澎湖湾投资人
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来自雪球修改于03-11 21:16
碳中和下的新兴赛道，万亿市场冉冉开启（节选）
碳中和背景下，储能是又一长期高确定、高增长赛道：
光大证券 3月10日
随着“30-60 碳达峰-碳中和”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。高比例可再生能源需要大量的储能，储能迎来发展机遇。
在碳中和背景下，储能发展可分为三阶段：
（1）“十四五”期间：电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光发展的标配，配置比例
较低，光储接近平价。
（2）新能源成为主力能源，逐步增量替代火电，电网稳定性亟需大量储能；配置比例和备电时长提升，光+储全面平价，储能需求快速提升。
（3）碳达峰后，储能将在电网侧存量替代火电，承担主力电网调峰调频职责。
海外户用储能率先起量，国内多种方式弥补经济性：
海外高电价、户用光伏渗透率高都推动了海外户用储能市场率先起量。国内光伏+储能还未平价，储能额外投资成本难以计入电价成本，使得经济性成为当前国内储能大规模建设的主要矛盾。然而，储能可通过地方补贴、提高消纳带来的额外发电收益、内部化碳成本等方式抹平暂时的经济性缺口。基于此，我们认为国内发电侧储能市场即将崛起。
万亿储能市场冉冉升起。我们测算 2030 年储能需求空间 1.25 TWh；2020-2030年累计 3.9 TWh，新增储能 CAGR 约 30%。2060 年储能年需求空间 10 TWh； 2020-2060 年累计 94 TWh。2030 年储能投资市场空间 1.3 万亿元（2020 年起累计 6 万亿元），2060 年 5 万亿元（2020 年起累计 122 万亿元）。至碳达峰阶段，国内新能源发电侧、家用储能将会是最大的市场；至碳中和阶段，电网侧调峰调频需求崛起。
老玩家，新战场：电池和储能变流器（PCS）是价值量和壁垒双高的核心环节， 国内外主要厂商悉数入场；系统集成环节将成为必争之地，有望通过数字化、智能化解决方案增加附加值，掌握储能产业链话语权。
投资建议：在碳达峰、碳中和的大背景下，可再生能源的大力发展离不开大量的储能对于电力系统稳定性的保障。随着海外户用市场需求崛起、继青海之后国内储能补贴政策有望陆续落地、碳中和背景下碳成本的内部化，储能的商业模式、经济性已打通，今年储能有望高速发展，长期维度来看又一万亿市场冉冉升起。
1、 碳中和背景下，储能扮演不可或缺的角色
1.1 、 储能的三阶段发展路径
随着“30-60 碳达峰-碳中和”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。2020 年 9 月，我国在第 75 届联合国大会提出“二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和”；在 2020 年 12 月的联合国气候雄心峰会和中央经济工作会议上，“30-60”的目标被反复提及，标志着“碳达峰-碳中和”已成 为国家战略。由火电为代表的可再生能源将逐步被光伏风电为代表的的可再生能源替代，可再生能源将成为能源主力。
高比例可再生能源需要大量储能，储能迎来发展机遇。光伏风电等可再生能源由于与用电负荷并不匹配，需要大量的储能承担削峰填谷的作用。另外，“30·60 双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，这就给储能发展带来了新机遇。
第一阶段（2020-2025 年）
“十四五”风光发展信心足。国家层面的能源“十四五”规划尚未出台，但北京、天津、上海等 20 多个省（区、市）已相继发布了“十四五”新能源发展规划， “风光”正无限。国能投、国电投、华能、大唐、华电、三峡、中广核等众多电力央企近日纷纷表态，将把新能源作为“十四五”期间的开发重点。
“十四五”期间电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光发展的标配。“十四五”期间，随着光伏装机占比的逐渐提高，储能在限电率范围内调峰，起到削峰填谷的作用。但风光储不具备深度调峰能力，“十四五”期间储能调峰的能力不具备经济性。在此阶段，光伏风电的发电量占比还较低，电网稳定性和灵活性可通过现有调峰机组得到保证。
第二阶段（2025-2030 年）
新能源成为主力能源，电网稳定性亟需大量储能。我国在 2020 年 12 月联合国“2020 气候雄心峰会”提出 2030 年可再生能源装机达到 12 亿千瓦。为了实现2030 年碳达峰目标，可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源，基本实现新增电力来自新能源。要承载如此规模的新能源装机，电网乃至整 个电力系统不仅要有“量”的增加，还要有“质”的变革，对储能的需求急剧提升。成本方面，随着技术进步，风光储电力度电平均售价低于全国煤电平均售价， 存量替代化石能源阶段开启。
根据 Solarzoom，风光电力要“100%增量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量≈1W：1-2Wh 的比例。我们预计在这一阶段功率配比 50%-100%，备电时长 2-4h。
第三阶段（2030-2060 年）
新能源存量替代化石能源，储能将在电网侧替代火电机组。2030 年往后，至 2060 年实现碳中和，当可再生能源发展为电力消费的绝对主体时，构建以可再生能源为中心的灵活电力系统，主动提供系统服务，整个电力系统会更经济更平衡。储能将在电网侧承担调峰调频等职责，传统火电机组将在辅助服务领域逐步退出。
根据 Solarzoom 测算，风光电力要“100%存量替代”化石能源发电，要做到 发电装机保有量：储能装机保有量≥1W：5Wh 的比例。我们预计在这一阶段功率配比 100%+，备电时长 4h+。这既要求光伏系统、储能系统成本进一步降低，也要求储能装机量大幅提高。
储能设施不计入电价成本，经济性缺口难分摊。2019 年 5 月，国家发改委、能源局印发的《输配电定价成本监审办法》明确提出电储能设施不计入输配电定价成本，两大电网公司相继限制企业内部储能投资，导致 2019 年电化学储能增速大幅回落。储能投入徒增成本项目收益率降低，叠加储能经济模式尚不清晰，电站开发商、电网、运营商在储能方面的权责不明晰，主动配置储能意愿降低。
储能配置比例博弈，解决消纳为当务之急。截止 2020 年底已有 18 个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比，配置储能的比例从 5%到 20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽并未要求具体储能配置比例，但文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。
“十四五”规划明确提出发展储能产业。“十四五”规划中指出要发展新能源等战略性新兴产业；推进能源革命，完善能源产供储销体系；建设智慧能源系统， 优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力。国务院办公厅 11月 2 日发布的《新能源汽车产业发展规划（2021—2035 年）》中提到要促进新能源汽车与可再生能源高效协同，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电—储能系 统—充放电）多功能综合一体站建设。
储能作为灵活调节资源，参与电力辅助市场服务。青海、宁夏、山东、江苏、湖南等地出台了电力辅助服务市场交易规则，允许符合要求的储能项目参与辅助服务市场。
1.3.2 、发电侧平价将至，多种方式弥补经济性
(1) 储能可促进风光消纳，提升发电收益
可再生能源配置储能可解决消纳问题，提高发电收益。据全国新能源消纳监测预警中心数据，2020 年全国弃风电量 166.1 亿千瓦时（风电发电量 4760 亿千瓦
时），风电利用率 96.5%，弃风率 3.5%；弃光电量 52.6 亿千瓦时（光伏发电量 2630 亿千瓦时），光伏发电利用率 98.0%，弃光率 2%。若配置 10%储能， 可增加消纳风电 16.6 亿千瓦时、光伏 5.26 亿千瓦时，可分别提高弃风率、弃光率 0.36pcts、0.2pcts。
(2) 青海补贴、新疆奖励，补贴弥补储能经济性
青海出台首个新能源配储能补贴政策，10%+2h 储能补贴 0.1 元/度。2020 年 1月 18 日，青海省发改委、科技厅、工信厅、能源局联合下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，明确将实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源配置储能容量原则上不低于 10%，时长 2 小时以上。新建、新投运水电站也需同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到 1∶2∶0.2。同时对"新能源＋储能”、"水电＋新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时 0.10 元运营补贴。
新疆通过增加发电小时数，缓解储能经济性难题。2019 年 2 月 19 日，新疆自治区发改委印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，鼓励光伏电站合理配置储能系统，储能电站原则上按照光伏电站装机容量 20%配置；配置储能电站的光伏项目，原则上增加 100 小时计划电量。
(3) 通过绿证、CCER 内部化碳成本，储能经济性提升
可再生能源项目可通过配置储能，增加出售 CCER 的收益。光伏和风电属于可再生能源发电项目，通过替代基准线情景下以火电为主的该区域电网的同等电量，实现了温室气体减排。随着 CCER 审批迎来重启，可再生能源有望获得额外竞争优势和附加收入，可再生能源企业可通过出售 CCER 获得收益。
碳成本、绿证成本的内部化有望增加储能经济性。若电力资源交易市场、碳交易市场得到大力发展，碳交易、绿证成本计入储能项目成本，有望增加经济性，实现平价。
表 9：电力调频服务补偿提供充足的经济性
1.3.3、电网侧：调频经济性最高，峰谷价差约束调峰经济性
（1） 调频：华中地区调频服务储能项目经济性测算电池储能响应速度快，提升火电调频能力。我国调频电源主要为火电机组，火电机组调频响应慢，而水电调频地理条件受限。电池储能系统可以在 1s 内完成AGC调度指令；同时，少量的储能系统可有效提升以火电为主的电力系统整体调频能力，可作为辅助传统机组调频的有效手段。
储能参与电力服务兴起，调频经济性高。由于政府对于储能调频领域的重视和支持，储能联合发电机组参与电力辅助服务已经开始兴起。储能辅助电网调频的经济性远好于削峰填谷。随着可再生能源占比逐步提高，电力市场化进一步深化，调频需求将进一步释放。
我们以华中 AGC 调频为例，AGC 辅助服务补偿采取按贡献电量补偿，补偿费用=调节里程*K*补偿标准，补偿标准为 6 元/MW，测算火储联合调频项目的收益：
假设为华中区域某 60 万千瓦的火电机组配置 18MW/9MWh 储能系统（配置率3%），依据其典型日的 AGC 指令数据以及机组负荷数据，模拟计算，得出以下结论：
机组的综合性能指标 K 值保守取 5；在调度调用较频繁的情况下，模拟显示可捕获 5000MW 左右的有效里程。参照其他项目经验，保守估计平均日调节里程（即调节幅度）为 2500MW 左右；按照 6 元/MW 的补偿标准，则该火储联合调频系统日收益为 7.5 万元（2500MW×5×6 元/MW）。
若全年按运行 250 天估算，则该火储联合调频项目年收益为 1875 万元。
参照华中地区首个火储联合调频项目的设备采购中标价 3648.63 万元（新昌电厂电源侧调频调峰储能一期项目（上海融合元储 3648 万中标新昌电厂调频项目），假设该项目的其他假设建设成本（电气改造、基建、电网接入等）占总成本的 10%，则该项目总成本为 4054 万元。则按照年收入 1875 万元计算，在不考虑其他成本（财务成本、运行维护成等）的情况下该项目静态回收期为 2.16 年。
（2）调峰：江苏省储能调峰项目经济性测算
多年来江苏省用电量一直保持在全国第二的水平，预计 2020 年全省用电总量约6327 亿千瓦时，其中工业用电量约 4684 亿千瓦时，由此将带来高达 93.68GWh 的用户侧储能需求。2020 年 11 月 3 日，江苏省发改委发布了《关于江苏电网 2020-2022 年输配电价和销售电价有关事项的通知》。根据通知的内容，江苏省峰谷价差最大为0.8154 元/kWh，最低为 0.7158 元/kWh。
为了测算用户侧削峰填谷的收益，我们进行以下假设：
1. 用户为 220KV 及以上的大工业用户（峰谷价差最小）。
2. 配置 10MW/40MWh 的锂离子电池储能系统，系统单价按 1600 元/kWh 记， 总造价 6400 万元。
3. 系统充放电效率按 90%计。
4. 简单测算不考虑财务成本及税收，用户自己投资建设，不考虑第三方投资和用户进行电费分成的模式。
5. 全年运行 330 天，其中夏季 7、8 月 62 天，非夏季 268 天。
6. 一天两充两放。两充两放策略具体如下：
非夏季，每天低谷 0-4 点，平段 12-16 点各充电 4 小时，总计充电 8 小时。每
天高峰 8-12 点，17-21 点各放电 4 小时，总计放电 8 小时。
结论：削峰填谷商业模式只有在峰谷价差达到 0.7 元/千瓦时以上才有可能盈利， 但目前除北京、上海、江苏、广东、浙江、海南外，其他省份峰谷价差都达不到该水平。
1.3.4、用户侧：高电价+光伏渗透，海外家储市场景气度高
高昂的电价成为户用储能在海外快速发展的主要因素。在欧洲、日本、澳大利亚、美国等电力价格高昂的国家和地区，家用光伏+储能应用的主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平，以延缓和降低电价上涨带来的风险。同时，随着电价上涨和光伏系统成本迅速下降，上述地区强劲、稳定的光伏新增装机量也为储能应用提供了坚实的市场。德国、美国、日本成为家用储能主要市场，2020Q3 出货量占比近 70%。
光伏自发自用经济性提高，进一步推动家用储能市场增长。长期以来，为促进光伏行业发展，全球主要国家均制定了相应的光伏补贴政策。近年来受光伏发电成本持续下降等因素影响，各国的光伏上网电价（FIT）和净计量电价制度正逐步削减和取消。光伏补贴政策的调整促使用户改变以往将电力上网的获益方式，而更倾向于将多余电力储存自用，从而节省电费支出。
欧洲：商业模式打通，德国是欧洲最大的家储市场。
欧洲家用储能市场在政策与补贴支持下，2016-2019 年储能累计装机量复合增速达 60%以上。其中，德国是欧洲最主要的家储市场，2019 年出货量占欧洲的66%，达到了 496MWh。欧洲家用储能市场 CR5 约 91%，这些国家的居民用电不仅实现了自发自用，而且在余量电力上网、电网服务等商业模式的探索方面也走在前列，因此极大提高了家用储能的经济性。
美国：断电风险高、税收抵免激励
断电风险增长、电费结构等因素促使安装量迅速增长。由于美国地形、气候复杂， 常面临大规模自然灾害或火灾，事件过后，这些地区的家庭开始安装家用储能设施，以保证电力的可靠供应；在分时电价情境下，安装有储能电池的家庭可以利用储能系统最小化最高电价时段的用电量。联邦层面，主要激励政策为加速折旧和投资税收抵免，起初主要针对私营单位投资的储能系统。加速折旧允许储能项目按 5-7 年的折旧期加速折旧；投资税收抵免针对配套可再生能源充电比例 75%以上的储能系统，按充电比例给予 30%的投资税抵免。
2018 年 3 月，美国国税局发布“住宅侧储能系统税收抵免新规则”，针对住宅侧光储系统，如果住宅侧用户在安装光伏系统一年后再安装电池储能系统，且满足存储的电能 100%来自光伏发电的条件，则该套储能设备也可获得 30%的税收抵免。
日本：光伏发展增加储能配置
分布式光伏发展迅速、稳定电网增加储能需求。日本作为多山岛国，相比大规模的太阳能发电站，屋顶光伏产业和分布式电站的发展在近几年上升趋势明显。日本采用激励措施来鼓励住宅采用储能系统，以缓解大量涌入的分布式太阳能带来的电网管理挑战，这也让电池储能系统的需求不断增加。
应对灾害停电储能需求强，弥补经济性不足。日本是一个自然灾害频发的国家， 发生灾难时保障供电的稳定性、强化电力基础设施对于日本而言是一项紧急的课题，大型自然灾害带来的停电风险能带动储能系统销量的增长。
1.3.5 、智能电网及电动汽车发展推动 V2G
V2G (Vehicle to grid)通过充电站实现电动汽车和电网之间的的能源互动。V2G 指电动汽车作为一种分布式负荷的同时也充当电源，可以向电网释放其储存在动力电池内的电能，来达到优化电网运行的目的。
充电站实现 V2G，建设尚处早期。电动汽车和电网之间的的互动是通过充电站来完成的，那就需要充电站能够满足 G2V 和 V2G 的要求，即充电站控制器 CSC 和 V2G 控制器的双向控制系统。充电桩作为电动汽车发展的一个难点，充电站也还在慢慢地普及，所以带有 V2G 模式的充电站规划还是处在较前期的阶段。
2、 储能空间测算：又一万亿市场冉冉开启
2.1 、 总体空间
我们从国内外风光发电侧储能、电网侧调峰调频储能、分布式储能（工商业、家用）、其他储能（通讯基站、IDC 等备电）等方面分别测算了 2020-2060 年储能市场空间：
u 2025 年储能年需求空间 400 GWh；2020-2025 年累计 1 TWh，新增储能年复合增速约 34%。u 2030 年碳达峰，储能年需求空间 1.25 TWh；2020-2030 年累计 3.9 TWh，新增储能年复合增速约 30%。
2060 年碳中和，储能年需求空间 10 TWh；2020-2060 年累计 94 TWh，新增储能年复合增速约 7%。
2020 年储能成本约 1.2 元/Wh，根据储能成本学习曲线，降本约 60%，至 2060年年均成本降幅为 1.75%，测算得出 2025 年储能投资市场空间 0.45 万亿元（2020 年起累计 1.6 万亿元，下同），2030 年 1.3 万亿元（累计 6 万亿元），2060 年 5 万亿元（累计 122 万亿元）。
2.2 、 国内新能源发电侧
我们根据 2030 碳中和、2060 碳达峰的规划目标，测算出国内风、光新增装机量。再假设容配比由 2020 年的 10%逐步提升至 2030 年的 20%，备电时长至2025 年为 2h，逐步提升至 2030 年的 4h（足以满足削峰填谷），测算出风光发电侧的储能需求。
2030-2060 年的预测方法同上，功率配比假设逐渐提升至 2060 年的 100%，备电时长假设保持 4h。假设 2020 年储能成本 1.2 元/Wh，根据储能成本学习曲线，降本约 60%，年降 1.75%。测算得出，国内风光发电侧储能空间至 2030 年累计约 1.3TWh，至 2060 年累计约 3.6TWh，投资规模累计约 25 万亿元。
2.3 、 海外风光发电侧
海外风光发电侧储能空间测算与国内同理，容配比与备电时长假设与国内相同。
2.4、 电网侧调峰调频空间测算
（1） 电网侧调峰
调峰需求与发电量有关，假设 2060 年所有调峰机组为储能，调峰储能容量占比逐步由 2020 年的 0.3%提升至 2060 年的 70%，测算得出 25、30、60 年储能调峰需求空间分别为 30GWh、121 GWh、2TWh。2020-2060 累计储能空间36TWh。
（2） 电网侧调频
根据全球发电装机，假设 2020 年-2060 调频需求占比逐步由 2.3%提升至 15%， 假设储能在调频机组占比由 12%逐步提升至 90%，2020 年-2060 年备电时长0.5h 逐步提升至 1h。测算得出 25、30、60 年储能调频需求空间分别为 22GWh、64 GWh、1.7 TWh。2020-2060 累计储能空间 19 TWh。
2.5 、 分布式储能空间测算
假设分布式光伏中工商业、家用光伏占比为 8:2，假设新增工商业光伏中储能渗透率由 2020 年 5%逐步提升至 2060 年 70%，存量工商业光伏中储能渗透率由2020 年 0.5%逐步提升至 2060 年 20%，非光伏配套工商业储能占分布式光伏比例 10%，备电时长假设为 4h。测算得出 25、30、60 年工商业分布式储能空间分别为 77GWh、178GWh、1.1 TWh。2020-2060 累计储能空间 22 TWh。
假设新增光伏配套的家用储能渗透率由2020 年10%逐步提升至2060 年 100%， 存量光伏配套家用储能渗透率由 2020 年 2%逐步提升至 2060 年 100%，备电时长假设为 4h。测算得出 25、30、60 年家用储能空间分别为 125GWh、370GWh、1.4 TWh。2020-2060 累计储能空间 30 TWh。
2.6、 通讯、IDC 等其他储能
根据 5G 基站建设进度，假设单站功耗 3.5kW，备电时长 4h，测算得出基站储能需求。假设包括通讯基站、IDC 备电在内的其他储能需求 2020-30 年年均增速 20%，此后至 2060 年增速逐渐降至 0%，测算得出 25、30、60 年其他储能空间分别为 28GWh、69GWh、0.3 TWh。2020-2060 累计储能空间 6 TWh。
3、 储能系统产业链：电池和 PCS 是核心， 系统集成附加值有望提升
储能系统主要由电芯、电器元件、热管理系统、储能变流器（PCS）、能源管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）共同组成。电芯和电器元件通过排列，连 接组装成电池模组，再和其他元器件一起固定组装到柜体内构成电池柜体。
储能系统产业链上游包括电池原材料及生产设备供应商等。中游即储能电站的电池、BMS、PCS、EMS 生产。下游为储能系统集成商、安装商及终端用户等，通过设计优化应用方案增效。从产业链来看，储能系统位于整条产业链中游。
储能行业仍处于发展初期，市场参与者的角色仍然是不稳定的，行业还没有统一标准的角色。一些公司涵盖了从电池生产到系统集成的整个价值链，而另一些公司则专注于价值链中的单个阶段。
我们认为：
（1） 电池和 PCS 是储能系统产业链中壁垒较高、价值量占比较大的核心环节。
（2） 系统集成和 EMS 环节虽然目前在国内价值量、技术含量不高，但未来有望通过数字化、智能化集成和控制，实现储能越来越高和越来越复杂的应用场景； EMS 是实现系统集成高级功能的基础，系统集成商有望掌握行业话语权。
3.1 、 储能变流器(PCS)：深刻理解电网环境，具备渠道优势
储能变流器(Power Conversion System，PCS)是电化学储能系统中，连接于电池系统与电网之间的实现电能双向转换的装置。既可把蓄电池的直流电逆变成交流电，输送给电网或者给交流负荷使用；也可把电网的交流电整流为直流电，给蓄电池充电。
PCS 上游主要由电子元器件、结构件、电气元器件和电线类和其他元器件构成， 其中电子元器件包括电阻、电容、集成电路、PCB 等；结构件包括机柜、机 箱、金属和非金属结构件，其中非金属结构件包括多晶硅、硅片和晶硅电池片等；电气元器件包括断路器及相关辅件、变压器、电感和散热器等；电线类原材料包括电线和电缆。
储能逆变器市场需求持续快速增长。根据 IHS Markit 发布的全球市场研究报告，到 2022 年，储能逆变器规模将增至 17GW。2018 年-2022 年全球储能逆变器累计市场规模预计为 63GW，呈持续增长态势。
PCS 核心是逆变功率模块和二次控制电路，要求较高的电力电子技术。技术含量高的部分集中在 IGBT 模块、各种芯片、电子集成印刷电路板以及软件控制算法上。
PCS 功能复杂，需对电网情况和用电负荷熟悉，适配多型号的电池。与光伏逆变器和风能变流器相比，PCS 除了具有并网的基本功能外，还需具备：蓄电池充放电控制；配合电网实现削峰填谷、调峰调频功能；动态无功支持；电能质量调节；电网故障时既要实现穿越，还要维持电网稳定；孤网运行功能；作为支撑源，建立微电网。
PCS 对 IGBT 芯片配置要求相比光伏逆变器更高。光伏逆变器对芯片面积的最小需求为纯逆变，而储能逆变器需要整流逆变，对续流二极管的载流能力要求更高， 即需要更大的二极管芯片。
PCS 提供商由单一的设备提供商向解决方案提供商转变。2016 年，阳光电源和三星 SDI 合作，成立了三星阳光和阳光三星两个公司，业务范围涉及储能逆变器、锂电池以及能量管理系统等产品的生产和销售。2017 年，阳光电源推出了“逆变器+储能技术融合”的解决方案，不仅可降低系统成本，还可以通过功能整合进一步提高系统综合发电效率。储能电池的投产意味着阳光电源在向用户提供整套储能系统集成方案时，其核心部件 PCS 和电池都由阳光及其合资公司提供，既可以确保稳定的供货渠道，也为整个系统在集成过程中的配置和选型提供便利。
SMA Solar Technology AG
SMA 成立于 1981 年，总部位于德国卡塞尔市。2008 年，SMA 在德国法兰克福证券交易所主板上市。据SMA 2020 年业绩快报，2020 年销售逆变器达14.4 GW，同比增加 26%；SMA 全球累计总装机量已超过 100GW，拥有适用于不同光伏应用场景的完整的产品线及全面解决方案。2019 年 1 月，SMA 宣布其中国公司由管理层收购而私有化，SMA 中国公司目前已更名为爱士惟新能源技术（江苏） 有限公司。
SolarEdge Technologies
该公司成立于 2006 年，业务范围涵盖逆变器、电动汽车充电、家庭能源管理虚拟发电厂、电池和不间断电源（UPS）解决方案，于 2015 年 3 月在纳斯达克上市。根据其 2019 年年报，SolarEdge 实现销售收入总额为 14.26 亿美元，其
中逆变器业务实现销售收入 6.26 亿美元。
