一、儲(chǔ)能將深入?yún)⑴c能源變革

　　1.1 電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性調(diào)節(jié)原理

　　電能瞬時(shí)傳輸，正常情況下電力系統(tǒng)中發(fā)電機(jī)發(fā)出的有功功率與負(fù)荷消耗的功率值實(shí)時(shí) 平衡匹配，發(fā)電機(jī)處于同步運(yùn)行，系統(tǒng)頻率穩(wěn)定在額定值。當(dāng)供過于求，溢出的有功造成轉(zhuǎn)子加速，系統(tǒng)頻率上升，供不應(yīng)求時(shí)，發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速下降，頻率下降。

　　電網(wǎng)中用電設(shè)備依據(jù)額定頻率設(shè)計(jì)，頻率大幅偏移造成系統(tǒng)失穩(wěn)。在火電為主傳統(tǒng)電力 系統(tǒng)中，發(fā)電機(jī)具備較好的控制靈活性，能夠通過一次、二次調(diào)頻實(shí)現(xiàn)發(fā)電量較快的跟蹤負(fù)荷變動(dòng)，維持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定在±0.2Hz 的區(qū)間。

　　1.2 供需失衡概率增加，應(yīng)對(duì)能力減弱，儲(chǔ)能必要性體現(xiàn)

　　構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是大勢(shì)所趨。供給端的清潔能源化和需求端的電氣化“兩化”特點(diǎn)是過去 20 年全球電力甚至能源系統(tǒng)的主要特點(diǎn)，未來幾十年將會(huì)進(jìn)一步強(qiáng)化。從供給端來看，新能源發(fā)電裝機(jī)占比超過 40%，發(fā)電量占比超過 33%；在目前的清潔能源裝機(jī)強(qiáng)度上加一定的增長，保持到 2030 年就能實(shí)現(xiàn) 70%的裝機(jī)占比和接近 60%的發(fā)電量占比。而在需求端，目前電力在終端能源消費(fèi)中占比 26%左右，2030-2035 年有希望提升近 10 個(gè)百分點(diǎn)，非化石能源占一 次能源的比重大概在 15%左右，2030-2035 年有望提升到 32%以上。

　　由“電源可控+負(fù)荷波動(dòng)”變成“電源、負(fù)荷波動(dòng)”，電力系統(tǒng)源、網(wǎng)、荷間更容易失 衡。電力系統(tǒng)供需、慣量特征的根本性改變直接造成供需平衡更容易被打破，且一旦失衡由于慣量降低頻率波動(dòng)更加劇烈。要維持系統(tǒng)穩(wěn)定的核心在于提升發(fā)電與負(fù)荷匹配度，保 持系統(tǒng)供需平衡，而儲(chǔ)能剛好可以扮演這個(gè)角色。

　　儲(chǔ)能能夠?qū)崿F(xiàn)電力供需的時(shí)間轉(zhuǎn)移，發(fā)揮“庫存”效果，階段性改變供需平衡狀態(tài)。實(shí)際上由于電網(wǎng)的互聯(lián)互通，各次側(cè)的儲(chǔ)能發(fā)揮的功能并不能完全割裂：

　　發(fā)電側(cè)：1）平滑出力，跟蹤發(fā)電計(jì)劃：造成電力供需失衡的因素在于風(fēng)電、光伏本身 的間歇、波動(dòng)特征，需要借助儲(chǔ)能平滑出力曲線，提升消納能力；2）調(diào)峰、調(diào)頻：儲(chǔ) 能的靈活功率輸出可以在電源側(cè)扮演調(diào)頻、調(diào)峰的角色；3）黑啟動(dòng)：借助儲(chǔ)能自啟動(dòng) 能力，帶動(dòng)無自啟動(dòng)能力發(fā)電機(jī)組。

　　用戶側(cè)：1）需求側(cè)響應(yīng)，峰谷調(diào)節(jié)：允許用戶結(jié)合電價(jià)信號(hào)主動(dòng)調(diào)整用電時(shí)間，配合 削峰填谷；2）備用電源：事故狀況下保證供電可靠；3）類似電源側(cè)，儲(chǔ)能可以提高用 戶側(cè)光伏等分布式能源接入能力。

　　電網(wǎng)側(cè)：1）環(huán)節(jié)設(shè)備阻塞：傳統(tǒng)擴(kuò)容方式存在輸電走廊資源約束，在用電負(fù)荷不斷增 長的背景下，引入儲(chǔ)能能夠緩解電網(wǎng)擴(kuò)容與負(fù)荷增長間的矛盾，推動(dòng)系統(tǒng)由功率傳輸向 電量傳輸轉(zhuǎn)變；2）提供調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務(wù)。

二、儲(chǔ)能發(fā)展的催化因素

　　與光伏類似的，儲(chǔ)能行業(yè)的起步也勢(shì)必要借助政策的引導(dǎo)，隨著市場(chǎng)化機(jī)制合理化后， 體現(xiàn)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)效益，進(jìn)入到內(nèi)生的成長階段。近期國家層面政策給予儲(chǔ)能極高的關(guān)注度，同時(shí)在過去幾年間電池產(chǎn)業(yè)鏈成本持續(xù)下降， 循環(huán)壽命不斷優(yōu)化，讓儲(chǔ)能具備在政策扶持后形成正向收益的潛力。隨配套政策體系的 跟進(jìn)，儲(chǔ)能將進(jìn)入到持續(xù)快速的成長期。

　　2.1 政策優(yōu)先級(jí)提升

　　2.1.1 新能源占比快速提升，儲(chǔ)能需求的剛性凸顯

　　消納成為新能源潛在制約。2010-2020 年的十年間，風(fēng)光發(fā)電量占比已經(jīng)由約 1%提升 至超過 9%。在風(fēng)光與傳統(tǒng)機(jī)組的此消彼長中，僅通過挖掘傳統(tǒng)電源、需求側(cè)、電網(wǎng)調(diào)度潛力將逐漸無法滿足平抑凈負(fù)荷波動(dòng)的需求。

　　在不增配儲(chǔ)能的情況下，當(dāng)新能源滲透率由 20%向 50%提升將會(huì)造成系統(tǒng) 凈負(fù)荷的波動(dòng)幅度、劇烈程度陡增。大規(guī)模儲(chǔ)能配置成為新能源發(fā)電滲透率進(jìn)一步提升的必要條件，也是長期而言更為可持續(xù)的業(yè)務(wù)模式。制約新能源消納的儲(chǔ)能環(huán)節(jié)成為政策的著力點(diǎn)。

　　2.1.2 自上而下形成立體的政策指引

　　1）國家層面：綱領(lǐng)性文件下發(fā)，引導(dǎo)配套政策逐步完善

　　2020 年是國內(nèi)政策強(qiáng)度的轉(zhuǎn)折點(diǎn)。宏觀層面的政策體系明確了儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標(biāo)、推廣思路、應(yīng)用場(chǎng)景、責(zé)任主體等，充分展現(xiàn)了國家層面對(duì)于發(fā)展儲(chǔ)能的堅(jiān)定態(tài)度，也有望帶動(dòng)突破現(xiàn)階段行業(yè)面臨的基礎(chǔ)技術(shù)、模式機(jī)制等問題，實(shí)現(xiàn)規(guī)范、系統(tǒng)的持續(xù)發(fā)展。

　　2）地方層面：強(qiáng)制性配套與市場(chǎng)化引導(dǎo)相互配合

　　地方層面，目前已有 29 個(gè)省市發(fā)布儲(chǔ)能相關(guān)政策文件。儲(chǔ)能配套政策體現(xiàn)為強(qiáng)制配置與市場(chǎng)化引導(dǎo)相互配合。對(duì)發(fā)電側(cè)，要求風(fēng)電、 光伏電站儲(chǔ)能配置比例在 5~20%區(qū)間，而在用戶側(cè)和電網(wǎng)側(cè)，則通過電價(jià)機(jī)制、輔助 服務(wù)補(bǔ)償形成激勵(lì)。

　　2.2 成本下降、電價(jià)體系推動(dòng)儲(chǔ)能盈利改善

　　2.2.1 電池技術(shù)及成本進(jìn)步帶動(dòng)儲(chǔ)能成本下降

　　1）磷酸鐵鋰循環(huán)壽命翻倍，成本降低，單次循環(huán)成本大幅降低

　　以鐵鋰為代表的的電化學(xué)儲(chǔ)能是現(xiàn)階段的優(yōu)選方案。鋰電功率、容量、放電時(shí)長等技術(shù)特征滿足現(xiàn)階段儲(chǔ)能需求。短期內(nèi)儲(chǔ)能的主要場(chǎng)景仍是在平滑風(fēng)光出力、參與系統(tǒng)調(diào)頻等短周期應(yīng)用為主，鋰電池儲(chǔ)能安裝配置方式靈活，充放電周期在小時(shí)級(jí)別，裝機(jī)容量 達(dá)到兆瓦級(jí)別，與場(chǎng)景需求匹配。

　　2）鈉電池等電池技術(shù)有望推動(dòng)儲(chǔ)能成本進(jìn)一步下降

　　鈉電池在低溫性能、安全性、成本方面具備優(yōu)勢(shì)，能量密度和循環(huán)性能均介于鋰電池和鉛酸電池之間，在儲(chǔ)能領(lǐng)域有較好的應(yīng)用前景。鈉電池外形封裝與鋰電池相同，同時(shí)鋰電池的生產(chǎn)設(shè)備大多可以兼容鈉離子電池，原始設(shè)備成本支出與鋰電池相當(dāng)。材料中，除隔膜外，鈉離子電池的 正、負(fù)極、電解液、集流體的價(jià)格較鋰電池材料低。當(dāng)技術(shù)成熟實(shí)現(xiàn)規(guī)?；?yīng)后，其 降本空間更大。

　　2.2.2 峰谷電價(jià)、輔助服務(wù)優(yōu)化儲(chǔ)能度電收益

　　1）度電成本（LCOE）是對(duì)儲(chǔ)能電站全生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算 得到的儲(chǔ)能成本。分路線看，抽水蓄能仍是目前度電成本較低的方案，度電成本大致在 0.2-0.3 元/kWh。

　　2）度電收益：即儲(chǔ)能系統(tǒng)充放一度電能夠獲取的收益。度電收益與應(yīng)用場(chǎng)景、市場(chǎng)定 價(jià)機(jī)制相關(guān)。

　　電源側(cè)，以光伏+儲(chǔ)能為例，配儲(chǔ)能減少棄光，增加上網(wǎng)電量，在光伏出力峰值區(qū)間， 將原本棄電輸入儲(chǔ)能（成本為 0），再在光伏出力低于外送輸電走廊容量時(shí)將存儲(chǔ)的“棄 電”外送上網(wǎng)，由于光伏并網(wǎng)已實(shí)現(xiàn)平價(jià)，則儲(chǔ)能度電收益即為標(biāo)桿電價(jià)，大致在 0.3 元/kWh 上下。

　　電網(wǎng)側(cè)，以調(diào)峰為例，度電收益為電網(wǎng)約定的輔助服務(wù)費(fèi)用，目前各地差異較大，大致 分布于 0.1~0.9 元/kWh。

　　用戶側(cè)削峰填谷實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差套利，此次度電輸入成本為谷電售價(jià)，而輸出時(shí)度電價(jià)格 為峰時(shí)電價(jià)，則每度電的實(shí)際收益即為峰谷價(jià)差，大致在 0.7 元/kWh 上下。

　　在不考慮補(bǔ)貼的情況下，就發(fā)電側(cè)而言，顯然當(dāng)前上網(wǎng)電價(jià)遠(yuǎn)低于儲(chǔ)能配置成本，即便 通過儲(chǔ)能增加上網(wǎng)電量，但售電收益無法覆蓋儲(chǔ)能系統(tǒng)投資，尚不具備經(jīng)濟(jì)性。而在電 網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，在度電收益超過度電成本的區(qū)域，配置儲(chǔ)能理論上有利可圖，但考慮項(xiàng)目實(shí)際進(jìn)程中的資金成本、利用率等現(xiàn)實(shí)問題，或只有在度電收益明顯超出度電成本的情況下，才能形成足夠的說服力。

　　峰谷價(jià)差即為用戶側(cè)儲(chǔ)能的度電收益，峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉開也就意味著儲(chǔ)能套利效果改善，尤其尖峰電價(jià)較峰時(shí)仍有至少 20%溢價(jià)，進(jìn)一步放大儲(chǔ)能優(yōu)勢(shì)。

　　電價(jià)調(diào)整后，用戶側(cè)度電收益大幅提升。電價(jià)機(jī)制調(diào)整的基本原則是保持電網(wǎng)企業(yè)的銷售電價(jià)總水平基本穩(wěn)定，簡單假設(shè)峰谷電價(jià)均值不變，而將峰谷比率由此前大部分 2.5-3:1 調(diào)增至 4:1，則峰谷價(jià)差由此前約 0.6-0.9 元/kWh 整體提升至 0.8-1.1 元/kWh，增幅約 20-30%，調(diào)整后的峰谷價(jià)差形成的儲(chǔ)能度電收益已基本上全部位于度電成本線以上。

三、當(dāng)前階段，儲(chǔ)能以發(fā)展電化學(xué)儲(chǔ)能與抽水蓄能為主

　　3.1 儲(chǔ)能潛在空間大

　　主要應(yīng)用領(lǐng)域 2025 年全球儲(chǔ)能市場(chǎng)空間超 1500 億，有望接近 2000 億。預(yù)期隨峰谷 電價(jià)調(diào)整、輔助市場(chǎng)機(jī)制建立，儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性將有明顯改觀，在源-網(wǎng)-荷側(cè)都有可能實(shí) 現(xiàn)高速發(fā)展。測(cè)算 2025 年國內(nèi)用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、5G 領(lǐng)域與國外用戶側(cè)對(duì)應(yīng) 的儲(chǔ)能需求約為 110GWh，若按儲(chǔ)能系統(tǒng) 1.4 元/Wh 計(jì)算，對(duì)應(yīng)市場(chǎng)空間超 1500 億。 若在此期間內(nèi)儲(chǔ)能成本進(jìn)一步下降，預(yù)計(jì)更多需求將被激發(fā)，需求增加對(duì)市場(chǎng)空間的影 響可能會(huì)遠(yuǎn)超價(jià)格下降，屆時(shí)市場(chǎng)規(guī)模有可能接近 2000 億元。

　　電池、逆變器價(jià)值量更大。儲(chǔ)能成本構(gòu)成當(dāng)中，電池與逆變器占比較高，分別約為 60% 與 20%，2025 年當(dāng)年對(duì)應(yīng)市場(chǎng)空間約為 927 億元、309 億元。

　　遠(yuǎn)期將向 TW、TWh 邁進(jìn)。預(yù)測(cè) 2050 年全球儲(chǔ)能需 求將達(dá)到 4.1TW，對(duì)應(yīng)存儲(chǔ)電量約 500TWh。新能源+儲(chǔ)能將對(duì)電力系統(tǒng)帶來深刻的顛覆。

　　3.2 當(dāng)前階段，鋰電等電化學(xué)電池與抽水蓄能為主，遠(yuǎn)期儲(chǔ)能將呈現(xiàn)多樣化

　　單一儲(chǔ)能模式無法滿足多樣的場(chǎng)景需求，儲(chǔ)能體系將呈現(xiàn)多元化。不同應(yīng)用場(chǎng)景下配置 儲(chǔ)能需要綜合考慮電源、電網(wǎng)、負(fù)荷特征，選擇合理的配置方案。長周期能量型場(chǎng)景與抽水蓄能、氫儲(chǔ)能、壓縮空氣等方式匹配，短周期的功率型場(chǎng)景下，鋰電池等電化學(xué)儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能、超級(jí)電容等更優(yōu)。

　　以磷酸鐵鋰為代表的電化學(xué)儲(chǔ)能是當(dāng)前的重點(diǎn)，也是未來高比例可再生能源系統(tǒng)中重要的儲(chǔ)能構(gòu)成。

　　短期儲(chǔ)能增量主要以電化學(xué)為主，遠(yuǎn)期電化學(xué)儲(chǔ)能仍將發(fā)揮日間調(diào)節(jié)的關(guān)鍵功能。當(dāng)前全球風(fēng)電、光伏滲透率仍處在低位，在新能源滲透率低于 50%以前，儲(chǔ)能配置將以鋰電池為代表的短時(shí)儲(chǔ)能為主。而當(dāng)遠(yuǎn)期滲透率逐步突破 50%，短時(shí)、長時(shí)儲(chǔ)能配合的整體體系下，電化學(xué)儲(chǔ)能仍是日間平滑風(fēng)光出力、跟蹤發(fā)電計(jì)劃、調(diào)頻、調(diào)峰等功 能的主要承擔(dān)。

四、工商業(yè)儲(chǔ)能、電網(wǎng)儲(chǔ)能發(fā)展將加速

　　4.1 海外儲(chǔ)能、新能源一次調(diào)頻儲(chǔ)能、通信儲(chǔ)能是當(dāng)前主要市場(chǎng)

　　4.1.1 海外：政策與經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動(dòng)用戶側(cè)蓬勃發(fā)展

　　國外儲(chǔ)能主體地位明確，有相關(guān)政策補(bǔ)貼。海外主要國家電力領(lǐng)域市場(chǎng)化程度相對(duì)較高、 重視儲(chǔ)能在電力領(lǐng)域的應(yīng)用，并出臺(tái)相應(yīng)的補(bǔ)貼政策鼓勵(lì)配置儲(chǔ)能設(shè)施。

　　海外戶用與工商業(yè)儲(chǔ)能具備經(jīng)濟(jì)性，已有較好應(yīng)用。目前海外用戶側(cè)配置儲(chǔ)能的進(jìn)展相對(duì)較快，光+ 儲(chǔ)成本約 1.1 元/kwh，低于大部分海外國家電價(jià)，已具備經(jīng)濟(jì)性，有望加速發(fā)展。

　　4.1.2 通信：5G 基站將貢獻(xiàn)增量

　　預(yù)計(jì)5年內(nèi)基站需求約為50GWh。國內(nèi)主流運(yùn)營商5G單站滿負(fù)荷功耗約3600-3800w， 50%負(fù)荷下功耗約 2900-3100w，一般后備電源應(yīng)急時(shí)長 3-4 小時(shí)。假設(shè) 50%負(fù)荷狀態(tài) 下，取功耗和應(yīng)急時(shí)長的中值，預(yù)計(jì) 2020-2024 年市場(chǎng)對(duì)儲(chǔ)能需求分別為 7.1、11、13.7、 12.1、7GWh，5 年內(nèi)需求合計(jì) 50Gwh 左右。

　　4.1.3 新能源配套市場(chǎng)：儲(chǔ)能是最常用的一次調(diào)頻配套方案

　　新能源發(fā)電的一次調(diào)頻逐步成為標(biāo)配。隨著新能源裝機(jī)比例的裝機(jī)比例提高，“一次調(diào) 頻”對(duì)風(fēng)電、光伏發(fā)電站的要求也在不斷提高。到 2020 年，至少有 13 個(gè)以上的省電網(wǎng)公司出臺(tái)了新 能源電站必須具備一次調(diào)頻能力，新建新能源場(chǎng)站必須具備，存量新能源場(chǎng)站的一次調(diào) 頻技術(shù)改造也勢(shì)在必行。

　　儲(chǔ)能是比較好的新能源一次調(diào)頻方式。儲(chǔ)能方式借助電池等儲(chǔ)能設(shè)備提供給額外功率輸出實(shí)現(xiàn)一 次調(diào)頻，同時(shí)可以兼顧新能源送出的消納配合，在功能和經(jīng)濟(jì)性上都更具優(yōu)勢(shì)，成為較好的新能源一次調(diào)頻實(shí)現(xiàn)方案。

　　4.2 國內(nèi)的電網(wǎng)儲(chǔ)能、工商業(yè)儲(chǔ)能將加速

　　電網(wǎng)側(cè)：儲(chǔ)能成本或納入輸配電價(jià)，調(diào)動(dòng)配置積極性。建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制，逐步推動(dòng)儲(chǔ)能電站參與電力市場(chǎng)，研究探索將電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收。

　　儲(chǔ)能成本納入輸配電價(jià)有望優(yōu)化電網(wǎng)側(cè)配置儲(chǔ)能的收益效果，形成有效的儲(chǔ)能投資模式， 從而調(diào)動(dòng)電網(wǎng)側(cè)配置儲(chǔ)能的積極性?？紤]電網(wǎng)儲(chǔ)能的容量較大，比較成熟的抽水蓄能儲(chǔ)能、高靈活性的鋰電池儲(chǔ)/鈉硫/液流電池，可能是電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的優(yōu)先選項(xiàng)。

　　工商業(yè)用戶側(cè)：電價(jià)調(diào)整后，配儲(chǔ)能的動(dòng)力更強(qiáng)。國內(nèi)工商業(yè)電價(jià)基準(zhǔn)更高，且用電量大， 峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉大變相提升了儲(chǔ)能的度電收益。對(duì)于不具備調(diào)整用電時(shí)段裕度的工商 業(yè)企業(yè)，將有更強(qiáng)的配置儲(chǔ)能的意愿。

　　考慮工商業(yè)用戶儲(chǔ)能單個(gè)項(xiàng)目容量不會(huì)特變大，并且也存在空間、場(chǎng)地限制，配套鐵鋰電池是更加合理的選擇。

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