儲能行業(yè)深度報告：聚勢前行如日方升開啟萬億藍(lán)海新篇章-20210811-東吳證券-97正式版

證券研究報告行業(yè)研究電力設(shè)備與新能源行業(yè)聚勢前行，如日方升，開啟萬億藍(lán)海新篇章——儲能行業(yè)深度報告證券分析師S0600516080001

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021-6019979820210811日每日免費獲取報告1、每日微信群內(nèi)分享7+最新重磅報告；2、每日分享當(dāng)日華爾街日報、金融時報；3、每周分享經(jīng)濟學(xué)人4、行研報告均為公開版，權(quán)利歸原作者

所有，起點財經(jīng)僅分發(fā)做內(nèi)部學(xué)習(xí)。掃一掃二維碼關(guān)注公號回復(fù)：研究報告加入“起點財經(jīng)”微信群。。一、全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一二、儲能經(jīng)濟性拐點到來，萬億市場潛力龐大三、海外市場率先迸發(fā)，公共項目與戶用需求共振四、儲能技術(shù)多元化發(fā)展，鋰電池為業(yè)界主流方向五、儲能產(chǎn)業(yè)方興未艾，競爭格局逐漸優(yōu)化六、投資建議與風(fēng)險提示22摘要◆全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一。隨可再生能源發(fā)電占比提升，消納、輸配、波動等問題顯現(xiàn)，儲能的剛性需求

逐漸顯現(xiàn)。2020年全球新增電化學(xué)儲能5.3GW/10.7GWh，同比+57%，主要得益于中國（新增1.2GW/2.3GWh，同比）

和美國（新增1.1GW/2.6GWh，同比）儲能市場的迸發(fā)，全球累計裝機16.5GW/33.1GWh。◆拐點已至！光儲一體化和峰谷套利未來潛力龐大。2020年全球新增電化學(xué)儲能中可再生能源并網(wǎng)的裝機量占比最大，達(dá)48%，

2021年儲能系統(tǒng)成本降至1.5/Wh左右，是儲能經(jīng)濟性拐點，我們預(yù)計2030年集中式新增風(fēng)光儲能需求達(dá)179GW/443GWh。

用戶側(cè)主要指分布式的自發(fā)自用及峰谷價差套利，海外高電價推動儲能自發(fā)自用需求增長，隨電力市場化發(fā)展，峰谷套利空間打

開，價差在0.7元/kWh以上具備經(jīng)濟性，我們預(yù)計到2030年全球分布式光伏儲能新增需求達(dá)336GW/1091GWh。電網(wǎng)側(cè)主要指

根據(jù)電網(wǎng)指令進(jìn)行電力市場的調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)，我們預(yù)計到2030年調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)帶來儲能新增需求超19GW/38GWh。另外因基站產(chǎn)業(yè)化帶來的儲能輔助服務(wù)需求，我們預(yù)計到2030年5G基站儲能累計需求約30GW/112GWh。綜上，國內(nèi)外利好政策出臺，

且儲能經(jīng)濟性拐點已至，儲能市場迎來迸發(fā)，我們預(yù)計到2030年新增儲能需求將達(dá)536GW/1575GWh，年復(fù)合增速

為55%，其中國內(nèi)約176GW/534GWh，2021-2030年復(fù)合增速為?！艉Ｍ馐袌雎氏缺虐l(fā)，公共項目與戶用需求共振。2020年美國儲能市場迸發(fā)，成為全球第三大儲能市場，公共事業(yè)儲能項目集中

落地，是2021-2024年的重要增量，同時電力供應(yīng)不穩(wěn)定刺激戶用儲能需求，我們預(yù)計2030年美國新增儲能需求將達(dá)441GWh。歐洲2019年開啟儲能元年，年再創(chuàng)新高，躍居全球累計儲能的最大市場，其中德英領(lǐng)跑，德國是全球最大戶用

儲能市場，主要是居民電價高企及補貼政策轉(zhuǎn)向家用儲能所致，英國則主要是由大型儲能項目部署拉動增長，我們預(yù)計2030年

歐洲儲能需求達(dá)131GW/394GWh。韓國儲能電池安全性影響，新增裝機下滑，但2020年仍是全球第二大儲能市場。

◆海外拓展+技術(shù)降本兩大趨勢，儲能產(chǎn)業(yè)方興未艾。儲能產(chǎn)業(yè)鏈主要由電芯+PCS+BMS+EMS等構(gòu)成，其中電芯成本占比，

是儲能系統(tǒng)降本的關(guān)鍵。產(chǎn)業(yè)鏈兩大趨勢明確：1、高毛利吸引下海外成為兵家必爭之地，各環(huán)節(jié)加速海外市場拓展；2、低成本、

高安全、長壽命是儲能技術(shù)發(fā)展趨勢，降本提效推動儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，競爭格局逐漸優(yōu)化。2021年磷酸鐵鋰已成為主流技術(shù)方向，

電池競爭格局逐漸顯現(xiàn)，寧德有望復(fù)刻動力電池龍一地位。逆變器方面陽光電源保持國內(nèi)儲能逆變器+儲能系統(tǒng)龍頭，海外出貨

加速滲透。儲能系統(tǒng)方面電池廠、逆變器廠商、電站廠商均進(jìn)入儲能系統(tǒng)競爭，其中比亞迪實現(xiàn)儲能全產(chǎn)業(yè)鏈覆蓋，海外市場表

現(xiàn)亮眼；阿特斯在手儲備項目近1.5GWh，美國高端市場儲備充足。◆投資建議：考慮到儲能經(jīng)濟性拐點已至，且目前國內(nèi)外多項支持政策密集落地，萬億藍(lán)海市場空間廣闊。國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，

推動技術(shù)降本+海外拓展，供應(yīng)鏈將充分受益，重點推薦儲能逆變器及集成商（陽光電源、錦浪科技、固德威），儲能電池及集

成商（寧德時代、比亞迪、億緯鋰能），材料（德方納米、恩捷股份、天賜材料、星源材質(zhì)、科達(dá)利），關(guān)注德業(yè)股份、阿特斯

太陽能、盛弘股份、百川股份、星云股份、永福股份、四方股份、合康新能、上海電氣、科士達(dá)等。◆風(fēng)險提示：政策支持不及市場預(yù)期，成本下降不及市場預(yù)期，電網(wǎng)消納問題限制，行業(yè)競爭加劇等。3一、全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一1背景：可再生能源發(fā)電占比提升，輸配、波動等問題顯現(xiàn)◆可再生能源發(fā)電量占比提升，電網(wǎng)在輸配、波動性調(diào)控等方面的難度增大。碳排放趨嚴(yán)+全球平價到來，光

伏風(fēng)電、水電等可再生能源發(fā)電占比快速提升，2020年光伏風(fēng)電發(fā)電量達(dá)7270億千瓦時，發(fā)電占比9.5%，

但可再生能源發(fā)電具有不穩(wěn)定性、間歇性的問題，提高了電網(wǎng)在輸配容量、電頻波動控制等方面的要求，

需要依賴儲能形成可控制、可調(diào)度的電網(wǎng)運營模式。20209.5%9.5%8,00010%7,0006,0006.5%7.8%8.6%9%8%7%5,000

6%5.1%4,0005%

3.9%4%3.2%3,0002,0003%2%1,000

1%00%2014201520162017201820192020光伏風(fēng)電發(fā)電量（億千瓦時）光伏風(fēng)電發(fā)電量占比數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)、國家能源局，東吳證券研究所5全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一1背景：棄風(fēng)棄光率或，電網(wǎng)消納空間有限◆因電網(wǎng)消納有限，棄風(fēng)棄光率或因光伏風(fēng)電快速上量有所回升。電力即發(fā)即用，無法直接存儲的能源形態(tài)，

發(fā)電和用電的波動性造成資源浪費。2020年全國棄光率為2.0%、棄風(fēng)率為3.5%，可以預(yù)見光伏風(fēng)電快速

上量后電網(wǎng)消納有限、參與調(diào)峰能力不足、傳輸容量有限等問題顯現(xiàn)。我們認(rèn)為棄風(fēng)棄光率或有所回升。

棄風(fēng)棄光造成資源浪費，亟需提升配儲能的比重、輸配網(wǎng)絡(luò)逐漸健全等。18%16%16%17%17%15%80070014%12%10%8%11%8%12%12%10%7.0%6005004006%4%2%6%4.0%3.5%3.1%2.1%2.0%3002001000%20112012201320142015201620172018201920200風(fēng)電新增消納能力光伏發(fā)電新增消納能力數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)、國家能源局，東吳證券研究所6全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一1背景：電動車保有量上升，快充增大電網(wǎng)負(fù)荷◆新能源汽車保有量上升，快充電站的快速滲透，增加電網(wǎng)的控制難度和失穩(wěn)風(fēng)險。我們預(yù)計到2021/2025

年全國新能源汽車保有量將分別達(dá)759/2676萬輛，充電樁保有量將分別達(dá)240/815萬臺，即插即充、大電

流快充都對電網(wǎng)運行提出了新的要求。根據(jù)中國電力科學(xué)研究院預(yù)計2025年電動車、空調(diào)機、軌道交通等

新興負(fù)荷達(dá)5.6億kW以上，超過電網(wǎng)最大負(fù)荷的35%。電網(wǎng)需改變運行方式，推動源網(wǎng)儲多方資源的

智能協(xié)同互動。2025815.4900140%815.4800120%700600621.4100%500460.880%400339.860%30020010020.444.677.7121.9166.0239.540%20%00%

201620172018201920202021E2022E2023E2024E2025E充電樁保有量合計（萬臺）增速數(shù)據(jù)來源：工信部、中國電力科學(xué)研究院，東吳證券研究所7全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一2裝機：全球儲能累計裝機量，穩(wěn)步提升◆截至2020年底全球儲能裝機量191.1GW，同增3.5%；中國儲能裝機量35.6GW，同增。CNESA，截至2020年底全球已投運儲能項目的累計裝機量達(dá)191.1GW，同比增長3.5%，其中，中國的累

計裝機量達(dá)到35.6GW，占全球的18.6%，同比增長9.9%，漲幅同比提升6.4pct，回歸高速增長。GW）GW）195190185180175.4181.0184.6191.14%4020%35.618%4%3532.431.316%28.93%3014%24.33%2512%2%2010%175171.32%158%1701651%1%1056%4%2%1600%00%2016201720182019202020162017201820192020全球裝機規(guī)模（GW）同比國內(nèi)裝機規(guī)模（GW）同比數(shù)據(jù)來源：CNESA，東吳證券研究所8全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一2裝機：抽水蓄能為主，鋰電池儲能比重逐漸提升2000-2020◆全球：電化學(xué)儲能裝機占比約，主要為鋰離子儲能。截至2020年底，全球已投運儲能項目中抽水蓄能的累計裝機占比90.3%，同比下降2.3pct；電化學(xué)儲能的累計裝機占比提升2.3pct至7.5%，對應(yīng)裝機量14.2GW，且鋰電池比重首次突破90%，約13.1GW。全球◆國內(nèi)結(jié)構(gòu)與全球一致，鋰離子電池裝機占比快速提升。截至2020年中國已投運儲能項目中抽水蓄能的累計裝機占比89.3%，同比下降4.1pct；電化學(xué)儲能的累計裝機占比提升3.9pct至9.2%，對應(yīng)裝機容量3.3GW，其中鋰離子電池裝機占比快速提升至89%，同增8.2pct，對應(yīng)累計裝機量約2.9GW。國內(nèi)數(shù)據(jù)來源：CNESA，東吳證券研究所9全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一2裝機：全球電化學(xué)儲能累計裝機穩(wěn)步增長◆全球電化學(xué)儲能裝機持續(xù)增長，累計達(dá)16.5GW/33.1GWh2020年全球新增電化學(xué)儲能

5.3GW/10.7GWh，同比+57%，主要得益于中國（新增1.2GW/2.3GWh，同比+168%）和美國（新增

1.1GW/2.6GWh，同比+207%）儲能市場的迸發(fā)。截至2020年底全球已投運電化學(xué)儲能累計裝機

16.5GW/33.1GWh，同比+57%，占光伏累計裝機的2.3%。121010.7180%160%140%353033.1120%100%8120%100%80%252015.622.416.580%60%421.62.00.71.10.40.83.01.73.43.460%40%20%0%151051.53.10.911.240%20%0-20%00%20142015201620172018201920202014201520162017201820192020全球裝機功率（GW）全球裝機容量（GWh）全球累計裝機功率（GW）全球累計裝機容量（GWh）容量同比%容量同比%數(shù)據(jù)來源：BNEF，東吳證券研究所10全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一2裝機：中歐美電化學(xué)儲能新增裝機量居全球前三◆分國家來看，2020年新增電化學(xué)儲能裝機中國（新增1.2GW/2.3GWh，同比+168%）躍居首位，歐洲

（新增1.2GW/1.9GWh，同比+19%）、美國（新增1.1GW/2.6GWh，同比+207%）分列全球第二、第

三，合計裝機達(dá)3.5GW/6.8GWh+107%，占全球新增的63%。另外，韓國新增0.85GW/2.24GWh，

同比+30%，日本新增0.55GW/0.98GWh，同比+36%，居全球第四、第五。2020-分國家（GWh）拉丁美洲3%東南亞1%澳大利亞2%日本9%世界其他1%美國25%121082.31.0韓國21%歐洲17%4200.40.44.00.90.9中國20152016201720182019202021%美國歐洲中國韓國澳大利亞日本東南亞印度拉丁美洲世界其他數(shù)據(jù)來源：BNEF，東吳證券研究所全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一2裝機：年國內(nèi)電化學(xué)儲能快速上量，首次突破1GW◆2020年國內(nèi)電化學(xué)儲能裝機重回快增長，新增首次突破1GW2019年由于國家發(fā)改委明確電網(wǎng)側(cè)儲能不

能計入輸配電價成本等因素影響，儲能發(fā)展遭遇急剎車，2020年因儲能成本下降政策支持+電網(wǎng)側(cè)投資

加大，儲能重回高速增長，國內(nèi)新增電化學(xué)儲能1.2GW/2.3GWh，同比+168%，累計裝機

2.6GW/4.7GWh，同比+95%，占光伏累計裝機的1.0%，發(fā)展空間龐大。2.5600%54.7120%2.3500%2.04100%400%1.53300%2.42.680%60%1.00.920.20.10.10.10.10.00.10.10.50.51.2200%100%0%-100%100.70.80.40.50.20.20.31.440%20%0%20142015201620172018201920202014201520162017201820192020中國裝機功率（GW）中國裝機容量（GWh）中國累計裝機功率（GW）中國累計裝機容量（GWh）容量同比%容量同比%數(shù)據(jù)來源：BNEF，東吳證券研究所12全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一3應(yīng)用：儲能全面應(yīng)用于電力系統(tǒng)的各個環(huán)節(jié)◆儲能是電力系統(tǒng)中的關(guān)鍵一環(huán)，可以應(yīng)用在“發(fā)、輸、配、用”任意一個環(huán)節(jié)。電力即發(fā)即用，無法直接

存儲，配儲則可以平滑電力波動性，減少資源浪費。按應(yīng)用場景可分為用戶側(cè)（自發(fā)自用、峰谷價差套

利），發(fā)電側(cè)（可再生能源并網(wǎng)、減少棄光棄風(fēng)）、電網(wǎng)側(cè)（電力調(diào)峰、調(diào)頻）、輸配側(cè)以及輔助服務(wù)

（5G基站備用電源）等多種用途。不同用途的電力系統(tǒng)對應(yīng)儲能的應(yīng)用類型和放電需求也存在差異。應(yīng)用場景主要用途應(yīng)用類型放電時長運行頻率（次/年）響應(yīng)時間電力自發(fā)自用能量型小時級峰谷價差套利能量型分鐘級用戶側(cè)容量費用管理能量型分鐘級提升電能質(zhì)量功率型10min毫秒級提升供電可靠性能量型秒級發(fā)電側(cè)可再生能源并網(wǎng)能源/功率型5min秒級減少棄光棄風(fēng)能量型小時級電力調(diào)峰能量型小時級電網(wǎng)側(cè)系統(tǒng)調(diào)頻功率型15min秒級備用容量能量型小時級緩解電網(wǎng)阻塞能量型分鐘級輸配側(cè)延緩輸配電設(shè)備擴容能量型分鐘級無功支持功率型<1min秒級輔助服務(wù)輔助動態(tài)運行功率型分鐘級數(shù)據(jù)來源：北極星儲能網(wǎng)，東吳證券研究所13全球儲能市場快速增長，中國新增裝機躍居第一3應(yīng)用：可再生能源并網(wǎng)是主要應(yīng)用方向◆2020年儲能主要應(yīng)用于可再生能源并網(wǎng)，全球裝機占比40-50%。全球來看，2020年全球新增電化學(xué)儲能

項目在可再生能源并網(wǎng)的裝機占比最大，達(dá)到48%，戶用和工商業(yè)裝機占比29%，輔助服務(wù)裝機占比下降

至8%。國內(nèi)來看，2020年國內(nèi)新增電化學(xué)儲能用于可再生能源并網(wǎng)裝機占比達(dá)40%，輔助服務(wù)、調(diào)頻和

戶用端裝機分別占21%、18%、14%。2015-20202020100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%3%8%8%11%8%14%8%13%30%7%20%3%35%8%32%4%11%30%14%21%5%7%6%16%14%22%22%22%21%33%29%24%24%19%48%調(diào)峰,5%輔助服務(wù),21%調(diào)頻,18%其他,1%網(wǎng),40%可再生能源并0%戶用,14%201520162017201820192020可再生能源并網(wǎng)戶用工商業(yè)調(diào)峰輔助服務(wù)其他數(shù)據(jù)來源：BNEF，東吳證券研究所14二、儲能經(jīng)濟性拐點到來，萬億市場潛力龐大儲能盈利模式及空間測算1并網(wǎng)側(cè)：分應(yīng)用裝機占比，主要為大電站配儲◆并網(wǎng)側(cè)主要是指大電站配儲，2020年全球分應(yīng)用裝機占比48%，是截至2021年最大的應(yīng)用方向。通過在

風(fēng)光電站配置儲能，將可再生能源的棄風(fēng)棄光電量存儲后再移至其他時段進(jìn)行并網(wǎng)，一方面，可以提高可

再生能源利用率；另一方面，可以對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電出力進(jìn)行平滑控制，滿足

并網(wǎng)要求。2020年全球并網(wǎng)側(cè)新增儲能裝機2.6GW/5.5GWh，同比+156%，得益于儲能成本下降+配儲

政策規(guī)定，大電站配儲規(guī)模提升迅速。62015-20202020350%5.554300%250%200%輔助服務(wù),8%其他,8%32.6150%2.6調(diào)峰,7%2100.60.30.31.11.02.1100%50%0%-50%工商業(yè),8%戶用,21%可再生能源并網(wǎng),48%201520162017201820192020可再生能源并網(wǎng)（GW）可再生能源并網(wǎng)（GWh）同比%數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所16儲能盈利模式及空間測算1并網(wǎng)側(cè)：降低棄風(fēng)棄光率，減少資源浪費◆從棄風(fēng)棄光角度考慮，大電站配儲在電網(wǎng)消納滿負(fù)荷時，儲存電量，適當(dāng)時機再并網(wǎng)消納，提升光伏風(fēng)電

利用，減少資源浪費。以我國為例，2020年我國并網(wǎng)側(cè)新增儲能0.5GW，同比+405%，全球分應(yīng)用裝機

占比40%，隨大電站配儲比例的提升，2020年我國風(fēng)電/光伏利用小時為2097h/1160h，棄風(fēng)棄光率分別

為3.5%/2.0%，風(fēng)光發(fā)電的利用水平進(jìn)一步改善。2018-202020203.5%/2.0%600500400300200495532.545%40%35%30%25%20%15%18%16%14%12%10%8%15%12%17%10%6%7.0%12%1000959810%5%0%6%4%2%3.1%4.0%3.5%2.1%2.0%2018201920202021E0%可再生能源并網(wǎng)（）占比%201520162017201820192020棄風(fēng)率棄光率數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所17儲能盈利模式及空間測算1并網(wǎng)側(cè)：大電站配儲經(jīng)濟性測算◆2021年儲能系統(tǒng)成本1.5元/Wh左右，是儲能經(jīng)濟性的拐點，大電站配儲在某些地區(qū)具備較強的經(jīng)濟性。

假設(shè)100MW的運營規(guī)模，配儲20%*2h，循環(huán)次數(shù)為7000次，每天充放一次，按照配儲后電站4.5元的

綜合成本計算，1）一類地區(qū)發(fā)電小時為1100h，上網(wǎng)電價為0.51元/kWh以上具備經(jīng)濟性；電小時為1300h，上網(wǎng)電價為0.42元/kWh以上具備經(jīng)濟性；3）三類地區(qū)發(fā)電小時為1600h，上網(wǎng)電價為

0.36元/kWh以上具備經(jīng)濟性。率率0.2711002.64%

0.30.73%12001.44%0.73%4.82%

0.332.51%13002.98%2.51%7.01%

0.364.28%14004.51%1.00%4.28%9.24%

0.396.05%15006.05%2.51%6.05%11.52%

0.427.84%16007.60%4.00%7.84%13.86%

0.459.66%17009.18%5.50%9.66%16.26%

0.4811.52%180010.77%7.01%11.52%18.75%

0.5113.41%190012.40%8.54%13.41%21.30%

0.5415.35%200014.06%10.09%15.35%23.93%數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所18儲能盈利模式及空間測算1并網(wǎng)側(cè)：提高循環(huán)次數(shù)和降低成本來提升經(jīng)濟性◆繼續(xù)提升大電站配儲的經(jīng)濟性，需要從提高循環(huán)次數(shù)和降低成本兩方面入手。我們以100MW配儲20%*2h為例，假設(shè)發(fā)電小時為1300h，上網(wǎng)電價為0.34/kWh1）若配儲后電站單瓦成本4.5元

/W，則循環(huán)次數(shù)提升為9000次以上比較具備經(jīng)濟性；2）若循環(huán)次數(shù)為7000次，配儲后電站成本下降至

3.6元/W以下具備經(jīng)濟性。率率40004.81.73%1.73%2.91%4.11%

50004.62.55%2.55%3.66%4.80%

60004.43.43%3.43%4.49%5.56%

65001.42%4.24.41%0.80%4.41%5.39%6.39%

70002.98%45.48%42.11%5.48%6.40%7.32%

75003.57%3.86.67%0.42%3.56%6.67%7.51%8.35%

80004.07%3.68.00%2.30%5.16%8.00%8.77%9.52%

85004.49%3.49.51%4.38%6.95%9.51%10.19%10.86%

90005.17%3.211.24%6.71%8.98%11.24%11.83%12.40%

95005.44%313.24%39.33%11.30%13.24%13.74%14.22%數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所19儲能盈利模式及空間測算1并網(wǎng)側(cè)：國內(nèi)并網(wǎng)側(cè)新增儲能需求15GW/34GWh◆根據(jù)我們對中國集中式光伏風(fēng)電新增裝機量的判斷，假設(shè)按照新建項目配儲比例和配儲時長逐步提升，同

時因儲能經(jīng)濟性提升，存量端儲能滲透率緩慢提高，我們預(yù)計到2025年我國集中式光伏和風(fēng)電儲能新增裝

機分別為9.6GW/23.0GWh、5.5GW/10.9GWh，合計15.1GW/33.9GWh到2030年合計58.9GW/

161.8GWh，2021-2030年復(fù)合增速58%。201920202021E2022E2023E2024E2025E2030E

新增（GW）22.033.327.041.848.757.466.4161.6

占比73.3%69.1%54.0%55.7%56.5%55.5%53.5%47.0%集中式光伏新增配儲比例0.4%1.5%2.5%6.0%7.5%9.0%12.5%24.0%存量（GW）146.6168.5201.3227.5266.5310.9362.4744.2存量配儲比例0.1%0.1%0.3%0.3%0.4%0.7%儲能新增裝機（GW）0.10.50.92.74.35.99.644.0配儲時長（h）1.61.81.82.02.22.22.43.0儲能新增規(guī)模（GWh）0.20.91.65.59.513.123.0131.9風(fēng)電新增裝機（GW）26724540465361102集中式風(fēng)電風(fēng)電累計裝機（GW）3073794244645105636241051新增配儲比例0.2%1.0%3.0%4.5%6.0%10.0%存量（GW）307379424468.5507.6551.2600.6937.7存量配儲比例0.1%0.1%0.2%0.2%0.3%0.5%風(fēng)儲新增裝機（GW）0.50.92.43.55.514.9配儲2h規(guī)模（GWh）1.01.74.87.010.929.9數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)、BNEF，東吳證券研究所20儲能盈利模式及空間測算1并網(wǎng)側(cè)：年全球并網(wǎng)側(cè)新增儲能需求61GW/131GWh◆根據(jù)我們對全球集中式光伏風(fēng)電新增裝機量的判斷，考慮到利好政策不斷出臺，我們預(yù)計到2025年集中式

光伏和風(fēng)電儲能新增裝機分別為46.2GW/101.5GWh、15GW/30GWh，合計61.2GW/131.5GWh，到

2030年合計178.7GW/442.7GWh2021-2030年復(fù)合增速43%。201920202021E2022E2023E2024E2025E2030E新增（GW）79.985.0105.6133.4157.3184.0217.3480.0占比70.1%67.2%66.0%63.5%60.5%57.5%55.0%48.0%新增配儲比例2.5%4.1%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%22.0%集中式光伏存量（GW）459.5537.4618.9717.2837.0971.91124.12306.3存量配儲比例0.2%0.4%0.8%1.0%1.4%1.6%儲能新增裝機（GW）2.03.57.313.522.431.846.2142.5配儲時長（h）1.91.92.02.02.22.22.22.6儲能新增規(guī)模（GWh）3.86.814.527.149.370.0101.5370.5風(fēng)電新增裝機（GW）601147890100115130256風(fēng)電累計裝機（GW）6507648429321032114712772267集中式風(fēng)電新增配儲比例1%2%4%5%6%8%存量（GW）650764842918.21004.61098.11202.91952.5存量配儲比例0.1%0.2%0.3%0.4%0.6%0.8%風(fēng)儲新增裝機（GW）1.83.66.510.115.036.1配儲2h規(guī)模（GWh）3.67.313.020.330.072.2數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)、BNEF，東吳證券研究所21儲能盈利模式及空間測算2用戶側(cè)：分應(yīng)用裝機占比，主要為自發(fā)自用峰谷價差套利◆用戶側(cè)分應(yīng)用裝機占比29%，主要盈利模式在于自發(fā)自用、峰谷價差套利。儲能在用戶側(cè)主要是指與工商

業(yè)、戶用等分布式電源配套或作為獨立儲能電站應(yīng)用，2020年全球戶用、工商業(yè)新增裝機1.1GW/2.5GWh、

0.4GW/1.0GWh，合計1.5GW/3.5GWh，分應(yīng)用裝機占比約29%，主要用于滿足電力自發(fā)自用、峰谷價

差套利、節(jié)約容量電費、提升電能質(zhì)量，以及在新能源車充電時平滑負(fù)荷、保障供電可靠性等。2015-20202015-20203.080%3.02.8500%2.570%2.52.5400%60%2.02.0300%1.750%1.51.00.21.140%30%20%10%1.51.00.50.10.10.11.01.11.00.50.4200%100%0%0.00%0.0-100%201520162017201820192020201520162017201820192020戶用（GW）戶用（GWh）同比%工商業(yè)（GW）工商業(yè)（GWh）同比%數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所22儲能盈利模式及空間測算2用戶側(cè)：海外自發(fā)自用高經(jīng)濟性，刺激儲能高需求◆海外市場化電價，自發(fā)自用具備高經(jīng)濟性。當(dāng)?shù)氐挠秒婋妰r越高，儲能自發(fā)自用的經(jīng)濟性越強，通過自發(fā)

自用來減少用電外采。從全球電價對比來看，英法日德意等國家和地區(qū)的電價遠(yuǎn)高于國內(nèi)且居民電價呈現(xiàn)

上升趨勢，自發(fā)自用經(jīng)濟性強。以美國加州地區(qū)為例，當(dāng)?shù)仄骄用耠妰r呈現(xiàn)明顯的波動上升趨勢，自發(fā)

自用模式的經(jīng)濟性顯著，刺激儲能需求增長。/2019）14/1115/1116/1117/1118/1119/1120/11預(yù)測電價實際電價線性預(yù)測電價)墨西哥中國土耳其韓國加拿大美國冰島挪威芬蘭捷克希臘智利法國荷蘭日本英國澳大利亞西班牙意大利德國0.430.540.73

0.76

0.78

0.90

0.96

1.001.19

1.27

1.28

1.36

1.381.58

1.65

1.66

1.721.99

2.002.310.00.51.01.52.02.5數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所23儲能盈利模式及空間測算2用戶側(cè)：峰谷價差套利，價差元/kWh+具備經(jīng)濟性◆峰谷價差在0.7元/kWh以上具備配儲經(jīng)濟性?！艏僭O(shè)循環(huán)壽命為5000次，儲能固定成本1.55元/Wh電價谷值0.25元/kWh時充電，在電價峰值0.95元/kWh時放電，即峰谷價差達(dá)到0.7元/kWh時，儲能的收益率達(dá)到9.82%，具備經(jīng)濟性。0.20.30.40.50.60.70.751.0540%30%27.86%20%10%4.63%9.82%12.40%0%-10%-6.23%-0.68%-20%-30%-19.13%-12.24%運營數(shù)據(jù)假設(shè)：運營規(guī)模(MW)100儲能配比20%儲能時長（h）2循環(huán)壽命5000一天充放電次數(shù)1運營年限（年）14首年衰減率2.00%年衰減率1.50%放電深度90.00%年租金（萬元）0.3城市土地使用稅0逆變器折舊年限10年通脹率3.00%年運營費用（萬元）1購電電價（元/kWh）0.25售電電價（元/kWh）0.95峰谷價差（元/kWh）0.70金融數(shù)據(jù)假設(shè)：貸款比例70.00%貸款利率5.00%貸款期限10融資金額（萬元）4,326貼現(xiàn)率5.00%等額本金償還￥560.24項目內(nèi)部收益率9.82%數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所24儲能盈利模式及空間測算2用戶側(cè)：國內(nèi)政策出臺拉大峰谷價差，推動需求加速釋放◆2020年全國浙江、江蘇、山東等省市陸續(xù)出臺相關(guān)政策調(diào)整峰谷價差推動用戶側(cè)儲能發(fā)展。2021年7月

29日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》，此次分時電價機制設(shè)定峰谷電價價差為

4:1或3:1以上，拉大峰谷電價，刺激用戶側(cè)儲能發(fā)展。地區(qū)時間政策內(nèi)容上年或當(dāng)年電網(wǎng)預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價國家發(fā)改委2021年7月29日《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1，尖峰電價在峰段電

價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。國家發(fā)改委、《關(guān)于做好2021年電力中長期合同簽訂要拉大峰谷價差，峰谷差價作為購售電雙方電力交易合同的約定條款，

能源局2020年12月2日工作的通知》在發(fā)用電兩側(cè)共同施行甘肅2020年12月21日《關(guān)于調(diào)整銷售電價及優(yōu)化峰谷分時電價政策有關(guān)事項的通知》大幅度調(diào)整峰谷時段，進(jìn)一步拉大峰谷電價浙江2020年11月26日《關(guān)于浙江電網(wǎng)2020-2022年輸配電價在降低大工業(yè)用電成本基礎(chǔ)上，進(jìn)一步降低谷段電價，拉大了峰谷價和銷售電價有關(guān)事項的通知》差，充分發(fā)揮峰谷電價移峰填谷作用，鼓勵儲能等產(chǎn)業(yè)發(fā)展2020年11月25日《關(guān)于山東電網(wǎng)2020-2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知》對現(xiàn)行工商業(yè)及其他用電峰谷分時電價時段進(jìn)行優(yōu)化

山東2020年6月1日《關(guān)于開展儲能峰谷分時電價政策試點電力儲能技術(shù)裝置低谷電價在現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)基礎(chǔ)上，每千瓦時再降低3分的通知》錢湖北2020年11月25日《關(guān)于湖北電網(wǎng)2020-2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知》優(yōu)化峰、谷、平時段設(shè)置首次增設(shè)尖峰時段，并調(diào)整各時段電價價差安徽2020年11月232021年安徽省電力雙邊交易執(zhí)行細(xì)則》鼓勵拉開峰谷價差江蘇2020年11月3日《關(guān)于江蘇電網(wǎng)2020-2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知》明確進(jìn)一步降低谷期電價，拉大峰谷價差《江蘇省發(fā)展改革委核定第二監(jiān)管周期谷作用，鼓勵儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展輸配電價和銷售電價》數(shù)據(jù)來源：鑫欏資訊，東吳證券研究所25儲能盈利模式及空間測算2用戶側(cè)：峰谷價差套利，開辟儲能新空間◆從2021年國內(nèi)工商業(yè)電價來看，50%的地區(qū)可以達(dá)到3:1峰谷價差要求，價差值在0.5-0.7/kWh，我們測

算套利收益率為-0.6%~9.8%；若峰谷電價價差提高至4:1，即價差值在0.75-1.05元/kWh，則峰谷價差套

利收益率為12.4%~27.9%，具備較高的經(jīng)濟性。我們根據(jù)最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的要求統(tǒng)計有江蘇、

廣東、浙江等8個省或直轄市可以滿足，打開儲能削峰填谷套利空間。2021年全國部分地區(qū)工商業(yè)峰谷電價及價差情況（元）圖表：滿足系統(tǒng)峰谷差率超過40%的省份用電量統(tǒng)

）地區(qū)不滿1KV1-10KV峰值谷值價差比例峰值谷值價差比例北京1.420.291.14.81.400.281.14.98,000新疆0.660.170.53.87,000江蘇1.110.300.83.71.070.290.83.7廣東1.100.320.83.51.070.310.83.56,000青海0.620.190.43.30.610.190.43.35,000山東1.040.320.73.21.010.320.73.2浙江1.210.380.83.21.160.350.83.34,000云南0.740.250.53.00.720.240.53.03,000甘肅0.900.310.62.90.880.310.62.9河南0.940.320.62.92,000上海0.880.330.62.70.860.310.52.71,000安徽0.970.370.62.60.950.360.62.6河北0.860.340.52.50.840.330.52.50山西0.770.310.52.50.740.300.42.4廣東江蘇山東浙江北京江西河南湖南寧夏0.600.270.32.2天津0.680.390.31.70.660.390.31.720192020

平均0.880.320.50.850.290.3數(shù)據(jù)來源：國家電網(wǎng)、北極星電力網(wǎng)、工信部，東吳證券研究所26儲能盈利模式及空間測算2用戶側(cè)：年峰谷套利的儲能需求為27GW/◆我們預(yù)計隨儲能成本下降，峰谷價差套利的要求可以放寬至0.6元/kWh以上，越來越多的地區(qū)的峰谷價差

可以滿足儲能收益率。我們假設(shè)谷電價用電量占比15%，其中可用于儲能套利的空間為5%，測算國內(nèi)

2021年峰谷套利的儲能需求為3GW/7GWh。我們預(yù)計到2025年全球峰谷套利的儲能需求將達(dá)到27GW/

80GWh。國內(nèi)全球20202021E2022E2023E2024E2025E2030E可套利市場用電量（億kWh）26,21027,25835,86437,29838,79051,62862,813谷電價用電量（億kWh）3,9324,0895,3805,5955,8197,7449,422可套利市場用電量（GWh）2,621,0002,725,8403,586,3803,729,8353,879,0295,162,7576,281,283谷電價用電量（GWh）524,200545,168717,276745,967775,8061,032,5511,256,257配儲能空間（GWh）131,050136,292179,319186,492193,951258,138314,064儲能滲透率%0.00%0.01%0.01%0.01%0.02%0.03%0.29%存量峰谷套利儲能需求（gwh）713224787906新增市場需求（GWh）76102440305同比增長-16%71%146%66%45%-加上儲能谷電用量占比20%20%20%20%20%20%配儲時長h222.52.533.5新增市場需求（GW）33410138737%146%39%45%新增市場需求（GWh）11204880611配儲時長h22.52.533.5新增市場需求（GW）68192717437%146%39%45%數(shù)據(jù)來源：國家電網(wǎng)、北極星電力網(wǎng)、工信部，東吳證券研究所27儲能盈利模式及空間測算2用戶側(cè)：我們預(yù)計年分布式新增需求63GW/174GWh◆根據(jù)我們對全球戶用/工商業(yè)光伏新增裝機量的判斷，考慮到國內(nèi)外均加大對儲能發(fā)展的支持力度，儲能配

比逐步提升至20%+，疊加峰谷價差空間放大，我們預(yù)計到2025年全球分布式光伏儲能新增裝機將達(dá)到

63.2GW/173.5GWh，到2030年達(dá)336.4GW/1090.6GWh2021-2030年復(fù)合增速70%。戶用工商業(yè)峰谷套利201920202021E2022E2023E2024E2025E2030E新增（GW）16.722.428.841.055.975.298.8300.0占比14.7%17.8%18.0%19.5%21.5%23.5%25.0%30.0%新增配儲比例4.5%5.2%8.0%12.0%14.0%18.0%20.0%30.0%存量（GW）91.8107.8129.1155.2190.3236.5295.8867.7存量配儲比例0.3%0.6%1.0%1.0%1.3%2.0%儲能新增裝機（GW）0.81.22.75.89.715.923.6107.4配儲時長（h）2.32.22.22.32.52.52.73.2儲能新增規(guī)模（GWh）1.82.65.913.424.339.863.7343.5新增（GW）17.419.025.635.746.860.879.0220.0占比15.3%15.0%16.0%17.0%18.0%19.0%20.0%22.0%新增配儲比例2.7%2.7%4.0%5.5%6.5%8.0%10.0%18.0%存量（GW）138.6155.5174.0198.0230.8272.7325.5829.9存量配儲比例0.3%0.5%0.8%1.2%1.5%1.8%儲能新增裝機（GW）0.50.51.53.04.98.012.854.5配儲時長（h）2.32.32.22.22.22.32.32.5儲能新增規(guī)模（GWh）1.11.23.46.510.818.429.4136.3新增市場需求（GW）0.05.77.919.326.8174.5配儲時長h0.02.02.52.53.03.5新增市場需求（GWh）011204880611數(shù)據(jù)來源：東吳證券研究所28儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)：分應(yīng)用裝機占比，主要為調(diào)峰調(diào)頻◆電網(wǎng)側(cè)分應(yīng)用裝機占比15%，主要指電力市場的調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)。隨可再生能源發(fā)電占比提升，電網(wǎng)發(fā)電頻

率、波動穩(wěn)定的要求提高。儲能連接電網(wǎng)后可直接接收電網(wǎng)下發(fā)的調(diào)峰調(diào)頻指令，按照調(diào)度指令充放電。

由于全球和國內(nèi)的應(yīng)用分類不同，此處將調(diào)峰調(diào)頻和其他一起列入。2020年全球電網(wǎng)側(cè)新增儲能裝機

806MW，同比+58%，分應(yīng)用裝機占比15%，其中國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)分應(yīng)用裝機占比更高，為27%，2020增裝機446MW，同比+46%。圖表：中國電網(wǎng)側(cè)新增儲能裝機量及分應(yīng)用裝機占比90025%50030%80070020%4003525%60050040030020010006710594573872655317511212444835815%10%5%0%3002001000115143156222813028120%15%10%5%0%20142015201620172018201920202018201920202021E）））））%數(shù)據(jù)來源：BNEF，東吳證券研究所29儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰：儲能調(diào)峰應(yīng)用日益增多◆調(diào)峰是指由于用電負(fù)荷和用電量是不均勻的，需要投入在正常運行以外的發(fā)電機組，在并網(wǎng)時的同步調(diào)整，

以維持用功功率平衡，保持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，2021年常用的調(diào)峰機組有燃?xì)廨啓C機組和抽水蓄能機組，隨儲

能成本下降，電化學(xué)儲能調(diào)峰的應(yīng)用日益增多?！粽{(diào)峰市場逐漸擴大，電化學(xué)儲能替代市場廣闊。國內(nèi)調(diào)峰費用快速增長，根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2019上半

年調(diào)峰費用45.25億元，同環(huán)比+125%/+66%，占全部補償費用的34.7%，占總電費的比重為4.33%。

2021年調(diào)峰調(diào)頻中95%是火電進(jìn)行的，電化學(xué)儲能替代市場廣闊。圖表：儲能系統(tǒng)調(diào)峰模式5070%45.254060%50%3027.3440%2018.0420.1330%20%101.93%1.66%6.62%4.33%10%00%

17H218H118H219H1調(diào)峰費用環(huán)比占比數(shù)據(jù)來源：國家能源局，中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所30儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰：磷酸鐵鋰儲能度電成本對比測算?1?ε1[1?(??1)]??◆根據(jù)儲能系統(tǒng)成本和等效容量保持率ξ=，我們對比計算抽水蓄能、磷酸鐵鋰、三元和鉛蓄??電池儲能的度電成本分別為0.27/0.59/0.78/0.94/kWh，2021年來看抽水蓄能仍有明顯優(yōu)勢，磷酸鐵鋰2021年在服務(wù)費0.7元/kWh以上的收益率可觀，若成本下降到0.3元/kWh以內(nèi)，或?qū)⒋罅繀⑴c電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻。1MWh儲能項目抽水蓄能磷酸鐵鋰三元電池鉛蓄電池

DoD放電深度100%90%90%70%

η系統(tǒng)效率76%88%90%80%

ε系統(tǒng)終止時容量100%70%70%70%

循環(huán)次數(shù)160005000+3000~37002500~3500

n中值16000500040003000

年充放次數(shù)365365365365

使用壽命（年）43.8413.7010.968.22

ξ等效容量保持率85%85%85%85%

總處理電量（MWh）10,3353,3652,7531,428

儲能系統(tǒng)單價（元/Wh）1.2-1.71.5-1.851.65-2.130.95-1.25

儲能系統(tǒng)單價（元/Wh）1.451.501.701.10

儲能系統(tǒng)成本（百萬元）1.451.501.701.10

全生命周期成本（百萬元）2.791.992.161.34度電成本（元/kWh）0.2700.5900.7840.936數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所31儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰：逐漸向自主參與的方向發(fā)展◆儲能調(diào)峰經(jīng)濟性較高，服務(wù)費以0.4-0.6元/kWh為主。儲能跟蹤負(fù)荷能力強，響應(yīng)速度快，控制精確，具

有充放電“雙向”調(diào)節(jié)功效。從國內(nèi)政策來看，調(diào)峰服務(wù)費以0.4-0.6元/kWh為主，各省上調(diào)儲能電站功

率及規(guī)模，適當(dāng)下降調(diào)峰申報價格，使儲能調(diào)峰向自主參與的方向發(fā)展。省份準(zhǔn)入條件服務(wù)費

福建要求參與調(diào)峰交易的儲能裝機不小于10MW/40MWh。按充放電價結(jié)算

青海準(zhǔn)入條件要求充電功率在10MW及以上、持續(xù)充電時間在2小時及以上。調(diào)峰：0.5元/kWh湖南儲能參與緊急短時調(diào)峰的裝機容量要求是10MW及以上。深度調(diào)峰：0-0.2元/kWh

即時調(diào)峰：0.45-0.6元/kWh山東儲能設(shè)施可以參與調(diào)峰輔助服務(wù)，門檻標(biāo)準(zhǔn)暫定為5MW/10MWh。普通調(diào)峰：0.15元/kWh

特殊調(diào)峰：0.40元/kWh1）鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務(wù)提供商投資建設(shè)電儲能設(shè)施，東北10MW/40MWh以上的電儲能設(shè)施，可參加發(fā)電側(cè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場。2）用戶側(cè)深度調(diào)峰：0.4元-1元/kWh

三省電儲能設(shè)施須在省級及以上電力調(diào)度機構(gòu)能夠監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)的前提用戶側(cè)調(diào)峰：0.1元-0.2元/kWh

下參與輔助服務(wù)市場，不得在尖峰時段充電，不得在低谷時段放電。安徽電化學(xué)電站可作為安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)的市場主體（可被電力調(diào)度機構(gòu)管轄，接入35千伏電壓等級）。調(diào)峰：0.3元-0.8元/kWh1）中長期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰：谷段報價上限：250元/兆瓦時；平段報價上限：600元/兆瓦時；峰段報價上限：900元/兆瓦時。

江蘇2）短期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰：調(diào)度發(fā)布的需求時段大于或等于4小時，申報價格上限為1元/千瓦時；調(diào)度發(fā)布的需求時段小于4小時，

申報價格上限為2元/千瓦時。江西調(diào)峰：0.2-0.6元/kWh。陜西按照實際響應(yīng)量給予補償，單次實際響應(yīng)量超過申報響應(yīng)量的120%普通調(diào)峰：15元/kW·次量的120%給予補償，單次實際響應(yīng)量低于申報響應(yīng)量80%的不享受補償。緊急削峰：35元/kW·次湖北獨立儲能調(diào)峰要求10MW/40MWh及以上的獨立電儲能設(shè)施企業(yè)。調(diào)峰服務(wù)費用=∑調(diào)用電量×申報價格山西電力用戶準(zhǔn)入條件為最小調(diào)節(jié)能力不低于10MW，響應(yīng)持續(xù)時間不小于2小時，輔助服務(wù)聚合商準(zhǔn)入條件為總調(diào)節(jié)能力不低于

20MW，單日累計響應(yīng)持續(xù)時間不低于2小時，獨立儲能準(zhǔn)入條件為不小于20MW/40MWh。數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所32儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻：根據(jù)電網(wǎng)指令調(diào)頻，電化學(xué)儲能具備優(yōu)勢◆調(diào)頻是指當(dāng)電力系統(tǒng)負(fù)荷或發(fā)電出力發(fā)生較大變化時電網(wǎng)需要二次調(diào)頻，一般由火電廠負(fù)責(zé)提供場地和接

入，獨立運營商來負(fù)責(zé)投資和運營，雙方按照商定的比例對調(diào)頻收益進(jìn)行分成。傳統(tǒng)調(diào)頻控制偏差較大，

而儲能具有快速的功率響應(yīng)能力，且能實現(xiàn)功率的正反雙向調(diào)節(jié)，調(diào)頻效果優(yōu)于火電，具備更好的經(jīng)濟性?！粽{(diào)頻市場后續(xù)增長空間龐大。國內(nèi)調(diào)頻費用保持基本穩(wěn)定，根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2019上半年調(diào)頻費用

23.37億元，同環(huán)比-7%/+9%，占全部補償費用的17.9%，占總電費的比重為1.99%。隨可再生能源發(fā)電

占比提升和快充需求增長，我們預(yù)計調(diào)頻需求將逐步提升。曲線3040%25.0123.372530%21.5219.012020%1510%2.48%1.76%1.99%100%2.27%5-10%0-20%

17H218H118H219H1調(diào)頻費用環(huán)比占比數(shù)據(jù)來源：國家能源局，中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所33儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻：磷酸鐵鋰儲能里程成本對比測算◆里程成本指在功率型調(diào)頻儲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。從里程方面來測

算，電站總調(diào)頻里程=系統(tǒng)效率η*有效AGC調(diào)頻響應(yīng)系數(shù)α*調(diào)頻出力系數(shù)β*調(diào)頻響應(yīng)次數(shù)，磷酸鐵鋰、

三元電池、超級電容的歷程成本分別為5.13/6.42/13.29元/W，功率型磷酸鐵鋰電池已能夠在局部地區(qū)的

電力輔助服務(wù)市場獲得較好收益。磷酸鐵鋰三元電池超級電容響應(yīng)系數(shù)α0.80.80.8系統(tǒng)效率η0.880.880.95出力系數(shù)β0.80.80.55年運行比例（%）0.90.90.9響應(yīng)持續(xù)時間（）1.81.81.8響應(yīng)間隔時間（）221.5儲能系統(tǒng)壽命（年）554調(diào)頻響應(yīng)總次數(shù)（次）622421622421573382總調(diào)頻里程（MW）350548350548239674儲能系統(tǒng)單價（元/W）1.51.82.4全生命周期成本（元/W）1.82.33.2里程成本（元/MW）5.136.4213.29數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所34儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻：服務(wù)補貼支持調(diào)頻儲能發(fā)展◆容量補償+里程補償，多地提升調(diào)頻參與空間。國內(nèi)多地采用容量補償和里程補償相結(jié)合的調(diào)頻服務(wù)

補償方式，并根據(jù)儲能調(diào)節(jié)速率和調(diào)節(jié)精度等性能表現(xiàn)，在申報價格基礎(chǔ)上調(diào)整調(diào)頻里程價格，補償價格

為5-8元/MW。2021年儲能參與火電調(diào)頻，一般由獨立運營商來負(fù)責(zé)投資和運營，功率配置為火電機組額

定功率的3%，容量一般按半小時配置。調(diào)頻補償價格地區(qū)補償方式補償價格準(zhǔn)入門檻時間四川調(diào)頻里程0.1-100充電/放電功率在以上，持續(xù)時間小時以上的儲能裝置2020.12云南容量補償+里程補償容量補償5元；里程報價3-8/MW容量為30MW及以上風(fēng)電場、10kV以上并網(wǎng)的集中式光伏電站；允許第三方儲能裝置和儲能電站與發(fā)電廠聯(lián)合提供調(diào)頻服務(wù)2020.09甘肅里程補償0-15/MWh/2020.01浙江容量補償+里程補償調(diào)頻容量0-10/MWh，調(diào)頻里程0-15/MW/2020.07京津唐調(diào)節(jié)里程0-12/MWh/蒙西調(diào)頻里程+調(diào)頻容量調(diào)頻里程2-12/MWh/2020.12山西投運時間+調(diào)頻里程5-10/MWh獨立儲能調(diào)節(jié)容量不小于40MWh20MW2020.12廣東容量補償+里程補償調(diào)頻里程報價元容量為2MW/0.5小時及以上的電化學(xué)儲能電站2020.09山東調(diào)頻里程調(diào)頻里程報價上限元參與AGC調(diào)頻輔助服務(wù)的儲能設(shè)施不再參與有償調(diào)峰交易競價2020.12福建容量補償+里程補償調(diào)頻里程報價上限元暫定儲能設(shè)備、電站容量不小于2020.06江蘇根據(jù)調(diào)頻性能、調(diào)頻容量及投運率確定基本補償費用和調(diào)用費用調(diào)頻里程報價元基本服務(wù)補償標(biāo)準(zhǔn)：2/MW充電/放電功率10MW以上、持續(xù)時間小時以上的儲能電站可直接注冊；鼓勵匯集單站容量達(dá)到充電/放電功率以上，匯集總?cè)萘窟_(dá)到充電/放電功率10MW/20MWh以上的儲能電站注冊2020.07數(shù)據(jù)來源：中國能源網(wǎng)，東吳證券研究所35儲能盈利模式及空間測算3電網(wǎng)側(cè)：到年調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)儲能需求累計超120GWh◆調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)2021-2025年累計儲能裝機超5GW?？紤]到儲能調(diào)峰調(diào)頻的政策支持，我們根據(jù)國家能源

局披露的社會用電量和最大負(fù)荷測算出調(diào)峰調(diào)頻的需求，假設(shè)儲能滲透率逐漸提升，配儲市場為2小時，則

我們測算2025年國內(nèi)新增儲能裝機為6.9GW/13.72GWh，2025年全球新增儲能裝機為

18.9GW/37.9GWh，2021-2025年累計新增儲能裝機62.3GW/124.5GWh。調(diào)峰20202021E2022E2023E2024E2025E2030E社會用電量（億kwh）751107886682809869499129795862122346同比4.0%5.0%5.0%5.0%5.0%5.0%5.0%調(diào)峰占比1.5%2.0%2.4%2.9%3.1%3.5%3.8%國內(nèi)調(diào)峰需求（億kwh）1127157719872478283033554649電化學(xué)儲能滲透率1.6%2.6%3.6%4.8%5.8%6.5%7.0%儲能需求（GWh）0.170.410.721.191.642.183.25儲能需求（GW）0.090.210.360.590.821.091.63全球儲能需求（GWh）0.260.821.432.383.284.366.51儲能需求（GW）0.130.410.721.191.642.183.25調(diào)頻20202021E2022E2023E2024E2025E2030E最大負(fù)荷（億kw）10.817.920.623.627.232.691.8同比66.2%15.0%15.0%15.0%20.0%25.0%調(diào)頻占比2.9%3.0%2.4%2.9%3.1%3.5%3.8%國內(nèi)調(diào)頻需求（億kw）0.30.50.50.70.81.13.5電化學(xué)儲能滲透率0.4%0.7%0.8%0.9%1.0%1.1%1.5%儲能需求（GWh）0.250.750.791.211.692.5110.46儲能需求（GW）0.120.380.390.610.841.265.23全球儲能需求（GWh）0.752.252.373.645.067.5431.39儲能需求（GW）0.371.131.181.822.533.7715.69數(shù)據(jù)來源：國家能源局，東吳證券研究所36儲能盈利模式及空間測算4輔助服務(wù)：分應(yīng)用裝機占比，主要是5G基站配儲◆輔助服務(wù)側(cè)分應(yīng)用裝機占比左右，主要指5G基站的儲能。輔助服務(wù)指除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，

由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務(wù)，其中5G基站的產(chǎn)業(yè)化建設(shè)迅速，將帶來基站備用電源

端的增量儲能需求。2020年全球在輔助服務(wù)應(yīng)用場景新增儲能429MW，分應(yīng)用裝機占比由2019年的20%

下滑至8%，主要是因為并網(wǎng)側(cè)增長迅速，稀釋了輔助服務(wù)的全球裝機份額，其中國內(nèi)新增271MW，全球

裝機占比11%。8007006005004003002001000671500輔助服務(wù)（）同比428429394248233352201220132014201520162017201820192020400%350%300%250%200%150%100%50%0%-50%-100%3002502001501005002622712081032018201920202021E輔助服務(wù)（）占比%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%數(shù)據(jù)來源：CNESA，東吳證券研究所37儲能盈利模式及空間測算4輔助服務(wù)：5G基站功耗較大，配儲具備必要性◆單站功耗大幅提升，帶來大量儲能需求。5G具有高寬帶、高流量和高發(fā)射功率等特點，同時收發(fā)通道數(shù)量

明顯增加，導(dǎo)致其單站功耗是4G單站的2.5-3.5倍，2021年主流廠家的單站滿載功率為3700W左右，致

90%存量電源需擴容改造。5G基站功率過大導(dǎo)致直供電難度較大，一般需要配儲3-4小時，磷酸鐵鋰電池

因其安裝成本低、使用壽命長等特點成為5G基站儲能的首選。5G5GAUU規(guī)格設(shè)備典型功耗廠家頻段/GHz尺寸/mmBBUAAU系統(tǒng)功耗功耗功耗2.6965×470×2005009703410華為4.9795×395×22050092132632.6860×490×18031510503465中興3.5880×450×1403159803255大唐3.5895×490×1428001380494020040%15010031265860337835104422812511430%20%10%-10%諾基亞貝爾2.6900×540×205425114138483.5900×400×144425112738060-20%20202021E2022E2023E2024E2025E愛立信4%810×400×2164359003135國內(nèi)新建數(shù)量（萬個）海外新建數(shù)量（萬個）同比%數(shù)據(jù)來源：岑祺《5G基站電源解決方案》，，東吳證券研究所38儲能盈利模式及空間測算4輔助服務(wù)：到年5G基站儲能裝機累計超70GWh◆根據(jù)工信部的統(tǒng)計，截至2020年底，我國已建設(shè)超71.8萬個5G基站，占全球的70%左右。2021年規(guī)劃新

建5G基站60萬個，我們預(yù)計全球新建85.7萬個，則2021年全球新增5G基站的儲能裝機為2.1GW/7.4GWh。

2021-2025年建設(shè)進(jìn)入高峰期，假設(shè)2025年全球新建基站140萬個，且單站功耗與配儲時長逐漸提高，

則2025年新增儲能裝機為4.2GW/16.6GWh，累計儲能裝機超70GWh。5G201920202021E2022E2023E2024E2025E2030E全球新建數(shù)量（萬個）30.789.285.7111.4139.3156.0140.438.0同比%-4%30%25%12%-10%0%國內(nèi)新建數(shù)量（萬個）13.858.060.078.0104.5117.0112.330.4海外新建數(shù)量（萬個）16.931.225.733.434.839.028.17.6累計數(shù)量（萬個）30.7119.9205.6317.0456.3612.3752.71089.2單站功耗（W）30003000350035003500370037003700配儲時長（h）3.03.03.53.53.54.04.04.0單站儲能需求（kWh）9912.2512.2512.2514.814.814.8新增儲能裝機（GW）0.91.72.12.73.74.34.21.1新增儲能規(guī)模（）2.85.27.49.612.817.316.64.5數(shù)據(jù)來源：工信部，東吳證券研究所39儲能盈利模式及空間測算5政策：國內(nèi)外多項政策推動儲能發(fā)展◆國內(nèi)外多國實行了多項推動、鼓勵儲能發(fā)展的政策2017-2021年受益于電價定價體系、能源結(jié)構(gòu)的差異

性以及政府給予適當(dāng)補貼，國內(nèi)外儲能發(fā)展迅速。中國2021年7月提出到2025年國內(nèi)裝機達(dá)3000萬千瓦以

上，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展，利好政策不斷出臺。國家時間政策政策內(nèi)容

《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的到2025年國內(nèi)裝機達(dá)萬千瓦以上，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展

指導(dǎo)意見》轉(zhuǎn)變，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。中國2021《關(guān)于報送“十四五”電力源網(wǎng)

重點支持每年不低于20億kWh新能源電量消納能力的多能互補項目及2億kWh新能

荷儲一體化和多能互補工作方案源電量消納能力且新能源電量消納占比不低于整體電量50%的源網(wǎng)荷儲項目的通知》給予私營單位、住宅側(cè)用戶安裝光伏系統(tǒng)同時配套儲能，30%的投資稅抵或稅收抵

美國各州2013-2020投資稅收抵免（ITC）免。ITC延期退出，到年投資稅收抵免（ITC）的優(yōu)惠為26％，到優(yōu)惠為22％，最終到年1日結(jié)束。聯(lián)邦層面和各州“雙管齊下，實施稅收優(yōu)惠和補貼鼓勵儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。發(fā)布ESGC，美國2020儲能大挑戰(zhàn)路線圖（ESGC）加快儲能領(lǐng)域技術(shù)從實驗室向市場的轉(zhuǎn)化，目標(biāo)到年，長時固定式儲能應(yīng)用

的平準(zhǔn)化成本將比年下降90%，達(dá)到0.05美元/kWh。取消儲能部署容量限制要求，提供萬英鎊（合萬美元）的撥款來支持英國2020取消儲能部署容量限制要求儲能部署。允許儲能開發(fā)商在英格蘭地區(qū)部署裝機容量50MW以上儲能系統(tǒng)，威爾

士部署裝機容量為350MW以上儲能項目。為電網(wǎng)級、住宅以及社區(qū)級太陽能+儲能項目提供資助，截至年澳大利亞可再澳大利亞2020太陽能+儲能項目激勵計劃生能源署對14個儲能項目進(jìn)行資金支持，支持資金總額達(dá)萬澳元，主要涉及儲能技術(shù)的研發(fā)與示范應(yīng)用。韓國2019電費折扣計劃對儲能設(shè)備充電的容量電費和電量電費給予一定的折扣，在高峰負(fù)荷時段使用儲能設(shè)備中儲存的電力，可在容量電費和電量電費上獲得一定折扣。20千瓦以上容量帶儲能光伏可申請返利，提供高達(dá)歐元的返利，最高可補償

意大利2017太陽能儲能返利方案儲能系統(tǒng)購買及部署成本的50%，同時，政府只接受電化學(xué)和機械存儲技術(shù)，且光

伏系統(tǒng)需按CEI0-21規(guī)范入網(wǎng)。數(shù)據(jù)來源：CNESA，東吳證券研究所40儲能盈利模式及空間測算5政策：國內(nèi)外多項政策推動儲能發(fā)展文件2021/1/11()》在新能源富集的寧東、吳忠、中衛(wèi)地區(qū)先行開展儲能設(shè)施建設(shè)?！笆奈濉逼陂g，儲能設(shè)施、連續(xù)儲能時長小時以上的原則逐年配置2021/3/1920212021可自愿選擇光儲一體化的建設(shè)模式，配置儲能標(biāo)準(zhǔn)/1，儲能電站原則上不晚于光伏電站同步建成2021/3/25600萬千瓦風(fēng)光電項目按河西5、其配置配套儲能設(shè)施，儲能設(shè)施連續(xù)儲能時長均不小于2021/4/20多能互補示范項目應(yīng)提出充分發(fā)揮電源側(cè)靈活調(diào)節(jié)作用或合理配置儲能的具體方案，目不占用系統(tǒng)調(diào)峰能力且每年提供清潔能源電量不低于億千瓦時2021/5/14優(yōu)先發(fā)展新能源,利用存量常規(guī)電源,合理配置儲能，加快

,構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng),提升電網(wǎng)匯集和外送能力。2021/5/24萬千瓦，儲能配置不低于開發(fā)規(guī)模的10%。2021/6/72021-2022的項目要承諾配套建設(shè)一定比例的儲能設(shè)施或提供相應(yīng)的調(diào)峰能力，2021年保障性并網(wǎng)有關(guān)事項的通知》10%15%，且儲能設(shè)施須在發(fā)電項目并網(wǎng)后兩年內(nèi)建成投運。2021/6/72021原則上按照不低于裝機容量配建或租賃儲小時，到2025年，風(fēng)光儲一體化基地力爭鼓勵自身消納困難的分布式光伏配置儲能設(shè)施。2021/6/212021I，要求配置項目小時的儲能設(shè)備，總規(guī)模；II，要求配置項目小時的儲能設(shè)備，預(yù)150MW/300MWhIII類區(qū)域可協(xié)商規(guī)定消納規(guī)模，要求配置項目小2021/7/13+儲能一體化開發(fā)模式，新建新能源項目，儲能容量不低于新能源項目裝機量的小時以上，“十四五”末，青海新型儲能裝機規(guī)模達(dá)到萬千瓦左右。數(shù)據(jù)來源：北極星太陽能光伏網(wǎng)，東吳證券研究所41儲能盈利模式及空間測算6儲能空間：到年國內(nèi)新增儲能需求達(dá)34GW/86GWh◆2021年7月底至今國內(nèi)政策頻繁落地，用戶側(cè)拉大峰谷價差，最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷價

差超過4:1；并網(wǎng)側(cè)超過電網(wǎng)保障性規(guī)模的按照20%*4h的掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。我們預(yù)計到2025

年國內(nèi)新增儲能裝機達(dá)到34.4GW/86.2GWh2021-2025年復(fù)合增速為84%；到2030機達(dá)到175.6GW/534.4GWh，2021-2030年復(fù)合增速為61%，國內(nèi)儲能市場占全球市場的1/3左右。應(yīng)用場景時間文件內(nèi)容100250%86.21總綱要2021/7/23《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變。新型儲能技術(shù)在高安全、低成本、高可靠、長壽命等方面取得長足進(jìn)步，市場環(huán)境和商業(yè)模式基本成熟，裝機規(guī)模達(dá)3000萬千瓦以上。到2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。80604031.3452.41200%150%100%用戶側(cè)2021/7/292021并網(wǎng)側(cè)/8/11《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》《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》上年或當(dāng)年預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上，下同）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。20018.537.48-%）0.770.852.282018201920202021E2022E2023E2024E2025E））50%0%數(shù)據(jù)來源：工信部，東吳證券研究所，注：2019-2020年的5G基站數(shù)據(jù)未被統(tǒng)計到新增儲能之中42儲能盈利模式及空間測算6儲能空間：到年全球新增儲能需求達(dá)130GW/318GWh◆基于國內(nèi)外儲能政策不斷出臺，鼓勵儲能發(fā)展，且隨儲能經(jīng)濟性拐點到來，儲能市場迎來迸發(fā)，我們預(yù)計

到2025年全球新增儲能裝機達(dá)到130.9GW/318.1GWh2021-2025年復(fù)合增速為79%，2030年新增

儲能裝機達(dá)到535.8GW/1575.0GWh，2021-2030年復(fù)合增速為55%，中國美國歐洲將是最大增量市場。2025130.9GW/318.1GWh202577%350200%318.1100%300250200205.9150%100%80%60%150123.750%40%1007.56.810.730.869.920%0-50%2018201920202021E2022E2023E2024E2025E2018201920202021E2022E202