市場格局：電化學儲能占比迅速提升,鋰電仍為主流。儲能目前主要集中在抽水蓄能和鋰離子電池儲能兩種形式。無論是全球市場還是中國市場，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模仍占據(jù)最大比重，主要得益于較低的成本和滿足長時儲能的需求，但其份額持續(xù)下降；電化學儲能的累計裝機占比呈現(xiàn)出持續(xù)增長的態(tài)勢，其中，2020年全球電化學儲能裝機規(guī)模增速穩(wěn)定在50%，中國電化學儲能累計裝機規(guī)模同比增長91%，預計“十四五”時期市場將穩(wěn)步、快速增長。

 

按照IEA公布的《2050年凈零排放：全球能源行業(yè)路線圖》的指引，要求到2030年，全球太陽能(7.640, 0.12, 1.60%)光伏發(fā)電新增裝機達到630GW，風力發(fā)電的年新增裝機達到390GW，這是2020年創(chuàng)紀錄新增裝機數(shù)據(jù)的4倍。我們按照中國光伏/風電裝機全球占比40%簡單測算（252GW、156GW）。

 

假設1：我們以2021-2025年復合增速5%，2026-2030年復合增速3%作為用電量的測算，2025年同比2020年累計新增發(fā)電量2萬億度電都需要由清潔能源來提供，約占全社會總發(fā)電量的20%以上。

 

假設2：我們按照2030年光伏新增裝機252GW倒算，2021-2030光伏新增裝機的復合增速在17.56%，累計裝機復合增速20.42%。如果以更合理的制造業(yè)生產(chǎn)邏輯擬合，2021-2025年假設新增裝機復合增速25%，2026-2030年新增裝機復合增速依然有10%。

 

假設3：我們按照2030年風電新增裝機156GW倒算，2021-2030年風電新增裝機的復合增速在8.04%，累計裝機復合增速17.54%。

 

基于碳達峰測算：如果光伏風電發(fā)電量占比在2025年達到25-30%的臨界上（2020年僅占比5-7%），間歇性能源對于電網(wǎng)的沖擊下，儲能成為解決電網(wǎng)消納問題的必然選擇。面對2021年國內1.87GW的電化學儲能新增裝機量來講，需求增速彈性巨大。

 

2. 經(jīng)濟性考量：借鑒海外光伏儲能發(fā)展史

 

2020年風光發(fā)電占比最高的國家包括瑞典（19%）、德國（18%）、葡萄牙（18%）、英國（17%）和芬蘭（17%）等，歐洲平均占比在12-13%（國內的數(shù)據(jù)5-7%）。由于葡萄牙、瑞典、芬蘭裝機規(guī)模過小不具備參考意義，我們主要關注德國和英國，其中以德國作為表后儲能裝機參考、以英國作為表前儲能裝機參考。

 

2.1 德國戶用光伏與儲能的發(fā)展依賴經(jīng)濟性

 

光伏發(fā)電景氣度與政策導向高度同頻，對補貼依賴度較高。德國于1990年制定“1000戶屋頂計劃”，拉開其光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的序幕；1998年，政府進一步提出“10萬屋頂計劃”；2000年，德國通過《可再生能源法》，并于2004年、2008年、2012年對該法案進行了三次修訂，明確光伏發(fā)電強制上網(wǎng)電價，使德國光伏裝機容量快速增長，成為世界光伏標桿國家。2010-2012年，德國光伏發(fā)電新增裝機量連續(xù)三年超7GW。隨著光伏電站裝機成本的下降，德國政府也逐漸削減上網(wǎng)電價補貼，裝機容量增速逐漸趨于穩(wěn)定。2018年，政府提出2040年可再生能源在總電力需求中的份額增加到80%的目標，2021年，該目標被提前至2030年。伴隨著愈發(fā)激進的政策目標的提出，光伏新增裝機規(guī)模逐年提升。截至2021年底，德國光伏裝機量達59.9GW，2021年新增裝機5.3GW，新增裝機以分布式為主，戶用光伏裝機占比呈上升趨勢。

 

儲能裝機方面，用電側儲能占比持續(xù)提升，結構特征顯著。儲能技術進步以及規(guī)模化帶來的投資成本下降，疊加逐年上漲的高昂電費，推動了德國表后儲能市場的蓬勃發(fā)展。據(jù)Energie Consulting統(tǒng)計，至2020年底，近70%的德國戶用光伏發(fā)電項目都附帶電池儲能系統(tǒng)，戶用儲能裝機已超30萬個，單戶規(guī)模約為8.5kWh。

 

隨用電側儲能占比提升，德國電化學儲能裝機功率與容量的配比趨向1kW/2kWh。綜合近年光伏和儲能系統(tǒng)新增裝機數(shù)據(jù)來看，德國戶用光伏裝機傾向于配置10%、2h儲能，和當前我國政策中對集中式光伏發(fā)電項目所要求的配比相似。

 

單戶光伏與儲能裝機并無必然聯(lián)系。以戶用屋頂光伏200W/平米，100平米/戶的屋頂面積測算，單戶光伏系統(tǒng)裝機規(guī)模約20kW。單戶儲能裝機平均8.5kWh，和非光伏發(fā)電時段的單戶用電量基本匹配，戶用儲能系統(tǒng)占用空間較小，用戶接受度高。

 

儲能系統(tǒng)成本呈下降趨勢，已具備良好經(jīng)濟效益。依據(jù)派能科技(298.000, 1.22, 0.41%)招股書披露數(shù)據(jù)，除2020年上半年略有回升外，2017-2019年儲能電池系統(tǒng)銷售單價逐年下降,銷量增勢強勁。經(jīng)測算，德國500€/kWh系統(tǒng)成本下的戶用儲能系統(tǒng)靜態(tài)投資回收期6.22年，獲利能力較強。

 

2.2 英國領跑歐洲表前儲能市場，主要基于光伏裝機的高速成長

 

光伏發(fā)電裝機于2014-2016年經(jīng)歷高速成長期。2014年，英國發(fā)布“光伏發(fā)電戰(zhàn)略”，重點扶持分布式（屋頂式）光伏系統(tǒng)。2016年4月，再生能源義務法案（RO）對所有光伏項目的補貼終止；2018年，英國終止支持屋頂太陽能項目計劃。

 

隨全社會光伏發(fā)電量占比大幅提升，英國的電化學儲能裝機于2016-2019年出現(xiàn)顯著增長。截至2020年底英國表前電化學儲能裝機規(guī)模近570MW，占歐洲儲能表前裝機規(guī)模的47%。英國儲能表前裝機平均配置時長近1小時，主要起提升并網(wǎng)靈活性（能量時移）與電網(wǎng)穩(wěn)定性（輔助服務）的作用，經(jīng)濟性考量相對較弱。2020年，能量時移和輔助服務儲能新增裝機分別為175MW和62MW，合計占同年新增裝機的80.6%。

 

2.3 國內：經(jīng)濟性促使分布式光伏配套更高比例的儲能

 

經(jīng)濟性驅動下，分布式儲能裝機空間可觀。2017年以前，集中式光伏IRR高于分布式光伏，主要基于補貼因素；2018年以后，分布式光伏IRR實現(xiàn)反超，裝機熱情高漲。基于德國光伏及儲能的發(fā)展歷史，分布式儲能裝機量主要基于工業(yè)企業(yè)的用電量和峰谷電價差，體現(xiàn)經(jīng)濟性，最高可配比到光伏裝機的4-5倍，想象空間巨大。

 

早期分布式裝置90%以上的電量全部供給周邊高用電密集度的工業(yè)，后期隨著組件成本的持續(xù)下降，分布式光伏IRR進一步提升，則低用電密度的工商業(yè)，利用分布式+大儲能的模式也將體現(xiàn)經(jīng)濟性。

 

政策催化推動行業(yè)發(fā)展。國家政策的支持對于行業(yè)的發(fā)展起重要作用，集中式光伏上網(wǎng)指導電價和分布式光伏度電補貼都在我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期起到極大的推進作用。2018年補貼退坡，裝機量也相應下降。

 

截至2020年，國內風光發(fā)電量占全社會總用電量的7.5%，對電網(wǎng)的沖擊并不大。根據(jù)我們的測算，風光電發(fā)電量占比將在2025年達到25-30%的臨界上，政策推動電網(wǎng)側和發(fā)電側配套儲能比例的提升。

 

國內用電側儲能經(jīng)濟性已現(xiàn)。我們以10MW/40MWh儲能系統(tǒng)為例進行測算，在未考慮稅收優(yōu)惠時，儲能IRR達8.60%，在考慮稅收優(yōu)惠的情況下IRR已達10.46%。