“锂电储能”市场已悄然引爆，光储协同值得重点关注 | 彬复研究
注：全文共计15000+字，阅读大约需要40分钟。彬复行研文章，信息密度较大，但是干货满满，enjoy~
光伏短期最大变化，关注光储协同。配置储能解决电力时间错配，可实现消纳、调频和调峰三重效用，解决可再生能源的电网接纳约束。受益锂电池成本快速下降，欧美光伏+储能度电成本已低于电价带来市场化需求，国内新能源侧强配储能的政策化需求双重叠加，2021年储能市场已悄然引爆。
全球年储能装机超过1000GWh规模，2030年前将会实现。随着可再生能源发电占比接连突破15%/30%，配置储能比例也必将提升。光储协同效应显现，到2030年光伏储能配置达到功率40%、3小时，累计50%的光伏发电侧将配有储能。未来十年储能对比动力电池规模，将从同年的1/25提升至1/3。
集成商牵头，电芯厂赚钱。作为储能系统的价值核心—锂电池行业规模效应明显，电芯即将成为标准品，宁德时代扩产规划300GWh，构建储能生态。BMS的类芯片化，EMS能源互联网，PCS光储复刻与一体化，一切都为了更安全，更可靠的储能系统。储能长赛道下，如今的先发优势并不代表终局价值，只有市占率持续提升才能不断打磨产品技术以及整套体系。储能系统集成想要“八仙过海”，也还需在市场、技术和资源资金上“各显神通”。
目录
一、关注发电侧光储协同
1.1 可再生能源带来发电端波动性增加，储能系统可起到平滑出力作用
1.2 加州用电侧呈现鸭子曲线，可再生能源发电量的增加会改变电网峰谷
1.3 功能需求：储能可为可再生能源实现消纳、调频、削峰填谷多重价值
1.4 技术路线：储能解决电力时间错配，多种技术方案处在不同成熟节点
1.5 技术路线：磷酸铁锂是电化学储能的优选方案，理想成本低至1毛钱
1.6 政策驱动：从“优先支持”到“强制承诺”配储政策不断出台，力度加码
1.7 经济驱动：电池成本快速下降，提升电价增加发电小时政策还需添柴
1.8 国际规模：电化学储能2020年累计装机14.2GW，锂电池占绝对多数
1.9 国内规模：电化学储能2020年累计约4GW，增量年均翻翻
1.10 规模预测：2030年配储50%、功率40%、3小时，全球储能年装机或将超过1000GWh
二、锂电储能产业链与投资机会
2.1 产业链：锂电储能产业链明晰，价值超2/3集中在电池包
2.2 产业链玩家：储能产业链上的利润厚度主要在上游电池领域
2.3 电芯：动力电池厂商延续把控储能，更低价格更长寿命是核心关注
2.4 电芯：规模效应影响电芯将成为标准品，头部公司扩产投入千亿资金
2.5 宁德时代：在建产能300GWh，年储能营收20亿，勾勒储能生态蓝图
2.6 BMS/EMS/PCS：更安全更可靠的储能，需更高质量的综合管理系统
2.7 阳光电源：储能领域积淀已久，储能系统集成水到渠成
2.8 系统集成：市场技术，资源资金的比拼，储能系统集成处在黎明前夜
2.9 阿特斯：率先拥抱储能系统集成的光伏企业
三、锂电储能面临的风险
2.10 风险1：储能电站的安全问题是绕不开的行业风险
2.11 风险2：对于电网风光+储能可能不是比火电更佳的调频调峰工具
2.12 风险3：短期看锂长期看氢，风光度电成本的下降将加快“氢储能”走上历史舞台
一、关注发电侧光储协同
1.1 可再生能源提升导致发电端波动性增加，储能系统可起到平滑出力作用
根据前篇《从工业革命望穿光伏行业的发展动力与投资机会》的预测，到2030年我国和全球的光伏发电量占比或将接近20%，以风光为主的可再生能源比例将超过30%，可再生能源从零星供网到支撑电网会引发电力系统的系统级变革。
图 1：2020年7月德国的电力生产和消费结构（《德国储能发展现状及对中国的借鉴意义》）
可以从可再生能源发电量占比高的地区观察到这一点。当前，可再生能源在德国的能源结构中占比已达到43%，到2030年预计这一比例将超过65%，2050年全部使用可再生能源。从2020年7月德国每小时的发电结构图中，可以清楚地看到风电和光伏发电的波动性，为电力的供需匹配带来了问题。
可再生能源发电占比提高，使每小时发电模式发生变化。可再生能源发电具有不稳定性、间歇性的问题，储能系统可平滑可再生能源出力，降低可再生能源发电在不同时间尺度的波动性、间歇性，降低可再生能源高比例、大规模并网的难度。
1.2 加州用电侧呈现鸭子曲线，可再生能源发电量的增加会改变电网峰谷
美国加利福利亚阳光明媚，光照时间长特别适合光伏发电，加上又是硅谷所在地对新能源的接受程度高，由于太阳能组件的价格逐年下降，加利福利亚光伏发电的占比也越来越高，占比接近30%，形成了这张图“著名的鸭子曲线”。
图 2：加利福尼亚州每年3月31日的用电净负荷图（资料来源：加利福尼亚能源委员会）
可再生能源发电占比提高，也是使得用电峰谷会发生变化。加州发生了峰时段减少且后移，谷时段增加，新的高峰时间由12PM-6PM变为4PM-9PM，由下午转移到晚上且减少一个小时，新增一个春季的超低峰时间段9AM-2PM，峰谷电价将会持续存在，也为储能带来更多套利空间。
1.3 功能需求：储能可以解决电力供需的时间错配问题，为可再生能源实现消纳、调频、削峰填谷多重价值
从零星供网到支撑电网，光伏需要迈过的土地，产能，成本，电网接纳4重约束中，电网接纳瓶颈最为紧迫，为可再生能源配置储能已是“标准答案”。
在发电侧，光储融合使得光伏发电通过储能系统帮助电网解决平衡需求，将来可以进行电网级的调配和平衡，大力提高可再生能源的有效性。随着光伏+储能技术的成熟，光伏功率输出曲线不稳定的问题也将被有效解决，实现。从促进可再生能源调频消纳，到降低可再生能源利用成本，提高可再生能源占比的三重效用。
图 3：配置储能后可帮助发电侧平衡、平滑光伏出力曲线（资料来源：兴业证券）
在用电侧，分布式光伏+储能是当前唯一可行的离散式能源供给。在用电侧配置小型光伏+储能方案，将用电节点与发电节点结合，能减少纯集中式供电带来的电网投资建设压力。而由于光辐射资源的广泛性和光伏电池的小型化，分布式光伏配置储能，在离网供电的领域同样大有可为。
图4：分布式光储可以实现更短的能源传输路径
储能可以解决电力供需的时间错配问题，而错配的解决可以生在“发、 输、配、用”任意一个环节。2018年中国储能结构发生了明显变化，从2017年之前以用户侧为主转变为以电网侧为主，2020年起，政策推动新能源侧配置储能拉开序幕。
表 1：储能各应用场景对应不同的盈利模式、潜在风险、成本分摊机制
1.4 技术路线：储能解决电力时间错配，有多种技术方案处在不同成熟节点
储能是通过特定的装备或物理介质将不同形式的能量通过不同方式储存起来，以便以后在需要时利用的技术。
根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)《储能产业研究白皮书2021》，当前国内外运营储能项目以抽水储能为主要方式，抽水蓄能累计装机占当前我国储能总规模的近90%，然而年增长率却不足5%。占据其余10%的电化学储能，却有接近100%的年增速，可见两种技术方案处在不同成熟节点。
图 5：从技术曲线上看，储能有多种技术方案，各类方案处在不同成熟节点
从储能的技术路线来看，抽水蓄能等传统模式比较成熟，但存在投资周期长、响应速度慢的问题，伴随锂电池成本不断下降，电化学储能最有希望推动下一轮储能革命的再兴，也将成为撬动风光与锂电结合的支点。
表 2：储能的技术路线对比与应用场合
数据来源：2019年第9期《电工电能新技术》：《储能的度电成本和里程成本分析》等
1.5 技术路线：磷酸铁锂电池是电化学储能的优选方案，理想度电成本可低至1毛钱
储能对电池的要求包括高安全，低成本，环保，高寿命。在电化学电池中，作为标准电极电势最低的固态金属，锂是天然的电池金属，主要有磷酸铁锂和三元锂两类，相比于三元电池，磷酸铁锂高温更安全，循环寿命高，更便宜。与铅酸相比，充放电次数是铅蓄电池的7-8倍。能量密度可达到170-180Wh/kg，高于铅蓄电池3-4倍。理想情况下磷酸铁锂电池的寿命可以达到一万次，度电成本降至仅为目前的1/3。
表 3：磷酸铁锂电池、三元锂电池、铅酸电池的技术参数（数据来自网络）
图 6：理想下的磷酸铁锂电池可达到10000次的循环寿命，实现低至1毛钱的度电成本
1.6 政策驱动：从“优先支持”到“强制承诺”，国内外风光配储政策不断出台，力度逐渐加码
截至2021年4月份，已经有 10个省给出了风、光强制配储能最低配置标准，一共23个省给出建议并网的政策。发电侧储能的政策支持以度电补贴和优先批准新能源发电项目为主。度电补贴以储能电量为基，分别给予0.3-1元/千瓦时的补贴不等。优先支持政策则在对新能源发电项目进行批准时，优先考虑带有储能系统的新能源发电项目。
发电侧储能的政策支持时间多在2020年一季度后。发电侧电站及储能系统的招标、建设周期合计需要约6个月-1年时间，预计政策影响将集中在2021年得到释放。
图 7：国内部分省份储能政策示意图（图片来自网络）
更有地方政府以设立产业发展基金的形式支持储能项目、企业发展。湖南长沙市发改委和长沙市财政局发布《长沙市先进储能材料产业发展专项资金管理办法》，提出2020-2022年每年设立市级先进储能产业发展专项资金5000万元，相关区县、园区管委会分别按照不少于市级出资进行配套，用于支持先进储能材料产业集聚重大平台、重点企业、示范项目等。
表 4：国内部分省份储能政策一览
海外多国亦实行了多项推动、鼓励储能发展的政策。其中美国走在前列，美国各州投资税收抵免（ITC）给予私营单位、住宅侧用户安装光伏系统同时配套储能，30%的投资税抵或税收抵免。ITC延期退出，到2022年投资税收抵免（ITC）的优惠为26％，到2023年的优惠为22％，最终到2026年1月结束。
1.7 经济驱动：储能度电成本快速下降，提升上网电价、增加发电小时数政策还需添柴
光伏配置储能的要实现经济性，需要降低度电成本、提升上网电价、提升发电小时数三管齐下。以当前光伏3.6元/W，储能2元/Wh，配15%功率、2小时：光伏+储能的综合建设投入4.2元/Wh，而参考东吴证券的测算，以使用寿命7000次计，综合测算目前发电小时1100/1300h的三类地区对储能成本的要求为3.2/ 3.8元/Wh以下，并且当前储能一般在等光伏使用寿命（20年）中需换代一次，额外的运维成本考虑下来实际对储能成本下降的要求更大。
好消息是，降低综合度电成本的快速下降并非不可能。自2012年以来，电池储能成本已下降76%，这使得 “光伏+储能”成为一个经济上可行的方案。
根据北极星储能网，2020年下半年光伏储能电池最低的中标价格为0.86元/wh，加上BMS、EMS、PCS之后的电池系统最低中标价为1.49元/Wh，包括土建、系统集成在内的全光伏储能电站，最低为1.94元/Wh。例如2020年6月完成并网的华润电力濉溪风储一体化项目，该风电场规划装机总容量为50MW，配套建设、10MW/10MWh储能系统，许继电气以单价2.154元/Wh的价格中标储能系统PC工程。
图 8：2020年储能电站、储能系统、电池中标价格区间（资料来源：兴业证券）
根据阳光电源预计至2025年，储能系统成本将从2020年的1.46元/Wh降至0.84元/Wh（不含场地和人工），度电成本降至0.2元/KWh。
图 9：2020-2025中国锂电储能系统成本及度电成本预测（阳光电源光储解决方案中心）
增加发电小时数，提升上网价格也是短期内提升储能经济性的重要举措。2019年2月，新疆发改委提出配储能的光伏项目增加100小时计划电量 ；2021年初，青海省对“新能源＋储能”、“水电＋新能源+储能”项目中自发自储给予每千瓦时0.10元运营补贴；使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元运营补贴。
1.8 国际规模：全球电化学储能2020年累计装机规模达到14.2GW，锂电占绝对比例
根据CNESA不完全统计，截至2020年底全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，其中电化学储能的累计装机14.2GW，新增装机约5GW，在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，锂离子电池的累计装机规模最大，为13.1GW。
|
|
|
图 10（左）：2010-2020全球电化学储能装机规模（MW）（数据来源：CNESA）
图 11（右）：2020全球电化学储能累计装机各类占比（资料来源：CNESA）
1.9 国内规模：电化学储能2020年累计约4GW，增量年均翻翻，处在快速成长期
CNESA报道2020年电化学储能的累计装机规模为3269.2MW，同比增长91.2%。锂离子电池的累计装机2902.4MW，而根据我们的草根调研显示，2020年的储能累计规模保守估计超过4GW，当年新增装机超过2GW。
其中光储项目，截至2020年底，中国已投运光伏配置储能项目累计装机规模达到883.0MW，占中国电化学储能投运项目总规模的27.0%，年增长率为132.3%，相比电化学储能增速更快。
图 12：2010-2020国内电化学储能规模、2020年国内电化学储能累计装机各类占比 (MW)
储能的发展也出现过波折。2019年5月，《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降，国家电网叫停了公司及其下属企业投资“电网侧储能”， 2018年以示范项目为主的储能锂电储能工程纷纷暂停。
同时2019年工商业电价再降10%导致峰谷电价差变小、辅助服务市场趋于饱和、调峰调频价格不断降低的影响，最终导致2019年，锂电储能装机同比下降6.7%。
2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，推动国内储能市场二度向上，未来锂电储能的持续走强，离不开市场机制完善、价格机制调整、技术创新和相关政策的大力支持。
1.10 规模预测：2030年配储50%、功率40%、3小时，全球储能年装机或将超过1000GWh
随着可再生能源发电占比的提升，可再生能源发电对电网的不稳定性影响将愈发严重，因而需要配置储能的比例和规模要求也必然会随之提升。当前国内电站侧配置比例以政策最低要求为限，欧美地区光伏电站开始实现小规模的市场化配置，户用侧则以厂商提供方案为参考。
图 13：当前国内外光伏储能的配置比例
远期光伏储能配置比例方面，根据华为预测，2030年中国光伏储能配置比达到30%以上。而我们认为，随着可再生能源发电量占比的快速提升发电达到20%以上后对各类储能等平衡出力的辅助设施要求将成为刚需，预计在2025年就将实现30%的配置比率，在2030年达到50%。
随着2025/2030年预计全球风、光总发电量占比超过15%/30%，为平衡可再生能源发电波动对电网的冲击以及消纳，预计在2030年新增光伏电站储能配置比例达到50%、功率40%、3小时。
同时受益2025年后储能成本快速下降，未配置储能的光伏电站将愈来愈多的主动补装储能设备，自2025年起，预计5-10%的存量光伏电站将补装储能。2030年累计光伏地面电站装机配置储能比例亦将达到近50%。
表 5：全球光伏配储能2020-2030的配置比率预测与规模预测（GWh）
根据以上测算逻辑，给出如下图所示的逐年储能装机规模，在2025年全球光伏储能装机规模将达到近200GWh，而在未来十年中全球年新增光储装机就会超过1000GWh。
图 14：2021-2030全球光伏配储能市场规模预测
光伏配置储能年装机1000GWh或许让人惊讶，但绝非无稽之谈。动力电池相比，即在2030年可再生能源发电需配置的储能装机，依然仅占动力电池的1/3至1/2的规模。
图15：2018—2030年动力电池与储能电池的装机预测对比
二、锂电储能产业链与投资机会
2.1 产业链：锂电储能产业链明晰，价值超2/3集中在电池包
储能产业链的上游为电池原材料供应商；中游为电化学储能系统，以电池（电芯+PACK）为核心，结合BMS、EMS、PCS等控制部分形成综合能源控制系统，一般采用集装箱布置，并进行安装、运维和原料回收；下游应用于发电端、电网端和用户端。
图 16：储能产业链示意图
储能系统包括容量器件（电芯、PACK、BMS）、功率器件（PCS）以及其他配套设施（电缆、消防、空调、升压变）等；以目前常规储能系统1.7-1.8元/Wh的价格组成来看，电芯成本在0.9-1.0元/Wh，占比近6成，PACK、BMS、PCS价值量占比均在10%左右，此外为其他配套设施及场地设计费用等。
|
|
|
图 17（左）：储能系统成本构成（数据来源：兴业证券报告）
图 18（右）：磷酸铁锂电池成本构成（数据来源：国轩高科2018年报）
2.2 产业链玩家：储能产业链上的利润厚度主要在上游电池领域
对比储能产业链上的各环节，无论是价值量（营收）还是利润角度，电池在储能产业链中获取大部分利润，是当前储能产业的最大受益者。在PCS逆变器领域，龙头延续了在光伏逆变的行业地位，BMS领域存在少数独立第三方，但价值量占比低，议价能力较差，EMS领域由于涉及能源安全国内尚未市场化，主要由负责储能验收上网的电网侧提供。
当前的储能系统集成环节盈利能力较差，由于技术壁垒不高且行业缺乏标准，使得行业内玩家数量众多价格战明显，缺乏盈利空间。
表 6：储能产业链的参与方特征与价值量分配
注：净利润参考上市公司年报数据。
2.3 电芯：动力电池厂商延续把控储能，更低价格，更长寿命是核心关注
根据中国能源研究协会，高工产研锂电研究所的数据，2020年国内动力电池出货62Gwh，龙头份额稳定，宁德占据半壁江山，比亚迪、LG位居第二、第三。
储能方面CNESA报告显示2020年，国内储能锂电池出货量为6.6GWh，同比增长73%；2019年为3.8GWh， 2019年，从出货量角度来看，比亚迪、宁德时代名列前二。
表 7：2018-2020年锂电池国内厂商装机量TOP10（高工产研锂电研究所）
图 19：2020年中国储能技术提供商排名（国内市场）（CNESA）
相较动力，储能对能量密度的要求较低，更低价格，更长循环次数是关键。对于动力电池要求的体积小，重量轻，光伏储能电池只需要满足循环寿命足够长，度电全成本低即可。假设新能源汽车的使用寿命为 5-8 年，则动力电池的循环寿命只需达到 1000-2000 次，而储能电池的充放电更为频繁，如果想实现十年以上的运行周期，则电池的循环寿命至少需要超过 4000 次。
从下图不同种类锂电池效率衰减可以看到，磷酸铁锂电池具备极佳的效率衰减边际，存在较大的循环寿命提升空间。
图 20：不同种类锂离子电池的效率/循环次数对比（未来智库）
从价格上看，根据Bloomberg NEF的数据，动力电池价格在过去10年间下降了88%，2020年Q3宁德时代最新给的动力磷酸铁锂电池系统报价都在800元/KWh左右，并且针对特定客户已给出了800元/KWh以下甚至更低的报价，而其成本据媒体报道不足700元。
实际上在2020年3月宁德时代已经宣布研发出可实现1500 次循环内“零衰减”的储能专用磷酸铁锂电池，其单体循环寿命可达 1.2 万次。更低的价格，更长的循环次数将促进锂电储能度过盈亏平衡点，进入成熟爆发期。
2.4 电芯：规模效应影响下电芯将成为标准品，头部公司扩产投入千亿资金与时间赛跑
锂电池行业既是资金密集型行业，又是技术密集型行业。根据行业预测，未来宁德时代、LG、松下、比亚迪、三星会占据全球动力电池市场份额的85%以上，前十名占据95%的份额。
|
|
|
图 21（左）：2020年全球动力电池企业市场份额（按装车量）（数据来源：SNE Reasearvh）；图 22（右）：2018年全球数码锂电池企业竞争格局（资料来源：智研咨询）
新的电池生产参与者，或许将很难出现。消费锂电和动力电池的市占率前十大企业中共有五家相同或有历史渊源的企业，这些企业的市占率总和占据各自市场上一半以上的份额。虽然国内电池TOP10其中不乏例外，但也各有缘由，包括国资背景的中航锂电，国内电池正极材料生产企业青山集团子公司瑞浦能源。
动力、储能电池最终将成为标准品。一旦动力电池放量竞争就会加剧，成本的要求就会苛刻，市场就会趋于同质化竞争，没有规模的支撑就不会有价格优势，市场会自然选择。事实上，我们也能够明显看到电芯龙头在加速扩产，等待市场腾飞。
2020年至2021年一季度，以宁德时代、比亚迪、国轩高科、中航锂电等为代表的电池企业相继公布了20多个动力电池相关新投建项目，整体投建资金高达1600多亿元，建设年产能超过400GWh。
2.5 宁德时代：在建产能300GWh，实现年储能营收20亿，构建储能生态
储能电池、储能系统是宁德时代在成立之初就确定的战略方向。2020年宁德时代明确三大战略方向，其中之一就是“以可再生能源和储能为核心的固定式化石能源替代”。公司于2018年开始加速布局储能电池业务，设立了储能事业部。公司自2014年就开始销售储能系统，2020全年实现储能系统销售收入为19.43亿元，同比增长218.56%，2020年，储能业务占营收比重已经提升至3.86%。
关于电池扩产，宁德时代毫无疑问高居第一。宁徳时代在2020年全球动力电池企业市场份额占比23.47% ，截至2020年末，宁德时代动力电池产能69.1 Gwh，较2019年末增加30%，截至2021年3月已经在建的动力电池产能为77.5 Gwh，未来2年内合计新增产能约150-200GW。
表 8：2020-2021年宁德时代扩产公告
数据来源：公开资料整理，部分建设产能的按照3亿元1GWh估算。
勾勒储能生态，打造“牢不可破”的储能生态壁垒。由于把控储能价值链制高点——电芯领域，宁德时代朋友圈一再扩围，借助合资公司在发电侧、电网侧、户用储能均有发力。对上游的控制能力加之横向发展能力，宁德时代提供的不光是一个产品，而是对整个生态系统的掌控。
表 9：宁德时代朋友圈一再扩围
从项目主“国网电力”，到EPC方“时代永福”、“银中核时代”，到与ATL、科士达合作推出家用储能产品，看似宁德时代仅仅提供储能电芯，实际早已将触角伸入储能行业的每个角落。
2.6 BMS/EMS/PCS：储能系统高安全、可靠性的要求，需通过高质量的综合管理系统来实现
BMS 的好坏直接决定了电芯的充放电效果及寿命。储能系统的BMS（Battery Management System）在储能系统价值量中占比5-10%，功能模块包括电池管理系统，电池状态数据采集，全面监控电池运行状态——温控、负载均衡(亦有主动均衡，被动均衡之分），以及针对电池的状态监测、电池的均衡管理、电池的安全、数据的通信，安全预警等功能。
|
|
|
图 23（左）：BMS结构图（资料来源：来自网络）；
图 24（右）：储能系统有三级BMS（资料来源：比亚迪BMS介绍文档）
与动力系统的BMS不同，储能系统需要三级BMS系统。与动力电池领域将BMS整合至PACK中的模式不同，电池厂提供一体化方法的动机弱。BMS在动力电池中没有独立性，被集成在电池包中，但我们认为储能BMS并不会被电芯厂兼并。
BMS的类芯片化、模块黑盒化可能是一个趋势，当前国内BMS的人才和团队国内还是稀缺资源。BMS涉及到的东西很多，要做好BMS，要对电子电工技术、微电子及功率器件技术、散热技术、高压技术、通信技术、抗干扰及可靠性技术等很多东西都要专业。BMS是一个复杂系统工程，做的出和做的好之间还有很大差距。
EMS能量管理系统，负责储能电站运行策略，EMS（Energy Management System）在储能系统价值量中占比5-10%，此前电网侧储能主要由国网系公司提供，如南瑞等。EMS主要功能包括用于微电网内部能量控制，维持微电网功率平衡以正常运行；满足中小型商用级储能系统的现场能量调度需求；满足大型储能系统，涉及到电网侧的调度。
复杂场景将带给EMS新的功能使命。EMS是能源互联网进阶的必选项，光储预测性运维、光充储一体化等复杂储能场景，以及电力系统参与电网侧的辅助服务也会对EMS有防黑客攻击，安全演练等更多新的需求，电网侧储能的 EMS也要比工商业的储能的EMS难度高很多。
|
|
 |
图 25（左）：阳光电源EMS多能数字化综合管理生态（资料来源：阳光电源产品宣传资料）；
图 26（右）：比亚迪的智能微网系统（资料来源：比亚迪产品宣传资料）
PCS储能变流器，价值占比10%，PCS（Power Conversion System）由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成，可控制蓄电池的充电和放电过程，并进行交、直流的变换，实现对电网有功功率及无功功率的调节。PCS与 BMS 通讯，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。
储能逆变器与光伏逆变器的功能和架构较为相似，可迁移性强。实际上，国内外的逆变器龙头均在储能/储能逆变器上有所布局。在小型家用场景中，光储一体逆变器二者合二为一，已经成为主流。
图 27：光伏逆变器龙头的产品布局（贝瑞研究）
2.7 阳光电源：储能领域积淀已久，储能系统集成水到渠成
图 28：阳光电源已经形成了相对完善的储能配套和解约方案
2.8 系统集成：市场、技术、资源与资金的比拼，储能电站系统集成迎来黎明前夜
7月10日，由国网时代（国家电网与宁德时代合资公司），及华电公司投资建设的国网时代华电大同300MW/600MWh储能项目正式开工，预计年底建成。近GWh级的储能项目体量在过往不曾想象， 2020年全国电化学储能项目新增装机1559MW，该单一的国网华电大同项目已经超过了去年全部锂电储能项目的20%。
2020年，国内功率规模排名前五位的储能系统集成商依次为：阳光电源、海博思创、平高、上海电气国轩新能源、猛狮科技。海外电化学储能(不含家用储能)市场中，中国储能系统集成商海外出货量功率规模排名前五位依次为：阳光电源、比亚迪、南都电源、沃太能源和圣阳电源。
|
|
|
图 29（左）：2020年中国储能系统集成商排名（国内市场，功率规模）（CNESA）；
图 30（右）：2020年中国储能系统集成商排名（海外市场，功率规模）（CNESA）
可以看到当前的储能集成主要有三类参与者：电池制造厂商，电池及能源管理系统厂商和国网。电池制造厂商以宁德时代、比亚迪、国轩为代表，基于电芯制造基础向下游拓展， 电池能源管理系统厂商以阳光电源为代表，与SDI战略合作向上游拓展。另外，由于新能源侧的储能验收在电网，因此储能系统集成也出现了平高，许继的身影。
图 31：储能系统单元集装箱拆解图
在2020年储能系统集成商的规模还在百兆瓦级，先发优势尚未转换为规模优势，而在一两个项目上的先发优势也不代表有行业终局价值。一旦储能蛋糕做起来之后，集成商之间拼杀会非常惨烈，集成商在下游利润会拼的很薄，而且涉及到高垫资拖垮一批企业，这样的现象在光伏行业已经印证的非常明显。
相比光伏组件，锂电储能更是一种服务而非产品，安全性和效率及寿命的考核都具有后验性，不是交付后就作壁上观，纯集成的公司上下游的议价权很弱。储能系统集成公司想要“八仙过海”，还需各显神通，而般般“神通”就表现在市场能力，技术能力，资金能力上。
一、在市场能力上，依靠大集团背书，系统集成方能打开局面，拥有试错空间。过往有过类似成功的项目经验是投资方第一关注的方面，而首次承接大型项目，打开市场的过程往往需要央企国企做背书，或者央企国企自身大量的采购需求。大集团的投资会让系统集成公司在不断供货、出现故障解决问题的过程中成长，为其带来极其宝贵的试错空间。
先入局进入“五大六小”的白名单，是储能集成商生存的第一步，但这并不难。如电投集团的光伏、风电白名单在10-20家规模（包含组件逆变器、BMS等一众环节）。其主要评估基础资质，比如财务情况，注册资本，更主要是行业排名和技术实力。以业内专家判断，现有的产能和出货量在前 20 的优质企业都有机会。
图 32：五大发电六小豪门
二、在技术能力上，电池电源管理系统（3S）一体化，或许是储能的终极形态。在电芯之外，储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、场站级电源管理系统（EMS）占储能系统成本40%左右，而将3S融合也就是将以上三部分整合在一起输出整体技术方案，是系统集成公司可以涉足的技术侧抓手。
3S一体化系统能去掉BMS，PCS，EMS内交叉的部分，解决了储能系统中各模块功能简单重复叠加，可以降低成本。同时3S一体化也将解决安全事故责任不明确（电芯和控制系统之间的责任容易区分，PCS/EMS/BMS之间却常常各执一词）等问题，减少现场部署工作量和调试时长，长远角度甚至可降低电池冲放损耗，提高储能系统效率和寿命。
三、在资金能力上，当前缺乏行业标准的储能集成，门当户对成为潜在台词。由于储能管理的技术领先性和可靠性难以定量的评价，业主和EPC方目前也不充足具备储能技术评判能力，选择“门当户对”，业务体量较大的合作伙伴是最保险的决策。对投标方的规模（垫资、赔偿能力）要求也比较高，万一出了问题至少要赔得起。
相比发电侧当前复杂的市场环境，在用户侧、工商侧配置储能更由经济性驱动，对业主来说，配置储能，能降低初期的电网投资成本和峰谷用电成本。而用电侧客户琐碎分散，有个性化需求，在比较小的、1-2兆瓦时的工商业储能项目，会保留很多中小型企业做本地化服务或者细分市场。
2.9 阿特斯：率先拥抱储能系统集成的光伏企业
深耕光伏电站开发业务的阿特斯，也敏锐的捕捉到了光伏在发电侧对配置储能的需求。截至2021年一季度，阿特斯已在运行中的储能项目3兆瓦时，位于北美；储能项目储备约17GWh（其中在建储能项目1.2GWh），主要位于北美和拉美，在2020年第一季度内，实现储能项目储备总量增长接近翻番。根据调研机构Wood Mackenzie的预测，预计到2021年，阿特斯在美国市场将占据约10%的储能市场份额。
图 33：2021Q1阿特斯储能项目储备（MWh）（数据来源：阿特斯2021年第一季度财报）
三、锂电储能面临的风险
2.10 风险1：储能电站的安全问题是绕不开的行业风险
|
|
|
图 34（左）：23起韩国储能事故调查的起因分类（数据来源：韩国工信部报告）
图 35（右）：23起韩国储能事故调查的应用类型分类（数据来源：韩国工信部报告）
图 36：锂电池储能系统安全事故诱发因素及其交互关系（公众号《电动学堂》）
除去万众瞩目的储能标准化工作，以及系统方案设计的规范带来的劣质供应商会出清之外，或许远离人群密集地区的电源侧储能预先发展，能为储能系统的安全性带来试错空间。
2.11 风险2：对于电网，风光+储能可能不是比火电更佳的调频调峰工具
快速起停最便利的是高效内燃机组发电，其优势要远远大于储能，不但随时起停还可变化功率直接调频。《德国储能发展现状及对中国的借鉴意义》记录这样的场景，在2015年的7月25日（周六），德国发生台风天气，可再生能源发电短期内录得了新高：78%，在25日中有几个小时的可再生能源电力占到了国内总需求的78%以上。对比之下，无烟煤/褐煤发电的收窄，平衡了风电、光伏发电的变化。
图 37：2015年的7月25日德国电力生产结构（《德国储能发展现状及对中国的借鉴意义》）
2.12 风险3：短期看锂，长期看氢，风光度电成本的下降，将加快“氢储能”走上历史舞台
图 38：各类能源媒介的能量密度（数据来自网络）
最后，之所以在光伏产业的三段机会中，将关注光储协同作为“短期看变化”的首要关注投资机会，一方面是由于国内政策新能源侧强配储能，和电池成本快速下降带来的，欧美地区的储能市场化需求的双重叠加，使得2021年光伏配储迎来市场规模的井喷；
另一方面，磷酸铁锂电池储能，有着明显的窗口期。作为当前最成熟的解决新能源电力时空错配方案，其较低能量密度的天然短板，注定了后续更经济、高效的储能技术方案一定会出现并成熟应用，成为新的储能产业宠儿。
悄然引爆的行业规模，“八仙过海”的市场格局，标准缺位的终端场景，加速整合的产业环节，如同10年前的光伏，当前的锂电储能此境初识，又往日重现。
裴华飞
彬复资本 投资经理
﹀
﹀
﹀
编辑：Kristen CAI
▎往期推荐
运筹优化从象牙塔走向商用，极大助力航空业数智化发展 | 彬复研究
新技术驱动游戏产业底层逻辑更迭，游戏引擎行业如日方升 | 彬复研究
“一别两宽，各生欢喜”——中国二手奢侈品市场的崛起| 彬复研究
迎接数字驱动消费的大时代系列下篇：万亿俱乐部体系内的电商服务商浅析| 彬复研究
彬复资本
