国信证券：储能 开启下一个万亿大市场

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原标题储能，开启下一个万亿大市场

来源 国信证券

为什么说“为什么要发展储能？”≈吃饭为啥需要碗？

储能本质是平抑电力供需矛盾，新能源发展创造新的储能需求。全球范围 内新能源渗透率加速提升为大势所趋，而在这个过程中，电源生产连续性 和用电需求间断性的不平衡将持续存在。电能自身不易储存，如果以电能 比作“工业食粮”，则电网为“工业粮仓+运河”，而储能则可称为“工业社会 之碗”，发展储能的重要性，不言而喻。

国内储能未来空间究竟有多大？——可期万亿市场

根据国内 32 个电力区电价族，以各电力区的储能度电成本及 IRR 为锚， 测算国内未来在用户侧、发电侧的储能市场空间：国内在第一阶段，到 2025 年我国大部分地区用户侧储能可实现平价，储能市场空间或达 6500 亿；在第二阶段，到 2030 年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达 1.2 万亿以上。

天然的平价要求，储能产业链如何应对？

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。当前，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，即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。

他山之石：为什么说“当前储能看海外，未来储能看中国”？

2019 年国内储能产业链遇冷，但海外储能市场却出现几近翻倍增长。究其原因主要系“电力市场交易规则”及“政策补助”两方面的异同所致。我们认为，伴随着国内电力市场化改革进一步深化，电芯产能持续释放、储能系统集成进一步优化，国内光储系统度电成本及其 IRR 测算将迎来拐点。

投资建议：布局光储大时代核心资产

我们梳理了储能相关产业链及投资逻辑，建议在光储行业寻找中国的特斯拉，布局光储相关优势标的，建议重点关注阳光电源、宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能。

风险提示

国内电力市场化改革不及预期；锂电池产能扩产节奏不及预期等。

关键结论与投资建议

在海外储能市场中，国内储能领先企业已出海航洋，尤以欧美发达国家为代表 海外储能市场在过去几年得到了蓬勃发展。国内储能市场初探，在他山之石指 引下，未来国内储能将何去何从？此篇报告主要观点是勾画国内储能市场发展 蓝图，根据国内 32 个电力区电价族，以各电力度电成本及 IRR 为锚，测算国 内未来在用户侧、发电侧的储能市场空间，并梳理储能相关产业链，给出相应 投资建议。

我们认为：国内在第一阶段，到 2025 年我国大部分地区用户侧储能可实现平 价，储能市场空间可达 6500 亿。在存量市场渗透率为 30%情况下，我国储能 装机规模可达 435.1GWh，市场规模达 6526.5 亿元。其中，存量市场储能装机 394.6GWh，市场规模可达 5919.0 亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为 15%， 在放电时长 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，渗透率为 30%，则所需储能 8.1GWh， 年新增市场规模达 121.5 亿元。

在第二阶段，到 2030 年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可 达 1.2 万亿以上。在存量市场渗透率为 60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh，市场规模达 12070.8 亿元。其中，存量市场储能装机 930.3GW， 市场规模可达 9303.3 亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为 30%，放电时长 4h，年新增集中式光伏 50GW，渗透率为 60%，则所需储能 36.0GWh，年新 增市场规模达 360.0 亿元。

建议关注在光储结合、储能系统及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、 宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能。

与市场预期不同之处

我们认为，虽 2019 年国内储能产业链遇冷，但海外储能市场却出现几近翻倍增 长，究其原因主要系电力市场交易规则及政策补贴两方面的异同所致。使得国 内储能市场有“天然的平价压力”，而随着国内电芯产能持续释放，储能系统集成 进一步优化，国内储能系统度电成本及 IRR 测算都将迎来拐点。面对国内未来 十年万亿储能市场，我们梳理了储能相关产业链及投资逻辑，建议在光储行业 寻找中国的特斯拉，布局光储相关优势标的。建议关注在光储结合、储能系统 及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、宁德时代、天奈科技、国轩高科、 亿纬锂能。

“为什么要发展储能？”≈吃饭为啥需要碗

可再生能源发展刚需下，电化学储能将登上历史舞台

储能本质是平抑电力供需矛盾，新能源发展创造新的储能需求。电能自身不能 储存，而任何时刻其生产量和需求量需严格相等，因此传统电源生产连续性和 用电需求间断性的不平衡持续存在。此外，全球范围内可再生能源装机量和发 电量占比不断提升（尤其是风能和太阳能），2019 年上半年，德国风光发电量 占比已超过 30%。但可再生能源发电存在固有的间歇性和波动性，导致弃风弃 光现象，增加供需不匹配程度且影响电网的稳定性，储能技术可平抑电能供需 矛盾，提高风光消纳维持电网稳定。

抽水蓄能（PHS）是迄今为止部署最多的储能方式，电化学储能紧随其后。根 据 CNESA 全球储能项目库的不完全统计，截至 2019 年底，全球已投运储能项 目累计装机规模 183.1GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大为 171.0GW 占比高达 93.4%，同比下降 0.9 个百分点，但仍处于主导地位；电化学储能的 累计装机规模紧随其后为 8216.5MW，占比为 4.5%，同比增长 0.9 个百分点。

技术特性决定电化学储能应用场景最为广泛。储能技术是利用化学或者物理的 方法将一次能源产生的电能存储起来，并在需要时释放。根据技术类型的不同， 以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。不同储能 技术具有不同的内在特性（如功率密度和能力密度），电化学储能同时具有较高 的能量密度和功率密度，决定了其广泛的技术适用性。

电化学储能是发展最快，美国储能规模位列全球第一。根据 CPIA 统计数据， 截至 2018 年底，电化学储能累计装机 6.63GW，同比增长 126.4%；2013-2018 年新增装机年均复合增长率高达 113.86%。截至 2019 年全球累计电化学装机 达 8.22GW，同比增长 24.02%，受中国市场影响，新增装机 1.59GW，同比下 降 56.98%。从应用端来看，用户侧应用占比最高为 28%，其他应用领域趋于 均衡。

尽管 2019 年中国储能遇冷，但仍是全球份额较大的市场。根据美国能源部 DOE 数据库统计，截至 2020 年 1 月 10 日，全球电化学项目数量高达 991 个，美国 储能装机规模和项目数量再次均位列全球第一，中国位列全球第二。

2019 年为国内储能减速调整期，储能将向更加市场化方向发展。根据 CPIA 统 计数据，截至 2019年底，我国电化学储能累计装机 1592.3MW，同比增长 48.4%； 新增装机 591.6MW，同比下降 23.7%。忽略 2018 年相对激增，储能行业仍然 是维持稳步增长的状态。就应用端来看，用户侧仍是储能最大的应用市场，占 比为 51%。此外，2019 年广东、湖南等地电网侧火储联合投运装机较多，但 《输配电定价成本监审办法》的出台，明确了“电网企业投资的电储能设施明确 不计入输配电定价成本”。意味着短期内电网侧项目建设缺乏盈利渠道支撑，电 网侧储能的发展受到制约，长期来看，储能将向更加市场化的方向发展。

国内储能电池占比较小，海外市场稳定。国内储能电池出货大幅下降，海外市 场稳定。根据高工产研锂电研究所（GGII）数据统计，2019 年中国储能锂电池 出货量为 3.8GWh，同比增长 26.7%。从整体出货量来看，符合年初预期的 2030%的增长，但从出货的市场类别来看，储能锂电池应用于国内市场的出货量 急剧下降，2019 年国内出货量为 0.7GWh，同比下降 75%，而出口海外市场的 出货量增长较为突出。

根据 GGII 统计数据，2019 年，我国动力电池累计装机量约 62.38GWh，同比 增长 9%。而储能锂电池出货量仅为 3.8GWh，同比增长 26.7%，其中国内出货量为 0.7GWh，出口总量为 3.1GWh，与动力电池相比，我国储能电池占比依然 较小，空间较大。

储能核心逻辑：成本下降驱动储能应用

储能系统成本大幅下降。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、 储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。根据 GTM 数据统计显示，2012 至 2017 年电化学储能电站成本大幅下降 78%，单位 KWh 成本由 2100 美元下降至 587 美元。其中电池成本占比约为 40%，是储能电站 建设的主要成本来源。

锂电成为主流技术路线，存在成本下降通道。目前已商业化应用的电化学储能 技术主要为铅蓄电池和锂离子电池。根据 CNESA 数据，近五年全球已投运储 能项目中，锂电储能系统占比均超过 80%，成为主流电化学储能技术路线。根 据 BNEF，2020 年至 2023 年的锂电价格可能达到 150 美元/KWh，将达到储 能系统应用的经济性拐点。

成本下降驱动储能装机规模爆发。根据 GTM 预测，到 2025 年，单位 KWh 储 能电池成本预计降至 110 美元，BOS 部分将降至 85 美元。储能系统成本的不 断下降，将驱动装机规模迎来爆发。根据 BNEF 的预测，到 2040 年，全球储 能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近 1095GW/2850GWh，对应投资 6620 亿 美元。

国内储能未来空间究竟有多大？——可期万亿市场

国内储能未来空间究竟有多大？根据我们测算结论：

第一阶段：到 2025 年，储能成本降至 1500 元/KWh 时，我国大部分地区用户 侧储能可实现平价。在存量市场渗透率为 30%情况下，我国储能装机规模可达 435.1GWh，市场规模达 6526.5 亿元。其中，存量市场储能装机 394.6GWh， 市场规模可达 5919.0 亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为 15%，在放电时 长 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，渗透率为 30%，则所需储能 8.1GWh，年 新增市场规模达 121.5 亿元。

第二阶段：到 2030 年，储能成本降至 1000 元/KWh 时，我国大部分地区光储 结合可实现平价。在存量市场渗透率为 60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh，市场规模达 12070.8 亿元。其中，存量市场储能装机 930.3GW， 市场规模可达 9303.3 亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为 30%，放电时长 4h，年新增集中式光伏 50GW，渗透率为 60%，则所需储能 36.0GWh，年新 增市场规模达 360.0 亿元。

发电侧：风、光+储能模式为新能源大未来

分布式光储：拆解“特斯拉户用光伏”实例，看国内市场空间几何

政策强制规定，美国户用光伏市场驶入快车道。根据加州能源委员会颁布的 《2019 建筑能效标准》要求，从 2020 年 1 月 1 日开始，所有在加利福尼亚州 新建的三层及三层以下的低层住宅（包括独栋）都将被要求强制安装住宅光伏 系统，并对装机规模也做出了规定：如果同时安装了储能系统，则光伏装机规 模可在上述方程计算结果的基础上减少 25%，且单户住宅的储能系统容量至少 为 7.5 KWh，多户住宅的存储系统容量至少为住宅户数*7.5 KWh。

对于加州户用光伏需求的测算：未来 10 年，每年至少有 750MW-1.25GW 户用 装机规模。其中新增市场：2020 年新政实施后，美国加州新增住宅将为户用光 伏市场带来 300-500MW/年装机增量。2018 年美国居民用户平均用电量 10972KWh，加州光照资源充沛，光伏有效年利用小时数 1800-2200h，则 100% 光伏发电对应户均装机量约 5-6KW。

加州户用光伏存量市场中：每年有 450-720MW 规模。根据 1995-2018 年加州 独栋住宅建筑许可发放数量估算加州目前独栋住宅数量约 180 万套。若在 2030 年，这些存量独栋能有合计 80%装户用光伏，5-8KW 每户算，每年有 450720MW 的户用光伏规模。

美国政策及经济性助力下，户用光储系统得到快速发展。以特斯拉为例，2018 年，特斯拉安装了 1GWh 的储能系统，2019 年目标是将装机容量翻倍到 2GWh 以上。特斯拉的 Powerwall（针对住宅用户）基于 NMC 锂电池产品。针对居民用 户的储能系统，与屋顶光伏系统同时应用。它可以存储光伏电站在白天发的电 量，并在夜间释放使用。据特斯拉表示，Powerwall 的单位装机容量为 13.5KWh； 其峰值功率/持续功率分别为 7KW/5KW，而电力转换效率达 90%，且保证使用 生命周期为 10 年。

在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉光储方案已经初具经 济性。截至 2020 年 2 月，加利福尼亚州的太阳能电池板平均成本为 3.06 美元 /W。考虑到太阳能电池板系统的大小为 3-10KW，加利福尼亚州的光伏系统平 均安装成本在6.41-21.36万元之间，光伏系统平均价格为10.68万元。扣除26% 的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳能激励措施后，系统成本降 至 4.74-15.81万元，假设光伏系统工作寿命为 25年，年有效利用小时为 1900h， 实际用电量为有效发电量的 75%，考虑未来运维费用和发电量时间价值，光伏 屋顶全生命周期内的度电成本为 1.07 元/KWh。

根据特斯拉提供的 4 种不同规模的屋顶光储系统，分别为小型（光伏装机 3.8KW）、中型（光伏装机 7.6KW）、大型（光伏装机 11.4KW）和超大型（光伏 装机 15.2KW），同时匹配 1、2、3 和 4 套储能系统，光储系统价格在 15.2742.77 万元之间，扣除 26%的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳 能激励措施后，系统成本降至 10.71-29.94 万元。由于配置储能系统，有理由假 设实际用电量为有效发电量的 100%，其他条件与加州户用光伏相同，测算出小 型、中型、大型和超大型的特斯拉屋顶光储系统全生命周期内的度电成本分别 为 1.52、1.20、11.1 和 1.07 元/KWh，储能溢价分别为 0.45、0.13、0.04 和 0 元/KWh。说明含有储能系统的大型特斯拉屋顶光伏，可以与当前普通户用光伏 在 LCOE 相竞争。

如测算得，在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉 11.4KW 光储系统度电成本仅为 1.11 人民币/KWh，较单纯户用光伏系统的度电成本仅相差 3.6%，户用光储结合系统方案经济性在美国已得到显现。

特斯拉 2019 年储能装机容量达到 1.65GWh。前三季度分别为 229MWh、 415MWh、477MWh，全年装机 1.65GWh，同比增长接近 60%，超过 2017、 2018 年装机总量之和。2019 年全球电化学储能新增装机为 15.9GWh，意味着 特斯拉占据全球储能的市场份额达到 10.4%。

我国国家层面政策为储能发展提供方向。2017 年五部委联合发布《关于促进储 能技术与产业发展的指导意见》，明确了十三五和十四五时期储能发展“两步走” 的战略。2019 年针对该指导意见，进一步提出了细化的 2019-2020 行动计划， 从而进一步推进“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡的目标，同时为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化发展转变的目标奠定基础。

部分省市开始出台用户侧补贴政策和新能源发电侧技术要求。目前针对储能出 台补贴政策的有合肥和苏州。2018 年合肥政策针对符合政策的光伏储能系统， 按储能实际充电量给予 1 元/KWh 的补贴。2019 年苏州针对工业园区的储能项 目，按放电量补贴 3 年，补贴标准 0.3 元/KWh。2019 年 6 月新疆针对光伏储 能试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的 15%、且储能时 长不低于 2 小时来配置，总装机规模不超过 350MW。

基于我国提供储能补贴的省市较少，我们通过搭建“光储发电+网电套利”模型， 进行工商业光储项目经济性测算。工商业配置光伏+储能替代部分网电，满足自 身用电需求，综合考虑峰谷电价差与时段划分复杂度，以江苏省为例进行建模， 各电价时段和电流流向如表所示。通过计算配置光储系统前后支付电费差额， 作为光储系统运营效益，对未来工商业光储系统经济性进行测算，基本假设如 下：

1、 江苏省年利用小时数为 1063h，配置 150KW 光伏系统，预计平均每天可以 发 500~600 度电，单位成本为 4000 元/KW；蓄电池采用磷酸铁锂电池， 总容量 600KWh，单位成本为 1500 元/KWh。

2、 放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，日运行 2 次，运行时 间为 8 年，残值按照光伏系统剩余价值计算。

3、 折现率 7.5%，贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3。

测算结论：在上述假设条件下，江苏省工商业用户应用光储系统可实现经济性， 生命周期内项目内含报酬率 9.92%，自有资金内含报酬率为 18.17%，投资回 收期为 6 年。

进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，第一阶段：当用户侧 光伏成本在 4000 元/KW，储能系统成本为 1500 元/KWh 时，北京、浙江、江 苏和广东（部分地区）内的工商业用户配置储能系统可达到 8%收益率，假设市 场渗透率为 30%，储能装机规模为 140.70GW，市场规模合计为 2215.49亿元。

进一步测算可得：第二阶段，当光伏成本降至 3000 元/KWh，储能系统成本降 至 1000 元/KWh 时，除青海、云南和宁夏外样本地区储能系统均可实现 8%内 含报酬率。在市场渗透率为 60%的条件下，储能装机规模为 302.94GW，市场 规模合计为 3029.43 亿元。

集中式光储：光伏平价大时代的必经之路

西北地区弃风弃光率仍高于全国平均水平，储能有望加速渗透。风能和太阳能 等新能源发电具具有不规律变化的特点，为维持电力供需平衡和电网的稳定性 需限制部分新能源的出力。据国家能源局统计，近年来全国弃风弃光率呈下降 趋势，2019 年 1-9 月，全国弃风率 4.2%，同比下降 3.5 个百分点；弃光率 1.9%， 同比下降 1 个百分点。2019 年上半年，弃风仍较为严重的地区是新疆、甘肃和 内蒙古，弃风率分别为 17.0%、10.1%和 8.2%；弃光主要集中在西藏、新疆、 甘肃和青海，弃光率分别为 25.7%、10.6%、6.9%和 6.3%。

随着可再生能源占比的增加，其波动性与地理位置上的限制凸显，减少弃风弃 电最直接的方式是配置相应的储能系统，根据电网调度要求和实际发电负荷合 理实时改变运行模式，将可再生能源发电从非高峰（金麒麟分析师）时段转向高峰时段，调配电 能供应与需求之间的平衡。例如 CAISO“鸭曲线”，将多余电能存储于电池储能 系统中按需放出，减少发电损失，起到削峰填谷的作用。

传统平滑新能源不稳定性的方案中，新能源机组分摊费用远高于补偿费用。从 能源类型的角度来看，参与辅助服务的能源类型主要包括火电、水电、风电、光 伏、核电，其中火电机组补偿费用最高为 62.65 亿元，但同时分摊费用也最高。 我们构造分摊费用/补偿费用指标来进行对比，风电分摊费用/补偿费用值高达 34.26，核电和光伏发电也远高于传统火电。即新能源场站通过配置相应的储能 系统，可满足自身辅助服务需求，有效降低分摊费用。

储能若替代传统备用，将有效提高容量价值。国内新能源（风电、光伏发电）通过保留有功备用或者配置储能设备，并利用相应的有功控制系统实现一次调 频功能。光伏电站若要参与低频响应，在不考虑限电情况下需预留 10%的容量， 按每天备用 8h 计算，则 100MW 光伏电站每天少发 8 万 KWh，每年少发电 2800 万 KWh。通过配置储能设备替代备用容量也可提高系统容量价值。

目前国内已经有大量风、光储电站示范项目投入使用。我国首个风光储输示范 工程位于河北省张家口市北部，于 2011 年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、 钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升 200 小时的利用小时数，有 效解决了新能源的消纳问题。近年来，青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团 海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。

我们针对国内集中式光伏+储能系统进行经济性测算，基本假设如下：

1、 投资主体为三类资源区光伏新能源场站，应用场景包括削峰填谷和替代一 次调频备用余量；

2、 根据不同地区利用小时数和限电比例不同，100MW 光伏容量分别配置43、 30 和 19MWh 储能系统用于削峰填谷，同时配置 9MWh 储能系统用于替代 一次调频备用余量。储能系统单位成本为 1500 元/KWh，电芯选用磷酸铁 锂，放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，日循环 1 次，运 行时间为 15 年；

3、 贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3，所得税率为 25%，折现率 7.5%。

集中式光储结合经济性测算：

当仅用于削峰填谷时，三类资源区的储能系统装机量分别为43、30和19MWh， 上网电价分别为 0.4/0.45 和 0.55 元，度电成本均为 0.63 元/KWh，但均未达预 期收益。当要求的 irr=8%时，三类资源区储能系统成本需分别降至 851、957 和 1170 元/KWh。

当用于削峰填谷和替代有功备用时，三类资源区的储能系统装机量分别为 51、 38 和 27MWh，其他条件相同。可以发现三类资源区储能项目的投资回收期分 别为 9、8 和 6 年，Ⅱ类资源区和Ⅲ类资源区项目内含报酬率均达到 8%，Ⅲ类 资源区项目内含报酬率为 11.9%。

第一阶段：当储能系统成本为 1500 元/KWh 时，在市场渗透率为 30%的条件 下，现有光伏存量市场储能装机规模为 33.41GW，市场规模合计为 501.09 亿 元。假设储能成本降至 1500 元/KWh 之前，光伏市场年新增量为 45GW，在相 同渗透率条件下，年新增储能装机 8.10GWh，年新增市场规模为 121.50 亿元。

第二阶段：当系统成本降至 1000 元/KWh 时，在市场渗透率为 60%的条件下， 储能装机规模为 109.75GW，市场规模合计为 1097.49 亿元。假设储能成本降 至 1000 元/KWh 之前，光伏市场年新增量为 50GW，在相同渗透率条件下，年 新增储能装机 36.00GWh，年新增市场规模为 360.00 亿元。

用户侧：经济性凸显进行时，万亿市场空间值得期待

储能能量时移，峰谷价差套利。一般情况下，由于白天用电侧负荷曲线比晚上 高，部分地区实施分时电价机制，将一天 24h 分为峰时段、平时段和谷时段， 电价依次降低，从而形成峰谷电价差。储能出现之前，电力用户降低电费的传 统方式主要为：减少消费或被动改变消费时段；储能通过能量时移，在低谷电 价时间段充电，在高峰电价时间段放电，满足用电需求，同时利用峰谷价差进 行套利。

高价差刺激储能部署，国内价格激励较弱。用户应用储能须有足够的价差激励， 即峰谷电价差可覆盖储能度电成本。部分发达国家（如美国、德国和澳大利亚） 峰谷价差较高，为用户侧储能装机提供机会。以美国为例，居民用户的峰谷价 差平均为 0.15 美元/KWh，高于当前 0.10 美元/KWh 的储能度电成本。但在国 内大部分地区，峰谷电价差仍远不足以覆盖储能度电成本。

用电类别说明：深圳（大量需求）指深圳市大量工商业及其他用电（101 至 3000kVA）；深圳（高需求）指高需求工商业及其他用电（3001kVA 及以上）； 广东（广州 5 市）指广州、珠海、佛山、中山和东莞五市；广东（8 市）指汕 头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名和肇庆 8 市；广东（5 市）指云浮、 河源、梅州、韶关和清远 5 市。

储能需量管理，降低基本电费。理论上仅通过削峰填谷套利，储能在国内用电 侧难以实现经济性。大工业用户普遍采用两部制电价计费，电费分为基本电费 和电度电费。其中，基本电费与耗电量无关，仅与变压器容量或最大需量相关； 电度电费与耗电量呈正比。当储能应用于大工业用户侧时，除实现一般削峰填 谷套利降低电量电费外，同时也可进行需量管理，降低基本电费，带来双重收 益。

峰谷-峰平价差平均值修正。考虑到用电侧储能系统工作模式为一日 2 充 2 放， 仅存在一次谷时段充电、峰时段放电的机会，另一次则为平时段充电、峰时段 放电（即夜晚谷时段充电，早上峰时段放电，午间平时段充电，傍晚峰时段放 电），因此取峰谷价差与峰平价差平均值建模更为合理。

以上海市电价为例，我们针对国内大工业用电侧储能经济性进行测算，基本假 设如下：

1、 配置1 MW / 4 MWh储能系统，电芯为磷酸铁锂，单位成本为1800元/KWh；

2、 充放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，无残值；

3、 折现率 7.5%，贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3；

测算结论：对于价差和基本电价均较高的上海市大工业用户，储能用于削峰填 谷和需量管理可实现经济性。项目投资回收期为 4年，内含报酬率高达 16.44%， 生命周内度电成本为 0.64 元/Wh。

进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，目前在广东（部分地 区）、上海、江苏、海南和山东地区，大工业用户配置储能系统的 irr 可以达到 8%。

未来核心驱动因素在于成本下降。电价差影响项目收益，储能系统价格影响项 目成本。在当前储能系统成本下，各地区经济性差异在于不同的价差水平，说 明当前价格激励是用户安装储能系统关键因素。但未来多数国家将尝试降低整 个电力系统成本，以刺激经济增长，终端价差将进一步缩小。因此降低储能成 本则是推进未来储能部署唯一可行的方法。

我们预计未来储能部署将分为两个阶段，第一阶段：当用户侧储能系统成本降 至 1500 元/KWh 时，除宁夏、青海甘肃、陕西和河北外，其他样本地区储能项 目可达到 8%的内含报酬率，对应度电成本降低 0.10 元/KWh 至 0.54 元/KWh， 降幅达到 15.63%；第二阶段：当成储能系统成本降至 1000 元/KWh 时，所有 样本地区均可实现8%内含报酬率，除宁夏外其他地区可实现10%内含报酬率， 对应度电成本降低 0.26 元/KWh 至 0.38 元/KWh，降幅达 40.63%。

对应装机规模与市场规模预测：

第一阶段：当用户侧储能系统成本降至 1500 元/KWh 时，市场渗透率为 30%的 条件下，储能装机规模为 213.49GW，市场规模合计为 3202.38 亿元。

第二阶段：当系统成本降至 1000 元/KWh 时，市场渗透率为 60%的条件下，所 有样本地区 irr 超过 8%，储能装机规模为 517.64 GW，市场规模合计为 5176.40 亿元。

储能市场具体到 32 个电力区：以 1800 元/kWh 为起点，当目标 irr=8%时，各 省市大工业储能系统价格（元/kWh 横轴）、装机规模（GWh 纵轴）和市场规模 （亿元）出现明显分化。假设市场渗透率为 30%，在目标 irr 下，当储能系统成 本为 1800 元/kWh 时，在可实现目标 irr 的地区中，广东省、江苏省和山东省市 场规模排名前三，分别对应 670、662 和 757 亿元。

当目标 irr=10%时，各省市大工业储能系统价格（元/kWh 横轴）、装机规模（GWh 纵轴）和市场规模（亿元）分化更为明显。假设市场渗透率为 60%，在目标 irr 下，当储能系统成本为 1800 元/kWh 时，在可实现目标 irr 的地区中，江苏省、 广东省和山东省市场规模依然排名前三，分别对应 1324、1309 和 1263 亿元。

天然的平价要求，储能产业链如何应对？

储能系统产业链梳理

在保证安全的前提下，持续的降成本是行业面临的长期挑战。从产业链来看， 储能系统集成位于产业链中游，成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效， 另一方面则通过系统结构的设计优化。

从储能系统成本构成来看，目前电池成本约占 60%，PCS 占比 20%，BMS 占 比 5%，EMS 占比 5%-10%，其它配件 5%。根据 BNEF 预计，2018 年储能系 统成本为 364 美元/KWh，到 2025 年，储能系统成本有望降至 203 美元/KWh； 到 2030 年，储能系统成本有望降至 165 美元/KWh，相较于 2018 年降幅达 54.7%。目前电池成本占系统成本比重最高，系统成本下降的关键是电池环节的降本增效，预计 2025 年电池成本将降至 95 美元/KWh，与 2018 年成本相比降 幅在 54%左右。同时随着市场规模的扩大和技术创新，储能 PCS、BES、EMS 和 EPC 成本同样具有下降空间。

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 6.6 GWh。德国年度部署量将增加一倍以 上，达到 0.5 GW/1.2 GWh。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，重点推荐天奈科技、道氏技术等。