儲能應用場景豐富，大型電力系統中的應用分為發電側、電網側和用戶側三大類，包含多種子場景。儲能行業應用場景豐富，在電力系統主要有發電側/電網側/用戶側 3 大主 場景，此外，還包括微電網、分布式離網等，細分應用如下：

發電側：火儲聯合調頻，穩定輸出功率；新能源發電配儲，平抑出力波動，提高消納等。

電網側：調峰、二次調頻、冷備用、黑啟動等。

用戶側：峰谷套利、需量管理、動態擴容。用戶主要分為家庭、工業、商業、市政等。

微電網：主要為離主電網絡較遠的無電、弱電地區，需要自建電網，可采用可再生能源與儲能作為解決方案。

分布式離網：4G/5G 基站供電；風景區驛站供電；森林監控站供電；油田采油站供電；高速加油站供電等。

分技術裝機情況：抽水蓄能為主，電化學儲能比例逐漸提升。根據能量存儲方式的不 同，儲能主要分為物理儲能、電化學儲能、熱能儲能、儲氫與電動汽車儲能。其中物理儲 能在存儲過程中不發生化學變化，可細分為抽水儲能、壓縮空氣儲能與飛輪儲能，電化學 儲能根據不同的儲能介質可分為鉛酸電池、鋰離子電池、液流電池等 6 種細分種類。目前 抽水儲能占據累計裝機主要份額，但逐年下降。2017-2020 3Q 全球和中國抽水儲能累計 裝機占比分別為96%/94%/93%/92%和99%/96%/94%/92%。而電化學儲能成長趨勢明顯， 2017-2020 3Q 年全球和中國累計裝機占比分別為 1.7%/3.7%/5.2%/5.9%和 1.3%/3.4%/ 5.3%/6.8%。

儲能技術：電化學儲能成為新增主流，鋰電池響應快、壽命長、適應場景多，優勢凸 顯。由于電化學儲能的可適用場景更多，受地理環境等外部因素影響較小，2017-2019 年 電化學儲能占全球和中國新增儲能裝機比例分別為 14%/66%/80%和 3%/28%/58%，呈現 逐年上升趨勢。電化學儲能成為新增儲能項目中的主流技術，預計 2020 全年該趨勢繼續 維持。電化學儲能中，鋰電儲能由于能量/功率密度更高、使用與循環壽命更長、響應時間 更快、適應場景多等優勢，2017 年至今占全球新增電化學儲能 90%以上，國內鋰電儲能 占新增電化學儲能的比例亦從 2017 年 51%上升到 2020 3Q 的 99%，而 2020 3Q 新增規 劃/在建電化學儲能項目幾乎全部應用鋰電池。預計鋰電池儲能技術將成為未來主流儲能技 術。

儲能處于從 0 到 1 階段，臨近商業爆發期拐點，有望從示范性應用轉向運營性應用。 根據 CNESA 數據，截至 2020 Q3，全球/中國儲能累計裝機總功率為 186/33GW，而 2020 年全球/中國發電功率機組總并網功率為 6,675/2,201GW，儲能滲透率僅為 2.8%/1.5%左 右，仍有較大上升空間。從可再生能源發電角度看，截至 2020 3Q，全球/中國電化學儲能 累計裝機功率為 10.98/2.25GW，2020 年全球/中國風光發電累計裝機總功率約為 1,398/ 446GW，新能源配儲功率比例僅為 0.8%/0.5%，相比目前新增新能源配儲功率的比例區間 （10%-15%）仍有廣闊成長空間。

中央：“30·60”目標為錨，可再生能源是國家能源變革的重點戰略。2020 年 9 月 22 日，在第 75 屆聯合國大會上表示，中國將力爭 2030 年前實現碳排放達峰， 2060 年前實現碳中和；在 12 月 12 日舉行的氣候雄心峰會上進一步宣布“30·60”定量目 標，強調中國在應對氣候變化中的責任和擔當，表明達成目標的決心。12 月 22 日國新辦 發布《新時代的中國能源發展》白皮書，闡述國內推進能源革命的主要措施和重大舉措， 提出大力發展光伏風電等可再生能源發電是實現“30·60”目標的重要途徑。綜上，“30·60” 是我國未來發展的重要目標，而儲能將與新能源“孿生”發展，共同實現碳中和宏偉藍圖。

地方：近 20 省出臺鼓勵新能源配儲，儲能發令起跑。為實現“30·60”目標，新能 源發電在我國的發電結構中的比例料將逐步提升，最終有望取代化石能源成為主力能源。 新能源發電機組不具備類似火電的調節功能，需要通過配置儲能來實現。在該頂層目標的 指引下，目前我國已有近 20 省出臺新能源+儲能配套的鼓勵政策，政策環境向好。主要可 分成三類：1）優先支持新能源配儲項目；2）劃定配儲比例，大致范圍為 5%-20%；3）新 疆、青海兩個可再生能源裝機大省給予儲能補貼。未來隨著頂層設計逐漸清晰，預計更完 善、細致的政策將跟隨落地，保障儲能行業平穩起步。

1）發電側：國內從 2009 年開始風光進入規模化裝機階段，隨著累計裝機、發電量占 比持續增加，出現棄風棄光現象，并且隨著消納能力與裝機增速波動。2020 年風光新能源發電功率/發電量占比僅 24%/9.5%，預計 2025/2030 年非化石能源發電量占比將提升至 20%/25%，風光發電預計將貢獻主要增量。未來在光伏風電發電量占比持續提升下，為防 止棄風棄光情況惡化和波動性電源對電網的沖擊，配儲滲透率有望提升，拉動儲能需求。

另一方面，光伏近 10 年來 LCOE 降幅 81%，目前全球 LCOE 約為 0.35 元/kWh， 已經在發電側實現平價，預計 2025 年可繼續下降至 0.2 元/kWh，還有 50%空間。新能 源發電成本下降將強化裝機動力，持續打開儲能配置空間。

2）電網側：此前火電機組是調峰主力，在風電光伏并網比例不高時尚能滿足調峰調 頻需求。隨風電光伏并網量增加，電力系統調峰能力不足問題凸顯，對火電深度調峰、 快速爬坡、快速啟停能力要求提升。由于火電機組頻繁進入深度調峰工作狀態，大幅調 節會降低其使用壽命，增加煤耗，拉低效益。因此需要進行靈活性改造，火電機組自身 的出力特性和較長的響應時間，限制了其在調峰時增大輸出功率的速度，火電+儲能則成 為一種有效的解決方案。以廣東某實際電廠為例，火儲調頻效果指標 K 值提升了 3 倍， 帶來更高收益。存量和增量火電均有望拉動配儲需求。

3）用戶側：與日本、德國、澳大利亞等側重居民側不同，國內市場與美、韓類似， 以工商側儲能為主。國內居民側儲能挑戰較大，主要因為：（1）我國居民用電具備一戶 一表條件的可以選則峰谷電價計價，現階段來看大多數居民仍選擇均一電價計價，沒有 峰谷電價差；且電價便宜、電網穩定，按東部沿海約 0.5 元/kWh 電價，僅為德、英等國 的 25%-30%。（2）國內居住特點為高樓密集型，屋頂面積有限而用電需求大，戶用光伏 難以大規模滲透。國內工商側儲能裝機主要集中在江蘇、廣東等工商業峰谷電價差超過 0.7 元/kWh 的地區。

相比于發電側和電網側，2018 年以來國內用戶側儲能收速。國家發改委于 2018/2020 年發布的《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》《關于做好 2020 年能源安全保障工作的指導意見》明確指出要加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引 導電力削峰填谷。預計未來部分地區工商業峰谷價差有望進一步擴大，市場交易機制被 逐步激活，用戶側儲能市場增長潛力大。

供給：鋰電池成本近六年下降 71%，未來還有 40%空間。動力電池系統方面，以磷酸 鐵鋰電池系統為例，其價格已下探至 0.7-0.8 元/Wh，預計 2025 年可繼續下降至 0.5 元 /Wh，還有 40%左右空間。得益于動力領域對鋰電池降本的貢獻，儲能系統方面，用于配 套光伏發電的儲能系統亦從 2019 年平均 2.2 元/Wh 下降至 2021 年初近 1 元/Wh，近三年 下降超 50%。預計未來還將有年均 10%左右降幅，將在供給側持續降低儲能系統成本。綜 上，供給側成本持續下降將為儲能市場提供長期動力。

國內從用戶側轉向新能源發電側，海外分場景裝機均衡。2017-2020 3Q，國內新增電 化學儲能裝機結構經歷從以用戶側和電網側裝機為主轉變為以新能源發電側為主，其中 2020 3Q 新能源發電側占比 67%。海外方面則相對均衡，截至 20Q3，海外電化學儲能累 計裝機中新能源發電/輔助服務/電網側/用戶側占比為 22%/32%/19%/28%。

歐洲、澳洲、非洲等地區，居民側儲能快速發展。主要原因有：

1）歐洲等地區居民高電價，疊加上網電價補貼(Feed-in tariff，FiT)帶來電價下降，光 儲自發自用經濟性凸顯。以德國為例， 2019 年光儲/光伏度電成本為 15.9/9.6 歐分/kWh， 居民電價為 30.5 歐分/kWh，光儲/光伏度電成本分別是居民電價 52%/31%。未來隨著光 儲成本的下降，居民電價與光儲 LCOE 剪刀差增大，促進居民戶用側需求提升。

2）歐洲、澳大利亞等發達國家可再生能源占比高，例如歐洲戶用儲能裝機Top1 德國 的風光發電占比約 33%，導致電網不穩，用戶側儲能有明顯需求。

綜上，以歐洲為例，根據 Solar Power Europe 數據，2019 年歐洲居民側儲能新增裝 機 744MWh（+56.4%），截至 2019 年底累計居民側儲能裝機近 2GWh，對應歐洲 2019 年底戶用光伏配儲滲透率約 7%。而歐洲目前還有 90%建筑物沒有加裝屋頂光伏裝置，按 目前裝機情況可外推出全歐洲戶用光伏配儲空間為 285GWh，需求空間巨大。

3）非洲等地區的電網基礎設施建設較差，無法接入電力的家庭比例較高，集中式發電 無法滿足居民用電需求，而當地光照條件好，光儲市場發展潛力大。

第一類：非平價驅動的市場，5G 基站、IDC 備電

5G 基站：其功耗相比 4G 基站提升 2 倍，因此新建 5G 基站備用電源需要相應同比擴 大，疊加基站備電還能發揮削峰填谷以減少電網波動對基站沖擊作用，根據國內三大運營 上披露的建站計劃，按照備電配儲功率比例 100%、備電時長 4h 測算，未來 5 年 5G 基站 配儲容量年均需求約 8GWh。

IDC：全球 IDC 市場呈現大型化和集約化趨勢，數據中心數量減少，機架數量增多。 截至 2020 年，全球 IDC 機架數量為 498 萬架。按單機架平均功率 8.4kW/架、上架率 55% 計算，全球 IDC 日耗電量為 552GWh。假設備電時長為 4h，對應 IDC 儲能總需求空間為 92GWh。假設 10 年全部替換成鋰電池儲能系統，對應年均儲能需求約為 9.2GWh。未來 隨著上架率和機架數量增加,IDC 儲能需求空間有望持續拓寬。

電源側：主要需求驅動為新能源發電配儲，按 2025 年全球風/光中配儲滲透率悲觀-樂 觀情形下預計為 25%-35%/35%-45%、配儲功率比例為 15%、備電時長為 2h 測算，2025 年全球風光配儲容量預計需求為 23.6-31.1GWh。

電網側：主要考慮輔助服務市場產生的需求，分存量和增量市場測算，其中存量市場 驅動為儲能替代輔助電廠容量，增量市場驅動為新增化石能源發電機組配儲。按 2025 年 存量/增量配儲滲透率悲觀-樂觀情形下預計為 12%-18%/70%-90%、配儲功率比例 3%、備 電時長 2h 測算，預計 2025 年電網側儲能容量需求為 10.5-16.9GWh。

用戶側：主要考慮戶用光伏配儲需求，其中考慮經濟性和高樓聚居的居住條件，國內主要是 工商業光伏配儲為主。海外則包括居民用和工商用。按 2025 年國內居民/國內工商/海外戶用光 伏配儲滲透率悲觀-樂觀情形下預計 4%-6%/15%-30%/30%-50%、自發自用場景下配儲功率比 例 100%、備電時長 4h 測算，預計 2025 年全球用戶側儲能容量需求為 67.3-114.3GWh。

綜上，預計 2025 年全球儲能需求中性情形下為 136GWh，市場空間超千億，5 年 CAGR28%。

中游鋰電池/逆變器價值占比高，率先受益儲能需求爆發

鋰電池/逆變器占儲能系統價值量達 60%/20%。鋰離子電池儲能行業上游為電力電子 元件與鋰電材料等原材料，中游為儲能系統及其集成、安裝與運維，下游為應用端。其中， 儲能系統主要由儲能逆變器（Power Conversion System，PCS，主管電流轉換）、電池管 理系統（Battery Management System，BMS，主管電池狀態）、能量控制系統（Energy Management System，EMS，主管能量調度）、儲能電池組成，價值量占比約為 20%、5%、 10%、60%。

目前行業玩家包括電池企業、PCS 企業、系統企業三類。國內方面，

1）電池企業： 一類是寧德時代、國軒高科、億緯鋰能、力神電池等動力鋰電池企業；另一類是猛獅科技、 圣陽能源等從鉛酸電池儲能切換到鋰電池儲能的企業。

2）PCS 公司：一類是逆變器企業， 利用同源技術切入到儲能 PCS 環節，如陽光電源、固德威、上能電氣等；一類是 UPS 電 源企業，如科華恒盛、科士達等。

3）系統公司：一類是全環節整合的企業，例如比亞迪、 中天科技、派能科技；另一類是電池或 PCS 企業延伸到系統環節的時代星云（寧德時代與 星云股份合資）、陽光電源等。海外市場，主要是 Fluence、Tesla、LG 等的系統企業。

儲能電池：頭部領先，動力電池企業漸多。2018 年儲能電池 Top10 中僅寧德時代、 中航鋰電兩家動力電池廠商。2019 年則新增國軒高科、億緯鋰能、力神電池、比克電池等 動力電池廠商，前十占據五席。從出貨量上看，2019 年排名第一的寧德時代領先第二名 2 倍，領先地位漸顯。

儲能逆變器：高成熟度帶來高集中度。從集中度上看，2018/2019 年國內新增電化學 儲能逆變器 CR10 均超過 90%，相比于儲能系統環節處于較高水平。2019 年儲能逆變器 出貨第一為陽光電源，超第二名 83%，占 32%份額。儲能逆變器環節目前格局相對系統更 佳，主要系產品與光伏逆變器同源，已有較高成熟度。

系統：集中度較低，頭部尚未形成。從集中度上看，2018/2019 年國內新增電化學儲 能系統 CR10 約為 42%/65%，仍處于相對較低水平。

從位次上看，2019 年相比于 2018 年儲能技術提供商、逆變器供應商、系統集成商均 有較大變化，格局尚不穩定。

商業模式持續創新，中長期看性價比是核心競爭力

商業模式：持續創新，提升設備利用率是方向。儲能最初期的商業模式是合同能源管 理，即儲能企業向單一用能單位提供節能服務，按節能效益獲取利潤的模式。2019 年 5 月 國家發改委印發《輸配電定價成本監審辦法》明確電儲能設施不得計入輸配電價，作為此 前增長主力的電網側儲能增速放緩。為解決合同能源管理模式依賴單一收益來源而項目收 益易受沖擊、投資主體單一的瓶頸，行業中陸續出現了共享儲能、租賃、代理運營商等新 商業模式，其核心方向是：1）投資主體多元化，分擔投資風險和成本；2）下游的多場景 疊加與儲能的多功能復用，提高設備利用率以增加收益。

儲能 vs 動力：儲能電池對一致性、壽命、成本要求更高，且具備投資品屬性。儲能 鋰電池與動力鋰電池由于使用環境和目的不同，因此其性能和設計上各有側重。實際上， 一座典型光儲電站容量相當于 100 余輛純電動車電池容量之和，因此對一致性要求比動力 電池更高；在使用壽命上，動力電池要求系統循環壽命達 2000 次以上，而儲能電池系統 要求循環壽命 4000 次以上，對壽命要求更為苛刻。儲能電池門檻不比動力電池低，落后 產能將會逐漸被淘汰。另一方面，配套新能源車的動力電池具備消費品屬性，而儲能本質 是獲利，因此儲能電池具備投資品屬性，相比于動力電池更強調性價比。在天然強調性價 比的屬性下，儲能電池行業在進入大規模商業化階段后集中度料將會快速提升，呈現強者 恒強的局面。

動力電池巨頭入局，性價比+資源整合優勢有望快速占據頭部位置。寧德時代、BYD、 億緯鋰能、國軒高科等亦通過內生外延等方式進入儲能行業。動力電池巨頭們加速儲能布 局，一方面將向儲能行業輸送強力資本推動成長，另一方面將憑借自身性價比和資源整合 優勢在能源變革浪潮中占據領跑地位。

類比汽車電動化供應鏈，儲能產業鏈有望形成全球競爭力

類比汽車電動化供應鏈，儲能產業鏈有望形成全球競爭力。當前，中游設備增長確定 性更高，例如，電池環節，技術成熟、壽命更長、成本更低的磷酸鐵鋰電池是首選；逆變 器方面，同樣兼具成本、技術、響應速度等優勢，有望打破海外競爭對手的客戶壁壘。類 似過去 5 年中國汽車電動化供應鏈，電池和 PCS 等環節的發展進步，有望推動中國儲能 產業鏈形成全球競爭力。