储能行业专题报告：变革开启，储能加速
储能：碳中和的稳定器
“碳中和”：基于能源清洁化与能源独立的最优解。从全球范围来看，“碳中和”已 成为人类共识，各主要国家以立法、宣告等不同形式确立了碳中和目标，2020 年我国亦制定了 2030“碳达峰”和 2060“碳中和”的战略，目标宏伟而紧迫。从中国自身的角度 审视，“富煤、贫油、少气”是我国最为显著的能源禀赋特征，煤炭资源丰富，但碳排放 较高，到 2021 年仍有 71%的电力由火力发电供应；天然气等能源较为清洁，但对外依存 度高，到 2021 年天然气对外依存度高达 44%。在“碳中和”和能源独立自主要求的双重 考验下，我国必须探索出一条以电气终端化为目标，综合调配风能、光伏、水力、核能等 清洁能源有条件替代高碳能源的“碳中和”之路。
“风光”是清洁能源中增量空间大、安全性高、经济性好的发展路线。我国是全球风 光产业的主要推动国家，尤其是最近两年伴随风光成本的下降，行业逐渐进入到市场化经 济性推动阶段，产业开始快速、健康发展。2021 年，虽然光伏上游成本不断上行，但全 年我国光伏装机量仍达 52.97GW，同比+7.8%；全年风电装机量达 47.57GW，同比 2020 年-40.9%，但同比 2019 年+183.3%。而中长期来看，根据国家能源局发布的《关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，到2025年风光发电量占比将提升至16.5%， 2030 年全国风光装机规模将超 1200GW。我们预计到 2030 年，国内非化石能源消费占比 将达到 26%左右。
储能将成为风光高增的必然选择。风光等清洁能源在发电出力份额中的提升，对现有 电力供需体系提出了新的要求。
1. 在发电侧，风光出力波动性大造成供给不稳定。可再生能源直接受自然条件制约， 相比化石能源、核能等，风光产出受光照、风力大小等多个自然气候因素影响， 在不同年份、季节、日内均不稳定。考察典型的日内风光出力曲线，光伏功率曲 线呈倒 U 型，于正午达到峰值；风电功率曲线呈随机波动趋势。为匹配电网负荷 规划，长期以来存在着弃风弃光现象，为了减少风光发电的能量浪费，最大限度 实现风光发电利用率，储能成为风光并网的必选项。
2. 在电网侧，对负荷、电压和功率调节的需求早已有之，在储能参与之前多通过发 电机组的自调节，但这种自调节已难以满足风光并网的新增需求。储能参与调峰， 可以实现电力供给侧的削峰填谷，维护电网负荷稳定；储能参与调频，调节效果 优于传统机组，更好地维持电力系统的短时负荷平衡。
3. 在用户侧，由于电力供需错配是长期存在的现实问题，电力供给侧的调配不能完 全适应电力需求，所以用户侧的需求平滑也是缓解错配的重要方式。首先，为引 导电力需求平滑，部分地区的电价峰谷价差出现一定套利空间，用户侧的配置储 能具有经济激励与正外部性。其次，为实现用电经济性与稳定性，用户侧的分布 式光伏配储、储能备电等也为电网供电这一主要方式提供了重要补充。
电化学储能：最具应用潜力的储能方案
储能技术路线多样，机械储能技术成熟，电化学储能潜力最大。从技术路径上看，储 能行业分为电化学储能、机械储能、电磁储能三大类型，另外还有储氢、储热等尚不成熟 的技术，没有形成产业规模。
1. 机械储能。机械储能中应用最广、技术最成熟的是抽水储能。根据 CNESA，我 国 2020 年抽水储能累计装机占总储能装机的 89.3%。但是抽水储能对地形、岩 层、水文等自然环境要求较高，选址苛刻，并且建设周期长。压缩空气储能技术 也较成熟，在美国、澳大利亚等地有大规模应用，但因为选址十分有限，同时响应速度较慢，故在我国还没有大规模应用。飞轮储能具有持续时间段、容量小等 特点，在 UPS、调频系统等方面有专门应用。
2. 电磁储能。电磁储能更适用于放电时间短、响应速度快的功率型储能。其中超级 电容器储能可以与其他储能联合使用，用于调频。超导储能响应速度极快，适用 于特定领域，尚处于实验性阶段。
3. 电化学储能。2021 年以来，配套存量集中式风光发电站的相关储能政策频繁出台， 考虑自然环境和响应速度、长期经济性等，电化学储能逐渐成为主要解决方案。细分来看，磷酸铁锂短期性价比更佳，钠电池也有望长期占据一定份额。
电化学储能：产业链拆解
基于上述分析，我们认为电化学储能未来增长潜力最佳，因此下面重点探讨电化学储 能行业。电化学储能产业链分为上游设备商、中游集成商、下游应用端三部分。上游设备包括 电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、热管理 和其他设备等，多数从业者为其他相近领域延伸而来；中游环节核心为系统集成+EPC；下游主要分为发电端、电网端、户用/商用端、通信四大场景。储能产业链多数企业参与其 中 1-2 个细分领域，少数企业从电池到系统集成甚至 EPC 环节全参与。
具体来看：1.电池组是储能系统最主要的构成部分。不同技术路线的电池使用材料不 同，在能量密度、功率密度、成本等方面各有差异，所适用的领域也各不相同。根据 NEC 的测算，从全生命周期的角度看，锂离子电池、铅酸电池与液流电池的前期投资成本不相 上下，但考虑到后期维护，锂离子电池显现出明显的成本优势。目前钠硫电池尚未形成成 熟的产业链，但其有望成为成本较低的技术种类。
2.电池管理系统（BMS）主要负责电池 的监测、评估、保护以及均衡等。3.能量管理系统（EMS）负责系统整体的数据采集、网 络监控和能量调度等。4.储能变流器（PCS）可以控制储能电池组的充电和放电过程，进 行交直流的变换。5.系统集成商提供集合了电池组、BMS、EMS、PCS，并根据发电厂、 工商业、家庭等不同场景设计不同的一体化解决方案。工程总承包商（EPC）对具体储能 项目的设计、采购、施工、试运行等进行承包落地。
应用场景：聚焦三大细分领域
应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧三大类，辅助服务、便携式储能等细分领 域蓄势待发。
发电侧：集中式可再生能源并网产生平滑发电出力功率、减少弃风弃光的需求。风光 电站配置储能后基于电站出力预测和储能放电调度，可对间歇性、波动性的可再生能源发 电出力进行平滑控制，满足并网需求，以此提高可再生能源利用率。
电网侧：电能的不稳定性产生电力调峰、系统调频和其他辅助运行需求。在电源系统 内，电负荷波动、频率变化会造成发电效率下降，通过储能的方式可以实现电负荷的削峰 填谷以及频率的快速灵活调节。在输配电系统内，针对突发的线路阻塞、负荷增加等问题， 可以通过储能辅助动态运行，实现机动电能储存，保障电能质量与系统安全稳定运行。
用户侧：终端用户的峰谷套利、自用备用、移动便携等多种需求催生多种储能应用。在实施峰谷电价的市场中，通过低电价时给储能系统充电、高电价时给储能系统放电，实 现峰谷电价差套利。对于安装光伏的家庭和工商业用户，配置储能可以更好地利用光伏电 力，降低用电成本。对于耗电量较大的工业终端，配置储能可以调节峰谷、应对备用。移 动便携式储能属于利基市场，与常规手机充电宝差异在于电量、体积、重量更大，更适合 户外出行时提供持续大功率电源使用，主要用于户外活动、应急备灾等，市场空间较大。
从全球市场来看，储能是实现“碳中和”、能源结构转型的必经之路。在各地区能源 结构、社会经济水平、电力基建与电力市场完善程度的分化下，各地区出台了因地制宜的 产业政策提高储能供给质量、提升储能经济性、激发储能需求，从而推动了储能市场的发 展。
美国：政策催化高增，本土产业链多为集成商
市场背景：
发电侧需求来看，美国风光发电占比持续上升，新能源消纳问题需要各州自行解决。美国作为碳排放大国，为实现碳中和目标，终端电气化和清洁能源发电量也在提速。到 2021H1，美国清洁能源发电量占比已达 18.3%，其中水力发电因为剩余可开发资源较少、 开发程序繁琐，增长基本处于停滞状态，风能、光伏、天然气贡献了主要增量。新能源并 网的消纳问题催生了储能需求。
电网侧需求来看，美国电网区域化明显，且设备老旧，稳定性差。美国电网基础建设 时间长，电网规划积重难返，在面对新能源并网时，现有电力负荷调配体系难以胜任。储 能在这一领域广泛用于各种储蓄时段的调频。
用户侧需求来看，美国电网无法全国调度，供电不稳定，电价存在时空差异。美国供 电能源分布不均，电力能源企业多元化，导致下游用电供给不稳定，且电价存在时空差异。由此在分布式光伏、套利、备电等多种需求衍生下，户用储能也得到发展。
储能政策：主要依靠目标规划、补贴税优等需求端政策拉动，储能市场规则落地后效 果明显。需求端方面，联邦层面的主要激励政策为加速折旧和投资税收抵免（ITC），2021 年前的优惠政策仅针对风光配储一体化的项目，2021 年通过的 ITC 法案首次将不与风光 项目搭配时的单独储能项目纳入退税优惠范围；州政府的政策主要包括总体采购目标规划 与针对用户侧的储能安装补贴。市场机制方面，2018 年通过的法案要求落地电池储能系 统参与电力批发和电力辅助市场竞争的具体市场规则，表前储能市场随之蓬勃发展。
储能发展：美国储能应用广泛，受法案出台影响，表前储能激增。美国 2020 年电化 学储能总计新增装机 1061MW。其中，公共事业新增装机 852MW，同比上年+297%；住 宅新增装机 154MW，同比上年+63%；工商业新增装机 55MW，同比上年-24%。从应用 场景看，表前侧储能投资成本高、回报周期长、收益率较低，主要以辅助服务收益为主，此类模式通常由电网公司直接投资。用户侧储能项目投资成本低、回报周期短、项目收益 高，主要以政府补贴与节省电费为收益为主。随着 2018 年底法案的正式出台，美国表前 侧新增装机迅猛增长。
从产业链看，美国由于制造业上游的向外转移，本土储能产业主要为系统集成、安装 开发与应用商，如 Tesla、GreenSmith、SolarCity 等，但也有如 EOS Energy、Coda Energy 等电池制造商。同时，国外的储能技术供应商加拿大 Demand Power Group、德国 Younicos、 瑞士 ABB、日本 Sharp 也参与其中。（报告来源：未来智库）
德国：户用光伏配储占主导，电芯依赖外购
市场背景
发电侧需求来看，德国风光增长势头不减，发电侧储能存在一定需求。21 世纪以来， 德国持续致力于清洁能源转型，持续提升风能、光伏、天然气、核能等清洁能源比例。其 中，出于安全性考虑，2011 年德国宣布将陆续关闭核电站，核能占比下降；由于国际能源 摩擦与对能源独立自主的考虑，德国也在逐渐减少对天然气的依赖。风光成为德国发展清 洁能源的首选项。2021 年，德国风光发电量占比为 29.5%。
电网侧需求来看，电网规划调节能力极强，调峰调频等辅助服务需求小。德国通过进 行用电量预测、协调电量供需交易、绿色电天气预告等方法，保持电网高可靠性，根据欧 洲能源监管委员会数据显示，德国电网稳定性位居世界二位。用户侧需求来看，户用电价居高不下，户用光伏配储成为最大应用场景。德国电价由 上网电价、输配电价格及税费组成，近几年来，德国大力促进能源结构转型促使可再生能 源附加费和输配电费进一步增加，居民用电成本过高，提升了户用光伏配储的经济性。同 时由于电网强大的调节与输配能力，表前侧储能需求的迫切性远没有用户侧配储高，户用 光伏配储由此成为德国储能的典型应用场景。
储能政策：补贴户用侧储能，政府目标与微观主体经济性相得益彰。由于德国的储能 主要应用场景为用户侧光伏配储，故其储能政策主要以需求端的补贴优惠为主。2013-2016 年，光储补贴政策主要为户用储能设备提供投资额 30%的补贴，通过德国复 兴信贷银行 KfW 对购买光伏储能设备的单位或个人提供低息贷款。2016-2018 年，德 国联邦经济事务和能源部发布“光伏＋储能”补贴计划，补贴总额约 3,000 万欧元，补 贴对象为与光伏系统配套使用的电池储能系统。
储能发展：户用光伏储能占据大头，增长空间仍较大。德国 2020 年电化学储能总计 新增装机 711MW。其中，公共事业侧新增装机 135MW，同比上年+152%；住宅新增装机 552MW，同比上年+122%；工商业新增装机 24MW，同比上年+44%。根据 EUPD 的研 究，到 2020 年，户用光伏对可用屋顶的渗透率为 11%，户用储能对户用光伏的渗透率为 23.5%，增长空间仍然较大。
市场格局方面，根据 EUPD 的研究，2020 年德国户用储能市场 CR5 占比为 79%， 其中电芯主要由派能科技、松下、三星、LC 化学等企业提供。本土的储能技术提供商包 括 BOSCH、Younicos 等。
中国：能源转型+独立催生储能需求，政策发力全产业链
市场背景：发电侧来看，我国风光占比较低，在“碳中和”目标的驱使下，风光新增 装机大幅提高，因此发电侧对风光并网的储能配置规模提出了更高要求。电网侧来看，我 国建立了全国统一的电网系统，但由于供需错配以及新能源发电的不稳定，催生电力调峰、 系统调频的需求。用户侧需求来看，电力供需错配的现象长期存在且户用上网经济性也在 调整，峰谷价差将带来储能套利空间，同时储能备电也是维持电力稳定供应的重要补充。
储能政策：我国的储能产业伴随着一个从无到有、从试点到普及、从政府扶持到产业 独立的过程。储能政策也在储能产业的供需两端呈现出较强的推动作用。一方面，我国多 部门鼓励储能技术发展，鼓励储能参与风光并网、调峰调频、电力辅助服务等表前领域， 也通过鼓励适度拉大峰谷价差等意见为表后储能提供发展空间。在政策的推动下，储能技 术不断发展，储能规模不断提高，储能度电成本下降，储能逐渐呈现经济性。
另一方面，储能参与电力市场的市场机制与价格机制逐渐明确。2021 年 4 月《关于 加快推动新型储能发展的指导意见》出台，具体方向上指明后续要研究建立独立储能电站、 电网替代性储能设施的成本疏导机制。2021 年 12 月，广东省发改委批复的《广东省电网 企业代理购电实施方案（试行）》指出代理购电价格将包含平均上网电价、辅助服务费用、 新增损益分摊等三部分，其中辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧 响应等费用，相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分 摊。“谁为储能买单”等亟需厘清的问题逐渐出现解决方案，行业最为关心的问题已经有 了初步回答。
总体需求：2025 年有望配储约 250GWh，对应 2022-2025 年 CAGR+37.7%
1. 按电源侧、电网侧、负荷侧划分
电源侧：2025 年有望配储约 200GWh，对应 2022-2025 年 CAGR+46.4%。新能源 发电方式普遍存在供给间歇性强、波动性大的缺点，因此需要借助储能装置提高发电端的 供给质量。目前随着电池成本的进一步下探，国内发储一体化电站逐渐迎来市场性经济性 拐点，叠加发电侧政策配储规划驱动，发展的确定性较强。我们将电源侧装机需求划分为 光伏配储与风电配储两大部分，其中光伏配储又划分为分布式与集中式两部分。我们预计 各类别新增装机平稳上升，对应的新增配储比例逐年上升，备电时长也稳中有升。在这种 假 设 下 ， 我 们 预 计 2021-2025 年 全 球 总 计 风 光 配 储 容 量 分 别 为
20.3/42.6/74.6/122.8/195.8GWh。
电网侧：预计 2025 年有望配储超 20GWh，对应 2022-2025 年 CAGR+45.1%。短时 的用电负荷变化，以及用电侧规律性的峰谷需求变化影响电网供电质量，需要借助储能调 节电网的出力和频率，提高供电稳定性。具体来看，调频方面，目前的补偿反馈机制已经 非常成熟，调频站利润率非常可观。调峰方面，随着电价市场化改革的推进与相关政策的 落地，电力的峰谷价差有望扩大，盈利模式将逐渐成熟。我们预计未来电网侧储能的需求 来自存量改造与增量配储两方面，调峰调频配储比例持续提升。在这种假设下，我们预计 2021-2025 年调峰调频与辅助运行的容量需求可达 5.0/5.0/7.6/17.2/22.3GWh。
负荷侧：2025 年有望配储约 40GWh，对应 2022-2025 年 CAGR+13.5%。负荷侧的 储能市场有三大主要场景，分别是新基建带来的两大高耗能场景：5G 基站与数据中心， 以及户外生活场景中的便携式储能。随着全球范围智能化经济的加速发展，5G 基站与数 据中心（IDC）的建设周期逐渐开启；随着户外活动、应急储备等需求而出现的便携式储 能设备出货量也将持续增加。我们预计，三大主要场景支撑下，2021-2025 年负荷侧储能 需求分别为
15.9/24.1/31.2/36.3/39.9GWh。
2. 按发电侧、电网侧、用户侧划分
从储能应用场景的角度可以将储能需求分为发电侧、电网侧、用户侧三大块。发电侧 指集中式光伏、风电发电站并网配储的需求，电网侧指电网辅助运行、调峰调频等产生的 储能需求，用户侧指分布式光伏配储、负荷终端配储、便携式储能等储能需求。在这种划 分下，预计 2021-2025 年发电侧储能需求为
12.1/21.1/37.2/59.8/103.4GWh，对应 CAGR+48.7%;电网侧储能需求为 5.0/5.0/7.6/17.2/22.3GWh，对应 CAGR+45.1%;用户侧 储能需求为 24.1/45.5/68.7/99.3/132.3GWh，对应 CAGR+30.6%。可见，发电侧的风光 并网配储，以及用户侧的分布式光伏配储、负荷终端配储、便携式储能等储能需求仍是未 来储能装机增长的主要推动力。
综合以上测算，我们预计在能源结构转型的大浪潮下，2021-2025 年全球储能市场有 望分别产生
41.2/71.7/113.5/176.4/258.0GWh 的储能容量需求，对应 2022-2025 年 CAGR+37.7%，储能产业链将迎来爆发式增长。
各细分领域竞争格局分析
储能电池向头部动力电池厂商集中。对比动力电池，储能电池能量密度、电池功率响 应速度、功率特性、SOC 估算精度、状态参数计算数量要求等标准更低。此外，储能电站 规模多是兆瓦级别以上甚至百兆瓦级别，投资方对成本更加敏感，对使用寿命、安全要求 更高。因此，综合考虑头部动力电池厂商此前技术积累和资金等实力，其在储能电池市场 优势显著，且安全性和性价比双高的磷酸铁锂成为主流技术路线。2020 年，国内储能电 池的主要玩家为宁德时代、力神、海基新能源、亿纬锂能等，其中宁德时代、力神和亿纬 均在动力电池一二线公司。2020 年，国内储能电池 CR5 为 54%，集中度已经较高。未来， 技术和成本双因素或有望驱动行业集中度进一步提升。
储能变流器与光伏变流器技术同源，龙头厂商高度重合。根据 CNESA 的数据，2020 年行业前五玩家分别为阳光电源、科华恒盛、索英电气、上能电气和南瑞继保，其中阳光 电源在光伏逆变器优势突出。从竞争格局趋势看，2020 年行业 CR5 为 64%，较前两年有 所下降。从价值量来看，储能变流器的单 W 利润更高，随着储能需求的爆发，PCS 将给 相关厂商带来新的利润增长，储能逆变器的利润贡献比例将大幅提升。
储能集成系统处于竞争初期，差异化竞争格局初显。目前，电池类企业、光伏类企业 和电子类企业均在储能集成系统有布局，优势不尽相同。电池类企业是整个储能系统的成 本中心，掌握核心技术和电池的关键参数，能够充分发挥储能系统的最大功效，协同效应 明显，并且往往通过长期合作或者入股方式形成强大产业协同效应；光伏类企业对新能源 发电特性有充分的了解，更懂发电侧的企业需求；电子类企业大多深耕电网配件多年，和 电网公司有充分的合作基础，在电网侧表现更加出色。目前储能系统头部厂商排名变化大， 竞争格局处于演变重塑期，预计技术领先、客户资源丰富、供应链整合能力强的企业市占 率有望进一步提高。
EPC 市场向上依赖性强，头部企业加速布局。2016 年 5 月，住建部发布《关于进一 步推工程总承包发展的若干意见》，明确“要大力推进工程总承包”，实现“设计、采购、 施工等各阶段工作的深度融合”，指出“政府投资项目和装配式建筑应当积极采用工程总 承包模式。”此后，EPC 模式逐渐成为工程建设的主要模式，中国市场 EPC 能建项目快 速上量。以非住宅光伏 EPC 项目为例，根据 HIS Markit 的数据，2017 年全球装机量前十 的企业中，有 6 家来自中国，2019 和 2020 年分别有 4 家中国企业上榜，中国电建连续两 年装机量位列全球第一。
宁德时代：储能朋友圈已成，第二增长可期
前瞻卡位，从动力电池切入储能
基于电池，宁德切入储能顺势而为。储能系统结构包含电芯、BMS、PMS 以及 EMS 四方面，其中电芯占主导，以 LFP 电池为例，价值量高达 58.6%。储能电芯技术可以复制 动力电池相关经验，宁德作为动力电池王者具有绝对优势，且其他环节与宁德来说也不是 进入壁垒。如：1.BMS 价值量占据 12.6%，动力与储能系统在该环节相似性较高，均注重 SOC 估算精度，储能需要更加关注均衡管理技术，但该技术壁垒不高；2.PCS 价值量占 据 15.5%，为储能系统特定模块，核心是储能变流器，技术壁垒较强，但是竞争格局较为 明朗。
深耕储能，精准切入。宁德时代于 2011 年成立之初便开始布局储能产业，参与河北 张北国家电网风光储输示范项目。2018 年 10 月，公司借助动力电池技术优势，正式切入 上游储能系统环节，投资 4.7 亿元启动《新能源汽车电池智能制造装备及智能电站变流控 制系统产业化项目》，规划储能变流器 PCS 产能 120 套/年、各类 UPS8000 件/年、充电桩 1100 套/年。此后，公司自营业务涉及电芯、BMS、PMS 等多个环节的研发迭代与生 产。
核心电池模块，宁德时代磷酸铁锂技术领先。公司深耕铁锂储能电池研发，截至 2021 年底，已经成功推出循环次数达 8000 次的 280AhLFP 产品，2021 年 6 月验收通过循环 超 12000 次的新型锂电池储能技术，同期市场成熟储能电池循环次数在 3500-6000 次。
前瞻布局钠离子电池，产业化有望领先。钠离子以钠资源为主要金属，负极采用铝箔 代替，综合成本下降 30%-40%，具有显著成本优势。宁德时代率先布局钠离子电池，规 划未来储能市场。2021 年 7 月，宁德时代召开钠离子电池发布会，正式推出成本更具优 势的第一代钠离子电池，并预计钠离子电池有望在 2023 年形成基本产业链。
全产业多环节参与，储能业务高速扩张
全面布局产业链，已建成行业朋友圈。宁德时代处于储能行业上游，凭借锂电池技术 快速切入储能锂电池市场；2018 年 10 月，公司投资 4.7 亿元启动《新能源汽车电池智能 制造装备及智能电站变流控制系统产业化项目》，规划储能变流器 PCS 产能 120 套/年、 各类 UPS8000 件/年、充电桩 1100 套/年。此后，公司采取合作方式，布局储能 PACK、 储检充、epc、储能项目等多个环节。公司入股永福股份（设计规划勘测、EPC 业务）， 与科士达（侧重光伏和逆变器）和星云股份组建合资公司，与国网综能成立项目公司，进 一步推参与电池和储能领域，以期同时实现储能的规模化应用和电动汽车综合成本的降低。截至目前，公司已经与 10 家公司建立重大投资合作关系，建立较为完整的产业体系。
储能电池出货量位居首位，业务收入呈现爆发式增长。宁德时代 2020 年中国新增电化学储能规模第一，储能 电池出货量为 2.39GW，市占率达 17%。公司储能系统产品包括电芯、模组/电箱和电池柜 等，2018 年以来，业务成爆发式增长，对应 2017-2020 年 CAGR 达 395.2%；截至 2021H1， 公司营收达 46.9 亿，占总营收的 10.7%。（报告来源：未来智库）
华为：进军储能确定性强，海外优势显著
十年能源积淀，先后进军光伏与储能
2013 年华为进军光伏，以组串式逆变器重塑光伏逆变器业格局。在联接+计算的基础 上，华为领先实践光伏行业数字化，打造智能光伏，2014 年推出全场景智能光储解决方 案 FusionSolar1.0 系统。2021 年，华为成立智能光伏军团、数据中心能源军团，助力电 力清洁化转型。在碳中和、碳达峰的“双碳”目标的大背景下，华为在数字能源领域持续探 索、创新，利用华为长期积累的数字技术和电力电子技术助力能源革命，通过布局智能光 伏发电、站点能源、数据中心能源、智能电动和模块电池五大领域，提出低碳城市、低碳 乡村、低碳园区等全场景解决方案，加速碳达峰碳中和，助力社会实现双碳目标。
2021 年，投资 30 亿成立华为数字能源。华为数字能源提供包括从固网到无线的全场 景智能站点、从边缘到云的智能数据中心等全面满足 ICT 行业应用场景的能源解决方案， 帮助电信和铁塔运营商实现绿色高效、安全可靠和智能营维，支持 ICT 网络向 5G、全云 化平滑演进。
基站场景需求+组串集成技术双领先，供应网络快速扩张
华为通过数字能源产品进行绿色发电、高效用电，协助全球运营商打造低碳基站储能。目前已与巴西、欧洲、非洲、中东、中亚等多个国家和地区运营商达成合作，截至 2021 年，华为智能光伏助力客户实现绿色发电 4829 亿度，相当于种树 3.2 亿棵。其中，在欧 洲希腊，华为帮助运营商客户网络降低了 51%能耗，并为其提供未来的“零碳网络”解决方 案。在中国浙江，华为将储能与太阳能光伏技术应用到客户网络上，节省了 17%-20%的 电费。
华为智能组串式解决方案，采取低碳安全的“一包一优化，一簇一管理”精细化 PCS 管理模式。不同于当前市面上大多是 1 个 PCS 管理 1~2 千个电芯的储能方案，在华为智 能组串式解决方案中，一个 PCS 管理单元仅管理 16 个电芯，充分释放电芯的充放电潜力， 提升放电量 15%以上。而且这种模块化设计让后期运维管理更容易，使能分期补电，支持 初始配置降低 30%；让储能系统的寿命更长久，最终提升了储能系统在整个生命周期的投 资收益，降低 LOCS20%以上。
凭借全球基站与 PCS 管理环节技术优势，华为进一步扩展储能供应链。截至 2021 年底，华为与亿纬锂能、国轩高科、赛德电池以及格力电器就电池建立合作关系；与易事 特在多领域展开合作；并和英维克、良信股份共同研发温控以及低压电器；此外，华为还 积极参与开发多家企业储能项目，全方位布局储能产业。
中标众多海外储能项目，体现强大客户资源
2021 年 10 月，华为成功签约全球最大储能项目、全球最大离网储能项目——沙特红 海新城项目（1300MWh）。2017 年沙特王储宣布红海新城项目计划，为实现 100%碳中 和，沙特政府方面比选了多个能源解决方案的可行性，最终选择了“光伏+储能”的方案。出于安全性、经济性、服务响应及时性与可靠性、市场美誉度、品牌影响力等方面的综合 考量，华为智能光储解决方案最终得到客户认可，获得全球最大储能项目大单。
2022 年 3 月，华为与西非光伏开发商佳华美能签署战略合作协议，为加纳 1GW 大 型地面光伏电站和 500MWh 储能项目提供全套智能光储解决方案。加纳政府为满足日益 增长的电力需求、促进能源多样化和经济快速发展，制定了可再生能源战略目标：于 2030 年可再生能源在能源结构中占比提升至 10%，大力推进绿色能源的应用并完成全国通电。
2022 年 3 月，华为开始将从制造商购买电池组用于储能系统，拟于日本销售 2MWh 的储能系统。2030 年，日本将成为美国、中国之后第三大储能国，达到 25GWh。同时日 本对新能源的需求广阔：期望到 2030 年，新能源发电量占到整体的 35%，日本经济产业 省（METI）划拨了近 9830 万美元给安装锂电池储能系统的家庭和商户，补贴高达 66%。