2021年儲(chǔ)能行業(yè)研究報(bào)告1.全球儲(chǔ)能市場(chǎng)已經(jīng)具備大規(guī)模發(fā)展的條件1.1.儲(chǔ)能是全球能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程中不可或缺的環(huán)1.1.1.長期減排目標(biāo)確立，能源轉(zhuǎn)型任重道遠(yuǎn)2020年下半年以來，全球主要經(jīng)濟(jì)體陸續(xù)提出長期“碳中和”目標(biāo)，減排已成全球共識(shí)。2020年9月，在第七十五屆聯(lián)合國大會(huì)一般性辯論上提出2030碳達(dá)峰、2060碳中和的目標(biāo)，歐盟領(lǐng)導(dǎo)人則于12月歐盟冬季峰會(huì)上就2050年前實(shí)現(xiàn)碳中和的減排目標(biāo)達(dá)成一致，美國總統(tǒng)拜登也在此前的競(jìng)選綱領(lǐng)中提出爭(zhēng)取在2050年前實(shí)現(xiàn)碳中和。從設(shè)定的時(shí)間節(jié)點(diǎn)來看，全球主要經(jīng)濟(jì)體實(shí)現(xiàn)碳中和的時(shí)間僅剩30-40年，減排進(jìn)程急需加速。能源轉(zhuǎn)型是各經(jīng)濟(jì)體實(shí)現(xiàn)長期碳排放目標(biāo)的必經(jīng)之路。化石能源的使用是全球碳排放的主要來源，根據(jù)國際能源署（IEA）的統(tǒng)計(jì)，2019年石油、煤炭、天然氣等傳統(tǒng)化石能源在全球一次能源消費(fèi)中的占比仍高達(dá)85%，可再生能源的占比僅為10%。而若想在2050年實(shí)現(xiàn)凈零排放，可再生能源的消費(fèi)占比需提升至30%左右，能源轉(zhuǎn)型任重而道遠(yuǎn)。為了實(shí)現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型，全球電氣化率與可再生能源發(fā)電占比仍需大幅提升。一方面，為了減少化石能源的使用，工業(yè)、交通、供熱等各領(lǐng)域的電氣化水平需進(jìn)一步提高。根據(jù)國際可再生能源署（IRENA）的測(cè)算，為實(shí)現(xiàn)減排目標(biāo)，2050年電力在終端能源消費(fèi)中的占比需從目前的不到20%提升至接近50%。另一方面，在電力裝機(jī)結(jié)構(gòu)中，光伏、風(fēng)電等可再生能源將逐漸取代傳統(tǒng)的火電裝機(jī)。2019年，可再生能源在全球發(fā)電量中的占比約為26%，未來這一比例需提升至70%乃至更高。1.1.2.儲(chǔ)能是全球能源轉(zhuǎn)型的必需環(huán)節(jié)隨著全球電氣化程度的提升，儲(chǔ)能將在電力系統(tǒng)中發(fā)揮更加重要的作用。與石油、煤炭等傳統(tǒng)的化石能源不同，電力的生產(chǎn)與消費(fèi)需要同時(shí)進(jìn)行，能量無法直接以電能的形式進(jìn)行儲(chǔ)存。因此，當(dāng)發(fā)電端的輸出與用電端的負(fù)載不匹配時(shí)，電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性將面臨挑戰(zhàn)，此時(shí)就需要儲(chǔ)能系統(tǒng)通過充電或者放電的形式進(jìn)行調(diào)節(jié)。搭配儲(chǔ)能的可再生能源裝機(jī)才能實(shí)現(xiàn)對(duì)傳統(tǒng)化石能源裝機(jī)的徹底取代。傳統(tǒng)的火電裝機(jī)可根據(jù)電網(wǎng)的要求調(diào)節(jié)自身出力，而風(fēng)電、光伏則具有天然的間歇性與波動(dòng)性，因此僅靠可再生能源自身難以實(shí)現(xiàn)對(duì)傳統(tǒng)化石能源裝機(jī)的徹底取代。近年來，全球風(fēng)電、光伏等可再生能源的裝機(jī)占比與發(fā)電占比持續(xù)提升，對(duì)電力體系的沖擊也愈加明顯。因此，“可再生能源+儲(chǔ)能”才是未來的終極解決方案，可在減少碳排放的同時(shí)維持電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性與可靠性。1.2.儲(chǔ)能技術(shù)日漸成熟，成本持續(xù)下降1.2.1.電化學(xué)儲(chǔ)能有望成為未來主要的儲(chǔ)能形式電力系統(tǒng)中的儲(chǔ)能通常可分為物理儲(chǔ)能與化學(xué)儲(chǔ)能兩大類。其中，物理儲(chǔ)能是將電能轉(zhuǎn)化為機(jī)械能（勢(shì)能、動(dòng)能）進(jìn)行儲(chǔ)存，例如抽水蓄能、壓縮空氣儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能等；而化學(xué)儲(chǔ)能則是將電能轉(zhuǎn)化為化學(xué)能，主要包括各種電池儲(chǔ)能方案，例如鋰離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池等。電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展加速，有望成為未來主要的儲(chǔ)能形式。目前抽水蓄能是全球電力系統(tǒng)中主要的儲(chǔ)能形式，根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）的統(tǒng)計(jì)，截至2020年底，全球已累計(jì)投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目189.8GW，其中抽水蓄能的占比為90.9%，電化學(xué)儲(chǔ)能占比僅為6.9%。雖然抽水蓄能規(guī)模大、壽命長、技術(shù)成熟，但只有具備特定自然地形條件的地區(qū)才能進(jìn)行建設(shè)，因此持續(xù)增長的電力儲(chǔ)能需求仍需由其他的儲(chǔ)能形式進(jìn)行填補(bǔ)。從新增裝機(jī)情況來看，近年來電化學(xué)儲(chǔ)能已成為主流，2012至2020年全球電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)由不到1GW提升至超過13GW，貢獻(xiàn)了全球電力儲(chǔ)能裝機(jī)的主要增量。1.2.2.成本、技術(shù)進(jìn)步助推鋰電池儲(chǔ)能大規(guī)模發(fā)展在各類電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)中，鋰電池儲(chǔ)能在循環(huán)次數(shù)、能量密度、響應(yīng)速度等方面均具有較大的優(yōu)勢(shì)，但此前高昂的成本制約了其在儲(chǔ)能領(lǐng)域的大規(guī)模應(yīng)用。近年來，隨著產(chǎn)能規(guī)模的持續(xù)擴(kuò)張，全球鋰離子電池的成本快速下降。根據(jù)彭博新能源財(cái)經(jīng)（BloombergNEF）的統(tǒng)計(jì)，2020年全球鋰離子電池平均價(jià)格已降至137美元/千瓦時(shí)，較2013年下降近80%。伴隨著成本的不斷下降，鋰電池儲(chǔ)能的應(yīng)用空間已經(jīng)打開。根據(jù)CNESA的初步統(tǒng)計(jì)，2020年鋰電池在電化學(xué)儲(chǔ)能在運(yùn)裝機(jī)中的占比已從2016年的65%提升至90%。在成本下降以外，近年來針對(duì)儲(chǔ)能的鋰電池技術(shù)也取得了較快的進(jìn)展。相較于動(dòng)力電池，儲(chǔ)能電池對(duì)能量密度的要求相對(duì)較低，對(duì)于循環(huán)壽命與安全性的要求則相對(duì)較高。若假設(shè)新能源汽車的使用壽命為5-8年，則動(dòng)力電池的循環(huán)壽命只需達(dá)到1000-2000次，而儲(chǔ)能電池的充放電更為頻繁，如果想實(shí)現(xiàn)十年以上的運(yùn)行周期，則電池的循環(huán)壽命需超過3000次。因此，應(yīng)用于儲(chǔ)能領(lǐng)域的鋰離子電池往往需要進(jìn)行針對(duì)性的設(shè)計(jì)研發(fā)。近年來，不少海內(nèi)外鋰電池廠商已在儲(chǔ)能領(lǐng)域取得較大突破，生產(chǎn)的儲(chǔ)能專用鋰電池能夠?qū)崿F(xiàn)5000次以上的循環(huán)壽命。例如寧德時(shí)代已宣布研發(fā)出可實(shí)現(xiàn)1500次循環(huán)內(nèi)“零衰減”的儲(chǔ)能專用磷酸鐵鋰電池，其單體循環(huán)壽命可達(dá)1.2萬次。綜上，我們認(rèn)為當(dāng)前鋰電池儲(chǔ)能發(fā)展的條件已經(jīng)基本成熟，鋰電池成本的不斷下降與技術(shù)的持續(xù)進(jìn)步將助力其在儲(chǔ)能領(lǐng)域更大規(guī)模的應(yīng)用。1.3.儲(chǔ)能發(fā)展模式逐步清晰1.3.1.收益與成本的不匹配是儲(chǔ)能大規(guī)模發(fā)展的主要挑戰(zhàn)雖然從整個(gè)電力系統(tǒng)的角度出發(fā)，儲(chǔ)能是能源轉(zhuǎn)型過程中必不可少的環(huán)節(jié)，然而在傳統(tǒng)的電力體制下儲(chǔ)能的定位并不明確，這在極大程度上制約了儲(chǔ)能規(guī)模化的發(fā)展。儲(chǔ)能既可作為電力的提供者，又可作為電力的消費(fèi)者，在電力體系的各環(huán)節(jié)均可發(fā)揮作用。例如在發(fā)電側(cè)，儲(chǔ)能可用于調(diào)峰調(diào)頻或作為備用電源；在電網(wǎng)側(cè)，儲(chǔ)能可緩解電網(wǎng)阻塞、降低輸配網(wǎng)絡(luò)投資；在用電側(cè)，儲(chǔ)能可降低用戶的綜合電費(fèi)支出，提升用電的可靠性。因此，儲(chǔ)能為電力系統(tǒng)帶來的收益體現(xiàn)在多個(gè)環(huán)節(jié)、涵蓋各個(gè)方面，但在目前的電力體制下儲(chǔ)能系統(tǒng)通常只被定義為功能單一的主體，無法為其發(fā)揮的多種功能進(jìn)行足夠的補(bǔ)償。換言之，承擔(dān)儲(chǔ)能成本的投資方往往不是儲(chǔ)能收益的享受者，因此配置儲(chǔ)能的積極性較弱，例如可再生能源開發(fā)商是儲(chǔ)能系統(tǒng)的投資者，收益卻主要由電網(wǎng)環(huán)節(jié)享受（可再生能源發(fā)電的波動(dòng)性減弱，對(duì)電網(wǎng)的沖擊降低）。因此，若能通過合理的機(jī)制設(shè)計(jì)使儲(chǔ)能系統(tǒng)的收益與投資成本相匹配，各環(huán)節(jié)投資儲(chǔ)能系統(tǒng)的積極性有望被調(diào)動(dòng)，儲(chǔ)能市場(chǎng)的空間將快速打開。近年來，各國陸續(xù)對(duì)傳統(tǒng)的電力體制進(jìn)行了改革，明確了儲(chǔ)能在電力市場(chǎng)中的定位與收益來源，儲(chǔ)能的發(fā)展模式逐漸清晰。以美國為例，2011年聯(lián)邦能源管理委員會(huì)755號(hào)法令（FERCOrderNo.755）要求各區(qū)域輸電組織（RTO）以及獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（ISO）放開對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目參與調(diào)頻服務(wù)的限制并為其服務(wù)提供合理的補(bǔ)償。2018年，聯(lián)邦能源管理委員會(huì)841號(hào)法令（FERCOrderNo.841）進(jìn)一步要求RTO與ISO移除儲(chǔ)能參與容量市場(chǎng)、能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)的障礙，給予儲(chǔ)能平等的市場(chǎng)地位。1.3.2.“新能源+儲(chǔ)能平價(jià)”是未來的長期方向如前所述，風(fēng)力、太陽能發(fā)電的不穩(wěn)定性是配置儲(chǔ)能的重要原因，因此長期來看新能源發(fā)電側(cè)需要承擔(dān)一定的儲(chǔ)能成本。在初期，由于新能源的度電成本尚不能與傳統(tǒng)化石能源競(jìng)爭(zhēng)，各國往往采用固定電價(jià)全額上網(wǎng)的形式鼓勵(lì)新能源的發(fā)展。隨著技術(shù)的進(jìn)步，過去十年間風(fēng)電、光伏的發(fā)電成本已有巨大的下降。根據(jù)IRENA的統(tǒng)計(jì)，2019年光伏、陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電的平均度電成本分別為0.068/0.053/0.115 美元/kWh，較2010年下降82%/38%/29%，已經(jīng)達(dá)到與傳統(tǒng)化石能源相當(dāng)?shù)膮^(qū)間。1.4.供電側(cè)與用戶側(cè)儲(chǔ)能均衡發(fā)展綜上所述，我們認(rèn)為全球范圍內(nèi)儲(chǔ)能大規(guī)模發(fā)展的條件已經(jīng)具備。根據(jù)儲(chǔ)能系統(tǒng)所處環(huán)節(jié)的不同，可將其分為供電側(cè)（Front-of-the-Meter）以及用戶側(cè)（Behind-the-Meter）兩大類，其中供電側(cè)主要包括發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能與電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能，用戶側(cè)則可分為戶用儲(chǔ)能與工商業(yè)儲(chǔ)能。據(jù)第三方研究機(jī)構(gòu)IHSMarkit統(tǒng)計(jì)，過去幾年新增儲(chǔ)能裝機(jī)中供電側(cè)與用戶側(cè)的比例基本相當(dāng)，大致為60:40。供電側(cè)儲(chǔ)能與用戶側(cè)儲(chǔ)能在投資主體、收益來源、商業(yè)模式等方面存在較大差異，因此以下我們將分別探討海內(nèi)外供電側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展現(xiàn)狀與驅(qū)動(dòng)因素。整體上看，供電側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展的核心在于電力機(jī)制的設(shè)計(jì)與儲(chǔ)能成本的傳導(dǎo)，用戶側(cè)儲(chǔ)能的主要驅(qū)動(dòng)力則是儲(chǔ)能系統(tǒng)自身的經(jīng)濟(jì)性。我們認(rèn)為目前供電側(cè)儲(chǔ)能與用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展模式均已較為成熟，未來兩者有望保持均衡發(fā)展。2.供電側(cè)儲(chǔ)能：收益機(jī)制逐漸清晰，成本傳導(dǎo)更加順暢2.1.海內(nèi)外供電側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展的背景存在較大差異如前所述，收益與成本的不匹配是制約儲(chǔ)能大規(guī)模發(fā)展的主要問題之一，需要通過合理的機(jī)制設(shè)計(jì)加以解決。目前部分海外發(fā)達(dá)地區(qū)的供電側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展模式已經(jīng)較為成熟，這與其電力發(fā)展階段、市場(chǎng)化程度以及市場(chǎng)參與主體密切相關(guān)。考慮到目前國內(nèi)電力體系與海外發(fā)達(dá)地區(qū)存在較大差異，短期內(nèi)國內(nèi)供電側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展模式仍有待進(jìn)一步明確。但長期來看，我們認(rèn)為海外地區(qū)的發(fā)展經(jīng)驗(yàn)可以作為一個(gè)有價(jià)值的參考，預(yù)計(jì)“十四五”期間國內(nèi)供電側(cè)儲(chǔ)能的機(jī)制將逐步成熟，行業(yè)有望實(shí)現(xiàn)長期可持續(xù)的發(fā)展。2.1.1.海內(nèi)外電力發(fā)展階段存在差異從所處發(fā)展階段來看，海外發(fā)達(dá)地區(qū)的電力體系與國內(nèi)存在較大差異，首先體現(xiàn)在電力總需求上。根據(jù)BP的統(tǒng)計(jì)，2008年金融危機(jī)后海外發(fā)達(dá)地區(qū)的電力需求增長已陷入停滯，1985年至2008年OECD國家的發(fā)電量年均增速超過2%，而此后十年間OECD國家的總發(fā)電量基本沒有變化。與之相對(duì)，非OECD國家的總發(fā)電量在2008年金融危機(jī)后仍然保持了超過5%的平均增速，甚至略高于金融危機(jī)前的增速。在電力需求增長停滯的背景下，近年來發(fā)達(dá)地區(qū)的部分火電機(jī)組開始逐漸退役。美國、歐盟（28國）的火電總裝機(jī)量分別于2011、2012年達(dá)到峰值，此后開始逐步下行，與此同時(shí)風(fēng)電、光伏等新能源裝機(jī)則開始加速。換言之，在這些發(fā)達(dá)地區(qū)，近年來電力的總供給已經(jīng)趨于穩(wěn)定，變化主要體現(xiàn)在結(jié)構(gòu)上，即新能源裝機(jī)對(duì)存量火電裝機(jī)的替代。而如前所述，只有搭配儲(chǔ)能的新能源才能實(shí)現(xiàn)對(duì)傳統(tǒng)化石能源裝機(jī)的徹底取代，因此海外發(fā)達(dá)地區(qū)的電力系統(tǒng)對(duì)儲(chǔ)能的需求更加迫切。與海外發(fā)達(dá)地區(qū)相比，目前國內(nèi)的電力供給處于相對(duì)過剩的狀態(tài)。“十二五”及“十三五”期間，國內(nèi)火電裝機(jī)仍然保持較快增長，新增火電裝機(jī)量分別達(dá)到2.71/2.39億千瓦，在新增電力裝機(jī)總量中的占比分別為53%/35%。隨著火電裝機(jī)量由2010年的7.10億千瓦增長至2020年的12.45億千瓦，其利用小時(shí)數(shù)則從超過5000小時(shí)一路下滑至2020年的4216小時(shí)。因此，與海外發(fā)達(dá)地區(qū)相比，國內(nèi)新能源裝機(jī)主要體現(xiàn)在增量，還未到替代存量火電裝機(jī)的階段，配置儲(chǔ)能的必要性相對(duì)較弱。2.1.2.海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力市場(chǎng)化程度較高除了發(fā)展階段不同，海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力市場(chǎng)化的程度也明顯高于國內(nèi)。歐洲、美國等發(fā)達(dá)地區(qū)的電力市場(chǎng)化進(jìn)程起步于上世紀(jì)九十年代，目前在發(fā)電側(cè)與用電側(cè)均已實(shí)現(xiàn)較高程度的市場(chǎng)化。而國內(nèi)的電力市場(chǎng)化改革在“十三五”期間才開始加速，2015年3月國務(wù)院下發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（電改“九號(hào)文”）奠定了“管住中間、放開兩頭”的基調(diào)，要求輸、配電以外的環(huán)節(jié)逐步實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)。在海外發(fā)達(dá)地區(qū)市場(chǎng)化的電力體制下，發(fā)電側(cè)的成本能夠從電力批發(fā)市場(chǎng)較為順暢地傳導(dǎo)至終端電力用戶，因此儲(chǔ)能增加的額外成本將由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)以及電力用戶共同承擔(dān)。而在國內(nèi)目前的電力體制下，供電側(cè)的儲(chǔ)能成本基本上只由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)，2019年電網(wǎng)企業(yè)明確規(guī)定儲(chǔ)能投資不納入輸配電價(jià)（電網(wǎng)側(cè)不承擔(dān)儲(chǔ)能成本），2018-2020年政府工作報(bào)告則是連續(xù)三年提出降低一般工商業(yè)平均電價(jià)的具體量化要求（用戶側(cè)不承擔(dān)儲(chǔ)能成本）。2.1.3.海外大型電力集團(tuán)的一體化程度更高最后，從業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)來看，海外大型電力集團(tuán)往往同時(shí)涉及發(fā)電、輸配電、售電等多個(gè)環(huán)節(jié)，一體化程度相對(duì)較高。根據(jù)美國能源信息署（EIA）的統(tǒng)計(jì)，雖然電力市場(chǎng)化改革以來獨(dú)立發(fā)電商（IPP）的裝機(jī)容量及發(fā)電量占比持續(xù)提升，但2019年公用事業(yè)公司（Utility）仍然占據(jù)了美國55%左右的裝機(jī)量與發(fā)電量。歐洲的情況也較為類似，法國電力（EDF）、意大利國家電力（ENEL）、德國意昂集團(tuán)（E.ON）等大型電力集團(tuán)均同時(shí)涉足市場(chǎng)化的發(fā)電、售電業(yè)務(wù)，以及受監(jiān)管的輸配電業(yè)務(wù)。在一體化模式下，儲(chǔ)能成本與收益的不匹配性很大程度上將被消除。同時(shí)涉足發(fā)輸配售各個(gè)環(huán)節(jié)的大型電力集團(tuán)既是儲(chǔ)能成本的承擔(dān)者，又是儲(chǔ)能收益的享受者。因此，只要儲(chǔ)能項(xiàng)目能夠在整個(gè)電力系統(tǒng)中發(fā)揮作用，大型電力集團(tuán)就有較強(qiáng)的投資動(dòng)力。而在國內(nèi)，發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的界限較為明顯，國電投、華能、華電等大型發(fā)電集團(tuán)基本只涉足發(fā)電業(yè)務(wù)，電網(wǎng)企業(yè)則覆蓋輸電、配電、售電環(huán)節(jié)，供電側(cè)儲(chǔ)能成本的承擔(dān)方存在一定爭(zhēng)議。2.2.海外：收益來源豐富，成本傳導(dǎo)順暢綜上所述，我們認(rèn)為現(xiàn)階段海外供電側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展背景相對(duì)更加成熟，已逐漸形成較為清晰的發(fā)展模式。美國加州是全球可再生能源轉(zhuǎn)型最為堅(jiān)決的地區(qū)之一，2018年9月加州參議院通過的SenateBill100明確提出2030年可再生能源發(fā)電占比超過60%、2045年實(shí)現(xiàn)100%可再生能源發(fā)電的目標(biāo)。在該目標(biāo)的驅(qū)使下，近年來加州儲(chǔ)能市場(chǎng)實(shí)現(xiàn)了跨越式的發(fā)展，根據(jù)EIA的儲(chǔ)能項(xiàng)目數(shù)據(jù)庫，截至2019年底加州已累計(jì)投運(yùn)47個(gè)電池儲(chǔ)能項(xiàng)目（僅包括供電側(cè)及大型工商業(yè)項(xiàng)目），項(xiàng)目總功率達(dá)255MW，總裝機(jī)量為650MWh，占比超過全美儲(chǔ)能裝機(jī)容量的1/3。而根據(jù)第三方咨詢機(jī)構(gòu)WoodMackenzie的初步統(tǒng)計(jì)，2020年加州新增儲(chǔ)能裝機(jī)超過2.8GWh，接近全美新增儲(chǔ)能裝機(jī)量的80%，其中供電側(cè)儲(chǔ)能的增量約為2.4GWh。因此，以下我們將以美國加州為例探討海外供電側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展模式。我們認(rèn)為順暢的成本傳導(dǎo)機(jī)制與豐富的收益來源是推動(dòng)加州供電側(cè)儲(chǔ)能市場(chǎng)爆發(fā)的主要因素。發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目在加州電力市場(chǎng)中可作為非發(fā)電資源（NonGeneratorResource）或需求側(cè)響應(yīng)資源（DemandResponseResource）參與市場(chǎng)，并通過峰谷套利、輔助服務(wù)、備用電源、輸配電價(jià)等多種方式獲取相應(yīng)收益。2.2.1.峰谷套利空間提升隨著光伏在電力裝機(jī)中的占比持續(xù)提升，近年來加州的電力供需結(jié)構(gòu)發(fā)生了顯著改變。近十年來，加州電力結(jié)構(gòu)明顯向可再生能源傾斜，光伏貢獻(xiàn)了主要的電力裝機(jī)增量。2010-2019年，光伏在加州電力總裝機(jī)中的占比由0.2%提升至14.1%，發(fā)電量占比則由0.04%提升至13.1%。與此同時(shí)，傳統(tǒng)的火電機(jī)組開始逐步退役，燃?xì)庋b機(jī)的占比由此前的60%以上逐步下降至2019年的50.6%。在加州高度市場(chǎng)化的電力體制下，電力供給結(jié)構(gòu)的改變直接影響了電力批發(fā)市場(chǎng)的價(jià)格曲線，主要體現(xiàn)在峰谷價(jià)差的拉大。根據(jù)加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（CAISO）的年度統(tǒng)計(jì)報(bào)告，近年來加州電力系統(tǒng)凈負(fù)載曲線（總負(fù)載減去風(fēng)電、光伏出力量）的形態(tài)發(fā)生了明顯改變，早晚高峰（光伏發(fā)電量小）與午間低谷（光伏發(fā)電量大）之間的差距明顯變大。2016年電力凈負(fù)載高峰與低谷之間的差值不到10000MW，而2019年的差值已接近15000MW。與此同時(shí)，近年來加州電力批發(fā)市場(chǎng)的峰谷價(jià)差同樣顯著拉大，從2016年的約30 美元/MWh提升至2019年的約50美元/MWh。更高的峰谷價(jià)差意味著更大的套利空間，有助于提升儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益。不同于傳統(tǒng)的火電機(jī)組，風(fēng)電、光伏等可再生能源的發(fā)電邊際成本接近于0，因此在光伏發(fā)電的高峰期，理論上電力批發(fā)市場(chǎng)的電價(jià)可以趨向于0。實(shí)際上，近年來加州電力批發(fā)市場(chǎng)已經(jīng)常出現(xiàn)負(fù)電價(jià)的情況，每年五月前后電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中有10%左右的時(shí)間區(qū)間內(nèi)實(shí)時(shí)電價(jià)為負(fù)。在市場(chǎng)化的電力機(jī)制下，儲(chǔ)能項(xiàng)目可通過低電價(jià)時(shí)充電、高電價(jià)時(shí)放電的套利策略獲取收益，因此日益拉大的峰谷價(jià)差有利于儲(chǔ)能項(xiàng)目潛在收益率的提升。2.2.2.電力市場(chǎng)輔助服務(wù)價(jià)格上升電力輔助服務(wù)是指正常電力生產(chǎn)、輸送、使用外，為維護(hù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定，保證電能質(zhì)量所需的服務(wù)，包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等主要類型。隨著風(fēng)電、光伏等波動(dòng)性電源對(duì)電網(wǎng)的沖擊日益加大，近年來加州電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行正面臨越來越大的挑戰(zhàn)，燃?xì)鈾C(jī)組的逐漸退役則進(jìn)一步加劇了這個(gè)問題。因此，加州電力市場(chǎng)對(duì)輔助服務(wù)的需求不斷增長，2017年起加州電力批發(fā)市場(chǎng)中輔助服務(wù)的費(fèi)用已超過1.5億美元，在總批發(fā)電價(jià)中的占比提升至1.7%左右。電力輔助服務(wù)是加州供電側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目另一個(gè)重要的收益來源。如前所述，2011年美國聯(lián)邦能源管理委員會(huì)755號(hào)法令（FERCOrderNo.755）要求各區(qū)域輸電組織（RTO）以及獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（ISO）放開對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目參與調(diào)頻服務(wù)的限制并為其服務(wù)提供合理的補(bǔ)償，而加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（CAISO）是最早落實(shí)該法令的ISO之一。目前，加州電力市場(chǎng)輔助服務(wù)包括向上調(diào)頻（RegUp）、向下調(diào)頻（RegDown）、同步備用容量（SpinningReserve）以及非同步備用容量（Non-SpinningReserve）四種類型。CAISO每天會(huì)計(jì)算所需的輔助服務(wù)容量，提供輔助服務(wù)的市場(chǎng)主體可在日前市場(chǎng)或?qū)崟r(shí)市場(chǎng)進(jìn)行競(jìng)價(jià)，并以最終的出清價(jià)格獲得補(bǔ)償。相較于燃?xì)鈾C(jī)組，電池儲(chǔ)能在爬坡速度與調(diào)節(jié)精度上具有較大優(yōu)勢(shì)，因此一般用于提供收益更高的調(diào)頻服務(wù)。隨著輔助服務(wù)需求的不斷增長，近年來各類輔助服務(wù)的平均出清價(jià)格呈明顯上升趨勢(shì)，儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益亦有望隨之提升。2.2.3.部分儲(chǔ)能設(shè)施成本可計(jì)入輸配電價(jià)除了市場(chǎng)化的峰谷套利、輔助服務(wù)收益，加州大型公用事業(yè)公司的儲(chǔ)能設(shè)施還可被納入電網(wǎng)資產(chǎn)，通過政府核定的輸配電價(jià)收回成本。目前，加州電力系統(tǒng)主要由大型私營公用事業(yè)公司主導(dǎo)（Investor-OwnedUtility，IOU），公用事業(yè)公司在加州總發(fā)電量中的占比約為40%，在售電量中的占比則接近90%，其中PG&E、SCE、SDG&E三家大型IOU的占比就超過60%。這些涵蓋發(fā)輸配售各個(gè)環(huán)節(jié)的大型公用事業(yè)公司既是供電側(cè)儲(chǔ)能成本的承擔(dān)者，又是項(xiàng)目收益的享受者。在“放開兩頭，管住中間”的電力市場(chǎng)化體制下，輸配電環(huán)節(jié)受到較強(qiáng)的政府監(jiān)管。為了在能源轉(zhuǎn)型的過程中保持穩(wěn)定的電網(wǎng)體系，2013年加州立法機(jī)構(gòu)通過了AB2514法案，直接要求PG&E、SCE、SDG&E三家大型IOU在2020年前采購超過1325MW的儲(chǔ)能項(xiàng)目。目前該目標(biāo)已提前完成，實(shí)際的采購量超過1500MW。對(duì)于大型公用事業(yè)公司，儲(chǔ)能設(shè)施可作為部分傳統(tǒng)輸配網(wǎng)絡(luò)的替代方案，其投資成本可通過政府核定的輸配電價(jià)進(jìn)行回收。2.2.4.儲(chǔ)能可作為備用電源獲取收益類似于其他ISO的容量市場(chǎng)，加州電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)CPUC要求電力需求方（LoadServingEntities，LSE，包括各類公用事業(yè)公司、售電商等）保有一定量的備用電源，儲(chǔ)能設(shè)施可作為備用電源的一種。各LSE在采購備用電源時(shí)往往通過競(jìng)價(jià)的方式，按照中標(biāo)項(xiàng)目的功率按月支付固定費(fèi)用。根據(jù)CPUC公布的采購結(jié)果，2018-2022年備用容量的平均價(jià)格大約在每月3美元/kW上下。綜上所述，在以加州為例的海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力體制下，供電側(cè)儲(chǔ)能的收益來源較為豐富，既可通過市場(chǎng)化的峰谷套利、輔助服務(wù)獲取收益，也通過納入受監(jiān)管的輸配電環(huán)節(jié)回收成本。整體來看，海外供電側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展模式已經(jīng)較為成熟，各類業(yè)主的投資積極性正持續(xù)升溫。2.3.國內(nèi)：儲(chǔ)能將成為未來新能源發(fā)電“標(biāo)配”相較于海外發(fā)達(dá)地區(qū)，我們認(rèn)為國內(nèi)供電側(cè)儲(chǔ)能仍處于發(fā)展初期，相關(guān)機(jī)制還有待進(jìn)一步確立。從近期密集出臺(tái)的各類文件來看，“十四五”期間國內(nèi)供電側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展模式正逐漸清晰，短期內(nèi)新能源強(qiáng)制配套儲(chǔ)能或?qū)⒊蔀檫^渡性的手段，長期來看發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能的收益方式將逐漸豐富，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能亦有望重新起步。2.3.1.政策定調(diào)，儲(chǔ)能助力“十四五”新能源消納新能源消納目標(biāo)確立，可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重成為主要引導(dǎo)指標(biāo)。2021年2月，國家能源局下發(fā)《關(guān)于征求2021年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重和2022—2030年預(yù)期目標(biāo)建議的函》，一次性下達(dá)了2021-2030年各地區(qū)年度可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重。具體而言，文件對(duì)各省級(jí)行政區(qū)域（西藏不作考核）分別設(shè)置了總量和非水電兩類消納責(zé)任權(quán)重，2030年各省將實(shí)現(xiàn)統(tǒng)一的可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重40%，非水可再生能源的消納權(quán)重則因省而異，但都需在2021年預(yù)期完成情況（12.7%）的基礎(chǔ)上每年提升1.47%。我們認(rèn)為非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重將成為“十四五”期間各省發(fā)展新能源的主要引導(dǎo)指標(biāo)。為了實(shí)現(xiàn)消納權(quán)重的目標(biāo)，各省一方面需新增風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量，另一方面則需通過多種途徑促進(jìn)本省可再生能源的消納。雖然近年來全國范圍內(nèi)的新能源消納情況持續(xù)改善，但在青海、新疆等新能源大省，風(fēng)電、光伏的消納仍然存在一定壓力。以全國新能源發(fā)電占比最高的青海為例，近兩年其棄風(fēng)、棄光率逆勢(shì)上行，分別由2018年的1.6%/4.8%上升至2020 年的4.7%/8.0%。政策定調(diào)，儲(chǔ)能將成為“十四五”期間各省新能源消納的重要途徑。2021年2月26日，國家能源局下發(fā)《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項(xiàng)的通知（征求意見稿）》，作為“十四五”期間首份風(fēng)電、光伏開發(fā)建設(shè)指導(dǎo)意見，本次征求意見稿對(duì)“十四五”期間新能源發(fā)展具有重要的定調(diào)作用。相較于往年，本次文件的一個(gè)重要不同點(diǎn)在于提出了建立多元化的新能源并網(wǎng)消納體系，主要包括保障性與市場(chǎng)化兩種機(jī)制。其中，保障性并網(wǎng)是針對(duì)各地落實(shí)非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增裝機(jī)，該部分由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)。而對(duì)于超出保障性消納規(guī)模的項(xiàng)目，則需通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場(chǎng)化方式落實(shí)新增并網(wǎng)消納條件，隨后才可由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)，具體的落實(shí)方式包括抽水蓄能、儲(chǔ)熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、電化學(xué)儲(chǔ)能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷等。因此，對(duì)于保障性消納額度較為緊張的省份，儲(chǔ)能的必要性將明顯提升。在上述非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求下，未來十年全國風(fēng)電、光伏裝機(jī)增量有望超過1200GW，供電側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展空間巨大。根據(jù)我們的測(cè)算，2020年全國非水可再生能源消納比例約為11.4%，為實(shí)現(xiàn)2025/2030年的消納責(zé)任權(quán)重目標(biāo)，十四五/十五五期間全國范圍內(nèi)需新增非水可再生能源發(fā)電量8541/11353億千瓦時(shí)。假設(shè)新增非水可再生能源發(fā)電量中風(fēng)電、光伏的占比分別為40%/55%（其余5%由生物質(zhì)能等其他能源形式貢獻(xiàn)），風(fēng)電、光伏的年利用小時(shí)數(shù)分別為2100/1300小時(shí)，則十四五/十五五期間新增風(fēng)電裝機(jī)需達(dá)163/216GW，新增光伏裝機(jī)需達(dá)到361/480GW。若按照10%/2h的比例配置儲(chǔ)能，則未來十年新能源發(fā)電所需的新增儲(chǔ)能裝機(jī)量將超過120GW/240GWh，供電側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展空間巨大。2.3.2.發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能：短期內(nèi)強(qiáng)制配套為主，市場(chǎng)化是長期方向2020年以來多地政府、省網(wǎng)公司出臺(tái)相關(guān)文件，要求/鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電項(xiàng)目配置一定比例的儲(chǔ)能，儲(chǔ)能或成“十四五”期間新能源發(fā)電標(biāo)配。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目前對(duì)新能源配套儲(chǔ)能比例提出具體量化要求的省份已超過十個(gè)，大多數(shù)省份的儲(chǔ)能配置比例在10%-20%之間。在近期各地下發(fā)的文件中，我們認(rèn)為2021年1月青海省發(fā)改委下發(fā)的《支持儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干措施（試行）》具有較好的示范意義。在面臨較大新能源消納壓力的背景下，青海本次下發(fā)的文件對(duì)省內(nèi)“新能源+儲(chǔ)能”的發(fā)展模式進(jìn)行了較為明確的指引，具體包括以下四個(gè)方面。強(qiáng)制配套：新建新能源項(xiàng)目配套的儲(chǔ)能容量原則上不低于項(xiàng)目裝機(jī)量的10%，儲(chǔ)能時(shí)長不低于2小時(shí)；優(yōu)先保障消納：確保儲(chǔ)能設(shè)施的利用小時(shí)數(shù)不低于540小時(shí)，且釋放電量無需參加市場(chǎng)化交易；優(yōu)化儲(chǔ)能交易：配套儲(chǔ)能設(shè)施可降低新能源發(fā)電項(xiàng)目的并網(wǎng)運(yùn)行管理考核費(fèi)用，并通過提供電力輔助服務(wù)獲取相應(yīng)回報(bào)；地方補(bǔ)貼：兩年內(nèi)給予自發(fā)自儲(chǔ)設(shè)施發(fā)售電量0.10元/kWh的運(yùn)營補(bǔ)貼，使用青海省產(chǎn)儲(chǔ)能電池60%以上的項(xiàng)目可額外享受0.05元/kWh的補(bǔ)貼。短期內(nèi)國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能的收益來源較為有限，預(yù)計(jì)強(qiáng)制配套將成為過渡性的手段。一方面，目前國內(nèi)的新能源發(fā)電原則上不參與市場(chǎng)化交易（各地實(shí)際執(zhí)行情況存在差異），而是以固定的上網(wǎng)電價(jià)全額消納，儲(chǔ)能進(jìn)行市場(chǎng)化套利的空間較小。另一方面，目前國內(nèi)的電力輔助服務(wù)市場(chǎng)尚處于起步期，電力輔助服務(wù)費(fèi)用難以傳導(dǎo)至電網(wǎng)側(cè)與用戶側(cè)。從當(dāng)前各地能監(jiān)局出臺(tái)的“兩個(gè)細(xì)則”（《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》與《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》）來看，整體思路都是將電力輔助服務(wù)費(fèi)用在各類電源之間分?jǐn)偂Ｒ话愣裕痣姷瘸隽烧{(diào)的機(jī)組可通過提供電力輔助服務(wù)獲取補(bǔ)償，相關(guān)的費(fèi)用則主要由風(fēng)電、光伏等波動(dòng)性電源承擔(dān)。考慮到2018年起終端用戶的電價(jià)整體上呈下行趨勢(shì)，目前電力輔助服務(wù)市場(chǎng)僅僅是發(fā)電側(cè)的“零和博弈”甚至是“負(fù)和博弈”。因此，對(duì)于新能源發(fā)電項(xiàng)目的投資業(yè)主，現(xiàn)階段儲(chǔ)能的投資成本較難通過后續(xù)運(yùn)營進(jìn)行收回，預(yù)計(jì)各地將主要通過強(qiáng)制配套、優(yōu)先消納等外部措施促使項(xiàng)目業(yè)主投資儲(chǔ)能設(shè)施。長期來看，我們認(rèn)為“十四五”期間國內(nèi)電力市場(chǎng)化的進(jìn)程將持續(xù)推進(jìn)，儲(chǔ)能成本在電力體系各環(huán)節(jié)中的傳導(dǎo)將更為順暢。隨著新能源裝機(jī)占比的提升，電力系統(tǒng)需要的儲(chǔ)能設(shè)施規(guī)模將持續(xù)增長，若僅讓發(fā)電側(cè)承擔(dān)投資成本既不合理也不現(xiàn)實(shí)。通過比較海外成熟電力市場(chǎng)的經(jīng)驗(yàn)，我們認(rèn)為供電側(cè)儲(chǔ)能成本由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔(dān)是長期趨勢(shì)。事實(shí)上，能源局2017年底印發(fā)的《完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償（市場(chǎng)）機(jī)制工作方案》中也明確提出在2018-2019年“探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助服務(wù)分擔(dān)共享機(jī)制”，2019-2020年“配合現(xiàn)貨交易試點(diǎn)，開展電力輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)”。此外，在2018-2020年連續(xù)三年提出具體的降低工商業(yè)電價(jià)目標(biāo)之后（10%/10%/5%），2021年政府工作報(bào)告的表述變?yōu)椤霸试S所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場(chǎng)化交易，進(jìn)一步清理用電不合理加價(jià)，繼續(xù)推動(dòng)降低一般工商業(yè)電價(jià)”。因此，預(yù)計(jì)未來發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的市場(chǎng)化價(jià)格傳導(dǎo)機(jī)制將更加順暢，一旦“十四五”期間相關(guān)政策細(xì)則落地，國內(nèi)供電側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益有望得到提升，儲(chǔ)能投資將由“外部因素推動(dòng)”向“自身經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動(dòng)”轉(zhuǎn)變。2.3.3.電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能：“十四五”期間有望重啟國內(nèi)的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的爆發(fā)始于2018年，根據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)發(fā)布的報(bào)告，在2018年新增的613MW電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)中，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的裝機(jī)功率占比達(dá)到24%。此外據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，目前全國已有十余個(gè)省市開展了電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的建設(shè)，總項(xiàng)目規(guī)模已超1GW。儲(chǔ)能成本暫不計(jì)入輸配電價(jià)，2019年后國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能建設(shè)暫緩。發(fā)改委、國家電網(wǎng)2019年先后下發(fā)的兩份文件使電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能進(jìn)入了停滯期。其中，發(fā)改委2019年5月正式印發(fā)的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》明確規(guī)定電儲(chǔ)能設(shè)施不得計(jì)入輸配電價(jià)；國家電網(wǎng)2019年11月下發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步嚴(yán)格控制投資的通知》則規(guī)定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲(chǔ)能設(shè)施建設(shè)。電網(wǎng)“碳達(dá)峰、碳中和”行動(dòng)方案發(fā)布，“十四五”期間電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能有望重啟。電網(wǎng)是支撐電力系統(tǒng)朝清潔能源轉(zhuǎn)型的重要環(huán)節(jié)，碳中和目標(biāo)提出以來電網(wǎng)企業(yè)在促進(jìn)清潔能源消納上的動(dòng)作明顯加快。2021年3月國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)陸續(xù)發(fā)布“碳達(dá)峰、碳中和”行動(dòng)方案，其中多處提到儲(chǔ)能，充分體現(xiàn)了電網(wǎng)企業(yè)對(duì)儲(chǔ)能的重視，“十四五”期間電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能有望重新起步。3.用戶側(cè)儲(chǔ)能：經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)，滲透率不斷提升相較于供電側(cè)儲(chǔ)能，用戶側(cè)儲(chǔ)能的投資主體更為明確，主要為家庭、工商企業(yè)等終端電力用戶。因此，我們認(rèn)為用戶側(cè)儲(chǔ)能的核心驅(qū)動(dòng)因素為儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，即節(jié)省的綜合用電費(fèi)用能否覆蓋初始的儲(chǔ)能系統(tǒng)投資成本。對(duì)于終端電力用戶，配套儲(chǔ)能的分布式光伏可作為傳統(tǒng)電網(wǎng)供電的替代方案，其經(jīng)濟(jì)性正逐漸顯現(xiàn)，預(yù)計(jì)未來的滲透率將快速提升。我們預(yù)計(jì)短期內(nèi)戶用儲(chǔ)能將在海外發(fā)達(dá)地區(qū)率先起步，而國內(nèi)的用戶側(cè)儲(chǔ)能機(jī)會(huì)則主要集中在工商業(yè)環(huán)節(jié)。3.1.戶用儲(chǔ)能：海外發(fā)達(dá)地區(qū)率先起步近年來海外戶用儲(chǔ)能行業(yè)保持高速增長，發(fā)達(dá)地區(qū)市場(chǎng)率先起步。根據(jù)第三方研究機(jī)構(gòu)IHSMarkit的統(tǒng)計(jì)，2018年以來全球戶用儲(chǔ)能裝機(jī)保持每年50%左右的高速增長。2020年前三季度全球戶用儲(chǔ)能系統(tǒng)出貨量已達(dá)3GWh，超過2019年全年水平，在疫情的影響下實(shí)現(xiàn)了超過40%的增長。從地區(qū)分布來看，全球戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)主要集中在歐洲、美國、日本、澳洲等發(fā)達(dá)地區(qū)。我們認(rèn)為海外發(fā)達(dá)地區(qū)戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)大規(guī)模發(fā)展的條件已經(jīng)具備，行業(yè)整體的高增速有望持續(xù)。3.1.1.海外發(fā)達(dá)地區(qū)具備安裝戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)的基礎(chǔ)海外發(fā)達(dá)地區(qū)獨(dú)立住宅比例較高，具備安裝戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)的基礎(chǔ)條件。安裝戶用光伏系統(tǒng)的前提是擁有獨(dú)立的屋頂，因此集中居住的公寓一般不具備安裝戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)的條件。根據(jù)各地區(qū)統(tǒng)計(jì)機(jī)構(gòu)的普查數(shù)據(jù)，歐盟/美國/日本/澳大利亞的住戶總量中居住在獨(dú)立/半獨(dú)立式住宅中的比例均超過50%，以獨(dú)立住宅為主的住房結(jié)構(gòu)是這些地區(qū)戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)大規(guī)模發(fā)展的前提。3.1.2.降低綜合用電成本是居民安裝戶用儲(chǔ)能的主要驅(qū)動(dòng)力海外發(fā)達(dá)地區(qū)居民用電成本較高，降低綜合用電成本是安裝戶用儲(chǔ)能系統(tǒng)的主要驅(qū)動(dòng)力。從用電量上看，基于國際能源署（IEA）與世界銀行的數(shù)據(jù)口徑，2018年全球人均用電量為2938kWh，而歐盟/美國/日本/澳大利亞的人均用電量分別為全球的2.1/4.1/2.5/2.9倍。若只考慮居民用電量，則2018年歐盟/美國/日本/澳大利亞的人均居民用電量分別為1814/4474/2061/2372kWh，分別為同期中國人均居民用電量的2.5/6.3/2.9/3.3倍。從電價(jià)上看，海外發(fā)達(dá)地區(qū)的居民電價(jià)也明顯高于國內(nèi)。目前國內(nèi)居民電價(jià)相對(duì)較低，主要原因在于工商業(yè)用電對(duì)居民用電進(jìn)行交叉補(bǔ)貼。但在全球范圍內(nèi)，由于居民供電涉及到更多的終端配電環(huán)節(jié)，供電成本較高，因此海外居民用電價(jià)格通常顯著高于工商業(yè)用電。根據(jù)GlobalPetrolPrices的統(tǒng)計(jì)，2020年德國/美國/日本/澳大利亞的平均居民電價(jià)分別為0.387/0.149/0.284/0.263美元/kWh，為國內(nèi)同期居民電價(jià)的4.6/1.8/3.4/3.1 倍。近年來，海外發(fā)達(dá)地區(qū)終端居民電價(jià)呈持續(xù)上升趨勢(shì)。以德國為例，根據(jù)德國能源與水務(wù)行業(yè)協(xié)會(huì)（BDEW）的統(tǒng)計(jì)，2006至2020年德國平均居民電價(jià)由0.1946歐元/kWh提升至0.3171 歐元/kWh，年均復(fù)合增速高達(dá)3.5%。與此同時(shí)，電力批發(fā)市場(chǎng)的價(jià)格則基本保持穩(wěn)定甚至略有下降，居民電價(jià)的上升主要是由于輸配網(wǎng)絡(luò)成本與可再生能源附加費(fèi)的不斷提升。日本、澳大利亞的情況也較為類似，過去十余年間居民電價(jià)的上升幅度明顯高于居民收入的增長。綜上所述，海外發(fā)達(dá)地區(qū)居民用電成本的不斷增長將進(jìn)一步推升戶用儲(chǔ)能系統(tǒng)的需求。根據(jù)EIA的測(cè)算，2019年美國居民電價(jià)中發(fā)電側(cè)成本的占比僅為58%，其余42%的成本來源于電網(wǎng)的輸配電環(huán)節(jié)。搭配儲(chǔ)能的戶用光伏系統(tǒng)可視為傳統(tǒng)電網(wǎng)公司供電的替代方案，減少居民向電網(wǎng)公司的外部購電量，從而避免高昂的輸配電費(fèi)用與可再生能源附加稅費(fèi)，最終降低綜合用電成本。在理想情況下，通過配置合適比例的儲(chǔ)能系統(tǒng)，居民家庭甚至可實(shí)現(xiàn)100%的電力自給自足。3.1.3.提升供電可靠性是海外戶用儲(chǔ)能的另一個(gè)驅(qū)動(dòng)因素隨著電網(wǎng)系統(tǒng)的日益老化，海外發(fā)達(dá)地區(qū)居民供電的可靠性正經(jīng)受較大挑戰(zhàn)。海外發(fā)達(dá)地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)的高峰期集中在上世紀(jì)八十年代之前，目前已進(jìn)入集中老化期。根據(jù)美國能源部2014年的估計(jì)，美國近70%輸電線路與變壓器的壽命已超過25年，接近設(shè)備的使用年限上限。與此同時(shí)，隨著市場(chǎng)化程度的不斷提升，近年來海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力體系以追求效率為主要導(dǎo)向，在電力基礎(chǔ)設(shè)施與系統(tǒng)可靠性上的投入明顯不足。因此，近年來海外發(fā)達(dá)地區(qū)的供電可靠性正面臨越來越大的挑戰(zhàn)，以美國為例，2000年后大型電力事故的發(fā)生次數(shù)開始明顯上升。近年來，全球各地頻發(fā)的大型停電事件或成為相關(guān)地區(qū)居民安裝戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)的重要催化因素。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，近年來海外發(fā)達(dá)地區(qū)發(fā)生的大型停電事故已達(dá)十余起，每起事故中波及的居民人數(shù)高達(dá)數(shù)十萬乃至上百萬。戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)能夠在某些極端情況下提升供電可靠性，這或?qū)⑻岣呔用駥?duì)戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)的接受度。例如在2016年南澳大規(guī)模停電事件發(fā)生后，當(dāng)?shù)貞粲脙?chǔ)能系統(tǒng)的安裝量出現(xiàn)了明顯的躍升。因此，我們認(rèn)為經(jīng)濟(jì)性并非居民用戶安裝戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)的唯一考量因素，提升用電可靠性也將成為海外戶用光儲(chǔ)推廣的重要驅(qū)動(dòng)因素。換言之，即便節(jié)省的電費(fèi)難以完全覆蓋初始投資成本，仍將有部分用戶為了保障電力供應(yīng)的穩(wěn)定性而選擇安裝戶用儲(chǔ)能系統(tǒng)。3.1.4.前期補(bǔ)貼政策退出，配套儲(chǔ)能必要性顯現(xiàn)隨著早期補(bǔ)貼政策的陸續(xù)退出，海外戶用光伏逐漸由“全額上網(wǎng)”向“自發(fā)自用”轉(zhuǎn)變。在早期，德國、日本等地主要通過標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策（Feed-inTariff,FiT）推動(dòng)戶用光伏的發(fā)展，即以固定價(jià)格全額收購光伏系統(tǒng)所發(fā)電量，因此儲(chǔ)能系統(tǒng)的必要性不大。隨著光伏成本的不斷降低，目前海外發(fā)達(dá)地區(qū)戶用光伏的早期補(bǔ)貼政策正陸續(xù)退出，“自發(fā)自用”是未來戶用光伏的長期方向。以日本為例，針對(duì)戶用光伏的FiT電價(jià)由2012財(cái)年的42日元/kWh逐漸退坡至2020 財(cái)年的21日元/kWh。“自發(fā)自用”模式下，戶用光伏配套儲(chǔ)能的必要性明顯提升。在FiT政策退出后，若沒有儲(chǔ)能系統(tǒng)，則光伏白天的多余發(fā)電量無法得到充分利用，戶用光伏項(xiàng)目的收益性將受到不利影響。因而無論是新增項(xiàng)目還是FiT政策到期后的存量戶用光伏項(xiàng)目，配套儲(chǔ)能的比例均有望快速提升。日本針對(duì)戶用光伏的發(fā)電量收購政策始于2009年，購買的期限則為10年，因此2019年起將有大量戶用光伏項(xiàng)目的FiT政策陸續(xù)到期。根據(jù)日本經(jīng)濟(jì)產(chǎn)業(yè)省的統(tǒng)計(jì)，2019至2023年共有165萬套戶用光伏系統(tǒng)面臨FiT政策的退出，對(duì)應(yīng)裝機(jī)量為6.7GW，預(yù)計(jì)這些項(xiàng)目將產(chǎn)生大量的配套儲(chǔ)能需求。3.1.5.海外戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)仍處于爆發(fā)初期，滲透率提升空間巨大綜上所述，我們認(rèn)為海外戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)大規(guī)模發(fā)展的條件已經(jīng)具備，從滲透率角度看，戶用儲(chǔ)能仍處于爆發(fā)初期，市場(chǎng)遠(yuǎn)未飽和。以海外戶用儲(chǔ)能發(fā)展領(lǐng)先的地區(qū)為例，截至2019年底德國、美國、日本、澳大利亞的累計(jì)戶用儲(chǔ)能裝機(jī)量大致在1GWh上下，若以每戶10kWh的容量推算，則戶用儲(chǔ)能的總安裝量在10萬套這個(gè)量級(jí)。以此估算，戶用儲(chǔ)能在德國、美國、日本、澳大利亞存量獨(dú)立住宅中的滲透率處于0.1%-1%的水平，如果以目前戶用光伏5%-20%的滲透率水平作為參照，則戶用儲(chǔ)能滲透率的提升空間在十倍以上。因此，即便是在發(fā)展較早的海外發(fā)達(dá)地區(qū)，戶用儲(chǔ)能的滲透率也才剛剛起步，市場(chǎng)遠(yuǎn)未飽和，行業(yè)的高速增長有望持續(xù)。隨著成本的持續(xù)下降，戶用儲(chǔ)能系統(tǒng)自身的經(jīng)濟(jì)性正日益顯現(xiàn)，對(duì)補(bǔ)貼政策的依賴性逐步降低。以德國為例，2013年3月1日德國復(fù)興信貸銀行（KfW）與德國環(huán)境部推出了針對(duì)戶用儲(chǔ)能（<30kW）的補(bǔ)貼措施，與戶用光伏搭配的儲(chǔ)能系統(tǒng)（需接入電網(wǎng)）可獲得低息貸款以及初始投資成本30%的補(bǔ)貼。自2016年3月起，補(bǔ)貼幅度逐步退坡并最終于2018年底到期。而根據(jù)德國光伏行業(yè)協(xié)會(huì)（BSW）的統(tǒng)計(jì)，2018至2020年德國戶用儲(chǔ)能新增裝機(jī)由4萬套增長至8.8萬套，仍然保持50%左右的高速增長。由此可見，補(bǔ)貼的退出并沒有對(duì)德國戶用儲(chǔ)能造成太大影響，主要原因在于系統(tǒng)成本的持續(xù)下降。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2013至2019年德國鋰電池戶用儲(chǔ)能系統(tǒng)的單位價(jià)格下降了近50%，成本的下降提升了戶用儲(chǔ)能的自身經(jīng)濟(jì)性，從而有效刺激了終端居民用戶的安裝需求。因此，我們認(rèn)為海外發(fā)達(dá)地區(qū)戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)自身的經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)顯現(xiàn)，補(bǔ)貼的逐步退出不會(huì)行業(yè)增速造成過大擾動(dòng)。3.2.工商業(yè)儲(chǔ)能：國內(nèi)部分地區(qū)有望先行啟動(dòng)3.2.1.國內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展空間主要在工商業(yè)環(huán)節(jié)工商業(yè)用戶是我國電力的主要消費(fèi)者。由于經(jīng)濟(jì)結(jié)構(gòu)等多方面的原因，國內(nèi)工業(yè)用電的占比明顯高于全球平均水平。根據(jù)中電聯(lián)的統(tǒng)計(jì)，2020年全社會(huì)用電量中一產(chǎn)/二產(chǎn)/三產(chǎn)/居民用電的占比分別為1.1%/68.2%/16.1%/14.6%。其中，第二產(chǎn)業(yè)中的工業(yè)用電量達(dá)到5.0萬億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量的67%，明顯高于全球40%左右的平均水平（IEA口徑）。交叉補(bǔ)貼導(dǎo)致國內(nèi)工商業(yè)電價(jià)顯著高于居民電價(jià)，工商業(yè)用戶降低用電成本的訴求較強(qiáng)。理論上大型工商業(yè)用戶的供電成本低于居民用戶，但我國長期以來通過工商業(yè)電價(jià)補(bǔ)貼居民電價(jià)，導(dǎo)致目前國內(nèi)工商業(yè)用戶的用電成本明顯較高。根據(jù)國家能源局公布的《全國電力價(jià)格情況監(jiān)管通報(bào)》，2018年我國一般工商業(yè)及其他用電的平均電價(jià)為0.7263元/千瓦時(shí)，大工業(yè)用戶的平均電價(jià)為0.5912 元/千瓦時(shí)，分別比居民平均電價(jià)0.5331元/千瓦時(shí)高36%/11%。而大多數(shù)海外地區(qū)的電價(jià)情況則恰好相反，以美國為例，2019年美國的工業(yè)、商業(yè)平均電價(jià)僅為居民平均電價(jià)的52%/82%。儲(chǔ)能系統(tǒng)能夠在國內(nèi)工商業(yè)用戶的兩部制峰谷電價(jià)體系中發(fā)揮明顯作用。不同于居民用戶的單一制電價(jià)，國內(nèi)大部分地區(qū)的工商業(yè)用戶均實(shí)施兩部制電價(jià)，用戶的電費(fèi)包括基本電價(jià)與電度電價(jià)兩個(gè)部分。其中，基本電價(jià)部分按照電力用戶的變壓器容量（kV·A）以及最大需量（kW）進(jìn)行計(jì)算，為每個(gè)月固定的費(fèi)用，電度電價(jià)則根據(jù)用戶的實(shí)際用電量進(jìn)行計(jì)算。對(duì)于工商業(yè)用戶，儲(chǔ)能系統(tǒng)具有調(diào)峰的作用，可使實(shí)際的用電功率曲線更加平滑，從而降低用戶的尖峰功率以及最大需量，起到降低基本電價(jià)的作用。此外，目前全國較多地區(qū)工商業(yè)用電已實(shí)行峰谷電價(jià)，儲(chǔ)能系統(tǒng)可將用戶高峰時(shí)間的用電量平移至低谷時(shí)段，從而降低每月的電度電價(jià)。3.2.2.國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性有望逐漸顯現(xiàn)綜上，我們認(rèn)為國內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展空間主要體現(xiàn)在工商業(yè)環(huán)節(jié)，只要儲(chǔ)能系統(tǒng)能夠有效降低綜合用電費(fèi)用，工商業(yè)用戶就有配置儲(chǔ)能的潛在動(dòng)機(jī)。隨著儲(chǔ)能成本的不斷降低以及電價(jià)機(jī)制的逐步完善，國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性有望逐漸顯現(xiàn)。市場(chǎng)化程度提升，峰谷電價(jià)形成機(jī)制逐步完善。針對(duì)國內(nèi)工商業(yè)用電成本相對(duì)較高的現(xiàn)象，2018年起每年的政府工作報(bào)告都提出降低一般工商業(yè)電價(jià)的目標(biāo)，2018/19/20年分別提出了具體的幅度10%/10%/5%。而在2021年的政府工作報(bào)告中，相關(guān)的表述則為“允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場(chǎng)化交易，進(jìn)一步清理用電不合理加價(jià)，繼續(xù)推動(dòng)降低一般工商業(yè)電價(jià)”，我們預(yù)計(jì)之后降電價(jià)的方式將從此前偏硬性的要求向市場(chǎng)化的手段轉(zhuǎn)變。事實(shí)上，發(fā)改委2018年下發(fā)的《關(guān)于創(chuàng)新和完善促進(jìn)綠色發(fā)展價(jià)格機(jī)制的意見》中就曾明確提出“加大峰谷電價(jià)實(shí)施力度，運(yùn)用價(jià)格信號(hào)引導(dǎo)電力削峰填谷”、“擴(kuò)大高峰、低谷電價(jià)價(jià)差和浮動(dòng)幅度，引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用電”、“利用峰谷電價(jià)差、輔助服務(wù)補(bǔ)償?shù)仁袌?chǎng)化機(jī)制促進(jìn)儲(chǔ)能發(fā)展”等要求。因此，預(yù)計(jì)未來國內(nèi)工商業(yè)電價(jià)的峰谷價(jià)差或?qū)⑦M(jìn)一步擴(kuò)大，儲(chǔ)能的收益空間也將進(jìn)一步提升。預(yù)計(jì)國內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能將率先在高峰谷價(jià)差的地區(qū)啟動(dòng)。根據(jù)各省發(fā)改委公布的最新執(zhí)行電價(jià)，上海、湖北、江蘇等地大工業(yè)用戶（最高電壓等級(jí)）的夏季峰谷價(jià)差超過0.7元/kWh，在這些地區(qū)工商業(yè)儲(chǔ)能有望實(shí)現(xiàn)較好的經(jīng)濟(jì)性。以制造業(yè)企業(yè)眾多的江蘇為例，2020年11月江蘇發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于江蘇電網(wǎng)2020-2022年輸配電價(jià)和銷售電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》對(duì)大工業(yè)電價(jià)進(jìn)行了整體下調(diào)，但峰谷價(jià)差則進(jìn)一步拉大，此外還明確提出“拉大峰谷價(jià)差，充分發(fā)揮峰谷電價(jià)移峰填谷作用，鼓勵(lì)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展”的要求。近年來江蘇工商業(yè)儲(chǔ)能發(fā)展不斷加速，根據(jù)相關(guān)機(jī)構(gòu)的統(tǒng)計(jì)，截至2020年底江蘇用戶側(cè)儲(chǔ)能的累計(jì)裝機(jī)量已接近0.9GWh。未來，國內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能的收益來源亦有望得到進(jìn)一步的豐富，除了直接降低電費(fèi)以外，需求側(cè)響應(yīng)、輔助服務(wù)等形式都可成為工商業(yè)