储能应用产业研究报告

储能技术可链接能源系统多个环节，可广泛应用于电网侧、电源侧、用户侧等多个场景，在能源革命中将发挥重要作用。自2017 年10 月，五部委联合发布《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》以来，国家和地方各类储能相关支持性政策密集出台。目前已形成包括针对现货、辅助服务、光储充、商业楼宇、梯次利用、需求侧响应、可再生能源并网等在内的储能政策体系。根据国家能源局发布的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制有关事项》，储能纳入国家和地方“十四五”规划已成定局。但与此同时，储能的外部性特征明显，储能服务所产生的利益广泛地散布在不同的主体身上，不是储能所有的潜在好处都可以被套利。因而，国家部委和相关地方政府有必要继续完善相关政策，形成更易落地的政策机制，进一步推动电力体制改革，切实激发市场活力，形成多情景下的清晰的商业模式。一、发展规模2019 年，全球电化学储能累计装机规模为9520.5MW，新增装机为2895.1MW，与2018 年的高增长相比，2019 年全球市场有所回落，但仍维持了平衡发展的态势。2019 年中国电化学储能累计装机1709.6MW，新增投运规模为636.9MW，同比下滑6.7%，但仍位居全球榜首。在全球电化学储能累计装机中，锂离子电池占比88.8%，同比2018 年提升2.5 个百分点。中国市场这一数据为80.6%，同比提升近10 个百分点。二、市场趋势2019 年国内储能市场呈现出以下趋势：一是从电网端、用户端转向发电端。随着政策机制的改变，与2018 年电网侧和用户侧储能快速发展相比，2019 年储能技术在发电端，尤其是可再生能源+储能领域得到了更快的发展。二是储能成为企业实施综合能源服务转型的重要抓手。多家大型能源企业通过股权投资、战略合作等不同方式加强与储能设备提供商的合作，大力发展综合能源服务业务。储能技术提供商也在积极拓展转型成为解决方案提供商和项目开发商，提供多元化的能源服务。三是开展多场景应用模式探索。光储充、5G 基站、船舶岸电、共享储能等领域成为储能应用新热点。三、应用场景截至2019 年底，中国电池储能市场中，集中式新能源、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式及微网、工商业削峰填谷装机规模分别为342.0MW(20.2%)、471.9MW (28.3%)、391.7MW (23.1%)、179.6MW (10.6%)、331.1MW (19.5%)。1.集中式新能源+储能主流投资方：大型能源集团主要储能系统供应商：宁德时代、阳光三星、科陆电子、比亚迪等。商业模式：新能源发电场站业主投资运营模式、合同能源管理。关键要素：一是经济性仍有待提升：近年来以锂离子电池为代表的电化学储能价格已经降到了每千瓦时0.5 元/次，但与平价上网的新能源发电项目相比，通过配置储能以电量置换的方式并不具备经济性。二是建设模式有待完善：储能对电网侧、电源侧、用户侧均有重要意义。单纯要求可再生能源电站配套储能，在效率上不一定是最有效的。三是政策保障存在不确定性：增加可再生能源发电的调度保障难以落实，辅助服务补偿缺少长效机制。2.电源侧调频主流投资方：大型发电公司主要储能系统供应商：科陆电子、北京瑞能、阳光三星等。商业模式：储能企业与发电企业双方以合同能源管理的模式进行利益分成，赢利点即辅助服务补偿收益。关键要素：一是调频市场竞争加剧：随着越来越多的储能企业开始进入这一市场，竞争也变得相对激烈，储能企业与火电厂的议价能力不断降低，分成比例不断下跌。二是相关机制有待进一步理顺：在向“辅助服务市场”过渡的过程中，调频补偿价格不断下降，储能调频项目的投资风险日趋加大。而储能参与调峰、备用等服务的机制尚未理顺。3.电网侧储能主流投资方：大型能源集团主要储能系统供应商：宁德时代、阳光三星、科陆电子、比亚迪等。商业模式：一是电网公司辅业单位投资建设，主业单位租赁经营;二是电网公司辅业单位投资建设，通过合同能源管理模式运营，电站收益按照一定比例分成。关键要素：一是电价机制：2018 年，在电网公司的快速推动下，电网侧储能实现了快速发展。然而，随着《输配电定价成本监审办法》的发布，包含储能设施在内的与电网企业输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本，电网侧储能投资在2019 年踩了急刹车。二是公司战略：目前，国家电网和南方电网均将电化学储能纳入了各自的战略规划。储能成为电网公司大力发展综合能源服务的重要抓手。4.分布式及微网主流投资方：政府、大型能源集团或储能系统供应商主要储能系统供应商：阳光三星、圣阳电源、科陆电子、南都电源、深圳欣旺达等。商业模式：短期内，受成本制约，仍以示范为主，政府配套支持。关键要素：政府配套支持政策;当地上网电价。5.用户侧(工商业削峰填谷等)主流投资方：储能系统供应商主要储能系统供应商：南都电源等商业模式:用户自行建设运营、合同能源管理。关键要素：一是峰谷价差：近年来，国内用户侧储能增长迅猛，主要有赖于峰谷价差这一清晰可见的商业套利。然而，由于连续两轮一般工商业电价大幅下降20%，导致峰谷价差套利空间进一步缩小，用户侧项目已经到了利润边缘化的境地。二是储能补贴：国外所有储能的补贴，实际都跟分布式用户侧、分布式发电相关的场合，才会有补贴。在规模单体小造价很高，包括用户侧没有实现像电网侧的规模效益，这需要更多政策。三是安全风险：同时，由于业主或相关消防机构对商业楼宇，尤其是地下停车场安装储能设备带来的安全风险的担忧，以及相关消防安全标准的缺失，导致一批商业储能项目无限期延迟。虽然2019 年中国储能装机的规模速度有所降低，但仍稳步增长。中国储能行业快速发展的趋势仍然没有变。随着国家2060 年碳中和发展目标的确立，我国将进一步加快转变能源结构，大力发展可再生能源，实施深度减排，推动相关行业的深刻变革。储能技术在能源革命中将发挥极为重要的作用。与此同时，随着储能技术的快速发展和成本降低，以及电力体制改革的进一步推进，储能行业的爆发式增长指日可待。

如需报告请登录【未来智库】。关键结论与投资建议在海外储能市场中，国内储能领先企业已出海航洋，尤以欧美发达国家为代表 海外储能市场在过去几年得到了蓬勃发展。国内储能市场初探，在他山之石指 引下，未来国内储能将何去何从？此篇报告主要观点是勾画国内储能市场发展 蓝图，根据国内 32 个电力区电价族，以各电力度电成本及 IRR 为锚，测算国 内未来在用户侧、发电侧的储能市场空间，并梳理储能相关产业链，给出相应 投资建议。我们认为：国内在第一阶段，到 2025 年我国大部分地区用户侧储能可实现平 价，储能市场空间可达 6500 亿。在存量市场渗透率为 30%情况下，我国储能 装机规模可达 435.1GWh，市场规模达 6526.5 亿元。其中，存量市场储能装机 394.6GWh，市场规模可达 5919.0 亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为 15%， 在放电时长 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，渗透率为 30%，则所需储能 8.1GWh， 年新增市场规模达 121.5 亿元。在第二阶段，到 2030 年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可 达 1.2 万亿以上。在存量市场渗透率为 60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh，市场规模达 12070.8 亿元。其中，存量市场储能装机 930.3GW， 市场规模可达 9303.3 亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为 30%，放电时长 4h，年新增集中式光伏 50GW，渗透率为 60%，则所需储能 36.0GWh，年新 增市场规模达 360.0 亿元。建议关注在光储结合、储能系统及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、 宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能。 与市场预期不同之处 我们认为，虽 2019 年国内储能产业链遇冷，但海外储能市场却出现几近翻倍增 长，究其原因主要系电力市场交易规则及政策补贴两方面的异同所致。使得国 内储能市场有“天然的平价压力”，而随着国内电芯产能持续释放，储能系统集成 进一步优化，国内储能系统度电成本及 IRR 测算都将迎来拐点。面对国内未来 十年万亿储能市场，我们梳理了储能相关产业链及投资逻辑，建议在光储行业 寻找中国的特斯拉，布局光储相关优势标的。建议关注在光储结合、储能系统 及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、宁德时代、天奈科技、国轩高科、 亿纬锂能。“为什么要发展储能？”≈吃饭为啥需要碗可再生能源发展刚需下，电化学储能将登上历史舞台 储能本质是平抑电力供需矛盾，新能源发展创造新的储能需求。电能自身不能 储存，而任何时刻其生产量和需求量需严格相等，因此传统电源生产连续性和 用电需求间断性的不平衡持续存在。此外，全球范围内可再生能源装机量和发 电量占比不断提升（尤其是风能和太阳能），2019 年上半年，德国风光发电量 占比已超过 30%。但可再生能源发电存在固有的间歇性和波动性，导致弃风弃 光现象，增加供需不匹配程度且影响电网的稳定性，储能技术可平抑电能供需 矛盾，提高风光消纳维持电网稳定。抽水蓄能（PHS）是迄今为止部署最多的储能方式，电化学储能紧随其后。根 据 CNESA 全球储能项目库的不完全统计，截至 2019 年底，全球已投运储能项 目累计装机规模 183.1GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大为 171.0GW 占比高达 93.4%，同比下降 0.9 个百分点，但仍处于主导地位；电化学储能的 累计装机规模紧随其后为 8216.5MW，占比为 4.5%，同比增长 0.9 个百分点。技术特性决定电化学储能应用场景最为广泛。储能技术是利用化学或者物理的 方法将一次能源产生的电能存储起来，并在需要时释放。根据技术类型的不同， 以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。不同储能 技术具有不同的内在特性（如功率密度和能力密度），电化学储能同时具有较高 的能量密度和功率密度，决定了其广泛的技术适用性。电化学储能是发展最快，美国储能规模位列全球第一。根据 CPIA 统计数据， 截至 2018 年底，电化学储能累计装机 6.63GW，同比增长 126.4%；2013-2018 年新增装机年均复合增长率高达 113.86%。截至 2019 年全球累计电化学装机 达 8.22GW，同比增长 24.02%，受中国市场影响，新增装机 1.59GW，同比下 降 56.98%。从应用端来看，用户侧应用占比最高为 28%，其他应用领域趋于 均衡。尽管 2019 年中国储能遇冷，但仍是全球份额较大的市场。根据美国能源部 DOE 数据库统计，截至 2020 年 1 月 10 日，全球电化学项目数量高达 991 个，美国 储能装机规模和项目数量再次均位列全球第一，中国位列全球第二。2019 年为国内储能减速调整期，储能将向更加市场化方向发展。根据 CPIA 统 计数据，截至 2019年底，我国电化学储能累计装机 1592.3MW，同比增长 48.4%； 新增装机 591.6MW，同比下降 23.7%。忽略 2018 年相对激增，储能行业仍然 是维持稳步增长的状态。就应用端来看，用户侧仍是储能最大的应用市场，占 比为 51%。此外，2019 年广东、湖南等地电网侧火储联合投运装机较多，但 《输配电定价成本监审办法》的出台，明确了“电网企业投资的电储能设施明确 不计入输配电定价成本”。意味着短期内电网侧项目建设缺乏盈利渠道支撑，电 网侧储能的发展受到制约，长期来看，储能将向更加市场化的方向发展。国内储能电池占比较小，海外市场稳定。国内储能电池出货大幅下降，海外市 场稳定。根据高工产研锂电研究所（GGII）数据统计，2019 年中国储能锂电池 出货量为 3.8GWh，同比增长 26.7%。从整体出货量来看，符合年初预期的 2030%的增长，但从出货的市场类别来看，储能锂电池应用于国内市场的出货量 急剧下降，2019 年国内出货量为 0.7GWh，同比下降 75%，而出口海外市场的 出货量增长较为突出。根据 GGII 统计数据，2019 年，我国动力电池累计装机量约 62.38GWh，同比 增长 9%。而储能锂电池出货量仅为 3.8GWh，同比增长 26.7%，其中国内出货量为 0.7GWh，出口总量为 3.1GWh，与动力电池相比，我国储能电池占比依然 较小，空间较大。储能核心逻辑：成本下降驱动储能应用 储能系统成本大幅下降。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、 储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）及其他电气设备构成。根据 GTM 数据统计显示，2012 至 2017 年电化学储能电站成本大幅下降 78%，单位 KWh 成本由 2100 美元下降至 587 美元。其中电池成本占比约为 40%，是储能电站 建设的主要成本来源。锂电成为主流技术路线，存在成本下降通道。目前已商业化应用的电化学储能 技术主要为铅蓄电池和锂离子电池。根据 CNESA 数据，近五年全球已投运储 能项目中，锂电储能系统占比均超过 80%，成为主流电化学储能技术路线。根 据 BNEF，2020 年至 2023 年的锂电价格可能达到 150 美元/KWh，将达到储 能系统应用的经济性拐点。成本下降驱动储能装机规模爆发。根据 GTM 预测，到 2025 年，单位 KWh 储 能电池成本预计降至 110 美元，BOS 部分将降至 85 美元。储能系统成本的不 断下降，将驱动装机规模迎来爆发。根据 BNEF 的预测，到 2040 年，全球储 能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近 1095GW/2850GWh，对应投资 6620 亿 美元。国内储能未来空间究竟有多大？——可期万亿市场国内储能未来空间究竟有多大？根据我们测算结论： 第一阶段：到 2025 年，储能成本降至 1500 元/KWh 时，我国大部分地区用户 侧储能可实现平价。在存量市场渗透率为 30%情况下，我国储能装机规模可达 435.1GWh，市场规模达 6526.5 亿元。其中，存量市场储能装机 394.6GWh， 市场规模可达 5919.0 亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为 15%，在放电时 长 4h，年新增集中式光伏 8.1GW，渗透率为 30%，则所需储能 8.1GWh，年 新增市场规模达 121.5 亿元。第二阶段：到 2030 年，储能成本降至 1000 元/KWh 时，我国大部分地区光储 结合可实现平价。在存量市场渗透率为 60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh，市场规模达 12070.8 亿元。其中，存量市场储能装机 930.3GW， 市场规模可达 9303.3 亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为 30%，放电时长 4h，年新增集中式光伏 50GW，渗透率为 60%，则所需储能 36.0GWh，年新 增市场规模达 360.0 亿元。发电侧：风、光+储能模式为新能源大未来 分布式光储：拆解“特斯拉户用光伏”实例，看国内市场空间几何 政策强制规定，美国户用光伏市场驶入快车道。根据加州能源委员会颁布的 《2019 建筑能效标准》要求，从 2020 年 1 月 1 日开始，所有在加利福尼亚州 新建的三层及三层以下的低层住宅（包括独栋）都将被要求强制安装住宅光伏 系统，并对装机规模也做出了规定：如果同时安装了储能系统，则光伏装机规 模可在上述方程计算结果的基础上减少 25%，且单户住宅的储能系统容量至少 为 7.5 KWh，多户住宅的存储系统容量至少为住宅户数*7.5 KWh。对于加州户用光伏需求的测算：未来 10 年，每年至少有 750MW-1.25GW 户用 装机规模。其中新增市场：2020 年新政实施后，美国加州新增住宅将为户用光 伏市场带来 300-500MW/年装机增量。2018 年美国居民用户平均用电量 10972KWh，加州光照资源充沛，光伏有效年利用小时数 1800-2200h，则 100% 光伏发电对应户均装机量约 5-6KW。加州户用光伏存量市场中：每年有 450-720MW 规模。根据 1995-2018 年加州 独栋住宅建筑许可发放数量估算加州目前独栋住宅数量约 180 万套。若在 2030 年，这些存量独栋能有合计 80%装户用光伏，5-8KW 每户算，每年有 450720MW 的户用光伏规模。美国政策及经济性助力下，户用光储系统得到快速发展。以特斯拉为例，2018 年，特斯拉安装了 1GWh 的储能系统，2019 年目标是将装机容量翻倍到 2GWh 以上。特斯拉的 Powerwall(针对住宅用户)基于 NMC 锂电池产品。针对居民用 户的储能系统，与屋顶光伏系统同时应用。它可以存储光伏电站在白天发的电 量，并在夜间释放使用。据特斯拉表示，Powerwall 的单位装机容量为 13.5KWh； 其峰值功率/持续功率分别为 7KW/5KW，而电力转换效率达 90%，且保证使用 生命周期为 10 年。在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉光储方案已经初具经 济性。截至 2020 年 2 月，加利福尼亚州的太阳能电池板平均成本为 3.06 美元 /W。考虑到太阳能电池板系统的大小为 3-10KW，加利福尼亚州的光伏系统平 均安装成本在6.41-21.36万元之间，光伏系统平均价格为10.68万元。扣除26％ 的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳能激励措施后，系统成本降 至 4.74-15.81万元，假设光伏系统工作寿命为 25年，年有效利用小时为 1900h， 实际用电量为有效发电量的 75%，考虑未来运维费用和发电量时间价值，光伏 屋顶全生命周期内的度电成本为 1.07 元/KWh。根据特斯拉提供的 4 种不同规模的屋顶光储系统，分别为小型（光伏装机 3.8KW）、中型（光伏装机 7.6KW）、大型（光伏装机 11.4KW）和超大型（光伏 装机 15.2KW），同时匹配 1、2、3 和 4 套储能系统，光储系统价格在 15.2742.77 万元之间，扣除 26％的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳 能激励措施后，系统成本降至 10.71-29.94 万元。由于配置储能系统，有理由假 设实际用电量为有效发电量的 100%，其他条件与加州户用光伏相同，测算出小 型、中型、大型和超大型的特斯拉屋顶光储系统全生命周期内的度电成本分别 为 1.52、1.20、11.1 和 1.07 元/KWh，储能溢价分别为 0.45、0.13、0.04 和 0 元/KWh。说明含有储能系统的大型特斯拉屋顶光伏，可以与当前普通户用光伏 在 LCOE 相竞争。如测算得，在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉 11.4KW 光储系统度电成本仅为 1.11 人民币/KWh，较单纯户用光伏系统的度电成本仅相差 3.6%，户用光储结合系统方案经济性在美国已得到显现。特斯拉 2019 年储能装机容量达到 1.65GWh。前三季度分别为 229MWh、 415MWh、477MWh，全年装机 1.65GWh，同比增长接近 60%，超过 2017、 2018 年装机总量之和。2019 年全球电化学储能新增装机为 15.9GWh，意味着 特斯拉占据全球储能的市场份额达到 10.4%。我国国家层面政策为储能发展提供方向。2017 年五部委联合发布《关于促进储 能技术与产业发展的指导意见》，明确了十三五和十四五时期储能发展“两步走” 的战略。2019 年针对该指导意见，进一步提出了细化的 2019-2020 行动计划， 从而进一步推进“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡的目标，同时为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化发展转变的目标奠定基础。部分省市开始出台用户侧补贴政策和新能源发电侧技术要求。目前针对储能出 台补贴政策的有合肥和苏州。2018 年合肥政策针对符合政策的光伏储能系统， 按储能实际充电量给予 1 元/KWh 的补贴。2019 年苏州针对工业园区的储能项 目，按放电量补贴 3 年，补贴标准 0.3 元/KWh。2019 年 6 月新疆针对光伏储 能试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的 15%、且储能时 长不低于 2 小时来配置，总装机规模不超过 350MW。基于我国提供储能补贴的省市较少，我们通过搭建“光储发电+网电套利”模型， 进行工商业光储项目经济性测算。工商业配置光伏+储能替代部分网电，满足自 身用电需求，综合考虑峰谷电价差与时段划分复杂度，以江苏省为例进行建模， 各电价时段和电流流向如表所示。通过计算配置光储系统前后支付电费差额， 作为光储系统运营效益，对未来工商业光储系统经济性进行测算，基本假设如 下：1、 江苏省年利用小时数为 1063h，配置 150KW 光伏系统，预计平均每天可以 发 500~600 度电，单位成本为 4000 元/KW；蓄电池采用磷酸铁锂电池， 总容量 600KWh，单位成本为 1500 元/KWh。2、 放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，日运行 2 次，运行时 间为 8 年，残值按照光伏系统剩余价值计算。3、 折现率 7.5%，贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3。测算结论：在上述假设条件下，江苏省工商业用户应用光储系统可实现经济性， 生命周期内项目内含报酬率 9.92%，自有资金内含报酬率为 18.17%，投资回 收期为 6 年。 进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，第一阶段：当用户侧 光伏成本在 4000 元/KW，储能系统成本为 1500 元/KWh 时，北京、浙江、江 苏和广东（部分地区）内的工商业用户配置储能系统可达到 8%收益率，假设市 场渗透率为 30%，储能装机规模为 140.70GW，市场规模合计为 2215.49亿元。进一步测算可得：第二阶段，当光伏成本降至 3000 元/KWh，储能系统成本降 至 1000 元/KWh 时，除青海、云南和宁夏外样本地区储能系统均可实现 8%内 含报酬率。在市场渗透率为 60%的条件下，储能装机规模为 302.94GW，市场 规模合计为 3029.43 亿元。集中式光储：光伏平价大时代的必经之路西北地区弃风弃光率仍高于全国平均水平，储能有望加速渗透。风能和太阳能 等新能源发电具具有不规律变化的特点，为维持电力供需平衡和电网的稳定性 需限制部分新能源的出力。据国家能源局统计，近年来全国弃风弃光率呈下降 趋势，2019 年 1-9 月，全国弃风率 4.2%，同比下降 3.5 个百分点；弃光率 1.9%， 同比下降 1 个百分点。2019 年上半年，弃风仍较为严重的地区是新疆、甘肃和 内蒙古，弃风率分别为 17.0%、10.1%和 8.2%；弃光主要集中在西藏、新疆、 甘肃和青海，弃光率分别为 25.7%、10.6%、6.9%和 6.3%。随着可再生能源占比的增加，其波动性与地理位置上的限制凸显，减少弃风弃 电最直接的方式是配置相应的储能系统，根据电网调度要求和实际发电负荷合 理实时改变运行模式，将可再生能源发电从非高峰时段转向高峰时段，调配电 能供应与需求之间的平衡。例如 CAISO“鸭曲线”，将多余电能存储于电池储能 系统中按需放出,减少发电损失,起到削峰填谷的作用。传统平滑新能源不稳定性的方案中，新能源机组分摊费用远高于补偿费用。从 能源类型的角度来看，参与辅助服务的能源类型主要包括火电、水电、风电、光 伏、核电，其中火电机组补偿费用最高为 62.65 亿元，但同时分摊费用也最高。 我们构造分摊费用/补偿费用指标来进行对比，风电分摊费用/补偿费用值高达 34.26，核电和光伏发电也远高于传统火电。即新能源场站通过配置相应的储能 系统，可满足自身辅助服务需求，有效降低分摊费用。储能若替代传统备用，将有效提高容量价值。国内新能源（风电、光伏发电）通过保留有功备用或者配置储能设备，并利用相应的有功控制系统实现一次调 频功能。光伏电站若要参与低频响应，在不考虑限电情况下需预留 10%的容量， 按每天备用 8h 计算，则 100MW 光伏电站每天少发 8 万 KWh，每年少发电 2800 万 KWh。通过配置储能设备替代备用容量也可提高系统容量价值。目前国内已经有大量风、光储电站示范项目投入使用。我国首个风光储输示范 工程位于河北省张家口市北部，于 2011 年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、 钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升 200 小时的利用小时数，有 效解决了新能源的消纳问题。近年来，青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团 海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。我们针对国内集中式光伏+储能系统进行经济性测算，基本假设如下： 1、 投资主体为三类资源区光伏新能源场站，应用场景包括削峰填谷和替代一 次调频备用余量；2、 根据不同地区利用小时数和限电比例不同，100MW 光伏容量分别配置43、 30 和 19MWh 储能系统用于削峰填谷，同时配置 9MWh 储能系统用于替代 一次调频备用余量。储能系统单位成本为 1500 元/KWh，电芯选用磷酸铁 锂，放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，日循环 1 次，运 行时间为 15 年；3、 贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3，所得税率为 25%，折现率 7.5%。集中式光储结合经济性测算： 当仅用于削峰填谷时，三类资源区的储能系统装机量分别为43、30和19MWh， 上网电价分别为 0.4/0.45 和 0.55 元，度电成本均为 0.63 元/KWh，但均未达预 期收益。当要求的 irr=8%时，三类资源区储能系统成本需分别降至 851、957 和 1170 元/KWh。当用于削峰填谷和替代有功备用时，三类资源区的储能系统装机量分别为 51、 38 和 27MWh，其他条件相同。可以发现三类资源区储能项目的投资回收期分 别为 9、8 和 6 年，Ⅱ类资源区和Ⅲ类资源区项目内含报酬率均达到 8%，Ⅲ类 资源区项目内含报酬率为 11.9%。第一阶段：当储能系统成本为 1500 元/KWh 时，在市场渗透率为 30%的条件 下，现有光伏存量市场储能装机规模为 33.41GW，市场规模合计为 501.09 亿 元。假设储能成本降至 1500 元/KWh 之前，光伏市场年新增量为 45GW，在相 同渗透率条件下，年新增储能装机 8.10GWh，年新增市场规模为 121.50 亿元。第二阶段：当系统成本降至 1000 元/KWh 时，在市场渗透率为 60%的条件下， 储能装机规模为 109.75GW，市场规模合计为 1097.49 亿元。假设储能成本降 至 1000 元/KWh 之前，光伏市场年新增量为 50GW，在相同渗透率条件下，年 新增储能装机 36.00GWh，年新增市场规模为 360.00 亿元。用户侧：经济性凸显进行时，万亿市场空间值得期待 储能能量时移，峰谷价差套利。一般情况下，由于白天用电侧负荷曲线比晚上 高，部分地区实施分时电价机制，将一天 24h 分为峰时段、平时段和谷时段， 电价依次降低，从而形成峰谷电价差。储能出现之前，电力用户降低电费的传 统方式主要为：减少消费或被动改变消费时段；储能通过能量时移，在低谷电 价时间段充电，在高峰电价时间段放电，满足用电需求，同时利用峰谷价差进 行套利。高价差刺激储能部署，国内价格激励较弱。用户应用储能须有足够的价差激励， 即峰谷电价差可覆盖储能度电成本。部分发达国家（如美国、德国和澳大利亚） 峰谷价差较高，为用户侧储能装机提供机会。以美国为例，居民用户的峰谷价 差平均为 0.15 美元/KWh，高于当前 0.10 美元/KWh 的储能度电成本。但在国 内大部分地区，峰谷电价差仍远不足以覆盖储能度电成本。用电类别说明：深圳（大量需求）指深圳市大量工商业及其他用电（101 至 3000kVA）；深圳（高需求）指高需求工商业及其他用电（3001kVA 及以上）； 广东（广州 5 市）指广州、珠海、佛山、中山和东莞五市；广东（8 市）指汕 头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名和肇庆 8 市；广东（5 市）指云浮、 河源、梅州、韶关和清远 5 市。储能需量管理，降低基本电费。理论上仅通过削峰填谷套利，储能在国内用电 侧难以实现经济性。大工业用户普遍采用两部制电价计费，电费分为基本电费 和电度电费。其中，基本电费与耗电量无关，仅与变压器容量或最大需量相关； 电度电费与耗电量呈正比。当储能应用于大工业用户侧时，除实现一般削峰填 谷套利降低电量电费外，同时也可进行需量管理，降低基本电费，带来双重收 益。峰谷-峰平价差平均值修正。考虑到用电侧储能系统工作模式为一日 2 充 2 放， 仅存在一次谷时段充电、峰时段放电的机会，另一次则为平时段充电、峰时段 放电（即夜晚谷时段充电，早上峰时段放电，午间平时段充电，傍晚峰时段放 电），因此取峰谷价差与峰平价差平均值建模更为合理。以上海市电价为例，我们针对国内大工业用电侧储能经济性进行测算，基本假 设如下： 1、 配置1 MW / 4 MWh储能系统，电芯为磷酸铁锂，单位成本为1800元/KWh；2、 充放电深度 95%，容量衰减 20%，循环寿命 5000 次，无残值；3、 折现率 7.5%，贷款利率 6%，自有资金比例为 0.3；测算结论：对于价差和基本电价均较高的上海市大工业用户，储能用于削峰填 谷和需量管理可实现经济性。项目投资回收期为 4年，内含报酬率高达 16.44%， 生命周内度电成本为 0.64 元/Wh。 进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，目前在广东（部分地 区）、上海、江苏、海南和山东地区，大工业用户配置储能系统的 irr 可以达到 8%。 未来核心驱动因素在于成本下降。电价差影响项目收益，储能系统价格影响项 目成本。在当前储能系统成本下，各地区经济性差异在于不同的价差水平，说 明当前价格激励是用户安装储能系统关键因素。但未来多数国家将尝试降低整 个电力系统成本，以刺激经济增长，终端价差将进一步缩小。因此降低储能成 本则是推进未来储能部署唯一可行的方法。我们预计未来储能部署将分为两个阶段，第一阶段：当用户侧储能系统成本降 至 1500 元/KWh 时，除宁夏、青海甘肃、陕西和河北外，其他样本地区储能项 目可达到 8%的内含报酬率，对应度电成本降低 0.10 元/KWh 至 0.54 元/KWh， 降幅达到 15.63%；第二阶段：当成储能系统成本降至 1000 元/KWh 时，所有 样本地区均可实现8%内含报酬率，除宁夏外其他地区可实现10%内含报酬率， 对应度电成本降低 0.26 元/KWh 至 0.38 元/KWh，降幅达 40.63%。对应装机规模与市场规模预测： 第一阶段：当用户侧储能系统成本降至 1500 元/KWh 时，市场渗透率为 30%的 条件下，储能装机规模为 213.49GW，市场规模合计为 3202.38 亿元。第二阶段：当系统成本降至 1000 元/KWh 时，市场渗透率为 60%的条件下，所 有样本地区 irr 超过 8%，储能装机规模为 517.64 GW，市场规模合计为 5176.40 亿元。储能市场具体到 32 个电力区：以 1800 元/kWh 为起点，当目标 irr=8%时，各 省市大工业储能系统价格（元/kWh 横轴）、装机规模（GWh 纵轴）和市场规模 （亿元）出现明显分化。假设市场渗透率为 30%，在目标 irr 下，当储能系统成 本为 1800 元/kWh 时，在可实现目标 irr 的地区中，广东省、江苏省和山东省市 场规模排名前三，分别对应 670、662 和 757 亿元。当目标 irr=10%时，各省市大工业储能系统价格（元/kWh 横轴）、装机规模（GWh 纵轴）和市场规模（亿元）分化更为明显。假设市场渗透率为 60%，在目标 irr 下，当储能系统成本为 1800 元/kWh 时，在可实现目标 irr 的地区中，江苏省、 广东省和山东省市场规模依然排名前三，分别对应 1324、1309 和 1263 亿元。天然的平价要求，储能产业链如何应对？储能系统产业链梳理 在保证安全的前提下，持续的降成本是行业面临的长期挑战。从产业链来看， 储能系统集成位于产业链中游，成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效， 另一方面则通过系统结构的设计优化。从储能系统成本构成来看，目前电池成本约占 60%，PCS 占比 20%，BMS 占 比 5%，EMS 占比 5%-10%，其它配件 5%。根据 BNEF 预计，2018 年储能系 统成本为 364 美元/KWh，到 2025 年，储能系统成本有望降至 203 美元/KWh； 到 2030 年，储能系统成本有望降至 165 美元/KWh，相较于 2018 年降幅达 54.7%。目前电池成本占系统成本比重最高，系统成本下降的关键是电池环节的降本增效，预计 2025 年电池成本将降至 95 美元/KWh，与 2018 年成本相比降 幅在 54%左右。同时随着市场规模的扩大和技术创新，储能 PCS、BES、EMS 和 EPC 成本同样具有下降空间。储能生产商二分类：行业已现 PCS 派与电池派。基于储能系统构成，电池、 PCS、系统集成领域均有涉足储能的企业，在此我们通过对比几类企业，可以 发现储能仍处于商业化前夜的培育阶段，虽然储能业务目前占各上市公司业务 比例仍然较低，但母公司的盈利情况及核心技术水平在一定程度上决定了未来 其在储能板块的拓展力度和发展方向。其中，PCS 以阳光电源为代表，核心发力以行业领先 PCS 为抓手，布局下游 储能系统及储能工程；电池则以比亚迪为代表，基于电芯成本发力储能。储能系统核心竞争力：系统优化能力+电芯成本下降 储能发展面临天然的平价要求，“提效降本”不仅适用光伏，也适用储能。在国 内，与光伏早期有国家补贴助力不同，储能的发展天然就面临“平价”的要求，储 能系统的提效降本主要落实在电池的性价比与系统集成的效率双提升，一方面 是对电芯厂商的降本要求，一方面是对集成厂商优化储能系统的强诉求，二者 缺一不可。一方面，锂电电进入行业产能扩张期，成本降幅可期： 下游需求带动锂电市场规模扩大，电池价格降幅高于预期。根据 GGII 统计， 2019 年全年行业累计装机量约 62.38GWh，同比增长 9%。根据 Marklines 预 测，未来 5 年全球动力电池行业将持续高速增长，2025 年全球装机量可达 850GWh。同时锂电池成本不断下降，截至 2019 年 2 月 3 日，方形动力电芯 （磷酸铁锂）平均报价为 0.575 元/Wh，方形动力电芯（三元）报价为 0.725 元/Wh，其中磷酸铁锂报价已达到 BNEF 预测 2027 年储能电池价格水平。磷酸铁锂电池是储能系统最为适配的选择。商用锂离子动力电池正极材料主要 有锰酸锂、磷酸铁锂、三元体系，其中三元体系又可细分为镍钴锰 NCM 和镍钴 铝 NCA。在空间充裕的条件下，储能电池相比消费电池和动力电池，对能量密 度要求不高，对安全性和实用寿命的要求较高。从电池内在特性角度来看，相 较于其他体系电池，磷酸铁锂具有高安全性、长循环寿命和低成本的优势，更 符合储能电池需求。长循环寿命和高转换效率可直接降低储能度电成本。在其他条件相同的情况下， 电池循环寿命越长，则生命周期内储能系统可以存储或释放的电量越多，可直 接降低度电成本。此外，电池转换效率越高，则充放电过程中能量损耗越少，也 可增加系统总充放电量。能量密度提升可间接降低储能投资成本。能量密度的单位可以用Wh/kg或Wh/L 来表示。这意味着能量密越高，则电池质量或体积越小，从而减少建设过程中 所使用的土地面积或厂房空间，通过摊薄固定成本来间接降低单位储能成本。梯次电池性能指标优于铅酸电池。退役动力锂电池能否用于梯次利用以及应用 领域，主要依据电池的剩余容量，当电池剩余容量在 20％80％时，则可以进 行梯次利用；如若电池容量低于 20％时，则已不满足梯次利用的标准，应进行 电池拆解厂进行材料的回收。梯次电池相比铅酸电池在循环寿命、能量密度、 高温性能等方面具备明显优势，从性价比角度来看，梯次电池是铅酸电池的 1.23-4.44 倍。另一方面，光储结合可降低进一步储能成本，光电转化是光储系统核心竞争力： 加速光储融合深度降低项目投资成本。在同一地点安装的光伏和储能系统可以 共享硬件组件，例如升压器、检测器和控制器，同时用于共享硬件而降低安装 工程的人工成本；此外，相较于独立的光伏+储能，光储结合部署还可以减少场 地准备次数，降低土地成本和 EPC 成本进而降低光储项目的投资成本。光储结合耦合方案难度高，优化空间的天花板高的，考验储能系统的电气化水 平。当光伏和电池存储共用时，子系统可以通过直流耦合或交流耦合配置连接。 直流耦合系统只需要一个双向逆变器，直接将电池存储连接到光伏阵列，并使 电池从电网中充电和放电。另一方面，交流耦合系统需要光伏逆变器和双向逆 变器，电池的充放电需要通过直流和交流多次转换步骤。直流耦合系统只使用 一个双向逆变器，从而降低了逆变器、逆变器布线和逆变器外壳的成本。加强光储深度融合，降低投资成本。以阳光电源为例，2020 年 2 月，阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV，中国效率突破 98.55%，100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计，据 测算，100MW 电站，初始投资可以减少 1000 万元以上。系统数字化融合集成能量管理，降低 3%以上 LCOE。通过逆变器集成智能管理 单元，对核心部件进行全生命周期管理和寿命预测，做到“早发现、早维护”，降 低发电量损失和运维成本，进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。他山之石：欧美市场储能爆发启示为什么说“当前储能看海外”？ 美国投资税抵免（ITC）政策激励非公共事业规模储能发展。2016 年，美国储 能协会向美国参议院提交了 ITC 法案，明确私人机构或个体投资的先进储能技 术可以申请投资税收减免：对于居民用户储能，要求 100%的电力来自于光伏发 电，享受系统投资额 30%的税收减免和 5 年加速折旧（其本质为补贴替代套利）； 对于工商业储能，要求至少 75%的电力来自于光伏发电，当储能电力 75%-99.9% 来自于光伏发电时，税收减免额为该比例与 30%的乘积。美国 ITC 自 2020 年开始下降，税抵退坡为一致预期。2016—2019 年，ITC 仍 维持在系统成本的 30%；2020 年起，ITC 开始下降至系统成本的 26%；2021 年，税收抵免进一步降至系统的成本 22%；2022 年以后，新的商业太阳能系统 的所有者可以从其税收中扣除系统成本的 10%，住宅 ITC 将取消。一定程度说 明 2022 年后，储能系统成本降低至可接受水平，实现无 ITC 平价应用。加州用户侧储能的发展受三大政策影响明显，包括自发电激励计划(SGIP)、投 资税收减免政策(ITC)和净电量结算制度(NEM)： 2001 年启动的自发电激励计划（Self-GenerationIncentiveProgram，SGIP） 是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。SGIP 鼓励用户侧分布 式发电，不对纳入补贴范围的技术类型进行限制，但通过限制技术指标要求确 保项目运行的稳定性。按容量和效果补贴，提高投资积极性。自 2011 年起，SGIP 将储能纳入支持范 围，并给予 2 美元/W 的补贴支持。在 2016 年 5 月修订的 SGIP 中，补贴不再 采用以系统功率（“W”）为标准、按照每年固定金额的方式支付。而是依据规划 容量的完成情况，同时考虑储能成本的下降以及项目经济性核算，对项目的容 量（“Wh”）进行补贴，采用 50%初投资补贴+50%按效果补贴的非一次性支付 方式予以支持，避免“后补贴”方式影响投资积极性。在 2017 年 12 月发布的第六版 SGIP 手册中，激励计划针对储能增加预算，为 储能分配了整个计划 80%的资金量，并将 13%的储能资金用于支持 10KW 及 以下的居民储能项目。储能补贴的总资金分为五轮发放，第一轮补贴的标准为 50 美分/Wh，第二轮补贴标准降低 10 美分/Wh，之后的补贴标准逐步降低 5 美 分/Wh。储能系统可获得的补贴等于系统容量（Wh）与所在轮数的补贴标准的 乘积。2018 年 8 月，加利福尼亚州议会通过 SB700 法案，将 SGIP 计划的截 止日期延长至 2026 年，用于持续激励更多分布式储能项目的建设。净电量结算制度(NEM)用以支持用户侧的光伏发电，用户表计会记录用户从电 网购电和用户光伏向电网注入电力情况，在向用户收取电费时，只需要收取净 值部分。目前加州 PG＆E 公司制定了一系列的 NEM 机制，其中适用于储能的 有 Non-Export 和 NEM2-MT。其中，Non-Export 适用于所有类型及容量的电 源，要求机组安装逆功率保护装置、低功率保护装置等。NEM2-MT 要求机组 与不向电网反送电的设备或 NEM 燃料电池发电设备配合使用。SGIP 补贴收益占用户侧总收益比重较高。根据 CNESA 全球储能项目数据库， 将分布式储能纳入补贴范围开始至 2019 年 7 月期间，SGIP 处于补贴流程中以 及已经获得全额补贴的储能项目数（不包含取消的）达到了 13156 个。其中， 近 6281 个储能项目已经获得了 SGIP 的全额补贴支付。在用户侧储能项目的头 五年收益中，SGIP 补贴收益占到总收益的 40%~50%。补贴政策为储能设备厂商带来发展机遇。从申请 SGIP 补贴的储能设备厂商来 看，特斯拉、LG 化学、Stem Inc、CODAEnergy 等企业获得补贴的项目数量、 能量规模和金额位居前列。特斯拉自 2015 年开始进入储能领域，储能业务包括 太阳能系统和储能产品的销售，通过经营租赁和 PPA 从太阳能系统中租赁的收 入以及太阳能系统激励措施的销售。与美国 SolarcityInc 等合作方开展的 6348 个储能项目，获得的补贴资金额（包括预留补贴资金、正处于补贴流程中以及 补贴完成）达到 2.2 亿美元。从执行效果来看，分布式光伏+电池存储渗透率不断提高。根据 NREL 数据， 2018 年美国各州的配置电池储能系统的光伏项目比例在 1%到 5%不等，加利 福尼亚州渗透率最高。2016 年-2018 年，受益于政策补贴，加州居民分布式光 伏项目和非居民分布式光伏项目储能渗透率由不到 2%提升至接近 5%。美国户用市场大幅增长。2019 年第二季度，美国储能市场的装机容量为 75.9MW，同比增长 20%，环比下降近 50%。主要由于计划在 2019Q2 实施的 FTM（Front of the Meter 供电侧）项目较少，同时非户用市场也出现了类似的 回调环比下降 49%。但是，受市场情绪和政策激励影响，户用市场环比大幅上 涨 41%，并继续在各个地区扩展。预计 2019-2024 年美国储能市场将迎来爆发式增长。根据 Wood Mackenize Power 数据，21 世纪 20 年代初，美国存储市场将出现大幅增长。储能年新增 装机规模将由 2018 年的 311MW 增长到 2024 年的 4834MW。2019 年至 2024 年期间，储能市场年新增装机规模将增长约 10 倍，储能年市场规模将增长约 7 倍。2024年，BTM （Behind-the-Meter用户侧包括Residencial和Non-residential） 装机规模占比达 40%；FTM 市场规模约占 53%。德国分布式储能补贴政策发挥重要影响。2013 年 5 月，德国联邦政府和国有 KfW 银行集团发布了一项家庭存储系统市场激励计划，补贴的形式主要是低息 贷款和现金补助，补贴总额约 3000 万欧元。目前允许用户最高将光伏系统峰值 功率的 50%回馈给电网，以鼓励用户最大限度的自发自用，电网运营商承担核 查功率限值的职责。另外，对于不同时间提出的申请，可申请的补贴率（补助资 金相对于储能设备价格的比例）逐渐递减。从政策执行效果来看，分布式光储补贴已经推动德国成为全球最大的户用储能 市场之一。2013 年，德国家用和商业用储能系统还不足 1 万套，到 2018 年底， 这一数字已经增长至 12 万套，其中，绝大部分来自户用储能。根据德国贸易促 进署的研究，随着光伏系统与电池的成本下降，光储应用的步伐加快，截止到 2020 年底，德国还将以每年超过 5 万套的速度持续安装用户侧储能系统，并在 2020 年突破 20 万套储能系统的安装量。欧盟其他国家均在高速发展。根据 Wood Mackenzie 预计，到 2024 年，欧洲 住宅储能市场的部署将增长五倍达到 6.6 GWh。德国年度部署量将增加一倍以 上，达到 0.5 GW/1.2 GWh。同时，意大利和西班牙的光储市场也正在朝着平价 方向迈进。未来几年内，澳大利亚分布式光储将保持快速增长趋势。根据 AEMO-CSIRO 预测，包括澳大利亚在内的亚太地区的分布式发电（太阳能光伏发电、热电联 产和柴油发电）已占集中发电（煤炭和核电站）的一半以上。而到 2028 年，分布式发电源的容量将是集中发电容量的两倍多。分国别来看，近年来德国和意 大利分布式能源比率保持相对高位，而澳大利亚则是增长最快的国家。预计澳 大利亚将在未来几年内仍保持快速增长的趋势，并在 2030 年后继续发挥主要 领导作用。澳大利亚住宅市场储能部署规模的不断扩展。澳大利亚的太阳能光伏安装成本 约为美国的一半，主要原因是有较少的管制和更低的劳动力成本。同时零售电 价较美国更高，叠加政府财政支持，激励屋顶太阳能光伏发电系统正与分布式 储能设备相结合，使消费者能够降低电费，同时提供一定程度的弹性。为什么说“未来储能看中国”？ 欧美储能发展，离不开各国电力市场化改革。从 80 年代末起,以英国为首,国际 上许多国家进行了电力工业管理体制的改革,其目标都是开放电力市场,引入竞 争机制,降低发电成本,合理利用资源,并最终使用户获利目前将电力行业主要划 分为发电侧、输电侧、配电侧和售电侧四个环节，输电侧和配电侧因具有规模 化要求，存在自然垄断特征，而电力行业两头的发电侧和售电侧，则具备引入 竞争，降低产业集中度的空间。以美国为例看国际上电力市场化改革的成果。1978 年美国出台了公用事业管制 政策法（较中国早 24 年），允许企业建立电厂并出售电力给地方公用事业公司。 1992 年能源政策法案出台,同意开放电力输送领域。1996 年，为推进电力市场 化改革，美国政府颁布法令规定无歧视开放输电网络，鼓励构建 RTO（区域电 网运行中心）或 ISO（独立系统运行中心）来管理整个输电系统运行。此后，美国形成了联邦政府、州政府两级监管体系框架，并逐步形成了 PJM、加州、得 州、纽约、东南、南方、西南、西北、中土、新英格兰等 10 个区域电力市场。尽管电改的最终目的是降低终端用户电价，美国目前的零售电价并未出现明显 的降低。在电力市场化改革较为成功的加州，也没有取消峰谷价差，而是随着 可再生能源的发展，峰时段减少且后移，谷时段增加。以 PG&E（太平洋燃气 和电力公司）中小企业的 Time-of-use rate plans 为例，自 2020 年 11 月将开 始执行新的峰谷时段，相较于现在，新的高峰时间由12PM-6PM变为4PM-9PM, 由下午转移到晚上且减少一个小时。新增一个春季的超低峰时间段 9AM-2PM， 价格将处于最低水平。可以说明在电改的背景下，随着可再生能源发电占比提 高，峰谷价差将会持续存在，且有可能出现新的谷时段电价，从而为储能带来 更多套利空间。 反观我国电力市场改革，我国电改大体分为三个阶段： 第一阶段：（1996-2002 年）市场化改革探索期。1996 年出台的《电力法》赋 予电力企业作为商业实体的法律地位。从 1998 年开始,我国尝试在电力行业实 行“厂网分开、竞价上网”的改革,并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、 黑龙江 6 个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000 年 1 月山东、上海、浙江 发电侧电力市场正式投入商业化运行。通过各试点单位的市场化运作,以期在发 电侧引入市场机制,竞价上网,并积累经验,逐步向完善的电力市场靠近。第二阶段：（2002-2015 年）开放发电侧竞争，打破垄断格局。2002 年，国务 院印发《电力体制改革方案》(5 号文)，标志着我国电力市场改革的正式开始。 国家电力公司被拆分为两大电网公司，五大发电集团和四家辅业集团（后整合 为 2 个），发电环节产业集中度大幅下降，国家电力公司独家垄断的电力市场格 局被初步打破。同时通过在发电侧引入多元投资主体，建立了发电侧企业竞价 上网的竞争机制。从根本上改变了长期以来电力市场供给不足的矛盾，但也造 成了发电行业整体产能过剩。第三阶段：（2015 年-至今）管住中间，放开两头。2015 年，中共中央办公厅发 布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9 号)，标志着我国 新一轮电力体制改革的开始。电改的基本原则和重点是区分竞争性和垄断性环 节，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，在发电侧和售电侧开展有效竞争， 培育独立的市场主体，着力构建主体多元、有序向社会资本开放配售电业务， 形成适应市场要求的电价机制，竞争有序的电力交易格局。现阶段的电力市场 化改革工作处于起步阶段，距离一个成熟运行的电力市场还有很大差距。伴随着我国电力市场的不断发展，我国电价政策也随之调整。2015 年新一 轮电改放开电价、配售电和发电计划，强化输配电环节管理，有序放开上网 电价和销售电价。电力用户参与电力市场后按终端电价缴纳电费。终端电价 由交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）、政府性基金及附加等三个部 分组成，其表达式为：P=PGen+PTran+PGov。P 为电力用户参与电力市场后的 终端电价；PGen为交易价格，指发电企业或售电公司向其出售的电能价格； PTran 为输配电价，由政府物价部门按照“准许成本+合理收益”的原则进行核 定；PGov为政府性基金及附加，其收费标准与销售电价相同，电力用户无论 是否参与电力市场都需缴纳。我们认为，伴随着电力市场化改革的进一步深入，国内储能市场将进一步迎 来发展黄金机会。2015 年中国重启新一轮电力体制改革,并在价格机制调整、 售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展， 这正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺平道路。输配电价改革是价格机制调整的第一步，由此所带来的未来整个价格机制的形成将决定储能 产业的走向,售电市场放开为储能技术应用提供了平台，而辅助服务市场建 设为储能创造了价值增值的机会,仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随 着市场化程度的深入而发生本质改变。开放的电力市场是储能商业化的重要 前提，储能系统也将在市场应用中会获得更高的基础价值。投资建议：寻找中国的特斯拉阳光电源——布局光储结合，光储大时代核心标的 公司传统逆变器优势成功拓展至储能新领域。2015 年公司牵手三星 SDI 成立 两家合资公司：三星阳光储能电池有限公司和阳光三星储能电源有限公司，公 司依托在该逆变器领域的技术优势和先发优势，迅速扩张至储能逆变器和储能 锂电系统等领域。目前可提供单机功率 5~2500KW 的储能逆变器、锂电池、能 量管理系统等储能核心设备产品，覆盖 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各类储 能应用场景需求。2018 年公司储能业务营业收入实现同比近 5 倍增长达 3.83 亿元，毛利率为 29%；2019 年上半年，储能业务营业收入大幅增长 40.25%至 1.67 亿元。储能系统龙头厂商，业务覆盖全球。阳光电源储能业务依托在海外的长期深耕 和市场布局，全球重大系统集成项目已突破 900 个，在国内电网侧、电源侧、 用户侧等场景均有大型标杆示范项目落地，覆盖所有储能应用场景，且均安全 高效运行。携手三星 SDI，三元铁锂齐发展。2018 年，SDI 储能电池全球市场份额高达 51%，2019 年，阳光电源采用本土合资的 SDI 电芯在国内储能出货量排名第 三。未来公司储能业务将在全球范围内全面推出磷酸铁锂和三元锂两种专用储 能电池技术路线，其中公司三元锂电池 6000 次循环后仍然具备 80%充放电能 力，优于普通磷酸铁锂产品。依托逆变器升级，降低投资成本，加强光储深度融合。2020 年 2 月，阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV，中国效率突破 98.55%，100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh；支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计，据 测算，100MW 电站，初始投资可以减少 1000 万元以上。系统数字化融合集成能量管理，降低 3%以上 LCOE。结合分布在全球、覆盖各 国所有应用场景的 900 多个已投运储能项目的运行数据，公司不断提升系统集 成设计对各类技术路线电池的兼容性，实现不同设备统一管理和调度的数字化 融合。通过逆变器集成智能管理单元，对核心部件进行全生命周期管理和寿命 预测，做到“早发现、早维护”，降低发电量损失和运维成本，进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。综合来看，得益于公司在储能领域的提前布局，国内和国外的储能业务发展均 大幅领先同行，先发优势明显。随着海内外千亿级储能市场的陆续爆发，储能 系统业务将驱动公司进入快速发展的新阶段，公司将是在储能爆发中率先受益 的标的。锂电池及新型导电剂环节——宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能 有别于以三元电池为主的海外户用储能市场，我国目前储能应用场景集中于基 站储能、备用电源、电网侧以及用户侧等应用场景，磷酸铁锂电池在安全性、使 用寿命、单体容量、能量密度以及环保性上较传统铅酸电池均具有优势，而其 与三元电池相比具有的使用寿命及成本优势使其更适合我国目前电网、基站储 能为主的市场环境。目前磷酸铁锂电池平均价格已降至 0.85 元/Wh,伴随着 CTP、 刀片技术等技术迭代，锂电池成本在未来有望实现较大幅度下降，经济性的改 善将显著加速锂电池在储能领域的应用。动力电池领域，优质锂电池生产企业已率先布局储能板块，如动力电池龙头企 业宁德时代在 18 年 6 月就与福建省投资集团签约大型锂电池储能项目，计划 总投资 24 亿元，拟分三期实施，项目一期拟建设规模为 100MWh 级锂电池储 能电站，二期将扩建 500MWh 级锂电池储能设备，三期将扩建 1000MWh 级锂 电池储能设备，同时还将配套建设移动储能设备，以及移动充电设施；行业优 质企业国轩高科 2017 年 10 月在南京签署储能系统基地项目投资协议，该项目 总投资 30 亿元，利用上海电气在电力领域的资源优势，拓展分布式储能、电网 储能业务，并于 18 年 5 月中标 8MW/16MWh 扬中长旺储能电站；亿纬锂能等 优质企业也纷纷在电网储能以及基站储能领域发力。动力电池生产企业布局储 能板块，一方面有利于拓宽下游渠道，改善较为单一的业务结构，保障盈利能 力；另一方面在动力电池竞争日渐激烈局面下，储能板块未来巨大的潜在成长 空间也为动力电池企业消化产能提供了可能。优先推荐在磷酸铁锂技术路径上 积累深厚、且在储能板块具有领先优势的行业龙头企业：宁德时代、国轩高科、 亿纬锂能等。此外，由于储能应用场景收益率对于电池的单次冲放成本有较大的敏感性，而 电池循环寿命将极大程度上影响储能电池实际的单次冲放成本，因此提升电池 循环寿命也将成为未来储能电池的方向所在。新型碳纳米管导电剂相较于传统 导电剂具有导电性能好、用量少的特点，能够显著改善电池的倍率性能、循环 寿命、容量发挥等，目前已在动力电池和 3C 数码电池领域逐步得到应用，预计 其在储能领域的渗透率也将逐步得到提升。拥有核心研发能力、产品性能领先、 客户结构优异且获得资本助力的导电剂龙头公司将优先受益，重点推荐天奈科 技、道氏技术等。……（报告来源：国信证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

（报告出品方/作者：天风证券，孙潇雅）报告提纲：1、储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力2、用电侧:自发自用经济性显著，分布式储能迎来爆发3、发电侧:短期政策驱动国内高增，中期成本推动全球增长4、电网侧:调频已具竞争力，调峰仍待降成本5、产业链相关标的报告摘要：一、储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力为什么需要储能：风光装机提升调峰调频需求，快速储能方式提供辅助服务。储能的现在：应用于用电、发电、电网侧三大场景，主力为抽水蓄能。储能的未来：抽水蓄能受限，锂电快速崛起。锂电几乎不受自然环境影响，装机便捷，使用灵活，将在较长时间内保持快速增长状态，甚至成为第一大储能方式，下文将重点对锂电储能进行经济性分析与中期空间测算。二、用电侧：自发自用经济性显著，分布式储能迎来爆发家用储能商业模式一：光伏储能配套，实现电力完全自发自用。家用储能商业模式二：根据峰谷价差，利用储能实现削峰填谷。家用储能市场规模测算：2025 年全球户用储能新增装机容量达93.4GWh由于国内民用电价格较低，且住宅多为楼房高层，发展户用光伏+储能的空间较小；2020年，海外户用储能新增装机容量1900MWh，其中欧洲新增810MWh，美国新增700MWh，累计装机容量逾4.2GWh，以未来五年来看，欧洲、美国仍是户用储能增长的领导地区。2020年受疫情影响储能的年新增装机量的增速较低，但光伏储能自发自用的商业模式已经清晰，对居民用电的经济性显著，中期来看能保持高增长，户用光伏的渗透率和和光伏储能的配套率将同步快速提升， 预计到 2025 年全球户用储能新增装机容量达 93.4GWh ， 2020- - 2025 年 CAGR 达 110% 。工商业储能市场规模测算：没有光伏则依托储能降低容量电价对于商业楼宇、医院、学校等不适用于安装大规模光伏自发电的场景，则 通过安装储能系统达到削峰填谷、降低容量电价的目的。削峰填谷的商业模式与住宅侧类似，其经济性主要取决于峰谷价差的大小。降低容量电价：部分地区对于大工业用电、工商业用电采取两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费（电度电价）之外，还需要缴纳基本电费（容量电价）。其中，电度电价单位为元/kWh，其计价规则和家用电价类似，此部分的费用取决于用户总共的用电量；而容量电价的单位为元/kW·月，此部分的费用则取决于业主最大用电需求功率或最大变压器功率。配置后，在用电低谷时提前储存电量，即可减小企业在高峰时的最大需量功率，进而减少容量电价的支出。测算得2025年与单独运营、非光伏配套的工商业储能新增装机容量达21.4GWh ，2020-2025CAGR 达40% 。三、发电侧：短期政策驱动国内高增，中期成本推动全球增长中期中国市场预测：政策激励+ 锂电价格下行，发电端储能市场快速增长至2025年中国发电侧储能装机总量可达59GWh ，新增装机将贡献大部分储能市场。我们预测发电侧总储能市场中，受补贴和支持政策，叠加锂电价格下行，新增装机对应的储能市场将由0.29GWh增长至18.01GWh，2025年新增装机对应市场占全部储能市场比例达72%。至2025年底，发电侧总储能装机量可达59GWh，CAGR为137%，总储能功率占新能源总装机功率的份额为3.2%。新能源存量装机对应储能市场预计将在2025 年开始爆发。预计受锂电价格下行影响，预计2025年储能系统在无补贴情境下也将具备经济性，因此我们预计存量装机对应的发电侧储能市场将在2025年开始爆发，对应市场将由2024年的2.52GWh增长2.8倍至7.02GWh。中期海外市场预测：市场将在2025年因储能价格下行而快速增长受锂电价格下行影响，全球发电侧储能市场将在2025年快速增长。预计至2025年，全球发电侧储能市场可从2020年的0.82GWh增长至7.72GWh。储能市场增速将在2025年因锂电价格下行、储能经济性提高而大幅增长， 假设2025 年增量市场装配比例提升3 个百分点至6.5%，存量市场装配比例自1% 提升至1.5% ，则海外总储能市场将自2024 年的3.05GWh 提升2.5 倍至7.72GWh 。中期全球市场预测：预计至2025年增长28倍，中国将占据76% 发电侧市场预计到2025年，全球发电侧储能市场将达33GWh ，年均复合增速95% 。我们预计到2025年，全球发电侧储能市场将达到33GWh，较2020年增长28倍。受政策刺激，未来全球发电侧储能市场将主要由中国占据。受国内发电端储能政策刺激影响，2020-2025年间中国发电侧储能增速快于全球，未来将占据全球储能发电侧市场的大部分份额， 至2025年，中国发电侧储能市场占全球比例为 76%四、电网侧：调频已具竞争力，调峰仍待降成本应用：电力辅助服务，调频调峰备用锂电池储能在电网侧的主要应用领域是电力辅助服务市场，该市场的主要需求为调频（AGC）、调峰与备用容量。调频（AGC）的作用是将发电设备向用户供电的频率调整到一定范围内（50±0.2Hz），以维持电网稳定运行，避免损害各类电器。调峰的作用主要是在用电负荷较高时快速提供发电能力以“削峰”，而在负荷较低时降低发电功率或者作为用电设备减小供需差值以“填谷”，从而提高电网供电的充裕性，增强电网运行稳定性。备用容量分为负荷备用（旋转备用）和事故备用，事故备用容量可在电力系统发生事故时保障供电的安全稳定，负荷备用则可在冲击性负荷超过发电设备最大供电能力时提供应急增量。备用容量使用频次较低，往往与调峰、调频等功能共用机组。政策：海外趋于成熟，国内已经起步海外的电力辅助服务市场开展较早，种类更多， 相对更加成熟。 以美国PJM电力市场为例，自1997年成立以来该市场的规则不断完善，目前主营调频、备用、黑启动、无功电压控制、不平衡电量5大类辅助服务产品，其中调频与初级备用服务采用集中式市场化交易。2017年以来，在国家能源局印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》后，中国各省市均已不同程度的开展了电力辅助服务市场，随着“电改”的进一步深化，未来电化学储能将会在更多地区参与电力辅助服务市场交易。商业模式：获得准入许可，得到服务收入从主要国家现状来看，调频和调峰是储能电站的主要应用场景，而 锂电储能电站的主要商业模式则 是为电网提供调峰、调频、备用容量等服务，以此获取市场化收入、补偿收入或提成。这一模式的核心问题在于市场准入与服务成本。虽然2016年起国内市场就确立了电化学储能在辅助服务市场的主体地位，但定价机制、补偿来源与监管办法仍需完善，而海外发达国家多数已允许电化学储能公平参与市场竞争，其中美国2011 年起即已出台相关法令允许储能进入辅助服务市场。经济性分析：调频比较里程成本，调峰对比度电成本综述：通过对电力辅助服务市场需求的分析，我们认为调频和调峰是两个最主要的需求，因此我们针对这两大市场进行了成本测算。由于容量型与功率型的服务需求差异较大，其定价方式也不一样，因此我们 对容量型的调峰采取度电成本的计算方式，而对功率型的调频采取里程成本的计算方式。经济性分析：调频已具备经济性锂电调频已具备经济性：经计算， 磷酸铁锂储能电站的里程成本已可降至6元/MW以内， 具备平等参与电力市场服务交易的竞争力， 且由于磷酸铁锂储能的调节速度快、调节质量高、配置灵活性强， 在收益性方面更具有优势（AGC补偿费用=调节深度*调节性能*单位里程调频价格）， 将是未来新建独立或联合调频储能电站的优先选择。经济性分析：调峰竞争力相对较弱调峰：磷酸铁锂电池储能度电成本在0.5-0.6元/kWh，明显高于抽水蓄能的0.21-0.25元/kWh，因此目前 在无补贴条件下，锂电池储能调峰的竞争力相对较弱，但 后续随着锂电池成本的不断降低，循环寿命提升，电池容量增大，锂电储能度电成本将会持续降低，而抽水蓄能对选址的要求较高，容量有限， 锂电储能调峰有望获得更高的增长。2025 年空间测算：调频+ 调峰新增装机14GWh 左右调频：据北极星储能网信息， 调频需求在火力发电系统中的功率占比在2-3% ，基于NREL的研究， 当波动性发电占比达30% 时，调频需求将翻倍。因此我们假设全球调频需求装机占比从2%逐步提升到2025年的3.2%，同时锂电储能调频的渗透率从4%逐步提升至2025年的40%，则2025 年锂电储能调频的新增装机量将达10GWh 以上。调峰：随锂电储能度电成本逐年降低， 预计2025 年调峰新增装机电量可缓慢提升至2.53GWh，在全球碳减排的背景下，当其经济性提高后有望快速获取火电调峰份额。2025年空间测算汇总：电力系统与5G 基站合计新增装机209GWh左右根据前述电力系统中三个场景的测算可得：2025年全球电力系统新增锂电储能装机将达195GWh左右，其中未来5年增长潜力最大的场景为用电侧，2025年新增装机有望达148GWh 以上，其次为发电侧，在国内强力政策推动下，2025年新增装机有望达33GWh左右，而电网侧虽新增装机相对较小，2025年新增装机在14GWh左右，但由于调频调峰需求刚性，将长期占据一席之地。除电力系统外，此前我们在《储能系列报告1：国内储能项目经济性探讨》已经对5G基站的装机容量进行了预测， 预计2025年5G基站对锂电储能的需求将达14GWh。综上， 我们预计2025年全球电力系统与5G基站的合计新增锂电储能装机将达209GWh。五、产业链相关企业分析由于锂电储能前景广阔，各领域龙头公司均已不同程度进行布局，代表上市公司有【宁德时代】、【亿纬锂能】、【派能科技】、【阳光电源】、【固德威】、【锦浪科技】、【德方纳米】、【当升科技】、【天赐材料】等。受益储能发展，电池厂商将获取最大蛋糕锂电储能系统的最主要组成部分是锂电池，但储能锂电池更看重经济性和高循环次数，动力锂电池更看重高能量密度。PCS厂商将受益于储能需求增加带来的量利双升锂电储能系统的另一重要组成为储能逆变器，以光储系统为例，储能逆变器 除需要满足光伏逆变器对直流电转交流电的逆变要求外，增加了因储能系统既要充电又要放电所带来的双向变流的需求，技术壁垒相较普通逆变器更高，价格、盈利水平均高于光伏逆变器。电池材料龙头厂商将受益于储能电池带来的量增德方纳米采用降本空间大的液相法生产LFP 正极，自2016年下半年以来开始逐步以自制铁源代替外购铁源 ，具备一定成本优势， 龙头地位稳固 。 当升科技于2016年率先在国内开发出储能多元材料， 产品已大批量用于三星、LG 、SKI等海外高端储能电池供应商，先发布局有望获取更高份额。六、风险提示储能需求不及预期：如果由于电网的线路改造或者火电机组的灵活性改造导致电力系统对储能的需求降低，则会影响相关公司业绩增速。政策力度不及预期：如果在锂电储能尚不具备经济性的市场上取消补贴或者大幅下调补贴，则相应的储能需求将大幅调整。锂电池价格下降不及预期：若锂电池价格下降速度太慢，则在锂电储能不具备经济性的场景很难获得较高增速。其他储能方式发展超预期：若铅蓄电池、液流电池等其他电化学储能方式快速发展，使其性价比快速提升，可能会降低锂电储能的需求。报告节选：（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

新京报讯（记者 朱玥怡）储能国际峰会暨展览会（ESIE）2019于5月18日－20日召开，会上中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布《储能产业研究白皮书2019》，预计到2020年底，中国储能市场的累计投运容量将达到45.16GW。中关村储能产业技术联盟官网介绍称，其是中国第一个专注储能领域的非营利性国际行业组织，致力于通过影响政府政策的制定和储能应用的推广促进储能产业的健康有序可持续发展。《储能产业研究白皮书2019》（下称“白皮书”）提出，在政策和市场的双重促动下，中国储能市场开启向规模化应用发展的新阶段。此前于2017年10月，国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（下称“指导意见”），明确了促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施。上述文件指出，近年来，我国储能呈现多元发展的良好态势，我国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。指导意见提出，未来10年内分两个阶段推进相关工作，第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。在指导意见之后，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》配套文件出台和落实，储能市场实现又一轮高度增长。白皮书显示，根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2018年底，中国已投运储能项目累计装机规模31.3GW，占全球市场总规模的17.3%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为29.99GW；电化学储能的累计装机规模位列第二，为1072.7MV，是2017年累计投运总规模的2.8倍，新增投运规模682.9MV，同比增长464.4%。中国电化学储能市场规模的快速增长主要来源于电网侧储能项目。CNESA常务副理事长俞振华表示，这得益于国内电改所释放的政策红利和储能行业数年的积累。在《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》的推动下，多批储能项目落户地方。白皮书对2019年至2023年中国储能市场规模和发展趋势做出的预测显示，截止到2020年底，中国储能市场的累计投运容量预测为45.16GW，多类储能技术将在不同的应用场景中发挥各自优势，其中物理储能方面，抽水蓄能的装机规模仍占绝对优势；电化学储能规模预计将在2022年突破10GW，2023年接近20GW。与储能产业密切相关的光伏产业去年经历了“5·31”新政，并在2018年下半年形成产业调整。储能产业亦相应迎来拐点后的发展。白皮书分析称，2018年全年，中国储能产业发展呈现出六大特点，分别为：电化学储能累计装机突破GW，迈进规模化发展阶段；电网侧储能“强势出击”；火储联合参与调频正向多地渗透；可再生能源站配置储能有望成为未来储能新的增长点；非补贴类政策重推储能市场化发展；多项储能标准出台，标准规范体系建设中。据白皮书综合归纳的中国储能市场厂商排名，2018年，中国新增投运的电化学储能项目中，装机规模排名前十位的储能技术提供商依次为：南都电源、宁德时代、中天科技、力信能源、双登集团、海博思创、科陆电子、信义电源、圣阳电源和中航锂电。其中南都电源为新增投运规模最大的储能技术提供商，宁德时代为新增投运规模最大的锂电池储能技术提供商。新京报记者 朱玥怡 编辑 徐超 校对 李立军

如需报告请登录【未来智库】。一、储能：能源革命刚需，多元化需求孕育储能多样性储能是电能存储的媒介。传统化石能源具有实物形态，其贮藏直接使用物理容器。而电能无实物形态，即发即用。当发电端和用电端出现不一致，则电能需要得到及时的储存，储能需求孕育而生。目前主流的储电形式包括：电池储能、电容器储能、熔融盐储热、抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等，其中电池具有较高的能量密度，且充放电过程迅速、可控，是理想的储电及发电材料。狭义上来看，电力+储能是传统储能的主要形势；广义上来看，终端应用的多元化带来的各类高耗电技术也孕育出储能需求。锂电的技术进步带动成本大幅下降，电化学储能产业趋势逐步确认。锂电池是电化学储能的关键，随着这几年技术进步，锂电成本大幅下降带动储能系统成本持续下行。根据彭博新能源统计，2019 年储能系统成本（20MW/80MWh 项目）在 331 美元/kwh。随着后续技术进步、规模优势等方式，彭博新能源预计到 2030 年储能系统成本（20MW/80MWh 项目）有望下降到 165 美元/kwh，相比 2019 年下降 50%左右。得益于锂电储能的成本持续下行和高效可控的优势，锂电储能成为除抽水蓄能之外，最为重要的储能形式。根据彭博新能源数据，2018 年全球已投运的储能中（除抽水蓄能），锂电储能占比达到 85%。海外市场蓬勃发展，国内需求方兴未艾。 海外储能近年来受益于电价定价体系和能源结构的差异性得到不同程度发展，鼓励储能的各项积极政策一直在呵护着行业前行的每一步： 奥地利：2020 年启动了一项 3600 万欧元的退税计划，用于小型光伏+储能的发展； 美国能源部：宣布为 25 个州的 55 个先进制造业的研发项目提供约 1.87 亿美元的资助，其中约 6687 万美元用于 11 个电池储能创新制造工艺项目开发； 意大利：公布了新生态奖励政策，用于户用光伏+储能的发展； 日本：得益于户用光伏和储能的发展，2019 年储能依旧维持高速增长，新投运规模同比增长 89.5%；国内储能稳步发展，2018 年国内电网端加大储能项目投资，电网侧储能迎来爆发，根据中关村储能联盟（CNESA），2018 年中国累计投运电化学储能达到 1.02GW/2.91GWh，是 2017 年的 2.6 倍，2019 年国内储能稳步发展，累计电化学装机达到 1.71GW。随着储能技术的进步，国内锂电产能的释放，国内储能方兴未艾。2019 年全球电化学累计装机达到 9.52GW，同比增长 46.2%，除抽水蓄能外，电化学储能规模最大。随着电源类型向新能源转移，全球储能需求逐步提升。根据 CNESA统计，截至 2019 年 12 月低，全球累计投运储能项目装机规模为 184.6GW，同比增长1.9%，其中抽水蓄能为 171.0GW，同比增长 0.2%，电化学储能为 9.5GW，同比增长46.2%，熔融盐储热为 3.1GW，同比增长 10.7%。从全球来看，2019 年全球装机规模排名前十位的国家（中国、美国、英国、德国、澳大利亚、日本、阿联酋、加拿大、意大利和约旦）规模合计占 2019 年全球新增总规模的 91.6%。2019 年国内电化学储能累计装机达到 1.71GW 同比增长 59.4%，国内电化学储能累计装机增速高于全球均值，近五年来电化学装机复合增速接近 80%。根据 CNESA 统计，截至2019年底，中国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的17.6%，同比增长 3.6%。其中，抽水蓄能的累计装机 30.3GW，同比增长 1.0%；电化学储能的累计装机规模位列第二，为 1.7096GW，同比增长 59.4%。从趋势来看，近几年，电化学储能维持高速增长，2015 年至 2019 年电化学储能装机复合增长率为 79.7%。储能是新能源发电和电网综合能源服务的重要功能模块，预计到 2024 年，国内电化学储能装机规模有望达到 15.5~24GW，短期增长确定，长期成长无忧。随着国内风光逐步实现平价，同时电网综合能源服务需求提升，国内电化学储能需求逐步提升。CNESA保守预计 2020 年国内电化学装机规模达到 2.73GW，到 2024 年累计装机达到 15.53GW，年化复合装机增速 55%；乐观场景下，2020 年累计装机达到 3.1GW，2024 年累计装机达到 23.8GW，年化复合装机增速 65%。长期去看，在新能源和国内电网综合能源服务需求提升的背景下，储能装机有望维持高增长态势。2019~2024 年国内传统电力市场储能市场空间预计在 276~443 亿元，年均新增空间在 55~88 亿元。根据上海申能新动力发布的储能电池系统 PCS 及配电集装箱储能设备招标公告，目前储能电池投标价在 1.2 元/wh 左右，预计后续还有继续下降空间。以 2小时备电市场测算，预计 2019~2024 年累计新增电化学储能 27.64（保守）~44.25(乐观)GW，以 1 元/wh 进行测算，预计带来市场空间 276.4~442.5 亿元，年均市场空间在55.3~88.5 亿元。1.1 狭义储能：储能用于电能储存，是能源互联网中能量流的中转站 传统理念来看，电力+储能是储能发展的主战场。储能作为电能的储能模块，一直以来，市场将储能发展趋势和电力系统转型相结合。狭义来看，电力储能是储能应用中的关键环节之一，随着电力转型加速，后续市场有望逐步打开。全球能源革命加速，电气化趋势不可阻挡，能源消费向清洁能源发展是科技选择的必然。2018 年，IPCC 警告称要将全球气候变暖控制在 1.5 度，以便防止极端情况的发生，这意味着在 2030 年全球二氧化碳排放量需要比 2010 年的水平下降约 45%，到 2050 年左右达到“净零”排放。这意味全国能源清洁化要加速，能源消费向清洁能源消费转移。新能源平价时代来临，中国制造完成了不可能完成的任务。随着新能源技术的进步，近十年来，风电光伏度电成本大幅降低，根据 Lazard 研究，2009~2019 年，风电度电成本下降 70%，光伏度电成本下降 89%，目前新能源的度电成本已低于化石能源发电成本，新能源平价时代已经到来。可再生能源装机近年来占比提升，储能能最大程度解决新能源消纳的阵痛，电力行业发展开始从“发好电”向“用好电”转型。同时随着可再生能源占比在一次能源的占比中逐步提升，风电、太阳能发电的随机性和波动性也在影响着整个电力系统。新能源+储能可以从根本上解决新能源的波动性，改善新能源发电的可调节性，提高电能质量，解决电网消纳的诟病。在新能源占比大幅提升的背景下，储能的加入让电力行业从“发好电”向“用好电”进行转型。储能帮助电力网络从独立转向耦合，是能源互联网中能量流的中转站。随着电能供需规模的扩张，发电、应用场景的复杂化，电网正在向数字化、网络化与智能化转型，电力网络将由独立系统转向相互协同的耦合系统，统筹调控网络上的信息流与能量流。储能具备存储和释放的双向功能，是能量流传输过程中的中转站，可以更有效更高效地存储和释放电能。1.2 广义储能：电能需求的多元化带动储能形式的多样化 电能应用场景的多样化，对电力提出新的质量和服务标准。随着电能在能源结构的占比不断提升，电气化革命的加速推进，电能的使用场景已经不局限于工业取电用电，家庭终端的用电需求。新能源车渗透率的提升带来对充电桩等基础设备的需求，电能使用场景的增加孕育出更多对电力设备和电力装置的需求。5G、数据中心等新基建的应用对能源服务提出新的要求和新的标准，带动对稳定电能的需求。储能模块不仅是能量流的中转站，信息流的适配，对储能提出了新的要求，储能形态的多元化孕育而生。随着电能使用需求的多样性上升，对电能质量的要求逐步提高，传统电能即发即用的能力无法满足终端客户常态稳定的需求，储能的应用场景逐步多元化。储能模块应用从传统的发电侧、电网侧开始向用户端拓展出新的应用舞台。 发电侧：新能源+储能降低新能源发电的波动性，提高风光电能质量； 电网端：提供调峰调频能力，平滑用电端和发电端的波动； 用电端： 户用光伏+储能：削峰填谷，满足稳定电能需求； 5G 基站+储能：备用电源需求，保证基站稳定运行； IDC+储能：备用电源需求，保证数据中心稳定运行； 充电桩+储能：解决无序充电给电网带来的压力和高峰充电给成本带来的压力；二、传统储能需求逐步提升，通信 5G、IDC、充电桩+储能需求高速增长2.1 发电侧储能：新能源发展的必然趋势，度电成本大幅下降带动需求提升 新能源装机占比提升，部分区域非水可再生能源消纳比例突破 20%。随着近年来风光成本的大幅下降，截止 2019 年我国光伏发电占总发电量的 3.1%，风力发电占总发电量的 5.5%。从新增发电量的占比来看，2019 年新增的发电量中，光伏占比达到 14.2%，风电达到 12.1%。若分省市来看，2019 年宁夏、西藏、黑龙江等地的非水可再生能源消纳占比已经突破 20%。新能源发电波动性强，且调节能力差，随着风光装机规模的逐步提升，部分地区的新能源消纳形势逐步严峻。风光迈入平价时代，储能的战略地位凸显。随着风电光伏逐步进入平价时代，新能源电源更高效利用的重要性逐步增强。发电侧储能的配置对于新能源发电有三大重要意义：1）推动可再生能源并网；2）参与辅助服务；3）提高输电管道输电能力和电网安全稳定。新能源发展进入平价仅仅是完成能源革命的第一步，储能赋予新能源的可调节属性将进一步帮助新能源走上新的台阶。从新能源的发展阶段来看，新能源实现平价后，还存在不稳定性问题，增配储能有望调节新能源的波动性，增加其可调节性，有望推动能源革命更进一步。光+储成本大幅下降，实现经济性是必然。随着国内新能源产业化的高速发展，国内甚至全球已经逐步完成新能源从补贴到平价的使命。长期来看，风光发电技术和电化学存储技术还有很大的提升空间，后续新能源+储能实现平价也将成为历史的必然。根据Lazard研究，2019年光伏+储能成本继续下降，目前成本已经低于核电和尖峰燃气成本，光伏+储能经济性在逐步提升。国家鼓励建设新一代“电网友好型”新能源电站，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用。2020 年 5 月 19 日，国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》的征求意见稿，明确提出“鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力”。同时在国家能源局发布的《关于做好 2020 年能源安全保障工作的指导意见》中，能源局表示要“推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设”。多省相继发布支持发电侧储能发展政策，国内发电侧储能发展迎来良机。今年以来，多省相继发布关于发电侧储能的支持文件，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东均建议或鼓励新建设的风电光伏项目可以适配相应的储能电站来配合电网调度。发电集团积极配置储能项目，33 个新能源+储能项目，发电侧储能项目建设开始加速。今年有望成为新能源+储能项目元年。在各地政策的推动下，央企发电集团积极配合，根据北极星储能网统计，截止 6 月底，国内已有 13 家发电集团发布了 33 项光伏、风电配储能的项目，其中包括 19 个光伏项目，装机规模为2.1GW，配置储能规模约为220MW；风电项目 14 个，装机规模 0.95GW，配置储能规模约为 162MW。各发电集团积极配置储能项目，加速推动发电侧储能发展，今年有望成为新能源+储能项目发展元年。2.2 电网侧储能：能源互联网中关键模块，综合能源服务转型带动储能需求提升 调峰调频辅助服务需求增加，电网侧储能的双向调节能力是不可多得的调峰调频电源。电化学储能响应速度快，控制精准，且具备双向调节能力，对于电网来说是不可多得的调峰调频电源。随着新能源装机规模的逐步提升，电网的调峰和调频辅助服务需求逐步提升，电网侧储能的配置也有助于保障电网供电安全，且在需要时进行调峰调频，满足发电和负荷平衡。国网致力成为国际领先的能源互联网企业，数字化设施建设望具备更长投资周期。在今年全国两会上，“新基建”作为“两新一重”的重要内容，首次被写入政府工作报告。国网高度重视“新基建”，并在最新一次“新基建领导小组会议”上强调后续投资与工作重心向“数字新基建”等领域倾斜。同时，今年国网新董事长毛伟明上任后，定调国网目标成为建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业，数字化设施的建设完全契合能源互联网企业的发展目标。国网发布“数字新基建”十大重点建设任务，牵手华为、阿里、腾讯、百度等巨头开启数字化新篇章，围绕信息流和能量流的互通互联实现能源互联网。 2020 年 6 月，国家电网举办“数字新基建”重点建设任务发布会，发布“数字新基建”十大重点建设任务，并与华为、阿里、腾讯、百度等合作伙伴签署战略合作协议。十大重点建设任务包括：1）电网数字化平台；2）能源大数据中心；3）电力大数据应用；4）电力物联网；5）能源工业云网；6）智慧能源综合服务；7）能源互联网 5G 应用；8）电力人工智能应用；9）能源区块链应用；10）电力北斗应用。国网 2020 年计划在相关领域总体投资约 247 亿元，预计拉动社会投资约 1000 亿元。国网对于能源互联网升级转型步伐坚定，新型数字基础建设范围更广，投资周期更长。此次数字化建设任务中，不止于电力物联网方向，还包括维度更为广泛的互联网层级应用（包括 5G/能源区块链/大数据等），同时牵手华为、阿里等国内互联网顶级巨头望加速相关应用落地。数字化基础设施的建设契合国网董事长打造能源互联网企业的执行思路，“能源是主体，互联网是手段，国网建设能源互联网企业的过程，就是推动电网向能源互联互通、共享互济的过程，也是用互联网技术改造提升传统电网的过程”。储能是能源互联网信息流和能源流互联互通的重要模块。从电网的转型发展趋势去看，电网最终的对外业务要向综合能源服务、大数据运营、资源商业化运营、三站合一、能源金融和虚拟电厂转型。储能均为各个环节重要参与部分。三站合一或者多站合一是指将传统的变电站和数据中心、储能电站相融合，实现向能源综合体的转型。将变电站和储能电站相结合，可以提高用户的用能可靠性、进行削峰填谷、参与电力市场化交易。虚拟电厂则是将大规模分布式发电电源、可控负荷和储能系统相融合，协调分布式电源和电网、用户之间的关系，解决电网系统中的能源浪费和安全问题。而储能系统均是这些综合能源服务模式中不可或缺的一部分。国网携手宁德时代成立国网时代，加大电网侧储能布局。4 月 3 日，国家电网旗下国网综合能源服务集团与宁德时代等 4 家企业共同出资设立国网时代（福建）储能发展有限公司。宁德时代和国网强强联手，有望加大在电化学储能方面投入。2.3 用户侧储能： BIPV 或带动用户侧储能兴起 分布式装机兴起和峰谷电价差套利带动用户侧储能需求提升。随着国内分布式能源和微网的建设，用户侧储能需求在逐步提升。总体来看，用户侧储能的应用场景包括：1）用户负荷管理；2）辅助服务；3）储能+模式。从盈利模式来看，对于工商业用户来说，用户侧储能的盈利模式在峰谷套利和需求侧响应；对于大工业用户来说，用户侧储能的盈利模式为峰谷套利、需量管理和需求侧响应。特斯拉推出光伏屋顶+储能，打造家庭独立供电系统。2019 年特斯拉发布第三代 SolarRoof，缩短了安装时间，降低 40%成本，产品经济性显著增强，迎合市场对 BIPV 的需求。与此同时，特斯拉的 Powerwall 家用电池可以为屋顶光伏所产生电量进行存储，通过光伏+储能的方式让家庭随时都可以使用太阳能，并在停电期间提供电力。海外用户侧储能逐步成熟，国内 BIPV 市场正在兴起，或将带动用户侧储能需求提升。从美国来看，美国加州推出了自发电激励计划（SGIP），从 2011 年开始，SGIP 将储能纳入补贴范围，鼓励用户侧储能发展。根据 Wood Mackenzie 的《美国储能监测》报告，预计 2020 年美国用户侧储能装机将达到 212MW，比 2019 年的 133MW 增加 59％。随着国内光伏技术的发展，光伏产业链逐步成熟，光伏产品也在走向多样化，，带动光伏应用场景的多元化。今年以来，各大光伏厂商均开始布局 BIPV 市场，后续有望打开用户侧需求，随着用户侧光伏的高速发展，用户侧储能也有望迅速提升。2.4 通信储能：5G 建设带来需求放量，磷酸铁锂成为主流选择 需求井喷，2020 年 5G 将步入大规模商用化阶段。2019 年 6 月 6 日，工信部正式向中国移动、中国联通、中国电信和中国广电四家企业发放 5G 牌照，标志着我国正式进入5G 元年。2019 年下半年以来，各大手机厂商陆续发布 5G 手机，覆盖从 2000 元到 10000元的价格区间，推升 5G 用户数迅速增长。根据公司公告数据，截止 2020 年 5 月底，中国移动入网 5G 用户数达到 5560.9 万，同期 4G 用户数为 7.57 亿，渗透率将持续快速提升。5G 网络建设提速，2020 年新建基站数量有望突破 60 万站。2020 年 3 月，中共中央政治局常务委员会会议强调，要加快新型基础设施建设进度，而其中 5G 被认为是“新基建”之首。我国已有超过 20 个省市正式发布 5G 产业规划，计划 2020 年在各省市的重点区域和主要活动场所完成 5G 网络全覆盖。2020 年，三大运营商 5G 投资预算为 1803亿元，同比增长 337.6%，上半年三大运营商对 5G 设备招标集采规模约 904 亿元，其中接入网（基站）招标规模为 699 亿元，涉及近 55 万站基站。由于运营商数据公布一般偏保守，以及部分基站存在先建设后采购的情形，预计 2020 年国内 5G 基站建设数量将超过工信部的计划值 60 万站。考虑到 2019 年底/2020 年 5 月底 5G 基站数量分别为 13万/25 万站，下半年建设需求将有望持续爆发。2020-2022 年 5G 基站建设持续高增长，三年建设规模将达 270 万站。通信网络的建设与投资存在明显的周期性，资本开支前期高速增长，后期增速回落。据前瞻产业研究院推算，我国 5G 基站建设与投资将在 2022 年达到顶峰，年新建数量约为 110 万站，当年度投资额超过 1500 亿元。2020-2022 年基站新建数量与投资额将保持快速增长，三年内新建基站总和有望达到 270 万站。5G 基站相比 4G 功耗更高，单站后备电源需求将翻倍。5G 基站相对于 4G 基站最大的特点是布置密集、功耗高。目前 4G 的天线阵列单元一般不超过 8 个，5G 采用大规模天线阵列技术，阵列单元将达到 128 或者更多；4G 基站天线一般 3 根，每根 80 片板，5G则会用到 6-12 根天线，每根 150 片左右；5G 信道更多，每片 PCB 的面积和层数也会增加，尺寸从 15 平方厘米增加至 35 平方厘米。华为、中兴 5G 基站典型功耗约 3000W，最大功耗超过 4000W，相较 4G 基站有超过一倍的提升。单站备用电源需求在 6~15kwh，预计 2021~2023 年基站备用电源需求在12~15GWh 左右，单年新增市场空间在 100 亿元左右。假设备用时长在 2~3 小时，宏基站单站功耗在 3000~5000w，单站备用电源需求在 6~15kwh 左右。另外 5G 单站覆盖范围更小，对小基站需求大幅提升。总体来看，预计 2021~2023 年单年的后备电源需求在 12~15GWh，以当前招标价格 0.7 元/w 进行测算，单年新增市场空间在 100 亿元左右。磷酸铁锂电池已成为基站后备电源主要技术形式。磷酸铁锂电池相对于铅酸蓄电池有着更高的能量密度、更长的循环寿命、更优的充放电性能，但前期受困于成本高昂，并未在通信备用电源领域占据很大的份额。随着新能源汽车对于锂电池需求的迅速放量以及技术的快速进步，目前磷酸铁锂电池价格持续下降，性价比优势逐渐凸显。通信备用电源领域主要需求方之一中国铁塔从 2018 年开始已经停止采购铅酸电池，三大运营商也在加大对于磷酸铁锂电池的采购比例。高工锂电统计数据显示，2019 年中国基站锂电池出货量达 5.5GWh，同比增长 71.9%。2020 年通信储能电池招标启动，招标数量近 4GWh。2020 年 3 月，中国移动、中国铁塔相继招标采购 1.95GWh、2GWh 磷酸铁锂电池组。从中国移动中标结果来看，不含税中标均价为 0.7 元/Wh。行业格局较为集中，南都电源、双登集团为通信 5G 蓄电池主要参与者。从近期的各大运营商和铁塔公司的招标数据来看，南都电源和双登集团位列中国电信和中国移动铅酸蓄电池招标的前二和中国铁塔磷酸铁锂招标的前二。行业竞争格局较为稳定，龙头效应明显。2.5 IDC 储能：为数据中心稳定运行保驾护航 5G+云计算共振背景下，IDC 建设开始加速。随着 5G 技术的发展，流量数据有望迎来高速增长，2020 年 3 月我国移动互联网当月户均移动互联网接入流量（DOU）值达到9.5GW/户，同比增长达到 30.6%。与此同时，云计算需求趋势迅猛，自 2006 年亚马逊首次推出云服务以来，根据思科预测，到 2021 年全球数据中心流量将增长到每年 20.5ZB，而且 95%的数据中心是云流量。在云计算和 5G 共振背景下，IDC 需求有望迎来爆发式增长。根据中国产业信息网预测，到 2022 年，中国 IDC 市场规模有望达到 3200 亿元，同比增长 29%。IDC 属于高耗能产业，行业用电量有望随需求增长大幅提升。IDC 托管的服务器需要每年不间断运行以向互联网用户提供服务，同时需要空调等辅助制冷设备实时供应冷能以维持其可靠运行，因此电能消耗量巨大。随着 IDC 的大量建设，IDC 将面临日益增长的资源和电力需求。根据 IDC 圈的统计，从 2011 年到 2016 年，数据中心耗电量以每年10%速度快速增长，2017 年国内数据中心总耗电量达到 1300 亿千瓦时，超过了当年三峡大坝 976 亿千瓦时的全年发电量。到 2018 年，全国数据中心总耗电量为 1500 亿千瓦时，达到社会总用电量的 2%。预计到 2025 年，占比将翻倍至 4%。宕机成本高，稳定的电能提供是 IDC 安全运营的重要指标。IDC 的稳定运行对于金融、互联网等行业的大客户至关重要，拥有可靠技术、良好口碑的 IDC 服务商将成未来首选。2017 年 7 月，全球知名 IDC 服务商 OVH 发生冷却液泄漏事故，引发超过 5000 个网站24 小时无法正常访问；2016 年 7 月，Equinix 子公司 Telecity 出现 UPS 电源故障导致其10%的伦敦客户网络连接受到影响；2016 年 4 月，北京亦庄数据中心供电中断，某银行和多家金融机构托管在该机房的所有设备宕机，服务全部中断。对于依靠 IDC 为客户提供 IT 和网络服务以获取收入的企业而言，单个宕机故障将造成巨额损失，影响企业声誉。储能+备电服务为数据中心稳定运行保驾护航。数据中心安全可靠、不间断运行离不开高可靠的供电系统。当前配电的解决方案包括 UPS 解决配电、HVDC 配电和巴拿马电源配电方案，无论哪一种配电方案均使用蓄电池作为能源单元。储能+备电服务的运行方案可以实现 IDC 机柜高效稳定运行和削峰填谷的作用。传统铅酸电池为主流，锂电池占比逐步提升。从传统来看，铅酸电池是数据中心 UPS 蓄电池的主流选择。近年来，锂电池的应用也在逐步提升。今年华为推出了 FusionPower供配电解决方案，将输入输出柜以及 ups 融合于一体，同时还采用了华为自研的 SmartLi锂电池储能系统解决方案，采用磷酸铁锂电芯、模块化设计。随着锂电池 UPS 逐步得到客户认可，后续锂电池 UPS 有望取代传统的铅酸电池 UPS，锂电池需求有望提升。2.6 充电桩+储能：缓解新能源车渗透率提升后带来的集中充电风险 2030 年新能源汽车销量有望达到 1520 万辆。2019 年 12 月 3 日，工信部发布了《新能源汽车产业发展规划（2021-2035 年）》（征求意见稿），指出 2025 年新能源汽车销量占比将达到 25%。预计 2030 年占比将提升至 40%。按 2025/2030 年汽车总销量3500/3800 万辆计算，对应新能源汽车销量为 875/1520 万辆。充电桩 2025 年新增需求有望在 656 万个，2030 年新增需求在 1520 万个。随着新能源汽车渗透率的逐步提升，公共充电桩与私人充电桩的车桩比将逐渐上升，假设 2025年分别为 4:1 与 2:1，2030 年分别为 3:1 与 1.5:1。2025/2030 年对应的充电桩新增总需求为 656 万/1520 万个。由于公共充电桩需满足快速补电需求，直流占比有望从 42%提升至 70%，对应 2025/2030 公共直流桩新增需求分别为 131/355 万个。快充桩需求逐步提升，高峰时段集中充电或将给电网带来较大负担。新能源车使用的一大痛点在于续航里程低、充电速度慢。随着新能源车续航里程的逐步提高，新能源车快充的需求也大幅兴起。Tesla 提出 2020 年在中国布局 4000 个超级充电桩，数量是过去5 年建设总量的两倍。同时各厂商推出自研的快充方案，提升充电效率，如 Tesla、Porsche分别推出 250kW、270kW 快充方案，极大地缩短了充电时间。直流快充桩多布置于公共充电站，随着大规模集中充电需求在高峰出现，会加大电力负荷和峰谷差，或将导致电力系统供需失衡。充电桩+储能，降低集中充电所带来的电网风险。储能电池的使用有望大幅降低集中充电对电网的冲击：1.配备储能的充电桩可以用自己的带电量来弥补电网电力容量的不足，减轻电网负担；2. 通过削峰填谷、需求响应，提升运营收益；2019 年上海电网曾与蔚来的换电站有过两次需求响应合作，在高峰时电网向蔚来买电削峰，在低谷时要求蔚来满负荷充电，满足电网最低负荷需求。3. 直流充电也有助于减少对电池的危害。风光储充相互结合，形成多能互补发电微网系统。随着风光度电成本的大幅下降，风光发电的经济性逐步提升。风光作为分布式能源可以实现自发自用，余电上网的功能。风光分布式发电储存入储能电池当中，再通过充电桩为新能源车进行充电，有望形成一个独立的多能互补发电微网系统。今年以来多个“光储充”项目成功投运，后续随着项目商业模式逐步清晰，市场需求有望迎来高速增长。2025/2030 年在渗透率中性假设下，“充储”带动储能装机需求约 5.95/15.4GWh，从价值量来看，2025 年至 2030 年，单年充电所需储能电池的价值量从 30~40 亿元提升到 80~100 亿元左右。公共充电桩多在日间使用，电网负担高，更适合配套储能响应电网需求。假设公共直流充电桩平均功率为 50KW，公共交流充电桩功率为 10KW，假定充电桩与储能的容配比为 40%，储能时间 1 小时，到 2025 年和 2030 年，储能电池售价在 0.5 元/kwh。在悲观、中性、乐观三种情形下，“充储”对应的渗透率分别为10%/20%/30%，对应 2025 年储能装机需求为 2.98/5.95/8.93 GWh，2030 年对应需求为 7.70/15.40/23.11 GWh，从价值量来看，假设未来电池售价在 0.5 元/kwh，2025 年至 2030 年，单年充电所需储能电池的价值量从 30~40 亿元提升到 80~100 亿元左右。三、投资建议及重点企业分析（详见报告原文）风光平价之际，传统电网储能需求上升；5G、IDC、充电桩行业的发展背景下，新兴储能需求有望迎来爆发，关注储能产业链投资机会。随着新能源产业化的高速发展，国内甚至全球已经逐步完成新能源从补贴到平价的使命。长期来看，风光发电技术和电化学存储技术还有很大的提升空间，后续新能源+储能实现平价也将成为历史的必然。根据Lazard研究，2019年光伏+储能成本继续下降，目前成本已经低于核电和尖峰燃气成本，光伏+储能经济性在逐步提升。新能源+储能需求有望打开。随着电能使用需求的上升，储能的应用场景逐步多元化，电网端传统的调峰调频需求、新能源车和充电桩对储能的需求、IDC、通信基站对储能的需求均在孕育而生。今年以来 5G 基站建设进入高峰，在5G+云计算共振背景下，流量数据和云计算需求有望迎来高速增长，IDC 建设开始加速。随着新能源车的高速发展，充电桩需求也在高速提升。储能的新兴需求有望爆发，建议关注储能板块投资机会。3.1 南都电源：通信、数据中心储能供应商龙头 3.2 阳光电源：国内电化学储能领导者3.3 上海电气：将储能和传统电力设备业务相结合，大力发展储能……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：国盛证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

如需报告请登录【未来智库】。概述：事件:2020 年 1 月以来，国家电网旗下国网综合能源服务集团有限公司与宁德时代强强联合，接连在新疆和福建成立储能合资公司。 储能规模测算：在不考虑其他类型电化学储能的贡献情况下，仅考虑国 家电网覆盖业务范围内的电网侧及“光充储”储能，预计 2020 年新增需求 0.83GWh，2024 年可达 13.58GWh。 储能投资测算：基于2020年初的中标价情况，储能电池系统约1.2元/kWh, 储能电站整体投资约 2 元/kWh，测算 2020 年电池系统、储能电站投资分别 约 10.0 亿元、16.6 亿元，2024 年上述投资分别约 163.0 亿元、271.6 亿元。1、坚定看好电化学储能价值，宁德时代与国家电网强强联合 提前布局1.1 强强联合，宁德时代与国家电网频频联手布局储能 2020 年 1 月以来，国家电网旗下国网综合能源服务集团有限公司与宁德时代 接连在新疆和福建成立合资公司。1 月 7 日成立的新疆国网时代储能发展有限公 司是两家公司成立的首个储能合资公司，注册资本 3000 万元，其中国网综能持股 60%，宁德时代持股 40%，公司主营储能项目的投资、建设和运营；4 月 3 日， 国网与宁德时代再次联手，国网时代（福建）储能发展有限公司宣告成立，公司 注册资本 4 亿元，宁德时代和国网综能各持股 40%，主营业务包括电力储能项目 开发、建设和运维、技术服务等，为综合能源服务提供储能专业解决方案。两家公司如此密集的动作验证了其对储能市场前景的坚定信心。 1.2 电化学储能的价值：最优质的灵活性资源，需求确定性高、商业模 式多样 电化学储能行业虽然仍在摸索中前进，但其作为灵活性资源的价值及潜在前 景已经愈发凸显。在传统能源时代，电力灵活性资源并不稀缺，煤电和燃机在发电的同时，也 承担着灵活性资源的角色。而当今以新能源高比例接入和新能源汽车爆发为代表 的电力的生产和消费方式正在发生深刻变革，导致电力供需双侧的波动性增强，对灵活性资源提出了更多数量、更高质量的要求，依靠传统资源已然难以为继， 灵活性资源的价值必然需要单独体现。电储能是最优质的灵活性资源。电力灵活性资源的供应主体较少，传统主体 为煤电、燃机，近年来出现了新的主体——电储能。相对于前两种资源，储能具 备优异的调节性能，灵活的安装方式、高质量的调节能力、环保等多种优势，必 将成为未来最主要的灵活性资源。电化学储能可以应用在电网的源-网-荷 3 大环节，实现功能多达 10 余种，且 随着分布式电源、微电网的推广，源-网-荷的界限已经逐渐模糊，但如果归纳到 储能的商业模式上，主要为如下三种：减少用电成本、新能源减少弃电、电力辅 助服务。我们认为从不同商业模式下的需求入手可以更好的解构储能空间。我们认为三种需求场景各自的核心驱动都即将成熟：储能成本的快速下降、 辅助服务市场的逐步健全、新能源消纳的急迫需求。 2、优势互补：国家电网手握海量基础设施及数据，宁德时代 掌握储能电池核心优势2.1 国网垄断电网侧，储能布局加速 国家电网电力系统基础设施建设力量雄厚，国网车联网平台目前累计接入充 电桩 43 万个，年增长率始终保持在 50%以上，变电设备容量自 2013 年以来实现 了 7.28%的年平均增长率，目前总容量达 49.4 亿千瓦，电力基础设施规模未来将 继续扩大。国网用户数量达 4.9 亿户，年输电量高达 4.64 万亿千瓦时，占据国内 售电量的绝大部分。国家电网实力强劲，手握海量基础设施及数据。目前国网已在电网侧占据垄断地位。2019 年国网输电线路长度占国内总长度 的 77.55%，变电设备容量占国内总容量的 70.16%，占有率远远超过第二名南方 电网，行业龙头地位显著。电网侧行业集中度极高且有继续提高的趋势，国网的 垄断地位很难动摇。 国网正在全国范围内加速电网侧储能布局 江苏国家电网自 2018 年至今已规划两批电网侧储能项目，第一批为镇江电网 侧储能电站集群，在镇江的3个地区建设8个储能电站，总规模为101MW/202MWh， 已于 2018 年 7 月 18 日建成投运；第二批电网侧储能项目计划在南京、苏州等 5 个地区建设 10 个储能电站，总容量达 752.6MW，预计于 2020 年建成投运，其中 南京江北储能电站已于 2019 年 3 月 6 日开工建设，该储能电站最大充放电功率可 达 13.088 万千瓦，总存储容量 26.86 万千瓦时，是目前国内容量最大、功率最高 的电化学储能电站，也是我国首个梯次利用的电网侧储能电站。除江苏省外，国网在河南、青海、湖南、浙江等地也进行了电网侧储能项目 建设。其中，由河南国家电网组织、平高集团建设投资的河南电网 100MW 电池 储能首批示范工程--洛阳黄龙站首套集装箱电池储能单元于 2018 年 6 月 16 日一 次并网成功，这不仅是国内首个投入运行的电网侧分布式电池储能示范工程，还 标志着分布式电池储能在电网侧应用迈出关键一步，电网侧储能关键技术研究取 得重大进展。青海国家电网创造性地探索电网侧共享储能商业化运营模式，国内 首个市场化运营电网侧储能电站—青海美满共享储能电站计划于2020年7月正式 投运。国网除重点布局电网侧储能之外，也有其他类型储能项目的开发建设。随着 对储能领域重视度的提升，未来国网储能建设规模必定会上至新的台阶。2.2 宁德时代动力电池龙头地位形成储能领域核心优势 公司是全球领先的动力电池系统提供商 宁德时代是全球锂电池龙头企业，是全球领先的动力电池系统提供商，致力 于为全球新能源应用提供一流解决方案。动力电池系统是其主要业务，2019 年公 司实现营业收入 458 亿元，同比增长 54.6%，其中动力电池系统实现营收 386 亿 元，占比 84.3%，同比增加 57%。公司 18-19 年储能业务均实现跨越式发展，2018 年储能营收 1.89 亿，同比增速 850%；2019 年储能营收 6.1 亿元，同比增速 221.94%。毛利方面，公司储能 2019 年实现毛利 2.31 亿元；毛利率持续增长，至 2019 年储能业务毛利率已明显 高于公司其他业务。动力电池领域，宁德时代在全球和中国大陆均处于龙头地位，国内更加显著。市场占有率在全球和中国大陆市场均保持第一，且有不同程度的上升，截至 2019 年全球市场占有率达 27.9%，同比提升 4.5%，国内市场占有率高达 51.01%，同比 提升 9.86%。 储能“后发优势”明显，公司资源整合能力强 储能电池可共享公司动力电池的技术优势。虽然储能产业还处于起步阶段， 但新能源汽车带动的动力电池行业技术已经取得了长足进步，无论在能量密度、循环寿命、安全性及成本控制方面，储能凭借其后发优势可以直接共享其成果。 如最近公司开发的 CTP 技术，大幅压缩模块环节，可大幅提高体积能量密度。资源整合能力强。公司在行业上、下游均占据强势地位，议价能力强，上游 方面深度绑定了上汽、一汽、东风等车企，近期又与特斯拉签署了供应协议，海 内外客户全面布局，公司产品始终处于供不应求的状态，下游方面在电池主要原 材料钴、锂、镍方面均有布局。储能电池与动力电池在电芯原材料方面基本相同， 因此储能电池将受益于公司的动力电池资源优势。 公司加速布局储能电池产业，储能业务成绩斐然 公司于 2018 年开始加速布局储能电池业务，设立了储能事业部，2019 年 4 月又与科士达合作设立储能合资公司，目前在海内外均取得了若干储能项目及合 同。2020 年 2 月发布的 200 亿定增公告中， 20 亿用于电化学储能前沿技术储备研 发，55 亿用于动力及储能电池研发与生产。福建晋江项目：2020 年 1 月投运，电网侧 30MW/108MWh 储能项目，使用 了公司为电站提供的储能专用磷酸铁锂电池，电池单体循环寿命可达 12,000 次， 集电池高安全性、模块集成高一致性及在线监控等多项先进技术于一体。可按本 地调度指令每天 1.5-2.0 次充放电，服役寿命预计超 20 年，整体技术水平占据行 业领先地位。海外产品批量供货：美国储能技术供应商 Powin Energy 近期推出了 3 款储能 新产品 Stack225、Stack230 和 Stack230P，这三款新产品均采用了宁德时代的磷酸 铁锂电芯，Stack225 产品已经投入量产，可用于 2 小时持续时间的系统，并提供 10 年质保。Stack230P 针对频率调节和其他辅助服务。Stack230 则是专门为太阳 能+储能应用而设计的，通常需要超过三个小时的系统运行时间，拥有 20 年的保 证使用寿命而无需任何更换。特斯拉有望助力公司提升海外储能电池出货量。特斯拉 2019 年的储能业务极 其亮眼，装机量达到创纪录的 1.65GWh，超过 2017 年、2018 年的总和。考虑到 双方刚刚于 2020 年初正式签署了为期两年的电池供应协议，公司很有望通过特斯 拉大力提升海外储能出货量。近期又传出特斯拉考虑采购宁德时代的无钴电池， 如最终属实则对磷酸铁锂电池产生非常积极的影响。3、合作前景展望：电网侧储能及“光充储”一体化电化学储能的应用场景主要包括发电侧、电网侧和用户侧。我们认为两家公 司合作储能将主要应用与电网侧储能及用户侧的“光充储”一体化两大领域。 3.1 电网侧储能：潜力巨大，合资公司发展重点电网侧储能既单独提供辅助服务，也可与就近的新能源发电联合运行以提升 新能源消纳，电力辅助服务主要包括调峰、调频、备用等，以保证电力系统的安 全稳定运行，同时获取辅助服务收益。电网侧储能提供辅助服务有着独特的优势，因其可布置于电网关键枢纽处， 相比发电侧及用户侧的服务效率更高，且其直接接受电网调度指令，因此响应更 快。2017 年至今，我国电力辅助服务费用快速增长，2019 年上半年辅助服务补偿 费用总额为 130.31 亿元，比 2018 年同期增长 85.9%，补偿费用占上网电费总额的 1.47%，比 2018 年同期增长 0.6%，电力辅助服务市场潜力巨大。未来电网侧储能 不仅可在辅助服务市场中分一杯羹，利好政策也将扩大其对补偿费用的占有比例。 电力辅助服务市场持续发展，电网侧储能受益储能系统获得辅助服务收益的模式正在逐步被国家和地方出台的政策所认可。 辅助服务市场的不断完善将持续利好电网侧储能的发展，电网侧储能收益被保证。 电网侧储能装机增长快且集中，未来潜力巨大 近两年来，随着各地电网侧储能项目的纷纷落地并网，电网侧储能规模在 2018 年曾实现爆发性增长，根据 CNESA 储能项目数据库的统计，2018 年新增电 网侧电化学储能规模206.8MW，占 2018年全国新增投运电化学储能规模的36%。 IHS Markit 曾在 2019 年 6 月预计至 2019 年底有望达到 838MW，占储能电池总装 机的比例提升至 35%，居各类储能应用之首，这些项目将主要集中在江苏、湖南、 河南和甘肃四个省份，其他省份装机总量虽小但普遍存在电网侧储能大需求，电 网侧储能未来装机潜力巨大。尽管 2019 年国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本，导致电网 侧储能发展态势遭遇急刹车，但我们依然认为电网侧储能具有旺盛的生命力。2019 年下半年以后仍有若干电网侧储能投运或继续推进。比如青海开创性地采用 了共享储能项目模式，装机规模 32MW/64MWh，已于 2019 年 12 月开建，其由 上海电气作为独立主体建设，拟完全依靠市场化运营，无需通过输配电价疏导。 电网侧储能装机规模测算 电网侧储能可提供调峰、调频等多种服务，但在同一时间一般只能提供一种 服务，我们以目前相对较高的调峰辅助服务市场测算储能空间，2018 年调峰辅助 服务市场达 52.34 亿元，我们以平均 0.5 元/kWh 推算，平均每日调峰需求达 28.68GWh，我们假设年需求增长 30%、储能系统每日充放电 2 次、储能时长 2.5 个小时。预测 2024 年空间：按保守、中性、乐观三种情景，假设三种情景下储能渗透 率分别为 10%、20%、30%，中性情景下储能装机可达 5.54GW/13.84GWh。据中关村储能协会 CNESA 统计，2018 年、2019 年的电网侧新增储能功率分 别为 207MW、114MW，我们按平均储能时长 2.5 小时估算其容量，进一步测算 2020 年 2024 年的中性预测下储能的年均复合增长率，约为 85.6%。3.2 “光充储”一体化充电桩前景可观，合资公司有望形成竞争力“光充储”模式可实现电能的最优化综合应用。光伏系统将太阳能转换为电 能，储能系统通过制定最优充放电策略，以减少充电站的电力成本。两大盈利模式：峰谷价差套利+减少容量电费成本。 我国对于大容量工商业用电实行“容量电费+电量电费”模式，通过配置储能， 一方面通过储能在低谷电价时充电，高峰电价时放电可减少电量电费，另一方面 由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”， 可以减少容量电费成本。 “光充储”一体化优势明显 缓解充电高峰对电网的冲击，峰谷套利，收益可观。目前，我国对充电桩用 电一般认定为工商业用电，同样实行峰谷电价，因此公共充电桩配套储能可以利 用峰谷电价差减少购电成本、降低容量电价。储能系统充分发挥存储能量和优化 配置的功能，在夜间用电低谷时充电并存储起来，在白天用电高峰时释放给充电 桩，为电动汽车充电，一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的 冲击，另一方面通过峰谷差价，可以给充电站带来非常可观的收益。解决动力电池退役“痛点”问题，变废为宝。随着首批新能源汽车退役潮的 到来，据中国电池联盟预测，2020 年动力电池总退役量将达 20.9GWh，届时将有 一大批退役动力电池待处理。储能系统被公认是最安全、最经济、最环保的动力 电池梯次利用方式，光充储一体化电站可将退役动力电池“变废为宝”，进行二次 利用，可同时解决动力电池退役“痛点”问题和光充储电站的电池供应问题。深 圳光储充一体化充电站即采用了退役电池作为储能电站的电池，经过严格的筛选、 排查和修复工作，成功将退役电池用在了储能系统里，并顺利运行。有效解决土地资源不足和电网接入困难时充电站的建设问题。在以往电动汽 车充电站的建设中，主要是以电网为主导。没有电网资质的民资或个体企业，在 建设充电站的过程中往往可能会面临土地资源不足或电网接入的问题。光充储一 体化方案充分利用了新能源发电的灵活性，极大方便了特殊地区充电设施的建设。降低充电站扩容改造成本。普通充电站为了缓解充电高峰压力只能选择扩建， 增加充电设施的数量，扩容成本较高。对于“光充储”一体化充电站而言，扩容 完全可以通过扩大储能系统容量的方式进行，相比之下扩容成本较低。 “光充储”项目建设加速 2017 年 10 月投运，位于上海松江的充电站是全国最早投运的“光充储”一 体化充电站。2018 年国内又陆续投运至少 15 座“光储充” ，截至目前，全国共投 入运营的“光储充”充电站至少有 36 座，未来投运项目还将继续增加。2020 年工信部又公布了一批充电桩配套光伏+储能的项目，包括北京京礼高速（北京段） 光充储项目、北京京津塘高速公路五公里光储充项目、安徽濉溪公交场站 13MWh 光充储项目等 4 个项目。 充电桩呈快速增长趋势，“光充储”模式将成主流 我国新能源汽车及充电桩保有量迅速增长，截至 2019 年底，充电桩数量已达 122 万台，车桩比下降至 3.13，鉴于未来新能源汽车数量持续增加以及车桩比进 一步下降的趋势，充电桩数量势必会大幅增长，据发改委制定的发展目标，未来 中国的总体充电桩保有量将达到480万个，以满足500万辆电动汽车的出行要求。目前，“光充储”一体化已成为充电桩建设的主流方向，随着充电桩需求的 扩大，“光充储”将迎来发展春天。 国网充电桩建设重回快车道，合资公司有望形成竞争力 4 月 14 日，国家电网召开 2020 年全面建设新能源汽车充电设施项目集中联动开工视频会议，计划安排充电桩建设投资 27 亿元，新增充电桩 7.8 万个，除公 用和专用充电桩 2.5 万个外，建设居住区充电桩 5.3 万个，全面推广居民区智能有 序充电。在“新基建”加码的背景下，国网充电桩建设重回快车道，预计至 2020 年底国网累计建成充电桩数量 17.28 万台，同比增速 82.3%。国网与宁德时代的合作将有力支撑其“光充储”一体化充电桩的建设方向， 国网的基建能力加上宁德时代在储能电池领域的核心优势有望形成在“光充储” 领域的强大竞争力，实现“光充储”充电桩的规模化投放。 “光充储”一体化发展模式下储能装机需求的测算 北京丰台地区某拟建的储能充电站为参考，可以看到储能与充电桩容量的配 比约为 50%，储能时间约 1.25 个小时。某乘用车“光充储”一体化充电站示范项目为参考，储能与充电桩容量的配 比约为 40%，储能时间约 0.75 个小时。2019 年全国充电桩保有量共 121.9 万台，其中公共充电桩 51.6 万台，公共充 电桩中交流充电桩 30.1 万台，直流充电桩 21.5 万台。我们测算 2024 年公共充电 站中“光充储”一体化充电桩配套储能空间，假设充电桩年增长 50%，储能与充 电桩容量配比按 45%，储能时长 1 小时考虑。预测 2024 年空间：按保守、中性、乐观三种情景，假设三种情景下“光充储” 充电桩的渗透率分别为 10%、20%、30%，经测算在中性情景下储能装机可达 12.93GW/12.93GWh。考虑国内充电桩 “光充储”模式从 2019 年开始陆续有示范项目，我们认为 2020 年仍为从示范到规模化应用的过渡阶段，2021 年开始为大规模上量阶段， 假设 2020 年“光充储”储能容量为 0.3GWh，2021 年至 2024 年新增储能年均复 合增长率约为 12.2%。3.3 电网侧及“光充储”储能合计展望 储能容量测算：在不考虑其他类型电化学储能的贡献情况下，仅考虑电网侧 及“光充储”储能二者之和，预计 2020 年新增 0.83GWh， 2024 年新增 13.58GWh。储能投资测算：基于 2020 年初的中标价情况，储能电池系统约 1.2 元/kWh, 储能电站整体投资约 2 元/kWh，则 2020 年电池系统、储能电站投资分别约 10.0 亿元、16.6 亿元，2024 年上述投资分别约 163.0 亿元、271.6 亿元。4、投资建议电化学储能的价值正在凸显，国家电网与宁德时代成立储能合资公司，强强 联合、优势互补，电网侧储能业务及“光充储”一体化充电桩建设即将成为合作 重点，作为储能龙头的宁德时代将从中受益。建议关注宁德时代，宁德时代储能 业务合作公司科士达，宁德时代磷酸铁锂正极供应商德方纳米，国网综合能源集团相关业务上市平台涪陵电力。4.1 宁德时代 4.1.1 公司基本情况 公司为全球锂电池龙头企业，尤其在动力电池行业，2019年市占率高达52%， 同比提升 11%。2019 年公司实现营业收入 458 亿元，同比增长 54.6%，其中动力 电池系统实现营收 386 亿元，占比 84.3%，同比增加 57%。锂电材料实现营收 43.1 亿元，占比 9.4%，同比增加 11.5%，储能系统实现营收 6.1 亿元，占比 1.3%，同 比增速 221.94%。 4.1.2 公司在储能电池产业拥有核心优势 储能电池可共享公司动力电池的技术优势。无论在能量密度、循环寿命、安 全性及成本控制方面，储能凭借其后发优势可以直接共享公司动力电池成果。如 最近公司开发的 CTP 技术，大幅压缩模块环节，可大幅提高体积能量密度。 4.1.4 盈利预测 预计国网公司覆盖范围的储能系统 80%由宁德时代供货，假设公司在国网范 围外的储能业务收入占全部收入的 50%，预计 2020 年储能电池业务营收可达 16.0 亿元。预计公司 20-22 年归母净利润分别为 52、68、 86 亿元，EPS 分别为 2.36、3.07、 3.88 元，对应目前股价（138.30 元，4 月 28 日）PE 值为 59、45、36 倍。4.2 科士达 4.2.1 公司基本情况 公司是国内 UPS 市场龙头企业之一，电力电子技术是其核心竞争力。近年来 公司以 UPS 技术优势为基础打造三大核心业务：光伏发电逆变器、充电桩产品、 储能系统产品。公司在 2019 年与宁德时代合作成立合资公司，主要开发、生产及 销售储能系统 PCS、特殊储能 PACK、充电桩及“光储充”产品。2019 年,公司实现营业收入 26.1 亿元，其中数据中心实现营收 18 亿元，占比 68.9%；光伏逆变器实现营收 5.9 亿元，占比 22.7%；配套产品实现营收 0.8 亿元， 占比 3%；新能源充电设备实现营收 0.7 亿元，占比 2.6%。2019 年公司营业收入 较 2018 年有所下滑，降幅 3.8%。 4.2.2 公司在电力电子产业的核心优势 技术水平优越，产品协同效应显著。公司注重技术与研发人员的培养，2019 年公司研发人员数量占公司总人数的 14.85%。同时，为实现智能化、数字化、高 频化和绿色化，公司在电力电子转换及其他相关技术方面的研发投入占营收的比 重，自 2010 年起均保持在 4%以上，2019 年达到 6.05%，预计未来该比例将继续升高。公司已经具有自主研发并生产 UPS、精密空调、铅酸蓄电池及配套产品的 能力，产能稳定且成本较低。由于公司研发的产品集中于数据中心产业、光伏逆 变、充电设备和储能领域，技术上具有同源性，研发投入可以做到精准高效。经营管理稳定，品牌影响力良好。公司的存货周转与应收账款周转情况位于 行业前端，现金流状况健康，具有稳定的分红能力。此外，公司在 UPS 产品领域 市占率为国内之首，世界前五，能够与金融、电信、互联网等行业的优质客户取 得持续订单。2019 年，公司还与宁德时代成立了合资公司以发展储能业务。随着 充电桩行业的兴起，市场对于 PCS 和其他储能产品的需求也会不断增大，公司影 响力将进一步扩大。 4.2.3 公司储能业务主要布局 公司于 2019 年 4 月与宁德时代合作建立储能合资公司，发展储能业务。一方面，宁德时代作为动力电池龙头企业，可以为公司的核心 UPS 业务提供 锂电池技术支持，助力 UPS 产品升级。当前公司已经具有较为完备的储能产品体 系，但公司的 UPS 产品大多使用传统的铅酸蓄电池，其在能量密度、循环寿命和 环保要求等众多方面都难以满足未来应用场景需求，而锂电池有着明显优势，能 够优化公司产品性能。另一方面，合资公司已开始产线建设与客户接洽，预计生产的主要储能产品 除了充电桩相关产品，还有储能系统 PCS 和特殊储能 PACK（包括 UPS 锂电池 PACK、户用储能锂电池 PACK 和非标中小型储能锂电池 PACK）。随着储能产 业的高速发展，储能业务将促进公司业务多元化发展，为公司经营业绩持续提升 发挥积极作用。 4.2.4 盈利预测 根据 wind 一致预测结果，预计公司 20-22 年归母净利润分别为 3.9、4.7、5.6 亿元，EPS 分别为 0.67、0.81、0.97 元，对应目前股价（11.82 元，4 月 28 日）PE 值为 18、15、12 倍。4.3 德方纳米 4.3.1 公司基本情况 公司的主要产品为纳米磷酸铁锂正极材料和碳纳米管导电液，两者均主要应 用于生产锂离子电池。2017-2019 年，公司纳米磷酸铁锂销量分别为 1.13 万吨、 1.68 万吨和 2.34 万吨，年均复合增长率为 58.57%，2019 年市场份额达 26.59%。 公司的主要客户包括宁德时代、亿纬动力等优质企业，2019 年，公司在 A 股首次 公开发行股票并在创业板上市，提升了公司的资本实力、市场形象和行业地位， 并为公司的战略发展创造了良好的平台。2019 年公司实现营业收入 10.54 亿元，其中，纳米磷酸铁锂实现营业收入 10 亿元，占比95%，碳纳米管导电液实现营收0.48亿元，占比4.5%，同比增加25.2%。公司产品产、销量较上年同期增长超过 30%，主要原因系公司积极进行工艺优化， 产能提升明显，同时市场开拓效果明显。 4.3.2 公司在磷酸铁锂正极材料领域的核心优势 技术优势明显，产品性能优越、成本较低。公司独家采用“自热蒸发液相合 成法”生产纳米磷酸铁锂，拥有自主知识产权，产品具有循环寿命长、批次稳定 性好、成本低等特点，性能处于行业领先水平。公司持续优化生产工艺，自制铁 源，提高对锂源等原材料的包容性等，并不断改善生产管理，进一步降低了生产 成本。公司重视生产技术的研发升级，2019 年研发投入 4909 万元，占营业收入 的 4.66%，同比增加 10.4%，公司建立了锂动力研究院，组建了高素质的研发队 伍，以开发新产品、提高产品性能、优化生产工艺为目标，构建了标准、高效、 持续的研发体系。规模化生产使公司具备服务下游大客户的实力。公司在多地拥有生产基地或 正在建设生产基地，产能不断扩大，生产规模和供货能力处于行业前列。规模优 势不仅可以让公司更好地服务客户，而且可以统合综效，集约化生产，提高对上 游供应商的议价能力，为客户及终端消费者创造价值。行业形象良好，拥有优质客户资源。公司凭借优异的产品性能，规模化的产 量，较低的售价和及时、全面、细致的客户服务，以及持续的研发创新在行业内 树立了良好的形象，积累了优质客户资源，公司的主要客户宁德时代、亿纬动力 等均是动力电池领域的领先企业。 4.3.4 盈利预测 根据 wind 一致预测，预计公司 20-22 年归母净利润分别为 1.5、 2.2、 3.1 亿元， EPS 分别为 3.4、5.1、7.2 元，对应目前股价（130.00 元，4 月 28 日）PE 值为 38、25、18 倍。4.4 涪陵电力 4.4.1 公司基本情况 公司主营业务为电力供应业务和配电网节能业务，其中节能业务增长速度较 快，2016 年至今年平均增长率近 50%。2016 年上半年，公司以 3.74 亿元现金向 国网节能公司收购其配电网节能资产，成为国网公司的配电网节能业务平台，公 司也成功将节能业务打造为公司第二大主营业务。公司背靠国网，配网节能业务 在手订单充足，未来节能业务将继续保持快速增长，有望成为公司第一大业务。2019 年公司实现营收 26.2 亿元，同比增长 7.1%，其中，电力销售及工程安 装实现营业收入 13.7 亿元，占比 52.3%；节能服务实现营业收入 12.5 亿元，占比 47.7%，同比增长 17%。4.4.2 公司为国网节能集团的上市平台，将受益本次国网与宁德时代牵手 近日，国网综合能源服务集团与宁德时代强强联合成立 2 家储能合资公司， 国网节能电网侧业务有望获得较大发展，而涪陵电力为国网综合能源服务集团有 限公司的子公司，公司的配电网节能业务与综合能源服务紧密相关，有望受益于 本次强强联手。背靠国网，资源丰富，节能业务优势明显。公司作为国网的配电网节能业务 平台，可以依托国网公司的整体战略布局和强大实力，展开配电网节能业务的全 国化布局，使节能服务成为公司重要的利润增长点。2020 年 4 月 4 日，为解决同业竞争问题，同时优化资本结构、改善财务状况， 公司拟向不超过 35 名特定投资者非公开发行股票，募集资金用于收购国家电网有限公司下属省综合能源服务公司的配电网节能资产及补充流动资金等。国家电网 公司把综合能源服务业务公司未来的重要盈利增长点， 4.4.4 盈利预测 根据 wind 一致预测，预计公司 20-22 年归母净利润分别为 4.6、 5.2、 5.6 亿元， EPS 分别为 1.4、1.6、1.7 元，对应目前股价（18.54 元，4 月 28 日）PE 值为 13、 12、11 倍。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：兴业证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

一、储能行业需求稳健增长，电化学储能占比提升迅速1.1 需求多样性决定了储能形式多元化发展储能是指通过介质或设备，利用化学或物理的方法把能量存储起来，根据应用需求以特定能量 形式释放的过程，通常所说的储能主要为储存电能。储能的作用主要是提高电力稳定性和可用 性，储存的能量可以用做应急能源，也可以用于在电网负荷低的时候储能，在电网高负荷的时 候输出能量，用于削峰填谷，减轻电网波动，同时还可以增强可再生能源利用。根据技术特点的不同，储能可划分为机械储能、电化学储能、电磁储能。机械储能以抽水蓄能 为主，是目前最为成熟、成本最低、使用规模最大的储能技术；电化学储能以锂离子电池为主， 是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术；电磁储能成本较高，目前占比较低。1.2 全球累计装机规模增速放缓，中国储能市场异军突起全球储能市场持续稳定发展，累计装机规模已达 184.7GW。储能是智能电网、可再生能源高 占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术，近年来持续稳定发展，根据 CNESA 全球储能项目库数据，2015-2019 年，全球储能项目累计装机规模从 164.7GW 增长 至 184.6GW，总体来看持续稳定发展。截至 2019 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 184.6 GW，同比增长 1.9%，其中抽水蓄能累计装机占比最大，为 92.6%，同比增长 0.2%， 其次为电化学储能，累计装机规模 9520.5MW，占比 5.2%。中国的储能产业虽然起步较晚，但近几年发展速度令人侧目。2015-2019 年，中国储能项目累 计装机规模从 23.2GW 增长至 32.3GW，CAGR 为 8.62%，相比全球同期 2.89%的数据增长 明显。截至 2019 年底，中国已投运储能项目累计装机规模 32.3GW，同比增长 3.8%，占全球 市场总规模的 17.6%，其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 30.3GW，同比增长 1.0%； 电化学储能的累计装机规模位列第二，为 1709.6MW，同比增长 59.4%。1.3 抽水储能为主，电化学储能发展迅速抽水储能是目前应用最为广泛的储能电站，在所有储能形式中占比超过 90%，也是最为成熟 的大规模储能技术之一。全球抽水储能装机规模在 2016 年经历了相对快速的增长后， 2016-2020 年 Q1 增速呈现逐年下降的态势，全球抽水储能累计装机规模增速从 2016 年的 13.44%下降至 2019 年的-0.35%，与此同时，我国的相应数据也从 17.37%下滑至 0.73%，增 速均持续放慢。2019 年，全球抽水蓄能累计装机规模有所下滑，规模为 170.1GW，同比下降 0.35%，占全球储电装机总规模的 92.6%，我国抽水蓄能累计装机规模达到 30.27GW，同比 增长 0.73%，占全国储能装机总规模的 93.4%。虽然抽水储能占比呈下降趋势，但在全球储能 结构中依旧占据绝对领先地位。抽水储能受制于地理环境，发展空间有限。抽水储能电站通常容量较大，额定功率可以从 100MW 到 2000MW，工作时间范围相对较宽从 4h 到 10h，单位功率建站成本要低于其他类 型储能电站约为 500-900 美元/kW。但其面临的主要问题有：（1）由于抽水储能过程中机械损 耗较大，所以抽水储能电站效率相对较低，为 60-75%；（2）响应时间较长，从静止到满载通 常需要 2-2.5 分钟，从空载到满载通常需要 30-35 秒；（3）电站建设周期较长，一般需要 8-10 年；（4）建设完全依赖于地理条件，即当地水资源的丰富程度，并且一般与电力负荷中心有一 定的距离，面临长距离输电的问题。基于抽水储能电站的上述特点，通常抽水储能电站用于大 电网调峰和大电网黑启动等方面，考虑到它技术难度较低，放电功率较大，更加适合大规模的 月周期的储能需求。电化学储能占比仍比较低，但技术优势决定了其广阔的发展前景。电化学储能相比抽水储能效 率更高，对外部环境条件依赖更小，相比电磁储能，技术相对更为成熟，成本更低，应用范围 也更广，因此电化学储能具有非常广阔的发展前景。在全球储能累计装机小幅平稳增长的背景 下，电化学储能却飞速发展，2014-2019 年，全球电化学储能累计装机规模从 893.5MW 迅速 上涨至 8216.5MW，CAGR 高达 55.85%，中国的电化学储能发展更为迅速，累计装机规模从 129.63MW 攀升至 1709.6MW，CAGR 高达 67.51%。截至 2019 年，全球已投运电化学储能 项目的累计装机规模为 8216.5MW，占全球储能装机比例 5.2%，同比增长 24.02%，中国电 化学储能项目累计装机规模为 1709.6 MW，同比增长 59.37%，占中国储能市场的 5.3%，在 2018 年的爆发式增长后，全球和中国的电化学储能市场在 2019 年逐渐回归理性，虽然较 2018年 126.39%、153.46%的增速有所回落，但仍维持了全球市场快速增长的发展态势。二、电化学储能的主要技术路线：锂电发展正当时2.1 电化学储能领域锂离子电池占垄断地位无论是存量市场，还是新增市场，锂电池均已在电化学储能中占据垄断地位。在储能电池领域， 随着环保压力日趋严峻，更加环保的锂离子电池大量应用已是大势所趋。从全球来看， 2015-2019 年，锂离子电池在累计装机比例中始终位于 80%左右，受益于锂电池的迅速发展， 国内锂离子电池占比也迅速提升，从 66%升至 80.62%，但仍低于全球的占比，未来锂电占 比有望接近全球水平。截至 2019 年底，全球新增电化学储能装1.59GW,累计装机规模达到 8.21GW，同比增长 24.02%，从技术分布上看，全球新增电化学储能投运项目中，锂离子电 池装机占比最大为 88%，国内方面，电化学储能新增装机 633.9 MW，值得注意的是，锂电池 储能全年实现新增装机 619.5 MW，逆势增长 16.27%，得益于此，锂电池储能累计装机规模 在电化学储能领域的比重从 2018 年的 70.74%升至 80.60%，市场份额连续两年提升超 9%， 在新增市场，锂电池装机渗透率从 2018 年的 78.02%升至 97.27%。2.2 锂离子技术指标优于铅酸电池，替代及电化学储能增量空间广阔锂离子电池多方面技术指标均优于铅酸电池。截止 2019 年底，我国电化学储能累计装机中， 锂离子电池装机占比处于垄断地位高达 80.6%，排名第二的铅酸电池占比为 17.8%，二者合计 占比达 98.4%，为电化学储能的主要技术路线。锂离子电池的主要性能均优于铅酸电池，未来 将逐渐替代铅酸电池，市场份额有望继续增加。与传统铅酸电池相比，锂电池有三大优势:（1） 锂离子电池能量密度为铅酸电池的 4 倍，容量、重量均优于铅蓄电池;（2）锂离子电池更加环 保，锂离子电池中不包含汞、铅、镉等有害元素，是真正意义上的绿色电池，此外锂离子电池 更加节能，能量转换效率高于铅蓄电池，政策风险相比铅蓄电池来说较小;（3）锂离子循环寿 命更长，目前来看锂离子电池的寿命一般是铅酸电池的三到四倍，虽然前期成本较高，但从长 期来看更经济。铅蓄电池已进入成熟期，锂电池仍在发展初期。2009 年-2014 年我国铅蓄电池产量增长迅速， 从 119.3Gwh 上升至 220.7Gwh，随着锂电池技术成熟大规模应用，2014 年后铅蓄电池进入 成熟期，产量增长开始下滑，2019 年产量为 202.5Gwh，相比之下，锂电池却发展迅猛， 2015-2019 年产量由 55.97 亿只迅速飙升至 157.22 亿只，CAGR 达 29.46%，2020 年 H1 疫 情对下游动力、消费锂电池需求负面影响较大，同比仅上升 1.5%，但疫情不改动力、消费电 池景气发展趋势。锂电池应用场景主要为储能、消费及动力领域，近年来随着新能源汽车、3C 消费需求爆发，锂电池的出货量持续上升，根据 GGII 数据，2014-2019 年，我国锂电池出货 量从 29.7Gwh 上升至 131.6Gwh，2019 年动力、消费电池占比达 97.1%，为主要需求领域， 目前储能领域出货量仍较小，未来随着储能市场需求爆发，有望成为锂电池产量新的增长点。随着锂电池成本的下降，未来仅替换空间将超千亿。相比铅蓄电池，目前锂电池最大的劣势是 成本较高，但近年来随着新能源汽车和消费电子飞速发展，下游需求带动上游锂电池不断技术 革新，除了技术不断突破外，锂电池成本也在快速下降。2018 年以来，锂电池重要原材料正 极、负极、隔膜、电解液价格均呈下降趋势，直接带动锂电池价格下降，根据真锂研究数据，截止 2020 年 9 月 1 日，NCM523 方形均价已降至 0.9 元/Wh，磷酸铁锂方形均价已降至 0.795 元/Wh，相比 2014 年接近 3 元/wh 的价格有着巨大的下滑。目前，我国铅酸电池每年出货量 为 200GWh 左右，2019 年出货量 202.5GWh，随着成本的下降，未来锂电池将全面优于铅酸 电池，若全部替换，按 0.5 元/wh 的保守单价计算，每年替换市场空间也将达千亿元。此外光 电/风电+储能的商业模式对储能设备的灵活性有更高的要求，因此锂电池储能与之更加匹配， 叠加锂电池成本的下降将给新能源储能项目带来巨大经济性，长期来看锂电和储能有望共振发 展，打开巨大的市场空间。三、锂电储能应用多点开花，长期需求空间已打开按照不同应用途径，电化学储能装机主要分为发电侧、电网侧和用户侧。发电侧主要用于配套 新能源发电、火电联合调频，电网侧主要以辅助服务为主，通过调峰调频、削峰填谷等增加电 网的稳定性，用户侧主要用于峰谷套利、分布式新能源+储能、通信基站以及数据中心备用电 源。政策方面来看，国家正积极促进电源侧、用户侧和电网侧形成三足鼎立的发展格局，2019 年 2 月国家电网印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，明确指出，在国家尚 未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与发电侧和用户侧储能投资建设，可以根 据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。在发电侧支 持新能源发电配置储能，支持常规火电配置储能。在用户侧可参与电网需求响应、电量平衡和 负荷特性改善，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设。在电网侧，将储 能纳入电网规划并滚动调整，将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择，进 行综合比选论证。当前用户侧装机最多，电网侧有望反超。目前我国电化学储能累计装机主要集中在用户端，据 CNESA 数据，截止 2018 年底我国电化学储能在发电侧、电网侧和用户侧三个应用领域的累 计安装比例分别为 32.1%、21.4%、46.5%。其中用户侧较 2017 年下降 13pct，与此同时电 网端占比迅速提升，2018 年累计装机占比已达到 21.4%，相比前一年几乎翻倍，在新增投运 的电化学储能项目中，电网侧的占比从 2017 年的 3%迅速上升至 2019 年 H1 的 56%，随着电 网侧新增装机占比不断提高，一改前几年用户侧一家独大的局面。电化学储能市场规模持续高速增长。从市场规模来看，电化学储能规模仍将保持高速增长。截2019 年底，我国电化学储能的累计投运规模将达到 1.71GW，年增速 59.4%，在“十三五” 的收官之年，即 2020 年，将延续超过 50%的年增长速度， 2021 年储能的应用将在全领域铺 开，此外主要技术路线锂电池成本持续下降也将推动电化学储能系统的大规模应用。根据前瞻 产业研究院数据，保守估计下 2020 年国内电化学储能累计装机规模可达到 2726.7MW，预计 到 2025 年年底，电化学储能的市场装机规模将超过 24GW，年复合增长率(2020-2025)将保 持在 55%左右，乐观估计下，2020 年电化学储能累计装机规模将达到 3092MW，预计到 2025 年年底，电化学储能的市场装机规模将接近 38GW，年复合增长率(2020-2025)有望超过 65%。我们预计，未来以锂电为主的电化学储能装机主要的增长点来自：（1）随着电力体制改革的进 一步推进，电网侧储能在相关利好政策的刺激下，装机规模有望延续过去两年的高速增长；（2） 新能源发电成本进一步降低，其在电力系统中渗透率将持续提高，新能源发电并网及消纳对储 能的需求将会快速增长；（3）2020 年我国进入 5G 建设高峰期，相比 4G，5G 基站的数量与 频率大幅增长，为锂电储能带来确定性增量。3.1 电网侧：辅助服务发展潜力巨大调峰、调频是电网侧必不可少的环节。电网侧储能主要提供辅助服务以保证电力系统的安全稳 定运行，同时获取辅助服务收益，主要服务包括调峰、调频、备用等。中国对于电网侧储能的 推动非常积极，国家密集出台政策促进电网侧的辅助服务。早在 2015 年 3 月，国务院办公厅 便已明确储能参与调峰和可再生能源消纳身份，2016 年 6 月，能源局发布政策探索电储能在 电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用，推动建立促进可再生能源消纳的长效机制， 2018 年 7 月，发改委发文鼓励利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展， 2020 年 3 月，国家电网将储能应用属于 2020 年五大重点发展领域之一，一系列利好政策的 发布使得辅助服务市场的不断完善，将持续利好电网侧储能的发展。“火电+储能”模式参与电网调频服务。功率和频率都是电网系统中极其重要的性能指标，为 了避免对用电端和发电端的设备整体造成了冲击，当电网频率变化过大时，需要通过调峰、调 频维持电网频率、功率稳定以保证电网安全，叠加电网最大负荷日益增加，电网结构日趋复杂， 以及新能源渗透比率的提升，使得我国火电调频能力的需求日益增长。传统的火电调频有诸多 缺点，因此近年来火电+储能的模式开始崭露头角，该模式采用储能系统和火电机组联合运行， 构成电力调频电源。电池储能系统短时间内便可启动，响应迅速，此特点弥补了传统火电机组 调节速率慢、误差大等缺点，在保持平稳运行的同时也大幅提高火电厂调频性能。从成功的火 电储能联合调频案例来看，当前项目主要集中在睿能世纪和科陆电子两大企业，睿能世纪技术 和经验领先，运营方式以独立投资或联合投资并承担运营任务为主，科陆的方式较多，除直接 投资外，还采用 EPC 或系统整体交付模式，电池技术路线方面，磷酸铁锂和三元锂是火电储 能联合调频市场的两大主流路线，科陆电子倾向于磷酸铁锂系电池，睿能世纪选择的电池技术 路线多样，包括磷酸铁锂、锰酸锂、三元等。调峰满足电力系统日负荷峰谷差。从昼夜用电情况来看，负荷曲线往往在白天比在晚上高，因 此我国的工商业用户用电均已实施峰谷电价制，提高白天高峰期的电价来限制用电，同时降低 夜间低谷期的电价来鼓励用电，昼夜之间便形成了电价差。我国经济发达，负荷较重的地区价 差几乎为中西部城市的两倍，北京一般工商业电价差高达 1.15 元/kWh，而山西的价差仅为 0.55 元/kWh，较大的峰谷价差为电网侧储能调峰提供了收益。电网调频调峰需求持续增加，我国电力辅助服务费用快速增长。电力辅助服务是在电力市场运 营过程中，为完成输电和电能量交易并保障电力系统的安全稳定运行和电能商品质量，由发电 机组提供的与正常电能生产和交易相耦合的频率控制（一次调频、 AGC）、备用、调峰、无功 调节、黑启动和其他安全措施等服务并收取一定的费用。2017 年至今，我国电力辅助服务费 用快速增长，2019 年上半年辅助服务补偿费用总额为 130.31 亿元，比 2018 年同期增长 85.9%，补偿费用占上网电费总额的 1.47%，比 2018 年同期增长 0.6%，随着电网侧调频需 求的增加，电力辅助服务市场潜力巨大，同时利好政策也将扩大其对补偿费用的占有比例。2024 年底电网侧调频端锂电储能累计装机需求将达 5.36GW。2019 年，全国累计火电装机容 量 1191GW，同比增长 4.1%，由于新能源侧发电占比持续提升，未来五年火电装机难以增长， 假设 2024 年底火电累计装机规模与当前持平，调频功率配套需求为 3%，那么未来将会产生 35.73GW 的火电储能联合调频需求，2019 年底累计装机仅为 0.3GW，渗透率不足 1%，从目 前已投运的项目来看，火电储能联合调频效果较好，中性估计 2024 年底渗透率达 15%，对应 锂电装机可达 5.36GW。2024 年电网侧调峰端锂电储能累计装机需求将达 2.21GW。以 2018 年数据为例，调峰辅助 服务收入 52.34 亿元，按 0.5 元/kWh 测算平均每日调峰需求为 28.68GWh，2018 年电网侧的电化学储能累计装机规模为 0.23GW（包括调频、调峰），2019 年电网侧电化学储能累计装 机 0.59GW，若调峰、调频累计装机规模各占一半，那么渗透率均处于较低水平。假设电网侧 调峰端储能系统每日充放电 2 次、时长 2 个小时，未来 5 年平均每日调峰需求增加 15%，中 性估计 2024 年电化学储能渗透率达到 15%，则 2024 年仅电网侧电化学储能调峰累计装机需 求就可达 2.33GW，CAGR 高达 60.17%（2019 到 2024 年），若电化学储能中，2024 年锂电 占比达 95%，对应锂电装机需求达 2.21GW。3.2 新能源风起云涌，搭配储能大势所趋新能源发电装机规模、发电量不断扩大。在全球推进清洁低碳转型的大背景下，我国也积极跟 进，尤其在发电系统进展颇为迅速，2015-2019 我国风电光伏装机规模不断扩大，其中风电装 机从 131GW 增长至 210GW，CAGR 为 9.9%，相比之下光伏发展更为迅速，累计装机量从 43GW 飙升至 204GW，CAGR 高达 36.5%。作为发展最快的两种可再生能源，风电和光伏装 机累计占发电装机的比例也大幅上升，截止 2019 年底，二者累计占比已超过 20%，与此同时， 风电、光伏发电量占总发电量比例也持续上升，2019 年，风电发电量达到 4057 亿千瓦时，发 电量占比为 5.61%；光伏发电量达到 2243 亿千瓦时，占比为 3.10%，总体来看占比仍相对较 低，随着风电和光伏成本的持续下降，未来这一比例有望快速上升。光伏、风电属于不稳定出力电源，需要配套储能实现价值。光伏、风电等新能源具有波动性、 间歇性与随机性等特性，风电出力日内波动幅度最高可达 80%，出力高峰出现在凌晨前后， 午后到最低点，“逆负荷”特性更明显，光伏日内波动幅度 100%，峰谷特性鲜明，正午达到 当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为 0，此外光伏易受天气影响，天气阴晴对 光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显，因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。正 是风电和光伏的这些不稳定的特点对发电量预测造成了难度，因此二者均属于不稳定出力的电 源。当二者装机占比或发电占比达到一定程度时，会对电网的稳定性带来挑战，为避免电网不 稳定会限制部分新能源的出力，从而引发了弃风、弃光现象，因此只有配合储能的应用才能更 好地消纳和平滑波动，实现更高的新能源渗透率。“新能源发电+储能”满足电网规定获取并网资格。频率是交流电网中每秒钟电流方向变化的 次数，对于交流电网来说，稳定的频率是电网稳定的重要指标之一，当发电小于用电会导致频 率上升，反之亦然。当前火电仍是主要的电力供应来源，因此火电厂在调频市场占据垄断地位， 但火电调频系统由众多辅机组成，系统惯性大，调频效果也不理想，相比之下储能系统的调频 响应速度仅需几十至几百毫秒、调节精度可达到 99%，效果更好。随着产业结构调整，风、 光等新能源接入电网比例逐步提高，电力系统等效负荷短期变动加剧，调频需求剧增，为了缓 解调频压力，国内包括山西在内已经有多个省份出台政策，要求新能源（风电场、光伏发电站）通过保留有功备用或者配置储能，同时通过快速响应改造实现一次调频功能，只有具备一次调 频功能的场站才可并网运行。储能作为一种优质的调频资源，可有效辅助调频，显著提高电力 系统的调节能力和运行灵活性，随着新能源发电比例的提升，未来储能在新能源并网调频端的 市场空间巨大。“新能源发电+储能”平滑出力，减少弃电。近年来随着电化学储能的快速发展，我国整体弃 风、弃光率下降明显，以弃光率为例，2019 年华北、东北、华南地区弃光率分别为 0.8%、0.4%、 0.2%，华东、华中无弃光，但局部地区消纳不畅导致的弃风、弃光问题仍然严峻，2019 年西 北地区弃光电量占全国的 87%，弃光率同比下降 2.3 个百分点至 5.9%，其中西藏、新疆、甘 肃弃光率分别为 24.1%、7.4%、4.0%。我国西北地区弃光限电主要原因是光伏大规模集中上 网与西部地区电网配套建设滞后形成冲突。我国没有形成东、中、西部协同消纳市场，西部地 区消纳水平有限，输电通道建设滞后、现有电网调峰能力及灵活性不足，因此急需建立“新能 源+储能”的辅助服务机制。新能源配套储能系统后，通过制定合理的充放电策略可以有效避 免弃电。以风电为例，在凌晨风电出力超过负荷期间，电网发出限电指令后无储能时只能弃电。 但配置储能后则可在此期间给储能系统充电，在白天用电高峰期储能放电，避免弃电损失。预计 2025 年底新能源发电侧锂电储能累计储能装机需求将达 50.89GWh。“十四五”规划中， 预计非化石能源占比将超预期，2030 年将达到 20%。2020 年至 2025 年这一阶段开始，我国 新能源发电部署进度将加快，根据国家发改委能源研究所 2019 年的数据，预计 2025 年我国 光伏发电总装机规模将达到 730GW。若按我们保守测算，2020 年底光伏总装机规模达 246GW， 未来五年平均每年保持 70GW 的新增装机，那么 2025 年底光伏累计装机规模达 596GW。风方面 2020 年 H1 新增 7GW，全年累计装机规模预计在 240GW 左右，假设 2021-2025 年新 增装机分别为 22/21/20/20/20GW，2025 年底总装机规模达 346GW，则风电/光伏 2025 年底 累计装机合计将达 942GW。新能源电站配置储能的主要场景是在弃风率较高的地区以及需要并网的集中式装机大型电站， 假设 2025 年底，配备电化学储能的风/光电装机占比为 10%，储能系统功率为新能源容量的 15%，储能时长为 4 小时，随着风电、光伏汇集并网点集中储能装置的安装，则 2025 年底能累计装机需求将达 56.52GW，按 90%的锂电占比，对应锂电需求达 50.89GW。根据阳光 电源和国家发改委能源研究院预测，到 2030 年和 2050 年，中国风电&光伏合计装机量将分别 达到 1810GW、6000GW。华为预测 2030 年中国光伏储能配置比例达到 30%以上，我们保守 预测 2030 年和 2050 年新能源发电储能配置比例分别为 15%、30%；储能时间分别为 4h、6h； 储能占装机比例分别为 20%、30%；锂电占比均为 100%，则测算出 2030 年和 2050 年中国 新能源发电侧锂电储能累计装机量将分别达到 217.24 和 3240GWh。3.3 5G建设高峰，储能市场迎来红利期5G 基站个数和单站功耗均高于 4G。2019 年我国正式步入 5G 时代，通信基站的建设使得电 池储能系统迎来了新的红利时期。5G 基站主要分为宏基站和微基站，微基站细分可分为：微 基站、皮基站、飞基站。其中需要储能电池设备的是宏基站，而微基站一般采用市电直接供电， 不设置电力储能设备。5G 网络使用的是高频，其覆盖范围会比 4G 网络小，因此，需要建设 的站点更多，与 4G 网络重合的站点可以利用部分旧资源，而新建的部分站点则需要完全建设 新的配套资源。5G 基站与 4G 相比，主要区别为：（1）频谱更高，电磁波穿透力差、衰减大， 在不考虑其他因素的条件下，基站的覆盖范围比 4G 基站覆盖范围更小，建设密度更大，因此 需要的 5G 基站数量更多，预计我国 5G 宏建站密度将至少是 4G 基站的 1.5 倍，根据工信部 数据，2019 年底，我国 4G 基站总数为 544 万个，按此数据计算 5G 基站将达到近 800 万个； （2）5G 单站功耗超过 3000W， AAU 功耗增加是 5G 功耗增加的主要原因，传统 4G 基站单 站功耗为 1000W 左右，而 5G 基站单站功耗是 4G 单站的 3~3.5 倍。对应储能需求将大幅增长，需对现网电源、配套进行提前扩容。4G 基站改 5G 后，基站个数、 功率大增，需同步增加备用电池的数量和容量。作为保证基站连续供电的核心设备，蓄电池等 电源设备成本占基站设备成本 40%以上。当正常供电时，蓄电池可协助平滑滤波改善供电质 量，当供电异常故障时，蓄电池可作备用电源供电。2025 年底 5G 基站储能需求将达 12.48GW。2019 年底我国 5G 基站个数为 13 万个，2020 年中国联通和中国电信确定合建 25 万座 5G 基站，中国移动新建 25 万座 5G 基站，2020 年 底 5G 基站总数将超过 60 万座，参考 4G 基站的建设速度，假设 2021~2025 年新增 5G 基站 数分别为 70/90/110/100/90 万座，则 2025 年底 5G 基站总数有望达 520 万座，一般备用电源 需储备 3-4 小时电量，我们假设应急时长为 3.5 小时，若保守估计按基站功率 3000W 计算， 我们预测储能装机需求将达 15.6GW/54.6GWh。此前 4G 基站用蓄电池普遍都采用铅酸电池， 但 5G 基站功耗较 4G 翻倍式增长，对电源系统也提出扩容升级要求，而锂电池在电池放电效 率、安装空间和建设成本上较铅酸电池都有优势，中国铁塔此前已表示不再采购铅酸电池、改 用梯次利用锂电池，预计未来锂电池将使主要的技术路线，若 2025 年 5G 基站储能锂电池占 比达 90%，则对应的锂电储能需求达 12.48GW。仅考虑电网侧调峰调频、新能源侧、5G 基站侧，2024 年锂电储能装机总需求将达 28.41GW/75.43GWh，若按 0.5 元/wh 计算，2024 年市场空间将达 377 亿，与当前市场规模 相比翻了约 20 倍。四、行业格局初显，龙头企业迎来新的发展机会4.1三大系统占据产业链主要利润，电池成本占比超60%锂电储能系统（BESS）主要由电池系统（Battery System, BS）、功率转换系统（Power ConversionSystem, PCS）、电池管理系统（Battery Management System, BMS）、监控系 统等四部分组成。BS 系统是实现电能存储和释放主要载体，其容量的大小及运行状态直接关 系着储能系统的能量转换能力及其安全可靠性，PCS 系统是一种由电力电子变换器件构成的 装置，它连接着 BS 系统和交流电网，是储能系统与外部进行能量交换的关键组成部分，BMS 是一种由电子电路设备构成的实时监测系统，能有效地监测电池系统的各种状态。在实际应用 中，为便于管理及控制，通常将 BS、PCS、BMS 重新组合成模块化的储能系统，而监控系统 主要用于监测、管理与控制一个或多个模块化的储能系统。锂电储能系统成本以电池为主，占比超过 60%。三大系统成本在锂电储能系统中占比约为 86%， 其中电池成本占比最高，超过了 60%，是目前产业链利润最集中的部分。目前储能锂电池普 遍沿用动力电池产线，与动力电池并未形成差异化。随着锂电技术成熟、各厂商生产规模扩大， 电池成本下降也会带动储能成本的下降，根据 BNEF 的数据，储能系统成本有望从 2018 年的 364 美元/kWh 降至 2030 年的 165 美元/kWh，并且随着锂电池循环寿命的提升，储能的度电 成本（LCOE）也在下降，2010 年锂电池储能的度电成本为 2.42 元/kWh,2018 年已降至 0.4~0.5 元/kWh，根据宁德时代计算，到 2020 年储能的度电成本有望降至 0.25 元/kWh 以下，锂电储 能在不需要任何补贴的情况下已经初步具备经济性。根据 BNEF 统计，2019 年全球已完成安装、初始投入运营的 20MW/80MWh 储能项目系统成 本为 331 美元/KWh，相较 2018 年下降 9.07%。根据 BNEF 预测，2020 年、2025 年、2030 年 20MW/80MWh 储能项目系统成本将分别下降至 304、203、165 美元/KWh。其中，下降幅 度最大的为电池架，预计到 2030 年 20MW/80MWh 储能项目电池架成本为 68 美元/KWh，相 比 2019 年下降 61.14%。4.2 产业链标的梳理：电池龙头宁德时代、逆变器龙头阳光电源宁德时代：电池环节龙头地位无人撼动2019 年公司储能系统实现营收 6.1 亿元，同比大增 222%。根据 CNESA 数据，2019 年储能 技术（主要为电池）供应商出货量排名中，宁德时代出货 386MWh，位居第一且优势巨大， 第二名的海基斯能源出货量 117MWh，比宁德时代的三分之一还少。在储能市场开始逐步启动 的背景下，公司持续加强研发投入，不断提升产品性能以满足不同客户的需求，完成了采用低 锂耗技术，长电芯循环寿命的电芯单体和相应系统平台产品的开发，此外，在 2020 年 2 月发 布的 200 亿定增公告中，募集资金中 20 亿用于电化学储能前沿技术储备研发，55 亿用于动 力及储能电池研发与生产，技术领先优势有望进一步扩大。储能产品方面，宁德时代储能系统主要采用磷酸铁锂作为正极材料，产品以方形电池为主，主 要用于发电、输配电和用电领域，涵盖大型太阳能或风能发电储能配套、工业企业储能、商业 楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电池等，能够克服风能或太阳能发电不规则 的输出特点、弥补线损功率补偿、跟踪计划削峰填谷，有效提高风力及光伏发电系统能源利用 率以及用电领域峰谷电之间的平衡，有助于能源的最大化利用。在储能业务拓展方面，宁德时代延续了其在动力电池的“合纵连横”策略。过去两年里，分别与 星云股份、科士达、易事特、国网综能、福建百城新能源、Powin Energy、Next Energy and Resources 等成立合资公司或战略签约。在新能源并网方面，鲁能海西州 100MWh 多能互补 示范工程储能电站电池也由宁德时代独家供应。除此之外，宁德时代参股公司晋江闽投电力储 能科技有限公司投资建设的福建晋江储能电站试点项目一期 30MW/108MWh 已经于 2020 年 初并网。南都电源：通信基站领域深耕多年，有望成为储能市场的“黑马”在通信基站领域深耕已久，锂电占比逐年扩大。南都电源储能电池包括铅酸及锂电等多种解决 方案，其中铅酸电池主要应用于能量型应用场景，包括用户侧储能、分布式储能等，锂电主要 应用于功率型应用场景，包括电网调峰调频等。2011 年，南都电源已成功研发出通信后备用 磷酸铁锂电池并实现海外实现大规模应用，截止 2019 年全球磷酸铁锂电池累计出货量超过 2GWh。2016－2017 年公司的储能业务以用户侧储能为主，2018 年公司进行了储能板块的战 略调整，储能业务逐步转向电网侧调峰调频应用，锂电的应用比重逐渐加大，模式也由过去的 “投资+运营”向电站出售、共建等方式进行推进， 2019 年，南都电源总营收 90.08 亿，其 中储能板块实现营业收入 3.12 亿元，占公司营业收入比重为 3.46%，分产品看，锂电池产品 占比提升 2pcts 达 9.23%，铅酸电池占比 37.99%。根据鑫椤资讯统计，2019 年全球储能电池 装机量 19.95GWH，国内储能电池装机量为 6.3GWH，其中南都电源储能电池装机量约 0.8GWH，仅次于比亚迪，国内排名第二。近年来，南都电源由传统铅酸业务不断加速向锂电业务的转型，其通信锂电池产品已拓展至海 内外 40 余个国家和地区，是全球多个知名通信运营商及集成商的 5G 通信锂电产品合作伙伴， 独家中标多个锂电项目。国内方面，中标多个国内电网侧锂电储能项目，建成投运湖南长沙榔 梨储能电站项目示范工程、浙江省首个移动式储能电站工程——杭州余杭未来科技城锂电储能 项目、与韩国 LS 集团合作的第一个储能示范项目——乐星产电（无锡）储能示范项目等多个项目，大大提高电网百兆瓦、毫秒级的快速响应能力，对电力系统稳定运行起到了保护作用， 2020 年公司相继中标中国移动和中国铁塔两家 5G 建设巨头公布的磷酸铁锂电池组采购项目， 仅这两个项目中标带来的产品销量达到 786MWh；国外方面，与德国 Upside 公司签署合计 75MW 的调频服务储能系统项目已建成投运 45MW，在意大利与全球第三大电力公司意大利 电力合作建成投运当地首个大规模锂电调频储能项目，在澳利大亚建成投运当地首个大规模锂 电调频储能的项目—澳洲北领地调频储能项目，同时还参与秘鲁国家电网调频项目、哥伦比亚 国家电网调频项目等多个海外储能调频项目。亿纬锂能：积极扩产，战略布局储能市场公司储能业务专注于通讯储能、家用储能、智能微网这三大市场，经过近几年在电力储能市场 中不断积累经验，研发和推出了符合国际标准要求的系列储能专用电芯，在用户侧、电网侧和 发电侧均取得优异的成绩。在国内储能市场，公司已经与通信领域全球领先的国际大客户建立 了长期合作关系，2018 年 8 月成为河南电网 100 兆瓦电池储能示范工程第二批设备类采购项 目储能设备第一中标候选人，完成兆瓦级储能系统首批出货；2019 年 5 月，由亿纬锂能全资 子公司武汉亿星能源运营管理加利源塑料 3.6MWh 分布式储能运营项目正式并网运行，在用户 侧分布式储能领域实现了能源管理服务；2019 年 11 月以第一候选人中标南方电网动力电池梯 次利用储能系统框架采购项目；2020 年 5 月中标中国移动 2020 年通信用磷酸铁锂电池产品 集中采购项目，中标总金额达 1.79 亿元。国际市场上，储能业务也取得一定的进展，2019 年 4 月，公司 8 套共计 4MW/8MWh 集装箱电池储能系统在加州顺利调试成功，标志着公司储能 系统产品正式进入北美市场，系统设计能力和产品标准与全球最活跃、最严格之一的北美市场 顺利接轨。此外公司积极扩产储能电池产能，2020 年 4 月公司公告子公司湖北亿纬动力拟投资 25 亿元， 在荆门高新区建设高性能锂离子储能电池项目、高性能锂离子动力电池项目，建成达产后预计 分别可形成 6GWh /年的锂离子储能电池产能、5GWh/年的锂离子动力电池产能。阳光电源：逆变器龙头，市场地位稳固阳光电源拥有全球领先的新能源电源变换技术，目前可提供储能逆变器、锂电池、能量管理系 统等储能核心设备，同时推出辅助新能源并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网、工商业 以及户用等一系列先进的系统解决方案。公司储能系统目前已广泛应用于德国、英国、日本等 多个国家，在北美，阳光电源工商业储能市场份额超过了 15%；在澳洲，通过与分销商的深度合作，阳光电源户用光储系统市占率超 10%。2019 年阳光电源储能业务实现营业收入 5.43 亿元，同比增长超过 40%。根据 CNESA 数据，2019 年公司在国内储能逆变器市场出货量排 名第一。阳光电源在储能逆变器有很强的竞争优势，一方面储能 PCS 可以与光伏逆变器采用相似的技平台，基于 20 多年的光伏逆变器平台技术，阳光电源的储能 PCS 性能和可靠性指标处于行 业领先地位，通过规模优势可以将储能 PCS 成本做到低于国内同行；另一方面，借助于多年 海外市场的积累，阳光电源已经建立了成熟规范的国际化渠道，基本涵盖了当前主要的储能应 用场景和市场，这为储能业务走出国门打下了扎实的基础。此外公司携手一流锂电企业，进军储能电池领域。2015 年，阳光电源和三星 SDI 联合在合肥 成立了阳光三星(合肥)储能电源有限公司与三星阳光(合肥)储能电源有限公司两家公司，阳光 电源分别持股 65%与 35%，2019 年 2 月阳光电源与三星签订股权转让协议，购买三星持有的 三星阳光（合肥）储能电池有限公司 30.00%的股权，目前两家公司阳光电源持股比例均为 65%， 成为控股方，阳光三星公司主要做储能逆变器系统解决方案，三星阳光则专注于生产储能电池。国轩高科：做精铁锂，做强三元，做大储能国轩高科规划将储能业务发展成为占据公司超 30％营业收入的支柱性产业。国轩高科自 2006 年成立以来，核心一直从事研发磷酸铁锂电池，而磷酸铁锂电池在储能领域具有成本优势，国 轩高科大力发展储能市场是必然的选择。2016 年国轩高科成立储能公司，希望通过储能应用， 消化退役下来的动力电池，让动力电池的价值实现最大化。按照国轩高科的发展规划，未来将 大力推进储能业务发展，成为占据公司超 30％营业收入的支柱性产业。国轩高科交付 40MWh 储能系统，积极开拓国外储能市场。2020 年 9 月，由南瑞继保以 EPC 方式交付的华能蒙城风电 40MW/40MWh 储能项目，顺利通过了国网安徽省电力有限公司组织 的并网验收。该项目搭配的集装箱式储能电池系统由国轩高科提供。据高工锂电消息，该项目 配套国轩高科生产的磷酸铁锂电池系统，从 6 月初签订合同到 8 月底整体交付验收，产品交付 周期不足三个月。除了为华能蒙城项目供货之外，国轩高科还与国家电网、华为、中国铁塔、 中电投等企业在储能领域达成了合作，储能业务占比快速提升。此外，国轩高科还积极开拓国 外储能市场，2019 年为美国西弗吉利亚 72MW/72MWh 储能调频项目供应储能电池。该项目 主要用于新能源调峰、PJM 调频市场应用等，目前已经实现并网运行。2020 年以来，公司积 极推进用户侧储能电站、电网侧储能电站及其他储能领域的工程应用，推进深度合作，与核心客户共同开拓国内外储能市场。固德威：专注于太阳能、储能等新能源电力逆变器的研发和销售公司主营业务产品包括光伏并网逆变器、光伏储能逆变器，目前已研发并网及储能全线二十多 个系列光伏逆变器产品，并已批量销往德国、意大利、澳大利亚、韩国、荷兰、印度、比利时、 土耳其、墨西哥、巴西等全球 80 多个国家和地区，2017~2019 年海外营收从 2.51 亿上升至 6.26 亿，营收占比从 23.9%提升至 66.4%。根据 Wood Mackenzie 数据，2019 年固德威在全 球光伏逆变器市场的出货量位列第十一位，市场占有率为 3%，户用储能逆变器出货量全球市 场排名第一位，市场占有率为 15%。2019 年，公司总营收 9.42 亿元，其中光伏并网逆变器营 收 7.6 亿元，占比 80.69%，光伏储能逆变器营收 1.08 亿元，占比 11.49%。……（报告观点属于原作者，仅供参考。作者：西部证券，杨敬梅）如需完整报告请登录【未来智库】。

由于政府补贴将在2020年之后退出，市场对于新能源汽车的渗透率和动力电池需求存在疑虑。我们认为，随着锂电池成本持续下降，新能源汽车作为消费品的性价比优势将逐步体现，渗透率持续提升，加上储能行业即将突破，动力电池在未来十几年内的需求将维持25%以上的高复合增速。来源：彭翀 卢日鑫 李梦强 东方证券▌汽车电动化是动力电池需求的主要来源2017年全球新能源汽车销量超过122.3万辆，比2016年增长58%，推动全球新能源汽车销量在全球汽车总销量当中的占比首次突破1%。2012年以来，国内外新能源汽车的产销量持续高速增长，近五年来复合增速达到54%。截至2017年底，全球累计新能源车销量已接近400万辆，占全球汽车保有量的0.3%，其中中国新能源车累计销量超过160万辆，占全球累计总量的42%，除中国以外的主要市场还包括美国、日本以及挪威、德国等欧洲国家，前十大消费国累计销量占全球总量的93%。国内新能源汽车产销量从2011年不足1万辆增加到2017年近80万辆，6年复合增速超过100%，2017年国内新能源汽车产销量同比增长50%以上，2018年以来继续保持高增长，前7个月国内新能源汽车产销量双双突破45万辆，同比增长近80%，占国内汽车总销量的比例达3%以上，汽车电动化的趋势已经明朗。根据新能源汽车动力来源和续航里程的大小，电动车可分为轻混电动车(带电量较少，主要功能是降低启停油耗)、混合电动车(HEV)、插电式混合电动车(PHEV)和纯电动车(BEV)。纯电动车又可根据续航里程的长短分为低端(小于250km)、中端(250~380km)和高端电动车(380km以上)，纯电动车的续航里程由汽车携带电量决定，一般而言，1kWh电量可以驱动汽车行驶5-7km。作为电动车动力的主要来源，动力电池是汽车电动化的最大获利者。受益于新能源汽车行业销量的快速增长，动力电池的出货量节节攀升，在锂电池应用中的占比快速上升。2017年全球锂电池总出货量达到148.1GWh，其中动力电池总出货量达到62.35GWh，储能电池的出货量增速也很快，2017年储能电池出货量达到10.4GWh。2014年以来，动力电池和储能电池的复合增速分别达到80%和77%，传统消费类电池的复合增速仅有7%，锂电池行业的新增需求将由动力电池和储能电池主导。国内锂电池出货情况也呈现类似的走势，2013年之前小型电池的出货量占比在90%以上，到2017年动力电池和储能电池的占比就已达55%。▌新能源汽车驱动力切换，不改电池行业高成长性性价比决定汽车电动化进程，电池成本是关键推手汽车作为大众消费品，性价比是决定其技术路线的根本因素。与燃油车相比，电动车与传统燃油车的区别主要包括以下方面:结构上，电动车采用动力电池取代燃油发动机，并且简化了燃油车的动力总成系统，成本的差别也来自于此;性能上，由于动力电池的能量密度较低，而且快充能力受限，电动车的续航里程和充电体验较燃油车仍有劣势，不过随着电动车带电量的增加，“里程焦虑”已大为缓解;成本上，由于动力电池成本仍然较高，电动车的购置成本高于燃油车，同时电动车的使用成本更低，优势的多寡取决于年行驶距离以及油价/电价比。我们构建了模型研究不同车型的购臵成本和使用全成本(totalcostofownership,TCO)。在基准条件下，普通燃油车的购臵成本为19.6万元，同档电动车的购臵成本为24.6万元，电池成本为1500元/kWh(含税);运营寿命8年，每年行驶15000公里，车辆残值分别为6万元和4万元。运营期间燃油车和电动车的TCO分别为21.3万元和24.8万元。相比而言，燃油车的购置成本仍然更有竞争力，电动车的燃料成本在比较高的电价之下仍有明显优势。电池的成本对电动车的TCO和购置价格都有非常明显的影响，在其他因素不变的情况下，当电池价格降至900-1000元/kWh时，电动车的TCO基本与燃油车一致，普通乘用车消费者采购新能源汽车的积极性将加强，当电池成本进一步下降至700元/kWh以下时，纯电动车的购置成本可与燃油车相竞争，其渗透率将进入加速提升的阶段。我们据此将电动车的发展阶段划分为“前TCO平价”阶段、TCO平价阶段和购臵成本平价阶段。在前TCO平价阶段，由于成本仍然缺乏竞争力，电动车过去几年的高速增长主要是由政策驱动，尤其是补贴政策的驱动，此时产业处于补贴驱动的时期;随着电池成本的下降，电动车与燃油车的TCO不断逼近，在部分应用场景中电动车甚至已具备TCO成本优势，此时，采用一些非补贴的产业政策推高燃油车的使用成本，可以进一步提升电动车的渗透率，此时行业由政策倒逼来驱动;一旦电池成本突破临界点，电动车的购臵成本将占据优势，行业也将过渡到消费驱动阶段。驱动力切换的内因在于动力电池成本快速下降，电动车成本竞争力持续增强，外部原因在于产业政策的调整。▌补贴政策助力新能源汽车完成市场导入尽管动力电池成本已从2009年1000$/kWh快速下降到目前150~170$/kWh，新能源汽车尤其是纯电动车的购置成本和使用全成本仍然远高于传统燃油车。根据BNEF的研究，2018年美国燃油小型车的成本约为18000美元，其中动力总成系统成本约5500美元，而电动车的电池系统与动力系统成本接近12000美元，因此截至目前最有效的政策仍以直接补贴为主—如中国对于各种车型的购置补贴、美国对于销量在20万辆以下的车企给予每辆7500美元的税收抵免—以缩小电动车和燃油车的成本差距。在补贴等相关政策的驱动下，新能源汽车在全球的导入过程非常迅速，2012年全球范围内新能源汽车的销量占比仅有不到0.2%，到2017年市场份额已上升至1.26%。进入2018年，全球新能源汽车继续保持大幅上涨的态势。据统计，今年上半年全球电动汽车销量达到76万辆，同比增长69%，整体市场份额达到1.6%。海外主要市场新能源车的渗透率呈加速提升的趋势，上半年，欧洲电动汽车销量同比增长43%，注册量达18.5万辆，市场份额增至2.2%，美国电动车销量也突破10万辆，达到12.2万辆，其中53%为纯电动汽车，市场份额达到1.4%，同比提升0.3个百分点。中国新能源汽车的市场导入经历了三个阶段，历时十几年。其中，2003-2008年为技术验证与科技示范工程阶段，标志性事件是在北京奥运会上开展的全球最大规模的奥运会新能源汽车示范运行，共投入595辆节能与新能源汽车;第二阶段为2009-2012年的第一期“十城千辆”新能源汽车推广工程，在此期间在25个试点城市开展的新能源汽车规模化示范运行，总共推广新能源汽车2.7万辆;第三阶段为2013-2015年的第二期“十城千辆”示范工程。具体政策层面，2009年国务院发布《汽车产业调整和振兴规划》，其中首次提出了“启动国家节能和新能源汽车示范工程，由中央财政安排资金给予补贴”的政策指导意见。同年，财政部发布《关于开展节能和新能源汽车示范推广试点工作的通知》，明确对试点城市公共服务领域购臵新能源汽车给予补助，公共领域新能源汽车补贴时代正式来临。彼时，一辆纯电动最高可拿到6万元/辆的国补资金，插混(默认为40%节油率以上)一般也能拿到5万元/辆的国补资金，纯电动大巴的补贴更是高达50万元/辆。在强力的补贴刺激下，我国新能源汽车产销规模节节攀升，2015年中国新能源汽车销量达到33万辆，在新增汽车销售中的占比首次突破1%，在当年全球销售新能源汽车的占比超过50%。至此，中国新能源汽车产业的发展出现了不可逆转的拐点，导入期基本结束。2017年我国新能源汽车的销量已达汽车总销量的2.6%，2018年前7月份该比例高达2.84%，中国新能源车的渗透率已走在世界前列。▌补贴退坡，限制性政策登场，行业驱动力悄然换挡2017年全球范围内新能源汽车渗透率超过1%，同时动力电池的成本仍在快速下降，继续维持之前的补贴激励政策对于各国政府都是沉重的负担。因此，全球范围内补贴政策退场已是大势所趋，而在新能源车仍不具备成本竞争力的阶段，对燃油车施加一定的限制性政策、推高其生产/使用成本将成为一段时期内汽车电动化的主要驱动力。国内:补贴退坡，双积分接棒随着电池价格持续下降，我国政府对于新能源汽车的补贴力度也在逐渐下调，自2009年施行补贴政策以来，纯电动车补贴上限从6万元/辆下调至5万元/辆，对于里程的要求则从没有硬性规定到400公里以上，如以度电补贴计，早期纯电动车每kWh的补贴强度最高可达3000元，2018年的最新标准降至1200元/kWh以下;插电混合乘用车的补贴强度则从5万元/辆降至2.2万元/辆，2019年的补贴将在2016年基础上再降40%，而按照规划，2020年之后电动车的直接补贴将全部取消，届时中国的新能源汽车产业也将走完依靠补贴政策驱动的阶段。与此同时，尽管电池成本持续快速降低，但预计在2025年之前，电动车的成本竞争力仍居于劣势。换挡阶段，工信部推出双积分政策，迫使传统车企加大新能源汽车产量，提升新能源汽车的渗透率。2017年9月28日，工信部、财政部、商务部、海关总署、质检总局等五部门联合发布《乘用车企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法》，规定该办法自2018年4月1日起施行，同时规定对畅通能源乘用车年度生产量或者进口量达到3万辆以上的企业，自2019年开始设定新能源汽车积分比例要求，这标志着备受关注的双积分政策正式落地。根据双积分政策的实施方案，NEV正积分的企业可以通过交易新能源积分获取额外收入，传统车企面对积分不达标的惩罚压力，也有动力向电动车转型。双积分对于车企可以看成是一种隐性的成本，随着这种法规成本越来越高，以至于会成为一种政策性的壁垒，这需要车企投入大量的资源和资金去跨越。初步估算，2020年NEV积分比例达到12%对应当年200万辆的新能源汽车销量。通过调整不同车型的分值、NEV积分比例等方式，双积分政策可以作为一项长效机制来推动新能源汽车销售占比的提升。在当前补贴仍未完全退出的情况下，各种约束政策的作用已逐渐显现，预计2020年之后新能源汽车行业的主要推动力切换为约束性政策对于整车企业的倒逼作用。国外:排放标准趋严提升燃油车成本海外市场的补贴退坡进程也在稳步推进。在美国市场，由于特斯拉电动车累计销量已接近20万辆的临界值，购买电动车所享受的7500美元税收抵免将削减一半至3750美元，并将在一年半之后全部取消补贴，其他销量较大的车型如通用Bolt、日产聆风也面临补贴退坡的问题。另一方面，持续提高燃油车的排放标准，推升燃油车的生产成本，也能从另一个角度缩小电动车与燃油车的成本差距。根据现有资料或趋势判断，到2020年全球主要市场的燃油车排放标准将提高到100~120g/km，较2010年全球的排放标准降低20%~40%，按照目前燃油车的技术水平，届时多数传统车企能够满足排放标准。2020年之后，排放标准进一步趋严，欧盟希望整车厂商2020年1月1日前将CO2的排放量控制在95g/km，每超出1g将对每台车处以95欧元的高额罚款，并计划到2025年将排放标准进一步降低到78个/km以下。与此同时，燃油车为满足要求额外需要投入的成本将快速提高，达到经济性瓶颈，据BCG估计，假如2025年燃油车排放标准提高到80~100g/km，将导致每辆燃油车成本上升470~580美元，届时尽管新能源汽车的成本竞争力仍不充分，整车企业出于达标的要求会考虑生产一定比例的新能源汽车。在美国，整车厂商为满足监管要求，将燃油车辆的整体市场份额从2020年的95%降至2025年的66%，同时推出更多MHEV和BEV车型。MHEV具有相对低的制造成本，并且可以适用当前的车辆平台。BCG预计MHEV在2023年的市场份额将扩大到近20%。之后，BEV将成为最有效的解决方案;随着电池成本的下降，它们的份额将从2020年的接近2%迅速扩大到2025年的8%。由于欧洲法规对BEV提供了倍增效应，欧洲市场电动车的发展将呈现不同的轨迹，纯电动汽车有望成为实现欧盟当前和预计任务的最有效方式。虽然燃油车仍将继续保持最大的市场份额，但预计BEV的份额将从2020年的1%增加到2025年的13%，而所有其他xEV的份额将从5%上升到18%。在此期间，汽油车和柴油车的份额将从93%下降到68%，柴油车的份额下降最快。TCO趋于平价，细分市场有望不断涌现随着动力电池成本的进一步降低，新能源汽车的使用成本和生产成本不断接近甚至低于传统燃油车，即实现使用全成本平价(TCO平价)和生产成本平价(costofproctionparity)，电动车的驱动因素切换为市场竞争力。对影响TCO的各项因素进行敏感性分析，可以发现对TCO影响最显著的因素主要是年运营里程和燃油价格。当年运营里程增加一倍至30000公里/年时，两种车的TCO接近，当进一步增加至45000公里/年时，电动车的TCO将比燃油车低4万元。燃油价格对于二者TCO的影响也比较明显，当油价从7.5元/升下降20%时，燃油车的TCO优势将扩大至4.8万元，当油价上升20%时，燃油车的TCO优势将收窄至2.2万元。这个结果与BCG的研究成果相一致。BCG的研究结论认为，对汽车TCO影响最大的因素包括燃料价格、购置价格、年运营里程。从全球范围内来看，按照使用全成本衡量，中国市场将率先成为电动车使用成本平价的区域市场。对于某些细分市场，如年行驶里程超过平均值的出租车、网约车等行业，使用电动车已经更具经济性。BCG预计，2020-2025年期间电动车将实现TCO平价，到2025年纯电动车的渗透率将达6%，到2027年前后将实现生产成本平价，到2030年纯电动车的渗透率将达到14%。受此影响，2018-2020年动力电池的复合增速超过20%，2018-2030年动力电池的复合增速将达到29%，动力电池行业需求在未来十年中将呈现极高的成长性。▌生产者平价开启消费驱动新时代进一步地，如要实现电动车加速替代，需要满足的前提条件是电动车的生产成本低于同档燃油车。据不同机构估算，到2025-2030年间，动力电池的价格将降至50-70$/kWh，届时电动车的生产成本将低于燃油车，新能源汽车真正迈入“生产者平价”阶段，供需两侧都有动力推动汽车电动化加速发展。BCG预计到2025年，全球6%的汽车销量由纯电动车占据，到2030年该比例将提升到14%，MorganStanley的预测值分别为9%和16%，UBS则预测2025年纯电动车和PHEV合计占比达到13.2%，到2040年以后各机构一致认为电动车将成为汽车市场的主要部分。尽管各家机构对于渗透率提升的速度预期有所不同，但即使按照最悲观的假设，2025年全球新能源汽车的年销量也将数倍于2017年销量，动力电池的需求量也将随之成倍增长。据初步估算，假如2025年全球纯电动车销量占比达到6%，PHEV销量占比达到2%，按照2种车型带电量分别为55kWh和15kWh计，2025年动力电池需求量将超过580GWh，到2030年总需求将超过1300GWh，2018-2030年12年复合增速接近30%。对于中国市场而言，根据工信部等部门的规划，到2020年国内的新能源汽车保有量将达到500万辆，当年实现新能源汽车销量200万辆，占汽车年度销量的12%左右，假设新能源汽车平均带电量为45kWh，则2020年动力电池需求量将达90GWh，对应2018-2020年需求复合增速达到33%。随着电池成本的进一步下降，新能源汽车的渗透率持续提升，假设2025年和2030年渗透率分别达到15%和20%，2020-2030年电池需求量的复合增速将仍达到20%以上。可以说，无论是国内市场还是全球市场，动力电池行业都是成长空间和成长速度兼具的优质行业。▌储能:应用前景无限，市场即将破晓应用场景多元，需求空间广阔传统电力系统是由需求侧决定的实时平衡系统，其结构为典型的枝叶型结构，分为“发电-输电-配电-用电”等环节，由于当前储能成本仍然较高，储能在电力系统所扮演的角色比较局限。近年来，随着风电、光伏等不稳定电源的占比快速提升，以及越来越多的分布式电源从配网侧接入，维持电网安全的挑战越来越大，对于储能的需求也日益迫切。储能的应用场景非常多样，在电力系统发输配售四个环节均能发挥巨大的作用。在发电侧，储能主要用于可再生能源的移峰;在输配电环节，储能可以发挥区域调频的功能，部分国家调频市场开放，采取竞价机制，电池储能的参与度较高，但调频市场的总容量有限。国内市场，储能主要是通过辅助火电机组进行调频，提高火电调频响应速度;在用电侧，储能系统可以显著提高供电的稳定性。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2017年底，全球已投运储能项目累计装机规模175.4GW，同比增长4%。其中抽水蓄能的累计装机规模占比最高为96%，较上一年下降1个百分点;电化学储能累计装机规模为2926.6MW，同比增长45%，占比为1.7%，较上一年增长0.5个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，超过75%。2017年，全球新增投运电化学储能项目装机规模为914.1MW，同比增长23%。新增规划、在建的电化学储能项目装机规模为3063.7MW，预计短期内全球电化学储能装机规模还将保持高速增长。截至2017年底，中国已投运储能项目累计装机规模28.9GW，同比增长19%。抽水蓄能的累计装机规模占比最大，接近99%，但较上年有所下降。电化学储能的累计装机规模为389.8MW，同比增长45%，所占比重为1.3%，较上一年增长0.2个百分点。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机占比最大，比重为58%。2018年上半年国内新增锂电池装机100.2MWh，同比增长133%。应用场景方面，2017年全球新投运的电化学储能项目中，33%应用于集中式可再生能源并网，26%应用于辅助服务领域，其他份额则流向电网侧、电源侧和用户侧的场景;国内则以用户侧领域应用为主，2017年达到全部新增投运量的59%，其次是集中式可再生能源并网领域，份额达到25%，辅助服务的份额约16%。储能行业有着巨大的市场前景。可再生能源并网方面，随着并入配电网的分布式能源(光伏、风电等)日益增加，既有电源与新并网的分布式电源之间的相互影响对于电网管理和运营而言构成巨大的挑战，由于分布式电源的稳定性较差，其电网渗透率的进一步提高将对电网的平衡增加额外成本，储能系统在今后的电力系统中将扮演愈发重要的作用。近年来我国每年新增风电、光伏装机容量达到50GW以上，按照2小时配比，即存在100GWh的潜在需求空间。调频的储能需求空间也比较大，国家电网中心专家表示，预计未来五年国内储能调频装机量将保持8%的年均增长率，每年仅调频需求就达2GW左右。其他场景的应用更加广泛，以基站为例，中国铁塔股份有限公司目前在全国范围内拥有近200万座基站，备电需要约44GWh，60万座削峰填谷电站需要电池约44GWh，50万座新能源站需要电池约48GWh，合计需要电池约136GWh。此外，以存量站电池6年的更换周期计算，每年需要电池约22.6GWh;以每年新建基站10万个计算，预计新增电站需要电池约2.4GWh，合计每年需要电池约25GWh。锂电池储能优势明显，成本下降已接近临界点在新近发展的各项储能技术中，锂电池储能在能量密度、功率密度、循环次数、成本等方面的综合优势极为突出，也成为近年来新增储能容量的最主要来源。2017年全球新增储能电池容量914.1MWh，其中锂离子电池占比达93%;国内新增储能电池容量100.4MWh，其中锂离子电池占比达58.5%。制约锂离子电池进一步大规模应用的主要障碍在于其相对较高的成本。2010年前后储能系统的投资成本高达11元/kWh以上，对应的储能度电成本(Levelizedcostofenergystorage,LCOS)超过2元/kWh，到2017年储能电池的成本已降至2元/Wh以下，加上PCS等全系统成本约2.6元/Wh，对应的LCOS为0.6元/kWh，与我国的峰谷电价差接近，部分削峰填谷项目已初步具备经济性。随着电池系统成本的不断下降，储能的LCOS有望降至0.3元/kWh，在更多应用场景都有使用价值，储能系统容量也将进入快速增长期。据BNEF估计，到2024年全球电化学储能电池容量将超过81GWh，为2016年累计容量的10倍，10年复合增长率达38%。国内方面，据CNESA估计，到2020年我国储能设备容量将达到41.99GW，其中电化学储能容量达到1.78GW，达到2017年底电化学储能累计装机量的4.5倍，对应新增锂电池需求达2.6~5GWh。值得一提的是，当前以磷酸铁锂、三元等新材料为主的动力电池，在储能市场十分受欢迎。与传统铅酸电池相比，锂电池具有更高的能量密度，以三元锂电池为例，一台40尺集装箱可最多放置4.8MWh锂电池，并且集成HVAC、FFS、BMS、通讯保护等辅助单元。同时，相较于传统的铅酸电池，锂电池对温度适应性更强，更适合户外的储能需求。此外，储能电池还可以采用退役的动力电池梯次利用，降低成本的同时也能有效解决动力电池退役后的处理问题，成为国家鼓励的产业发展方向。长寿命和高安全性要求有利于集中度提升汽车动力电池对于电池的功率和能量要求较高，而储能电池则更偏重于安全和寿命等方面，而且在不同工况下对于产品性能也有不同的要求。总体而言，电池的安全、循环寿命和日历寿命、价格和存储效率等因素是储能系统优先考量的性能。安全性方面，由于锂电池储能电站的电池容量较大，一个系统往往包括成千上万个电芯，出现热失控的概率更高，造成的后果也更加严重，一旦某个电池出现热失控，很容易导致电池系统的整体失控，因此储能系统对于锂电池的安全性能有极高的要求。2017年年初以来，韩国的储能项目共发生7起起火事故，共影响到78MWh的项目容量，占韩国所有项目容量的3%，2011年以来受起火事故影响的电厂级储能项目数量达11个，发生事故的多个储能系统都采用了同一厂家的镍钴锰三元电池。此外，为了实现储能系统在整个寿命周期内的经济性，储能系统还必须保证几千次的充放电循环和大于10年(甚至到20年)的寿命。电池系统的安全性和寿命与材料路线和电池厂商的生产能力高度相关。技术方面，目前汽车动力电池已全面转向镍钴锰三元体系，该体系的能量密度和工作电压较高，但大规模集成存在爆炸风险，而且循环寿命最多仅有3000次左右，并不能很好的满足储能需求。与此相比，磷酸铁锂电池则表现出非常好的稳定性，即使在高达300°C的温度下都不会导致热分解反应，并在电池单体测试中表现出全面卓越的循环稳定性，在整个寿命周期内容量衰减都很低。将磷酸铁锂与钛酸锂(LFP-LTO)作为正负极材料的电池单体循环寿命甚至超过20000次，预计随着锂电池储能应用规模的日益扩大，安全性相对更高的磷酸铁锂电池有望得到更广泛的应用。生产能力方面，储能电池的安全隐患主要来自生产过程中各种误差的累积，提升安全性主要依赖厂商对于产品质量和生产过程一致性的把控。储能对于安全性的高要求更有利于一线技术实力有优势的企业，预计该领域的市场份额将会比较集中。（来源:东方证券）

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