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模仍占據最大比重，主要得益于較低的成本和滿足長時儲能的需求，但其份額持續下降；電化學儲能的累計裝機占比呈現出持續增長的態勢，其中，2020年全球電化學儲能裝機規模增速穩定在50%，中國電化學儲能累計裝機規模同比增長91%，預計“十四五”時期市場將穩步、快速增長。

 

按照IEA公布的《2050年凈零排放：全球能源行業路線圖》的指引，要求到2030年，全球太陽能(7.640, 0.12, 1.60%)光伏發電新增裝機達到630GW，風力發電的年新增裝機達到390GW，這是2020年創紀錄新增裝機數據的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生產邏輯擬合，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的沖擊下，儲能成為解決電網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. 經濟性考量：借鑒海外光伏儲能發展史

 

2020年風光發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%（國內的數據5-7%）。由于葡萄牙、瑞典、芬蘭裝機規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展依賴經濟性

 

光伏發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”，拉開其光伏產業發展的序幕；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，明確光伏發電強制上網電價，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，德國光伏發電新增裝機量連續三年超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電價補貼，裝機容量增速逐漸趨于穩定。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。伴隨著愈發激進的政策目標的提出，光伏新增裝機規模逐年提升。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提升，結構特征顯著。儲能技術進步以及規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展。據Energie Consulting統計，至2020年底，近70%的德國戶用光伏發電項目都附帶電池儲能系統，戶用儲能裝機已超30萬個，單戶規模約為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新增裝機數據來看，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，單戶光伏系統裝機規模約20kW。單戶儲能裝機平均8.5kWh，和非光伏發電時段的單戶用電量基本匹配，戶用儲能系統占用空間較小，用戶接受度高。

 

儲能系統成本呈下降趨勢，已具備良好經濟效益。依據派能科技(298.000, 1.22, 0.41%)招股書披露數據，除2020年上半年略有回升外，2017-2019年儲能電池系統銷售單價逐年下降,銷量增勢強勁。經測算，德國500€/kWh系統成本下的戶用儲能系統靜態投資回收期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

 

光伏發電裝機于2014-2016年經歷高速成長期。2014年，英國發布“光伏發電戰略”，重點扶持分布式（屋頂式）光伏系統。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。

 

隨全社會光伏發電量占比大幅提升，英國的電化學儲能裝機于2016-2019年出現顯著增長。截至2020年底英國表前電化學儲能裝機規模近570MW，占歐洲儲能表前裝機規模的47%。英國儲能表前裝機平均配置時長近1小時，主要起提升并網靈活性（能量時移）與電網穩定性（輔助服務）的作用，經濟性考量相對較弱。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：經濟性促使分布式光伏配套更高比例的儲能

 

經濟性驅動下，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實現反超，裝機熱情高漲。基于德國光伏及儲能的發展歷史，分布式儲能裝機量主要基于工業企業的用電量和峰谷電價差，體現經濟性，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，后期隨著組件成本的持續下降，分布式光伏IRR進一步提升，則低用電密度的工商業，利用分布式+大儲能的模式也將體現經濟性。

 

政策催化推動行業發展。國家政策的支持對于行業的發展起重要作用，集中式光伏上網指導電價和分布式光伏度電補貼都在我國光伏產業發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，國內風光發電量占全社會總用電量的7.5%，對電網的沖擊并不大。根據我們的測算，風光電發電量占比將在2025年達到25-30%的臨界上，政策推動電網側和發電側配套儲能比例的提升。

 

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