近期，化學儲能行業再次受到市場關注，儲能產業鏈上優質企業的股價更是扶搖直上，似乎向我們昭示了儲能行業的蓬勃發展。

據統計，自6月以來，陽光電源(21.840, 1.99, 10.03%)上漲94.91%，錦浪科技(113.500, 5.41, 5.01%)上漲174.09%。

作為存在巨大藍海市場的電化學儲能，5G、光伏產業、分布式能源的發展創造了新的需求。根據CNESA數據，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，電化學儲能經濟性拐點開始出現。據寧德時代(200.680, -3.61, -1.77%)計算，到2020年鋰電儲能度電成本有望降至0.25元/KWh以下，已初步具備經濟性。

那么，對于有著巨大潛力的儲能行業，行業爆發期是否已經到來?

用戶側儲能：應用場景豐富，商業模式已成熟

目前，鋰電池儲能在發電側、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，儲能的商業模式已經走向成熟。

首先，對于主要應用于風電/光伏+儲能及自動發電控制調頻電站的發電側儲能，光伏+儲能的模式成了必然趨勢。在經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、國家發改委、國家能源局曾明確，到2021年，陸上風電、光伏電站、工商業分布式光伏將全面取消國家補貼。

發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，加之光伏發電靠天吃飯、輸出功率不穩定的弊端逐漸凸顯，光伏發電企業的壓力與日俱增。而光伏+儲能可以做到平滑新能源輸出，匹配發電側的電力負荷，降低光伏發電對電網的沖擊，對未來建立彈性、低碳的電網做出極大貢獻。

另外，電網消納問題也在一定程度上限制了新能源的發展。由于風電、光伏等新能源具有波動性、間歇性特點，電網為避免不穩定會限制部分新能源的出力，從而引發棄風、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的調節能力和上網友好性。

在輸配電側，儲能的發展則仍較多依賴電網公司的投資進度。

輸配電側的業務主體主要是電網公司，因此也被稱為電網側儲能，其主要應用于變電站儲能、虛擬發電廠、微電網等場景，發揮調峰、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，兩大電網公司均印發了促進電化學儲能發展的相關文件，給儲能產業的發展帶來了希望。2019年電網側儲能市場欣欣向榮。

然而，隨著2019年末《輸配電定價成本監審辦法》的出臺，明確了“電網企業投資的電儲能設施明確不計入輸配電定價成本”，電網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《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》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。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，電網公司的投資進度對輸配電側儲能的發展有著較大影響。

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自用率、通信基站、數據中心、備用電源等。其中，用戶側光伏+儲能和發電側光儲應用原理一樣，能夠將光伏發的電存入儲能電池，減少并入電網不穩定的電量。

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。3月4日，中國移動發布的《2020年通信用磷酸鐵鋰電池產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。

而關于用戶側的數據中心+儲能的應用場景，事實上，數據中心作為互聯網行業的關鍵基礎設施，其運行必須保證用電的安全性和連續性。適當配置儲能系統，一方面可以作為備用電源，另一方面還可以充分發揮削峰填谷作用，以節約電費、降低數據中心整體PUE。

儲能大規模商業化的道路雖然曲折，但前途仍是光明的。“實現儲能商業化，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發展的剛性要求。”中國工程院院士楊裕生坦言。

除開豐富的應用場景和現階段的模式布局，儲能產業鏈上企業的優異成績以及所潛藏的巨大潛力同樣助力于儲能行業的發展。

逆變器：儲能行業的明珠

儲能產業鏈主要包括電池、逆變器(PCS)、電池管理系統(BMS)、儲能集成系統四大部分。

在整個產業鏈中，電池對儲能電站成本影響最大，占比約為67%。而在每GWh儲能系統中，電池可貢獻利潤約2.65億元。

相關數據顯示，寧德時代2019年動力電池系統實現營收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(53.250, -1.07, -1.97%)2019年的ROE為27%，近幾年呈持續上揚。目前稍顯遜色的比亞迪(81.980, -3.40, -3.98%)，專攻磷酸鐵鋰路線，其單體能量密度在2020年有望達到200Wh/kg。

除了電池企業不斷攀升的業績，儲能逆變器(PCS)現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 CPIA 數據，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(7.210, 0.03, 0.42%)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年華為憑借其數據化研發優勢占據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，國內企業相比于國外的價格優勢也將進一步推進逆變器的發展。

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。

數據顯示，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，中國企業的價格優勢明顯，這也為國內儲能產業鏈的發展提供了更廣闊的空間。

此外，儲能集成系統雖然目前整體專業化水平較低，但長期的系統集成商可以憑借技術壁壘獲取超額利潤。

陽光電源作為優質儲能系統集成供應商，截至2019年底，參與的全球重大儲能系統項目超過900個，北美工商業儲能市場份額超過15%，公司海外系統集成業務深入越南、澳洲、韓國等地，國際化業務不斷深化。

儲能產業鏈龍頭的優異表現以及逆變器發展的巨大潛力再次證明儲能市場的光明前景。不過，雖然發展向好，但就目前來看，要想進入爆發時期，儲能行業仍需蓄力。

中短期還看用戶側放量，未來或看智能電網

現階段，用戶側己經做到了光儲平價。

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)，初步實現經濟性。其次，用戶側5G+儲能的發展速度激增。工信部數據顯示，截至2020年6月底，5G基站建設累計數量已經達到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配套儲能為主。根據北極星太陽能(5.120, 0.15, 3.02%)光伏網，截至2019年9月底，集中式光伏發電裝機占比為69.14%。一位券商研究員告訴新浪財經，由于疫情以來電力需求下降、棄光限電現象層出不窮，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或獨立戶用儲能系統的發展。

隨著我國大力推動新基建的建設，通信系統、商業園區、工業廠房、社區住宅等場景對穩定供電的需求增大，分布式儲能正在成為新的產業風口。

一方面，能夠提升能源穩定度。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驗，還是迎合本土的需求，分布式光伏+儲能都是未來發展的必然方向。

此外，目前數據中心也已大量建設。2010-2019年，中國數據中心市場增長了19倍，年增長率平均在35%以上。在2019年數據中心市場中，互聯網數據中心占比70%，企業級數據中心占比30%，市場規模達到2700億元，數據中心+儲能需求放量指日可待。

相比于用戶側儲能，發電側儲能的表現稍顯力不從心。

在成本方面，光伏發電與煤電等傳統能源相比有明顯劣勢。據相關數據，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電。

同時，發電企業“標配儲能”成政策約束。早在2017年，青海省發改委便在《2017年度風電開發建設方案》中提出，風電開發建設方案的43個項目按照建設規模的10%配套建設儲電裝置。2019年，新疆、山東等省(區)也陸續出臺了類似政策。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企業承擔，這對于發電企業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公司的投資進度，智能電網(微電網、虛擬發電廠)在未來有望成為潛在成長方向。

業內普遍認為，電網投資的“三駕馬車”分別為特高壓、充電樁和數字新基建。4月14日，國家電網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，新增規模約為去年的10倍。7月21日，國家電網在召開會議稱，今年的固定資產投資將調增到4600億元，整體規模將達到1.4萬億元。

不僅電網投資加速了，智能電網也在快速發展，虛擬發電廠和微電網逐漸被應用。例如，太陽能發電網就介紹，虛擬發電廠是互聯網+源網荷儲售服一體化(即電源、電網、負荷、儲能、銷售、服務的聚合體)的清潔智慧能源(4.080, 0.03, 0.74%)管理系統，能實現發電和用電自我調節，保持瞬時平衡。

不同于依賴軟件和技術的虛擬電廠，微電網(電源、儲能、能量轉換裝置、負荷、監控和保護裝置)主要靠元件來維持功率的局部優化與平衡。

據悉，目前江蘇虛擬電廠已分別于近三年持續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。隨著這套系統在全國推廣，全國虛擬電廠遠景規模將達到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示范、特變電工(9.050, -0.05, -0.55%)西安產業園源網荷儲協調型微網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，化學儲能行業的發展正在步入快速軌道，相關上市公司也有望持續受益。