报告出品方/作者：东北证券股份有限公司，董瑜

报告综述：

全球储能市场已经具备大规模发展的条件。储能是全球能源转型中不可或缺的环节，搭配储能的可再生能源装机才能实现对传统化石能源装机的彻底取代。随着技术的持续进步与成本的不断降低，电化学储能有望成为未来主要的储能形式。与此同时，储能在电力市场中的定位也逐渐清晰，供电侧、用户侧储能的发展模式均趋向成熟。

供电侧储能：收益机制逐渐清晰，成本传导更加顺畅。近年来美国、欧洲等地区的供电侧储能建设明显加速，顺畅的成本传导机制与丰富的收益来源是推动海外地区供电侧储能市场爆发的主要因素。现阶段，海外供电侧储能的收益来源包括峰谷套利、辅助服务、输配电价、备用电源等，各类主体的投资积极性持续升温。相较而言，国内供电侧储能仍处于发展初期，但近期密集发布的各类政策文件已经明确储能在新能源消纳中的重要地位。我们测算未来十年全国风电、光伏装机增量有望超过1200GW，供电侧储能发展空间巨大。目前，新能源配套储能已逐渐成为各地标配，长期来看电网侧储能亦有望重启。

用户侧储能：经济性逐渐显现，渗透率不断提升。用户侧储能的核心驱动因素为储能系统自身的经济性，即节省的电力费用能否覆盖储能系统的初始投资成本。对于终端电力用户，“光伏+储能”可作为传统电网供电的替代方案，其经济性正逐渐显现，渗透率有望快速提升。目前，海外发达地区的户用储能市场已经率先起步，而国内的用户侧储能机会或将集中在工商业环节。

储能产业链：电池与变流器厂商具备先发优势。电池与变流器是储能系统的核心环节，随着下游市场的逐渐启动，电池厂商与逆变器厂商在储能领域的布局明显加速。由于面对的终端用户不同，供电侧储能与用户侧储能在商业模式上存在一定差异，整体上看供电侧储能的价格竞争更为激烈，用户侧储能则更加依赖经销商/安装商渠道。

1.全球储能市场已经具备大规模发展的条件

1.1.储能是全球能源转型进程中不可或缺的环节

1.1.1.长期减排目标确立，能源转型任重道远

2020年下半年以来，全球主要经济体陆续提出长期“碳中和”目标，减排已成全球共识。2020年9月，在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出2030碳达峰、2060碳中和的目标，欧盟领导人则于12月欧盟冬季峰会上就2050年前实现碳中和的减排目标达成一致，美国总统拜登也在此前的竞选纲领中提出争取在2050年前实现碳中和。从设定的时间节点来看，全球主要经济体实现碳中和的时间仅剩30-40年，减排进程急需加速。

能源转型是各经济体实现长期碳排放目标的必经之路。化石能源的使用是全球碳排放的主要来源，根据国际能源署（IEA）的统计，2019年石油、煤炭、天然气等传统化石能源在全球一次能源消费中的占比仍高达85%，可再生能源的占比仅为10%。而若想在2050年实现净零排放，可再生能源的消费占比需提升至30%左右，能源转型任重而道远。

为了实现能源转型，全球电气化率与可再生能源发电占比仍需大幅提升。一方面，为了减少化石能源的使用，工业、交通、供热等各领域的电气化水平需进一步提高。根据国际可再生能源署（IRENA）的测算，为实现减排目标，2050年电力在终端能源消费中的占比需从目前的不到20%提升至接近50%。另一方面，在电力装机结构中，光伏、风电等可再生能源将逐渐取代传统的火电装机。2019年，可再生能源在全球发电量中的占比约为26%，未来这一比例需提升至70%乃至更高。

1.1.2.储能是全球能源转型的必需环节

随着全球电气化程度的提升，储能将在电力系统中发挥更加重要的作用。与石油、煤炭等传统的化石能源不同，电力的生产与消费需要同时进行，能量无法直接以电能的形式进行储存。因此，当发电端的输出与用电端的负载不匹配时，电力系统的稳定性将面临挑战，此时就需要储能系统通过充电或者放电的形式进行调节。

搭配储能的可再生能源装机才能实现对传统化石能源装机的彻底取代。传统的火电装机可根据电网的要求调节自身出力，而风电、光伏则具有天然的间歇性与波动性，因此仅靠可再生能源自身难以实现对传统化石能源装机的彻底取代。近年来，全球风电、光伏等可再生能源的装机占比与发电占比持续提升，对电力体系的冲击也愈加明显。因此，“可再生能源+储能”才是未来的终极解决方案，可在减少碳排放的同时维持电力系统的稳定性与可靠性。

1.2.储能技术日渐成熟，成本持续下降

1.2.1.电化学储能有望成为未来主要的储能形式

电力系统中的储能通常可分为物理储能与化学储能两大类。其中，物理储能是将电能转化为机械能（势能、动能）进行储存，例如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；而化学储能则是将电能转化为化学能，主要包括各种电池储能方案，例如锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池等。

电化学储能发展加速，有望成为未来主要的储能形式。目前抽水蓄能是全球电力系统中主要的储能形式，根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2020年底，全球已累计投运电力储能项目189.8GW，其中抽水蓄能的占比为90.9%，电化学储能占比仅为6.9%。虽然抽水蓄能规模大、寿命长、技术成熟，但只有具备特定自然地形条件的地区才能进行建设，因此持续增长的电力储能需求仍需由其他的储能形式进行填补。从新增装机情况来看，近年来电化学储能已成为主流，2012至2020年全球电化学储能装机由不到1GW提升至超过13GW，贡献了全球电力储能装机的主要增量。

1.2.2.成本、技术进步助推锂电池储能大规模发展

在各类电化学储能技术中，锂电池储能在循环次数、能量密度、响应速度等方面均具有较大的优势，但此前高昂的成本制约了其在储能领域的大规模应用。近年来，随着产能规模的持续扩张，全球锂离子电池的成本快速下降。根据彭博新能源财经（Bloomberg NEF）的统计，2020年全球锂离子电池平均价格已降至137美元/千瓦时，较2013年下降近80%。伴随着成本的不断下降，锂电池储能的应用空间已经打开。根据CNESA的初步统计，2020年锂电池在电化学储能在运装机中的占比已从2016年的65%提升至90%。

在成本下降以外，近年来针对储能的锂电池技术也取得了较快的进展。相较于动力电池，储能电池对能量密度的要求相对较低，对于循环寿命与安全性的要求则相对较高。若假设新能源汽车的使用寿命为5-8年，则动力电池的循环寿命只需达到1000-2000次，而储能电池的充放电更为频繁，如果想实现十年以上的运行周期，则电池的循环寿命需超过3000次。因此，应用于储能领域的锂离子电池往往需要进行针对性的设计研发。近年来，不少海内外锂电池厂商已在储能领域取得较大突破，生产的储能专用锂电池能够实现5000次以上的循环寿命。例如宁德时代已宣布研发出可实现1500次循环内“零衰减”的储能专用磷酸铁锂电池，其单体循环寿命可达1.2万次。

综上，我们认为当前锂电池储能发展的条件已经基本成熟，锂电池成本的不断下降与技术的持续进步将助力其在储能领域更大规模的应用。

1.3.储能发展模式逐步清晰

1.3.1.收益与成本的不匹配是储能大规模发展的主要挑战

虽然从整个电力系统的角度出发，储能是能源转型过程中必不可少的环节，然而在传统的电力体制下储能的定位并不明确，这在极大程度上制约了储能规模化的发展。储能既可作为电力的提供者，又可作为电力的消费者，在电力体系的各环节均可发挥作用。例如在发电侧，储能可用于调峰调频或作为备用电源；在电网侧，储能可缓解电网阻塞、降低输配网络投资；在用电侧，储能可降低用户的综合电费支出，提升用电的可靠性。因此，储能为电力系统带来的收益体现在多个环节、涵盖各个方面，但在目前的电力体制下储能系统通常只被定义为功能单一的主体，无法为其发挥的多种功能进行足够的补偿。换言之，承担储能成本的投资方往往不是储能收益的享受者，因此配置储能的积极性较弱，例如可再生能源开发商是储能系统的投资者，收益却主要由电网环节享受（可再生能源发电的波动性减弱，对电网的冲击降低）。

因此，若能通过合理的机制设计使储能系统的收益与投资成本相匹配，各环节投资储能系统的积极性有望被调动，储能市场的空间将快速打开。近年来，各国陆续对传统的电力体制进行了改革，明确了储能在电力市场中的定位与收益来源，储能的发展模式逐渐清晰。以美国为例，2011年联邦能源管理委员会755号法令（FERC Order No.755）要求各区域输电组织（RTO）以及独立系统运营商（ISO）放开对储能项目参与调频服务的限制并为其服务提供合理的补偿。2018年，联邦能源管理委员会841号法令（FERC Order No.841）进一步要求RTO与ISO移除储能参与容量市场、能量市场、辅助服务市场的障碍，给予储能平等的市场地位。

1.3.2.“新能源+储能平价”是未来的长期方向

如前所述，风力、太阳能发电的不稳定性是配置储能的重要原因，因此长期来看新能源发电侧需要承担一定的储能成本。在初期，由于新能源的度电成本尚不能与传统化石能源竞争，各国往往采用固定电价全额上网的形式鼓励新能源的发展。随着技术的进步，过去十年间风电、光伏的发电成本已有巨大的下降。根据IRENA的统计，2019年光伏、陆上风电、海上风电的平均度电成本分别为0.068/0.053/0.115美元/kWh，较2010年下降82%/38%/29%，已经达到与传统化石能源相当的区间。

1.4.供电侧与用户侧储能均衡发展

综上所述，我们认为全球范围内储能大规模发展的条件已经具备。根据储能系统所处环节的不同，可将其分为供电侧（Front-of-the-Meter）以及用户侧（Behind-the-Meter）两大类，其中供电侧主要包括发电侧储能与电网侧储能，用户侧则可分为户用储能与工商业储能。据第三方研究机构IHS Markit统计，过去几年新增储能装机中供电侧与用户侧的比例基本相当，大致为60:40。

供电侧储能与用户侧储能在投资主体、收益来源、商业模式等方面存在较大差异，因此以下我们将分别探讨海内外供电侧、用户侧储能的发展现状与驱动因素。整体上看，供电侧储能发展的核心在于电力机制的设计与储能成本的传导，用户侧储能的主要驱动力则是储能系统自身的经济性。我们认为目前供电侧储能与用户侧储能的发展模式均已较为成熟，未来两者有望保持均衡发展。

2.供电侧储能：收益机制逐渐清晰，成本传导更加顺畅

2.1.海内外供电侧储能发展的背景存在较大差异

如前所述，收益与成本的不匹配是制约储能大规模发展的主要问题之一，需要通过合理的机制设计加以解决。目前部分海外发达地区的供电侧储能发展模式已经较为成熟，这与其电力发展阶段、市场化程度以及市场参与主体密切相关。考虑到目前国内电力体系与海外发达地区存在较大差异，短期内国内供电侧储能的发展模式仍有待进一步明确。但长期来看，我们认为海外地区的发展经验可以作为一个有价值的参考，预计“十四五”期间国内供电侧储能的机制将逐步成熟，行业有望实现长期可持续的发展。

2.1.1.海内外电力发展阶段存在差异

从所处发展阶段来看，海外发达地区的电力体系与国内存在较大差异，首先体现在电力总需求上。根据BP的统计，2008年金融危机后海外发达地区的电力需求增长已陷入停滞，1985年至2008年OECD国家的发电量年均增速超过2%，而此后十年间OECD国家的总发电量基本没有变化。与之相对，非OECD国家的总发电量在2008年金融危机后仍然保持了超过5%的平均增速，甚至略高于金融危机前的增速。

在电力需求增长停滞的背景下，近年来发达地区的部分火电机组开始逐渐退役。美国、欧盟（28国）的火电总装机量分别于2011、2012年达到峰值，此后开始逐步下行，与此同时风电、光伏等新能源装机则开始加速。换言之，在这些发达地区，近年来电力的总供给已经趋于稳定，变化主要体现在结构上，即新能源装机对存量火电装机的替代。而如前所述，只有搭配储能的新能源才能实现对传统化石能源装机的彻底取代，因此海外发达地区的电力系统对储能的需求更加迫切。

与海外发达地区相比，目前国内的电力供给处于相对过剩的状态。“十二五”及“十三五”期间，国内火电装机仍然保持较快增长，新增火电装机量分别达到2.71/2.39亿千瓦，在新增电力装机总量中的占比分别为53%/35%。随着火电装机量由2010年的7.10亿千瓦增长至2020年的12.45亿千瓦，其利用小时数则从超过5000小时一路下滑至2020年的4216小时。因此，与海外发达地区相比，国内新能源装机主要体现在增量，还未到替代存量火电装机的阶段，配置储能的必要性相对较弱。

2.1.2.海外发达地区电力市场化程度较高

除了发展阶段不同，海外发达地区电力市场化的程度也明显高于国内。欧洲、美国等发达地区的电力市场化进程起步于上世纪九十年代，目前在发电侧与用电侧均已实现较高程度的市场化。而国内的电力市场化改革在“十三五”期间才开始加速，2015年3月国务院下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改“九号文”）奠定了“管住中间、放开两头”的基调，要求输、配电以外的环节逐步实现市场化竞争。

在海外发达地区市场化的电力体制下，发电侧的成本能够从电力批发市场较为顺畅地传导至终端电力用户，因此储能增加的额外成本将由发电企业、电网企业以及电力用户共同承担。而在国内目前的电力体制下，供电侧的储能成本基本上只由发电企业承担，2019年电网企业明确规定储能投资不纳入输配电价（电网侧不承担储能成本），2018-2020年政府工作报告则是连续三年提出降低一般工商业平均电价的具体量化要求（用户侧不承担储能成本）。

2.1.3.海外大型电力集团的一体化程度更高

最后，从业务结构来看，海外大型电力集团往往同时涉及发电、输配电、售电等多个环节，一体化程度相对较高。根据美国能源信息署（EIA）的统计，虽然电力市场化改革以来独立发电商（IPP）的装机容量及发电量占比持续提升，但2019年公用事业公司（Utility）仍然占据了美国55%左右的装机量与发电量。欧洲的情况也较为类似，法国电力（EDF）、意大利国家电力（ENEL）、德国意昂集团（E.ON）等大型电力集团均同时涉足市场化的发电、售电业务，以及受监管的输配电业务。

在一体化模式下，储能成本与收益的不匹配性很大程度上将被消除。同时涉足发输配售各个环节的大型电力集团既是储能成本的承担者，又是储能收益的享受者。因此，只要储能项目能够在整个电力系统中发挥作用，大型电力集团就有较强的投资动力。而在国内，发电侧与电网侧的界限较为明显，国电投、华能、华电等大型发电集团基本只涉足发电业务，电网企业则覆盖输电、配电、售电环节，供电侧储能成本的承担方存在一定争议。

2.2.海外：收益来源丰富，成本传导顺畅

综上所述，我们认为现阶段海外供电侧储能的发展背景相对更加成熟，已逐渐形成较为清晰的发展模式。美国加州是全球可再生能源转型最为坚决的地区之一，2018年9月加州参议院通过的Senate Bill 100明确提出2030年可再生能源发电占比超过60%、2045年实现100%可再生能源发电的目标。在该目标的驱使下，近年来加州储能市场实现了跨越式的发展，根据EIA的储能项目数据库，截至2019年底加州已累计投运47个电池储能项目（仅包括供电侧及大型工商业项目），项目总功率达255 MW，总装机量为650 MWh，占比超过全美储能装机容量的1/3。而根据第三方咨询机构Wood Mackenzie的初步统计，2020年加州新增储能装机超过2.8GWh，接近全美新增储能装机量的80%，其中供电侧储能的增量约为2.4GWh。因此，以下我们将以美国加州为例探讨海外供电侧储能的发展模式。

我们认为顺畅的成本传导机制与丰富的收益来源是推动加州供电侧储能市场爆发的主要因素。发电侧/电网侧储能项目在加州电力市场中可作为非发电资源（NonGenerator Resource）或需求侧响应资源（Demand Response Resource）参与市场，并通过峰谷套利、辅助服务、备用电源、输配电价等多种方式获取相应收益。

2.2.1.峰谷套利空间提升

随着光伏在电力装机中的占比持续提升，近年来加州的电力供需结构发生了显著改变。近十年来，加州电力结构明显向可再生能源倾斜，光伏贡献了主要的电力装机增量。2010-2019年，光伏在加州电力总装机中的占比由0.2%提升至14.1%，发电量占比则由0.04%提升至13.1%。与此同时，传统的火电机组开始逐步退役，燃气装机的占比由此前的60%以上逐步下降至2019年的50.6%。

在加州高度市场化的电力体制下，电力供给结构的改变直接影响了电力批发市场的价格曲线，主要体现在峰谷价差的拉大。根据加州独立系统运营商（CAISO）的年度统计报告，近年来加州电力系统净负载曲线（总负载减去风电、光伏出力量）的形态发生了明显改变，早晚高峰（光伏发电量小）与午间低谷（光伏发电量大）之间的差距明显变大。2016年电力净负载高峰与低谷之间的差值不到10000MW，而2019年的差值已接近15000MW。与此同时，近年来加州电力批发市场的峰谷价差同样显著拉大，从2016年的约30美元/MWh提升至2019年的约50美元/MWh。

更高的峰谷价差意味着更大的套利空间，有助于提升储能项目的收益。不同于传统的火电机组，风电、光伏等可再生能源的发电边际成本接近于0，因此在光伏发电的高峰期，理论上电力批发市场的电价可以趋向于0。实际上，近年来加州电力批发市场已经常出现负电价的情况，每年五月前后电力现货市场中有10%左右的时间区间内实时电价为负。在市场化的电力机制下，储能项目可通过低电价时充电、高电价时放电的套利策略获取收益，因此日益拉大的峰谷价差有利于储能项目潜在收益率的提升。

2.2.2.电力市场辅助服务价格上升

电力辅助服务是指正常电力生产、输送、使用外，为维护电力系统安全稳定，保证电能质量所需的服务，包括调峰、调频、备用等主要类型。随着风电、光伏等波动性电源对电网的冲击日益加大，近年来加州电力系统的稳定运行正面临越来越大的挑战，燃气机组的逐渐退役则进一步加剧了这个问题。因此，加州电力市场对辅助服务的需求不断增长，2017年起加州电力批发市场中辅助服务的费用已超过1.5亿美元，在总批发电价中的占比提升至1.7%左右。电力辅助服务是加州供电侧储能项目另一个重要的收益来源。如前所述，2011年美国联邦能源管理委员会755号法令（FERC Order No.755）要求各区域输电组织（RTO）以及独立系统运营商（ISO）放开对储能项目参与调频服务的限制并为其服务提供合理的补偿，而加州独立系统运营商（CAISO）是最早落实该法令的ISO之一。目前，加州电力市场辅助服务包括向上调频（Reg Up）、向下调频（Reg Down）、同步备用容量（Spinning Reserve）以及非同步备用容量（Non-Spinning Reserve）四种类型。CAISO每天会计算所需的辅助服务容量，提供辅助服务的市场主体可在日前市场或实时市场进行竞价，并以最终的出清价格获得补偿。相较于燃气机组，电池储能在爬坡速度与调节精度上具有较大优势，因此一般用于提供收益更高的调频服务。随着辅助服务需求的不断增长，近年来各类辅助服务的平均出清价格呈明显上升趋势，储能项目的收益亦有望随之提升。

2.2.3.部分储能设施成本可计入输配电价

除了市场化的峰谷套利、辅助服务收益，加州大型公用事业公司的储能设施还可被纳入电网资产，通过政府核定的输配电价收回成本。目前，加州电力系统主要由大型私营公用事业公司主导（Investor-Owned Utility，IOU），公用事业公司在加州总发电量中的占比约为40%，在售电量中的占比则接近90%，其中PG&E、SCE、SDG&E三家大型IOU的占比就超过60%。这些涵盖发输配售各个环节的大型公用事业公司既是供电侧储能成本的承担者，又是项目收益的享受者。

在“放开两头，管住中间”的电力市场化体制下，输配电环节受到较强的政府监管。为了在能源转型的过程中保持稳定的电网体系，2013年加州立法机构通过了AB 2514法案，直接要求PG&E、SCE、SDG&E三家大型IOU在2020年前采购超过1325MW的储能项目。目前该目标已提前完成，实际的采购量超过1500MW。对于大型公用事业公司，储能设施可作为部分传统输配网络的替代方案，其投资成本可通过政府核定的输配电价进行回收。

2.2.4.储能可作为备用电源获取收益

类似于其他ISO的容量市场，加州电力监管机构CPUC要求电力需求方（Load Serving Entities，LSE，包括各类公用事业公司、售电商等）保有一定量的备用电源，储能设施可作为备用电源的一种。各LSE在采购备用电源时往往通过竞价的方式，按照中标项目的功率按月支付固定费用。根据CPUC公布的采购结果，2018-2022年备用容量的平均价格大约在每月3美元/kW上下。

综上所述，在以加州为例的海外发达地区电力体制下，供电侧储能的收益来源较为丰富，既可通过市场化的峰谷套利、辅助服务获取收益，也通过纳入受监管的输配电环节回收成本。整体来看，海外供电侧储能的发展模式已经较为成熟，各类业主的投资积极性正持续升温。

2.3.国内：储能将成为未来新能源发电“标配”

相较于海外发达地区，我们认为国内供电侧储能仍处于发展初期，相关机制还有待进一步确立。从近期密集出台的各类文件来看，“十四五”期间国内供电侧储能的发展模式正逐渐清晰，短期内新能源强制配套储能或将成为过渡性的手段，长期来看发电侧储能的收益方式将逐渐丰富，电网侧储能亦有望重新起步。

2.3.1.政策定调，储能助力“十四五”新能源消纳

新能源消纳目标确立，可再生能源电力消纳责任权重成为主要引导指标。2021年2月，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》，一次性下达了2021-2030年各地区年度可再生能源电力消纳责任权重。具体而言，文件对各省级行政区域（西藏不作考核）分别设置了总量和非水电两类消纳责任权重，2030年各省将实现统一的可再生能源电力消纳责任权重40%，非水可再生能源的消纳权重则因省而异，但都需在2021年预期完成情况（12.7%）的基础上每年提升1.47%。我们认为非水可再生能源消纳责任权重将成为“十四五”期间各省发展新能源的主要引导指标。

为了实现消纳权重的目标，各省一方面需新增风电、光伏装机容量，另一方面则需通过多种途径促进本省可再生能源的消纳。虽然近年来全国范围内的新能源消纳情况持续改善，但在青海、新疆等新能源大省，风电、光伏的消纳仍然存在一定压力。以全国新能源发电占比最高的青海为例，近两年其弃风、弃光率逆势上行，分别由2018年的1.6%/4.8%上升至2020年的4.7%/8.0%。

政策定调，储能将成为“十四五”期间各省新能源消纳的重要途径。2021年2月26日，国家能源局下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，作为“十四五”期间首份风电、光伏开发建设指导意见，本次征求意见稿对“十四五”期间新能源发展具有重要的定调作用。相较于往年，本次文件的一个重要不同点在于提出了建立多元化的新能源并网消纳体系，主要包括保障性与市场化两种机制。其中，保障性并网是针对各地落实非水可再生能源消纳责任权重所必需的新增装机，该部分由电网企业保障并网。而对于超出保障性消纳规模的项目，则需通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实新增并网消纳条件，随后才可由电网企业保障并网，具体的落实方式包括抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等。因此，对于保障性消纳额度较为紧张的省份，储能的必要性将明显提升。

在上述非水可再生能源消纳责任权重要求下，未来十年全国风电、光伏装机增量有望超过1200GW，供电侧储能发展空间巨大。根据我们的测算，2020年全国非水可再生能源消纳比例约为11.4%，为实现2025/2030年的消纳责任权重目标，十四五/十五五期间全国范围内需新增非水可再生能源发电量8541/11353亿千瓦时。假设新增非水可再生能源发电量中风电、光伏的占比分别为40%/55%（其余5%由生物质能等其他能源形式贡献），风电、光伏的年利用小时数分别为2100/1300小时，则十四五/十五五期间新增风电装机需达163/216GW，新增光伏装机需达到361/480GW。若按照10%/2h的比例配置储能，则未来十年新能源发电所需的新增储能装机量将超过120GW/240GWh，供电侧储能发展空间巨大。

2.3.2.发电侧储能：短期内强制配套为主，市场化是长期方向

2020年以来多地政府、省网公司出台相关文件，要求/鼓励可再生能源发电项目配置一定比例的储能，储能或成“十四五”期间新能源发电标配。据不完全统计，目前对新能源配套储能比例提出具体量化要求的省份已超过十个，大多数省份的储能配置比例在10%-20%之间。

在近期各地下发的文件中，我们认为2021年1月青海省发改委下发的《支持储能产业发展的若干措施（试行）》具有较好的示范意义。在面临较大新能源消纳压力的背景下，青海本次下发的文件对省内“新能源+储能”的发展模式进行了较为明确的指引，具体包括以下四个方面。

强制配套：新建新能源项目配套的储能容量原则上不低于项目装机量的10%，储能时长不低于2小时；

优先保障消纳：确保储能设施的利用小时数不低于540小时，且释放电量无需参加市场化交易；

优化储能交易：配套储能设施可降低新能源发电项目的并网运行管理考核费用，并通过提供电力辅助服务获取相应回报；

地方补贴：两年内给予自发自储设施发售电量0.10元/kWh的运营补贴，使用青海省产储能电池60%以上的项目可额外享受0.05元/kWh的补贴。

短期内国内新能源发电侧储能的收益来源较为有限，预计强制配套将成为过渡性的手段。一方面，目前国内的新能源发电原则上不参与市场化交易（各地实际执行情况存在差异），而是以固定的上网电价全额消纳，储能进行市场化套利的空间较小。另一方面，目前国内的电力辅助服务市场尚处于起步期，电力辅助服务费用难以传导至电网侧与用户侧。从当前各地能监局出台的“两个细则”（《发电厂并网运行管理实施细则》与《并网发电厂辅助服务管理实施细则》）来看，整体思路都是将电力辅助服务费用在各类电源之间分摊。一般而言，火电等出力可调的机组可通过提供电力辅助服务获取补偿，相关的费用则主要由风电、光伏等波动性电源承担。考虑到2018年起终端用户的电价整体上呈下行趋势，目前电力辅助服务市场仅仅是发电侧的“零和博弈”甚至是“负和博弈”。因此，对于新能源发电项目的投资业主，现阶段储能的投资成本较难通过后续运营进行收回，预计各地将主要通过强制配套、优先消纳等外部措施促使项目业主投资储能设施。

长期来看，我们认为“十四五”期间国内电力市场化的进程将持续推进，储能成本在电力体系各环节中的传导将更为顺畅。随着新能源装机占比的提升，电力系统需要的储能设施规模将持续增长，若仅让发电侧承担投资成本既不合理也不现实。通过比较海外成熟电力市场的经验，我们认为供电侧储能成本由电力系统各环节共同承担是长期趋势。事实上，能源局2017年底印发的《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》中也明确提出在2018-2019年“探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助服务分担共享机制”，2019-2020年“配合现货交易试点，开展电力辅助服务市场建设”。此外，在2018-2020年连续三年提出具体的降低工商业电价目标之后（10%/10%/5%），2021年政府工作报告的表述变为“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价”。因此，预计未来发电侧与用电侧的市场化价格传导机制将更加顺畅，一旦“十四五”期间相关政策细则落地，国内供电侧储能项目的收益有望得到提升，储能投资将由“外部因素推动”向“自身经济性驱动”转变。

2.3.3.电网侧储能：“十四五”期间有望重启

国内的电网侧储能的爆发始于2018年，根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的报告，在2018年新增的613MW电化学储能装机中，电网侧储能的装机功率占比达到24%。此外据北极星储能网统计，目前全国已有十余个省市开展了电网侧储能的建设，总项目规模已超1GW。

储能成本暂不计入输配电价，2019年后国内电网侧储能建设暂缓。发改委、国家电网2019年先后下发的两份文件使电网侧储能进入了停滞期。其中，发改委2019年5月正式印发的《输配电定价成本监审办法》明确规定电储能设施不得计入输配电价；国家电网2019年11月下发的《关于进一步严格控制投资的通知》则规定不得以投资、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。

电网“碳达峰、碳中和”行动方案发布，“十四五”期间电网侧储能有望重启。电网是支撑电力系统朝清洁能源转型的重要环节，碳中和目标提出以来电网企业在促进清洁能源消纳上的动作明显加快。2021年3月国家电网、南方电网陆续发布“碳达峰、碳中和”行动方案，其中多处提到储能，充分体现了电网企业对储能的重视，“十四五”期间电网侧储能有望重新起步。

3.用户侧储能：经济性逐渐显现，渗透率不断提升

相较于供电侧储能，用户侧储能的投资主体更为明确，主要为家庭、工商企业等终端电力用户。因此，我们认为用户侧储能的核心驱动因素为储能系统的经济性，即节省的综合用电费用能否覆盖初始的储能系统投资成本。对于终端电力用户，配套储能的分布式光伏可作为传统电网供电的替代方案，其经济性正逐渐显现，预计未来的渗透率将快速提升。我们预计短期内户用储能将在海外发达地区率先起步，而国内的用户侧储能机会则主要集中在工商业环节。

3.1.户用储能：海外发达地区率先起步

近年来海外户用储能行业保持高速增长，发达地区市场率先起步。根据第三方研究机构IHS Markit的统计，2018年以来全球户用储能装机保持每年50%左右的高速增长。2020年前三季度全球户用储能系统出货量已达3GWh，超过2019年全年水平，在疫情的影响下实现了超过40%的增长。从地区分布来看，全球户用储能市场主要集中在欧洲、美国、日本、澳洲等发达地区。我们认为海外发达地区户用储能市场大规模发展的条件已经具备，行业整体的高增速有望持续。

3.1.1.海外发达地区具备安装户用光储系统的基础

海外发达地区独立住宅比例较高，具备安装户用光储系统的基础条件。安装户用光伏系统的前提是拥有独立的屋顶，因此集中居住的公寓一般不具备安装户用光储系统的条件。根据各地区统计机构的普查数据，欧盟/美国/日本/澳大利亚的住户总量中居住在独立/半独立式住宅中的比例均超过50%，以独立住宅为主的住房结构是这些地区户用光储系统大规模发展的前提。

3.1.2.降低综合用电成本是居民安装户用储能的主要驱动力

海外发达地区居民用电成本较高，降低综合用电成本是安装户用储能系统的主要驱动力。从用电量上看，基于国际能源署（IEA）与世界银行的数据口径，2018年全球人均用电量为2938kWh，而欧盟/美国/日本/澳大利亚的人均用电量分别为全球的2.1/4.1/2.5/2.9倍。若只考虑居民用电量，则2018年欧盟/美国/日本/澳大利亚的人均居民用电量分别为1814/4474/2061/2372kWh，分别为同期中国人均居民用电量的2.5/6.3/2.9/3.3倍。

从电价上看，海外发达地区的居民电价也明显高于国内。目前国内居民电价相对较低，主要原因在于工商业用电对居民用电进行交叉补贴。但在全球范围内，由于居民供电涉及到更多的终端配电环节，供电成本较高，因此海外居民用电价格通常显著高于工商业用电。根据Global Petrol Prices的统计，2020年德国/美国/日本/澳大利亚的平均居民电价分别为0.387/0.149/0.284/0.263美元/kWh，为国内同期居民电价的4.6/1.8/3.4/3.1倍。

近年来，海外发达地区终端居民电价呈持续上升趋势。以德国为例，根据德国能源与水务行业协会（BDEW）的统计，2006至2020年德国平均居民电价由0.1946欧元/kWh提升至0.3171欧元/kWh，年均复合增速高达3.5%。与此同时，电力批发市场的价格则基本保持稳定甚至略有下降，居民电价的上升主要是由于输配网络成本与可再生能源附加费的不断提升。日本、澳大利亚的情况也较为类似，过去十余年间居民电价的上升幅度明显高于居民收入的增长。

综上所述，海外发达地区居民用电成本的不断增长将进一步推升户用储能系统的需求。根据EIA的测算，2019年美国居民电价中发电侧成本的占比仅为58%，其余42%的成本来源于电网的输配电环节。搭配储能的户用光伏系统可视为传统电网公司供电的替代方案，减少居民向电网公司的外部购电量，从而避免高昂的输配电费用与可再生能源附加税费，最终降低综合用电成本。在理想情况下，通过配置合适比例的储能系统，居民家庭甚至可实现100%的电力自给自足。

3.1.3.提升供电可靠性是海外户用储能的另一个驱动因素

随着电网系统的日益老化，海外发达地区居民供电的可靠性正经受较大挑战。海外发达地区电网建设的高峰期集中在上世纪八十年代之前，目前已进入集中老化期。根据美国能源部2014年的估计，美国近70%输电线路与变压器的寿命已超过25年，接近设备的使用年限上限。与此同时，随着市场化程度的不断提升，近年来海外发达地区电力体系以追求效率为主要导向，在电力基础设施与系统可靠性上的投入明显不足。因此，近年来海外发达地区的供电可靠性正面临越来越大的挑战，以美国为例，2000年后大型电力事故的发生次数开始明显上升。

近年来，全球各地频发的大型停电事件或成为相关地区居民安装户用光储系统的重要催化因素。据不完全统计，近年来海外发达地区发生的大型停电事故已达十余起，每起事故中波及的居民人数高达数十万乃至上百万。户用光储系统能够在某些极端情况下提升供电可靠性，这或将提高居民对户用光储系统的接受度。例如在2016年南澳大规模停电事件发生后，当地户用储能系统的安装量出现了明显的跃升。

因此，我们认为经济性并非居民用户安装户用光储系统的唯一考量因素，提升用电可靠性也将成为海外户用光储推广的重要驱动因素。换言之，即便节省的电费难以完全覆盖初始投资成本，仍将有部分用户为了保障电力供应的稳定性而选择安装户用储能系统。

3.1.4.前期补贴政策退出，配套储能必要性显现

随着早期补贴政策的陆续退出，海外户用光伏逐渐由“全额上网”向“自发自用”转变。在早期，德国、日本等地主要通过标杆上网电价政策（Feed-in Tariff,FiT）推动户用光伏的发展，即以固定价格全额收购光伏系统所发电量，因此储能系统的必要性不大。随着光伏成本的不断降低，目前海外发达地区户用光伏的早期补贴政策正陆续退出，“自发自用”是未来户用光伏的长期方向。以日本为例，针对户用光伏的FiT电价由2012财年的42日元/kWh逐渐退坡至2020财年的21日元/kWh。

“自发自用”模式下，户用光伏配套储能的必要性明显提升。在FiT政策退出后，若没有储能系统，则光伏白天的多余发电量无法得到充分利用，户用光伏项目的收益性将受到不利影响。因而无论是新增项目还是FiT政策到期后的存量户用光伏项目，配套储能的比例均有望快速提升。日本针对户用光伏的发电量收购政策始于2009年，购买的期限则为10年，因此2019年起将有大量户用光伏项目的FiT政策陆续到期。根据日本经济产业省的统计，2019至2023年共有165万套户用光伏系统面临FiT政策的退出，对应装机量为6.7GW，预计这些项目将产生大量的配套储能需求。

3.1.5.海外户用储能市场仍处于爆发初期，渗透率提升空间巨大

综上所述，我们认为海外户用储能市场大规模发展的条件已经具备，从渗透率角度看，户用储能仍处于爆发初期，市场远未饱和。以海外户用储能发展领先的地区为例，截至2019年底德国、美国、日本、澳大利亚的累计户用储能装机量大致在1GWh上下，若以每户10kWh的容量推算，则户用储能的总安装量在10万套这个量级。以此估算，户用储能在德国、美国、日本、澳大利亚存量独立住宅中的渗透率处于0.1%-1%的水平，如果以目前户用光伏5%-20%的渗透率水平作为参照，则户用储能渗透率的提升空间在十倍以上。因此，即便是在发展较早的海外发达地区，户用储能的渗透率也才刚刚起步，市场远未饱和，行业的高速增长有望持续。

随着成本的持续下降，户用储能系统自身的经济性正日益显现，对补贴政策的依赖性逐步降低。

3.2.工商业储能：国内部分地区有望先行启动

3.2.1.国内用户侧储能的发展空间主要在工商业环节

工商业用户是我国电力的主要消费者。由于经济结构等多方面的原因，国内工业用电的占比明显高于全球平均水平。根据中电联的统计，2020年全社会用电量中一产/二产/三产/居民用电的占比分别为1.1%/68.2%/16.1%/14.6%。其中，第二产业中的工业用电量达到5.0万亿千瓦时，占全社会用电量的67%，明显高于全球40%左右的平均水平（IEA口径）。

交叉补贴导致国内工商业电价显著高于居民电价，工商业用户降低用电成本的诉求较强。理论上大型工商业用户的供电成本低于居民用户，但我国长期以来通过工商业电价补贴居民电价，导致目前国内工商业用户的用电成本明显较高。根据国家能源局公布的《全国电力价格情况监管通报》，2018年我国一般工商业及其他用电的平均电价为0.7263元/千瓦时，大工业用户的平均电价为0.5912元/千瓦时，分别比居民平均电价0.5331元/千瓦时高36%/11%。而大多数海外地区的电价情况则恰好相反，以美国为例，2019年美国的工业、商业平均电价仅为居民平均电价的52%/82%。

储能系统能够在国内工商业用户的两部制峰谷电价体系中发挥明显作用。不同于居民用户的单一制电价，国内大部分地区的工商业用户均实施两部制电价，用户的电费包括基本电价与电度电价两个部分。其中，基本电价部分按照电力用户的变压器容量（kV·A）以及最大需量（kW）进行计算，为每个月固定的费用，电度电价则根据用户的实际用电量进行计算。对于工商业用户，储能系统具有调峰的作用，可使实际的用电功率曲线更加平滑，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，起到降低基本电价的作用。此外，目前全国较多地区工商业用电已实行峰谷电价，储能系统可将用户高峰时间的用电量平移至低谷时段，从而降低每月的电度电价。

3.2.2.国内工商业储能的经济性有望逐渐显现

综上，我们认为国内用户侧储能的发展空间主要体现在工商业环节，只要储能系统能够有效降低综合用电费用，工商业用户就有配置储能的潜在动机。随着储能成本的不断降低以及电价机制的逐步完善，国内工商业储能的经济性有望逐渐显现。市场化程度提升，峰谷电价形成机制逐步完善。针对国内工商业用电成本相对较高的现象，2018年起每年的政府工作报告都提出降低一般工商业电价的目标，2018/19/20年分别提出了具体的幅度10%/10%/5%。而在2021年的政府工作报告中，相关的表述则为“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价”，我们预计之后降电价的方式将从此前偏硬性的要求向市场化的手段转变。事实上，发改委2018年下发的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》中就曾明确提出“加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷”、“扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电”、“利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制促进储能发展”等要求。因此，预计未来国内工商业电价的峰谷价差或将进一步扩大，储能的收益空间也将进一步提升。

预计国内工商业储能将率先在高峰谷价差的地区启动。根据各省发改委公布的最新执行电价，上海、湖北、江苏等地大工业用户（最高电压等级）的夏季峰谷价差超过0.7元/kWh，在这些地区工商业储能有望实现较好的经济性。以制造业企业众多的江苏为例，2020年11月江苏发改委发布的《关于江苏电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知》对大工业电价进行了整体下调，但峰谷价差则进一步拉大，此外还明确提出“拉大峰谷价差，充分发挥峰谷电价移峰填谷作用，鼓励储能产业发展”的要求。近年来江苏工商业储能发展不断加速，根据相关机构的统计，截至2020年底江苏用户侧储能的累计装机量已接近0.9GWh。

未来，国内用户侧储能的收益来源亦有望得到进一步的丰富，除了直接降低电费以外，需求侧响应、辅助服务等形式都可成为工商业储能潜在的收益来源。近年来，合肥、苏州、西安等地还推出了针对用户侧储能项目的直接补贴，国内工商业储能的发展有望持续提速。

4.储能产业链：重点关注电池与变流器环节

4.1.电池与变流器是储能系统的核心环节

一般而言，电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。其中，电池组是储能系统的主要构成部分，电池管理系统主要负责电池的监测、保护以及均衡，能量管理系统起到数据采集、网络监控、能量调度的作用，而储能变流器则控制储能电池组的充放电过程与电流的交直流变换。

电池与变流器是储能系统的核心环节。其中，电池是储能系统主要的构成环节，占据储能系统50%以上的成本。根据美国能源部2020年进行的测算，对于1MW/2h的磷酸铁锂电池储能系统，电池、变流器在总成本中的占比分别为49%/9%。随着储能时长的增加，储能系统的单位成本将有所下降，其中电池的成本占比逐渐提升，其他环节的占比则相应摊薄。变流器则是连接电源、电池与电网的核心环节，虽然成本占比相对不大，但在储能系统中起到控制中心与信息交互中心的作用，是储能系统正常运行的前提。

4.2.储能市场的主要参与者包括电池厂商、逆变器厂商与系统集成商

储能产业链主要包括设备提供商，系统集成商/安装商，以及下游终端用户三个环节。如前所述，电池与变流器是储能系统的核心环节，因此电池厂商与逆变器厂商是目前储能市场的主要参与者，近年来专业的储能系统集成商也开始陆续涌现。

4.3.供电侧储能与用户侧储能的销售模式存在差异

由于面对的终端用户不同，供电侧储能与用户侧储能市场在销售模式上存在一定的差异，主要体现在销售渠道以及价格敏感度这两个方面。4.3.1.供电侧储能：招投标为主，价格竞争趋于激烈供电侧储能的终端客户一般为大型电力企业或EPC承包商，且单个项目的体量较大，往往通过集采、招标的形式直接向储能设备提供商进行采购。同时，对于供电侧储能，初始投资成本将直接影响项目的整体收益率，因此投资业主对价格的敏感度较高，储能供应商的议价空间相对有限。从近期国内风/光储项目的招投标结果来看，行业竞争日趋激烈，中标价格呈明显下降趋势。2020年初风电配套储能项目的报价尚在2元/Wh以上，而在2020年底部分项目的最低报价已经接近1元/Wh。

因此，我们认为供电侧储能厂商的核心竞争力主要体现在规模体量、项目经验以及成本把控能力。具有规模优势的行业龙头在项目获取、交付能力、成本控制等方面具有明显的优势，有望在竞争中占据领先地位。4.3.2.用户侧储能：依靠经销商/安装商渠道，高端产品享受一定溢价用户侧储能的终端用户为分散的个体家庭或工商企业，客户数量众多，单体安装量较小，且通常不具备自主安装的能力。因此，储能厂商需要通过安装商/经销商渠道将产品销售至终端用户，这些安装商/经销商通常具备较强的本地化服务能力，可为终端用户提供选型、设计、安装、售后维护等全方位服务。

此外，家庭或小型工商业用户对光伏、储能产品的价格敏感度相对较低，愿意为高端产品支付一定的溢价。对于该类客户，产品的经济性或性价比只是考量因素之一，品牌、外观、可靠性、安全性、智能化程度等其他因素也将极大地影响用户的最终选择，部分用户愿意为更好的产品品质或者更信任的品牌支付一定的溢价。以特斯拉的第二代户用储能产品Powerwall 2为例，自2016年10月推出以来，其价格经历了多次上调，由最初的5500美元调升至2021年1月的7500美元，价格累计上涨36%。而Enphase、SolarEdge等走高端路线的户用逆变器厂商，其产品的单瓦价格也是国内厂商的2-3倍。由此可见，虽然降本是光伏、储能行业的长期方向，但小功率户用/工商业产品仍然具有一定的消费品属性，尤其是在发达地区。正如在家电市场中高端产品的价格往往能够数倍于普通产品，在户用光储领域，高端产品也能够享受一定程度的溢价。

因此，我们认为用户侧储能厂商的核心竞争力体现在产品品质、品牌形象以及渠道积累。在供电侧储能领域，实力雄厚的行业新进入者或许可以凭借若干个大型项目快速打开局面，而户用储能领域则往往需要长期的积累。一方面，户用储能厂商需要根据用户的实际需求对产品的设计与性能进行持续迭代升级；另一方面，户用储能厂商需要与安装商/经销商渠道建立长期稳定的合作关系。因此，在产品研发、销售渠道上布局较早的厂商或将具有明显的先发优势。