1、 鋰電儲能行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈研究報告五年三千億，能源革命是最大驅(qū)動力 報告綜述鋰電儲能應(yīng)用廣泛，裝機規(guī)模持續(xù)提升潛力巨大電儲能一般指電能的儲存和釋放的循環(huán)過程，可按照存儲原理的不同分為電化學(xué)儲能和機械儲能兩類。其中，鋰電儲能是電化學(xué)儲能的主要技術(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，裝機規(guī)模持續(xù)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(qū)動力電力系統(tǒng)是儲能的最大應(yīng)用場景。能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型對電網(wǎng)的沖擊是發(fā)輸配電側(cè)儲能的底層邏輯，未來 5 年需求約 131GWh，年均復(fù)合增速 74%；多因素作用推動用電側(cè)儲能快速發(fā)展，未來 5 年需求約 93GWh，年均復(fù)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(yīng)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(yù)計 2030 年儲能需求超 500GWh，市場空間近 3800 億元。商業(yè)模式逐漸清晰，經(jīng)濟性拐點打響裝機發(fā)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(dǎo)致統(tǒng)一口徑的成本評價較為困難。根據(jù)我們的測算，在用電側(cè)，儲能度電成本約 0.51 元/kWh，在工商業(yè)/大工業(yè)場景基本具備套利空間；在輸配電側(cè)，儲能里程成本約 3.93 元/MW，在電力輔助服務(wù)市場基本具備盈利空間；在發(fā)

3、電側(cè)，當(dāng)前配置儲能已具備經(jīng)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(jīng)濟性拐點，新能源側(cè)儲能裝機將持續(xù)高增。產(chǎn)業(yè)鏈分析：格局初顯，建議關(guān)注電池與PCS環(huán)節(jié)儲能電池是未來降本的核心環(huán)節(jié)，磷酸鐵鋰有望成為主流技術(shù)路線，頭部動力電池廠商具備顯著的技術(shù)與規(guī)模優(yōu)勢。儲能變流器與光伏逆變器技術(shù)同源，頭部供應(yīng)商的產(chǎn)品及渠道優(yōu)勢明顯，有望復(fù)制光伏逆變器格局。系統(tǒng)集成服務(wù)排名競爭焦灼，差異化增值服務(wù)是核心競爭要素。BMS 技術(shù)壁壘較高，算法和芯片是核心競爭要素。1 鋰電儲能應(yīng)用廣泛，裝機規(guī)模持續(xù)提升潛力巨大電儲能一般指電能的儲存和釋放的循環(huán)過程，一般分為電化學(xué)儲能和機械儲能。從廣義上講，儲能是指通

4、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)并存儲起來，以備在需要時釋放的循環(huán)過程，一般可根據(jù)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(xué)儲能和機械儲能兩類。其中，電化學(xué)儲能是指利用化學(xué)元素做儲能介質(zhì)，充放電過程伴隨儲能介質(zhì)的化學(xué)反應(yīng)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(zhì)，充放電過程儲能介質(zhì)不發(fā)生化學(xué)變化，主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等。抽水蓄能裝機規(guī)模最大，鋰電儲能快速發(fā)展。抽水蓄能作為機械儲能的一種技術(shù)類型，早在 20 世

5、紀(jì) 90 年代就實現(xiàn)了商業(yè)化應(yīng)用，是目前技術(shù)成熟度最高、存儲成本最低、使用壽命長、裝機規(guī)模最大的儲能技術(shù)。根據(jù) CNESA，截至 2020 年 9 月，全球已投運電力儲能項目的累計裝機規(guī)模達 186.1GW，其中抽水蓄能累計裝機規(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，近幾年新增裝機較小。與此同時，鋰離子電池儲能技術(shù)作為電化學(xué)儲能的主要技術(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，裝機規(guī)模持續(xù)提升。截至 2020 年 9 月，全球電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模達 10.90GW，占比約 5.9%；其中鋰電儲能裝機規(guī)

6、模 9.81GW，在電化學(xué)儲能中占比約 90%，是第二大規(guī)模的儲能技術(shù)類型。2020 年前三季度全球新增投運電化學(xué)儲能裝機規(guī)模為 2.66GW，同比增長約 167%；其中鋰電池儲能裝機規(guī)模約 2.62GW，占比約 98.4%。電化學(xué)儲能產(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)鏈中游主要為儲能系統(tǒng)的集成與制造，對于一個完整的儲能系統(tǒng)，一般包括電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）以及儲能變流器（PCS）四大組成部分。其中，電池組是儲能系統(tǒng)的能量核心，負(fù)責(zé)電能的存儲；BMS 是系統(tǒng)的感知

7、核心，主要負(fù)責(zé)電池監(jiān)測、評估和保護以及均衡等；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，進行交直流的變換。產(chǎn)業(yè)鏈下游主要為不同應(yīng)用場景的運維服務(wù)等，如儲能可用于電力系統(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、峰谷價差套利、容量電費管理等功能；其他應(yīng)用場景還包括通信基站、數(shù)據(jù)中心等的備用電源，以及為機器人系統(tǒng)供電，保障高性能武器裝備的穩(wěn)定運行等。2 五年三千億市場空間可期，能源革命是核心驅(qū)動力2.1 能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型對電網(wǎng)的沖擊是發(fā)輸配電側(cè)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(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)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(lián)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(xiàn)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(fēng)電、太陽能發(fā)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(biāo)計劃，計劃將 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)蘇計劃，其中約 30%經(jīng)費將用來協(xié)助歐洲綠色轉(zhuǎn)型，為 2050

9、年實現(xiàn)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(xié)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(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（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)及土地利用活動排放等。根據(jù)國際可再生能源署（IR

10、ENA），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、能效提升、碳捕獲與儲存技術(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)化時期的升幅控制在 2以內(nèi)的目標(biāo)，IRENA 預(yù)測到 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(fā)電的比例需大幅上升至 86%， 對應(yīng)每年超過 520GW 的新增可再生能源發(fā)電裝機。2.1.2 可再生能源波動性與電網(wǎng)穩(wěn)定性的根本性矛盾催生儲能需求電力系統(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，發(fā)、輸、配、用瞬時同步完成，整個電力系統(tǒng)時刻處于一個動態(tài)的平衡狀態(tài)。在穩(wěn)態(tài)運行時，電力系統(tǒng)中發(fā)電機發(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，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，否則將對負(fù)載或發(fā)電設(shè)備的運行產(chǎn)生影響，嚴(yán)重時甚至導(dǎo)致頻率崩潰，造成大面積停電。可再生能源發(fā)電

12、具有很強的間歇性和波動性。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性特征。例如，風(fēng)力發(fā)電是由自然風(fēng)吹動風(fēng)機的葉片，帶動傳動軸轉(zhuǎn)動，把風(fēng)的動能轉(zhuǎn)化為機械動能再轉(zhuǎn)化為電能，風(fēng)力間歇性的特點導(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)電功率受光照強度直接影響，雖然一個地區(qū)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(nèi)具有一定的隨機性，因此光伏發(fā)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(wǎng)將對電網(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

13、跟隨負(fù)荷變化，還要平衡新能源出力波動，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(yīng)的波動幅度，因此對于電網(wǎng)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(wǎng)沖擊較小，可通過預(yù)測間歇性可再生能源機組發(fā)力，以及加強調(diào)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(wǎng)沖擊較大，此時電網(wǎng)靈活性要求大大增加，短期內(nèi)需要增加調(diào)頻電站，

14、中長期需引入需求側(cè)管理與儲能技術(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(yīng)對電源端和負(fù)荷端的隨機變化。英國8.9大停電事故與高比例風(fēng)電機組并網(wǎng)有關(guān)。2019 年 8 月 9 日下午 5 點左右，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、威爾士等多個地區(qū)地鐵停運、機場癱瘓等，甚至部分醫(yī)院由于備用電源不足無法進行醫(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

15、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)擾動時，系統(tǒng)備用不足未能及時彌補功率缺額導(dǎo)致事故發(fā)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(wěn)定電網(wǎng)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(fā)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(fēng)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(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻，增強電網(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

16、電側(cè)儲能的本質(zhì)用途基本相同，涉及的主要是利益分配問題。對于發(fā)電側(cè)和輸配電側(cè)儲能，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)配置儲能，主要涉及的是利益分配問題。具體來講，在我國現(xiàn)行輔助服務(wù)市場補償機制下，是由發(fā)電機組單邊承擔(dān)輔助服務(wù)費用，享用服務(wù)的終端用戶并不承擔(dān)費用，即提供高于自身強度的輔助服務(wù)的發(fā)電機組將獲得補償，而補償費用將分?jǐn)傊撂峁┑陀谧陨韽姸鹊姆?wù)的發(fā)電機組，可簡單理解補償和分?jǐn)傎M用在不同發(fā)電機組間打轉(zhuǎn)。2018 年國內(nèi)新增電化學(xué)儲能裝機 700MW，電網(wǎng)側(cè)儲能裝機占比從 3%增至 21.4%。20

17、19 年初, 國網(wǎng)和南網(wǎng)發(fā)布的指導(dǎo)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(wǎng)側(cè)儲能計入有效資產(chǎn)，通過輸配電價疏導(dǎo)。對于國網(wǎng)和南網(wǎng)的最初設(shè)想，可以簡單理解為部分電力輔助服務(wù)的費用由發(fā)電企業(yè)轉(zhuǎn)移至電網(wǎng)公司。由于當(dāng)時儲能的經(jīng)濟性不足，這樣的機制有利于迅速做大儲能規(guī)模，保障電網(wǎng)穩(wěn)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(fā)改委、國家能源局發(fā)布新修訂的輸配電定價成本監(jiān)審辦法，明確電儲能設(shè)施不計入輸配電定價成本。2019 年輸配電側(cè)儲能新增裝機迅速下降，與此同時發(fā)電側(cè)儲能新增裝機迅速提高。發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)儲能新增裝機此消彼長的關(guān)系側(cè)面印證了儲能在

18、這兩個應(yīng)用場景的本質(zhì)用途基本相同，需求只是在不同主體間轉(zhuǎn)移。此外，國外機構(gòu)也通常將發(fā)電側(cè)和輸配電側(cè)儲能歸類為電表前端儲能。未來 5 年發(fā)輸配電側(cè)的儲能系統(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)儲能的本質(zhì)用途基本相同，因此我們在預(yù)測市場空間時將發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)合并計算，同時考慮到發(fā)電側(cè)與輸配電側(cè)的一些特性需求，預(yù)計總市場空間高于我們的預(yù)測值。根據(jù)我們的測算，預(yù)計 2021-2025 年發(fā)輸配電側(cè)的儲能需求約 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(fā)輸配電側(cè)儲能需求約 44-62GWh。長期來看，預(yù)計 2030 年儲能系統(tǒng)需求約 234GWh。2.2 多因素作用推動用電側(cè)儲能快速發(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)展為儲能提供市場基礎(chǔ)。儲能在用戶側(cè)主要與分布式電源配套，或作為獨立儲能電站應(yīng)用，其用途主要為電力自發(fā)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(fā)達國家用電成本高昂，如居民電價是中國的 2-4 倍，且呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢。以美國為例，根據(jù)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(fù)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(fā)電機組、提高輸電電壓等技術(shù)進步可提升效率降低電價。目前電力工業(yè)技術(shù)較為成熟，通脹一般是影響電力價格的主要因素。根據(jù) EIA 的預(yù)測，2019-2050 年美國名義電價年均復(fù)合增速約為 2.30%，而真實電價（以 2019 為基準(zhǔn)）變動很小。因此，預(yù)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(qū)分布式光伏系統(tǒng)早已實現(xiàn)用電側(cè)平價，分布式光伏系統(tǒng)快速發(fā)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(fā)展提供堅實的市場基礎(chǔ)。上網(wǎng)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(wǎng)補貼（FIT）政策對用戶輸送給電網(wǎng)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(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，各國的 FIT 和 NEM 正逐步到期或削減，而儲能的推廣應(yīng)用可以減少行業(yè)對 FIT 及 NEM 等政策的依賴，分布式搭配儲能自發(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)模的停電事件時有發(fā)生，儲能接受度提升。（1）美國電力系統(tǒng)主要由東部電網(wǎng)、西部電網(wǎng)和德克薩斯州電網(wǎng)組成，其中大部分輸配電設(shè)施由 500 多家互相獨立的私營

22、公司運營。美國電網(wǎng)的特殊結(jié)構(gòu)造成了電網(wǎng)難以優(yōu)化配置和統(tǒng)一管理，同時美國電網(wǎng)發(fā)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(tǒng)穩(wěn)定性較差。2019 年 10 月，美國加州山火事件造成了大規(guī)模停電事件，電力公司 PG&E 的 500 多萬用戶均存在斷電風(fēng)險，并且每次斷電可能持續(xù)數(shù)天。近期來看，2020 年 12 月底，美國東部多地遭遇冬季風(fēng)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(qū)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(shù)地區(qū)超過 15 萬用戶斷電；美

23、國西海岸遭遇風(fēng)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(tǒng)管理水平有限，發(fā)電機組及輸配電設(shè)施時常發(fā)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(shè)施的外部事件，導(dǎo)致南非經(jīng)常發(fā)生不同規(guī)模的停電事件。南非電力公司 Eskom 將全國性分區(qū)停電的措施分為八級，其中最嚴(yán)重的八級限電指電網(wǎng)必須節(jié)約 8000MW 的電力。2019 年底，南非施行了前所未有的六級限電，其嚴(yán)重程度相當(dāng)于在 4 天內(nèi)遭到 18 次停電，每次最多 4 個半小時，或者在 8 天內(nèi)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(shù)多達 1

24、900 萬人。2020 年南非已多次發(fā)生不同規(guī)模的限電事件，2021 年狀況依舊沒有改觀，根據(jù)新聞報道，南非電力公司 Eskom 預(yù)計今年 4 月份前每周都會出現(xiàn)電力短缺情況。頻繁的停電事件對現(xiàn)代生產(chǎn)生活造成了很大的影響,儲能的應(yīng)用可以保障電力的連續(xù)供應(yīng)，儲能接受度逐步提升。2010-2019 年鋰電池價格下降 87%，帶動系統(tǒng)成本快速下降，儲能經(jīng)濟性逐漸顯現(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格的下降幅度達 87%，帶動儲能系統(tǒng)成本迅速下降。目前儲能應(yīng)用經(jīng)濟性拐點快速臨近，有望激發(fā)需求迅速增長。未來 5

25、 年用電側(cè)的儲能系統(tǒng)需求約 93GWh，年均復(fù)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(xiàn)。考慮到在儲能用戶側(cè)，與分布式電源配套或作為獨立儲能電站的應(yīng)用場景和客戶群體均有較高的相似性，因此在預(yù)測市場空間時忽略了作為獨立儲能電站的需求，預(yù)計總市場空間高于我們的預(yù)測值。根據(jù)我們的測算，預(yù)計 2021-2025 年發(fā)用電側(cè)的儲能需求約 93GWh，年均復(fù)合增速約 95%，其中 2025 年用電側(cè)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(fā)輸配電側(cè)儲能需求約

26、32-50GWh。長期來看，預(yù)計 2030 年儲能系統(tǒng)需求約 190GWh。2.3 5G 基站建設(shè)周期帶動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。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)，通過小基站的補充使用提升 5G 基站的覆蓋范圍。“宏基站+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)

27、節(jié)奏，我們預(yù)計在 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， 小基站建設(shè)數(shù)量近 1000 萬個，建設(shè)節(jié)奏上預(yù)計 2020-2021 年達到高潮，隨后數(shù)量慢慢減少。5G 基站功耗大幅提升 2.5-4 倍，帶動后備電源擴容需求大幅增加。基站主設(shè)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(fù)責(zé)基帶數(shù)字信號處理，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)字信號轉(zhuǎn)為模擬信號，再調(diào)制成高頻射頻信號，放大至足夠功率

28、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(shù)路線。通信設(shè)備的電源系統(tǒng)對可靠性和穩(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，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。但進入 5G 時代后，由于 5G 基站的功耗大幅提升，而現(xiàn)有機房空間和設(shè)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(huán)壽命、快速充放等方面具備明顯優(yōu)勢，可減少對市電增容改造的需求，降低建設(shè)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(shù)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(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)三大通信運營商與中國鐵塔相繼發(fā)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(tǒng)需求近 35GWh。根據(jù)我們的測算，預(yù)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(zhuǎn)型加速，光儲充模式有望推廣汽車電動化轉(zhuǎn)型加速，未來 5 年充電設(shè)施有望新增約 440 萬臺。2020 年國內(nèi)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(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，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；全年累計銷量 136.7 萬輛，同比增長 10.9%。我們預(yù)計明年銷量有望達到 200 萬輛，按照新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃

31、（20212035 年）中提出的 2025 年電動化目標(biāo) 25%，預(yù)計 2025 年銷量超 600 萬輛，未來 5 年國內(nèi)電動車年均復(fù)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(xù)提升，根據(jù)中國電動充電基礎(chǔ)設(shè)施促進聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2020 年充電基礎(chǔ)設(shè)施新增 46.2 萬臺，同比增加 12.4%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)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(chǔ)設(shè)施累計數(shù)量 為 168.1 萬臺，同比增加 37.9%，其中公共充電基礎(chǔ)設(shè)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(shè)

32、施車樁比約為 6：1；假設(shè) 2025 年車樁比 約為 4.8：1，則 2021-2025 年我國需新增電動汽車充電設(shè)施 383 萬臺。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。光儲充一體化充電站模式有望推廣，未來 5 年國內(nèi)儲能系統(tǒng)需求約 6.8 GWh。“光儲充”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)與儲能系統(tǒng)，形成多元互補的微電網(wǎng)系統(tǒng)，緩解充電樁大電流充電時對區(qū)域電網(wǎng)的沖擊。新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（20212035 年）明確提出，鼓勵“光儲充放”（分布式光伏發(fā)電儲能系統(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

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(jù)我們的測算，預(yù)計 2021-2025 年光儲充一體化的儲能系統(tǒng)需求約 6.8 GWh，其中 2025 年儲能系統(tǒng)需求約 3.62GWh；長期看來，預(yù)計 2030 年儲能系統(tǒng)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(jù)我們的測算，預(yù)計 2021-2025 年全球儲能系統(tǒng)需求超 270GWh，其中 2025 年儲能系統(tǒng)需求超 100GWh。 考慮儲能系統(tǒng)平均每年價

34、格下降 8%，未來 5 年儲能系統(tǒng)市場空間合計約 3400 億元，其中 2025 年儲能系統(tǒng)市場空間近 1200 億元。長期來看，預(yù)計 2030 年儲能系統(tǒng)需求超 500GWh，市場空 間近 3800 億元。3 商業(yè)模式逐漸清晰，經(jīng)濟性拐點打響裝機發(fā)令槍3.1 儲能可用于電力系統(tǒng)全環(huán)節(jié)，備電時長差異導(dǎo)致統(tǒng)一口徑的成本評價較為困難儲能可應(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)，儲能在三個環(huán)節(jié)均有應(yīng)用。在發(fā)電側(cè)，儲能主要用于電力調(diào)峰、輔助動態(tài)運行、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；在輸配電側(cè)，儲能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設(shè)備擴容升級等；在用電側(cè)，儲能

35、主要用于電力自發(fā)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(tǒng)一，使得單位成本對備電時長非常敏感，統(tǒng)一口徑的成本評價較為困難。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)致了儲能系統(tǒng)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(tǒng)總?cè)萘吭酱螅謹(jǐn)傊羻挝蝗萘康钠渌杀揪驮降汀８鶕?jù)美國可再生能源國家實驗室（NREL），同樣為 60MW 的儲能系統(tǒng)，備電時長 0.5 小時與 4 小時的系統(tǒng)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(tǒng)一口徑的成本評價方式。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)套利場景的運行策略，一般配置時長約 3 小時。不同地區(qū)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(xù)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(yè)及大工業(yè)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(qū)峰谷時段不同，一般考慮配置時長 3 小時。全國工商業(yè)、大工業(yè)

37、峰谷價差中位數(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）主要利用儲能進行峰谷價差套利和容量費用管理。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，截止 2020 年 12 月底已有 26 個地區(qū)發(fā)布新版銷售電價表，其中 15 個地區(qū)制定了峰谷分時電價，工商業(yè)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(qū)，達到 0.99-1.00 元/kWh；大工業(yè)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(qū)，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(shù)發(fā)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(biāo)。基于儲能全生命周期建模的儲能平準(zhǔn)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(biāo)，其算法是對項目生命周期內(nèi)的成本和放電量進行平準(zhǔn)化后計算得到的儲能成本，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(fā)達省份已具備

39、套利空間，目前廣東還未發(fā)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(qū)的峰谷時段，儲能運行策略還有很大的優(yōu)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(cè)：里程成本約 3.93 元/MW，電力輔助服務(wù)市場具備盈利空間電力輔助服務(wù)市場建設(shè)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(guī)模快速增加，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)市場體系。根據(jù)中國儲能網(wǎng)報道，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 個電力輔助服務(wù)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(wǎng)、河北南部電網(wǎng)、京津唐電網(wǎng)公布了電力輔助服務(wù)市場運營和交易規(guī)則。2020 年以來，全國各省份至少出臺 23 份相關(guān)政策文件，列舉了與儲能參與電力輔助服務(wù)市場的相關(guān)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(diào)峰與調(diào)頻是儲能獲取收益的主要來源。多個省份參與調(diào)峰服務(wù)已具備盈利空間。據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，在已發(fā)布調(diào)峰輔助服務(wù)市場規(guī)則文件的省份中，約有 13 個省份明確儲能可參與調(diào)峰。根據(jù)我們在前文的測算，配置時長 3h 的儲能系統(tǒng)度電成本約 0.51 元/kWh，參考各地區(qū)調(diào)峰補償價格，在東北、安徽、山西、江蘇、青海等多個地

41、區(qū)已具備盈利空間。儲能是一種優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源，里程成本是評價儲能電站參與調(diào)頻經(jīng)濟性的重要指標(biāo)。儲能單位功率的調(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，儲能對水電機組、燃?xì)鈾C組、燃煤機組的替代效果分別達到 1.67 倍、2.5 倍、25 倍。根據(jù)知網(wǎng)文獻，里程成本是指在功率型調(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, 里程成本是評價儲能電站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻或二次調(diào)頻經(jīng)濟性的重要指標(biāo)。考慮時間價值后，其算法是對項目生命周期內(nèi)的成本和調(diào)頻里程進行平準(zhǔn)化后計算得到的儲能成本，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。儲能里程成本約為 3.93 元/MW，多個

42、省份參與調(diào)頻服務(wù)已具備盈利空間。根據(jù)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(diào)頻效率、響應(yīng)調(diào)頻時間遠(yuǎn)優(yōu)于其他類型機組，補償系數(shù)也應(yīng)高于其他類型機組。在參與調(diào)頻服務(wù)的應(yīng)用場景中，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、四川等多個省份已基本具備盈利空間。3.4 發(fā)電側(cè)：強制性配套政策疊加經(jīng)濟性拐點，新能源側(cè)儲能裝機持續(xù)高增2020 年政策密集發(fā)布，風(fēng)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(fēng)電場 50MW 工程公開招標(biāo)，要求配套建設(shè) 1 個及以上的 10MW/10MWh

43、 容量或累計 30MW 及以上容量的電化學(xué)儲能電站，拉開了風(fēng)光強配儲能的大幕。進入 2020 年以來，各地政府和省網(wǎng)公司紛紛出臺相關(guān)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(guān)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(yōu)先并網(wǎng)”也由電網(wǎng)企業(yè)與新能源開發(fā)商私下達成的一種潛規(guī)則逐漸變?yōu)槊饕?guī)則。地方性補貼政策陸續(xù)落地，后續(xù)有望迎來補貼政策窗口期。（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

44、儲能，并給予 1 毛/kWh 補貼，同時優(yōu)先保障消納，保證儲能設(shè)施利用小時數(shù)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(fā)布關(guān)于進一步促進光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見（征求意見稿），文件明確對 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(tǒng)，自項目投運次月起對儲能系統(tǒng)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(xù)有望引領(lǐng)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(fā)電側(cè)配置儲能已基本具備經(jīng)濟性，光儲電站可實現(xiàn)項目 IRR 8%以上。為了探究配置儲能對于新能源發(fā)電項目的影響，我們假設(shè)了三個情景：基準(zhǔn)情景設(shè)定為一個典型的光伏電站，測算項目 IRR 約為 8.3%；假設(shè)情景 1 為在基準(zhǔn)情景上配置儲能系統(tǒng)，但儲能系統(tǒng)僅用作減少棄光率用途，測算項目 IRR 約為 7.3%；假設(shè)情景 2 在假設(shè)情景 1 的基礎(chǔ)上，考慮儲能系統(tǒng)同時參與調(diào)頻服務(wù)，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(wù)市場，將對經(jīng)濟性有較大提升，基本實現(xiàn)項目 IRR 8%以上的收益率要求。近兩年新能源發(fā)電側(cè)儲能新增

46、裝機年均增速 88%。據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會（CESA）統(tǒng)計, 2020 年國內(nèi)新增投運的新能源發(fā)電側(cè)儲能裝機約 259MW，占比約 33.0%；據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)統(tǒng)計，2018 年國內(nèi)新增投運的新能源發(fā)電側(cè)儲能裝機約 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(xiàn)儲能作為能量的“搬運工”，其價值等于電力系統(tǒng)平抑波動性的邊際成本。儲能本身不產(chǎn)生能量，只是能量的“搬運工”，

47、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。因此，儲能的價值應(yīng)等于電力系統(tǒng)平抑波動性的邊際成本，即當(dāng)電力系統(tǒng)需要平抑的波動性越小時，儲能的價值也越低。在新能源發(fā)展初期，比如新能源發(fā)電占比小于 3%時，電力需求本身的波動超過了新能源發(fā)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(fā)電比例的不斷提高，對電網(wǎng)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(jīng)驗來看，海外發(fā)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(lián)合發(fā)電機組參與調(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

48、種。此外，海外峰谷價差以及輔助服務(wù)價格由市場定價，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，大大改善儲能的盈利狀況。國內(nèi)現(xiàn)行輔助服務(wù)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(wù)市場是在 2006 年原國家電監(jiān)會建立的輔助服務(wù)補償機制的基礎(chǔ)上，引入了一些如競價等市場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償機制。具體來講，一方面，現(xiàn)行輔助服務(wù)市場補償機制采用的是發(fā)電機組單邊承擔(dān)輔助服務(wù)費用的模式，而最終享用服務(wù)的終端用戶并不承擔(dān)費用；另一方面，輔助服務(wù)定價不考慮機會成本，只是對機組提供輔助服務(wù)的成本近似補償。因此在現(xiàn)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(xiàn)貨市場有望建立，并在不同時刻形成充分反應(yīng)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(jù)能源雜志援引的勞倫斯伯克利實驗室（LBNL）針對美國四個區(qū)域電力市場的定量分析，當(dāng)間歇性可再生能源發(fā)電容量占比提升至 40%時，現(xiàn)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(chǎn)業(yè)鏈分析：格局初顯，建議關(guān)注電池與 PCS 環(huán)節(jié)4.1 電池：未來降本的核心環(huán)節(jié),磷酸鐵鋰有望成為主流技術(shù)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(tǒng)成本構(gòu)成來看，電池是成本最高的環(huán)節(jié)，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(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，鋰電池得以大規(guī)模應(yīng)用，不斷促進技術(shù)進步，疊加規(guī)模效應(yīng)及生產(chǎn)效率提高帶動成本快速下降，激發(fā)終端市場規(guī)模進一步擴大，形成正向循環(huán)。隨著汽車產(chǎn)業(yè)電動化加速，以及鋰電儲能逐漸放量，超大規(guī)模應(yīng)用將加速成本下降的過程。根據(jù) 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(tǒng)下降的最大驅(qū)動力。目前電池占儲能成本的比重約 53%，是第一大成本環(huán)節(jié)；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(shù)路線。電化學(xué)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(xué)儲能的主流技術(shù)路線，可根據(jù)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(shù)路線。對比三元鋰電池，磷酸鐵鋰電池?zé)岱€(wěn)定性強，內(nèi)部化學(xué)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(huán)次數(shù)大于 3500 次，具有更好的循環(huán)壽命；正極材料不含貴金屬，且工藝環(huán)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(yīng)用場景相對固定，尺寸和重量設(shè)計相對靈活，因此不是儲能系統(tǒng)設(shè)備選型的優(yōu)先考量因素。綜合考量兩種技術(shù)路線的優(yōu)勢與劣勢，

52、磷酸鐵鋰電池更加貼合儲能場景的應(yīng)用需求，有望成為儲能的主流技術(shù)路線。2019 年國內(nèi)電力系統(tǒng)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(chǎn)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(shù)路線的特斯拉、LG 化學(xué)等廠商具備較強的先發(fā)優(yōu)勢和品牌優(yōu)勢，隨著國內(nèi)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(shù)與規(guī)模優(yōu)勢是核心競爭要素。鋰電池行業(yè)技術(shù)壁壘較高，正極、負(fù)極、隔膜、電解液等材料配比需要長期技術(shù)沉淀。當(dāng)前鋰電池占系統(tǒng)成本較高，且循環(huán)壽命和深度放電等都對系統(tǒng)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(huán)節(jié)，技術(shù)進步推動降本的壓力主要在電池環(huán)節(jié)，技術(shù)領(lǐng)先的企業(yè)先發(fā)優(yōu)勢明顯。另一方面，電池工業(yè)規(guī)模效應(yīng)明顯，頭部企業(yè)有望在競爭中充分發(fā)揮成本優(yōu)勢，擠壓競爭對手的生存空間。寧德時代 2019 年國內(nèi)市場份額第一，規(guī)模領(lǐng)先第二名一倍以上。根據(jù) CNESA 的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，在 2019 年國內(nèi)新電化學(xué)儲能市場中，裝機規(guī)模排名前十