儲能應用場景豐富，大型電力系統(tǒng)中的應用分為發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側三大類，包含多種子場景。儲能行業(yè)應用場景豐富，在電力系統(tǒng)主要有發(fā)電側/電網(wǎng)側/用戶側 3 大主 場景，此外，還包括微電網(wǎng)、分布式離網(wǎng)等，細分應用如下：

發(fā)電側：火儲聯(lián)合調頻，穩(wěn)定輸出功率；新能源發(fā)電配儲，平抑出力波動，提高消納等。

電網(wǎng)側：調峰、二次調頻、冷備用、黑啟動等。

用戶側：峰谷套利、需量管理、動態(tài)擴容。用戶主要分為家庭、工業(yè)、商業(yè)、市政等。

微電網(wǎng)：主要為離主電網(wǎng)絡較遠的無電、弱電地區(qū)，需要自建電網(wǎng)，可采用可再生能源與儲能作為解決方案。

分布式離網(wǎng)：4G/5G 基站供電；風景區(qū)驛站供電；森林監(jiān)控站供電；油田采油站供電；高速加油站供電等。

分技術裝機情況：抽水蓄能為主，電化學儲能比例逐漸提升。根據(jù)能量存儲方式的不 同，儲能主要分為物理儲能、電化學儲能、熱能儲能、儲氫與電動汽車儲能。其中物理儲 能在存儲過程中不發(fā)生化學變化，可細分為抽水儲能、壓縮空氣儲能與飛輪儲能，電化學 儲能根據(jù)不同的儲能介質可分為鉛酸電池、鋰離子電池、液流電池等 6 種細分種類。目前 抽水儲能占據(jù)累計裝機主要份額，但逐年下降。2017-2020 3Q 全球和中國抽水儲能累計 裝機占比分別為96%/94%/93%/92%和99%/96%/94%/92%。而電化學儲能成長趨勢明顯， 2017-2020 3Q 年全球和中國累計裝機占比分別為 1.7%/3.7%/5.2%/5.9%和 1.3%/3.4%/ 5.3%/6.8%。

儲能技術：電化學儲能成為新增主流，鋰電池響應快、壽命長、適應場景多，優(yōu)勢凸 顯。由于電化學儲能的可適用場景更多，受地理環(huán)境等外部因素影響較小，2017-2019 年 電化學儲能占全球和中國新增儲能裝機比例分別為 14%/66%/80%和 3%/28%/58%，呈現(xiàn) 逐年上升趨勢。電化學儲能成為新增儲能項目中的主流技術，預計 2020 全年該趨勢繼續(xù) 維持。電化學儲能中，鋰電儲能由于能量/功率密度更高、使用與循環(huán)壽命更長、響應時間 更快、適應場景多等優(yōu)勢，2017 年至今占全球新增電化學儲能 90%以上，國內鋰電儲能 占新增電化學儲能的比例亦從 2017 年 51%上升到 2020 3Q 的 99%，而 2020 3Q 新增規(guī) 劃/在建電化學儲能項目幾乎全部應用鋰電池。預計鋰電池儲能技術將成為未來主流儲能技 術。

儲能處于從 0 到 1 階段，臨近商業(yè)爆發(fā)期拐點，有望從示范性應用轉向運營性應用。 根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，截至 2020 Q3，全球/中國儲能累計裝機總功率為 186/33GW，而 2020 年全球/中國發(fā)電功率機組總并網(wǎng)功率為 6,675/2,201GW，儲能滲透率僅為 2.8%/1.5%左 右，仍有較大上升空間。從可再生能源發(fā)電角度看，截至 2020 3Q，全球/中國電化學儲能 累計裝機功率為 10.98/2.25GW，2020 年全球/中國風光發(fā)電累計裝機總功率約為 1,398/ 446GW，新能源配儲功率比例僅為 0.8%/0.5%，相比目前新增新能源配儲功率的比例區(qū)間 （10%-15%）仍有廣闊成長空間。

中央：“30·60”目標為錨，可再生能源是國家能源變革的重點戰(zhàn)略。2020 年 9 月 22 日，在第 75 屆聯(lián)合國大會上表示，中國將力爭 2030 年前實現(xiàn)碳排放達峰， 2060 年前實現(xiàn)碳中和；在 12 月 12 日舉行的氣候雄心峰會上進一步宣布“30·60”定量目 標，強調中國在應對氣候變化中的責任和擔當，表明達成目標的決心。12 月 22 日國新辦 發(fā)布《新時代的中國能源發(fā)展》白皮書，闡述國內推進能源革命的主要措施和重大舉措， 提出大力發(fā)展光伏風電等可再生能源發(fā)電是實現(xiàn)“30·60”目標的重要途徑。綜上，“30·60” 是我國未來發(fā)展的重要目標，而儲能將與新能源“孿生”發(fā)展，共同實現(xiàn)碳中和宏偉藍圖。

地方：近 20 省出臺鼓勵新能源配儲，儲能發(fā)令起跑。為實現(xiàn)“30·60”目標，新能 源發(fā)電在我國的發(fā)電結構中的比例料將逐步提升，最終有望取代化石能源成為主力能源。 新能源發(fā)電機組不具備類似火電的調節(jié)功能，需要通過配置儲能來實現(xiàn)。在該頂層目標的 指引下，目前我國已有近 20 省出臺新能源+儲能配套的鼓勵政策，政策環(huán)境向好。主要可 分成三類：1）優(yōu)先支持新能源配儲項目；2）劃定配儲比例，大致范圍為 5%-20%；3）新 疆、青海兩個可再生能源裝機大省給予儲能補貼。未來隨著頂層設計逐漸清晰，預計更完 善、細致的政策將跟隨落地，保障儲能行業(yè)平穩(wěn)起步。

1）發(fā)電側：國內從 2009 年開始風光進入規(guī)�；�裝機階段，隨著累計裝機、發(fā)電量占 比持續(xù)增加，出現(xiàn)棄風棄光現(xiàn)象，并且隨著消納能力與裝機增速波動。2020 年風光新能源發(fā)電功率/發(fā)電量占比僅 24%/9.5%，預計 2025/2030 年非化石能源發(fā)電量占比將提升至 20%/25%，風光發(fā)電預計將貢獻主要增量。未來在光伏風電發(fā)電量占比持續(xù)提升下，為防 止棄風棄光情況惡化和波動性電源對電網(wǎng)的沖擊，配儲滲透率有望提升，拉動儲能需求。

另一方面，光伏近 10 年來 LCOE 降幅 81%，目前全球 LCOE 約為 0.35 元/kWh， 已經(jīng)在發(fā)電側實現(xiàn)平價，預計 2025 年可繼續(xù)下降至 0.2 元/kWh，還有 50%空間。新能 源發(fā)電成本下降將強化裝機動力，持續(xù)打開儲能配置空間。

2）電網(wǎng)側：此前火電機組是調峰主力，在風電光伏并網(wǎng)比例不高時尚能滿足調峰調 頻需求。隨風電光伏并網(wǎng)量增加，電力系統(tǒng)調峰能力不足問題凸顯，對火電深度調峰、 快速爬坡、快速啟停能力要求提升。由于火電機組頻繁進入深度調峰工作狀態(tài)，大幅調 節(jié)會降低其使用壽命，增加煤耗，拉低效益。因此需要進行靈活性改造，火電機組自身 的出力特性和較長的響應時間，限制了其在調峰時增大輸出功率的速度，火電+儲能則成 為一種有效的解決方案。以廣東某實際電廠為例，火儲調頻效果指標 K 值提升了 3 倍， 帶來更高收益。存量和增量火電均有望拉動配儲需求。

3）用戶側：與日本、德國、澳大利亞等側重居民側不同，國內市場與美、韓類似， 以工商側儲能為主。國內居民側儲能挑戰(zhàn)較大，主要因為：（1）我國居民用電具備一戶 一表條件的可以選則峰谷電價計價，現(xiàn)階段來看大多數(shù)居民仍選擇均一電價計價，沒有 峰谷電價差；且電價便宜、電網(wǎng)穩(wěn)定，按東部沿海約 0.5 元/kWh 電價，僅為德、英等國 的 25%-30%。（2）國內居住特點為高樓密集型，屋頂面積有限而用電需求大，戶用光伏 難以大規(guī)模滲透。國內工商側儲能裝機主要集中在江蘇、廣東等工商業(yè)峰谷電價差超過 0.7 元/kWh 的地區(qū)。

相比于發(fā)電側和電網(wǎng)側，2018 年以來國內用戶側儲能收速。國家發(fā)改委于 2018/2020 年發(fā)布的《關于創(chuàng)新和完善促進綠色發(fā)展價格機制的意見》《關于做好 2020 年能源安全保障工作的指導意見》明確指出要加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引 導電力削峰填谷。預計未來部分地區(qū)工商業(yè)峰谷價差有望進一步擴大，市場交易機制被 逐步激活，用戶側儲能市場增長潛力大。

供給：鋰電池成本近六年下降 71%，未來還有 40%空間。動力電池系統(tǒng)方面，以磷酸 鐵鋰電池系統(tǒng)為例，其價格已下探至 0.7-0.8 元/Wh，預計 2025 年可繼續(xù)下降至 0.5 元 /Wh，還有 40%左右空間。得益于動力領域對鋰電池降本的貢獻，儲能系統(tǒng)方面，用于配 套光伏發(fā)電的儲能系統(tǒng)亦從 2019 年平均 2.2 元/Wh 下降至 2021 年初近 1 元/Wh，近三年 下降超 50%。預計未來還將有年均 10%左右降幅，將在供給側持續(xù)降低儲能系統(tǒng)成本。綜 上，供給側成本持續(xù)下降將為儲能市場提供長期動力。

國內從用戶側轉向新能源發(fā)電側，海外分場景裝機均衡。2017-2020 3Q，國內新增電 化學儲能裝機結構經(jīng)歷從以用戶側和電網(wǎng)側裝機為主轉變?yōu)橐孕履茉窗l(fā)電側為主，其中 2020 3Q 新能源發(fā)電側占比 67%。海外方面則相對均衡，截至 20Q3，海外電化學儲能累 計裝機中新能源發(fā)電/輔助服務/電網(wǎng)側/用戶側占比為 22%/32%/19%/28%。

歐洲、澳洲、非洲等地區(qū)，居民側儲能快速發(fā)展。主要原因有：

1）歐洲等地區(qū)居民高電價，疊加上網(wǎng)電價補貼(Feed-in tariff，F(xiàn)iT)帶來電價下降，光 儲自發(fā)自用經(jīng)濟性凸顯。以德國為例， 2019 年光儲/光伏度電成本為 15.9/9.6 歐分/kWh， 居民電價為 30.5 歐分/kWh，光儲/光伏度電成本分別是居民電價 52%/31%。未來隨著光 儲成本的下降，居民電價與光儲 LCOE 剪刀差增大，促進居民戶用側需求提升。

2）歐洲、澳大利亞等發(fā)達國家可再生能源占比高，例如歐洲戶用儲能裝機Top1 德國 的風光發(fā)電占比約 33%，導致電網(wǎng)不穩(wěn)，用戶側儲能有明顯需求。

綜上，以歐洲為例，根據(jù) Solar Power Europe 數(shù)據(jù)，2019 年歐洲居民側儲能新增裝 機 744MWh（+56.4%），截至 2019 年底累計居民側儲能裝機近 2GWh，對應歐洲 2019 年底戶用光伏配儲滲透率約 7%。而歐洲目前還有 90%建筑物沒有加裝屋頂光伏裝置，按 目前裝機情況可外推出全歐洲戶用光伏配儲空間為 285GWh，需求空間巨大。

3）非洲等地區(qū)的電網(wǎng)基礎設施建設較差，無法接入電力的家庭比例較高，集中式發(fā)電 無法滿足居民用電需求，而當?shù)毓庹諚l件好，光儲市場發(fā)展?jié)摿Υ蟆?/div>

作者：宋韶靈、華鵬偉、董雨翀 來源：未來智庫 責任編輯：jianping