“碳中和”：基于能源清潔化與能源獨立的最優(yōu)解。從全球范圍來看，“碳中和”已 成為人類共識，各主要國家以立法、宣告等不同形式確立了碳中和目標。
2020 年我國亦制定了 2030“碳達峰”和 2060“碳中和”的戰(zhàn)略，目標宏偉而緊迫。從中國自身的角度 審視，“富煤、貧油、少氣”是我國最為顯著的能源稟賦特征，煤炭資源豐富
但碳排放 較高，到 2021 年仍有 71%的電力由火力發(fā)電供應；天然氣等能源較為清潔，但對外依存 度高，到 2021 年天然氣對外依存度高達 44%。
在“碳中和”和能源獨立自主要求的雙重 考驗下，我國必須探索出一條以電氣終端化為目標，綜合調配風能、光伏、水力、核能等 清潔能源有條件替代高碳能源的“碳中和”之路。
“風光”是清潔能源中增量空間大、安全性高、經濟性好的發(fā)展路線。我國是全球風 光產業(yè)的主要推動國家，尤其是最近兩年伴隨風光成本的下降，行業(yè)逐漸進入到市場化經 濟性推動階段，產業(yè)開始快速、健康發(fā)展。
2021 年，雖然光伏上游成本不斷上行，但全 年我國光伏裝機量仍達 52.97GW，同比+7.8%；全年風電裝機量達 47.57GW，同比 2020 年-40.9%，但同比 2019 年+183.3%。
中長期來看，根據國家能源局發(fā)布的《關于 2021 年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》，到2025年風光發(fā)電量占比將提升至16.5%， 2030 年全國風光裝機規(guī)模將超 1200GW。
我們預計到 2030 年，國內非化石能源消費占比 將達到 26%左右。儲能將成為風光高增的必然選擇。風光等清潔能源在發(fā)電出力份額中的提升，對現有 電力供需體系提出了新的要求。
在發(fā)電側，風光出力波動性大造成供給不穩(wěn)定?？稍偕茉粗苯邮茏匀粭l件制約， 相比化石能源、核能等，風光產出受光照、風力大小等多個自然氣候因素影響， 在不同年份、季節(jié)、日內均不穩(wěn)定。
考察典型的日內風光出力曲線，光伏功率曲 線呈倒 U 型，于正午達到峰值；風電功率曲線呈隨機波動趨勢。
為匹配電網負荷 規(guī)劃，長期以來存在著棄風棄光現象，為了減少風光發(fā)電的能量浪費，最大限度 實現風光發(fā)電利用率，儲能成為風光并網的必選項。
在電網側，對負荷、電壓和功率調節(jié)的需求早已有之，在儲能參與之前多通過發(fā) 電機組的自調節(jié)，但這種自調節(jié)已難以滿足風光并網的新增需求。
儲能參與調峰， 可以實現電力供給側的削峰填谷，維護電網負荷穩(wěn)定；儲能參與調頻，調節(jié)效果 優(yōu)于傳統機組，更好地維持電力系統的短時負荷平衡。
在用戶側，由于電力供需錯配是長期存在的現實問題，電力供給側的調配不能完 全適應電力需求，所以用戶側的需求平滑也是緩解錯配的重要方式。
首先，為引 導電力需求平滑，部分地區(qū)的電價峰谷價差出現一定套利空間，用戶側的配置儲 能具有經濟激勵與正外部性。
其次，為實現用電經濟性與穩(wěn)定性，用戶側的分布 式光伏配儲、儲能備電等也為電網供電這一主要方式提供了重要補充。
電化學儲能：最具應用潛力的儲能方案
儲能技術路線多樣，機械儲能技術成熟，電化學儲能潛力最大。從技術路徑上看，儲 能行業(yè)分為電化學儲能、機械儲能、電磁儲能三大類型，另外還有儲氫、儲熱等尚不成熟 的技術，沒有形成產業(yè)規(guī)模。
機械儲能。機械儲能中應用最廣、技術最成熟的是抽水儲能。根據 CNESA，我 國 2020 年抽水儲能累計裝機占總儲能裝機的 89.3%。但是抽水儲能對地形、巖 層、水文等自然環(huán)境要求較高，選址苛刻，并且建設周期長。
壓縮空氣儲能技術 也較成熟，在美國、澳大利亞等地有大規(guī)模應用，但因為選址十分有限，同時響應速度較慢，故在我國還沒有大規(guī)模應用。飛輪儲能具有持續(xù)時間段、容量小等 特點，在 UPS、調頻系統等方面有專門應用。
電磁儲能。電磁儲能更適用于放電時間短、響應速度快的功率型儲能。其中超級 電容器儲能可以與其他儲能聯合使用，用于調頻。超導儲能響應速度極快，適用 于特定領域，尚處于實驗性階段。
電化學儲能。2021 年以來，配套存量集中式風光發(fā)電站的相關儲能政策頻繁出臺， 考慮自然環(huán)境和響應速度、長期經濟性等，電化學儲能逐漸成為主要解決方案。 細分來看，磷酸鐵鋰短期性價比更佳，鈉電池也有望長期占據一定份額。
電化學儲能：產業(yè)鏈拆解
基于上述分析，我們認為電化學儲能未來增長潛力最佳，因此下面重點探討電化學儲 能行業(yè)。 電化學儲能產業(yè)鏈分為上游設備商、中游集成商、下游應用端三部分。
上游設備包括 電池組、儲能變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）、熱管理 和其他設備等，多數從業(yè)者為其他相近領域延伸而來；
中游環(huán)節(jié)核心為系統集成+EPC； 下游主要分為發(fā)電端、電網端、戶用/商用端、通信四大場景。儲能產業(yè)鏈多數企業(yè)參與其 中 1-2 個細分領域，少數企業(yè)從電池到系統集成甚至 EPC 環(huán)節(jié)全參與。
具體來看：電池組是儲能系統最主要的構成部分。不同技術路線的電池使用材料不 同，在能量密度、功率密度、成本等方面各有差異，所適用的領域也各不相同。
根據 NEC 的測算，從全生命周期的角度看，鋰離子電池、鉛酸電池與液流電池的前期投資成本不相 上下，但考慮到后期維護，鋰離子電池顯現出明顯的成本優(yōu)勢。目前鈉硫電池尚未形成成 熟的產業(yè)鏈，但其有望成為成本較低的技術種類。
電池管理系統（BMS）主要負責電池 的監(jiān)測、評估、保護以及均衡等。能量管理系統（EMS）負責系統整體的數據采集、網 絡監(jiān)控和能量調度等。
儲能變流器（PCS）可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進 行交直流的變換。系統集成商提供集合了電池組、BMS、EMS、PCS。
根據發(fā)電廠、 工商業(yè)、家庭等不同場景設計不同的一體化解決方案。工程總承包商（EPC）對具體儲能 項目的設計、采購、施工、試運行等進行承包落地。
應用場景：聚焦三大細分領域
應用場景主要分為發(fā)電側、電網側、用戶側三大類，輔助服務、便攜式儲能等細分領 域蓄勢待發(fā)。
發(fā)電側：集中式可再生能源并網產生平滑發(fā)電出力功率、減少棄風棄光的需求。風光電站配置儲能后基于電站出力預測和儲能放電調度，可對間歇性、波動性的可再生能源發(fā) 電出力進行平滑控制，滿足并網需求，以此提高可再生能源利用率。
電網側：電能的不穩(wěn)定性產生電力調峰、系統調頻和其他輔助運行需求。在電源系統 內，電負荷波動、頻率變化會造成發(fā)電效率下降，通過儲能的方式可以實現電負荷的削峰 填谷以及頻率的快速靈活調節(jié)。
在輸配電系統內，針對突發(fā)的線路阻塞、負荷增加等問題， 可以通過儲能輔助動態(tài)運行，實現機動電能儲存，保障電能質量與系統安全穩(wěn)定運行。
用戶側：終端用戶的峰谷套利、自用備用、移動便攜等多種需求催生多種儲能應用。 在實施峰谷電價的市場中，通過低電價時給儲能系統充電、高電價時給儲能系統放電，實 現峰谷電價差套利。
對于安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶，配置儲能可以更好地利用光伏電 力，降低用電成本。對于耗電量較大的工業(yè)終端，配置儲能可以調節(jié)峰谷、應對備用。
移動便攜式儲能屬于利基市場，與常規(guī)手機充電寶差異在于電量、體積、重量更大，更適合 戶外出行時提供持續(xù)大功率電源使用，主要用于戶外活動、應急備災等，市場空間較大。
全球復盤：稟賦各異，產業(yè)政策助力儲能市場
從全球市場來看，儲能是實現“碳中和”、能源結構轉型的必經之路。在各地區(qū)能源 結構、社會經濟水平、電力基建與電力市場完善程度的分化下，各地區(qū)出臺了因地制宜的 產業(yè)政策提高儲能供給質量、提升儲能經濟性、激發(fā)儲能需求，從而推動了儲能市場的發(fā) 展。
美國：政策催化高增，本土產業(yè)鏈多為集成商
市場背景：
發(fā)電側需求來看，美國風光發(fā)電占比持續(xù)上升新能源消納問題需要各州自行解決。 美國作為碳排放大國，為實現碳中和目標，終端電氣化和清潔能源發(fā)電量也在提速。
到 2021H1，美國清潔能源發(fā)電量占比已達 18.3%，其中水力發(fā)電因為剩余可開發(fā)資源較少 開發(fā)程序繁瑣，增長基本處于停滯狀態(tài)，風能、光伏、天然氣貢獻了主要增量。新能源并 網的消納問題催生了儲能需求。
電網側需求來看，美國電網區(qū)域化明顯，且設備老舊，穩(wěn)定性差。美國電網基礎建設 時間長，電網規(guī)劃積重難返，在面對新能源并網時，現有電力負荷調配體系難以勝任。儲 能在這一領域廣泛用于各種儲蓄時段的調頻。
用戶側需求來看，美國電網無法全國調度，供電不穩(wěn)定，電價存在時空差異。美國供 電能源分布不均，電力能源企業(yè)多元化，導致下游用電供給不穩(wěn)定，且電價存在時空差異。 由此在分布式光伏、套利、備電等多種需求衍生下，戶用儲能也得到發(fā)展。
儲能政策：主要依靠目標規(guī)劃、補貼稅優(yōu)等需求端政策拉動，儲能市場規(guī)則落地后效 果明顯。需求端方面，聯邦層面的主要激勵政策為加速折舊和投資稅收抵免（ITC）。
2021 年前的優(yōu)惠政策僅針對風光配儲一體化的項目，2021 年通過的 ITC 法案首次將不與風光 項目搭配時的單獨儲能項目納入退稅優(yōu)惠范圍；州政府的政策主要包括總體采購目標規(guī)劃 與針對用戶側的儲能安裝補貼。
市場機制方面，2018 年通過的法案要求落地電池儲能系 統參與電力批發(fā)和電力輔助市場競爭的具體市場規(guī)則，表前儲能市場隨之蓬勃發(fā)展。儲能發(fā)展：美國儲能應用廣泛，受法案出臺影響，表前儲能激增。
美國 2020 年電化 學儲能總計新增裝機 1061MW。其中，公共事業(yè)新增裝機 852MW，同比上年+297%；住宅新增裝機 154MW，同比上年+63%；工商業(yè)新增裝機 55MW，同比上年-24%。
從應用 場景看，表前側儲能投資成本高、回報周期長、收益率較低，主要以輔助服務收益為主，此類模式通常由電網公司直接投資。
用戶側儲能項目投資成本低、回報周期短、項目收益 高，主要以政府補貼與節(jié)省電費為收益為主。隨著 2018 年底法案的正式出臺，美國表前 側新增裝機迅猛增長。
從產業(yè)鏈看，美國由于制造業(yè)上游的向外轉移，本土儲能產業(yè)主要為系統集成、安裝 開發(fā)與應用商，如 Tesla、GreenSmith、SolarCity 等，但也有如 EOS Energy、Coda Energy 等電池制造商。
同時，國外的儲能技術供應商加拿大 Demand Power Group、德國 Younicos、 瑞士 ABB、日本 Sharp 也參與其中。
德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購，市場背景
發(fā)電側需求來看，德國風光增長勢頭不減，發(fā)電側儲能存在一定需求。21 世紀以來， 德國持續(xù)致力于清潔能源轉型，持續(xù)提升風能、光伏、天然氣、核能等清潔能源比例。
其 中，出于安全性考慮，2011 年德國宣布將陸續(xù)關閉核電站，核能占比下降；由于國際能源 摩擦與對能源獨立自主的考慮，德國也在逐漸減少對天然氣的依賴。風光成為德國發(fā)展清 潔能源的首選項。2021 年，德國風光發(fā)電量占比為 29.5%。
電網側需求來看，電網規(guī)劃調節(jié)能力極強，調峰調頻等輔助服務需求小。德國通過進 行用電量預測、協調電量供需交易、綠色電天氣預告等方法，保持電網高可靠性。
根據歐 洲能源監(jiān)管委員會數據顯示，德國電網穩(wěn)定性位居世界二位。 用戶側需求來看，戶用電價居高不下，戶用光伏配儲成為最大應用場景。德國電價由 上網電價、輸配電價格及稅費組成。
近幾年來，德國大力促進能源結構轉型促使可再生能 源附加費和輸配電費進一步增加，居民用電成本過高，提升了戶用光伏配儲的經濟性。
由于電網強大的調節(jié)與輸配能力，表前側儲能需求的迫切性遠沒有用戶側配儲高，戶用 光伏配儲由此成為德國儲能的典型應用場景。
儲能政策：補貼戶用側儲能，政府目標與微觀主體經濟性相得益彰。由于德國的儲能 主要應用場景為用戶側光伏配儲，故其儲能政策主要以需求端的補貼優(yōu)惠為主。
2013-2016 年，光儲補貼政策主要為戶用儲能設備提供投資額 30%的補貼，通過德國復 興信貸銀行 KfW 對購買光伏儲能設備的單位或個人提供低息貸款。
2016-2018 年，德 國聯邦經濟事務和能源部發(fā)布“光伏＋儲能”補貼計劃，補貼總額約 3,000 萬歐元，補 貼對象為與光伏系統配套使用的電池儲能系統。
儲能發(fā)展：戶用光伏儲能占據大頭，增長空間仍較大。德國 2020 年電化學儲能總計 新增裝機 711MW。
其中，公共事業(yè)側新增裝機 135MW，同比上年+152%；住宅新增裝機 552MW，同比上年+122%；工商業(yè)新增裝機 24MW，同比上年+44%。
根據 EUPD 的研 究，到 2020 年，戶用光伏對可用屋頂的滲透率為 11%，戶用儲能對戶用光伏的滲透率為 23.5%，增長空間仍然較大。
市場格局方面，根據 EUPD 的研究，2020 年德國戶用儲能市場 CR5 占比為 79%， 其中電芯主要由派能科技、松下、三星、LC 化學等企業(yè)提供。本土的儲能技術提供商包 括 BOSCH、Younicos 等。
中國：能源轉型+獨立催生儲能需求，政策發(fā)力全產業(yè)鏈
市場背景：發(fā)電側來看，我國風光占比較低，在“碳中和”目標的驅使下，風光新增 裝機大幅提高，因此發(fā)電側對風光并網的儲能配置規(guī)模提出了更高要求。
電網側來看，我 國建立了全國統一的電網系統，但由于供需錯配以及新能源發(fā)電的不穩(wěn)定，催生電力調峰、 系統調頻的需求。
用戶側需求來看，電力供需錯配的現象長期存在且戶用上網經濟性也在 調整，峰谷價差將帶來儲能套利空間，同時儲能備電也是維持電力穩(wěn)定供應的重要補充。
儲能政策：我國的儲能產業(yè)伴隨著一個從無到有、從試點到普及、從政府扶持到產業(yè) 獨立的過程。儲能政策也在儲能產業(yè)的供需兩端呈現出較強的推動作用。
一方面，我國多 部門鼓勵儲能技術發(fā)展，鼓勵儲能參與風光并網、調峰調頻、電力輔助服務等表前領域， 也通過鼓勵適度拉大峰谷價差等意見為表后儲能提供發(fā)展空間。
在政策的推動下，儲能技 術不斷發(fā)展，儲能規(guī)模不斷提高，儲能度電成本下降，儲能逐漸呈現經濟性。另一方面，儲能參與電力市場的市場機制與價格機制逐漸明確。
2021 年 4 月《關于 加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》出臺，具體方向上指明后續(xù)要研究建立獨立儲能電站、 電網替代性儲能設施的成本疏導機制。
2021 年 12 月，廣東省發(fā)改委批復的《廣東省電網 企業(yè)代理購電實施方案（試行）》指出代理購電價格將包含平均上網電價、輔助服務費用、 新增損益分攤等三部分。
其中輔助服務費用主要包括儲能、抽水蓄能電站的費用和需求側 響應等費用，相關費用由直接參與市場交易和電網企業(yè)代理購電的全體工商業(yè)用戶共同分 攤。
“誰為儲能買單”等亟需厘清的問題逐漸出現解決方案，行業(yè)最為關心的問題已經有 了初步回答。
空間測算：高增開啟，側重發(fā)電+戶用端，總體需求：2025 年有望配儲約 250GWh，對應 2022-2025 年 CAGR+37.7%
按電源側、電網側、負荷側劃分
電源側：2025 年有望配儲約 200GWh，對應 2022-2025 年 CAGR+46.4%。新能源 發(fā)電方式普遍存在供給間歇性強、波動性大的缺點因此需要借助儲能裝置提高發(fā)電端的 供給質量。
目前隨著電池成本的進一步下探，國內發(fā)儲一體化電站逐漸迎來市場性經濟性 拐點，疊加發(fā)電側政策配儲規(guī)劃驅動，發(fā)展的確定性較強。
我們將電源側裝機需求劃分為 光伏配儲與風電配儲兩大部分，其中光伏配儲又劃分為分布式與集中式兩部分。
我們預計 各類別新增裝機平穩(wěn)上升，對應的新增配儲比例逐年上升，備電時長也穩(wěn)中有升。在這種 假 設 下 ， 我 們 預 計 2021-2025 年 全 球 總 計 風 光 配 儲 容 量 分 別 為
20.3/42.6/74.6/122.8/195.8GWh。
電網側：預計 2025 年有望配儲超 20GWh，對應 2022-2025 年 CAGR+45.1%。短時 的用電負荷變化，以及用電側規(guī)律性的峰谷需求變化影響電網供電質量，需要借助儲能調 節(jié)電網的出力和頻率，提高供電穩(wěn)定性。
具體來看，調頻方面，目前的補償反饋機制已經 非常成熟，調頻站利潤率非?？捎^。調峰方面，隨著電價市場化改革的推進與相關政策的 落地，電力的峰谷價差有望擴大，盈利模式將逐漸成熟。
我們預計未來電網側儲能的需求 來自存量改造與增量配儲兩方面，調峰調頻配儲比例持續(xù)提升。在這種假設下，我們預計 2021-2025 年調峰調頻與輔助運行的容量需求可達 5.0/5.0/7.6/17.2/22.3GWh。
負荷側：2025 年有望配儲約 40GWh，對應 2022-2025 年 CAGR+13.5%。負荷側的 儲能市場有三大主要場景，分別是新基建帶來的兩大高耗能場景：5G 基站與數據中心， 以及戶外生活場景中的便攜式儲能。
隨著全球范圍智能化經濟的加速發(fā)展，5G 基站與數 據中心（IDC）的建設周期逐漸開啟；隨著戶外活動、應急儲備等需求而出現的便攜式儲 能設備出貨量也將持續(xù)增加。
我們預計，三大主要場景支撐下，2021-2025 年負荷側儲能 需求分別為15.9/24.1/31.2/36.3/39.9GWh。
按發(fā)電側、電網側、用戶側劃分
從儲能應用場景的角度可以將儲能需求分為發(fā)電側、電網側、用戶側三大塊。發(fā)電側 指集中式光伏、風電發(fā)電站并網配儲的需求，電網側指電網輔助運行、調峰調頻等產生的 儲能需求
用戶側指分布式光伏配儲、負荷終端配儲、便攜式儲能等儲能需求。在這種劃 分下，預計 2021-2025 年發(fā)電側儲能需求為12.1/21.1/37.2/59.8/103.4GWh，對應 CAGR+48.7%;
電網側儲能需求為 5.0/5.0/7.6/17.2/22.3GWh，對應 CAGR+45.1%，用戶側 儲能需求為 24.1/45.5/68.7/99.3/132.3GWh，對應 CAGR+30.6%。
可見，發(fā)電側的風光 并網配儲，以及用戶側的分布式光伏配儲、負荷終端配儲、便攜式儲能等儲能需求仍是未 來儲能裝機增長的主要推動力。
綜合以上測算，我們預計在能源結構轉型的大浪潮下，2021-2025 年全球儲能市場有 望分別產生41.2/71.7/113.5/176.4/258.0GWh 的儲能容量需求，對應 2022-2025 年 CAGR+37.7%，儲能產業(yè)鏈將迎來爆發(fā)式增長。
各細分領域競爭格局分析
儲能電池向頭部動力電池廠商集中。對比動力電池，儲能電池能量密度、電池功率響 應速度、功率特性、SOC 估算精度、狀態(tài)參數計算數量要求等標準更低。
儲能電站 規(guī)模多是兆瓦級別以上甚至百兆瓦級別，投資方對成本更加敏感，對使用壽命、安全要求 更高。
綜合考慮頭部動力電池廠商此前技術積累和資金等實力，其在儲能電池市場 優(yōu)勢顯著，且安全性和性價比雙高的磷酸鐵鋰成為主流技術路線。
2020 年，國內儲能電 池的主要玩家為寧德時代、力神、海基新能源、億緯鋰能等，其中寧德時代、力神和億緯 均在動力電池一二線公司
2020 年，國內儲能電池 CR5 為 54%，集中度已經較高。未來， 技術和成本雙因素或有望驅動行業(yè)集中度進一步提升。
儲能變流器與光伏變流器技術同源，龍頭廠商高度重合。根據 CNESA 的數據，2020 年行業(yè)前五玩家分別為陽光電源、科華恒盛、索英電氣、上能電氣和南瑞繼保，其中陽光 電源在光伏逆變器優(yōu)勢突出。
從競爭格局趨勢看，2020 年行業(yè) CR5 為 64%，較前兩年有 所下降。從價值量來看，儲能變流器的單 W 利潤更高，隨著儲能需求的爆發(fā)，PCS 將給 相關廠商帶來新的利潤增長，儲能逆變器的利潤貢獻比例將大幅提升。
儲能集成系統處于競爭初期，差異化競爭格局初顯。目前，電池類企業(yè)、光伏類企業(yè) 和電子類企業(yè)均在儲能集成系統有布局，優(yōu)勢不盡相同。
電池類企業(yè)是整個儲能系統的成 本中心，掌握核心技術和電池的關鍵參數，能夠充分發(fā)揮儲能系統的最大功效，協同效應 明顯，并且往往通過長期合作或者入股方式形成強大產業(yè)協同效應；
光伏類企業(yè)對新能源 發(fā)電特性有充分的了解，更懂發(fā)電側的企業(yè)需求；電子類企業(yè)大多深耕電網配件多年，和 電網公司有充分的合作基礎，在電網側表現更加出色。
目前儲能系統頭部廠商排名變化大， 競爭格局處于演變重塑期，預計技術領先、客戶資源豐富、供應鏈整合能力強的企業(yè)市占 率有望進一步提高。
EPC 市場向上依賴性強，頭部企業(yè)加速布局。2016 年 5 月，住建部發(fā)布《關于進一 步推工程總承包發(fā)展的若干意見》，明確“要大力推進工程總承包”，實現“設計、采購、 施工等各階段工作的深度融合”。
指出“政府投資項目和裝配式建筑應當積極采用工程總 承包模式。”此后，EPC 模式逐漸成為工程建設的主要模式，中國市場 EPC 能建項目快 速上量。
以非住宅光伏 EPC 項目為例，根據 HIS Markit 的數據，2017 年全球裝機量前十 的企業(yè)中，有 6 家來自中國，2019 和 2020 年分別有 4 家中國企業(yè)上榜，中國電建連續(xù)兩 年裝機量位列全球第一。
案例研究：重點關注寧德、華為產業(yè)朋友圈，寧德時代：儲能朋友圈已成，第二增長可期，前瞻卡位，從動力電池切入儲能
基于電池，寧德切入儲能順勢而為。儲能系統結構包含電芯、BMS、PMS 以及 EMS 四方面，其中電芯占主導，以 LFP 電池為例，價值量高達 58.6%。
儲能電芯技術可以復制 動力電池相關經驗，寧德作為動力電池王者具有絕對優(yōu)勢，且其他環(huán)節(jié)與寧德來說也不是 進入壁壘。
如：BMS 價值量占據 12.6%，動力與儲能系統在該環(huán)節(jié)相似性較高，均注重 SOC 估算精度，儲能需要更加關注均衡管理技術，但該技術壁壘不高；
PCS 價值量占 據 15.5%，為儲能系統特定模塊，核心是儲能變流器，技術壁壘較強，但是競爭格局較為 明朗。
深耕儲能，精準切入。寧德時代于 2011 年成立之初便開始布局儲能產業(yè)，參與河北 張北國家電網風光儲輸示范項目。
2018 年 10 月，公司借助動力電池技術優(yōu)勢，正式切入 上游儲能系統環(huán)節(jié)，投資 4.7 億元啟動《新能源汽車電池智能制造裝備及智能電站變流控 制系統產業(yè)化項目》。
規(guī)劃儲能變流器 PCS 產能 120 套/年、各類 UPS8000 件/年、充電樁 1100 套/年。此后，公司自營業(yè)務涉及電芯、BMS、PMS 等多個環(huán)節(jié)的研發(fā)迭代與生 產。
核心電池模塊，寧德時代磷酸鐵鋰技術領先。公司深耕鐵鋰儲能電池研發(fā)，截至 2021 年底，已經成功推出循環(huán)次數達 8000 次的 280AhLFP 產品。
2021 年 6 月驗收通過循環(huán) 超 12000 次的新型鋰電池儲能技術，同期市場成熟儲能電池循環(huán)次數在 3500-6000 次。
前瞻布局鈉離子電池，產業(yè)化有望領先。鈉離子以鈉資源為主要金屬，負極采用鋁箔 代替，綜合成本下降 30%-40%，具有顯著成本優(yōu)勢。
寧德時代率先布局鈉離子電池，規(guī) 劃未來儲能市場。2021 年 7 月，寧德時代召開鈉離子電池發(fā)布會，正式推出成本更具優(yōu) 勢的第一代鈉離子電池，并預計鈉離子電池有望在 2023 年形成基本產業(yè)鏈。
全產業(yè)多環(huán)節(jié)參與，儲能業(yè)務高速擴張
全面布局產業(yè)鏈，已建成行業(yè)朋友圈。寧德時代處于儲能行業(yè)上游，憑借鋰電池技術 快速切入儲能鋰電池市場；2018 年 10 月，公司投資 4.7 億元啟動《新能源汽車電池智能 制造裝備及智能電站變流控制系統產業(yè)化項目》。
規(guī)劃儲能變流器 PCS 產能 120 套/年、 各類 UPS8000 件/年、充電樁 1100 套/年。此后，公司采取合作方式，布局儲能 PACK、 儲檢充、epc、儲能項目等多個環(huán)節(jié)。
公司入股永福股份（設計規(guī)劃勘測、EPC 業(yè)務）， 與科士達（側重光伏和逆變器）和星云股份組建合資公司，與國網綜能成立項目公司，進 一步推參與電池和儲能領域，以期同時實現儲能的規(guī)?；瘧煤碗妱悠嚲C合成本的降低。
截至目前，公司已經與 10 家公司建立重大投資合作關系，建立較為完整的產業(yè)體系。儲能電池出貨量位居首位，業(yè)務收入呈現爆發(fā)式增長。
寧德時代 2020 年中國新增電化學儲能規(guī)模第一，儲能 電池出貨量為 2.39GW，市占率達 17%。公司儲能系統產品包括電芯、模組/電箱和電池柜 等。
2018 年以來，業(yè)務成爆發(fā)式增長，對應 2017-2020 年 CAGR 達 395.2%；截至 2021H1， 公司營收達 46.9 億，占總營收的 10.7%。
華為：進軍儲能確定性強，海外優(yōu)勢顯著，十年能源積淀，先后進軍光伏與儲能
2013 年華為進軍光伏，以組串式逆變器重塑光伏逆變器業(yè)格局。在聯接+計算的基礎 上，華為領先實踐光伏行業(yè)數字化，打造智能光伏，2014 年推出全場景智能光儲解決方 案 FusionSolar1.0 系統。
2021 年，華為成立智能光伏軍團、數據中心能源軍團，助力電 力清潔化轉型。在碳中和、碳達峰的“雙碳”目標的大背景下，華為在數字能源領域持續(xù)探 索、創(chuàng)新，利用華為長期積累的數字技術和電力電子技術助力能源革命。
通過布局智能光 伏發(fā)電、站點能源、數據中心能源、智能電動和模塊電池五大領域，提出低碳城市、低碳 鄉(xiāng)村、低碳園區(qū)等全場景解決方案，加速碳達峰碳中和，助力社會實現雙碳目標。
2021 年，投資 30 億成立華為數字能源。華為數字能源提供包括從固網到無線的全場 景智能站點、從邊緣到云的智能數據中心等全面滿足 ICT 行業(yè)應用場景的能源解決方案。
幫助電信和鐵塔運營商實現綠色高效、安全可靠和智能營維，支持 ICT 網絡向 5G、全云 化平滑演進?；緢鼍靶枨?組串集成技術雙領先，供應網絡快速擴張。
華為通過數字能源產品進行綠色發(fā)電、高效用電，協助全球運營商打造低碳基站儲能。 目前已與巴西、歐洲、非洲、中東、中亞等多個國家和地區(qū)運營商達成合作，截至 2021 年，華為智能光伏助力客戶實現綠色發(fā)電 4829 億度，相當于種樹 3.2 億棵。
其中，在歐 洲希臘，華為幫助運營商客戶網絡降低了 51%能耗，并為其提供未來的“零碳網絡”解決方 案。在中國浙江，華為將儲能與太陽能光伏技術應用到客戶網絡上，節(jié)省了 17%-20%的 電費。
華為智能組串式解決方案，采取低碳安全的“一包一優(yōu)化，一簇一管理”精細化 PCS 管理模式。不同于當前市面上大多是 1 個 PCS 管理 1~2 千個電芯的儲能方案。
在華為智 能組串式解決方案中，一個 PCS 管理單元僅管理 16 個電芯，充分釋放電芯的充放電潛力， 提升放電量 15%以上。
這種模塊化設計讓后期運維管理更容易，使能分期補電，支持 初始配置降低 30%；讓儲能系統的壽命更長久，最終提升了儲能系統在整個生命周期的投 資收益，降低 LOCS20%以上。
憑借全球基站與 PCS 管理環(huán)節(jié)技術優(yōu)勢，華為進一步擴展儲能供應鏈。截至 2021 年底，華為與億緯鋰能、國軒高科、賽德電池以及格力電器就電池建立合作關系；
與易事 特在多領域展開合作；并和英維克、良信股份共同研發(fā)溫控以及低壓電器；此外，華為還 積極參與開發(fā)多家企業(yè)儲能項目，全方位布局儲能產業(yè)。
中標眾多海外儲能項目，體現強大客戶資源
2021 年 10 月，華為成功簽約全球最大儲能項目、全球最大離網儲能項目——沙特紅 海新城項目（1300MWh）。2017 年沙特王儲宣布紅海新城項目計劃，為實現 100%碳中 和，沙特政府方面比選了多個能源解決方案的可行性，最終選擇了“光伏+儲能”的方案。
出于安全性、經濟性、服務響應及時性與可靠性、市場美譽度、品牌影響力等方面的綜合 考量，華為智能光儲解決方案最終得到客戶認可，獲得全球最大儲能項目大單。
2022 年 3 月，華為與西非光伏開發(fā)商佳華美能簽署戰(zhàn)略合作協議，為加納 1GW 大 型地面光伏電站和 500MWh 儲能項目提供全套智能光儲解決方案。
加納政府為滿足日益 增長的電力需求、促進能源多樣化和經濟快速發(fā)展，制定了可再生能源戰(zhàn)略目標：于 2030 年可再生能源在能源結構中占比提升至 10%，大力推進綠色能源的應用并完成全國通電。
2022 年 3 月，華為開始將從制造商購買電池組用于儲能系統，擬于日本銷售 2MWh 的儲能系統。2030 年，日本將成為美國、中國之后第三大儲能國，達到 25GWh。
日本對新能源的需求廣闊：期望到 2030 年，新能源發(fā)電量占到整體的 35%，日本經濟產業(yè) ?。∕ETI）劃撥了近 9830 萬美元給安裝鋰電池儲能系統的家庭和商戶，補貼高達 66%。
原標題：全球新能源儲能產業(yè)鏈前瞻
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