1、 鋰電儲能行業產業鏈研究報告五年三千億，能源革命是最大驅動力 報告綜述鋰電儲能應用廣泛，裝機規模持續提升潛力巨大電儲能一般指電能的儲存和釋放的循環過程，可按照存儲原理的不同分為電化學儲能和機械儲能兩類。其中，鋰電儲能是電化學儲能的主要技術路線，具有能量密度高、綜合效率高、成本下降潛力大、建設周期短等特性，裝機規模持續提升，未來潛力巨大。五年三千億市場空間可期，能源革命是最大驅動力電力系統是儲能的最大應用場景。能源結構轉型對電網的沖擊是發輸配電側儲能的底層邏輯，未來 5 年需求約 131GWh，年均復合增速 74%；多因素作用推動用電側儲能快速發展，未來 5 年需求約 93GWh，年均復合增速

2、95%。疊加 5G 基站及“光儲充”一體化充電站等新場景應用催生的需求增量，未來 5 年儲能需求合計超 270GWh，市場空間近 3400 億元。長期來看，預計 2030 年儲能需求超 500GWh，市場空間近 3800 億元。商業模式逐漸清晰，經濟性拐點打響裝機發令槍由于儲能電池一般采用容量單位（如 MWh）計量，而其他部件一般采用功率單位（如 MW）計量，因此備電時長差異導致統一口徑的成本評價較為困難。根據我們的測算，在用電側，儲能度電成本約 0.51 元/kWh，在工商業/大工業場景基本具備套利空間；在輸配電側，儲能里程成本約 3.93 元/MW，在電力輔助服務市場基本具備盈利空間；在發

3、電側，當前配置儲能已具備經濟性，項目收益率基本已達 8%的要求。強制性配套政策疊加經濟性拐點，新能源側儲能裝機將持續高增。產業鏈分析：格局初顯，建議關注電池與PCS環節儲能電池是未來降本的核心環節，磷酸鐵鋰有望成為主流技術路線，頭部動力電池廠商具備顯著的技術與規模優勢。儲能變流器與光伏逆變器技術同源，頭部供應商的產品及渠道優勢明顯，有望復制光伏逆變器格局。系統集成服務排名競爭焦灼，差異化增值服務是核心競爭要素。BMS 技術壁壘較高，算法和芯片是核心競爭要素。1 鋰電儲能應用廣泛，裝機規模持續提升潛力巨大電儲能一般指電能的儲存和釋放的循環過程，一般分為電化學儲能和機械儲能。從廣義上講，儲能是指通

4、過介質或設備將能量轉化為在自然條件下較為穩定的存在形態并存儲起來，以備在需要時釋放的循環過程，一般可根據能量存儲形式的不同分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類。從狹義上講，一般主要指電儲能，也是目前最主要的儲能方式，可按照存儲原理的不同分為電化學儲能和機械儲能兩類。其中，電化學儲能是指利用化學元素做儲能介質，充放電過程伴隨儲能介質的化學反應或者變價，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池儲能等；機械儲能一般采用水、空氣等作為儲能介質，充放電過程儲能介質不發生化學變化，主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等。抽水蓄能裝機規模最大，鋰電儲能快速發展。抽水蓄能作為機械儲能的一種技術類型，早在 20 世

5、紀 90 年代就實現了商業化應用，是目前技術成熟度最高、存儲成本最低、使用壽命長、裝機規模最大的儲能技術。根據 CNESA，截至 2020 年 9 月，全球已投運電力儲能項目的累計裝機規模達 186.1GW，其中抽水蓄能累計裝機規模約 171GW，占比約 91.9%；但受站址資源不足、成本疏導困難和建設周期較長等局限，近幾年新增裝機較小。與此同時，鋰離子電池儲能技術作為電化學儲能的主要技術路線，具有能量密度高、綜合效率高、成本下降潛力大、建設周期短和適用性廣泛等特性，裝機規模持續提升。截至 2020 年 9 月，全球電化學儲能累計裝機規模達 10.90GW，占比約 5.9%；其中鋰電儲能裝機規

6、模 9.81GW，在電化學儲能中占比約 90%，是第二大規模的儲能技術類型。2020 年前三季度全球新增投運電化學儲能裝機規模為 2.66GW，同比增長約 167%；其中鋰電池儲能裝機規模約 2.62GW，占比約 98.4%。電化學儲能產業鏈可分為上游材料、中游核心部件制造、下游應用。儲能產業鏈上游主要為電池原材料，包括正極材料、負極材料、電解液、隔膜以及結構件等。產業鏈中游主要為儲能系統的集成與制造，對于一個完整的儲能系統，一般包括電池組、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）以及儲能變流器（PCS）四大組成部分。其中，電池組是儲能系統的能量核心，負責電能的存儲；BMS 是系統的感知

7、核心，主要負責電池監測、評估和保護以及均衡等；EMS 是系統的控制核心，主要負責數據采集、網絡監控、能量調度等；PCS 是系統的決策核心，主要負責控制充放電過程，進行交直流的變換。產業鏈下游主要為不同應用場景的運維服務等，如儲能可用于電力系統的發電側、輸配電側、用電側，實現調峰調頻、減少棄光棄風、緩解電網阻塞、峰谷價差套利、容量電費管理等功能；其他應用場景還包括通信基站、數據中心等的備用電源，以及為機器人系統供電，保障高性能武器裝備的穩定運行等。2 五年三千億市場空間可期，能源革命是核心驅動力2.1 能源結構轉型對電網的沖擊是發輸配電側儲能的底層邏輯2.1.1 全球脫碳趨勢明確，高比例可再生能

8、源結構轉型加速全球脫碳趨勢明確，十大煤電國已有六國承諾碳中和。2020 年 9 月 22 日，在聯合國大會上提出我國力爭 2030 年前二氧化碳排放達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和。12 月 12 日，在氣候雄心峰會上提出：到 2030 年，我國非化石能源占一次能源消費比重將達到 25%左右，風電、太陽能發電總裝機容量將達到 1200GW 以上。歐盟于 2020 年 12 月 11 日通過2030 年氣候目標計劃，計劃將 2030 年溫室氣體減排目標由此前的 40%的提高至 55%，并通過了總額逾 1.8 萬億歐元的復蘇計劃，其中約 30%經費將用來協助歐洲綠色轉型，為 2050

9、年實現碳中和提供保障。隨著拜登上臺推行“綠色新政”，美國即將重返巴黎協定，并計劃在 2050 年之前達到凈零排放，其中電力部門將在 2035 年實現碳中和， 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國已有 6 個國家承諾碳中和，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構轉型是實現碳中和的關鍵路徑。根據聯合國政府間氣候變化專門委員會（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、工業過程、農業及土地利用活動排放等。根據國際可再生能源署（IR

10、ENA），化石燃料燃燒和工業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（占比 21%）為排放量前三的部門。減碳舉措一般可分為能源結構轉型、模式升級、能效提升、碳捕獲與儲存技術四大類，其中能源結構轉型，即電力部門可再生能源發電比重提升, 同時其他部門深度電力化，是減排的關鍵路徑。按照巴黎協定將全球平均氣溫較前工業化時期的升幅控制在 2以內的目標，IRENA 預測到 2050 年，全球能源相關的 CO2 排放量需減少 70%。從能源結構來看，電力將成為主要的能源載體，占終端消費的比例由 20% 增長至近 50%，每年新增 1000TWh 的電力

11、需求，可再生能源發電的比例需大幅上升至 86%， 對應每年超過 520GW 的新增可再生能源發電裝機。2.1.2 可再生能源波動性與電網穩定性的根本性矛盾催生儲能需求電力系統具有很高的穩定性要求。電能以光速傳送，并且不能大規模存儲，發、輸、配、用瞬時同步完成，整個電力系統時刻處于一個動態的平衡狀態。在穩態運行時，電力系統中發電機發出的有功功率和負載消耗的有功功率相平衡，系統頻率維持額定值。當電源功率大于負荷功率時，系統頻率升高；反之系統頻率降低。因此電網需通過一次調頻、二次調頻等手段保證頻率在合格范圍，否則將對負載或發電設備的運行產生影響，嚴重時甚至導致頻率崩潰，造成大面積停電。可再生能源發電

12、具有很強的間歇性和波動性。可再生能源發電依賴于自然條件，先天具有間歇性和波動性特征。例如，風力發電是由自然風吹動風機的葉片，帶動傳動軸轉動，把風的動能轉化為機械動能再轉化為電能，風力間歇性的特點導致風力發電輸出的電能也具有間歇性；光伏發電是利用光生伏特效應將光能直接轉化為電能，其發電功率受光照強度直接影響，雖然一個地區年均光照強度總體不變，但光照強度一般從早上逐漸增加到中午達到最強，隨后逐漸減弱到晚上達到最弱，同時光照強度在一個小時段內具有一定的隨機性，因此光伏發電輸出也具有間歇性和波動性的特征。高比例間歇性可再生能源并網將對電網穩定性造成沖擊。高比例間歇性新能源接入電力系統后，常規電源不僅要

13、跟隨負荷變化，還要平衡新能源出力波動，增加電網調節難度。根據國際能源署（IEA），按照電網吸納間歇性可再生能源（主要是風電、光伏）的比例劃分了四個階段：（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超過了間歇性可再生電源供應的波動幅度，因此對于電網的運行基本沒有影響。（2）第二階段：間歇性可再生能源占比在 3%-15%之間，對電網沖擊較小，可通過預測間歇性可再生能源機組發力，以及加強調度的方式平抑可再生能源的波動性和間歇性，可再生能源消納相對容易。（3）第三階段：間歇性可再生能源占比在 15%-25%之間，對電網沖擊較大，此時電網靈活性要求大大增加，短期內需要增加調頻電站，

14、中長期需引入需求側管理與儲能技術的應用。（4）第四階段：間歇性可再生能源占比在 25%-50%之間，電網穩定性面臨挑戰，部分時段 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能靈活運行，以應對電源端和負荷端的隨機變化。英國8.9大停電事故與高比例風電機組并網有關。2019 年 8 月 9 日下午 5 點左右，英國發生自 2003 年“倫敦大停電”以來規模最大、影響人口最多的停電事故，造成包括倫敦、英格蘭、威爾士等多個地區地鐵停運、機場癱瘓等，甚至部分醫院由于備用電源不足無法進行醫療服務，總共約有近 100 萬家庭和企業受到影響。事后事故分析表明，高比例風電并網而系統備用不足是直接

15、原因：由于新能源發電大量替代傳統能源發電，導致電力系統抵御功率差額的能力下降；在電力系統出現接連出現擾動時，系統備用不足未能及時彌補功率缺額導致事故發生；幸好抽蓄機組及時增加出力，阻止事故進一步擴大，可見儲能對于穩定電網作用巨大。儲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電比例不斷提升的大背景下，配置儲能通過對電能的快速存儲和釋放，不僅可以降低棄風棄光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波動，跟蹤計劃出力，并參與系統調峰調頻，增強電網的穩定性，有望成為新能源電力消納的最終解決方案。2.1.3 發電側與輸配電側儲能的本質作用基本相同，未來 5 年需求約 131GWh發電側與輸配

16、電側儲能的本質用途基本相同，涉及的主要是利益分配問題。對于發電側和輸配電側儲能，從商業模式來看有一些差別，但其本質用途基本上均是削峰填谷、調頻調峰以及緩解電網阻塞等，保障電網穩定性。至于具體在發電側或是輸配電側配置儲能，主要涉及的是利益分配問題。具體來講，在我國現行輔助服務市場補償機制下，是由發電機組單邊承擔輔助服務費用，享用服務的終端用戶并不承擔費用，即提供高于自身強度的輔助服務的發電機組將獲得補償，而補償費用將分攤至提供低于自身強度的服務的發電機組，可簡單理解補償和分攤費用在不同發電機組間打轉。2018 年國內新增電化學儲能裝機 700MW，電網側儲能裝機占比從 3%增至 21.4%。20

17、19 年初, 國網和南網發布的指導意見中提出，推動政府主管部門將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產，通過輸配電價疏導。對于國網和南網的最初設想，可以簡單理解為部分電力輔助服務的費用由發電企業轉移至電網公司。由于當時儲能的經濟性不足，這樣的機制有利于迅速做大儲能規模，保障電網穩定性和安全性，但不利于形成充分競爭的儲能市場。然而在 2019 年 5 月 28 日，國家發改委、國家能源局發布新修訂的輸配電定價成本監審辦法，明確電儲能設施不計入輸配電定價成本。2019 年輸配電側儲能新增裝機迅速下降，與此同時發電側儲能新增裝機迅速提高。發電側與輸配電側儲能新增裝機此消彼長的關系側面印證了儲能在

18、這兩個應用場景的本質用途基本相同，需求只是在不同主體間轉移。此外，國外機構也通常將發電側和輸配電側儲能歸類為電表前端儲能。未來 5 年發輸配電側的儲能系統需求約 131GWh，年均復合增速 74%。由于發電側與輸配電側儲能的本質用途基本相同，因此我們在預測市場空間時將發電側與輸配電側合并計算，同時考慮到發電側與輸配電側的一些特性需求，預計總市場空間高于我們的預測值。根據我們的測算，預計 2021-2025 年發輸配電側的儲能需求約 131GWh，年均復合增速約 74%，其中 2025 年發輸配電側儲能需求約 52GWh。我們對儲能配置滲透率和容量配置比例做了雙因素敏感性分析，在儲能配置滲透率

19、40%-50%，容量配置比例 13%-17%的情形下，2025 年發輸配電側儲能需求約 44-62GWh。長期來看，預計 2030 年儲能系統需求約 234GWh。2.2 多因素作用推動用電側儲能快速發展，未來 5 年需求約 93GWh歐美主要國家用電成本高昂，分布式光伏系統快速發展為儲能提供市場基礎。儲能在用戶側主要與分布式電源配套，或作為獨立儲能電站應用，其用途主要為電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。德國、日本、意大利、英國等歐美發達國家用電成本高昂，如居民電價是中國的 2-4 倍，且呈現持續上升的趨勢。以美國為例，根據美國能源信息署（EIA），1997-2019

20、 年美國居民零售平均電價以約 2.20%的復合增速增長。電價的影響因素較多，簡單來看，一方面電價長期受通脹影響，隨著燃料及人工費用增加而增加；另一方面如大容量發電機組、提高輸電電壓等技術進步可提升效率降低電價。目前電力工業技術較為成熟，通脹一般是影響電力價格的主要因素。根據 EIA 的預測，2019-2050 年美國名義電價年均復合增速約為 2.30%，而真實電價（以 2019 為基準）變動很小。因此，預計歐美主要國家將長期保持高昂的居民用電成本。由于全球多個國家和地區分布式光伏系統早已實現用電側平價，分布式光伏系統快速發展，2019 年全球分布式裝機約 40GW，占總裝機的比重近 35%，為

21、儲能的發展提供堅實的市場基礎。上網補貼（FIT）和凈計量（NEM）政策到期或削減，分布式搭配儲能有望得到推廣。上網補貼（FIT）政策對用戶輸送給電網的電力給予一定補貼，凈計量（NEM）政策使得用戶可將光伏系統生成的多余的電力輸送回電網。近年來隨著光伏逐漸平價，各國的 FIT 和 NEM 正逐步到期或削減，而儲能的推廣應用可以減少行業對 FIT 及 NEM 等政策的依賴，分布式搭配儲能自發自用的模式有望得到推廣。部分國家電力供應穩定性較差，不同規模的停電事件時有發生，儲能接受度提升。（1）美國電力系統主要由東部電網、西部電網和德克薩斯州電網組成，其中大部分輸配電設施由 500 多家互相獨立的私營

22、公司運營。美國電網的特殊結構造成了電網難以優化配置和統一管理，同時美國電網發展緩慢，70%的輸電線路和電力變壓器運行年限在 25 年以上，60%的斷路器運行年限超過 30 年，因此電力系統穩定性較差。2019 年 10 月，美國加州山火事件造成了大規模停電事件，電力公司 PG&E 的 500 多萬用戶均存在斷電風險，并且每次斷電可能持續數天。近期來看，2020 年 12 月底，美國東部多地遭遇冬季風暴，馬薩諸塞州、賓夕法尼亞州，以及紐約市、新澤西州和康涅狄格州部分地區超過 5.5 萬用戶斷電。2021 年 1 月初，美國南部遭遇強降雪，得克薩斯州、路易斯安娜州多數地區超過 15 萬用戶斷電；美

23、國西海岸遭遇風暴襲擊，俄勒岡州、華盛頓州、南加州造成超過 50 萬用戶斷電等。（2）由于南非電力系統管理水平有限，發電機組及輸配電設施時常發生故障，煤炭、燃油等燃料儲備也時常無法滿足需求，再加上一些罷工和示威，甚至蓄意破壞電力設施的外部事件，導致南非經常發生不同規模的停電事件。南非電力公司 Eskom 將全國性分區停電的措施分為八級，其中最嚴重的八級限電指電網必須節約 8000MW 的電力。2019 年底，南非施行了前所未有的六級限電，其嚴重程度相當于在 4 天內遭到 18 次停電，每次最多 4 個半小時，或者在 8 天內遭到 18 次停電，每次最多 2 個小時，每次停電受到影響的人數多達 1

24、900 萬人。2020 年南非已多次發生不同規模的限電事件，2021 年狀況依舊沒有改觀，根據新聞報道，南非電力公司 Eskom 預計今年 4 月份前每周都會出現電力短缺情況。頻繁的停電事件對現代生產生活造成了很大的影響,儲能的應用可以保障電力的連續供應，儲能接受度逐步提升。2010-2019 年鋰電池價格下降 87%，帶動系統成本快速下降，儲能經濟性逐漸顯現。受益于新能源汽車產業蓬勃發展，鋰電池的大規模應用實現成本快速下降，根據 BNEF，2010-2019 年期間鋰電池組的平均價格的下降幅度達 87%，帶動儲能系統成本迅速下降。目前儲能應用經濟性拐點快速臨近，有望激發需求迅速增長。未來 5

25、 年用電側的儲能系統需求約 93GWh，年均復合增速 95%。上述多個因素疊加，使得儲能在終端價值的價值逐步顯現。考慮到在儲能用戶側，與分布式電源配套或作為獨立儲能電站的應用場景和客戶群體均有較高的相似性，因此在預測市場空間時忽略了作為獨立儲能電站的需求，預計總市場空間高于我們的預測值。根據我們的測算，預計 2021-2025 年發用電側的儲能需求約 93GWh，年均復合增速約 95%，其中 2025 年用電側儲能需求約 41GWh。我們對儲能配置滲透率和容量配置比例做了雙因素敏感性分析，在儲能配置滲透率 45%-55%，容量配置比例 13%-17%的情形下，2025 年發輸配電側儲能需求約

26、32-50GWh。長期來看，預計 2030 年儲能系統需求約 190GWh。2.3 5G 基站建設周期帶動后備電源需求大幅提升5G 建設加速，2019-2028 年宏基站需求近 500 萬個。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 宏基站建設在較為空曠的地區，通過小基站的補充使用提升 5G 基站的覆蓋范圍。“宏基站+小基站”的組網覆蓋模式為 5G 基站的主流部署模式。根據賽迪投資顧問，保守預計小基站數量將是宏基站數量的 2 倍。參考 4G 基站的建設

27、節奏，我們預計在 2019-2028 年 5G 基站建設周期中，宏基站建設數量近 500 萬個， 小基站建設數量近 1000 萬個，建設節奏上預計 2020-2021 年達到高潮，隨后數量慢慢減少。5G 基站功耗大幅提升 2.5-4 倍，帶動后備電源擴容需求大幅增加。基站主設備一般由 1 個 BBU（基帶處理單元）和 3 個 AAU（有源天線單元）組成。其中，BBU 主要負責基帶數字信號處理，比如 FFT/IFFT、調制/解調、信道編碼/解碼等；AAU 主要由 DAC（數模轉換）、 RF（射頻單元）、PA（功放）和天線等部分組成，將基帶數字信號轉為模擬信號，再調制成高頻射頻信號，放大至足夠功率

28、后由天線發射出去。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。根據中國鐵塔公司公布的數據，5G 基站單系統的典型功耗約為 4G 基站的 2.5-4 倍，帶動后備電源擴容需求大幅增加。磷酸鐵鋰電池成為 5G 基站后備電源的主流技術路線。通信設備的電源系統對可靠性和穩定性的要求，因此一般采用蓄電池作為后備電源保證連續供電。由于技術成熟、成本低廉、工溫范圍大等特點，閥控式鉛酸蓄電池成為 4G 基站后備電源的主流技術路線。但進入 5G 時代后，由于 5G 基站的功耗大幅提升，而現有機房空間和設施很難承載后備電源容量極大的擴容需求。磷酸鐵鋰電池具有較高的能量密度，且在安全

29、性、循環壽命、快速充放等方面具備明顯優勢，可減少對市電增容改造的需求，降低建設和運營成本。雖然目前磷酸鐵鋰電池價格仍高于鉛酸電池，但在全生命周期成本的評價體系下，磷酸鐵鋰電池與鉛酸電池的度電成本已相差無幾，且隨著技術進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 時代基站后備電源的主流技術路線。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，國內三大通信運營商與中國鐵塔相繼發布磷酸鐵鋰電池集中采購計劃，目前已明確采購量約 4 GW。未來 5 年 5G 基站的儲能系統需求近 35GWh。根據我們的測算，預計 2021-2025 年 5G

30、 基站的磷酸鐵鋰電池儲能需求近 35GWh，其中 2025 年磷酸鐵鋰電池儲能需求約 4.4GWh。2.4 汽車電動化轉型加速，光儲充模式有望推廣汽車電動化轉型加速，未來 5 年充電設施有望新增約 440 萬臺。2020 年國內市場政策向好，疊加 Model 3、漢 EV、造車新勢力、宏光 Mini EV 等暢銷車型頻出，優質供給激發終端需求，下半年新能源汽車銷量持續高增。據中汽協統計，2020 年 12 月新能源汽車銷量 24.8 萬輛，同比增長 49.5%，再創歷史新高；全年累計銷量 136.7 萬輛，同比增長 10.9%。我們預計明年銷量有望達到 200 萬輛，按照新能源汽車產業發展規劃

31、（20212035 年）中提出的 2025 年電動化目標 25%，預計 2025 年銷量超 600 萬輛，未來 5 年國內電動車年均復合增速有望超 35%。新能源汽車的快速滲透帶動了充電樁的需求持續提升，根據中國電動充電基礎設施促進聯盟數據，2020 年充電基礎設施新增 46.2 萬臺，同比增加 12.4%，其中公共充電基礎設施新增 29.1 萬臺，同比增長 57.2%；截止 2020 年 12 月，全國充電基礎設施累計數量 為 168.1 萬臺，同比增加 37.9%，其中公共充電基礎設施累計 80.7 萬臺，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

32、施車樁比約為 6：1；假設 2025 年車樁比 約為 4.8：1，則 2021-2025 年我國需新增電動汽車充電設施 383 萬臺。假設 2030 年車樁比約 為 3.5：1，則 2030 年需新增充電設施約 800 萬臺。光儲充一體化充電站模式有望推廣，未來 5 年國內儲能系統需求約 6.8 GWh。“光儲充”一體化充電站是在傳統充電站的基礎上配置分布式光伏系統與儲能系統，形成多元互補的微電網系統，緩解充電樁大電流充電時對區域電網的沖擊。新能源汽車產業發展規劃（20212035 年）明確提出，鼓勵“光儲充放”（分布式光伏發電儲能系統充放電）多功能綜合一體站建設。目前，浙江、湖北、重慶、陜西

33、等地已成功投運“光儲充”一體化電動汽車充電站，未來光儲充一體化充電站模式有望推廣。根據我們的測算，預計 2021-2025 年光儲充一體化的儲能系統需求約 6.8 GWh，其中 2025 年儲能系統需求約 3.62GWh；長期看來，預計 2030 年儲能系統需求約 44.8GWh。2.5 未來 5 年儲能需求合計超 270GWh，市場空間合計約 3400 億元未來 5 年儲能市場空間合計約 3400 億元，2030 年市場空間近 3800 億元。根據我們的測算，預計 2021-2025 年全球儲能系統需求超 270GWh，其中 2025 年儲能系統需求超 100GWh。 考慮儲能系統平均每年價

34、格下降 8%，未來 5 年儲能系統市場空間合計約 3400 億元，其中 2025 年儲能系統市場空間近 1200 億元。長期來看，預計 2030 年儲能系統需求超 500GWh，市場空 間近 3800 億元。3 商業模式逐漸清晰，經濟性拐點打響裝機發令槍3.1 儲能可用于電力系統全環節，備電時長差異導致統一口徑的成本評價較為困難儲能可應用于電力系統發電側、輸配電側、用電側全環節。電力系統一般分為發電側、輸配電側和用電側，儲能在三個環節均有應用。在發電側，儲能主要用于電力調峰、輔助動態運行、系統調頻、可再生能源并網等；在輸配電側，儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等；在用電側，儲能

35、主要用于電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。容量單位與功率單位的不統一，使得單位成本對備電時長非常敏感，統一口徑的成本評價較為困難。在傳統發電技術及電氣部件中，我們通常采用功率單位（如 MW）來表征系統的大小，但在儲能系統中，主要采用容量單位（如 MWh）來表征系統的大小。這種差異直接導致了儲能系統的單位成本對備電時長非常敏感，因為電池一般采用容量單位，即單位容量的電池成本不變；而其他成本采用功率單位，因此儲能系統總容量越大，分攤至單位容量的其他成本就越低。根據美國可再生能源國家實驗室（NREL），同樣為 60MW 的儲能系統，備電時長 0.5 小時與 4 小時的系統單

36、位成本相差 1.4 倍。因此，由于不同項目的備電時長差異，市場上暫時沒有統一口徑的成本評價方式。3.2 用電側：度電成本約 0.51 元/kWh，工商業/大工業場景具備套利空間兩充兩放通常為工商業/大工業套利場景的運行策略，一般配置時長約 3 小時。不同地區的峰谷時段差異較大，一般情況下劃分為 5-6 個時段，其中 2 個高峰，2-3 個平段，1 個低谷。高峰一般持續時長約 2-3 小時，2 個高峰間夾雜一個 2-3 小時的平段。綜合來看，一般工商業及大工業儲能的運行策略為兩充兩放，其中一充一放在低谷高峰，一充一放在平段高峰；不同地區峰谷時段不同，一般考慮配置時長 3 小時。全國工商業、大工業

37、峰谷價差中位數分別約 0.49、0.54 元/kWh。當前我國用戶側（主要是工商業用戶）主要利用儲能進行峰谷價差套利和容量費用管理。根據北極星售電網，近期各地陸續明確 2021 年銷售電價，截止 2020 年 12 月底已有 26 個地區發布新版銷售電價表，其中 15 個地區制定了峰谷分時電價，工商業及其他峰谷價差平均值約 0.51-0.55 元/kWh，中位值約 0.48-0.52 元/kWh，其中北京是峰谷價差最大的地區，達到 0.99-1.00 元/kWh；大工業峰谷價差平均值約 0.55-0.59 元/kWh，中位值約 0.53-0.56 元/kWh，其中上海是峰谷價差最大的地區，夏季

38、達到 0.81-0.83 元/kWh。對比上一輪銷售電價，江蘇、浙江、安徽峰谷價差拉大約 2 分錢。儲能度電成本（LCOS）約為 0.51 元/kWh，在全國多數發達省份已基本具備套利空間。儲能度電成本（LCOS）為國際通用的成本評價指標。基于儲能全生命周期建模的儲能平準化成本 LCOS（Levelized Cost of Storage）是目前國際上通用的儲能成本評價指標，其算法是對項目生命周期內的成本和放電量進行平準化后計算得到的儲能成本，即生命周期內的成本現值/生命周期內放電量現值。根據我們的測算，目前儲能度電成本約為 0.51 元/kWh。在北京、上海、江蘇、浙江、天津等發達省份已具備

39、套利空間，目前廣東還未發布新版的銷售電價表，但參考上輪峰谷電價，也具備套利空間。此外，我們在測算時沒有考慮部分省份的尖峰價格，同時針對不同地區的峰谷時段，儲能運行策略還有很大的優化空間，因此實際上可能會有更多的省份已具備套利空間。3.3 輸配電側：里程成本約 3.93 元/MW，電力輔助服務市場具備盈利空間電力輔助服務市場建設提速，19 省將電儲能納入交易體系。隨著全國可再生能源裝機規模快速增加，電網的沖擊壓力越來越大，各省份正在加快構建電力輔助服務市場體系。根據中國儲能網報道，目前全國范圍內除東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等 8 個電力輔助服務市場改革試點之外，還有河南、安徽

40、、江蘇、四川、青海、湖北、湖南、貴州、廣西、重慶、蒙西電網、河北南部電網、京津唐電網公布了電力輔助服務市場運營和交易規則。2020 年以來，全國各省份至少出臺 23 份相關政策文件，列舉了與儲能參與電力輔助服務市場的相關條款。截至目前，已有 19 個省份將電儲能納入交易體系，其中參與調峰與調頻是儲能獲取收益的主要來源。多個省份參與調峰服務已具備盈利空間。據北極星儲能網統計，在已發布調峰輔助服務市場規則文件的省份中，約有 13 個省份明確儲能可參與調峰。根據我們在前文的測算，配置時長 3h 的儲能系統度電成本約 0.51 元/kWh，參考各地區調峰補償價格，在東北、安徽、山西、江蘇、青海等多個地

41、區已具備盈利空間。儲能是一種優質的調頻資源，里程成本是評價儲能電站參與調頻經濟性的重要指標。儲能單位功率的調節效率較高，具有快速和精確的響應能力，根據中國電力科學研究院，儲能對水電機組、燃氣機組、燃煤機組的替代效果分別達到 1.67 倍、2.5 倍、25 倍。根據知網文獻，里程成本是指在功率型調頻儲能電站的生命周期內，平均到單位調頻里程的電站投資成本, 里程成本是評價儲能電站參與電網一次調頻或二次調頻經濟性的重要指標。考慮時間價值后，其算法是對項目生命周期內的成本和調頻里程進行平準化后計算得到的儲能成本，即生命周期內的成本現值/生命周期內調頻里程現值。儲能里程成本約為 3.93 元/MW，多個

42、省份參與調頻服務已具備盈利空間。根據我們的測算，目前儲能里程成本約為 3.93 元/MW。考慮到儲能調頻效率、響應調頻時間遠優于其他類型機組，補償系數也應高于其他類型機組。在參與調頻服務的應用場景中，在保證調頻里程的前提下，目前在福建、廣東、蒙西、山西、京津唐、山東、甘肅、四川等多個省份已基本具備盈利空間。3.4 發電側：強制性配套政策疊加經濟性拐點，新能源側儲能裝機持續高增2020 年政策密集發布，風光強配儲能，一般配置比例 10%-20%，容量時長 2 小時。2019 年 12 月 19 日，華潤電力濉溪孫疃風電場 50MW 工程公開招標，要求配套建設 1 個及以上的 10MW/10MWh

43、 容量或累計 30MW 及以上容量的電化學儲能電站，拉開了風光強配儲能的大幕。進入 2020 年以來，各地政府和省網公司紛紛出臺相關政策，要求新能源競價、平價項目配置一定比例的儲能。截至 2020 年底，全國已有 17 個省市出臺了相關文件，配置比例一般為 10%-20%，容量時長一般為 2 小時。“配置儲能優先并網”也由電網企業與新能源開發商私下達成的一種潛規則逐漸變為明規則。地方性補貼政策陸續落地，后續有望迎來補貼政策窗口期。（1）2021 年 1 月 18 日，青海省發改委、科技廳、工信廳、能源局聯合下發關于印發支持儲能產業發展若干措施(試行)的通知，文件明確新能源需配置 10%+2h

44、儲能，并給予 1 毛/kWh 補貼，同時優先保障消納，保證儲能設施利用小時數不低于 540 小時，補貼時限暫定為 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日。（2）2020 年 12 月 25 日，西安市工信局發布關于進一步促進光伏產業持續健康發展的意見（征求意見稿），文件明確對 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期間建成運行的光伏儲能系統，自項目投運次月起對儲能系統按實際充電量給予投資人 1 元/kWh 補貼，同一項目年度補貼最高不超過 50 萬元。目前個別省份出臺的儲能補貼方案有很強的借鑒意義，后續有望引領全國其他省份效仿出臺類似的地方性

45、補貼政策，儲能有望迎來補貼政策窗口期。發電側配置儲能已基本具備經濟性，光儲電站可實現項目 IRR 8%以上。為了探究配置儲能對于新能源發電項目的影響，我們假設了三個情景：基準情景設定為一個典型的光伏電站，測算項目 IRR 約為 8.3%；假設情景 1 為在基準情景上配置儲能系統，但儲能系統僅用作減少棄光率用途，測算項目 IRR 約為 7.3%；假設情景 2 在假設情景 1 的基礎上，考慮儲能系統同時參與調頻服務，測算項目 IRR 約為 8.2%。由此可見，對于一個典型光儲電站，如果可以參與輔助服務市場，將對經濟性有較大提升，基本實現項目 IRR 8%以上的收益率要求。近兩年新能源發電側儲能新增

46、裝機年均增速 88%。據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會（CESA）統計, 2020 年國內新增投運的新能源發電側儲能裝機約 259MW，占比約 33.0%；據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)統計，2018 年國內新增投運的新能源發電側儲能裝機約 73MW，占比約 10.7%，因此 2018-2020 年均復合增速約 88%。根據 CNESA，2020 年 前三季度新能源側儲能累計裝機占比約 29%，較 2018 年提升約 11%。3.5 電力市場改革加速，儲能真實價值有望體現儲能作為能量的“搬運工”，其價值等于電力系統平抑波動性的邊際成本。儲能本身不產生能量，只是能量的“搬運工”，

47、其本質是一種靈活性資源，可通過調峰調頻等方式平抑電力系統的功率和頻率波動。因此，儲能的價值應等于電力系統平抑波動性的邊際成本，即當電力系統需要平抑的波動性越小時，儲能的價值也越低。在新能源發展初期，比如新能源發電占比小于 3%時，電力需求本身的波動超過了新能源發電的波動幅度，此時儲能的價值基本接近于 0；隨著新能源發電比例的不斷提高，對電網的沖擊越來越大，儲能的價值也將隨之提高。海外電力市場較為成熟，已有很好的盈利模式。從國際經驗來看，海外發達國家電力市場比較成熟，很多市場明確了獨立的主體地位，可獨立或聯合發電機組參與調峰調頻、峰谷套利等等多種服務獲取收益，如英國部分電站的多重收益甚至有十三四

48、種。此外，海外峰谷價差以及輔助服務價格由市場定價，一般情況下也高于國內，如英國甚至出現過 170 元/kWh 的尖峰電價，大大改善儲能的盈利狀況。國內現行輔助服務市場補償機制，還沒有充分釋放儲能的真實價值。目前我國電力輔助服務市場是在 2006 年原國家電監會建立的輔助服務補償機制的基礎上，引入了一些如競價等市場化手段確定輔助服務承擔主體，其本質還是一種成本加成的補償機制。具體來講，一方面，現行輔助服務市場補償機制采用的是發電機組單邊承擔輔助服務費用的模式，而最終享用服務的終端用戶并不承擔費用；另一方面，輔助服務定價不考慮機會成本，只是對機組提供輔助服務的成本近似補償。因此在現行體制下，儲能的

49、價值并沒有得到充分的釋放。電力市場改革加速，儲能的盈利空間將大幅改善。隨著我國的電力體制改革加速，完善的電力現貨市場有望建立，并在不同時刻形成充分反應市場供需的價格信號，儲能作為稀缺的靈活性資源的真實價值有望得以釋放。根據能源雜志援引的勞倫斯伯克利實驗室（LBNL）針對美國四個區域電力市場的定量分析，當間歇性可再生能源發電容量占比提升至 40%時，現貨市場價格波動增幅在 2-4 倍之間，儲能的盈利空間將大幅改善。4 產業鏈分析：格局初顯，建議關注電池與 PCS 環節4.1 電池：未來降本的核心環節,磷酸鐵鋰有望成為主流技術路線2020-2030 年鋰電池成本有望下降 58%，帶動電池成本占比下

50、降至 41%。從系統成本構成來看，電池是成本最高的環節，一般在配置時長 2 小時以上，電池成本占比超過 50%。受益于新能源汽車產業蓬勃發展，鋰電池得以大規模應用，不斷促進技術進步，疊加規模效應及生產效率提高帶動成本快速下降，激發終端市場規模進一步擴大，形成正向循環。隨著汽車產業電動化加速，以及鋰電儲能逐漸放量，超大規模應用將加速成本下降的過程。根據 BNEF， 到 2030 年鋰電池組的平均價格有望進一步下降至 68 美元/kWh，較 2020 年降幅達 58%，是儲 能系統下降的最大驅動力。目前電池占儲能成本的比重約 53%，是第一大成本環節；到 2030 年，電池成占比有望進一步下降 1

51、2%至 41%。磷酸鐵鋰有望成為鋰電儲能的主流技術路線。電化學儲能的核心需求在于高安全、長壽命和低成本。目前鋰電池已成為全球電化學儲能的主流技術路線，可根據正極材料類型的不同，進一步分為磷酸鐵鋰和三元兩種主要的技術路線。對比三元鋰電池，磷酸鐵鋰電池熱穩定性強，內部化學成分分解的溫度在 500-600，具有更好的安全性；完全充放電循環次數大于 3500 次，具有更好的循環壽命；正極材料不含貴金屬，且工藝環境要求不高，成本較低。與此同時，雖然磷酸鐵鋰電池能量密度低于三元鋰電池，但儲能應用場景相對固定，尺寸和重量設計相對靈活，因此不是儲能系統設備選型的優先考量因素。綜合考量兩種技術路線的優勢與劣勢，

52、磷酸鐵鋰電池更加貼合儲能場景的應用需求，有望成為儲能的主流技術路線。2019 年國內電力系統儲能鋰電池出貨量中磷酸鐵鋰電池占比達 96%。2019 年全球家用儲能產品出貨量中磷酸鐵鋰電池占比 41%，同比提升約 7%；三元鋰電池占比 55%，其他鋰電池占比 4%。三元鋰電儲能在家用市場份額較高的主要原因為,家用儲能需求主要來自海外市場，而長期專注于三元技術路線的特斯拉、LG 化學等廠商具備較強的先發優勢和品牌優勢，隨著國內儲能廠商進入儲能家用市場，近年來磷酸鐵鋰電池市場份額呈上升趨勢。技術與規模優勢是核心競爭要素。鋰電池行業技術壁壘較高，正極、負極、隔膜、電解液等材料配比需要長期技術沉淀。當前鋰電池占系統成本較高，且循環壽命和深度放電等都對系統成本影響很大，考慮到未來電池性能仍有很大的進步空間，因此相比其他環節，技術進步推動降本的壓力主要在電池環節，技術領先的企業先發優勢明顯。另一方面，電池工業規模效應明顯，頭部企業有望在競爭中充分發揮成本優勢，擠壓競爭對手的生存空間。寧德時代 2019 年國內市場份額第一，規模領先第二名一倍以上。根據 CNESA 的統計數據，在 2019 年國內新電化學儲能市場中，裝機規模排名前十