儲能行業(yè)專題報告：再論儲能與能源革命的未來01

儲能解決的是什么問題，空間有多大？定義儲能：靈活性電源，應(yīng)作為“發(fā)電廠”看待按裝機的場景劃分，儲能可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)（工商業(yè)和戶用）；

按照儲能解決的問題劃分，包括，1）可再生能源的發(fā)電波動：光伏發(fā)電曲線與需求不匹配，午間發(fā)電功率極大但夜間陡然下降；同時難

以預(yù)測，實際出力與預(yù)測曲線存在偏差；2）電力供需不匹配帶來的電價差套利：夜間電力需求可能小于最低電力產(chǎn)能，電價較低；日間

峰值需求可能大于電力產(chǎn)能，電價較高；3）輔助服務(wù)市場：包括調(diào)頻、備電、黑啟動等。市場空間-中：新能源轉(zhuǎn)型驅(qū)動儲能指數(shù)級增長，2025年全球儲能沖擊300GWh解決可再生能源波動，需要依賴儲能裝置，值得一提的是，可再生能源

發(fā)電占比越高，儲能的配置比例也越高（還需要結(jié)合地方電力條件）；

目前國內(nèi)多按15-20%的功率比×2h進(jìn)行配置，美國儲能配比則達(dá)到30-

40%*4h，部分項目甚至達(dá)到60-70%的功率配比。全球光伏、風(fēng)電裝機持續(xù)增長，預(yù)計2025年分別達(dá)到450、140GW，復(fù)合增速分別達(dá)到30%、18%；目前新增新能源項目的儲能滲透率

在10%左右，在假設(shè)2025年達(dá)到45%的背景下，測算得儲能在2025年的裝機功率、容量有望分別達(dá)到70GW、210GWh；

2020年全球儲能裝機、出貨分別為11、20GWh，則未來五年行業(yè)有望實現(xiàn)70%以上的復(fù)合增長，2025年儲能出貨量沖擊300GWh。市場空間-長期：100%可再生，需要多少儲能以加州的數(shù)據(jù)為例可知，當(dāng)所有電力都由新能源提供的條件下，大約需要配置一天25%左右的儲能裝置，考慮到季節(jié)性波動，可能更大。

預(yù)計2050年全球一天的電力需求在166TWh，假設(shè)其中70%由光伏、風(fēng)電提供，其中儲能的配置比例為30%，則累計需要3.5萬GWh儲能，

按20年的更換周期計算，對應(yīng)穩(wěn)態(tài)需求1800GWh（增量階段有望超過2000GWh），對應(yīng)2萬億的市場空間，相當(dāng)于新能源車的30-40%。技術(shù)路線鋰電主流方案，儲氫未來可期。對比不同技術(shù)路線的儲能，抽水蓄能、壓縮空氣、飛輪儲能、液流電池、鉛炭電池均存在明顯且難以解決的短板；

鋰電/鈉電儲能有望成為主流方案，因協(xié)同新能源車發(fā)展；儲氫未來可期；鋰電適用于高頻調(diào)節(jié)、儲能適用于跨時段調(diào)節(jié)，有所互補。鋰電快速降本，逐步成主流增量方案。從儲能裝機的存量上看，抽水蓄能占據(jù)主流，存量達(dá)到170GW左右，電化學(xué)儲能存量8.2GW，為第二大體量的技術(shù)路線；

不過從增量上看，2019年電化學(xué)儲能新增裝機占比達(dá)到接近80%，發(fā)展趨勢向好；

在電化學(xué)儲能中，鋰電池占據(jù)優(yōu)勢，一方面是鋰電池性能最好（倍率變化時容量穩(wěn)定，鉛酸不穩(wěn)定）；另一方面是在動力電池快速產(chǎn)業(yè)化

的背景下，鋰電池成本快速下降、循環(huán)壽命提升，進(jìn)而在經(jīng)濟性上也逐步具備優(yōu)勢。02

儲能發(fā)展處于什么階段，何時爆發(fā)？儲能爆發(fā)驅(qū)動力：IRR

“可預(yù)見性”+“高收益”儲能商業(yè)模式眾多，對于驅(qū)動儲能行業(yè)增長的核心要素排序，我們認(rèn)為，好的商業(yè)模式比系統(tǒng)價格下降更為重要。

從儲能項目的現(xiàn)金流模型出發(fā)，會發(fā)現(xiàn)其與光伏、風(fēng)電項目的高度相似性，一是初始投資大、運維成本低，二是回報周期長，且投資屬性

下對IRR的敏感度高。對于此類投資，最為重要的是在相對清晰的現(xiàn)金流預(yù)期下，具備投資的經(jīng)濟性。儲能的成本，是充放電一次的成本；儲能的收益，取決于商業(yè)模式。美國2020H2邁入爆發(fā)期，2021年延續(xù)高增。美國市場在2020H1前比較平淡，住宅需求占比較高，2020H2以來進(jìn)入爆發(fā)式增長階段，拉動2020年增速超過200%，2021年增速有望

保持在200%左右，裝機容量從2020年的3.5GWh，增長至2021年的10GWh以上，且將呈現(xiàn)電源側(cè)、住宅需求共振的狀態(tài)。電源側(cè)PPA模式，實現(xiàn)“可預(yù)見+高收益”。PPA模式是指電力用戶（通常是企業(yè)）與發(fā)電廠直接簽署電力采購合同，通常會約定期限、電量、電價（含綠證價格）等細(xì)則，成為電力

買賣與銀行融資的基礎(chǔ)，PPA模式的核心特征，一是電價確定（固定/跟隨通脹/上下限），二是有電力消納的保障機制。

以前期招標(biāo)的加州Eland項目為例，該項目光伏裝機400MW，配套300MW*4h的儲能，簽訂PPA為40美元/MWh，其中光伏PPA為20美

元/kwh，該項目計劃在2023年并網(wǎng)，目前美國儲能項目投資額為310美元/kwh，考慮近些年的價格下降，預(yù)計該項目IRR比較可觀。歐洲住宅儲能需求占據(jù)主導(dǎo)，電源側(cè)有望發(fā)力。歐洲儲能市場近兩年保持穩(wěn)定增長，2019年增速較低與英國市場2018年的搶裝有關(guān)，核心驅(qū)動歐洲儲能放量的戶用市場增長持續(xù)性較強，

德國是歐洲戶用儲能市場的領(lǐng)導(dǎo)者，近些年保持50%以上的復(fù)合增長；此外意大利、英國、奧地利、瑞士等國家的增速也較快。

過去幾年歐洲電源側(cè)市場的占比較低，未來有望成為重要的增量貢獻(xiàn)。高居民電價與FIT退坡，驅(qū)動儲能需求。儲能市場增長的核心驅(qū)動邏輯在于“可行的商業(yè)模式+可觀的投資回報率”，對于戶用儲能而言，多數(shù)情況下所賺取的是“自用電價”與

“補貼電價”的價差；因而從全球來看，1）戶用儲能發(fā)展較好的地區(qū)往往是家庭電價較高的地區(qū)，例如德國、日本、意大利、英國等；2）

伴隨光伏補貼政策的退出，“自用電價”與“補貼電價”價差拉大，進(jìn)而會催生戶用儲能需求的持續(xù)增長。中國拐點是商業(yè)模式，首要依賴于電力改革。發(fā)改委發(fā)布《加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》：1）允許儲能同時參與各類電力市場，因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助

服務(wù)補償機制；2）包括電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收，完善峰谷電價政策；

3）在競爭性配置、項目核準(zhǔn)（備案）、并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務(wù)補償考核等方面給予適當(dāng)傾斜。分時電價改革，用戶側(cè)發(fā)力，象征意義更強。電源側(cè)也是儲能應(yīng)用的重要場景，且具備內(nèi)生的偏消費屬性，用戶側(cè)峰谷價差需求空間，本質(zhì)上取決于各地峰谷負(fù)荷錯峰幅度，錯峰幅度

越大，削峰填谷的空間也越大；根據(jù)國家電網(wǎng)的數(shù)據(jù)，2019年日間功率波動超過10GW的地區(qū)包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地，

全國33個省市合計接近200GW。由此估算錯峰需求所對應(yīng)的儲能潛在裝機容量在240-480GWh。03

儲能產(chǎn)業(yè)鏈有哪些標(biāo)的，彈性幾何？產(chǎn)業(yè)鏈：聚焦能源革命，看好儲能產(chǎn)業(yè)鏈儲能系統(tǒng)包括容量器件（電芯、PACK、BMS）、功率器件（PCS）以及其他配套設(shè)施（電纜、消防、空調(diào)、升壓變）等；

以目前常規(guī)儲能系統(tǒng)1.7-1.8元/Wh的價格組成來看，電芯成本在0.9-1.0元/Wh，占比近6成，PACK、BMS、PCS價值量占比在10%左右，

此外為其他配套設(shè)施及場地設(shè)計費用等。

看好包括設(shè)備供應(yīng)、工程項目、運營維護為代表的儲能產(chǎn)業(yè)鏈。儲能變流器：格局與光伏接近，具備全球競爭力儲能變流器主要有兩類參與主體：1）光伏逆

變器企業(yè)，例如陽光電源，具備渠道和客戶優(yōu)

勢；2）光伏涉及較少，主要發(fā)力儲能的企業(yè)，

例如科華恒盛、索英電氣、盛弘股份等。

從競爭格局來看，儲能逆變器的集中度接近光

伏逆變器，陽光電源、科華恒盛占比分別為

23%、18%，行業(yè)CR5為72%，比較集中；國內(nèi)逆變器企業(yè)在海外仍保持競爭力，例如陽

光電源在美國工商業(yè)、澳洲戶用；固德威在歐

洲戶用；德業(yè)股份在美國戶用都占據(jù)較高份