招银国际环球市场睿智投资行业研究敬请参阅尾页之免责声明请到彭博(搜索代码:RESPCMBR<GO>)或http://www.cmbi.com.hk下载更多研究报告本报告摘要自英文版本，如欲进一步了解，敬请参阅英文报告。中国装备制造/新能源行业冯键嵘，CFA(852)39000826waynefung@cmbi.com.hk夏微(852)39000836meganxia@cmbi.com.hk伍泳雅(852)37618725katherineng@cmbi.com.hk2022年6月27日1我们预计“十四五”期间中国储能行业将出现爆发式增长，主要是由于：(1)风电和光伏等新能源在电源占比的提高,其波动性和间歇性为储能带来前所未有的需求;(2)2021年中央对新型电力系统和新型储能的清晰定位,配合地方密集出台多项有关储能的细化实施方案，将为后续的项目投资带来足够的诱因和确定性;(3)在技术持续提升下,电化学储能等新型储能成本将迎来长期成本下降和效益提升的趋势。本报告包括对储能行业的政策详细梳理、各项储能技术的介绍、成本对比以及产业链的上市和非上市公司的总汇。可再生能源占比提升，储能迎来结构性机会。随着风电、光伏等新能源发电占比逐步提高，电力系统呈现“双峰”（高比例可再生能源、高比例电力电子装备）、“双高”（电网夏、冬季负荷高峰）及“双侧随机性”,对电网安全性和稳定性将提出更高的要求，对调峰调频、稳定运行等需求增加。因此，储能市场将在未来迎来重大机会窗口。政策层面：顶层设计已完成。2021年7月，发改委和国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次明确储能装机量的量化目标：到2025年，新型储能装机（抽水蓄能以外技术）规模达30GW以上，并实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，向全面市场化发展。此外，近日出台的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》更是为国内储能行业带来实质性利好。《通知》提出鼓励新型储能可作为“独立储能”自主参与电力市场，推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，明确了新型储能在参与电力市场的角色及交易机制等。地方政府积极出台政策。目前地方政府更多倾向于出台发电侧政策。当中可分为两大类：1）强制配置，2）鼓励配置，在审批项目给予评分倾斜或优先支持。截至目前，全国已有21个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长。综合而言，大部分省份或地区的配储比例为不低于装机容量的10%，配储时间为2小时以上。部分地区（例如内蒙古、湖南、河南、广西等地）的新能源项目配储要求甚至达到15%~20%以上,形成刚需。抽水蓄能是目前应用最广泛的技术,增长趋势确定性高。不论是在全球范围还是中国,抽水蓄能占累计储能规模均超过86%。截至2021年底，中国抽水蓄能累计装机达到39.8GW。根据国务院2030年碳达峰行动方案,预计到2030年装机规模将达到120GW。预计新型储能将爆发式增长。从选址布局来看，相对于以抽水蓄能为代表的传统储能（多数在发电侧）来说，新型储能在配置方面具备更高灵活性，在发电侧、电网侧、用户侧均可布局，可选择大规模或分布式布局。此外，新型储能同时具备多种功能，可以起到调峰、调频等作用。全球新型储能去年占总储能规模的~13%，目前电储能为主流技术,当中分为：1）物理储能：压缩空气储能和飞轮储能等；2）电化学储能：锂离子电池、钠硫电池、铅碳电池和矾液流电池。其中,锂离子电池目前在新型储能中占比为90%。截至2021年底，中国新型储能累计装机规模只有5.73GW，假设以发改委2025年规模30GW目标计算，年复合增速高达51%。主要受惠标的：抽水蓄能方面，中国电建(601669CH)在国内抽水蓄能规划设计和承建项目方面拥有絶对的市场份额优势；新型储能方面，关注在储能系统集成具备领先优势的阳光电源(300274CH)和锂电龙头宁德时代(300750CH)。中国储能行业专题东风将至，快速上行赛道潜力巨大2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明2目录全球储能市场..................................................................................................................3全球储能市场：延续高速增长态势................................................................................3中国储能市场：步入产业元年，政策驱动下转向规模化发展.......................................3中国：可再生能源占比提升，储能迎来结构性机会............................................4储能在新型电力系统中担当不可或缺的角色.........................................................6政策力度加码成为行业主要驱动力...........................................................................7宏观层面：顶层设计已完成，推动储能市场快速铺开..................................................7地方政策持续放量：储能配置+补贴政策双重侧推.....................................................7技术路线：多种储能技术进入发展快车道...........................................................10机械储能.......................................................................................................................11电化学储能...................................................................................................................17储能变流器...................................................................................................................19全寿命储能度电成本（LCOS）测算....................................................................212022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明3全球储能市场全球储能市场：延续高速增长态势各国能源结构在碳中和背景下加速转型，全球储能市场近年保持高速增长态势。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，2021年全球新增投运电力储能项目装机规模达18.3GW，同比增长185%，已投运累计装机规模达209.4GW，同比增长9%。其中，新型储能新增投运规模翻番达到10.2GW，已投运装机规模累计25.4GW，同比增长68%。美国、中国、欧洲为前三大市场，合计占全球市场的80%（根据2021年新增新型储能项目规模计算）。展望未来,在地缘政治不稳下,预计欧洲国家对能源安全的重视将会进一步拉动储能的需求,有利中国储能设备制造商。图1:全球新型储能市场累计装机规模资料来源：CNESA、招银国际环球市场图2:2021年全球新增投运新型储能项目地区分布资料来源：CNESA、招银国际环球市场中国储能市场：步入产业元年，政策驱动下转向规模化发展据CNESA统计，2021年中国已投运电储能项目累计装机规模46.1GW，同比增长30%。其中，新型储能累计装机规模达到5.73GW，同比增长75%。2021年中国新增投运电力储能项目装机规模突破10GW，其中抽水蓄能新增规模8GW，同比增长437%，新型储能新增规模达2.4GW，同比增长54%。新增百兆级项目数量达到78个，为20年同期9倍。据CNESA预测：1)保守场景：政策执行、成本下降、技术改进等因素未达预期。2026年新型储能累计规模将达48.5GW，2022-26年CAGR为53.3%。2)理想场景：储能规划目标顺利实现。随着电力市场逐渐完善，储能供应链配套、商业模式日臻成熟，新型储能凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势成功跑出。2026年新型储能累计规模达79.5GW，2022-26年CAGR为69.2%。2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明4图3:全球新型储能市场累计装机规模（保守场景）资料来源：CNESA、招银国际环球市场预测图4:全球新型储能市场累计装机规模（理想场景）资料来源：CNESA、招银国际环球市场预测中国：可再生能源占比提升，储能迎来结构性机会从中国发电量结构来看，火电占比持续下降，从2011年的81.7%下降至2021年的67.4%。可再生能源占比则由2011年的18.3%上升到2021年的32.6%。其中，风电、太阳能、核电发电占比增长至7.8%(2011年:1.5%)、3.9%、4.9%(2011年:1.8%)。装机量方面，2021年全国累计发电装容量约2,377GW，同比增长8%，接近过去5年的平均增速。2021年风光新增装机合计占全国新增发电装机量58.1%(风电:27%,光伏:31.1%)。据中电联预测，2022年底累计全口径发电装机容量预测将达到2,600GW。其中，非化石能源发电装机合计将达到1,300GW，占累计装机量的50%。由于风电、光伏等发电模式高度依赖发电环境，随着风光等新能源占比逐步提高，电力系统呈现“双峰”（高比例可再生能源、高比例电力电子装备）、“双高”（电网夏、冬季负荷高峰）及“双侧随机性”。由于风电、光伏发电具有波动性和间歇性，故当该发电占比提升后，供电侧将随之出现随机波动的特性，对电网安全性和稳定性提出更高的要求，市场对储能调峰调频、稳定运行等需求增加。另一方面,部分地区仍面临弃光、弃电率高的2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明5问题，如青海、内蒙古、河北等。随着新一批大型风电光伏发电基地的开工建设，预计未来大规模新能源并网发电将会对新能源消纳利用带来较大压力。因此，储能市场将在未来迎来重大机会窗口。图5:全国发电量构成占比（2021）资料来源：能源局、Wind、招银国际环球市场图6:全国发电量结构占比趋势资料来源：能源局、Wind、招银国际环球市场图7:全国电力累计装机规模资料来源：能源局、Wind、招银国际环球市场图8:全国电力装机总量结构趋势（2011-2021）资料来源：能源局、Wind、招银国际环球市场图9:2021年中国各地区累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招银国际环球市场图10:2021年中国各地区累计弃光电量（亿千瓦时）及弃光率资料来源：全国新能源消纳监测预警中心、招银国际环球市场0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20112012201320142015201620172018201920202021火电水电核电风电太阳能发电2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明6储能在新型电力系统中担当不可或缺的角色储能是指将电能转化为其他形式的能量（如动能、势能、化学能等）储存至储能装置，并在需要时释放。储能在新型电力系统的发电侧、电网侧及用户侧均有应用。具体应用场景包括：1）发电侧：包括电力调峰、辅助动态运行、减少弃风弃光；2）电网侧：包括调频、备用容量等，提高电网运行的稳定性和可靠性；3）用户侧：峰谷价差套利、容量费用管理、自发供电等。在新型电力系统建设中，储能担当基础重要角色。2021年3月，中央首次提出构建以新能源为主体的新型电力系统。根据全国电网运行与控制标准化技术委员会，新型电力系统是指以确保能源电力安全为基本前提、以满足经济社会发展电力需求为首要目标、以最大化消纳新能源为主要任务，以“源网荷储”互动与多能互补为支撑，具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基本特征的电力系统。而储能技术可实现电力在供应端、输送端以及用户端之间的稳定运行，是可再生能源发电实现供需稳定的重要条件。其中，新型储能布局灵活，预期未来将加速发展。从选址布局来看，相对于以抽水蓄能为代表的传统储能（多数在发电侧）来说，新型储能在配置方面具备更高灵活性，在发电侧、电网侧、用户侧均可布局，因此可选择大规模或分布式布局。此外，新型储能同时具备多种功能，可以起调峰、调频等作用。虽然目前新型储能在技术应用方面发展相对较慢，但考虑到其应用范围广、配置灵活度高、建设周期短等特点，我们相信新型储能具备巨大发展潜力，未来随着技术迭代、成本下降的带动下，新型储能的渗透率将会大大提升。图11:储能应用场景分类资料来源：CNESA、派能科技、招银国际环球市场图12:储能应用贯穿整个新型电力系统资料来源：睿工业、招银国际环球市场分类应用场景主要用途具体说明电力调峰通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。辅助动态运行以储能+传统机组联合运行的方式，提供辅助动态运行、提高传统机组运行效率、延缓新建机组的功效。平滑发电出力通过在风、光电站配置储能，基于电站出力预测和储能充放电调度，对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。减少弃风弃光将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，提高可再生能源利用率。缓解电网阻塞将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。延缓输配电设备扩容升级在负荷接近设备容量的输配电系统内，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施，降低成本。系统调频频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。储能（尤其电化学储能）调频速度快，可以灵活地在充放电状态之间转换，因而成为优质的调频资源。备用容量备用容量是指在满足预计负荷需求以外，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。电力自发自用对于安装光伏的家庭和工商业用户，考虑到光伏在白天发电，而用户一般在夜间负荷较高，通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。峰谷价差套利在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。容量费用管理工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。提升供电可靠性发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性。用户侧用户侧电源侧发电侧集中式可再生能源并网电网侧电网侧辅助服务2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明7政策力度加码成为行业主要驱动力宏观层面：顶层设计已完成，推动储能市场快速铺开2021年为中国储能产业元年。国家密集出台多项有关储能发展的纲领性文件及细化实施方案，我们预计“十四五”期间中国储能行业在宏观政策的推动下将加速发展。2021年7月，发改委和国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次明确储能装机量的量化目标：到2025年，新型储能装机规模达30GW以上，并实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。到2030年，向全面市场化发展。此外，近日出台的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》更是为国内储能行业带来实质性利好。《通知》提出鼓励新型储能可作为“独立储能”自主参与电力市场，推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，明确了新型储能在参与电力市场的角色及交易机制等。我们认为此举将可进一步加快储能市场铺开。图13:国家层面储能支持政策注释：属于关于发展储能的配套政策资料来源：国务院、发改委、能源局及招银国际环球市场地方政策持续放量：储能配置+补贴政策双重侧推多个省市开始出台：1）发电侧技术要求，以及2）用户侧补贴（如调峰补贴）政策。综合来看，目前地方政策对储能的支持力度：发电侧>电网侧>用户侧。日期印发部门文件名称核心内容2017.9发改委、能源局、财政部等五部门《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》•“十四五”期间，储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点；全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备，部分储能技术装备引领国际发展；形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权；基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展；形成一批有国际竞争力的市场主体。储能产业规模化发展，储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现。2021.2发改委、能源局《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》•探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。•利用存量常规电源，合理配置储能，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。2021.4发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》•优化抽水蓄能两部制电价政策:(1)以竞争性方式形成电量电价;(2)将容量电价纳入输配电价回收。强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。2021.5能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》•对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。2021.7发改委、能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》•到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。•到2030年，实现新型储能全面市场化发展。•健全“新能源+储能”项目激励机制。2021.8能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》•到2025年，抽水蓄能投产总规模62GW以上；到2030年，投产总规模120GW左右。2021.10中共中央、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》•加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用。•加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。•加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。2021.10国务院《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》•积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。加快新型储能示范推广应用。•到2025年，新型储能装机容量达到30GW以上。•到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到120GW左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。2022.3发改委、能源局《“十四五”新型储能发展实施方案》•到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。•到2030年，新型储能全面市场化发展。•其中，1）电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上；2）火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术；3）百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用；4）兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟；5）氢储能、热（冷）储能等长时间尺度储能技术取得突破。2022.3发改委、能源局《“十四五”现代能源体系规划》•到2025年，抽水蓄能装机容量达到62GW以上、在建装机容量达到60GW左右。•开展新型储能关键技术集中攻关，加快实现储能核心技术自主化，推动储能成本持续下降和规模化应用。2022.6发改委、能源局《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》•鼓励新型储能可作为独立储能参与电力市场；鼓励新能源场站和配建储能联合参与电力市场；加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等。2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明8地方政府更多倾向于出台发电侧政策，发电侧政策可分为两大类：1）强制配置，2）鼓励配置，在审批项目给予评分倾斜或优先支持。截至目前，全国已有21个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长。综合而言，大部分省份或地区的配储比例为不低于装机容量的10%，配储时长（即持续充放电时间）为2小时以上。部分地区（例如内蒙古、湖南、河南、广西等地）的新能源项目配置要求甚至达到15%~20%以上。图14:多地政府出台相关风电、光伏设备储能配备政策资料来源：各省级政府、各省级能源局、招银国际环球市场地区时间文件名称储能配置比例配储时间(小时)山西2021.9《2021年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案》风电：10%，光伏：10%-15%2021.12《关于下达河北省2021年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知》•北网区域围场、韦宁两县坝上地区：风电、光伏：20%•其他地区：风电、光伏：15%•南网区域：光伏：10%/20%444/22021.10《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》•南网：10%•北网：15%32022.3《关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见建议的公告》15%42021.8《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》电化学储能：15%2湖南2021.10《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》风电：15%，集中光伏发电：5%2湖北2021.7《关于2021年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知》不足部分(基地规模与可配套的新能源项目规模之差)：10%22021.11《关于公布20221年市场化并网项目名单的通知》10%22021.2《2021年全省能源工作指导意见》新能源场站：10%2022.5《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》光伏：10%2021.12《杭州临安“十四五”光伏发电规划(2021-2025)》光伏及风电：10%~20%2021.9义乌《关于征求源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则意见的通知》光伏：10%22022.5苏州《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见（试行）》2MW以上光伏项目：8%2021.9《省发改委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》长江以南地区：8%；长江以北地区：10%22022.3《关于组织开展2022年集中式光伏试点申报工作的通知》•试点项目：10%•未按要求与试点项目同步建成投产：15%242021.5《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》集中式光伏项目：10%江西2021.3《关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》光伏：10%12022.3《关于征求2022年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函》电化学储能：5%22021.8《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》电化学储能：10%1广西2021.10《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》风电：20%，光伏项目：5%22021.3《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》集中式光伏：10%2022.5澄迈《关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通集中式光伏发电项目：20-25%2陕西2021.6《陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿)》•集中式风电项目：陕北地区：10%•集中式光伏发电项目：关中地区、延安市：10%；榆林市：20%2新疆2020.5各地方《2021年光伏发电和储能设施项目竞争性配置工作招标公告》•阿克苏、喀什地区：15%•和田地区：20%2021.5《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》•河西地区（酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威）：10%•其他地区：5%22022.4嘉峪关市《“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配置工作》光伏：20%2青海2021.1《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》•新能源项目：10%•对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持22022.1《关于征求2022年光伏发电项目竞争性配置方案》光伏：10%22021.5《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》10%2天津2021.6《2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》(规模超过50MW的项目)光伏：10%，风电：15%2021.6《关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见》对储能配置比例不低于10%的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权22022.4《河南省“十四五”新型储能发展实施方案》按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建或购买调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建或购买的优先并网4辽宁2022.5《辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案》优先鼓励承诺按照建设光伏功率15%的挂钩比例3山东宁夏内蒙古河北河南浙江江苏海南甘肃安徽福建2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明9多地推出储能项目补贴，提高储能项目的经济性。补贴政策可分为两大类：1）投资补贴，2）运营补贴（调峰补贴）。目前，储能行业仍主要受阻于高成本、低收益率的问题，而经济性向来是制约电储能规模化及商业化发展的核心原因。所以，地方政府的项目补贴方案可以部分提升储能项目的盈利能力，一定程度上可调动行业的投资积极性。图15:国内储能补贴政策资料来源：各省市政府、各省市发改委、苏州工业园区管委会及招银国际环球市场政策种类日期地区部门文件名称储能补贴比例2022.6山东省能源监管办、省发展改革委、省能源局《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》•容量补偿电价：1）在新能源大发、发电能力充裕：电价按照基准价（99.1元/兆瓦时，下同）乘以谷系数K1（K1取值0-50%）收取；2）在发电能力紧张：容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2（K2取值100%-160%）收取；3）其他时段维持基准价不变。2022.3江苏苏州工业园区管理委员会《苏州工业园区进一步推进分布式光伏发展的若干措施》•光伏+储能项目（2022年1月1日后并网、且接入园区），电量补贴0.3元/千瓦时，补贴3年2021.9浙江义乌市发改委《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则(征求意见稿)》•接受电网统筹调度的储能运营主体（按峰段实际放电量）：0.25元/kWh，补贴2年2018.9安徽芜湖市政府《关于加快光伏发电推广应用的实施意见》•光伏配储能补贴：0.3元/kWh，连补5年，最高100万元/年2020.12陕西西安市工信局《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见(征求意见稿)》•2021年1月1日至2023年12月31日期间建成运行的光伏+储能系统：1元/千瓦时补贴，同一项目年度补贴最高不超过50万元2022.3西北地区国家能源局西北监管局《关于公开征求《西北区域省间调峰辅助服务市场运营规则》补充修订条款（征求意见稿）意见建议的通知》•储能调峰的报价区间为0-0.6元/千瓦时（由西北网调根据电网运行需要，与其他市场主体竞价出清，并形成储能的正式调峰曲线）2021.1青海省发改委《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》•明确储能发售的电量：0.1元/kWh（使用青海储能电池60%以上项目，再增加0.05元/kWh）2021.11宁夏省发改委《关于开展新型储能项目试点工作的通知(征求意见稿)》•2022-2023：自治区储能试点项目：0.8元/千瓦时调峰服务补偿价格，每年调用完全充放电次数》300次2022.2四川成都发改委《关于申报2022年生态文明建设储能领域市级预算内基本建设投资项目的通知》•对入选的用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂储能项目（年利用小时>600）：按照储能设施规模给予每千瓦每年230元且单个项目最高不超过100万元的市级预算内资金补助2022.1广东肇庆高新区《肇庆高新区节约用电支持制造业发展补贴实施细则》•以建成的项目总装机容量为基础，按300元/千瓦的标准确定项目补贴金额，每个区内企业最高补贴100万元2022.3陕西西安市工业和信息化局、财政局《西安市2022年工业（中小企业）发展专项资金申报指南的通知》•企业法人建成运行的光伏储能系统（光伏电站装机规模>1GW，储能系统>1GW）：按照储能设备实际投资额的20%给予投资企业补贴，最高不超过50万2021.11浙江省发改委《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》•过渡期间，调峰项目（年利用小时数>600小时）：标准逐渐退波，补贴期暂定3年(按200元、180元、170元/千瓦)投资补贴运营补贴2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明10技术路线：多种储能技术进入发展快车道储能技术类型可分为电储能、热储能及氢储能，目前电储能为主流技术。电储能技术可分为：1）物理储能：抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；2）电化学储能：锂离子电池、钠硫电池、铅碳电池和矾液流电池。图16:储能技术分类资料来源：派能科技、招银国际环球市场图17:中国电力储能市场累计装机规模明细（2000-2021）资料来源：CNESA,招银国际环球市场图18:电储能技术分类及优劣对比资料来源：招银国际环球市场分类技术名称市场份额原理优势劣势应用场景锂离子电池11.21%正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。充电时，Li+从正极脱嵌经过电解质嵌入负极；放电时则相反，Li+从负极脱嵌，经过电解质嵌入正极。利用效率高、响应快、能量密度高成本高、资源受限严重、安全性较差电能质量、备用电源，UPS，可再生储能钠硫电池暂无规模应用正极由液态的硫组成，负极由液态的钠组成，电池运行温度需保持在300℃以上，以使电极处于熔融状态。利用效率高、响应快、能量密度高安全性差、温度要求高、技术阶段初期电能质量、UPS，可再生储能铅碳电池0.74%铅碳电池的正极二氧化铅（PbO2）和负极纯铅（Pb）浸到电解液（H2SO4）中，两极间会产生2V的电势。成本低、回收链条全、安全响应快能量密度低、寿命短、技术进步有限电能质量、电站备用、可再生储能钒液流电池0.11%通过采用不同价态的钒离子溶液分别作为正负极活性物质，通过外接泵把溶液从储液槽压入电池堆体内完成电化学反应，之后溶液又回到储液槽，液态的活性物质不断循环流动。循环寿命高、安全性能耗能量密度低、发电效率低电能质量、电站备用、可再生储能、调峰填谷抽水蓄能86.30%电网低谷时利用过剩电力将水从低标高的水库抽到高标高的水库，电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推动水轮发电机发电。容量规模大、寿命长、安全性好需要环境配套、前期投资大成本高、投资周期较长调峰填谷、调频、紧急事故备用飞轮储能0.01%利用电能将一个放在真空外壳内的转子加速，将电能以动能形式储存起来。功率密度高、响应快、寿命长、免维护成本高、自放电现象较严重磁悬浮飞轮储能UPS、不间断电源大功率脉冲放电电源压缩空气储能0.40%利用过剩电力将空气压缩并储存，当需要时再将压缩空气与天然气混合，燃烧膨胀以推动燃气轮机发电。容量规模大、寿命长、安全性好地理环境要求高、效率低调峰填谷、备用超级电容储能0.02%通过电解质和电解液之间界面上电荷分离形成的双电层电容来贮存电能。功率密度高、响应快、安全性好成本高、能量密度低、自放电现象较严重汽车启停、UPS、计算机存储器后备电源电化学储能机械储能2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明11机械储能1)抽水蓄能抽水蓄能为当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的清洁调节电源。与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。抽水蓄能有两种方式：1）纯抽水蓄能：国内主流方式，比如广州抽水蓄能电站、河北丰宁抽水蓄能电站；2）混合式抽水蓄能：在纯抽水蓄能的基础上安装有普通水轮发电机组，可以利用上河道的水流发电。例如，抽水蓄能电站。抽水蓄能电站将储能和电力发电结合为一体，包括水库、水轮机、水泵以及配套输水系统等组成。运作原理具体：由两个不同高度的水库组成，中间由管道连接起来。1)波谷时：消耗电量，电动机将电能转换成机械能。2)波峰时：通过水流发电并网，用电机电泵将水抽到上水库并转化为势能。一旦电力过剩，抽水储能电站立即转至抽水状态。由此从势能转化为机械能，用电机驱动泵将低处的水抽到高处的水库中。目前中国抽水储能技术处于世界一流水平。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，中国已投产抽水蓄能电站主要分布在华东、华北、华中和广东地区；在建抽水蓄能电站总规模55GW，~60%分布在华东和华北地区。根据CNESA,截至2021年底，中国抽水蓄能累计装机达到39.8GW。预计到2030年，装机规模将达到120GW。图19:抽水蓄能运作原理资料来源：CNESA、招银国际环球市场图20:抽水蓄能电站示意图资料来源：中新闻网、招银国际环球市场图21:抽水蓄能行业相关公司资料来源：公司资料、招银国际环球市场产业链环节公司名称股票代码业务浙富控股002266CH主要从事大中型成套水轮发电机组的研发、设计和制造等。东方电气1072HK/600875CH主要从事火力发电设备、水力发电设备、风力发电设备、核能发电设备、燃气发电设备等的研发、制造、销售、服务；电站设计、电站设备成套技术开发、成套设计销售及服务；电力电子与控制、金融、物流、贸易、新能源、工业智能装备。哈尔滨电气1133HK中国国内生产水轮机、水轮发电机、汽轮发电机、交流电机、直流电机以及为水火电机配套用的自动化控制设备的国家重点骨干企业。国电南瑞600406CH国家电网公司系统内的首家上市公司。拥有完善的抽水蓄能机组的成套设备。承担多个智能化水电厂改造。主要产品包括水电厂控制及自动化、发电厂/燃机电厂电气二次系统、流域水电调度一体化、抽水蓄能电站控制及自动化、水利水电工程安全监测、水利水电鱼道生态工程综合管控等等。中国能源建设3996HK中国能源建设集团有限公司是国务院国资委管理的中央企业，是集规划设计、工程承包、装备制造、投资运营为一体的特大型能源建设集团。业务涉足能源电力、水利水务、交通基础设施、市政工程、生态环保和房屋建筑等领域。粤水电002060CH公司曾参与广东惠州抽水蓄能电站、深圳抽水蓄能电站、清远抽水蓄能电站、海南琼中抽水蓄能电站、阳江抽水蓄能电站、肇庆抽水蓄能电站的建设。公司具备抽水蓄能电站上下水库土建、水库库岸防护等工程丰富的施工经验，先进技术，工程质量优良。中国电建601669CH中国电建是抽水蓄能电站建设绝对主力，其中，公司承担国内大中型水电站80%以上的规划设计任务、65%以上的建设任务，占有全球50%以上的大中型水利水电建设市场。其在建的河北丰宁抽水蓄能电站装机容量世界最大，该电站是2022年北京冬奥会重点配套绿色能源重点工程，总装机容量达到360万千瓦。抽水蓄能中游（承担电站主体建设环节）抽水蓄能设备2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明122)飞轮储能飞轮储能技术是一种新兴电能存储技术，透过在低摩擦环境中高速旋转的转子来存储动能。飞轮储能电源系统主要由三部分组成：1)飞轮；2)电机：电动机+发电机；3)轴承：为转子提供低耗损支撑。飞能储能在“充电”时，电动机会发动将飞轮加速，将电能转化为机械能储存。当需要用电时，飞轮转速下降，透过发电机将机械能转化为电能给外部供电。整个飞轮储存装置是在封闭壳体中，提供高真空以减少阻力，保护转子系统运转。飞轮储能具有储能密度较高、能量转换效率高（可达90%）、充放电次数与充放电深度无关、无污染等优点。飞轮系统在电力系统领域（包括可再生能源并网、调频等方向）、轨道交通工具、UPS、航天航空等领域发挥重要作用。随着市场及应用领域的不断扩大，飞轮储能关键技术将向以下几个方面发展：（1）电机及变流器系统将向低成本方向发展；（2）高能量密度转子将向复合材料方向发展；（3）支撑轴承将向磁悬浮及复合轴承方向发展；（4）飞轮储能单机储存能量提升；（5）大容量飞轮储能系统将向模块阵列化方向发展。技术瓶颈方面，对于大容量功率型飞轮储能产品，当飞轮转子的转动惯量和最高转速超过一定数值，就会面临技术及设计上的问题，例如：高强度飞轮转子材料及结构设计制造技术、复合轴承设计制造技术、双向电机设计制造技术、真空状态下的电机及轴承冷却技术等。图22:飞轮储能系统装置资料来源：CNESA、招银国际环球市场图23:飞轮物理储能系统——磁悬浮储能飞轮产品资料来源：中国储能网、微控新能源、招银国际环球市场2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明13图24:飞轮储能系统分类（按产品技术分类）资料来源：CNESA、招银国际环球市场预测国外飞轮储能市场：以美国为首的国外市场起步早，已经步入商业化应用阶段。自20世纪90年代起，多国飞轮储能快速发展，例如美国、日本、法国、英国、德国、韩国、印度等。其中，美国投资最多、规模最大、进展最快。目前产品已应用于电力系统、备用电源、交通工具、航天航空、军工等领域。国外参与飞轮储能主要企业包括：BeaconPower、VYCON、TemporalPower、ActivePower、AmberKinetics、QuantumEnergy。其中，Beaconpower成立于20世纪90年代，业务重点逐渐从UPS转移到电网调频领域。ActivePower和VYCON的业务都主要在UPS领域，其产品用于数据中心、医院、工业（起重机、铁路机车系统等），用作电力备用。目前，国外主流技术采用第三代飞轮储能技术，其采用碳纤维和磁悬浮技术。国内飞轮储能市场：处于起步阶段，目前大部分公司仍在未上市阶段。飞轮研究起步较晚，自90年代开始关键技术基础研究。早期从事飞轮储能技术研发的单位有：北京飞轮储能（柔性）研究所、核工业理化工程研究院、中科院电工研究所、清华大学、华北电力大学、北京航空航天大学等。目前，国内有公司开始运营从事飞轮储能系统的实际应用开发。图25:国内飞轮储能相关上市公司资料来源：公司资料、招银国际环球市场公司名称股票代码飞轮储能项目情况华阳股份600348CH两套600千瓦全磁悬浮飞轮储能系统在华阳集团飞轮储能项目生产基地于2021年8月成功下线，将用于深圳城市轨道交通。国机重装601399CH旗下二重装备成立了二重德阳储能科技有限公司，自2020年开始飞轮储能装置项目上线运行。公司自主研发的100KW、200KW飞轮储能装置，具有储能密度大，效率高成本低，使用寿命长等优势，在国内同行业中处于领先地位。公司具备制造高端锻铸件优势。广大特材688186CH已成功开发了飞轮储能转子产品，已装机运行。苏交科300284CH子公司交科能源已有基于飞轮储能的通用能量回收整套系统，并为飞轮储能数个专利持有方。湘电股份600416CH所属子公司湘电动力有限公司与其他单位联合研制中国首台套1兆瓦飞轮储能装置在青岛地铁3号线万年泉路站完成安装调试并顺利并网应用。产品拥有完全自主知识产权。2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明14图26:国内飞轮储能相关未上市公司资料来源：招银国际环球市场公司名称融资阶段业务投资人泓慧能源B+轮公司致力于完全自主知识产权的大功率真空磁悬浮飞轮储能的研发、生产、销售和服务。泓慧能源汇聚了来自著名高校和科技研究所的航天、电力电子、自动控制和能源领域的专家学者，成功开发了具有完全自主知识产权的大功率磁悬浮飞轮储能技术，应用于半导体生产线、石油钻机、直流电站、数据中心、轨道交通、电网调频、军事、新能源等领域，并实现了磁悬浮飞轮的大规模商业化制造。泓慧能源大功率磁悬浮飞轮系列产品打破了国外垄断，实现了飞轮储能关键技术的自主可控。完成1亿人民币战略融资。公司在2021年收获广大特材以及江西景荟昌等机构亿元战略融资。国投创业、广大控股、皓海产融、协同创新京福投资基金等（最新一轮：2021.10）坎德拉（深圳）新能源科技有限公司B轮公司定位以磁悬浮飞轮储能技术为核心的飞轮储能产品设备供应商和储能系统集成商。坎德拉（深圳）新能源科技有限公司是坎德拉集团旗下定位于以磁悬浮飞轮储能技术为核心的飞轮储能产品设备供应商和储能系统集成商，实现飞轮储能全部核心部件（飞轮材料、电机、磁轴承、电机控制器、磁轴承控制器等）100%自主可控。合金汇盈、深圳峰林、沸腾创投、同创伟业、安达资本、六朝投资（最新一轮：2021.4）微控新能源技术有限公司股权投资公司掌握了全球领先的全磁悬浮轴承及控制技术、飞轮材料及工艺技术、高速电机技术、大功率电力电子变换、安全防护等核心技术，拥有国内/国际发明专利四十余项。微控公司是辽宁省主动磁悬浮技术应用工程研究中心依托单位，承担了辽宁省、深圳市重大科技专项研发项目，我国飞轮储能标准制定企业。2022年2月28日获一笔来自交投润达的股权融资。交投润达（2022.2）贝肯新能源从事先进储能技术的全球化高新技术企业，致力于提供成熟可靠的超大功率飞轮储能电网调节技术。贝肯新能源瞄准世界科学前沿，2018年全资收购了世界领先的加拿大TemporalPower飞轮储能技术公司，并与华北电力大学共同成立创新联合体“先进飞轮储能技术研究中心”。公司科技研发实力雄厚，与全球多位著名飞轮储能专家保持密切合作。盾石磁能股权投资GTR飞轮储能装置在城市轨道交通应用项目在轨道交通领域达到国际先进水平。公司具有高速磁悬浮电机及控制核心技术，消化吸收欧洲较大铀浓缩公司Urenco的技术，具有高速磁悬浮电机及控制核心技术，与国内中科院电工所、华中科技大学、上海交通大学等单位合作开发，专门用于轨道交通的GTR333型符合永磁碳纤维转子飞轮成功用于洛杉矶地铁、北京地铁。衡安达（2021.7）中核汇能有限公司战略投资中核汇能是一家新能源开发运营商，专注于新能源产业开发建设及运营，主要涉及风电、光伏、地热、氢能等可再生能源服务。中信证券、浙能电力、中国人寿、国家军民融合产业投资基金、中核产业基金、川投能源等（2022.5）恩斯特一家同时掌握电磁悬浮和超导磁悬浮飞轮储能技术，装备制造及系统方案提供商。团队掌握各核心部件（飞轮材料、电机、磁轴承、电机控制器、磁轴承控制器等）全链条自主知识产权。实现飞轮储能关键技术的自主可控。是国内拥有秒级、分钟级、小时级全应用场景飞轮储能系统解决方案的高科技新创企业。2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明153)压缩空气储能压缩空气储能技术（CAES）被认为是目前最具发展潜力的大规模电储能技术之一。传统的压缩空气储能是基于燃气轮机开发的储能技术。压缩空气储能的优点是工作时间和寿命长（~40-50年）、效率良好、场地限制少、经济性能好、安全性能高等。工作原理是：在用电低谷期，把过剩或非峰值电能用于压缩空气，将空气压缩至高压存到储气室中以备后用，驱动电能转化为空气内能储存起来。当需要用电时，高压空气从储气室释放进入燃烧室，利用燃料燃烧加热升温后，驱动燃气透平发电。图27:压缩空气储能运作原理资料来源：招银国际环球市场图28:压缩空气储能系统零部件及其功能作用资料来源：佳电股份、招银国际环球市场压缩空气储能整体产业规模仍较小。据CNESA统计，截至2021年底，压缩空气储能在全球新型储能装机规模中的占比为2.3%，在中国,压缩空气占中国新型储能累计装机占比为3.2%。2021年7月23日，发改委和能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确提出要实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。2021年10月，中共中央和国务院印发的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确提出，加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。在政策支持下，国内已经建成多个示范项目。从2021年6月起至今，中国共有11个压缩空气储能项目相继签约、并网等，累计总规模3.5GW。零部件作用压缩机将空气压缩，将电能转化为空气内能冷却机存入压力容器前空气的冷却，防治空气部分转化成热能在压力容器中压力减少压力容器储存冷却后的空气，密封程度要求高回热器当需要用电时，需要将空气释放且重新加热，就需要燃烧室将温度提高到1000℃左右涡轮机空气升温后通过涡轮机降压使得内能转化为动能发电机发电2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明16图29:近年国内压缩空气储能项目（从2021年6月起至今）资料来源：北极星储能网、招银国际环球市场图30:压缩空气储能相关上市公司资料来源：公司资料、招银国际环球市场地点项目规模参与单位进度甘肃宁县100MW/400MWh大唐中宁能源开发有限公司招标山东兰陵100MW/600MWh国华投资山东公司招标湖北应城300MW中能建数字科技集团有限公司国王湖北综合能源服务有限公司立项江西瑞昌1000MW/6000MWh葛洲坝能源重工有限公司签约山东泰安2300MW/6300MW中能建数字科技集团有限公司鲁银投资签约辽宁朝阳300MW中能建数字科技有限公司签约河北张北县100MW中储国能技术有限公司并网南京400MW苏盐集团、中科院工程热物理研究所、中储国能技术有限公司签约贵州毕节10MW中国科学院工程热物理研究所并网河北黄骅200MW/1600MWh中国华电集团河北华瑞能源集团有限公司投资河南叶县100MW/800MWh平顶山晟光储能有限公司中国机械设备工程股份有限公司签约公司名称股票代码压缩空气储能项目情况佳电股份000922CH公司金坛项目采用非补燃式压缩空气储能技术：利用水溶采盐后形成的巨大腔穴，在电网低谷时将空气压缩到盐穴中，用电高峰时再释放压缩空气发电，从而实现削峰填谷。陕鼓动力601369CH公司的透平设备产品可应用于压缩空气储能领域的压缩储能环节及膨胀释能环节。金通灵300091CH在压缩空气储能项目的合作研发中承接空气膨胀机产品的结构设计和工艺以及生产制造。赣能股份000899CH公司控股子公司江西昱辰智慧能源有限公司主要从事新能源、分布式能源建设与运营、非居民用水、电、压缩空气、热、冷等综合能源项目开发、合同能源管理、能源方案策划及其他综合能源服务等业务。设研院300732CH具备单井循环浅层地热能技术、地下空间压缩空气储能技术、地下空间二氧化碳封存技术、地下空间抽水蓄能技术、煤矿能源综合管理技术、瓦斯抽采及发电技术、智能充电桩应用技术等。2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明17电化学储能电化学储能主要通过电池内部不同材料间的可逆电化学反应实现电能与化学能的相互转化，通过电池完成能量储存、释放与管理。电化学储能技术成熟，不受地域限制，适合大规模应用和批量化生产，产业化应用前景好。电化学储能在电网调峰调频中应用广泛，运行控制简单，可以实现无人操作。电化学储能系统主要由五个部分组成：1）电池组、2）电池管理系统（BMS）、3）能量管理系统（EMS）、4）储能变流器（PCS）以及5）其他电气设备。图31:电化学储能系统结构示意图资料来源：派能科技、招银国际环球市场图32:电化学储能产业链资料来源：派能科技、招银国际环球市场1)锂离子电池：正处于爆发期根据GGII统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，其中电力储能电池出货量29GWh，同比增长339%。其中，铁锂电池是当前应用最成熟的电化学储能，经济性不断提高。据CNESA统计，2021年全球储能电池出货量排名前十位的储能技术提供商分别为：宁德时代(300750CH)、鹏辉能源(300438CH)、比亚迪(1211HK/002594CH,招银国际汽车团队覆盖)、亿纬锂能(300014CH)、派能科技(688063CH)、国轩高科(002074CH)、海基新能源(未上市)、中创新航(即将上市)、南都电源(300068CH)和中天科技(600522CH)。2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明182)钠离子电池：多家公司布局，正处于加紧研发阶段钠离子电池是一种充电电池，主要依靠钠离子在正极和负极之间移动来运作，原理与锂离子电池相似。钠离子电池的性能优异，在安全性、材料资源可得性、寿命、投资成本等方面均表现良好。规模化应用后成本有望低于铁锂电池。钠离子电池商业化在即。其中，中科海钠于2021年投运全球首套1MWh钠离子电池储能系统；宁德时代已启动钠离子电池产业化布局，预计2023年将形成基本产业链。相关公司：宁德时代、中科海钠（未上市）、华阳股份(600348CH)。3)钒液流电池钒液流电池是一种活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池。该等技术被国家发改委、国家能源局认定为十三五期间重点发展并进行应用推广的重点技术之一。目前液流电池相较于锂离子电池、铅碳电池成本较高，但优势是循环寿命长、环保、储能容量大且易于扩展等。行业当前处于由示范阶段转向商业化过程中。相关公司：大连融科(未上市)、北京普能(未上市)、上海电气储能科技(完成Pre-A轮融资)。4)铅炭电池铅碳电池是一种电容型铅酸电池，为由传统的铅酸电池演进出来的技术。铅炭电池同时具有铅酸电池和电容器的特点，拥有非常好的充放电性能，电池寿命得以延长。铅炭电池生产商通过提升循环次数和倍率性能最终降低储能成本。相关公司：双登集团(未上市)。图33:中国储能技术提供商2021年国内新增投运装机量资料来源：CNESA、招银国际环球市场图34:中国储能技术提供商2021年全球储能电池出货量资料来源：CNESA、招银国际环球市场图35:中国储能系统集成商2021年国内储能系统出货量资料来源：CNESA、招银国际环球市场图36:中国储能系统集成商2021年海外储能系统出货量资料来源：CNESA、招银国际环球市场2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明19储能变流器储能变流器（PCS）是储能装置和电网中间的关键器件，用作控制蓄电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电。PCS由DC/AC双向变流器、控制单元等构成。PCS控制器通过通讯接收后台控制指令，根据功率指令的符号及大小控制变流器对电池进行充电或放电，实现对电网有功功率及无功功率的调节。储能变流器目前主要应用在发电侧、电网侧、用户侧和微电网四大领域，其中发电侧受益于新能源产业发展带动，是推动储能市场的主要动力。图37:储能变流器产业链资料来源：招银国际环球市场图38:中国储能PCS提供商2021年国内新增装机量资料来源：CNESA、招银国际环球市场图39:中国储能PCS提供商2021年全球PCS出货量资料来源：CNESA、招银国际环球市场2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明20图40:电化学储能相关公司资料来源：招银国际环球市场储能变流器(PCS)电池管理系统(BMS)电池正极材料负极材料隔膜电解液锂矿结构件阳光电源300274CH科华数据002335CH中天科技600522CH派能科技688063CH科士达002518CH国电南瑞600406CH许继电气000400CH智光电气002169CH上能电气300827CH盛弘股份300693CH信义储电8328HK易事特300376CH固德威688390CH锦浪科技300763CH德业股份605117CH禾望电气603063CH华自科技300490CH星云股份300648CH比亚迪1211HK/002594CH宁德时代300750CH国轩高科002074CH亿纬锂能300014CH鹏辉能源300438CH南都电源300068CH欣旺达300207CH孚能科技688567CH容白科技688005CH振华科技000733CH杉杉股份600884CH璞泰来603659CH中科电气300035CH方大碳素600516CH星源材质300568CH恩捷股份002812CH沧州明珠002108CH中材科技002080CH明冠新材688560CH天赐材料002709CH瑞泰新材301238CH新宙邦300037CH石大胜华603026CH多氟多002407CH西藏矿业000762CH天齐锂业002466CH赣锋锂业1772HK/002460CH雅化集团002497CH华友钴业603799CH格林美002340CH德方纳米300769CH华阳股份600348CH攀钢钒钛000629CH英维克002837CH科达利002850CH电化学储能公司名称股票代码系统集成商2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明21全寿命储能度电成本（LCOS）测算抽水蓄能：1）初始投资成本：抽水蓄能早期的固定设备等投入较多，我们假设初始投资成本为6元人民币/瓦。2）运维成本：抽水蓄能的运维成本在储能技术当中较高，我们假设年度运营成本为初始投资成本的2.5%（0.15元人民币/瓦）。3）系统寿命：抽水蓄能使用寿命长高达50年，转换效率较高（约75%）。4）年循环次数：我们假设抽水蓄能全寿命循环次数为15,000-20,000次。按50年寿命计算，我们假设年循环次数为约400-500次。5）循环效率及放电深度：抽水蓄能循环效率一般为70-80%，我们假设其能效良好，循环效率为80%；此外，我们假设放电深度为98%。根据以上假设，我们测算抽水蓄能LCOS为0.3元人民币/kWh。敏感性分析：根据初始投资成本范围在5.5-6.5元人民币/瓦，以及年循环次数范围在400-600次，抽水蓄能LCOS范围在0.23-0.4元人民币。锂离子电池储能：1）初始投资成本：我们假设为1.5元人民币/瓦（初始投资成本包括能量成本（约占总初始投资成本的45%-50%）、PCS成本、BMS成本、EMS成本，以及其他成本等）。2）运维成本：我们假设锂离子电池运维成本为初始投资成本的4%。锂电池运营成本包括设备更新所需的人工及设备费用。3）系统寿命：不同应用场景的锂离子电池使用寿命大概是5-15年。我们假设锂离子电池储能寿命为9年。4）年循环次数：锂离子电池循环寿命为3,000-6,000次，我们假设循环寿命为4,500，年循环次数为500次。5）循环效率及放电深度：锂离子电池能效范围在85-98%，我们假设储能循环效率为90%；此外，我们假设放电深度为90%。根据以上假设，我们测算锂离子电池储能LCOS为0.64元人民币/kWh。敏感性分析：根据初始投资成本范围在1.3-1.7元人民币/瓦,以及年循环次数范围在500-600次，锂离子电池LCOS范围约在0.53-0.79元人民币。我们相信在技术持续提升下，锂离子电池技术的年循环次数将会增长，各项成本长期将持续下降，未来锂离子电池LCOS有巨大的下降空间。2022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明22图41:抽水蓄能LCOS敏感性分析资料来源：招银国际环球市场预测图42:锂离子电池储能LCOS敏感性分析资料来源：招银国际环球市场预测图43:抽水蓄能VS锂离子电池储能资料来源：招银国际环球市场预测0.29547008655.566.573000.410.450.490.530.574000.310.340.370.400.435000.250.270.300.320.346000.210.230.250.270.297000.180.190.210.230.25年循环次数（次）初始投资成本（元/W）0.64494014811.31.51.724000.600.730.810.891.014500.540.650.720.790.905000.480.580.640.710.815500.440.530.590.640.736000.400.480.540.590.67初始投资成本（元/W)年循环次数（次）抽水蓄能锂离子电池储能初始投资成本（元/瓦）6.01.5寿命（年）509储能循环效率70-80%85-98%循环次数>10000次3000-6000次LCOS(元/KWh）0.23-0.40.53-0.792022年6月27日敬请参阅尾页之免责声明23免责声明及披露分析员声明负责撰写本报告的全部或部分内容之分析员，就本报告所提及的证券及其发行人做出以下声明：（1）发表于本报告的观点准确地反映有关于他们个人对所提及的证券及其发行人的观点；（2）他们的薪酬在过往、现在和将来与发表在报告上的观点并无直接或间接关系。此外，分析员确认，无论是他们本人还是他们的关联人士（按香港证券及期货事务监察委员会操作守则的相关定义）（1）并没有在发表研究报告30日前处置或买卖该等证券；（2）不会在发表报告3个工作日内处置或买卖本报告中提及的该等证券；（3）没有在有关香港上市公司内任职高级人员；（4）并没有持有有关证券的任何权益。招银国际环球市场或其他关联机构曾在过去12个月内与报告内所提及发行人有投资银行业务的关系招银国际环球市场投资评级买入:股价于未来12个月的潜在涨幅超过15%持有:股价于未来12个月的潜在变幅在-10%至+15%之间卖出:股价于未来12个月的潜在跌幅超过10%未评级:招银国际环球市场并未给予投资评级招银国际环球市场行业投资评级优于大市:行业股价于未来12个月预期表现跑赢大市指标同步大市:行业股价于未来12个月预期表现与大市指标相若落后大市:行业股价于未来12个月预期表现跑输大市指标招银国际环球市场有限公司地址:香港中环花园道3号冠君大厦45楼电话:(852)39000888传真:(852)39000800招银国际环球市场有限公司(“招银国际环球市场”)为招银国际金融有限公司之全资附属公司(招银国际金融有限公司为招商银行之全资附属公司)重要披露本报告内所提及的任何投资都可能涉及相当大的风险。报告所载数据可能不适合所有投资者。招银国际环球市场不提供任何针对个人的投资建议。本报告没有把任何人的投资目标、财务状况和特殊需求考虑进去。而过去的表现亦不代表未来的表现，实际情况可能和报告中所载的大不相同。本报告中所提及的投资价值或回报存在不确定性及难以保证，并可能会受目标资产表现以及其他市场因素影响。招银国际环球市场建议投资者应该独立评估投资和策略，并鼓励投资者咨询专业财务顾问以便作出投资决定。本报告包含的任何信息由招银国际环球市场编写，仅为本公司及其关联机构的特定客户和其他专业人士提供的参考数据。报告中的信息或所表达的意见皆不可作为或被视为证券出售要约或证券买卖的邀请，亦不构成任何投资、法律、会计或税务方面的最终操作建议，本公司及其雇员不就报告中的内容对最终操作建议作出任何担保。我们不对因依赖本报告所载资料采取任何行动而引致之任何直接或间接的错误、疏忽、违约、不谨慎或各类损失或损害承担任何的法律责任。任何使用本报告信息所作的投资决定完全由投资者自己承担风险。本报告基于我们认为可靠且已经公开的信息，我们力求但不担保这些信息的准确性、有效性和完整性。本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，可能会随时调整，且不承诺作出任何相关变更的通知。本公司可发布其它与本报告所载资料及/或结论不一致的报告。这些报告均反映报告编写时不同的假设、观点及分析方法。客户应该小心注意本报告中所提及的前瞻性预测和实际情况可能有显着区别，唯我们已合理、谨慎地确保预测所用的假设基础是公平、合理。招银国际环球市场可能采取与报告中建议及/或观点不一致的立场或投资决定。本公司或其附属关联机构可能持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并不时自行及/或代表其客户进行交易或持有该等证券的权益，还可能与这些公司具有其他投资银行相关业务联系。因此，投资者应注意本报告可能存在的客观性及利益冲突的情况，本公司将不会承担任何责任。本报告版权仅为本公司所有，任何机构或个人于未经本公司书面授权的情况下，不得以任何形式翻版、复制、转售、转发及或向特定读者以外的人士传阅，否则有可能触犯相关证券法规。如需索取更多有关证券的信息，请与我们联络。对于接收此份报告的英国投资者本报告仅提供给符合(I)不时修订之英国2000年金融服务及市场法令2005年(金融推广)令(“金融服务令”)第19(5)条之人士及(II)属金融服务令第49(2)(a)至(d)条(高净值公司或非公司社团等)之机构人士，未经招银国际环球市场书面授权不得提供给其他任何人。对于接收此份报告的美国投资者招银国际环球市场不是在美国的注册经纪交易商。因此，招银国际环球市场不受美国就有关研究报告准备和研究分析员独立性的规则的约束。负责撰写本报告的全部或部分内容之分析员，未在美国金融业监管局（“FINRA”）注册或获得研究分析师的资格。分析员不受旨在确保分析师不受可能影响研究报告可靠性的潜在利益冲突的相关FINRA规则的限制。本报告仅提供给美国1934年证券交易法(经修订)规则15a-6定义的“主要机构投资者”，不得提供给其他任何个人。接收本报告之行为即表明同意接受协议不得将本报告分发或提供给任何其他人。接收本报告的美国收件人如想根据本报告中提供的信息进行任何买卖证券交易，都应仅通过美国注册的经纪交易商来进行交易。对于在新加坡的收件人本报告由CMBI(Singapore)Pte.Limited（CMBISG）（公司注册号201731928D）在新加坡分发。CMBISG是在《财务顾问法案》（新加坡法例第110章）下所界定，并由新加坡金融管理局监管的豁免财务顾问公司。CMBISG可根据《财务顾问条例》第32C条下的安排分发其各自的外国实体，附属机构或其他外国研究机构篇制的报告。如果报告在新加坡分发给非《证券与期货法案》（新加坡法例第289章）所定义的认可投资者，专家投资者或机构投资者，则CMBISG仅会在法律要求的范围内对这些人士就报告内容承担法律责任。新加坡的收件人应致电（+6563504400）联系CMBISG，以了解由本报告引起或与之相关的事宜。