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，應作為“發電廠”看待

 

按裝機的場景劃分，儲能可以分為電源側、電網側、用戶側（工商業和戶用）； 按照儲能解決的問題劃分，包括，1）可再生能源的發電波動：光伏發電曲線與需求不匹配，午間發電功率極大但夜間陡然下降；同時難 以預測，實際出力與預測曲線存在偏差；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能，電價較低；日間 峰值需求可能大于電力產能，電價較高；3）輔助服務市場：包括調頻、備電、黑啟動等。

 

市場空間-中：新能源轉型驅動儲能指數級增長，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 發電占比越高，儲能的配置比例也越高（還需要結合地方電力條件）； 目前國內多按15-20%的功率比×2h進行配置，美國儲能配比則達到30- 40%*4h，部分項目甚至達到60-70%的功率配比。

 

全球光伏、風電裝機持續增長，預計2025年分別達到450、140GW，復合增速分別達到30%、18%；目前新增新能源項目的儲能滲透率 在10%左右，在假設2025年達到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，則未來五年行業有望實現70%以上的復合增長，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

 

由于不同地區的資源稟賦、電源結構不盡相同，要準確計算儲能的需求空間難度較大，我們選擇以加州當前是實際數據為例，來進行大致 的估算：1）加州目前日內需求峰值功率為43GW，低谷為26GW，全天電力需求合計810GWh；2）當前加州可再生能源發電量占比約 20%，假設未來達到100%；3）可再生能源午間發電功率高于需求功率，其余低于需求，對于儲能即A1=A2+A3，同時滿足功率=max （B1，B2），由此計算需配套26GW，183GWh的儲能，即儲能需求=可再生能源功率40%*7h=總用電量*23%。（報告來源：未來智庫）

 

以加州的數據為例可知，當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，考慮到季節性波動，可能更大。 預計2050年全球一天的電力需求在166TWh，假設其中70%由光伏、風電提供，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，對應穩態需求1800GWh（增量階段有望超過2000GWh），對應2萬億的市場空間，相當于新能源車的30-40%。

 

技術路線

 

鋰電主流方案，儲氫未來可期。對比不同技術路線的儲能，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，因協同新能源車發展；儲氫未來可期；鋰電適用于高頻調節、儲能適用于跨時段調節，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，抽水蓄能占據主流，存量達到170GW左右，電化學儲能存量8.2GW，為第二大體量的技術路線； 不過從增量上看，2019年電化學儲能新增裝機占比達到接近80%，發展趨勢向好； 在電化學儲能中，鋰電池占據優勢，一方面是鋰電池性能最好（倍率變化時容量穩定，鉛酸不穩定）；另一方面是在動力電池快速產業化 的背景下，鋰電池成本快速下降、循環壽命提升，進而在經濟性上也逐步具備優勢。

 

02 儲能發展處于什么階段，何時爆發？

儲能爆發驅動力：IRR “可預見性”+“高收益”

 

儲能商業模式眾多，對于驅動儲能行業增長的核心要素排序，我們認為，好的商業模式比系統價格下降更為重要。 從儲能項目的現金流模型出發，會發現其與光伏、風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金流預期下，具備投資的經濟性。儲能的成本，是充放電一次的成本；儲能的收益，取決于商業模式。

 

美國

 

2020H2邁入爆發期，2021年延續高增。美國市場在2020H1前比較平淡，住宅需求占比較高，2020H2以來進入爆發式增長階段，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，且將呈現電源側、住宅需求共振的狀態。

 

 

電源側PPA模式，實現“可預見+高收益”。PPA模式是指電力用戶（通常是企業）與發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）等細則，成為電力 買賣與銀行融資的基礎，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，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，預計該項目IRR比較可觀。

 

歐洲

 

住宅儲能需求占據主導，電源側有望發力。歐洲儲能市場近兩年保持穩定增長，2019年增速較低與英國市場2018年的搶裝有關，核心驅動歐洲儲能放量的戶用市場增長持續性較強， 德國是歐洲戶用儲能市場的領導者，近些年保持50%以上的復合增長；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市場的占比較低，未來有望成為重要的增量貢獻。

 

高居民電價與FIT退坡，驅動儲能需求。儲能市場增長的核心驅動邏輯在于“可行的商業模式+可觀的投資回報率”，對于戶用儲能而言，多數情況下所賺取的是“自用電價”與 “補貼電價”的價差；因而從全球來看，1）戶用儲能發展較好的地區往往是家庭電價較高的地區，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，進而會催生戶用儲能需求的持續增長。

 

中國

 

用戶側先行，向電網、電源側過渡。國內儲能市場在2017年以前較為平淡，2018年在電網側大規模投資帶動下，呈現爆發式增長，裝機功率突破600MW，對應容量接近 900MWh；2019年5月，《輸配電定價成本監審辦法》出臺，不允許儲能設施成本納入輸配電價，進而導致電網側投資熱情下降，2019 年國內亦出現下滑。2020年，多地出臺可再生能源項目在電源側配套儲能的政策文件，推動國內儲能市場二度向上。（報告來源：未來智庫）

 

拐點是商業模式，首要依賴于電力改革。發改委發布《加快推動新型儲能發展的指導意見》：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 服務補償機制；2）包括電網側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網替代性儲能設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（備案）、并網時序、系統調度運行安排、保障利用小時數、電力輔助服務補償考核等方面給予適當傾斜。

 

分時電價改革，用戶側發力，象征意義更強。電源側也是儲能應用的重要場景，且具備內生的偏消費屬性，用戶側峰谷價差需求空間，本質上取決于各地峰谷負荷錯峰幅度，錯峰幅度 越大，削峰填谷的空間也越大；根據國家電網的數據，2019年日間功率波動超過10GW的地區包括山東、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的儲能潛在裝機容量在240-480GWh。

 

03 儲能產業鏈有哪些標的，彈性幾何？

產業鏈：聚焦能源革命，看好儲能產業鏈

 

儲能系統包括容量器件（電芯、PACK、BMS）、功率器件（PCS）以及其他配套設施（電纜、消防、空調、升壓變）等； 以目前常規儲能系統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， 此外為其他配套設施及場地設計費用等。 看好包括設備供應、工程項目、運營維護為代表的儲能產業鏈。

 

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，例如陽光電源，具備渠道和客戶優 勢；2）光伏涉及較少，主要發力儲能的企業， 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CR5為72%，比較集中；國內逆變器企業在海外仍保持競爭力，例如陽 光電源在美國工商業、澳洲戶用；固德威在歐 洲戶用；德業股份在美國戶用都占據較高份額

 

儲能電池：依然是寡頭壟斷格局，亦有新興企業

 

儲能電池依舊是動力電池巨頭統治，海外市場在2020年前基 本采用三星、LG化學的電池方案，2021年起加速寧德時代等 國內方案的導入。國內的競爭格局代表意義不強，因電源側 商業模式較差，寧德時代主要做電網側示范項目。

 

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