儲能行業深度研究：全球市場空間、經濟性及商業模式探討

2022年07月01日10:01:34 熱門 1474

（報告出品方/作者：民生證券，鄧永康、葉天琳）

01 儲能：解決電力供需不平衡問題，鋰電將是未來主流

配置儲能本質為解決新能源佔比提升帶來的電力供需不平衡問題

能的本質是為了解決供電生產的連續性和用電需求的間斷性之間的矛盾，實現電力在發電側、電網側以及用戶側的穩定運行。

表前（發電側+電網側），隨著傳統發電方式逐漸被新能源發電取代，風光裝機不斷增長，棄風棄光問題隨之而來。同時隨新能源裝機佔比持續提升，發電設備總體的間歇性和不穩定性增強，調峰調頻需求愈加強烈。儲能為解決棄風棄光&調峰調頻需求的有效方案。

表後（工商業+戶用），儲能通過對於電能在時間維度上的調度進行削峰填谷/峰谷套利，可平滑需求+為終端用戶節省用電成本。

儲能發展趨勢

目前中國儲能仍然以抽水蓄能為主，電化學儲能發展勢頭良好。截至2020年，電化學儲能裝機量佔比為7.5%，累計裝機規模達到14.2GW，同比增長49.6 ％。電化學儲能是應用範圍最為廣泛、發展潛力最大的儲能技術。電化學儲能中，鋰離子電池佔比最大，其中再以磷酸鐵鋰電池為最主流的鋰離子電池形式。截至2020年底，電化學儲能中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，達到了13.1GW，電化學儲能和鋰離子電池的累計規模均首次突破10GW大關。中國、美國和歐洲佔據了全球電化學儲能市場的主導地位，2020年三者新增投運裝機量佔全球電化學新增投運總規模的86％。

02 中國：棄風棄光電量提升，發電側配儲為最大增量

發電側儲能旨在解決2%棄光率以及參與調峰服務

截止2021年，全國棄風棄光電量上網價值達100億元，亟待通過儲能解決。2021年全國光伏發電量同比增長25.1%；平均棄光率為2%，與2020年持平。風電發電量同比增長40.5%，棄風率3.1%。棄電總量約為267.48億KWh，較2020年增長約22.7%。由於新能源發電量大幅上漲，棄電量將在未來一段時間保持上升趨勢。儲能系統通過對谷時發電的存儲並在峰時放電，可以有效降低棄光率。

剩餘容量應用於電網調峰也是配儲重要應用之一。新能源配儲容量往往大於其解決棄風棄光所需要的容量，因此剩餘容量可用以參與市場化調峰輔助服務，提升儲能利用率。通過在電網負荷低時充電並在負荷高峰放電，起到削峰填谷作用，緩解電網壓力。此外，發電側儲能還具有平滑輸出曲線的作用，緩解電網負擔。光伏發電具有較強的不穩定性，其功率變化速度較快，通過儲能系統的不斷充放，削弱其發電功率的劇烈波動，從而使得輸出曲線更加平滑，有利於電網進行預測調度。

宏觀、地方政策輔助新能源發電配儲快速鋪開

目標&框架：2021年7月發改委、能源局發布《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確了未來幾年的裝機量目標。其中指出到2025年，裝機規模達到30GW，新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，新型儲能向全面市場化發展。內容方面，《意見》要求大力推進電源側儲能項目建設、積極推動電網側儲能合理化布局、積極支持用戶側儲能多元化發展。篇幅與表述方式上體現出電源側儲能為當前建設重點。

管理規範：2021年9月國家能源局印發《新型儲能項目管理規範（暫行）》。2021年10月國家能源局、國家市場監督管理總局印發《電化學儲能電站併網調度協議示範文本(試行)》。兩份文件為新型儲能項目的開展和實施提供了更加具體的規範要求和法律依據。

地區落實：截止2021年底，全國已有21個省級行政區在全省或部分地區明確了新增新能源發電項目規制性配儲能比例以及配儲時長。3個省份出台鼓勵配儲政策。綜合來看，平均配儲比例約為10%，配儲時長約為2h。其中，全省或部分地區要求配儲的省份2021年風電光伏裝機量達到全國風光裝機量的 81%，為儲能裝機量增加的主要來源。

2022-2025年儲能裝機需求高增，新能源發電裝機規模CAGR14.5%

假設：中國光伏發電2022-2025年新增裝機量分別為80、100、120、140GW，風電新增裝機分別為52、54、56、58GW。隨規制配儲的不斷推廣，更多省份將在全省或部分地區推出配儲政策，由此預計在未來2年新增風光裝機量中，全省規制配儲省份對應風光裝機佔總量比例分別達到60%，70%，部分地區要求省份所佔風光裝機量達20%，鼓勵配儲地區風光裝機量佔10%。短期隨政策推行，預計2022、2023年發電側配儲功率比例為10%，充電時長為2小時，長期隨成本下降帶來的經濟性提升，2024、2025年平均配儲功率比例預計達到12%、20%。

03 美國儲能市場高增，表前市場為主要來源

美國裝機量快速提升，2018-2020裝機量CAGR118%

美國儲能裝機量中，表前市場佔比最高，2020年裝機功率佔比約為75%，裝機容量佔比約為74% 。美國國會於2018年通過FERC 841號法案，允許電池儲能系統加入調頻輔助服務市場，在此之後表前儲能裝機量快速提升。隨著盈利模式不斷清晰，2018年-2020 年表前儲能裝機分別達到了0.75、1.03、3.57GWh。（報告來源：未來智庫）

表前裝機高增原因1：美國電力高度市場化，電網基礎薄弱

美國電價完全由市場供需決定，因此各地電價差異較大，不同季節之間、同一季節內峰谷價差同樣很大。平均電價在0.18（谷）-0.64（峰）USD/KWh之間。光伏 PPA （協議購電）電價平均在0.35-0.44USD/KWh之間。

全美電網共由8個區域電網組成，西部，東部則形成了電網聯盟，加上德州電網，形成了目前美國3大電網的格局。3大電網互相之間電力調度通過市場化交易，資源調配效率低下，在遇到自然災害等極端情況下部分地區電價則會因為電力資源稀缺而飆升。在3大電網下，還存在著CAISO、SPP、ERCOT、MISO、PJM等區域性電力調度中心，分別負責部分地區各自的電力調度，並對電價進行管理。

表前裝機高增原因2：電力供應缺陷以及環保要求推動新能源發電發展

020年美國集中式光伏裝機量達到19.72GW，2020年風電裝機達到14.68GW（EIA統計數據）。 預計2022-2025年光伏裝機達28、36.4、47.3、61.5GW；截至2025年，風電仍有62GW的裝機量即將部署（2021年9月數據）。

表前裝機高增原因3： ITC投資免稅額度助力新能源配儲成本降低

光伏發電及其配儲項目普遍可享30%ITC免稅額度，即退還投資產生增值稅的30%。 ITC的免稅對象為光伏設備以及配儲建造過程中產生的VAT（增值稅），ITC補貼對象要求建設時間短於3年，並將視建設情況分3年退還VAT。該項政策已延長10年，因此更加凸顯近幾年是投資新能源的高峰期。光伏設備配套的儲能設施可以作為光伏設備的一部分同樣享受ITC，可以有效降低儲能電站的成本。

美國2022-2023表前裝機量CAGR110%

022-2025年光伏裝機量分別達到28.0、36.4、47.3、61.5GWh，風電裝機量預計分別為18.3、19.1、19.9、20.7GW。由於美國儲能時長經濟性突出，因此預計儲能滲透率未來四年分別達到40%、60%、65%、68%。以100%功率配比以及3.1、3.2、3.2、3.2h對應充放時長，測算得2022-2025年裝機量分別達 14.36、26.63、43.01、78.93 GWh。

未配儲存量裝機需求方面2022-2025年分別有65.42、105.80、149.80、199.06 GW發電裝機存在配儲需求，其滲透率預計分別達到2%、3%、3%、5%。由於2024年後儲能成本有望大幅下降，因此2025年滲透率大幅上升。以同樣得功率配比以及時長進行配置，測算得2022-2025年存量調峰裝機量達4.06、10.25、 14.47、31.99GWh。

調頻裝機方面，2022、2023年裝機量達2.82、3.37GWh。新能源的不斷增多為美國帶來了更高的調頻需求，因此其保持每年40%的增速。 2022-2025表前裝機量達18.36、40.25、61.56、115.92GWh，其中，22-23年CAGR110%。

04 表前表後雙側同步發力，澳洲儲能裝機蓬勃發展

能源轉型推動儲能項目官宣，表前裝機規模井噴式增長

大利亞政府為填補未來火電廠關閉導致的10GW以上的空缺，推出一系列利好政策促進電網側儲能，緩解供電壓力。為實現碳減排，正在從火力發電向以可再生能源為主轉型，如ARENA（澳大利亞可再生能源局）預留了1億澳元用來資助電網側的儲能電池；AEMC（澳大利亞能源市場委員會）也降低了電池儲能系統進入市場的成本，來促進儲能的發展。澳大利亞州政府和開發商積極合作，大力推進表前側大規模儲能電站項目的建設，使得表前裝機規模呈現井噴式的增長。

高電價、補貼齊推動，總體儲能裝機CAGR116%

高電價使得住宅儲能裝機量持續增加。2021年澳大利亞的各州平均戶用購電價格為52.2USD/MWh，到2022年初，上漲至56.8USD/MWh，高電價使得住宅儲能裝機量持續增加。

各州的補貼和優惠使得2022年以後表後裝機持續增加。新南威爾士州政府的免息貸款、澳大利亞首都行政區政府825AUD/KWh的補貼、南澳政府的補貼（最高 4000澳元）和低息貸款使得表後儲能在儲能市場佔比進一步增加，在2021年達到了50%左右，各州的補貼和優惠使得2022年以後表後裝機持續增加。

極端氣象頻繁及電網不完善促進儲能裝機量持續增加。澳大利亞人口分散，電網基礎設施不完善，風暴火災等極端氣象日益頻繁，因此，表後光伏+儲能的模式能夠有效緩解夏季高峰時段的用電壓力。

疫情影響減小促進儲能裝機量增加。2022年以後疫情的影響減小，經濟回溫，疫情好轉促進表後的裝機規模增長。眾多大型儲能項目啟動，澳大利亞表前儲能裝機規模年均增速有望超100%。預計2022-2025年表前儲能裝機量為3.30、6.30、10.34、18.31 GWh。

21-23戶用翻倍增長，總體CAGR116%。預計2022-2025年戶用儲能裝機規模為2.08、4.22、6.32、10.67GWh，2021-2023年CAGR約為118%；總體儲能裝機規模分別為6.18、12.13、19.56、34.73 GWh，總體儲能裝機在2021-2023年CAGR約為116%。

05 德英領跑歐洲市場，表前表後儲能兩開花

英國領跑歐洲表前，政策推動儲能部署

英國引領歐洲表前儲能市場的發展。歐洲作為一個重要的儲能市場，計劃2030年碳減排55%，因此，表前表後市場都不容忽視。據ESEA統計，2020年德國和英國的新增裝機規模占歐洲將近80%，為歐洲最主要的兩大市場。其中，英國引領表前儲能市場的發展，德國引領表後市場。

凈零目標引發英國儲能需求，進而促使裝機規模持續高速增長。英國是歐洲最大的表前市場。英國政府制定了2050年凈零碳排放目標，到2050年將會有30GW 的短期儲能需求。

政策部署促使英國繼續引領歐洲表前市場，持續高速增長。英國部署了一系列政策降低表前大規模儲能項目的時間和經濟成本，推進大型儲能項目和獨立儲能電站建設，儲能裝機規模向著大容量發展。隨之而來的是英國未來準備建設的大型儲能項目 1.8GW，通過批准的項目 6.9GW，正在計劃中的項目 6.2GW，總容量達14.9GW，表前裝機規模高速增長。

德國領跑歐洲表後，屋頂儲能裝機欣欣向榮

高電價促進德國戶用裝機規模高速增長。德國是歐洲最大的表後市場，高電價促使屋頂太陽能+儲能這種自給自足的模式迅速發展。

各州的政策補貼和優惠促進表後裝機。德國的EEG-2021附加稅減免、Bavaria的「Energy Bonus Bavaria」計劃與補貼、柏林的「EnergiespeicherPLUS」計劃、Lower Saxony的補貼等政策均有效提升表後經濟性，促進儲能裝機規模的迅速增長。

歐洲表後儲能裝機高速增長，總規模22、23年年均約2倍增速

歐洲表前裝機規模21-23年將會迎來快速增長。由於各國儲能優惠政策的實施，尤以英國部署了一系列政策，推進了大型儲能項目和獨立儲能電站建設，領跑歐洲表前市場，經測算，預計2022-2025年歐洲表前儲能裝機規模分別為4.00、7.91、13.93、33.95 GWh。

歐洲表後儲能裝機規模高速增長，總體儲能裝機規模21-23年CAGR約81%。表後以德國為領跑對戶用儲能裝機推出一系列補貼政策，預計2022-2025年表後裝機規模分別為3.50、6.43、11.12、20.12 GWh；歐洲2022-2025年表前表後總計新增分別為7.51、14.34、25.05、54.07 GWh，其中，2021-2023年 CAGR約81%。

06 儲能市場商業模式：海外經濟性跑通、國內政策推動為主、表後具備渠道溢價

海外表後價格承受能力高，推升上游盈利水平

海外表後戶用電價居高不下，擁有更高價格承受能力。 海外戶用電價居高不下；戶用光伏+儲能成本總體走低。在美國市場，純電網購電，相較光伏配儲發電自用，成本高出約30%。在德國市場，戶用電價居高不下，2021年達到了31.9歐分/KWh（約2.3元/KWh），較光伏+儲能的度電成本高出2倍以上。配備儲能後，光伏系統可向家庭用戶提供更穩定的電力供應，減少對於市電的依賴+確保電力節省的可持續性，下游有意願為家用光伏配儲。表後工商業用電經濟性原理與戶用相同，企業在用電成本降本的情況下即有意願配置光儲設施。海外表後用戶對於價格的敏感性較低，上游製造端的利潤空間相對較高。

海外表後市場更具先發優勢

藍海戰略搶佔戶用市場，品牌先發更易建立口碑。海外的表後市場受經濟性驅動，需求年均增速翻倍以上，屬於藍海市場。行業快速增長下，打入市場所需宣傳推廣的成本相對更小，更容易建立口碑。

戶用市場成為最優選擇，先發優勢締造行業壁壘。2C模式構築行業壁壘，已有口碑的企業具備顧客粘性，外來新品牌進入該市場至少需要2-3年的時間進行宣傳推廣以構築品牌。即使日後競爭使得產品趨同，在相同的條件下，顧客依然更偏好有口碑的品牌，先發優勢明顯。

先發優勢競爭壓力小，銷售渠道更易建立。儲能設備企業進入海外表後市場，一般通過經銷商-安裝商進行銷售，即利用銷售渠道進行品牌推廣。先發使得市場競爭壓力小，能夠優先選擇渠道商，建立穩定的銷售渠道。如德業、固德威較早進入海外戶用儲能領域，通過貼牌等方式成功建立銷售渠道，目前佔據表後市場優勢地位。（報告來源：未來智庫）

海外表前市場性能與技術成為核心要素

海外表前市場認證及渠道壁壘高，技術&設備性能為核心競爭要素。 海外市場對於儲能設備的認證過程嚴格、對於產品質量的要求極高。其中，認證過程往往長達半年以上，且對於設備的性能要求極高，否則企業可能面對巨額罰款。因此這是進入海外儲能市場在設備本身上最大的壁壘。部分國內儲能設備生產商在美國遭遇瓶頸即因為未能通過認證或存在產品性能續表現象，不得不面對賠償甚至退出美國市場的窘境。因此過硬的產品品質是競爭的核心要素之一。

儲能技術積累凸顯競爭優勢。隨著新能源行業的發展，清潔能源的日益增多，光能、風能等能源的存儲對儲能技術尤其大規模儲能技術提出了更高的要求。表前市場大規模電站的建立、眾多項目都對儲能技術的積累提出了要求。儲能電站的性能通常由以下四個維度決定：電量指標、能效指標、可靠性指標、運維費用指標，其對應的最關鍵部件是PCS以及電芯，因此PCS、電芯等部件的性能優勢可大幅提升電站關鍵性能指標從而提升電站在線率，由此獲得更多收益。

國內表後市場、表前電網側具備發展潛力

國內工商業儲能市場，對價格承受力高於表前。工商業企業在光儲系統LCOE低於用電電價的基礎上即有意願配置光儲系統。目前國內光伏配儲LCOE約為0.315 元/KWh，低於幾乎全部地區的平時以及峰時電價。終端應用具備經濟性，上游組件企業可保有一定盈利空間。

電網側儲能市場更看重儲能硬體及軟體性能。電網側儲能目前多用於電網調頻，調頻服務盈利模式明確、經濟性凸顯，性能優良的調頻項目IRR可高達18%，由於投資方更加看重儲能產品的性能，其對於產品的價格敏感性低於發電側，且極高的內部收益率使得其可以接受更高的價格。

電網側23年後競爭格局可能惡化。隨後續市場化水平提升，高投資回報率吸引新玩家進入，由於調頻電站建設+調試需耗時1.5年以上，預計23年後行業格局可能趨於惡化。