近日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》明確，到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變。到2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化。此次指導(dǎo)意見將發(fā)展建設(shè)新型儲能市場的重要性提升到了新的高度。
源起基金前瞻布局，把目光投向未來產(chǎn)業(yè)集聚發(fā)展的新高地，發(fā)現(xiàn)真正具有創(chuàng)新價值的產(chǎn)品或服務(wù)，投資成長性行業(yè)中有科技和模式創(chuàng)新的、確立市場地位的“領(lǐng)頭羊”。深挖價值，探尋儲能產(chǎn)業(yè)鏈投資機遇。
一、儲能行業(yè)概況及鋰電池儲能產(chǎn)業(yè)鏈簡介
（一）儲能行業(yè)概況
1.儲能的定義
儲能是指通過介質(zhì)或設(shè)備，把一種形式的能量用同一種形式，或者轉(zhuǎn)換成另一種形式，將其存儲起來，基于未來的應(yīng)用需要，以特定形式將其釋放出來的循環(huán)過程。通常說的儲能是指針對電能的存儲，通過化學(xué)或者物理的方法將電能存儲起來并在需要時釋放的一系列技術(shù)和措施。
儲能技術(shù)主要分為物理儲能（如抽水蓄能、壓縮空氣儲能等）、電磁儲能（如超導(dǎo)電磁儲能、超級電容器儲能等）和電化學(xué)儲能（如鉛酸電池、全釩液流電池、鈉硫電池、鋰電池）三大類。
2.已投運電力儲能項目的類型分布
根據(jù)CNESA全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，2000-2019年，全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模184.6GW，其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，為171GW，占比92.6%；電化學(xué)儲能次之，累計裝機規(guī)模9520.5MW，占比5.2%。我國的儲能類型結(jié)構(gòu)與全球情況相近，2000-2019年，我國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模32.4GW，占全球市場總規(guī)模的17.6%，其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，為30.3GW，占比93.4%；電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模第二，為1709.6MW，占比5.3%。
圖 2000-2019年全球（上）及我國（下）已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模類型分布
抽水蓄能是指，電網(wǎng)負荷低谷時利用過剩電力將水從下池水庫抽到上池水庫，將電能轉(zhuǎn)化為重力勢能儲存起來的形式。
電化學(xué)儲能是指利用化學(xué)元素做儲能介質(zhì)，制成二次電池進行儲能。其充放電的過程伴隨有儲能介質(zhì)的化學(xué)反應(yīng)。目前已商業(yè)化應(yīng)用的電化學(xué)儲能技術(shù)主要為鉛蓄電池和鋰離子電池（以下簡稱“鋰電池”）。
圖 國家電網(wǎng)鎮(zhèn)江儲能電站實景
雖然抽水蓄能的累計裝機規(guī)模目前最大，但該儲能方式的缺點和限制非常明顯，其廠址的選擇依賴地理條件（特別是需要上下水庫，而水資源與光資源的分布又往往不匹配）、與負荷中心通常較遠、耗資大且工期漫長。抽水蓄能的新增裝機容量已連續(xù)多年接近于0，預(yù)計未來也將難再有大的增長，其在全部儲能方式中的占比將逐步下降，以2019年為例，全球抽水蓄能的占比較2018年下降了1.7pct。
相比之下，電化學(xué)儲能的載體是電池，其具有較高的能量密度和功率密度，在適用性、壽命、充放電、重量和便攜式方面更具優(yōu)勢。同時，電化學(xué)儲能技術(shù)是儲能技術(shù)中進步最快的，近年來，以鋰電池、鉛蓄電池、液流電池為主導(dǎo)的電化學(xué)儲能技術(shù)在安全性和能量轉(zhuǎn)換效率等方面均取得了重大突破。而且，隨著商業(yè)化應(yīng)用的逐漸成熟，電化學(xué)儲能的成本正在快速下降，開始逐漸成為儲能新增裝機的主流，且其未來仍有較大的成本下降空間，發(fā)展前景廣闊。
以鋰電池為例，2010-2018年，鋰電池PACK價格由1160美元/KWh降至176美元/KWh（約1.2元/Wh），降幅85%。除電池成本外，由BMS（電池管理系統(tǒng)）、PCS（儲能變流器）和施工成本構(gòu)成的BOS成本也在快速下降。根據(jù)麥肯錫數(shù)據(jù)，2012年至2017年，儲能系統(tǒng)中電池以外的成本（BOS成本）由1500美元/MWh下降至351美元/MWh，平均每年降幅超過25%。業(yè)內(nèi)一般認為，1.5元/Wh的系統(tǒng)成本是儲能經(jīng)濟性的拐點，由于電池PACK和BOS成本的不斷下降，儲能系統(tǒng)成本已經(jīng)跌破這一水平，經(jīng)濟性拐點已經(jīng)開始出現(xiàn)。也因此，電化學(xué)儲能近年來發(fā)展迅猛，占比節(jié)節(jié)提升，已成為緊隨抽水蓄能之后，部署第二多的儲能方式。2019年，全球電化學(xué)儲能的占比較2018年上升了1.5pct，電化學(xué)儲能對抽水蓄能的替代趨勢明顯。
表 電化學(xué)儲能主要技術(shù)的優(yōu)點
其他諸如壓縮空氣儲能、超導(dǎo)儲能、超級電容儲能、飛輪儲能等，仍主要處于研發(fā)或試驗階段，存在成本高、儲能量少、維護困難等不足，暫不具備大規(guī)模推廣和商業(yè)化應(yīng)用的條件。
3.鋰電池成為電化學(xué)儲能的主流方向
目前已商業(yè)化應(yīng)用的電化學(xué)儲能技術(shù)主要為鋰電池和鉛蓄電池。相較于鋰電池，鉛蓄電池的循環(huán)壽命約1000-1200次，按每年360次放電計算，其壽命約3年。而且，其能量密度低、質(zhì)量大、效率低，無法適用大規(guī)模儲能需求。另外，回收處理不當(dāng)?shù)脑掃€容易造成環(huán)境污染。而鋰電池在循環(huán)壽命、能力密度和環(huán)保性等方面均全面領(lǐng)先鉛蓄電池。以磷酸鐵鋰電池為例，其充放電次數(shù)可達7000-10000次，是鉛蓄電池的7-8倍；能量密度可達到170-180Wh/kg，較鉛蓄電池高出3-4倍。
因此，無論國際抑或國內(nèi)，鋰電池近年來已成為電化學(xué)儲能的主流方向。如上述圖例所示，2000-2019年全球電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模中，鋰電池的占比高達88.8%；我國在該項指標上的占比也高達80.6%。
4.磷酸鐵鋰成為鋰電池在儲能賽道的最佳技術(shù)路線
鋰電池按照正極材料主要分為磷酸鐵鋰、鈷酸鋰、錳酸鋰、三元（NCM）和三元（NCA）。從電池內(nèi)在特性角度來看，相較于其他電池，磷酸鐵鋰電池雖然能量密度并非最優(yōu)，但其具有高安全性、長循環(huán)壽命和低成本等優(yōu)勢。在空間充裕的條件下，儲能電池相比消費電池和動力電池，對能量密度幾乎沒有要求，而循環(huán)壽命則直接關(guān)乎到成本，且在大量堆積時，安全性成為極其重要的考慮因素之一。儲能電池要求的這些特點與磷酸鐵鋰的優(yōu)勢完全匹配。
磷酸鐵鋰電池材料的價格是各種鋰電池中最低的。而且，其長循環(huán)壽命和高轉(zhuǎn)換效率可直接降低儲能度電成本。在其他條件相同的情況下，電池循環(huán)壽命越長，則生命周期內(nèi)儲能系統(tǒng)可以存儲或釋放的電量越多，可直接降低度電成本。此外，電池轉(zhuǎn)換效率越高，則充放電過程中能量損耗越少，也可增加系統(tǒng)總充放電量。
同時，磷酸鐵鋰電池的能量密度位居中游，也間接使得儲能投資成本得以控制在合理水平。能量密度的單位可以用Wh/kg或Wh/L來表示。這意味著能量密越高，則電池質(zhì)量或體積越小，從而可減少建設(shè)過程中所使用的土地面積或廠房空間，通過攤薄固定成本來間接降低單位儲能成本。
圖 不同鋰電池正極材料額的價格對比（左）和使用成本對比（右）
根據(jù)TÜV《儲能系統(tǒng)白皮書》和BNEF《China's Energy Storage Market Took Off in 2018》的數(shù)據(jù),2018年全球新投產(chǎn)儲能電池裝機量中，磷酸鐵鋰電池的占比已達到76%；國內(nèi)儲能市場中，其市場份額更是高達83%。磷酸鐵鋰作為鋰電池在儲能賽道的最佳技術(shù)路線同時得到了國際和國內(nèi)市場的確認。
（二）鋰電池儲能產(chǎn)業(yè)鏈簡介
鋰電池儲能產(chǎn)業(yè)鏈的上游負責(zé)鋰電材料和其他原材料的生產(chǎn)與供應(yīng)。
中游為相關(guān)儲能系統(tǒng)，以儲能電池為核心，同時還包括電池管理系統(tǒng)（BMS）、能源控制系統(tǒng)（EMS）、儲能變流器（也稱為儲能逆變器，PCS）等多個部分，是一個綜合能源控制系統(tǒng)，一般采用集裝箱布置，并進行安裝、運維和原料回收。
下游則多應(yīng)用于發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)：
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發(fā)電側(cè)：多用作風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電的配套，新能源+儲能可以平滑新能源發(fā)電的波動，提高風(fēng)光電能質(zhì)量；同時，傳統(tǒng)電廠往往也需要配備備用電源，投資非常大，儲能設(shè)施的引用將有利于傳統(tǒng)電廠降低成本，提高效率。
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電網(wǎng)側(cè)：儲能可以調(diào)峰調(diào)頻，降低用電側(cè)和發(fā)電側(cè)的波動性；
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用電側(cè)：
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應(yīng)用于戶用光伏，能夠削峰填谷，使發(fā)電、用電趨于平衡；
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應(yīng)用于通信基站和數(shù)據(jù)中心，能夠滿足備用電源需求，使得基站/數(shù)據(jù)中心穩(wěn)定運行；
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應(yīng)用于充電樁，能夠降低電動汽車的無序充電、高峰充電給電網(wǎng)帶來的壓力，滿足快充需求。
本研究將綜合需求和供給2大緯度對儲能產(chǎn)業(yè)鏈的投資機遇進行初步探討：從需求側(cè)（應(yīng)用領(lǐng)域）分析儲能市場的潛在空間，從供給側(cè)（儲能系統(tǒng)領(lǐng)域）挖掘主要賽道，并對其中的優(yōu)質(zhì)潛力企業(yè)作簡要介紹。
二、需求側(cè)：未來4-5年，發(fā)電側(cè)+電網(wǎng)側(cè)+用戶側(cè)鋰電儲能新增裝機規(guī)模合計將超173GWh，市場規(guī)模合計超1580億元
儲能是電力系統(tǒng)中的關(guān)鍵一環(huán)，如上所述，其可以應(yīng)用于發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，亦即“發(fā)、輸、配、用”中的任意一個環(huán)節(jié)。目前，電力系統(tǒng)中各方對于儲能的應(yīng)用都處于積極探索和嘗試的狀態(tài)，主體包括新能源電站、傳統(tǒng)電廠、電網(wǎng)企業(yè)、獨立儲能運營商、工商業(yè)用電企業(yè)等。
圖 儲能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用
據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截止2018年底，我國電化學(xué)儲能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三個應(yīng)用領(lǐng)域的累計裝機比例分別為32.1%、21.4%、46.5%，用戶側(cè)和發(fā)電側(cè)份額領(lǐng)先，預(yù)計該二者未來有望為電化學(xué)儲能的快速增長貢獻重要動力。
圖 2018年國內(nèi)已投運電化學(xué)儲能應(yīng)用領(lǐng)域占比情況
（一） 發(fā)電側(cè)儲能：未來4-5年新能源+火電的鋰電儲能累計裝機規(guī)模將新增49GWh，市場規(guī)模合計達637億元
1.新能源發(fā)電配套應(yīng)用：促進電力消納，改善新能源發(fā)電并網(wǎng)條件
新能源裝機的快速增長帶來嚴重的消納問題。以光伏、風(fēng)電為代表的新能源裝機快速增長，截至2019年，我國太陽能累計裝機達204.18GW，在全部發(fā)電方式中占比10.2%；風(fēng)電累計裝機達209.15GW，占比10.4%。但是太陽能和風(fēng)電等新能源具有波動性、間歇性與隨機性等特性，屬于不穩(wěn)定出力的電源，因此裝機占比或發(fā)電占比達到一定程度時，會對電網(wǎng)的穩(wěn)定性帶來挑戰(zhàn)。電網(wǎng)為避免不穩(wěn)定會限制部分新能源的出力，從而引發(fā)了棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象，造成資源浪費，如甘肅、新疆等地區(qū)，2018年棄風(fēng)率近20%，棄光率超10%。消納問題在一定程度上影響了新能源的發(fā)展。由于消納問題的存在，如果不配套儲能，光伏、風(fēng)電達到一定滲透率時將失去繼續(xù)發(fā)展的條件。
采用“光伏/風(fēng)電+儲能”配套將發(fā)的電存入儲能電池中，可減少并入電網(wǎng)的“不穩(wěn)定”電量，增加光伏/風(fēng)電的裝機量。以光伏為例，“光伏+儲能”的運行模式可以為：白天光照強烈時光伏發(fā)的電較多，發(fā)出的電優(yōu)先供應(yīng)電網(wǎng)，余量部分存入儲能系統(tǒng)；到夜晚光伏不發(fā)電，儲能系統(tǒng)再放出電供應(yīng)電網(wǎng)，應(yīng)對夜間用電高峰。
儲能配合新能源已有大量成熟案例。我國首個風(fēng)光儲輸示范工程位于河北省張家口市北部，于2011年底并網(wǎng)，綜合運用了磷酸鐵鋰等多種技術(shù)路線，每年可以提升200小時的利用小時數(shù)，有效解決了新能源的消納問題。近年來，還有青海共和光伏發(fā)電儲能項目、魯能集團海西州多能互補集成優(yōu)化示范工程等大量新能源配套儲能項目投入使用。
2.火電發(fā)電配套應(yīng)用：參與電網(wǎng)調(diào)頻，獲取輔助服務(wù)收益
儲能在發(fā)電側(cè)的另一大應(yīng)用是與火電機組聯(lián)合參與電網(wǎng)調(diào)頻等輔助服務(wù)，獲得相應(yīng)的調(diào)頻補償收益。
保持電力的輸出與負荷端的實時平衡是電網(wǎng)的重要任務(wù)。對于交流電網(wǎng)來說，穩(wěn)定的頻率是電網(wǎng)穩(wěn)定的重要指標之一，發(fā)電小于用電會導(dǎo)致頻率上升，反之亦然。無論頻率上升抑或下降，均會對電網(wǎng)造成損害，調(diào)頻成為必備的舉措。
火電廠是調(diào)頻市場最重要的參與者。全球范圍內(nèi)，火電仍是主要的電力供應(yīng)來源，因此火電廠也是目前調(diào)頻市場最重要的參與者。傳統(tǒng)的火電機組調(diào)頻由鍋爐、汽機、發(fā)電機及眾多輔機組成，系統(tǒng)慣性大，調(diào)頻效果也較差，具體表現(xiàn)為調(diào)節(jié)延遲、調(diào)節(jié)偏差（超調(diào)和欠調(diào)）、調(diào)節(jié)反向、單向調(diào)節(jié)、AGC補償效果差等現(xiàn)象。而儲能系統(tǒng)的調(diào)頻效果更好，表現(xiàn)為響應(yīng)速度更快（幾十至幾百毫秒）、調(diào)節(jié)精度更高（99%）。火電廠在使用儲能調(diào)頻后，可以有效提升調(diào)頻效果，增加調(diào)頻收益。
3.未來4-5年，新能源+火電調(diào)頻的鋰電儲能累計裝機規(guī)模將超53GWh，較目前翻13-14倍，市場規(guī)模達637億元
（1）新能源電站配套鋰電儲能累計裝機規(guī)模：2025年預(yù)計達50.89GWh，將較2020年增加47GWh，是2020年的13倍以上，2021-2025年市場規(guī)模合計達611億元
新能源電站配套儲能的主要應(yīng)用場景是在棄風(fēng)率較高的地區(qū)以及需要并網(wǎng)的集中式裝機大型電站中，假設(shè)2025年底，配備電化學(xué)儲能的風(fēng)電和光伏的裝機占比為10%，儲能系統(tǒng)功率為新能源容量的15%，儲能時長為4小時，隨著風(fēng)電、光伏匯集并網(wǎng)點集中儲能裝置的安裝，則2025年底儲能累計裝機需求將達56.52GWh，按90%的鋰電占比，對應(yīng)鋰電需求達50.89GWh，相較2020年增加47GWh。
根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所數(shù)據(jù)，當(dāng)前國內(nèi)鋰電儲能系統(tǒng)投資價格約為1500元/KWh；假設(shè)這一價格未來將穩(wěn)步下行，2020-2025年間的中樞價格為1300元/KWh，則2021-2025年間，新能源配套鋰電儲能的市場規(guī)模約為：
47GWh * 1300元/KWh = 47000000KWh * 1300元/KWh = 611億元
進一步地，根據(jù)陽光電源和國家發(fā)改委能源研究所的預(yù)測，到2030年和2050年，我國風(fēng)電和光伏合計裝機量分別將達1810GW、6000GW。華為預(yù)測2030年中國光伏儲能配置比例達30%+，我們保守預(yù)測2030年和2050年新能源發(fā)電儲能配置比例分別為15%、30%；儲能時間分別為4h、6h；儲能占裝機比例分別為20%、30%；鋰電占比均為100%，測算出2030年和2050年中國新能源發(fā)電側(cè)鋰電儲能累計裝機量將分別達到217.24和3240GWh，新能源配套鋰電儲能的市場前景非常廣闊。
表 我國2020-2050年新能源發(fā)電側(cè)儲能累計裝機規(guī)模預(yù)測
（2）火電發(fā)電側(cè)調(diào)頻鋰電儲能累計裝機規(guī)模：2024年預(yù)計達2.15GWh，較2019年新增2GWh，是2019年的14倍多，2020-2024年市場規(guī)模合計達26億元
火電配套鋰電儲能的裝機規(guī)模取決于電網(wǎng)的調(diào)頻需求及其面向火電發(fā)電側(cè)的采購比例。
電網(wǎng)針對調(diào)頻的鋰電儲能累計裝機需求預(yù)計至2024年將達5.36GW：2019年，全國累計火電裝機容量1191GW，同比增長4.1%。由于新能源側(cè)發(fā)電占比持續(xù)提升，未來五年火電裝機預(yù)計將難以增長，假設(shè)2024年底火電累計裝機規(guī)模與當(dāng)前持平，調(diào)頻功率配套需求為3%，那么未來將產(chǎn)生35.73GW的火電儲能聯(lián)合調(diào)頻需求。截至2019年底，火電儲能聯(lián)合調(diào)頻累計裝機容量僅為0.3GW，滲透率不足1%，從目前已投運的項目來看，火電儲能聯(lián)合調(diào)頻效果較好，參考西部證券的估算數(shù)據(jù)，預(yù)計2024年底火電儲能聯(lián)合調(diào)頻的滲透率達15%，對應(yīng)鋰電裝機容量可達5.36GW。
預(yù)計至2024年，電網(wǎng)面向火電發(fā)電側(cè)的調(diào)頻儲能服務(wù)采購規(guī)模，占調(diào)頻儲能累計裝機需求的比例為80%：2019年2月，國家電網(wǎng)印發(fā)《關(guān)于促進電化學(xué)儲能健康有序發(fā)展的指導(dǎo)意見》明確指出：“可以根據(jù)需要，以技術(shù)創(chuàng)新和解決工程應(yīng)用難題為目標，開展電網(wǎng)側(cè)儲能試點示范應(yīng)用。在發(fā)電側(cè)支持新能源發(fā)電配置儲能，支持常規(guī)火電配置儲能”“在電網(wǎng)側(cè)，將儲能納入電網(wǎng)規(guī)劃并滾動調(diào)整，將電網(wǎng)側(cè)儲能視為電網(wǎng)的重要電氣元件和一種技術(shù)方案選擇，進行綜合比選論證”。預(yù)計2019年火電儲能聯(lián)合調(diào)頻累計裝機容量的0.3GW全部為電網(wǎng)企業(yè)面向火電發(fā)電側(cè)進行采購；至2024年之前，電網(wǎng)側(cè)的調(diào)頻儲能仍將主要處于“試點示范應(yīng)用”、“規(guī)劃”和“比選論證”階段，電網(wǎng)企業(yè)的調(diào)頻儲能輔助服務(wù)仍將以對外采購為主，該比例保守預(yù)計可達調(diào)頻儲能累計裝機需求的80%。
因此，預(yù)計至2024年，火電發(fā)電側(cè)調(diào)頻鋰電儲能累計裝機容量將是2019年的14.3倍，約為：
根據(jù)行業(yè)經(jīng)驗，目前調(diào)頻的儲能時長一般按半小時配置，因此，2024年火電發(fā)電側(cè)調(diào)頻鋰電儲能累計裝機規(guī)模為：
2024年火電發(fā)電側(cè)調(diào)頻鋰電儲能累計裝機規(guī)模將較2019年增加2GWh：
2.15GWh –（0.3GW * 0.5h）= 2GWh
結(jié)合上述國內(nèi)鋰電儲能系統(tǒng)2020-2025年間投資的中樞價格為1300元/KWh的假設(shè)，測算得出2020-2024年火電發(fā)電側(cè)調(diào)頻鋰電儲能的市場規(guī)模為：
2GWh * 1300元/KWh = 2000000KWh * 1300元/KWh = 26億元
（二）電網(wǎng)側(cè)儲能：2020-2024年電網(wǎng)側(cè)鋰電儲能累計裝機規(guī)模將新增約4.4GWh，市場規(guī)模合計為57.22億元
1.電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻及轉(zhuǎn)型發(fā)展需要儲能在其中發(fā)揮重要作用
隨著新能源裝機規(guī)模的逐步提升，電網(wǎng)對調(diào)峰和調(diào)頻等輔助服務(wù)的需求逐步提升，以保障電網(wǎng)供電安全，滿足發(fā)電和負荷平衡。同時，從電網(wǎng)的轉(zhuǎn)型發(fā)展趨勢去看，電網(wǎng)最終的對外業(yè)務(wù)要向綜合能源服務(wù)、大數(shù)據(jù)運營、資源商業(yè)化運營、三站合一、能源金融和虛擬電廠轉(zhuǎn)型。無論調(diào)峰調(diào)頻，抑或業(yè)務(wù)轉(zhuǎn)型發(fā)展，均需要儲能在其中發(fā)揮重要作用。
2.電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻調(diào)峰需求將推動鋰電儲能累計裝機2024年達5GWh，較2019年翻8倍，2020-2024年市場規(guī)模合計超57億元
（1）預(yù)計2024年電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻鋰電儲能累計裝機規(guī)模為0.54GWh，實現(xiàn)從無到有的突破，2020-2024年市場規(guī)模合計為7.02億元
如上所述，電網(wǎng)針對調(diào)頻的鋰電儲能累計裝機需求預(yù)計至2024年將達5.36GW，其中，面向火電發(fā)電側(cè)的調(diào)頻儲能服務(wù)采購規(guī)模，將占調(diào)頻儲能累計裝機需求的80%，亦即，自建部分的比例預(yù)計為20%。因此，電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻鋰電儲能累計裝機規(guī)模將為：
5.36GW * 20% * 0.5h = 0.54GWh
結(jié)合上述國內(nèi)鋰電儲能系統(tǒng)2020-2025年間投資的中樞價格為1300元/KWh的假設(shè)，測算得出2020-2024年電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻鋰電儲能的市場規(guī)模為：
0.54GWh * 1300元/KWh = 540000KWh * 1300元/KWh = 7.02億元
（2）預(yù)計2024年電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰鋰電儲能累計裝機規(guī)模達4.46GWh，是2019年的8倍多，2020-2024年市場規(guī)模合計為50.2億元
以2018年數(shù)據(jù)為例，調(diào)峰輔助服務(wù)支出規(guī)模為52.34億元，按0.5元/kWh測算，平均每日調(diào)峰需求為28.68GWh：
2018年平均每日調(diào)峰需求=[調(diào)峰服務(wù)支出（52.34億元）/服務(wù)價格（0.5元/kWh）]/365天=28.68GWh
2019年電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能累計裝機容量約為0.6GW（包括調(diào)頻、調(diào)峰），其中，調(diào)頻由上面已知占去0.3GW，因此，調(diào)峰的累計裝機容量約為0.3GW。
目前，電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰儲能系統(tǒng)一般每日充放電2次、時長共2個小時。參考西部證券的估算數(shù)據(jù)，假設(shè)未來5年平均每日調(diào)峰需求增加15%，中性估計2024年電化學(xué)儲能滲透率達到15%，則2024年電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能調(diào)峰累計裝機規(guī)模為4.95GWh，累計裝機容量為2.47GW：
① 2024年平均每日調(diào)峰需求=2018年平均每日調(diào)峰需求（28.68GWh） * （1+15%）=32.98GWh
② 2024年電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能調(diào)峰累計裝機規(guī)模=2024年平均每日調(diào)峰需求（32.98GWh） * 電化學(xué)儲能滲透率（15%）=4.95GWh
③ 2024年電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能調(diào)峰累計裝機容量=2024年電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能調(diào)峰累計裝機規(guī)模（4.95GWh）/每日充放電時長（2h）=2.47GW
在充放電時長無大變化的情況下，2019-2024年間，調(diào)峰的儲能累計裝機規(guī)模/裝機容量的復(fù)合增長率高達52.4%。2024年的規(guī)模/容量值為2019年的8倍以上。
圖 2019-2024年我國電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰端電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模預(yù)測
若在電化學(xué)儲能調(diào)峰中，2024年鋰電的占比達90%，則對應(yīng)鋰電的裝機規(guī)模和裝機容量分別為：4.46GWh和2.22GW。
結(jié)合上述國內(nèi)鋰電儲能系統(tǒng)2020-2025年間投資的中樞價格為1300元/KWh的假設(shè)，測算得出2020-2024年電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰鋰電儲能的市場規(guī)模為：
（4.46GWh - 0.3GW * 2h） * 1300元/KWh = 4100000KWh * 1300元/KWh = 50.2億元
在儲能技術(shù)、規(guī)模不斷突破及擴大的背景下，其市場潛力將得到進一步釋放。未來新型儲能的商業(yè)模式有望逐步構(gòu)建和成熟，“十四五”期間儲能行業(yè)有望迎來大規(guī)模發(fā)展。
源起基金深刻把握“十四五”精神，跟隨政策信號，結(jié)合發(fā)展規(guī)劃，在堅持價值投資的同時，促進經(jīng)濟結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，不斷踐行企業(yè)社會責(zé)任。未來，將不斷著力推動中國經(jīng)濟穩(wěn)步向前，希望能夠用實際行動踐行中國金融業(yè)的光榮與夢想。
