特斯拉2.0全面布局储能产业

埃隆·马斯克（Elon Musk）发布特斯拉蓝图第二篇章，宣告了特斯拉向能源公司转变的决心。推出家用储能电池Powerwall和商用大容量电池Powerpack，收购光伏巨头SolarCity，打造超级电池工厂Gigafactory，特斯拉完成了从能源制造、储存到提供能源服务的产业链垂直覆盖。

预计2020年国内储能新装机50GW，工商业峰电规避有望率先启动

预计到2020年，国内储能累计新增装机容量将超过50GW，市场总规模接近2300亿元。基站备用电源锂电替代提速；工商业电费大户有望率先引入储能系统，解决峰电规避难题。五大应用需求容量预测：1）电网电力辅助服务25.9 - 26.4GW；2）基站备用电源18 - 21GW；3）风光发电并网1.3 - 1.7GW；4）规避峰电支出0.9 - 1.3GW； 5）家庭光储系统0.4 - 0.7GW。

锂电发展迅速，领跑储能技术路线之争

储能分为电化学、物理、电磁三大技术路线：1）电化学储能商业前景最佳，其中，锂离子电池技术大幅进步，占新增电化学储能九成份额；2）物理储能中，抽水蓄能和压缩空气储能等传统技术受环境制约，新技术有待成熟；3）电磁储能尚处于技术验证阶段，未来或大有可为。

平准化成本年均下降12%，差异化补贴体现正外部性

随着电池性能提升，储能平准化成本年均下降12%。国内扶持政策逐步加力，储能正式列入国家发展计划，获独立市场地位。针对不同应用领域，补贴方式相应地有所差异：装机补贴可用于工商业储能推广，家庭储能度电补贴应与成本持平，风光消纳与电力辅助领域除了补贴以外还需逐步限制火电参与调峰。

提前布局储能产业链，关注国内投资机会

1）建议关注拥有先期示范项目经验的储能系统解决方案提供商，中游布局有望率先抢占市场份额：阳光电源：全球逆变器龙头，与三星SDI优势互补，提供多样化储能方案；科陆电子：光伏、储能、智慧能源业务协同布局，战略转型能源服务商；成飞集成：锂电设计产能超百亿瓦时，跻身行业第一梯队；2）建议关注储能锂电池设备龙头：先导智能：锂电和光伏制造设备双管齐下，持续布局智能制造；赢合科技：提供锂电设备整线采购和服务，助力锂电池厂商提升投产效率；东方精工：拥有壁垒高、空间大的锂电PACK组装线自动化技术；正业科技：锂电无损检测设备市占率近七成，实现进口替代和出口国外市场。

一、特斯拉2.0全面布局储能产业链

埃隆·马斯克的太阳能计划

特斯拉1.0以太阳能电力为终点。2006年，埃隆·马斯克（Elon Musk）发布了特斯拉“宏伟秘密计划”四部曲，依次是生产小量而昂贵的电动跑车、适量价格适中的车型、量产价格亲民的车型以及提供太阳能电力。随后，特斯拉第一代电动跑车Tesla Roadster正式推出，由此开启长达十年的特斯拉1.0时代。

“光储”吹响特斯拉2.0号角。2016年7月21日，特斯拉蓝图第二篇章发布，内含整合能源再生与储存、丰富产品线、自动驾驶和共享四大方向。其首个方向的核心即“光伏发电+能源存储”，通过创造“惊人高效的、配备集成储电功能的、美观的太阳能板”，实现规模化效应。回顾特斯拉的战略路线图，其“光伏+储能”的布局已显露端倪。

三线出击，实现产业链垂直覆盖

推出储能锂电池，灵活搭配满足差异化需求。2015年4月，特斯拉同时发布两款储能电，家用级的Powerwall和电网级的Powerpack。前者有7 kWh和10kWh两类规格，为家庭用户提供光伏储电和应急电源功能；后者最低容量100kWh，可根据需求扩展至MWh级，用于调节峰谷电量，控制输配电延时，提供持续稳定的电力供应，并可参与电网服务。

联合建造超级电池工厂，解决高性能电池的供给瓶颈。特斯拉联合松下、三洋以及其他合作方投入50亿美元打造超级电池工厂Gigafactory，于2016年7月底正式开业，部分产能投入使用。特斯拉表示，到2020年，Gigafactory将使锂电池年产能提升至50GWh，其中2/3用于动力电池，1/3用于Powerwall和Powerpack储能电池。

收购太阳城，成为端到端清洁能源服务公司。2016年7月，特斯拉收购SolarCity，后者是美国最大的屋顶光伏提供商。截止2015年末，SolarCity的累计光伏装机量为2 GW，覆盖家庭数达30万户。SolarCity在光伏商业模式创新、用户覆盖数量方面优势明显，是特斯拉实现“光伏+储能”目标、由产品制造商转变为服务提供商的最佳选择。

平准化成本接近电价，储能产品初具经济性

售价低于同类产品和市场预期。7kWh和10kWh的Powerwall售价分别是3000和3500美元，加上逆变器、电池管理系统（BMS）以及安装后费用合计约5000美元。电网级的Powerpack每千瓦时售价为250美元，且已包含逆变器和BMS。对比其他厂商同级别的电池，两者的价格优势明显。

平准化成本不到0.3美元，低于美国部分地区电网电价。按官方公布的转换效率和最大使用循环次数计算，Powerwall和Powerpack的度电成本分别为0.16、0.18美元。算上使用光伏或电网充电的费用，家用储能平准化成本为每千瓦时0.25~0.3美元，而电网级储能平准化成本为0.23~0.28美元，在美国部分地区已经具有经济性。

储能订单超预期

储能电池订单量超预期。特斯拉的公开信息显示，Powerwall和Powerpack预定量分别约为400MWh和2.5GWh，最早在2016年二季度完成订单供货。超预期的预定量暗示了美国国内用户对储能的强劲需求。

电池成本持续下行，特斯拉储能规模可达15GWh。到2020年，Gigafactory完全投产，锂电池成本预计将下降40%，家用和电网级储能平准化成本分别降至0.17美元和0.15美元，与电力市场价格基本持平甚至更低。届时，储能需求将完全释放，特斯拉储能规模有望超过15GWh。

2、潜在需求等待释放，储能市场规模可观

储能产业将迎来成长契机。在特斯拉进入之前，储能概念已经出现，但成本高昂和需求不足制约着储能产业发展。伴随着能源结构升级，风光发电规模持续增长，电能质量问题愈发突出。储能通过改变电力供需弹性，可显著改善电能质量，提升风光发电并网效率。除此之外，在通信基站、工商业、电网和家庭四大领域，储能需求也逐步显现。未来五年内，国内储能新增装机量（含抽水蓄能）有望突破50GW，累计市场规模超2000亿元。

“风光”大势所趋，储能相辅相成

能源结构升级，可再生能源发电乃大势所趋。目前全球发电所用能源仍以化石燃料为主，风力发电和太阳能发电占比较小，2012年合计约5%。在全球“低碳化”以及“弃核转再”的背景下，“风光”利用得到各国政府支持，发电规模持续扩大，在2040年占比预计超过40%。

“风光”间歇性对电网运营带来冲击。随着发电占比逐年增加，风力和太阳能的间歇性问题、供电时段差异和季节性差异愈发突出，给电能质量带来频率波动、电压波动、电压闪变、电压跌落及谐波等诸多影响。电网运营商为了保持供电稳定，需要增加高能耗的火电机组进行调峰调频，背离清洁能源使用初衷。

储能为电力系统增加弹性，更有助于用电“低碳化”。储能技术可在电力系统中增加能源存储环节，在用电低谷时储存空余电能，在用电高峰时再将储存的电能释放和输入电网，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”。通过“削峰填谷”，储能可以替代参与调峰的火力发电量，减少后者的化石燃料消耗以及碳排放。

装机量对比差距明显，配套储能发展潜力被看好。参考部分微电网储能示范项目，光伏与储能的装机容量大致为1:1至3:1，根据实际需求和电网情况而有所差异。

然而，即使按照光储容量比3:1为标准，储能装机存量和增量差距依然明显，可再生能源并网中配套储能的发展前景可期。

未来五年国内储能装机量有望突破50GW，市场规模近2300亿元

从国外商业化经验和国内示范项目来看，储能应用主要在以下五个领域：

• 基站备用电源：通信基站电源升级，高性能锂离子电池加速替代传统铅酸电池。

• 峰电支出规避：以低价谷电储能，满足高价峰电需求，减少峰谷电价支出。

• 风光发电并网：消纳风力和光伏发电，提升电能质量和电网稳定性。

• 电网电力辅助服务：提供除正常发电外的持续电力输入，提升电网稳定性和安全性。

• 家庭光储系统：离网或并网的小容量“光伏+储能”系统，提供清洁能源电力接入。

结合国内电力服务实际情况，我们分析了储能五大重点应用的市场前景：

电网电力辅助服务：1100-1410亿元&25.9-26.4GW

市场规模预测：根据国内抽水蓄能电站建设规划、每年的电力辅助支出以及线损电量估计，储能在该领域的市场规模可于2020年达到100-160亿元，累计装机容量0.9-1.4GW。

市场机会：传统抽水蓄能电站规模大，在电力辅助服务中仍然发挥着重要作用。抽水蓄能电站启动迅速，运行灵活、可靠，除调峰填谷外，还可用于调频、调相、事故备用等任务。截止到2016年4月，全国抽水蓄能电站装机容量为50.32GW；国家能源局规划到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约100GW。根据测算，从2016到2020年，抽水蓄能电站累计新增装机约25GW，按每千瓦4000-5000元造价计算，累计投入约1000-1250亿元。

新型储能技术凭借灵活、高效和快速响应的优势有望取代传统的火力发电参与辅助服务。国内电力辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务两种，储能在各类的辅助服务中都具有优势，应用范围广。根据电网公司辅助服务及并网运行考核补偿清单估算，国内每年电力辅助服务支出为90-120亿元。

输配电侧接入储能减少输电线损。国内每年线损电量近2500亿千瓦时，线损率稳定维持在6%-7%的水平。通过配网接入分布式储能电源，可以减少或避免超供电半径供电的情况，从而达到减少线损的效果。每年挽回5%的线损电量，即有大约70-100亿元的收入。

基站备用电源：400-500亿元&18-21GW

市场规模预测：根据国内基站建设速度估算，预计到2020年，储能在基站备用电源应用的市场规模为400-500亿元，累计装机容量为18-21GW。

市场机会：基站储能升级，锂电加速替代铅酸。通信基站的储能装置为通信设备、空调等负载提供持续稳定的电力供应，保证整个系统安全稳定。传统储能装置采用铅酸蓄电池，存在寿命短、耐热性差、可能造成环境污染的问题。随着锂离子电池性能提升和成本大幅下降，高性能锂电开始逐渐取代传统铅酸电池。根据高工锂电产业研究所预测，2016年国内通信基站锂电市场规模将达40亿元，较2013年增长150%。通信基站领域总体规模较大，锂电在该领域的应用尚处于起步阶段，未来五年内仍有望保持40%-50%的增速。

规避峰电支出：100-150亿元&0.9-1.3GW

市场规模预测：根据国内各行业用电量估算，预计到2020年，储能在规避峰电支出应用的市场规模为100-150亿元，累计装机容量为0.9-1.3GW。规模预测具体算法：

市场规模=储能渗透率x工商业年用电量x峰电节省比例x峰谷电差价x成本收回年限

市场机会：商业写字楼和工业厂房最有可能率先引入储能系统。这主要是由于国内部分地区实行“峰谷电价”，用户可以通过储能替代峰值电量，减少额外电费支出。以上海市某写字楼为例，通过储能设备重新分配用电，该写字楼每年预计可以减少20%-40%的电费支出，5-7年收回储能设备成本。规避峰电支出可以最直接的实现储能的价值（详见经济性分析）。

风光发电并网：160-220亿元&1.3-1.7GW

市场规模预测：根据国内风力和光伏发电量估算，储能在风光发电并网领域的市场规模可于2020年达到160-200亿元，累计装机容量1.3-1.7GW。规模预测具体算法：

市场规模=储能消纳占比x每年未并网的风光发电量x上网电价x成本收回年限

市场机会：国内“弃风、弃光”现象严重，储能可用于“风光”消纳。2016年一季度，全国风电上网电量552亿kWh，弃风电量192亿kWh，弃光电量19亿kWh，预计全年弃风、弃光电量突破400亿kWh和100亿kWh。配套储能消纳10%的弃电量，预计需要1.7GW的储能装机容量，5~7年收回储能投入成本。

家庭光储系统：30-50亿元&0.4-0.7GW

市场规模预测：根据国内光伏渗透率和家庭用电情况估算，家庭光储系统的市场规模有望在2020年达到30-50亿元，累计装机容量0.4-0.7GW。规模预测具体算法：

市场规模=储能渗透率x自有屋顶住宅数x日均用电量x光储系统平均投入成本

市场机会：部分农村家庭、城中村自建房和城市别墅安装光伏储能系统替代大电网供电。根据国家住建部最新数据估计，国内农村家庭住宅数量大约为9500万栋，城中村自建房和城市别墅保守估计为1000万栋。不计入并网收益，家庭安装光储系统需要6-8年收回成本。考虑到国内高楼层住宅在物业管理和屋顶使用权的问题，高楼层住宅短期内尚缺乏市场空间。

3、技术路线：电池技术进步，提升商业化预期

三大储能类型中，电化学储能前景最佳。储能通常特指电储能，按能量转换形式的不同，分为物理储能、电化学储能以及电磁储能。在储能技术路线中，电化学储能的商业前景最被看好，主要得益于电池技术的快速进步，以及在汽车动力电池的带动作用；抽水蓄能和压缩空气储能因地理环境的制约，应用范围受到限制；电磁储能仍处于技术研发阶段。

电化学储能：锂离子电池应用领先

电化学储能，又称电池储能，包括锂离子电池、钠硫电池、铅酸电池和液流电池四种主流类型。对比物理储能而言，电化学储能具有使用方便、环境污染少、效率高等优点。不同的电池类型性能各异，其中锂离子电池发展最为迅速，储能应用前景最佳。

电化学储能中，锂离子电池无明显短板，领跑电池技术之争。锂电池性能大幅提升，与铅酸电池相比优势明显，且有逐步取代钠硫电池和液流电池在大容量储能领域的历史垄断地位。在2016年全球电化学储能新建项目中，锂电池装机占比约为90%，成为应用最广泛的新型储能技术。100MW级高性能锂离子电池储能有望在2020年之前完成技术攻关、2025年开始推广应用，带来更广阔的市场空间。

锂离子电池是一种充电电池，主要依靠锂离子在正极和负极之间移动来工作。锂电池的关键部件包括正/负极材料、电解液和隔膜。目前用作锂电池的正极材料主要常见的有镍钴锰酸锂（Li(NiCoMn)O2）、磷酸锂铁（LiFePO4）、锰酸锂（LiMn2O4）、钴酸锂（LiCoO2）；负极材料多采用石墨，新的研究发现钛酸盐可能是更好的材料；电解液溶质常采用锂盐，如高氯酸锂（LiClO4）、六氟磷酸锂（LiPF6）、四氟硼酸锂（LiBF4）。

从电池整体应用来看，储能电池发展潜力大，潜在规模远超消费电池，与动力电池相当。电动汽车的快速崛起已经证明电池技术在规模化、可靠性和成本方面的潜力。动力电池需求量年均复合增长40%，远超消费电池的需求增速。随着经济性提升，电池将逐渐进入电网级大容量应用。长期来看，储能电池的市场规模与动力电池相当，远远大于消费电池的规模。

物理储能：传统技术受环境制约，新技术有待成熟

抽水蓄能电站是目前最常用的大规模储能技术。它在电力负荷低谷期将水从下水库抽到上水库，将电能转化成水的势能储存起来，在电力负荷高峰期，释放上水库中的水发电。抽水蓄能主要用于电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等，具有技术成熟、效率高、容量大、储能周期不受限制等优点。但抽水蓄能电站需要合适的地理条件建造水库和水坝，建设周期长且初期投资较大。

压缩空气储能（CAES）是另一种能够实现大容量和长时间电能存储的技术。它在电网负荷低谷期用电能将空气高压密封在矿井、气井、山洞或储气罐中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电。压缩空气储能技术成熟，在规模上仅次于抽水蓄能，如德国一座电站的规模达到290MW。传统的压缩空气储能系统必须同燃气轮机电站配套使用，依赖燃烧化石燃料提供热源，而且需要特定的地理条件建造大型储气室，从而限制了其应用范围。2020 年前，超临界压缩空气储能关键技术（10MW/100MWh和100MW/800MWh）有望实现突破，并进行产品示范应用，2025 年之前实现应用推广。

飞轮储能依赖材料和技术突破。飞轮通过电动机带动高速旋转，将电能转化成动能，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电。与其他储能方式相比，飞轮储能具有大容量、高效率、无限循环寿命、零排放、无污染和装置对环境无要求等优点。飞轮储能的研究主要着力于研发提高能量密度的复合材料技术和超导磁悬浮技术。飞轮储能阵列机组技术（1MW/1000MJ）有望在2020年前完成攻关，2025年实现示范推广，2030年进行市场化应用。

电磁储能：尚处于技术验证阶段，未来或大有可为

超级电容器储能用电荷的方式将电能直接储存在电容器的极板上。超级电容器充放电快, 能量密度高。常规电容器电容存储量较小，仅能满足小负荷的电路需求；而超级电容器的电容量级别可达到法拉级，适合更复杂的电路运行需要。其目前主要用于改善电能质量,或与其他储能装置联合使用。10MW级超级电容器储能技术有望在2021年完成技术攻关，2023年进行试验示范，2025年投入应用推广。

超导磁储能（SMES）利用超导体电阻为零的特性存储电能。超导储能系统包括超导线圈、低温系统、功率调节系统和监控系统四大部分。超导材料技术开发是超导储能技术的重中之重，根据不同的工作温度，可分为低温超导材料、高温超导材料和室温超导材料。超导储能受限于价格昂贵的超导材料和低温制冷系统，短期内难以商业化。高温超导储能技术和基于超导磁的新型混合储能系统有望在2020年完成技术攻关，2025年实现示范应用，2030年投入市场推广。

4、经济性分析：平准化成本年均下降12%，需以补贴体现外部性

锂电池成本继续大幅下降。全球各大锂电池厂商对成本预测不尽相同。基于特斯拉及综合全球其他厂商数据，我们预计在未来五年内，锂电池的成本仍将逐年减少8%-12%，每千瓦时成本预计降至125-200美元。

储能平准化成本年均下降12%。衡量储能系统使用成本时，需要综合考虑电池和逆变器成本、充放电效率、最大循环次数等因素。以特斯拉储能方案为例，假设电池的充放电效率为92%，家用级循环5000次，商用和电网级循环2000次，预计在2020年，两类储能的平准化成本分别下降至每千瓦时0.48、0.45元。

经济外部性需要通过补贴体现。储能具有价格无法完全反映的正外部性，如支持可再生能源分布式发展、降低峰时负荷、电网调频以及紧急备用电源。在产业起步阶段，需要政策补贴体现这些正外部性，刺激需求释放。我们认为，针对不同的领域，补贴方式也应有所差异。

装机补贴适合推广工商业储能。工商业储能主要的用途是规避峰电支出。以上海市的非居民阶梯电价为例，每千瓦时峰谷电价差在0.58-0.98元之间，已经与储能成本相当。在部分电价制度下，储能存在峰谷套利空间，经济外部性得以部分或完全体现。我们认为，针对工商业储能潜在客户，适当的装机补贴更具吸引力。

家庭分布式储能度电补贴需要与平准化成本持平。家庭储能系统主要采用“自储自用，余电上网”模式。除了度电补贴外，对于峰时的余电上网量，可以按峰时电价进行收购。对于居民用户而言，由于交叉补贴的存在，目前的生活用电价格仍然偏低，无法反映出供电的真实成本。我们认为，为了鼓励居民进行储能投资，度电补贴应当与平准化成本持平设置略高。

风光消纳与电力辅助领域需要储能补贴与限制火电政策。储能参与风光发电消纳和电力辅助服务，除了以标杆上网电价收购储能放电量外，还需要接近平准化成本的度电补贴。这两个应用领域中，储能最直接的竞争者是参与调峰的火电，在本质上，是经济效益和环境效益的选择问题。我们认为，在风光消纳与电力辅助领域，储能补贴与限制火电政策需要双管齐下。

5、“十三五”政策扶持，助力产业起步

国内储能起步较晚，在峰电支出规避、风光发电并网和电网辅助服务等方面的需求都有待挖掘。近两年纲领性的储能扶持政策陆续出台，一旦更具实质性的补贴标准落地，国内储能产业有望迎来爆发。未来五年内，储能行业的成长空间值得重点关注。

国外储能扶持政策

世界主要发达国家自2009年开始，陆续推出符合各国实际情况的储能扶持政策。从具体内容来看，各国储能扶持政策可以分为1）储能发展计划，政府制定明确的储能装机目标，同时以投资、税收、创新等手段扶持产业发展；2）设备投资补贴，通过一次性设备补贴的形式，提高企业和个人客户安装储能的积极性；3）项目补贴，根据装机容量给予补贴，鼓励投资建设大容量的储能系统。

国内储能扶持政策逐步加力

正式纳入国家五年规划。2015年11月3日，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》颁布。其中明确提出，加强储能和智能电网建设，发展分布式能源，推行节能低碳电力调度。储能已列入我国“十三五”规划百大工程项目，也是首次正式进入国家发展规划。

能源创新行动圈定储能重点应用方向。2016年4月7日，发改委、能源局联合下发《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，要求研究面向电网调峰提效、区域供能应用的物理储能技术、可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用的储能技术，掌握储能技术各环节的关键核心技术。

独立市场地位推动参与电网辅助服务。2016年6月7日，国家能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》,鼓励投资电储能设施建设。发电侧储能可参与调峰调频和辅助服务市场交易，按电厂合同电价结算。用户侧储能充电电量可自行购买低谷电量，放电电量可就近向电力用户出售。

储能装备列入能源装备发展任务。2016年6月20日，发改委、工信部、能源局联合印发《中国制造2025—能源装备实施方案》，储能装备成为能源装备发展任务15个领域之一，进一步强调对高性能电池储能的技术创新支持。

6、布局储能产业链，关注国内投资机会

生态圈趋于完善，产业发展基础夯实。完整的储能系统除了电池以外，还包括电池管理系统（BMS）和储能逆变器（PCS）。BMS通过实时监测电池物理参数，估计电池状态、控制充放电和提供预警功能。PCS除了与BMS配合控制储能系统充放电以外，还有削峰填谷和平滑负荷的功能。关键元件产业链形成：由于动力电池发展的推动作用，BMS技术趋于成熟，供应商包括专业系统提供商和电池生产厂商。储能逆变器的生产原料以电子元器件为主，原材料供应厂商呈现完全竞争格局，供给充足。至此，储能中上游产业链基本形成。

从短期来看，储能产业临近快速成长期，不但需要明确的政府补贴政策鼓励电力公司投资，在家用和商用领域，还需要储能企业创新商业模式促进产品推广。到2020年，储能的市场渗透率预计为5%-10%，电池储能装机容量预计突破5GW，年均复合增长率为120%。推荐重点关注布局产业链、技术壁垒高、兼具成长性的公司。

打造国内的Gigafactory，上游高品质锂电智能制造蕴含成长潜力：

• 先导智能：锂电和光伏制造设备双管齐下，持续布局智能制造；

• 东方精工：掌握锂电PACK组装线自动化技术，壁垒高、空间大；

• 正业科技：锂电无损检测设备市占率近七成，实现进口替代和出口国外市场；

• 赢合科技：提供锂电设备整线采购和服务，助力锂电池厂商提升投产效率；

先期示范项目经验，提供储能系统解决方案，中游布局有望率先抢占市场份额：

• 双良节能：联手中科院推进储能科技成果转化，重点攻关压缩空气储能技术。

• 阳光电源：全球光伏逆变器龙头，与三星SDI优势互补，提供多样化储能解决方案；

• 成飞集成：（控股中航锂电）锂电设计产能总计144亿瓦时，跻身锂电行业第一梯队。

• 科陆电子：光伏、储能、智慧能源业务协同布局，战略转型能源服务商；