為什麼說“為什麼要發展儲能？”≈吃飯為啥需要碗？
儲能本質是平抑電力供需矛盾，新能源發展創造新的儲能需求。全球範圍 內新能源滲透率加速提升為大勢所趨，而在這個過程中，電源生產連續性 和用電需求間斷性的不平衡將持續存在。電能自身不易儲存，如果以電能 比作“工業食糧”，則電網為“工業糧倉+運河”，而儲能則可稱為“工業社會 之碗”，發展儲能的重要性，不言而喻。
國內儲能未來空間究竟有多大？——可期萬億市場
根據國內 32 個電力區電價族，以各電力區的儲能度電成本及 IRR 為錨， 測算國內未來在用戶側、發電側的儲能市場空間：國內在第一階段，到 2025 年我國大部分地區用戶側儲能可實現平價，儲能市場空間或達 6500 億；在第二階段，到 2030 年我國大部分地區光儲結合可實現平價，儲能市場空間可達 1.2 萬億以上。
天然的平價要求，儲能產業鏈如何應對？
儲能生產商二分類：行業已現 PCS 派與電池派，基於儲能系統構成，電池、PCS、系統集成領域均有涉足儲能的企業。當前，儲能發展面臨天然的平價要求，“提效降本”不僅適用光伏，也適用儲能，即在電池的性價比與系統集成的效率雙提升，一方面是對電芯廠商的降本要求，一方面是對集成廠商優化儲能系統的強訴求，二者缺一不可。
他山之石：為什麼說“當前儲能看海外，未來儲能看中國”？
2019 年國內儲能產業鏈遇冷，但海外儲能市場卻出現幾近翻倍增長。究其原因主要系“電力市場交易規則”及“政策補助”兩方面的異同所致。我們認為，伴隨著國內電力市場化改革進一步深化，電芯產能持續釋放、儲能系統集成進一步優化，國內光儲系統度電成本及其 IRR 測算將迎來拐點。
投資建議：佈局光儲大時代核心資產
我們梳理了儲能相關產業鏈及投資邏輯，建議在光儲行業尋找中國的特斯拉，佈局光儲相關優勢標的，建議重點關注陽光電源、寧德時代、天奈科技、國軒高科、億緯鋰能。
風險提示
國內電力市場化改革不及預期；鋰電池產能擴產節奏不及預期等。
關鍵結論與投資建議
在海外儲能市場中，國內儲能領先企業已出海航洋，尤以歐美髮達國家為代表 海外儲能市場在過去幾年得到了蓬勃發展。國內儲能市場初探，在他山之石指 引下，未來國內儲能將何去何從？此篇報告主要觀點是勾畫國內儲能市場發展 藍圖，根據國內 32 個電力區電價族，以各電力度電成本及 IRR 為錨，測算國 內未來在用戶側、發電側的儲能市場空間，並梳理儲能相關產業鏈，給出相應 投資建議。
我們認為：國內在第一階段，到 2025 年我國大部分地區用戶側儲能可實現平 價，儲能市場空間可達 6500 億。在存量市場滲透率為 30%情況下，我國儲能 裝機規模可達 435.1GWh，市場規模達 6526.5 億元。其中，存量市場儲能裝機 394.6GWh，市場規模可達 5919.0 億元。假設此階段電池：光伏配置比例為 15%， 在放電時長 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，滲透率為 30%，則所需儲能 8.1GWh， 年新增市場規模達 121.5 億元。
在第二階段，到 2030 年我國大部分地區光儲結合可實現平價，儲能市場空間可 達 1.2 萬億以上。在存量市場滲透率為 60%情況下，我國儲能裝機規模可達 1186.8GWh，市場規模達 12070.8 億元。其中，存量市場儲能裝機 930.3GW， 市場規模可達 9303.3 億元，假設此階段電池：光伏配置比例為 30%，放電時長 4h，年新增集中式光伏 50GW，滲透率為 60%，則所需儲能 36.0GWh，年新 增市場規模達 360.0 億元。
建議關注在光儲結合、儲能系統及鋰電池出貨龍頭。建議重點關注陽光電源、 寧德時代、天奈科技、國軒高科、億緯鋰能。
與市場預期不同之處
我們認為，雖 2019 年國內儲能產業鏈遇冷，但海外儲能市場卻出現幾近翻倍增 長，究其原因主要系電力市場交易規則及政策補貼兩方面的異同所致。使得國 內儲能市場有“天然的平價壓力”，而隨著國內電芯產能持續釋放，儲能系統集成 進一步優化，國內儲能系統度電成本及 IRR 測算都將迎來拐點。面對國內未來 十年萬億儲能市場，我們梳理了儲能相關產業鏈及投資邏輯，建議在光儲行業 尋找中國的特斯拉，佈局光儲相關優勢標的。建議關注在光儲結合、儲能系統 及鋰電池出貨龍頭。建議重點關注陽光電源、寧德時代、天奈科技、國軒高科、 億緯鋰能。
“為什麼要發展儲能？”≈吃飯為啥需要碗
可再生能源發展剛需下，電化學儲能將登上歷史舞臺
儲能本質是平抑電力供需矛盾，新能源發展創造新的儲能需求。電能自身不能 儲存，而任何時刻其生產量和需求量需嚴格相等，因此傳統電源生產連續性和 用電需求間斷性的不平衡持續存在。此外，全球範圍內可再生能源裝機量和發 電量佔比不斷提升（尤其是風能和太陽能），2019 年上半年，德國風光發電量 佔比已超過 30%。但可再生能源發電存在固有的間歇性和波動性，導致棄風棄 光現象，增加供需不匹配程度且影響電網的穩定性，儲能技術可平抑電能供需 矛盾，提高風光消納維持電網穩定。
抽水蓄能（PHS）是迄今為止部署最多的儲能方式，電化學儲能緊隨其後。根 據 CNESA 全球儲能項目庫的不完全統計，截至 2019 年底，全球已投運儲能項 目累計裝機規模 183.1GW。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大為 171.0GW 佔比高達 93.4%，同比下降 0.9 個百分點，但仍處於主導地位；電化學儲能的 累計裝機規模緊隨其後為 8216.5MW，佔比為 4.5%，同比增長 0.9 個百分點。
技術特性決定電化學儲能應用場景最為廣泛。儲能技術是利用化學或者物理的 方法將一次能源產生的電能存儲起來，並在需要時釋放。根據技術類型的不同， 以電能釋放的儲能方式主要分為機械儲能、電磁儲能和電化學儲能。不同儲能 技術具有不同的內在特性（如功率密度和能力密度），電化學儲能同時具有較高 的能量密度和功率密度，決定了其廣泛的技術適用性。
電化學儲能是發展最快，美國儲能規模位列全球第一。根據 CPIA 統計數據， 截至 2018 年底，電化學儲能累計裝機 6.63GW，同比增長 126.4%；2013-2018 年新增裝機年均複合增長率高達 113.86%。截至 2019 年全球累計電化學裝機 達 8.22GW，同比增長 24.02%，受中國市場影響，新增裝機 1.59GW，同比下 降 56.98%。從應用端來看，用戶側應用佔比最高為 28%，其他應用領域趨於 均衡。
儘管 2019 年中國儲能遇冷，但仍是全球份額較大的市場。根據美國能源部 DOE 數據庫統計，截至 2020 年 1 月 10 日，全球電化學項目數量高達 991 個，美國 儲能裝機規模和項目數量再次均位列全球第一，中國位列全球第二。
2019 年為國內儲能減速調整期，儲能將向更加市場化方向發展。根據 CPIA 統 計數據，截至 2019年底，我國電化學儲能累計裝機 1592.3MW，同比增長 48.4%；新增裝機 591.6MW，同比下降 23.7%。忽略 2018 年相對激增，儲能行業仍然 是維持穩步增長的狀態。就應用端來看，用戶側仍是儲能最大的應用市場，佔 比為 51%。此外，2019 年廣東、湖南等地電網側火儲聯合投運裝機較多，但 《輸配電定價成本監審辦法》的出臺，明確了“電網企業投資的電儲能設施明確 不計入輸配電定價成本”。意味著短期內電網側項目建設缺乏盈利渠道支撐，電 網側儲能的發展受到制約，長期來看，儲能將向更加市場化的方向發展。
國內儲能電池佔比較小，海外市場穩定。國內儲能電池出貨大幅下降，海外市 場穩定。根據高工產研鋰電研究所（GGII）數據統計，2019 年中國儲能鋰電池 出貨量為 3.8GWh，同比增長 26.7%。從整體出貨量來看，符合年初預期的 2030%的增長，但從出貨的市場類別來看，儲能鋰電池應用於國內市場的出貨量 急劇下降，2019 年國內出貨量為 0.7GWh，同比下降 75%，而出口海外市場的 出貨量增長較為突出。
根據 GGII 統計數據，2019 年，我國動力電池累計裝機量約 62.38GWh，同比 增長 9%。而儲能鋰電池出貨量僅為 3.8GWh，同比增長 26.7%，其中國內出貨量為 0.7GWh，出口總量為 3.1GWh，與動力電池相比，我國儲能電池佔比依然 較小，空間較大。
儲能核心邏輯：成本下降驅動儲能應用
儲能系統成本大幅下降。電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統（BMS）、 儲能變流器（PCS）、能量管理系統（EMS）及其他電氣設備構成。根據 GTM 數據統計顯示，2012 至 2017 年電化學儲能電站成本大幅下降 78%，單位 KWh 成本由 2100 美元下降至 587 美元。其中電池成本佔比約為 40%，是儲能電站 建設的主要成本來源。
鋰電成為主流技術路線，存在成本下降通道。目前已商業化應用的電化學儲能 技術主要為鉛蓄電池和鋰離子電池。根據 CNESA 數據，近五年全球已投運儲 能項目中，鋰電儲能系統佔比均超過 80%，成為主流電化學儲能技術路線。根 據 BNEF，2020 年至 2023 年的鋰電價格可能達到 150 美元/KWh，將達到儲 能系統應用的經濟性拐點。
成本下降驅動儲能裝機規模爆發。根據 GTM 預測，到 2025 年，單位 KWh 儲 能電池成本預計降至 110 美元，BOS 部分將降至 85 美元。儲能系統成本的不 斷下降，將驅動裝機規模迎來爆發。根據 BNEF 的預測，到 2040 年，全球儲 能累計裝機（不含抽水蓄能）將達到近 1095GW/2850GWh，對應投資 6620 億 美元。
國內儲能未來空間究竟有多大？——可期萬億市場
國內儲能未來空間究竟有多大？根據我們測算結論：
第一階段：到 2025 年，儲能成本降至 1500 元/KWh 時，我國大部分地區用戶 側儲能可實現平價。在存量市場滲透率為 30%情況下，我國儲能裝機規模可達 435.1GWh，市場規模達 6526.5 億元。其中，存量市場儲能裝機 394.6GWh， 市場規模可達 5919.0 億元。假設此階段電池：光伏配置比例為 15%，在放電時 長 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，滲透率為 30%，則所需儲能 8.1GWh，年 新增市場規模達 121.5 億元。
第二階段：到 2030 年，儲能成本降至 1000 元/KWh 時，我國大部分地區光儲 結合可實現平價。在存量市場滲透率為 60%情況下，我國儲能裝機規模可達 1186.8GWh，市場規模達 12070.8 億元。其中，存量市場儲能裝機 930.3GW， 市場規模可達 9303.3 億元，假設此階段電池：光伏配置比例為 30%，放電時長 4h，年新增集中式光伏 50GW，滲透率為 60%，則所需儲能 36.0GWh，年新 增市場規模達 360.0 億元。
發電側：風、光+儲能模式為新能源大未來
分佈式光儲：拆解“特斯拉戶用光伏”實例，看國內市場空間幾何
政策強制規定，美國戶用光伏市場駛入快車道。根據加州能源委員會頒佈的 《2019 建築能效標準》要求，從 2020 年 1 月 1 日開始，所有在加利福尼亞州 新建的三層及三層以下的低層住宅（包括獨棟）都將被要求強制安裝住宅光伏 系統，並對裝機規模也做出了規定：如果同時安裝了儲能系統，則光伏裝機規 模可在上述方程計算結果的基礎上減少 25%，且單戶住宅的儲能系統容量至少 為 7.5 KWh，多戶住宅的存儲系統容量至少為住宅戶數*7.5 KWh。
對於加州戶用光伏需求的測算：未來 10 年，每年至少有 750MW-1.25GW 戶用 裝機規模。其中新增市場：2020 年新政實施後，美國加州新增住宅將為戶用光 伏市場帶來 300-500MW/年裝機增量。2018 年美國居民用戶平均用電量 10972KWh，加州光照資源充沛，光伏有效年利用小時數 1800-2200h，則 100% 光伏發電對應戶均裝機量約 5-6KW。
加州戶用光伏存量市場中：每年有 450-720MW 規模。根據 1995-2018 年加州 獨棟住宅建築許可發放數量估算加州目前獨棟住宅數量約 180 萬套。若在 2030 年，這些存量獨棟能有合計 80%裝戶用光伏，5-8KW 每戶算，每年有 450720MW 的戶用光伏規模。
美國政策及經濟性助力下，戶用光儲系統得到快速發展。以特斯拉為例，2018 年，特斯拉安裝了 1GWh 的儲能系統，2019 年目標是將裝機容量翻倍到 2GWh 以上。特斯拉的 Powerwall（針對住宅用戶）基於 NMC 鋰電池產品。針對居民用 戶的儲能系統，與屋頂光伏系統同時應用。它可以存儲光伏電站在白天發的電 量，並在夜間釋放使用。據特斯拉表示，Powerwall 的單位裝機容量為 13.5KWh；其峰值功率/持續功率分別為 7KW/5KW，而電力轉換效率達 90%，且保證使用 生命週期為 10 年。
在不考慮特斯拉屋頂光伏的“屋頂價值”的情況下，特斯拉光儲方案已經初具經 濟性。截至 2020 年 2 月，加利福尼亞州的太陽能電池板平均成本為 3.06 美元 /W。考慮到太陽能電池板系統的大小為 3-10KW，加利福尼亞州的光伏系統平 均安裝成本在6.41-21.36萬元之間，光伏系統平均價格為10.68萬元。扣除26% 的聯邦投資稅收抵免（ITC）以及其他州和地方太陽能激勵措施後，系統成本降 至 4.74-15.81萬元，假設光伏系統工作壽命為 25年，年有效利用小時為 1900h， 實際用電量為有效發電量的 75%，考慮未來運維費用和發電量時間價值，光伏 屋頂全生命週期內的度電成本為 1.07 元/KWh。
根據特斯拉提供的 4 種不同規模的屋頂光儲系統，分別為小型（光伏裝機 3.8KW）、中型（光伏裝機 7.6KW）、大型（光伏裝機 11.4KW）和超大型（光伏 裝機 15.2KW），同時匹配 1、2、3 和 4 套儲能系統，光儲系統價格在 15.2742.77 萬元之間，扣除 26%的聯邦投資稅收抵免（ITC）以及其他州和地方太陽 能激勵措施後，系統成本降至 10.71-29.94 萬元。由於配置儲能系統，有理由假 設實際用電量為有效發電量的 100%，其他條件與加州戶用光伏相同，測算出小 型、中型、大型和超大型的特斯拉屋頂光儲系統全生命週期內的度電成本分別 為 1.52、1.20、11.1 和 1.07 元/KWh，儲能溢價分別為 0.45、0.13、0.04 和 0 元/KWh。說明含有儲能系統的大型特斯拉屋頂光伏，可以與當前普通戶用光伏 在 LCOE 相競爭。
如測算得，在不考慮特斯拉屋頂光伏的“屋頂價值”的情況下，特斯拉 11.4KW 光儲系統度電成本僅為 1.11 人民幣/KWh，較單純戶用光伏系統的度電成本僅相差 3.6%，戶用光儲結合系統方案經濟性在美國已得到顯現。
特斯拉 2019 年儲能裝機容量達到 1.65GWh。前三季度分別為 229MWh、 415MWh、477MWh，全年裝機 1.65GWh，同比增長接近 60%，超過 2017、 2018 年裝機總量之和。2019 年全球電化學儲能新增裝機為 15.9GWh，意味著 特斯拉佔據全球儲能的市場份額達到 10.4%。
我國國家層面政策為儲能發展提供方向。2017 年五部委聯合發佈《關於促進儲 能技術與產業發展的指導意見》，明確了十三五和十四五時期儲能發展“兩步走” 的戰略。2019 年針對該指導意見，進一步提出了細化的 2019-2020 行動計劃， 從而進一步推進“十三五”期間實現儲能由研發示範向商業化初期過渡的目標，同時為“十四五”期間實現儲能由商業化初期向規模化發展轉變的目標奠定基礎。
部分省市開始出臺用戶側補貼政策和新能源發電側技術要求。目前針對儲能出 臺補貼政策的有合肥和蘇州。2018 年合肥政策針對符合政策的光伏儲能系統， 按儲能實際充電量給予 1 元/KWh 的補貼。2019 年蘇州針對工業園區的儲能項 目，按放電量補貼 3 年，補貼標準 0.3 元/KWh。2019 年 6 月新疆針對光伏儲 能試點項目，儲能系統原則上按照不低於光伏電站裝機容量的 15%、且儲能時 長不低於 2 小時來配置，總裝機規模不超過 350MW。
基於我國提供儲能補貼的省市較少，我們通過搭建“光儲發電+網電套利”模型， 進行工商業光儲項目經濟性測算。工商業配置光伏+儲能替代部分網電，滿足自 身用電需求，綜合考慮峰谷電價差與時段劃分複雜度，以江蘇省為例進行建模， 各電價時段和電流流向如表所示。通過計算配置光儲系統前後支付電費差額， 作為光儲系統運營效益，對未來工商業光儲系統經濟性進行測算，基本假設如 下：
1、 江蘇省年利用小時數為 1063h，配置 150KW 光伏系統，預計平均每天可以 發 500~600 度電，單位成本為 4000 元/KW；蓄電池採用磷酸鐵鋰電池， 總容量 600KWh，單位成本為 1500 元/KWh。
2、 放電深度 95%，容量衰減 20%，循環壽命 5000 次，日運行 2 次，運行時 間為 8 年，殘值按照光伏系統剩餘價值計算。
3、 折現率 7.5%，貸款利率 6%，自有資金比例為 0.3。
測算結論：在上述假設條件下，江蘇省工商業用戶應用光儲系統可實現經濟性， 生命週期內項目內含報酬率 9.92%，自有資金內含報酬率為 18.17%，投資回 收期為 6 年。
進一步我們將模型應用於其他地區進行測算，可以發現，第一階段：當用戶側 光伏成本在 4000 元/KW，儲能系統成本為 1500 元/KWh 時，北京、浙江、江 蘇和廣東（部分地區）內的工商業用戶配置儲能系統可達到 8%收益率，假設市 場滲透率為 30%，儲能裝機規模為 140.70GW，市場規模合計為 2215.49億元。
進一步測算可得：第二階段，當光伏成本降至 3000 元/KWh，儲能系統成本降 至 1000 元/KWh 時，除青海、雲南和寧夏外樣本地區儲能系統均可實現 8%內 含報酬率。在市場滲透率為 60%的條件下，儲能裝機規模為 302.94GW，市場 規模合計為 3029.43 億元。
集中式光儲：光伏平價大時代的必經之路
西北地區棄風棄光率仍高於全國平均水平，儲能有望加速滲透。風能和太陽能 等新能源發電具具有不規律變化的特點，為維持電力供需平衡和電網的穩定性 需限制部分新能源的出力。據國家能源局統計，近年來全國棄風棄光率呈下降 趨勢，2019 年 1-9 月，全國棄風率 4.2%，同比下降 3.5 個百分點；棄光率 1.9%， 同比下降 1 個百分點。2019 年上半年，棄風仍較為嚴重的地區是新疆、甘肅和 內蒙古，棄風率分別為 17.0%、10.1%和 8.2%；棄光主要集中在西藏、新疆、 甘肅和青海，棄光率分別為 25.7%、10.6%、6.9%和 6.3%。
隨著可再生能源佔比的增加，其波動性與地理位置上的限制凸顯，減少棄風棄 電最直接的方式是配置相應的儲能系統，根據電網調度要求和實際發電負荷合 理實時改變運行模式，將可再生能源發電從非高峰（金麒麟分析師）時段轉向高峰時段，調配電 能供應與需求之間的平衡。例如 CAISO“鴨曲線”，將多餘電能存儲於電池儲能 系統中按需放出，減少發電損失，起到削峰填谷的作用。
傳統平滑新能源不穩定性的方案中，新能源機組分攤費用遠高於補償費用。從 能源類型的角度來看，參與輔助服務的能源類型主要包括火電、水電、風電、光 伏、核電，其中火電機組補償費用最高為 62.65 億元，但同時分攤費用也最高。我們構造分攤費用/補償費用指標來進行對比，風電分攤費用/補償費用值高達 34.26，核電和光伏發電也遠高於傳統火電。即新能源場站通過配置相應的儲能 系統，可滿足自身輔助服務需求，有效降低分攤費用。
儲能若替代傳統備用，將有效提高容量價值。國內新能源（風電、光伏發電）通過保留有功備用或者配置儲能設備，並利用相應的有功控制系統實現一次調 頻功能。光伏電站若要參與低頻響應，在不考慮限電情況下需預留 10%的容量， 按每天備用 8h 計算，則 100MW 光伏電站每天少發 8 萬 KWh，每年少發電 2800 萬 KWh。通過配置儲能設備替代備用容量也可提高系統容量價值。
目前國內已經有大量風、光儲電站示範項目投入使用。我國首個風光儲輸示範 工程位於河北省張家口市北部，於 2011 年底併網，綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、 鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術路線，每年可以提升 200 小時的利用小時數，有 效解決了新能源的消納問題。近年來，青海共和光伏發電儲能項目、魯能集團 海西州多能互補集成優化示範工程等大量新能源配套儲能項目投入使用。
我們針對國內集中式光伏+儲能系統進行經濟性測算，基本假設如下：
1、 投資主體為三類資源區光伏新能源場站，應用場景包括削峰填谷和替代一 次調頻備用餘量；
2、 根據不同地區利用小時數和限電比例不同，100MW 光伏容量分別配置43、 30 和 19MWh 儲能系統用於削峰填谷，同時配置 9MWh 儲能系統用於替代 一次調頻備用餘量。儲能系統單位成本為 1500 元/KWh，電芯選用磷酸鐵 鋰，放電深度 95%，容量衰減 20%，循環壽命 5000 次，日循環 1 次，運 行時間為 15 年；
3、 貸款利率 6%，自有資金比例為 0.3，所得稅率為 25%，折現率 7.5%。
集中式光儲結合經濟性測算：
當僅用於削峰填谷時，三類資源區的儲能系統裝機量分別為43、30和19MWh， 上網電價分別為 0.4/0.45 和 0.55 元，度電成本均為 0.63 元/KWh，但均未達預 期收益。當要求的 irr=8%時，三類資源區儲能系統成本需分別降至 851、957 和 1170 元/KWh。
當用於削峰填谷和替代有功備用時，三類資源區的儲能系統裝機量分別為 51、 38 和 27MWh，其他條件相同。可以發現三類資源區儲能項目的投資回收期分 別為 9、8 和 6 年，Ⅱ類資源區和Ⅲ類資源區項目內含報酬率均達到 8%，Ⅲ類 資源區項目內含報酬率為 11.9%。
第一階段：當儲能系統成本為 1500 元/KWh 時，在市場滲透率為 30%的條件 下，現有光伏存量市場儲能裝機規模為 33.41GW，市場規模合計為 501.09 億 元。假設儲能成本降至 1500 元/KWh 之前，光伏市場年新增量為 45GW，在相 同滲透率條件下，年新增儲能裝機 8.10GWh，年新增市場規模為 121.50 億元。
第二階段：當系統成本降至 1000 元/KWh 時，在市場滲透率為 60%的條件下， 儲能裝機規模為 109.75GW，市場規模合計為 1097.49 億元。假設儲能成本降 至 1000 元/KWh 之前，光伏市場年新增量為 50GW，在相同滲透率條件下，年 新增儲能裝機 36.00GWh，年新增市場規模為 360.00 億元。
用戶側：經濟性凸顯進行時，萬億市場空間值得期待
儲能能量時移，峰谷價差套利。一般情況下，由於白天用電側負荷曲線比晚上 高，部分地區實施分時電價機制，將一天 24h 分為峰時段、平時段和谷時段， 電價依次降低，從而形成峰谷電價差。儲能出現之前，電力用戶降低電費的傳 統方式主要為：減少消費或被動改變消費時段；儲能通過能量時移，在低谷電 價時間段充電，在高峰電價時間段放電，滿足用電需求，同時利用峰谷價差進 行套利。
高價差刺激儲能部署，國內價格激勵較弱。用戶應用儲能須有足夠的價差激勵， 即峰谷電價差可覆蓋儲能度電成本。部分發達國家（如美國、德國和澳大利亞） 峰谷價差較高，為用戶側儲能裝機提供機會。以美國為例，居民用戶的峰谷價 差平均為 0.15 美元/KWh，高於當前 0.10 美元/KWh 的儲能度電成本。但在國 內大部分地區，峰谷電價差仍遠不足以覆蓋儲能度電成本。
用電類別說明：深圳（大量需求）指深圳市大量工商業及其他用電（101 至 3000kVA）；深圳（高需求）指高需求工商業及其他用電（3001kVA 及以上）；廣東（廣州 5 市）指廣州、珠海、佛山、中山和東莞五市；廣東（8 市）指汕 頭、潮州、揭陽、汕尾、陽江、湛江、茂名和肇慶 8 市；廣東（5 市）指雲浮、 河源、梅州、韶關和清遠 5 市。
儲能需量管理，降低基本電費。理論上僅通過削峰填谷套利，儲能在國內用電 側難以實現經濟性。大工業用戶普遍採用兩部制電價計費，電費分為基本電費 和電度電費。其中，基本電費與耗電量無關，僅與變壓器容量或最大需量相關；電度電費與耗電量呈正比。當儲能應用於大工業用戶側時，除實現一般削峰填 谷套利降低電量電費外，同時也可進行需量管理，降低基本電費，帶來雙重收 益。
峰谷-峰平價差平均值修正。考慮到用電側儲能系統工作模式為一日 2 充 2 放， 僅存在一次谷時段充電、峰時段放電的機會，另一次則為平時段充電、峰時段 放電（即夜晚谷時段充電，早上峰時段放電，午間平時段充電，傍晚峰時段放 電），因此取峰谷價差與峰平價差平均值建模更為合理。
以上海市電價為例，我們針對國內大工業用電側儲能經濟性進行測算，基本假 設如下：
1、 配置1 MW / 4 MWh儲能系統，電芯為磷酸鐵鋰，單位成本為1800元/KWh；
2、 充放電深度 95%，容量衰減 20%，循環壽命 5000 次，無殘值；
3、 折現率 7.5%，貸款利率 6%，自有資金比例為 0.3；
測算結論：對於價差和基本電價均較高的上海市大工業用戶，儲能用於削峰填 谷和需量管理可實現經濟性。項目投資回收期為 4年，內含報酬率高達 16.44%， 生命周內度電成本為 0.64 元/Wh。
進一步我們將模型應用於其他地區進行測算，可以發現，目前在廣東（部分地 區）、上海、江蘇、海南和山東地區，大工業用戶配置儲能系統的 irr 可以達到 8%。
未來核心驅動因素在於成本下降。電價差影響項目收益，儲能系統價格影響項 目成本。在當前儲能系統成本下，各地區經濟性差異在於不同的價差水平，說 明當前價格激勵是用戶安裝儲能系統關鍵因素。但未來多數國家將嘗試降低整 個電力系統成本，以刺激經濟增長，終端價差將進一步縮小。因此降低儲能成 本則是推進未來儲能部署唯一可行的方法。
我們預計未來儲能部署將分為兩個階段，第一階段：當用戶側儲能系統成本降 至 1500 元/KWh 時，除寧夏、青海甘肅、陝西和河北外，其他樣本地區儲能項 目可達到 8%的內含報酬率，對應度電成本降低 0.10 元/KWh 至 0.54 元/KWh， 降幅達到 15.63%；第二階段：當成儲能系統成本降至 1000 元/KWh 時，所有 樣本地區均可實現8%內含報酬率，除寧夏外其他地區可實現10%內含報酬率， 對應度電成本降低 0.26 元/KWh 至 0.38 元/KWh，降幅達 40.63%。
對應裝機規模與市場規模預測：
第一階段：當用戶側儲能系統成本降至 1500 元/KWh 時，市場滲透率為 30%的 條件下，儲能裝機規模為 213.49GW，市場規模合計為 3202.38 億元。
第二階段：當系統成本降至 1000 元/KWh 時，市場滲透率為 60%的條件下，所 有樣本地區 irr 超過 8%，儲能裝機規模為 517.64 GW，市場規模合計為 5176.40 億元。
儲能市場具體到 32 個電力區：以 1800 元/kWh 為起點，當目標 irr=8%時，各 省市大工業儲能系統價格（元/kWh 橫軸）、裝機規模（GWh 縱軸）和市場規模 （億元）出現明顯分化。假設市場滲透率為 30%，在目標 irr 下，當儲能系統成 本為 1800 元/kWh 時，在可實現目標 irr 的地區中，廣東省、江蘇省和山東省市 場規模排名前三，分別對應 670、662 和 757 億元。
當目標 irr=10%時，各省市大工業儲能系統價格（元/kWh 橫軸）、裝機規模（GWh 縱軸）和市場規模（億元）分化更為明顯。假設市場滲透率為 60%，在目標 irr 下，當儲能系統成本為 1800 元/kWh 時，在可實現目標 irr 的地區中，江蘇省、 廣東省和山東省市場規模依然排名前三，分別對應 1324、1309 和 1263 億元。
天然的平價要求，儲能產業鏈如何應對？
儲能系統產業鏈梳理
在保證安全的前提下，持續的降成本是行業面臨的長期挑戰。從產業鏈來看， 儲能系統集成位於產業鏈中游，成本下降一方面依託於上游原材料的降本增效， 另一方面則通過系統結構的設計優化。
從儲能系統成本構成來看，目前電池成本約佔 60%，PCS 佔比 20%，BMS 佔 比 5%，EMS 佔比 5%-10%，其它配件 5%。根據 BNEF 預計，2018 年儲能系 統成本為 364 美元/KWh，到 2025 年，儲能系統成本有望降至 203 美元/KWh；到 2030 年，儲能系統成本有望降至 165 美元/KWh，相較於 2018 年降幅達 54.7%。目前電池成本佔系統成本比重最高，系統成本下降的關鍵是電池環節的降本增效，預計 2025 年電池成本將降至 95 美元/KWh，與 2018 年成本相比降 幅在 54%左右。同時隨著市場規模的擴大和技術創新，儲能 PCS、BES、EMS 和 EPC 成本同樣具有下降空間。
儲能生產商二分類：行業已現 PCS 派與電池派。基於儲能系統構成，電池、 PCS、系統集成領域均有涉足儲能的企業，在此我們通過對比幾類企業，可以 發現儲能仍處於商業化前夜的培育階段，雖然儲能業務目前佔各上市公司業務 比例仍然較低，但母公司的盈利情況及核心技術水平在一定程度上決定了未來 其在儲能板塊的拓展力度和發展方向。
其中，PCS 以陽光電源為代表，核心發力以行業領先 PCS 為抓手，佈局下游 儲能系統及儲能工程；電池則以比亞迪(71.700, 0.85, 1.20%)為代表，基於電芯成本發力儲能。
儲能系統核心競爭力：系統優化能力+電芯成本下降
儲能發展面臨天然的平價要求，“提效降本”不僅適用光伏，也適用儲能。在國 內，與光伏早期有國家補貼助力不同，儲能的發展天然就面臨“平價”的要求，儲 能系統的提效降本主要落實在電池的性價比與系統集成的效率雙提升，一方面 是對電芯廠商的降本要求，一方面是對集成廠商優化儲能系統的強訴求，二者 缺一不可。
一方面，鋰電電進入行業產能擴張期，成本降幅可期：
下游需求帶動鋰電市場規模擴大，電池價格降幅高於預期。根據 GGII 統計， 2019 年全年行業累計裝機量約 62.38GWh，同比增長 9%。根據 Marklines 預 測，未來 5 年全球動力電池行業將持續高速增長，2025 年全球裝機量可達 850GWh。同時鋰電池成本不斷下降，截至 2019 年 2 月 3 日，方形動力電芯 （磷酸鐵鋰）平均報價為 0.575 元/Wh，方形動力電芯（三元）報價為 0.725 元/Wh，其中磷酸鐵鋰報價已達到 BNEF 預測 2027 年儲能電池價格水平。
磷酸鐵鋰電池是儲能系統最為適配的選擇。商用鋰離子動力電池正極材料主要 有錳酸鋰、磷酸鐵鋰、三元體系，其中三元體系又可細分為鎳鈷錳 NCM 和鎳鈷 鋁 NCA。在空間充裕的條件下，儲能電池相比消費電池和動力電池，對能量密 度要求不高，對安全性和實用壽命的要求較高。從電池內在特性角度來看，相 較於其他體系電池，磷酸鐵鋰具有高安全性、長循環壽命和低成本的優勢，更 符合儲能電池需求。
長循環壽命和高轉換效率可直接降低儲能度電成本。在其他條件相同的情況下， 電池循環壽命越長，則生命週期內儲能系統可以存儲或釋放的電量越多，可直 接降低度電成本。此外，電池轉換效率越高，則充放電過程中能量損耗越少，也 可增加系統總充放電量。
能量密度提升可間接降低儲能投資成本。能量密度的單位可以用Wh/kg或Wh/L 來表示。這意味著能量密越高，則電池質量或體積越小，從而減少建設過程中 所使用的土地面積或廠房空間，通過攤薄固定成本來間接降低單位儲能成本。
梯次電池性能指標優於鉛酸電池。退役動力鋰電池能否用於梯次利用以及應用 領域，主要依據電池的剩餘容量，當電池剩餘容量在 20%80%時，則可以進 行梯次利用；如若電池容量低於 20%時，則已不滿足梯次利用的標準，應進行 電池拆解廠進行材料的回收。梯次電池相比鉛酸電池在循環壽命、能量密度、 高溫性能等方面具備明顯優勢，從性價比角度來看，梯次電池是鉛酸電池的 1.23-4.44 倍。
另一方面，光儲結合可降低進一步儲能成本，光電轉化是光儲系統核心競爭力：
加速光儲融合深度降低項目投資成本。在同一地點安裝的光伏和儲能系統可以 共享硬件組件，例如升壓器、檢測器和控制器，同時用於共享硬件而降低安裝 工程的人工成本；此外，相較於獨立的光伏+儲能，光儲結合部署還可以減少場 地準備次數，降低土地成本和 EPC 成本進而降低光儲項目的投資成本。
光儲結合耦合方案難度高，優化空間的天花板高的，考驗儲能系統的電氣化水 平。當光伏和電池存儲共用時，子系統可以通過直流耦合或交流耦合配置連接。直流耦合系統只需要一個雙向逆變器，直接將電池存儲連接到光伏陣列，並使 電池從電網中充電和放電。另一方面，交流耦合系統需要光伏逆變器和雙向逆 變器，電池的充放電需要通過直流和交流多次轉換步驟。直流耦合系統只使用 一個雙向逆變器，從而降低了逆變器、逆變器佈線和逆變器外殼的成本。
加強光儲深度融合，降低投資成本。以陽光電源為例，2020 年 2 月，陽光電源 推出集中式逆變器 SG3125HV，中國效率突破 98.55%，100MW 電站 25 年可 提高發電量 180 萬 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子陣設計，據 測算，100MW 電站，初始投資可以減少 1000 萬元以上。
系統數字化融合集成能量管理，降低 3%以上 LCOE。通過逆變器集成智能管理 單元，對核心部件進行全生命週期管理和壽命預測，做到“早發現、早維護”，降 低發電量損失和運維成本，進一步可降低電站 LCOE 達 3%以上。
他山之石：歐美市場儲能爆發啟示
為什麼說“當前儲能看海外”？
美國投資稅抵免（ITC）政策激勵非公共事業規模儲能發展。2016 年，美國儲 能協會向美國參議院提交了 ITC 法案，明確私人機構或個體投資的先進儲能技 術可以申請投資稅收減免：對於居民用戶儲能，要求 100%的電力來自於光伏發 電，享受系統投資額 30%的稅收減免和 5 年加速折舊（其本質為補貼替代套利）；對於工商業儲能，要求至少 75%的電力來自於光伏發電，當儲能電力 75%-99.9% 來自於光伏發電時，稅收減免額為該比例與 30%的乘積。
美國 ITC 自 2020 年開始下降，稅抵退坡為一致預期。2016—2019 年，ITC 仍 維持在系統成本的 30%；2020 年起，ITC 開始下降至系統成本的 26%；2021 年，稅收抵免進一步降至系統的成本 22%；2022 年以後，新的商業太陽能系統 的所有者可以從其稅收中扣除系統成本的 10%，住宅 ITC 將取消。一定程度說 明 2022 年後，儲能系統成本降低至可接受水平，實現無 ITC 平價應用。
加州用戶側儲能的發展受三大政策影響明顯，包括自發電激勵計劃（SGIP）、投 資稅收減免政策（ITC）和淨電量結算制度（NEM）：
2001 年啟動的自發電激勵計劃（Self-GenerationIncentiveProgram，SGIP） 是美國曆時最長且最成功的分佈式發電激勵政策之一。SGIP 鼓勵用戶側分佈 式發電，不對納入補貼範圍的技術類型進行限制，但通過限制技術指標要求確 保項目運行的穩定性。
按容量和效果補貼，提高投資積極性。自 2011 年起，SGIP 將儲能納入支持範 圍，並給予 2 美元/W 的補貼支持。在 2016 年 5 月修訂的 SGIP 中，補貼不再 採用以系統功率（“W”）為標準、按照每年固定金額的方式支付。而是依據規劃 容量的完成情況，同時考慮儲能成本的下降以及項目經濟性核算，對項目的容 量（“Wh”）進行補貼，採用 50%初投資補貼+50%按效果補貼的非一次性支付 方式予以支持，避免“後補貼”方式影響投資積極性。
在 2017 年 12 月發佈的第六版 SGIP 手冊中，激勵計劃針對儲能增加預算，為 儲能分配了整個計劃 80%的資金量，並將 13%的儲能資金用於支持 10KW 及 以下的居民儲能項目。儲能補貼的總資金分為五輪發放，第一輪補貼的標準為 50 美分/Wh，第二輪補貼標準降低 10 美分/Wh，之後的補貼標準逐步降低 5 美 分/Wh。儲能系統可獲得的補貼等於系統容量（Wh）與所在輪數的補貼標準的 乘積。2018 年 8 月，加利福尼亞州議會通過 SB700 法案，將 SGIP 計劃的截 止日期延長至 2026 年，用於持續激勵更多分佈式儲能項目的建設。
淨電量結算制度（NEM）用以支持用戶側的光伏發電，用戶表計會記錄用戶從電 網購電和用戶光伏向電網注入電力情況，在向用戶收取電費時，只需要收取淨 值部分。目前加州 PG&E 公司制定了一系列的 NEM 機制，其中適用於儲能的 有 Non-Export 和 NEM2-MT。其中，Non-Export 適用於所有類型及容量的電 源，要求機組安裝逆功率保護裝置、低功率保護裝置等。NEM2-MT 要求機組 與不向電網反送電的設備或 NEM 燃料電池發電設備配合使用。
SGIP 補貼收益佔用戶側總收益比重較高。根據 CNESA 全球儲能項目數據庫， 將分佈式儲能納入補貼範圍開始至 2019 年 7 月期間，SGIP 處於補貼流程中以 及已經獲得全額補貼的儲能項目數（不包含取消的）達到了 13156 個。其中， 近 6281 個儲能項目已經獲得了 SGIP 的全額補貼支付。在用戶側儲能項目的頭 五年收益中，SGIP 補貼收益佔到總收益的 40%~50%。
補貼政策為儲能設備廠商帶來發展機遇。從申請 SGIP 補貼的儲能設備廠商來 看，特斯拉、LG 化學、Stem Inc、CODAEnergy 等企業獲得補貼的項目數量、 能量規模和金額位居前列。特斯拉自 2015 年開始進入儲能領域，儲能業務包括 太陽能系統和儲能產品的銷售，通過經營租賃和 PPA 從太陽能系統中租賃的收 入以及太陽能系統激勵措施的銷售。與美國 SolarcityInc 等合作方開展的 6348 個儲能項目，獲得的補貼資金額（包括預留補貼資金、正處於補貼流程中以及 補貼完成）達到 2.2 億美元。
從執行效果來看，分佈式光伏+電池存儲滲透率不斷提高。根據 NREL 數據， 2018 年美國各州的配置電池儲能系統的光伏項目比例在 1%到 5%不等，加利 福尼亞州滲透率最高。2016 年-2018 年，受益於政策補貼，加州居民分佈式光 伏項目和非居民分佈式光伏項目儲能滲透率由不到 2%提升至接近 5%。
美國戶用市場大幅增長。2019 年第二季度，美國儲能市場的裝機容量為 75.9MW，同比增長 20%，環比下降近 50%。主要由於計劃在 2019Q2 實施的 FTM（Front of the Meter 供電側）項目較少，同時非戶用市場也出現了類似的 回調環比下降 49%。但是，受市場情緒和政策激勵影響，戶用市場環比大幅上 漲 41%，並繼續在各個地區擴展。
預計 2019-2024 年美國儲能市場將迎來爆發式增長。根據 Wood Mackenize Power 數據，21 世紀 20 年代初，美國存儲市場將出現大幅增長。儲能年新增 裝機規模將由 2018 年的 311MW 增長到 2024 年的 4834MW。2019 年至 2024 年期間，儲能市場年新增裝機規模將增長約 10 倍，儲能年市場規模將增長約 7 倍。2024年，BTM （Behind-the-Meter用戶側包括Residencial和Non-residential） 裝機規模佔比達 40%；FTM 市場規模約佔 53%。
德國分佈式儲能補貼政策發揮重要影響。2013 年 5 月，德國聯邦政府和國有 KfW 銀行集團發佈了一項家庭存儲系統市場激勵計劃，補貼的形式主要是低息 貸款和現金補助，補貼總額約 3000 萬歐元。目前允許用戶最高將光伏系統峰值 功率的 50%回饋給電網，以鼓勵用戶最大限度的自發自用，電網運營商承擔核 查功率限值的職責。另外，對於不同時間提出的申請，可申請的補貼率（補助資 金相對於儲能設備價格的比例）逐漸遞減。
從政策執行效果來看，分佈式光儲補貼已經推動德國成為全球最大的戶用儲能 市場之一。2013 年，德國家用和商業用儲能系統還不足 1 萬套，到 2018 年底， 這一數字已經增長至 12 萬套，其中，絕大部分來自戶用儲能。根據德國貿易促 進署的研究，隨著光伏系統與電池的成本下降，光儲應用的步伐加快，截止到 2020 年底，德國還將以每年超過 5 萬套的速度持續安裝用戶側儲能系統，並在 2020 年突破 20 萬套儲能系統的安裝量。
歐盟其他國家均在高速發展。根據 Wood Mackenzie 預計，到 2024 年，歐洲 住宅儲能市場的部署將增長五倍達到 6.6 GWh。德國年度部署量將增加一倍以 上，達到 0.5 GW/1.2 GWh。同時，意大利和西班牙的光儲市場也正在朝著平價 方向邁進。
未來幾年內，澳大利亞分佈式光儲將保持快速增長趨勢。根據 AEMO-CSIRO 預測，包括澳大利亞在內的亞太地區的分佈式發電（太陽能光伏發電、熱電聯 產和柴油發電）已佔集中發電（煤炭和核電站）的一半以上。而到 2028 年，分佈式發電源的容量將是集中發電容量的兩倍多。分國別來看，近年來德國和意 大利分佈式能源比率保持相對高位，而澳大利亞則是增長最快的國家。預計澳 大利亞將在未來幾年內仍保持快速增長的趨勢，並在 2030 年後繼續發揮主要 領導作用。
澳大利亞住宅市場儲能部署規模的不斷擴展。澳大利亞的太陽能光伏安裝成本 約為美國的一半，主要原因是有較少的管制和更低的勞動力成本。同時零售電 價較美國更高，疊加政府財政支持，激勵屋頂太陽能光伏發電系統正與分佈式 儲能設備相結合，使消費者能夠降低電費，同時提供一定程度的彈性。
為什麼說“未來儲能看中國”？
歐美儲能發展，離不開各國電力市場化改革。從 80 年代末起，以英國為首，國際 上許多國家進行了電力工業管理體制的改革，其目標都是開放電力市場，引入競 爭機制，降低發電成本，合理利用資源，並最終使用戶獲利目前將電力行業主要劃 分為發電側、輸電側、配電側和售電側四個環節，輸電側和配電側因具有規模 化要求，存在自然壟斷特徵，而電力行業兩頭的發電側和售電側，則具備引入 競爭，降低產業集中度的空間。
以美國為例看國際上電力市場化改革的成果。1978 年美國出臺了公用事業管制 政策法（較中國早 24 年），允許企業建立電廠並出售電力給地方公用事業公司。1992 年能源政策法案出臺，同意開放電力輸送領域。1996 年，為推進電力市場 化改革，美國政府頒佈法令規定無歧視開放輸電網絡，鼓勵構建 RTO（區域電 網運行中心）或 ISO（獨立系統運行中心）來管理整個輸電系統運行。此後，美國形成了聯邦政府、州政府兩級監管體系框架，並逐步形成了 PJM、加州、得 州、紐約、東南、南方、西南、西北、中土、新英格蘭等 10 個區域電力市場。
儘管電改的最終目的是降低終端用戶電價，美國目前的零售電價並未出現明顯 的降低。在電力市場化改革較為成功的加州，也沒有取消峰谷價差，而是隨著 可再生能源的發展，峰時段減少且後移，谷時段增加。以 PG&E（太平洋燃氣 和電力公司）中小企業的 Time-of-use rate plans 為例，自 2020 年 11 月將開 始執行新的峰谷時段，相較於現在，新的高峰時間由12PM-6PM變為4PM-9PM， 由下午轉移到晚上且減少一個小時。新增一個春季的超低峰時間段 9AM-2PM， 價格將處於最低水平。可以說明在電改的背景下，隨著可再生能源發電佔比提 高，峰谷價差將會持續存在，且有可能出現新的谷時段電價，從而為儲能帶來 更多套利空間。
反觀我國電力市場改革，我國電改大體分為三個階段：
第一階段：（1996-2002 年）市場化改革探索期。1996 年出臺的《電力法》賦 予電力企業作為商業實體的法律地位。從 1998 年開始，我國嘗試在電力行業實 行“廠網分開、競價上網”的改革，並確定山東、上海、浙江及東北的遼寧、吉林、 黑龍江 6 個電網為首批“廠網分開”的試點單位。2000 年 1 月山東、上海、浙江 發電側電力市場正式投入商業化運行。通過各試點單位的市場化運作，以期在發 電側引入市場機制，競價上網，並積累經驗，逐步向完善的電力市場靠近。
第二階段：（2002-2015 年）開放發電側競爭，打破壟斷格局。2002 年，國務 院印發《電力體制改革方案》（5 號文），標誌著我國電力市場改革的正式開始。國家電力公司被拆分為兩大電網公司，五大發電集團和四家輔業集團（後整合 為 2 個），發電環節產業集中度大幅下降，國家電力公司獨家壟斷的電力市場格 局被初步打破。同時通過在發電側引入多元投資主體，建立了發電側企業競價 上網的競爭機制。從根本上改變了長期以來電力市場供給不足的矛盾，但也造 成了發電行業整體產能過剩。
第三階段：（2015 年-至今）管住中間，放開兩頭。2015 年，中共中央辦公廳發 布《關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發[2015]9 號），標誌著我國 新一輪電力體制改革的開始。電改的基本原則和重點是區分競爭性和壟斷性環 節，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，在發電側和售電側開展有效競爭， 培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、有序向社會資本開放配售電業務， 形成適應市場要求的電價機制，競爭有序的電力交易格局。現階段的電力市場 化改革工作處於起步階段，距離一個成熟運行的電力市場還有很大差距。
伴隨著我國電力市場的不斷髮展，我國電價政策也隨之調整。2015 年新一 輪電改放開電價、配售電和發電計劃，強化輸配電環節管理，有序放開上網 電價和銷售電價。電力用戶參與電力市場後按終端電價繳納電費。終端電價 由交易價格、輸配電價（含線損和交叉補貼）、政府性基金及附加等三個部 分組成，其表達式為：P=PGen+PTran+PGov。P 為電力用戶參與電力市場後的 終端電價；PGen為交易價格，指發電企業或售電公司向其出售的電能價格；PTran 為輸配電價，由政府物價部門按照“准許成本+合理收益”的原則進行核 定；PGov為政府性基金及附加，其收費標準與銷售電價相同，電力用戶無論 是否參與電力市場都需繳納。
我們認為，伴隨著電力市場化改革的進一步深入，國內儲能市場將進一步迎 來發展黃金機會。2015 年中國重啟新一輪電力體制改革，並在價格機制調整、 售電市場放開、直接交易和輔助服務市場試點建設方面取得了突破性進展， 這正在為儲能技術規模化應用和新增價值收益點鋪平道路。輸配電價改革是價格機制調整的第一步，由此所帶來的未來整個價格機制的形成將決定儲能 產業的走向，售電市場放開為儲能技術應用提供了平臺，而輔助服務市場建 設為儲能創造了價值增值的機會，僅通過峰谷差價獲取收益的商業模式將隨 著市場化程度的深入而發生本質改變。開放的電力市場是儲能商業化的重要 前提，儲能系統也將在市場應用中會獲得更高的基礎價值。
投資建議：尋找中國的特斯拉
陽光電源——佈局光儲結合，光儲大時代核心標的
公司傳統逆變器優勢成功拓展至儲能新領域。2015 年公司牽手三星 SDI 成立 兩家合資公司：三星陽光儲能電池有限公司和陽光三星儲能電源有限公司，公 司依託在該逆變器領域的技術優勢和先發優勢，迅速擴張至儲能逆變器和儲能 鋰電系統等領域。目前可提供單機功率 5~2500KW 的儲能逆變器、鋰電池、能 量管理系統等儲能核心設備產品，覆蓋 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各類儲 能應用場景需求。2018 年公司儲能業務營業收入實現同比近 5 倍增長達 3.83 億元，毛利率為 29%；2019 年上半年，儲能業務營業收入大幅增長 40.25%至 1.67 億元。
儲能系統龍頭廠商，業務覆蓋全球。陽光電源儲能業務依託在海外的長期深耕 和市場佈局，全球重大系統集成項目已突破 900 個，在國內電網側、電源側、 用戶側等場景均有大型標杆示範項目落地，覆蓋所有儲能應用場景，且均安全 高效運行。
攜手三星 SDI，三元鐵鋰齊發展。2018 年，SDI 儲能電池全球市場份額高達 51%，2019 年，陽光電源採用本土合資的 SDI 電芯在國內儲能出貨量排名第 三。未來公司儲能業務將在全球範圍內全面推出磷酸鐵鋰和三元鋰兩種專用儲 能電池技術路線，其中公司三元鋰電池 6000 次循環後仍然具備 80%充放電能 力，優於普通磷酸鐵鋰產品。
依託逆變器升級，降低投資成本，加強光儲深度融合。2020 年 2 月，陽光電源 推出集中式逆變器 SG3125HV，中國效率突破 98.55%，100MW 電站 25 年可 提高發電量 180 萬 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子陣設計，據 測算，100MW 電站，初始投資可以減少 1000 萬元以上。
系統數字化融合集成能量管理，降低 3%以上 LCOE。結合分佈在全球、覆蓋各 國所有應用場景的 900 多個已投運儲能項目的運行數據，公司不斷提升系統集 成設計對各類技術路線電池的兼容性，實現不同設備統一管理和調度的數字化 融合。通過逆變器集成智能管理單元，對核心部件進行全生命週期管理和壽命 預測，做到“早發現、早維護”，降低發電量損失和運維成本，進一步可降低電站 LCOE 達 3%以上。
綜合來看，得益於公司在儲能領域的提前佈局，國內和國外的儲能業務發展均 大幅領先同行，先發優勢明顯。隨著海內外千億級儲能市場的陸續爆發，儲能 系統業務將驅動公司進入快速發展的新階段，公司將是在儲能爆發中率先受益 的標的。
鋰電池及新型導電劑環節——寧德時代、天奈科技、國軒高科、億緯鋰能
有別於以三元電池為主的海外戶用儲能市場，我國目前儲能應用場景集中於基 站儲能、備用電源、電網側以及用戶側等應用場景，磷酸鐵鋰電池在安全性、使 用壽命、單體容量、能量密度以及環保性上較傳統鉛酸電池均具有優勢，而其 與三元電池相比具有的使用壽命及成本優勢使其更適合我國目前電網、基站儲 能為主的市場環境。目前磷酸鐵鋰電池平均價格已降至 0.85 元/Wh，伴隨著 CTP、 刀片技術等技術迭代，鋰電池成本在未來有望實現較大幅度下降，經濟性的改 善將顯著加速鋰電池在儲能領域的應用。
動力電池領域，優質鋰電池生產企業已率先佈局儲能板塊，如動力電池龍頭企 業寧德時代在 18 年 6 月就與福建省投資集團簽約大型鋰電池儲能項目，計劃 總投資 24 億元，擬分三期實施，項目一期擬建設規模為 100MWh 級鋰電池儲 能電站，二期將擴建 500MWh 級鋰電池儲能設備，三期將擴建 1000MWh 級鋰 電池儲能設備，同時還將配套建設移動儲能設備，以及移動充電設施；行業優 質企業國軒高科 2017 年 10 月在南京簽署儲能系統基地項目投資協議，該項目 總投資 30 億元，利用上海電氣在電力領域的資源優勢，拓展分佈式儲能、電網 儲能業務，並於 18 年 5 月中標 8MW/16MWh 揚中長旺儲能電站；億緯鋰能等 優質企業也紛紛在電網儲能以及基站儲能領域發力。動力電池生產企業佈局儲 能板塊，一方面有利於拓寬下游渠道，改善較為單一的業務結構，保障盈利能 力；另一方面在動力電池競爭日漸激烈局面下，儲能板塊未來巨大的潛在成長 空間也為動力電池企業消化產能提供了可能。優先推薦在磷酸鐵鋰技術路徑上 積累深厚、且在儲能板塊具有領先優勢的行業龍頭企業：寧德時代、國軒高科、 億緯鋰能等。
此外，由於儲能應用場景收益率對於電池的單次衝放成本有較大的敏感性，而 電池循環壽命將極大程度上影響儲能電池實際的單次衝放成本，因此提升電池 循環壽命也將成為未來儲能電池的方向所在。新型碳納米管導電劑相較於傳統 導電劑具有導電性能好、用量少的特點，能夠顯著改善電池的倍率性能、循環 壽命、容量發揮等，目前已在動力電池和 3C 數碼電池領域逐步得到應用，預計 其在儲能領域的滲透率也將逐步得到提升。擁有核心研發能力、產品性能領先、 客戶結構優異且獲得資本助力的導電劑龍頭公司將優先受益，重點推薦天奈科技、道氏技術等。
（來源 國信證券）
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