1. 电化学储能:全球能源革命主线，未来电力系统的核心资产

随全球碳中和理念成为共识，能源结构转型进入加速阶段。高比例可再生能源必将 引发电力系统对储能长期、持续的需求。电化学储能作为当前主流储能手段，综合优势 明显，将充分受益于产业红利。

1.1. 储能介绍：技术应用丰富多样，电化学是发展最快方向

储能技术类型丰富，电储能广泛应用在于有电能储备需求的场景。储能技术主要分 为热储能、电储能储能与氢储能。社会经济发展带动了对电力储能配备的巨大需求。目前 分为电化学储能和机械储能两大流派。根据正负极材质的不同，电化学储能分为锂离子电 池、铅蓄电池与纳硫电池。机械储能根据储能方式，分为抽水蓄能、压缩空气储能与飞轮 储能。两种储能方式应用于电力系统、通讯基站、数据中心与轨道交通。

抽水储能占比最高，电化学储能发展迅猛。据 CNESA，2020 年全球已投运储能项目 累计装机规模 191.1GW，抽水蓄能占比最高，为 90.3%。抽水蓄能是当前最为成熟的电力 储能技术，自上世纪以来商业化开发接近尾声，同时受区位因素局限，增长较慢。电化学 储能作为飞速发展的储能技术，是具备高度灵活性的调节资源，在电力系统中的份额快速 提升，累计装机占比已从 2016 年约 1%增长至 2020 年的 7.5%，位列第二。2020 年新增 的储能装机中，75.1%来自电化学储能，贡献了大部分增量。

1.2. 电化学储能：支撑能源转型的关键技术，行业景气度高增

1.2.1. 产业链：电池与逆变器环节价值量最高，占比分别为 60%与 20%

电化学储能产业链中，电池与逆变器环节具备较高的投资价值。储能系统主要由储 能电池系统（含电池模组和电池管理系统），储能逆变器（PCS），能量管理系统（EMS） 和其他硬件系统组成。电池模组的上游是锂电材料，PCS 与 BMS 上游主要包括功率半导 体和各类芯片。储能系统下游是储能系统集成商及安装商。根据阳光电源的数据，储能系 统价值构成中：

1）电池模组价值量最高（60%）。电芯质量（能量密度、循环次数、温度适应性及安 全性等），直接影响整个储能系统的运行与效率，因此也是决定储能系统投资回报率的关 键要素。

2）储能逆变器价值量排名第二（15-20%）。储能逆变器技术原理与光伏逆变器类似， 核心都是将可再生能源产生的直流电转化为交流电。但储能逆变器的功能更加多元，涉及 系统充放电、能量管理、离网运行、无功能力及调频等多项功能，强调支撑功能与灵活性， 是储能系统中具备智能化控制能力的环节。

1.2.2. 应用场景：贯穿电力系统各环节，灵活性调节是核心能力

电化学储能应用于源网荷各环节，为维持电力系统安全稳定做出重要贡献。相比抽 水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，灵活性更强。电力系统作为电力 产生传送与利用的中枢，天然对电力储能有较高的需求。针对不同场景对电能充放的要 求。

根据储能功率与容量比例，可将储能分为功率型、能量型和容量型。容量型储能电池 主要为离网型光伏储能或用户侧的峰谷价差储能，一般需要连续充放电 2 小时以上。功 率型储能电池多应用在电力调频或平滑可再生能源波动的场景，需要储能电池在秒级或 分钟级时段快速放电。能量型储能电池适合一些同时需要条调峰和调频的应用场景。

电化学储能的灵活性调节特质是其在电力系统得到广泛应用的重要原因。以光储发 电系统为例，由于光伏发电受资源禀赋限制，出力曲线天然具有波动性、间歇性，无法很 好地与符合曲线匹配，因此并网后容易加大电网的消纳负担。加装电化学储能后，储能可 通过快速的充放电，在发电功率低时放电，在功率高时充电，调价电源与负荷端的功率差， 实现用电与发电的高度匹配。

储能系统参与辅助服务市场亦运用相似的原理，本质上均利用电能的时移与快速响 应的特质，来完成资源的灵活调整，提升整个电力系统的安全稳定水平。

1.2.3. 全球装机：2020 年新增装机 4.72GW，2016-2020 年 CAGR=46%

短暂回调后，电化学储能重回高增通道。2018 年是全球储能元年，新增装机达 3.7GW， 实现飞跃式增长。2019 年装机受 18 年高基数及中美贸易战影响，出现负增长。2020 年 全球新增电力系统电化学储能 4.7GW，同比增长 62%，增长主要由全球能源结构调整加 速，大规模电网及发电侧储能应用驱动，行业经过一年的休整，迎来高质量的增长。2016- 2020 年新增装机量 CAGR=46%，是新能源赛道上景气度很高的细分领域。

中国、欧美及日韩是主要应用储能的国家。从全球电化学储能市场累计装机分布观 察，截至 2019 年韩国市场份额最大，为 21%，其次分别为中国、美国、英国和日本，份 额分别为 18%、17%、12%和 9%。7 个主要电化学应用国家占据全球累计装机份额的 92%。 2020 年新增装机中，中国、美国及欧洲分别贡献 33%、30%和 23%，合计占比 86%，是 储能系统规模化应用的主要推动者。

1.2.4. 核心驱动：需求端长线逻辑清晰，供给端降本优化经济性

需求端：碳中和大背景下政策为产业发展提供有力支撑。当前碳减排已成全球共识， 据 ECIU 统计，目前已有 20 个以上国家针对碳中和立法或提出目标，顶层设计推动下游 政策出台，风光作为技术成熟与安全可靠的清洁能源，将成为各国推进的重点。储能作为 稳定清洁能源发电波动，提高系统消纳能力的关键手段，亦将在政策的推动下与新能源发 电系统配套，得到大规模的应用。

需求端：电力结构转型将助推储能的“刚性”需求。据 BNEF 测算，2050 年风光发 电将提供全球 56%的发电量，而化石燃料占比将降至 24%。2019 年全球风光发电量约为 9%（光伏约 3%，风能 6%），较 2050 的预测仍有 6 倍以上空间。未来随着大规模可再生能源电力接入电力网络，整个电网将发生颠覆性的变革，以火电为主体的传统电网系统无 法同时处理电源与负荷侧两端的高度波动。储能一方面在放电测配套可以大幅提升新能 源的并网友好性，减轻电源侧对电网的负担，另一方面可通过调峰调频等应用，参与电力 系统的整体调度，为电网系统提供关键的灵活调节能力。因此，从未来新型电力系统的全 局角度考虑，储能是不可或缺的“刚需”资产。

供给端：技术降本叠加高电价共同推动经济性，打开市场化需求空间。据 BNEF，得 益于锂电池技术的快速进步升级，锂离子电池包的单价已由 2010 年的 1191 美元/kWh 降 至 2020 年的 137 美元/kWh，预计于 2020 年再下降 9%，2021 年实现 125 美元/kWh 的均 价，此时单价与 2010 年相比已下降 90%，带动电化学储能系统成本大幅下降，提高经济 效益。同时，据国家电网 2019 年统计的数据，欧洲发电国家的居民电价普遍在 1 元/kWh 以上，美国、韩国和加拿大亦在 0.75 元/kWh，均高于中国的 0.542 元/kWh。海外终端用 户的高电价使海外用户对储能系统价格有更高的容忍度，变相提升了储能系统的经济性， 是储能快速规模化应用的重要驱动力。

1.2.5. 技术路线：锂电池综合性能最优，目前已成为装机主流

锂电池贡献绝大部分增量，累计装机份额稳步提高。2014 年锂离子电池在新增电化 学储能中的占比为 74.8%，2015 年占比升至 91.6%后维持 90%左右。2020 年锂离子电池 储能再次放量，在新增电化学储能中占比超过 98%，贡献绝大部分增量。累计装机份额方 面，2014 年-2020 年，锂离子电池在电化学储能的累计装机量由 45.8%提升至 92.0%。

电化学储能技术路线众多，锂离子电池整体优势明显。储能系统的核心需求在于高 安全、长寿命和低成本。从成本的角度考虑，目前只有铅蓄电池的度电成本低于锂离子电 池，但铅蓄电池能量密度与功率密度偏低，无法适配需要快速放电的调频场景；用作容量 电池时，质量是同等容量锂电池的 4 倍左右，在便携性方面受到限制。综合来看，锂离子 电池是最适用电化学存储场景的技术路线。除成本考量外，其他电池技术路线亦在技术成 熟度、能量效率方面有一定缺陷，因此综合来看，锂离子电池是最适用电化学存储场景的 技术路线。

磷酸铁锂相对三元锂电更适合储能场景。按照正极材料的类型划分，锂离子电池分 为磷酸铁锂和三元锂电池。2019 年我国电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比 达 95.5%。2019 年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比 41%（前值 33%）；三元 锂电池占比 55%。国外家用储能中三元较高主要是因为海外厂商专注三元路线，且在全 球市场有先发优势。磷酸铁锂优势在于热稳定性强，材料结构稳定性高，因此安全可靠性、 循环寿命及全周期成本优于三元锂电池。虽然磷酸铁锂电池能量密度低于三元锂电池，但 相对动力系统，储能系统对尺寸及重量设计要求低，对冲了磷酸铁锂电池在灵活性上的劣 势。

2. 全球概览:政策与市场双重驱动，多点开花需求向上

以一个宏观视角来看，储能行业驱动因素可以分为政策性与市场性因素。但于全球各 地区的产业政策周期、社会经济水平、电网基础建设、电力市场化程度等处于不同阶段， 因而政策与市场因素以不用的逻辑在各细分市场演绎，需求也在经济性的基础上，呈现多 样化的、持续向上的趋势。

2.1. 中国市场：初步实现规模化发展，2021 年政策利好加速

中国在全球储能市场中居于一个十分特殊的位置：一方面中国拥有全球最完备的光 伏与锂电产业链，新能源装机量大，储能产业发展有得天独厚的优势；另一方面中国进入 经济发展新常态，叠加外部国际关系的不稳定，下游企业经营压力大，国家不希望在电价 层面给企业加压，因此储能的最终收益（无论是上网电网还是用电电价的角度）受到持续 压制。短期内，电源与电网侧“谁买单”的问题以及用户侧经济性的问题始终是主要矛盾。

2.1.1. 装机概览：2020 年新增 1.56GW，2016-2020 年 CAGR=71%

政策驱动下迎来二次爆发增长。2017 年 9 月发改委、能源局等五部委联合印发了《关 于促进储能技术与产业发展的指导意见》，标志着我国储能产业的正式启动。2018 年我国 电化学储能经历飞跃式增长，新增装机量 0.68GW，同比增长 465%。2019 年随《输配电 定价成本监审办法》和《关于进一步严格控制电网投资的通知》印发，户用侧、电网侧增 长放缓，市场回归理性，新增装机量同比下降 6.7%。2020 年我国从疫情中快速复苏，光 伏平价实现，同时多省出台政策性配储要求，发电侧带动装机量二次爆发，2020 年新增 1.56GW，同比增长 145%。

21 年顶层政策出台提速，用户侧超预期。2021 年是我国储能的又一个大年，除了在 新能源发展侧鼓励加装储能以换取并网资源外，我国出台了《关于加快推动新型储能发展 的指导意见》，是继 2017 年产业发展指导意见后另一个系统的指导性文件，对电力系统 各环节储能应用给予的规划引导与保障支持，提出 2025 年 30GW 的累积装机指标，为未 来储能产业发展指定了明确的路径。与此同时，发改委的电价改革同步进行，分别于 5 月 与 7 月发布《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案》与《委关于进一步完善分时电 价机制的通知》，深化电价改革方案，扩大峰谷价差（配套量化指标），用户侧储能套利模 型有望超预期越过经济性拐点，用户侧或是储能率先实现市场化应用的领域。

新能源配储背景下，电网侧与新能源发电侧比例提升明显。2019 年我国电化学储能 新增装机中，电源侧调频辅助服务占比最大（主要为火储调频）,占比 45%，其次是集中 新能源与电网侧，分别为 22%与 21%。随火储调频项目增加，收益被不断稀释，配储收 益降低。2020 年各省出台新能源配储政策，电源侧调频辅助服务占比降低 19 个百分点至 26%，集中新能源与电网侧占比分别增加 11 和 17 个百分点，达 33%与 38%。

东南是主要新增装机区域，锂离子是绝对主流应用。据 CESA， 2020 年新增电化学 储能按应地区划分，华东、西北、华南位列前三，分别为 37%、22%和 21%，合计贡献 80%。新增装机中，锂离子电池占比达 97.1%，是绝对主流的应用技术。按应地区划分， 华东、西北、华南位列前三，分别为 37%、22%和 21%。

2.1.2. 电源侧：政策大力驱动，“新能源+储能”率先放量

政策指标逐步明确，电源侧将首先打开市场空间。2020 年之前我国新能源发电侧的 储能政策以框架性文件为主，较少对集中式新能源电站明确提出配置储能的要求。2020 年 开始，我国各省份陆续通过量化手段“原则上”对风光发电提出储能配比，按照不低于新 能源电站装机容量 10-20%、且额定功率下的储能时长不低于 1-2 小时来配置。值得注意 的是，2021 年出台的政策中，除江西没有提出量化要求外，其他省均提出明确指标，预 计量化要求将成为未来常态，风光与储能“捆绑”后将大幅打开储能市场空间。

2.1.3. 电网侧：成本疏导是核心议题，政策逐步出台引导发展方向

成本不得计入输配电成本后建设暂停。2018 年我国电网侧储能规模化部署趋势显现。 2019 年 5 月，国家发展改革委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》，规定抽水 蓄能电站和电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本，电网侧储能建设陷入停滞。 2019 年 12 月，国网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，规定不得以投资、租 赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。

新政提出成本疏导思路，电网侧有望加速发展。2020 月 2 月，国网发布 2020 年改革 攻坚重点工作安排《国家电网体改(2020) 8 号》，文件重提储能，提到研究探索抽水蓄能 上市可行性；落实储能等新业务实施方案。此后，电网侧储能项目也陆续恢复招标，如平 高集团江苏南京储能项目等电网侧储能项目陆续有新进展。

2021 年 4 月，国家发展改革委和国家能源局公布了《关于加快推动新型储能发展的 指导意见》，提出“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市 场” 与“研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”。

2021 年 5 月国家发改委在《“十四五”时期深化 价格机制改革行动方案》中提出“建 立新型储能价格机制，推动新能源及相关储能产业发展。继续推进输配电价改革，理顺输 配电价结构，提升电价机制灵活性，促进新能源就近消纳，以及电力资源在更大范围的优 化配置”。

整体看，顶层设计正逐步出台，为电网侧储能疏导成本提供方向。如果以类比抽水储 能电站的容量电价作为电网侧储能的底层商业模式，我们认为这种相对稳健的类固收模 式是对外部资本具备一定吸引力的。

双碳目标下电网转型升级，储能需求有望大超预期。据中电联统计，2020 年中国风 光发电装机容量占比 24.3%（2014 年为 8.8%），发电量贡献 9.5%（2014 年为 3.2%）。随 中国加速向碳中和碳达峰目标进发，风光发电量仍有大幅上升的空间。新能源大规模开发 接入电网后，其出力的波动性与间歇性将对电网的安全稳定与调节能力提出巨大挑战，火 电机组的逐步退出亦加剧了传统电网转型的迫切性，储能作为灵活性调节资源的重要性 得到凸显。如上文所述，国家亦在加速出台政策构建合理的储能价格机制，因此成本问题 厘清后，电网侧对储能的需求有望大超预期地快速释放。

2.1.4. 用户侧：峰谷套利经济性超预期，容量电价与需求响应拓宽收益渠道

峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式，通过低谷充电、高峰放电，时移电力需 求实现电费节省。近期各省陆续调整 2020-2022 年输配电价和销售电价，部分省份提出拉 大峰谷电价差，并鼓励储能应用。以湖北省发展改革委印发的《关于湖北电网 2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》为例，峰谷电价分为尖峰、高峰、平谷和低谷四 段，根据单日电价走势，可以实现两充两放模式运行。两个峰谷价差分别为 0.568 元/kWh 和 0.484 元/kWh，平均价差为 0.526 元/kWh。我们假设磷酸铁锂电池储能功率为 9MW， 时长 2h，系统能量效率 88%，放电深度 75%（BNEF 数据），循环寿命 10000 次（派能科 技招股说明书资料），生命周期容量保持率分别为 88%、78%和 75%，此时独立储能项目 初始投资成本为 3600 万元，IRR=3.9%，暂时无法达到电网类投资项目的 IRR 要求（通常 为 9%）。

基于储能电站成本(含土建成本及功率转换成本)及平均峰谷价差两个变量进行敏感 性分析；我们发现，以内部回报率 9%为经济性边界，当前储能电站成本水平下（2000 元 /kWh），平均峰谷价差在 0.682 元以上时，配备储能初具经济性；当电站成本下降 15%， 来到 1700 元/kWh 时，峰谷电价差只需要达到 0.582 元，内部回报率便可以超过 9%。

峰谷套利经济性模型接近经济性拐点。我们梳理了已公布新电价政策省份的工商业 平均峰谷电价差（220 千伏及以上，按两冲两放计算），发现山东省最高，配合 3 分钱的 电储能低谷电价补贴，价差达到 0.65 元/kWh，其余省平均价差仍在 0.60 元/kWh 以下。 若山东省工商业配备电储能，则储能电站成本在 1900 元/kWh 左右时（较当前约下降 5%）， 即可达到经济型门槛。未来随各省进一步放开电价市场化，拉大峰谷电价差，我们认为越 来越多省份工商业的峰谷价差可以越过商业性门槛，为配备储能提供实质性的经济动力。

分时电价机制完善，用户侧储能市场化有望超预期。2021 年 7 月 29 日，发改委发布 关于进一步完善分时电价机制的通知，通知要求：

1）完善峰谷电价机制，合理确定峰谷 电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过 40%的地方，峰谷电价价差原则上不 低于 4：1；其他地方原则上不低于 3：1。

2）建立尖峰电价机制。各地结合实际情况在峰 谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于 20%。

3）强化分时电价机制执行，鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等 方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。结合 之前的敏感性分析表，假设 4：1 峰谷电价价差与尖峰电价机制实现的情况下，我们认为 0.6 元平均峰谷价差在大部分地区是容易实现的（0.25 元谷时电价*3），如前文所述，用户 侧储能有望成为最先实现市场化的应用。

用户侧储能系统亦可通过参与电网需求响应，获得额外收益。需求响应是指通过市 场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户主动改变原有电力消费模式的市 场参与行为，以促进电力供需平衡。截至 2020 年底，全国范围内共有九个省市开展了电 力需求响应工作。以 2021 年 2 月天津市工信局发布的《关于开展 2021 年度电力需求响 应工作的通知》为例，电力需求响应类型分为“削峰需求响应”和“填谷需求响应”。其 中参与填谷需求响应要求电力用户、负荷集成商的响应能力不低于 500 千瓦；参与削峰需求响应的响应能力不低于 500 千瓦。居民侧电动汽车用户暂无需满足响应容量要求， 由负荷集成商代理以集中形式参与。填谷需求响应固定补贴 1.2 元/kWh、竞价补贴 1.2-2 元/kWh，削峰需求响应一般采用固定补贴价格模式。

运用储能调节最大需求负荷，大工业用户亦可节省两部制下的容量电费。两部制电 价是将与容量对应的基本电价和与用电量对应的电量电价结合起来决定电价的制度，主 要适用于 315kVA 以上的大工业用户。通过储能在用电高峰时段发电（容量管理），大工 业用户可以降低最大用电负荷，从而降低容量电费（前提是按最大功率计的容量电费低于 按变压器计的容量电费）。而通过峰谷价差套利，户用获得更低的平均度电电价，减少了 电量电费。

2.1.5. 竞争格局：资源禀赋是关键要素，竞争与合作在多个维度演绎

各环节龙头厂商基于资源禀赋，进入储能领域并形成竞争优势。根据 CNESA 的数 据，以中国市场装机规模统计，宁德时代位列 2020 年中国储能技术提供商第一名。阳光 电源同时位列储能逆变器提供商及系统集成商第一名。宁德时代主营动力锂电池，在锂电 池领域技术研发积淀深厚，并将竞争优势复制到储能锂电池领域，2020 年新投运装机规 模为 580MWh，规模优势明显。阳光电源是全球领先的光伏逆变器、公司，同时深耕电力 系统集成领域，提供综合性电站解决方案，顺理成章进入储能领域，扩张其在逆变器与系 统集成方面的领先地位，逆变器、系统集成装机规模（以功率口径统计）分别为 360MW 和 350MW。

未来市场格局将是多维的、立体的，竞争与合作并存将是常态。从最终产品储能系统 的角度衡量，我们可以看到既有电池厂商做集成（宁德时代、比亚迪、海基新能源等）， 也能看到逆变器厂商做集成（阳光电源、上能电气以及准备进入的固德威等），一般经验 来看，电池厂商对电池在系统中的一致性把控更好，而逆变器厂商基于电气技术，系统集 成实力更强，由于储能系统的产品验证周期较长（2-3 年），两者孰优孰劣短期内并无定 论，但未来厂商的梯队一定会分层（价格、系统效率、循环次数与边界条件等维度），产 业迎来良性的出清阶段。另一方面，大部分厂商会将产品（储能电芯、变流器）外售，厂 商间也会遇到“我集成你”与“你集成我”的现实情况，尽管终端产品环节形成竞争，但 中游制造层面进行合作。

2.2. 美国市场：拜登绿色新政助力储能蓬勃发展

美国自奥巴马上台后便一直在大力推行新能源（包括光伏、风电等）的发展，尽管特 朗普政府在任期内鼓励油气煤炭行业发展，但新能源乃大势所趋势不可挡，随着拜登政府 确认连任，且民主党基本拿下参众两院，预计拜登的各项新能源新政将加速落地，美国新 能源发电渗透率将保持增势。

美国各州在储能市场分别设有各自的目标以及相关补贴政策，整体上看相当一部分 政策补贴提供给户用储能，同时如果消费者同时安装户用光伏系统和电池储能系统则可 获得更多补贴。我们认为这些政策极大的促进了储能市场在这些区域的装机放量，同时这 些州大多数为民主党控制州，拜登加强版新能源新政将会一呼百应。

根据 SEIA 公布的数据，美国户用光伏装机量在过去 10 年中增势凶猛，而另一方面 美国储能市场也伴随着地方政策性补助的实施以及风光发电的发展蓬勃向前，过去三年 里表前储能市场增速高，这得益于其主要市场加州、马赛诸萨州、纽约州极其重视储能发 展，均制定了采购目标同时推出刺激政策；同时户用储能伴随户用光伏装机量的上升以及 特斯拉 PowerWall 的普及进入稳定增长期。根据太平洋国家实验整理汇总的数据，截至 2020年上半年美国推出储能相关的补贴政策/其他激励政策的州与美国光伏装机量大的州 具有高度重合性，这也侧面说明新能源发电渗透率的提升将加大对储能端的需求。

2.3. 欧洲市场：用户侧户用储能蓬勃发展

欧盟是最早提出要大力发展可再生能源的世界主要经济体，并且在光伏和风电领域 进行大力推广，与之配套的储能在过去几年中装机量稳定上升，而这其中家用储能一枝独 秀保持了较高增速。过去几年中欧洲部分国家已经陆续推出扶持储能发展的相关政策，我 们认为伴随光伏装机在欧洲多国快速上升，未来对配套储能市场需求将保持高增速，欧盟 储能协会预测，为实现当前 100%可再生能源目标，欧洲地区 2030 年对分布式储能系统 的需求将达 900GWh，2050 年需求将达 1600GWh，储能前景可期。

根据欧洲储能协会披露的数据，欧洲家用电池储能（BESS）市场规模在过去不断扩 张，目前欧洲住宅（家用）用光伏仅有 7%有装配配套储能机站，包括德国在内的数个欧 洲国家均已提出在未来要大力提升与光伏搭配的家用储能电站，家用光储能配套市场空 间广阔。以德国为例，2019 年德国贡献了欧洲家用储能新增装机的 66%（496MWh），而 在同年德国光伏装机量达 4GW，占欧洲新增装机的 24%。相关研究显示，截至 2019 年德 国累计装机 2.1GWh，其中约三分之二为家用电池储能，德国每套住宅用光伏配套储能系 统电量约为 8KWh。此外，德国各州/地方政府也积极出台针对储能的激励补贴政策，直 接推动了储能市场在德国的快速发展。

从储能市场终端增量来看，德国在 2013-2019 年间储能装机增量主要来自住宅侧（家 用）和大规模储能设施项目；从市场份额来看，2019 年德国家用储能市场龙头为 Sonnen， 该公司是欧洲领先的分布式能源存储供应商，其在 2019 年 2 月被石油巨头荷兰壳牌全资 收购。

2.4. 非洲市场：微电网应用广泛,增量空间广阔

南非蓝海市场即将启动。2019 年南非电力生产超过 80%来自于煤炭，属于高碳电网， 而进入 21 世纪后南非多次发生“能源危机”也导致当局制定了明确的低碳化电网目标： 预计到 2030 年南非电网电力生产有 38%来自可再生能源，其中 11%来自光伏，15%来自 风能。考虑到非洲大陆得天独厚的日照条件以及相对落后的电网基础设施，发展分布式光 储/风储一体化储能系统符合南非的能源发展目标。

南非国有电力供应商 Eskom 于 2019 年公开招标 1.4GWh 的电池储能项目，计 划在 2021 年底前完成全部装机，目前项目正在稳固推进中，已完成第一阶段 800MWh 的装机目标。我们认为未来非洲储能市场潜力十足，分布式光伏的发展将加速对户 用/商用电池储能的需求，预计公司非洲业务将保持增势。

3. 空间测算：全球 2025 年新增装机有望达 172GWh，5 年复合增长 75%

3.1. 中国：2025 年新增装机有望达 45GWh，十四五 CAGR=70%

发电侧，新能源发电并网需求是核心驱动力。我们预计 2020-2021 年间国内各省陆续 出台的政策性新能源配储要求是未来 5 年发电侧储能的重要推力。目前虽然发电侧配储 会一定折损新能源电站的收益率，但随发电侧储能在竞争性配置、核准并网、保障利用时 长、辅助服务补偿考核等方面获得资源倾斜，价格机制逐步厘清，成本得到合理疏导，渗 透率提升，预计 2021-2025 年渗透率分别为 10%/16%/23%/32%/40%。考虑到参与调峰（容 量型）与调频（功率型）拓宽收益的需求，平均功率配比与容量时长亦得到提升，2021- 2025 年分别为 14%/15%/16%/17%/18%和 1.6/1.7/1.8/1.9/2.0 小时。同时，为提升新能源发 电质量、提高电网消纳能力，储能亦会在存量未配储装机中渗透，预计渗透率 1.0%/2.0%/3.0%/4.0%/5.0%，对应 2021-2025 年新增电网侧装机 1.9/4.4/8.6/14.4 /21.9GWh。

电网侧，新型电力系统对储能需求有望超预期增长。电网侧储能指广义上的受电网 统一调度、参与系统全局优化的储能系统。我们从电力辅助服务市场的角度测算电网侧储 能需求。根据国家能源局公布的 2019 年上半年辅助服务市场情况通报，全国除西藏外 31 个省参与电力辅助服务补偿费用共 130.31 亿元，占上网电费总额的 1.47%。若将辅助服 务市场的需求全部归一化为度电量，预计 2019 年辅助服务市场总需求（按度电计算）占 全社会用电量的 1.5%（表中辅助服务需求占比），约 939 亿千瓦时，对应 2.57 亿千瓦每 日，即 257GWh。结合 2019 年电网侧储能装机 0.446GW（约 0.9GWh，含火储调频），换 算等到储能渗透率约 0.35%（绝大部分服务仍是由火电机组提供）。未来以新能源为主体 的新型电力系统中，新能源大规模接入及火电的退出，发电端的波动急剧变大，电网对灵 活调节资源的需求大幅上升，推动辅助服务需求，预计 2021-2025 年辅助服务需求占比 2.1%/2.5%/2.9%/3.3%/3.9%。同时，因为碳达峰目标下火电机组逐步退出，储能在辅助服 务市场中的渗透率亦得到提升，预计 2021-2025 年 1.41%/2.41%/ 3.91%/ 5.41%/ 6.91%。对 应 2021-2025 年新增电网侧装机 2.7/6.2/11.2/15.0/21.0GWh。

用户侧，工商业储能盈利模式更优。考虑到用户侧峰谷价差扩大、电力需求响应机制 及电力现货市场建设完善，工商业用户储能经济性提升，市场化需求逐步释放，预计 2021- 2025 年独立用户侧储能增速 20%/20%/30%/30%/30%。分布式新能源由于并网压力较小， 且目前缺乏明确的商业模式获取稳定收益，渗透率低速增长，且低于集中式新能源，2021- 2025 年 渗 透 率 4%/5%/7%/8%/10% 。 合 计 用 户 侧 2021-2025 年 新 增
0.35/0.54/1.08/1.50/2.00GWh。

2025 年中国新增 45GWh，对应市场规模 499 亿元。综上所述，预计 2021-2025 年中 国 新 增 电 化学 储能 5/11/21/31/45GWh， 十四五 新增 装 机 CAGR=70%， 系 统 单 价 1.5/1.4/1.3/1.2/1.1 元/Wh，市场规模 74/156/272/366/499 亿元，十四五 CAGR=57%。

3.2. 全球：2025 年新增装机有望达 172GWh，5 年 CAGR=75%

2025 年全球新增 172GWh，对应市场规模 2370 亿元。发电侧，由于国外集中式新能 源没有政策性配储要求，主要以市场化与补贴政策驱动，我们预计渗透率增长将略低于国 内，预计 2021-2025 年新增装机渗透率分别为 13%/19%/27%/35%/43%，功率配比与容量 时长水平和国内相同。存量装机渗透率 1.0%/2.0 %/3.0 %/4.0 %/5.0 %，合计新增装机
6.8/14.0/28.1/45.1/68.1GWh。电网侧，由于全球范围内辅助服务市场建设完善的国家相对 少，因此辅助服务需求比例将低于国内，2021-2025 年需求比例 1.1%/1.5%/1.9%/2.3%/2.9%。 渗透率方面我们假设相同。 2021-2025 年合计新增装机 6.6/16.6/31.8/44.0/68.0GWh。用户 侧，由于国外电价高且电力交易市场化程度高，用户侧储能经济性较高，发展也较快。假 设独立储能增速与国内相同（发展快体现在高基数），分布式新能源储能渗透率大幅高于 国内， 2021-2025 年分别为 22%/27%/32%/37%/42% 。 2021-2025 年 合 计 新 增 装 机 5.7/8.6/20.9/27.6/35.8GWh。

综上所述，2021-2025 年全球新增电化学储能 19/39/81/116/172GWh，五年新增装机 CAGR=75%，系统单价（测算下高于国内 25%-30%）1.95/1.82/1.63/1.50/1.38 元/Wh，对 应市场规模 372/714/1313/1746/2370 亿元，五年 CAGR=61%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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