储能行业的深度分析（储能行业深度研究）

（报告出品方/作者：民生证券，邓永康、叶天琳）

01 储能：解决电力供需不平衡问题，锂电将是未来主流

配置储能本质为解决新能源占比提升带来的电力供需不平衡问题

能的本质是为了解决供电生产的连续性和用电需求的间断性之间的矛盾，实现电力在发电侧、电网侧以及用户侧的稳定运行。

表前（发电侧 电网侧），随着传统发电方式逐渐被新能源发电取代，风光装机不断增长，弃风弃光问题随之而来。同时随新能源装机占比持续提升，发电 设备总体的间歇性和不稳定性增强，调峰调频需求愈加强烈。储能为解决弃风弃光&调峰调频需求的有效方案。

表后（工商业 户用），储能通过对于电能在时间维度上的调度进行削峰填谷/峰谷套利，可平滑需求 为终端用户节省用电成本。

储能发展趋势

目前中国储能仍然以抽水蓄能为主，电化学储能发展势头良好。截至2020年，电化学储能装机量占比为7.5%，累计装机规模达到14.2GW，同比增长49.6 ％。电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。电化学储能中，锂离子电池占比最大，其中再以磷酸铁锂电池为最主流的锂离子电池形式。截至2020年底，电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最 大，达到了13.1GW，电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。 中国、美国和欧洲占据了全球电化学储能市场的主导地位，2020年三者新增投运装机量占全球电化学新增投运总规模的86％。

02 中国：弃风弃光电量提升，发电侧配储为最大增量

发电侧储能旨在解决2%弃光率以及参与调峰服务

截止2021年，全国弃风弃光电量上网价值达100亿元，亟待通过储能解决。2021年全国光伏发电量同比增长25.1%；平均弃光率为2%，与2020年持平。 风电发电量同比增长40.5%，弃风率3.1%。弃电总量约为267.48亿KWh，较2020年增长约22.7%。由于新能源发电量大幅上涨，弃电量将在未来一段时间 保持上升趋势。储能系统通过对谷时发电的存储并在峰时放电，可以有效降低弃光率。

剩余容量应用于电网调峰也是配储重要应用之一。新能源配储容量往往大于其解决弃风弃光所需要的容量，因此剩余容量可用以参与市场化调峰辅助服务， 提升储能利用率。通过在电网负荷低时充电并在负荷高峰放电，起到削峰填谷作用，缓解电网压力。 此外，发电侧储能还具有平滑输出曲线的作用，缓解电网负担。光伏发电具有较强的不稳定性，其功率变化速度较快，通过储能系统的不断充放，削弱其发 电功率的剧烈波动，从而使得输出曲线更加平滑，有利于电网进行预测调度。

宏观、地方政策辅助新能源发电配储快速铺开

目标&框架：2021年7月发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了未来几年的装机量目标。其中指出到2025年，装机规模 达到30GW，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能向全面市场化发展。 内容方面，《意见》要求大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展。篇幅与表述方式上体现出电源侧 储能为当前建设重点。

管理规范：2021年9月国家能源局印发《新型储能项目管理规范（暂行）》。2021年10月国家能源局、国家市场监督管理总局印发《电化学储能电站并网 调度协议示范文本(试行)》。两份文件为新型储能项目的开展和实施提供了更加具体的规范要求和法律依据。

地区落实：截止2021年底，全国已有21个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规制性配储能比例以及配储时长。3个省份出台鼓励配 储政策。综合来看，平均配储比例约为10%，配储时长约为2h。其中，全省或部分地区要求配储的省份2021年风电光伏装机量达到全国风光装机量的 81%，为储能装机量增加的主要来源。

2022-2025年储能装机需求高增， 新能源发电装机规模CAGR14.5%

假设：中国光伏发电2022-2025年新增装机量分别为80、100、120、140GW，风电新增装机分别为52、54、56、58GW。随规制配储的不断推广，更多省份 将在全省或部分地区推出配储政策，由此预计在未来2年新增风光装机量中，全省规制配储省份对应风光装机占总量比例分别达到60%，70%，部分地区要求省份 所占风光装机量达20%，鼓励配储地区风光装机量占10%。 短期随政策推行，预计2022、2023年发电侧配储功率比例为10%，充电时长为2小时，长期随成本下降带来的经济性提升，2024、2025年平均配储功率比例预 计达到12%、20%。

03 美国储能市场高增， 表前市场为主要来源

美国装机量快速提升，2018-2020装机量CAGR118%

美国储能装机量中，表前市场占比最高，2020年装机功率占比约为75%，装机容量占比约为74% 。美国国会于2018年通过FERC 841号法案，允许电池储能系统加入调频辅助服务市场，在此之后表前储能装机量快速提升。随着盈利模式不断清晰，2018年-2020 年表前储能装机分别达到了0.75、1.03、3.57GWh。（报告来源：未来智库）

表前装机高增原因1： 美国电力高度市场化，电网基础薄弱

美国电价完全由市场供需决定，因此各地电价差异较大，不同季节之间、同一季节内峰谷价差同样很大。平均电价在0.18（谷）-0.64（峰）USD/KWh之间。光伏 PPA （协议购电）电价平均在0.35-0.44USD/KWh之间。

全美电网共由8个区域电网组成，西部，东部则形成了电网联盟，加上德州电网，形成了目前美国3大电网的格局。3大电网互相之间电力调度通过市场化交易，资源调 配效率低下，在遇到自然灾害等极端情况下部分地区电价则会因为电力资源稀缺而飙升。 在3大电网下，还存在着CAISO、SPP、ERCOT、MISO、PJM等区域性电力调度中心，分别负责部分地区各自的电力调度，并对电价进行管理。

表前装机高增原因2： 电力供应缺陷以及环保要求推动新能源发电发展

020年美国集中式光伏装机量达到19.72GW，2020年风电装机达到14.68GW（EIA统计数据）。 预计2022-2025年光伏装机达28、36.4、47.3、61.5GW；截至2025年，风电仍有62GW的装机量即将部署（2021年9月数据）。

表前装机高增原因3： ITC投资免税额度助力新能源配储成本降低

光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30%。 ITC的免税对象为光伏设备以及配储建造过程中产生的VAT（增值税），ITC补贴对象要求建设时间短于3年，并将视建设情况分3年退还VAT。该项政策已延长10年，因 此更加凸显近几年是投资新能源的高峰期。光伏设备配套的储能设施可以作为光伏设备的一部分同样享受ITC，可以有效降低储能电站的成本。

美国2022-2023表前装机量CAGR110%

022-2025年光伏装机量分别达到28.0、36.4、47.3、61.5GWh，风电装机量预计分别为18.3、19.1、19.9、20.7GW。由于美国储能时长经济性突出，因此 预计储能渗透率未来四年分别达到40%、60%、65%、68%。以100%功率配比以及3.1、3.2、3.2、3.2h对应充放时长，测算得2022-2025年装机量分别达 14.36、26.63、43.01、78.93 GWh。

未配储存量装机需求方面2022-2025年分别有65.42、105.80、149.80、199.06 GW发电装机存在配储需求，其渗透率预计分别达到2%、3%、3%、5%。由 于2024年后储能成本有望大幅下降，因此2025年渗透率大幅上升。以同样得功率配比以及时长进行配置，测算得2022-2025年存量调峰装机量达4.06、10.25、 14.47、31.99GWh。

调频装机方面，2022、2023年装机量达2.82、3.37GWh。新能源的不断增多为美国带来了更高的调频需求，因此其保持每年40%的增速。 2022-2025表前装机量达18.36、40.25、61.56、115.92GWh，其中，22-23年CAGR110%。

04 表前表后双侧同步发力，澳洲储能装机蓬勃发展

能源转型推动储能项目官宣，表前装机规模井喷式增长

大利亚政府为填补未来火电厂关闭导致的10GW以上的空缺，推出一系列利好政策促进电网侧储能，缓解供电压力。为实现碳减排，正在从火力发电向以可 再生能源为主转型，如ARENA（澳大利亚可再生能源局）预留了1亿澳元用来资助电网侧的储能电池；AEMC（澳大利亚能源市场委员会）也降低了电池储能 系统进入市场的成本，来促进储能的发展。 澳大利亚州政府和开发商积极合作，大力推进表前侧大规模储能电站项目的建设，使得表前装机规模呈现井喷式的增长。

高电价、补贴齐推动，总体储能装机CAGR116%

高电价使得住宅储能装机量持续增加。2021年澳大利亚的各州平均户用购电价格为52.2USD/MWh，到2022年初，上涨至56.8USD/MWh，高电价使得住宅储能 装机量持续增加。

各州的补贴和优惠使得2022年以后表后装机持续增加。新南威尔士州政府的免息贷款、澳大利亚首都行政区政府825AUD/KWh的补贴、南澳政府的补贴（最高 4000澳元）和低息贷款使得表后储能在储能市场占比进一步增加，在2021年达到了50%左右，各州的补贴和优惠使得2022年以后表后装机持续增加。

极端气象频繁及电网不完善促进储能装机量持续增加。澳大利亚人口分散，电网基础设施不完善，风暴火灾等极端气象日益频繁，因此，表后光伏 储能的模式能 够有效缓解夏季高峰时段的用电压力。

疫情影响减小促进储能装机量增加。2022年以后疫情的影响减小，经济回温，疫情好转促进表后的装机规模增长。 众多大型储能项目启动，澳大利亚表前储能装机规模年均增速有望超100%。预计2022-2025年表前储能装机量为3.30、6.30、10.34、18.31 GWh。

21-23户用翻倍增长，总体CAGR116%。预计2022-2025年户用储能装机规模为2.08、4.22、6.32、10.67GWh，2021-2023年CAGR约为118%；总体储能装机 规模分别为6.18、12.13、19.56、34.73 GWh，总体储能装机在2021-2023年CAGR约为116%。

05 德英领跑欧洲市场 ，表前表后储能两开花

英国领跑欧洲表前，政策推动储能部署

英国引领欧洲表前储能市场的发展。欧洲作为一个重要的储能市场，计划2030年碳减排55%，因此，表前表后市场都不容忽视。据ESEA统计，2020年德国和 英国的新增装机规模占欧洲将近80%，为欧洲最主要的两大市场。其中，英国引领表前储能市场的发展，德国引领表后市场。

净零目标引发英国储能需求，进而促使装机规模持续高速增长。英国是欧洲最大的表前市场。英国政府制定了2050年净零碳排放目标，到2050年将会有30GW 的短期储能需求。

政策部署促使英国继续引领欧洲表前市场，持续高速增长。英国部署了一系列政策降低表前大规模储能项目的时间和经济成本，推进大型储能项目和独立储能 电站建设，储能装机规模向着大容量发展。随之而来的是英国未来准备建设的大型储能项目 1.8GW，通过批准的项目 6.9GW， 正在计划中的项目 6.2GW，总 容量达14.9GW，表前装机规模高速增长。

德国领跑欧洲表后，屋顶储能装机欣欣向荣

高电价促进德国户用装机规模高速增长。德国是欧洲最大的表后市场，高电价促使屋顶太阳能 储能这种自给自足的模式迅速发展。

各州的政策补贴和优惠促进表后装机。德国的EEG-2021附加税减免、Bavaria的“Energy Bonus Bavaria”计划与补贴、柏林的“EnergiespeicherPLUS”计 划、Lower Saxony的补贴等政策均有效提升表后经济性，促进储能装机规模的迅速增长。

欧洲表后储能装机高速增长，总规模22、23年年均约2倍增速

欧洲表前装机规模21-23年将会迎来快速增长 。由于各国储能优惠政策的实施，尤以英国部署了一系列政策，推进了大型储能项目和独立储能电站建设，领 跑欧洲表前市场，经测算，预计2022-2025年欧洲表前储能装机规模分别为4.00、7.91、13.93、33.95 GWh。

欧洲表后储能装机规模高速增长，总体储能装机规模21-23年CAGR约81%。表后以德国为领跑对户用储能装机推出一系列补贴政策，预计2022-2025年表后 装机规模分别为3.50、6.43、11.12、20.12 GWh；欧洲2022-2025年表前表后总计新增分别为7.51、14.34、25.05、54.07 GWh，其中，2021-2023年 CAGR约81%。

06 储能市场商业模式：海外经济性跑通、国内政策推动为主、表后具备渠道溢价

海外表后价格承受能力高，推升上游盈利水平

海外表后户用电价居高不下，拥有更高价格承受能力。 海外户用电价居高不下；户用光伏 储能成本总体走低 。在美国市场，纯电网购电，相较光伏配储发电自用，成本高出约30%。在德国市场，户用电价居高不 下，2021年达到了31.9欧分/KWh（约2.3元/KWh），较光伏 储能的度电成本高出2倍以上。配备储能后，光伏系统可向家庭用户提供更稳定的电力供应，减 少对于市电的依赖 确保电力节省的可持续性，下游有意愿为家用光伏配储。 表后工商业用电经济性原理与户用相同，企业在用电成本降本的情况下即有意愿配置光储设施。海外表后用户对于价格的敏感性较低，上游制造端的利润空间 相对较高。

海外表后市场更具先发优势

蓝海战略抢占户用市场，品牌先发更易建立口碑。海外的表后市场受经济性驱动，需求年均增速翻倍以上，属于蓝海市场。行业快速增长下，打入市场所需宣传推广的 成本相对更小，更容易建立口碑。

户用市场成为最优选择，先发优势缔造行业壁垒。2C模式构筑行业壁垒，已有口碑的企业具备顾客粘性，外来新品牌进入该市场至少需要2-3年的时间进行宣传推广以 构筑品牌。即使日后竞争使得产品趋同，在相同的条件下，顾客依然更偏好有口碑的品牌，先发优势明显。

先发优势竞争压力小，销售渠道更易建立。储能设备企业进入海外表后市场，一般通过经销商-安装商进行销售，即利用销售渠道进行品牌推广。先发使得市场竞争压 力小，能够优先选择渠道商，建立稳定的销售渠道。如德业、固德威较早进入海外户用储能领域，通过贴牌等方式成功建立销售渠道，目前占据表后市场优势地位。（报告来源：未来智库）

海外表前市场性能与技术成为核心要素

海外表前市场认证及渠道壁垒高，技术&设备性能为核心竞争要素。 海外市场对于储能设备的认证过程严格、对于产品质量的要求极高。其中，认证过程往往长达半年以上，且对于设备的性能要求极高，否则企业可能面对巨额罚 款。因此这是进入海外储能市场在设备本身上最大的壁垒。部分国内储能设备生产商在美国遭遇瓶颈即因为未能通过认证或存在产品性能续表现象，不得不面对 赔偿甚至退出美国市场的窘境。因此过硬的产品品质是竞争的核心要素之一。

储能技术积累凸显竞争优势。随着新能源行业的发展，清洁能源的日益增多，光能、风能等能源的存储对储能技术尤其大规模储能技术提出了更高的要求。表前 市场大规模电站的建立、众多项目都对储能技术的积累提出了要求。储能电站的性能通常由以下四个维度决定：电量指标、能效指标、可靠性指标、运维费用指 标，其对应的最关键部件是PCS以及电芯，因此PCS、电芯等部件的性能优势可大幅提升电站关键性能指标从而提升电站在线率，由此获得更多收益。

国内表后市场、表前电网侧具备发展潜力

国内工商业储能市场，对价格承受力高于表前。工商业企业在光储系统LCOE低于用电电价的基础上即有意愿配置光储系统。目前国内光伏配储LCOE约为0.315 元/KWh，低于几乎全部地区的平时以及峰时电价。终端应用具备经济性，上游组件企业可保有一定盈利空间。

电网侧储能市场更看重储能硬件及软件性能。电网侧储能目前多用于电网调频，调频服务盈利模式明确、经济性凸显，性能优良的调频项目IRR可高达18%，由 于投资方更加看重储能产品的性能，其对于产品的价格敏感性低于发电侧，且极高的内部收益率使得其可以接受更高的价格。

电网侧23年后竞争格局可能恶化。随后续市场化水平提升，高投资回报率吸引新玩家进入，由于调频电站建设 调试需耗时1.5年以上，预计23年后行业格局可 能趋于恶化。

报告节选：

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站

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