储能行业专题报告：再论储能与能源革命的未来（附原文链接）

01 储能解决的是什么问题，空间有多大？

定义储能：灵活性电源，应作为“发电厂”看待

按装机的场景划分，储能可以分为电源侧、电网侧、用户侧（工商业和户用）； 按照储能解决的问题划分，包括，1）可再生能源的发电波动：光伏发电曲线与需求不匹配，午间发电功率极大但夜间陡然下降；同时难 以预测，实际出力与预测曲线存在偏差；2）电力供需不匹配带来的电价差套利：夜间电力需求可能小于最低电力产能，电价较低；日间 峰值需求可能大于电力产能，电价较高；3）辅助服务市场：包括调频、备电、黑启动等。

市场空间-中：新能源转型驱动储能指数级增长，2025年全球储能冲击300GWh

解决可再生能源波动，需要依赖储能装置，值得一提的是，可再生能源 发电占比越高，储能的配置比例也越高（还需要结合地方电力条件）； 目前国内多按15-20%的功率比×2h进行配置，美国储能配比则达到30- 40%*4h，部分项目甚至达到60-70%的功率配比。

全球光伏、风电装机持续增长，预计2025年分别达到450、140GW，复合增速分别达到30%、18%；目前新增新能源项目的储能渗透率 在10%左右，在假设2025年达到45%的背景下，测算得储能在2025年的装机功率、容量有望分别达到70GW、210GWh； 2020年全球储能装机、出货分别为11、20GWh，则未来五年行业有望实现70%以上的复合增长，2025年储能出货量冲击300GWh。

市场空间-长期：100%可再生，需要多少储能

由于不同地区的资源禀赋、电源结构不尽相同，要准确计算储能的需求空间难度较大，我们选择以加州当前是实际数据为例，来进行大致 的估算：1）加州目前日内需求峰值功率为43GW，低谷为26GW，全天电力需求合计810GWh；2）当前加州可再生能源发电量占比约 20%，假设未来达到100%；3）可再生能源午间发电功率高于需求功率，其余低于需求，对于储能即A1=A2+A3，同时满足功率=max （B1，B2），由此计算需配套26GW，183GWh的储能，即储能需求=可再生能源功率40%*7h=总用电量*23%。

以加州的数据为例可知，当所有电力都由新能源提供的条件下，大约需要配置一天25%左右的储能装置，考虑到季节性波动，可能更大。 预计2050年全球一天的电力需求在166TWh，假设其中70%由光伏、风电提供，其中储能的配置比例为30%，则累计需要3.5万GWh储能， 按20年的更换周期计算，对应稳态需求1800GWh（增量阶段有望超过2000GWh），对应2万亿的市场空间，相当于新能源车的30-40%。

技术路线

锂电主流方案，储氢未来可期。对比不同技术路线的储能，抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、液流电池、铅炭电池均存在明显且难以解决的短板； 锂电/钠电储能有望成为主流方案，因协同新能源车发展；储氢未来可期；锂电适用于高频调节、储能适用于跨时段调节，有所互补。

锂电快速降本，逐步成主流增量方案。从储能装机的存量上看，抽水蓄能占据主流，存量达到170GW左右，电化学储能存量8.2GW，为第二大体量的技术路线； 不过从增量上看，2019年电化学储能新增装机占比达到接近80%，发展趋势向好； 在电化学储能中，锂电池占据优势，一方面是锂电池性能最好（倍率变化时容量稳定，铅酸不稳定）；另一方面是在动力电池快速产业化 的背景下，锂电池成本快速下降、循环寿命提升，进而在经济性上也逐步具备优势。

02 储能发展处于什么阶段，何时爆发？

储能爆发驱动力：IRR “可预见性”+“高收益”

储能商业模式众多，对于驱动储能行业增长的核心要素排序，我们认为，好的商业模式比系统价格下降更为重要。 从储能项目的现金流模型出发，会发现其与光伏、风电项目的高度相似性，一是初始投资大、运维成本低，二是回报周期长，且投资属性 下对IRR的敏感度高。对于此类投资，最为重要的是在相对清晰的现金流预期下，具备投资的经济性。储能的成本，是充放电一次的成本；储能的收益，取决于商业模式。

美国

2020H2迈入爆发期，2021年延续高增。美国市场在2020H1前比较平淡，住宅需求占比较高，2020H2以来进入爆发式增长阶段，拉动2020年增速超过200%，2021年增速有望 保持在200%左右，装机容量从2020年的3.5GWh，增长至2021年的10GWh以上，且将呈现电源侧、住宅需求共振的状态。

电源侧PPA模式，实现“可预见+高收益”。PPA模式是指电力用户（通常是企业）与发电厂直接签署电力采购合同，通常会约定期限、电量、电价（含绿证价格）等细则，成为电力 买卖与银行融资的基础，PPA模式的核心特征，一是电价确定（固定/跟随通胀/上下限），二是有电力消纳的保障机制。 以前期招标的加州Eland项目为例，该项目光伏装机400MW，配套300MW*4h的储能，签订PPA为40美元/MWh，其中光伏PPA为20美 元/kwh，该项目计划在2023年并网，目前美国储能项目投资额为310美元/kwh，考虑近些年的价格下降，预计该项目IRR比较可观。

欧洲

住宅储能需求占据主导，电源侧有望发力。欧洲储能市场近两年保持稳定增长，2019年增速较低与英国市场2018年的抢装有关，核心驱动欧洲储能放量的户用市场增长持续性较强， 德国是欧洲户用储能市场的领导者，近些年保持50%以上的复合增长；此外意大利、英国、奥地利、瑞士等国家的增速也较快。 过去几年欧洲电源侧市场的占比较低，未来有望成为重要的增量贡献。

高居民电价与FIT退坡，驱动储能需求。储能市场增长的核心驱动逻辑在于“可行的商业模式+可观的投资回报率”，对于户用储能而言，多数情况下所赚取的是“自用电价”与 “补贴电价”的价差；因而从全球来看，1）户用储能发展较好的地区往往是家庭电价较高的地区，例如德国、日本、意大利、英国等；2） 伴随光伏补贴政策的退出，“自用电价”与“补贴电价”价差拉大，进而会催生户用储能需求的持续增长。

中国

用户侧先行，向电网、电源侧过渡。国内储能市场在2017年以前较为平淡，2018年在电网侧大规模投资带动下，呈现爆发式增长，装机功率突破600MW，对应容量接近 900MWh；2019年5月，《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降，2019 年国内亦出现下滑。2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，推动国内储能市场二度向上。

拐点是商业模式，首要依赖于电力改革。发改委发布《加快推动新型储能发展的指导意见》：1）允许储能同时参与各类电力市场，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助 服务补偿机制；2）包括电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，完善峰谷电价政策； 3）在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

分时电价改革，用户侧发力，象征意义更强。电源侧也是储能应用的重要场景，且具备内生的偏消费属性，用户侧峰谷价差需求空间，本质上取决于各地峰谷负荷错峰幅度，错峰幅度 越大，削峰填谷的空间也越大；根据国家电网的数据，2019年日间功率波动超过10GW的地区包括山东、江苏、浙江、广东、四川等地， 全国33个省市合计接近200GW。由此估算错峰需求所对应的储能潜在装机容量在240-480GWh。

03 储能产业链有哪些标的，弹性几何？

产业链：聚焦能源革命，看好储能产业链

储能系统包括容量器件（电芯、PACK、BMS）、功率器件（PCS）以及其他配套设施（电缆、消防、空调、升压变）等； 以目前常规储能系统1.7-1.8元/Wh的价格组成来看，电芯成本在0.9-1.0元/Wh，占比近6成，PACK、BMS、PCS价值量占比在10%左右， 此外为其他配套设施及场地设计费用等。 看好包括设备供应、工程项目、运营维护为代表的储能产业链。

储能变流器：格局与光伏接近，具备全球竞争力

储能变流器主要有两类参与主体：1）光伏逆变器企业，例如阳光电源，具备渠道和客户优 势；2）光伏涉及较少，主要发力储能的企业， 例如科华数据、索英电气、盛弘股份等。 从竞争格局来看，储能逆变器的集中度接近光 伏逆变器，阳光电源、科华数据占比分别为 23%、18%，行业CR5为72%，比较集中；国内逆变器企业在海外仍保持竞争力，例如阳 光电源在美国工商业、澳洲户用；固德威在欧 洲户用；德业股份在美国户用都占据较高份额

储能电池：依然是寡头垄断格局，亦有新兴企业

储能电池依旧是动力电池巨头统治，海外市场在2020年前基 本采用三星、LG化学的电池方案，2021年起加速宁德时代等 国内方案的导入。国内的竞争格局代表意义不强，因电源侧商业模式较差，宁德时代主要做电网侧示范项目。