近期，化學儲能行業(yè)再次受到市場關注，儲能產(chǎn)業(yè)鏈上優(yōu)質企業(yè)的股價更是扶搖直上，似乎向我們昭示了儲能行業(yè)的蓬勃發(fā)展。
據(jù)統(tǒng)計，自6月以來，陽光電源上漲94.91%，錦浪科技上漲174.09%。
作為存在巨大藍海市場的電化學儲能，5G、光伏產(chǎn)業(yè)、分布式能源的發(fā)展創(chuàng)造了新的需求。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，截至2019年底，中國電化學儲能項目累計裝機達1709.6MW，較2018年底增長59.4%。
此外，隨著電池成本的快速下降，電化學儲能經(jīng)濟性拐點開始出現(xiàn)。據(jù)寧德時代計算，到2020年鋰電儲能度電成本有望降至0.25元/KWh以下，已初步具備經(jīng)濟性。
那么，對于有著巨大潛力的儲能行業(yè)，行業(yè)爆發(fā)期是否已經(jīng)到來？
用戶側儲能：
商業(yè)模式已成熟
目前，鋰電池儲能在發(fā)電側、輸配電側、用戶側等主要應用場景均有很強的競爭力。其中，在用戶側領域，儲能的商業(yè)模式已經(jīng)走向成熟。
首先，對于主要應用于風電/光伏+儲能及自動發(fā)電控制調頻電站的發(fā)電側儲能，光伏+儲能的模式成了必然趨勢。在經(jīng)歷了光伏的大額補貼之后，當前補貼的退坡已成既定事實。2019年財政部、國家發(fā)改委、國家能源局曾明確，到2021年，陸上風電、光伏電站、工商業(yè)分布式光伏將全面取消國家補貼。
發(fā)電側儲能的任務是提高新能源消納，平滑新能源輸出，減少棄電。在這一情況下，面對補貼的退坡，加之光伏發(fā)電靠天吃飯、輸出功率不穩(wěn)定的弊端逐漸凸顯，光伏發(fā)電企業(yè)的壓力與日俱增。而光伏+儲能可以做到平滑新能源輸出，匹配發(fā)電側的電力負荷，降低光伏發(fā)電對電網(wǎng)的沖擊，對未來建立彈性、低碳的電網(wǎng)做出極大貢獻。
另外，電網(wǎng)消納問題也在一定程度上限制了新能源的發(fā)展。由于風電、光伏等新能源具有波動性、間歇性特點，電網(wǎng)為避免不穩(wěn)定會限制部分新能源的出力，從而引發(fā)棄風、棄光。只有配合儲能才能更好地消納和平滑波動，從而極大提高新能源系統(tǒng)的調節(jié)能力和上網(wǎng)友好性。
在輸配電側，儲能的發(fā)展則仍較多依賴電網(wǎng)公司的投資進度。
輸配電側的業(yè)務主體主要是電網(wǎng)公司，因此也被稱為電網(wǎng)側儲能，其主要應用于變電站儲能、虛擬發(fā)電廠、微電網(wǎng)等場景，發(fā)揮調峰、調頻、調壓等作用。輸配電側儲能的需求受政策影響較大。2019年2月，兩大電網(wǎng)公司均印發(fā)了促進電化學儲能發(fā)展的相關文件，給儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展帶來了希望。2019年電網(wǎng)側儲能市場欣欣向榮。
然而，隨著2019年末《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》的出臺，明確了“電網(wǎng)企業(yè)投資的電儲能設施明確不計入輸配電定價成本”，電網(wǎng)側儲能隨即轉入低迷，意味著短期內輸配電側儲能項目建設缺乏盈利渠道支撐。甚至到了2019年年末，國家電網(wǎng)《關于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》提出的“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側化學儲能設施建設，以及不再安排抽水蓄能新開工項目等”，使得電網(wǎng)對儲能的投資被嚴格限制了。
由此可見，儲能參與電力市場面臨政策挑戰(zhàn)。電池儲能參與標的套利收益微薄，無法通過市場進行資源配置。因而，電網(wǎng)公司的投資進度對輸配電側儲能的發(fā)展有著較大影響。
而對于用戶側儲能，其目前的模式除了一部分與發(fā)電側相似外，還有其他衍生。
用戶側儲能主要應用于峰谷電價套利、光伏+儲能、提高分布式電源的自發(fā)自用率、通信基站、數(shù)據(jù)中心、備用電源等。其中，用戶側光伏+儲能和發(fā)電側光儲應用原理一樣，能夠將光伏發(fā)的電存入儲能電池，減少并入電網(wǎng)不穩(wěn)定的電量。
并且，用戶側5G+儲能也是一大需求增長點。隨著5G建設加速，配套儲能電池市場需求開始爆發(fā)。3月4日，中國移動發(fā)布的《2020年通信用磷酸鐵鋰電池產(chǎn)品集中采購招標公告》稱，全國通信基站進行升級改造建設逐步開啟。
而關于用戶側的數(shù)據(jù)中心+儲能的應用場景，事實上，數(shù)據(jù)中心作為互聯(lián)網(wǎng)行業(yè)的關鍵基礎設施，其運行必須保證用電的安全性和連續(xù)性。適當配置儲能系統(tǒng)，一方面可以作為備用電源，另一方面還可以充分發(fā)揮削峰填谷作用，以節(jié)約電費、降低數(shù)據(jù)中心整體PUE。
儲能大規(guī)模商業(yè)化的道路雖然曲折，但前途仍是光明的?！皩崿F(xiàn)儲能商業(yè)化，讓儲能轉換效率高、價格低廉很重要，同時安全問題仍是行業(yè)發(fā)展的剛性要求?！敝袊こ淘涸菏織钤Ｉ寡浴?
除開豐富的應用場景和現(xiàn)階段的模式布局，儲能產(chǎn)業(yè)鏈上企業(yè)的優(yōu)異成績以及所潛藏的巨大潛力同樣助力于儲能行業(yè)的發(fā)展。
逆變器：
儲能行業(yè)的明珠
儲能產(chǎn)業(yè)鏈主要包括電池、逆變器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲能集成系統(tǒng)四大部分。
在整個產(chǎn)業(yè)鏈中，電池對儲能電站成本影響最大，占比約為67%。而在每GWh儲能系統(tǒng)中，電池可貢獻利潤約2.65億元。
相關數(shù)據(jù)顯示，寧德時代2019年動力電池系統(tǒng)實現(xiàn)營收386億元，占總營收的83.4%，同比增加57%。而鋰電池收入占總收入30%的億緯鋰能2019年的ROE為27%，近幾年呈持續(xù)上揚。目前稍顯遜色的比亞迪，專攻磷酸鐵鋰路線，其單體能量密度在2020年有望達到200Wh/kg。
除了電池企業(yè)不斷攀升的業(yè)績，儲能逆變器（PCS）現(xiàn)階段也具有較高的利潤水平。
PCS按應用場景可分為集中式、組串式、集散式和微型逆變器。根據(jù)CPIA數(shù)據(jù)，2019年組串式逆變器市場占有率為59.04%，已成為占比最大的逆變器品種。對此，天風證券研究員預測道：“五年內組串式逆變器的主導地位不會改變?！?
而由于華為受阻，再加上海外需求景氣度高，逆變器公司有望迎來量利齊升。
15-19年華為憑借其數(shù)據(jù)化研發(fā)優(yōu)勢占據(jù)全球逆變器市場的第一，19年市占率達到22%。但由于受貿易戰(zhàn)影響，2019年華為的全球逆變器市場份額相對18年下降了1個點，尚不明顯，但2020年1-5月卻降至14%。
其主要競爭對手陽光電源在考慮了印度工廠出貨后在20年1-5月的份額提升至19%，超越華為6個百分點，占據(jù)第一。錦浪科技作為組串式逆變器新貴，份額也從19年的5%提升到了6%。據(jù)公司年報顯示，2020H1其歸母凈利潤同比增長238.86%至319.54%。
除了因為華為退出而提高的市占率，國內企業(yè)相比于國外的價格優(yōu)勢也將進一步推進逆變器的發(fā)展。
由于海外歐美市場較為注重品牌積累，競爭格局顯著好于國內，因而海外定價較高，從而毛利率也較高。中國逆變器企業(yè)在國內的售價基本在0.16-0.3元/W，在海外的售價整體在0.3-0.8元/W左右。并且，逆變器海外市場毛利率比國內高25個百分點。
數(shù)據(jù)顯示，2019年錦浪科技海外逆變器毛利率45%，國內18%，固德威海外逆變器毛利率49%，國內25%。陽光電源海外市場毛利率41%（海外市場包含一部分電站），國內市場（包含EPC）毛利率18%。
由此來看，對比海外競爭對手，中國企業(yè)的價格優(yōu)勢明顯，這也為國內儲能產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展提供了更廣闊的空間。
此外，儲能集成系統(tǒng)雖然目前整體專業(yè)化水平較低，但長期的系統(tǒng)集成商可以憑借技術壁壘獲取超額利潤。
陽光電源作為優(yōu)質儲能系統(tǒng)集成供應商，截至2019年底，參與的全球重大儲能系統(tǒng)項目超過900個，北美工商業(yè)儲能市場份額超過15%，公司海外系統(tǒng)集成業(yè)務深入越南、澳洲、韓國等地，國際化業(yè)務不斷深化。
儲能產(chǎn)業(yè)鏈龍頭的優(yōu)異表現(xiàn)以及逆變器發(fā)展的巨大潛力再次證明儲能市場的光明前景。不過，雖然發(fā)展向好，但就目前來看，要想進入爆發(fā)時期，儲能行業(yè)仍需蓄力。
中短期還看用戶側放量
未來或看智能電網(wǎng)
現(xiàn)階段，用戶側己經(jīng)做到了光儲平價。
天風證券研究所分析稱，在用戶側，儲能成本約增加0.15元/kWh的成本，光儲結合之后的度電成本要比平均工商電價最高的北京低（0.82元/kWh），初步實現(xiàn)經(jīng)濟性。其次，用戶側5G+儲能的發(fā)展速度激增。工信部數(shù)據(jù)顯示，截至2020年6月底，5G基站建設累計數(shù)量已經(jīng)達到41萬個，所對應的儲能電池需求也在加快增長。
以往，用戶側光儲以集中式光伏并網(wǎng)配套儲能為主。根據(jù)行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2019年9月底，集中式光伏發(fā)電裝機占比為69.14%。一位券商研究員告訴記者，由于疫情以來電力需求下降、棄光限電現(xiàn)象層出不窮，未來用戶側反而會以分布式光伏+儲能為主。
分布式光儲在海外應用較為活躍，除了具有較高的終端用戶電價、合理的峰谷電價差等有利于儲能應用的電價制度外，還出臺了補貼或激勵政策，支持本地光儲混合系統(tǒng)或獨立戶用儲能系統(tǒng)的發(fā)展。
隨著我國大力推動新基建的建設，通信系統(tǒng)、商業(yè)園區(qū)、工業(yè)廠房、社區(qū)住宅等場景對穩(wěn)定供電的需求增大，分布式儲能正在成為新的產(chǎn)業(yè)風口。
一方面，能夠提升能源穩(wěn)定度。另一方面，可以改變能源空間格局，例如解決供給錯配不均的問題。但不論是借鑒海外先進經(jīng)驗，還是迎合本土的需求，分布式光伏+儲能都是未來發(fā)展的必然方向。
此外，目前數(shù)據(jù)中心也已大量建設。2010-2019年，中國數(shù)據(jù)中心市場增長了19倍，年增長率平均在35%以上。在2019年數(shù)據(jù)中心市場中，互聯(lián)網(wǎng)數(shù)據(jù)中心占比70%，企業(yè)級數(shù)據(jù)中心占比30%，市場規(guī)模達到2700億元，數(shù)據(jù)中心+儲能需求放量指日可待。
相比于用戶側儲能，發(fā)電側儲能的表現(xiàn)稍顯力不從心。
在成本方面，光伏發(fā)電與煤電等傳統(tǒng)能源相比有明顯劣勢。據(jù)相關數(shù)據(jù)，2019年國內地面光伏和分布式光伏平均LCOE分別為0.447、0.389元/KWh，而煤電度電成本則在0.230元/KWh-0.271元/KWh之間的水平，單價明顯低于光伏發(fā)電。
同時，發(fā)電企業(yè)“標配儲能”成政策約束。早在2017年，青海省發(fā)改委便在《2017年度風電開發(fā)建設方案》中提出，風電開發(fā)建設方案的43個項目按照建設規(guī)模的10%配套建設儲電裝置。2019年，新疆、山東等省（區(qū)）也陸續(xù)出臺了類似政策。這說明在光伏補貼退坡的趨勢下，配套儲能的成本也要由新能源開發(fā)企業(yè)承擔，這對于發(fā)電企業(yè)來說無疑是雪上加霜，配置儲能“進退兩難”。
而在輸配電側，儲能目前主要依賴電網(wǎng)公司的投資進度，智能電網(wǎng)（微電網(wǎng)、虛擬發(fā)電廠）在未來有望成為潛在成長方向。
業(yè)內普遍認為，電網(wǎng)投資的“三駕馬車”分別為特高壓、充電樁和數(shù)字新基建。4月14日，國家電網(wǎng)啟動新一輪充電樁項目，計劃今年安排充電樁建設投資27億元，新增充電樁7.8萬個，新增規(guī)模約為去年的10倍。7月21日，國家電網(wǎng)在召開會議稱，今年的固定資產(chǎn)投資將調增到4600億元，整體規(guī)模將達到1.4萬億元。
不僅電網(wǎng)投資加速了，智能電網(wǎng)也在快速發(fā)展，虛擬發(fā)電廠和微電網(wǎng)逐漸被應用。例如，太陽能發(fā)電網(wǎng)就介紹，虛擬發(fā)電廠是互聯(lián)網(wǎng)+源網(wǎng)荷儲售服一體化（即電源、電網(wǎng)、負荷、儲能、銷售、服務的聚合體）的清潔智慧能源管理系統(tǒng)，能實現(xiàn)發(fā)電和用電自我調節(jié)，保持瞬時平衡。
不同于依賴軟件和技術的虛擬電廠，微電網(wǎng)（電源、儲能、能量轉換裝置、負荷、監(jiān)控和保護裝置）主要靠元件來維持功率的局部優(yōu)化與平衡。
據(jù)悉，目前江蘇虛擬電廠已分別于近三年持續(xù)開展了三至五期擴建，接入可中斷用戶2000余家、可切負荷300余萬千瓦。隨著這套系統(tǒng)在全國推廣，全國虛擬電廠遠景規(guī)模將達到1億千瓦，相當于少建100臺百萬千瓦級的燃煤機組，同時可消納清潔能源超過1億千瓦。
而7月21日，北京京津唐高速公路光儲充項目及微電網(wǎng)示范、特變電工西安產(chǎn)業(yè)園源網(wǎng)荷儲協(xié)調型微網(wǎng)示范工程等項目也已入選工信部“智能光伏試點示范項目名單”。
隨著各部分的競相調整與投資的加速，化學儲能行業(yè)的發(fā)展正在步入快速軌道，相關上市公司也有望持續(xù)受益。
