1 证券研究报告 作者： 行业评级： 上次评级： 行业报告 | 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 电气设备 强于大市 强于大市 维持 2021年 01月 15日 （ 评级） 分析师 孙潇雅 SAC执业证书编号： S1110520080009 储能系列深度 2：锂电储能应用场景、经济性 与中期空间探讨 行业专题研究 2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 摘要 本篇报告主要回答三个问题： 1）为什么关注锂电储能？ 2）锂电储能的经济性如何？ 3）锂电储能的中期空间如何测算？ 为什么关注锂电储能： 1）随风光装机增长，发电设备整体出力的间歇性与不稳定性增强，仅靠火电机组难以满足调峰调频需求，因此 电力系统对储能的需求 持续增加 。根据安装位置与主体的不同，可将应用场景分为用电侧、发电侧、电网侧。 2） 抽水蓄能不足以满足需求 ：抽水蓄能装机对地理条件要求苛刻且建设周期长，难以满足当下需求。 3） 锂电储能具备比较优势 ：锂电池能量密度高，充放电效率高，使用场景灵活，而其他储能方式因自身物理化学特性或技术成熟度等 原因适用场景少。 锂电储能的经济性如何： 1） 用电侧： a.住宅端，随海外居民购电价格上涨和家用储能设备价格不断下降，光伏储能配套、电力自发自用（更有经济性）的模式能够降低家庭 用电成本 25%以上，推动户用光伏的渗透率和光伏储能的配套率同步快速提升， 预计 2025年家用储能新增装机容量达 93GWh。 b.工商业端，削峰填谷降低容量电价模式有效减少高耗电量用户的电费支出，投资回收期六年， 预计 2025年工商业储能新增装机容量达 55GWh。合并后预计 2025年用电侧储能新增装机容量达 148GWh， 2020-2025CAGR达 78%。 c.家用储能有效应对停电事故，提升居民用电品质 。 2） 发电侧： a. 短期内因储能系统投资回收期在 20年以上，海外不具备经济性；在中国度电补贴政策下，投资回收期可缩短至 10年以 内， 故政策为短期内中国发电侧储能市场增长的主要推动力。 b. 中期全球储能市场将随锂电价格下行而快速增长， 给予储能成本年均 15%的降幅，至 2025年储能系统投资回收期将下降至 10年左右， 经济性提升将推动 2025年全球市场从 17GWh提升 1.9倍至 33GWh。 3） 电网侧：关键在于市场准入许可与提供服务成本 。 a.目前欧美发达国家已开放锂电储能进入电力辅助服务市场，中国市场正在起步。 b.调频里程成本已具备竞争力，但调峰仍须继续降低度电成本 。预计未来全球装机年增 4%，调频需求年增 6%以上，在锂电调频渗透率快 速提升、锂电调峰需求年增 10%的假设下，预计 2025年新增电网侧锂电储能装机 14GWh。 锂电储能的中期空间多大： 预计 2025年全球新增装机达 209GWh， 2020-2025年 CAGR58%，其中用电侧、发电侧、电网侧、 5G基站分别 148、 33、 14、 14GWh，用 电侧有望率先引领爆发。 在锂电储能装机逐年增长的背景下， 我们认为电池与 PCS厂商将最受益，其次是电池材料厂商 ，相关标的为： 【 宁德时代 】 、 【 亿纬 锂能 】 、 【 派能科技 】 、 【 阳光电源 】 、 【 固德威 】 、 【 锦浪科技 】 、 【 德方纳米 】 、 【 当升科技 】 、 【 天赐材料 】 。 风险提示 ：储能需求不及预期，政策力度不及预期，锂电池价格下降不及预期，其他储能方式发展超预期。测算具有一定主观性，仅供 参考。 3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 1、储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力 4请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 2、用电侧：自发自用经济性显著，分布式储能迎来爆发 3、发电侧：短期政策驱动国内高增，中期成本推动全球增长 4、电网侧：调频已具竞争力，调峰仍待降成本 5、产业链相关标的 目录 储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力 1 5请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 6 图：可再生能源发电具有不稳定性 为什么需要储能：风光装机提升调峰调频需求，快速储能方式提供辅助服务 数据来源：北极星太阳能光伏网，中国储能网，天风证券研究所 无可再生能源时： 由于传统发电方式的出力相对稳定，而用电存在随机波动性，导致电力系统中发电设备的 合计出力曲线与实际 用电曲线不完全重合 ，这种不匹配性一方面 会造成经济损失 ，另一方面对 系统频率造成波动 。为解决上述问题，电网会 调动多个 火力、燃气机组进行发电功率调节（基本已可满足需求） ， 以具备经济性的方式使供需平衡，提高电能质量。 有可再生能源时： 当前风光装机不断提升，发电设备整体 出力的间歇性与不稳定性增强 ，传统的火电机组难以满足短时间高功率 的调节需求，进行灵活性改造的成本又比较高，此时就 需要各类快速储能的方式提供电力辅助服务 。 7 图：各场景对储能的需求 图：全球储能装机仍以抽水蓄能为主 储能的现在：应用于用电、发电、电网侧三大场景，主力为抽水蓄能 数据来源：阳光工匠光伏论坛， CNESA， Wind，天风证券研究所 应用场景 用电侧 发电侧 电网侧 位置 家庭或工厂 集中式新能源电站旁 独立建设或位于传 统电站旁 功能 自发自用 减少弃电 调频 削峰填谷 平滑波动 调峰 需量管理 其他辅助服务 获利来源 峰谷价差套利 +自发自用省电收益 增加上网电量 +电力辅助服务收益 电力辅助服务补偿 收益 +价差套利 2019年全球电化 学储能装机分布 28% 30% 42% 为解决上述电力系统中的问题， 可将储能设备布置在用电侧、发电侧以及电网侧三个场景 。三个场景的主要功能分别为自发自用、 减少弃电、调频。 目前全球范围内的储能装机仍以抽水蓄能为主 ，但是在抽水蓄能以外的市场中，锂离子电池的市场占有率最高。 抽水蓄能 92.60% 电化学储能 5.20% 熔融盐储热 1.70% 压缩空气储能 0.20% 8 图：电化学储能装机快速增长 图：锂电储能的相对优势使其有望成为未来第一大储能方式 图：美国市场电化学储能方式已成为储能新增装机主流 储能的未来：抽水蓄能受限，锂电快速崛起 数据来源： CNESA， Woodmac， Wind，天风证券研究所 储能方式 优点 缺点 抽水蓄能 技术成熟；大规模储能；成本低 地理条件要求苛刻，建设周期长 ，效率低，响应慢 锂离子电池 能量密度高，充放电效率高，安全性高，污染小， 几乎不受自然环境影响，降本快 价格高；存在过充导致的过热、燃烧问题； 循环寿命不高 飞轮储能 技术比较成熟，可长期循环使用，几乎不受充放电 次数限制，安装维护方便，对环境无危害 容量低， 一次储能可持续时间短 压缩空气储 能 占地面积小；成本低 对地理条件要求苛刻 ，需要燃气轮机配合， 效率低，响应慢 钠硫电池 能量密度高、充放电效率高、运行成本低、占地面 积小、维护方便 工作时需要高温，钠在高温下易燃 ，价格高，过充存在安全隐患，运维成本高 铅蓄电池 储能容量大、成本低、维护简单 储能密度低，循环寿命短 ，自放电率高，重金属污染，深度放电对电池寿命影响较大 液流电池 额定功率和额定能量独立，储存寿命长，可进行深度的放电与大电流放电过程，并无需进行特殊保护 技术尚不成熟 ，成本较高 超级电容 循环效率高、充放电速度快、功率密度高、循环充 放电次数多、工作温度范围广 能量密度低，需与其他储能方式配合 ，自放电率较高，成本较高 抽水蓄能电站有以下三大缺点，使其装机受限，增量较低： 1）一般仅能建立在同时具备水资源和势能的偏远山区，森 林公园、水源保护、基本农田等生态敏感因素多。 2）装机 容量大，平均在 1GW，初始投资高达数十亿元，与风光装 机需求适配性差。 3）建设周期较长，一般需 6年时间。 其他储能方式适用场景少或技术不成熟，短期增量较小 。 锂电几乎不受自然环境影响，装机便捷，使用灵活，将在 较长时间内保持快速增长状态，甚至成为第一大储能方式 ， 下文将重点对锂电储能进行经济性分析与中期空间测算。 233.523.1121.972.8 90.3206.3379.3 739.7914.1 3698.8 1591.1 -90% 428% -40% 24% 128% 84% 95% 24% 305% -57% -200% -100% 0% 100% 200% 300% 400% 500% 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 20092010201120122013201420152016201720182019 新增规模 (MW) yoy 9请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 用电侧：自发自用经济性显著， 分布式储能迎来爆发 2 图：光伏储能配套电力自发自用模式示意图 10数据来源： GlobalPetrolPrices， Solahart， Solarpower EU, 天风证券研究所 自发自用余电上网是指分布式光伏发电系统所发电力主要被用户自己 使用，且将白天高功率时发的多余电量接入电网， 该模式一般适合家 庭屋顶和工商业屋顶 。 如不配备储能系统，则夜间的用电需求仍需要从电网采购； 在光伏系 统的基础上配套储能，即可实现白天和夜间的用电都由自家光伏提供。 目前德国在欧洲家用光伏和储能市场中处于领先地位，截至 2019年底 德国累计家用光伏装机量达到 7.3GW，累计家用储能装机容量达到 1.3GWh。其次是意大利、英国和奥地利， 2020年这四个国家的新增家 用储能装机量总和达到了 0.7GWh，占全欧洲的 85%以上。 图：家用光伏、储能设备价格变化 国家 德国 意大利 英国 奥地利 累计家储装机容量（ MWh） 1328 243 143 120 累计光伏装机容量（ MW） 7214 3950 2352 772 家储安装率 17% 4% 6% 16% 购电价格（ EUR/kWh） 0.31 0.23 0.21 0.20 售电价格（ EUR/kWh） 0.11 0.21 0.04 0.08 表：欧洲前四大国家光储配套模式现状 家用储能商业模式一：光伏储能配套，实现电力完全自发自用 家用储能商业模式一：欧洲居民电价不断上涨 +光储成本下探，自发自用经济性显著 11数据来源： GlobalPetrolPrices， IEA， Solarpower EU, 天风证券研究所 随着欧洲居民购电价格不断上涨、光伏和储能设备的价格不断下探，光伏储能配套、电力自发自用模式的经济性越来越显著。 目前欧洲各国平均电价达 0.20欧元 /kWh+，德国更高达 0.31欧元 /kWh（合人民币 2.5元 /kWh）。 2008年至 2019年间，德国居民电价由 21.65欧分 /kWh上涨至 30.22欧分 /kWh，通过拆 分电价结构，可知电价上涨主要由三部分构成： 可再生能源附加费 ， 20082019年间由 1.2欧分上涨至 6.4欧分；电网费，由于分布式光伏等的迅速崛起，电网的调度难度也在 加大，为接入这些可再生能源，对电网进行了大规模扩建和改造，期间由 5.9欧分上涨至 7.5欧分；电力增值税，期间由 3.5欧分上涨至 4.8欧分。 根据国际能源署 IEA发布的报告，德国设立了可再生能源到 2030年占终端能源消费的 55%和发电量的 65%、到 2050年占终端能源消费的 60%和发电量的 80%的目标，并且承诺到 2022 年全面废除核电，到 2038年全面淘汰燃煤发电。 德国 2018年可再生能源已占到发电量的 35%，但为了达到上述的中长期目标，在 2020-2030年间仍需有大规模的风电、光伏电站投入建设。新能源电站的建设费用、电网扩建和改 造的费用将继续体现在居民的购电价格中， 因此，这里我们判断 2020-2030年德国居民电价将持续 5%的年涨幅（后续测算需要用到此数据）。 图：欧洲各国居民电价（欧元 /kWh） 图： 2008与 2019年德国居民电价拆分（欧分 /kWh） 6.88 7.22 7.39 5.90 6.41 1.16 4.83 3.46 2.05 2.05 1.66 1.66 1.00 0.20 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 2019 2008 电力供应成本 电网费 可再生能源附加费 增值税 电力税 特许权征收 其他费用 居民侧三种用电方案： 背景 ：以德国家庭为例，年用电量 4500kWh，光伏设备价格为 1200欧元 /kW，储能设备价格为 450欧元 /kWh。目前德国有 2/3的州提供 储能安装补贴，例如图林根州“太阳能投资计划”，居民安装储能享受最高设备总价 30%的补贴。 核心假设 ： 2020年购电价格 0.31/kWh， 假设此后 年涨幅 5%； 将自家光伏发出的富余电力卖，给电网的价格为 0.11/kWh， 设 之后年降幅 3%。 方案： 没有安装屋顶光伏和储能系统，电力需求的 4500kWh要完全依赖 从电网采购。 方案： 仅 安装 3kW光伏设备，未安装储能设备，部分自发自用。午间光伏高发电量时将过剩电力卖回给电网，夜间光伏不工作时 需要再从电网购一部分电。该方案 光伏 每天发电 12kWh，年发电量 4380kWh，其中 50%自用， 50%卖回给电网，各为 2190kWh；另外 夜间须 从电网 购电 2310kWh。假设光伏设备每年运维费用为 100欧元。 方案： 5kW光伏 +10kWh储能配套使用，实现电力完全自发自用、且午间将富余电力卖回给电网。该方案 光伏 每天发电 20kWh，年 发量电 7300kWh，其中自用 4500kWh，富余 2800kWh卖回给电网。假设光伏储能系统每年运维费用为 150欧元。 12数据 来源： Solarpower EU，天风证券研究所 表：三种用电方案的累计费用计算公式 初始安装投资 第一年电费 后续第 N年的费用 完全电网购电 0 +4500kWh*0.33/kWh（购电支出） +4500kWh*0.33/kWh*1.05(N-1) 仅光伏 光伏 3kW*1200/kW +2310kWh*0.33/kWh（购电支出）-2190kWh*0.11/kWh（卖电收入） +2310kWh*0.33/kWh*1.05(N-1） -2190kWh*0.11/kWh*0.97(N-1) +100（ 运维费用） 光伏 +储能 光伏 5kW*1200/kW+储能 10kWh*450/kW*70% -2800kWh*0.11/kWh（卖电收入） -2800kWh*0.11/kWh*0.97(N-1)+150（ 运维费用） 家用储能商业模式一：如何测算自发自用的经济性？ 居民侧三种用电方案的经济性对比 在储能享有 30%总价补贴情况下： 只装光伏的缺点在于， 2016年 3月后德国法规要求户用光伏回馈给电网的电量不得超过每天发电量的 50%（以后可能会再次下 降），意味着午间光伏功率最大时所发电量不能全部上传回电网。而家庭午间用电量比较小，若无储能设施存储电力，就会 造成弃电，损失一定的经济收益。 在 30%补贴的情况下，大于六年的使用周期时，光 +储将成为三种方案中经济性最高的。 以十年周期来看 ，三种方案的累计费 用分别为 17546、 11399、 7804欧元， 光伏 +储能的方案能比仅有光伏节省 31.5%的花费，比完全电网购电节省 55.5%的花费 。 家用储能商业模式一： 30%补贴 +使用周期大于六年，光 +储将成为经济性最高的 13数据 来源： Solarpower EU，天风证券研究所 17546 11399 7804 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 完全电网购电 仅光伏 光伏 +储能 图：三种用电方案的累计费用对比 单位：欧元 自发自用模式受储能系统价格和补贴力度影响的经济性测算： 下表 总结了十年周期内 ，方案相对于方案、方案的经济性。负值表示节约了多少成本，例：蓝色框表示在储能系统价格为 700美元 /kWh且享有 20%安装补贴的情况下，光储方案可节省 10%（相对于仅光伏）和 41.6%（相对于仅电网购电）的成本。 结论 ：在储能价格较高（ 700-800美元 /kWh）的情况下，光储合用的经济性依赖于高额度的补贴，若无补贴，甚至可能会增加使 用成本，故截至 2019年储能的渗透率还比较低； 2020年 家用储能平均价格下降到 400-500美元 /kWh， 在目前 20-30%的补贴力度 下 （即来到了表格中红色框的区间内）， 光伏加储能的方案具备良好的经济性 ，其相对于仅安装光伏的方案能够节省 25%-35%的费 用，相对于完全依赖电网购电的方案能够节省 55%左右的费用；而 未来随着储能系统价格继续下降至 250-300美元 /kWh ，经济性 受补贴退坡的影响较小， 即便补贴归零，光储合用的方案仍保持 30%（相对于仅光伏）以上和 55%（相对于仅电网购电）以上的成 本节约 （即绿色框表示了未来的趋势）， 故光伏储能配套的模式能够继续保持增势。 家用储能商业模式一：光储合用经济性明显且对补贴依赖度降低 14数据来源：天风证券研究所 表：储能价格、补贴比例对自发自用模式的经济性影响 补贴比例 40% 30% 20% 10% 0% 储能系统价格 美元 /kWh 相对仅光伏 相对电网购电 相对仅光伏 相对电网购电 相对仅光伏 相对电网购电 相对仅光伏 相对电网购电 相对仅光伏 相对电网购电 800 -17.10% -46.10% -10.00% -41.60% -3.00% -37.00% 4.00% -32.40% 11.00% -27.90% 700 -22.30% -49.50% -16.20% -45.50% -10.00% -41.60% -3.90% -37.60% 2.20% -33.60% 600 -27.60% -53.00% -22.30% -49.50% -17.10% -46.10% -11.80% -42.70% -6.50% -39.30% 500 -32.90% -56.40% -28.50% -53.50% -24.10% -50.70% -19.70% -47.80% -15.30% -45.00% 450 -35.50% -58.10% -31.50% -55.50% -27.60% -53.00% -23.60% -50.40% -19.70% -47.80% 400 -38.10% -59.80% -34.60% -57.50% -31.10% -55.20% -27.60% -53.00% -24.10% -50.70% 350 -40.70% -61.50% -37.70% -59.50% -34.60% -57.50% -31.50% -55.50% -28.50% -53.50% 300 -43.40% -63.20% -40.70% -61.50% -38.10% -59.80% -35.50% -58.10% -32.90% -56.40% 250 -46.00% -64.90% -43.80% -63.50% -41.60% -62.10% -39.40% -60.70% -37.20% -59.20% 15 家用储能 商业模式二：根据峰谷价差，利用储能实现削峰填谷 与第一种模式的不同 ：该模式仅安装了储能电池系统而未安装光伏， 可供没有屋顶的家庭使用。 削峰填谷经济性分析（以加州为例）： 安装储能系统后，用户在电价谷时对储能系统进行充电，在峰时就 无需从电网购电，而直接从储能电池中取电，从而避开高峰电价 。 根据美国能源部统计， 2019年，美国住宅侧的平均年耗电量为每户 10649kWh。 根据加州电力系统运营商 SCE提供的信息， 16时 -21时 为峰时电价， 21时 -次日 16时为谷时电价；夏季为当年 6-9月，冬季 为 10-次年 5月。以加州 ISO提供的 8月 1日、 2月 1日的用电需求曲线 分别代表夏季、冬季峰谷时期的用电量分布情况： 高峰时段用电量占比： 26%（夏季） 24%（冬季） 低谷时段用电量占比： 74%（ 夏 季） 76%（ 冬 季 ） 对加州而言，夏季空调耗电高，冬季取暖需求小，耗电相对较低： 假设 6-9月户均月用电量为 1000kWh， 10月 -次年 5月户均月用电量 为 750kWh，全年平均值为 833kWh。 表：加州峰谷电价 图：加州用电需求曲线 夏季 6-9月 冬季 10-次年 5月 工作日 周末 工作日 周末 峰价 $/kWh 0.43 0.31 0.39 0.39 谷价 $/kWh 0.16 0.16 0.15 0.15 数据 来源： CAISO， SCE，天风证券研究所 16 家用储能 商业模式二：目前储能用作削峰填谷经济性不明显 两种用电方案费用测算方式： 方案： 未安装储能系统，直接从电网购电。根据前述的 季节用电量和电费的差异，将居民用电结构分为夏季高峰、 夏季低谷、冬季高峰、冬季低谷四个时间段，计算得一年 电费合计 2125美元。 方案： 安装储能系统，储能容量为 14.3kWh，价格为 400美元 /kWh，且根据加州 SGIP激励计划，目前住宅安装 储能系统享有 0.2美元 /Wh的补贴，补贴后安装储能的总 价为 2860美元；全年用电均为谷时电价，计算得一年电 费为 1540美元。 削峰填谷经济性分析结论： 若家庭没有安装储能系统，以十年周期计，累计用电花费 达 25060美元； 若家庭安装储能系统，十年累计花费为 22230美元，节约了 11.3%。 与光伏储能配套实现电力自发自用的模式相比，只安装储 能的经济性并不显著 ，更多的是保障电力供应的稳定性， 能在遇到停电事故时满足电力需求。 数据 来源： CAISO，天风证券研究所 25060 22230 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 累计费用 /$ 方案 1/美元 方案 2/美元 夏 冬 单价 $/kWh 电量 kWh 总价 $ 单价 $/kWh 电量 kWh 总价 $ 峰 0.39 1040 405.6 0.39 1440 561.6 谷 0.16 2960 473.6 0.15 4560 684 总价 $/年 2124.8 表：不装储能的年用电花费测算 需要储能系统的容量 14.3 kWh 储能系统价格 2860 $ 以谷价充电来计算一年电费 1540 $ 表：安装储能、谷价充电的年用电花费 图：削峰填谷经济性测算 17 海外电网老化问题日益严重，大规模停电事故频繁发生，电网改造进程缓慢 根据美国能源信息署 EIA的统计， 2019年美国用户平均经历 5小时断电； 据美国能源部 DOE统计， 美国 70%的输电线路和电力变压器 运行年限在 25年以上， 60%的断路器运行年限超过 30年。 2019下半年美国遭遇两次大规模停电： 7月 13日傍晚纽约遭遇大面积停电，原因为变压器起火； 10月加州遇森林大火，电力运营商 PG E于当月 9日开始中断其供电区域的电力供应，影响近 80万用户。 2019年 8月 9日晚间英国突遇大规模停电，原因为电网频率由正常的 50Hz大幅下降至 48.88Hz，而超过 1%的频率波动就会导致部分电 网系统自动停运。除美欧之外，南非、南美等地区也同样面临电网脆弱的问题。 以美国为例，越来越多新能源发电的接入使得对电网改造的需求更加迫切，但 电力系统运营商多为区域性的私有化公司 ，各自为政 的运营模式、高额的资费和漫长的审批过程使得对现有老化电网的改造难度很大。 家庭安装储能设备除了前述的经济性优势以外，另一大重要功能就是在遭遇停电事故时保障电力供应。 数据来源：北极星储能网， US EIA， US DOE， IRC，天风证券研究所 家用储能有效应对停电事故，提升居民用电品质 图：美国人均遭遇停电时长统计 图：美国电力系统运营商分布情况 18 数据来源： Wind，天风证券研究所 目前欧洲“自发自用 模式的现状： 欧洲家庭已经配备了完整的光伏 +储能系统仅占比 5。 ELSEVIER的一项研究显示，通过卫星图像 观测 ，欧洲全部可用于安装光伏的屋顶面积为 7935平方公里，假设每户屋顶的面积为 150 平方米，则欧洲可安装户用屋顶光伏的家庭共计 5300万户， 对应总装机量需求为 300GW。截至 2020年欧洲家用光伏累计装机为 21.2GW， 家用光伏渗透率为 7.2%。 光伏存量远远高于储能存量：家用光伏累计装机 21.4GW，对应储能需求 42GWh，但目前储能累计装机仅 2.75GWh，对应约 28万户。 目前储能在家用光伏存量装机中渗透率仅有 6.5%。 未来的增长由两部分构成 ： 1） 存量增购 ：假设 2021-2025年分别有 5%、 8%、 11%、 15%、 20%的光伏存量装机家庭增购了储能系统， 形成光储结合模式。 2） 增量配套 ：假设 2021-2025年每年 新增的户用光伏装机中有 15.0%、 25.0%、 35.0%、 45.0%、 50.0%配套了储 能系统。 家用储能市场规模测算：光伏 +储能渗透率迎来迅速攀升 数据来源： ELSEVIER,Eurobserv-ER， Solarpower EU, 天风证券研究所 表： 2021欧洲家用光伏装机量测算 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 年新增 /GW 1.4 2.0 4.2 4.6 5.2 6.3 7.8 10.2 13.8 YOY 43% 110% 8% 15% 20% 25% 30% 35% 累计 /GW 10.6 12.6 16.8 21.4 26.6 32.9 40.7 50.9 64.7 表： 2025欧洲家用储能装机量 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 储能在存量光伏里的替换率 5% 8% 11% 15% 20% 储能在新增光伏中的渗透率 12.9% 11.0% 8.9% 8.9% 15.0% 25.0% 35.0% 45.0% 50.0% 年新增 /GWh 0.36 0.44 0.75 0.81 3.57 6.89 11.27 17.72 25.70 YOY 22% 70% 8% 340% 93% 64% 57% 45% 累计 /GWh 0.75 1.19 1.94 2.75 6.32 13.20 24.48 42.20 67.90 19 图： 2021-2025年全球家用光伏装机测算 由于国内民用电价格较低，且住宅多为楼房高层，发展户用光伏 +储能的空间较小； 2020年，海外户用储能新增装机容量 1900MWh，其中欧洲新增 810MWh，美国新增 700MWh，累计装机容量逾 4.2GWh，以未来五年来看，欧洲、美国仍是户 用储能增长的领导地区。 2020年受疫情影响储能的年新增装机量的增速较低，但光伏储能自发自用的商业模式已经清晰，对 居民用电的经济性显著，中期来看能保持高增长，户用光伏的渗透率和和光伏储能的配套率将同步快速提升， 预计到 2025年 全球户用储能新增装机容量达 93.4GWh， 2020-2025年 CAGR达 110%。 家用储能市场规模测算： 2025年全球户用储能新增装机容量达 93.4GWh 数据来源： Woodmac， IEA， Solarpower EU, US DOE，天风证券研究所 图： 2021-2025年全球家用储能系统装机测算 6.1 7.9 12.0 12.6 14.9 18.7 24.0 32.1 44.6 30% 52% 5% 19% 25% 29% 34% 39% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 年新增 /GW YOY 0.7 1.1 1.7 2.3 9.5 18.5 32.5 56.1 93.4 61% 45% 40% 312% 94% 76% 73% 66% 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 年新增 /GWh YOY 20 数据来源： Wind，天风证券研究所 对于商业和大工业用户，亦可通过光伏 +储能配套的模式实现电力自发自用。由于用电高峰与光伏发电高峰时间较为一致，因此工 商业分布式光伏自发自用比例较高，储能系统容量与光伏功率多为 1:1进行配置。 截至 2020年，全球分布式工商光伏装机量达到 134.6GW，但配套的储能容量仅为 11.0GWh，渗透率 8.2%；根据 BNEF的统计， 2020年 4小时储能系统平均成本降至 332美元 /kWh，而 1小时储能系统平均成本为 364美元 /kWh，储能电池成本降低、系统设计优化、系统 充放电时长标准化程度提高将继续推动储能系统价格下降，推动工商业光储配套的渗透率提高。 测算 得 2025年与光伏配套的工商业储能新增装机容量达 33.2GWh， 2020-2025CAGR达 75%。 工商业储能市场规模测算：光伏储能配套实现电力自发自用 数据来源： BNEF， US DOE， IEA, 天风证券研究所 表： 2025全球工商业光伏装机量测算 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 年新增 /GW 16.3 22.3 17.4 19.1 22.9 28.6 38.7 56.1 84.1 YOY 37% -22% 10% 20% 25% 35% 45% 50% 累计 /GW 75.8 98.2 115.5 134.6 157.5 186.2 224.8 280.9 365.0 表： 2025全球光伏配套的工商业储能装机容量测算 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 储能在存量光伏里的替换率 2% 4% 6% 8% 10% 储能在新增光伏中的渗透率 5.3% 7.1% 7.8% 8.2% 12.0% 14.0% 16.0% 18.0% 20.0% 年新增 /GWh 2.0 3.0 2.0 2.0 4.8 8.9 14.3 21.8 33.2 YOY 50% -33% 0% 138% 86% 61% 53% 52% 累计 /GWh 4.0 7.0 9.0 11.0 15.8 24.6 38.9 60.7 94.0 21 对于商业楼宇、医院、学校等不适用于安装大规模光伏自发电的场景，则 通过安装储能系统达到削峰填谷、降低容量电价的目的 。 削峰填谷的商业模式与住宅侧类似，其经济性主要取决于峰谷价差的大小。 降低容量电价：部分地区对于大工业用电、工商业用电采取两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费（电度电价）之外，还需要 缴纳基本电费（容量电价）。其中，电度电价单位为元 /kWh，其计价规则和家用电价类似，此部分的费用取决于用户总共的用电 量；而容量电价的单位为元 /kW月，此部分的费用则取决于业主最大用电需求功率或最大变压器功率。 配置后，在用电低谷时提前 储存电量，即可减小企业在高峰时的最大需量功率，进而减少容量电价的支出 。 测算 得 2025年与单独运营、非光伏配套的工商业储能新增装机容量达 21.4GWh， 2020-2025CAGR达 40%。 工商业储能市场规模测算：没有光伏则依托储能降低容量电价 数据来源： BNEF, US DOE，北极星储能网，天风证券研究所 2019 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 年新增 /GWh 2.0 4.0 5.2 7.0 9.8 14.3 21.4 YOY 100% 100% 30% 35% 40% 45% 50% 累计 /GWh 5.0 9.0 14.2 21.2 31.0 45.3 66.7 图：降低容量电价模式示意图 表： 2025全球非光伏配套的工商业储能装机容量测算 22 测算模型：由于容量电价和用户一天内用电的最大功率相关，对一用电需求最大功率为 10MW的工厂，为其配套 2MW/2MWh的储能 设备，在用电最高峰时从储能中调取其功率，即可降低工厂从电网中获得的最大功率，从而实现降低容量电价的目的。左表展示了 目前国内大部分地区容量电价，设该工厂的容量电价为 35元 /kW月。根据 BNEF提供的统计数据， 2020年电站级储能设备的平均价格 为 300美元 /kWh。 通过测算得出对于该工厂配套储能设备后，每年可节省容量电费开支 67.8万元，投资回收期为 5.8年。 工商业储能商业模式二：降低容量电价的经济性测算 投资回收期约六年 数据来源：各地能源局， BNEF，天风证券研究所 表：降低容量电价的经济性测算方式 工厂用电需求最大功率 10MW 容量电价 35元 /KW月 配套最大需求功率 20%的储能 2MW 工商业储能设备的单价 1950元 /kWh 储能设备的总价 3900000元 储能实际出力为铭牌功率的 90% 实际需要支付的容量电价部分 8.2MW 配套前每月容量电价 350000元 配套后每月容量电价 287000元 每月节省容量电价 63000元 每年节省容量电费 756000元 储能设备每年运维费用为总价的 2% 78000元 每年实际收益（节省电费 -运维开支） 678000元 投资回收期 5.8年 省份 容量电价（元 /kW月） 北京 48.0 天津 25.5 山西 36.0 山东 38.0 蒙西 28.0 辽宁 33.0 吉林 33.0 黑龙江 33.0 蒙东 33.0 上海 34.0 江苏 40.0 浙江 40.0 表：部分地区容量电价 23 对于工商业用户而言，可基于各自所处地理位置、经营时间、用电量分布和峰谷电价的不同，选择光伏储能配套、单独运营储能 两种模式之一来实现降低用电成本的目标。 基于上述两种储能系统在工商业中的应用模式以及工商业光伏装机量的预测，可测算得 2025年工商业储能新增装机容量达 54.6GWh， 2020-2025CAGR达 56%。 工商业储能市场规模测算： 2025年全球工商业储能新增装机容量达 55GWh 数据来源： BNEF, US DOE, IEA，天风证券研究所 图： 2020-2025年全球工商业储能装机量测算 2.0 2.0 4.8 8.9 14.3 21.8 33.2 2.0 4.0 5.2 7.0 9.8 14.3 21.4 0% 50% 66% 60% 52% 50% 51% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 光伏配套储能年新增 /GWh 非光伏配套储能年新增 /GWh YOY 24 基于光伏发电功率日间波动大、电价上涨、储能设备价格下探等因素， 光伏与储能的配套模式将在用电侧持续渗透 ； 对于不适用安装光伏的 大型工商业用户，单独运营储能系统亦能实现降低用电成本的目标 ； 将居民侧和工商业侧的 光伏装机 合并 ， 可得 2025年全球分布式光伏新增装机量达 129GW； 将两部分的 储能装机 加总即可测算得 2