2020年是“十三五”的收官之年，也將是儲能產業觸底上揚之后的回暖之年。2019年國內儲能產業項目銳減，增速首次下滑。據高工鋰電初步統計，2019年國內儲能鋰電池出貨量為0.7GWh，同比下降75%，產業鏈普遍承受著巨大的壓力。

但在新基建的東風勁吹下，儲能行業在2020年再次受到市場關注，產業鏈上優質企業的股價表現亮眼。Wind數據顯示，年初至今，陽光電源股價上漲85.15%，寧德時代上漲80.67%，南都電源上漲38.40%。電源設備整體上漲45.89%，在104個申萬二級行業中排名14。

本文，牛牛金融研究中心將梳理儲能行業的主要技術的發展情況、市場容量，及相關標的與企業現狀，為讀者提供參考。

抽水儲能占主導地位 電化學儲能規模迅速擴張

傳統電力系統包括發、輸、配、用四個步驟，是一個即發即用的系統和單向的潮流結構。而電力儲能技術，可以通過裝置與物理介質將電力儲存起來，以便以后需要時利用。

儲能技術可以平抑白天與夜晚用電量差異對供電系統造成的壓力，同時，在能源轉型的需要下，儲能技術可以通過存儲，把不穩定的光伏、風能發電變得可控、可調度，是可再生能源高效入網、智能電網建設以及全球能源互聯建設的關鍵技術。

以存儲介質的不同，儲能技術有以下幾大類：

來源：天風證券

其中，抽水儲能技術是目前應用最廣泛的、大容量儲能技術，其原理是將多余的電能轉化為水的勢能，在需要的時候再利用水的勢能重新發電。抽水儲能技術已有100多年的歷史，技術相對成熟，優點是使用壽命長（80-100年），效率可達65%-80%，適用于大規模、集中式的能量存儲；缺點是投資成本高、回報周期長，且受地理位置限制較大。

當前，世界范圍內抽水儲能占比大，但由于受地形、建設周期長等限制，無法滿足用戶側應用場景。而電化學儲能幾乎不受自然條件影響，利用化學能實現儲能，具有響應速度快、容量調整靈活的優勢，儲能效率約為75%-95%。電化學儲能是占比居其次的儲能方式。考慮LFP的經濟性，未來有望成為國內儲能電池的主要方向。

根據CNESA（中關村儲能產業技術協會）全球儲能項目庫的不完全統計，截至2019年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模 183.1GW。其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為171.0GW占比高達93.4%，同比下降0.9個百分點（這一數據在2013年底高達99%），但仍處于主導地位；電化學儲能的累計裝機規模占比第二，為 8216.5MW，占比為4.5%，同比增長0.9個百分點。

根據 CPIA 統計數據，截至2018年底，電化學儲能累計裝機6.63GW，同比增長 126.4%；2013-2018年新增裝機年均復合增長率高達113.86%。截至2019年全球累計電化學裝機達8.22GW，同比增長24.02%，受中國市場影響，新增裝機1.59GW，同比下降56.98%。從應用端來看，用戶側應用占比最高為28%，其他應用領域趨于均衡。

盡管2019年中國儲能遇冷，但仍是全球份額較大的市場。根據美國能源部DOE數據庫統計，截至2020年1月10日，全球電化學項目數量高達991個，美國儲能裝機規模和項目數量再次均位列全球第一，中國位列全球第二，其次是日本、西班牙、意大利（截止2020年1月）。

我國儲能行業增長穩定 峰谷電價套利場景需求大  5G、數據中心為新增長點

根據 CPIA 統計數據，截至2019 年底，我國電化學儲能累計裝機 1592.3MW，同比增長 48.4%；新增裝機 591.6MW，同比下降 23.7%。考慮到2018年相對激增，儲能行業仍然是維持穩步增長的狀態。

根據國信證券的預測，預計到 2025 年我國大部分地區用戶側儲能可實現平價（即用戶儲能當用戶側儲能系統成本降至約1500 元/KWh），儲能市場空間可達6500億。

由此，在存量市場滲透率為 30%情況下，我國儲能裝機規模可達 435.1GWh，市場規模達6526.5 億元。其中，存量市場儲能裝機394.6GWh，市場規模可達 5919.0 億元。假設此階段電池：光伏配置比例為15%，在放電時長4h，年新增集中式光伏 8.1GW，滲透率為 30%，則所需儲能8.1GWh，年新增市場規模達121.5億元。

儲能技術可運用在電力系統的不同階段。其中，用戶側仍是儲能最大的應用市場，占比為51%（CNESA，截止2019年底）。用戶側是指用于削峰填谷電價套利、光伏+儲能、通信基站備用電源、數據中心備用電源，以及構建微電網等。其次是電網側，占比22%，即將儲能技術用于平滑新能源發電，平滑新能源輸出；還有輸配電側占比24%，主要用于調峰調頻，削峰填谷，增加電網穩定性。

根據國信證券的統計，2019 年廣東、湖南等地電網側火儲聯合投運裝機較多，但《輸配電定價成本監審辦法》的出臺，明確了“電網企業投資的電儲能設施明確不計入輸配電定價成本”。意味著短期內電網側項目建設缺乏盈利渠道支撐，電網側儲能的發展受到制約。

結合2020年趨勢，用戶側“5G+儲能”也是一大需求增長點。隨著5G建設加速，配套儲能電池市場需求開始爆發。3月4日，中國移動發布的《2020年通信用磷酸鐵鋰電池產品集中采購招標公告》稱，全國通信基站進行升級改造建設逐步開啟。

還值得關注的是用戶側“數據中心+儲能”的應用場景。數據中心作為互聯網行業的關鍵基礎設施，其運行必須保證用電的安全性和連續性。適當配置儲能系統，一方面可以作為備用電源，另一方面還可以充分發揮削峰填谷作用，以節約電費、降低數據中心整體PUE。長期來看，儲能將向更加市場化的方向發展。

來源：國信證券

電池占成本40%  儲能領域分化為“電池派”和“PCS派”

市場化的發展趨勢對儲能行業提出了天然的平價要求，在此背景下，能源領域原本主營電池，以實現降本提效，增加經濟效益的作用。

從產業鏈的角度，儲能系統集成位于產業鏈中游，成本下降在很大程度上依托于上游原材料的降本增效。

具體來看，電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統（BMS）、儲能變流器（PCS）、能量管理系統（EMS）及其他電氣設備構成。其中電池成本占比約為 40%，是儲能電站建設的主要成本來源。 根據GTM數據統計顯示，2012 至 2017 年電化學儲能電站成本大幅下降 78%，單位KWh成本由2100美元下降至 587 美元。

圖：儲能各成本下降趨勢預測

來源：國信證券

由此，原本主營為能源電池相關業務的企業有發展儲能業務的先天優勢，PCS、系統集成領域也均有涉足儲能的企業（大體可分為“PCS派”與“電池派”）。如寧德時代、比亞迪、南都電源（電池）、陽光電源（PCS）等。

以南都電源為例，自2011年起進入儲能行業，投建國內第一個儲能示范項目“東福山島風光柴儲能電站”，經過多年的探索和拓展，公司已具備從儲能產品及系統的研發生產、系統集成到運營服務的系統解決方案的能力，在用戶側、電網側、新能源發電側均已實現大規模應用。

針對儲能系統，公司可以提供鉛炭及鋰電等多種解決方案，其中鉛炭電池主要應用 于能量型應用場景，包括用戶側儲能、分布式儲能等；鋰電主要應用于功率型應用場景， 包括電網調峰調頻等。截止2019 年底，公司在全球儲能裝機規模超過1000MWh，遙遙領先于同行。根據中關村儲能產業技術聯盟統計，公司2017年、2018年連續兩年國內新增電化學儲能項目中裝機規模、功率規模均列第一。

而PSC派的主要代表為陽光電源。陽光電源深耕逆變器行業（即PCS，是蓄電池、交流負荷以及交流電網的轉換環節）20余年，全球出貨量排名第2位，2017年前公司以國內市場為主，出貨量占比約90%。近年大力開拓海外市場，海外出貨量占比快速提升，預計2019年將超 50%。

陽光電源于2014 年開始布局儲能，和三星SDI（三星電池子公司）合作設立兩家合資公司。依托此前在逆變器領域積累的技術、研發等優勢，圍繞儲能設計多款產品，涵蓋儲能集成、鋰電池、能量管理系統以及變流器、直流器等多個環節。2020 年 2 月，陽光電源推出集中式逆變器SG3125HV，中國效率突破 98.55%，100MW 電站25年可 提高發電量 180 萬 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大12.5MW 子陣設計，據測算，100MW電站，初始投資可以減少 1000 萬元以上。

儲能行業其他標的列舉如下：

來源：天風證券

政策利好：電力市場開發是儲能商業化的重要前提 儲能系統商業價值逐步顯現

從政策面上看，我國電力改革的大背景下為儲能行業提供了前所未有的發展機遇，行業整體商業價值將逐步顯現。

追溯到1996，我國開始了電力的市場化改革探索。1996 年出臺的《電力法》賦予電力企業作為商業實體的法律地位。從1998年開始,我國嘗試在電力行業實行“廠網分開、競價上網”的改革,并確定山東、上海、浙江及東北的遼寧、吉林、黑龍江 6 個電網為首批“廠網分開”的試點單位。廠網分開是指將國家電力公司管理的資產按照發電和電網兩類業務劃分，并分別進行資產重組。廠網分開后，原國家電力公司擁有的發電資產，除華能集團公司直接改組為獨立發電企業外，其余發電資產重組為規模大致相當的3至4個全國性的獨立發電企業，由國務院分別授權經營。

自2002年開始，我國開放發電側競爭，壟斷格局逐漸打破。2002 年，國務院印發《電力體制改革方案》(5 號文)，標志著我國電力市場改革的正式開始。

同年，國家電力公司被拆分為兩大電網公司，五大發電集團和四家輔業集團，發電環節產業集中度大幅下降，國家電力公司獨家壟斷的電力市場格局被初步打破。同時通過在發電側引入多元投資主體，建立了發電側企業競價上網的競爭機制。從根本上改變了長期以來電力市場供給不足的矛盾，但也造成了發電行業整體產能過剩。

2015 年至今為我國電力發展的第三階段。2015 年，國家發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9 號)，標志著我國新一輪電力體制改革的開始。

電改的基本原則和重點是區分競爭性和壟斷性環節，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，在發電側和售電側開展有效競爭，培育獨立的市場主體，著力構建主體多元、有序向社會資本開放配售電業務，形成適應市場要求的電價機制，競爭有序的電力交易格局。現階段的電力市場化改革工作處于起步階段，距離一個成熟運行的電力市場還有很大差距。

伴隨著電力市場化改革的進一步深入，可以預見國內儲能市場將進一步迎來發展黃金機會。2015年重啟的新一輪電力體制改革,在價格機制調整、售電市場放開、直接交易和輔助服務市場試點建設方面取得了突破性進展，這正在為儲能技術規模化應用和新增價值收益點鋪平道路：輸配電價改革是價格機制調整的第一步，由此所帶來的未來整個價格機制的形成將決定儲能產業的走向,售電市場放開為儲能技術應用提供了平臺，而輔助服務市場建設為儲能創造了價值增值的機會,僅通過峰谷差價獲取收益的商業模式將隨 著市場化程度的深入而發生本質改變。開放的電力市場是儲能商業化的重要前提，儲能系統也將在市場應用中會獲得更高的基礎價值。