（报告出品方/作者：东北证券股份有限公司，董瑜）

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节

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�