報告出品方/作者：東北證券股份有限公司，董瑜

報告綜述：

全球儲能市場已經具備大規模發展的條件。儲能是全球能源轉型中不可或缺的環節，搭配儲能的可再生能源裝機才能實現對傳統化石能源裝機的徹底取代。隨著技術的持續進步與成本的不斷降低，電化學儲能有望成為未來主要的儲能形式。與此同時，儲能在電力市場中的定位也逐漸清晰，供電側、用戶側儲能的發展模式均趨向成熟。

供電側儲能：收益機制逐漸清晰，成本傳導更加順暢。近年來美國、歐洲等地區的供電側儲能建設明顯加速，順暢的成本傳導機制與豐富的收益來源是推動海外地區供電側儲能市場爆發的主要因素。現階段，海外供電側儲能的收益來源包括峰谷套利、輔助服務、輸配電價、備用電源等，各類主體的投資積極性持續升溫。相較而言，國內供電側儲能仍處于發展初期，但近期密集發布的各類政策文件已經明確儲能在新能源消納中的重要地位。我們測算未來十年全國風電、光伏裝機增量有望超過1200GW，供電側儲能發展空間巨大。目前，新能源配套儲能已逐漸成為各地標配，長期來看電網側儲能亦有望重啟。

用戶側儲能：經濟性逐漸顯現，滲透率不斷提升。用戶側儲能的核心驅動因素為儲能系統自身的經濟性，即節省的電力費用能否覆蓋儲能系統的初始投資成本。對于終端電力用戶，“光伏+儲能”可作為傳統電網供電的替代方案，其經濟性正逐漸顯現，滲透率有望快速提升。目前，海外發達地區的戶用儲能市場已經率先起步，而國內的用戶側儲能機會或將集中在工商業環節。

儲能產業鏈：電池與變流器廠商具備先發優勢。電池與變流器是儲能系統的核心環節，隨著下游市場的逐漸啟動，電池廠商與逆變器廠商在儲能領域的布局明顯加速。由于面對的終端用戶不同，供電側儲能與用戶側儲能在商業模式上存在一定差異，整體上看供電側儲能的價格競爭更為激烈，用戶側儲能則更加依賴經銷商/安裝商渠道。

1.全球儲能市場已經具備大規模發展的條件

1.1.儲能是全球能源轉型進程中不可或缺的環節

1.1.1.長期減排目標確立，能源轉型任重道遠

2020年下半年以來，全球主要經濟體陸續提出長期“碳中和”目標，減排已成全球共識。2020年9月，在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上提出2030碳達峰、2060碳中和的目標，歐盟領導人則于12月歐盟冬季峰會上就2050年前實現碳中和的減排目標達成一致，美國總統拜登也在此前的競選綱領中提出爭取在2050年前實現碳中和。從設定的時間節點來看，全球主要經濟體實現碳中和的時間僅剩30-40年，減排進程急需加速。

能源轉型是各經濟體實現長期碳排放目標的必經之路。化石能源的使用是全球碳排放的主要來源，根據國際能源署（IEA）的統計，2019年石油、煤炭、天然氣等傳統化石能源在全球一次能源消費中的占比仍高達85%，可再生能源的占比僅為10%。而若想在2050年實現凈零排放，可再生能源的消費占比需提升至30%左右，能源轉型任重而道遠。

為了實現能源轉型，全球電氣化率與可再生能源發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、交通、供熱等各領域的電氣化水平需進一步提高。根據國際可再生能源署（IRENA）的測算，為實現減排目標，2050年電力在終端能源消費中的占比需從目前的不到20%提升至接近50%。另一方面，在電力裝機結構中，光伏、風電等可再生能源將逐漸取代傳統的火電裝機。2019年，可再生能源在全球發電量中的占比約為26%，未來這一比例需提升至70%乃至更高。

1.1.2.儲能是全球能源轉型的必需環節

隨著全球電氣化程度的提升，儲能將在電力系統中發揮更加重要的作用。與石油、煤炭等傳統的化石能源不同，電力的生產與消費需要同時進行，能量無法直接以電能的形式進行儲存。因此，當發電端的輸出與用電端的負載不匹配時，電力系統的穩定性將面臨挑戰，此時就需要儲能系統通過充電或者放電的形式進行調節。

搭配儲能的可再生能源裝機才能實現對傳統化石能源裝機的徹底取代。傳統的火電裝機可根據電網的要求調節自身出力，而風電、光伏則具有天然的間歇性與波動性，因此僅靠可再生能源自身難以實現對傳統化石能源裝機的徹底取代。近年來，全球風電、光伏等可再生能源的裝機占比與發電占比持續提升，對電力體系的沖擊也愈加明顯。因此，“可再生能源+儲能”才是未來的終極解決方案，可在減少碳排放的同時維持電力系統的穩定性與可靠性。

1.2.儲能技術日漸成熟，成本持續下降

1.2.1.電化學儲能有望成為未來主要的儲能形式

電力系統中的儲能通常可分為物理儲能與化學儲能兩大類。其中，物理儲能是將電能轉化為機械能（勢能、動能）進行儲存，例如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等；而化學儲能則是將電能轉化為化學能，主要包括各種電池儲能方案，例如鋰離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池等。

電化學儲能發展加速，有望成為未來主要的儲能形式。目前抽水蓄能是全球電力系統中主要的儲能形式，根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）的統計，截至2020年底，全球已累計投運電力儲能項目189.8GW，其中抽水蓄能的占比為90.9%，電化學儲能占比僅為6.9%。雖然抽水蓄能規模大、壽命長、技術成熟，但只有具備特定自然地形條件的地區才能進行建設，因此持續增長的電力儲能需求仍需由其他的儲能形式進行填補。從新增裝機情況來看，近年來電化學儲能已成為主流，2012至2020年全球電化學儲能裝機由不到1GW提升至超過13GW，貢獻了全球電力儲能裝機的主要增量。

1.2.2.成本、技術進步助推鋰電池儲能大規模發展

在各類電化學儲能技術中，鋰電池儲能在循環次數、能量密度、響應速度等方面均具有較大的優勢，但此前高昂的成本制約了其在儲能領域的大規模應用。近年來，隨著產能規模的持續擴張，全球鋰離子電池的成本快速下降。根據彭博新能源財經（Bloomberg NEF）的統計，2020年全球鋰離子電池平均價格已降至137美元/千瓦時，較2013年下降近80%。伴隨著成本的不斷下降，鋰電池儲能的應用空間已經打開。根據CNESA的初步統計，2020年鋰電池在電化學儲能在運裝機中的占比已從2016年的65%提升至90%。

在成本下降以外，近年來針對儲能的鋰電池技術也取得了較快的進展。相較于動力電池，儲能電池對能量密度的要求相對較低，對于循環壽命與安全性的要求則相對較高。若假設新能源汽車的使用壽命為5-8年，則動力電池的循環壽命只需達到1000-2000次，而儲能電池的充放電更為頻繁，如果想實現十年以上的運行周期，則電池的循環壽命需超過3000次。因此，應用于儲能領域的鋰離子電池往往需要進行針對性的設計研發。近年來，不少海內外鋰電池廠商已在儲能領域取得較大突破，生產的儲能專用鋰電池能夠實現5000次以上的循環壽命。例如寧德時代已宣布研發出可實現1500次循環內“零衰減”的儲能專用磷酸鐵鋰電池，其單體循環壽命可達1.2萬次。

綜上，我們認為當前鋰電池儲能發展的條件已經基本成熟，鋰電池成本的不斷下降與技術的持續進步將助力其在儲能領域更大規模的應用。

1.3.儲能發展模式逐步清晰

1.3.1.收益與成本的不匹配是儲能大規模發展的主要挑戰

雖然從整個電力系統的角度出發，儲能是能源轉型過程中必不可少的環節，然而在傳統的電力體制下儲能的定位并不明確，這在極大程度上制約了儲能規模化的發展。儲能既可作為電力的提供者，又可作為電力的消費者，在電力體系的各環節均可發揮作用。例如在發電側，儲能可用于調峰調頻或作為備用電源；在電網側，儲能可緩解電網阻塞、降低輸配網絡投資；在用電側，儲能可降低用戶的綜合電費支出，提升用電的可靠性。因此，儲能為電力系統帶來的收益體現在多個環節、涵蓋各個方面，但在目前的電力體制下儲能系統通常只被定義為功能單一的主體，無法為其發揮的多種功能進行足夠的補償。換言之，承擔儲能成本的投資方往往不是儲能收益的享受者，因此配置儲能的積極性較弱，例如可再生能源開發商是儲能系統的投資者，收益卻主要由電網環節享受（可再生能源發電的波動性減弱，對電網的沖擊降低）。

因此，若能通過合理的機制設計使儲能系統的收益與投資成本相匹配，各環節投資儲能系統的積極性有望被調動，儲能市場的空間將快速打開。近年來，各國陸續對傳統的電力體制進行了改革，明確了儲能在電力市場中的定位與收益來源，儲能的發展模式逐漸清晰。以美國為例，2011年聯邦能源管理委員會755號法令（FERC Order No.755）要求各區域輸電組織（RTO）以及獨立系統運營商（ISO）放開對儲能項目參與調頻服務的限制并為其服務提供合理的補償。2018年，聯邦能源管理委員會841號法令（FERC Order No.841）進一步要求RTO與ISO移除儲能參與容量市場、能量市場、輔助服務市場的障礙，給予儲能平等的市場地位。

1.3.2.“新能源+儲能平價”是未來的長期方向

如前所述，風力、太陽能發電的不穩定性是配置儲能的重要原因，因此長期來看新能源發電側需要承擔一定的儲能成本。在初期，由于新能源的度電成本尚不能與傳統化石能源競爭，各國往往采用固定電價全額上網的形式鼓勵新能源的發展。隨著技術的進步，過去十年間風電、光伏的發電成本已有巨大的下降。根據IRENA的統計，2019年光伏、陸上風電、海上風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%，已經達到與傳統化石能源相當的區間。

1.4.供電側與用戶側儲能均衡發展

綜上所述，我們認為全球范圍內儲能大規模發展的條件已經具備。根據儲能系統所處環節的不同，可將其分為供電側（Front-of-the-Meter）以及用戶側（Behind-the-Meter）兩大類，其中供電側主要包括發電側儲能與電網側儲能，用戶側則可分為戶用儲能與工商業儲能。據第三方研究機構IHS Markit統計，過去幾年新增儲能裝機中供電側與用戶側的比例基本相當，大致為60:40。

供電側儲能與用戶側儲能在投資主體、收益來源、商業模式等方面存在較大差異，因此以下我們將分別探討海內外供電側、用戶側儲能的發展現狀與驅動因素。整體上看，供電側儲能發展的核心在于電力機制的設計與儲能成本的傳導，用戶側儲能的主要驅動力則是儲能系統自身的經濟性。我們認為目前供電側儲能與用戶側儲能的發展模式均已較為成熟，未來兩者有望保持均衡發展。

2.供電側儲能：收益機制逐漸清晰，成本傳導更加順暢

2.1.海內外供電側儲能發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能大規模發展的主要問題之一，需要通過合理的機制設計加以解決。目前部分海外發達地區的供電側儲能發展模式已經較為成熟，這與其電力發展階段、市場化程度以及市場參與主體密切相關。考慮到目前國內電力體系與海外發達地區存在較大差異，短期內國內供電側儲能的發展模式仍有待進一步明確。但長期來看，我們認為海外地區的發展經驗可以作為一個有價值的參考，預計“十四五”期間國內供電側儲能的機制將逐步成熟，行業有望實現長期可持續的發展。

2.1.1.海內外電力發展階段存在差異

從所處發展階段來看，海外發達地區的電力體系與國內存在較大差異，首先體現在電力總需求上。根據BP的統計，2008年金融危機后海外發達地區的電力需求增長已陷入停滯，1985年至2008年OECD國家的發電量年均增速超過2%，而此后十年間OECD國家的總發電量基本沒有變化。與之相對，非OECD國家的總發電量在2008年金融危機后仍然保持了超過5%的平均增速，甚至略高于金融危機前的增速。

在電力需求增長停滯的背景下，近年來發達地區的部分火電機組開始逐漸退役。美國、歐盟（28國）的火電總裝機量分別于2011、2012年達到峰值，此后開始逐步下行，與此同時風電、光伏等新能源裝機則開始加速。換言之，在這些發達地區，近年來電力的總供給已經趨于穩定，變化主要體現在結構上，即新能源裝機對存量火電裝機的替代。而如前所述，只有搭配儲能的新能源才能實現對傳統化石能源裝機的徹底取代，因此海外發達地區的電力系統對儲能的需求更加迫切。

與海外發達地區相比，目前國內的電力供給處于相對過剩的狀態。“十二五”及“十三五”期間，國內火電裝機仍然保持較快增長，新增火電裝機量分別達到2.71/2.39億千瓦，在新增電力裝機總量中的占比分別為53%/35%。隨著火電裝機量由2010年的7.10億千瓦增長至2020年的12.45億千瓦，其利用小時數則從超過5000小時一路下滑至2020年的4216小時。因此，與海外發達地區相比，國內新能源裝機主要體現在增量，還未到替代存量火電裝機的階段，配置儲能的必要性相對較弱。

2.1.2.海外發達地區電力市場化程度較高

除了發展階段不同，海外發達地區電力市場化的程度也明顯高于國內。歐洲、美國等發達地區的電力市場化進程起步于上世紀九十年代，目前在發電側與用電側均已實現較高程度的市場化。而國內的電力市場化改革在“十三五”期間才開始加速，2015年3月國務院下發的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（電改“九號文”）奠定了“管住中間、放開兩頭”的基調，要求輸、配電以外的環節逐步實現市場化競爭。

在海外發達地區市場化的電力體制下，發電側的成本能夠從電力批發市場較為順暢地傳導至終端電力用戶，因此儲能增加的額外成本將由發電企業、電網企業以及電力用戶共同承擔。而在國內目前的電力體制下，供電側的儲能成本基本上只由發電企業承擔，2019年電網企業明確規定儲能投資不納入輸配電價（電網側不承擔儲能成本），2018-2020年政府工作報告則是連續三年提出降低一般工商業平均電價的具體量化要求（用戶側不承擔儲能成本）。

2.1.3.海外大型電力集團的一體化程度更高

最后，從業務結構來看，海外大型電力集團往往同時涉及發電、輸配電、售電等多個環節，一體化程度相對較高。根據美國能源信息署（EIA）的統計，雖然電力市場化改革以來獨立發電商（IPP）的裝機容量及發電量占比持續提升，但2019年公用事業公司（Utility）仍然占據了美國55%左右的裝機量與發電量。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（E.ON）等大型電力集團均同時涉足市場化的發電、售電業務，以及受監管的輸配電業務。

在一體化模式下，儲能成本與收益的不匹配性很大程度上將被消除。同時涉足發輸配售各個環節的大型電力集團既是儲能成本的承擔者，又是儲能收益的享受者。因此，只要儲能項目能夠在整個電力系統中發揮作用，大型電力集團就有較強的投資動力。而在國內，發電側與電網側的界限較為明顯，國電投、華能、華電等大型發電集團基本只涉足發電業務，電網企業則覆蓋輸電、配電、售電環節，供電側儲能成本的承擔方存在一定爭議。

2.2.海外：收益來源豐富，成本傳導順暢

綜上所述，我們認為現階段海外供電側儲能的發展背景相對更加成熟，已逐漸形成較為清晰的發展模式。美國加州是全球可再生能源轉型最為堅決的地區之一，2018年9月加州參議院通過的Senate Bill 100明確提出2030年可再生能源發電占比超過60%、2045年實現100%可再生能源發電的目標。在該目標的驅使下，近年來加州儲能市場實現了跨越式的發展，根據EIA的儲能項目數據庫，截至2019年底加州已累計投運47個電池儲能項目（僅包括供電側及大型工商業項目），項目總功率達255 MW，總裝機量為650 MWh，占比超過全美儲能裝機容量的1/3。而根據第三方咨詢機構Wood Mackenzie的初步統計，2020年加州新增儲能裝機超過2.8GWh，接近全美新增儲能裝機量的80%，其中供電側儲能的增量約為2.4GWh。因此，以下我們將以美國加州為例探討海外供電側儲能的發展模式。

我們認為順暢的成本傳導機制與豐富的收益來源是推動加州供電側儲能市場爆發的主要因素。發電側/電網側儲能項目在加州電力市場中可作為非發電資源（NonGenerator Resource）或需求側響應資源（Demand Response Resource）參與市場，并通過峰谷套利、輔助服務、備用電源、輸配電價等多種方式獲取相應收益。

2.2.1.峰谷套利空間提升

隨著光伏在電力裝機中的占比持續提升，近年來加州的電力供需結構發生了顯著改變。近十年來，加州電力結構明顯向可再生能源傾斜，光伏貢獻了主要的電力裝機增量。2010-2019年，光伏在加州電力總裝機中的占比由0.2%提升至14.1%，發電量占比則由0.04%提升至13.1%。與此同時，傳統的火電機組開始逐步退役，燃氣裝機的占比由此前的60%以上逐步下降至2019年的50.6%。

在加州高度市場化的電力體制下，電力供給結構的改變直接影響了電力批發市場的價格曲線，主要體現在峰谷價差的拉大。根據加州獨立系統運營商（CAISO）的年度統計報告，近年來加州電力系統凈負載曲線（總負載減去風電、光伏出力量）的形態發生了明顯改變，早晚高峰（光伏發電量小）與午間低谷（光伏發電量大）之間的差距明顯變大。2016年電力凈負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，近年來加州電力批發市場的峰谷價差同樣顯著拉大，從2016年的約30美元/MWh提升至2019年的約50美元/MWh。

更高的峰谷價差意味著更大的套利空間，有助于提升儲能項目的收益。不同于傳統的火電機組，風電、光伏等可再生能源的發電邊際成本接近于0，因此在光伏發電的高峰期，理論上電力批發市場的電價可以趨向于0。實際上，近年來加州電力批發市場已經常出現負電價的情況，每年五月前后電力現貨市場中有10%左右的時間區間內實時電價為負。在市場化的電力機制下，儲能項目可通過低電價時充電、高電價時放電的套利策略獲取收益，因此日益拉大的峰谷價差有利于儲能項目潛在收益率的提升。

2.2.2.電力市場輔助服務價格上升

電力輔助服務是指正常電力生產、輸送、使用外，為維護電力系統安全穩定，保證電能質量所需的服務，包括調峰、調頻、備用等主要類型。隨著風電、光伏等波動性電源對電網的沖擊日益加大，近年來加州電力系統的穩定運行正面臨越來越大的挑戰，燃氣機組的逐漸退役則進一步加劇了這個問題。因此，加州電力市場對輔助服務的需求不斷增長，2017年起加州電力批發市場中輔助服務的費用已超過1.5億美元，在總批發電價中的占比提升至1.7%左右。電力輔助服務是加州供電側儲能項目另一個重要的收益來源。如前所述，2011年美國聯邦能源管理委員會755號法令（FERC Order No.755）要求各區域輸電組織（RTO）以及獨立系統運營商（ISO）放開對儲能項目參與調頻服務的限制并為其服務提供合理的補償，而加州獨立系統運營商（CAISO）是最早落實該法令的ISO之一。目前，加州電力市場輔助服務包括向上調頻（Reg Up）、向下調頻（Reg Down）、同步備用容量（Spinning Reserve）以及非同步備用容量（Non-Spinning Reserve）四種類型。CAISO每天會計算所需的輔助服務容量，提供輔助服務的市場主體可在日前市場或實時市場進行競價，并以最終的出清價格獲得補償。相較于燃氣機組，電池儲能在爬坡速度與調節精度上具有較大優勢，因此一般用于提供收益更高的調頻服務。隨著輔助服務需求的不斷增長，近年來各類輔助服務的平均出清價格呈明顯上升趨勢，儲能項目的收益亦有望隨之提升。

2.2.3.部分儲能設施成本可計入輸配電價

除了市場化的峰谷套利、輔助服務收益，加州大型公用事業公司的儲能設施還可被納入電網資產，通過政府核定的輸配電價收回成本。目前，加州電力系統主要由大型私營公用事業公司主導（Investor-Owned Utility，IOU），公用事業公司在加州總發電量中的占比約為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%。這些涵蓋發輸配售各個環節的大型公用事業公司既是供電側儲能成本的承擔者，又是項目收益的享受者。

在“放開兩頭，管住中間”的電力市場化體制下，輸配電環節受到較強的政府監管。為了在能源轉型的過程中保持穩定的電網體系，2013年加州立法機構通過了AB 2514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的儲能項目。目前該目標已提前完成，實際的采購量超過1500MW。對于大型公用事業公司，儲能設施可作為部分傳統輸配網絡的替代方案，其投資成本可通過政府核定的輸配電價進行回收。

2.2.4.儲能可作為備用電源獲取收益

類似于其他ISO的容量市場，加州電力監管機構CPUC要求電力需求方（Load Serving Entities，LSE，包括各類公用事業公司、售電商等）保有一定量的備用電源，儲能設施可作為備用電源的一種。各LSE在采購備用電源時往往通過競價的方式，按照中標項目的功率按月支付固定費用。根據CPUC公布的采購結果，2018-2022年備用容量的平均價格大約在每月3美元/kW上下。

綜上所述，在以加州為例的海外發達地區電力體制下，供電側儲能的收益來源較為豐富，既可通過市場化的峰谷套利、輔助服務獲取收益，也通過納入受監管的輸配電環節回收成本。整體來看，海外供電側儲能的發展模式已經較為成熟，各類業主的投資積極性正持續升溫。

2.3.國內：儲能將成為未來新能源發電“標配”

相較于海外發達地區，我們認為國內供電側儲能仍處于發展初期，相關機制還有待進一步確立。從近期密集出臺的各類文件來看，“十四五”期間國內供電側儲能的發展模式正逐漸清晰，短期內新能源強制配套儲能或將成為過渡性的手段，長期來看發電側儲能的收益方式將逐漸豐富，電網側儲能亦有望重新起步。

2.3.1.政策定調，儲能助力“十四五”新能源消納

新能源消納目標確立，可再生能源電力消納責任權重成為主要引導指標。2021年2月，國家能源局下發《關于征求2021年可再生能源電力消納責任權重和2022—2030年預期目標建議的函》，一次性下達了2021-2030年各地區年度可再生能源電力消納責任權重。具體而言，文件對各省級行政區域（西藏不作考核）分別設置了總量和非水電兩類消納責任權重，2030年各省將實現統一的可再生能源電力消納責任權重40%，非水可再生能源的消納權重則因省而異，但都需在2021年預期完成情況（12.7%）的基礎上每年提升1.47%。我們認為非水可再生能源消納責任權重將成為“十四五”期間各省發展新能源的主要引導指標。

為了實現消納權重的目標，各省一方面需新增風電、光伏裝機容量，另一方面則需通過多種途徑促進本省可再生能源的消納。雖然近年來全國范圍內的新能源消納情況持續改善，但在青海、新疆等新能源大省，風電、光伏的消納仍然存在一定壓力。以全國新能源發電占比最高的青海為例，近兩年其棄風、棄光率逆勢上行，分別由2018年的1.6%/4.8%上升至2020年的4.7%/8.0%。

政策定調，儲能將成為“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《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》，作為“十四五”期間首份風電、光伏開發建設指導意見，本次征求意見稿對“十四五”期間新能源發展具有重要的定調作用。相較于往年，本次文件的一個重要不同點在于提出了建立多元化的新能源并網消納體系，主要包括保障性與市場化兩種機制。其中，保障性并網是針對各地落實非水可再生能源消納責任權重所必需的新增裝機，該部分由電網企業保障并網。而對于超出保障性消納規模的項目，則需通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實新增并網消納條件，隨后才可由電網企業保障并網，具體的落實方式包括抽水蓄能、儲熱型光熱發電、火電調峰、電化學儲能、可調節負荷等。因此，對于保障性消納額度較為緊張的省份，儲能的必要性將明顯提升。

在上述非水可再生能源消納責任權重要求下，未來十年全國風電、光伏裝機增量有望超過1200GW，供電側儲能發展空間巨大。根據我們的測算，2020年全國非水可再生能源消納比例約為11.4%，為實現2025/2030年的消納責任權重目標，十四五/十五五期間全國范圍內需新增非水可再生能源發電量8541/11353億千瓦時。假設新增非水可再生能源發電量中風電、光伏的占比分別為40%/55%（其余5%由生物質能等其他能源形式貢獻），風電、光伏的年利用小時數分別為2100/1300小時，則十四五/十五五期間新增風電裝機需達163/216GW，新增光伏裝機需達到361/480GW。若按照10%/2h的比例配置儲能，則未來十年新能源發電所需的新增儲能裝機量將超過120GW/240GWh，供電側儲能發展空間巨大。

2.3.2.發電側儲能：短期內強制配套為主，市場化是長期方向

2020年以來多地政府、省網公司出臺相關文件，要求/鼓勵可再生能源發電項目配置一定比例的儲能，儲能或成“十四五”期間新能源發電標配。據不完全統計，目前對新能源配套儲能比例提出具體量化要求的省份已超過十個，大多數省份的儲能配置比例在10%-20%之間。

在近期各地下發的文件中，我們認為2021年1月青海省發改委下發的《支持儲能產業發展的若干措施（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，青海本次下發的文件對省內“新能源+儲能”的發展模式進行了較為明確的指引，具體包括以下四個方面。

強制配套：新建新能源項目配套的儲能容量原則上不低于項目裝機量的10%，儲能時長不低于2小時；

優先保障消納：確保儲能設施的利用小時數不低于540小時，且釋放電量無需參加市場化交易；

優化儲能交易：配套儲能設施可降低新能源發電項目的并網運行管理考核費用，并通過提供電力輔助服務獲取相應回報；

地方補貼：兩年內給予自發自儲設施發售電量0.10元/kWh的運營補貼，使用青海省產儲能電池60%以上的項目可額外享受0.05元/kWh的補貼。

短期內國內新能源發電側儲能的收益來源較為有限，預計強制配套將成為過渡性的手段。一方面，目前國內的新能源發電原則上不參與市場化交易（各地實際執行情況存在差異），而是以固定的上網電價全額消納，儲能進行市場化套利的空間較小。另一方面，目前國內的電力輔助服務市場尚處于起步期，電力輔助服務費用難以傳導至電網側與用戶側。從當前各地能監局出臺的“兩個細則”（《發電廠并網運行管理實施細則》與《并網發電廠輔助服務管理實施細則》）來看，整體思路都是將電力輔助服務費用在各類電源之間分攤。一般而言，火電等出力可調的機組可通過提供電力輔助服務獲取補償，相關的費用則主要由風電、光伏等波動性電源承擔。考慮到2018年起終端用戶的電價整體上呈下行趨勢，目前電力輔助服務市場僅僅是發電側的“零和博弈”甚至是“負和博弈”。因此，對于新能源發電項目的投資業主，現階段儲能的投資成本較難通過后續運營進行收回，預計各地將主要通過強制配套、優先消納等外部措施促使項目業主投資儲能設施。

長期來看，我們認為“十四五”期間國內電力市場化的進程將持續推進，儲能成本在電力體系各環節中的傳導將更為順暢。隨著新能源裝機占比的提升，電力系統需要的儲能設施規模將持續增長，若僅讓發電側承擔投資成本既不合理也不現實。通過比較海外成熟電力市場的經驗，我們認為供電側儲能成本由電力系統各環節共同承擔是長期趨勢。事實上，能源局2017年底印發的《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》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分擔共享機制”，2019-2020年“配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設”。此外，在2018-2020年連續三年提出具體的降低工商業電價目標之后（10%/10%/5%），2021年政府工作報告的表述變為“允許所有制造業企業參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續推動降低一般工商業電價”。因此，預計未來發電側與用電側的市場化價格傳導機制將更加順暢，一旦“十四五”期間相關政策細則落地，國內供電側儲能項目的收益有望得到提升，儲能投資將由“外部因素推動”向“自身經濟性驅動”轉變。

2.3.3.電網側儲能：“十四五”期間有望重啟

國內的電網側儲能的爆發始于2018年，根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會發布的報告，在2018年新增的613MW電化學儲能裝機中，電網側儲能的裝機功率占比達到24%。此外據北極星儲能網統計，目前全國已有十余個省市開展了電網側儲能的建設，總項目規模已超1GW。

儲能成本暫不計入輸配電價，2019年后國內電網側儲能建設暫緩。發改委、國家電網2019年先后下發的兩份文件使電網側儲能進入了停滯期。其中，發改委2019年5月正式印發的《輸配電定價成本監審辦法》明確規定電儲能設施不得計入輸配電價；國家電網2019年11月下發的《關于進一步嚴格控制投資的通知》則規定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。

電網“碳達峰、碳中和”行動方案發布，“十四五”期間電網側儲能有望重啟。電網是支撐電力系統朝清潔能源轉型的重要環節，碳中和目標提出以來電網企業在促進清潔能源消納上的動作明顯加快。2021年3月國家電網、南方電網陸續發布“碳達峰、碳中和”行動方案，其中多處提到儲能，充分體現了電網企業對儲能的重視，“十四五”期間電網側儲能有望重新起步。

3.用戶側儲能：經濟性逐漸顯現，滲透率不斷提升

相較于供電側儲能，用戶側儲能的投資主體更為明確，主要為家庭、工商企業等終端電力用戶。因此，我們認為用戶側儲能的核心驅動因素為儲能系統的經濟性，即節省的綜合用電費用能否覆蓋初始的儲能系統投資成本。對于終端電力用戶，配套儲能的分布式光伏可作為傳統電網供電的替代方案，其經濟性正逐漸顯現，預計未來的滲透率將快速提升。我們預計短期內戶用儲能將在海外發達地區率先起步，而國內的用戶側儲能機會則主要集中在工商業環節。

3.1.戶用儲能：海外發達地區率先起步

近年來海外戶用儲能行業保持高速增長，發達地區市場率先起步。根據第三方研究機構IHS Markit的統計，2018年以來全球戶用儲能裝機保持每年50%左右的高速增長。2020年前三季度全球戶用儲能系統出貨量已達3GWh，超過2019年全年水平，在疫情的影響下實現了超過40%的增長。從地區分布來看，全球戶用儲能市場主要集中在歐洲、美國、日本、澳洲等發達地區。我們認為海外發達地區戶用儲能市場大規模發展的條件已經具備，行業整體的高增速有望持續。

3.1.1.海外發達地區具備安裝戶用光儲系統的基礎

海外發達地區獨立住宅比例較高，具備安裝戶用光儲系統的基礎條件。安裝戶用光伏系統的前提是擁有獨立的屋頂，因此集中居住的公寓一般不具備安裝戶用光儲系統的條件。根據各地區統計機構的普查數據，歐盟/美國/日本/澳大利亞的住戶總量中居住在獨立/半獨立式住宅中的比例均超過50%，以獨立住宅為主的住房結構是這些地區戶用光儲系統大規模發展的前提。

3.1.2.降低綜合用電成本是居民安裝戶用儲能的主要驅動力

海外發達地區居民用電成本較高，降低綜合用電成本是安裝戶用儲能系統的主要驅動力。從用電量上看，基于國際能源署（IEA）與世界銀行的數據口徑，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。

從電價上看，海外發達地區的居民電價也明顯高于國內。目前國內居民電價相對較低，主要原因在于工商業用電對居民用電進行交叉補貼。但在全球范圍內，由于居民供電涉及到更多的終端配電環節，供電成本較高，因此海外居民用電價格通常顯著高于工商業用電。根據Global Petrol Prices的統計，2020年德國/美國/日本/澳大利亞的平均居民電價分別為0.387/0.149/0.284/0.263美元/kWh，為國內同期居民電價的4.6/1.8/3.4/3.1倍。

近年來，海外發達地區終端居民電價呈持續上升趨勢。以德國為例，根據德國能源與水務行業協會（BDEW）的統計，2006至2020年德國平均居民電價由0.1946歐元/kWh提升至0.3171歐元/kWh，年均復合增速高達3.5%。與此同時，電力批發市場的價格則基本保持穩定甚至略有下降，居民電價的上升主要是由于輸配網絡成本與可再生能源附加費的不斷提升。日本、澳大利亞的情況也較為類似，過去十余年間居民電價的上升幅度明顯高于居民收入的增長。

綜上所述，海外發達地區居民用電成本的不斷增長將進一步推升戶用儲能系統的需求。根據EIA的測算，2019年美國居民電價中發電側成本的占比僅為58%，其余42%的成本來源于電網的輸配電環節。搭配儲能的戶用光伏系統可視為傳統電網公司供電的替代方案，減少居民向電網公司的外部購電量，從而避免高昂的輸配電費用與可再生能源附加稅費，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能系統，居民家庭甚至可實現100%的電力自給自足。

3.1.3.提升供電可靠性是海外戶用儲能的另一個驅動因素

隨著電網系統的日益老化，海外發達地區居民供電的可靠性正經受較大挑戰。海外發達地區電網建設的高峰期集中在上世紀八十年代之前，目前已進入集中老化期。根據美國能源部2014年的估計，美國近70%輸電線路與變壓器的壽命已超過25年，接近設備的使用年限上限。與此同時，隨著市場化程度的不斷提升，近年來海外發達地區電力體系以追求效率為主要導向，在電力基礎設施與系統可靠性上的投入明顯不足。因此，近年來海外發達地區的供電可靠性正面臨越來越大的挑戰，以美國為例，2000年后大型電力事故的發生次數開始明顯上升。

近年來，全球各地頻發的大型停電事件或成為相關地區居民安裝戶用光儲系統的重要催化因素。據不完全統計，近年來海外發達地區發生的大型停電事故已達十余起，每起事故中波及的居民人數高達數十萬乃至上百萬。戶用光儲系統能夠在某些極端情況下提升供電可靠性，這或將提高居民對戶用光儲系統的接受度。例如在2016年南澳大規模停電事件發生后，當地戶用儲能系統的安裝量出現了明顯的躍升。

因此，我們認為經濟性并非居民用戶安裝戶用光儲系統的唯一考量因素，提升用電可靠性也將成為海外戶用光儲推廣的重要驅動因素。換言之，即便節省的電費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的穩定性而選擇安裝戶用儲能系統。

3.1.4.前期補貼政策退出，配套儲能必要性顯現

隨著早期補貼政策的陸續退出，海外戶用光伏逐漸由“全額上網”向“自發自用”轉變。在早期，德國、日本等地主要通過標桿上網電價政策（Feed-in Tariff,FiT）推動戶用光伏的發展，即以固定價格全額收購光伏系統所發電量，因此儲能系統的必要性不大。隨著光伏成本的不斷降低，目前海外發達地區戶用光伏的早期補貼政策正陸續退出，“自發自用”是未來戶用光伏的長期方向。以日本為例，針對戶用光伏的FiT電價由2012財年的42日元/kWh逐漸退坡至2020財年的21日元/kWh。

“自發自用”模式下，戶用光伏配套儲能的必要性明顯提升。在FiT政策退出后，若沒有儲能系統，則光伏白天的多余發電量無法得到充分利用，戶用光伏項目的收益性將受到不利影響。因而無論是新增項目還是FiT政策到期后的存量戶用光伏項目，配套儲能的比例均有望快速提升。日本針對戶用光伏的發電量收購政策始于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目的FiT政策陸續到期。根據日本經濟產業省的統計，2019至2023年共有165萬套戶用光伏系統面臨FiT政策的退出，對應裝機量為6.7GW，預計這些項目將產生大量的配套儲能需求。

3.1.5.海外戶用儲能市場仍處于爆發初期，滲透率提升空間巨大

綜上所述，我們認為海外戶用儲能市場大規模發展的條件已經具備，從滲透率角度看，戶用儲能仍處于爆發初期，市場遠未飽和。以海外戶用儲能發展領先的地區為例，截至2019年底德國、美國、日本、澳大利亞的累計戶用儲能裝機量大致在1GWh上下，若以每戶10kWh的容量推算，則戶用儲能的總安裝量在10萬套這個量級。以此估算，戶用儲能在德國、美國、日本、澳大利亞存量獨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，則戶用儲能滲透率的提升空間在十倍以上。因此，即便是在發展較早的海外發達地區，戶用儲能的滲透率也才剛剛起步，市場遠未飽和，行業的高速增長有望持續。

隨著成本的持續下降，戶用儲能系統自身的經濟性正日益顯現，對補貼政策的依賴性逐步降低。

3.2.工商業儲能：國內部分地區有望先行啟動

3.2.1.國內用戶側儲能的發展空間主要在工商業環節

工商業用戶是我國電力的主要消費者。由于經濟結構等多方面的原因，國內工業用電的占比明顯高于全球平均水平。根據中電聯的統計，2020年全社會用電量中一產/二產/三產/居民用電的占比分別為1.1%/68.2%/16.1%/14.6%。其中，第二產業中的工業用電量達到5.0萬億千瓦時，占全社會用電量的67%，明顯高于全球40%左右的平均水平（IEA口徑）。

交叉補貼導致國內工商業電價顯著高于居民電價，工商業用戶降低用電成本的訴求較強。理論上大型工商業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電價補貼居民電價，導致目前國內工商業用戶的用電成本明顯較高。根據國家能源局公布的《全國電力價格情況監管通報》，2018年我國一般工商業及其他用電的平均電價為0.7263元/千瓦時，大工業用戶的平均電價為0.5912元/千瓦時，分別比居民平均電價0.5331元/千瓦時高36%/11%。而大多數海外地區的電價情況則恰好相反，以美國為例，2019年美國的工業、商業平均電價僅為居民平均電價的52%/82%。

儲能系統能夠在國內工商業用戶的兩部制峰谷電價體系中發揮明顯作用。不同于居民用戶的單一制電價，國內大部分地區的工商業用戶均實施兩部制電價，用戶的電費包括基本電價與電度電價兩個部分。其中，基本電價部分按照電力用戶的變壓器容量（kV·A）以及最大需量（kW）進行計算，為每個月固定的費用，電度電價則根據用戶的實際用電量進行計算。對于工商業用戶，儲能系統具有調峰的作用，可使實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，起到降低基本電價的作用。此外，目前全國較多地區工商業用電已實行峰谷電價，儲能系統可將用戶高峰時間的用電量平移至低谷時段，從而降低每月的電度電價。

3.2.2.國內工商業儲能的經濟性有望逐漸顯現

綜上，我們認為國內用戶側儲能的發展空間主要體現在工商業環節，只要儲能系統能夠有效降低綜合用電費用，工商業用戶就有配置儲能的潛在動機。隨著儲能成本的不斷降低以及電價機制的逐步完善，國內工商業儲能的經濟性有望逐漸顯現。市場化程度提升，峰谷電價形成機制逐步完善。針對國內工商業用電成本相對較高的現象，2018年起每年的政府工作報告都提出降低一般工商業電價的目標，2018/19/20年分別提出了具體的幅度10%/10%/5%。而在2021年的政府工作報告中，相關的表述則為“允許所有制造業企業參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續推動降低一般工商業電價”，我們預計之后降電價的方式將從此前偏硬性的要求向市場化的手段轉變。事實上，發改委2018年下發的《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》中就曾明確提出“加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導電力削峰填谷”、“擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電”、“利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制促進儲能發展”等要求。因此，預計未來國內工商業電價的峰谷價差或將進一步擴大，儲能的收益空間也將進一步提升。

預計國內工商業儲能將率先在高峰谷價差的地區啟動。根據各省發改委公布的最新執行電價，上海、湖北、江蘇等地大工業用戶（最高電壓等級）的夏季峰谷價差超過0.7元/kWh，在這些地區工商業儲能有望實現較好的經濟性。以制造業企業眾多的江蘇為例，2020年11月江蘇發改委發布的《關于江蘇電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》對大工業電價進行了整體下調，但峰谷價差則進一步拉大，此外還明確提出“拉大峰谷價差，充分發揮峰谷電價移峰填谷作用，鼓勵儲能產業發展”的要求。近年來江蘇工商業儲能發展不斷加速，根據相關機構的統計，截至2020年底江蘇用戶側儲能的累計裝機量已接近0.9GWh。

未來，國內用戶側儲能的收益來源亦有望得到進一步的豐富，除了直接降低電費以外，需求側響應、輔助服務等形式都可成為工商業儲能潛在的收益來源。近年來，合肥、蘇州、西安等地還推出了針對用戶側儲能項目的直接補貼，國內工商業儲能的發展有望持續提速。

4.儲能產業鏈：重點關注電池與變流器環節

4.1.電池與變流器是儲能系統的核心環節

一般而言，電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設備構成。其中，電池組是儲能系統的主要構成部分，電池管理系統主要負責電池的監測、保護以及均衡，能量管理系統起到數據采集、網絡監控、能量調度的作用，而儲能變流器則控制儲能電池組的充放電過程與電流的交直流變換。

電池與變流器是儲能系統的核心環節。其中，電池是儲能系統主要的構成環節，占據儲能系統50%以上的成本。根據美國能源部2020年進行的測算，對于1MW/2h的磷酸鐵鋰電池儲能系統，電池、變流器在總成本中的占比分別為49%/9%。隨著儲能時長的增加，儲能系統的單位成本將有所下降，其中電池的成本占比逐漸提升，其他環節的占比則相應攤薄。變流器則是連接電源、電池與電網的核心環節，雖然成本占比相對不大，但在儲能系統中起到控制中心與信息交互中心的作用，是儲能系統正常運行的前提。

4.2.儲能市場的主要參與者包括電池廠商、逆變器廠商與系統集成商

儲能產業鏈主要包括設備提供商，系統集成商/安裝商，以及下游終端用戶三個環節。如前所述，電池與變流器是儲能系統的核心環節，因此電池廠商與逆變器廠商是目前儲能市場的主要參與者，近年來專業的儲能系統集成商也開始陸續涌現。

4.3.供電側儲能與用戶側儲能的銷售模式存在差異

由于面對的終端用戶不同，供電側儲能與用戶側儲能市場在銷售模式上存在一定的差異，主要體現在銷售渠道以及價格敏感度這兩個方面。4.3.1.供電側儲能：招投標為主，價格競爭趨于激烈供電側儲能的終端客戶一般為大型電力企業或EPC承包商，且單個項目的體量較大，往往通過集采、招標的形式直接向儲能設備提供商進行采購。同時，對于供電側儲能，初始投資成本將直接影響項目的整體收益率，因此投資業主對價格的敏感度較高，儲能供應商的議價空間相對有限。從近期國內風/光儲項目的招投標結果來看，行業競爭日趨激烈，中標價格呈明顯下降趨勢。2020年初風電配套儲能項目的報價尚在2元/Wh以上，而在2020年底部分項目的最低報價已經接近1元/Wh。

因此，我們認為供電側儲能廠商的核心競爭力主要體現在規模體量、項目經驗以及成本把控能力。具有規模優勢的行業龍頭在項目獲取、交付能力、成本控制等方面具有明顯的優勢，有望在競爭中占據領先地位。4.3.2.用戶側儲能：依靠經銷商/安裝商渠道，高端產品享受一定溢價用戶側儲能的終端用戶為分散的個體家庭或工商企業，客戶數量眾多，單體安裝量較小，且通常不具備自主安裝的能力。因此，儲能廠商需要通過安裝商/經銷商渠道將產品銷售至終端用戶，這些安裝商/經銷商通常具備較強的本地化服務能力，可為終端用戶提供選型、設計、安裝、售后維護等全方位服務。

此外，家庭或小型工商業用戶對光伏、儲能產品的價格敏感度相對較低，愿意為高端產品支付一定的溢價。對于該類客戶，產品的經濟性或性價比只是考量因素之一，品牌、外觀、可靠性、安全性、智能化程度等其他因素也將極大地影響用戶的最終選擇，部分用戶愿意為更好的產品品質或者更信任的品牌支付一定的溢價。以特斯拉的第二代戶用儲能產品Powerwall 2為例，自2016年10月推出以來，其價格經歷了多次上調，由最初的5500美元調升至2021年1月的7500美元，價格累計上漲36%。而Enphase、SolarEdge等走高端路線的戶用逆變器廠商，其產品的單瓦價格也是國內廠商的2-3倍。由此可見，雖然降本是光伏、儲能行業的長期方向，但小功率戶用/工商業產品仍然具有一定的消費品屬性，尤其是在發達地區。正如在家電市場中高端產品的價格往往能夠數倍于普通產品，在戶用光儲領域，高端產品也能夠享受一定程度的溢價。

因此，我們認為用戶側儲能廠商的核心競爭力體現在產品品質、品牌形象以及渠道積累。在供電側儲能領域，實力雄厚的行業新進入者或許可以憑借若干個大型項目快速打開局面，而戶用儲能領域則往往需要長期的積累。一方面，戶用儲能廠商需要根據用戶的實際需求對產品的設計與性能進行持續迭代升級；另一方面，戶用儲能廠商需要與安裝商/經銷商渠道建立長期穩定的合作關系。因此，在產品研發、銷售渠道上布局較早的廠商或將具有明顯的先發優勢。