行业概况
储能类别
根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能主要包括锂离子电池、铅蓄电池等;机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
抽水蓄能是最主要的储能形式，电化学储能占比接近10%。根据CNESA的统计数据，截至2020年，全球已投运储能项目累计装机规模191GW，其中抽水蓄能累计装机规模为172.5GW，占累计装机规模的90%，电化学储能累计装机规模为14.2GW，占累计装机规模的7.5%。
截至2020年，中国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW，占全球的18.6%，其中抽水蓄能累计装机规模为31.79GW，占累计装机规模的89%，电化学储能累计装机规模为3.27GW，占累计装机规模的9.2%。电化学储能发展迅猛，锂离子电池占比不断提升。截至2020年，全球电化学储能累计装机为14.2GW，三年复合增长率70%，中国电化学储能累计装机为3.27GW，三年复合增长率100%。
2017年至今，锂离子电池的占比不断提升。全球新增装机规模中，锂离子电池占比由2017年的93%提升至98%，中国新增装机规模中，锂离子电池占比由55%提升至98%。从2020年底累计的装机规模看，全球范围内锂离子电池占电化学的92%，中国锂离子电池的占比为89%。
锂离子电池技术性能优越，近年来成本大幅下降，初步具备了规模化应用的基本条件，业内普遍认为很可能是推动未来五年储能技术广泛应用的先锋力量，本报告主要聚焦于锂离子储能电池的研究，若无特别说明，下文储能电池均指锂离子储能电池。
储能应用场景
从应用场景划分，储能技术的应用范围主要包括电力系统、通信基站、数据中心、UPS、轨道交通、人工/机器智能等。根据高工产研锂电研究所(GGII)统计，2020年中国储能锂电池出货量16GWh，其中电力储能6.6GWh，占比41%，通信储能7.4GWh，占比46%，其他包括城市轨道交通、工业等领域用储能锂电池。本篇报告主要研究电力系统储能和通信系统储能，二者储能电池的出货量占中国总出货量的87%。
储能技术在电力系统的应用十分广泛，包括电源侧、辅助服务、可再生能源、电网侧、终端用户侧，具体如表1所示。
储能在通信系统的应用首先体现为备用电源，为关键设备提供应急供电，同时也可以利用峰谷电价差进行套利，降低用电成本。
电化学储能电池不同技术路线对比
根据IEA发布的《Energy Storage Technology Roadmap》，机械储能(抽水蓄能+压缩空气)商业化程度较高，电化学储能刚刚处于商业化发展的临界点。不同储能技术的成熟度如下图所示。
不同类型的电化学储能电池优缺点如下表所示。
钠硫电池无法长时间高功率运行，电池寿命有限，成本高，钠硫电池在高温运行时金属钠和单质硫均以液体形式存在，具有较大的安全隐患，限制了钠硫电池的规模化应用。铅酸电池已发展了150多年，技术已定型，使用寿命短、能量密度低、对环境污染大等问题难有改进，近年来在储能领域尤其是通信储能被锂离子电池抢占了大量市场。锂离子电池能量密度大、功率性能高、响应速度快，是目前应用最广泛的储能电池技术。根据正极材料的不同，锂离子电池主要包括磷酸铁锂电池和三元锂电池。
未来五年磷酸铁锂将成为储能先锋力量
根据GGII，2020年中国储能锂电池的出货量为16GWh，磷酸铁锂电池占储能锂电池的90%以上。
电力系统：磷酸铁锂vs三元
根据GGII，2019年我国电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比达95.5%，我们预计磷酸铁锂的主导地位将进一步延续。储能系统的核心需求是高安全性、长寿命和低成本。磷酸铁锂电池热稳定性强，正极材料结构稳定，安全可靠性、综合成本均优于三元锂电池。
具体而言：1)从安全性看，根据实验数据，三元锂电池热失控时最大升温速率高达154℃/s，磷酸铁锂为6.6℃/s，相同质量下，三元电池释放的热量是磷酸铁锂的六倍多，磷酸铁锂的安全性显著优于三元;2)从综合成本看，根据产业反馈，同等条件下三元成本比磷酸铁锂高30%以上，磷酸铁锂具备成本优势。
虽然磷酸铁锂电池能量密度低于三元锂电池，但对储能系统而言，电池使用寿命和安全性等指标优先于能量密度，而且储能应用场景对电池的尺寸和重量的要求相对灵活，应用场地相对固定，有效弱化能量密度低这一不足。
三元锂电池主要应用在家用储能领域，且占比较高，主要原因在于：1)国际厂商长期专注于三元锂电池产品的研发和生产，存在路径依赖;2)国际厂商较早进入海外家用储能市场，国内储能厂商普遍采用磷酸铁锂电池，但进入境外家用储能市场较晚，份额较低。
通信系统：锂离子电池 vs 铅酸电池
过去通信系统中应用的储能电池多数为铅酸电池，现阶段已全面被锂电池取代，大多数为磷酸铁锂，少部分是三元。铅酸蓄电池的优势在于成本低廉、技术成熟，但铅酸蓄电池已发展了150多年，技术已定型，使用寿命短、能量密度低、对环境污染大等问题难有改进。
具体而言，铅酸电池的局限性如下：1)使用寿命短，即便是性能相对优异的铅酸电池在频繁深度循环下，使用寿命仅一年左右;2)能量密度低，对地板承重要求高，随着通讯设备数据传输量的增加，这一矛盾进一步放大;3)对环境污染大，铅酸电池的制作和回收过程中容易发生铅污染。
锂电池的循环寿命、能量密度的性能均显著优于铅酸电池，但成本并没有显著增加，成为通信储能电池的后起之秀。2016年锂电池在通信储能领域的使用占比仅为20%左右，现阶段已经成为5G基站备用电源的优先选择。
行业发展
电化学储能在过去5年取得了长足的发展，这部分我们想要回答一个问题，储能过去发展的主要的推动力和制约因素分别是什么?我们认为电力系统和通信系统两大领域的刚需+锂电池成本下降是储能电池取得发展的核心要素。
储能需求增加
电力系统
风电+光电大力发展，储能作为清洁能源并网的技术支撑需求大增。
从发电端看，风光发电依赖于自然条件，波动较大，对电网的稳定性造成冲击。我国的电力系统运行和调度方式以传统发电能源为基础，随着新能源发电量占比的增加，电力调峰调频能力明显不足，电力系统的储能需求大增。
通信系统
5G基站建设蓬勃发展。我国19年年中正式启用5G商用，到2019年年底共建成5G基站约13万个;2020年新增5G基站约58万个，总基站数量达77万个，占全球的70%左右。5G基站耗能增加，增加锂电池需求。5G站点的能耗是4G的3倍左右，对备用电源的要求更高，通信后备电池大规模锂电化，具体请见第三部分的分析。
政策支持
全球政策环境
全球范围看，各国普遍支持储能的发展，尤其是欧美、澳大利亚等发达国家和地区，电力市场化程度较高，已经具备相对规范的储能标准，商业模式成熟，储能参与主体的盈利机制也相对明晰。
中国政策环境
我国充分重视储能产业，近年来出台一系列支持性政策鼓励储能发展。2016 年 “发展储能与分布式能源”被列入“十三五”规划百大工程项目，储能首次被纳入国家级政策规划。随后一系列国家层面的支持政策陆续发布。
2021年4月21日，国家发展改革委、国家能源局组织起草了《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》，提出2025年要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。要求新型储能技术在低成本、高可靠、长寿命等方面取得长足进步，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。
电池成本下降是规模化应用的基础
技术进步+规模效应共同促进了锂离子电池成本下降。根据中国电力科学研究院专家组的调研数据，2010年磷酸铁锂电池系统售价为4350元/kWh，2018年下降至1500元/kWh，综合度电成本由3.7元/kWh次下降至“盈亏平衡点”0.55元/kWh次，磷酸铁锂电池初步具备商业化应用的经济条件。
电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、储能变流器(PCS)以及其他电气设备构成。从储能系统的成本构成上看，储能电池的占比约70%-80%，智能化系统约10%，PCS+EMS+BMS占比合计约5%-10%，储能成本的下降主要来自于电池的下降。
储能电池成本下降是多个因素综合作用的结果。
1. 技术进步。降低储能度电成本的核心在于提高储能电池的循环寿命，根据调研数据，2010年储能系统循环寿命约为2000次，2018年已提升至5000次左右，现阶段宁德时代、派能科技的主要厂商可生产循环寿命万次以上的磷酸铁锂储能电池。2. 规模效应。根据CNESA的数据，锂离子电池规模效应明显，且规模效应强于铅碳电池
3. 厂商增加，竞争加剧，产业链日趋完善。由于储能需求的爆发，更多厂商投入锂离子储能电池的生产中。以通信用锂电池为例，随着锂电池在通信领域渗透率加深，制造商纷纷涉足锂电池，目前我国通信锂电池制造商60%以上同时经营锂电池和铅酸电池。4. 原材料成本下降。根据派能科技招股说明书，2017-2020H1公司主要原材料的采购单价整体下行，其中主要原材料磷酸铁锂降幅明显，2018/2019/2020H1的采购单价降幅分别为-27.88%/-28.40%/-15.85%，铜箔、电解液等原材料也有较大程度的下降。
客观层面上，风光发电装机量大增、5G基站等新基建的兴起催生了储能的需求，政府充分重视储能产业，出台一系列政策支持产业发展;主观层面上，锂离子储能电池成本下降明显，经济性增强，具备商业化应用的条件。但总体看，电化学储能“供给”没有跟上“需求”，储能在电力系统有巨大的应用空间，目前看储能未能充分发挥其应有的作用，我们认为有以下几方面原因。
缺乏价格传导机制，商业模式不完善
我国虽然已经出台一系列支持性政策，但储能的政策、法规和准则与行业的深度融合还欠缺完善的顶层设计，表现在政策、法规和准则的连续性不畅，一致性不好。储能具备显性的经济效益，也具备隐形的社会效益，但目前面临的困境是经济效益不一定经济，且部分经济效益的成本承担主体不明确、难以量化，而储能的社会效益更难以有效体现。储能本质上不是发电设备，将在原本的电价上增加成本，如果缺乏成本传导机制将降低项目原有盈利能力。
(1)电源侧
储能技术在电源侧的应用主要集中在两个方面：一是与火电厂一起参与调频辅助服务，降低火电厂被两个细则考核的损失;二是与新能源场站配合，减少弃电损失，改善出力特性。
①火储联合调频
火储联合调频是储能应用场景中商业化程度较高的领域。但也存在因为政策频繁变动导致投资收益不确定的情况，如山西2017年曾连续下调了调频市场的报价范围，蒙西电网2019年修订了“两个细则”中 AGC调节补偿系数等，这些政策的变化都对项目的收益产生了负面影响。
②新能源+储能
截至目前，全国已有超过20个省份提出“新能源+储能”配套发展的政策措施，宁夏、山东、青海等地区明确要求新能源项目配置储能比例不低于10%—20%。但从实际操作看，有关政策并未就成本如何传导、配套储能如何建设等问题进行规范。配套储能系统切实增加了建设初期的一次性投资，发电企业为了享受优先并网，可能选择配置性能较弱、成本较低的储能电池，且会引发无序竞争。
(2)电网侧
根据CNESA数据，2018年电化学储能电网侧新增投运规模达206.8MW，2019年仅为114.2MW。2018年江苏、河南、湖南以及浙江等省电网公司相继发布百兆瓦级储能项目的采购需求，电网侧储能规模大增。2019年新修订的《输配电定价成本监审办法》明确规定了电储能设施不得计入输配电定价成本，电网侧储能的成本缺少有效的疏导渠道，受此影响电网侧储能增速明显放缓。
(3)用户侧
储能技术在用户侧的应用主要通过峰谷套利模式获取收益，受峰谷电价政策影响较大，业内普遍认为0.7元/kWh的峰谷价差是用户侧储能套利的临界条件。结合我国峰谷价差的实际情况，用户侧储能单纯依靠峰谷价差来实现盈利较为困难，而且用户负荷曲线与当地峰谷时段不一定完全契合，经济效益可能不及预期。若要提高用户侧储能的经济性，除了降低成本外，还需要电力需求侧响应和虚拟电厂、电力现货市场等市场机制进一步完善，丰富用户侧储能的商业模式，增加收益来源。
锂电池安全问题对大规模应用形成制约
(1)从锂离子电池本征看，热失控问题未能得到有效解决。近年来国内外储能系统事故频发，安全问题对锂电池储能的大规模推广形成制约。
(2)从实际运行看，早期部分项目储能电池的配置、技术路线的选择缺乏科学性、规范性，出现储能容量配比不足等问题，运行过程中电池过早老化，实际成本高于设计成本。
度电成本有待进一步下降
我们基于知网论文和产业数据，分别测算新能源配置储能和用户侧储能的经济性。江苏省储能产业发展全国领先，根据EESA不完全统计，2020年江苏省共有18个储能项目，位居全国第二;政策环境友好，2020年共颁布9条与储能相关性地方政策，明确支持储能产业发展，因此我们选取江苏的储能项目作为我们的测算主体。主要结论为现有储能建设成本下，储能建设投资回收期长，近乎于储能系统的日历寿命，增设储能系统不经济。为方便讨论，我们未考虑自有资金的比例及资金成本、所得税等因素，项目实际运行过程中的经济性可能更低。
(1)新能源+储能
我们以江苏省拟建设的配套锂电储能电站的陆上风电为例，分析新能源配套储能的投入产出效应。结合储能在新能源侧的实际应用，我们考虑了储能的消纳作用。我们假定储能建设成本为1.8元/Wh(系统成本1.5元/Wh，土建成本等0.3元/Wh)，其他参数设置详见下表。
根据国家现行财税制度以及国家计委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)，分析电价在0.47、0.436、0.42、0.391元/(kW·h)时，陆上风电场本体及配套储能系统后陆上风电场的收益情况。
结果显示，在考虑弃风限电的情况下，陆上风电场本体资本金内部收益率仍可达 8%以上，实现了平价上网的投资收益要求。但是配套储能增加初始投资之后，方案仅在价格的最高指导水平的时候才能满足投资回报要求，风电场配套储能系统已不具备经济性。
我们在电价0.391 元 /(kWh)的前提下，逐步减少造价、提升储能寿命数据，分析两者对于项目资本金内部收益率的影响。结果显示，当造价水平下降20%(即1.44元/Wh)，风电+储能的内部收益率为6.5%，当储能的寿命提升20%(即储能电池延长至第12年更换)，风电+储能的内部收益率为6.25%。
(2)用户侧储能
江苏省关于储能的支持政策已相对完善。工业用户的用电量较大，且基本集中于白天高峰期用电，用户可以通过产生的高峰电费和低谷电费之间的差额获得收益。另外，用户还可以通过储能参加调峰辅助服务获得相应收益。
我们以大工业配置10MW/40MWh的储能系统为例，分析用户侧储能的经济性。假定磷酸铁锂电池储能系统的成本为1.8元/Wh(同上)，则总初始投资成本为7200万元，另外每年的运行维护、技术改进费用设置为3%的设备投资成本，即168万元/年，其他参数详见下表。
假定储能电站全年共运行300天，其中非夏季238天，夏季62天。夏季充放电策略为平时段充电4小时，谷时段充电4小时，峰时段放电6小时，尖峰时段放电2小时;非夏季为平时段充电4小时，谷时段充电4小时，峰时段放电8小时。结合江苏省工业用电电价，可得35kV-110kV的工业用电每年充放电的收益为1179.70万元。
假定秋冬季参与填谷60天，每天4 小时，夏季参与削峰60天，每天4 小时，锂离子电池充放电效率为90%。根据规定，中长期可调负荷调峰交易的谷段报价上限为0.25元/kWh，峰段报价上限为0.9元/kWh，2021年一季度启动试运行。假定在市场初期储能以报价上限的90%的价格进入辅助服务市场进行调峰，即谷段价格为0.225元/kWh，峰段价格为0.81元/kWh，则每年调峰辅助服务收益为248.4万元。
若按5%的折现率计算，项目动态回收期基本在7年左右，考虑在年充放电次数为600次的情况下，储能电池的寿命仅为8年，即项目收益主要取决于最后两年的收益水平。我们认为，用户侧配置储能初期投资金额巨大，现金回流则处于较低水平，项目回笼资金速度慢，经济性不高。
储能锂电池需求展望
前一部分我们分析了过去几年支撑储能锂电池发展的正面因素和制约锂电池规模化发展的负面因素。
展望未来，我们认为储能锂电池发展的支撑因素有望持续增强，随着新能源发电量占比的不断提升、5G基站大规模铺开，储能锂电池需求将继续上升，2021年以来储能领域的利好政策频出，对储能产业发展形成支撑;而制约因素将持续减弱，储能项目的中标价格刷新新低，储能项目的经济可行性有望增强。
储能领域对锂电池的需求值得关注。
电力系统
新能源+储能
1、提高清洁能源发电占比是全球共识
全球主要国家及经济体均提出了长期节能减排目标。我国提出2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和;美国2035年实现无碳发电，2050年实现碳中和;欧盟同样制定了2050年碳中和的目标。在碳中和背景下，提高清洁能源发电占比是全球共识。
根据国际可再生能源机构(IRENA)，要实现能源和气候变化目标，2050 年可再生能源将需要提供全球能源供应的三分之二，风能和光伏发电占比将显著提升，风能和光伏的发电量占比由2015年的不到1%上升至2050年的36%和22%。
截至2020年，我国电力能源结构中，火电装机容量12.5亿千瓦，占比约57%，火电发电量5.17万亿千瓦时，占比约68%。要实现双碳目标，我国必须形成一个以清洁能源为主体的能源体系，传统火电将由主力电源向灵活性辅助调节电源过渡，能源转型不仅仅是发电量结构的改变，而是电力系统的根本性变革。
2、储能是实现电力系统转型的必要支撑
根据中电联的预测，2025年我国光伏、风电装机容量将分别达到5、4亿千瓦，2035年分别增加至15、10亿千瓦。
风光电的出力特征表现为波动性和间歇性，随着风光电渗透率的提升，电力系统的安全性受到挑战。
根据中电联的预测，2035年我国风电装机容量将达到10亿千瓦，光伏装机容量达到15亿千瓦，据此推测对应的日最大波动分别为2.23亿千瓦和6.40亿千瓦(合计8.53亿千瓦)，大大超出现有电源调节能力(2017年风电+光伏日最大波动量约为1.4亿千瓦)，迫切需要构建新型电力系统。
基于新能源发电占比提升带来的挑战，2020年新版《电力系统安全稳定导则》要求新能源电厂具备可调节性，多个省份发文，鼓励或强制新能源配套储能，通过配置储能让新能源具备调频、调峰、调压、黑启动等功能，让新能源接近“常规电源”。
3、新能源配储需求测算
根据CNESA的数据，2020年中国新投运的电化学储能中，新能源发电侧的装机规模最大，超过580MW，2020年中国新增光伏装机量为48.2GW，新增风电装机48.9GW，以新增580MW储能对应约100GW新增光伏+风电装机测算，新能源配锂电池储能的比例约为0.6%(锂电池占电化学储能的98%)。虽然近期多个省份要求新增风电、光伏装机需配套储能，但我们认为大规模落地还需后续出台配套政策，如给予电量电费等以此提高项目经济性。
我们第二部分的测算结果显示，新能源发电已经具备了一定的盈利能力，强制配储将增加大规模的一次性投入，项目经济性降低。根据产业反馈，按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%-10%;对风电项目而言，初始投资成本提高比例在15%-20%之间。
风光电已实现平价上网并具备一定的盈利能力，强制配储可能会打击产业的积极性，因此我们认为“十四五”期间新能源配储应渐进式铺开。考虑到新能源配储能的必要性以及政策规定，我们适当调高了未来5年的配储比例，因数据所限，海外配置比例我们参考了中国数据。结合对光伏、风电新增装机容量的预测，我们预计2025年全球新能源+储能领域的储能需求将达到59.5GWh。
我国电力系统其他应用场景
结合我国国情及各储能技术路线的经济性，我们认为“十四五”期间为迎接大规模新能源并网，煤电灵活性改造、抽水蓄能仍将发挥主要作用，储能电池的规模化应用集中在“新能源+储能”。
辅助服务方面，我国目前的辅助服务(包括一次调频、自动发电控制(简称AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动等)主要由火电机组提供，根据国家能源局公布的数据，2019年上半年火电机组收取的辅助服务费用占比为92.5%，火电仍是我国电力系统最重要的灵活性资源供应主体，经过改造后能够释放大规模存量调节能力。
电网侧方面，2019年新修订的《输配电定价成本监审办法》明确规定了电储能设施不得计入输配电定价成本，电网侧储能的规模化发展有赖于成本的有效疏通与一定的盈利水平。用户侧方面，利用峰谷价差套利是最基础的盈利模式，基于我们前文的测算，以江苏省为例，在1.8元/wh的初始投资成本假设下，用户侧储能的动态回收期在7年左右，IRR在8.15%左右，经济性一般。
实际上早在2018年，发改委在《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》中就提出“加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷”，我们对比了部分省市2019年和2021年的峰谷价差，发现同比变动较小，且跟业内认为的“0.7元/kWh”临界点仍有差距。
基于此，我们认为 “十四五”期间，得益于成本下降和政策支持，储能在辅助服务、电网侧、用户侧方面的应用仍将有一定增长，但发展速度将低于“新能源”配储。
海外用户侧
海外用户侧储能增量主要来源于家用光伏配储。我们对比了主要国家的居民电价和非居民电价，德国、美国等主要国家居民用电电价高于非居民用电，基于降低用电成本的经济驱动力考虑，海外用户侧储能增量主要来源于家用光伏配储。
1、电价高企&家用光伏经济性激发储能需求
海外新增投运储能中用户侧占比较高。根据CNESA数据，2020年全球新增投运电化学储能4.73GW，其中欧洲新投运约1.1GW，根据SolarPower Europe，2020年欧洲新增家用储能装机容量810MWh，海外用户侧储能需求占比较高。海外用户侧储能需求的驱动力来自于：1)电价普遍较高;2)光伏储能配套相较电网购电具有显著的经济性优势。
随着清洁能源发电量增加，欧洲电价可能进一步提升。根据GlobalPetrol
Prices数据，2019年欧盟平均电价为0.21美元/kWh，根据欧盟2030年气候目标计划，可再生能源占总发电量的比例在2030年达到65%以上或更高。为此，欧洲将投入约5500亿欧元建设新的风力发电设施和光伏电站，新增的建设费用最终将由用电终端承担。根据IEA预测，至2030年欧洲平均居民用电价格每年将增长3%左右。
光伏储能配套具备较强经济优势。根据SolarPower Europe，2015-2019年，欧洲家用光伏平均价格由1600欧元/kWp下降至1400欧元/kWp，储能设备平均价格由1620欧元/kWp下降至1000欧元/kWp，预计2025年家用光伏和储能设备平均价格将进一步下降30%和60%，经济优势进一步强化。
德国是典型的光伏+储能应用市场。2019年德国居民用电电价约为0.35美元/kWh，是中国的四倍，高昂的电价使得德国家用光伏装机规模高于其他欧洲主要国家，且光伏配套储能的比例较高。根据Solarpower EU数据，由于高电价和储能方面的高补贴政策，德国2019年家用光伏配储率高达90%。
2、家用储能需求测算
我们分别测算存量和新增家用光伏配储的需求。我们用存量光伏转换率代表现有的光伏业主当年安装储能的比例;新增光伏渗透率代表新增的光伏业主同步安装家用储能的比例;附着率为现有的光伏业主的安装储能比例。为方便讨论，我们引入了新的指标—转换系数，具体含义为每一单位配置储能的光伏对应的储能容量。
我们使用德国、意大利、英国和奥地利存量家用光伏功率和储能容量进行计算，得到平均转换系数为1.15GWh/GW，代表每GW配置储能的光伏对应1.15GWh的储能装机容量。考虑到配储时长的增加等，在后续测算时我们适当提高了转换系数。
根据派能科技招股说明书和IEA数据，2018年全球家用光伏装机容量为60GW，预计2025年将达到209.6GW，复合年均增长率达19.57%。根据Solarpower EU及Wood Mackenzie信息，欧洲是家用储能的最大市场，但目前光伏配储率仅为7%，随着储能电池成本进一步下降，存量光伏有较大增配储能的潜力。
我们预计存量光伏新配储能的比例将逐步增加。根据IEA数据，2020年全球新增家用光伏装机量预计为21.2GW，中国家用光伏新增装机量为9GW，占比42.45%，欧洲市场新增装机量为3.1GW，占比14.62%。根据Solarpower EU数据，2019年德国新增光伏配储率为90%，瑞士为25%。
我们认为由于中国光伏配置储能处于起步阶段，渗透率处于较低水平，结合新增光伏占比以及欧洲市场配储情况，我们预计全球2021-2025年的新增家用光伏配储率分别为20%，25%，30%，35%，40%，2025年家用光伏对应的储能需求预计为35GWh。
“十五五”储能发展展望
理想状态下，锂电池在电力系统中的应用将按照备用型(离网黑启动)、功率型(平滑功率波动，调频)、能量型(平滑波动及不超过1小时的临时顶峰输出)，容量型(4小时以上的削峰填谷)的顺序依次推广。储能技术在电源侧、电网侧、用户侧都具备广大的应用空间，但2025年以后锂电池储能能否按照上述顺序推广仍存在不确定性。
我们认为，“十五五”锂电池储能的推广取决于技术进步和电力市场的开放度。
(1)技术进步
锂电池储能若要发挥调峰、容量型储能的作用，度电综合成本应与水电相媲美(0.2元/wh)，电池成本下降的幅度及进度存在不确定性。此外，其他新型储能技术也在不断发展中，哪种储能技术成为主流存在不确定性。
在提升锂离子电池安全性、循环寿命及降低建造成本的同时，各研究机构仍在积极开展下一代电化学储能技术的研究，包括液流电池、钠硫电池、氢燃料电池等。近年来储热、氢储能技术不断突破，压缩空气储能、飞轮储能实现了10MW级的示范。
(2)电力市场开放度
前文提到储能技术在电力系统应用中的制约因素时，我们着重强调了政策的开放度，未来政策驱动仍将是影响储能技术推广的重要因素。2021年4月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》对储能推广的痛点、难点都做出了针对性描述，如“明确储能市场主体地位，发挥市场引导作用”，“到2025年商业模式基本成熟”、“到2030年商业模式成熟健全”。
储能商业模式的完善有待进一步跟踪观察。 以储能参与辅助服务为例，根据张鸿宇等人，2018 年储能提供了美国宾夕法尼亚- 新泽西- 马里兰 (Pennsylvania-NewJersey-Maryland，PJM) 市场平均27%的调频服务，最高时可提供47%的调频服务，提供调频辅助服务的在运储能装机中锂离子电池储能占80%。美国电力市场明确允许储能作为独立主体参与调频辅助服务市场。
从中国的政策看，2019 年8月发布的《关于深化电力现货市场建设试点工作的建议》中鼓励储能设施等第三方参与辅助服务市场;现阶段山西、广东、福建、江苏等地已明确储能可以独立参与调频辅助服务市场，但相对美国而言，储能能够参与调频辅助服务市场的区域还比较有限。
根据国家电网数据，2020年我国最大用电负荷接近11亿千瓦，按最大负荷的2%作为调频容量需求，参照美国PJM市场的情况，即由储能满足约30%的调频需求，则储能调频容量需求超过6 GW。储能是非常优秀的调频资源，应用市场有待进一步扩大。
通信系统
5G基站
1、5G基站建设催生储能电池的需求
5G基站建设大规模铺开。统计数据显示，截至2021年3月底我国建成5G基站81.9万个，占全球70%以上。根据工信部规划，2021年新建5G基站60万个，2023年每万人拥有5G基站数超过18个(约252万个)，5G基站建设如火如荼。
5G的能耗问题较为突出。总体而言，5G单站功耗是4G的3倍左右。4G/5G的耗电单元包括基站射频收发单元(4G为天线+RRU，5G为AAU)、BBU模块、动环监控模块、空调等模块。相较于4G基站， 5G拥有更多的通道数和更大的带宽，因此5G AAU比4G RRU能耗高。
5G基站功耗大幅提升的主要原因是AAU和BBU模块功耗大幅增加，AAU的能耗占主设备功耗的半数以上，其他模块如监控、空调等能耗占比相对较小且优化空间有限。AAU作用于信号的收发，随着业务负荷的增加能耗也将随之增加，空载时的能耗是满载的60%左右。
除了单站功耗较高外，另一方面，相较于4G，5G使用的是频率更高的毫米波频谱资源，5G覆盖面积远小于4G基站，如果要实现相同面积的覆盖，5G的基站数量将相较于4G增加2-3倍。2018年全年三家运营商的移动基站共耗电约270亿度，在同样覆盖情况，5G基站相比4G基站在单站功耗增加的同时(以3倍测算)，基站覆盖密度也要增加(以三倍测算)，据此推算未来5G网络的能耗将达到2430亿度，因此解决5G基站的耗能问题势在必行。
2、锂离子电池是5G基站的优选
1)从全生命周期看，随着锂电池规模化应用，成本具备竞争力;2)在电网环境差的区域，铅酸电池因循环次数多造成使用寿命进一步缩短，锂离子电池优势凸显，东南亚等地区的基站建设(含4G/5G)通常采用锂电池;3)铅酸电池能量密度低，锂离子电池能量密度是铅酸电池的2-4倍，能够满足小空间场景的要求。
3、5G基站建设储能电池需求测算
4G基站单站功耗为780-930W， 5G基站单站功耗约为2700W。以应急时长4小时计算，单个 5G基站备用电源为 10.8kWh。根据工信部的规划，2021年新建5G基站60万个，2023年每万人拥有5G基站数超过18个(即总基站数约252万个)，按每个基站配备10.8kWh储能，则2021年-2023年我国5G基站建设产生的储能电池需求约为20GWh。
根据华为预测，2025年全球将有650万个5G基站，2020年年底全球5G基站总数约110万个，即未来5年全球预计新增540万个5G基站，我们以线性增长预测年新增基站数量，按每个基站配备10.8kWh储能计算，预计2025年全球5G基站对应的储能需求为14GWh。
数据中心
随着物联网、云计算、大数据、 5G 等新兴技术的发展，大量的数据中心建设需求应运而生。数据中心对数据存储和数据安全性要求较高，数据中心的建设伴随着大规模的备电需求。
根据集邦咨询新能源研究中心的统计，铅酸电池占据数据中心备用电池的大部分份额，2019年锂电池在数据中心备用电池的占比为12%。随着锂电池成本下降，锂电池循环寿命长、充放电速度快、能量密度高等优势将更加凸显，未来有望逐步取代铅酸电池。
储能需求测算小结
未来五年储能锂电池的复合增长率约为45%，2025年对应的碳酸锂需求量高于7.35万吨。基于对储能主要应用场景的需求测算，我们预计2025年储能电池的规模将达到108GWh。根据CNESA的数据，2020年全球新增电化学储能4.73GW，按照平均配置时长2小时预计，折合9.5GWh，另据GGII数据，中国2020年通信储能锂电池出货量为7.4 GWh，我们简单以中国通信锂电池出货量代替全球通信系统储能需求，则2020年全球新增的储能电池需求为17 GWh。
据此计算未来五年储能锂电池的复合增长率约为45%。需要特别说明的是，我们仅仅测算了储能锂电池主要应用领域的需求，没有穷尽储能电池的每一种应用场景，如电力系统中的辅助服务、通信系统中的数据中心等，实际复合增长率或将高于45%。
前文我们提到，根据GGII，2020年中国储能锂电池的出货量中磷酸铁锂电池占90%以上，从成本和安全性考虑，磷酸铁锂电池具备一定优势，因此我们假定新增的储能电池正极均为磷酸铁锂， 2025年对应的碳酸锂需求量约为7.35万吨。
风险提示
锂电池度电成本下降幅度不及预期;政策开放度不及预期。
本文选编自“海通国际研究部 HAI”，作者：海通国际研究部;智通财经编辑：李均柃
