儲能行業(yè)深度研究報告：雙碳驅(qū)動能源革命儲能迎歷史性發(fā)展契機

儲能行業(yè)深度研究報告：雙碳驅(qū)動能源革命，儲能迎歷史性發(fā)展契機1、能源革命高歌猛進，開啟儲能萬億市場1.1、碳中和下的新興賽道，萬億市場冉冉升起根據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)，在過去的三十年間，全球55%的累計排碳來自電力行業(yè)，電力行業(yè)80%排碳來自燃煤發(fā)電，而隨著全球電動化的推進，未來電力占二次能源比重將不斷增加。因此減少燃煤發(fā)電比重的同時大力發(fā)展清潔能源成為實現(xiàn)碳中和的重要途徑。根據(jù)清華大學能源環(huán)境經(jīng)濟研究所預(yù)計，若我國2060年實現(xiàn)碳中和，屆時風、光占一次能源比例將接近50%，占發(fā)電量比重則將接近60%。構(gòu)建新能源為主體的新型電力系統(tǒng)成為全球共識，儲能將作為核心環(huán)節(jié)參與其中。在新型電力系統(tǒng)中，從供給側(cè)看，新能源逐漸成為裝機和電量主體；從需求側(cè)看，終端能源消費高度電氣化、電力“產(chǎn)消者”大量涌現(xiàn)。從系統(tǒng)整體來看，電力系統(tǒng)運行機理將發(fā)生深刻變化：由于新能源發(fā)電具有波動性和隨機性，無法通過調(diào)節(jié)自身出力適應(yīng)用戶側(cè)需求變化，傳統(tǒng)的“源隨荷動”模式將不再適用于新型電力系統(tǒng)，必須通過儲能等措施，依靠源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)互動，實現(xiàn)電力供需動態(tài)平衡。具體來看，儲能在新型電力系統(tǒng)中的核心作用體現(xiàn)在三方面：提供電力系統(tǒng)穩(wěn)定性、峰值容量充足性、爬坡靈活性。目前，火電是這幾方面服務(wù)的主要提供方。在碳中和情景下，火電機組占比降到5%以下，占據(jù)電力系統(tǒng)主要裝機量的光伏、風電無法根據(jù)電力系統(tǒng)需求調(diào)節(jié)輸出，因此需要更加多樣化的靈活電源，儲能則為靈活電源的最佳選擇。電力系統(tǒng)穩(wěn)定性，是指電力系統(tǒng)供給或需求端的波動導致系統(tǒng)頻率出現(xiàn)偏差時，需要足夠的調(diào)節(jié)能力使其保持穩(wěn)定。因為電力系統(tǒng)需求端來自終端電力用戶，難以調(diào)節(jié)，所以只能通過供給端，即發(fā)電廠進行調(diào)節(jié)?？稍偕茉窗l(fā)電受天氣影響，無法向上調(diào)節(jié)增加輸出，因此需要配備儲能協(xié)助進行調(diào)頻。IEA預(yù)計2060年儲能將提供40%的穩(wěn)定性裝機。峰值容量充足性，即確保電力系統(tǒng)有足夠的容量來滿足一年中的最高需求?？稍偕茉幢戎氐脑黾右约半娏φ级文茉幢戎氐脑黾樱瑢е鲁渥阈噪y以保障，靈活性電源尤其是儲能將成為保障充足性的重要來源，根據(jù)IEA預(yù)測，2060年儲能將占中國峰值容量儲備的40%。爬坡靈活性，在碳中和情景下，主要指當光伏在下午到夜間時段出力降低時，需要充足且靈活的爬坡資源彌補其功率。儲能可以在光伏出力高峰期充電，低谷期放電并協(xié)助電力系統(tǒng)爬坡，與光伏發(fā)電形成充分互補。IEA預(yù)計2060年提供爬坡靈活性的容量將為2020年的15倍。國內(nèi)方面，為貫徹雙碳戰(zhàn)略，近年來加碼儲能發(fā)展。2021年10月24日，國務(wù)院發(fā)布

《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，其作為“1+N”體系中的“1”，為我國碳中和事業(yè)起到統(tǒng)領(lǐng)性作用?！笆奈濉彪A段，儲能在我國能源體系建設(shè)中的關(guān)鍵地位越發(fā)凸顯。綜合來看，在碳中和目標指引下，全球儲能發(fā)展勢在必行，萬億市場正冉冉升起。全球政策向儲能傾斜，儲能長期發(fā)展確定性極強。目前，儲能仍處于發(fā)展初期，應(yīng)把握其β投資機會。儲能將成為未來3-5年新能源產(chǎn)業(yè)鏈中增速最高的細分行業(yè)，優(yōu)選龍頭及儲能業(yè)務(wù)占比高的企業(yè)，在享受β的同時把握α機會，將成為投資重點。1.2、海外：歐美儲能發(fā)展較早，已形成地區(qū)特色現(xiàn)階段，歐洲戶儲行情已然演繹，美國儲能發(fā)展亦如火如荼，我們對歐美主要國家與地區(qū)儲能發(fā)展情況進行復(fù)盤，并以此為依據(jù)探求儲能需求爆發(fā)的必要條件，進而為中國儲能發(fā)展方向?qū)で蠼梃b，把握中國儲能爆發(fā)時點及投資機會。德國：家用儲能在全球處于領(lǐng)先地位2021德國電化學儲能裝機量為1.36GWh，其中家用儲能裝機達1.27GWh，占比達93%，家儲裝機量全球領(lǐng)先。我們認為德國戶用儲能發(fā)達的原因主要有以下幾點：1）德國家庭電價高企，催生戶用光伏需求，進而刺激戶用儲能市場；2）德國具有完善的電力市場現(xiàn)貨交易系統(tǒng)，峰谷價差大，使得儲能有較好經(jīng)濟性；3）德國針對戶用儲能實行領(lǐng)先行業(yè)的補貼政策。1）德國居民電價全球最高，催生居民自發(fā)電力需求。德國平均居民電價約0.3歐元/kWh，處于全球最高水平。在德國高居民電價下，居民自裝光伏系統(tǒng)實現(xiàn)電力的自給自足成為了比使用電網(wǎng)電力的更佳選擇。但光伏出力巔峰位于白天，居民工作日用電集中在夜間，發(fā)電與用電時間的錯配使得儲能的應(yīng)用成為必然。2）德國具有非常完善的電力市場現(xiàn)貨交易系統(tǒng)，電價合理反應(yīng)電力市場供需情況，日內(nèi)峰谷價差可達0.7歐元/kWh，為戶用儲能提供明確的收益來源和良好的商業(yè)模式。綜合來看，光伏+儲能的搭配度電成本小于居民電價，可以為居民提供經(jīng)濟效益，促進德國居民對光儲系統(tǒng)需求。3）德國針對戶用儲能實行行業(yè)領(lǐng)先的補貼政策。在2013年就開始針對光伏儲能進行補貼，德國復(fù)興銀行聯(lián)合德國聯(lián)邦環(huán)境、自然保護和核反應(yīng)堆安全部發(fā)布新政，為戶用儲能設(shè)備提供投資額30%的補貼。該政策2016年失效后，德國開始執(zhí)行新的光儲補貼政策，新政策初始支持投資額的19%，后幾經(jīng)削減，最終到2018年起降至10%，而此時儲能成本已降至較低水平，居民安裝儲能意愿受補貼影響較小，故補貼退坡并未造成德國戶用儲能市場停滯發(fā)展。俄烏沖突下德國家儲需求激增，為我國長期能源戰(zhàn)略做出啟示。俄烏戰(zhàn)爭爆發(fā)后，歐洲進口天然氣價格飆升，進而導致電價上漲，居民用電成本上移。在此背景下，通過安裝家用光儲系統(tǒng)，實現(xiàn)電力自發(fā)自用，成為重要用電替代方案。根據(jù)BVES，2022Q1德國家儲裝機約為0.63GWh/yoy+150%。與德國類似，中國天然氣資源相對匱乏，若以天然氣作為主要靈活電源，或?qū)⒃庥鲑Y源掣肘，提前部署以儲能為核心的新型電力系統(tǒng)，或助我國有效避免能源危機。美國：發(fā)電側(cè)、用電側(cè)儲能主要來自加州，PJM主導輔助服務(wù)儲能美國是全球最大儲能市場，2021年投運新型儲能項目為3.5GW/yoy+133%，全球占比34%。2022年一季度維持高增速，新增儲能0.96GW/yoy+240%。美國加州（CAISO）：完善的電力市場為儲能提供收益機制，補貼強化儲能經(jīng)濟性加州的能量時移、工商業(yè)、家用儲能裝機在美國均處于絕對領(lǐng)先地位。其原因可以概括為電力系統(tǒng)成熟、經(jīng)濟性佳。電力系統(tǒng)成熟體現(xiàn)在：1）允許儲能通過NGR參與市場；2）電力現(xiàn)貨系統(tǒng)成熟，電價與電力系統(tǒng)凈負荷呈現(xiàn)強相關(guān)性。經(jīng)濟性則體現(xiàn)在：新能源發(fā)電比例高-光伏出力低谷期電價高-光伏配備儲能可充分參與高電價時段，同時，天然氣漲價帶動電價整體上移，疊加加州對光伏、儲能的退稅/補貼政策，光儲一體化經(jīng)濟性凸顯。2012年，CAISO通過NGR允許儲能參與雙邊容量市場、電能量市場和輔助服務(wù)市場。NGR定義為“具有連續(xù)運行區(qū)間，既可發(fā)電又可耗電的資源”。在電能量市場上，電儲能NGR可以提交電能量報價曲線，包括充電報價和放電報價，儲能可以作為發(fā)電、負荷或者兩者同時參與市場。NGR的推出為加州儲能參與市場奠定基礎(chǔ)。加州電力市場成熟，日內(nèi)電價走勢與電力系統(tǒng)凈負荷（除去風光發(fā)電的負荷）高度相關(guān)。根據(jù)CAISO，2021年，加州非水可再生能源發(fā)電占比達31%，因此凈負荷在午間到達谷值，在下午八點左右達到峰值，電價走勢則與其類似。對于光伏運營商，因光伏夜間出力為0，其無法通過夜間發(fā)電享受高電價，若要參與高電價市場，則需配備儲能系統(tǒng)。2021年起，加州儲能開始廣泛通過能量時移參與夜間市場，進行價差套利。此外，根據(jù)CAISO模擬結(jié)果，18：00-21：00為系統(tǒng)容量充裕度不足高頻階段，在此情景下，稀缺電價機制將被觸發(fā)，電價最高可達1美元/kWh，儲能響應(yīng)速度高于其他機組，可充分參與此市場，獲得高額收益。綜合來看，儲能可與光伏完美互補，參與光伏低出力階段的高電價市場，為電力系統(tǒng)帶來穩(wěn)定電力供應(yīng)的同時，獲得高電價收益。PJM：成熟輔助服務(wù)市場與儲能互補，前者為儲能提供良好經(jīng)濟性，而儲能高效參與輔助服務(wù)市場PJM輔助服務(wù)儲能的高裝機量源于其成熟的輔助服務(wù)市場，PJM包含的輔助服務(wù)產(chǎn)品眾多，包括調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用、非旋轉(zhuǎn)備用等。PJM將調(diào)頻信號區(qū)分為傳統(tǒng)調(diào)頻信號RegA和動態(tài)調(diào)頻信號RegD，同時給予容量費用和性能費用。根據(jù)PJM數(shù)據(jù)，目前在PJM市場中，儲能以不到4%的容量提供了10.4%的日前旋轉(zhuǎn)備用和23.7%的調(diào)頻，體現(xiàn)出儲能參與輔助服務(wù)市場的高效性。我們可以將儲能需求簡單表示為新能源裝機量（增量/存量）*滲透率，因此，儲能需求突破需要新能源裝機量提升或滲透率提升，滲透率提升主要源自儲能經(jīng)濟效益。綜合歐美各地區(qū)成功經(jīng)驗，我們認為儲能實現(xiàn)經(jīng)濟性需要兩個必備條件：1）高比例風光發(fā)電量；

2）成熟的電力市場（包括現(xiàn)貨交易市場、輔助服務(wù)市場、容量市場、稀缺電價機制等）。在這兩個條件不完備的情況下，可通過補貼/退稅等優(yōu)惠政策，彌補經(jīng)濟性的不足，以促進儲能早期發(fā)展。1.2、國內(nèi)：儲能經(jīng)歷四大階段，2021年迎發(fā)展拐點對我國儲能發(fā)展的歷史進行復(fù)盤，并結(jié)合碳中和進程對其未來進程進行預(yù)測。我們認為，我國儲能發(fā)展可大致分為四個階段。第一階段為2016年以前，新能源發(fā)電滲透率較低，儲能主要用于電力系統(tǒng)負荷“削峰填谷”，裝機以抽水蓄能為主。第二階段為2016-2020年，電化學儲能開始走上歷史舞臺以解決新能源發(fā)電滲透率提升帶來的棄風棄光問題。第三階段預(yù)計為2021-2030年，隨著政策鋪墊及電力系統(tǒng)逐漸市場化，電化學儲能將迎來發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)的全面爆發(fā)，預(yù)計2025年國內(nèi)電力系統(tǒng)儲能需求將達76GWh，較2021年CAGR達111%。第四階段為2031-2060年，風光電等不穩(wěn)定電源將成為我國電力系統(tǒng)供電主力，儲能將成為電力系統(tǒng)的核心以保證電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運行。第一階段：以抽水蓄能為主2016年前，我國新能源裝機量占比不足10%，發(fā)電量占比不足4%，滲透率較低，對電力系統(tǒng)影響較小，儲能需求主要來自電力系統(tǒng)“削峰填谷”。我國電力系統(tǒng)負荷特點為白天為負荷峰值，夜間為負荷谷值，發(fā)電側(cè)接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度迎合負荷變化。火電是發(fā)電側(cè)的絕對主力，火電雖可以通過啟停、減少燃料投放等方式控制出力，但一方面啟停成本較高且需要時間進行功率爬坡，另一方面火電在滿負荷運行時的單位收益最優(yōu)、單位污染最低。因此，通過對負荷側(cè)進行削峰填谷是比通過發(fā)電側(cè)火電廠調(diào)節(jié)出力更好的選擇。儲能可以在夜間負荷低谷時充電，白天負荷高峰時放電，來實現(xiàn)負荷端的削峰填谷。彼時電化學儲能成本較高，抽水蓄能是最經(jīng)濟的選擇，因此抽水蓄能占據(jù)彼時儲能市場99%以上的份額。第二階段：電化學儲能開始走上歷史舞臺2016年起，隨著新能源發(fā)電滲透率提升，我國儲能產(chǎn)業(yè)邁入第二階段。2015年我國平均棄風、棄光率分別為15%、14%，隨新能源發(fā)電滲透率的不斷提升，若不對其加以控制，棄風棄光現(xiàn)象將更為嚴重。儲能可以將棄風棄光電量進行存儲，在電力系統(tǒng)需要時釋放，從而解決棄風棄光問題。抽水蓄能電站受地理位置影響，難以與風電、光伏電站共同建設(shè)，而電化學儲能安裝靈活，成為新能源消納的最佳技術(shù)路徑，因此2016年起電化學儲能開始走上歷史舞臺，但是此階段電化學儲能經(jīng)濟效益仍然較差，所以整體裝機規(guī)模仍然較小，2020年累計裝機量僅3.3GW，為風光電累計裝機量的0.6%。第三階段：電化學儲能累計裝機量超過抽水蓄能第三階段預(yù)計為2021-2030年，在此階段，電化學儲能將迎來發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)的全面爆發(fā)。發(fā)電側(cè)：儲能將繼續(xù)承擔促進新能源消納的任務(wù)，各地方政府也各自出臺新能源配儲政策支持發(fā)電側(cè)儲能發(fā)展。電網(wǎng)側(cè)：因新能源發(fā)電機組出力不穩(wěn)定，且無法自主提供調(diào)峰調(diào)頻，故需要其他發(fā)電機組提供調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)，儲能憑借其靈活、精準調(diào)節(jié)的特性，將取代火電機組成為主要調(diào)峰調(diào)頻資源。用電側(cè)：除分布式新能源消納外，儲能可以為用戶實現(xiàn)電價的峰谷價差套利，同時幫助電力系統(tǒng)實現(xiàn)負荷“削峰填谷”。根據(jù)我們測算，此階段電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能將初步具備經(jīng)濟性，2025年中國裝機量需求預(yù)計為76GWh，較2021年復(fù)合增長率高達111%。第四階段：儲能成為新型電力系統(tǒng)核心環(huán)節(jié)第四階段為2031-2060年。預(yù)計從2030年開始，風光電將成為電力系統(tǒng)供電主力，在2060年碳中和背景下，風光電發(fā)電量將占據(jù)總發(fā)電量70%以上，其發(fā)電波動性、不穩(wěn)定性為電力系統(tǒng)帶來挑戰(zhàn)，儲能可通過其調(diào)節(jié)價值、容量價值為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定帶來保障。調(diào)節(jié)價值方面，新能源消納仍是儲能的主要應(yīng)用場景，但在此階段，儲能在新能源出力高峰期存儲的電能，將取代退役的火電機組，成為新能源出力低谷期的主力電源；容量價值方面，儲能將為電力系統(tǒng)尖峰負荷提供容量保障。2、技術(shù)百花齊放，電化學儲能蒸蒸日上2.1、儲能技術(shù)：各有優(yōu)劣，適用于不同場景廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質(zhì)或者設(shè)備，把一種能量形式用同一種或者轉(zhuǎn)換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應(yīng)用需要以特定能量形式釋放出來的循環(huán)過程。根據(jù)能量存儲形式，儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能，其中電儲能是最主要的儲能方式。電儲能中，根據(jù)存儲原理不同又分為電化學儲能和機械儲能。電化學儲能是指二次電池儲能，包括鋰離子電池、鈉離子電池、鉛蓄電池和液流電池等；機械儲能包括重力儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。各技術(shù)路徑各有優(yōu)劣，適用于不同應(yīng)用場景。電化學儲能的額定功率和存儲電量較為靈活，但普遍存在安全或環(huán)保問題，主要用于新能源消納、峰谷價差套利、電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻以及UPS等領(lǐng)域。機械儲能普遍壽命較長，但響應(yīng)時間顯著慢于電化學儲能和電磁儲能，主要用于電力系統(tǒng)調(diào)峰領(lǐng)域。2.1.1氫儲能氫儲能基本原理是將水電解得到氫氣并儲存起來，當需要電能時將儲存的氫氣通過燃料電池或其他方式轉(zhuǎn)換為電能輸送上網(wǎng)。電解水制氫需要大量電能，成本遠高于傳統(tǒng)制氫方式，但因為可再生能源并網(wǎng)的不穩(wěn)定性，我國具有嚴重的棄風、棄光問題，利用風電、光伏產(chǎn)生的富余電能制氫可以有效的解決電解水制氫的成本問題，并解決風光電的消納，因此氫儲能正逐漸成為我國能源科技創(chuàng)新的焦點。但目前我國缺少方便有效的儲氫材料和技術(shù)，且氫儲能能量轉(zhuǎn)換效率較低，因此目前應(yīng)用較少，能否解決這兩方面的問題將成為氫儲能未來能否獲得更多份額的關(guān)鍵。2.1.2機械儲能機械儲能通過物理方法對能量進行存儲，需要時再將機械能轉(zhuǎn)化為電能。機械儲能主要包括重力儲能、抽水蓄能、飛輪儲能和壓縮空氣儲能。1）重力儲能重力儲能介質(zhì)主要分為水和固體物質(zhì)，基于高度落差對儲能介質(zhì)進行升降來實現(xiàn)儲能系統(tǒng)的充放電過程。除較成熟的抽水蓄能外，主流重力儲能方式為EnergyVault（EV）提出的儲能塔，其利用起重機將混凝土塊堆疊成塔，通過混凝土塊的吊起和吊落進行儲能和釋能。根據(jù)EV官網(wǎng)信息，其儲能塔能源效率可達90%，可以在8-16小時內(nèi)以4-8MW連續(xù)功率放電，實現(xiàn)對電網(wǎng)需求的高速響應(yīng)。2）抽水蓄能抽水蓄能電站包含上下兩個水庫，在電力負荷低谷時利用過剩的電力抽水至上水庫，高峰時將水放出，利用水從上水庫流向下水庫時產(chǎn)生的機械能發(fā)電，從而達到調(diào)峰的作用。抽水蓄能可以實現(xiàn)能量的大規(guī)模存儲，因此廣泛應(yīng)用于電力系統(tǒng)調(diào)峰。但由于其響應(yīng)速度較慢，初始投資高，且受地理選址限制，因此未來發(fā)展空間有限。3）飛輪儲能飛輪儲能在儲能時，電能驅(qū)動電機運行，電機帶動飛輪加速轉(zhuǎn)動，飛輪以動能的形式將能量存儲起來；釋能時，高速旋轉(zhuǎn)的飛輪拖動電機發(fā)電，完成機械能到電能的轉(zhuǎn)換。飛輪儲能比功率大，使用壽命長達15-30年，且響應(yīng)速度可以達到毫秒級。因此飛輪儲能主要用于調(diào)頻和UPS。但因為其能量密度低且備電時長無法超過30分鐘，因此無法應(yīng)用于大規(guī)模儲能電站。4）壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能技術(shù)源于燃氣輪機技術(shù)。用電低谷通過電動機帶動壓縮機將空氣壓縮并儲存于儲氣室中，使電能轉(zhuǎn)化為空氣的內(nèi)能以存儲；用電高峰時，高壓空氣從儲氣室釋放，進入燃料室同燃料一起燃燒，驅(qū)動透平做工，帶動發(fā)電機發(fā)電。壓縮空氣儲能是抽水蓄能之后另外一項適合GW級大規(guī)模電力儲能的技術(shù)，除存儲能量高之外，其還具有能量密度和功率密度高、運營成本低、使用壽命長等優(yōu)點，但與抽水蓄能類似，壓縮空氣儲能也受地理條件限制，其需要高氣密性的洞穴作為儲氣室，這也進一步限制了壓縮空氣儲能的發(fā)展。2.1.3電化學儲能電化學儲能即通過電化學反應(yīng)完成電能和化學能之間的相互轉(zhuǎn)換，從而實現(xiàn)電能的存儲和釋放。目前主要應(yīng)用的儲能電池主要包括鉛酸蓄電池、液流電池和鋰離子電池等，未來鈉離子電池隨產(chǎn)業(yè)鏈成熟也將逐步應(yīng)用于儲能。1）鉛酸電池是以二氧化鉛為正極、金屬鉛為負極、硫酸溶液為電解液的一種二次電池，發(fā)展至今已有150多年歷史，是最早規(guī)?；褂玫亩坞姵亍ｃU酸電池的儲能成本低，可靠性好，效率較高，廣泛應(yīng)用于UPS，也是我國早期大規(guī)模電化學儲能的主導技術(shù)路線。但因為鉛酸電池循環(huán)壽命短、能量密度低、使用溫度范圍窄、充電速度慢，且鉛金屬對環(huán)境影響較大，鉛酸電池未來應(yīng)用將會受極大程度限制。2）液流電池技術(shù)路徑包括全釩液流電池、鐵鉻液流電池、鋅溴液流電池等，其中，全釩液流電池綜合性能最佳、商業(yè)化程度最高。液流電池正、負極電解液儲罐獨立分離，放置在堆棧外部，通過兩個循環(huán)動力泵將正、負極電解液通過管道泵入液流電池堆棧中并持續(xù)發(fā)生電化學反應(yīng)，通過將化學能與電能進行相互轉(zhuǎn)換作用來完成電能的儲存和釋放。液流電池功率取決于電極反應(yīng)面積大小，存儲容量則取決于電解液體積與濃度，故液流電池規(guī)模大小設(shè)計更為靈活多變。我們認為，在長時儲能方面，全釩液流電池將具備成本優(yōu)勢，較鋰電池等其他技術(shù)路徑具差異化競爭優(yōu)勢。3）鋰離子電池通過鋰離子在正負極電極材料中的嵌入和脫嵌實現(xiàn)能量存儲。鋰離子電池能量密度較高，壽命長，因此正逐漸成為電化學儲能的主流路線。根據(jù)正極材料的不同，鋰離子電池又分為鈷酸鋰、錳酸鋰、磷酸鐵鋰和三元電池等。磷酸鐵鋰電池在儲能領(lǐng)域綜合優(yōu)勢顯著，其能量密度適中，安全性、使用壽命均優(yōu)于其他電池類型，且成本較低；鈷酸鋰電池因金屬鈷的稀缺性價格遠高于其他電池，且循環(huán)壽命、安全性差，因此在儲能領(lǐng)域幾無應(yīng)用；錳酸鋰電池能量密度與磷酸鐵鋰電池相近，價格雖低于磷酸鐵鋰，但使用壽命低導致其全生命周期度電成本高于磷酸鐵鋰電池，故應(yīng)用較少；三元電池能量密度遠高于其他電池類型，使用壽命也可以達到8-10年，但安全性相對較差，成本遠高于磷酸鐵鋰電池，因此在不需要極高能量密度的儲能領(lǐng)域，應(yīng)用前景弱于磷酸鐵鋰電池。4）鈉離子電池工作原理與鋰離子電池類似，利用鈉離子在正負極之間嵌脫過程實現(xiàn)充放電。鈉離子電池相對磷酸鐵鋰電池安全性能、低溫性能、快充性能更高，成本更低，且鈉資源遠比鋰資源豐富且遍布全球各地，若鈉離子能夠廣泛應(yīng)用，中國將很大程度上擺脫目前鋰資源受限的情況。2.2、市場現(xiàn)狀：存量以抽水蓄能為主，電化學儲能主導增量抽水蓄能占據(jù)儲能絕對份額，鋰離子電池是電化學儲能主流技術(shù)路線。中國各類型儲能裝機量結(jié)構(gòu)與全球情況相似，均以抽水蓄能為主要裝機類型，占據(jù)86%左右裝機容量。中國與全球電化學儲能裝機占比分別為9.2%、7.8%。在電化學儲能中，鋰離子電池占據(jù)主導地位，在中國與全球占比均為90%左右。2017-2021年中國電化學儲能累計裝機規(guī)模增長14倍。中國儲能發(fā)展路徑與全球情況類似，根據(jù)CNESA，2021年中國儲能累計裝機規(guī)模為46.1GW，2017-2021年累計裝機量穩(wěn)步增長。電化學儲能2021年累計裝機量為5.7GW，新增2.5GW/yoy+55%。2.3、應(yīng)用場景：多場景剛性需求，助力儲能高速發(fā)展根據(jù)儲能系統(tǒng)安裝位置，我們將其以發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)分類。隨著共享儲能興起，發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)儲能界限逐漸模糊，我們根據(jù)受益方不同，將新能源配儲歸類為發(fā)電側(cè)儲能、用于調(diào)峰調(diào)頻的儲能為電網(wǎng)側(cè)儲能、用于分布式光儲一體化及削峰填谷儲能為用戶側(cè)儲能。各應(yīng)用場景儲能商業(yè)模式各異，各具應(yīng)用必要性。發(fā)電側(cè)：短期用于新能源消納，長期為滿足“凈負荷”重要途徑新能源發(fā)電不穩(wěn)定，無法完全按照電網(wǎng)調(diào)度指令出力，儲能電站將其多發(fā)電量進行存儲，并在出力低谷時放出，以此協(xié)助新能源消納，并通過多發(fā)的棄風、棄光電量獲取收益?，F(xiàn)階段，我國新能源發(fā)電占比較低，消納問題并不突出，僅靠棄風、棄光電量上網(wǎng)無法補足儲能費用，此商業(yè)模式經(jīng)濟性較差。在新能源高比例接入下，電力系統(tǒng)凈負荷將呈現(xiàn)“鴨型曲線”，在新能源發(fā)電衰退期需有足夠的爬坡資源，并最終在光伏出力為0的階段滿足疊加光伏和風電的凈負荷。碳中和情景下，火電等可調(diào)節(jié)電源占比較低，儲能憑借其快速、精準調(diào)節(jié)的特性，將成為最合適的爬坡資源，并可通過白天利用新能源發(fā)電高峰期存儲的電量滿足夜間用電需求。電網(wǎng)側(cè)：儲能響應(yīng)速度快，是參與輔助服務(wù)的絕佳資源儲能主要通過電力輔助服務(wù)市場實現(xiàn)在電網(wǎng)側(cè)的價值。輔助服務(wù)是市場主體（包括發(fā)電廠商、電力用戶、儲能企業(yè)）為了維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，向系統(tǒng)提供的服務(wù)性產(chǎn)品，主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用容量等。1）調(diào)峰：電力市場改革階段過渡產(chǎn)品我國電力負荷峰谷差較大，而電力現(xiàn)貨市場尚不完善，故推出調(diào)峰輔助服務(wù)，以調(diào)峰補償?shù)姆绞?，推動電力系統(tǒng)供需平衡。未來電力現(xiàn)貨市場逐漸完善，調(diào)峰將逐步退出輔助服務(wù)市場。2）調(diào)頻：儲能調(diào)頻較傳統(tǒng)手段更為高效，是維持電網(wǎng)穩(wěn)定的必要手段調(diào)頻服務(wù)是機組能在短時間內(nèi)跟蹤用電負荷變化，提供調(diào)頻服務(wù)的機組通過接受發(fā)電自動控制信號上調(diào)或下調(diào)其出力，通常情況下，這一調(diào)節(jié)過程在幾秒鐘時間內(nèi)完成。調(diào)頻服務(wù)的目的是糾正系統(tǒng)出現(xiàn)的頻率偏差，維持電力系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定。我國電力系統(tǒng)的額定功率為50Hz，對3GW以上的大容量系統(tǒng)，正常頻率偏差運行值為±0.2Hz，小系統(tǒng)則為±0.5Hz。用戶側(cè)：峰谷價差套利與容量費用管理提供明確收益模式儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能存儲電能，在用電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，從而降低電力使用成本，并實現(xiàn)峰谷電價套利。兩部制電價下，供電部門會以最大需量為依據(jù)，每月收取一定的基本電價。企業(yè)可以利用儲能系統(tǒng)進行容量費用管理，在不影響正常生產(chǎn)的情況下，降低最高用電功率，從而降低容量費用。應(yīng)用現(xiàn)狀：國內(nèi)以新能源配儲為主，全球則以電源側(cè)輔助服務(wù)為最大應(yīng)用場景根據(jù)CESA，目前全球與中國電力系統(tǒng)儲能均以新能源配儲、電源輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)儲能為主，其中，全球三者占比分別為33%、37%、24%，分布較為均衡，中國則分別為45%、29%、22%，新能源配儲占比顯著高于其他場景。3、需求端：經(jīng)濟性逐漸顯現(xiàn)，儲能市場蓄勢待發(fā)3.1、經(jīng)濟性：高電價地區(qū)已具備經(jīng)濟性，降本仍為關(guān)鍵隨著全球碳中和進程加快，新能源發(fā)電占比逐漸增多，儲能重要性凸顯?，F(xiàn)階段，經(jīng)濟性或為抑制儲能放量關(guān)鍵因素。因此，我們在本章節(jié)對不同情景下儲能經(jīng)濟性進行測算，以對歐洲、美國儲能裝機是否源自自發(fā)性需求進行研判，并探尋中國儲能迎來內(nèi)生需求時間節(jié)點，進而為美國、歐洲、中國儲能未來需求測算提供依據(jù)。目前，海外因電價峰谷價差較大、電價平均水平高、補貼支持力度大，即使儲能系統(tǒng)價格較高，亦可實現(xiàn)經(jīng)濟效益。對于中國，因電價較低、峰谷價差不足、補貼力度小等因素，儲能經(jīng)濟性仍較差，儲能市場化應(yīng)用仍在探索階段。2021年以來，中國對于新型儲能支持力度逐漸加大，通過多方面政策完善儲能商業(yè)模式（拉大峰谷價差、支持電化學儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)、探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本納入輸配電價回收、研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制、免除向電網(wǎng)送電的獨立儲能電站輸配電價和政府性基金及附加、地方政府對分布式儲能進行補貼等），以此促進儲能經(jīng)濟性，助其盡快實現(xiàn)市場化發(fā)展。除商業(yè)模式不完善外，儲能系統(tǒng)成本高、利用小時數(shù)不足為儲能經(jīng)濟效益差的主要瓶頸。我們預(yù)計隨關(guān)鍵原材料價格邊際下行，儲能系統(tǒng)成本將逐漸降低；利用小時數(shù)問題，則將伴隨商業(yè)模式完善、儲能市場主體地位被確認等，逐漸解決。對于采用兩部制電價的工商業(yè)用戶，儲能可助其實現(xiàn)峰谷價差套利的同時，降低最大需量，實現(xiàn)多元化經(jīng)濟收益。根據(jù)我們測算，對于成本為1.5元/Wh的儲能系統(tǒng)，若能同時實現(xiàn)峰谷價差套利+需量費用管理，IRR可超過10%，經(jīng)濟效益極佳。對于參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的機組，其收益按照調(diào)節(jié)里程測算，故我們對調(diào)頻儲能單位里程成本測算。核心假設(shè)如下：儲能功率為1MW，配儲時長0.5小時，系統(tǒng)單位成本為3元/Wh，電池使用壽命為5年，年運維費用為初始投資1%，儲能調(diào)頻響應(yīng)時間為1.8分鐘，間隔時間2分鐘，調(diào)頻出力系數(shù)為0.8，年運行天數(shù)300天，貼現(xiàn)率為8%。在我們假設(shè)條件下，測算得出調(diào)頻儲能里程成本約為4.58元/MW。目前，全國輔助服務(wù)市場已漸趨成熟，按效果付費、“誰收益誰承擔”等模式逐漸普及，調(diào)頻儲能已有較大獲益空間。以湖北省為例，其調(diào)頻里程補償=調(diào)節(jié)里程*綜合調(diào)頻性能指標（KP）*出清價格*調(diào)節(jié)系數(shù)，其中，綜合調(diào)頻性能指標（KP）=調(diào)節(jié)速率（K1）*調(diào)節(jié)精度（K2）*調(diào)節(jié)時間（K3），上限為3，儲能可達到理論上限；調(diào)頻里程價格下限為5元/MW；儲能調(diào)節(jié)系數(shù)為0.7。因此，在最低報價下，儲能可獲得理論補償為10.5元/MW，遠高于單位里程成本。此外，當報價相同時，將根據(jù)KP決定出清順序，儲能KP可達到理論上限，故將優(yōu)先出清，利用小時數(shù)具有保障。3.2、市場空間：中美歐齊頭并進，預(yù)計2025年全球需求超280GWh3.2.1美國：政策持續(xù)發(fā)力，儲能有望持續(xù)領(lǐng)跑全球2021年美國電化學儲能裝機3.5GW/yoy+133.3%，連續(xù)兩年超過翻倍增長。2022年美國儲能繼續(xù)維持高增長態(tài)勢，一季度裝機0.96GW/yoy+240%。展望未來，隨拜登政府對新能源

及儲能補貼力度加大，我們認為美國儲能將維持高增速。從裝機場景來看，美國儲能以表前為主，88%裝機為表前儲能，主要原因為電網(wǎng)老舊，同時新能源發(fā)電占比逐年提升，需配備儲能以協(xié)助消納，滿足電網(wǎng)調(diào)度需求。工商業(yè)與戶用儲能目前占比較低，但隨補貼力度加大，疊加美國當?shù)仉娏κ袌龀墒欤?jīng)濟性凸顯，增速或?qū)⒏哂诒砬皟δ堋τ诠ど虡I(yè)及戶用儲能，目前加州為美國最主要需求來源，主要原因為加州對分布式能源及儲能進行SGIP補貼，疊加ITC退稅政策，加州用戶側(cè)儲能經(jīng)濟性極佳。展望下一階段，美國戶儲ITC期限延長，將有效提振戶儲需求，此外，2022上半年歐洲戶儲需求爆發(fā)給我們帶來啟示，用電穩(wěn)定性為居民側(cè)剛需，美國近年來極端天氣增多，2021年德州等地曾出現(xiàn)大規(guī)模斷電現(xiàn)象，戶儲需求或接棒歐洲，迎來爆發(fā)。我們預(yù)計2025年美國工商業(yè)、戶用儲能需求分別為5.9GWh、13.5GWh，2021-2025年CAGR分別為109%、96%。3.2.2歐洲：2022年需求迎爆發(fā)，高電價+補貼為儲能需求提供保障2020年歐洲電化學儲能新增裝機0.8GW，同比降低11%。家用儲能新增裝機1.07GWh，同比增長43.5%，假設(shè)平均配儲時長2小時（參考特斯拉

powerwall），占全部儲能比重達67%。歐洲成為全球最大家用儲能市場，主要源于德國家用儲能的高滲透率。德國擁有全球最高的家庭電價，因而催生出極高的戶用光伏需求。同時，德國完善的電力市場現(xiàn)貨交易系統(tǒng)和針對戶用儲能的補貼政策，使戶用儲能具有較好的經(jīng)濟性。我們認為，在下一發(fā)展階段，得益于明確的商業(yè)模式和政府補貼，德國家用儲能將持續(xù)提升在存量戶用光伏中的滲透率。歐洲其他國家也開始在政策端發(fā)力，例如，英國國家電網(wǎng)電力系統(tǒng)運營商推出每周一次的儲能容量拍賣試驗，并于2020年10月推出其動態(tài)遏制響應(yīng)服務(wù)；瑞典2021年起向安裝家用儲能系統(tǒng)的個人提供稅收減免；意大利2020年6月推出新生態(tài)獎勵政策，翻新項目相關(guān)的光伏和儲能系統(tǒng)可以享受110%的稅收減免?；跉W洲各國對儲能的政策及補貼，歐洲儲能經(jīng)濟性已打通，戶用儲能市場需求開始崛起。我們將歐洲戶用儲能與其他儲能分別測算，預(yù)計2025年歐洲戶用儲能需求將為20.95GWh，其他儲能需求6.5GWh，合計27.45GWh，2021-2025年CAGR達77.3%。3.2.3中國：頂層政策指引，高增可期中國電化學儲能快速增長，但整體規(guī)模尚小。2021年，中國電化學儲能裝機2.4GW/yoy+53%。2022上半年，儲能維持高增速，裝機0.39GW/yoy+70%。中國電化學儲能在2017-2021年實現(xiàn)了近乎從無到有的突破，2017年累計裝機量僅0.4GW，而至2021年增長逾13倍，累計裝機量達到5.7GW。于中國而言，目前儲能經(jīng)濟性仍較差，尚不具備儲能發(fā)展條件，但是強配儲能政策可有效刺激短期儲能需求，疊加大基地與整縣推進項目帶來旺盛集中式、分布式風光電需求，儲能短期裝機有望高速增長。長期來看，風光發(fā)電量占比將持續(xù)提升，且國家陸續(xù)出臺政策增厚儲能經(jīng)濟效益（完善電力現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場、積極探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本納入輸配電價回收、研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制、免除向電網(wǎng)送電的獨立儲能電站輸配電價和政府性基金及附加、拉大峰谷價差等），儲能經(jīng)濟性邊際向好，我們看好國內(nèi)儲能長期發(fā)展前景。我們將中國儲能裝機按照發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)進行預(yù)測，預(yù)計2025年三個場景裝機需求分別為53.93GWh、7.6GWh、14.76GWh，合計76.3GWh，2021-2025年CAGR達111%。3.2.4其他市場：不同地區(qū)各具潛力，儲能需求將逐步釋放2021年，除中美歐的其他市場合計儲能裝機僅2GW，尚未形成規(guī)?；瘧?yīng)用。不過，多地區(qū)已具備儲能發(fā)展土壤，需求或?qū)⒅鸩结尫?。韓國儲能裝機曾于2018年領(lǐng)跑全球，但彼時儲能安全設(shè)計欠佳，且電池以三元路線為主，安全事故頻發(fā)，近兩年儲能實現(xiàn)負增長，展望未來，隨LG等龍頭企業(yè)開始發(fā)展磷酸鐵鋰電池，液冷溫控、消防產(chǎn)品逐漸成熟，安全問題困擾降低，韓國儲能有望重回增長；澳大利亞電力現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場發(fā)展成熟，風光電普及率高，疊加多個州政府推出退稅/補貼政策，儲能發(fā)展條件已完備，靜待放量。此外，日本通過資金撥款支持儲能發(fā)展，非洲地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)較差，需配備儲能替代部分電網(wǎng)作用。綜合來看，我們認為，隨著碳中和進程不斷推進，中美歐外其他地區(qū)儲能也將逐步放量，預(yù)計2025年需求為25.3GWh，2021-2025年CAGR為58.6%。3.2.5其他儲能場景：通訊儲能穩(wěn)步發(fā)展，便攜式儲能藍海初現(xiàn)通信儲能：鋰電替代加速，預(yù)計2025年全球裝機60GWh根據(jù)全球各地區(qū)通信市場現(xiàn)狀及對鋰電池需求來看，通信儲能主要分為兩大需求市場：

1）亞太（除中日韓）、非洲、中東和南美市場。此區(qū)域通信環(huán)境相對落后，對基站、后備電源的性能要求高，鋰電池較鉛酸電池更具優(yōu)勢；2）中日韓、歐洲及北美市場：5G基站加速建設(shè)，帶動鋰電需求，同時鋰電儲能在4G基站逐步替換鉛酸電池，帶來增量空間。根據(jù)GGII預(yù)計，2025年全球基站鋰電池需求將達到60GWh。便攜式儲能：碳中和背景下新型衍生市場，預(yù)計2025年全球需求15GWh碳中和背景下，風光電大比例并網(wǎng)，供電穩(wěn)定性難以保障，在碳中和進程較快的歐美國家，應(yīng)急備用電源已成為生活必要備用品，因此，便攜式儲能需求應(yīng)運而生。除緊急備電外，便攜式儲能還可用于戶外旅行等場景。根據(jù)GGII預(yù)計，2025年全球便攜式儲能鋰電池需求將為15GWh，2021-2025年CAGR達80%。電力系統(tǒng)儲能5年約17倍增長空間：綜合我們對全球各地區(qū)電力系統(tǒng)及其他儲能測算，預(yù)計2025年全球儲能需求將達288GWh，2021-2025年CAGR達53%。其中，電力系統(tǒng)儲能2025年需求將達213GWh，2021-2025年CAGR達78%，將主導儲能增量。根據(jù)BNEF預(yù)測，2025年儲能系統(tǒng)成本將為約1.4元/Wh，2025年全球儲能市場空間將達4032億元。4、供給端：各類玩家紛紛切入，逐鹿確定性最強賽道儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要包括電池原材料及生產(chǎn)設(shè)備供應(yīng)商等；中游主要為電池、電池管理系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)以及儲能變流器供應(yīng)商；下游主要為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商以及終端用戶等。4.1、儲能電池：降本與提升循環(huán)壽命為關(guān)注主線完整的電化學儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）