万亿可期！测算国内储能在用户侧、发电侧的市场空间

测算国内未来在用户侧、发电侧的储能市场空间：国内在第一阶段，到2025年我国大部分地区用户侧储能可实现平价，储能市场空间或达 6500亿；在第二阶段，到2030年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达1.2万亿以上。

“为什么要发展储能？”≈吃饭为啥需要碗

可再生能源发展刚需下，电化学储能将登上历史舞台

储能本质是平抑电力供需矛盾，新能源发展创造新的储能需求。电能自身不能储存，而任何时刻其生产量和需求量需严格相等，因此传统电源生产连续性和用电需求间断性的不平衡持续存在。此外，全球范围内可再生能源装机量和发电量占比不断提升（尤其是风能和太阳能），2019年上半年，德国风光发电量占比已超过30%。但可再生能源发电存在固有的间歇性和波动性，导致弃风弃光现象，增加供需不匹配程度且影响电网的稳定性，储能技术可平抑电能供需矛盾，提高风光消纳维持电网稳定。

抽水蓄能（PHS）是迄今为止部署最多的储能方式，电化学储能紧随其后。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模183.1GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大为 171.0GW占比高达93.4%，同比下降0.9个百分点，但仍处于主导地位；电化学储能的累计装机规模紧随其后为8216.5MW，占比为4.5%，同比增长 0.9个百分点。

技术特性决定电化学储能应用场景最为广泛。储能技术是利用化学或者物理的方法将一次能源产生的电能存储起来，并在需要时释放。根据技术类型的不同，以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。不同储能技术具有不同的内在特性（如功率密度和能力密度），电化学储能同时具有较高的能量密度和功率密度，决定了其广泛的技术适用性。

电化学储能是发展最快，美国储能规模位列全球第一。根据CPIA统计数据，截至2018年底，电化学储能累计装机6.63GW，同比增长126.4%；2013-2018年新增装机年均复合增长率高达113.86%。截至2019年全球累计电化学装机达8.22GW，同比增长24.02%，受中国市场影响，新增装机 1.59GW，同比下降56.98%。从应用端来看，用户侧应用占比最高为 28%，其他应用领域趋于均衡。

尽管2019年中国储能遇冷，但仍是全球份额较大的市场。根据美国能源部 DOE数据库统计，截至2020年1月10 日，全球电化学项目数量高达991 个，美国储能装机规模和项目数量再次均位列全球第一，中国位列全球第二。

2019年为国内储能减速调整期，储能将向更加市场化方向发展。根据 CPIA统计数据，截至2019年底，我国电化学储能累计装机1592.3MW，同比增长48.4%；新增装机591.6MW，同比下降23.7%。忽略2018年相对激增，储能行业仍然是维持稳步增长的状态。就应用端来看，用户侧仍是储能最大的应用市场，占比为51%。此外，2019年广东、湖南等地电网侧火储联合投运装机较多，但《输配电定价成本监审办法》的出台，明确了“电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本”。意味着短期内电网侧项目建设缺乏盈利渠道支撑，网侧储能的发展受到制约，长期来看，储能将向更加市场化的方向发展。

国内储能电池占比较小，海外市场稳定。国内储能电池出货大幅下降，海外市场稳定。根据高工产研锂电研究所（GGII）数据统计，2019年中国储能锂电池出货量为3.8GWh，同比增长26.7%。从整体出货量来看，符合年初预期的2030%的增长，但从出货的市场类别来看，储能锂电池应用于国内市场的出货量急剧下降，2019年国内出货量为0.7GWh，同比下降75%，而出口海外市场的出货量增长较为突出。

根据GGII统计数据，2019年，我国动力电池累计装机量约62.38GWh，同比增长9%。而储能锂电池出货量仅为3.8GWh，同比增长26.7%，其中国内出货量为0.7GWh，出口总量为3.1GWh，与动力电池相比，我国储能电池占比依然较小，空间较大。

储能核心逻辑：成本下降驱动储能应用

储能系统成本大幅下降。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。根据GTM数据统计显示，2012至2017年电化学储能电站成本大幅下降78%，单位KWh成本由2100美元下降至587美元。其中电池成本占比约为40%，是储能电站建设的主要成本来源。

锂电成为主流技术路线，存在成本下降通道。目前已商业化应用的电化学储能技术主要为铅蓄电池和锂离子电池。根据CNESA数据，近五年全球已投运储能项目中，锂电储能系统占比均超过80%，成为主流电化学储能技术路线。根据BNEF，2020年至2023年的锂电价格可能达到150美元/KWh，将达到储能系统应用的经济性拐点。

成本下降驱动储能装机规模爆发。根据GTM预测，到2025年，单位KWh 储能电池成本预计降至110美元，BOS部分将降至85美元。储能系统成本的不断下降，将驱动装机规模迎来爆发。根据BNEF的预测，到2040年，全球储能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近1095GW/2850GWh，对应投资6620亿美元。

国内储能未来空间究竟有多大？——可期万亿市场

国内储能未来空间究竟有多大？根据我们测算结论：

第一阶段：到2025年，储能成本降至1500元/KWh时，我国大部分地区用户侧储能可实现平价。在存量市场渗透率为30%情况下，我国储能装机规模可达435.1GWh，市场规模达6526.5亿元。其中，存量市场储能装机 394.6GWh，市场规模可达5919.0亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为15%，在放电时长4h，年新增集中式光伏8.1GW，渗透率为30%，则所需储能8.1GWh，年新增市场规模达121.5亿元。

第二阶段：到2030年，储能成本降至1000元/KWh时，我国大部分地区光储结合可实现平价。在存量市场渗透率为60%情况下，我国储能装机规模可达1186.8GWh，市场规模达12070.8亿元。其中，存量市场储能装机 930.3GW，市场规模可达9303.3亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为30%，放电时长4h，年新增集中式光伏50GW，渗透率为60%，则所需储能36.0GWh，年新增市场规模达360.0亿元。

发电侧：风、光+储能模式为新能源大未来

分布式光储：拆解“特斯拉户用光伏”实例，看国内市场空间几何

政策强制规定，美国户用光伏市场驶入快车道。根据加州能源委员会颁布的 《2019建筑能效标准》要求，从2020年1月1日开始，所有在加利福尼亚州 新建的三层及三层以下的低层住宅（包括独栋）都将被要求强制安装住宅光伏系统，并对装机规模也做出了规定：如果同时安装了储能系统，则光伏装机规模可在上述方程计算结果的基础上减少25%，且单户住宅的储能系统容量至少为7.5KWh，多户住宅的存储系统容量至少为住宅户数*7.5 KWh。

对于加州户用光伏需求的测算：未来10年，每年至少有750MW-1.25GW 户用装机规模。其中新增市场：2020年新政实施后，美国加州新增住宅将为户用光伏市场带来300-500MW/年装机增量。2018年美国居民用户平均用电量10972KWh，加州光照资源充沛，光伏有效年利用小时数1800-2200h，则100%光伏发电对应户均装机量约5-6KW。

加州户用光伏存量市场中：每年有450-720MW规模。根据1995-2018年加州独栋住宅建筑许可发放数量估算加州目前独栋住宅数量约180万套。若在2030年，这些存量独栋能有合计80%装户用光伏，5-8KW每户算，每年有450720MW的户用光伏规模。

美国政策及经济性助力下，户用光储系统得到快速发展。以特斯拉为例，2018年，特斯拉安装了1GWh的储能系统，2019年目标是将装机容量翻倍到2GWh以上。特斯拉的Powerwall（针对住宅用户）基于NMC锂电池产品。针对居民用户的储能系统，与屋顶光伏系统同时应用。它可以存储光伏电站在白天发的电量，并在夜间释放使用。据特斯拉表示，Powerwall的单位装机容量为13.5KWh；其峰值功率/持续功率分别为7KW/5KW，而电力转换效率达90%，且保证使用生命周期为10年。

在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉光储方案已经初具经济性。截至2020年2月，加利福尼亚州的太阳能电池板平均成本为 3.06美元/W。考虑到太阳能电池板系统的大小为3-10KW，加利福尼亚州的光伏系统平均安装成本在6.41-21.36万元之间，光伏系统平均价格为10.68万元。扣除26%的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳能激励措施后，系统成本降至4.74-15.81万元，假设光伏系统工作寿命为 25年，年有效利用小时为1900h，实际用电量为有效发电量的75%，考虑未来运维费用和发电量时间价值，光伏屋顶全生命周期内的度电成本为 1.07元/KWh。

根据特斯拉提供的4种不同规模的屋顶光储系统，分别为小型（光伏装机 3.8KW）、中型（光伏装机7.6KW）、大型（光伏装机11.4KW）和超大型（光伏装机15.2KW），同时匹配1、2、3和4套储能系统，光储系统价格在15.2742.77万元之间，扣除26%的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳能激励措施后，系统成本降至10.71-29.94万元。由于配置储能系统，有理由假设实际用电量为有效发电量的100%，其他条件与加州户用光伏相同，测算出小型、中型、大型和超大型的特斯拉屋顶光储系统全生命周期内的度电成本分别为1.52、1.20、11.1和1.07元/KWh，储能溢价分别为0.45、0.13、0.04和0元/KWh。说明含有储能系统的大型特斯拉屋顶光伏，可以与当前普通户用光伏在LCOE相竞争。

如测算得，在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉 11.4KW光储系统度电成本仅为1.11人民币/KWh，较单纯户用光伏系统的度电成本仅相差3.6%，户用光储结合系统方案经济性在美国已得到显现。

特斯拉2019储能装机容量达到1.65GWh。前三季度分别为229MWh、 415MWh、477MWh，全年装机1.65GWh，同比增长接近60%，超过 2017、2018年装机总量之和。2019年全球电化学储能新增装机为 15.9GWh，意味着特斯拉占据全球储能的市场份额达到10.4%。

我国国家层面政策为储能发展提供方向。2017年五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了十三五和十四五时期储能发展“两步走” 的战略。2019年针对该指导意见，进一步提出了细化的 2019-2020行动计划， 从而进一步推进“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡的目标，同时为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化发展转变的目标奠定基础。

部分省市开始出台用户侧补贴政策和新能源发电侧技术要求。目前针对储能出台补贴政策的有合肥和苏州。2018年合肥政策针对符合政策的光伏储能系统，按储能实际充电量给予1元/KWh的补贴。2019年苏州针对工业园区的储能项目，按放电量补贴3年，补贴标准0.3元/KWh。2019年6月新疆针对光伏储能试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的 15%、且储能时长不低于2小时来配置，总装机规模不超过350MW。

基于我国提供储能补贴的省市较少，我们通过搭建“光储发电+网电套利”模型，进行工商业光储项目经济性测算。工商业配置光伏+储能替代部分网电，满足自身用电需求，综合考虑峰谷电价差与时段划分复杂度，以江苏省为例进行建模，各电价时段和电流流向如表所示。通过计算配置光储系统前后支付电费差额，作为光储系统运营效益，对未来工商业光储系统经济性进行测算，基本假设如下：

1、江苏省年利用小时数为1063h，配置150KW光伏系统，预计平均每天可以发500~600度电，单位成本为4000元/KW；蓄电池采用磷酸铁锂电池，总容量600KWh，单位成本为1500元/KWh。

2、放电深度95%，容量衰减20%，循环寿命5000次，日运行2次，运行时 间为8年，残值按照光伏系统剩余价值计算。

3、折现率7.5%，贷款利率6%，自有资金比例为0.3。

测算结论：在上述假设条件下，江苏省工商业用户应用光储系统可实现经济性，生命周期内项目内含报酬率9.92%，自有资金内含报酬率为18.17%，投资回收期为6年。

进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，第一阶段：当用户侧光伏成本在4000元/KW，储能系统成本为1500元/KWh时，北京、浙江、江苏和广东（部分地区）内的工商业用户配置储能系统可达到8%收益率，假设市场渗透率为30%，储能装机规模为140.70GW，市场规模合计为2215.49亿元。

进一步测算可得：第二阶段，当光伏成本降至3000元/KWh，储能系统成本降至1000元/KWh时，除青海、云南和宁夏外样本地区储能系统均可实现8%内含报酬率。在市场渗透率为60%的条件下，储能装机规模为 302.94GW，市场规模合计为3029.43亿元。