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2021年储能行业研究报告
1 .全球储能市场已经具备大规模发展的条件
1.1. 储能是全球能源转型进程中不可或缺的环
1.1.1. 长期减排目标确立，能源转型任重道远
2020 年下半年以来，全球主要经济体陆续提出长期“碳 中和”目标，减排已成全球共识。2020 年 9 月，在第七十 五届联合国大会一般性辩论上提出 2030 碳达 峰、2060 碳 中和的目标，欧盟领导人则于 12 月欧盟冬季峰会上就 2050 年前实现碳 中和的减排目标达成一致，美国总统拜登 也在此前的竞选纲领中提出争取在 2050 年 前实现碳中 和。从设定的时间节点来看，全球主要经济体实现碳中和的 时间仅剩 30- 40 年，减排进程急需加速。
能源转型是各经济体实现长期碳排放目标的必经之路。 化石能源的使用是全球碳排 放的主要来源，根据国际能源 署（IEA）的统计，2019年石油、煤炭、天然气等传统化 石能源在全球一次能源消费中的占比仍高达85%，可再生能 源的占比仅为10%。而若想在 2050 年实现净零排放，可再 生能源的消费占比需提升至 30%左右，能源 转型任重而道 远。
为了实现能源转型，全球电气化率与可再生能源发电占 比仍需大幅提升。一方面， 为了减少化石能源的使用，工 业、交通、供热等各领域的电气化水平需进一步提高。根据
国际可再生能源署（IRENA）的测算，为实现减排目标，2050 年电力在终端能 源消费中的占比需从目前的不到 20%提升 至接近 50%。另一方面，在电力装机结构 中，光伏、风电 等可再生能源将逐渐取代传统的火电装机。2019 年，可再 生能源在 全球发电量中的占比约为 26%，未来这一比例需 提升至 70%乃至更高。
1.1.2. 储能是全球能源转型的必需环节
随着全球电气化程度的提升，储能将在电力系统中发挥 更加重要的作用。与石油、 煤炭等传统的化石能源不同， 电力的生产与消费需要同时进行，能量无法直接以电 能的 形式进行储存。因此，当发电端的输出与用电端的负载不匹 配时，电力系统的 稳定性将面临挑战，此时就需要储能系 统通过充电或者放电的形式进行调节。
搭配储能的可再生能源装机才能实现对传统化石能源 装机的彻底取代。传统的火电 装机可根据电网的要求调节 自身出力，而风电、光伏则具有天然的间歇性与波动性，因 此仅靠可再生能源自身难以实现对传统化石能源装机的彻 底取代。近年来，全球 风电、光伏等可再生能源的装机占 比与发电占比持续提升，对电力体系的冲击也愈 加明显。 因此，“可再生能源+储能”才是未来的终极解决方案，可 在减少碳排放的 同时维持电力系统的稳定性与可靠性。
1.2. 储能技术日渐成熟，成本持续下降
1.2.1. 电化学储能有望成为未来主要的储能形式
电力系统中的储能通常可分为物理储能与化学储能两 大类。其中，物理储能是将电 能转化为机械能（势能、动 能）进行储存，例如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储 能 等；而化学储能则是将电能转化为化学能，主要包括各种电 池储能方案，例如锂 离子电池、铅酸电池、钠硫电池等。
电化学储能发展加速，有望成为未来主要的储能形式。 目前抽水蓄能是全球电力系统中主要的储能形式，根据中关 村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2020年底， 全球已累计投运电力储能项目189.8GW,其中抽水蓄能的占 比为 90.9%，电 化学储能占比仅为 6.9%。虽然抽水蓄能规 模大、寿命长、技术成熟，但只有具备特 定自然地形条件 的地区才能进行建设，因此持续增长的电力储能需求仍需由 其他的 储能形式进行填补。从新增装机情况来看，近年来 电化学储能已成为主流，2012 至 2020 年全球电化学储能 装机由不到1GW提升至超过13GW，贡献了全球电力储能 装机的主要增量。
1.2.2. 成本、技术进步助推锂电池储能大规模发展
在各类电化学储能技术中，锂电池储能在循环次数、能 量密度、响应速度等方面均 具有较大的优势，但此前高昂 的成本制约了其在储能领域的大规模应用。近年来， 随着 产能规模的持续扩张，全球锂离子电池的成本快速下降。根 据彭博新能源财经 (Bloomberg NEF)的统计，2020年全 球锂离子电池平均价格已降至 137 美元/千瓦 时，较 2013 年下降近 80%。伴随着成本的不断下降，锂电池储能的应用 空间已经 打开。根据 CNESA 的初步统计，2020 年锂电池 在电化学储能在运装机中的占比已 从 2016 年的 65%提升 至 90%。
在成本下降以外，近年来针对储能的锂电池技术也取得 了较快的进展。相较于动力 电池，储能电池对能量密度的 要求相对较低，对于循环寿命与安全性的要求则相对较高。 若假设新能源汽车的使用寿命为 5-8 年，则动力电池的循 环寿命只需达到 1000-2000 次，而储能电池的充放电更为 频繁，如果想实现十年以上的运行周期，则 电池的循环寿 命需超过 3000 次。因此，应用于储能领域的锂离子电池往 往需要进行 针对性的设计研发。近年来，不少海内外锂电 池厂商已在储能领域取得较大突破， 生产的储能专用锂电 池能够实现 5000 次以上的循环寿命。例如宁德时代已宣布 研 发出可实现 1500 次循环内“零衰减”的储能专用磷酸 铁锂电池，其单体循环寿命可 达 1.2 万次。
综上，我们认为当前锂电池储能发展的条件已经基本成 熟，锂电池成本的不断下降 与技术的持续进步将助力其在 储能领域更大规模的应用。
1.3. 储能发展模式逐步清晰
1.3.1. 收益与成本的不匹配是储能大规模发展的主要 挑战
虽然从整个电力系统的角度出发，储能是能源转型过程 中必不可少的环节，然而在 传统的电力体制下储能的定位 并不明确，这在极大程度上制约了储能规模化的发展。 储 能既可作为电力的提供者，又可作为电力的消费者，在电力 体系的各环节均可发 挥作用。例如在发电侧，储能可用于 调峰调频或作为备用电源；在电网侧，储能可 缓解电网阻 塞、降低输配网络投资；在用电侧，储能可降低用户的综合 电费支出， 提升用电的可靠性。因此，储能为电力系统带 来的收益体现在多个环节、涵盖各个 方面，但在目前的电 力体制下储能系统通常只被定义为功能单一的主体，无法为 其 发挥的多种功能进行足够的补偿。换言之，承担储能成 本的投资方往往不是储能收 益的享受者，因此配置储能的 积极性较弱，例如可再生能源开发商是储能系统的投 资者， 收益却主要由电网环节享受（可再生能源发电的波动性减 弱，对电网的冲击 降低）。
因此，若能通过合理的机制设计使储能系统的收益与投 资成本相匹配，各环节投资 储能系统的积极性有望被调动， 储能市场的空间将快速打开。近年来，各国陆续对 传统的 电力体制进行了改革，明确了储能在电力市场中的定位与收 益来源，储能的 发展模式逐渐清晰。以美国为例，2011 年 联邦能源管理委员会755号法令(FERC Order No. 755) 要求各区域输电组织(RTO)以及独立系统运营商(ISO)放 开对储 能项目参与调频服务的限制并为其服务提供合理的 补偿。2018年，联邦能源管理委 员会841号法令(FERC Order No. 841)进一步要求 RTO 与 ISO 移除储能参与容 量 市场、能量市场、辅助服务市场的障碍，给予储能平等 的市场地位。
1.3.2. “新能源+储能平价”是未来的长期方向
如前所述，风力、太阳能发电的不稳定性是配置储能的 重要原因，因此长期来看新 能源发电侧需要承担一定的储 能成本。在初期，由于新能源的度电成本尚不能与传 统化 石能源竞争，各国往往采用固定电价全额上网的形式鼓励新 能源的发展。随着 技术的进步，过去十年间风电、光伏的 发电成本已有巨大的下降。根据 IRENA 的统 计，2019 年 光伏、陆上风电、海上风电的平均度电成本分别为 0.068/0.053/0.115 美 元 /kWh，较 2010 年 下 降 82%/38%/29%，已经达到与传统化石能源相当的区间。
1.4. 供电侧与用户侧储能均衡发展
综上所述，我们认为全球范围内储能大规模发展的条件 已经具备。根据储能系统所 处环节的不同，可将其分为供 电 侧 ( Front-of-the-Meter ) 以 及 用 户 侧
(Behind-the-Meter) 两大类，其中供电侧主要包括发电 侧储能与电网侧储能，用户侧则可分为户用储能 与工商业 储能。据第三方研究机构 IHS Markit 统计，过去几年新增 储能装机中供电 侧与用户侧的比例基本相当，大致为 60:40。
供电侧储能与用户侧储能在投资主体、收益来源、商业 模式等方面存在较大差异， 因此以下我们将分别探讨海内 外供电侧、用户侧储能的发展现状与驱动因素。整体上看， 供电侧储能发展的核心在于电力机制的设计与储能成本的 传导，用户侧储能 的主要驱动力则是储能系统自身的经济 性。我们认为目前供电侧储能与用户侧储能 的发展模式均 已较为成熟，未来两者有望保持均衡发展。
2 .供电侧储能：收益机制逐渐清晰，成本传导更加 顺畅
2.1. 海内外供电侧储能发展的背景存在较大差异
如前所述，收益与成本的不匹配是制约储能大规模发展 的主要问题之一，需要通过 合理的机制设计加以解决。目 前部分海外发达地区的供电侧储能发展模式已经较为 成 熟，这与其电力发展阶段、市场化程度以及市场参与主体密 切相关。考虑到目前 国内电力体系与海外发达地区存在较 大差异，短期内国内供电侧储能的发展模式仍 有待进一步 明确。但长期来看，我们认为海外地区的发展经验可以作为
一个有价值 的参考，预计“十四五”期间国内供电侧储能 的机制将逐步成熟，行业有望实现长 期可持续的发展。
2.1.1. 海内外电力发展阶段存在差异
从所处发展阶段来看，海外发达地区的电力体系与国内 存在较大差异，首先体现在 电力总需求上。根据 BP 的统 计，2008 年金融危机后海外发达地区的电力需求增长 已陷 入停滞，1985 年至 2008 年 OECD 国家的发电量年均增速 超过 2%，而此后十 年间 OECD 国家的总发电量基本没有变 化。与之相对，非 OECD 国家的总发电量在 2008 年金融危 机后仍然保持了超过 5%的平均增速，甚至略高于金融危机 前的增速。
在电力需求增长停滞的背景下，近年来发达地区的部分 火电机组开始逐渐退役。美 国、欧盟（28 国）的火电总装 机量分别于 2011、2012 年达到峰值，此后开始逐步 下行， 与此同时风电、光伏等新能源装机则开始加速。换言之，在 这些发达地区， 近年来电力的总供给已经趋于稳定，变化 主要体现在结构上，即新能源装机对存量 火电装机的替代。 而如前所述，只有搭配储能的新能源才能实现对传统化石能 源装 机的彻底取代，因此海外发达地区的电力系统对储能 的需求更加迫切。
与海外发达地区相比，目前国内的电力供给处于相对过 剩的状态。“十二五”及“十 三五”期间，国内火电装机 仍然保持较快增长，新增火电装机量分别达到 2.71/2.39 亿千瓦，在新增电力装机总量中的占比分别为 53%/35%。随 着火电装机量由 2010 年 的 7.10 亿千瓦增长至 2020 年 的 12.45 亿千瓦，其利用小时数则从超过 5000 小时一 路 下滑至 2020 年的 4216 小时。因此，与海外发达地区相比， 国内新能源装机主要 体现在增量，还未到替代存量火电装 机的阶段，配置储能的必要性相对较弱。
2.1.2. 海外发达地区电力市场化程度较高
除了发展阶段不同，海外发达地区电力市场化的程度也 明显高于国内。欧洲、美国 等发达地区的电力市场化进程 起步于上世纪九十年代，目前在发电侧与用电侧均已 实现 较高程度的市场化。而国内的电力市场化改革在“十三五” 期间才开始加速， 2015 年 3 月国务院下发的《关于进一 步深化电力体制改革的若干意见》（电改“九 号文”）奠 定了“管住中间、放开两头”的基调，要求输、配电以外的 环节逐步实现 市场化竞争。
在海外发达地区市场化的电力体制下，发电侧的成本能 够从电力批发市场较为顺畅 地传导至终端电力用户，因此 储能增加的额外成本将由发电企业、电网企业以及电 力用 户共同承担。而在国内目前的电力体制下，供电侧的储能成 本基本上只由发电 企业承担，2019 年电网企业明确规定储 能投资不纳入输配电价（电网侧不承担储能 成本），
2018-2020 年政府工作报告则是连续三年提出降低一般工 商业平均电价的具 体量化要求（用户侧不承担储能成本）。
2.1.3. 海外大型电力集团的一体化程度更高
最后，从业务结构来看，海外大型电力集团往往同时涉 及发电、输配电、售电等多 个环节，一体化程度相对较高。 根据美国能源信息署（EIA）的统计，虽然电力市场化改革 以来独立发电商（IPP）的装机容量及发电量占比持续提升， 但2019年公用 事业公司（Utility）仍然占据了美国55% 左右的装机量与发电量。欧洲的情况也较 为类似，法国电 力（EDF）、意大利国家电力（ENEL）、德国意昂集团（E.ON） 等大 型电力集团均同时涉足市场化的发电、售电业务，以 及受监管的输配电业务。
在一体化模式下，储能成本与收益的不匹配性很大程度 上将被消除。同时涉足发输 配售各个环节的大型电力集团 既是储能成本的承担者，又是储能收益的享受者。因 此， 只要储能项目能够在整个电力系统中发挥作用，大型电力集 团就有较强的投资 动力。而在国内，发电侧与电网侧的界 限较为明显，国电投、华能、华电等大型发 电集团基本只 涉足发电业务，电网企业则覆盖输电、配电、售电环节，供 电侧储能 成本的承担方存在一定争议。
2.2. 海外：收益来源丰富，成本传导顺畅
综上所述，我们认为现阶段海外供电侧储能的发展背景 相对更加成熟，已逐渐形成 较为清晰的发展模式。美国加 州是全球可再生能源转型最为坚决的地区之一，2018 年 9 月加州参议院通过的 Senate Bill 100 明确提出 2030 年 可再生能源发电占比超过 60%、2045 年实现 100%可再生能 源发电的目标。在该目标的驱使下，近年来加州 储能市场 实现了跨越式的发展，根据 EIA 的储能项目数据库，截至 2019 年底加州已累计投运 47 个电池储能项目(仅包括供 电侧及大型工商业项目)，项目总功率达255 MW,总装机 量为650 MWh,占比超过全美储能装机容量的1/3。而根据 第三方 咨询机构 Wood Mackenzie 的初步统计，2020 年加 州新增储能装机超过2.8GWh，接近全美新增储能装机量的 80%，其中供电侧储能的增量约为2.4GWh。因此，以下 我 们将以美国加州为例探讨海外供电侧储能的发展模式。
我们认为顺畅的成本传导机制与丰富的收益来源是推 动加州供电侧储能市场爆发 的主要因素。发电侧/电网侧储 能项目在加州电力市场中可作为非发电资源(NonGenerator Resource)或需求侧响应资源(Demand Response Resource) 参与市场，并 通过峰谷套利、辅助服务、备用电源、输配 电价等多种方式获取相应收益。
2.2.1. 峰谷套利空间提升
随着光伏在电力装机中的占比持续提升，近年来加州的 电力供需结构发生了显著改变。近十年来，加州电力结构明 显向可再生能源倾斜，光伏贡献了主要的电力装机 增量。 2010-2019 年，光伏在加州电力总装机中的占比由 0.2%提 升至 14.1%，发电 量占比则由 0.04%提升至 13.1%。与此 同时，传统的火电机组开始逐步退役，燃气 装机的占比由 此前的 60%以上逐步下降至 2019 年的 50.6%。
在加州高度市场化的电力体制下，电力供给结构的改变 直接影响了电力批发市场的 价格曲线，主要体现在峰谷价 差的拉大。根据加州独立系统运营商（CAISO）的年度统计 报告，近年来加州电力系统净负载曲线（总负载减去风电、 光伏出力量）的 形态发生了明显改变，早晚高峰（光伏发 电量小）与午间低谷（光伏发电量大）之 间的差距明显变 大。2016 年电力净负载高峰与低谷之间的差值不到 10000MW,而2019年的差值已接近15000MW。与此同时， 近年来加州电力批发市场的峰谷价差 同样显著拉大，从 2016年的约30美元/MWh提升至2019年的约50美元 /MWh。
更高的峰谷价差意味着更大的套利空间，有助于提升储 能项目的收益。不同于传统 的火电机组，风电、光伏等可 再生能源的发电边际成本接近于 0，因此在光伏发电 的高 峰期，理论上电力批发市场的电价可以趋向于 0。实际上， 近年来加州电力批 发市场已经常出现负电价的情况，每年 五月前后电力现货市场中有 10%左右的时间 区间内实时电 价为负。在市场化的电力机制下，储能项目可通过低电价时 充电、高 电价时放电的套利策略获取收益，因此日益拉大 的峰谷价差有利于储能项目潜在收 益率的提升。
2.2.2. 电力市场辅助服务价格上升
电力辅助服务是指正常电力生产、输送、使用外，为维 护电力系统安全稳定，保证 电能质量所需的服务，包括调 峰、调频、备用等主要类型。随着风电、光伏等波动 性电 源对电网的冲击日益加大，近年来加州电力系统的稳定运行 正面临越来越大的 挑战，燃气机组的逐渐退役则进一步加 剧了这个问题。因此，加州电力市场对辅助 服务的需求不 断增长，2017 年起加州电力批发市场中辅助服务的费用已 超过 1.5 亿 美元，在总批发电价中的占比提升至 1.7%左 右。
电力辅助服务是加州供电侧储能项目另一个重要的收 益来源。如前所述，2011 年美 国联邦能源管理委员会 755 号法令（FERC Order No. 755）要求各区域输电组织（RTO） 以及独立系统运营商（ISO）放开对储能项目参与调频服务 的限制并为其服务提供合 理的补偿，而加州独立系统运营 商（CAISO）是最早落实该法令的ISO之一。目前，加州 电力市场辅助服务包括向上调频（Reg Up）、向下调频（Reg
Down)、同步备用 容量(Spinning Reserve)以及非同步 备用容量(Non-Spinning Reserve)四种类型。CAISO每天 会计算所需的辅助服务容量，提供辅助服务的市场主体可在 日前市场或 实时市场进行竞价，并以最终的出清价格获得 补偿。相较于燃气机组，电池储能在 爬坡速度与调节精度 上具有较大优势，因此一般用于提供收益更高的调频服务。
随着辅助服务需求的不断增长，近年来各类辅助服务的 平均出清价格呈明显上升趋势， 储能项目的收益亦有望随 之提升。
2.2.3. 部分储能设施成本可计入输配电价
除了市场化的峰谷套利、辅助服务收益，加州大型公用 事业公司的储能设施还可被 纳入电网资产，通过政府核定 的输配电价收回成本。目前，加州电力系统主要由大 型私 营公用事业公司主导(Investor-Owned Utility， IOU)， 公用事业公司在加州总 发电量中的占比约为 40%，在售电 量中的占比则接近 90%，其中 PG&E、SCE、 SDG&E 三家大 型 IOU 的占比就超过 60%。这些涵盖发输配售各个环节的 大型公用 事业公司既是供电侧储能成本的承担者，又是项 目收益的享受者。
在“放开两头，管住中间”的电力市场化体制下，输配 电环节受到较强的政府监管。为了在能源转型的过程中保持 稳定的电网体系，2013 年加州立法机构通过了 AB 2514 法
案，直接要求 PG&E、SCE、SDG&E 三家大型 IOU 在 2020 年 前采购超过 1325MW 的储能项目。目前该目标已提前完成， 实际的采购量超过1500MW。对于大型公用事业公司，储能 设施可作为部分传统输配网络的替代方案，其投资成本可 通过政府核定的输配电价进行回收。
2.2.4. 储能可作为备用电源获取收益
类似于其他 ISO 的容量市场，加州电力监管机构 CPUC 要求电力需求方（Load Serving Entities, LSE,包括各类 公用事业公司、售电商等）保有一定量的备用电 源，储能 设施可作为备用电源的一种。各 LSE 在采购备用电源时往 往通过竞价的方 式，按照中标项目的功率按月支付固定费 用。根据 CPUC 公布的采购结果，2018- 2022 年备用容量 的平均价格大约在每月3美元/kW上下。
综上所述，在以加州为例的海外发达地区电力体制下， 供电侧储能的收益来源较为 丰富，既可通过市场化的峰谷 套利、辅助服务获取收益，也通过纳入受监管的输配 电环 节回收成本。整体来看，海外供电侧储能的发展模式已经较 为成熟，各类业主 的投资积极性正持续升温。
2.3. 国内：储能将成为未来新能源发电“标配”
相较于海外发达地区，我们认为国内供电侧储能仍处于 发展初期，相关机制还有待 进一步确立。从近期密集出台 的各类文件来看，“十四五”期间国内供电侧储能的发 展
模式正逐渐清晰，短期内新能源强制配套储能或将成为过渡 性的手段，长期来看 发电侧储能的收益方式将逐渐丰富， 电网侧储能亦有望重新起步。
2.3.1. 政策定调，储能助力“十四五”新能源消纳新 能源消纳
目标确立，可再生能源电力消纳责任权重成为主要引导 指标。2021 年 2 月，国家能源局下发《关于征求 2021 年 可再生能源电力消纳责任权重和 2022—2030 年预期目标 建议的函》，一次性下达了 2021-2030 年各地区年度可再 生能源电力消纳 责任权重。具体而言，文件对各省级行政 区域（西藏不作考核）分别设置了总量和 非水电两类消纳 责任权重，2030 年各省将实现统一的可再生能源电力消纳 责任权重 40%，非水可再生能源的消纳权重则因省而异，但 都需在 2021 年预期完成情况 （12.7%）的基础上每年提升 1.47%。我们认为非水可再生能源消纳责任权重将成为 “十 四五”期间各省发展新能源的主要引导指标。
为了实现消纳权重的目标，各省一方面需新增风电、光 伏装机容量，另一方面则需 通过多种途径促进本省可再生 能源的消纳。虽然近年来全国范围内的新能源消纳情 况持 续改善，但在青海、新疆等新能源大省，风电、光伏的消纳 仍然存在一定压力。以全国新能源发电占比最高的青海为 例，近两年其弃风、弃光率逆势上行，分别由 2018 年的 1.6%/4.8%上升至 2020 年的 4.7%/8.0%。
政策定调，储能将成为“十四五”期间各省新能源消纳 的重要途径。2021 年 2 月 26 日，国家能源局下发《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求 意 见稿）》，作为“十四五”期间首份风电、光伏开发建设指 导意见，本次征求意见 稿对“十四五”期间新能源发展具 有重要的定调作用。
相较于往年，本次文件的一 个重要不同点在于提出了 建立多元化的新能源并网消纳体系，主要包括保障性与市 场化两种机制。其中，保障性并网是针对各地落实非水可再 生能源消纳责任权重所 必需的新增装机，该部分由电网企 业保障并网。而对于超出保障性消纳规模的项目， 则需通 过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实新增并网消 纳条件，随后才 可由电网企业保障并网，具体的落实方式 包括抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、 可调节负荷等。因此，对于保障性消纳额度较为紧张的省份， 储 能的必要性将明显提升。
在上述非水可再生能源消纳责任权重要求下，未来十年 全国风电、光伏装机增量有望超过1200GW,供电侧储能发 展空间巨大。根据我们的测算，2020 年全国非水可 再生能 源消纳比例约为 11.4%，为实现 2025/2030 年的消纳责任 权重目标，十四五/ 十五五期间全国范围内需新增非水可再 生能源发电量 8541/11353 亿千瓦时。假设新 增非水可再 生能源发电量中风电、光伏的占比分别为 40%/55%（其余 5% 由生物质 能等其他能源形式贡献），风电、光伏的年利用 小时数分别为 2100/1300 小时，则十 四五/十五五期间新 增风电装机需达163/216GW,新增光伏装机需达到 361/480GW。若按照10%/2h的比例配置储能，则未来十年 新能源发电所需的新增储能装机量将 超过 120GW/240GWh， 供电侧储能发展空间巨大。
2.3.2. 发电侧储能：短期内强制配套为主，市场化是 长期方向
2020 年以来多地政府、省网公司出台相关文件，要求/ 鼓励可再生能源发电项目配 置一定比例的储能，储能或成
“十四五”期间新能源发电标配。据不完全统计，目 前对 新能源配套储能比例提出具体量化要求的省份已超过十个， 大多数省份的储能 配置比例在 10%-20%之间。
在近期各地下发的文件中，我们认为 2021 年 1 月青 海省发改委下发的《支持储能 产业发展的若干措施（试行）》 具有较好的示范意义。在面临较大新能源消纳压力的 背景 下，青海本次下发的文件对省内“新能源+储能”的发展模 式进行了较为明确的 指引，具体包括以下四个方面。
强制配套：新建新能源项目配套的储能容量原则上不低 于项目装机量的 10%， 储能时长不低于 2 小时；
优先保障消纳：确保储能设施的利用小时数不低于 540 小时，且释放电量无需 参加市场化交易；
优化储能交易：配套储能设施可降低新能源发电项目的 并网运行管理考核费用， 并通过提供电力辅助服务获取相 应回报；
地方补贴：两年内给予自发自储设施发售电量 0.10 元 /kWh 的运营补贴，使用 青海省产储能电池 60%以上的项目 可额外享受0.05元/kWh的补贴。
短期内国内新能源发电侧储能的收益来源较为有限，预 计强制配套将成为过渡性的 手段。一方面，目前国内的新 能源发电原则上不参与市场化交易（各地实际执行情 况存 在差异），而是以固定的上网电价全额消纳，储能进行市场 化套利的空间较小。另一方面，目前国内的电力辅助服务市 场尚处于起步期，电力辅助服务费用难以传 导至电网侧与 用户侧。从当前各地能监局出台的“两个细则”（《发电厂 并网运行管 理实施细则》与《并网发电厂辅助服务管理实 施细则》）来看，整体思路都是将电力 辅助服务费用在各 类电源之间分摊。一般而言，火电等出力可调的机组可通过 提供 电力辅助服务获取补偿，相关的费用则主要由风电、 光伏等波动性电源承担。考虑 到 2018 年起终端用户的电 价整体上呈下行趋势，目前电力辅助服务市场仅仅是发 电 侧的“零和博弈”甚至是“负和博弈”。因此，对于新能源 发电项目的投资业主， 现阶段储能的投资成本较难通过后 续运营进行收回，预计各地将主要通过强制配套、 优先消 纳等外部措施促使项目业主投资储能设施。
长期来看，我们认为“十四五”期间国内电力市场化的 进程将持续推进，储能成本 在电力体系各环节中的传导将 更为顺畅。随着新能源装机占比的提升，电力系统需 要的 储能设施规模将持续增长，若仅让发电侧承担投资成本既不 合理也不现实。通 过比较海外成熟电力市场的经验，我们 认为供电侧储能成本由电力系统各环节共同 承担是长期趋 势。事实上，能源局 2017 年底印发的《完善电力辅助服务 补偿(市场) 机制工作方案》中也明确提出在 2018-2019 年 “探索建立电力中长期交易涉及的电 力用户参与电力辅助 服务分担共享机制”，2019-2020 年“配合现货交易试点， 开展 电力辅助服务市场建设”。此外，在 2018-2020 年连 续三年提出具体的降低工商业电 价目标之后 (10%/10%/5%)，2021 年政府工作报告的表述变为“允许 所有制造业企 业参与电力市场化交易，进一步清理用电不 合理加价，继续推动降低一般工商业电 价”。
因此，预计未来发电侧与用电侧的市场化价格传导机制 将更加顺畅，一旦“十 四五”期间相关政策细则落地，国 内供电侧储能项目的收益有望得到提升，储能投 资将由“外 部因素推动”向“自身经济性驱动”转变。
2.3.3. 电网侧储能：“十四五”期间有望重启
国内的电网侧储能的爆发始于 2018 年，根据中国化学 与物理电源行业协会储能应 用分会发布的报告，在 2018 年新增的 613MW 电化学储能装机中，电网侧储能的装 机功 率占比达到 24%。此外据北极星储能网统计，目前全国已有 十余个省市开展了 电网侧储能的建设，总项目规模已超 1GW。
储能成本暂不计入输配电价，2019 年后国内电网侧储 能建设暂缓。发改委、国家电网 2019 年先后下发的两份文 件使电网侧储能进入了停滞期。其中，发改委 2019 年 5 月 正式印发的《输配电定价成本监审办法》明确规定电储能设 施不得计入输配电 价；国家电网 2019 年 11 月下发的《关 于进一步严格控制投资的通知》则规定不得 以投资、租赁 或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。
电网“碳达峰、碳中和”行动方案发布，“十四五”期 间电网侧储能有望重启。电网 是支撑电力系统朝清洁能源 转型的重要环节，碳中和目标提出以来电网企业在促进 清 洁能源消纳上的动作明显加快。2021 年 3 月国家电网、南 方电网陆续发布“碳达 峰、碳中和”行动方案，其中多处
“十四五”
提到储能，充分体现了电网企业对储能的重视，
期间电网侧储能有望重新起步。
3 .用户侧储能：经济性逐渐显现，渗透率不断提升
相较于供电侧储能，用户侧储能的投资主体更为明确， 主要为家庭、工商企业等终 端电力用户。因此，我们认为 用户侧储能的核心驱动因素为储能系统的经济性，即 节省 的综合用电费用能否覆盖初始的储能系统投资成本。对于终 端电力用户，配套 储能的分布式光伏可作为传统电网供电 的替代方案，其经济性正逐渐显现，预计未 来的渗透率将 快速提升。我们预计短期内户用储能将在海外发达地区率先 起步，而 国内的用户侧储能机会则主要集中在工商业环节。
3.1. 户用储能：海外发达地区率先起步
近年来海外户用储能行业保持高速增长，发达地区市场 率先起步。根据第三方研究 机构 IHS Markit 的统计，2018 年以来全球户用储能装机保持每年 50%左右的高速 增长。 2020年前三季度全球户用储能系统出货量已达3GWh,超过 2019 年全年水 平，在疫情的影响下实现了超过 40%的增 长。从地区分布来看，全球户用储能市场 主要集中在欧洲、 美国、日本、澳洲等发达地区。我们认为海外发达地区户用 储能 市场大规模发展的条件已经具备，行业整体的高增速 有望持续。
3.1.1. 海外发达地区具备安装户用光储系统的基础
海外发达地区独立住宅比例较高，具备安装户用光储系 统的基础条件。安装户用光 伏系统的前提是拥有独立的屋 顶，因此集中居住的公寓一般不具备安装户用光储系 统的 条件。根据各地区统计机构的普查数据，欧盟/美国/日本/ 澳大利亚的住户总量 中居住在独立/半独立式住宅中的比 例均超过 50%，以独立住宅为主的住房结构是这 些地区户 用光储系统大规模发展的前提。
3.1.2. 降低综合用电成本是居民安装户用储能的主要 驱动力
海外发达地区居民用电成本较高，降低综合用电成本是 安装户用储能系统的主要驱 动力。从用电量上看，基于国 际能源署（IEA）与世界银行的数据口径，2018年全 球人 均用电量为2938kWh,而欧盟/美国/日本/澳大利亚的人均 用电量分别为全球的 2.1/4.1/2.5/2.9 倍。若只考虑居民 用电量，则 2018 年欧盟/美国/日本/澳大利亚的人均 居民 用电量分别为1814/4474/2061/2372kWh，分别为同期中国 人均居民用电量的 2.5/6.3/2.9/3.3 倍。
从电价上看，海外发达地区的居民电价也明显高于国 内。目前国内居民电价相对较 低，主要原因在于工商业用 电对居民用电进行交叉补贴。但在全球范围内，由于居 民 供电涉及到更多的终端配电环节，供电成本较高，因此海外 居民用电价格通常显 著高于工商业用电。根据 Global Petrol Prices 的统计，2020 年德国/美国/日本/澳大 利 亚的平均居民电价分别为 0.387/0.149/0.284/0.263 美元 /kWh,为国内同期居民电价的4.6/1.8/3.4/3.1倍。
近年来，海外发达地区终端居民电价呈持续上升趋势。 以德国为例，根据德国能源 与水务行业协会（BDEW）的统 计，2006 至 2020 年德国平均居民电价由 0.1946 欧 元 /kWh提升至0.3171欧元/kWh，年均复合增速高达3.5%。 与此同时，电力批发市 场的价格则基本保持稳定甚至略有 下降，居民电价的上升主要是由于输配网络成本 与可再生 能源附加费的不断提升。日本、澳大利亚的情况也较为类似， 过去十余年 间居民电价的上升幅度明显高于居民收入的增 长。
综上所述，海外发达地区居民用电成本的不断增长将进 一步推升户用储能系统的需 求。根据 EIA 的测算，2019 年 美国居民电价中发电侧成本的占比仅为 58%，其余 42%的成 本来源于电网的输配电环节。搭配储能的户用光伏系统可视 为传统电网公 司供电的替代方案，减少居民向电网公司的 外部购电量，从而避免高昂的输配电费 用与可再生能源附 加税费，最终降低综合用电成本。在理想情况下，通过配置 合适 比例的储能系统，居民家庭甚至可实现 100%的电力自 给自足。
3.1.3. 提升供电可靠性是海外户用储能的另一个驱动 因素
随着电网系统的日益老化，海外发达地区居民供电的可 靠性正经受较大挑战。海外 发达地区电网建设的高峰期集 中在上世纪八十年代之前，目前已进入集中老化期。根据美 国能源部2014年的估计，美国近70%输电线路与变压器的寿 命已超过25年， 接近设备的使用年限上限。与此同时，随 着市场化程度的不断提升，近年来海外发 达地区电力体系 以追求效率为主要导向，在电力基础设施与系统可靠性上的 投入明 显不足。因此，近年来海外发达地区的供电可靠性 正面临越来越大的挑战，以美国 为例，2000 年后大型电力 事故的发生次数开始明显上升。
近年来，全球各地频发的大型停电事件或成为相关地区 居民安装户用光储系统的重 要催化因素。据不完全统计， 近年来海外发达地区发生的大型停电事故已达十余起， 每 起事故中波及的居民人数高达数十万乃至上百万。户用光储 系统能够在某些极端 情况下提升供电可靠性，这或将提高 居民对户用光储系统的接受度。例如在 2016 年 南澳大规 模停电事件发生后，当地户用储能系统的安装量出现了明显 的跃升。
因此，我们认为经济性并非居民用户安装户用光储系统 的唯一考量因素，提升用电 可靠性也将成为海外户用光储 推广的重要驱动因素。换言之，即便节省的电费难以 完全 覆盖初始投资成本，仍将有部分用户为了保障电力供应的稳 定性而选择安装户 用储能系统。
3.1.4. 前期补贴政策退出，配套储能必要性显现
随着早期补贴政策的陆续退出，海外户用光伏逐渐由 “全额上网”向“自发自用” 转变。在早期，德国、日本 等地主要通过标杆上网电价政策(Feed-in Tariff, FiT) 推 动户用光伏的发展，即以固定价格全额收购光伏系统所 发电量，因此储能系统的必 要性不大。随着光伏成本的不 断降低，目前海外发达地区户用光伏的早期补贴政策 正陆 续退出，“自发自用”是未来户用光伏的长期方向。以日本 为例，针对户用光伏 的 FiT 电价由 2012 财年的 42 日元 /kWh逐渐退坡至2020财年的21日元/kWh。
“自发自用”模式下，户用光伏配套储能的必要性明显 提升。在 FiT 政策退出后， 若没有储能系统，则光伏白天 的多余发电量无法得到充分利用，户用光伏项目的收 益性 将受到不利影响。因而无论是新增项目还是 FiT 政策到期 后的