【储能】【华创电新行业深度】储能行业系列报告一新能源行业的下一个千亿级赛道

【华创电新|行业深度】储能行业系列报告一:新能源行业的下一个千亿级赛道
摘要
储能在电力系统中的重要性逐渐增强。

储能作为能源革命的中流砥柱，助力电力系统向“源-网-荷-储”协调优化模式转变。

储能设备作为一种优质的灵活性资源，在电网调频、调峰、平抑新能源波动等方面均能起到重要作用。

随着风电、光伏渗透率逐渐增大，其并网给电网稳定运行带来了诸多挑战。

由于风电、光伏发电出力的波动性和随机性特征，增加了调峰调频压力，引发了电网电压质量下降等问题。

储能技术可以有效平抑新能源功率波动，增强新能源发电可控性，提高新能源的并网接入能力。

根据在电力系统中接入位置、服务对象以及投资主体的不同，储能设备可以被划分为发电侧储能、用户侧储能与电网侧储能。

可以预见，储能将成为继风电／光伏等清洁能源之后，电力能源行业发展的又一关键内生推动力，将对涵盖“源—网—荷”整体电力与能源系统的生产运行产生变革性影响。

电化学储能在所有储能技术中增速快、商业化水平高。

2020年中国新增电化学储能规模同比翻倍以上增长，占全球新增电化学储能的33%。

储能技术种类丰富，广议的储能技术包括电、热、氢储，不同储能技术成熟度不同，成熟度较高的是电储能。

电储能大体分为电化学储能和机械储能，抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能都属于机械储能，锂离子电池储能、铅蓄电池储能、钠硫电池储能等都属于电化学储能。

在全球范围内，所有储能技术中，抽水储能占比最高（截至2020年抽水储能装机占全球累计储能的90%），但电化学储能的增长最快。

无论在全球还是中国范围内，电
化学储能中的锂离子电池储能占比都达到约80-90%。

截至2020年底，中国的电化学储能累计装机为3.3GW，其中锂离子电池储能占电化学的比例为89%。

全球的电化学储能累计装机14.25GW，其中锂离子电池储能占比92%。

2020年中国新增的电化学储能占全球新增电化学储能的33%。

2020年中国新增电化学储能1.56GW，同比增长143%。

全球主要国家对于储能的政策支持力度大。

主要发达国家制定储能的产业政策，中国电化学储能产业政策支持力度大。

各国对储能技术的支持力度都非常大，大多数国家都将储能技术定位为支撑新能源发展的战略性技术，为储能产业发展制定了一系列相关计划、投资与补贴政策。

我国从“十二五”开始布局到“十四五”开局的10年之间已经出台了一系列扶持储能产业的政策。

政策横跨储能产业的技术验证期、示范应用期、商业化初期在到当前的产业规模化发展期，对储能行业的发展进行了长期且具有针对性的扶持。

千亿级储能市场规模，预计全球储能装机年均复合增速40%-50%以上。

我们将储能市场按照集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧划分，经测算预计到2025年中国储能装机规模在70-120GW/150-
250GWh，全球储能累计装机300GW/600GWh，年均复合增速40-50%，预计全球储能市场空间约5000-7000亿。

电池与PCS是当下储能产业链上的最大受益者。

储能系统成本中电池占比最高，达到了60%，其次是PCS、EMS和BMS，占比分别为20%、10%和5%。

通过对产业链的解析可以看出，电池的占比最大，同时技术壁垒相对最高、最成熟，是该产业链中最大的受益者。

在PCS领域，因为
其技术较为成熟，先发优势明显，龙头几乎延续了光伏逆变器的的行业地位，竞争格局也比较稳定。

投资建议：储能商业模式将逐渐明朗，同时叠加电化学储能成本的进一步下降和政策支持，储能行业有望保持高速增长，建议关注：电池原材料企业龙蟠科技、德方纳米、富临精工；电池企业宁德时代、亿纬锂能、国轩高科；逆变器企业阳光电源、锦浪科技、固德威、德业股份、科士达、国电南瑞；储能系统集成商：永福股份、科陆电子等。

风险提示：储能需求不及预期、储能商业模式形成不及预期。

目录
一、储能：能源革命的中流砥柱
（一）储能的功能需求
储能最重要的用途在于解决电力供需的时间错配问题。

储能是指通过特定的装备或物理介质将不同形式的能量储存起来，其在电力领域存储的主要是电能。

电力系统因为其连续性和随机性的特点，电力供需错配可能发生
在电力的“发、输、配、用”中的任何一个环节，尤其是光伏、风电等可再生能源还具有明显的间歇性特点。

通过储能可以为可再生能源实现消纳、调频和削峰填谷的多重功效。

（二）储能的技术路线
储能技术多样，成熟程度各不相同。

储能存在多种不同的技术方案，各类技术方案的成熟度大不相同，产业化应用水平也存在比较大的差距。

电化学储能为当下储能装机主流方案。

当前国内外主要运行的储能项目仍以抽水蓄能为主，截止2020年抽水蓄能在全球储能的装机占比高达
89.3%，其次则是电化学储能，占比达9.2%，在电化学储能中又以锂离子电池为主，占比高达88.8%。

电化学储能从累计值来看虽然不多，不过在2020年新增储能装机中，电化学储能装机占比却高达近73%，是目前主流的储能装机技术方案。

远期看氢储能，当下看锂电储能。

通过对多种储能技术的对比与技术成熟度来看，目前电化学储能当中的锂电池储能综合性价比最高，这也是锂电池顺理成章成为当下储能主流方案的主要原因。

不过锂电池能量密度提升目前有其300Wh/KG的理论瓶颈，相对氢燃料电池的能量密度极限仍存在不少差距，所以从更长期的角度来看，氢会是储能的最佳方案。

所以储能技术方面当下期看锂，远期看氢。

磷酸铁锂为当下储能锂电池最优选择。

通过对比磷酸铁锂电池与三元锂电池这两款主流锂电池，可以看到磷酸铁锂电池相对于三元锂电池在循环寿命上有着很强的优势同时磷酸铁锂的度电成本相对三元锂电池也更加低廉。

综合性能与经济性考虑，磷酸铁锂电池是当下储能用锂电池的最优选择。

二、储能：双轮驱动下的高增长行业
（一）装机增长快，市场集中
7年复合增速49%，装机集中度高。

电化学储能累计装机规模从2014年的893.5MW上升到了2020年的14247.3MW，年化复合增长率高达
48.5%，其中2018年的增速甚至达到了120%以上。

此外到2020年电化学储能装机集中程度很高，中美欧日韩澳六大区域的电化学储能装机合计共占全球装机的95%，其中中国和美国占比最高，分别为33%与30%。

能源革命下装机增长有保障。

根据WoodMackenzie预测，未来10年电化学储能装机将持续高增长，预测年复合增长率将达31%。

其中，中国作为电化学纯储能的装机大国和能源革命的先锋，其电化学储能装机累计规模未来5年的年化复合增长率在保守状态下也将达到57.4%，理想状态下更是能够达到70.5%，实现真正的超高速增长。

（二）政策支持贯穿储能行业生命周期
全球主要发达国家都针对储能制定了相关的产业政策。

各国对储能技术的支持力度都非常大，大多数国家都将储能技术定位为支撑新能源发展的战略性技术，为储能产业发展制定了一系列相关计划、投资与补贴政策。

中国电化学储能产业政策支持时间跨度长，扶持力度大。

我国从“十二五”开始布局到“十四五”开局的10年之间已经出台了一系列扶持储能产业的政策。

政策横跨储能产业的技术验证期、示范应用期、商业化初期在到当前的产业规模化发展期，对储能行业的发展进行了长期且具有针对性的扶持。

2021年青海省出台的《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）
的通知》是国内首个地方储能补贴政策，在2021年7月的《关于加快推进新型储能发展的指导意见》更是明确指出了3000万千瓦的储能发展目标。

产业规模化发展前夜，装机规模已步入快车道。

中国的电化学储能装机在2011-2020年已经实现了年化复合增长率55%高速增长，截至2020年电化学储能装机量已经达到了3.27GW。

同时根据国家战略发展规划，“十四
五”正是储能产业规模化发展的时期，期间储能的发展目标包括储能项目广泛应用、技术水平快速提升、标准体系完善并形成完整产业体系。

储能政策多根据国情实施。

通过总结各个国家储能政策的发展历程，可以看出目前全球大多数经济体的储能行业仍处于有一定规模的阶段，尚未能够深入产业辅助各国的电力系统，所以今后的储能行业仍有望会受到全球各国政府政策的大力支持。

（三）成本下降是驱动电化学储能市场扩张的长期保证
锂电池成本持续下降驱动储能应用扩大。

从2010年到2019年间，锂电池Pack平均价格由1183美元/kWh下降到了147美元/kWh，降幅高达
87%。

同时，以储能在光伏发电中的应用为例，根据BNEF的预测，锂电储能系统的度电成本在2025年将达到0.19元/kWh，实现由“光伏平价”到“光储平价”。

基于经济性角度考虑，电化学储能的市场空间也会逐步扩大，经济性叠加
三、储能在电力系统中的应用场景
根据在电力系统中接入位置、服务对象以及投资主体的不同，储能应用场景可以被划分为发电侧、电网侧与用户侧。

储能在发电侧、电网侧、用户侧的典型应用场景如下：（1）在发电侧，主要用于平滑新能源出力波动、跟踪新能源电站发电曲线、辅助火电深度调峰、自动发电控制（AGC）调频；（2）在电网侧，主要用于参与系统调峰、调频、调压，提升新能源消纳能力，延缓电网升级改造投资，优化电网潮流分布，提供紧急功率支撑；（3）在用户侧，主要用于峰谷电价差套利运行、提升用电可靠性、满足多样化供电需求、支撑微网离网运行。

（一）发电测储能
储能装在发电侧，分为传统电源侧和新能源侧两个场景。

（1）新能源发电侧装储能（风电、光伏），主要目的为平滑出力波动、减少弃风弃光、提升新能源的调频调压能力，使得新能源对电网更友好。

由于风力发电和光伏发电等新能源具有随机性、间歇性、出力变化快等特点，大容量的新能源发电装置直接并网会对电网调度运行与控制带来较大影响，甚至直接引发一些安全稳定事故。

利用电池储能装置与可再生能源发电装置联合运行，可使随机变化的输出功率转换为相对稳定的输出，有利于满足并网的各项技术要求。

（2）传统能源发电侧装储能（火电厂），主要是进行协助提供二次调频辅助服务。

当参与二次调频的火电机组受爬坡速率限制，不能精确跟踪调度调频指令时，由高速响应的储能根本上改善火电机组的AGC能力，从而获得更多的AGC补偿收益。

在目前阶段，储能项目的商业模式尚在探索及落地形成过程中。

在发电侧，中央及地方各层面均出台了各种鼓励储能发展的相关政策，这些政策集中体现在以下几个方面：（1）要求或鼓励风电、光伏等新能源项目按照一定比例或时间配备储能；（2）在新能源项目竞争性配置方案中优先考虑配置储能项目的新能源项目；（3）直接依照千瓦时的标准明确补偿/补贴金额。

有些地方明确规定对于储能技术项目直接给予总投资一定比例补贴的政策支持，有些地方则依照固定金额给予一次性投资补贴。

（二）用户侧储能
储能装在用户侧主要为了“谷存峰放”节省电费开支、作为备用应急电源、新能源配套，其中应用最广泛的场景是峰谷价差套利。

在峰谷价差套利场景中，成本包括储能电站初始建设成本、运维成本、更换成本，收益来自
于峰谷价差套利，项目经济性主要受电池成本和电价影响。

不同主体（一般工商业、大工业）对于项目收益率也有影响，一般在峰谷价差达到0.7元-0.8元/kWh以上具备经济性。

（三）电网侧储能
应用于电网侧的储能项目，主要安装在变电站及其附近，提供缓解电网阻塞、延缓输配电升级、提高输配电网供电安全性、弹性、灵活性、稳定性与可靠性等服务。

截至2018年9月，全球电网侧电化学储能累计装机大约为760MW，当年新增装机300MW。

代表项目包括：图森电力公司在美国亚利桑那州安装了锂离子电池10MW/20MWh；SDG&E公司在美国圣地亚哥安装了
2MW/8MWh的液流电池。

同一时期，中国电网侧已投运电化学储能电站装机规模达150MW，新增装机为140MW，大约为全球新增规模的一半。

其中镇江101MW/202MWh的储能电站，是我国电网侧储能中的代表项目。

四、储能市场空间测算
千亿级储能市场规模，预计全球储能装机年均复合增速40%-50%以上。

我们将储能市场按照集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧划分，假设集中式可再生能源并网的储能配置比例在未来5年逐年上升至20%，辅助服务、电网侧、用户侧按照年均增速60%线性外推，并假设1-2小时的储能配套时间，到2025年中国储能装机规模在70-120GW/150-
250GWh。

2020年中国电化学储能新增装机占全球的33%，假设未来全球占比提升至40%，预计到2025年全球储能累计装机300GW/600GWh，年均复合增速40-50%，预计全球储能市场空间约5000-7000亿。

五、产业链梳理
（一）电化学储能产业链概览
电化学储能产业链包括上游原材料、中游储能系统和下游应用。

以锂电储能产业链为例，上游主要是锂电池原材料，中游储能系统集成主要由储能电池、变流装置PCS、电池管理系统BMS、能量控制系统EMS这4个主要组成部分所构成。

下游应用集中在发电端、电网端和用电端。

（二）产业链各环节介绍
储能系统中电池成本占比最高，其次为PCS（储能变流器）、EMS（能量管理系统）和BMS（电池管理系统）。

储能系统成本中电池占比最高，达到了60%，其次是PCS、EMS和BMS，占比分别为20%、10%和5%。

电池与PCS是储能产业链上的最大受益者。

通过对产业链的解析可以看出，电池的占比最大，同时技术壁垒相对最高、最成熟，是该产业链中最大的受益者。

在PCS领域，因为其技术与与光伏逆变器无本质差别，目前看来较为成熟，先发优势明显，龙头几乎延续了光伏逆变器的的行业地位，竞争格局也比较稳定。

BMS行业中存在少数独立的第三方，不过因为BMS需要与电池参数呈现对应关系同时强调算法和芯片能力，预计该环节会被电池龙头企业所占据。

EMS是指对电网进行调度，特别是加入储能之后，电网的调度会发生极大的改变并且该环节涉及能源安全存在很高的资质壁垒，国内尚未市场化，目前国内主要玩家均属国网系。

系统集成环节目前专业化程度和技术含量都较低，竞争非常的激烈，差异化的服务是竞争的核心。

（三）核心公司概览
1、宁德时代：动力电池龙头抢占储能先机
全产业链布局，再造宁德时代。

2019年以来宁德时代凭借强悍的规模和品牌优势在全球范围内与众多公司进行了相关合作，合作企业不仅包括PCS、BMS企业，还有终端客户，搭建了一条覆盖储能上下游的完整产业链。

公司除了提供电池产品外，还积极对储能用BMS、系统集成等进行研发和生产，准备在储能领域大展宏图，意图在储能领域在建一个宁德时代。

规模和技术优势显著，占据龙头地位。

根据CNESA数据统计，2020年国内储能电池头部企业多为动力电池企业，宁德时代凭借其在动力电池领域的规模和技术优势保证了其在国内储能电池市场的龙头地位。

储能电池业务占比逐渐提升，毛利率近两年相对稳定。

公司储能电池的业务收入占比正在稳步提升，截至2020年，储能电池的收入占比已经达到了3.86%。

同时毛利率在近两年也达到了35%以上。

2、阳光电源：光伏逆变器竞争优势将延续至PCS
双料龙头，竞争力卓著。

光伏逆变器与储能逆变器在技术上没有本质的差别，阳光电源依托在光伏逆变器的领先地位，顺势切入储能逆变器领域并占据国内龙头地位。

同时系统集成因为要满足电网或调频的要求，对电力电子转换技术和弱电控制要求比较高，而这又恰是逆变器厂商的优势所在，所以储能系统集成商的龙头也是阳光电源。

储能逆变器业务收入占比逐渐上升，2020年同比翻倍。

阳光电源的储能变流器收入占比逐年上升，在2020年的收入同比2019年甚至直接翻倍，公司在储能变流器的龙头地位十分稳固，收益于行业景气度增长的确定性高。

六、投资建议
在新型电力系统建设和碳中和的大背景下，“十四五”期间，储能行业将迎来产业规模化发展的重要时间点。

储能商业模式将逐渐明朗，同时叠加电化学储能成本的进一步下降和政策支持，储能行业有望保持高速增长，建议关注：电池原材料企业龙蟠科技、德方纳米、富临精工；电池企业宁德时代、亿纬锂能、国轩高科；逆变器企业阳光电源、锦浪科技、固德威、德业股份、科士达、国电南瑞；储能系统集成商：永福股份、科陆电子等。

七、风险提示
1、储能需求不及预期；
2、储能行业商业模式形成不及预期；
3、锂电安全风险；
4、储能技术迭代超预期风险。