IBee金浪电池展华南储能展 万亿储能竞争格局！

  储能系统贯穿电力生产及消纳各环节，系新型电力系统必要配置。储能下游应用场景 主要可分为发电侧、输配侧、用户侧等，在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网 压力等作用，在输配侧主要作为扩容装置及后备装置来缓解线路阻塞、增加变电站稳定性， 在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出。

  储能下游应用场景主要可分为发电侧、输配侧、用户侧等，在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用，在输配侧主要作为扩容装置及后备装置来缓解线路阻塞、增加变电站稳定性，在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出。在能源清洁化转型过程中，储能系统可提升风、光发电可消纳性及经济性。

  碳中和系全球确定性命题，近30国积极做出响应完成目标制定，多以2050年左右为限，随着碳中和目标陆续推进，储能支持型政策力度有望延续或逐步提升。我们预计2022-2025年全球储能新增需求量约629.9GWh，其中发电侧、电网侧、用户侧、5G基站、其他辅助服务新增储能需求量分别为190GWh、34.4GWh、364.9GWh、30.3GWh、10.4GWh。国内多地出台风光电站配置储能的政策标准，强制配储比例多在10%、时长为2小时。我们预计2022-2025年国内储能新增需求量约179GWh，其中发电侧、电网侧、用户侧、5G基站、其他辅助服务新增储能需求量分别为41.1GWh、26.2GWh、77.9GWh、27.9GWh、5.7GWh。

  按应用场景分类，储能可分为电源侧、电网侧和用户侧，其中用户侧的工商业储能由于市场活跃度和参与度较高，发展前途更优。在现有系统成本下，我们测算得工商业分布式光储电站IRR约11.7%，较电源侧和电网侧盈利性更优。2022年6月7日国家发改委、国家能源局发布《关于逐步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，独立储能电站可双向盈利，享受容量租赁的同时可参加辅助服务。储能电站经济性较以往有所提升，社会资本方投资意愿加强。伴随着政府制定强制配比、增加财政补贴、丰富收入来源，储能的需求有望快速爆发。

  储能产业链上游系电池组原材料，中游是储能核心设备，下游指储能系统的安装和运营。其中中游是储能产业链的核心部分，包括电池组、PCS、BMS、系统集成商等。从价值量来看，电池组和PCS占据了储能产业链中游的绝大部分，分别占比约60%、20%，市场空间最为广阔。目前储能市场格局呈现三点特征：1）市场尚处于发展初期，竞争格局未定，技术、资本、渠道方各自为据。2）储能各环节均有对应的相类似的成熟市场，现有主要厂商大多是从成熟市场横向扩展业务线）纵向一体化延伸布局是国内储能市场的大趋势。我们判断随着下游需求量井喷式增长，更多行业龙头将切入储能新赛道。

  储能即能量储存，实现能量跨时、空转化。储能从广义上而言，即通过一种介质或者 设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以 特定能量形式再释放开来的循环过程，实现能量跨时间、空间的传递或转移。传统电力储能 设施主要配置在一次能源环节，包括煤场存煤、储气罐储气、水库存水等，随着能源结构向 清洁化转型，一次能源储存难度提升，电力储能的重要性逐步凸显，预计成为未来能源体系 中主要的储能形式。

  储能系能量系统调节器，主要起调峰调频功能。储能核心作用即在能源系统中起到调 节作用，确保能源生产和消费平衡，同时提升能源系统整体经济性，降低用能成本。储能系 统的日常功能可大致归为调峰、调频两类。

  1）储能可通过削峰填谷匹配发电端及负荷端，实现调峰功能。调峰指在较长的时间跨 度下维持用电负荷与发电量的平衡，在用电高峰期投入更多的发电机组以满足需求，在用电 低谷期则关闭相应机组。储能系统具有能量可双向流动特性，在用电低谷时蓄能，在用电高 峰期释放电能，实现削峰填谷，可大大降低电力系统的负荷峰谷差，在时间跨度上匹配发电 端及负荷端，维持系统稳定性。

  2）储能可优化调频精度，延长电力系统常规使用的寿命。电力系统频率系最为敏感且能直接 反映系统稳定性的运行参数，日常运作中须将其维持在固定的可控范围内。当电力系统发电量与用电负荷不平衡时，频率将随之变化，发电量供不应求时系统频率降低，反之升高。调 频即在瞬时根据用电负荷水平调配相应的发电机组以提供合适的发电量，对机组的快速响应 速度提出高要求。储能可优化电力系统调频功能，一方面储能的实时响应速度可加强电力机 组的调节速度及精度，另一方面储能的瞬时充放电功能可承担部分微小波动的调频功能，避 免机组频繁动作从而延长整体电力系统使用寿命。

  储能系统贯穿电力生产及消纳各环节，系新型电力系统必要配置。储能下游应用场景 主要可分为发电侧、输配侧、用户侧等，在发电侧主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网 压力等作用，在输配侧主要作为扩容装置及后备装置来缓解线路阻塞、增加变电站稳定性， 在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出。在能源清洁化转 型过程中，储能系统可提升风、光发电可消纳性及经济性。

  1）发电侧配套储能直击新能源发电痛点，成能源结构清洁化必经之路。新能源发电不 同于传统火电可通过人工调节发电效率，天然高度依赖自然环境因此导致了明显的不可控性 和不稳定性，在并网时会对电网造成巨大电流冲击损伤电网，因而解决不稳定性成为清洁能 源发展的核心瓶颈。在发电侧，储能系统大多配备于大型集中式电站，用以缓解这一技术瓶 颈。一方面，储能系统能够最终靠将不能消纳的多余电量存储起来，按需求调度放电时点来实 现“削峰填谷”，解决弃风问题。另一方面，储能系统可以频繁充放电或快速响应调频信号， 来实时调整新能源发电的短时输出及功率，缓解电网短时间内的调频、调峰压力。

  2）输配侧储能作为扩容装置或后备装置，提升线路可调节性及安全性。输配侧配置储 能能够扩充线路容量，在日常应用中缓解线路阻塞，并且储能的暂时性扩容作用能够延缓或 免去对老旧线路的替换需求，减少支出。同时，储能设备也可作为后备装置应用于变电站中， 在外部交流电中断时提供后备直流电，提高可靠性及安全性。

  3）用户侧储能可有效利用电价差异，降低用电成本。在用户侧，储能多应用于分布式 光伏或风电装置。基于分时电价体系或容量费用体系，用户在电价较低的时段发电储存，以 满足电价较高时段的用电需求，以此来实现总体用电成本的降低。此外，用户侧另一重要应 用即“微电网”，将分布式电源、储能、能量转换装置等汇集成小型发配电系统，与总电网 相分离，起到就近消纳、减少对总电网冲击等作用。

  储能多种技术路线并存，技术特点、应用场景多元化。按技术角度分，储能可分为机 械储能、电化学储能、电磁储能、化学储能及储热等多种路线。抽水储能及压缩空气储能容 量大且放电时间长，适用于大规模可再次生产的能源并网、电网调峰等能量型应用场景；超级电容 和飞轮储能拥有较高的转换效率且能提供短时的功率输出，适用于需要快速响应的领域，如 调频等功率型应用场景；电化学储能相较之下放电时间及储能容量的跨度都较大，且可以通 过模块化实现规模化应用，适用领域更广泛多样。

  抽水蓄能占据主要电力储能装机份额，电化学储能为最具潜力应用领域。电化学储能 本身性能优势显著，一方面对比传统压缩空气储能技术，电化学储能具备更优的响应速度和 功率密度；另一方面电化学储能对地理条件限制较低、初期投资所需成本较低，可缓解抽水储能 等传统储能方式开发接近饱和的问题，具备商业化推广条件，应用空间有望快速提升。截至 2021 年底，全球电力储能累计装机中抽水蓄能占比达 86.2%。而以电化学储能为主的新型 储能则为增速最快的技术类型，2021 年全球新增投运规模为 10.2GW，同比增长 117%，在 全球储能累计装机占比达到 12.2%。

  全球电力储能装机保持高增速，抽水蓄能为主要存量应用方式，新型储能占比快速提 升。全球电力储能累计装机规模从 2017 年的 175.4GW 增长到 2021 年的 209.4GW，CAGR 为 4.5%。2021 年起，全球电力储能装机明显提速。2021 年，全球新增投运电力储能项目装 机规模达到 18.3GW，同比增长 185%，其中，新型储能的新增投运顶级规模，并且首次突 破 10GW，达到 10.3GW，同比增长 119%。从技术路线 年抽水蓄能在全球电力 储能累计装机中所占比例为 86.2%，仍为主要装机技术路线。新型储能累计装机在全球电力 储能占比从 2.2%提升至 12.1%，为最具潜力的技术路线。

  新型储能装机规模保持快速地增长，电化学为主要装机形式。全球新型储能累计装机规 模从 2017 年的 3.8GW 增长到 2021 年的 25.4GW，CAGR 为 60.8%。截至 2021 年底，全球 新型储能的累计装机规模为 25.4GW，同比增长 67.7%，其中，锂离子电池占据绝对主导地 位，市场占有率超过 90%。全球新型储能新增装机规模从 2017 年的 1.8GW 增长至 2021 年的 10.3GW，CAGR 为 54.7%，保持高速增长态势。其中，全球电化学储能新增装机规模从 2017 年的 1.16GW，增长至 2021 年的 8.66GW，CAGR 为 65.3%。

  新型储能在电源侧、用户侧、电网侧分布相对均衡，美国、中国、欧洲为前三大新型 储能装机市场。从应用分布看，2021 年电源侧、电网侧和用户侧中的新增装机占比基分别 为 37%、32%、31%，相对来说还是比较均衡。从新增新型储能市场区域分布来看，美国、中国、欧 洲为前三大新型储能新增装机市场，2021 年新增新型储能装机占比分别为 34%、24%、22%。截至 2021 年，全球电力系统中已投运新型储能项目累计装机规模排名前七位的国家分别是 美国、中国、韩国、英国、德国、澳大利亚和日本，上述国家 2021 年新增装机规模合计 8.6GW， 约占全球新增装机总量的 84%。

  发电侧：利好政策加速需求增量释放，2025 年新增需求量达 50.6GWh。发电侧以新能 源发电配套为主，我们假设2022-2025年：

  2）风电光伏电站配 置储能的渗透率分别为 20%、30%、40%、60%。

  电网侧：电网侧存量与新增双轮并行，2025 年新增需求量约为 16.3GWh。电网侧以辅 助服务（即调频调峰）为主，分存量及增量市场。截止 2021 年底全球可再次生产的能源装机存量 市场约 2807GW，我们假设 2022-2025 年：

  用户侧：高电价持续驱动用户侧高增，2025 年新增需求量约为 147.7GWh。我们假设 2022-2025 年

  2）分布式光伏储能配备渗透率分别为 13%、20%、23%、27%。3）用户侧功率配置比例为 95%。

  3）海外户用储能配置时长一般为 2-4 小时，取 3 小时平均值进行估算。则预计 2022 年用户侧储能新增容量规模及能量规模分别为 12.4GW/37.1GWh，2025 年分别达 49.2GW/147.7GWh，容量规模三年 CAGR 为 58.6%。

  5G 基站：辅助服务空间需求可观，2025 年新增需求量约为 15.1GWh。5G 基站配置的 储能除作为应急电源外，其本身也是一个以辅助服务角色，参与电网调频调峰的储能站。我 们假设 2022-2025 年：

  美国储能市场迎来增长爆发期，2025 年新增储能装机量预计达 7.3GW。2020 年起，美 国储能市场迎来增长爆发期，2021 年新增储能装机量约 3.53GW（按照配置 2 小时估算，约 合 7.06GWh），同比增长 138%。据 Wood Mackenzie 预测，2025 年美国年度新增储能装机量 预计达 7.3GW（按照配置 2 小时估算，约合 14.6GWh）。2020-2025 年，五年 CAGR 达 40%。细分储能技术路线来看，现存储能装机依旧以抽水储能为主，占比 88.2%，但低于全球平均 水平，电化学储能技术发展领先。公用事业公司是美国储能布局主力军，供电侧储能占据主导地位。供电侧包括发电侧 及输配侧，是美国储能新增装机的主要组成部分。美国储能新增装机量主要由大型电力公司 负责执行，2019 年 NV Energy 公司、洛杉矶水电局、PG&E 等电力公司先后部署 1200MW 太阳能发电项目的配套电池储能、300MW 电池储能系统及 567MW 的三个电池储能项目。2020-2025 年预计美国供电侧新增储能装机量占总体新增储能规模的 75.6%、84.7%、79.2%、 77.9%、76.8%、75.6%，长期稳定在 3/4 的高位水平。

  政策是美国供电侧储能发展一大驱动力，布局力度全球领先。美国作为全球最大的储 能市场，长期依靠积极政策驱动储能市场快速地发展。其中，美国储能政策多从电力公司装机 量入手制定目标，可解释上述美国供电侧储能装机占比较高的特点。纽约州、新泽西州、加 利福尼亚州、俄勒冈州、马萨诸塞州等州均已制定了明确的储能装机目标数量，并配备相应 行政约束或法律约束条款，且这类州级目标政策均面向特定的电力公司，由电力公司统一执 行，促进供电侧储能规模实现确定性增长。除此之外，内华达州、犹他州、科罗拉多州等十 多个区域虽没有制定明确具有约束力的储能装机目标，也宣告了大规模采购的公告，稳定发 电侧储能装机需求。

  政策有望出台，助力用户侧储能装机。ITC 政策原针对光伏等清洁能源装机，个人或商 业机构安装清洁能源可抵扣所得税，以此为用户侧装机提供经济支持。长期以来储能作为清 洁能源的附属装置，必须与合乎条件的可再次生产的能源装置配套部署，且由可再次生产的能源产生的电 量占比超过 75%时才可享受 ITC 税收优惠。2021 年 5 月，拜登提出的预算方案中，首次包 括了制定针对独立部署储能项目的 ITC 政策，政策力度向储能倾斜，预计用户侧储能项目 需求将稳步提升。

  欧洲储能市场成熟，年装机量保持稳定增长。欧洲储能市场经过近十年的发展，取得 了显著而稳定的增长。据欧洲储能协会统计，2018-2020 年欧洲年度非抽水储能新增装机量 分别约为 1067MWh、1099MWh、1693MWh，同比增速 87.0%、3.0%、54.0%。2015 年欧洲 非抽水储能累计装机量约 0.6GWh，至 2021 年达 8.3GWh，六年 CAGR 约 54.94%。用户侧储能市场蒸蒸日上，个别国家实现高渗透率。2020 年欧洲非抽水储能装机中， 户用装机约 712MWh，工商业装机约 140MWh，供电侧装机约 841MWh，用户侧占比达 50.3%。相较于美国不到 1/4 的占比水平，2017-2020 年欧洲用户侧非抽水储能占比分别为 49.9%、42.0%、56.9%、50.3%，长期占据储能市场关键地位，且其中以住宅户用为主。分国家来看， 德国、意大利、英国系欧洲住宅户用储能前三大国，装机量占欧洲总量的 66%、12%、5%， 其中德国近 70%的户用光伏系统配备了储能装置，实现高渗透率。

  欧洲高电价支持储能系统经济性。据 EuPD Research 测算，2018-2020 年欧洲光伏度电 成本约 0.098 欧元/kWh、0.096 欧元/kWh、0.096 欧元/kWh，光伏+储能系统度电成本约 0.162 欧元/kWh、0.159 欧元/kWh、0.147 欧元/kWh。欧洲长期以来户用电价较高，2018-2020 年 欧洲平均户用电价约为 0.216 欧元/kWh、0.216 欧元/kWh、0.213 欧元/kWh，作为对照美国 平均户用电价约为 0.107 欧元/kWh、0.108 欧元/kWh、0.110 欧元/kWh，因而在欧洲储能系 统具备经济性，驱动住宅自发采用储能装备。其中，德国是全欧洲电价最高的国家，2020 年户用电价达 0.314 欧元/kWh，从而解释了其储能高渗透率的原因。

  欧洲储能主要是依靠经济性驱动，政策端统筹力度不足。对比美国强有力的确切目标或 长期税收补贴政策，欧盟政策停留在建设示范性项目或支持研发支出等，政策端力度相对薄 弱。同时，不同于美国储能项目大多由电网运营商统一采购，欧洲为了保持储能市场具有竞 争性将储能设施归储能厂商所有，禁止作为电网运营商的资产。供电侧储能系统某些特定的程度上 带有公共物品性质，储能厂商过度竞争可能会导致效率下降，遏制了供电侧储能市场的发展。

  澳洲储能特点系小总量、高渗透率。据 Wood Mackenzie 统计测算，2020 年澳洲新增储 能装机量约 1.2GWh，同比增长 140.5%，累计储能装机达到 2.7GWh。其中，发电侧及输配 侧新增装机量 672MWh，用户侧新增装机量约 581MWh，在规模上小于欧洲及美国。但从 渗透率，即储能累计装机占光伏及风电累计总装机量的比值来看，澳洲光伏、风电、储能累 计装机量分别为 17.6GW、9.5GW、2.7GWh，比值约为 0.10；而美国与欧洲的这一比值分别 为 0.06、0.016，可见澳洲给可再次生产的能源配备储能装备的渗透率较高。

  澳洲储能兼备经济性及政策驱动，项目趋于大型化。一方面，澳洲 2020 年居民电价约 为 0.21 欧元/kWh，与欧洲平均电价相仿，光伏+储能度电成本约为 0.15 欧元/kWh，在澳洲 具备经济性，推升用户侧储能需求。另一方面，澳洲相较于欧洲积极布局利好政策，各州在用户侧出台切实的补贴及奖励政策，在供电侧建立补贴基金建设电网级别储能项目，为储能 需求提供有力支撑。政府统筹规划促使澳洲储能项目趋于大型化，2020 年电网侧项目平均 容量约 50MW，去除 100MW 以上的三个新项目后平均约为 19.2MW，作为对照美国 PJM 电 力市场大型储能项目平均容量约 12MW，澳洲储能项目大型化趋势明显。

  澳洲可再次生产的能源潜力巨大，储能市场空间广阔。澳洲的可再次生产的能源资源具有天生优势， 光照资源排名世界第一，80%以上的地面光照强度超过 2000kWh/平方米，且澳大利亚中部 地区地广人稀，适合大规模太阳能项目的建设。据 Carbon Tracker Initiative 计算，在可再生 能源供需关系上，澳洲潜在可开发的光伏及风电能源远大于居民需求，居于世界第三。由此 推测，目前澳洲储能总量偏小可能系人口密度较低，用电需求少所致，随着未来跨国跨地区 电力输送机制的成熟，预计澳洲储能市场空间将进一步打开。

  2060 碳中和目标下非化石能源成为主要能源供给。中国制定目标在 2030 年前二氧化碳 排放量达到峰值，2060 年前实现碳中和。我国实现碳中和核心在于能源结构的清洁化、低 碳化，能源结构将加速向非化石能源转变，根据全球能源互联网发展合作组织的数据，预计 一次能源需求峰值 61 亿吨标准煤左右，2035 年后能源消费出现负增长，2050、2060 年能源 消费总量预计分别为 60.0、59.0 亿吨标准煤，其中非化石能源消费占一次能源消费比重有望 达 75%、90%。

  远期清洁能源装机占比超过 90%，风电光伏装机成为电源装机增量主体。长期目标实 现能源装机全面脱碳，清洁能源占据绝对体量，根据全球能源互联网发展合作组织预测，至 2050、2060 年，我国电源总装机分别可达 74.3 亿 kW、79.4 亿 kW，非化石能源装机占比有 望提升至 92%、97%，风电累计装机分别达到 22.0 亿 kW、25.0 亿 kW，光伏累计装机分别 达到 34.5 亿 kW、38.0 亿 kW。新增装机结构中，至 2050 年，光伏、风电新增装机分别有 望达到 120GW、70GW，清洁能源成为能源结构的绝对主体。

  2060 年，非化石能源发电量占比有望达到 88%，风电光伏发电量占比有望达到 63%。2021 年，非化石能源发电量占比为 40%，其中风电、光伏发电量占比分别为 7.79%、3.89%。随着清洁能源成为主导电源，非化石能源发电量占比持续提升。根据全球能源互联网发展合 作组织数据，预计至 2025 年，非化石能源发电量占比有望达到 42.6%，其中光伏、风电发 电量占比分别为 7.9%、11.4%。至 2060 年，非化石能源发电占据主要地位，非化石能源发 电量占比有望达到 88.0%，其中光伏、风电发电量占比分别为 30.5%、32.4%。

  我国储能市场尚处于起步阶段，可再次生产的能源并网储能装机占比快速提升。根据 CNESA 统计，截至 2021 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 46.1GW，同比增长 29.5%。2015-2021 年中国累计投运储能规模占全球市场总规模比值由 11.0%提升至 22.0%，重要性 逐年凸显。从细分结构来看，2021 年我国电源侧、电网侧、用户侧储能占比分别为 41%、 35%、24%，工商业的盈利性较好驱动用户侧储能装机占比快速提升，较 2020 年提升 22 个 百分点。

  电化学储能市场发展迅速，累计装机量已居世界前列。截至 2021 年底我国电化学储能 的累计装机规模位居世界第二，为 5.12GW，同比增长 56.5%，在各类储能技术中占比 11.8%， 相较 2020 年底的 9.2%提升 2.6 个百分点；在各类电化学储能技术中，其中锂离子电池储能 占比 91%，累计装机规模为 4.67GW。

  国家及各省份层面积极出台储能支持政策，发力储能建设。2015 年起，无论是国家层 面还是各省份层面，都从支持政策、配置比例、市场要求、市场化交易机制等多方面对我国 储能发展提供支撑。

  （1）国家层面：2021 年 7 月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型 储能发展的指导意见》，指出到 2025 年实现新型储能商业化初期向规模化发展，装机规模需 达到 30GW，2030 年实现新型储能全面市场化，正式提出具体的数值规划目标。并且，此 次政策发布主要从电源侧切入，规划布局一批配置储能的大规模新能源电站。预计政策端发 力推进供电侧先行起量，逐步带动用户侧实现储能系统的全面布局。2022 年 2 月，国家发 改委、国家能源局联合发布《“十四五”新型储能发展实施方案》，要求 2025 年电化学储能 技术性能进一步提升，系统成本降低 30%以上。2022 年 6 月，国家发改委、国家能源局联 合发布《“十四五”可再次生产的能源发展规划》，明确新型储能独立市场主体地位，促进储能在电 源侧、电网侧、用户侧多场景应用。

  （2）地方层面：部分地区通过度电补贴的形式对储能建设提供支持。例如：西安市对 2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31 日期间建成运行的光伏储能系统，自项目投运次月起对 储能系统按实际充电量给予投资人 1 元/千瓦时补贴；新疆对符合要求的电储能设施充电量 进行补偿，标准为 0.55 元/kWh。部分地区要求/建议新能源发电项目配置储能。例如：内蒙 《2020 年光伏发电项目竞争配置方案》优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不 低于 5%，储能市场在 1h 以上；甘肃《关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知》 （2021）鼓励在建存量项目按河西 5 市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配置 10%-20% 储能，其他地区按 5%-10%配置配套储能设施。

  国内储能行业标准体系仍需完善，标准化进程有望提速。2020 年 1 月，国家能源局综 合司印发《关于加强储能标准化工作的实施方案》，方案指出储能标准化建设工作重点任务 包括建立储能标准化协调工作机制、建设储能标准体系、推动储能标准化示范、推进储能标 准国际化。到 2021 年，形成政府引导、多方参与的储能标准化工作机制，推进建立较为系 统的储能标准体系，加强储能关键技术标准制修订和储能标准国际化。

  现阶段对政策依赖性较高，经济性有待发掘。从经济性测算角度出发，发电侧主要考虑 电站配置储能是否达到收支平衡，用户侧储能分工商业光储自发自用、住宅光储自发自用+ 余电上网等应用场景测算电费的节省程度。由于度电成本还有较大下降空间，且中国户均用 电量较少而销售电价又远低于欧美国家，因此在无政府补贴的情况下，安装户用储能的经济 性尚弱。对标美国、欧洲、澳洲三大储能市场，中国储能市场的电价水平、用电需求更类似 于美国，需要依赖强有力的政策驱动。

  1）发电侧：电站配置储能提升消纳能力及稳定性。在当前组件、电芯价格下，集中式 光伏电站系统建设成本约 4.1 元/W、储能系统建设成本约 2.1 元/Wh、光伏平均有效年发电 小时数约 1200 小时，假设按照 10%比例配置储能、配置储能时长约 2 小时，100MW 集中 式光储电站度电成本约 0.46 元/kWh。据国家发改委政策，2021 年后取消对光伏发电上网补 贴，新建项目按照当地燃煤电价平价上网，我国各地燃煤电价区间约在 0.2 -0.45 元/kWh 之 间，发电侧安装储能尚未达到经济性拐点。当光伏电站系统成本降至 3.5 元/W、储能系统 成本降至 1.7 元/Wh 以下时，度电成本可降至 0.4 元/kWh 以下，部分地区具备经济性。

  2）用户侧商业模式一：用户侧工商业光储自发自用。在当前组件、电芯价格下，分布 式工商业光伏电站系统建设成本约 4.2 元/W、储能系统建设成本约 2.4 元/Wh、光伏平均有效年发电小时数约 1200 小时，假设按照 40%比例配置储能、配置时长为 2 小时、尖峰电价 上浮 20%进行计算，10MW 工商业分布式光储电站度电成本约 0.52 元/kWh。2021 年我国各 地工商业销售电价在 0.39-0.75 元/kWh 之间，在国内大部分地区工商业自发自用这一模式下 具备经济性。

  工商业分布式光伏电站配储能必要性较弱。在上述电站假设下进一步计算工商业分布 式光储电站的资本金内部收益率（IRR）。在当前系统价格下、全国工商业用电平均电价 0.6 元/kWh，工商业分布式光储电站 IRR 约为 11.7%。但考虑到工商业分布式电站的应用场景 特点，光伏发电高峰与工商业用电高峰重合度较高、工商业用电需求较大，工商业配置储能 的必要性较弱。

  3）用户侧商业模式二：住宅用户侧光储“自发自用、余电上网”模式。居民用电相对 工商业场景用电量较小。我们假设 10%发电量自用、90%并入电网，且自用部分通过储能储 存下来之后用于峰值电价时段使用。在当前组件、电芯价格水平下，假设按照 90%比例配置储能、配置时长为 2 小时、尖峰电价上浮 30%进行计算，光伏系统初始建设成本约 3.8 元/W， 储能系统初始建设成本约 2.3 元/Wh，年度光储系统运维费用约 1000 元，20kW 户用分布式 光储电站度电成本约 0.59 元/kWh，内部收益率为 0.99%。在当前价格下，不配置储能的户 用分布式 IRR 约为 8.2%，户用分布式光伏配置储能的经济性较弱。盈利改善预期：1）当光伏系统成本降至 3 元/W，储能系统成本降至 2 元/Wh 时，IRR 可提升至 3.7%；2）当峰时电价上浮幅度超过 100%时，内部收益率可达到 8%以上，经济性 相对可观。

  长期来看可再次生产的能源发电占比提升，将有效释放储能广阔需求空间，2022-2025 年国内 储能新增需求量约 179GWh。据测算，国内 2022-2025 年发电侧、电网侧、用户侧、5G 基 站、其他辅助服务新增储能需求量分别为 41.1GWh、26.2GWh、77.9GWh、27.9GWh、5.7GWh， 总共约 179GWh。

  发电侧：政策驱动清洁能源配备率提升，2025 年新增需求量达 20.3GWh。发电侧 以新能源发电配套为主，我们假设 2022-2025 年：

  电网侧：满足电力调峰调频需求，2025 年新增需求量约为 14.6GWh。电网侧以辅 助服务（即调频调峰）为主，分存量及增量市场。截止 2021 年底我国可再次生产的能源装机存量 规模 930GW，我们假设 2022-2025 年：

  用户侧：降本逐渐释放用户侧空间，2025 年新增需求量约为 36.6GWh。用户侧主 要考虑光储系统的普及。我们假设 2022-2025 年：

  5G 基站：功耗相对 4G 基站大幅度的增加，储能备用电源成为必选项，2025 年新增需 求量约为 13.4GWh。我国是目前 5G 基站配置储能的最大需求市场，目前我国 5G 基站储能 累计装机量占到全球比例约 60%，2021 年国内新增 5G基站超过 60万个，我们假设 2022-2025 年：

  储能产业链结构清晰，电池及变流器占据绝大部分价值量。储能产业链上游系电池组 原材料，中游是储能核心设备，下游指储能系统的安装和运营。中游是储能产业链的核心部 分，包括电池组、PCS、BMS、系统集成商等。从价值量来看，电池组和 PCS 占据了储能 产业链中游的绝大部分，分别占比约 60%、20%，市场空间最为广阔。

  近几年储能市场格局变化明显，未来预计有其他领域巨头公司切入。储能产业链整体 来看具备以下特点：

  2）储能各环节均有对应的相类似的成熟市场，现有主要厂商大多是从成熟市场横向扩 展业务线）纵向一体化延伸布局是国内储能市场的大趋势。

  储能系统成本下降空间较大。储能时长、项目规模、电池材料体系以及项目部署国家均 是影响储能项目成本的因素。根据 BNEF 数据，2020 年一个完成安装的、4 小时电站级储能 系统的成本范围为 235-446 美元/千瓦时。截至 2020 年底，全球储能系统成本约 299 美元/kWh， 其中电池成本占比 55%，BOS 成本占比 12%、PCS 成本占比 3% 、EPC 成本占比 10%；预 计至 2025 年、2030 年储能系统成本分别有望下降至 209 美元/kWh、167 美元/kWh，相比 2020 年下降幅度达到 30%、44%。

  储能电池是储能系统核心技术所在，锂离子电池系长期技术路线。储能电池在系统成 本结构中占比达 60%，占据了价值链的主要部分。按技术路线储能电池可分为锂离子电池、 铅酸电池、钠硫电池、液流电池等，其中锂离子电池由于单位体积内的包含的能量高、适用温度范围广、使 用寿命长等优势成为市场主流，2000-2020 年累计装机规模占比达到 92%。磷酸铁锂电池具高安全性、长寿命及低成本优势，符合储能领域要求。根据电池的正 极化学物质不同，现行储能领域应用较多的锂离子电池有磷酸铁锂电池及三元锂电池，前者 以磷酸铁锂为正极，后者以镍钴锰酸锂或镍钴铝酸锂为正极。对比而言，磷酸铁锂电池热稳 定温度范围大、电池循环寿命长且原材料简单易得，因此具有高安全性、长寿命及低成本等 显著优势；三元电池则具有单位体积内的包含的能量高这一核心优势点。在动力电池领域，汽车空间存在限制因 而三元电池的高单位体积内的包含的能量能有效提升续航里程，而储能领域放宽这一要求，凸显了磷酸铁锂 电池的安全性及成本优势。

  钠离子电池部分性能已具备一定优势，但目前仍处于产业化初期。早在 20 世纪 70 年 代，钠离子电池概念便被提出，但目前仍处于产业化初期。2021 年 7 月，宁德时代发布第 一代钠离子电池。与锂离子电池相比，钠离子电池拥有四大优势：一是钠离子资源丰富且分 布均匀，钠的地壳元素含量排名第六，这就从另一方面代表着在开发供应和成本方面，钠有着一定的优 势；二是钠离子化合物价格稳定且低廉；三是钠离子电池电化学性能相对来说比较稳定，耐热性、 循环性能、充电及低温性能总实力较为均衡，更具安全性；四是在制造工艺方面，钠离子 电池可以与目前的锂离子电池制造工艺和设备相兼容。但是目前钠离子电池在单位体积内的包含的能量以及 循环次数上仍存在一定瓶颈。

  动力厂商进军储能领域，市场格局调整明显。一方面储能电池对于单位体积内的包含的能量及技术的 要求低于动力电池，另一方面储能电池生产普遍可直接沿用动力电池产线，因此动力电池厂 商进入储能电池领域具有天生优势。2020 年各大动力电池厂商通过成立合资公司等方式布 局储能领域，对比 2018 年与 2020 年中国新增投运电化学储能电池供应商情况，两年内亿纬 动力、国轩高科、比亚迪等头部动力电池厂商实现了市占率的大幅度的提高，宁德时代也从第二 名一跃成为颇具一马当先的优势的储能电池出货量第一。同时，由于储能电池技术壁垒低于动力电 池，预计未来竞争程度会更激烈，市场格局在短期内仍存在大幅调整可能。

  储能变流器（PCS）系储能系统核心零部件，成本占比约 20%。储能变流器（PCS）处 于蓄电池组和电网之间，实现电能的双向转换，放电时可以将蓄电池的直流电转变为交流电 输送给电网，充电时可以将电网的交流电整流为直流电实现充电。现行市场上 PCS 产品可 分为单相 PCS 和三相 PCS，在装置组成、系统电压等方面均有所区别。不同应用场景对应不一样的功率等级的储能变流器。户用 PCS 多与户用光伏配合使用，作 为电量搬移、电费管理、应急电源等，对安规、ECM 及噪声等要求比较高，功率通常≤10kW （单相）；工商业 PCS 与分布式光伏发电结合，自发自用余电上网或削峰填谷利用峰谷电价 差异获利，部分用户也用其扩容，多设计为可并联扩展的标准功率单元，功率通常为 20/30， 50/100kW（三相）；大功率集中式 PCS 采用大功率 IGBT 模块设计的变流器，同功率积可做到最小、变换效率相比来说较高、使用功率器件较少，系统可靠性得到保证，功率通常为 200/500/1250kW（三相）；储能电站用 PCS 系统方案一般都会采用 IGBT 模块设计，变流器安装 到集装箱内部，放置于室外，功率通常为 1～200MW（三相）。

  PCS 市场集中度相比来说较高，竞争格局仍存变数。以 2020 年中国新增投运电化学储能项 目的储能变流器供应商来看，我国储能变流器 CR3 约为 49%，2018 年 CR3 约为 48%，市 场集中度相比来说较高且保持稳定。进一步从内部竞争排名来看，格局仍存在比较大变数。2020 年前三大供应商分别为阳光电源、科华、索英电气，市占率分别为 20%、16%、13%，其中 阳光电源及索英电气在 2018 年市占率仅为 12%、3%，排名第五及第八，两年内实现了市占 率的快速提升，市场格局重新调整。

  产品大型化、细分化预计成储能变流器未来发展的新趋势。随着储能电站容量逐步扩大， 储能变流器的功率也随之升高。目前市场上 PCS 的主流功率包括 200kW、250kW、500kW、 630kW，但自 2020 年起已有厂商推出 2-3MW 功率水平的产品。科陆电子 2020 年 5 月推出 业界首个单机功率达 3MW 的储能变流器，阳光电源现有并网交流输出功率 3450kVA、 3465kVA 级别的 PCS 产品，功率不断的提高。另一方面，不同应用场景对储能变流器提出了 不同的要求，工商业用户侧要求灵活高效，调频应用要求稳定可靠大容量，大型储能电站用 PCS 要求体积小利于集成。因此未来储能变流器产品趋于多样化，针对细分应用领域实现差 异化。

  系统集成提供一站式解决方案，上游厂商多向这一环节实现业务延伸。系统集成是指 按照客户的要求，选择正真适合的储能技术和产品，将各个单元组合起来，打造“一站式”解决 方案。现行储能市场主要存在三类集成厂商，一类是全链发展模式，厂商包揽电池组、EPC 等零部件的生产制造，并负责整合成为整体的解决方案。第二类是专业化集成模式，企业从 外部采购零部件，专注于系统集成方案的设计和实施。第三类是转型期厂商，即原本的电池 或 EPC 厂商等向下游系统集成环节延伸。系统集成是对企业多维度综合能力的考量。系统集成是一项较为庞杂的业务，不仅涉 及到电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技术，还要深度理解下游不一样的行业的应 用场景。系统集成的重要性日益凸显，需要同时具备四大能力：第一，不同应用场景对电池 充放电倍率的要求不同，要有识别电池性能的能力，综合把握、甄选合作伙伴，做好供应链 管理；第二，采购电芯后，在集成过程中实现高效率、低成本；第三，安全性，系统模块设计对 于最大限度降低风险十分关键；第四，随着定制化需求成为常态，如何建立高效的研发机制， 考验企业的组织架构和响应能力。

  纵向一体化延伸成目前国内储能市场大趋势，第三方系统集成体系逐渐建立。在系统 集成领域，国内外市场体现出不同特征，国内上游厂商争相抢占系统集成环节份额，前十大 系统集成商中大多都是由电池环节或 PCS 环节延伸过去。而海外系统集成环节主要由第三 方专业系统集成公司负责，两者的差异化根本原因系国内商业模式经济性不高，还不能支撑 独立第三方集成商市场。长远来看，系统集成环节技术壁垒较高，需要高度的理解和整合能 力，因此资金或技术不够成熟的厂商预计会逐渐退回专业设备供应商的位置，逐渐形成实力 更强的第三方系统集成商体系。