编者按：电化学储能迎来快速发展，应用场景包括发电侧、辅助服务、电网侧、可再生能源领域以及用户侧。2019 年国内新投运电化学储能项目中，用户侧项目占比达到44%，辅助服务、电网侧和集中式可再生能源并网分别占20%、19%、17%。储能应用于风电、光伏发电，能够平滑功率输出波动，降低其对电力系统的冲击，提高电站的跟踪计划出力的能力，减少弃风弃光。

投资要点：

电化学储能迎来快速发展。储能是能源电力系统实现能量转换、存储和利用的有效途径，包括物理储能、电化学储能、电磁储能等储能方式。根据CNESA微信公众号数据，截至2019 年底，全球累计投运电化学储能项目的累计装机达9520.5MW，较2018 年底增长43.7%，中国电化学储能项目累计装机达1709.6MW，较2018 年底增长59.4%，电化学储能迎来快速发展。

当前磷酸铁锂储能系统投资成本在2 元/Wh 左右，呈下降趋势。成本结构来看，根据彭博新能源财经微信公众号数据，电池系统占储能系统成本在53%左右。

根据GGII 数据，磷酸铁锂电池系统储能集装箱成本在2 元/Wh 左右，而电池模组的成本平均水平在1.0-1.2 元/Wh 左右，其中比亚迪在平高集团2018-2019年江苏352MW 储能项目设备采购中的中标均价为0.86 元/Wh。锂电池成本的下降，拉动储能系统投资成本的下降。

新增电化学储能项目，用户侧占比超4 成。对于电化学储能而言，应用场景包括发电侧、辅助服务、电网侧、可再生能源领域以及用户侧。根据CNESA 微信公众号数据，2019 年国内新投运电化学储能项目中，用户侧项目占比达到44%，辅助服务、电网侧和集中式可再生能源并网分别占20%、19%、17%。

用户侧：峰谷电价套利&备用电源。峰谷电价套利是目前用户侧储能相对较为成熟的商业化运营领域，理想的用能状态下，不考虑融资，峰谷电价差在0.6 元/KWh 以上时，项目有一定的经济性。考虑融资，当储能成本降至1.6 元/Wh 以下时，峰谷电价差在0.5 元/Kwh 以上时，项目也有较好的经济性。

备用电源是电化学储能在用户侧的另一大重要应用。2018 年，中国铁塔已停止采购铅酸电池，大部分基站改造升级项目选择锂离子电池。根据高工锂电数据统计，2019 年中国基站锂电池出货量达5.5GWh，同比增长71.9%，基于高工锂电保守预计，2020 年国内新建及改造的5G 基站需求量将达到10GWh。

可再生能源配套储能。可再生能源发电具有间隙性、易变性等特点，其渗透率的不断提高也对电网系统的运行和调度提出了严峻的挑战。储能应用于风电、光伏发电，能够平滑功率输出波动，降低其对电力系统的冲击，提高电站的跟踪计划出力的能力，减少弃风弃光。在储能系统单位投资成本在2 元/Wh 的情况下，我们分别选择甘肃（I 类资源区）、四川（II 类资源区）、浙江（III 类资源区）进行测算，假设增发电量按当地燃煤基准电价上网，对应静态回收期分别为12.1 年、9.3 年和9.1 年；回收期对应的电池循环次数分别为7284 次、5588次和5438 次。

投资建议。2020 年6 月，国家发改委、能源局印发《关于做好2020 年能源安全保障工作的指导意见》，提出：“推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。”我们认为，随着锂电池成本的持续下降，储能在用户侧、可再生能源并网配套等领域的需求有望迎来快速增长。建议关注：宁德时代、科士达、南都电源、阳光电源、欣旺达、亿纬锂能、德方纳米等。

风险提示。（1）产业政策变化风险；（2）峰谷价差收窄风险；（3）技术变动风险。

 原标题：储能专题：锂电成本下降 电化学储能进入爆发前夕