為什麼需要儲能：風光裝機提升調峰調頻需求，快速儲能方式提供輔助服務

無可再生能源時：由于傳統發電方式的出力相對穩定，而用電存在随機波動性，導緻電力系統中發電設備的合計出力曲線與實際用電曲線不完全重合，這種不匹配性一方面會造成經濟損失，另一方面對 系統頻率造成波動。

為解決上述問題，電網會調動多個火力、燃氣機組進行發電功率調節（基本已可滿足需求），以具備經濟性的方式使供需平衡，提高電能質量。

有可再生能源時：當前風光裝機不斷提升，發電設備整體出力的間歇性與不穩定性增強，傳統的火電機組難以滿足短時間高功率的調節需求，進行靈活性改造的成本又比較高，此時就需要各類快速儲能的方式提供電力輔助服務。

儲能的現在：應用于用電、發電、電網側三大場景，主力為抽水蓄能

為解決上述電力系統中的問題， 可将儲能設備布置在用電側、發電側以及電網側三個場景。三個場景的主要功能分别為自發自用、減少棄電、調頻。

目前全球範圍内的儲能裝機仍以抽水蓄能為主 ，但是在抽水蓄能以外的市場中，锂離子電池的市場占有率最高。

儲能的未來：抽水蓄能受限，锂電快速崛起

抽水蓄能電站有以下三大缺點，使其裝機受限，增量較低：

1）一般僅能建立在同時具備水資源和勢能的偏遠山區，森林公園、水源保護、基本農田等生态敏感因素多。

2）裝機容量大，平均在1GW，初始投資高達數十億元，與風光裝機需求适配性差。

3）建設周期較長，一般需6年時間。

其他儲能方式适用場景少或技術不成熟，短期增量較小。

锂電幾乎不受自然環境影響，裝機便捷，使用靈活，将在較長時間内保持快速增長狀态，甚至成為第一大儲能方式，下文将重點對锂電儲能進行經濟性分析與中期空間測算。

家用儲能商業模式一：光伏儲能配套，實現電力完全自發自用

自發自用餘電上網是指分布式光伏發電系統所發電力主要被用戶自己使用，且将白天高功率時發的多餘電量接入電網， 該模式一般适合家庭屋頂和工商業屋頂。

如不配備儲能系統，則夜間的用電需求仍需要從電網采購； 在光伏系統的基礎上配套儲能，即可實現白天和夜間的用電都由自家光伏提供。

目前德國在歐洲家用光伏和儲能市場中處于領先地位，截至2019年底德國累計家用光伏裝機量達到7.3GW，累計家用儲能裝機容量達到1.3GWh。其次是意大利、英國和奧地利，2020年這四個國家的新增家用儲能裝機量總和達到了0.7GWh，占全歐洲的85%以上。

家用儲能商業模式一：歐洲居民電價不斷上漲 光儲成本下探，自發自用經濟性顯著

随着歐洲居民購電價格不斷上漲、光伏和儲能設備的價格不斷下探，光伏儲能配套、電力自發自用模式的經濟性越來越顯著。

目前歐洲各國平均電價達0.20歐元/kWh ，德國更高達0.31歐元/kWh（合人民币2.5元/kWh）。 2008年至2019年間，德國居民電價由21.65歐分/kWh上漲至30.22歐分/kWh，通過拆

分電價結構，可知電價上漲主要由三部分構成：

①可再生能源附加費，2008—2019年間由1.2歐分上漲至6.4歐分；

②電網費，由于分布式光伏等的迅速崛起，電網的調度難度也在加大，為接入這些可再生能源，對電網進行了大規模擴建和改造，期間由5.9歐分上漲至7.5歐分；

③電力增值稅，期間由3.5歐分上漲至4.8歐分。

根據國際能源署IEA發布的報告，德國設立了可再生能源到2030年占終端能源消費的55%和發電量的65%、到2050年占終端能源消費的60%和發電量的80%的目标，并且承諾到2022年全面廢除核電，到2038年全面淘汰燃煤發電。

德國2018年可再生能源已占到發電量的35%，但為了達到上述的中長期目标，在2020-2030年間仍需有大規模的風電、光伏電站投入建設。

新能源電站的建設費用、電網擴建和改造的費用将繼續體現在居民的購電價格中， 因此，這裡我們判斷2020-2030 年德國居民電價将持續5%的年漲幅（後續測算需要用到此數據）。

家用儲能商業模式一：如何測算自發自用的經濟性？

居民側三種用電方案：

背景：以德國家庭為例，年用電量4500kWh，光伏設備價格為1200歐元/kW，儲能設備價格為450歐元/kWh。目前德國有2/3的州提供儲能安裝補貼，例如圖林根州“太陽能投資計劃”，居民安裝儲能享受最高設備總價30%的補貼。

核心假設：2020年購電價格0.31/kWh，假設此後年漲幅5%；将自家光伏發出的富餘電力賣，給電網的價格為0.11/kWh，設之後年降幅3%。

方案①：沒有安裝屋頂光伏和儲能系統，電力需求的4500kWh要完全依賴從電網采購。

方案②：僅安裝3kW光伏設備，未安裝儲能設備，部分自發自用。午間光伏高發電量時将過剩電力賣回給電網，夜間光伏不工作時需要再從電網購一部分電。

該方案光伏每天發電12kWh，年發電量4380kWh，其中50%自用，50%賣回給電網，各為2190kWh；另外夜間須從電網購電2310kWh。假設光伏設備每年運維費用為100歐元。

方案③： 5kW光伏 10kWh儲能配套使用，實現電力完全自發自用、且午間将富餘電力賣回給電網。該方案光伏每天發電20kWh，年發量電7300kWh，其中自用4500kWh，富餘2800kWh賣回給電網。假設光伏儲能系統每年運維費用為150歐元。

家用儲能商業模式一：30% 補貼 使用周期大于六年，光 儲将成為經濟性最高的

居民側三種用電方案的經濟性對比—— 在儲能享有30% 總價補貼情況下：

隻裝光伏的缺點在于，2016年3月後德國法規要求戶用光伏回饋給電網的電量不得超過每天發電量的50%（以後可能會再次下降），意味着午間光伏功率最大時所發電量不能全部上傳回電網。而家庭午間用電量比較小，若無儲能設施存儲電力，就會造成棄電，損失一定的經濟收益。

在30% 補貼的情況下，大于六年的使用周期時，光 儲将成為三種方案中經濟性最高的。 以十年周期來看，三種方案的累計費用分别為17546、11399、7804歐元， 光伏 儲能的方案能比僅有光伏節省31.5% 的花費，比完全電網購電節省55.5% 的花費。

家用儲能商業模式一：光儲合用經濟性明顯且對補貼依賴度降低

自發自用模式受儲能系統價格和補貼力度影響的經濟性測算：

下表總結了十年周期内，方案③相對于方案①、方案②的經濟性。負值表示節約了多少成本，例：藍色框表示在儲能系統價格為700美元/kWh且享有20%安裝補貼的情況下，光儲方案可節省10%（相對于僅光伏）和41.6%（相對于僅電網購電）的成本。

結論：在儲能價格較高（700-800美元/kWh）的情況下，光儲合用的經濟性依賴于高額度的補貼，若無補貼，甚至可能會增加使用成本，故截至2019年儲能的滲透率還比較低；

2020 年家用儲能平均價格下降到400-500 美元/kWh ， 在目前20-30% 的補貼力度下（即來到了表格中紅色框的區間内），光伏加儲能的方案具備良好的經濟性，其相對于僅安裝光伏的方案能夠節省25%-35%的費用，相對于完全依賴電網購電的方案能夠節省55%左右的費用；

而未來随着儲能系統價格繼續下降至250-300 美元/kWh ，經濟性受補貼退坡的影響較小， 即便補貼歸零，光儲合用的方案仍保持30% （相對于僅光伏）以上和55% （相對于僅電網購電）以上的成本節約 （即綠色框表示了未來的趨勢），故光伏儲能配套的模式能夠繼續保持增勢。

家用儲能商業模式二：根據峰谷價差，利用儲能實現削峰填谷

家用儲能商業模式二：目前儲能用作削峰填谷經濟性不明顯

家用儲能有效應對停電事故，提升居民用電品質

海外電網老化問題日益嚴重，大規模停電事故頻繁發生，電網改造進程緩慢

根據美國能源信息署EIA的統計，2019 年美國用戶平均經曆5 小時斷電；據美國能源部DOE統計， 美國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。

2019下半年美國遭遇兩次大規模停電：7月13日傍晚紐約遭遇大面積停電，原因為變壓器起火；10月加州遇森林大火，電力運營商PG＆E于當月9日開始中斷其供電區域的電力供應，影響近80萬用戶。

2019年8月9日晚間英國突遇大規模停電，原因為電網頻率由正常的50Hz大幅下降至48.88Hz，而超過1%的頻率波動就會導緻部分電網系統自動停運。

除美歐之外，南非、南美等地區也同樣面臨電網脆弱的問題。

以美國為例，越來越多新能源發電的接入使得對電網改造的需求更加迫切，但 電力系統運營商多為區域性的私有化公司，各自為政的運營模式、高額的資費和漫長的審批過程使得對現有老化電網的改造難度很大。

家庭安裝儲能設備除了前述的經濟性優勢以外，另一大重要功能就是在遭遇停電事故時保障電力供應。

家用儲能市場規模測算：光伏 儲能滲透率迎來迅速攀升

目前歐洲“自發自用" 模式的現狀： 歐洲家庭已經配備了完整的光伏 儲能系統僅占比5‰。

ELSEVIER的一項研究顯示，通過衛星圖像觀測，歐洲全部可用于安裝光伏的屋頂面積為7935平方公裡，假設每戶屋頂的面積為150平方米，則歐洲可安裝戶用屋頂光伏的家庭共計5300萬戶，對應總裝機量需求為300GW。

截至2020年歐洲家用光伏累計裝機為21.2GW， 家用光伏滲透率為7.2%。

光伏存量遠遠高于儲能存量：家用光伏累計裝機21.4GW，對應儲能需求42GWh，但目前儲能累計裝機僅2.75GWh，對應約28萬戶。

目前儲能在家用光伏存量裝機中滲透率僅有6.5% 。

未來的增長由兩部分構成：

1） 存量增購：假設2021-2025年分别有5%、8%、11%、15%、20%的光伏存量裝機家庭增購了儲能系統，形成光儲結合模式。

2） 增量配套：假設2021-2025年每年新增的戶用光伏裝機中有15.0%、25.0%、35.0%、45.0%、50.0%配套了儲能系統。

家用儲能市場規模測算：2025 年全球戶用儲能新增裝機容量達93.4GWh

由于國内民用電價格較低，且住宅多為樓房高層，發展戶用光伏 儲能的空間較小；2020年，海外戶用儲能新增裝機容量1900MWh，其中歐洲新增810MWh，美國新增700MWh，累計裝機容量逾4.2GWh，以未來五年來看，歐洲、美國仍是戶用儲能增長的領導地區。

2020年受疫情影響儲能的年新增裝機量的增速較低，但光伏儲能自發自用的商業模式已經清晰，對居民用電的經濟性顯著，中期來看能保持高增長，戶用光伏的滲透率和和光伏儲能的配套率将同步快速提升， 預計到 2025 年全球戶用儲能新增裝機容量達 93.4GWh ， 2020- - 2025 年 CAGR 達 110% 。

工商業儲能市場規模測算：光伏儲能配套實現電力自發自用

對于商業和大工業用戶，亦可通過光伏 儲能配套的模式實現電力自發自用。由于用電高峰與光伏發電高峰時間較為一緻，因此工商業分布式光伏自發自用比例較高，儲能系統容量與光伏功率多為1:1進行配置。

截至2020年，全球分布式工商光伏裝機量達到134.6GW，但配套的儲能容量僅為11.0GWh，滲透率8.2%；根據BNEF的統計，2020年4小時儲能系統平均成本降至332美元/kWh，而1小時儲能系統平均成本為364美元/kWh，儲能電池成本降低、系統設計優化、系統充放電時長标準化程度提高将繼續推動儲能系統價格下降，推動工商業光儲配套的滲透率提高。

測算得2025 年與光伏配套的工商業儲能新增裝機容量達33.2GWh ，2020-2025CAGR 達75%

工商業儲能市場規模測算：沒有光伏則依托儲能降低容量電價

對于商業樓宇、醫院、學校等不适用于安裝大規模光伏自發電的場景，則 通過安裝儲能系統達到削峰填谷、降低容量電價的目的。

削峰填谷的商業模式與住宅側類似，其經濟性主要取決于峰谷價差的大小。

降低容量電價：部分地區對于大工業用電、工商業用電采取兩部制電價，除了根據用電量繳納電度電費（電度電價）之外，還需要繳納基本電費（容量電價）。

其中，電度電價單位為元/kWh，其計價規則和家用電價類似，此部分的費用取決于用戶總共的用電量；而容量電價的單位為元/kW·月，此部分的費用則取決于業主最大用電需求功率或最大變壓器功率。

配置後，在用電低谷時提前儲存電量，即可減小企業在高峰時的最大需量功率，進而減少容量電價的支出。

測算得2025年與單獨運營、非光伏配套的工商業儲能新增裝機容量達21.4GWh ，2020-2025CAGR 達40% 。

工商業儲能商業模式二：降低容量電價的經濟性測算—投資回收期約六年

測算模型：由于容量電價和用戶一天内用電的最大功率相關，對一用電需求最大功率為10MW的工廠，為其配套2MW/2MWh的儲能設備，在用電最高峰時從儲能中調取其功率，即可降低工廠從電網中獲得的最大功率，從而實現降低容量電價的目的。

下表展示了目前國内大部分地區容量電價，設該工廠的容量電價為35元/kW·月。根據BNEF提供的統計數據，2020年電站級儲能設備的平均價格為300美元/kWh。

通過測算得出對于該工廠配套儲能設備後，每年可節省容量電費開支67.8 萬元，投資回收期為5.8年。

工商業儲能市場規模測算：2025 年全球工商業儲能新增裝機容量達55GWh

對于工商業用戶而言，可基于各自所處地理位置、經營時間、用電量分布和峰谷電價的不同，選擇光伏儲能配套、單獨運營儲能兩種模式之一來實現降低用電成本的目标。

基于上述兩種儲能系統在工商業中的應用模式以及工商業光伏裝機量的預測，可測算得2025 年工商業儲能新增裝機容量達54.6GWh ，2020-2025CAGR 達56%

用電側儲能市場規模測算：2025 年全球用電側儲能新增裝機容量達148GWh

基于光伏發電功率日間波動大、電價上漲、儲能設備價格下探等因素， 光伏與儲能的配套模式将在用電側持續滲透；

對于不适用安裝光伏的 大型工商業用戶，單獨運營儲能系統亦能實現降低用電成本的目标；

将居民側和工商業側的光伏裝機合并 ， 可得2025 年全球分布式光伏新增裝機量達129GW ；将兩部分的儲能裝機加總即可測算得2025年用電側儲能新增裝機容量達148GWh ，2020-2025CAGR 達78%

目的：解決棄風棄光問題，增加電站收益

政策支持：以度電補貼& 優先批準項目為主

發電側儲能的政策支持以度電補貼和優先批準新能源發電項目為主。

綜合來看，目前我國發電側儲能的政策還集中在各地方的政策出台，主要以度電補貼和優先批準新能源發電項目為主。度電補貼以儲能電量為基，分别給予0.3-1元/千瓦時的補貼不等。優先支持政策則在對新能源發電項目進行批準時，優先考慮帶有儲能系統的新能源發電項目。

發電側儲能的政策支持時間多在2020年一季度後。

從時間上來看，政策多下發在2020年一季度後，因發電側電站及儲能系統的招标、建設周期合計需要約6個月-1年時間， 預計政策影響将集中在 2021 年得到釋放。

經濟性測算：政策補貼可大幅提高發電側儲能經濟性

中國補貼政策可大幅提高發電側儲能經濟性。假設儲能可以100%實現利用，每年工作280天。以總投資額150萬元/MWh分别對無政策補貼、度電補貼0.5元、度電補貼1元三種情景的國内發電端儲能進行經濟性測算。

在無政策補貼時，锂電儲能投資回收期為24年，一般锂電壽命為13-20年，故無補貼情況下經濟性差；對儲能電量進行度電補貼分别為0.5元、1元時，投資回收期将下降至10.7年和6.9年，表現出明顯的經濟性提升。度電補貼為1元時，發電側儲能表現出較高的經濟性。

海外在無政策補貼背景下，發電側儲能經濟性差。從測算可見，歐洲、美國、日本的投資回收期均在20年以上，且海外幾乎無對應補貼政策，發電側儲能經濟性較差。

經濟性測算：锂電儲能成本及價格下行可顯著提高儲能系統經濟性

随锂電儲能價格下行，儲能系統經濟性将得到大幅提升。2020-2025年間，預計随锂電儲能價格下行，給予年均15%的锂電儲能投資降幅假設， 則2020至2025年儲能系統投資額可自150萬元/MWh下降至67萬元 /MWh ，在無補貼情境下，中國、歐美、日本、澳大利亞的投資回收期均可下降至 10年左右，具備一定經濟性，屆時投資額降低所導緻的經濟性提升有望推動儲能系統的裝配比例快速增長。

中期中國市場預測：部分核心假設

分地域進行功率配比預測。因我國不同地區自然資源及棄光/棄風率環境不同，所需的儲能功率配比不同。又因棄風、棄光率造成的儲能系統經濟性不同，對應儲能裝配比率也會有所差異，故測算時我們對不同地區進行劃分，分别預測功率配比和裝撇比例。

劃分标準為區域1 ：一類資源區 棄風棄光率 >5% ；區域2 ：二類資源區 1%< 棄風棄光率 <5% ；區域3 ：棄風棄光率 <1% ；區域4 ：棄風棄光率=0% 。根據棄風棄光率數值，分别給予區域1- - 4 20%、 15%、 10%、 5% 的功率配比。

分地域進行裝配比例預測，受政策刺激，平均裝配比例将在2021年迎來大幅增長。因補貼政策可大幅提高儲能系統的經濟性，而國

内對于發電端儲能的激勵政策大部分在2020年下半年出台，光伏及風電項目從招投标到裝機時間周期約在6個月至1年， 預計政策帶來的利好将在2021年得到爆發，造成平均裝配比例自1.4%上升至12.6% ；後續随補貼政策推廣疊加投資成本下行疊加，裝配比例持續快速增長。

發電側存量裝機對應儲能市場： 2025年受經濟性提升影響，裝配比例将快速增長。由此前預測，投資額每年下降15%時，至2025年無補貼情況下儲能系統也将具備經濟性，有望帶動發電側存量裝機對應儲能的裝配比例自4%快速提升至7%。

中期中國市場預測：政策激勵 锂電價格下行，發電端儲能市場有望快速增長

受政策激勵疊加锂電價格下行影響，預計中國發電端儲能市場将快速增長。預計至2025年，中國發電側儲能市場可從2020年的0.34GWh增長至25.03GWh，CAGR達136%。

中期中國市場預測：政策激勵 锂電價格下行，發電端儲能市場快速增長

至2025年中國發電側儲能裝機總量可達59GWh ，新增裝機将貢獻大部分儲能市場。我們預測發電側總儲能市場中，受補貼和支持政策，疊加锂電價格下行，新增裝機對應的儲能市場将由0.29GWh增長至18.01GWh，2025年新增裝機對應市場占全部儲能市場比例達72%。

至2025年底，發電側總儲能裝機量可達59GWh，CAGR為137%，總儲能功率占新能源總裝機功率的份額為3.2%。

新能源存量裝機對應儲能市場預計将在2025 年開始爆發。預計受锂電價格下行影響，預計2025年儲能系統在無補貼情境下也将具備經濟性，因此我們預計存量裝機對應的發電側儲能市場将在2025年開始爆發，對應市場将由2024年的2.52GWh增長2.8倍至7.02GWh。

中期海外市場預測：市場将在2025年因儲能價格下行而快速增長

受锂電價格下行影響，全球發電側儲能市場将在2025年快速增長。預計至2025年，全球發電側儲能市場可從2020年的0.82GWh增長至7.72GWh。

儲能市場增速将在2025年因锂電價格下行、儲能經濟性提高而大幅增長， 假設2025 年增量市場裝配比例提升3 個百分點至6.5%，存量市場裝配比例自1% 提升至1.5% ，則海外總儲能市場将自2024 年的3.05GWh 提升2.5 倍至7.72GWh 。

中期全球市場預測：預計至2025年增長28倍，中國将占據76% 發電側市場

預計到2025年，全球發電側儲能市場将達33GWh ，年均複合增速95% 。我們預計到2025年，全球發電側儲能市場将達到33GWh，較2020年增長28倍。

受政策刺激，未來全球發電側儲能市場将主要由中國占據。

受國内發電端儲能政策刺激影響，2020-2025年間中國發電側儲能增速快于全球，未來将占據全球儲能發電側市場的大部分份額， 至2025年，中國發電側儲能市場占全球比例為 76%

應用：電力輔助服務，調頻調峰備用

锂電池儲能在電網側的主要應用領域是電力輔助服務市場，該市場的主要需求為調頻（AGC）、調峰與備用容量。

調頻（AGC）的作用是将發電設備向用戶供電的頻率調整到一定範圍内（50±0.2Hz），以維持電網穩定運行，避免損害各類電器。

調峰的作用主要是在用電負荷較高時快速提供發電能力以“削峰”，而在負荷較低時降低發電功率或者作為用電設備減小供需差值以“填谷”，從而提高電網供電的充裕性，增強電網運行穩定性。

備用容量分為負荷備用（旋轉備用）和事故備用，事故備用容量可在電力系統發生事故時保障供電的安全穩定，負荷備用則可在沖擊性負荷超過發電設備最大供電能力時提供應急增量。

備用容量使用頻次較低，往往與調峰、調頻等功能共用機組。

政策：海外趨于成熟，國内已經起步

海外的電力輔助服務市場開展較早，種類更多， 相對更加成熟。 以美國PJM電力市場為例，自1997年成立以來該市場的規則不斷完善，目前主營調頻、備用、黑啟動、無功電壓控制、不平衡電量5大類輔助服務産品，其中調頻與初級備用服務采用集中式市場化交易。

2017年以來，在國家能源局印發《完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案》後，中國各省市均已不同程度的開展了電力輔助服務市場，随着“電改”的進一步深化，未來電化學儲能将會在更多地區參與電力輔助服務市場交易。

商業模式：獲得準入許可，得到服務收入

從主要國家現狀來看，調頻和調峰是儲能電站的主要應用場景，而 锂電儲能電站的主要商業模式則 是為電網提供調峰、調頻、備用容量等服務，以此獲取市場化收入、補償收入或提成。這一模式的核心問題在于市場準入與服務成本。

雖然2016年起國内市場就确立了電化學儲能在輔助服務市場的主體地位，但定價機制、補償來源與監管辦法仍需完善，而海外發達國家多數已允許電化學儲能公平參與市場競争，其中美國2011 年起即已出台相關法令允許儲能進入輔助服務市場。

經濟性分析：調頻比較裡程成本，調峰對比度電成本

綜述：通過對電力輔助服務市場需求的分析，我們認為調頻和調峰是兩個最主要的需求，因此我們針對這兩大市場進行了成本測算。由于容量型與功率型的服務需求差異較大，其定價方式也不一樣，因此我們 對容量型的調峰采取度電成本的計算方式，而對功率型的調頻采取裡程成本的計算方式。

調頻：根據論文數據及當前锂電池成本變化，對锂電儲能及抽水蓄能裡程成本計算如下：

經濟性分析：調頻已具備經濟性

锂電調頻已具備經濟性：經計算， 磷酸鐵锂儲能電站的裡程成本已可降至6元/MW以内， 具備平等參與電力市場服務交易的競争力， 且由于磷酸鐵锂儲能的調節速度快、調節質量高、配置靈活性強， 在收益性方面更具有優勢（AGC補償費用=調節深度*調節性能*單位裡程調頻價格）， 将是未來新建獨立或聯合調頻儲能電站的優先選擇。

經濟性分析：調峰競争力相對較弱

調峰：磷酸鐵锂電池儲能度電成本在0.5-0.6元/kWh，明顯高于抽水蓄能的0.21-0.25元/kWh，因此目前 在無補貼條件下，锂電池儲能調峰的競争力相對較弱，但 後續随着锂電池成本的不斷降低，循環壽命提升，電池容量增大，锂電儲能度電成本将會持續降低，而抽水蓄能對選址的要求較高，容量有限， 锂電儲能調峰有望獲得更高的增長。

2025 年空間測算：調頻 調峰新增裝機14GWh 左右

調頻：據北極星儲能網信息， 調頻需求在火力發電系統中的功率占比在2-3% ，基于NREL的研究， 當波動性發電占比達30% 時，調頻需求将翻倍。因此我們假設全球調頻需求裝機占比從2%逐步提升到2025年的3.2%，同時锂電儲能調頻的滲透率從4%逐步提升至2025年的40%，則2025 年锂電儲能調頻的新增裝機量将達10GWh 以上。

調峰：随锂電儲能度電成本逐年降低， 預計2025 年調峰新增裝機電量可緩慢提升至2.53GWh，在全球碳減排的背景下，當其經濟性提高後有望快速獲取火電調峰份額。

2025年空間測算彙總：電力系統與5G 基站合計新增裝機209GWh左右

根據前述電力系統中三個場景的測算可得：

2025年全球電力系統新增锂電儲能裝機将達195GWh左右，其中未來5年增長潛力最大的場景為用電側，2025年新增裝機有望達148GWh 以上，

其次為發電側，在國内強力政策推動下，2025年新增裝機有望達33GWh左右，而電網側雖新增裝機相對較小，2025年新增裝機在14GWh左右，但由于調頻調峰需求剛性，将長期占據一席之地。

除電力系統外，此前我們在《儲能系列報告1：國内儲能項目經濟性探讨》已經對5G基站的裝機容量進行了預測， 預計2025年5G基站對锂電儲能的需求将達14GWh。

綜上， 我們預計2025年全球電力系統與5G基站的合計新增锂電儲能裝機将達209GWh。

锂電儲能系統由電池、PCS 、BMS 、EMS

锂電儲能系統主要由電池組、儲能變流器（PCS） 、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）以及其他電氣設備構成：

電池組是儲能系統最主要的構成部分；

儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換；

電池管理系統主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡等；

能量管理系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等。

由于锂電儲能前景廣闊，各領域龍頭公司均已不同程度進行布局，代表上市公司有【甯德時代】、【億緯锂能】、【派能科技】、【陽光電源】、【固德威】、【錦浪科技】、【德方納米】、【當升科技】、【天賜材料】等。

受益儲能發展，電池廠商将獲取最大蛋糕

锂電儲能系統的最主要組成部分是锂電池，但儲能锂電池更看重經濟性和高循環次數，動力锂電池更看重高能量密度。

甯德時代在電池技術方面積累深厚，公司儲能電池覆蓋家用和大型項目。

派能科技是國内較早開始锂電池儲能系統商用的廠家之一， 主要覆蓋家用市場，2019年全球市占率第三。

億緯锂能是平台型公司，目前儲能産品 主要覆蓋通信領域。

PCS廠商将受益于儲能需求增加帶來的量利雙升

锂電儲能系統的另一重要組成為儲能逆變器，以光儲系統為例，儲能逆變器 除需要滿足光伏逆變器對直流電轉交流電的逆變要求外，增加了因儲能系統既要充電又要放電所帶來的雙向變流的需求，技術壁壘相較普通逆變器更高，價格、盈利水平均高于光伏逆變器。

電池材料龍頭廠商将受益于儲能電池帶來的量增

德方納米采用降本空間大的液相法生産LFP 正極，自2016年下半年以來開始逐步以自制鐵源代替外購鐵源 ，具備一定成本優勢， 龍頭地位穩固 。 當升科技于2016年率先在國内開發出儲能多元材料， 産品已大批量用于三星、LG 、SKI等海外高端儲能電池供應商，先發布局有望獲取更高份額。

風險提示

儲能需求不及預期：如果由于電網的線路改造或者火電機組的靈活性改造導緻電力系統對儲能的需求降低，則會影響相關公司業績增速。

政策力度不及預期：如果在锂電儲能尚不具備經濟性的市場上取消補貼或者大幅下調補貼，則相應的儲能需求将大幅調整。

锂電池價格下降不及預期：若锂電池價格下降速度太慢，則在锂電儲能不具備經濟性的場景很難獲得較高增速。

其他儲能方式發展超預期：若鉛蓄電池、液流電池等其他電化學儲能方式快速發展，使其性價比快速提升，可能會降低锂電儲能的需求。

測算具有一定主觀性，僅供參考。

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作者：天風證券 孫潇雅

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