鋰電儲能行業(yè)發(fā)展深度報告

1、 鋰電儲能行業(yè)發(fā)展深度報告行業(yè)格局初顯，龍頭迎來新機遇 一、儲能行業(yè)需求穩(wěn)健增長，電化學(xué)儲能占比提升迅速1.1 需求多樣性決定了儲能形式多元化發(fā)展儲能是指通過介質(zhì)或設(shè)備，利用化學(xué)或物理的方法把能量存儲起來，根據(jù)應(yīng)用需求以特定能量 形式釋放的過程，通常所說的儲能主要為儲存電能。儲能的作用主要是提高電力穩(wěn)定性和可用 性，儲存的能量可以用做應(yīng)急能源，也可以用于在電網(wǎng)負(fù)荷低的時候儲能，在電網(wǎng)高負(fù)荷的時 候輸出能量，用于削峰填谷，減輕電網(wǎng)波動，同時還可以增強可再生能源利用。根據(jù)技術(shù)特點的不同，儲能可劃分為機械儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能。機械儲能以抽水蓄能 為主，是目前最為成熟、成本最低、使用規(guī)模最大的儲

2、能技術(shù)；電化學(xué)儲能以鋰離子電池為主， 是應(yīng)用范圍最為廣泛、發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮膬δ芗夹g(shù)；電磁儲能成本較高，目前占比較低。1.2 全球累計裝機規(guī)模增速放緩，中國儲能市場異軍突起全球儲能市場持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展，累計裝機規(guī)模已達 184.7GW。儲能是智能電網(wǎng)、可再生能源高 占比能源系統(tǒng)、能源互聯(lián)網(wǎng)的重要組成部分和關(guān)鍵支撐技術(shù)，近年來持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展，根據(jù) CNESA 全球儲能項目庫數(shù)據(jù)，2015-2019 年，全球儲能項目累計裝機規(guī)模從 164.7GW 增長 至 184.6GW，總體來看持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。截至 2019 年底，全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模 184.6 GW，同比增長 1.9%，其中抽水蓄能累計裝機占

3、比最大，為 92.6%，同比增長 0.2%， 其次為電化學(xué)儲能，累計裝機規(guī)模 9520.5MW，占比 5.2%。中國的儲能產(chǎn)業(yè)雖然起步較晚，但近幾年發(fā)展速度令人側(cè)目。2015-2019 年，中國儲能項目累 計裝機規(guī)模從 23.2GW 增長至 32.3GW，CAGR 為 8.62%，相比全球同期 2.89%的數(shù)據(jù)增長 明顯。截至 2019 年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模 32.3GW，同比增長 3.8%，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，同比增長 1.0%； 電化學(xué)儲能的累計裝機規(guī)模位列第二，為 1709.6MW，同比增長 59.4%。1

4、.3 抽水儲能為主，電化學(xué)儲能發(fā)展迅速抽水儲能是目前應(yīng)用最為廣泛的儲能電站，在所有儲能形式中占比超過 90%，也是最為成熟 的大規(guī)模儲能技術(shù)之一。全球抽水儲能裝機規(guī)模在 2016 年經(jīng)歷了相對快速的增長后， 2016-2020 年 Q1 增速呈現(xiàn)逐年下降的態(tài)勢，全球抽水儲能累計裝機規(guī)模增速從 2016 年的 13.44%下降至 2019 年的-0.35%，與此同時，我國的相應(yīng)數(shù)據(jù)也從 17.37%下滑至 0.73%，增 速均持續(xù)放慢。2019 年，全球抽水蓄能累計裝機規(guī)模有所下滑，規(guī)模為 170.1GW，同比下降 0.35%，占全球儲電裝機總規(guī)模的 92.6%，我國抽水蓄能累計裝機規(guī)模達到 3

5、0.27GW，同比 增長 0.73%，占全國儲能裝機總規(guī)模的 93.4%。雖然抽水儲能占比呈下降趨勢，但在全球儲能 結(jié)構(gòu)中依舊占據(jù)絕對領(lǐng)先地位。抽水儲能受制于地理環(huán)境，發(fā)展空間有限。抽水儲能電站通常容量較大，額定功率可以從 100MW 到 2000MW，工作時間范圍相對較寬從 4h 到 10h，單位功率建站成本要低于其他類 型儲能電站約為 500-900 美元/kW。但其面臨的主要問題有：（1）由于抽水儲能過程中機械損 耗較大，所以抽水儲能電站效率相對較低，為 60-75%；（2）響應(yīng)時間較長，從靜止到滿載通 常需要 2-2.5 分鐘，從空載到滿載通常需要 30-35 秒；（3）電站建設(shè)周期較

6、長，一般需要 8-10 年；（4）建設(shè)完全依賴于地理條件，即當(dāng)?shù)厮Y源的豐富程度，并且一般與電力負(fù)荷中心有一 定的距離，面臨長距離輸電的問題。基于抽水儲能電站的上述特點，通常抽水儲能電站用于大 電網(wǎng)調(diào)峰和大電網(wǎng)黑啟動等方面，考慮到它技術(shù)難度較低，放電功率較大，更加適合大規(guī)模的 月周期的儲能需求。電化學(xué)儲能占比仍比較低，但技術(shù)優(yōu)勢決定了其廣闊的發(fā)展前景。電化學(xué)儲能相比抽水儲能效 率更高，對外部環(huán)境條件依賴更小，相比電磁儲能，技術(shù)相對更為成熟，成本更低，應(yīng)用范圍 也更廣，因此電化學(xué)儲能具有非常廣闊的發(fā)展前景。在全球儲能累計裝機小幅平穩(wěn)增長的背景 下，電化學(xué)儲能卻飛速發(fā)展，2014-2019 年，全

7、球電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模從 893.5MW 迅速 上漲至 8216.5MW，CAGR 高達 55.85%，中國的電化學(xué)儲能發(fā)展更為迅速，累計裝機規(guī)模從 129.63MW 攀升至 1709.6MW，CAGR 高達 67.51%。截至 2019 年，全球已投運電化學(xué)儲能 項目的累計裝機規(guī)模為 8216.5MW，占全球儲能裝機比例 5.2%，同比增長 24.02%，中國電 化學(xué)儲能項目累計裝機規(guī)模為 1709.6 MW，同比增長 59.37%，占中國儲能市場的 5.3%，在 2018 年的爆發(fā)式增長后，全球和中國的電化學(xué)儲能市場在 2019 年逐漸回歸理性，雖然較 2018年 126.39%、153

8、.46%的增速有所回落，但仍維持了全球市場快速增長的發(fā)展態(tài)勢。二、電化學(xué)儲能的主要技術(shù)路線：鋰電發(fā)展正當(dāng)時2.1 電化學(xué)儲能領(lǐng)域鋰離子電池占壟斷地位無論是存量市場，還是新增市場，鋰電池均已在電化學(xué)儲能中占據(jù)壟斷地位。在儲能電池領(lǐng)域， 隨著環(huán)保壓力日趨嚴(yán)峻，更加環(huán)保的鋰離子電池大量應(yīng)用已是大勢所趨。從全球來看， 2015-2019 年，鋰離子電池在累計裝機比例中始終位于 80%左右，受益于鋰電池的迅速發(fā)展， 國內(nèi)鋰離子電池占比也迅速提升，從 66%升至 80.62%，但仍低于全球的占比，未來鋰電占 比有望接近全球水平。截至 2019 年底，全球新增電化學(xué)儲能裝機 1.59GW,累計裝機規(guī)模達到

9、8.21GW，同比增長 24.02%，從技術(shù)分布上看，全球新增電化學(xué)儲能投運項目中，鋰離子電 池裝機占比最大為 88%，國內(nèi)方面，電化學(xué)儲能新增裝機 633.9 MW，值得注意的是，鋰電池 儲能全年實現(xiàn)新增裝機 619.5 MW，逆勢增長 16.27%，得益于此，鋰電池儲能累計裝機規(guī)模 在電化學(xué)儲能領(lǐng)域的比重從 2018 年的 70.74%升至 80.60%，市場份額連續(xù)兩年提升超 9%， 在新增市場，鋰電池裝機滲透率從 2018 年的 78.02%升至 97.27%。2.2 鋰離子技術(shù)指標(biāo)優(yōu)于鉛酸電池，替代及電化學(xué)儲能增量空間廣闊鋰離子電池多方面技術(shù)指標(biāo)均優(yōu)于鉛酸電池。截止 2019 年底，

10、我國電化學(xué)儲能累計裝機中， 鋰離子電池裝機占比處于壟斷地位高達 80.6%，排名第二的鉛酸電池占比為 17.8%，二者合計 占比達 98.4%，為電化學(xué)儲能的主要技術(shù)路線。鋰離子電池的主要性能均優(yōu)于鉛酸電池，未來 將逐漸替代鉛酸電池，市場份額有望繼續(xù)增加。與傳統(tǒng)鉛酸電池相比，鋰電池有三大優(yōu)勢:（1） 鋰離子電池能量密度為鉛酸電池的 4 倍，容量、重量均優(yōu)于鉛蓄電池;（2）鋰離子電池更加環(huán) 保，鋰離子電池中不包含汞、鉛、鎘等有害元素，是真正意義上的綠色電池，此外鋰離子電池 更加節(jié)能，能量轉(zhuǎn)換效率高于鉛蓄電池，政策風(fēng)險相比鉛蓄電池來說較小;（3）鋰離子循環(huán)壽 命更長，目前來看鋰離子電池的壽命一般是

11、鉛酸電池的三到四倍，雖然前期成本較高，但從長 期來看更經(jīng)濟。鉛蓄電池已進入成熟期，鋰電池仍在發(fā)展初期。2009 年-2014 年我國鉛蓄電池產(chǎn)量增長迅速， 從 119.3Gwh 上升至 220.7Gwh，隨著鋰電池技術(shù)成熟大規(guī)模應(yīng)用，2014 年后鉛蓄電池進入 成熟期，產(chǎn)量增長開始下滑，2019 年產(chǎn)量為 202.5Gwh，相比之下，鋰電池卻發(fā)展迅猛， 2015-2019 年產(chǎn)量由 55.97 億只迅速飆升至 157.22 億只，CAGR 達 29.46%，2020 年 H1 疫 情對下游動力、消費鋰電池需求負(fù)面影響較大，同比僅上升 1.5%，但疫情不改動力、消費電 池景氣發(fā)展趨勢。鋰電池應(yīng)用

12、場景主要為儲能、消費及動力領(lǐng)域，近年來隨著新能源汽車、3C 消費需求爆發(fā)，鋰電池的出貨量持續(xù)上升，根據(jù) GGII 數(shù)據(jù)，2014-2019 年，我國鋰電池出貨 量從 29.7Gwh 上升至 131.6Gwh，2019 年動力、消費電池占比達 97.1%，為主要需求領(lǐng)域， 目前儲能領(lǐng)域出貨量仍較小，未來隨著儲能市場需求爆發(fā)，有望成為鋰電池產(chǎn)量新的增長點。隨著鋰電池成本的下降，未來僅替換空間將超千億。相比鉛蓄電池，目前鋰電池最大的劣勢是 成本較高，但近年來隨著新能源汽車和消費電子飛速發(fā)展，下游需求帶動上游鋰電池不斷技術(shù) 革新，除了技術(shù)不斷突破外，鋰電池成本也在快速下降。2018 年以來，鋰電池重要

13、原材料正 極、負(fù)極、隔膜、電解液價格均呈下降趨勢，直接帶動鋰電池價格下降，根據(jù)真鋰研究數(shù)據(jù)，截止 2020 年 9 月 1 日，NCM523 方形均價已降至 0.9 元/Wh，磷酸鐵鋰方形均價已降至 0.795 元/Wh，相比 2014 年接近 3 元/wh 的價格有著巨大的下滑。目前，我國鉛酸電池每年出貨量 為 200GWh 左右，2019 年出貨量 202.5GWh，隨著成本的下降，未來鋰電池將全面優(yōu)于鉛酸 電池，若全部替換，按 0.5 元/wh 的保守單價計算，每年替換市場空間也將達千億元。此外光 電/風(fēng)電+儲能的商業(yè)模式對儲能設(shè)備的靈活性有更高的要求，因此鋰電池儲能與之更加匹配， 疊加

14、鋰電池成本的下降將給新能源儲能項目帶來巨大經(jīng)濟性，長期來看鋰電和儲能有望共振發(fā) 展，打開巨大的市場空間。三、鋰電儲能應(yīng)用多點開花，長期需求空間已打開按照不同應(yīng)用途徑，電化學(xué)儲能裝機主要分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。發(fā)電側(cè)主要用于配套 新能源發(fā)電、火電聯(lián)合調(diào)頻，電網(wǎng)側(cè)主要以輔助服務(wù)為主，通過調(diào)峰調(diào)頻、削峰填谷等增加電 網(wǎng)的穩(wěn)定性，用戶側(cè)主要用于峰谷套利、分布式新能源+儲能、通信基站以及數(shù)據(jù)中心備用電 源。政策方面來看，國家正積極促進電源側(cè)、用戶側(cè)和電網(wǎng)側(cè)形成三足鼎立的發(fā)展格局，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，在國家尚 未出臺新的鼓勵政策的情況下，

15、各省級電力公司不參與發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)儲能投資建設(shè)，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(biāo)，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。在用戶側(cè)可參與電網(wǎng)需求響應(yīng)、電量平衡和 負(fù)荷特性改善，優(yōu)先在電網(wǎng)調(diào)節(jié)有困難、改造升級成本較高的地區(qū)投資建設(shè)。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。當(dāng)前用戶側(cè)裝機最多，電網(wǎng)側(cè)有望反超。目前我國電化學(xué)儲能累計裝機主要集中在用戶端，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 計安裝比例分別

16、為 32.1%、21.4%、46.5%。其中用戶側(cè)較 2017 年下降 13pct，與此同時電 網(wǎng)端占比迅速提升，2018 年累計裝機占比已達到 21.4%，相比前一年幾乎翻倍，在新增投運 的電化學(xué)儲能項目中，電網(wǎng)側(cè)的占比從 2017 年的 3%迅速上升至 2019 年 H1 的 56%，隨著電 網(wǎng)側(cè)新增裝機占比不斷提高，一改前幾年用戶側(cè)一家獨大的局面。電化學(xué)儲能市場規(guī)模持續(xù)高速增長。從市場規(guī)模來看，電化學(xué)儲能規(guī)模仍將保持高速增長。截 止到 2019 年底，我國電化學(xué)儲能的累計投運規(guī)模將達到 1.71GW，年增速 59.4%，在“十三五” 的收官之年，即 2020 年，將延續(xù)超過 50%的年增

17、長速度， 2021 年儲能的應(yīng)用將在全領(lǐng)域鋪 開，此外主要技術(shù)路線鋰電池成本持續(xù)下降也將推動電化學(xué)儲能系統(tǒng)的大規(guī)模應(yīng)用。根據(jù)前瞻 產(chǎn)業(yè)研究院數(shù)據(jù)，保守估計下 2020 年國內(nèi)電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)?？蛇_到 2726.7MW，預(yù)計 到 2025 年年底，電化學(xué)儲能的市場裝機規(guī)模將超過 24GW，年復(fù)合增長率(2020-2025)將保 持在 55%左右，樂觀估計下，2020 年電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模將達到 3092MW，預(yù)計到 2025 年年底，電化學(xué)儲能的市場裝機規(guī)模將接近 38GW，年復(fù)合增長率(2020-2025)有望超過 65%。我們預(yù)計，未來以鋰電為主的電化學(xué)儲能裝機主要的增長點來自：（1

18、）隨著電力體制改革的進 一步推進，電網(wǎng)側(cè)儲能在相關(guān)利好政策的刺激下，裝機規(guī)模有望延續(xù)過去兩年的高速增長；（2） 新能源發(fā)電成本進一步降低，其在電力系統(tǒng)中滲透率將持續(xù)提高，新能源發(fā)電并網(wǎng)及消納對儲 能的需求將會快速增長；（3）2020 年我國進入 5G 建設(shè)高峰期，相比 4G，5G 基站的數(shù)量與 頻率大幅增長，為鋰電儲能帶來確定性增量。3.1 電網(wǎng)側(cè)：輔助服務(wù)發(fā)展?jié)摿薮笳{(diào)峰、調(diào)頻是電網(wǎng)側(cè)必不可少的環(huán)節(jié)。電網(wǎng)側(cè)儲能主要提供輔助服務(wù)以保證電力系統(tǒng)的安全穩(wěn) 定運行，同時獲取輔助服務(wù)收益，主要服務(wù)包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等。中國對于電網(wǎng)側(cè)儲能的 推動非常積極，國家密集出臺政策促進電網(wǎng)側(cè)的輔助服務(wù)。早在 2

19、015 年 3 月，國務(wù)院辦公廳 便已明確儲能參與調(diào)峰和可再生能源消納身份，2016 年 6 月，能源局發(fā)布政策探索電儲能在 電力系統(tǒng)運行中的調(diào)峰調(diào)頻作用及商業(yè)化應(yīng)用，推動建立促進可再生能源消納的長效機制， 2018 年 7 月，發(fā)改委發(fā)文鼓勵利用峰谷電價差、輔助服務(wù)補償?shù)仁袌龌瘷C制，促進儲能發(fā)展， 2020 年 3 月，國家電網(wǎng)將儲能應(yīng)用屬于 2020 年五大重點發(fā)展領(lǐng)域之一，一系列利好政策的 發(fā)布使得輔助服務(wù)市場的不斷完善，將持續(xù)利好電網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展?！盎痣?儲能”模式參與電網(wǎng)調(diào)頻服務(wù)。功率和頻率都是電網(wǎng)系統(tǒng)中極其重要的性能指標(biāo)，為 了避免對用電端和發(fā)電端的設(shè)備整體造成了沖擊，當(dāng)電網(wǎng)頻率變

20、化過大時，需要通過調(diào)峰、調(diào) 頻維持電網(wǎng)頻率、功率穩(wěn)定以保證電網(wǎng)安全，疊加電網(wǎng)最大負(fù)荷日益增加，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)日趨復(fù)雜， 以及新能源滲透比率的提升，使得我國火電調(diào)頻能力的需求日益增長。傳統(tǒng)的火電調(diào)頻有諸多 缺點，因此近年來火電+儲能的模式開始嶄露頭角，該模式采用儲能系統(tǒng)和火電機組聯(lián)合運行， 構(gòu)成電力調(diào)頻電源。電池儲能系統(tǒng)短時間內(nèi)便可啟動，響應(yīng)迅速，此特點彌補了傳統(tǒng)火電機組 調(diào)節(jié)速率慢、誤差大等缺點，在保持平穩(wěn)運行的同時也大幅提高火電廠調(diào)頻性能。從成功的火 電儲能聯(lián)合調(diào)頻案例來看，當(dāng)前項目主要集中在睿能世紀(jì)和科陸電子兩大企業(yè)，睿能世紀(jì)技術(shù) 和經(jīng)驗領(lǐng)先，運營方式以獨立投資或聯(lián)合投資并承擔(dān)運營任務(wù)為主，科陸

21、的方式較多，除直接 投資外，還采用 EPC 或系統(tǒng)整體交付模式，電池技術(shù)路線方面，磷酸鐵鋰和三元鋰是火電儲 能聯(lián)合調(diào)頻市場的兩大主流路線，科陸電子傾向于磷酸鐵鋰系電池，睿能世紀(jì)選擇的電池技術(shù) 路線多樣，包括磷酸鐵鋰、錳酸鋰、三元等。調(diào)峰滿足電力系統(tǒng)日負(fù)荷峰谷差。從晝夜用電情況來看，負(fù)荷曲線往往在白天比在晚上高，因 此我國的工商業(yè)用戶用電均已實施峰谷電價制，提高白天高峰期的電價來限制用電，同時降低 夜間低谷期的電價來鼓勵用電，晝夜之間便形成了電價差。我國經(jīng)濟發(fā)達，負(fù)荷較重的地區(qū)價 差幾乎為中西部城市的兩倍，北京一般工商業(yè)電價差高達 1.15 元/kWh，而山西的價差僅為 0.55 元/kWh，較

22、大的峰谷價差為電網(wǎng)側(cè)儲能調(diào)峰提供了收益。電網(wǎng)調(diào)頻調(diào)峰需求持續(xù)增加，我國電力輔助服務(wù)費用快速增長。電力輔助服務(wù)是在電力市場運 營過程中，為完成輸電和電能量交易并保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行和電能商品質(zhì)量，由發(fā)電 機組提供的與正常電能生產(chǎn)和交易相耦合的頻率控制（一次調(diào)頻、 AGC）、備用、調(diào)峰、無功 調(diào)節(jié)、黑啟動和其他安全措施等服務(wù)并收取一定的費用。2017 年至今，我國電力輔助服務(wù)費 用快速增長，2019 年上半年輔助服務(wù)補償費用總額為 130.31 億元，比 2018 年同期增長 85.9%，補償費用占上網(wǎng)電費總額的 1.47%，比 2018 年同期增長 0.6%，隨著電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻需 求的增加，電

23、力輔助服務(wù)市場潛力巨大，同時利好政策也將擴大其對補償費用的占有比例。2024 年底電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻端鋰電儲能累計裝機需求將達 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%，那么未來將會產(chǎn)生 35.73GW 的火電儲能聯(lián)合調(diào)頻需求，2019 年底累計裝機僅為 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，中性估計 2024 年底滲透率達 15%，對應(yīng) 鋰電裝機可達 5.36GW。2024 年電網(wǎng)側(cè)

24、調(diào)峰端鋰電儲能累計裝機需求將達 2.21GW。以 2018 年數(shù)據(jù)為例，調(diào)峰輔助 服務(wù)收入 52.34 億元，按 0.5 元/kWh 測算平均每日調(diào)峰需求為 28.68GWh，2018 年電網(wǎng)側(cè)的電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模為 0.23GW（包括調(diào)頻、調(diào)峰），2019 年電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能累計裝 機 0.59GW，若調(diào)峰、調(diào)頻累計裝機規(guī)模各占一半，那么滲透率均處于較低水平。假設(shè)電網(wǎng)側(cè) 調(diào)峰端儲能系統(tǒng)每日充放電 2 次、時長 2 個小時，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 年僅電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能調(diào)峰累計裝機需 求就可達 2.33GW

25、，CAGR 高達 60.17%（2019 到 2024 年），若電化學(xué)儲能中，2024 年鋰電 占比達 95%，對應(yīng)鋰電裝機需求達 2.21GW。3.2 新能源風(fēng)起云涌，搭配儲能大勢所趨新能源發(fā)電裝機規(guī)模、發(fā)電量不斷擴大。在全球推進清潔低碳轉(zhuǎn)型的大背景下，我國也積極跟 進，尤其在發(fā)電系統(tǒng)進展頗為迅速，2015-2019 我國風(fēng)電光伏裝機規(guī)模不斷擴大，其中風(fēng)電裝 機從 131GW 增長至 210GW，CAGR 為 9.9%，相比之下光伏發(fā)展更為迅速，累計裝機量從 43GW 飆升至 204GW，CAGR 高達 36.5%。作為發(fā)展最快的兩種可再生能源，風(fēng)電和光伏裝 機累計占發(fā)電裝機的比例也大幅上升

26、，截止 2019 年底，二者累計占比已超過 20%，與此同時， 風(fēng)電、光伏發(fā)電量占總發(fā)電量比例也持續(xù)上升，2019 年，風(fēng)電發(fā)電量達到 4057 億千瓦時，發(fā) 電量占比為 5.61%；光伏發(fā)電量達到 2243 億千瓦時，占比為 3.10%，總體來看占比仍相對較 低，隨著風(fēng)電和光伏成本的持續(xù)下降，未來這一比例有望快速上升。光伏、風(fēng)電屬于不穩(wěn)定出力電源，需要配套儲能實現(xiàn)價值。光伏、風(fēng)電等新能源具有波動性、 間歇性與隨機性等特性，風(fēng)電出力日內(nèi)波動幅度最高可達 80%，出力高峰出現(xiàn)在凌晨前后， 午后到最低點，“逆負(fù)荷”特性更明顯，光伏日內(nèi)波動幅度 100%，峰谷特性鮮明，正午達到 當(dāng)日波峰，正午前后均

27、呈均勻回落態(tài)勢，夜間出力為 0，此外光伏易受天氣影響，天氣陰晴對 光伏發(fā)電系統(tǒng)實際有功功率的影響非常明顯，因此每日的實際有功功率也具有一定隨機性。正 是風(fēng)電和光伏的這些不穩(wěn)定的特點對發(fā)電量預(yù)測造成了難度，因此二者均屬于不穩(wěn)定出力的電 源。當(dāng)二者裝機占比或發(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)，為避免電網(wǎng)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，因此只有配合儲能的應(yīng)用才能更 好地消納和平滑波動，實現(xiàn)更高的新能源滲透率?！靶履茉窗l(fā)電+儲能”滿足電網(wǎng)規(guī)定獲取并網(wǎng)資格。頻率是交流電網(wǎng)中每秒鐘電流方向變化的 次數(shù)，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(biāo)之一，當(dāng)發(fā)電小于

28、用電會導(dǎo)致頻 率上升，反之亦然。當(dāng)前火電仍是主要的電力供應(yīng)來源，因此火電廠在調(diào)頻市場占據(jù)壟斷地位， 但火電調(diào)頻系統(tǒng)由眾多輔機組成，系統(tǒng)慣性大，調(diào)頻效果也不理想，相比之下儲能系統(tǒng)的調(diào)頻 響應(yīng)速度僅需幾十至幾百毫秒、調(diào)節(jié)精度可達到 99%，效果更好。隨著產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，風(fēng)、 光等新能源接入電網(wǎng)比例逐步提高，電力系統(tǒng)等效負(fù)荷短期變動加劇，調(diào)頻需求劇增，為了緩 解調(diào)頻壓力，國內(nèi)包括山西在內(nèi)已經(jīng)有多個省份出臺政策，要求新能源（風(fēng)電場、光伏發(fā)電站）通過保留有功備用或者配置儲能，同時通過快速響應(yīng)改造實現(xiàn)一次調(diào)頻功能，只有具備一次調(diào) 頻功能的場站才可并網(wǎng)運行。儲能作為一種優(yōu)質(zhì)的調(diào)頻資源，可有效輔助調(diào)頻，顯著提高

29、電力 系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力和運行靈活性，隨著新能源發(fā)電比例的提升，未來儲能在新能源并網(wǎng)調(diào)頻端的 市場空間巨大?！靶履茉窗l(fā)電+儲能”平滑出力，減少棄電。近年來隨著電化學(xué)儲能的快速發(fā)展，我國整體棄 風(fēng)、棄光率下降明顯，以棄光率為例，2019 年華北、東北、華南地區(qū)棄光率分別為 0.8%、0.4%、 0.2%，華東、華中無棄光，但局部地區(qū)消納不暢導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光問題仍然嚴(yán)峻，2019 年西 北地區(qū)棄光電量占全國的 87%，棄光率同比下降 2.3 個百分點至 5.9%，其中西藏、新疆、甘 肅棄光率分別為 24.1%、7.4%、4.0%。我國西北地區(qū)棄光限電主要原因是光伏大規(guī)模集中上 網(wǎng)與西部地區(qū)電網(wǎng)配套建設(shè)

30、滯后形成沖突。我國沒有形成東、中、西部協(xié)同消納市場，西部地 區(qū)消納水平有限，輸電通道建設(shè)滯后、現(xiàn)有電網(wǎng)調(diào)峰能力及靈活性不足，因此急需建立“新能 源+儲能”的輔助服務(wù)機制。新能源配套儲能系統(tǒng)后，通過制定合理的充放電策略可以有效避 免棄電。以風(fēng)電為例，在凌晨風(fēng)電出力超過負(fù)荷期間，電網(wǎng)發(fā)出限電指令后無儲能時只能棄電。 但配置儲能后則可在此期間給儲能系統(tǒng)充電，在白天用電高峰期儲能放電，避免棄電損失。預(yù)計 2025 年底新能源發(fā)電側(cè)鋰電儲能累計儲能裝機需求將達 50.89GWh?！笆奈濉币?guī)劃中， 預(yù)計非化石能源占比將超預(yù)期，2030 年將達到 20%。2020 年至 2025 年這一階段開始，我國 新

31、能源發(fā)電部署進度將加快，根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所 2019 年的數(shù)據(jù)，預(yù)計 2025 年我國 光伏發(fā)電總裝機規(guī)模將達到 730GW。若按我們保守測算，2020 年底光伏總裝機規(guī)模達 246GW， 未來五年平均每年保持 70GW 的新增裝機，那么 2025 年底光伏累計裝機規(guī)模達 596GW。風(fēng) 電方面 2020 年 H1 新增 7GW，全年累計裝機規(guī)模預(yù)計在 240GW 左右，假設(shè) 2021-2025 年新 增裝機分別為 22/21/20/20/20GW，2025 年底總裝機規(guī)模達 346GW，則風(fēng)電/光伏 2025 年底 累計裝機合計將達 942GW。新能源電站配置儲能的主要場景是在棄風(fēng)率較

32、高的地區(qū)以及需要并網(wǎng)的集中式裝機大型電站， 假設(shè) 2025 年底，配備電化學(xué)儲能的風(fēng)/光電裝機占比為 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 56.52GW，按 90%的鋰電占比，對應(yīng)鋰電需求達 50.89GW。根據(jù)陽光 電源和國家發(fā)改委能源研究院預(yù)測，到 2030 年和 2050 年，中國風(fēng)電&光伏合計裝機量將分別 達到 1810GW、6000GW。華為預(yù)測 2030 年中國光伏儲能配置比例達到 30%以上，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

33、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%，則測算出 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。3.3 5G建設(shè)高峰，儲能市場迎來紅利期5G 基站個數(shù)和單站功耗均高于 4G。2019 年我國正式步入 5G 時代，通信基站的建設(shè)使得電 池儲能系統(tǒng)迎來了新的紅利時期。5G 基站主要分為宏基站和微基站，微基站細分可分為：微 基站、皮基站、飛基站。其中需要儲能電池設(shè)備的是宏基站，而微基站一般采用市電直接供電， 不設(shè)置電力儲能設(shè)備。5G 網(wǎng)絡(luò)使用的是高頻，其覆蓋范圍會比 4

34、G 網(wǎng)絡(luò)小，因此，需要建設(shè) 的站點更多，與 4G 網(wǎng)絡(luò)重合的站點可以利用部分舊資源，而新建的部分站點則需要完全建設(shè) 新的配套資源。5G 基站與 4G 相比，主要區(qū)別為：（1）頻譜更高，電磁波穿透力差、衰減大， 在不考慮其他因素的條件下，基站的覆蓋范圍比 4G 基站覆蓋范圍更小，建設(shè)密度更大，因此 需要的 5G 基站數(shù)量更多，預(yù)計我國 5G 宏建站密度將至少是 4G 基站的 1.5 倍，根據(jù)工信部 數(shù)據(jù)，2019 年底，我國 4G 基站總數(shù)為 544 萬個，按此數(shù)據(jù)計算 5G 基站將達到近 800 萬個； （2）5G 單站功耗超過 3000W， AAU 功耗增加是 5G 功耗增加的主要原因，傳統(tǒng)

35、 4G 基站單 站功耗為 1000W 左右，而 5G 基站單站功耗是 4G 單站的 33.5 倍。對應(yīng)儲能需求將大幅增長，需對現(xiàn)網(wǎng)電源、配套進行提前擴容。4G 基站改 5G 后，基站個數(shù)、 功率大增，需同步增加備用電池的數(shù)量和容量。作為保證基站連續(xù)供電的核心設(shè)備，蓄電池等 電源設(shè)備成本占基站設(shè)備成本 40%以上。當(dāng)正常供電時，蓄電池可協(xié)助平滑濾波改善供電質(zhì) 量，當(dāng)供電異常故障時，蓄電池可作備用電源供電。2025 年底 5G 基站儲能需求將達 12.48GW。2019 年底我國 5G 基站個數(shù)為 13 萬個，2020 年中國聯(lián)通和中國電信確定合建 25 萬座 5G 基站，中國移動新建 25 萬座

36、 5G 基站，2020 年 底 5G 基站總數(shù)將超過 60 萬座，參考 4G 基站的建設(shè)速度，假設(shè) 20212025 年新增 5G 基站 數(shù)分別為 70/90/110/100/90 萬座，則 2025 年底 5G 基站總數(shù)有望達 520 萬座，一般備用電源 需儲備 3-4 小時電量，我們假設(shè)應(yīng)急時長為 3.5 小時，若保守估計按基站功率 3000W 計算， 我們預(yù)測儲能裝機需求將達 15.6GW/54.6GWh。此前 4G 基站用蓄電池普遍都采用鉛酸電池， 但 5G 基站功耗較 4G 翻倍式增長，對電源系統(tǒng)也提出擴容升級要求，而鋰電池在電池放電效 率、安裝空間和建設(shè)成本上較鉛酸電池都有優(yōu)勢，中

37、國鐵塔此前已表示不再采購鉛酸電池、改 用梯次利用鋰電池，預(yù)計未來鋰電池將使主要的技術(shù)路線，若 2025 年 5G 基站儲能鋰電池占 比達 90%，則對應(yīng)的鋰電儲能需求達 12.48GW。僅考慮電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻、新能源側(cè)、5G 基站側(cè)，2024 年鋰電儲能裝機總需求將達 28.41GW/75.43GWh，若按 0.5 元/wh 計算，2024 年市場空間將達 377 億，與當(dāng)前市場規(guī)模 相比翻了約 20 倍。四、行業(yè)格局初顯，龍頭企業(yè)迎來新的發(fā)展機會4.1三大系統(tǒng)占據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈主要利潤，電池成本占比超60%鋰電儲能系統(tǒng)（BESS）主要由電池系統(tǒng)（Battery System, BS）、功率轉(zhuǎn)換系統(tǒng)（P

38、ower ConversionSystem, PCS）、電池管理系統(tǒng)（Battery Management System, BMS）、監(jiān)控系 統(tǒng)等四部分組成。BS 系統(tǒng)是實現(xiàn)電能存儲和釋放主要載體，其容量的大小及運行狀態(tài)直接關(guān) 系著儲能系統(tǒng)的能量轉(zhuǎn)換能力及其安全可靠性，PCS 系統(tǒng)是一種由電力電子變換器件構(gòu)成的 裝置，它連接著 BS 系統(tǒng)和交流電網(wǎng)，是儲能系統(tǒng)與外部進行能量交換的關(guān)鍵組成部分，BMS 是一種由電子電路設(shè)備構(gòu)成的實時監(jiān)測系統(tǒng)，能有效地監(jiān)測電池系統(tǒng)的各種狀態(tài)。在實際應(yīng)用 中，為便于管理及控制，通常將 BS、PCS、BMS 重新組合成模塊化的儲能系統(tǒng)，而監(jiān)控系統(tǒng) 主要用于監(jiān)測、管理與

39、控制一個或多個模塊化的儲能系統(tǒng)。鋰電儲能系統(tǒng)成本以電池為主，占比超過 60%。三大系統(tǒng)成本在鋰電儲能系統(tǒng)中占比約為 86%， 其中電池成本占比最高，超過了 60%，是目前產(chǎn)業(yè)鏈利潤最集中的部分。目前儲能鋰電池普 遍沿用動力電池產(chǎn)線，與動力電池并未形成差異化。隨著鋰電技術(shù)成熟、各廠商生產(chǎn)規(guī)模擴大， 電池成本下降也會帶動儲能成本的下降，根據(jù) BNEF 的數(shù)據(jù)，儲能系統(tǒng)成本有望從 2018 年的 364 美元/kWh 降至 2030 年的 165 美元/kWh，并且隨著鋰電池循環(huán)壽命的提升，儲能的度電 成本（LCOE）也在下降，2010 年鋰電池儲能的度電成本為 2.42 元/kWh,2018 年已

40、降至 0.40.5 元/kWh，根據(jù)寧德時代計算，到 2020 年儲能的度電成本有望降至 0.25 元/kWh 以下，鋰電儲 能在不需要任何補貼的情況下已經(jīng)初步具備經(jīng)濟性。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計，2019 年全球已完成安裝、初始投入運營的 20MW/80MWh 儲能項目系統(tǒng)成 本為 331 美元/KWh，相較 2018 年下降 9.07%。根據(jù) BNEF 預(yù)測，2020 年、2025 年、2030 年 20MW/80MWh 儲能項目系統(tǒng)成本將分別下降至 304、203、165 美元/KWh。其中，下降幅 度最大的為電池架，預(yù)計到 2030 年 20MW/80MWh 儲能項目電池架成本為 68 美

41、元/KWh，相 比 2019 年下降 61.14%。4.2 產(chǎn)業(yè)鏈標(biāo)的梳理：電池龍頭寧德時代、逆變器龍頭陽光電源寧德時代：電池環(huán)節(jié)龍頭地位無人撼動2019 年公司儲能系統(tǒng)實現(xiàn)營收 6.1 億元，同比大增 222%。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，2019 年儲能 技術(shù)（主要為電池）供應(yīng)商出貨量排名中，寧德時代出貨 386MWh，位居第一且優(yōu)勢巨大， 第二名的海基斯能源出貨量 117MWh，比寧德時代的三分之一還少。在儲能市場開始逐步啟動 的背景下，公司持續(xù)加強研發(fā)投入，不斷提升產(chǎn)品性能以滿足不同客戶的需求，完成了采用低 鋰耗技術(shù)，長電芯循環(huán)壽命的電芯單體和相應(yīng)系統(tǒng)平臺產(chǎn)品的開發(fā)，此外，在 2020 年

42、 2 月發(fā) 布的 200 億定增公告中，募集資金中 20 億用于電化學(xué)儲能前沿技術(shù)儲備研發(fā)，55 億用于動 力及儲能電池研發(fā)與生產(chǎn)，技術(shù)領(lǐng)先優(yōu)勢有望進一步擴大。儲能產(chǎn)品方面，寧德時代儲能系統(tǒng)主要采用磷酸鐵鋰作為正極材料，產(chǎn)品以方形電池為主，主 要用于發(fā)電、輸配電和用電領(lǐng)域，涵蓋大型太陽能或風(fēng)能發(fā)電儲能配套、工業(yè)企業(yè)儲能、商業(yè) 樓宇及數(shù)據(jù)中心儲能、儲能充電站、通信基站后備電池等，能夠克服風(fēng)能或太陽能發(fā)電不規(guī)則 的輸出特點、彌補線損功率補償、跟蹤計劃削峰填谷，有效提高風(fēng)力及光伏發(fā)電系統(tǒng)能源利用 率以及用電領(lǐng)域峰谷電之間的平衡，有助于能源的最大化利用。在儲能業(yè)務(wù)拓展方面，寧德時代延續(xù)了其在動力電池的

43、“合縱連橫”策略。過去兩年里，分別與 星云股份、科士達、易事特、國網(wǎng)綜能、福建百城新能源、Powin Energy、Next Energy and Resources 等成立合資公司或戰(zhàn)略簽約。在新能源并網(wǎng)方面，魯能海西州 100MWh 多能互補 示范工程儲能電站電池也由寧德時代獨家供應(yīng)。除此之外，寧德時代參股公司晉江閩投電力儲 能科技有限公司投資建設(shè)的福建晉江儲能電站試點項目一期 30MW/108MWh 已經(jīng)于 2020 年 初并網(wǎng)。南都電源：通信基站領(lǐng)域深耕多年，有望成為儲能市場的“黑馬”在通信基站領(lǐng)域深耕已久，鋰電占比逐年擴大。南都電源儲能電池包括鉛酸及鋰電等多種解決 方案，其中鉛酸電池

44、主要應(yīng)用于能量型應(yīng)用場景，包括用戶側(cè)儲能、分布式儲能等，鋰電主要 應(yīng)用于功率型應(yīng)用場景，包括電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻等。2011 年，南都電源已成功研發(fā)出通信后備用 磷酸鐵鋰電池并實現(xiàn)海外實現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用，截止 2019 年全球磷酸鐵鋰電池累計出貨量超過 2GWh。20162017 年公司的儲能業(yè)務(wù)以用戶側(cè)儲能為主，2018 年公司進行了儲能板塊的戰(zhàn) 略調(diào)整，儲能業(yè)務(wù)逐步轉(zhuǎn)向電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻應(yīng)用，鋰電的應(yīng)用比重逐漸加大，模式也由過去的 “投資+運營”向電站出售、共建等方式進行推進， 2019 年，南都電源總營收 90.08 億，其 中儲能板塊實現(xiàn)營業(yè)收入 3.12 億元，占公司營業(yè)收入比重為 3.46%，分產(chǎn)

45、品看，鋰電池產(chǎn)品 占比提升 2pcts 達 9.23%，鉛酸電池占比 37.99%。根據(jù)鑫欏資訊統(tǒng)計，2019 年全球儲能電池 裝機量 19.95GWH，國內(nèi)儲能電池裝機量為 6.3GWH，其中南都電源儲能電池裝機量約 0.8GWH，僅次于比亞迪，國內(nèi)排名第二。近年來，南都電源由傳統(tǒng)鉛酸業(yè)務(wù)不斷加速向鋰電業(yè)務(wù)的轉(zhuǎn)型，其通信鋰電池產(chǎn)品已拓展至海 內(nèi)外 40 余個國家和地區(qū)，是全球多個知名通信運營商及集成商的 5G 通信鋰電產(chǎn)品合作伙伴， 獨家中標(biāo)多個鋰電項目。國內(nèi)方面，中標(biāo)多個國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)鋰電儲能項目，建成投運湖南長沙榔 梨儲能電站項目示范工程、浙江省首個移動式儲能電站工程杭州余杭未來科技城鋰電儲

46、能 項目、與韓國 LS 集團合作的第一個儲能示范項目樂星產(chǎn)電（無錫）儲能示范項目等多個項目，大大提高電網(wǎng)百兆瓦、毫秒級的快速響應(yīng)能力，對電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行起到了保護作用， 2020 年公司相繼中標(biāo)中國移動和中國鐵塔兩家 5G 建設(shè)巨頭公布的磷酸鐵鋰電池組采購項目， 僅這兩個項目中標(biāo)帶來的產(chǎn)品銷量達到 786MWh；國外方面，與德國 Upside 公司簽署合計 75MW 的調(diào)頻服務(wù)儲能系統(tǒng)項目已建成投運 45MW，在意大利與全球第三大電力公司意大利 電力合作建成投運當(dāng)?shù)厥讉€大規(guī)模鋰電調(diào)頻儲能項目，在澳利大亞建成投運當(dāng)?shù)厥讉€大規(guī)模鋰 電調(diào)頻儲能的項目澳洲北領(lǐng)地調(diào)頻儲能項目，同時還參與秘魯國家電網(wǎng)調(diào)頻

47、項目、哥倫比亞 國家電網(wǎng)調(diào)頻項目等多個海外儲能調(diào)頻項目。億緯鋰能：積極擴產(chǎn)，戰(zhàn)略布局儲能市場公司儲能業(yè)務(wù)專注于通訊儲能、家用儲能、智能微網(wǎng)這三大市場，經(jīng)過近幾年在電力儲能市場 中不斷積累經(jīng)驗，研發(fā)和推出了符合國際標(biāo)準(zhǔn)要求的系列儲能專用電芯，在用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和 發(fā)電側(cè)均取得優(yōu)異的成績。在國內(nèi)儲能市場，公司已經(jīng)與通信領(lǐng)域全球領(lǐng)先的國際大客戶建立 了長期合作關(guān)系，2018 年 8 月成為河南電網(wǎng) 100 兆瓦電池儲能示范工程第二批設(shè)備類采購項 目儲能設(shè)備第一中標(biāo)候選人，完成兆瓦級儲能系統(tǒng)首批出貨；2019 年 5 月，由億緯鋰能全資 子公司武漢億星能源運營管理加利源塑料 3.6MWh 分布式儲能運營

48、項目正式并網(wǎng)運行，在用戶 側(cè)分布式儲能領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)了能源管理服務(wù)；2019 年 11 月以第一候選人中標(biāo)南方電網(wǎng)動力電池梯 次利用儲能系統(tǒng)框架采購項目；2020 年 5 月中標(biāo)中國移動 2020 年通信用磷酸鐵鋰電池產(chǎn)品 集中采購項目，中標(biāo)總金額達 1.79 億元。國際市場上，儲能業(yè)務(wù)也取得一定的進展，2019 年 4 月，公司 8 套共計 4MW/8MWh 集裝箱電池儲能系統(tǒng)在加州順利調(diào)試成功，標(biāo)志著公司儲能 系統(tǒng)產(chǎn)品正式進入北美市場，系統(tǒng)設(shè)計能力和產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)與全球最活躍、最嚴(yán)格之一的北美市場 順利接軌。此外公司積極擴產(chǎn)儲能電池產(chǎn)能，2020 年 4 月公司公告子公司湖北億緯動力擬投資 25 億元， 在荊門高新區(qū)建設(shè)高性能鋰離子儲能電池項目、高性能鋰離子動力電池項目，建成達產(chǎn)后預(yù)計 分別可形成 6GWh /年的鋰離子儲能電池產(chǎn)能、5GWh/年的鋰離子動力電池產(chǎn)能。陽光電源：逆變器龍頭，市場地位穩(wěn)固陽光電源擁有全球領(lǐng)先的新能源電源變換技術(shù)，目前可提供儲能逆變器、鋰電池、能量管理系 統(tǒng)等儲能核心設(shè)備，同時推出輔助新能源并網(wǎng)、電力調(diào)頻調(diào)峰、需求側(cè)響應(yīng)、微電網(wǎng)、工商業(yè) 以及戶用等一系列先進