安裝1MWh的儲能設備僅需要4年左右的時間就可以收回成本。不過考慮到各省的容量電價不同，北京市屬于容量電價最高的城市之一，在黑龍江、吉林、遼寧等容量電價相對較低的城市（33元/千瓦·月），同等成本和安裝條件下投資回收期將會延長到5.5年左右。但相比于目前儲能設備普遍在10年以上的正常使用壽命，工商業(yè)儲能設備仍然具有明顯的經(jīng)濟性。

（3）非光伏工商業(yè)經(jīng)濟性分析

部分工商業(yè)不適宜安裝光伏配套儲能，可以通過單獨配置儲能實現(xiàn)峰谷套利。在用電低谷時以較低的電價為儲能系統(tǒng)充電，并在用電價格較高的高峰時段放電，節(jié)約用電成本。通過測算，我們認為峰谷價差在0.7元/kwh以上時，安裝儲能進行峰谷套利具有經(jīng)濟性。

假設工商業(yè)用戶配套10MWh儲能系統(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%，全年運行360天，設備運營14年。考慮項目的融資成本，假設貸款比例70%，貸款利率5%，貸款期限10年。同時考慮稅收的影響。當谷時電價為0.25元/kwh，峰時電價為0.95元/kwh，即峰谷價差為0.7元/kwh時，項目資本金IRR為6.64%。隨著儲能系統(tǒng)投資成本降低和峰谷價差增大，項目IRR提高。

發(fā)電側：減少棄風棄光，經(jīng)濟性隨系統(tǒng)降本逐漸提升

在發(fā)電側，儲能設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)電高峰時段與用電高峰時段的不完全重合、以及日內波動和不可預測性等，給電網(wǎng)的供需匹配提出挑戰(zhàn)。而儲能設備與可再生能源發(fā)電設備的配合可以實現(xiàn)出力穩(wěn)定，最大程度上減少棄風棄光。

根據(jù)全國新能源消納檢測預警中心的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2020年底我國風電、光伏的并網(wǎng)裝機分別達到2.8和2.5億千瓦；2020年全年風電、太陽能累計發(fā)電量7270億千瓦時；全年全國棄風電量166.1億千瓦時，風電利用率（消納率）96.5%；棄光電量18.3億千瓦時，光伏發(fā)電利用率（消納率）98.0%。從分省棄風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）棄風棄光率顯著高于全國平均水平。

根據(jù)國家電網(wǎng)對儲能并網(wǎng)的技術要求（GBT36547），儲能系統(tǒng)滿發(fā)有功功率時需要具備最大發(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，即此時儲能系統(tǒng)的視在功率達到了1.05pu；同時為了充分利用儲能的四象限運行能力，要求其在非滿發(fā)有功功率時，同樣具備按照1.05pu視在功率運行控制的能力，這也就意味著儲能系統(tǒng)具備最大可發(fā)出1.05pu的無功功率的能力（此時儲能系統(tǒng)不發(fā)有功功率）。

假設儲能設備度電補貼0.1元、1MWh儲能設備總價140萬元，儲能系統(tǒng)一年工作日280天，計算光伏電站加裝儲能每年收益和投資回收期。從計算結果可以看到，目前條件下，光伏+儲能已經(jīng)具有一定的經(jīng)濟性。發(fā)電側儲能項目的投資回報率提高需要依賴儲能成本的降低。因此，我們進一步針對上述變量做敏感性分析，電價在0.3元/kWh以上，設備成本降至100萬元/MWh以內，光伏+儲能具備明顯的經(jīng)濟性。

按照光伏儲能配比10%，儲能時長2h計算，5MW的光伏設備配備容量為1MWh的儲能設備，儲能設備EPC總價為140萬元，按照每年運維費用為EPC總價1%，儲能設備壽命十年計算，總運維費用為14萬元。假設光伏設備年均有效工作時長1400小時，則十年總計發(fā)電量為70GWh。將儲能成本平攤至光伏發(fā)電的度數(shù)，計算得到對應儲能設備度電成本為0.022元/kWh。疊加國內目前集中式光伏發(fā)電站0.3元/kWh的度電成本，配備儲能設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，我們進一步進行敏感性分析，計算不同配比比例和儲能時長要求下的度電成本（光伏+儲能）。

電網(wǎng)側：調頻初具經(jīng)濟性，調峰接近臨界

在電網(wǎng)側，儲能設備可以用于提供電力輔助服務。由于電網(wǎng)接入的發(fā)電量和用戶負荷的用電量具有瞬時特性，電網(wǎng)處于不斷的波動變化中，因此，為了保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，需要并網(wǎng)發(fā)電廠提供輔助服務。目前，我國的電力輔助服務市場正在逐步完善中。輔助服務分為基本輔助服務和有償輔助服務?；据o助服務是指為了保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保證電能質量，發(fā)電機組必須提供的輔助服務，包括一次調頻、基本調峰、基本無功調節(jié)。有償輔助服務是指并網(wǎng)發(fā)電廠在基本輔助服務之外所提供的輔助服務，包括自動發(fā)電控制（AGC）、有償調峰、有償無功調節(jié)、自動電壓控制。

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)域電力市場運營商PJM為例，調頻和備用輔助服務通過競爭投標獲得，黑啟動等服務則通過簽訂合同獲得；北歐和澳大利亞的電力輔助服務交易同樣通過市場競價和雙邊談判等形式達成。

相比于歐美等發(fā)達國家的實踐積累，我國的電力輔助服務市場啟動相對較晚，市場化程度低。2006年，國家電力監(jiān)管委員會印發(fā)的《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理暫行辦法》，正式對電力輔助服務定義，被認為是電力輔助服務市場在我國發(fā)展的開端；電力輔助服務市場與電力市場化改革密切相關，2017年，國家能源局發(fā)布《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》，是為了適應電力市場改革新階段而提出的電力輔助服務市場機制，對電力輔助服務的補償機制做出了規(guī)定。

根據(jù)國家能源局最新的電力輔助服務有關情況的通報，2019年上半年全國電力服務補償費用總計130.31億元。其中，調峰補償費用總額50.09億元，占總補償費用的38.44%；調頻補償費用總額27.01億元，占比20.73%；備用補償費用總額47.41億元，占比36.38%；調壓補償費用5.51億元，占比4.23%；其他補償費用0.29億元，占比0.22%。

按照國家能源局的通報，2019年上半年我國電力輔助服務補償費用主要來自于發(fā)電機組分攤，總計114.29億元，占比達到87.71%。其余補償費用來源主要包括跨省區(qū)（網(wǎng)外）輔助服務補償分攤費用、新機差額資金、考核等其他費用。從補償費用來源結構中可以看到，目前電力輔助服務市場面臨著發(fā)電側“既出錢、又出力”的格局，市場化程度很低。

目前，我國電力輔助服務市場最主要的應用場景是調峰和調頻。調頻指的是當用負荷發(fā)生小幅度波動時，會導致發(fā)電機頻率增加或減小，發(fā)電機組需要通過調速器和AGC調節(jié)發(fā)電頻率，恢復到額定頻率50Hz。調峰指更長時間尺度、更大功率范圍內調節(jié)發(fā)電量與用戶負荷的匹配。根據(jù)時長要求的不同，調頻和調峰分別屬于功率型儲能場景和容量型儲能場景。

從成本的角度對比，調頻和調峰分別適用于里程成本（儲能電站總投資/儲能電站總調頻里程）和度電成本（儲能電站總投資/儲能電站總處理電量）。儲能電站的成本主要包括儲能系統(tǒng)成本、功率轉換成本、土建成本、運維成本、電站殘值和其他成本等類別。根據(jù)一些學者的研究結果，鋰電儲能在調頻服務上已經(jīng)具備經(jīng)濟性，里程成本約為6.34-9.08元/MW；而在調峰服務上，鋰電儲能的度電成本約為0.62-0.82元/kWh，大約是抽水蓄能的3-4倍，目前經(jīng)濟性競爭力較弱。但是考慮到抽水儲能的環(huán)境限制，以及鋰電儲能未來的降本空間，鋰電儲能在調峰服務上的競爭力仍有很大提升空間。

調峰：度電成本較高，期待儲能降本提高經(jīng)濟性

我國的電力輔助服務市場采用補償機制，儲能參與電力輔助的收益來自于調峰調頻補貼。為應對大規(guī)模儲能進入市場的需求，各地政府紛紛出臺或調整補償政策標準，一方面規(guī)范市場化進程，另一方面降低資金使用的風險。

平準化度電成本（LCOE）衡量了儲能設備全生命周期內的平均發(fā)電成本，儲能度電成本=生命周期內成本的現(xiàn)值/生命周期內放電量現(xiàn)值。根據(jù)測算，儲能的度電成本約0.74元/kWh，參考現(xiàn)在的調峰補償政策，僅東北三省的補償范圍高于度電成本。因此，儲能用于調峰的經(jīng)濟性有待儲能成本進一步下降后逐步顯現(xiàn)。

調頻：經(jīng)濟性出現(xiàn)，期待更有盈利性的商業(yè)模式

電網(wǎng)調頻的關鍵參數(shù)之一是調頻里程，因此，在考慮儲能參與調頻服務的經(jīng)濟性時，需要計算里程成本和里程收益。調頻里程指一段時間內調頻功率范圍變化的大小，反映了機組調頻的任務量。能夠取得補償?shù)恼{頻為二次調頻，由機組跟隨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，各地對于調頻補償?shù)恼呗杂胁顒e。

為了衡量儲能參與調頻的經(jīng)濟性，需要測算調頻的里程成本和里程補償收益。里程成本指調頻儲能電站全生命周期內，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，儲能參與調頻的里程成本為3.848元/MW。

參考山西省某熱電廠的AGC儲能調頻系統(tǒng)運行情況，該電廠安裝9MW/4.78MWh的電網(wǎng)級儲能系統(tǒng)設施，由電廠運行實測數(shù)據(jù)可以看到，電廠機組在安裝儲能系統(tǒng)后日平均調節(jié)深度由200MW上升到1000MW，綜合性能指標Kp由1左右提高到均值5。儲能調頻補償收益=調節(jié)深度（MW）*里程價格（元/MW）*綜合性能指標（Kp）。按照山西省AGC補償標準7.5元/MW計算，兩臺機組的日補償收入達到1000*5*7.5*2=75000元。按照一年工作時間250天計算，年營業(yè)收入約為1875萬元，扣除里程成本后，相比未安裝儲能設備營業(yè)收入增加1607.6萬元每年。該儲能項目總投資約為3653萬元，在不考慮項目運營的其他成本（包括稅金、財務成本、運營維護成本等）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市場的相關政策，各省目前給出的儲能調頻里程價格已經(jīng)可以覆蓋里程成本，因此，儲能調頻已經(jīng)具備經(jīng)濟性，但是儲能的里程成本以及補貼標準會影響儲能參與調頻的經(jīng)濟性，國內儲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年全球儲能新增裝機超290GWh

測算市場空間時，分別考慮了發(fā)電側、電網(wǎng)側和用電側三類場景，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能，儲能參與調峰、調頻，用電側家庭和工商業(yè)的新增儲能市場空間。

用電側：家庭儲能設備裝機量迎快速擴增

（1）家庭儲能設備空間估算

根據(jù)經(jīng)濟性測算，家庭儲能設備搭配光伏是10年期內最具有經(jīng)濟性的一種組合，將能同時得到電力自發(fā)自用、峰谷套利和余電回售的經(jīng)濟效益；而單獨使用儲能設備目前尚不具備經(jīng)濟性（峰谷價差套利無法覆蓋儲能設備開支，即使是在全球峰谷電價差最高的加州）。所以我們通過光伏設備裝機量和儲能設備的配比率來估算家庭儲能設備空間。

根據(jù)CPIA統(tǒng)計，2020年全球光伏新增裝機130GW。根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，其中18%為戶用光伏，其中，中國新增戶用光伏裝機量達到9.0GW，是全球第一大市場；美國新增裝機量3GW，僅次于中國；全歐洲新增戶用光伏裝機量為3.5GW，德國和荷蘭是其中最為活躍的兩個國家，裝機量分別為0.9GW和0.7GW。歐美市場以外，越南由于屋頂光伏的興起，自2019年以來光伏裝機數(shù)量也有顯著提高。

模型假設新增裝機容量中戶用光伏占比逐步提升，當前儲能配比10%，儲能配比逐年緩慢提升，預計2025年戶用光伏+儲能新增裝機中儲能設備新增裝機容量將達到49.01GWh。另一部分空間來自于存量戶用光伏裝機中加配儲能，假設戶用光伏存量市場儲能滲透率由0.5%逐步提升，預計2025年戶用光伏+儲能存量裝機中儲能設備裝機容量將達到20.99GWh。2025年，預計整體戶用儲能容量空間達70GWh

（2）工商業(yè)儲能設備空間估算

工商業(yè)儲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)儲能設備的經(jīng)濟性來源于電力自發(fā)自用和節(jié)省容量電價。根據(jù)IEA的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2020年全球新增光伏裝機量中18%為工商業(yè)光伏，其中，歐洲是第一大工商業(yè)光伏新增裝機市場，新增裝機6.2GW，中國新增工商業(yè)裝機4.7GW，美國2GW。目前，能量型儲能設備的放電時長要求一般為1-2小時。由于工商業(yè)生產(chǎn)時段高峰期和光伏發(fā)電出力高峰期基本重合，我們認為工商業(yè)儲能備電時長從2小時逐漸提升到2025年3小時。按照當期儲能配比5%，遠期20%的配比率進行估算，得到全球2025年新增的工商業(yè)光伏配套儲能裝機容量為29.7GWh。存量光伏工商業(yè)中，假設儲能滲透率逐漸提升，得到全球2025年存量的工商業(yè)光伏配套儲能裝機容量為12.29GWh。此外，部分工商業(yè)未安裝屋頂光伏，可以通過安裝儲能實現(xiàn)峰谷價差套利收益，這部分市場容量預計2025年達到55.2GWh。

發(fā)電側：集中式可再生能源儲能配比拉動裝機需求

儲能設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)先支持配備儲能的可再生能源發(fā)電項目政策，部分地區(qū)還對儲能設備的配比、放電時長做出具體要求：寧夏回族自治區(qū)要求十四五期間儲能設備容量不低于新能源裝機10%、連續(xù)儲能時長2小時以上；內蒙古自治區(qū)要求光伏電站儲能容量不低于5％、儲能時長在1小時以上；新疆則要求儲能電站原則上按照光伏電站裝機容量20%配置。

我們按照風光伏配儲能當期配比1%儲能時長2小時，遠期配比10%儲能時長3小時來估算發(fā)電側儲能市場空間。根據(jù)估算結果，得到全球2025年集中式可再生能源發(fā)電配套儲能電站新增裝機容量為138GWh，其中光伏配套99GWh，風電配套39GWh。

電網(wǎng)側：容量空間隨儲能滲透率提高加速擴張

儲能在電網(wǎng)側的價值主要體現(xiàn)在電力輔助服務。調頻與負荷波動有關，對于調頻中儲能的需求，我們考慮調頻配套需求與最大負荷的配套比例：根據(jù)業(yè)內預測，一般調頻功率配套需求2~3%，我國目前調頻配套需求較低，約1%。目前，儲能在電力輔助服務市場的滲透率約為2%，未來隨著儲能相關政策的促進和電力輔助服務市場的完善，儲能的滲透率將逐年快速提升。根據(jù)估算結果，全球2025年電網(wǎng)側調頻需求帶動的儲能需求為6.9GWh。

對于電網(wǎng)側調峰，調峰需求與日發(fā)電量相關，預期未來調峰配套需求比例增加，儲能再調峰中的滲透率逐漸提升。根據(jù)估算結果，全球2025年電網(wǎng)側調峰需求產(chǎn)生的儲能需求為20GWh。

綜合以上對于市場空間的估計，我們預計未來五年全球儲能時長將會迎來快速擴增階段，2025年全球儲能新增裝機容量需求為290.1GWh，未來五年累計新增732GW，五年復合增長率56.2%。主要增長動力來自發(fā)電側的高速增長，五年風光配儲復合增長率分別為79.4%和85.6%。

四、儲能產(chǎn)業(yè)鏈：以電池為中心，相關企業(yè)切入賽道

儲能產(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商，中游的電池、變流器、管理系統(tǒng)、其他設備和系統(tǒng)集成，下游包括發(fā)電側、電網(wǎng)側、用電側的應用場景。儲能的產(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提供的儲能系統(tǒng)成本調研數(shù)據(jù)，儲能系統(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%，對儲能電站成本影響最大，其次為變流系統(tǒng)及EMS。

儲能行業(yè)仍處于發(fā)展的早期，行業(yè)格局尚不確定