1、新能源儲能行業研究：碳中和至_儲能風起一、經濟性拖累前期推廣節奏，能源轉型持續催生儲能需求儲能協助提升系統價值，電力系統中需求場景多元電力是需要維持瞬時平衡的復雜系統，需要源網荷儲之間相互配合，共同助力維持電網的 穩定性。儲能作為電力系統的蓄水池，協助電力系統進行電量與電力的實時平衡。儲能的 價值是依托于系統而存在的，在不同場景下儲能需求有所差異，按照當前的應用場景劃分， 主要包括發電側、電網側和用戶側三個方向：發電側儲能用于大規模風光并網，通過負荷 跟蹤、平滑輸出等解決新能源消納問題，實現電網一次調頻；電網側儲能可布置于電網樞 紐處，既提供調峰調頻等電力輔助服務，也可聯合周邊新能源電站提升新

2、能源消納；用戶 側儲能在分布式發電、微網及普通配網系統中通過能量時移實現用戶電費管理與需求側響 應，實現電能質量改善、應急備用和無功補償等附加價值。電化學儲能適用場景豐富，新能源配儲帶動儲能需求提升。電化學儲能在電網側和用戶側 早已有應用，受儲能項目經濟性影響和以火電為主的能源結構影響，電化學儲能在儲能裝 機占比仍處于低位。隨著場景逐步豐富，電化學儲能規模及占比持續提升，截至 2020 年，全球電化學儲能累計裝機 14.2GW（同比+49.2%），占儲能系統裝機 的 7.4%；國內電化學儲能累計裝機 3.27GW（同比+91.2%），占整體儲能的 9.2%。值得注 意的是，20 年我國新增電化

3、學儲能裝機達 1.56GW（同比+145%），配儲政策釋放儲能需求， 國內新增儲能裝機首次突破 GW 大關。動力電池協助培育儲能產業鏈，安全和經濟性為核心關注點。動力電池多年發展為儲能產 業鏈培育奠定基礎，儲能系統的針對性的設計進一步帶動儲能普及。儲能項目共有安全和 經濟性兩大核心關注點，安全性影響競爭壁壘，經濟性影響推廣節奏。安全是儲能推廣的 首要條件，隨著準入門檻和流程標準提高，電池、BMS 和儲能系統設計更具針對性，儲能 的安全性有望持續提升。經濟性影響儲能的推廣節奏和產業鏈各環節話語權，經濟性不滿 足的情況下，儲能建設多以強制配儲為主，內生增長動力欠缺。經濟性：個別場景經濟性已符合要求

4、，內生增長動力仍需提升電化學儲能經濟性仍有待提升，個別場景下已能滿足收益要求。經濟性影響儲能自發性推 廣節奏和儲能產業鏈各器件話語權，當前儲能項目初始投資成本仍較高，拖累儲能項目的 經濟性。此外，在儲能實際運行過程中，售電收入的增值稅、系統循環效率和儲能壽命等 因素也會對儲能項目產生影響。我們按照儲能獲取收益的典型模式，測算不同模式下儲能 電站收益情況，當前高電價差區域的峰谷電價模式項目 IRR 較高，原有高補貼光伏電站配 備的儲能項目收益率已經滿足商業化運營的收益要求。模型假設：儲能 EPC 成本下降，電池壽命及充放電效率提升儲能 EPC 成本：儲能的 EPC 建設成本與產品價格和放電時長均

5、有關，20 年以來公示的儲能項目 EPC 價格呈現下降態勢，風電配儲（1C，充電時間 1 小 時）的最低中標價格已經從 20 年初的 2.154 元/Wh 下降到 1.634 元/Wh，降幅達 24.1%。 光伏配儲（0.5C，充電時間 2 小時）的最低中標價格從 20 年初的 1.448 元/wh 下降到年底 的 1.06 元/wh（降幅達 26.8%），其中示例項目的風光配儲價格不同主要受放電時長和電池 倍率影響。20 年底三家中標候選單位儲能系統（0.5C，充電時間 2 小時）報價分別為 1.06-1.231 元/Wh， 考慮到土建等費用仍需資本投入，我們假設發電側和電網側 2 小時放電

6、時長的儲能 EPC 項 目平均建設成本為 1.3 元/Wh，用戶側儲能因規模小，平攤到單 Wh 的土地成本和土建成本 較高，我們假設用戶側儲能 EPC 建設成本約 1.6 元/wh。電池壽命：儲能電池在使用一段時間后，電池容量會發生衰減，影響儲能系統全生命周期 的平均充電深度。根據寧德時代儲能產品說明書，在 25且 SoH（State of Health，電池 健康度）70%的限制條件下，不同冷卻方案和充放電倍率下，儲能電池的使用壽命在 5300 次-8000 次。我們假設在儲能循環 6120 次（儲能系統運行約 17 年）的情況下，儲能電池 全生命周期的平均充放電深度為 85%，因 Soh

7、降至 70%以下后，電池仍有回收以及梯次 利用價值，我們假設殘值率為 10%。循環效率：儲能系統由電池、PCS（儲能變流器）、EMS（能源管理系統）、BMS（電池管 理系統）、支撐結構和其他電器元件構成。各轉換器件在運行中均有能量損耗，導致儲能系 統的充電量和放電量之間存在差值。從各公司的官網產品披露情況看，PCS 的循環效率在 95-99%之間，箱式儲能系統的循環效率約 85%-88%以上，考慮箱式儲能系統外仍有變壓 器等能量耗損器件，我們假設基準條件下儲能系統的循環效率為 85%。需求場景：高棄電率、高補貼、高峰谷電價差地區 IRR 可達要求儲能系統的需求場景多元，當前主要分為發電側自用、

8、電網側輔助服務和用戶側峰谷調節 模式等。儲能在發電側可以協助電源滿足調度系統調節的需要，減少棄電量，增加售電收 入。按照 2020 年 5 月發布的新疆電網發電側儲能管理暫行規則，發電側儲能電站可以 有兩種不同的運作模式：（1）棄光嚴重時期作為自用容量，放電收益享受光伏電站的補貼 標準；（2）棄光不足時期作為調峰可用容量，享受 0.55 元/kWh 的充電補貼，放電收益按 標桿上網電價進行結算。此外，對于高峰谷電價的區域，一般工商業和大工業客戶可以通 過儲能系統在谷電價充電，峰電價時期自用，降低自身的用能成本。我們按照全年運行 360 天，每天一次充放電操作，測算不同場景下的儲能電站收益情況。

9、發電自用模式：選擇新疆、甘肅、浙江和西安平價電站進行測算，其中新疆地區光伏電站 的補貼電價采用原有三類資源區光伏電站補貼后上網電價 0.9 元/kwh，甘肅和浙江分別是 西部集中式基地和東南部分布式電站的代表。輔助服務模式：電站可以用作調峰可用容量，輔助電網進行調峰調頻，并獲得調峰調頻補 償。當前電力市場輔助服務市場的調峰和調頻補償額度以市場競價為主，火電、水電等發 電企業與儲能、綜合能源服務商共同決定輔助服務價格。以江蘇關于做好輔助服務（調 峰）市場試運行有關工作的通知為例，調峰輔助服務最高限價為 0.6 元/kwh，未報價機 組臨時調用價格為 0.15 元/kwh，對應的調頻里程申報價格在

10、 0.1-1.2 元/MW，輔助服務市 場報價范圍波動大，火電等原有已裝機電站的邊際調節成本低，參與輔助市場的里程優勢 明顯，儲能電站主要勝在響應速度，輔助服務市場對儲能電站影響主要在于拓展收入來源。峰谷電價管理模式：一般工商業及大工業用戶是社會用能主體，用電高峰多處于峰電價時 期，用能成本較高。工商業及大工業用戶可以通過儲能系統在谷電價時期充電，峰電價時 期放電自用，協助降低企業的用能成本。此外，我們選用北京地區（峰谷價差最高）和山 東地區（峰谷價差中等）的峰谷電價，測算儲能系統的收益水平。 經濟性是影響儲能自發性需求的重要因素。參考中國神華發布的產業基金公告（編號：臨 2019-062），

11、設立的國能基金可投資光伏、風電和儲能等項目，股東回報要求門檻降至 6% 以上，一定程度上反映了運營商對于項目回報的要求。我們認為經濟性是影響儲能推廣的 重要因素，原有高上網電價且存在棄光棄風的電站、高峰谷電價差以及儲能扶持政策地區 的儲能項目自發需求或將逐步釋放。經濟性是影響儲能自發性需求的重要因素。參考中國神華發布的產業基金公告（編號：臨 2019-062），設立的國能基金可投資光伏、風電和儲能等項目，股東回報要求門檻降至 6% 以上，一定程度上反映了運營商對于項目回報的要求。我們認為經濟性是影響儲能推廣的 重要因素，原有高上網電價且存在棄光棄風的電站、高峰谷電價差以及儲能扶持政策地區 的儲

12、能項目自發需求或將逐步釋放。發電自用模式：原有高補貼電價的新疆地區的 IRR 達到了 11.36%，受益于當地 1 元/kwh 的度電補貼，西安地區的 IRR 達到了 25.22%，甘肅和浙江儲能系統 IRR 均低于 6%，當前 儲能系統的經濟性尚不能激發投資者自發購置需求；輔助服務模式：新疆地區調峰補償價格較高（0.55 元/kwh），IRR 亦接近了 6%，考慮到輔 助服務市場逐步走向市場化，新疆的固定調峰補償金額已經接近江蘇省調峰可用容量價格 上限（0.6 元/KWh），我們認為調峰輔助服務仍將以靈活性改造的火電為主，在解決儲能參 與輔助服務市場主體身份后，部分火電靈活性調節不足或有高固

13、定價格區域電化學儲能需 求或增加。峰谷電價管理模式：峰谷電價管理模式的經濟性與當地的峰谷電價差息息相關，當前固定 電價模式下，北京用戶側峰谷電價管理 IRR 可達 12.23%（峰谷價差 1.13 元），山東省用戶 側峰谷電價管理 IRR 可達 4.52%（對應峰谷電價差為 0.72 元/Wh）。考慮到未來電力市場 化交易逐步普及，受套利行為反饋，峰谷電價差額及持續時間仍有不確定性，或影響用戶 側電價管理模式需求。敏感性分析：補貼水平EPC 建設成本當地電價電池循環壽命充放電深度循環效率環境因素：廣東平價電站配儲 IRR 最高，峰谷電價超 0.75 元/wh 區域工商業配儲已滿足收 益率要求。

14、儲能依托于系統而存在，當地的上網電價及峰谷電價差是儲能系統外最重要的 變量，顯著影響儲能的收益率水平。從電價敏感性測算看，高上網電價區域（廣東 0.4529 元/Kwh）的發電側自用容量模式 IRR 約 2.32%，儲能系統降本后，存在棄電的風電光伏電 站配儲需求或逐步釋放；峰谷電價差超 0.75 元/Wh 的區域用戶側管理 IRR 亦超過 6%，滿 足安全標準的工商業儲能電站也有望逐步建設。補貼與建設成本是影響經濟性的關鍵變量，電池技術創新以及系統優化持續將帶動儲能經 濟性提升。為比較不同因素對于儲能項目收益率的影響，我們選取典型區域上網電價（甘 肅、浙江）和峰谷價差（山東）情況，針對發電自

15、用模式以及峰谷電價管理模式，對各主 要影響因素當前數值以及潛在的可能性，進行敏感性測試，探究建設情況對儲能經濟性的 影響。按照 IRR 影響程度排序，補貼水平、EPC 建設成本、電池循環壽命以及循環效率對 儲能系統收益影響較大。以當前情形測算，若每度充電補貼在 0.25 元以上時，甘肅和浙江 電站的發電自用模式儲能電站 IRR 均能超過 6%。此外，從各項影響因素看，EPC 建設成 本、循環次數、循環效率和充放電深度均與電池有關，彰顯電池環節在儲能系統中的重要 地位。二、路徑推演：自發性需求分區域釋放，技術進步穩步推進區域特征：高上網電價區域內生需求率先釋放各省份上網電價差異明顯，高上網電價區

16、域內生需求有望率先釋放。各省間風光平價項目上 網電價差異較大，西部資源區如新疆上網電價低至 0.2423 元/kwh，廣東等高上網電價區域 可達 0.4529 元/kwh，儲能項目 IRR 對當地上網電價敏感，高電價區域自發性配儲需求有望 率先釋放。多省峰谷電價差在 0.75 元/kwh 以上，調峰補償仍將以火電為主。峰谷電價套利是用戶側 電化學儲能早期推廣的激勵因素，受限于儲能成本較高，峰谷電價管理節約的電費不足以 滿足電化學儲能支出成本。以北京、江蘇等為代表的 4 省市一般工商業或大工業用電的峰 谷價差超過 0.75 元/kWh，當前用戶側峰谷電價套利空間仍在。建設成本：技術持續推動產業鏈

17、降本，海外直接從補貼入手技術推動儲能成本下降，國內鐵鋰電池降本遠快于海外。儲能系統成本仍處于下降區間， BNEF 預計 2025 年儲能系統平均價格降至 203 美元/kWh，有望較 2019 年下降 39%，電 池是帶動儲能降本的主力。BNEF 儲能成本統計范圍為全球范圍內的鋰電項目，部分項目亦 采用了海外高價位電池。海外多地為儲能提供補貼，直接提升儲能電站的經濟性。儲能系統降本是循序漸進的，美 國加州等地區在減稅、儲能補助推出扶持政策，直接降低了儲能的建設成本，帶動儲能系 統普及。2017 年 10 月，美國推出 ITC 政策（Investment Tax Credit，投資稅收減免），由

18、 光伏充電的儲能項目可按照儲能設備投資額的 30%抵扣應納稅，直接提升儲能項目經濟性。 2020 年開始，新裝居民及商業用戶光伏設備減免比例將降為 26%（2020 年）、22%（2021 年），從 2022 年開始，僅商業用戶光伏設備可享受 10%的減免比例，促進儲能項目平穩發 展。此外， 2008 年美國加州 SGIP 計劃（Self-Generation Incentive Program）將儲能納 入補貼范圍，分布式光伏電站配備的儲能$2.5/W 的補貼，2009 年補貼范圍拓展至分布式儲 能電站，隨著技術進步 SGIP 補貼逐步降低，并在每一年按照申請時間劃分不同階段，各階 段補貼逐

19、步下降，加快儲能建設節奏。循環壽命：超長續航電池仍在推進，系統協助延長循環次數材料體系創新增強電池壽命，特斯拉和寧德均提出長壽命電池計劃。長續航電池是車廠和 電池企業的共同追求，特斯拉亦于 19 年推出行駛百萬英里的長壽 命電池規劃，特斯拉長壽命電池通過使用大單晶結構，使材 料穩定性更強，不易在電池充電的過程中破裂，進而提升電池壽命，減少性能衰減。從電 池材料體系看，系統保護和 BMS 優化，助力提升系統使用壽命。動力電池多年發展為儲能產業鏈奠定了良 好基礎，儲能系統的針對性的設計進一步帶動儲能普及。比亞迪、寧德時代等廠商針對儲 能系統推出液冷產品（BYD CubeT28、CATL EnerO

20、ne 等），增加儲能電池的保護措施，科 工針對電池管理系統的三級架構逐步推廣（單體電池管理模塊(BMU)、電池組管理模塊 (BCMU)、電池系統管理模塊(BAMS)），華為針對電池組推出組串式儲能系統，解決電池模 組串聯失配、電池簇間并聯失配、電池溫升差異等問題，協助增加儲能系統壽命。循環效率：針對性設計釋放潛力，項目經驗助力效率提升系統優化助力效率提升，各器件均需協助增效。儲能系統在運營過程中需要進行交直流轉 換、電壓升降、控制電池溫度，各系統運營過程中也需要損耗電量，系統的循環效率與 BMS、 PCS、EMS 等器件作用有關。以 PCS 器件為例，PCS 負責系統的充放電、黑啟動、并離 網

21、運行功能、高低電壓穿越和孤島保護等功能，內部功率半導體的控制能力是決定 PCS 效 率的重要因素。此外，BMS 系統可以針對當地的溫度情況靈活配置降溫策略以及降溫出口 方向，助力系統循環效率提升。針對性配置降低器件種類，減少項目電力耗損。海外大型儲能系統已經普遍采用 1500V 高 壓系統，高電壓系統有三方面的優勢：一是與 1500V 光伏系統相呼應；二是系統能量密度 和能源循環效率會大幅提高；三是系統集成成本、集裝箱、線損、占地和施工成本會大幅 減少。 從 21 年儲能展參展廠商的產品布局看，針對光伏系統的 1500V 系統已經普及，陽光電源、 比亞迪、華為、索英電氣等廠商提出適用 1500

22、V 電壓方案，減少光儲系統額外器件和電費 損耗，帶動儲能系統成本下降。此外，隨著儲能項目增加，項目經驗亦有望帶動儲能系統 優化，助力循環效率提升。儲能經濟性穩步提升，23 年新能源自發配儲需求或逐步崛起儲能經濟性穩步提升，帶動儲能自發性需求。受益于電池降本以及針對性設計，儲能 EPC 價格有望持續下降，考慮到潛在降本空間，我們預計系統降本速度或逐步減慢，預計 25 年 儲能系統單位 Wh 成本或降至 0.9 元。儲能電池技術進步降低儲能衰減速度，我們預計電池 循環次數和全生命周期平均充放電深度均有望提升，25 年儲能電池有望達到循環壽命 7920 次，對應全生命周期充放電深度 87.5%。循環

23、效率提升主要受益于儲能各環節優化，我們 預計 25 年整體循環效率有望達到 89%。各省份收益率差異明顯，23 年起部分省份新能源配儲有望升至 6%以上。23 年起湖南和廣東新能源配儲 IRR 已經超過 6%，后續年份達到收益率要求省份逐步增多，自 發性配儲需求有望在十四五末期大幅提升。三、儲能增加系統靈活性，系統價值、容量作用、安全價值并存儲能依托系統而存在，價值不止于充放電價差和調頻里程。峰谷電價和棄電現象本質上是 電力在時空上存在著供需不平衡，通過價格和調度手段調節發電和負荷運轉，促進電網電 力維持供需平衡。儲能項目具備和電網雙向互動能力，帶有“源”和“荷”雙重特征，其對于電 網的作用并

24、非只有峰谷電量調劑，增加系統的穩定性，協助維持電力網絡的瞬時平衡，是 儲能對于系統的價值所在。此外，儲能能夠協助用電系統擴容，保障數據中心和基站的用 電安全，我們認為儲能項目的經濟性是影響儲能推廣的充分而非必要條件，儲能的系統價 值、容量和安全價值亦將加速儲能推廣。系統價值：增加電網消納能力，降低電站系統棄電率電網是需要瞬時平衡的系統，外送線路的容量和調峰調頻余量均限制了電網消納能力。在 電網運行過程中，外送線路容量有限，變壓器變電功率限制了輸出的最大電力，主變受阻 時需限制機組輸出功率，造成限電。此外，調度系統需要為電源和負荷波動留出余量，全 額消納意味著有充足靈活性電源/負荷調節，靈活性改

25、造的火電和儲能調節余量也是可再生 能源消納的限制因素，可調節余量不足也會限制光伏電站的輸出功率，造成限電棄電現象。儲能種類與電力系統息息相關，抽水儲能為前期發展重點，電化學儲能占比持續提升。火 電站發電功率高，頻率波動較小，儲能需求更多來自下游負荷端的波動，抽水儲能電站能 夠滿足前期大規模峰谷調節的需要。光伏與風電發電具有天然波動性，需要通過火電或者 儲能進行頻率和峰谷調節。相較于抽水和飛輪等機械儲能，電化學儲能能量密度高、場地 限制低、投資周期短，成熟度亦高于電磁儲能等新技術。風光裝機量大幅提升拖累電網消納水平，30/60 戰略下電網消納壓力凸顯。復盤風電光伏發 展歷史，15-16 年光伏風

26、電裝機大幅提升，2016 年全國光伏/風電棄電率一度升高至 10/15% 以上，主要能源基地的棄電率在 30%以上，16 年以后限制高棄電區域裝機、調度系統全力 保障新能源并網和電網建設等措施多管齊下，棄電率持續下降。30/60 戰略下裝機中樞已定， 2030 年非化石能源在一次能源占比將達到 25%，2030 年風電光伏累計裝機達 12 億千瓦以 上，我們預計十四五棄電率或將提升。儲能抑制光伏出力的波動性，減少電網調度難度和功率輸出限制，系統增益發電或遠高于 儲能電量。光伏出力受光照強度和天氣情況影響，波動性較大，能源基地在可調節余量和 上網通道不足時，限制光伏電站總出力功率，導致棄電。一方

27、面，儲能可以增加光伏系統 出力（輸出功率）的穩定性，降低對電網調節余量需求（收益：減少電站的輔助服務支出， 降低調度系統對電站的功率限制基于調節余量考慮 ，在下游需求高時增加對電網的放電 量，降低棄電）。另一方面，下游需求不足時，儲能系統可以直接儲電，減少棄電量。效益測算：儲能協助降低棄電率，高棄電情況下作用顯著。從系統角度出發，將儲能項目 看做光伏系統的成本，測算不同棄光率情況下儲能項目對整體系統的收益情況。假設配備 10%的儲能，能夠降低系統棄電率 10%，則棄光率高的地區配備儲能后系統 IRR 顯著高于 不配備儲能電站，考慮 21 年后儲能 EPC 逐步降本，儲能對于系統的增益效果有望提

28、升。容量作用：降低客戶容量電費，協助電廠極限調頻將發電側節約成本內化為用電側節約電費，協助用戶側快速擴容。在兩部制電費標準下， 大工業用電除了依電表讀數繳費外，還需要依容量電價繳費。終端客戶用電曲線亦有起伏， 傳統用電模式下需要為潛在用電高峰設置充裕變壓器容量，提高變電站固定建設成本。通 過儲能平滑用戶側的用電曲線，減少額外的電網建設和用戶容量電費支出，將節省的電網 建設費用，內化為用戶側所節約的用電成本，協助用電側和電網側共享電網優化效益。此 外，在實際經營過程中，充電站和工廠擴容受到主變和配網線路等多處環節制約，電網核 準-施工等流程亦需要時間，儲能協助終端用戶快速擴容，安裝節奏更為靈活。

29、儲能深度參與火電調頻，提高系統反應速度。根據輔助服務市場考核指標，除了調頻里程 外，調頻速度和調頻精度也是影響輔助服務收益的重要因素。儲能系統具備高低穿功能， 同時實現一次、二次調頻和快速功率控制等多種運行模式，快速響應電網調度，支撐電網 能力更強。電力輔助服務補償費用大幅增長，火電廠加配儲能動力提升。從電力輔助服務補償費 用的結構上看，19 年上半年調峰補償費用總額 50.09 億元，調頻補償費用總額 27.01 億元， 合計 77.1 億元（同比增長 70.80%），占總補償費用的 59.17%。考慮到火電機組靈活性改 造能力限制以及儲能調頻精度/速度優勢，我們認為雖然十四五期間大規模調峰

30、調頻等輔助 服務仍將由火電承擔，火儲調頻場景也將支撐儲能需求增長。安全價值：協助數據與通信領域，保障電力供應穩定性5G 基站能耗大幅提升，儲能保障需求增加。根據通信協會測算，5G 基站平均能耗為 2700W， 約為 4G 能耗的 3-5 倍， 25 年新建設需求為 435 萬個，帶動鋰電基站儲能需求增長。數據中心建設興起，關注 UPS 電源需求。四部委于 20 年 12 月聯合發布指導意見，探索建立電力網和數據網協同運行機制，降低數據中心用電成 本，加快數據中心節能和綠色化改造等主要任務。考慮到磷酸鐵鋰電池較鉛酸電池循環次 數、使用壽命和環保等方面均有優勢，數據中心儲能需求有望增加。四、儲能市

31、場增長空間廣闊，經濟性拐點有望來臨新能源配儲需求旺盛，支撐儲能快速增長新能源裝機快速增長，儲能系統重要性凸顯。雙碳目標下新能源大幅接入為電力系統運行 提出挑戰，儲能協助提升可再生能源電能質量和并網率，提升電力系統的安全性，儲能與 新能源發電、電力系統協調優化運行已成為實現雙碳目標的必由之路。強制配儲政策已出，帶動儲能需求快速釋放。在國家清潔能源消納三年行動計劃任務 （2018-2020）帶動下，國內調度系統大力保障清潔能源消納，國內清潔能源利用率逐年 提升。我們認為消納責任逐步轉向電網與社會共擔，新疆、青海、寧夏，山 西等主要清潔能源基地多設置了裝機配儲要求，儲能逐漸成為優先進入新能源發電市場

32、的 先決條件，21 年儲能需求有望快速釋放。市場空間：降本與政策鼓勵雙管齊下，儲能是未來的高成長賽道短期來看，新能源強制配儲及補貼政策帶動，國內電化學儲能進入快速發展通道。根據 CNESA（中關村儲能產業技術聯盟）預測，保守場景下十四五期間我國儲能系統累計裝機 CAGR 有望超 60%，25 年儲能系統累計裝機約為 35.5GW-55.9GW。長期來看，能源結構轉型和降本持續催生儲能需求，儲能是未來全球范圍的高成長賽道。 根據 BNEF 預測，基本場景下（不考慮補貼支持政策），全球儲能市場累計裝機量預計將從 2019 年的 11GW/22GWh（PCS 裝機/電池裝機，下同）增至 2050 年

33、 1,676GW/5,827GWh， 30 年間 CAGR 有望達到 18%。樂觀場景下（補貼支持帶動），考慮儲能的正外部性，若政 策給予稅收以及電價補貼，儲能資本支出經調整后是基本情景下儲能成本的 30%，則 2050 年全球儲能市場規模將達 3.7TW/14.0TWh，是基本情景下 2050 年市場規模的兩倍有余。 結構上，到 2050 年全球電網級儲能項目預計占比約 70%，其余約四分之一為居民及工商 業用戶側儲能。測算驗證：新能源配儲打底，25 年儲能電池需求有望超 60GWh發電側：21 年風光配儲需求或達 8.31GW，25 年配儲需求或超 20GW。強制配儲政策下， 儲能裝機主要

34、受各省份平價項目建設影響。根據各省份的風光累計裝機占比及協會對于十 四五風光裝機預測，按照儲能配置比例要求，我們測算得 21 年潛在風光配儲需求達 8.31GW， 考慮到年底搶裝下，儲能電站的建設節奏或滯后與風電光伏電站，我們預計 21 年風光配儲 需求仍有望達 8.31GW。從十四五期間看，考慮到 23 年以前大部分省份新能源配儲經濟性 承壓，棄電率仍處于低位，系統價值尚未顯現，我們預計 21-23 年配儲電站占比和儲能配 置要求基本不變，行業增長主要來自可再生能源裝機量提升。23 年以后儲能項目價值和系 統價值有望逐步顯現，我們預計配儲電站占比和配置要求均會提升，25 年強制配儲需求有 望

35、超 20GW。探索儲能納入輸配電價回收，電網側儲能建設速度或回暖。征求意見稿鼓勵儲能作為獨立 市場主體參與輔助服務市場，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，研究探索將電網替 代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，不能列入輸配電價顯著拖累了 19 年以來電網側 儲能建設速度，替代性儲能設施列入輸配電價后電網側儲能建設速度有望加快。用戶側儲能主要受終端峰谷電價管 理需求影響，前期高峰谷電價區域支撐需求，隨著儲能成本下降，峰谷電價管理使用需求 有望拓展，容量價值有望顯現。預計 25 年電網、電源側輔助服務和國內用戶側儲能需求有 望達到 2.35GW。預計 25 年發電側強制配儲、輔助服務、電網側和用

36、戶側儲能需求有望達到 22.6GW，對應 儲能電池需求約 45.2GWh。考慮到磷酸鐵鋰儲能反應速度和壽命均優于鉛酸電池，我們預 計 25 年基站和數據中心也將大部分采用鐵鋰儲能電池。以 19 年數據中心數量測算，對應 的儲能電池需求約 14GWh，25 年數據中心數量有望進一步提升，疊加 25 年 5G 基站配儲 需求約 5GWh，我們預計 25 年儲能電池需求或可超 64GWh。話語權：前期電池占核心地位，后期系統集成有望成行業制高點核心稟賦構筑各細分行業壁壘。儲能行業中，電池與 BMS 作為技術復雜程度較高的細分行 業，技術壁壘相對較高，核心壁壘分別為電池成本控制、安全性、SOC（Sta

37、te of Charge） 管理和均衡控制等；PCS 基于電力電子能量轉換，發展較為成熟，核心壁壘為循環效率； 系統集成業務打通產業鏈，不僅需要涉及電化學、電力電子、IT、電網調度等諸多領域和技 術，還要深度理解下游不同行業應用場景，未來的綜合門檻較高。當前儲能的運營模式仍 有待拓展，系統集成的核心壁壘為項目獲取能力、成本控制與系統效率。配儲政策驅動階段，成本重要性凸顯，電池企業的話語權較高。根據 BNEF 統計，電池作 為儲能系統核心，2019 年電池成本占儲能系統的 50%以上。根據我們對 IRR 的敏感性測 算，除了補貼和峰谷電價等外部因素外，系統內對于 IRR 影響靠前的 EPC 建設成本、循環 次數和充放電深度均主要受電池影響。考慮到 23 年前儲能項目收益率尚不能滿足要求，強 制配儲貢獻項目主力，我們預計成本占比高且對收益率影響大的電池環節將掌握產業鏈較 高話語權，顯著影響了終端運營商的投資決策。內生增長階段，電站控制系統及循環效率等重要性逐漸顯現，有整體解決方案的廠商有望 脫穎而出。儲能的價值不止項目自身的經濟性，更多來自于系統優化帶來的收益。據關 于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿），儲能的獨立市場主體地位有望得到 確認，在儲能項目自身