成本下降与政策推动储能步入实质性成长期

1、一、储能将深入参与能源变革电力系统的稳定性调节原理电能瞬时传输，正常情况下电力系统中发电机发出的有功功率与负荷消耗的功率值实时平衡匹配，发电机处于同步运行，系统频率稳定在额定值。而当有功功率平衡态打破，存在于系统中的不平衡功率将会造成发电机转子转速（正比于系统频率）的变化，即当供过于求，溢出的有功造成转子加速，系统频率上升，供不应求时，发电机转速下降，频率下降。图 1：电力系统功率处于平衡状态资料来源：CNKI、招商证券电网中用电设备依据额定频率设计，频率大幅偏移造成系统失稳。在火电为主传统电力系统中，发电机具备较好的控制灵活性，能够通过一次、二次调频实现发电量较快的跟踪负荷变动，维持系统频率

2、稳定在0.2Hz 的区间。同时由于发电机转子本身具备较大的旋转惯量，一般在受到不平衡功率作用转子加速度不至于过大。分类原理及特征表 1：电力系统调频方式及特征一次调频系统频率偏离额定值时，发电机组通过调速系统自动调整有功出力以维持电力系统频率稳定，响应速度快，但是有差调节（最终稳定频率额定频率）二次调频或称为自动发电控制（AGC），指发电机组提供足够的可调容量及一定的调整速率，依据调度指令，在允许的调节偏差下实时跟踪频率，满足频率稳定性要求，实现无差调节（最终稳定频率=额定频率）三次调频实质是在满足电力系统频率稳定性的前提下完成在线经济调度资料来源：电力系统及其自动化、招商证券供需失衡概率增加

3、，应对能力减弱，储能必要性体现构建以新能源为主体的新型电力系统是大势所趋。2021 年 3 月中央财经委员会九次会议中，习主席提出“构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。供给端的清洁能源化和需求端的电气化“两化”特点是过去 20 年全球电力甚至能源系统的主要特点，未来几十年将会进一步强化。从供给端来看，新能源发电装机占比超过 40%，发电量占比超过 33%；在目前的清洁能源装机强度上加一定的增长，保持到 2030年就能实现 70%的装机占比和接近 60%的发电量占比。而在需求端，目前电力

4、在终端能源消费中占比 26%左右，2030-2035 年有希望提升近 10 个百分点，非化石能源占一次能源的比重大概在 15%左右，2030-2035 年有望提升到 32%以上。图 2 全国发电总量及风电光伏占比图 3 不同电源出力特性对比资料来源：BP、招商证券资料来源：全球能源互联网发展合作组织、招商证券由“电源可控+负荷波动”变成“电源、负荷波动”，电力系统源、网、荷间更容易失衡。电力系统发展呈现以下几点变化：1）发电侧光伏等波动性电源比例提升，2）终端电气化带来用电总量的提升，3）而旋转机械电机的退出以及逆变器、变流器等电力电子设备的接入造成系统惯量的下降。电力系统供需、惯量特征的根本

5、性改变直接造成供需平衡更容易被打破，且一旦失衡由于惯量降低频率波动更加剧烈。要维持系统稳定的核心在于提升发电与负荷匹配度，保持系统供需平衡，而储能刚好可以扮演这个角色。传统电力系统新型电力系统确定性可控连续电源（电源可控、负荷波动）不确定性随机波动电源（电源、负荷均波动）高转动惯量系统弱转动惯量系统机械电磁系统电力电子器件电气化比例低，用电总量低电气化比例高，用电总量大表 2：传统/新型电力系统特征变化资料来源：华能集团、招商证券图 4：传统/新型电力系统结构变化示意资料来源：CNKI、招商证券储能能够实现电力供需的时间转移，发挥“库存”效果，阶段性改变供需平衡状态。我们从电网各侧对储能的角色

6、定位，同时需要注意的是，实际上由于电网的互联互通，各次侧的储能发挥的功能并不能完全割裂：发电侧：1）平滑出力，跟踪发电计划：造成电力供需失衡的因素在于风电、光伏本身的间歇、波动特征，需要借助储能平滑出力曲线，提升消纳能力；2）调峰、调频：储能的灵活功率输出可以在电源侧扮演调频、调峰的角色；3）黑启动：借助储能自启动能力，带动无自启动能力发电机组。用户侧：1）需求侧响应，峰谷调节：允许用户结合电价信号主动调整用电时间，配合削峰填谷；2）备用电源：事故状况下保证供电可靠；3）类似电源侧，储能可以提高用户侧光伏等分布式能源接入能力。电网侧：1）环节设备阻塞：传统扩容方式存在输电走廊资源约束，在用电负

7、荷不断增长的背景下，引入储能能够缓解电网扩容与负荷增长间的矛盾，推动系统由功率传输向电量传输转变；2）提供调频、调峰等辅助服务。图 5：储能场景及需求特点资料来源：CNKI、全球能源互联网发展合作组织、招商证券二、储能发展的催化因素与光伏类似的，储能行业的起步也势必要借助政策的引导，随着市场化机制合理化后，体现储能的经济效益，进入到内生的成长阶段。在发展初期，对电源、电网更多是带来直接的成本负担，同时由于系统规模庞大，单一企业的小容量的储能配置收益更加有限，且在尚未构建完整的市场机制的情况下，储能带来的收益由系统共享，成本支出和收益方的不匹配造成在现阶段从单一企业视角出发，缺乏配置储能的自发动

8、力。近期国家层面政策给予储能极高的关注度，同时在过去几年间电池产业链成本持续下降，循环寿命不断优化，让储能具备在政策扶持后形成正向收益的潜力。随配套政策体系的 跟进，储能将进入到持续快速的成长期。政策优先级提升新能源占比快速提升，储能需求的刚性凸显消纳成为新能源潜在制约。2010-2020 年的十年间，风光发电量占比已经由约 1%提升至超过 9%。在风光与传统机组的此消彼长中，仅通过挖掘传统电源、需求侧、电网调度潜力将逐渐无法满足平抑净负荷波动的需求。测算显示，在不增配储能的情况下，当新能源渗透率由 20%向 50%提升将会造成系统净负荷的波动幅度、剧烈程度陡增。电网稳定性造成的消纳能力弱化正

9、在成为新能源消纳的潜在制约因素。在此背景下，大规模储能配置成为新能源发电渗透率进一步提升的必要条件，也是长期而言更为可持续的业务模式。制约新能源消纳的储能环节成为政策的着力点。图 6 提升电力系统稳定性的两种思路图 7 不同电源出力特性对比资料来源：CNKI、招商证券资料来源：全球能源互联网发展合作组织、招商证券新能源渗透率0%20%50%80%净负荷最大值 GW28.5425.5917.314平均值GW23.4119.685.29-7.85标准差GW4.333.095.7212.24最大变化速率 GW/h3.894.646.7716.69表 3：新能源渗透率提升造成系统净负荷波动程度加大资料

10、来源：全球能源互联网发展合作组织、招商证券（注：净负荷为剔除风光出力后的负荷值，表格数据由华北某省份分析得到）自上而下形成立体的政策指引国家层面：纲领性文件下发，引导配套政策逐步完善2017 年 10 月五部委曾出台我国储能产业首份指导性文件关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见，意见作出国内储能技术总体上初步具备了产业化的基础的判断，拟定了“十三五”、“十四五”期间的发展目标，带动国内储能项目的示范展开和模式探讨。2020 年是国内政策强度的转折点。2020 年 9 月，习主席提出“3060”的宏伟目标，奠定了新能源产业的发展基调。10 月，中共中央制定“十四五规划和二三五年远景目标”，在

11、基建领域提出“优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力”。12 月，国家能源局公布首批科技创新（储能）试点示范项目，自上而下的驱动力量变强。今年 4 月，发改委、能源局印发关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿），7 月正式版发布，提出到 2025 年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能装机规模达 3000 万千瓦以上，到 2030 年实现新型储能全面市场化发展，将储能的战略地位提升至新高，也成为“十四五”期间储能产业的指导纲领。宏观层面的政策体系明确了储能产业发展目标、推广思路、应用场景、责任主体等，充分展现了国家层面对于发展储能的坚定态度，也有望带动突破现

12、阶段行业面临的基础技术、模式机制等问题，实现规范、系统的持续发展。图 8：国家储能相关政策梳理资料来源：发改委、能源局、国家电网等、招商证券地方层面：强制性配套与市场化引导相互配合地方层面，目前已有 29 个省市发布储能相关政策文件，其中新疆、云南、陕西、安徽合肥等地提供度电或建设补贴，河北、甘肃等多地明文规定了光伏等新能源电站储能配套比例。储能配套政策体现为强制配置与市场化引导相互配合。对发电侧，要求风电、光伏电站储能配置比例在 520%区间，而在用户侧和电网侧，则通过电价机制、辅助服务补偿形成激励。图 9：2020 年以来国内政策发布节奏20151052020年1月2020年2月2020年

13、3月2020年4月2020年5月2020年6月2020年7月2020年8月2020年9月2020年10月2020年11月2020年12月2021年1月2021年2月2021年3月2021年4月2021年5月2021年6月0国家地方资料来源：储能领跑者联盟、招商证券配置比例地区表 4：部分地区储能配置比例5%内蒙古、山西10%陕西、海南、福建、青海、山东、宁夏、湖北、河北15%河南、山西、河北、甘肃20%湖南、山东、安徽、新疆资料来源：CNESA、储能中国等、招商证券（注：部分省份不同市区执行不同比例）成本下降、电价体系推动储能盈利改善电池技术及成本进步带动储能成本下降锂电储能系统工程建设成本大

14、致为约 1.5-2.5 元/Wh，其中储能系统占 80-85%。储能系统中又以电池占比最高，大致为 50%，其他系统组件、管理系统分别占 20%、15%。图 10：国内部分储能 EPC 项目报价统计中标价格（元/Wh）2.42.221.81.61.41.212020年1月 2020年4月 2020年7月 2020年10月 2021年2月 2021年5月 2021年8月风电储能光伏储能资料来源：公司公告、北极星储能等、招商证券图 11 储能电站全生命周期成本构成图 12 储能系统成本构成资料来源：电工电能新技术、招商证券资料来源：ESCN、招商证券1）磷酸铁锂循环寿命翻倍，成本降低，单次循环成本

15、大幅降低以铁锂为代表的的电化学储能是现阶段的优选方案。锂电功率、容量、放电时长等技术特征满足现阶段储能需求。短期内储能的主要场景仍是在平滑风光出力、参与系统调频等短周期应用为主，锂电池储能安装配置方式灵活，充放电周期在小时级别，装机容量达到兆瓦级别，与场景需求匹配。过去一年铁锂电池实现约 20%的成本降幅，循环次数由 2000-3000 次向上突破，带动储能度电成本快速下降。图 13 国产铁锂电池价格走势（元/kWh）图 14 磷酸铁锂价格走势（万元/吨）2,5002,0001,5001,000500-最低报价最高报价 1086422017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12

16、018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q10 资料来源：鑫椤锂电、招商证券资料来源：Wind、招商证券储能系统初始投资元/kWh1500150015001500循环寿命次20003500500010000单次充放成本元0.750.40.30.15储能配置比例%20%20%20%20%发电侧度电成本增量元/kWh0.20.10.080.04表 5：循环寿命增加降低度电成本增量资料来源：大规模储能基础发展路线图、北极星储能网、招商证券2）钠电池等电池技术有望推动储能成本进一步下降钠电池工作原理与锂电

17、池类似，在低温性能、安全性、成本（大规模量产后）方面具备优势，能量密度和循环性能均介于锂电池和铅酸电池之间，在储能领域有较好的应用前景。钠电池外形封装（圆柱、软包、方形）与锂电池相同，同时锂电池的生产设备大多可以兼容钠离子电池，原始设备成本支出与锂电池相当。材料中，除隔膜外，钠离子电池的正、负极、电解液、集流体的价格较锂电池材料低。当技术成熟实现规模化效应后，其降本空间更大。材料降本方式表 6：钠离子电池降低成本方面正极钠离子电池正极采用镍铁锰基作为正极材料，对比锂电池三元正极材料（镍铁锰、铝），原料成本降低约 40-50%。负极负极的无序碳价格低于石墨价格，例如：中科海钠使用煤基碳负极的成本

18、不到石墨原料成本的10%，且使用的无烟煤前驱体成本极低，制作过程简单，只需简单的粉碎后进行进一步碳化便可得到。电解液钠盐可以使用低浓度电解液，在同等浓度电解液情况下钠离子导电率高 20%，可降低电解液成本。锂电池使用石墨作为负极，铝箔集流体在低电位下易与锂形成合金，进而消耗铝箔，因此需使用价集流体格较高的铜集流体。但是，钠离子负极主要使用硬碳，铝箔和钠在低电位不会发生合金化反应，正负极均可使用价格较低铝箔作为集流体，可降低成本约 8%。资料来源：OFweek，公开资料，招商证券峰谷电价、辅助服务优化储能度电收益储能项目经济性由度电成本、度电收益的相对大小决定。度电成本（LCOE）是对储能电站全

19、生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的储能成本，即储能电站总投资/储能电站总处理电量。分路线看，抽水蓄能仍是目前度电成本较低的方案，度电成本大致在 0.2-0.3 元/kWh。而由磷酸铁锂构成的储能系统度电成本大致在 0.6-0.9 元/kWh。图 15：典型储能方式的度电成本（元/kWh）资料来源：电工电能新技术、招商证券度电收益：即储能系统充放一度电能够获取的收益。度电收益与应用场景、市场定价机制相关（储能收益可以分为直接受益和间接收益两类：1）直接收益是由充放电价值量差异造成，包括峰谷价差套利、辅助服务补偿收益、上网电量增加等。2）潜在收益可以理解为配置储能后带来的系统优化增益，

20、如网络侧实现潮流优化损耗减少，以及配置储能网络逐步由“功率传输”转向“电量传输”而降低电网扩容要求的潜在收益等。由于潜在收益难以量化，我们以直接收益来测算储能的度电收益）。电源侧，以光伏+储能为例，配储能减少弃光，增加上网电量，在光伏出力峰值区间，将原本弃电输入储能（成本为 0），再在光伏出力低于外送输电走廊容量时将存储的“弃电”外送上网，由于光伏并网已实现平价，则储能度电收益即为标杆电价，大致在 0.3元/kWh 上下。电网侧，以调峰为例，度电收益为电网约定的辅助服务费用，目前各地差异较大，大致分布于 0.10.9 元/kWh。用户侧削峰填谷实现峰谷价差套利，此次度电输入成本为谷电售价，而输

21、出时度电价格为峰时电价，则每度电的实际收益即为峰谷价差，大致在 0.7 元/kWh 上下。图 16 发电侧配合新能源送出示意图 17 用户侧削峰填谷示意资料来源：全球能源互联网发展合作组织、招商证券资料来源：全球能源互联网发展合作组织、招商证券在不考虑补贴的情况下，就发电侧而言，显然当前上网电价远低于储能配置成本，即便通过储能增加上网电量，但售电收益无法覆盖储能系统投资，尚不具备经济性。而在电网侧和用户侧，在度电收益超过度电成本的区域，配置储能理论上有利可图，但考虑项目实际进程中的资金成本、利用率等现实问题，或只有在度电收益明显超出度电成本的情况下，才能形成足够的说服力。图 18：无政策倾斜下

22、各侧储能成本收益相对情况（元/kWh）资料来源：CNKI、电工电能新技术、招商证券门槛标准调峰（元/kWh）AGC 调频（元/MW）表 7：国内部分地区调峰调频服务价格指引调峰（元/kWh）AGC 调频（元/MW）门槛标准山东0.1565MW/10MWh青海0.510MW/20MWh湖南0.2/0.450.610MW福建0.11210MW/40MWh广东615新疆0.555MW/10MWh东北三省0.4110MW/40MWh安徽0.30.8江苏0.250.9210MW/20MWh江西0.20.6湖北0.750.9551020MW/40MWh蒙西212甘肃0.5015资料来源：山东省电力企业协会

23、、招商证券7 月 29 日，发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，要求完善峰谷电价机制，在最大系统峰谷差率超过 40%的地区，峰谷价差不低于 4:1；其他地方不低于 3:1。同时在在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰时段依据最高负荷 95%及以上时段合理确定，电价较峰段电价上浮比例不低于 20%。如前所述，峰谷价差即为用户侧储能的度电收益，峰谷价差进一步拉开也就意味着储能套利效果改善，尤其尖峰电价较峰时仍有至少 20%溢价，进一步放大储能优势。时段电价平均值比东部11 省（市、区）中部 7 省（市、区）西部 12 省（市、区）30 省（市、区）尖峰/低谷3.3412.9853.545

24、3.256高峰/低谷2.9782.6143.1292.884平段/低谷1.9451.7462.0681.915表 8：目前我国不同地区峰谷价比资料来源：清华大学能源互联网创新研究院、招商证券图 19 现阶段与电价机制调整后峰谷价差图 20 现阶段与调整后尖峰时段较峰时溢价峰谷差率40%峰谷差率40% 30省（市、区）西部12省（市、区）中部7省（市、区）东部11省（市、区）0.01.02.03.04.0峰谷差率40%峰谷差率40% 30省（市、区）西部12省（市、区）中部7省（市、区）东部11省（市、区）0%5%10% 15% 20% 25%国内现状调整后机制国内现状调整后机制 资料来源：发改

25、委、清华大学能源互联网创新研究院、招商证券资料来源：发改委、清华大学能源互联网创新研究院、招商证券图 21：国内部分省市工商业用电峰谷价差与调整后测算价差（元/kWh）资料来源：北极星储能、发改委等、招商证券电价调整后，用户侧度电收益大幅提升。依据通知，此次电价机制调整的基本原则是保持电网企业的销售电价总水平基本稳定。参考此前部分地区峰谷电价水平，简单假设峰谷电价均值不变，而将峰谷比率由此前大部分 2.5-3:1 调增至 4:1，则峰谷价差由此前约 0.6-0.9 元/kWh 整体提升至 0.8-1.1 元/kWh，增幅约 20-30%，调整后的峰谷价差形成的储能度电收益已基本上全部位于度电成

26、本线以上。图 22：峰谷价差放大用户侧储能度电收益（元/kWh）资料来源：CNKI、电工电能新技术、发改委等、招商证券三、当前阶段，储能以发展电化学储能与抽水蓄能为主 储能潜在空间大2020 年全球储能装机总容量约 191GW，其中抽水蓄能占据 90.3%，以锂电池为主的电化学储能占约 7%。虽然存量结构中，抽水蓄能占绝大部分份额，但电化学储能在新增储能装机占比快速提升，2020 年电化学储能新增装机 2.9GWh，增量份额占比达到 63%。图 23：2020 年全球储能装机结构资料来源：CNESA、招商证券图 24：2020 年国内储能装机结构资料来源：CNESA、招商证券主要应用领域 20

27、25 年全球储能市场空间超 1500 亿，有望接近 2000 亿。预期随峰谷电价调整、辅助市场机制建立，储能的经济性将有明显改观，在源-网-荷侧都有可能实现高速发展。测算 2025 年国内用户侧、发电侧、电网侧、5G 领域与国外用户侧对应的储能需求约为 110GWh，若按储能系统 1.4 元/Wh 计算，对应市场空间超 1500 亿。若在此期间内储能成本进一步下降，预计更多需求将被激发，需求增加对市场空间的影响可能会远超价格下降，届时市场规模有可能接近 2000 亿元。电池、逆变器价值量更大。储能成本构成当中，电池与逆变器占比较高，分别约为 60%与 20%，2025 年当年对应市场空间约为

28、927 亿元、309 亿元。此外，国外用户侧为 ToC 属性，有一定溢价，相关设备的市场空间可能会更大。远期将向 TW、TWh 迈进。据全球能源互联网合作发展组织预测，2050 年全球储能需求将达到 4.1TW，对应存储电量约 500TWh。新能源+储能将对电力系统带来深刻的颠覆。2025 年新增装对应储能需求市场空间（亿元）国内风电配套6012168光伏配套12024336用户侧-15210电网侧-2.4345G 基站-798海外用户侧-50700合计110.41546资料来源：招商证券表 10：储能成本占比成本占比对应市场空间（亿元）电池60%927逆变器20%309EMS10%155BM

29、S5%77其他5%77表 9：2025 年当年储能市场空间估算（储能系统按 1.4 元/Wh 测算）资料来源：阳光电源，招商证券区域欧洲非洲北美中南美亚洲新能源渗透率65%38%50%43%61%储能装机容量 TW0.430.210.620.072.77占最大负荷比例30%30%39%12%44%储电量 TWh1351.23160.50.43204.1占年用电量比例1.60%0.03%1.80%0.01%0.50%表 11：2050 年全球储能需求情况资料来源：全球能源互联网合作发展组织、招商证券当前阶段，锂电等电化学电池与抽水蓄能为主，远期储能将呈现多样化储能的技术方案众多，可以按照能量存储

30、方式不同分为机械式储能、电化学储能、电磁式储能、化学储能、储热等。不同类型的储能方式技术、经济特征各异。单一储能模式无法满足多样的场景需求，储能体系将呈现多元化。不同应用场景下配置储能需要综合考虑电源、电网、负荷特征，选择合理的配置方案。整体而言，长周期能量型场景与抽水蓄能、氢储能、压缩空气等方式匹配，短周期的功率型场景下，锂电池等电化学储能、飞轮储能、超级电容等更优。图 25：主要储能技术方案及特点（功率、容量及时长维度）资料来源：ScienceDirect、招商证券图 26 能量型场景下各类储能技术适用性图 27 功率型场景下各类储能技术适用性资料来源：全球能源互联网发展合作组织、招商证券

31、资料来源：全球能源互联网发展合作组织、招商证券以磷酸铁锂为代表的电化学储能是当前的重点，也是未来高比例可再生能源系统中重要的储能构成。清洁能源转型的各个阶段对储能的技术需求有不同的侧重点：当新能源渗透率逐步提升至 20%以下，传统机组渗透率下降调节能力受限，若继续提升新能源渗透率，系统调节能力下降将造成新能源实际利用率下降，度电成本上升。此时需要在系统中配置最大负荷 2-5%的电池等短时储能，完成日间风光波动平抑、削峰填谷等，提高系统的调节能力及新能源利用率。而当新能源渗透率升至 50%，系统对长期储能的需求逐渐体现，除短周期储能外，需要增加配置如氢能等长期储能作为跨季节调节的技术手段，全球能

32、源互联网发展合作组织测算显示短时+长期储能的功率配比应为最大负荷的 30-40%，储电量为年用电量的 0.5-2%。短期储能增量主要以电化学为主，远期电化学储能仍将发挥日间调节的关键功能。考虑当前全球风电、光伏渗透率仍处在低位，在新能源渗透率低于 50%以前，储能配置将以锂电池为代表的短时储能为主。而当远期渗透率逐步突破 50%，短时、长时储能配合的整体体系下，电化学储能仍是日间平滑风光出力、跟踪发电计划、调频、调峰等功能的主要承担。图 28：储能需求与新能源渗透率的关系资料来源：大规模储能技术发展路线图、招商证券四、工商业储能、电网储能发展将加速海外储能、新能源一次调频储能、通信储能是当前主

33、要市场海外：政策与经济性驱动用户侧蓬勃发展国外储能主体地位明确，有相关政策补贴。海外主要国家电力领域市场化程度相对较高、重视储能在电力领域的应用，并出台相应的补贴政策鼓励配置储能设施，如美国纽约州对零售与大宗市场配置储能的总补贴金额约为 2.7 亿美元。除美国外，其他国家或地区对用户侧储能也有单独的补贴，其中韩国提出对于无力购买储能系统的中小企业，政府将储能系统成本的 50%。海外户用与工商业储能具备经济性，已有较好应用。海外用户侧市场发展迅速，如德国，户用储能系统用户数量 2019 年新增 6.5 万，累计已达 21 万，主要有两方面原因：（1）峰谷价差高，具备经济性；（2）供电不稳定，电网

34、相对老旧或所在地区自然灾害较多（如日本），因此用户侧有加装储能的需求。目前海外用户侧配置储能的进展相对较快，光+储成本约 1.1 元/kwh（储能系统 1.5 元/wh，循环 4000 次，LCOE0.5 元/kwh，光伏 LCOE为 0.6 元/kwh），低于大部分海外国家电价，已具备经济性，有望加速发展。国家或地区补贴领域补贴内容表 12：海外主要国家或地区对储能设备单独进行补贴澳大利亚用户侧美国/加州用户侧英国用户侧意大利用户侧南澳政府 1 亿澳元的家用电池计划，奖励 4 万个新的电池储能系统。维多利亚政府提供 4000 万澳元补贴，用于吉利 1 万个新的电池储能系统。新南威尔士州政府提

35、供 5000 万澳元的家庭和企业智能能源计划，为 4 万个新的电池储能系统根据加州能源委员会颁布的2019 建筑能效标准要求，2020 年 1 月 1 日起，加州新建三层及三层以下低层住宅（包括独栋）要求强制安装住宅光伏系统，若同时配置储能，则光伏装机规模可在相应基础上减少 25%2017 年 7 月，英国发布英国智能灵活能源系统发展战略，针对储能，该项政策从储能的定义、身份（资质）、终端消费税、网络费、与可再生能源共享站址、储能的所有权、并网、规划、资金支持等 9 个方面发布行动计划，解决了由于属性不清而对储能进行“双重收费”、储能所有权不明等市场中实质存在的多项问题，并推动储能实现真正的服

36、务价值，帮助降低英国电力系统成本，同时帮助用户更好的管理电费账单以实现能源自给为目的安装家用储能设备可以获得 50%及至高 96000 欧元的收入所得税减免。此外小于 20kW 的光伏发电设备在作为固定资产投入时可以获得至高 50%的补贴， 且适用 11%（原本为 22%）的税率意大利用户侧为了缓解新冠疫情，意大利政府启动了财政刺激计划，原有新生态奖励政策补贴全面提升，与翻新项目相关的光伏和储能系统的税收减免从 50%提高到 110%澳大利亚/阿德莱德用户侧商业、住宅、学校和社区安装“光伏+储能”系统最高补贴 5000 澳元德国/巴伐利亚用户侧储能必须与太阳能装置配套，3kWh 的储能系统以上

37、每增加 1kWh，政府多补贴 100欧元，最高可补贴 3200 欧元日本用户侧购买基于锂电池的蠢呢过系统，最高给予购买者系统价格的 2/3，家庭用户上限 100万日元，商业用户上限 1 亿日元韩国用户侧中小企业或无力购买储能系统的企业，政府将承担储能系统初始成本的 50%资料来源：北极星储能网，环球光伏网，中天科技，派能科技，招商证券图 29：美国储能系统激励政策资料来源：派能科技，招商证券图 30：德国户用储能系统数量快速增长45000962106500020621037500141210250000200000150000100000500000新增户用储能系统数量累计户用储能系统数量20

38、17年2018年2019年资料来源：全国能源信息平台，招商证券图 31：海外居民用电价格（美元/kWh ）0.40.350.30.250.20.150.10.05德国丹麦比利时日本英国意大利西班牙澳大利亚美国韩国中国埃及0资料来源：GlobalPetroPrices，招商证券通信：5G 基站将贡献增量预计5 年内基站需求约为50GWh。国内主流运营商5G 单站满负荷功耗约3600-3800w， 50%负荷下功耗约 2900-3100w，一般后备电源应急时长 3-4 小时。假设 50%负荷状态下，取功耗和应急时长的中值，预计2020-2024 年市场对储能需求分别为7.1、11、13.7、 12

39、.1、7GWh，5 年内需求合计 50Gwh 左右。表 13：我国主要城市 5G 基站建设规划城市5G 基站建设规划5G 信号覆盖时间表北京2019 年底建设 5G 基站超过 1 万个2021 年重点功能区 5G 网络覆盖上海2019 年底建设 5G 基站超过 1 万个，2020 年累计建设 5G 基站 2 万个2020 年实现 5G 全覆盖广州2019 年底完成不低于 2 万个 5G 基站的目标，2021 年建成 6.5 万个2021 年实现主城区和重点城区 5G 网络覆盖深圳2019 年底累计建成 5G 基站 1.5 万个，2020 年 8 月底累计建成 4.5 万2020 年 8 月底实

40、现 5G 网络全市覆盖重庆2019 年建成 1 万个 5G 基站2022 年主城有望实现 5G 网络全覆盖天津2020 年建设部署商用 5G 基站超过 1 万个-杭州2019 年建成 1 万个 5G 基站2020 年杭州城区实现 5G 网络全覆盖苏州2019 年底完成 5000 个基站建设，2021 年建成 2.3 万个以上基站2021 年底实现全市范围 85以上覆盖率武汉2021 年建成 5G 基站 2 万个以上2019 年初步实现 5G 全覆盖郑州-2019 年初步实现 5G 全覆盖沈阳-2019 年底沈阳及沈抚新区重点区域实现 5G网络覆盖资料来源：工信部，北极星电力网，招商证券2019

41、 年2020 年表 14：主要运营商 5G 相关规划中国移动投资 240 亿元，在全国范围内建设超过 5 万个 5G 基站，在超过 50 个城市实现 5G 商用服务中国联通投资 80 亿元，在 7 个特大城市、33 个大城市提供 5G 网络覆盖在所有地级以上城市提供 5G 商用服务实现 5G 网络正式商用中国电信投资 90 亿元用于 5G 建设持续开展商用推广和技术研究资料来源：中国移动，中国联通，中国电信，招商证券图 32：5G 单站功率更大3,853 3,675 3,196 2,970 1,045 995 4,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,00050

42、00业务负荷100%业务负荷50%国内某运营商Z（4G S333）国内某运营商Z（5G S111）国内某运营商H（5G S111）资料来源：中关村在线，招商证券表 15：5G 基站储能需求测算2019A2020E2021E2022E2023E2024E5G 基站建设数量（万个）12.668105130115675G 基站单站功耗（W)3,0003,0003,0003,0003,0003,000应急时长（h）3.53.53.53.53.53.5单个基站对储能需求（KWh）10.510.510.510.510.510.55G 基站对储能需求（GWh）1.37.111.013.712.17.0资料来

43、源：招商证券4.1.3 新能源配套市场：储能是最常用的一次调频配套方案新能源发电的一次调频逐步成为标配。随着新能源装机比例的装机比例提高，“一次调频”对风电、光伏发电站的要求也在不断提高，其中，电网企业关于一次调频的技术要求成为了行业关注的焦点之一。到 2020 年，至少有 13 个以上的省电网公司出台了新能源电站必须具备一次调频能力，新建新能源场站必须具备，存量新能源场站的一次调频技术改造也势在必行。发电厂通过控制系统的自动反应，调整机组有功功率输出以减少系统频率偏差，维持频率稳定。而新能源场站自身调频能力有限，在高比例渗透趋势下，风电、光伏等新能源场站需要额外配置一次调频系统以保证能够快速

44、响应电网频率调整的要求。储能是比较好的新能源一次调频方式。目前主要实现方式包括能量备用、配套储能等。能量备用方式要求新能源电站在上报容量规模中预留一部分专门进行一次调频，例如实际装机容量 100MW，预留 10MW 调频，虽然具备调频能力，但造成实际电站的发电量低于装机容量，经济性较差。储能方式借助电池等储能设备提供给额外功率输出实现一次调频，同时可以兼顾新能源送出的消纳配合，在功能和经济性上都更具优势，成为较好的新能源一次调频实现方案。图 33传统发电机组调频原理图 34储能电池参与一次调频 资料来源：cnki，招商证券资料来源：高电压技术，招商证券国内的电网储能、工商业储能将加速电网侧：储能成本或纳入输配电价，调动配置积极性。2019 年输配电定价成本监审办法中曾明确指出“抽水蓄能电站、电储能设施等成本费用不得计入输配电定价成本”。而今年在 7 月