万亿可期！测算国内储能在用户侧、发电侧的市场空间

储能生产商二分类：行业已现PCS派与电池派。基于储能系统构成，电池、 PCS、系统集成领域均有涉足储能的企业，在此我们通过对比几类企业，可以发现储能仍处于商业化前夜的培育阶段，虽然储能业务目前占各上市公司业务比例仍然较低，但母公司的盈利情况及核心技术水平在一定程度上决定了未来其在储能板块的拓展力度和发展方向。

其中，PCS以阳光电源为代表，核心发力以行业领先PCS为抓手，布局下游储能系统及储能工程；电池则以比亚迪(71.700,0.85,1.20%)为代表，基于电芯成本发力储能。

储能系统核心竞争力：系统优化能力+电芯成本下降

储能发展面临天然的平价要求，“提效降本”不仅适用光伏，也适用储能。在国内，与光伏早期有国家补贴助力不同，储能的发展天然就面临“平价”的要求，储能系统的提效降本主要落实在电池的性价比与系统集成的效率双提升，一方面是对电芯厂商的降本要求，一方面是对集成厂商优化储能系统的强诉求，二者缺一不可。

一方面，锂电电进入行业产能扩张期，成本降幅可期：

下游需求带动锂电市场规模扩大，电池价格降幅高于预期。根据GGII统计， 2019年全年行业累计装机量约62.38GWh，同比增长9%。根据 Marklines预测，未来5年全球动力电池行业将持续高速增长，2025年全球装机量可达850GWh。同时锂电池成本不断下降，截至2019年2月3日，方形动力电芯 （磷酸铁锂）平均报价为0.575元/Wh，方形动力电芯（三元）报价为0.725元/Wh，其中磷酸铁锂报价已达到BNEF预测2027年储能电池价格水平。

磷酸铁锂电池是储能系统最为适配的选择。商用锂离子动力电池正极材料主要有锰酸锂、磷酸铁锂、三元体系，其中三元体系又可细分为镍钴锰 NCM 和镍钴铝NCA。在空间充裕的条件下，储能电池相比消费电池和动力电池，对能量密度要求不高，对安全性和实用寿命的要求较高。从电池内在特性角度来看，相较于其他体系电池，磷酸铁锂具有高安全性、长循环寿命和低成本的优势，更符合储能电池需求。

长循环寿命和高转换效率可直接降低储能度电成本。在其他条件相同的情况下，电池循环寿命越长，则生命周期内储能系统可以存储或释放的电量越多，可直接降低度电成本。此外，电池转换效率越高，则充放电过程中能量损耗越少，也可增加系统总充放电量。

能量密度提升可间接降低储能投资成本。能量密度的单位可以用Wh/kg或Wh/L来表示。这意味着能量密越高，则电池质量或体积越小，从而减少建设过程中所使用的土地面积或厂房空间，通过摊薄固定成本来间接降低单位储能成本。

梯次电池性能指标优于铅酸电池。退役动力锂电池能否用于梯次利用以及应用领域，主要依据电池的剩余容量，当电池剩余容量在20%80%时，则可以进行梯次利用；如若电池容量低于20%时，则已不满足梯次利用的标准，应进行电池拆解厂进行材料的回收。梯次电池相比铅酸电池在循环寿命、能量密度、高温性能等方面具备明显优势，从性价比角度来看，梯次电池是铅酸电池的1.23-4.44倍。

另一方面，光储结合可降低进一步储能成本，光电转化是光储系统核心竞争力：

加速光储融合深度降低项目投资成本。在同一地点安装的光伏和储能系统可以共享硬件组件，例如升压器、检测器和控制器，同时用于共享硬件而降低安装工程的人工成本；此外，相较于独立的光伏+储能，光储结合部署还可以减少场地准备次数，降低土地成本和EPC成本进而降低光储项目的投资成本。

光储结合耦合方案难度高，优化空间的天花板高的，考验储能系统的电气化水平。当光伏和电池存储共用时，子系统可以通过直流耦合或交流耦合配置连接。直流耦合系统只需要一个双向逆变器，直接将电池存储连接到光伏阵列，并使电池从电网中充电和放电。另一方面，交流耦合系统需要光伏逆变器和双向逆变器，电池的充放电需要通过直流和交流多次转换步骤。直流耦合系统只使用一个双向逆变器，从而降低了逆变器、逆变器布线和逆变器外壳的成本。

加强光储深度融合，降低投资成本。以阳光电源为例，2020年2月，阳光电源推出集中式逆变器SG3125HV，中国效率突破98.55%，100MW电站 25年可提高发电量180万KWh；支持1.8倍以上超配及最大12.5MW子阵设计，据测算，100MW电站，初始投资可以减少1000万元以上。

系统数字化融合集成能量管理，降低3%以上LCOE。通过逆变器集成智能管理单元，对核心部件进行全生命周期管理和寿命预测，做到“早发现、早维护”，降低发电量损失和运维成本，进一步可降低电站LCOE达3%以上。

他山之石：欧美市场储能爆发启示为什么说“当前储能看海外”？

美国投资税抵免（ITC）政策激励非公共事业规模储能发展。2016年，美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案，明确私人机构或个体投资的先进储能技术可以申请投资税收减免：对于居民用户储能，要求100%的电力来自于光伏发电，享受系统投资额30%的税收减免和5年加速折旧（其本质为补贴替代套利）；对于工商业储能，要求至少75%的电力来自于光伏发电，当储能电力75%-99.9%来自于光伏发电时，税收减免额为该比例与 30%的乘积。

美国ITC自2020年开始下降，税抵退坡为一致预期。2016—2019 年，ITC 仍维持在系统成本的30%；2020年起，ITC开始下降至系统成本的26%；2021年，税收抵免进一步降至系统的成本22%；2022年以后，新的商业太阳能系统的所有者可以从其税收中扣除系统成本的10%，住宅ITC将取消。一定程度说明2022年后，储能系统成本降低至可接受水平，实现无ITC平价应用。

加州用户侧储能的发展受三大政策影响明显，包括自发电激励计划（SGIP）、投资税收减免政策（ITC）和净电量结算制度（NEM）：

2001年启动的自发电激励计划（Self-GenerationIncentiveProgram，SGIP）是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。SGIP鼓励用户侧分布式发电，不对纳入补贴范围的技术类型进行限制，但通过限制技术指标要求确保项目运行的稳定性。

按容量和效果补贴，提高投资积极性。自2011年起，SGIP将储能纳入支持范围，并给予2美元/W的补贴支持。在2016年5月修订的SGIP中，补贴不再采用以系统功率（“W”）为标准、按照每年固定金额的方式支付。而是依据规划容量的完成情况，同时考虑储能成本的下降以及项目经济性核算，对项目的容量（“Wh”）进行补贴，采用50%初投资补贴+50%按效果补贴的非一次性支付 方式予以支持，避免“后补贴”方式影响投资积极性。

在2017年12月发布的第六版SGIP手册中，激励计划针对储能增加预算，为 储能分配了整个计划80%的资金量，并将13%的储能资金用于支持10KW 及以下的居民储能项目。储能补贴的总资金分为五轮发放，第一轮补贴的标准为50美分/Wh，第二轮补贴标准降低10美分/Wh，之后的补贴标准逐步降低5美分/Wh。储能系统可获得的补贴等于系统容量（Wh）与所在轮数的补贴标准的乘积。2018年8月，加利福尼亚州议会通过SB700法案，将 SGIP计划的截止日期延长至2026年，用于持续激励更多分布式储能项目的建设。

净电量结算制度（NEM）用以支持用户侧的光伏发电，用户表计会记录用户从电网购电和用户光伏向电网注入电力情况，在向用户收取电费时，只需要收取净值部分。目前加州PG&E公司制定了一系列的NEM机制，其中适用于储能的有Non-Export和NEM2-MT。其中，Non-Export适用于所有类型及容量的电源，要求机组安装逆功率保护装置、低功率保护装置等。NEM2-MT要求机组与不向电网反送电的设备或NEM燃料电池发电设备配合使用。

SGIP补贴收益占用户侧总收益比重较高。根据CNESA全球储能项目数据库，将分布式储能纳入补贴范围开始至2019年7月期间，SGIP处于补贴流程中以及已经获得全额补贴的储能项目数（不包含取消的）达到了13156个。其中，近6281个储能项目已经获得了SGIP的全额补贴支付。在用户侧储能项目的头五年收益中，SGIP补贴收益占到总收益的40%~50%。

补贴政策为储能设备厂商带来发展机遇。从申请SGIP补贴的储能设备厂商来看，特斯拉、LG化学、Stem Inc、CODAEnergy等企业获得补贴的项目数量、 能量规模和金额位居前列。特斯拉自2015年开始进入储能领域，储能业务包括太阳能系统和储能产品的销售，通过经营租赁和PPA从太阳能系统中租赁的收入以及太阳能系统激励措施的销售。与美国SolarcityInc等合作方开展的6348个储能项目，获得的补贴资金额（包括预留补贴资金、正处于补贴流程中以及 补贴完成）达到2.2亿美元。

从执行效果来看，分布式光伏+电池存储渗透率不断提高。根据NREL数据，2018年美国各州的配置电池储能系统的光伏项目比例在1%到5%不等，加利福尼亚州渗透率最高。2016年-2018年，受益于政策补贴，加州居民分布式光伏项目和非居民分布式光伏项目储能渗透率由不到2%提升至接近5%。

美国户用市场大幅增长。2019年第二季度，美国储能市场的装机容量为75.9MW，同比增长20%，环比下降近50%。主要由于计划在2019Q2实施的FTM（Front of the Meter 供电侧）项目较少，同时非户用市场也出现了类似的回调环比下降49%。但是，受市场情绪和政策激励影响，户用市场环比大幅上涨41%，并继续在各个地区扩展。

预计2019-2024年美国储能市场将迎来爆发式增长。根据Wood Mackenize Power数据，21世纪20年代初，美国存储市场将出现大幅增长。储能年新增装机规模将由2018年的311MW增长到2024年的4834MW。2019年至2024年期间，储能市场年新增装机规模将增长约10 倍，储能年市场规模将增长约7倍。2024年，BTM（Behind-the-Meter用户侧包括Residencial和Non-residential）装机规模占比达40%；FTM市场规模约占53%。

德国分布式储能补贴政策发挥重要影响。2013年5月，德国联邦政府和国有KfW银行集团发布了一项家庭存储系统市场激励计划，补贴的形式主要是低息贷款和现金补助，补贴总额约3000万欧元。目前允许用户最高将光伏系统峰值功率的50%回馈给电网，以鼓励用户最大限度的自发自用，电网运营商承担核查功率限值的职责。另外，对于不同时间提出的申请，可申请的补贴率（补助资金相对于储能设备价格的比例）逐渐递减。

从政策执行效果来看，分布式光储补贴已经推动德国成为全球最大的户用储能市场之一。2013 年，德国家用和商业用储能系统还不足1万套，到 2018年底， 这一数字已经增长至12万套，其中，绝大部分来自户用储能。根据德国贸易促进署的研究，随着光伏系统与电池的成本下降，光储应用的步伐加快，截止到2020年底，德国还将以每年超过5万套的速度持续安装用户侧储能系统，并在2020年突破20万套储能系统的安装量。

欧盟其他国家均在高速发展。根据Wood Mackenzie预计，到2024年，欧洲住宅储能市场的部署将增长五倍达到6.6GWh。德国年度部署量将增加一倍以上，达到0.5 GW/1.2GWh。同时，意大利和西班牙的光储市场也正在朝着平价 方向迈进。

未来几年内，澳大利亚分布式光储将保持快速增长趋势。根据 AEMO-CSIRO 预测，包括澳大利亚在内的亚太地区的分布式发电（太阳能光伏发电、热电联 产和柴油发电）已占集中发电（煤炭和核电站）的一半以上。而到2028年，分布式发电源的容量将是集中发电容量的两倍多。分国别来看，近年来德国和意 大利分布式能源比率保持相对高位，而澳大利亚则是增长最快的国家。预计澳大利亚将在未来几年内仍保持快速增长的趋势，并在2030年后继续发挥主要领导作用。

澳大利亚住宅市场储能部署规模的不断扩展。澳大利亚的太阳能光伏安装成本约为美国的一半，主要原因是有较少的管制和更低的劳动力成本。同时零售电 价较美国更高，叠加政府财政支持，激励屋顶太阳能光伏发电系统正与分布式 储能设备相结合，使消费者能够降低电费，同时提供一定程度的弹性。

为什么说“未来储能看中国”？

欧美储能发展，离不开各国电力市场化改革。从80年代末起，以英国为首，国际上许多国家进行了电力工业管理体制的改革，其目标都是开放电力市场，引入竞争机制，降低发电成本，合理利用资源，并最终使用户获利目前将电力行业主要划分为发电侧、输电侧、配电侧和售电侧四个环节，输电侧和配电侧因具有规模化要求，存在自然垄断特征，而电力行业两头的发电侧和售电侧，则具备引入竞争，降低产业集中度的空间。

以美国为例看国际上电力市场化改革的成果。1978年美国出台了公用事业管制政策法（较中国早 24 年），允许企业建立电厂并出售电力给地方公用事业公司。1992年能源政策法案出台，同意开放电力输送领域。1996年，为推进电力市场化改革，美国政府颁布法令规定无歧视开放输电网络，鼓励构建RTO（区域电网运行中心）或ISO（独立系统运行中心）来管理整个输电系统运行。此后，美国形成了联邦政府、州政府两级监管体系框架，并逐步形成了PJM、加州、得州、纽约、东南、南方、西南、西北、中土、新英格兰等10个区域电力市场。

尽管电改的最终目的是降低终端用户电价，美国目前的零售电价并未出现明显的降低。在电力市场化改革较为成功的加州，也没有取消峰谷价差，而是随着可再生能源的发展，峰时段减少且后移，谷时段增加。以PG&E（太平洋燃气和电力公司）中小企业的Time-of-use rate plans为例，自2020年11月将开始执行新的峰谷时段，相较于现在，新的高峰时间由12PM-6PM变为4PM-9PM，由下午转移到晚上且减少一个小时。新增一个春季的超低峰时间段9AM-2PM， 价格将处于最低水平。可以说明在电改的背景下，随着可再生能源发电占比提高，峰谷价差将会持续存在，且有可能出现新的谷时段电价，从而为储能带来更多套利空间。

反观我国电力市场改革，我国电改大体分为三个阶段：

第一阶段：（1996-2002 年）市场化改革探索期。1996年出台的《电力法》赋予电力企业作为商业实体的法律地位。从1998年开始，我国尝试在电力行业实行“厂网分开、竞价上网”的改革，并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、黑龙江6个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000年1月山东、上海、浙江发电侧电力市场正式投入商业化运行。通过各试点单位的市场化运作，以期在发电侧引入市场机制，竞价上网，并积累经验，逐步向完善的电力市场靠近。

第二阶段：（2002-2015 年）开放发电侧竞争，打破垄断格局。2002年，国务院印发《电力体制改革方案》（5 号文），标志着我国电力市场改革的正式开始。国家电力公司被拆分为两大电网公司，五大发电集团和四家辅业集团（后整合为 2 个），发电环节产业集中度大幅下降，国家电力公司独家垄断的电力市场格局被初步打破。同时通过在发电侧引入多元投资主体，建立了发电侧企业竞价上网的竞争机制。从根本上改变了长期以来电力市场供给不足的矛盾，但也造成了发电行业整体产能过剩。

第三阶段：（2015年-至今）管住中间，放开两头。2015年，中共中央办公厅发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9 号），标志着我国新一轮电力体制改革的开始。电改的基本原则和重点是区分竞争性和垄断性环节，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，在发电侧和售电侧开展有效竞争，培育独立的市场主体，着力构建主体多元、有序向社会资本开放配售电业务，形成适应市场要求的电价机制，竞争有序的电力交易格局。现阶段的电力市场化改革工作处于起步阶段，距离一个成熟运行的电力市场还有很大差距。

伴随着我国电力市场的不断发展，我国电价政策也随之调整。2015年新一 轮电改放开电价、配售电和发电计划，强化输配电环节管理，有序放开上网 电价和销售电价。电力用户参与电力市场后按终端电价缴纳电费。终端电价 由交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金及附加等三个部 分组成，其表达式为：P=PGen+PTran+PGov。P为电力用户参与电力市场后的终端电价；PGen为交易价格，指发电企业或售电公司向其出售的电能价格；PTran为输配电价，由政府物价部门按照“准许成本+合理收益”的原则进行核定；PGov为政府性基金及附加，其收费标准与销售电价相同，电力用户无论是否参与电力市场都需缴纳。

我们认为，伴随着电力市场化改革的进一步深入，国内储能市场将进一步迎 来发展黄金机会。2015年中国重启新一轮电力体制改革，并在价格机制调整、售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展，这正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺平道路。输配电价改革是价格机制调整的第一步，由此所带来的未来整个价格机制的形成将决定储能产业的走向，售电市场放开为储能技术应用提供了平台，而辅助服务市场建设为储能创造了价值增值的机会，仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随着市场化程度的深入而发生本质改变。开放的电力市场是储能商业化的重要前提，储能系统也将在市场应用中会获得更高的基础价值。

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阳光电源——布局光储结合，光储大时代核心标的

公司传统逆变器优势成功拓展至储能新领域。2015年公司牵手三星SDI成立两家合资公司：三星阳光储能电池有限公司和阳光三星储能电源有限公司，公司依托在该逆变器领域的技术优势和先发优势，迅速扩张至储能逆变器和储能锂电系统等领域。目前可提供单机功率5~2500KW的储能逆变器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备产品，覆盖0.5C到4C的能量型、功率型等各类储能应用场景需求。2018年公司储能业务营业收入实现同比近5倍增长达3.83亿元，毛利率为29%；2019年上半年，储能业务营业收入大幅增长40.25%至1.67亿元。

储能系统龙头厂商，业务覆盖全球。阳光电源储能业务依托在海外的长期深耕和市场布局，全球重大系统集成项目已突破900个，在国内电网侧、电源侧、用户侧等场景均有大型标杆示范项目落地，覆盖所有储能应用场景，且均安全高效运行。

携手三星SDI，三元铁锂齐发展。2018年，SDI储能电池全球市场份额高达 51%，2019年，阳光电源采用本土合资的SDI电芯在国内储能出货量排名第三。未来公司储能业务将在全球范围内全面推出磷酸铁锂和三元锂两种专用储能电池技术路线，其中公司三元锂电池6000次循环后仍然具备80%充放电能力，优于普通磷酸铁锂产品。

依托逆变器升级，降低投资成本，加强光储深度融合。2020年2月，阳光电源推出集中式逆变器SG3125HV，中国效率突破98.55%，100MW电站 25年可提高发电量180万KWh；支持1.8倍以上超配及最大12.5MW子阵设计，据测算，100MW电站，初始投资可以减少1000万元以上。

系统数字化融合集成能量管理，降低3%以上LCOE。结合分布在全球、覆盖各国所有应用场景的900多个已投运储能项目的运行数据，公司不断提升系统集成设计对各类技术路线电池的兼容性，实现不同设备统一管理和调度的数字化融合。通过逆变器集成智能管理单元，对核心部件进行全生命周期管理和寿命预测，做到“早发现、早维护”，降低发电量损失和运维成本，进一步可降低电站LCOE达3%以上。

综合来看，得益于公司在储能领域的提前布局，国内和国外的储能业务发展均大幅领先同行，先发优势明显。随着海内外千亿级储能市场的陆续爆发，储能系统业务将驱动公司进入快速发展的新阶段，公司将是在储能爆发中率先受益的标的。

锂电池及新型导电剂环节——宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能

有别于以三元电池为主的海外户用储能市场，我国目前储能应用场景集中于基站储能、备用电源、电网侧以及用户侧等应用场景，磷酸铁锂电池在安全性、使用寿命、单体容量、能量密度以及环保性上较传统铅酸电池均具有优势，而其与三元电池相比具有的使用寿命及成本优势使其更适合我国目前电网、基站储能为主的市场环境。目前磷酸铁锂电池平均价格已降至0.85元/Wh，伴随着CTP、刀片技术等技术迭代，锂电池成本在未来有望实现较大幅度下降，经济性的改善将显著加速锂电池在储能领域的应用。

动力电池领域，优质锂电池生产企业已率先布局储能板块，如动力电池龙头企业宁德时代在18年6月就与福建省投资集团签约大型锂电池储能项目，计划总投资24 亿元，拟分三期实施，项目一期拟建设规模为 100MWh级锂电池储能电站，二期将扩建500MWh级锂电池储能设备，三期将扩建 1000MWh级锂电池储能设备，同时还将配套建设移动储能设备，以及移动充电设施；行业优质企业国轩高科2017年10月在南京签署储能系统基地项目投资协议，该项目总投资30亿元，利用上海电气在电力领域的资源优势，拓展分布式储能、电网储能业务，并于18年5月中标8MW/16MWh 扬中长旺储能电站；亿纬锂能等优质企业也纷纷在电网储能以及基站储能领域发力。动力电池生产企业布局储能板块，一方面有利于拓宽下游渠道，改善较为单一的业务结构，保障盈利能力；另一方面在动力电池竞争日渐激烈局面下，储能板块未来巨大的潜在成长空间也为动力电池企业消化产能提供了可能。优先推荐在磷酸铁锂技术路径上积累深厚、且在储能板块具有领先优势的行业龙头企业：宁德时代、国轩高科、亿纬锂能等。

此外，由于储能应用场景收益率对于电池的单次冲放成本有较大的敏感性，而电池循环寿命将极大程度上影响储能电池实际的单次冲放成本，因此提升电池循环寿命也将成为未来储能电池的方向所在。新型碳纳米管导电剂相较于传统导电剂具有导电性能好、用量少的特点，能够显著改善电池的倍率性能、循环寿命、容量发挥等，目前已在动力电池和3C数码电池领域逐步得到应用，预计其在储能领域的渗透率也将逐步得到提升。拥有核心研发能力、产品性能领先、客户结构优异且获得资本助力的导电剂龙头公司将优先受益。