（报告出品方/作者：信达证券，娄永刚、黄礼恒）

一、碳资产扩张开启，金属酝酿新机

1.1.碳达峰和碳中和目标推动碳交易市场快速发展

年两会，碳达峰、碳中和被第一次写入政府工作报告，并再次提出加快建设全国碳排放权交易市场。意味着到年前，我国二氧化碳的排放量不再增长，达到峰值后，再慢慢减下去；到年前，针对排放的二氧化碳，要通过植树、节能减排等各种方式全部抵消。而实现这一目标的重要抓手就是建立碳排放权交易市场，这是《京都议定书》提出的实现减缓气候变化国际合作的重要机制。

碳市场就是以二氧化碳排放权为对象的交易市场。碳排放交易是为促进全球温室气体减排，减少全球二氧化碳排放所采用的市场机制。政府通过招标、拍卖等方式将一定的二氧化碳配额，发放给有排污需求企业，配额富余企业可将富余配额出售给配额不足企业，形成一定减排收益。

在碳市场中交易产生的资产即为碳资产。具体指在强制碳排放权的交易机制或者自愿碳排放权的交易机制下，产生的可直接或间接影响组织温室气体排放的碳排放配额、减排信用额及相关活动。

在碳交易制度下，碳资产又可细分为配额碳资产和减排碳资产。

（1）配额碳资产：指通过政府机构分配或进行配额交易而获得的碳资产。在结合环境目标的前提下，政府会预先设定一个期间内温室气体排放的总量上限，即总量控制。在总量控制的基础上，将总量任务分配给各个企业，形成“碳排放配额”，所为企业在特定时间段内允许排放的温室气体数量。

（2）减排碳资产：也称为碳减排信用额或信用碳资产，是指通过企业自身主动地进行温室气体减排行动，得到政府认可的碳资产，或是通过碳交易市场进行信用额交易获得的碳资产。一般情况下，控排企业可以通过购买减排碳资产，用以抵消其二氧化碳超额排放量。

基于配额的碳交易，多是为了满足控排企业的履约需求，而基于减排项目的碳交易可能是用于满足控排企业履约需求，也可能是为了满足自身社会责任和企业形象的发展需要。

企业获取碳资产的途径主要有三种：

（1）在强制性减排机制下，由政府分配碳排放量配额，获取碳资产；

（2）企业内部通过节能技改活动，减少企业的碳排放量，使得企业可在市场流转交易的排放量配额增加，从而获得碳资产；

（3）企业投资开发的零排放项目或者减排项目所产生的减排信用额，且该项目成功申请了清洁发展机制项目（CDM）或者中国核证自愿减排项目（CCER），通过核证、备案后获取减排量（碳资产）。

中国自愿减排项目的主要类型是可再生能源项目，包括水电、风电、光伏发电、生物质发电或供热、甲烷回收发电或供热、及林业碳汇项目等。

碳交易市场可以鼓励低减排成本的企业多减排，缓解高减排成本企业的短期减排压力，降低全社会减排成本，确保减排效果，并且可以为低碳投资提供资金。因此，为实现双碳目标势必会快速推动碳交易市场的建立健全发展。

1.2.碳交易市场发展有望促进企业碳资产扩张

碳资产将深刻影响企业的生产、经营、销售、投融资、管理、战略等各项活动，因此企业开展以碳资产生成、利润或社会声誉最大化、损失最小化为目的碳资产管理工作至关重要。碳资产管理包括正资产管理和负资产管理，也就是说，碳资产管好了是利润，管不好就是负债。

企业开展碳资产管理，可以

（1）实现企业内部碳中和，满足下游客户要求；

（2）实现碳资产保值增值；

（3）为产品进入国际市场创造便利，避免受发达国家“碳关税”的限制；

（4）节省能源和融资成本，增加竞争力；

（5）提高企业形象、践行企业社会责任。

在碳排放交易体系下，企业可以在履约前针对拥有的碳资产进行抵押融资、期货交易等，实现碳资产增值。当企业经过一系列节能努力后，如果继续往下减排的成本很高，甚至高于市场碳价的情况下，可以通过在其它领域开发可再生能源或林业碳汇等减排项目进行抵消，完成履约任务。如果经过节能减排后，企业碳排放量小于碳配额，则可产生碳余额，即碳净资产，可以拿到碳市场去交易，卖给配额不足的企业。

因此，碳资产价格将直接影响企业的现金流及利润，碳资产价格涨跌均会传递到企业净利润。中国碳交易试点自年启动以来，七个试点（北京、深圳、上海、广东、湖北、天津、重庆）的碳市场价格在10元/吨到80元/吨之间波动，平均大概在30元/吨左右。截止3月24日，中国7个试点碳市场价格在24-41.4元/吨，而欧洲3月份碳价则超40欧元/吨，美国拜登上台之后将年碳排放社会成本定在51美元/吨，均超过元人民币/吨。另外全球能源互联网发展合作组织发布的《中国年前碳中和研究报告》提出，构建中国能源互联网，全社会碳减排边际成本约元/吨。随着全国碳交易市场在6月份开启后，中国碳交易市场的碳配额数量也将随之扩大，其配额价值也随之提升。在碳达峰和碳中和目标的推动下，中国碳交易市场将逐步向欧美等国际成熟碳市场靠拢，碳资产价格也将逐步趋近于国际水平。

另外，据ICAP统计，年全球21个在运行的碳市场配额总量约47.82亿吨，其中欧盟碳市场配额量全球最大，达到18.16亿吨，占比38%。中国从年开始参与国际碳交易市场，年之后开始碳交易试点，截止年底碳交易市场成交量约为4.5亿吨，成交金额约为亿元，在规模与流动性上与国际市场差距较大。

随着中国碳交易市场规则的完善和碳约束的加强，尤其是伴随免费碳配额比例的下调，碳价上涨将是必然，碳也将从不良资产向稀缺资产转身，碳资产市场规模将持续提升，同时在成本和利润地驱动下，企业碳资产将不断扩张。同样，全球各国在实现碳中和目标的过程中均会推动企业碳资产持续扩张。

1.3.企业碳资产扩张为金属及金属新材料的发展带来新机遇

对于大部分企业，碳排放主要来自能源消耗，因此实现碳中和或碳资产扩张的路径主要是能源减排。企业可以通过减少化石能源使用或增加可再生能源使用来减少碳排放量，如果通过碳减排努力后仍存在碳排放，则可以通过购买碳额度的形式，抵消自身无法避免的二氧化碳排放量，实现企业碳中和。可以购买的碳额度项目包括：风光水电等再生能源项目，森林碳汇，碳捕集和封存项目（CCUS）。或者企业自主投资建设可再生能源项目，一方面可以满足自身能源需求，另一方面也可以申请减排碳资产额度，通过碳市场售卖。

除了能源减排外，企业还可以在运输方面进行有效减排。通过将燃油车更换为电动车或者能耗更低的轻量化运输车型，可以减少碳排放。

能源使用过程中减排也是实现双碳目标的重要途径。电力中除电冶炼外有80%-90%的部分为电机所消耗，使用高性能电机、高性能磁材能够显著提升电能效率、降低电力消耗；未来高性能钕铁硼磁材的渗透率提升将减少使用过程碳排放10-15%。

企业通过降低化石能源使用量、提升可再生能源（光伏、风电、水电等）使用比例、扩大电动车应用等方式实现碳资产扩张的过程，将为金属及金属新材料行业带来新的发展机遇和投资机会。

减少化石能源使用量，将会进一步限制钢铁和火电铝的产能，重塑行业供需格局，同时推动再生铝行业快速发展。提升清洁能源使用比例，一方面会加速“光伏（风电）+储能”的发展，另一方面会重构电力系统，扩大电力系统的投资，从而带动新能源金属及新材料（锂、镍、铜、稀土磁材、白银、晶硅等）的需求增长。扩大电动车应用同样会带动锂、钴、镍、铜、磁材等新能源金属及铝镁等轻金属的需求增长。

二、电解铝：达峰中和，铝将受益

伴随碳达峰和碳中和政策持续推进，电解铝在供需两端均将扮演重要角色。供给端中国电解铝产量和碳排放或出现双降，消费端在轻量化的推动下将持续向好。电解铝行业供给正由过剩向短缺转变，成本可控叠加电解铝价格中枢上移，行业进入高盈利时代。同时，拥有碳资产的水电铝企业或将受益碳市场化交易带来的盈利持续提升。

据安泰科数据，作为有色金属行业碳排放最大的领域，铝冶炼环节的排放量约为5.1亿吨，占有色金属行业排放量的77%，全国总排放的5%，为加快国内绿色低碳转型步伐，进一步推动“双碳”目标的顺利达成，铝行业有可能被列入有条件率先达峰的重点领域。而有效控制产能、优化能源结构是铝行业实现碳达峰的重要途径。

2.1.火电占比高，行业能源结构趋待完善

铝冶炼的电力环节为电解铝在生产环节中的主要排碳环节，而根据电力来源的不同，该环节碳排放量差异巨大。据安泰科数据，使用火电生产一吨电解铝所排放的CO2约为13吨，其中电力环节耗电约为11.2吨，占比约86%；水电通过利用水位落差将机械能转化为电能的方式发电，其发电过程几乎不排放CO2水电铝冶炼过程中所排放的CO2约为1.8吨，较火电铝CO2排放量少86%，两者碳排放差异主要为电力环节的碳排放量。相较于火力发电，水电清洁性能源及碳排放量低的优势明显。

当前国内电解铝主要使用火电（煤电）和水电生产，其中火电最高，约为88%，水电占比约为8%；但从全球电解铝用电结构来看，除中国外全球其他电解铝产能中火电占比仅为25%，清洁能源占比近75%。中国电解铝行业清洁能源使用与全球平均水平仍有差距，而火电环节的高碳排放量使得产能的有效控制以及能源结构的调整势在必行。

2.2.产能增量有限，水电铝优势明显

从产能控制上来看，自年供给侧改革开始以来，国内产能天花板已确定在万吨/年，新增产能需通过产能置换。截至年2月，国内电解铝合计总产能为万吨/年，同比上升3.86%（年以来国内电解铝总产能增速平稳），在产产能为万吨/年，产能利用率已连续三月维持历史高位94%（历史均值85%左右），未来产能利用率上升空间有限。

虽然当前电解铝总产能距产能天花板仍有近万吨/年产能，但伴随后续碳达峰、碳中和具体政策的进一步推进与落实，电解铝作为高电耗大工业，预计将持续受到政策限制。目前电解铝产能集中地内蒙古自治区（据百川数据，内蒙古自治区电解铝在产产能约为万吨，约占全国电解铝在产产能15%，位列第三）由于能耗双控压力较大，已逐步采取严控新增产能、对部分行业上调电价，以及减产部分高耗能高碳排放产能等措施（据百川数据，内蒙古受“能耗双控”及碳排放政策影响拟减产电解铝产能32.6万吨/年，省内新建的38万吨/年新增产能后续顺利投产的概率降低），我们预计未来已建成的高成本及高耗能的电解铝产能或将面临减产或限产风险，新增产能也将面临投产不及预期的可能性。

从各地电解铝产能用电类型来看，国内电解铝火力发电用电主要集中于西北部，华中及西南地区凭借丰沛的水利资源，水电占比较高。用电形式的不同将导致碳排放量的显著差异，据安泰科统计，当前国内电解铝加权平均碳排放量为10.3tCO2/tAl，而云南，四川，贵州以及湖北等水电资源丰沛区域碳排放量低于行业平均水平。同时，近年来伴随环保政策的逐步趋严，部分电解铝企业将高耗能产能指标陆续转移至水电丰沛的云南，广西地区，年我国电解铝产能中，水电占比为15%，较年上升7pct，预计伴随环保政策以及“双碳”目标的持续推进，电解铝行业用电结构的持续调整，水电铝产能占比将会继续提升。

从电力的成本端来看，近年来环保政策逐步趋严，煤炭作为产生CO2的主要来源，其对CO2排放的贡献率达76.6%。我们预计在“双碳”目标环保压力的驱动下，煤炭供给量有望逐步下滑，带动煤炭价格的上涨。电解铝火电成本主要受煤价和电网政策影响，一方面煤价受减碳压力及环保压煤趋严，价格下行空间较小；另一方面预计各地政府为完成碳排放目标，将积极调整能源结构，降低火电占比，减少碳排放量。如内蒙古自治区于年2月4日通知，为加强能耗总量和强度双控，自治区将于2月10日起，对自备电厂征收缴纳政策性交叉补贴，蒙西、蒙东电网征收标准分别为每千瓦时0.01元、0.02元（含税），电网政策进一步趋严，预计电解铝火电成本将进一步提高。

水电的主要成本为折旧、财政规费和财务费用，合计约占总成本的70%，其中折旧费用由装机成本决定，水电站主要资产为建筑和机器设备等。财务费用在水电站投产前期较高，但伴随水电站的投产运营，充足的现金流将支撑水电公司还本付息、降低资产负债率。由于水电设备的技术水平相对简单，加之受自然条件影响，水电设备进行扩容和升级改造的可能性较小，水电站的运营期可长达百年，而水电站整体的折旧年限通常为25－30年，因此水电发电成本将伴随水电站随服役年限增加及负债率降低而降低，水电的成本优势也将不断显露。

一方面电解铝产能受“双碳”政策的持续推进，新增产能有限同时存量产能或因碳排放量及耗能情况面临减产的可能性，另一方面水电产能由于其碳排放量低及成本下降空间大等优势，产能占比逐步提高，预计伴随碳排放等环保政策的进一步趋严，水电铝优势将进一步显露，电解铝能源结构将进一步改善。

2.3.新能源驱动下，供需格局持续改善

目前国内建筑、电力、消费品、机械、包装等电解铝传统需求增速已恢复至疫前平均水平；新增需求中，新能源汽车及光伏用铝增速明显。据光伏协会预计年国内新增光伏装机量将达到90GW，按照1GW光伏需2.06万吨电解铝测算，我们预计//年新增光伏将带动89//万吨电解铝需求。

在铝的轻量化应用方面，汽车轻量化是低碳发展的重要一环，据中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》，为实现汽车产业碳排放总量于年左右提前达峰等总体发展目标，//年国内乘用车（含新能源）新车油耗达到4.6/3.2/2L/Km，新能源汽车占总销量分别为20%/40%/大于50%，乘用车轻量化系数平均下降12.5%/21.5%/30%（汽车轻量化系数主要由名义密度，重量比功率以及脚印油耗（电耗）三系数组成，其中名义密度，重量比功率系数与车身质量直接挂钩，系数越低代表汽车轻量化程度越好，减重效果越明显），铝是低密度轻质材料，提高铝在汽车中的广泛应用可有效减轻车身重量。结合汽车轻量化目标以及IAI数据测算，我们预计伴随汽车轻量化的逐步推进以及新能源汽车的市占率不断提高，年国内汽车领域用铝量将达到万吨，较年增长74%，年均复合增长率为11%，伴随新能源需求加速驱动，电解铝下游需求将持续向好。

伴随碳达峰及碳中和政策的持续推进，电解铝在供需两端均将扮演重要角色。供给端将伴随能耗双控压力增强而增量趋缓甚至下降，消费端则将伴随“轻量化”及“双碳”目标的进一步落实，继续受益新能源需求的持续驱动，供需缺口将进一步打开。

2.4.“双碳”目标推动碳资产扩张

安泰科根据国家标准《温室气体排放核算与报告要求第4部分：铝冶炼企业(GB_T.4-)》测算，年国内电解铝电解环节加权平均电力消耗碳排放量在10.3吨碳/吨铝，最低和最高值分别为7.5吨碳/吨铝和12.1吨碳/吨铝。全国有41家电解铝厂商碳排放量低于全国平均值，合计产能为万吨/年，其中云南碳排放量最低为7.1吨碳/吨铝。

假设电解铝电解环节电力消耗碳排放量全国平均认定为10.3tCO2/tAl，若电解铝全部使用水电，则在电解环节电力消耗的碳排放量基本为0，相对于平均值大幅降低。

从交易层面来看，假设所有电解铝厂商碳排放量配额固定，则碳排放量超过配额的企业，超过部分需要从碳排放量未超配额的企业购买相应指标，对于碳排量低于固定配额的企业，所节省的碳排放量可看做能为企业带来收益的碳资产。

长期来看，欧洲等发达国家电解铝行业碳排放政策目前取消碳排放配额，电解铝所有碳排放均需要从外部购买（主要为政府部门拍卖）。假设欧洲电解铝电解环节耗电量与国内相近，天然气发电的碳排放量相对较低，假设为燃煤发电的50%，则欧洲电解铝电解环节电力消耗碳排放量约在5tCO2/tAl左右。目前欧洲碳市场配额期货价格在40欧元/吨碳，约折合人民币元/吨碳，则电解铝碳排放带来的成本增加在元/吨铝左右。国内未来也有望跟随欧洲等发达国家的发展历程，逐步降低电解铝的碳排放配额；假设在实现碳达峰之后，从上述计算的10.3吨碳/吨铝水平按照每年降低1吨碳/吨铝的节奏进行，电解铝厂商需要从外部购买碳排放配额，将推升碳排放价格，支撑未来清洁能源装机量和市占率持续提升，而运用清洁能源生产的电解铝企业也将受益于碳中和下碳资产带来的收益。

2.5.成本端低位运行，行业盈利结构改变

目前阶段伴随国内铝土矿供给逐步平稳、几内亚进口矿快速放量，铝土矿供应充足，价格趋于稳定；氧化铝产能近年来释放较多，产能过剩趋势已然形成，环节议价能力下降，价格将维持在成本线附近。而电解铝产能受限，且需求旺盛，议价能力较强，产业链利润向电解铝环节集中。

伴随以中国宏桥及中国铝业为首的国内电解铝龙头企业在几内亚所建设开发的铝土矿项目顺利运行，国内厂商逐步开始使用进口铝土矿代替国产铝土矿，中国进口几内亚铝土矿自年的33万吨上升至年的万吨，推动国产铝土矿价格稳中有降，而氧化铝价格受成本端支撑弱化影响，价格由年高点的0元/吨以上下降至当前的元/吨附近。

另一方面，氧化铝自身的供需平衡情况也是导致氧化铝及电解铝二者盈利空间变动的重要因素。当前国内氧化铝总产能为万吨/年，我们预计年国内氧化铝总产能将达到万吨/年。而电解铝受供给侧改革影响，产能天花板已确定在万吨/年。即使考虑极端情况，全行业产能利用率达到%，按照吨电解铝需要消耗1.93吨氧化铝测算，年氧化铝供给仍大于电解铝需求约万吨。

原材料成本支撑弱化，上游氧化铝供大于求，我们推测未来氧化铝价格上涨动力不足，电解铝原材料成本端难出现大幅上涨，叠加供需格局持续改善，整个产业链盈利仍将向电解铝板块倾，板块盈利空间将逐步打开并持续扩大。

2.6.再生铝是铝行业实现“双碳”目标的关键路径

除了有效控制高耗能高碳排放产能、优化能源结构外，加大废铝保级利用进而提高再生铝的使用率也是铝行业实现“双碳”目标的关键路径。

与原铝相比，生产再生铝所需的能耗仅为原铝的5%，从侧面反映，其碳排放量仅为原铝的5%。而另一方面，电解铝的生产同时也涉及上游铝土矿占地以及氧化铝赤泥污染等环境，发展再生铝不仅可以减少铝行业碳排放量，同时也是节省资源能源、保护环境的有力措施，是铝行业低碳发展的重要一环。

再生铝主要用于生产汽车、摩托车、机械设备、通信电子、电子电器及五金灯具等行业中的铝合金铸造件和压铸件。在汽车轻量化以及新能源汽车产量增加的背景下，铝合金在我国汽车行业的运用还有很大增长潜力。随着汽车产量的增长及汽车单车用铝量的提升，预计汽车用铝合金及汽车用铝合金铸件拥有较为广阔的发展前景，汽车消费量将继续成为拉动再生铝需求的主要动力。

废铝是再生铝行业的主要原材料，再生铝合金生产企业为废铝下游主要规模化生产商，废铝行业对再生铝行业具有较强的依赖性。铝合金产品可以分为铸造铝合金产品、压铸铝合金产品、变形铝合金产品，再生铝受限于废铝原材料成分复杂的影响，延展性较差，国内再生铝合金主要用于生产铸造铝合金产品和压铸铝合金产品。

由于再生铝合金在生产成本的优势，凡是再生铝合金广泛生产的合金产品，基本上不会再用原铝生产。因此，除非再生铝生产工艺发生较大变革，再生铝合金和原铝合金各自的应用范围相对稳定，但部分合金铸件需要通过掺配原铝液来达到下游厂商要求。由于再生铝所产铝合金价格相对较低，下游可使用再生铝合金的厂商对其依赖度较高。

与上下游之间的深度绑定，使得再生铝环节厂商议价能力较高，而当前部分铝合金定价模式为“纯铝价格+加工费”，因此伴随电解铝价格中枢或将继续抬升，废铝与原铝价差空间继续扩大，我们预计再生铝合金价格和盈利水平有望继续提升。

三、锂：碳资产扩张或推动锂进入新一轮需求周期

3.1.需求长期确定性高速增长是锂行业演进的核心动力

随着各大经济国纷纷提出“碳达峰碳中和”实现目标，全球有望步入碳资产扩张大周期。碳资产扩张的过程实际上是能源转型的过程，将推动能源和交通领域大力发展风电、光伏等清洁能源和新能源汽车。锂作为储能和动力电池的核心生产元素，将持续受益。

能源转型是指人类利用能源从木柴到煤炭、从煤炭到油气、从油气到新能源、从有碳到无碳的发展趋势。以清洁、无碳、智能、高效为核心的新能源体系是世界能源转型的发展趋势与方向。第一次能源转型开启了煤炭的利用，催生了人类文明进入“蒸汽时代”；第二次能源转型开启了石油和天然气的大规模利用，保障了人类文明相继进入“电气时代”和“信息时代”；第三次能源转型以新能源替代化石能源，将推动人类文明“智能时代”的来临。智能化时代将会催生更多的锂离子电池应用场景及需求。

锂行业需求持续增长的动力主要源自锂离子电池，锂离子电池主要可分为三大类：3C电池、动力电池、储能电池。目前动力电池是锂需求主力，除了不断超预期的新能源汽车用动力电池外，电动两轮车、电动船舶以及新能源车换电（BAAS）等市场也贡献了较大的需求边际增量。未来除了动力电池需求持续增长外，智能化时代将会催生更多的锂离子电池应用场景及需求，我们认为市场规模和发展潜力最大的是储能电池。中国、欧洲等国纷纷提出实现“碳中和”的年限，预计将出台更多有效的政策来推动传统能源向新能源转型，有望提升光伏、风电等新能源配置储能的比例，同时“光伏+储能”作为未来人类能源的终极解决方案之一，将会出现更多的应用场景。因此，储能有望接力（合力）新能源汽车，成为下一波锂价长周期上行的核心驱动力。

3.2.全球新能源车销量共振，锂需求增长或不断超预期

据EV-Volumes，年全球电动汽车销量为万辆，同比增长43%；其中69%为纯电动汽车，31%为插电式混合动力车。全球电动汽车渗透率为4.2%。年新冠疫情并没有抑制新能源汽车销量增长的势头，欧洲以95%的增速贡献了主要增量。年Q1中国实现电动车销量51.46万辆，同比增长3.6倍，全球同比增长%；3月份全球电动车销量51.3万辆，除了欧洲和美国继续大幅增长外，印度也实现了%的销量增速。

年，中国、欧美等全球主要经济体进入新能源汽车加速发展共振期，我们预计年全球电动车销量将超过万辆，增幅至少55%；同时预计年全球锂需求约44万吨LCE，同比增加34%。

未来伴随越来越多的爆款新车型投放市场，电动车销量将持续高速增长，同时在碳资产扩张的推动下，企业运输车辆电动化率也将不断提升，锂需求增长或不断超预期。我们预计到年，全球新能源车产量将超过万辆，锂需求达到万吨LCE（其中动力电池需求95万吨，占比78%）。

3.3.储能或接力（合力）新能源车，推动锂进入新一轮需求超级周期

“碳达峰和碳中和”背景下的碳资产扩张，将推动全球化石能源向清洁能源加速转型，也将推动“光伏+储能”和“风电+储能”的加速发展，尤其是“分布式光伏+储能”有望迎来历史性发展大机遇。因此，储能领域对锂离子电池的需求有望进入爆发期，并带动锂进入新一轮需求扩张周期。

太阳能光伏发电和风电等可再生能源发展过程中有两个问题比较突出：第一个问题是成本，第二个问题是光伏和风电发电间歇性和波动性对电网带来冲击。

近十年光伏和风电成本大幅下降，据IRENA，-年间，全球公用事业规模的光伏电站加权平均发电成本急剧下降了82%。国内光伏和风电的平均度电成本均已降至0.39元/kWh上下，光伏发电在年也迎来了平价上网时代（年8月5日，发改委公布年风电、光伏发电平价上网项目，结合各省级能源主管部门报送信息，年风电平价上网项目装机规模.67万千瓦、光伏发电平价上网项目装机规模.06万千瓦）。发电成本的不断降低使得可再生能源装机规模的快速上升。据国际能源署（IEA）预测，到年，可再生能源将占到全球电力净增长的95%，仅太阳能光伏发电就占所有可再生能源新增装机容量的60%，风能占30%；到年全球光伏累计装机量有望达到GW，到年将进一步增加至GW。

储能可以平滑光伏和风电发电间歇性和波动性对电网带来的冲击。

解决第二个问题的相应措施包括传统电源的灵活性改造、扩大输电能源调配能力等，而增加储能便是行之有效的手段，不管是电源侧储能以使可再生能源平滑出力、并网，还是电网侧储能、调峰调频，或是用户侧储能，都可以达到较好的效果。间歇性可再生能源的规模化利用必将以储能为前置条件，高比例可再生能源的实现将带动储能需求，而储能的价值也将通过平滑和稳定电力系统运行而体现，可以说，未来储能和可再生能源必将“孪生发展”。

据CNESA，截至年底，全球已投运储能项目累计装机规模.1GW，同比增长3.4%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为.5GW，同比增长0.9%；电化学储能的累计装机规模紧随其后，为14.2GW；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13.1GW。年中国投运储能项目中锂离子电池的累计装机规模为2.9GW，新增投运的电化学储能项目规模1.56GW，首次突破GW大关，是年同期的2.4倍。

目前，虽然光伏可以平价上网，但全球主要地区光伏配套储能系统的度电成本（LCOE）仍高于煤电度电成本，要使得光伏发电配套储能具有相对于煤电的经济性，还需要光伏发电成本和储能成本的“双降”。

电化学储能系统的主要技术参数为功率（单位：kW）和容量（单位：kWh），例如，3MW/12MWh的储能系统代表在额定放电功率3MW可放电时长4小时的容量为12MWh的储能系统。电化学储能系统的应用一般分为能量型（容量型）场景和功率型场景，前者一般更

转载请注明:http://www.aideyishus.com/lktp/2321.html