關(guān)鍵結(jié)論與投資建議

在海外儲能市場中，國內(nèi)儲能領(lǐng)先企業(yè)已出海航洋，尤以歐美發(fā)達(dá)國家為代表 海外儲能市場在過去幾年得到了蓬勃發(fā)展。國內(nèi)儲能市場初探，在他山之石指 引下，未來國內(nèi)儲能將何去何從？此篇報告主要觀點(diǎn)是勾畫國內(nèi)儲能市場發(fā)展 藍(lán)圖，根據(jù)國內(nèi) 32 個電力區(qū)電價族，以各電力度電成本及 IRR 為錨，測算國 內(nèi)未來在用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)的儲能市場空間，并梳理儲能相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈，給出相應(yīng) 投資建議。

我們認(rèn)為：國內(nèi)在第一階段，到 2025 年我國大部分地區(qū)用戶側(cè)儲能可實(shí)現(xiàn)平 價，儲能市場空間可達(dá) 6500 億。在存量市場滲透率為 30%情況下，我國儲能 裝機(jī)規(guī)?？蛇_(dá) 435.1GWh，市場規(guī)模達(dá) 6526.5 億元。其中，存量市場儲能裝機(jī) 394.6GWh，市場規(guī)?？蛇_(dá) 5919.0 億元。假設(shè)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(guī)模達(dá) 121.5 億元。

在第二階段，到 2030 年我國大部分地區(qū)光儲結(jié)合可實(shí)現(xiàn)平價，儲能市場空間可 達(dá) 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(jī)規(guī)?？蛇_(dá) 1186.8GWh，市場規(guī)模達(dá) 12070.8 億元。其中，存量市場儲能裝機(jī) 930.3GW， 市場規(guī)模可達(dá) 9303.3 億元，假設(shè)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(guī)模達(dá) 360.0 億元。

建議關(guān)注在光儲結(jié)合、儲能系統(tǒng)及鋰電池出貨龍頭。建議重點(diǎn)關(guān)注陽光電源、 寧德時代、天奈科技、國軒高科、億緯鋰能。

“為什么要發(fā)展儲能？”≈吃飯為啥需要碗

可再生能源發(fā)展剛需下，電化學(xué)儲能將登上歷史舞臺

儲能本質(zhì)是平抑電力供需矛盾，新能源發(fā)展創(chuàng)造新的儲能需求。電能自身不能 儲存，而任何時刻其生產(chǎn)量和需求量需嚴(yán)格相等，因此傳統(tǒng)電源生產(chǎn)連續(xù)性和 用電需求間斷性的不平衡持續(xù)存在。此外，全球范圍內(nèi)可再生能源裝機(jī)量和發(fā) 電量占比不斷提升（尤其是風(fēng)能和太陽能），2019 年上半年，德國風(fēng)光發(fā)電量 占比已超過 30%。但可再生能源發(fā)電存在固有的間歇性和波動性，導(dǎo)致棄風(fēng)棄 光現(xiàn)象，增加供需不匹配程度且影響電網(wǎng)的穩(wěn)定性，儲能技術(shù)可平抑電能供需 矛盾，提高風(fēng)光消納維持電網(wǎng)穩(wěn)定。

抽水蓄能（PHS）是迄今為止部署最多的儲能方式，電化學(xué)儲能緊隨其后。根 據(jù) CNESA 全球儲能項(xiàng)目庫的不完全統(tǒng)計(jì)，截至 2019 年底，全球已投運(yùn)儲能項(xiàng) 目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模 183.1GW。其中，抽水蓄能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大為 171.0GW 占比高達(dá) 93.4%，同比下降 0.9 個百分點(diǎn)，但仍處于主導(dǎo)地位；電化學(xué)儲能的 累計(jì)裝機(jī)規(guī)模緊隨其后為 8216.5MW，占比為 4.5%，同比增長 0.9 個百分點(diǎn)。

技術(shù)特性決定電化學(xué)儲能應(yīng)用場景最為廣泛。儲能技術(shù)是利用化學(xué)或者物理的 方法將一次能源產(chǎn)生的電能存儲起來，并在需要時釋放。根據(jù)技術(shù)類型的不同， 以電能釋放的儲能方式主要分為機(jī)械儲能、電磁儲能和電化學(xué)儲能。不同儲能 技術(shù)具有不同的內(nèi)在特性（如功率密度和能力密度），電化學(xué)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(shù)適用性。

電化學(xué)儲能是發(fā)展最快，美國儲能規(guī)模位列全球第一。根據(jù) CPIA 統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)， 截至 2018 年底，電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī) 6.63GW，同比增長 126.4%；2013-2018 年新增裝機(jī)年均復(fù)合增長率高達(dá) 113.86%。截至 2019 年全球累計(jì)電化學(xué)裝機(jī) 達(dá) 8.22GW，同比增長 24.02%，受中國市場影響，新增裝機(jī) 1.59GW，同比下 降 56.98%。從應(yīng)用端來看，用戶側(cè)應(yīng)用占比最高為 28%，其他應(yīng)用領(lǐng)域趨于 均衡。

盡管 2019 年中國儲能遇冷，但仍是全球份額較大的市場。根據(jù)美國能源部 DOE 數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計(jì)，截至 2020 年 1 月 10 日，全球電化學(xué)項(xiàng)目數(shù)量高達(dá) 991 個，美國 儲能裝機(jī)規(guī)模和項(xiàng)目數(shù)量再次均位列全球第一，中國位列全球第二。

2019 年為國內(nèi)儲能減速調(diào)整期，儲能將向更加市場化方向發(fā)展。根據(jù) CPIA 統(tǒng) 計(jì)數(shù)據(jù)，截至 2019年底，我國電化學(xué)儲能累計(jì)裝機(jī) 1592.3MW，同比增長 48.4%； 新增裝機(jī) 591.6MW，同比下降 23.7%。忽略 2018 年相對激增，儲能行業(yè)仍然 是維持穩(wěn)步增長的狀態(tài)。就應(yīng)用端來看，用戶側(cè)仍是儲能最大的應(yīng)用市場，占 比為 51%。此外，2019 年廣東、湖南等地電網(wǎng)側(cè)火儲聯(lián)合投運(yùn)裝機(jī)較多，但 《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》的出臺，明確了“電網(wǎng)企業(yè)投資的電儲能設(shè)施明確 不計(jì)入輸配電定價成本”。意味著短期內(nèi)電網(wǎng)側(cè)項(xiàng)目建設(shè)缺乏盈利渠道支撐，電 網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展受到制約，長期來看，儲能將向更加市場化的方向發(fā)展。

國內(nèi)儲能電池占比較小，海外市場穩(wěn)定。國內(nèi)儲能電池出貨大幅下降，海外市 場穩(wěn)定。根據(jù)高工產(chǎn)研鋰電研究所（GGII）數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，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(yù)期的 2030%的增長，但從出貨的市場類別來看，儲能鋰電池應(yīng)用于國內(nèi)市場的出貨量 急劇下降，2019 年國內(nèi)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(jù) GGII 統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2019 年，我國動力電池累計(jì)裝機(jī)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(nèi)出貨量為 0.7GWh，出口總量為 3.1GWh，與動力電池相比，我國儲能電池占比依然 較小，空間較大。

儲能核心邏輯：成本下降驅(qū)動儲能應(yīng)用

儲能系統(tǒng)成本大幅下降。電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、 儲能變流器（PCS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。根據(jù) GTM 數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)顯示，2012 至 2017 年電化學(xué)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。其中電池成本占比約為 40%，是儲能電站 建設(shè)的主要成本來源。

鋰電成為主流技術(shù)路線，存在成本下降通道。目前已商業(yè)化應(yīng)用的電化學(xué)儲能 技術(shù)主要為鉛蓄電池和鋰離子電池。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，近五年全球已投運(yùn)儲 能項(xiàng)目中，鋰電儲能系統(tǒng)占比均超過 80%，成為主流電化學(xué)儲能技術(shù)路線。根 據(jù) BNEF，2020 年至 2023 年的鋰電價格可能達(dá)到 150 美元/KWh，將達(dá)到儲 能系統(tǒng)應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)。

成本下降驅(qū)動儲能裝機(jī)規(guī)模爆發(fā)。根據(jù) GTM 預(yù)測，到 2025 年，單位 KWh 儲 能電池成本預(yù)計(jì)降至 110 美元，BOS 部分將降至 85 美元。儲能系統(tǒng)成本的不 斷下降，將驅(qū)動裝機(jī)規(guī)模迎來爆發(fā)。根據(jù) BNEF 的預(yù)測，到 2040 年，全球儲 能累計(jì)裝機(jī)（不含抽水蓄能）將達(dá)到近 1095GW/2850GWh，對應(yīng)投資 6620 億 美元。

國內(nèi)儲能未來空間究竟有多大？——可期萬億市場

國內(nèi)儲能未來空間究竟有多大？根據(jù)我們測算結(jié)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(qū)用戶 側(cè)儲能可實(shí)現(xiàn)平價。在存量市場滲透率為 30%情況下，我國儲能裝機(jī)規(guī)?？蛇_(dá) 435.1GWh，市場規(guī)模達(dá) 6526.5 億元。其中，存量市場儲能裝機(jī) 394.6GWh， 市場規(guī)?？蛇_(dá) 5919.0 億元。假設(shè)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(guī)模達(dá) 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(qū)光儲 結(jié)合可實(shí)現(xiàn)平價。在存量市場滲透率為 60%情況下，我國儲能裝機(jī)規(guī)?？蛇_(dá) 1186.8GWh，市場規(guī)模達(dá) 12070.8 億元。其中，存量市場儲能裝機(jī) 930.3GW， 市場規(guī)?？蛇_(dá) 9303.3 億元，假設(shè)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(guī)模達(dá) 360.0 億元。

發(fā)電側(cè)：風(fēng)、光+儲能模式為新能源大未來

分布式光儲：拆解“特斯拉戶用光伏”實(shí)例，看國內(nèi)市場空間幾何

政策強(qiáng)制規(guī)定，美國戶用光伏市場駛?cè)肟燔嚨馈?/strong>根據(jù)加州能源委員會頒布的 《2019 建筑能效標(biāo)準(zhǔn)》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(dú)棟）都將被要求強(qiáng)制安裝住宅光伏 系統(tǒng)，并對裝機(jī)規(guī)模也做出了規(guī)定：如果同時安裝了儲能系統(tǒng)，則光伏裝機(jī)規(guī) ?？稍谏鲜龇匠逃?jì)算結(jié)果的基礎(chǔ)上減少 25%，且單戶住宅的儲能系統(tǒng)容量至少 為 7.5 KWh，多戶住宅的存儲系統(tǒng)容量至少為住宅戶數(shù)*7.5 KWh。

對于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(jī)規(guī)模。其中新增市場：2020 年新政實(shí)施后，美國加州新增住宅將為戶用光 伏市場帶來 300-500MW/年裝機(jī)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(shù) 1800-2200h，則 100% 光伏發(fā)電對應(yīng)戶均裝機(jī)量約 5-6KW。

加州戶用光伏存量市場中：每年有 450-720MW 規(guī)模。根據(jù) 1995-2018 年加州 獨(dú)棟住宅建筑許可發(fā)放數(shù)量估算加州目前獨(dú)棟住宅數(shù)量約 180 萬套。若在 2030 年，這些存量獨(dú)棟能有合計(jì) 80%裝戶用光伏，5-8KW 每戶算，每年有 450720MW 的戶用光伏規(guī)模。

美國政策及經(jīng)濟(jì)性助力下，戶用光儲系統(tǒng)得到快速發(fā)展。以特斯拉為例，2018 年，特斯拉安裝了 1GWh 的儲能系統(tǒng)，2019 年目標(biāo)是將裝機(jī)容量翻倍到 2GWh 以上。特斯拉的 Powerwall(針對住宅用戶)基于 NMC 鋰電池產(chǎn)品。針對居民用 戶的儲能系統(tǒng)，與屋頂光伏系統(tǒng)同時應(yīng)用。它可以存儲光伏電站在白天發(fā)的電 量，并在夜間釋放使用。據(jù)特斯拉表示，Powerwall 的單位裝機(jī)容量為 13.5KWh； 其峰值功率/持續(xù)功率分別為 7KW/5KW，而電力轉(zhuǎn)換效率達(dá) 90%，且保證使用 生命周期為 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(jīng)初具經(jīng) 濟(jì)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(tǒng)的大小為 3-10KW，加利福尼亞州的光伏系統(tǒng)平 均安裝成本在6.41-21.36萬元之間，光伏系統(tǒng)平均價格為10.68萬元?？鄢?6％ 的聯(lián)邦投資稅收抵免（ITC）以及其他州和地方太陽能激勵措施后，系統(tǒng)成本降 至 4.74-15.81萬元，假設(shè)光伏系統(tǒng)工作壽命為 25年，年有效利用小時為 1900h， 實(shí)際用電量為有效發(fā)電量的 75%，考慮未來運(yùn)維費(fèi)用和發(fā)電量時間價值，光伏 屋頂全生命周期內(nèi)的度電成本為 1.07 元/KWh。

根據(jù)特斯拉提供的 4 種不同規(guī)模的屋頂光儲系統(tǒng)，分別為小型（光伏裝機(jī) 3.8KW）、中型（光伏裝機(jī) 7.6KW）、大型（光伏裝機(jī) 11.4KW）和超大型（光伏 裝機(jī) 15.2KW），同時匹配 1、2、3 和 4 套儲能系統(tǒng)，光儲系統(tǒng)價格在 15.2742.77 萬元之間，扣除 26％的聯(lián)邦投資稅收抵免（ITC）以及其他州和地方太陽 能激勵措施后，系統(tǒng)成本降至 10.71-29.94 萬元。由于配置儲能系統(tǒng)，有理由假 設(shè)實(shí)際用電量為有效發(fā)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(tǒng)全生命周期內(nèi)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(tǒng)的大型特斯拉屋頂光伏，可以與當(dāng)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(tǒng)度電成本僅為 1.11 人民幣/KWh，較單純戶用光伏系統(tǒng)的度電成本僅相差 3.6%，戶用光儲結(jié)合系統(tǒng)方案經(jīng)濟(jì)性在美國已得到顯現(xiàn)。

特斯拉 2019 年儲能裝機(jī)容量達(dá)到 1.65GWh。前三季度分別為 229MWh、 415MWh、477MWh，全年裝機(jī) 1.65GWh，同比增長接近 60%，超過 2017、 2018 年裝機(jī)總量之和。2019 年全球電化學(xué)儲能新增裝機(jī)為 15.9GWh，意味著 特斯拉占據(jù)全球儲能的市場份額達(dá)到 10.4%。

我國國家層面政策為儲能發(fā)展提供方向。2017 年五部委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)儲 能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確了十三五和十四五時期儲能發(fā)展“兩步走” 的戰(zhàn)略。2019 年針對該指導(dǎo)意見，進(jìn)一步提出了細(xì)化的 2019-2020 行動計(jì)劃， 從而進(jìn)一步推進(jìn)“十三五”期間實(shí)現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡的目標(biāo)，同時為“十四五”期間實(shí)現(xiàn)儲能由商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變的目標(biāo)奠定基礎(chǔ)。

部分省市開始出臺用戶側(cè)補(bǔ)貼政策和新能源發(fā)電側(cè)技術(shù)要求。目前針對儲能出 臺補(bǔ)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(tǒng)， 按儲能實(shí)際充電量給予 1 元/KWh 的補(bǔ)貼。2019 年蘇州針對工業(yè)園區(qū)的儲能項(xiàng) 目，按放電量補(bǔ)貼 3 年，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn) 0.3 元/KWh。2019 年 6 月新疆針對光伏儲 能試點(diǎn)項(xiàng)目，儲能系統(tǒng)原則上按照不低于光伏電站裝機(jī)容量的 15%、且儲能時 長不低于 2 小時來配置，總裝機(jī)規(guī)模不超過 350MW。

基于我國提供儲能補(bǔ)貼的省市較少，我們通過搭建“光儲發(fā)電+網(wǎng)電套利”模型， 進(jìn)行工商業(yè)光儲項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性測算。工商業(yè)配置光伏+儲能替代部分網(wǎng)電，滿足自 身用電需求，綜合考慮峰谷電價差與時段劃分復(fù)雜度，以江蘇省為例進(jìn)行建模， 各電價時段和電流流向如表所示。通過計(jì)算配置光儲系統(tǒng)前后支付電費(fèi)差額， 作為光儲系統(tǒng)運(yùn)營效益，對未來工商業(yè)光儲系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行測算，基本假設(shè)如 下：

1、 江蘇省年利用小時數(shù)為 1063h，配置 150KW 光伏系統(tǒng)，預(yù)計(jì)平均每天可以 發(fā) 500~600 度電，單位成本為 4000 元/KW；蓄電池采用磷酸鐵鋰電池， 總?cè)萘?600KWh，單位成本為 1500 元/KWh。

2、 放電深度 95%，容量衰減 20%，循環(huán)壽命 5000 次，日運(yùn)行 2 次，運(yùn)行時 間為 8 年，殘值按照光伏系統(tǒng)剩余價值計(jì)算。

3、 折現(xiàn)率 7.5%，貸款利率 6%，自有資金比例為 0.3。

測算結(jié)論：在上述假設(shè)條件下，江蘇省工商業(yè)用戶應(yīng)用光儲系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性， 生命周期內(nèi)項(xiàng)目內(nèi)含報酬率 9.92%，自有資金內(nèi)含報酬率為 18.17%，投資回 收期為 6 年。

進(jìn)一步我們將模型應(yīng)用于其他地區(qū)進(jìn)行測算，可以發(fā)現(xiàn)，第一階段：當(dāng)用戶側(cè) 光伏成本在 4000 元/KW，儲能系統(tǒng)成本為 1500 元/KWh 時，北京、浙江、江 蘇和廣東（部分地區(qū)）內(nèi)的工商業(yè)用戶配置儲能系統(tǒng)可達(dá)到 8%收益率，假設(shè)市 場滲透率為 30%，儲能裝機(jī)規(guī)模為 140.70GW，市場規(guī)模合計(jì)為 2215.49億元。

進(jìn)一步測算可得：第二階段，當(dāng)光伏成本降至 3000 元/KWh，儲能系統(tǒng)成本降 至 1000 元/KWh 時，除青海、云南和寧夏外樣本地區(qū)儲能系統(tǒng)均可實(shí)現(xiàn) 8%內(nèi) 含報酬率。在市場滲透率為 60%的條件下，儲能裝機(jī)規(guī)模為 302.94GW，市場 規(guī)模合計(jì)為 3029.43 億元。

集中式光儲：光伏平價大時代的必經(jīng)之路

西北地區(qū)棄風(fēng)棄光率仍高于全國平均水平，儲能有望加速滲透。風(fēng)能和太陽能 等新能源發(fā)電具具有不規(guī)律變化的特點(diǎn)，為維持電力供需平衡和電網(wǎng)的穩(wěn)定性 需限制部分新能源的出力。據(jù)國家能源局統(tǒng)計(jì)，近年來全國棄風(fēng)棄光率呈下降 趨勢，2019 年 1-9 月，全國棄風(fēng)率 4.2%，同比下降 3.5 個百分點(diǎn)；棄光率 1.9%， 同比下降 1 個百分點(diǎn)。2019 年上半年，棄風(fēng)仍較為嚴(yán)重的地區(qū)是新疆、甘肅和 內(nèi)蒙古，棄風(fēng)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%。

隨著可再生能源占比的增加，其波動性與地理位置上的限制凸顯，減少棄風(fēng)棄 電最直接的方式是配置相應(yīng)的儲能系統(tǒng)，根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度要求和實(shí)際發(fā)電負(fù)荷合 理實(shí)時改變運(yùn)行模式，將可再生能源發(fā)電從非高峰時段轉(zhuǎn)向高峰時段，調(diào)配電 能供應(yīng)與需求之間的平衡。例如 CAISO“鴨曲線”，將多余電能存儲于電池儲能 系統(tǒng)中按需放出,減少發(fā)電損失,起到削峰填谷的作用。

傳統(tǒng)平滑新能源不穩(wěn)定性的方案中，新能源機(jī)組分?jǐn)傎M(fèi)用遠(yuǎn)高于補(bǔ)償費(fèi)用。從 能源類型的角度來看，參與輔助服務(wù)的能源類型主要包括火電、水電、風(fēng)電、光 伏、核電，其中火電機(jī)組補(bǔ)償費(fèi)用最高為 62.65 億元，但同時分?jǐn)傎M(fèi)用也最高。 我們構(gòu)造分?jǐn)傎M(fèi)用/補(bǔ)償費(fèi)用指標(biāo)來進(jìn)行對比，風(fēng)電分?jǐn)傎M(fèi)用/補(bǔ)償費(fèi)用值高達(dá) 34.26，核電和光伏發(fā)電也遠(yuǎn)高于傳統(tǒng)火電。即新能源場站通過配置相應(yīng)的儲能 系統(tǒng)，可滿足自身輔助服務(wù)需求，有效降低分?jǐn)傎M(fèi)用。

儲能若替代傳統(tǒng)備用，將有效提高容量價值。國內(nèi)新能源（風(fēng)電、光伏發(fā)電）通過保留有功備用或者配置儲能設(shè)備，并利用相應(yīng)的有功控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)一次調(diào) 頻功能。光伏電站若要參與低頻響應(yīng)，在不考慮限電情況下需預(yù)留 10%的容量， 按每天備用 8h 計(jì)算，則 100MW 光伏電站每天少發(fā) 8 萬 KWh，每年少發(fā)電 2800 萬 KWh。通過配置儲能設(shè)備替代備用容量也可提高系統(tǒng)容量價值。

目前國內(nèi)已經(jīng)有大量風(fēng)、光儲電站示范項(xiàng)目投入使用。我國首個風(fēng)光儲輸示范 工程位于河北省張家口市北部，于 2011 年底并網(wǎng)，綜合運(yùn)用了磷酸鐵鋰、液流、 鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術(shù)路線，每年可以提升 200 小時的利用小時數(shù)，有 效解決了新能源的消納問題。近年來，青海共和光伏發(fā)電儲能項(xiàng)目、魯能集團(tuán) 海西州多能互補(bǔ)集成優(yōu)化示范工程等大量新能源配套儲能項(xiàng)目投入使用。

我們針對國內(nèi)集中式光伏+儲能系統(tǒng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性測算，基本假設(shè)如下：

1、 投資主體為三類資源區(qū)光伏新能源場站，應(yīng)用場景包括削峰填谷和替代一 次調(diào)頻備用余量；

2、 根據(jù)不同地區(qū)利用小時數(shù)和限電比例不同，100MW 光伏容量分別配置43、 30 和 19MWh 儲能系統(tǒng)用于削峰填谷，同時配置 9MWh 儲能系統(tǒng)用于替代 一次調(diào)頻備用余量。儲能系統(tǒng)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(huán)壽命 5000 次，日循環(huán) 1 次，運(yùn) 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(xiàn)率 7.5%。

集中式光儲結(jié)合經(jīng)濟(jì)性測算：

當(dāng)僅用于削峰填谷時，三類資源區(qū)的儲能系統(tǒng)裝機(jī)量分別為43、30和19MWh， 上網(wǎng)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(dá)預(yù) 期收益。當(dāng)要求的 irr=8%時，三類資源區(qū)儲能系統(tǒng)成本需分別降至 851、957 和 1170 元/KWh。

當(dāng)用于削峰填谷和替代有功備用時，三類資源區(qū)的儲能系統(tǒng)裝機(jī)量分別為 51、 38 和 27MWh，其他條件相同?？梢园l(fā)現(xiàn)三類資源區(qū)儲能項(xiàng)目的投資回收期分 別為 9、8 和 6 年，Ⅱ類資源區(qū)和Ⅲ類資源區(qū)項(xiàng)目內(nèi)含報酬率均達(dá)到 8%，Ⅲ類 資源區(qū)項(xiàng)目內(nèi)含報酬率為 11.9%。

第一階段：當(dāng)儲能系統(tǒng)成本為 1500 元/KWh 時，在市場滲透率為 30%的條件 下，現(xiàn)有光伏存量市場儲能裝機(jī)規(guī)模為 33.41GW，市場規(guī)模合計(jì)為 501.09 億 元。假設(shè)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(jī) 8.10GWh，年新增市場規(guī)模為 121.50 億元。

第二階段：當(dāng)系統(tǒng)成本降至 1000 元/KWh 時，在市場滲透率為 60%的條件下， 儲能裝機(jī)規(guī)模為 109.75GW，市場規(guī)模合計(jì)為 1097.49 億元。假設(shè)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(jī) 36.00GWh，年新增市場規(guī)模為 360.00 億元。

用戶側(cè)：經(jīng)濟(jì)性凸顯進(jìn)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，由于白天用電側(cè)負(fù)荷曲線比晚上 高，部分地區(qū)實(shí)施分時電價機(jī)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(xiàn)之前，電力用戶降低電費(fèi)的傳 統(tǒng)方式主要為：減少消費(fèi)或被動改變消費(fèi)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(jìn) 行套利。

高價差刺激儲能部署，國內(nèi)價格激勵較弱。用戶應(yīng)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(fā)達(dá)國家（如美國、德國和澳大利亞） 峰谷價差較高，為用戶側(cè)儲能裝機(jī)提供機(jī)會。以美國為例，居民用戶的峰谷價 差平均為 0.15 美元/KWh，高于當(dāng)前 0.10 美元/KWh 的儲能度電成本。但在國 內(nèi)大部分地區(qū)，峰谷電價差仍遠(yuǎn)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(yè)及其他用電（101 至 3000kVA）；深圳（高需求）指高需求工商業(yè)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）指云浮、 河源、梅州、韶關(guān)和清遠(yuǎn) 5 市。

儲能需量管理，降低基本電費(fèi)。理論上僅通過削峰填谷套利，儲能在國內(nèi)用電 側(cè)難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。大工業(yè)用戶普遍采用兩部制電價計(jì)費(fèi)，電費(fèi)分為基本電費(fèi) 和電度電費(fèi)。其中，基本電費(fèi)與耗電量無關(guān)，僅與變壓器容量或最大需量相關(guān)； 電度電費(fèi)與耗電量呈正比。當(dāng)儲能應(yīng)用于大工業(yè)用戶側(cè)時，除實(shí)現(xiàn)一般削峰填 谷套利降低電量電費(fèi)外，同時也可進(jìn)行需量管理，降低基本電費(fèi)，帶來雙重收 益。

峰谷-峰平價差平均值修正。考慮到用電側(cè)儲能系統(tǒng)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(jī)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(nèi)大工業(yè)用電側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行測算，基本假 設(shè)如下：

1、 配置1 MW / 4 MWh儲能系統(tǒng)，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(huán)壽命 5000 次，無殘值；

3、 折現(xiàn)率 7.5%，貸款利率 6%，自有資金比例為 0.3；

測算結(jié)論：對于價差和基本電價均較高的上海市大工業(yè)用戶，儲能用于削峰填 谷和需量管理可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。項(xiàng)目投資回收期為 4年，內(nèi)含報酬率高達(dá) 16.44%， 生命周內(nèi)度電成本為 0.64 元/Wh。

進(jìn)一步我們將模型應(yīng)用于其他地區(qū)進(jìn)行測算，可以發(fā)現(xiàn)，目前在廣東（部分地 區(qū)）、上海、江蘇、海南和山東地區(qū)，大工業(yè)用戶配置儲能系統(tǒng)的 irr 可以達(dá)到 8%。

未來核心驅(qū)動因素在于成本下降。電價差影響項(xiàng)目收益，儲能系統(tǒng)價格影響項(xiàng) 目成本。在當(dāng)前儲能系統(tǒng)成本下，各地區(qū)經(jīng)濟(jì)性差異在于不同的價差水平，說 明當(dāng)前價格激勵是用戶安裝儲能系統(tǒng)關(guān)鍵因素。但未來多數(shù)國家將嘗試降低整 個電力系統(tǒng)成本，以刺激經(jīng)濟(jì)增長，終端價差將進(jìn)一步縮小。因此降低儲能成 本則是推進(jìn)未來儲能部署唯一可行的方法。

我們預(yù)計(jì)未來儲能部署將分為兩個階段，第一階段：當(dāng)用戶側(cè)儲能系統(tǒng)成本降 至 1500 元/KWh 時，除寧夏、青海甘肅、陜西和河北外，其他樣本地區(qū)儲能項(xiàng) 目可達(dá)到 8%的內(nèi)含報酬率，對應(yīng)度電成本降低 0.10 元/KWh 至 0.54 元/KWh， 降幅達(dá)到 15.63%；第二階段：當(dāng)成儲能系統(tǒng)成本降至 1000 元/KWh 時，所有 樣本地區(qū)均可實(shí)現(xiàn)8%內(nèi)含報酬率，除寧夏外其他地區(qū)可實(shí)現(xiàn)10%內(nèi)含報酬率， 對應(yīng)度電成本降低 0.26 元/KWh 至 0.38 元/KWh，降幅達(dá) 40.63%。

對應(yīng)裝機(jī)規(guī)模與市場規(guī)模預(yù)測：

第一階段：當(dāng)用戶側(cè)儲能系統(tǒng)成本降至 1500 元/KWh 時，市場滲透率為 30%的 條件下，儲能裝機(jī)規(guī)模為 213.49GW，市場規(guī)模合計(jì)為 3202.38 億元。

第二階段：當(dāng)系統(tǒng)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(qū) irr 超過 8%，儲能裝機(jī)規(guī)模為 517.64 GW，市場規(guī)模合計(jì)為 5176.40 億元。

儲能市場具體到 32 個電力區(qū)：以 1800 元/kWh 為起點(diǎn)，當(dāng)目標(biāo) irr=8%時，各 省市大工業(yè)儲能系統(tǒng)價格（元/kWh 橫軸）、裝機(jī)規(guī)模（GWh 縱軸）和市場規(guī)模 （億元）出現(xiàn)明顯分化。假設(shè)市場滲透率為 30%，在目標(biāo) irr 下，當(dāng)儲能系統(tǒng)成 本為 1800 元/kWh 時，在可實(shí)現(xiàn)目標(biāo) irr 的地區(qū)中，廣東省、江蘇省和山東省市 場規(guī)模排名前三，分別對應(yīng) 670、662 和 757 億元。

當(dāng)目標(biāo) irr=10%時，各省市大工業(yè)儲能系統(tǒng)價格（元/kWh 橫軸）、裝機(jī)規(guī)模（GWh 縱軸）和市場規(guī)模（億元）分化更為明顯。假設(shè)市場滲透率為 60%，在目標(biāo) irr 下，當(dāng)儲能系統(tǒng)成本為 1800 元/kWh 時，在可實(shí)現(xiàn)目標(biāo) irr 的地區(qū)中，江蘇省、 廣東省和山東省市場規(guī)模依然排名前三，分別對應(yīng) 1324、1309 和 1263 億元。

天然的平價要求，儲能產(chǎn)業(yè)鏈如何應(yīng)對？

儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)崂?/strong>

在保證安全的前提下，持續(xù)的降成本是行業(yè)面臨的長期挑戰(zhàn)。從產(chǎn)業(yè)鏈來看， 儲能系統(tǒng)集成位于產(chǎn)業(yè)鏈中游，成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效， 另一方面則通過系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的設(shè)計(jì)優(yōu)化。

從儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成來看，目前電池成本約占 60%，PCS 占比 20%，BMS 占 比 5%，EMS 占比 5%-10%，其它配件 5%。根據(jù) BNEF 預(yù)計(jì)，2018 年儲能系 統(tǒng)成本為 364 美元/KWh，到 2025 年，儲能系統(tǒng)成本有望降至 203 美元/KWh； 到 2030 年，儲能系統(tǒng)成本有望降至 165 美元/KWh，相較于 2018 年降幅達(dá) 54.7%。目前電池成本占系統(tǒng)成本比重最高，系統(tǒng)成本下降的關(guān)鍵是電池環(huán)節(jié)的降本增效，預(yù)計(jì) 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(guī)模的擴(kuò)大和技術(shù)創(chuàng)新，儲能 PCS、BES、EMS 和 EPC 成本同樣具有下降空間。

儲能生產(chǎn)商二分類：行業(yè)已現(xiàn) PCS 派與電池派。基于儲能系統(tǒng)構(gòu)成，電池、 PCS、系統(tǒng)集成領(lǐng)域均有涉足儲能的企業(yè)，在此我們通過對比幾類企業(yè)，可以 發(fā)現(xiàn)儲能仍處于商業(yè)化前夜的培育階段，雖然儲能業(yè)務(wù)目前占各上市公司業(yè)務(wù) 比例仍然較低，但母公司的盈利情況及核心技術(shù)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(fā)展方向。

其中，PCS 以陽光電源為代表，核心發(fā)力以行業(yè)領(lǐng)先 PCS 為抓手，布局下游 儲能系統(tǒng)及儲能工程；電池則以比亞迪為代表，基于電芯成本發(fā)力儲能。

儲能系統(tǒng)核心競爭力：系統(tǒng)優(yōu)化能力+電芯成本下降

儲能發(fā)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(nèi)，與光伏早期有國家補(bǔ)貼助力不同，儲能的發(fā)展天然就面臨“平價”的要求，儲 能系統(tǒng)的提效降本主要落實(shí)在電池的性價比與系統(tǒng)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(yōu)化儲能系統(tǒng)的強(qiáng)訴求，二者 缺一不可。

一方面，鋰電電進(jìn)入行業(yè)產(chǎn)能擴(kuò)張期，成本降幅可期：

下游需求帶動鋰電市場規(guī)模擴(kuò)大，電池價格降幅高于預(yù)期。根據(jù) GGII 統(tǒng)計(jì)， 2019 年全年行業(yè)累計(jì)裝機(jī)量約 62.38GWh，同比增長 9%。根據(jù) Marklines 預(yù) 測，未來 5 年全球動力電池行業(yè)將持續(xù)高速增長，2025 年全球裝機(jī)量可達(dá) 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(dá)到 BNEF 預(yù)測 2027 年儲能電池價格水平。

磷酸鐵鋰電池是儲能系統(tǒng)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(xì)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(fèi)電池和動力電池，對能量密 度要求不高，對安全性和實(shí)用壽命的要求較高。從電池內(nèi)在特性角度來看，相 較于其他體系電池，磷酸鐵鋰具有高安全性、長循環(huán)壽命和低成本的優(yōu)勢，更 符合儲能電池需求。

長循環(huán)壽命和高轉(zhuǎn)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(huán)壽命越長，則生命周期內(nèi)儲能系統(tǒng)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(zhuǎn)換效率越高，則充放電過程中能量損耗越少，也 可增加系統(tǒng)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(zhì)量或體積越小，從而減少建設(shè)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(biāo)優(yōu)于鉛酸電池。退役動力鋰電池能否用于梯次利用以及應(yīng)用 領(lǐng)域，主要依據(jù)電池的剩余容量，當(dāng)電池剩余容量在 20％?80％時，則可以進(jìn) 行梯次利用；如若電池容量低于 20％時，則已不滿足梯次利用的標(biāo)準(zhǔn)，應(yīng)進(jìn)行 電池拆解廠進(jìn)行材料的回收。梯次電池相比鉛酸電池在循環(huán)壽命、能量密度、 高溫性能等方面具備明顯優(yōu)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(jié)合可降低進(jìn)一步儲能成本，光電轉(zhuǎn)化是光儲系統(tǒng)核心競爭力：

加速光儲融合深度降低項(xiàng)目投資成本。在同一地點(diǎn)安裝的光伏和儲能系統(tǒng)可以 共享硬件組件，例如升壓器、檢測器和控制器，同時用于共享硬件而降低安裝 工程的人工成本；此外，相較于獨(dú)立的光伏+儲能，光儲結(jié)合部署還可以減少場 地準(zhǔn)備次數(shù)，降低土地成本和 EPC 成本進(jìn)而降低光儲項(xiàng)目的投資成本。

光儲結(jié)合耦合方案難度高，優(yōu)化空間的天花板高的，考驗(yàn)儲能系統(tǒng)的電氣化水 平。當(dāng)光伏和電池存儲共用時，子系統(tǒng)可以通過直流耦合或交流耦合配置連接。 直流耦合系統(tǒng)只需要一個雙向逆變器，直接將電池存儲連接到光伏陣列，并使 電池從電網(wǎng)中充電和放電。另一方面，交流耦合系統(tǒng)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(zhuǎn)換步驟。直流耦合系統(tǒng)只使用 一個雙向逆變器，從而降低了逆變器、逆變器布線和逆變器外殼的成本。

加強(qiáng)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(fā)電量 180 萬 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子陣設(shè)計(jì)，據(jù) 測算，100MW 電站，初始投資可以減少 1000 萬元以上。

系統(tǒng)數(shù)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(jìn)行全生命周期管理和壽命預(yù)測，做到“早發(fā)現(xiàn)、早維護(hù)”，降 低發(fā)電量損失和運(yùn)維成本，進(jìn)一步可降低電站 LCOE 達(dá) 3%以上。

他山之石：歐美市場儲能爆發(fā)啟示

為什么說“當(dāng)前儲能看海外”？

美國投資稅抵免（ITC）政策激勵非公共事業(yè)規(guī)模儲能發(fā)展。2016 年，美國儲 能協(xié)會向美國參議院提交了 ITC 法案，明確私人機(jī)構(gòu)或個體投資的先進(jìn)儲能技 術(shù)可以申請投資稅收減免：對于居民用戶儲能，要求 100%的電力來自于光伏發(fā) 電，享受系統(tǒng)投資額 30%的稅收減免和 5 年加速折舊（其本質(zhì)為補(bǔ)貼替代套利）； 對于工商業(yè)儲能，要求至少 75%的電力來自于光伏發(fā)電，當(dāng)儲能電力 75%-99.9% 來自于光伏發(fā)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(yù)期。2016—2019 年，ITC 仍 維持在系統(tǒng)成本的 30%；2020 年起，ITC 開始下降至系統(tǒng)成本的 26%；2021 年，稅收抵免進(jìn)一步降至系統(tǒng)的成本 22%；2022 年以后，新的商業(yè)太陽能系統(tǒng) 的所有者可以從其稅收中扣除系統(tǒng)成本的 10%，住宅 ITC 將取消。一定程度說 明 2022 年后，儲能系統(tǒng)成本降低至可接受水平，實(shí)現(xiàn)無 ITC 平價應(yīng)用。

加州用戶側(cè)儲能的發(fā)展受三大政策影響明顯，包括自發(fā)電激勵計(jì)劃(SGIP)、投 資稅收減免政策(ITC)和凈電量結(jié)算制度(NEM)：

2001 年啟動的自發(fā)電激勵計(jì)劃（Self-GenerationIncentiveProgram，SGIP） 是美國歷時最長且最成功的分布式發(fā)電激勵政策之一。SGIP 鼓勵用戶側(cè)分布 式發(fā)電，不對納入補(bǔ)貼范圍的技術(shù)類型進(jìn)行限制，但通過限制技術(shù)指標(biāo)要求確 保項(xiàng)目運(yùn)行的穩(wěn)定性。

按容量和效果補(bǔ)貼，提高投資積極性。自 2011 年起，SGIP 將儲能納入支持范 圍，并給予 2 美元/W 的補(bǔ)貼支持。在 2016 年 5 月修訂的 SGIP 中，補(bǔ)貼不再 采用以系統(tǒng)功率（“W”）為標(biāo)準(zhǔn)、按照每年固定金額的方式支付。而是依據(jù)規(guī)劃 容量的完成情況，同時考慮儲能成本的下降以及項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性核算，對項(xiàng)目的容 量（“Wh”）進(jìn)行補(bǔ)貼，采用 50%初投資補(bǔ)貼+50%按效果補(bǔ)貼的非一次性支付 方式予以支持，避免“后補(bǔ)貼”方式影響投資積極性。

在 2017 年 12 月發(fā)布的第六版 SGIP 手冊中，激勵計(jì)劃針對儲能增加預(yù)算，為 儲能分配了整個計(jì)劃 80%的資金量，并將 13%的儲能資金用于支持 10KW 及 以下的居民儲能項(xiàng)目。儲能補(bǔ)貼的總資金分為五輪發(fā)放，第一輪補(bǔ)貼的標(biāo)準(zhǔn)為 50 美分/Wh，第二輪補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)降低 10 美分/Wh，之后的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)逐步降低 5 美 分/Wh。儲能系統(tǒng)可獲得的補(bǔ)貼等于系統(tǒng)容量（Wh）與所在輪數(shù)的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的 乘積。2018 年 8 月，加利福尼亞州議會通過 SB700 法案，將 SGIP 計(jì)劃的截 止日期延長至 2026 年，用于持續(xù)激勵更多分布式儲能項(xiàng)目的建設(shè)。

凈電量結(jié)算制度(NEM)用以支持用戶側(cè)的光伏發(fā)電，用戶表計(jì)會記錄用戶從電 網(wǎng)購電和用戶光伏向電網(wǎng)注入電力情況，在向用戶收取電費(fèi)時，只需要收取凈 值部分。目前加州 PG＆E 公司制定了一系列的 NEM 機(jī)制，其中適用于儲能的 有 Non-Export 和 NEM2-MT。其中，Non-Export 適用于所有類型及容量的電 源，要求機(jī)組安裝逆功率保護(hù)裝置、低功率保護(hù)裝置等。NEM2-MT 要求機(jī)組 與不向電網(wǎng)反送電的設(shè)備或 NEM 燃料電池發(fā)電設(shè)備配合使用。

SGIP 補(bǔ)貼收益占用戶側(cè)總收益比重較高。根據(jù) CNESA 全球儲能項(xiàng)目數(shù)據(jù)庫， 將分布式儲能納入補(bǔ)貼范圍開始至 2019 年 7 月期間，SGIP 處于補(bǔ)貼流程中以 及已經(jīng)獲得全額補(bǔ)貼的儲能項(xiàng)目數(shù)（不包含取消的）達(dá)到了 13156 個。其中， 近 6281 個儲能項(xiàng)目已經(jīng)獲得了 SGIP 的全額補(bǔ)貼支付。在用戶側(cè)儲能項(xiàng)目的頭 五年收益中，SGIP 補(bǔ)貼收益占到總收益的 40%~50%。

補(bǔ)貼政策為儲能設(shè)備廠商帶來發(fā)展機(jī)遇。從申請 SGIP 補(bǔ)貼的儲能設(shè)備廠商來 看，特斯拉、LG 化學(xué)、Stem Inc、CODAEnergy 等企業(yè)獲得補(bǔ)貼的項(xiàng)目數(shù)量、 能量規(guī)模和金額位居前列。特斯拉自 2015 年開始進(jìn)入儲能領(lǐng)域，儲能業(yè)務(wù)包括 太陽能系統(tǒng)和儲能產(chǎn)品的銷售，通過經(jīng)營租賃和 PPA 從太陽能系統(tǒng)中租賃的收 入以及太陽能系統(tǒng)激勵措施的銷售。與美國 SolarcityInc 等合作方開展的 6348 個儲能項(xiàng)目，獲得的補(bǔ)貼資金額（包括預(yù)留補(bǔ)貼資金、正處于補(bǔ)貼流程中以及 補(bǔ)貼完成）達(dá)到 2.2 億美元。

從執(zhí)行效果來看，分布式光伏+電池存儲滲透率不斷提高。根據(jù) NREL 數(shù)據(jù)， 2018 年美國各州的配置電池儲能系統(tǒng)的光伏項(xiàng)目比例在 1%到 5%不等，加利 福尼亞州滲透率最高。2016 年-2018 年，受益于政策補(bǔ)貼，加州居民分布式光 伏項(xiàng)目和非居民分布式光伏項(xiàng)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(jī)容量為 75.9MW，同比增長 20%，環(huán)比下降近 50%。主要由于計(jì)劃在 2019Q2 實(shí)施的 FTM（Front of the Meter 供電側(cè)）項(xiàng)目較少，同時非戶用市場也出現(xiàn)了類似的 回調(diào)環(huán)比下降 49%。但是，受市場情緒和政策激勵影響，戶用市場環(huán)比大幅上 漲 41%，并繼續(xù)在各個地區(qū)擴(kuò)展。

預(yù)計(jì) 2019-2024 年美國儲能市場將迎來爆發(fā)式增長。根據(jù) Wood Mackenize Power 數(shù)據(jù)，21 世紀(jì) 20 年代初，美國存儲市場將出現(xiàn)大幅增長。儲能年新增 裝機(jī)規(guī)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(jī)規(guī)模將增長約 10 倍，儲能年市場規(guī)模將增長約 7 倍。2024年，BTM （Behind-the-Meter用戶側(cè)包括Residencial和Non-residential） 裝機(jī)規(guī)模占比達(dá) 40%；FTM 市場規(guī)模約占 53%。

德國分布式儲能補(bǔ)貼政策發(fā)揮重要影響。2013 年 5 月，德國聯(lián)邦政府和國有 KfW 銀行集團(tuán)發(fā)布了一項(xiàng)家庭存儲系統(tǒng)市場激勵計(jì)劃，補(bǔ)貼的形式主要是低息 貸款和現(xiàn)金補(bǔ)助，補(bǔ)貼總額約 3000 萬歐元。目前允許用戶最高將光伏系統(tǒng)峰值 功率的 50%回饋給電網(wǎng)，以鼓勵用戶最大限度的自發(fā)自用，電網(wǎng)運(yùn)營商承擔(dān)核 查功率限值的職責(zé)。另外，對于不同時間提出的申請，可申請的補(bǔ)貼率（補(bǔ)助資 金相對于儲能設(shè)備價格的比例）逐漸遞減。

從政策執(zhí)行效果來看，分布式光儲補(bǔ)貼已經(jīng)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(yè)用儲能系統(tǒng)還不足 1 萬套，到 2018 年底， 這一數(shù)字已經(jīng)增長至 12 萬套，其中，絕大部分來自戶用儲能。根據(jù)德國貿(mào)易促 進(jìn)署的研究，隨著光伏系統(tǒng)與電池的成本下降，光儲應(yīng)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(xù)安裝用戶側(cè)儲能系統(tǒng)，并在 2020 年突破 20 萬套儲能系統(tǒng)的安裝量。

歐盟其他國家均在高速發(fā)展。根據(jù) Wood Mackenzie 預(yù)計(jì)，到 2024 年，歐洲 住宅儲能市場的部署將增長五倍達(dá)到 6.6 GWh。德國年度部署量將增加一倍以 上，達(dá)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(jìn)。

未來幾年內(nèi)，澳大利亞分布式光儲將保持快速增長趨勢。根據(jù) AEMO-CSIRO 預(yù)測，包括澳大利亞在內(nèi)的亞太地區(qū)的分布式發(fā)電（太陽能光伏發(fā)電、熱電聯(lián) 產(chǎn)和柴油發(fā)電）已占集中發(fā)電（煤炭和核電站）的一半以上。而到 2028 年，分布式發(fā)電源的容量將是集中發(fā)電容量的兩倍多。分國別來看，近年來德國和意 大利分布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(yù)計(jì)澳 大利亞將在未來幾年內(nèi)仍保持快速增長的趨勢，并在 2030 年后繼續(xù)發(fā)揮主要 領(lǐng)導(dǎo)作用。

澳大利亞住宅市場儲能部署規(guī)模的不斷擴(kuò)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(cái)政支持，激勵屋頂太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)正與分布式 儲能設(shè)備相結(jié)合，使消費(fèi)者能夠降低電費(fèi)，同時提供一定程度的彈性。

為什么說“未來儲能看中國”？

歐美儲能發(fā)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(jìn)行了電力工業(yè)管理體制的改革,其目標(biāo)都是開放電力市場,引入競 爭機(jī)制,降低發(fā)電成本,合理利用資源,并最終使用戶獲利目前將電力行業(yè)主要劃 分為發(fā)電側(cè)、輸電側(cè)、配電側(cè)和售電側(cè)四個環(huán)節(jié)，輸電側(cè)和配電側(cè)因具有規(guī)模 化要求，存在自然壟斷特征，而電力行業(yè)兩頭的發(fā)電側(cè)和售電側(cè)，則具備引入 競爭，降低產(chǎn)業(yè)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(yè)管制 政策法（較中國早 24 年），允許企業(yè)建立電廠并出售電力給地方公用事業(yè)公司。 1992 年能源政策法案出臺,同意開放電力輸送領(lǐng)域。1996 年，為推進(jìn)電力市場 化改革，美國政府頒布法令規(guī)定無歧視開放輸電網(wǎng)絡(luò)，鼓勵構(gòu)建 RTO（區(qū)域電 網(wǎng)運(yùn)行中心）或 ISO（獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)行中心）來管理整個輸電系統(tǒng)運(yùn)行。此后，美國形成了聯(lián)邦政府、州政府兩級監(jiān)管體系框架，并逐步形成了 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(qū)域電力市場。

盡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并未出現(xiàn)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(fā)展，峰時段減少且后移，谷時段增加。以 PG&E（太平洋燃?xì)?和電力公司）中小企業(yè)的 Time-of-use rate plans 為例，自 2020 年 11 月將開 始執(zhí)行新的峰谷時段，相較于現(xiàn)在，新的高峰時間由12PM-6PM變?yōu)?PM-9PM, 由下午轉(zhuǎn)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， 價格將處于最低水平。可以說明在電改的背景下，隨著可再生能源發(fā)電占比提 高，峰谷價差將會持續(xù)存在，且有可能出現(xiàn)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(yè)作為商業(yè)實(shí)體的法律地位。從 1998 年開始,我國嘗試在電力行業(yè)實(shí) 行“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”的改革,并確定山東、上海、浙江及東北的遼寧、吉林、 黑龍江 6 個電網(wǎng)為首批“廠網(wǎng)分開”的試點(diǎn)單位。2000 年 1 月山東、上海、浙江 發(fā)電側(cè)電力市場正式投入商業(yè)化運(yùn)行。通過各試點(diǎn)單位的市場化運(yùn)作,以期在發(fā) 電側(cè)引入市場機(jī)制,競價上網(wǎng),并積累經(jīng)驗(yàn),逐步向完善的電力市場靠近。

第二階段：（2002-2015 年）開放發(fā)電側(cè)競爭，打破壟斷格局。2002 年，國務(wù) 院印發(fā)《電力體制改革方案》(5 號文)，標(biāo)志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(wǎng)公司，五大發(fā)電集團(tuán)和四家輔業(yè)集團(tuán)（后整合 為 2 個），發(fā)電環(huán)節(jié)產(chǎn)業(yè)集中度大幅下降，國家電力公司獨(dú)家壟斷的電力市場格 局被初步打破。同時通過在發(fā)電側(cè)引入多元投資主體，建立了發(fā)電側(cè)企業(yè)競價 上網(wǎng)的競爭機(jī)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(fā)電行業(yè)整體產(chǎn)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(fā) 布《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)[2015]9 號)，標(biāo)志著我國 新一輪電力體制改革的開始。電改的基本原則和重點(diǎn)是區(qū)分競爭性和壟斷性環(huán) 節(jié)，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構(gòu)，在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)開展有效競爭， 培育獨(dú)立的市場主體，著力構(gòu)建主體多元、有序向社會資本開放配售電業(yè)務(wù)， 形成適應(yīng)市場要求的電價機(jī)制，競爭有序的電力交易格局?，F(xiàn)階段的電力市場 化改革工作處于起步階段，距離一個成熟運(yùn)行的電力市場還有很大差距。

伴隨著我國電力市場的不斷發(fā)展，我國電價政策也隨之調(diào)整。2015 年新一 輪電改放開電價、配售電和發(fā)電計(jì)劃，強(qiáng)化輸配電環(huán)節(jié)管理，有序放開上網(wǎng) 電價和銷售電價。電力用戶參與電力市場后按終端電價繳納電費(fèi)。終端電價 由交易價格、輸配電價（含線損和交叉補(bǔ)貼）、政府性基金及附加等三個部 分組成，其表達(dá)式為：P=PGen+PTran+PGov。P 為電力用戶參與電力市場后的 終端電價；PGen為交易價格，指發(fā)電企業(yè)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“準(zhǔn)許成本+合理收益”的原則進(jìn)行核 定；PGov為政府性基金及附加，其收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)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(rèn)為，伴隨著電力市場化改革的進(jìn)一步深入，國內(nèi)儲能市場將進(jìn)一步迎 來發(fā)展黃金機(jī)會。2015 年中國重啟新一輪電力體制改革,并在價格機(jī)制調(diào)整、 售電市場放開、直接交易和輔助服務(wù)市場試點(diǎn)建設(shè)方面取得了突破性進(jìn)展， 這正在為儲能技術(shù)規(guī)?；瘧?yīng)用和新增價值收益點(diǎn)鋪平道路。輸配電價改革是價格機(jī)制調(diào)整的第一步，由此所帶來的未來整個價格機(jī)制的形成將決定儲能 產(chǎn)業(yè)的走向,售電市場放開為儲能技術(shù)應(yīng)用提供了平臺，而輔助服務(wù)市場建 設(shè)為儲能創(chuàng)造了價值增值的機(jī)會,僅通過峰谷差價獲取收益的商業(yè)模式將隨 著市場化程度的深入而發(fā)生本質(zhì)改變。開放的電力市場是儲能商業(yè)化的重要 前提，儲能系統(tǒng)也將在市場應(yīng)用中會獲得更高的基礎(chǔ)價值。

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陽光電源——布局光儲結(jié)合，光儲大時代核心標(biāo)的

公司傳統(tǒng)逆變器優(yōu)勢成功拓展至儲能新領(lǐng)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 司依托在該逆變器領(lǐng)域的技術(shù)優(yōu)勢和先發(fā)優(yōu)勢，迅速擴(kuò)張至儲能逆變器和儲能 鋰電系統(tǒng)等領(lǐng)域。目前可提供單機(jī)功率 5~2500KW 的儲能逆變器、鋰電池、能 量管理系統(tǒng)等儲能核心設(shè)備產(chǎn)品，覆蓋 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各類儲 能應(yīng)用場景需求。2018 年公司儲能業(yè)務(wù)營業(yè)收入實(shí)現(xiàn)同比近 5 倍增長達(dá) 3.83 億元，毛利率為 29%；2019 年上半年，儲能業(yè)務(wù)營業(yè)收入大幅增長 40.25%至 1.67 億元。

儲能系統(tǒng)龍頭廠商，業(yè)務(wù)覆蓋全球。陽光電源儲能業(yè)務(wù)依托在海外的長期深耕 和市場布局，全球重大系統(tǒng)集成項(xiàng)目已突破 900 個，在國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、 用戶側(cè)等場景均有大型標(biāo)桿示范項(xiàng)目落地，覆蓋所有儲能應(yīng)用場景，且均安全 高效運(yùn)行。

攜手三星 SDI，三元鐵鋰齊發(fā)展。2018 年，SDI 儲能電池全球市場份額高達(dá) 51%，2019 年，陽光電源采用本土合資的 SDI 電芯在國內(nèi)儲能出貨量排名第 三。未來公司儲能業(yè)務(wù)將在全球范圍內(nèi)全面推出磷酸鐵鋰和三元鋰兩種專用儲 能電池技術(shù)路線，其中公司三元鋰電池 6000 次循環(huán)后仍然具備 80%充放電能 力，優(yōu)于普通磷酸鐵鋰產(chǎn)品。

依托逆變器升級，降低投資成本，加強(qiáng)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(fā)電量 180 萬 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子陣設(shè)計(jì)，據(jù) 測算，100MW 電站，初始投資可以減少 1000 萬元以上。

系統(tǒng)數(shù)字化融合集成能量管理，降低 3%以上 LCOE。結(jié)合分布在全球、覆蓋各 國所有應(yīng)用場景的 900 多個已投運(yùn)儲能項(xiàng)目的運(yùn)行數(shù)據(jù)，公司不斷提升系統(tǒng)集 成設(shè)計(jì)對各類技術(shù)路線電池的兼容性，實(shí)現(xiàn)不同設(shè)備統(tǒng)一管理和調(diào)度的數(shù)字化 融合。通過逆變器集成智能管理單元，對核心部件進(jìn)行全生命周期管理和壽命 預(yù)測，做到“早發(fā)現(xiàn)、早維護(hù)”，降低發(fā)電量損失和運(yùn)維成本，進(jìn)一步可降低電站 LCOE 達(dá) 3%以上。

綜合來看，得益于公司在儲能領(lǐng)域的提前布局，國內(nèi)和國外的儲能業(yè)務(wù)發(fā)展均 大幅領(lǐng)先同行，先發(fā)優(yōu)勢明顯。隨著海內(nèi)外千億級儲能市場的陸續(xù)爆發(fā)，儲能 系統(tǒng)業(yè)務(wù)將驅(qū)動公司進(jìn)入快速發(fā)展的新階段，公司將是在儲能爆發(fā)中率先受益 的標(biāo)的。

鋰電池及新型導(dǎo)電劑環(huán)節(jié)——寧德時代、天奈科技、國軒高科、億緯鋰能

有別于以三元電池為主的海外戶用儲能市場，我國目前儲能應(yīng)用場景集中于基 站儲能、備用電源、電網(wǎng)側(cè)以及用戶側(cè)等應(yīng)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(huán)保性上較傳統(tǒng)鉛酸電池均具有優(yōu)勢，而其 與三元電池相比具有的使用壽命及成本優(yōu)勢使其更適合我國目前電網(wǎng)、基站儲 能為主的市場環(huán)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(shù)等技術(shù)迭代，鋰電池成本在未來有望實(shí)現(xiàn)較大幅度下降，經(jīng)濟(jì)性的改 善將顯著加速鋰電池在儲能領(lǐng)域的應(yīng)用。

動力電池領(lǐng)域，優(yōu)質(zhì)鋰電池生產(chǎn)企業(yè)已率先布局儲能板塊，如動力電池龍頭企 業(yè)寧德時代在 18 年 6 月就與福建省投資集團(tuán)簽約大型鋰電池儲能項(xiàng)目，計(jì)劃 總投資 24 億元，擬分三期實(shí)施，項(xiàng)目一期擬建設(shè)規(guī)模為 100MWh 級鋰電池儲 能電站，二期將擴(kuò)建 500MWh 級鋰電池儲能設(shè)備，三期將擴(kuò)建 1000MWh 級鋰 電池儲能設(shè)備，同時還將配套建設(shè)移動儲能設(shè)備，以及移動充電設(shè)施；行業(yè)優(yōu) 質(zhì)企業(yè)國軒高科 2017 年 10 月在南京簽署儲能系統(tǒng)基地項(xiàng)目投資協(xié)議，該項(xiàng)目 總投資 30 億元，利用上海電氣在電力領(lǐng)域的資源優(yōu)勢，拓展分布式儲能、電網(wǎng) 儲能業(yè)務(wù)，并于 18 年 5 月中標(biāo) 8MW/16MWh 揚(yáng)中長旺儲能電站；億緯鋰能等 優(yōu)質(zhì)企業(yè)也紛紛在電網(wǎng)儲能以及基站儲能領(lǐng)域發(fā)力。動力電池生產(chǎn)企業(yè)布局儲 能板塊，一方面有利于拓寬下游渠道，改善較為單一的業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)，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(yè)消化產(chǎn)能提供了可能。優(yōu)先推薦在磷酸鐵鋰技術(shù)路徑上 積累深厚、且在儲能板塊具有領(lǐng)先優(yōu)勢的行業(yè)龍頭企業(yè)：寧德時代、國軒高科、 億緯鋰能等。

此外，由于儲能應(yīng)用場景收益率對于電池的單次沖放成本有較大的敏感性，而 電池循環(huán)壽命將極大程度上影響儲能電池實(shí)際的單次沖放成本，因此提升電池 循環(huán)壽命也將成為未來儲能電池的方向所在。新型碳納米管導(dǎo)電劑相較于傳統(tǒng) 導(dǎo)電劑具有導(dǎo)電性能好、用量少的特點(diǎn)，能夠顯著改善電池的倍率性能、循環(huán) 壽命、容量發(fā)揮等，目前已在動力電池和 3C 數(shù)碼電池領(lǐng)域逐步得到應(yīng)用，預(yù)計(jì) 其在儲能領(lǐng)域的滲透率也將逐步得到提升。擁有核心研發(fā)能力、產(chǎn)品性能領(lǐng)先、 客戶結(jié)構(gòu)優(yōu)異且獲得資本助力的導(dǎo)電劑龍頭公司將優(yōu)先受益，重點(diǎn)推薦天奈科 技、道氏技術(shù)等。

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（報告來源：國信證券）