东方证券股份有限公司经相关主管机关核准具备证券投资咨询业务资格，据此开展发布证券研究报告业务。东方证券股份有限公司及其关联机构在法律许可的范围内正在或将要与本研究报告所分析的企业发展业务关系。因此，投资者应当考虑到本公司可能存在对报告的客观性产生影响的利益冲突，不应视本证券研究报告为作出投资决策的唯一因素。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。深度报告【行业·证券研究报告】电力设备及新能源行业储能市场加速开启，商业模式未来可期——储能行业专题报告1核心观点⚫发展储能是风光加速渗透的必由之路，锂电储能综合性能出色。新能源装机规模迅速增长，未来将会成为我国能源结构中的主力，而风电、光伏的波动性和季节性对电网的安全性造成冲击，新能源+储能是可行的解决方案。电化学储能，尤其是锂电储能技术因其广泛的应用场景、出色的综合性能，在规模效应驱动的降本下有望迎来快速扩容和发展阶段。近期国家出台了系列政策，推动新型储能市场化发展，优化分时电价结构，进一步催化行业发展。⚫多种应用场景下，都已接近储能经济性临界点。储能应用场景可以概括为用电侧、发电侧、电网侧。在用电侧，家庭用户通过光储结合，可以自发自用，降低用电费用；工商业用户加装储能系统更可以节省容量电价，并进行峰谷价差套利。在发电侧，储能系统可以减少弃风弃光，降低新能源发电出力的波动性。在电网侧，储能价值体现在电力辅助服务，目前调频已具有经济性，调峰接近临界。⚫行业发展增速明显，市场空间巨大。根据模型测算，2025年全球储能新增装机超过290GWh。用电侧家庭储能迎来快速增长，预计2025年全球家庭储能设备新增装机容量将达到70GWh；预计全球2025年光伏配套工商业储能新增装机容量为55.2GWh。发电侧集中式可再生能源配置储能拉动需求，预计全球2025年集中式可再生能源发电配套储能电站新增装机容量为138GWh，其中光伏配套99GWh，风电配套39GWh。电网侧调频需求带动的全球新增装机容量空间预计为6.9GWh，调峰带动的容量空间为20GWh。⚫储能产业链逐渐成熟，电池和变流器价值量最大。储能产业链围绕电池（PACK）开展，主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游的电池、变流器、管理系统、其他设备和系统集成，下游包括发电侧、电网侧、用电侧的应用场景。其中，电池和变流器在系统占比最高，占比超过60%，动力电池企业、光伏逆变器企业及时进行能力迁移，切入储能行业。投资建议与投资标的⚫储能市场具有高成长性和确定性，我们推荐隆基股份、晶澳科技、宁德时代（新能源汽车组覆盖），建议关注逆变器行业阳光电源、科华数据、锦浪科技、固德威，系统集成企业派能科技、盛弘股份，EPC企业永福股份，新能源行业明阳智能，天合光能，电网相关企业南网能源、国电南瑞、国网信通、涪陵电力、许继电气等。风险提示⚫储能需求不及预期⚫储能技术迭代不及预期⚫成本下降不及预期Table_BaseInfo行业评级看好中性看淡(维持)国家/地区中国行业电力设备及新能源行业报告发布日期2021年08月25日行业表现资料来源：WIND、东方证券研究所证券分析师郑华航021-633258886110zhenghuahang@orientsec.com.cn执业证书编号：S0860520100001联系人温晨阳wenchenyang@orientsec.com.cn联系人严东yandong@orientsec.com.cn相关报告新型储能2021H1高增长，行业景气确认：——储能行业周报（2021/08/21）2021-08-21产业链价格持续回升，户用装机保持景气：——电力设备及新能源行业周报（2021/08/21）2021-08-21政策推动自建或购买调峰能力，加快新型储能发展：——储能行业周报（2021/08/14）2021-08-14政策加码，技术迭代，储能发展迎来利好：——储能行业周报（2021/08/08）2021-08-08有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期2目录行业概括：可再生能源拉动需求，锂电储能前景广阔.....................................5发展背景：发展储能是可再生能源加速渗透的必由之路.....................................................5储能技术分类：锂电储能应用场景广泛、综合性能出色.....................................................7储能发展阶段：抽水储能仍超九成，电化学储能快速提升.................................................9储能政策频出，催化行业发展..........................................................................................10储能经济性分析：伴随降本，经济性迎来提升.............................................15用电侧：家庭光储合用、工商业节省容量电价+峰谷价差套利经济性明显........................15发电侧：减少弃风弃光，经济性随系统降本逐渐提升.......................................................21电网侧：调频初具经济性，调峰接近临界........................................................................23调峰：度电成本较高，期待储能降本提高经济性24调频：经济性出现，期待更有盈利性的商业模式27市场空间估算：2025年全球储能新增装机超290GWh.................................30用电侧：家庭储能设备装机量迎快速扩增........................................................................30发电侧：集中式可再生能源储能配比拉动装机需求..........................................................32电网侧：容量空间随储能渗透率提高加速扩张.................................................................33储能产业链：以电池为中心，相关企业切入赛道..........................................36储能电池：性能与动力电池有别，成本有待进一步下降...................................................36储能变流器（PCS）：光伏变流器技术同源，相关厂商切入.............................................37系统集成：中上游企业一体化优势突出，参与者众多.......................................................38投资建议......................................................................................................39风险提示......................................................................................................39有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期3图表目录图1：国内风光累计装机规模（GW）及增速...............................................................................5图2：国内风光累计发电量（亿千瓦时）及增速...........................................................................5图3：用电侧日负荷曲线..............................................................................................................6图4：光伏和风电出力特征曲线....................................................................................................6图5：储能在不同场景的价值.......................................................................................................6图6：储能的分类........................................................................................................................7图7：各储能技术的额定功率与放电时间.....................................................................................9图8：2020年全球投运电力储能项目的累计装机规模................................................................10图9：2020年中国投运电力储能项目的累计装机规模................................................................10图10：全球电化学储能项目的累计装机规模（GW）.................................................................10图11：中国电化学储能项目的累计装机规模（GW）.................................................................10图14：四种情形下家庭1-10年总开支对比图（补贴26%，单位：$）.....................................17图15：四种情形下家庭1-10年总开支对比图（补贴22%，单位：$）.....................................18图16：四种情形下家庭1-10年总开支对比图（无补贴，单位：$）..........................................18图19：2020年全国分省弃风电量及弃风率统计图.....................................................................21图20：2020年全国分省弃光电量及弃光率统计图.....................................................................21图21：电力辅助服务补偿费用构成/亿元....................................................................................23图22：典型储能技术的里程成本对比.........................................................................................24图23：典型储能技术的度电成本对比.........................................................................................24图25：各省调峰补偿报价范围（元/kWh）................................................................................27图26：各省储能调频里程价格（元/MW）.................................................................................29图28：2021-2025全球储能市场新增装机预测（GWh）...........................................................35图29：储能产业链.....................................................................................................................36图30：2020年储能电池系统成本..............................................................................................36图31：2020年中国储能技术提供商排名（国内市场）..............................................................37图32：2020年中国储能变流器提供商排名（国内市场）..........................................................38图33：2020年中国储能变流器提供商排名（海外市场）..........................................................38图34：2020年中国储能系统集成商排名（国内市场）..............................................................39表1：新能源增加电网调节难度（单位：万千瓦）.......................................................................6表2：储能应用场景分类..............................................................................................................7表3：储能技术分类及特点、应用及发展预测..............................................................................7表4：动力电池和储能电池对比....................................................................................................9有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期4表5：国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》................10表6：国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》............................................11表7：国内部分省份储能相关政策..............................................................................................12表8：储能在不同场景下的经济性与市场空间............................................................................14表9：用电侧经济性测算逻辑.....................................................................................................15表10：加州光伏储能设备激励政策汇总表.................................................................................15表11：2020年太平洋煤气电力公司分时电价表（$/kwh）........................................................16表12：2020年北京市大工业销售电价表...................................................................................18表13：降低容量电价经济性测算表............................................................................................19表14：非光伏工商业IRR测算..................................................................................................20表15：各省峰谷价差统计表.......................................................................................................20表16：发电侧经济性测算逻辑...................................................................................................21表17：发电侧经济测算敏感性分析............................................................................................22表18：集中式光伏发电储能配比敏感性分析..............................................................................22表19：电网侧经济性测算逻辑...................................................................................................24表20：各省储能调峰相关政策...................................................................................................25表21：储能度电成本测算模型...................................................................................................26表22：各省储能调频相关政策...................................................................................................27表23：里程成本计算模型..........................................................................................................28表24：山西某电厂储能AGC调频项目经济性测算....................................................................28表25：储能应用场景及市场空间计算逻辑.................................................................................30表26：户用储能装机量..............................................................................................................31表27：工商业储能装机量..........................................................................................................32表28：集中式可再生能源发电配套储能装机量..........................................................................33表29：电网侧调频储能新增装机量............................................................................................33表30：电网侧调峰储能新增装机量............................................................................................34表31：2021-2025年储能市场空间预测（GWh）......................................................................34表32：动力电池企业储能电池进展............................................................................................37有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期5随着碳中和目标的提出，新能源发电作为清洁发电技术得到快速的发展，然而新能源的波动性与电网的安全性矛盾凸显，发展储能成为解决电力能源供需匹配问题的关键。各类储能技术中，电化学储能由于其应用场景限制较少、综合性能出色等特点，成为增长扩容最快的类别。本篇报告从背景介绍和技术比较出发，将储能技术与光伏等新能源发电技术组合起来，分别分析用电侧、发电侧和电网侧的经济性，并给出未来市场空间估算。行业概括：可再生能源拉动需求，锂电储能前景广阔发展背景：发展储能是可再生能源加速渗透的必由之路为了实现双碳目标，新能源发电装机快速增长。2020年9月，习近平主席在第75届联合国大会上提出中国将力争在2030年前实现碳排放达峰、2060年前实现碳中和的目标。为了实现碳中和碳达峰的目标。新能源发电技术受益于其零排放的优势，得到了快速发展。截至2020年末，全国风电、光伏累计装机规模达253.4GW和281.7GW，同比增长24.1%和34.1%；2020年全国光伏、风电新增装机达48.2GW和71.7GW，同比大幅增长60.1%和177.9%。新能源发电方面，2020年光伏、风电发电量占比进一步提高至3.5%和6.3%图1：国内风光累计装机规模（GW）及增速图2：国内风光累计发电量（亿千瓦时）及增速数据来源：国家能源局，东方证券研究所数据来源：国家能源局，东方证券研究所传统的电力系统中，电能输出曲线相对稳定，但用电曲线（需求曲线）在一天之内存在多次的峰谷波动，使得电力系统的供需曲线难以匹配。以火电机组为主体的发电系统，可以通过“了解需求侧、控制发电侧”的基本策略，在预先设置发电出力计划的情况下，日内电压/频率的波动通常控制在±5%以内，实现供需基本匹配。但是，可再生能源发电的引入使得发电侧变得不可控且不稳定。例如：光伏发电高峰集中在白天，无法直接匹配傍晚和夜间用电需求高峰；风电发电高峰在一日内很不稳定，且存在季节性差异等；能源本身还存在地区分布的巨大差异等等。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期6图3：用电侧日负荷曲线图4：光伏和风电出力特征曲线数据来源：城市电网耦合氢储能系统投资决策方法研究，东方证券研究所数据来源:含大规模新能源的现代电力系统动态经济调度研究，东方证券研究所根据国家电网的测算，2035年前，风、光装机规模分别将达到7亿、6.5亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达1.56亿、4.16亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。表1：新能源增加电网调节难度（单位：万千瓦）类别2017年2035年装机容量1小时最大波动日最大波动装机容量1小时最大波动日最大波动风电14244944317970000465015600光伏768818004920650001520041600数据来源：国家电网，东方证券研究所在风电和光电装机量不断提升的大背景下，发展储能技术是解决供需匹配问题、减小风光波动性对电网冲击的必由之路。一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的电网不稳定；此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑；在一定程度上，储能可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。储能可以应用在发电侧、电网侧和用电侧，在不同场景下具有不同的价值和意义。图5：储能在不同场景的价值数据来源：《储能参与电力市场机制：现状与展望》，东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期7储能技术分类：锂电储能应用场景广泛、综合性能出色从能量的角度分类，储能技术主要可以分为热储能、电储能和氢储能几大类，其中电储能包括机械储能、电化学储能和电磁储能，是最常用的储能方式。根据储能时长的不同，可以将储能的应用场景分为容量型、能量型、功率型和备用型。不同的储能技术适用于不同的场景。图6：储能的分类资料来源：储能头条，新材料在线，东方证券研究所表2：储能应用场景分类类型储能时长应用场景储能方式容量型≥4h削峰填谷、离网储能抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢储碳以及各类容量型储能电池(例如钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池等)能量型1-2h复合储能，要求储能系统能够提供调峰调频和紧急备用等多重功能0.5C或1C型磷酸铁锂电池功率型≤30min调频、平滑间歇性功率波动超导储能、飞轮储能、超级电容器和各类功率型电池(例如钛酸锂电池、高电压电池、倍率≥2C型磷酸铁锂电池和三元锂电池)备用型≥15min提供紧急电力铅酸电池、梯级利用电池、飞轮储能等数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，东方证券研究所电磁储能技术应用范围最窄，在实际应用中面临包括高能耗、安全性等一系列问题；抽水蓄能在传统电力系统调频调峰中发挥着重要作用。但抽蓄电站建设需要兼具水能和势能，选址限制较大，可能对生态环境造成潜在的负面影响。此外，抽水蓄能与新能源发电不能很好的适配，需要发展新型储能。综合来看，电化学储能，尤其是锂电储能技术，综合性能出色，应用场景广泛，在规模效应驱动的降本下有望迎来快速扩容和发展阶段。表3：储能技术分类及特点、应用及发展预测技术分类储能方式优点缺点主要应用市场发展预测有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期8机械储能抽水蓄能技术成熟使用寿命长储能容量大选址限制初期投资大能量和功率密度低潜在生态环境破坏电力系统调峰调频作为电力系统安全稳定运行的调节工具，预计2025年总投运装机规模达到65GW压缩空气技术成熟储能容量大泄漏安全问题选址限制电力系统调峰调频、不间断电源系统大规模、低成本应用飞轮储能储能容量大无污染占地面积小技术成熟噪音问题安全问题单位储能成本高不间断电源系统、石油钻井行业、轨道交通领域高效储能器，未来再汽车领域有应用潜力电化学储能锂电池能量和功率密度高能量转化效率高应答时间短造价相对较高电力系统储能电站、航空航天、动力电池车、电子设备、微电网十四五期间进入规模化发展阶段铅酸电池成本低廉技术成熟重金属污染使用寿命短能量和功率密度低维护成本高通信系统、动力电池车、微电网钠硫电池能量和功率密度高能量转化效率高造价相对较高技术尚不成熟不常用液流电池循环次数多能量转换效率高能量密度低配合分布式电源偏远地区为主镍氢电池技术成熟能量和功率密度相对较低成本相对较高动力电池汽车、电子设备电磁储能超级电容器使用寿命长能量转换效率高安全问题有毒和腐蚀性原材料军用、不间断供电、轨道交通超导储能使用寿命长功率密度大能量转换效率高成本高能量密度低制冷耗能高不常用数据来源：Areviewofenergystoragetypes,applicationsandrecentdevelopments，Areviewofavailablemethodsanddevelopmentonenergystorage;technologyupdate，CNESA，东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期9图7：各储能技术的额定功率与放电时间数据来源：ADB2018,HandbookonBatteryEnergyStorageSystem，东方证券研究所从应用上来看，电化学储能设备可以分为消费电池、动力电池和储能电池三大类。其中，消费电池主要用于手机、笔记本电脑、数码相机等消费电子设备；动力电池主要用于动力电池车；储能电池则用于户用、工商业和发电侧的集中式和分布式储能电站。由于应用场景的不同，不同应用类别的储能设备在性能、参数要求、寿命和构件上有所差异。表4：动力电池和储能电池对比动力电池储能电池应用场景电动汽车储能电站能量密度高一般功率密度要求较高，结合安全性考虑一般采用1C左右放电能力的能量型电池容量型应用场景放电倍率≤0.5C；功率型应用场景放电倍率≥2C；两者可配合使用日历寿命5-8年10年左右循环次数2000次5000次电芯磷酸铁锂电池和三元电池磷酸铁锂电池为主BMS架构一层集中式或两层分布式一般采用两层或者三层的模式，规模较大的倾向于三层BMS特点响应速度和SOC估算精度要求高应用被动均衡条件好数据来源：电池中国网，东方证券研究所储能发展阶段：抽水储能仍超九成，电化学储能快速提升截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到191.1GW，同比增长3.4%，电化学储能中锂离子电池的累计装机规模最大为14.2GW；中国已投运的储能项目累计装机规模达到35.6GW，同比增长9.8%，装机规模占全球的18.6%。由于商业化应用较早、与传统电力系统应用场景的深UPS电能质量电网支持和负载转移大功率管理液流电池电池先进铅酸电池超级电容器铅酸电池飞轮高功率超级电容器锂离子电池小时分钟秒有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期10度结合，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都超过90%，但是该比例在逐年下降。与此同时，电化学储能的规模和占比快速提升：2013年到2020年，全球和中国电化学储能累计规模分别从0.7GW和0.1GW增长至14.25GW和3.27GW，CAGR分别为53.8%和64.6%；电化学储能中锂离子电池储能的装机占比在全球和中国分别为92.0%和88.8%，是电化学储能中的绝对主力和发展方向。从累计装机容量上来看，2020年全球电化学储能累计装机容量14.25GW，中国电化学储能累计装机容量3.3GW，目前中国的储能装机容量在全球的占比并不是很高，但中国市场增速明显，2020年增速达42%。图8：2020年全球投运电力储能项目的累计装机规模图9：2020年中国投运电力储能项目的累计装机规模数据来源：CNESA，东方证券研究所数据来源：CNESA，东方证券研究所图10：全球电化学储能项目的累计装机规模（GW）图11：中国电化学储能项目的累计装机规模（GW）数据来源：CNESA，东方证券研究所数据来源：CNESA，东方证券研究所储能政策频出，催化行业发展2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局近日联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件明确指出，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3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展。指导意见是“十四五”时期的第一份储能产业综合性政策文件，从市场化发展、技术进步、市场环境、政策监管等方面做出引导，对行业发展重大利好，预期未来国家会出台一系列政策，破除产业发展中的难题，实现储能的市场化发展。表5：国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》举措内容有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期11鼓励储能多元发展电源侧：布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目；探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施电网侧：在电网末端及偏远地区，建设电网侧储能或风光储电站；围绕重要负荷用户需求，建设一批移动式或固定式储能用户侧：探索储能融合发展新场景。鼓励聚合利用分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式推动技术进步推动储能理论和关键材料、单元、模块、系统中短板技术攻关；强化电化学储能安全技术研究；推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用;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;加快飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范;探索开展储氢、储热及其他创新储能技术的研究和示范应用完善政策机制，营造健康市场环境明确新型储能独立市场主体地位：加快推动储能进入并允许同时参与各类电力市场;鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场;鼓励探索建设共享储能健全新型储能价格机制：建立电网侧独立储能电站容量电价机制；完善峰谷电价政策健全“新能源+储能”项目激励机制：可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜提升建设运行水平完善储能建设运行要求；电网企业应积极优化调度运行机制；明确储能备案并网流程；健全储能技术标准及管理体系数据来源：国家能源局，东方证券研究所电价是电力系统的市场化结果，通过深化电价改革、完善电价形成机制，可进一步推动新能源为主题的新型电力系统建设。2021年7月29日，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，主要内容包括分时电价机制的优化、执行和实施保障等三个方面。这一政策再能源消费、能源生产、能源技术和能源体制方面都具有重要意义，通过优化分时电价机制，引导用户改变用能习惯，提升电网友好性；峰谷电价差更高会推动用电侧储能等分布式灵活资源的发展，储能利用峰谷电价差盈利的空间增大；储能等多种灵活能源加强互动，发展多样的商业模式。表6：国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》要点内容分时电价机制优化从完善峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、健全季节性电价机制三个方面对分时电价机制进行优化上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1；尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%机制执行执行范围扩大到除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的执行工商业电价的电力用户鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量各地要根据当地电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整目录分时电价时段划分、浮动比例实施保障从组织实施、效果评估、宣传引导等三个方面做好工作，确保分时电价机制的平稳实施数据来源：国家发改委，东方证券研究所此外，各省市也都推出了相关政策文件，对储能配置比例和充电小时数有一定要求，对新能源项目配置储能从鼓励到要求配置。截至2021年6月，我国已有25个省份发布文件明确新能源配置储有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期12能，青海、新疆、陕西西安三地区推出了地方性补贴政策。有10个省份公布了储能参与调峰服务的价格文件，鼓励了电网侧储能的发展表7：国内部分省份储能相关政策省份出台时间文件名称主要内容北京市2020/4/9《关于公开征集朝阳区2020年节能专项资金支持项目的通知》专项资金的支持范围主要包括：节能技术改造项目，节能新产品、新技术应用及推广项目，储能技术项目，新能源、可再生能源开发利用及推广项目，合同能源管理项目，清洁生产咨询及中高费项目，循环经济和资源节约项目，建筑节能项目，能源管控平台建设项目2020/8/3《关于组织申报科技创新（储能）试点示范项目的通知》在全市已投产电力储能工程（除抽水蓄能）中组织筛选首批科技创新（储能）试点示范项目陕西2021/6/22《陕西省新型储能建设方案(暂行)(征求意见稿)》陕西省的新型储能建设思路为，以新能源电源侧配置新型储能为发展重点，以“大规模集中共享式储能”为主要发展模式，通过市场化竞争引入专业储能投资运营商提供优质储能服务，满足新能源企业和电网对优质储能的需求2020/12/25《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)》从促进光伏企业做强做优、支持“光伏+”应用、支持光伏储能系统应用等方面进行支持江西2020/10/29《江西省电力辅助服务市场运营规则(试行)》的通知鼓励发电企业配置适当规模的储能设施,实现储能设施与发电机组、电网的协调优化运行。2019/12/30《江西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案(2020-2023)》支持锂电池、钒电池等二次电池在光伏风力等新能源发电配建储能安徽2020/7/28《安徽省电力需求侧管理实施细则(修订版)》通过能源互联网、新能源微电网、充电设施、储能设施、配电网升级改造等建设，提高源网荷储协同调控能力，探索、推广多方共赢的需求响应与可再生能源电力消纳协同模式。2020/7/8《安徽省实施长江三角洲区域一体化发展规划纲要行动计划》建设长三角绿色储能基地,开展风光储一体化等新能源微电网技术研发湖北2020/6/8《关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知》风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产,以满足储能要求。在项目配置中,对接人同一变电站的风储与光伏发电项目优先配置风储项目湖南2020/3/23《关于做好储能项目站址初选工作的通知》28家企业承诺配套新能源项目总计建388.6MW/777.2MWh储能设备，与风电项目同期投广2020/4/8《关于组织申报2020年光伏发电平价上网项目的通知》2020年拟新建平价项目,单个项目规模不超过10万千万,鼓励同步配套建设储能设施新疆2020/5/21《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》在喀什,和田、克州、阿克苏南疆四地州布局不超过350MW光伏储能联合运行试点项目,储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量15%，且额定功率下的储能时长不低于2小时配置西藏2019/8/14《关于申报我区首批光伏储能示范项目的通知》优先支持拉萨、日喀则、昌都已建成光伏电站侧建设储能系统,规模不超过200MW/1GWh。鼓励在阿里地区建设20MW光伏+120MWh储能项目内蒙古2020/3/26《2020年光伏发电项目竟争配置方案》优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%，储能时长在1h以上。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期13河南2020/4/7《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》优先支持配置储能的新增平价风电项目山西2020/12/25《山西省电力中长期交易实施细则》独立储能可参与辅助服务，电力用户拥有储能或参加特定时段需求侧响应而产生的偏差电量由电力用户自行承担。2020/12/25《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则(试行)》包括独立储能、独立用户、用电侧储能、售电公司、辅助服务聚合商、独立辅助服务供应商等多种市场主体，充分挖掘各类调节资源，促进源网荷储深度融合2020/6/2《关于2020年拟新建光伏,电项目的消纳意见》新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%-20%储能,落实消纳协议吉林2020/4/27《吉林省2020年风电和光伏发电形目申报指导方案》大力支持为落户吉林储能、氢能等战略性新兴产业及装备制造业等有带动作用的项目辽宁《辽宁省风电项目建设方案》优先考虑附带储能设施,有利于调峰的项目青海2020/12/25《青海电力现货市场建设方案(征求意见稿)》明确储能企业可作为市场主体参与青海电力现货市场的电力中长期交易。2021/1/18《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》新建新能源项目配置储能比例不低于10%、储能时长2小时以上。并对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。山东2020/6/5《关于2020年拟申报竟价光伏项目意见的函》储能配置规模按项目装机规模20%考虑,储能时间2h，可以与项目本体同步分期建设江西2021/3/19《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》规定了新增光伏发电项目与储能设施配比比例江苏2019/12/9《江苏省分布式发电市场化交易规则(试行)》分布式发电项目采取安装储能设施等手段,提升供电灵活性和稳定性广东2020/9/30《广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划(2021-2025年)》推动电网侧储能布局，推进电源侧火电联合储能和“可再生能源+储能”发电系统建设广西2021/1/7《“两湾”产业融合发展先行试验区(广西·玉林)发展规划(2020—2035年)》以建设70万吨锂电新能源材料一体化产业基地为重点,对接大湾区新能源汽车储能材料产业，围绕储能与新能源汽车等领域需求,重点发展大容量长寿命储能电池正极材料、负极材料等。福建2020/5/21《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行）(2020年修订版)》（征求意见稿)关于参与电力调峰的一些规则2020/7/22《“电动福建”建设三年行动计划(2020-2022年)》推进一批风光储一体化、光储充—体化和储能电站项目建设，大力推动储能商业化应用贵州2020/11/24《关于上报2021年光伏发电项目计划的通知》鼓励风光互补、火光互补、水光互补等联合送出,鼓励区域内多家项目单位多个项目打抱联合送出,提升消纳能力;且在送出消纳受限区域,计划项目需配备10%的储能设施河北2020/9/25《关于推进风电、光伏发电科学有序发展的实施方案(征求意见稿)》为有序推进风电、光伏发电项目建设编制实施方案数据来源：各级政府官网，东方证券研究所在应用场景上，国外机构习惯按照储能系统接入系统的位置分为家用储能、工商业储能和电表前段储能（包括发电侧和电网侧储能）三类；CNESA则将应用场景划分为5类，包括：集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用电侧和电源侧。结合我国的实际情况和后续分析需要，我们采取有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期14目前国内常用的分类方式，把应用场景分为发电侧、电网侧和用电侧三类，储能技术安装在不同的位置有不同的用途或盈利方式。本文将分别研究不同应用场景下储能的经济性与市场空间。表8：储能在不同场景下的经济性与市场空间数据来源：东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期15储能经济性分析：伴随降本，经济性迎来提升用电侧：家庭光储合用、工商业节省容量电价+峰谷价差套利经济性明显用电侧包括家庭用户和工商业用户。对于家庭用户，通过安装光伏和储能设备，可以实现自发自用，错峰用电，收益来自将多发的电量销售给电网的收益，节约的成本为错峰用电节约的峰谷价差。对于光伏工商业用户，经济性体现在通过自发自用节约了购电价格，降低了容量成本。对于非光伏工商业用户，可以利用储能进行峰谷套利。表9：用电侧经济性测算逻辑数据来源：东方证券研究所（1）家庭光储设备经济性分析在家用分布式光伏设备或是光储设备上的应用方面，欧美国家相对较为领先。我们以美国加州为例，对一个典型家庭的装机决策做经济性分析。得天独厚的自然环境、分时电价和设备补贴等一系列因素使得美国加州成为全美光伏发电最繁荣地区。根据SEIA(SolarEnergyIndustriesAssociation)的统计数据，截至2020年第三季度末，加州光伏总装机量为29218.17MW，全州22.27%的电量来自光伏发电，总装机量排名全美第一。按照加州的发展目标，到2045年100%的电力都将由清洁能源供应，到2050年将实现温室气体减排80%（基准年：1990年）的目标。加州对于光伏和储能设备出台了系列激励政策，包括税收优惠、补贴等。表10：加州光伏储能设备激励政策汇总表激励名称激励条款联邦太阳能投资税收抵免（2006至今）FederalSolarInvestmentTaxCredit(ITC)2020年税收抵免26%的太阳能设备总价；2021年退坡至22%，远期10%太阳能系统财产税免除（1981至今）SolarEnergySystemPropertyTaxExclusion房屋配置太阳能系统不会增加财产税自发电激励计划（2001至今）Self-GenerationIncentiveProgram(SGIP)家用储能设备（≤10kW）补贴$200/kWh;大容量储能设备（＞10kW）补贴$350/kWh有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期16单户家庭可负担的太阳能计划（2009至今）Single-FamilyAffordableSolarHousingProgram(SASH)从指定供应商购电的低收入家庭可以获得至高$3000/kW的太阳能设备购置补助本地公用事业公司返现（2012至今）LocalUtilityCompanyRebates安装太阳能设备的现金激励，仅适用于旧金山和萨克拉曼多两地数据来源：SolarReviews,DepartmentofEnergy，东方证券研究所按照上述激励政策中普适的条款（无地区和家庭收入限制的一般性激励政策），户用光伏设施的补助额度为总价的26%，户用储能设施的补助额度为$200/kWh；采用美国最大的住宅类太阳能安装商Sunrun的指导估价，家庭常用的4kW光伏设备总价约为12000美元，所需屋顶空间大约为400平方英尺，约合37.16平方米；储能设备的价格为$400/kWh；按照每人每天用电5kWh计算，一户四口之家的年用电量约为7300kWh。根据美国和加州地区最大的电力和天然气供应商之一太平洋煤气电力公司（PacificGasandElectric）提供的电力分时价格计划，电价按照工作日高峰期（17:00-20:00）、工作日低谷期（其余时段）、周末三种情形分类定价，三类时段在夏季（6月1日-9月30日）和冬季（10月1日-次年5月31日）又适用于不同的定价方案，具体如下表所示。我们认为加州冬季平均温度在10℃以上，供暖需求较小，而夏季有制冷需求，因而夏季用电2500kWh，冬季（除夏季外）用电4800kWh；每日的高峰时段用电量占当日用电总量20%。表11：2020年太平洋煤气电力公司分时电价表（$/kwh）夏季冬季工作日周末工作日周末高峰0.370.270.290.27低谷0.270.27数据来源：PacificGasandElectric，东方证券研究所⚫不安装光伏或储能设备：在这种情形下，家庭所用的全部电能都通过即时向电力供应商购买，2020年总电价为2022美元。结合加州历史电费的变动，按照电费每年上涨5%计算，从2020年开始（含）往后10年的家庭总电价为25429美元。⚫安装光伏设备：在安装光伏设备的情况下，家庭的用电模式是白天通过光伏设备覆盖家庭用电需求，并且将富余的电量售回给电网；夜间即时相电力供应商购电满足用电需求。按照日均有效光能利用时间4.5小时计算，家庭每日可以发电18kWh，其中10kWh自用，8kWh售回电网。根据CaliforniaPublicUtilitiesCommission的规定，回售价格仅为0.04美元/kWh。在这种模式下，计算得到该家庭第一年的总支出（包含光伏系统安装费用和净电费开支，扣除光伏系统安装补贴）为9749美元。全寿命周期10年的总开支为19806美元。⚫安装储能设备：有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期17安装储能设备除了保证家庭供电稳定性，应对突发状况；还可以通过峰谷电价的差距，在谷电价期间为储能设备充电，在峰电价时不从电网购电，从而全年均享受相对更加优惠的谷电价。这种模式下，计算得到安装10kWh储能设备的家庭第一年的总支出（包含储能设备安装费用和电费开支，扣除储能设备安装补贴）为3971美元。全寿命周期10年的总开支为26791美元。⚫安装光伏+储能设备：在这种模式下，家庭不仅可以享受谷电价的相对优惠，还可以具备自发自用和余电回售的能力，是（2）和（3）两种情况的综合。考虑到回售电价低于购买电价，此时家庭选择将余电全部存储自用而不是向电网回售。经过计算，安装4kW光伏设备和10kWh储能设备的家庭第一年的总支出（包含光储设备安装费用和电费开支，扣除光储设备安装补贴）为11077美元。全寿命周期10年的总开支为13359美元。总结分析上述四种情景，仅安装储能设备的曲线相比于未安装设备的家庭始终更高，主要是由于峰谷电价差距不大，这种套利模式的收益无法覆盖初始设备投资金额。当时间线进一步拉长，或者峰谷电价差距增大，或者储能设备价格进一步降低时，这种模式有望为家庭节省开支。仅安装光伏设备的家庭从第8年开始表现出了相比于一般家庭的成本优势，到第十年总计节省15.5%的开支。如果未来电费增长速度高于预期的5%，或者光伏设备成本降低，或者回售电价有所提高，都将增加此种方案的经济性。安装光伏+储能设备家庭的第一年由于固定设备投资的需要开支最大，但是由于自发自用+峰谷套利的模式使得家庭几乎能实现电量自给自足，未来十年间的支出曲线增长非常平缓，从第6年开始已经是四种方案中支出最低的一种路径。长远来看，光+储的组合对家庭来说无疑是最优的选择，十年总节省开支达到47.4%。图12：四种情形下家庭1-10年总开支对比图（补贴26%，单位：$）数据来源：PacificGasandElectric，东方证券研究所考虑到随着装机规模的扩增和设备降本，政策补贴会逐渐退坡：以德国为例，光伏储能政策主要分为三个阶段：1）2000-2009，大规模引进光伏，光伏上网电价基本保持&缓慢下降；2）2009-2011，光伏组件成本和上网电价都快速下降；3）2012之后，基本实现光伏平价，上网电价补贴增加总量上限规定（当装机总量达到52GW时原有的上网电价方案停止）；针对有能力在高峰期提供可调度电力的发电单位（例如加装储能等设备）给予灵活性溢价。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期18考虑到光伏设备的补贴退坡时间线，我们进行敏感性分析，当2021年光伏设备补贴降至22%时，光储组合仍然将从第6年开始取得经济优势；即使在没有补贴的情况下，光储组合的总成本在第7年时为最优。整个生命周期内的结论没有发生变化。图13：四种情形下家庭1-10年总开支对比图（补贴22%，单位：$）图14：四种情形下家庭1-10年总开支对比图（无补贴，单位：$）数据来源：PacificGasandElectric，东方证券研究所数据来源：PacificGasandElectric，东方证券研究所按照上述4kW光伏配比10kWh储能设备的家庭光储组合计算，储能设备EPC总价为4000美元，按照每年运维费用为EPC总价1%，储能设备寿命十年计算，总运维费用为400美元。假设光伏设备年均有效工作时长1400小时，则十年总计发电量为56000kWh。将储能成本平摊至光伏发电的度数，计算得到对应储能设备度电成本为0.079美元/kWh。叠加国内目前分布式光伏发电站0.45元/kWh的度电成本（约合0.069美元/kWh），配备储能设备后的度电成本约为0.15美元/kWh，低于购电价格。（2）光伏工商业经济性分析工商业相比于家庭光储设备应用的差异主要包括以下几个方面：（1）厂房和仓库上较为充足的空间，使得空间不再成为主要限制因素，工商业光储设备在我国已有诸多应用；（2）工厂的生产时段与光伏设备发电高峰大致重合，光伏设备发电以自发自用为主；（3）对大规模用电企业采用两部制电价定价方法，即电费由与容量成比例的固定容量电价和与用电量成比例的可变用电量电价组成。下表是以北京市为例的工商业用电价格组成表。根据以上特点，我们认为光伏工商业光储设备的经济性主要来源于自发自用和降低容量电价。表12：2020年北京市大工业销售电价表电压等级电度电价基本电价尖峰高峰平段低谷最大需量（元/千瓦·月）变压器容量（元/千伏安·月）1-10千伏1.030.940.630.33483220千伏1.020.930.620.33483235千伏1.000.920.610.324832110千伏0.980.890.590.314832220千伏及以上0.950.870.570.294832有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期19数据来源：北京市能源局，东方证券研究所在设备价格方面，按照BNEF对中国储能市场的研究报告，国内磷酸铁锂储能电池组比国际储能市场平均价格低30%。我们在前文家庭侧经济性分析时，调研得到加州的储能设备单价约为$400/kWh，在国内的工商业侧分析，我们采用$280/kWh的单价进行计算，并假设该小规模工商企业装机容量为1MW/1MWh，设备总价约合人民币196万元。对于光伏设备，我们参考爱采购网站上综合排序前五的光伏设备价格，取均价1.2万元/kW。假设小规模工商企业光伏装机容量10kW，设备总价约合人民币12万元。⚫自发自用：由于光伏发电高峰时段通常与工商业生产高峰时段重合，我们考虑一般情况，即安装光伏发电设备即时自发自用的情景。采用北极星电力网统计的10千伏电压等级下的全国工商业用电度电单价均值0.6516元/kWh，按照装机容量10kW，日均有效发电时长4.5h计算，该光伏发电系统每年通过自发自用节省的电费价格为1.07万元，投资回收期约为11年。⚫降低容量电价：以北京市非居民销售电价为例，基本电价按照最大需量48元/千瓦·月计算。对于最大需量为10MW(10000kW)的企业来说，安装储能设备前和安装容量为1MWh的储能设备后的每年基本电价如下表所示。可以看到，通过安装储能设备每年可以节约基本电价57.6万元，投资回收期大约为3.7年。表13：降低容量电价经济性测算表安装前安装后最大需量10MW9MW基本电价480000元/月432000元/月储能设备总价0元196万元每年基本电价576万元518.4万元每年维护费用0元4万元每年节省电价57.6万元每年实际收益53.6万元投资回收期3.7年图1数据来源：东方证券研究所综合上述讨论，工商业的光储设备经济性主要来源是储能设备对降低容量电价的作用。在现有储能设备的成本下，按照每年2%的维修保养成本计算，投资安装1MWh的储能设备仅需要4年左右的时间就可以收回成本。不过考虑到各省的容量电价不同，北京市属于容量电价最高的城市之一，在黑龙江、吉林、辽宁等容量电价相对较低的城市（33元/千瓦·月），同等成本和安装条件下投资回收期将会延长到5.5年左右。但相比于目前储能设备普遍在10年以上的正常使用寿命，工商业储能设备仍然具有明显的经济性。（3）非光伏工商业经济性分析有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期20部分工商业不适宜安装光伏配套储能，可以通过单独配置储能实现峰谷套利。在用电低谷时以较低的电价为储能系统充电，并在用电价格较高的高峰时段放电，节约用电成本。通过测算，我们认为峰谷价差在0.7元/kwh以上时，安装储能进行峰谷套利具有经济性。假设工商业用户配套10MWh储能系统，单位投资成本1.5元/wh，循环寿命5000次，系统放电深度90%，全年运行360天，设备运营14年。考虑项目的融资成本，假设贷款比例70%，贷款利率5%，贷款期限10年。同时考虑税收的影响。当谷时电价为0.25元/kwh，峰时电价为0.95元/kwh，即峰谷价差为0.7元/kwh时，项目资本金IRR为6.64%。随着储能系统投资成本降低和峰谷价差增大，项目IRR提高。表14：非光伏工商业IRR测算数据来源：东方证券研究所表15：各省峰谷价差统计表工商业（0-1kv）大工业（1-10kv）序号省份平段尖峰高峰低谷峰谷价差平段尖峰高峰低谷峰谷价差1北京0.76731.42231.2930.29390.99910.63431.03370.9440.33420.60982天津0.67681.04360.39230.65130.65041.02680.93590.38090.5553河北0.56440.88860.78050.34830.43220.56290.88620.77840.34740.431翼北电网0.53430.84030.73830.33010.40820.53330.83890.7370.32960.40744山西0.53090.76670.31160.45510.5030.73030.29160.43875辽宁0.63790.95690.3190.63790.51960.77940.25980.51966上海0.7110.8250.3960.4290.6931.060.3030.7577江苏0.66641.11410.29870.81540.60681.03470.25890.77588浙江0.69641.20640.90140.37840.5230.62171.03970.85290.35390.4999安徽0.61980.93890.37160.56730.59960.90780.35990.5479有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期2110山东0.62261.03940.92030.32490.59540.60621.01020.89480.31770.577111陕西0.58070.84790.31350.53440.50720.79760.21680.5808榆林0.58470.86710.30240.56470.44620.71470.17770.53712甘肃0.60430.8950.31360.581413青海0.43040.63480.2260.40880.35820.57030.14610.424214宁夏0.48830.67510.30150.37360.39490.54430.24550.298815新疆0.17370.3780.620.1360.48416云南0.41010.43520.65280.21760.435217西藏0.660.680.620.06数据来源：各省政府官网，东方证券研究所；注：新疆（含兵团）发电侧：减少弃风弃光，经济性随系统降本逐渐提升在发电侧，储能设备最主要的用途是集中式可再生能源并网。可再生能源（如风电、光伏发电等）由于自然资源地理分布的不均匀、发电高峰时段与用电高峰时段的不完全重合、以及日内波动和不可预测性等，给电网的供需匹配提出挑战。而储能设备与可再生能源发电设备的配合可以实现出力稳定，最大程度上减少弃风弃光。表16：发电侧经济性测算逻辑数据来源：东方证券研究所根据全国新能源消纳检测预警中心的统计数据，截至2020年底我国风电、光伏的并网装机分别达到2.8和2.5亿千瓦；2020年全年风电、太阳能累计发电量7270亿千瓦时；全年全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率（消纳率）96.5%；弃光电量18.3亿千瓦时，光伏发电利用率（消纳率）98.0%。从分省弃风弃光电量情况分布图中可以看到，部分可再生能源丰富、但是用电需求相对较低的地区（如青海、新疆、西藏等）弃风弃光率显著高于全国平均水平。图15：2020年全国分省弃风电量及弃风率统计图图16：2020年全国分省弃光电量及弃光率统计图有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期22数据来源：全国新能源消纳监测预警中心，东方证券研究所数据来源：全国新能源消纳监测预警中心，东方证券研究所根据国家电网对储能并网的技术要求（GBT36547），储能系统满发有功功率时需要具备最大发出0.33pu无功功率的能力，方可满足功率因数0.95的要求，即此时储能系统的视在功率达到了1.05pu；同时为了充分利用储能的四象限运行能力，要求其在非满发有功功率时，同样具备按照1.05pu视在功率运行控制的能力，这也就意味着储能系统具备最大可发出1.05pu的无功功率的能力（此时储能系统不发有功功率）。假设储能设备度电补贴0.1元、1MWh储能设备总价140万元，储能系统一年工作日280天，计算光伏电站加装储能每年收益和投资回收期。从计算结果可以看到，目前条件下，光伏+储能已经具有一定的经济性。发电侧储能项目的投资回报率提高需要依赖储能成本的降低。因此，我们进一步针对上述变量做敏感性分析，电价在0.3元/kWh以上，设备成本降至100万元/MWh以内，光伏+储能具备明显的经济性。表17：发电侧经济测算敏感性分析电价（横轴）0.30.40.50.60.70.80.911.1设备（纵轴）14012.09.07.26.05.14.54.03.63.313511.58.66.95.84.94.33.83.53.113011.18.36.75.64.84.23.73.33.012510.78.06.45.34.64.03.63.22.912010.27.76.15.14.43.83.43.12.81109.47.05.64.74.03.53.12.82.61008.56.45.14.33.73.22.82.62.3907.75.84.63.83.32.92.62.32.1806.85.14.13.42.92.62.32.01.9数据来源：东方证券研究所按照光伏储能配比10%，储能时长2h计算，5MW的光伏设备配备容量为1MWh的储能设备，储能设备EPC总价为140万元，按照每年运维费用为EPC总价1%，储能设备寿命十年计算，总运维费用为14万元。假设光伏设备年均有效工作时长1400小时，则十年总计发电量为70GWh。将储能成本平摊至光伏发电的度数，计算得到对应储能设备度电成本为0.022元/kWh。叠加国内目前集中式光伏发电站0.3元/kWh的度电成本，配备储能设备后的度电成本约为0.322元/kWh。考虑到未来配比逐步上升的趋势，我们进一步进行敏感性分析，计算不同配比比例和储能时长要求下的度电成本（光伏+储能），结果如下表所示：表18：集中式光伏发电储能配比敏感性分析配比(横轴)10%20%30%40%50%60%70%时长(纵轴)1h0.3110.3220.3330.3440.3550.3660.3772h0.3220.3440.3660.3880.410.4320.4543h0.3330.3660.3990.4320.4650.4980.5314h0.3440.3880.4320.4760.520.5640.608有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期23数据来源：东方证券研究所电网侧：调频初具经济性，调峰接近临界在电网侧，储能设备可以用于提供电力辅助服务。由于电网接入的发电量和用户负荷的用电量具有瞬时特性，电网处于不断的波动变化中，因此，为了保障电力系统的安全稳定运行，需要并网发电厂提供辅助服务。目前，我国的电力辅助服务市场正在逐步完善中。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制。欧美国家电力辅助市场的市场化程度高：以美国最大的区域电力市场运营商PJM为例，调频和备用辅助服务通过竞争投标获得，黑启动等服务则通过签订合同获得；北欧和澳大利亚的电力辅助服务交易同样通过市场竞价和双边谈判等形式达成。相比于欧美等发达国家的实践积累，我国的电力辅助服务市场启动相对较晚，市场化程度低。2006年，国家电力监管委员会印发的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》，正式对电力辅助服务定义，被认为是电力辅助服务市场在我国发展的开端；电力辅助服务市场与电力市场化改革密切相关，2017年，国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，是为了适应电力市场改革新阶段而提出的电力辅助服务市场机制，对电力辅助服务的补偿机制做出了规定。根据国家能源局最新的电力辅助服务有关情况的通报，2019年上半年全国电力服务补偿费用总计130.31亿元。其中，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%；调频补偿费用总额27.01亿元，占比20.73%；备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%；调压补偿费用5.51亿元，占比4.23%；其他补偿费用0.29亿元，占比0.22%。图17：电力辅助服务补偿费用构成/亿元数据来源：国家能源局，东方证券研究所按照国家能源局的通报，2019年上半年我国电力辅助服务补偿费用主要来自于发电机组分摊，总计114.29亿元，占比达到87.71%。其余补偿费用来源主要包括跨省区（网外）辅助服务补偿分摊费用、新机差额资金、考核等其他费用。从补偿费用来源结构中可以看到，目前电力辅助服务市场面临着发电侧“既出钱、又出力”的格局，市场化程度很低。50.0927.0147.415.510.29调峰调频备用调压其他有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期24目前，我国电力辅助服务市场最主要的应用场景是调峰和调频。调频指的是当用负荷发生小幅度波动时，会导致发电机频率增加或减小，发电机组需要通过调速器和AGC调节发电频率，恢复到额定频率50Hz。调峰指更长时间尺度、更大功率范围内调节发电量与用户负荷的匹配。根据时长要求的不同，调频和调峰分别属于功率型储能场景和容量型储能场景。从成本的角度对比，调频和调峰分别适用于里程成本（储能电站总投资/储能电站总调频里程）和度电成本（储能电站总投资/储能电站总处理电量）。储能电站的成本主要包括储能系统成本、功率转换成本、土建成本、运维成本、电站残值和其他成本等类别。根据一些学者的研究结果，锂电储能在调频服务上已经具备经济性，里程成本约为6.34-9.08元/MW；而在调峰服务上，锂电储能的度电成本约为0.62-0.82元/kWh，大约是抽水蓄能的3-4倍，目前经济性竞争力较弱。但是考虑到抽水储能的环境限制，以及锂电储能未来的降本空间，锂电储能在调峰服务上的竞争力仍有很大提升空间。图18：典型储能技术的里程成本对比图19：典型储能技术的度电成本对比数据来源：储能的度电成本和里程成本分析，东方证券研究所数据来源：储能的度电成本和里程成本分析，东方证券研究所表19：电网侧经济性测算逻辑数据来源：东方证券研究所调峰：度电成本较高，期待储能降本提高经济性有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期25我国的电力辅助服务市场采用补偿机制，储能参与电力辅助的收益来自于调峰调频补贴。为应对大规模储能进入市场的需求，各地政府纷纷出台或调整补偿政策标准，一方面规范市场化进程，另一方面降低资金使用的风险。表20：各省储能调峰相关政策省份政策文件储能规模政策内容青海《青海省电力辅助服务市场运营规则》10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。2020年12月，西北能监局发布《青海省电力辅助服务市场运营规则》（征求意见稿），调整了储能参与电网调峰的价格，每度电的补偿价格由0.7元下调至0.5元，电网调用调峰费用计算方式也由之前的充电电量换成放电电量结算。湖南《湖南省电力辅助服务市场交易规则》2020年12月，湖南能监办网站发布《湖南省电力辅助服务市场交易规则》（征求意见稿），与今年5月印发的《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》相比，最大的变化在于下调了火电、抽蓄、储能电站参与深度调峰的报价限额。其中储能参与深度调峰的报价限额，由原来的不超过0.5元/KWh下调至不超过0.2元/KWh。山东《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》储能设施包括独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等可以参与调峰辅助服务，门槛标准暂定为5MW/10MWh。1）根据文件，市场初期，设置火电机组降出力调峰最高上限，储能调峰价格上限按照火电机组降出力调峰价格上限执行为0.15元/KWh。2）若当日发生直调公用火电机组停机调峰，储能设施有偿调峰出清价格按照0.4元/kWh执行。新疆《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》在火电厂、风电场、光伏电站发电上网关口内建设的、充电功率5MW及以上、持续充电2小时及以上的电储能设施1）在火电厂、风电场、光伏电站发电上网关口内建设的、充电功率5MW及以上、持续充电2小时及以上的电储能设施。2）电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时。东北三省《东北电力辅助服务市场运营规则》10MW/40MWh以上1）鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施，10MW/40MWh以上的电储能设施，可参加发电侧调峰辅助服务市场，报价范围为0.4元-1元/KWh。2）用户侧电储能设施充放电量的购售电价按照有关规定执行。在用户侧建设的电储能设施，须在省级及以上电力调度机构能够监控、记录其实时充放电状态的前提下参与辅助服务市场，不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电，否则不予补偿。3）在风电场和光伏电站计量出口内建设的电储能设施，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。4）用户侧储能可与风电、光伏企业协商开展双边交易，市场初期交易价格上下限为0.2、0.1元/kWh。在用户侧建设的电储能设施不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电，否则不予补偿。江苏《江苏电力辅助服务（调峰）市场启停交易补充规则》符合准入条件且充电/放电功率20兆瓦以上、持续时间2小时以上的储能电站，根据《江苏电力辅助服务（调峰）市场启停交易补充规则》，符合准入条件且充电/放电功率20兆瓦以上、持续时间2小时以上的储能电站，可以直接注册调峰辅助服务市场成员。鼓励综合能源服务有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期26可以直接注册调峰辅助服务市场成员。鼓励综合能源服务商汇集储能电站，汇集容量达到充电/放电功率20兆瓦以上、持续时间2小时以上且符合准入条件的，可以注册调峰辅助服务市场成员。商汇集储能电站，汇集容量达到充电/放电功率20兆瓦以上、持续时间2小时以上且符合准入条件的，可以注册调峰辅助服务市场成员。在调峰辅助服务市场注册的储能电站、综合能源服务商，以及除供热最小方式以外的燃煤机组、燃气机组原则上应参与启停调峰市场报价江西《江西省电力辅助服务市场运营规则（试行）》发电侧储能调峰：在发电企业计量关口内建设的储能设施，作为电厂储能设备改善机组调频调峰等发电性能的手段之一，可与机组联合参与调峰辅助服务交易。独立储能调峰：鼓励独立储能设施企业参与电力调峰辅助服务市场。根据火电调峰报价，最低档不超过0.2元/KWh，最高档不超过0.6元/KWh。甘肃《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（2020年修订版）在新能源场站计量出口内建有储能设施的新能源场站称为储能新能源，且电储能设施与新能源场站视为整体，储能充电能力在弃风弃光时优先使用，此部分充电电量视为新能源场站增量电量。在新能源场站或虚拟电厂中的储能设施参与调峰辅助服务交易，申报价格上限0.5元/千瓦时。数据来源：各省政府官网，储能100人，东方证券研究所平准化度电成本（LCOE）衡量了储能设备全生命周期内的平均发电成本，储能度电成本=生命周期内成本的现值/生命周期内放电量现值。根据测算，储能的度电成本约0.74元/kWh，参考现在的调峰补偿政策，仅东北三省的补偿范围高于度电成本。因此，储能用于调峰的经济性有待储能成本进一步下降后逐步显现。LCOE=建设成本−∑资产折旧∗税率(1+贴现率)𝑡𝑛𝑡=1+∑运维成本∗(1−税率)(1+贴现率)𝑡𝑛𝑡=1−固定资产残值(1+贴现率)𝑛∑发电量(1+贴现率)𝑡𝑛𝑡=1表21：储能度电成本测算模型年份01234567初始投资（百万）101.25折旧导致的税费减免现值和（百万）14.514折旧导致的税费减免现值（百万）2.5812.3902.2132.0491.8971.7571.627运维成本现值和（百万）7.907有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期27运维成本现值（百万）1.4061.3021.2061.1161.0340.9570.886固定资产残值现值（百万）8.665放电量现值（MWh）115367年放电量（MWh）24511236382276421891210182014519272年均放电量现值（MWh）22695202651807116091143051269511245LCOS（元/kWh）0.745数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，东方证券研究所图20：各省调峰补偿报价范围（元/kWh）数据来源：各省政府官网，东方证券研究所调频：经济性出现，期待更有盈利性的商业模式电网调频的关键参数之一是调频里程，因此，在考虑储能参与调频服务的经济性时，需要计算里程成本和里程收益。调频里程指一段时间内调频功率范围变化的大小，反映了机组调频的任务量。能够取得补偿的调频为二次调频，由机组跟随AGV指令以平抑电能供需偏差。由于目前我国的电力辅助市场尚不完善，各地对于调频补偿的政策略有差别。表22：各省储能调频相关政策区域政策文件政策内容山东《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》参与AGC调频辅助服务的储能设施不再参与有偿调峰交易竞价。蒙西《蒙西电力市场调频辅助服务交易实施细则（试行）》调频里程申报价格由6-15元/MW调整为2-12元/MW京津唐电网目前没有开展市场化的竞价来决定服务提供者。调度机构依据机组的调节性能，优先选用性能领先的机组，以周为周期，每周五公布下周的调用机组。具体的调用数量，依据市场需求，以及调度习惯决定。浙江《浙江电力现货市场第三次结算试运行工作方案》AGC调频辅助服务在试运行期间，进行了申报、出清试运行，调频容量申报价格上、下限分别建议为10元/兆瓦时和0元/兆瓦时；调频里程上、下限分别建议为15元/兆瓦和0元/兆瓦。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期28甘肃《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（2020年修订版）按每天96个点进行报价（每15分钟一个调节周期），报价范围为0-15元/MW，最小申报单位0.1元/MW，火电厂、水电厂、电储能资源均可参与申报调频里程价格。云南《云南调频辅助服务市场运营规则（试行）》AGC调频市场补偿分为里程补偿与容量补偿两部分，其中未中标、未被调用的发电单元，容量补偿标准为4元/MW，中标、或因电网需求被调用的发电单元，容量补偿标准为5元/MW；里程报价上下限为3元-8元/MW，最小申报单位0.1元/MW。四川《四川自动发电控制辅助服务市场交易细则（试行）》要求综合调节性能指标k大于1的发电单元必须参与申报AGC辅助服务市场，综合调节性能指标k大于2的发电单元必须参与申报全网控制区。申报补偿价格最小单位0.1元/MWh，上限50元/MWh。数据来源：各省政府官网，储能100人，东方证券研究所为了衡量储能参与调频的经济性，需要测算调频的里程成本和里程补偿收益。里程成本指调频储能电站全生命周期内，单位里程的电站投资成本。里程成本由各省政策给出。根据测算，储能参与调频的里程成本为3.848元/MW。表23：里程成本计算模型年份012345初始投资（百万）13.400折旧导致的税费减免现值和（百万）2.110折旧导致的税费减免现值（百万）0.4890.4530.4200.3880.360运维成本现值和（百万）2.675运维成本现值（百万）0.6200.5740.5320.4920.456固定资产残值现值（百万）1.314调频里程现值（MW）3288.183年调频里程（MW）823.547823.547823.547823.547823.547年均调频里程现值（MW）762.543706.058653.758605.331560.492里程成本（元/MW）3.848数据来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，东方证券研究所参考山西省某热电厂的AGC储能调频系统运行情况，该电厂安装9MW/4.78MWh的电网级储能系统设施，由电厂运行实测数据可以看到，电厂机组在安装储能系统后日平均调节深度由200MW上升到1000MW，综合性能指标Kp由1左右提高到均值5。储能调频补偿收益=调节深度（MW）里程价格（元/MW）综合性能指标（Kp）。按照山西省AGC补偿标准7.5元/MW计算，两台机组的日补偿收入达到100057.52=75000元。按照一年工作时间250天计算，年营业收入约为1875万元，扣除里程成本后，相比未安装储能设备营业收入增加1607.6万元每年。该储能项目总投资约为3653万元，在不考虑项目运营的其他成本（包括税金、财务成本、运营维护成本等）的情况下，静态投资回收期为2.27年。表24：山西某电厂储能AGC调频项目经济性测算安装前安装后综合性能指标15有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期29日均调节深度200MW1000MW补贴标准7.5元/MW年运行天数250机组数量2年运行收入75万元1875万元年里程成本192.4万元储能运营年收入1607.6万元数据来源：《火电厂AGC储能调频系统的经济收益研究》，东方证券研究所对比各省电力辅助服务市场的相关政策，各省目前给出的储能调频里程价格已经可以覆盖里程成本，因此，储能调频已经具备经济性，但是储能的里程成本以及补贴标准会影响储能参与调频的经济性，国内储能电站和电力市场仍需要探索更加具备盈利能力的商业模式。图21：各省储能调频里程价格（元/MW）数据来源：各省政府官网，东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期30市场空间估算：2025年全球储能新增装机超290GWh测算市场空间时，分别考虑了发电侧、电网侧和用电侧三类场景，根据安装位置和用途的不同，分别考虑新能源电站配置储能，储能参与调峰、调频，用电侧家庭和工商业的新增储能市场空间。表25：储能应用场景及市场空间计算逻辑数据来源：东方证券研究所用电侧：家庭储能设备装机量迎快速扩增（1）家庭储能设备空间估算根据经济性测算，家庭储能设备搭配光伏是10年期内最具有经济性的一种组合，将能同时得到电力自发自用、峰谷套利和余电回售的经济效益；而单独使用储能设备目前尚不具备经济性（峰谷价差套利无法覆盖储能设备开支，即使是在全球峰谷电价差最高的加州）。所以我们通过光伏设备装机量和储能设备的配比率来估算家庭储能设备空间。根据CPIA统计，2020年全球光伏新增装机130GW。根据IEA的统计数据，其中18%为户用光伏，其中，中国新增户用光伏装机量达到9.0GW，是全球第一大市场；美国新增装机量3GW，仅次于中国；全欧洲新增户用光伏装机量为3.5GW，德国和荷兰是其中最为活跃的两个国家，装机量分别为0.9GW和0.7GW。欧美市场以外，越南由于屋顶光伏的兴起，自2019年以来光伏装机数量也有显著提高。模型假设新增装机容量中户用光伏占比逐步提升，当前储能配比10%，储能配比逐年缓慢提升，预计2025年户用光伏+储能新增装机中储能设备新增装机容量将达到49.01GWh。另一部分空间来自于存量户用光伏装机中加配储能，假设户用光伏存量市场储能渗透率由0.5%逐步提升，预计2025年户用光伏+储能存量装机中储能设备装机容量将达到20.99GWh。2025年，预计整体户用储能容量空间达70GWh有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期31表26：户用储能装机量20202021E2022E2023E2024E2025E光伏新增装机/GW130150225270300330户用光伏占比/%18.0%18.5%19.5%20.5%21.5%22.5%新增户用光伏/GW23.427.843.955.464.574.3新增装机储能配比10%12%15%18%20%22%户用新增储能功率/GW2.343.336.589.9612.9016.34备电时长/h2.002.202.502.803.003.00户用新增储能容量/GWh4.687.3316.4527.9038.7049.01累计户用光伏装机/GW98.65126.40170.28225.63290.13364.38存量户用储能渗透率0.5%0.8%1.0%1.2%1.5%1.8%户用存量储能功率/GW0.491.011.702.714.356.56备电时长/h2.002.202.502.803.003.20户用存量储能容量/GWh0.992.224.267.5813.0620.99户用储能功率空间/GW2.84.38.312.717.322.9户用储能容量空间/GWh5.79.620.735.551.870.0数据来源：IEA，CPIA，东方证券研究所（2）工商业储能设备空间估算工商业储能市场包括光伏工商业和非光伏工商业两类使用场景。其中，光伏工商业储能设备的经济性来源于电力自发自用和节省容量电价。根据IEA的统计数据，2020年全球新增光伏装机量中18%为工商业光伏，其中，欧洲是第一大工商业光伏新增装机市场，新增装机6.2GW，中国新增工商业装机4.7GW，美国2GW。目前，能量型储能设备的放电时长要求一般为1-2小时。由于工商业生产时段高峰期和光伏发电出力高峰期基本重合，我们认为工商业储能备电时长从2小时逐渐提升到2025年3小时。按照当期储能配比5%，远期20%的配比率进行估算，得到全球2025年新增的工商业光伏配套储能装机容量为29.7GWh。存量光伏工商业中，假设储能渗透率逐渐提升，得到全球2025年存量的工商业光伏配套储能装机容量为12.29GWh。此外，部分工商业未安装屋顶光伏，可以通过安装储能实现峰谷价差套利收益，这部分市场容量预计2025年达到55.2GWh。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期32表27：工商业储能装机量20202021E2022E2023E2024E2025E光伏新增装机/GW130150225270300330工商用光伏占比/%18%18%19%20%20%20%新增工商用光伏/GW23.427.042.854.060.066.0储能配比5%6%8%9%10%15%工商业光伏新增储能功率/GW1.171.623.424.866.009.90备电时长/h22.202.502.503.003.00工商业光伏新增储能容量/GWh2.343.568.5512.1518.0029.70累计工商业光伏装机/GW193.40220.40263.15317.15377.15443.15存量工商业光伏储能渗透率0.1%0.2%0.5%0.8%0.9%1.0%工商业光伏存量储能功率/GW0.190.441.322.543.394.43备电时长/h22.202.502.503.003.00工商业存量储能容量/GWh0.390.973.296.3410.1813.29非光伏工商业储能容量/GWh4.004.805.867.329.3712.18同比增速20%22%25%28%30%非光伏工商业储能功率/GW2.002.182.342.933.124.06工商业储能功率空间/GW3.364.247.0810.3312.5218.39工商业新增储能容量/GWh6.79.317.725.837.655.2数据来源：IEA，CPIA，东方证券研究所发电侧：集中式可再生能源储能配比拉动装机需求储能设备对于集中式可再生能源发电站电力消纳有重要意义。全国多地已经发布了优先支持配备储能的可再生能源发电项目政策，部分地区还对储能设备的配比、放电时长做出具体要求：宁夏回族自治区要求十四五期间储能设备容量不低于新能源装机10%、连续储能时长2小时以上；内蒙古自治区要求光伏电站储能容量不低于5％、储能时长在1小时以上；新疆则要求储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置。我们按照风光伏配储能当期配比1%储能时长2小时，远期配比10%储能时长3小时来估算发电侧储能市场空间。根据估算结果，得到全球2025年集中式可再生能源发电配套储能电站新增装机容量为138GWh，其中光伏配套99GWh，风电配套39GWh。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期33表28：集中式可再生能源发电配套储能装机量20202021E2022E2023E2024E2025E光伏新增装机/GW130150225270300330储能配比1.0%1.5%5.0%8.0%10.0%10.0%新增储能功率/GW1.32.2511.2521.63033储能时长/h2222.22.53光伏新增储能容量/GWh2.64.522.547.527599风电新增装机/GW9387.595100120130储能配比1.0%1.2%3.0%5.0%8.0%10.0%新增储能功率/GW0.91.12.95.09.613.0储能时长/h2222.22.53风电新增储能容量/GWh1.92.15.711.024.039.0发电侧新增储能功率/GW2.23.314.126.639.646.0发电侧新增储能容量总计/GWh4.56.628.258.599.0138.0数据来源：IEA，IRENA，CPIA，GWEC，东方证券研究所电网侧：容量空间随储能渗透率提高加速扩张储能在电网侧的价值主要体现在电力辅助服务。调频与负荷波动有关，对于调频中储能的需求，我们考虑调频配套需求与最大负荷的配套比例：根据业内预测，一般调频功率配套需求2~3%，我国目前调频配套需求较低，约1%。目前，储能在电力辅助服务市场的渗透率约为2%，未来随着储能相关政策的促进和电力辅助服务市场的完善，储能的渗透率将逐年快速提升。根据估算结果，全球2025年电网侧调频需求带动的储能需求为6.9GWh。表29：电网侧调频储能新增装机量20202021E2022E2023E2024E2025E中国最大负荷/亿kw10.7611.111.512.112.813.9同比增速2.3%3%4%5%6%8%调频配套需求/%1.00%1.00%1.20%1.30%1.40%1.50%调频容量/GW10.811.113.815.718.020.8储能调频渗透率/%2.0%3.0%5.0%10.0%15.0%20.0%储能调频容量/GW0.20.30.71.62.74.2备电时长/h0.50.50.50.50.50.5中国新增调频储能容量/GWh0.10.20.30.81.32.1全球新增储能功率/GW0.71.12.35.29.013.9全球新增调频储能容量/GWh0.40.61.22.64.56.9数据来源：国家能源局，东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期34对于电网侧调峰，调峰需求与日发电量相关，预期未来调峰配套需求比例增加，储能再调峰中的渗透率逐渐提升。根据估算结果，全球2025年电网侧调峰需求产生的储能需求为20GWh。表30：电网侧调峰储能新增装机量20202021E2022E2023E2024E2025E年发电量/TWh26823.227091.427362.327636.027912.328191.5同比增速1.00%1.00%1.00%1.00%1.00%日发电量/TWh73.574.275.075.776.577.2调峰需求/%1.00%1.30%1.50%1.80%2.00%2.50%储能调峰渗透率/%1.5%1.8%2.0%2.2%2.4%2.6%储能调峰容量/GWh17.422.530.036.750.270.2新增储能调峰容量/GWh6.35.17.56.713.520.0数据来源：BP，东方证券研究所综合以上对于市场空间的估计，我们预计未来五年全球储能时长将会迎来快速扩增阶段，2025年全球储能新增装机容量需求为290.1GWh，未来五年累计新增732GW，五年复合增长率56.2%。主要增长动力来自发电侧的高速增长，五年风光配储复合增长率分别为79.4%和85.6%。表31：2021-2025年储能市场空间预测（GWh）2021E2022E2023E2024E2025E发电侧_光储4.522.547.5275.099发电侧_风储2.15.711.024.039.0电网侧_调频0.61.22.64.56.9电网侧_调峰5.17.56.713.520.0用电侧_家庭9.620.735.551.870.0用电侧_工商业9.317.725.837.655.2总计31.275.3129.2206.3290.1数据来源：东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期35图22：2021-2025全球储能市场新增装机预测（GWh）数据来源：东方证券研究所有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期36储能产业链：以电池为中心，相关企业切入赛道储能产业链围绕电池（PACK）开展，主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游的电池、变流器、管理系统、其他设备和系统集成，下游包括发电侧、电网侧、用电侧的应用场景。储能的产业链逐渐成熟，叠加政策支持，将迎来快速发展期。图23：储能产业链数据来源：东方证券研究所根据BNEF提供的储能系统成本调研数据，储能系统成本以电池为主，零部件主要包括电池、变流系统（PCS）、电池管理系统（BMS）等，此外还包括BOS、系统集成、EPC成本等制造成本。其中电池成本占比约为55%，对储能电站成本影响最大，其次为变流系统及EMS。图24：2020年储能电池系统成本数据来源：BNEF，东方证券研究所储能行业仍处于发展的早期，行业格局尚不确定。电池和PCS是储能产业链中价值链最高、壁垒较高的环节，系统集成有望结合数字化、智能化技术，拓展应用场景，提升产业附加值。储能电池：性能与动力电池有别，成本有待进一步下降有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期37储能电池与动力电池原理相似，但由于应用场景不同，对二者的性能要求不同。动力电池安装在电动车上，需要在安全性和经济性的前提下，提高能量密度和充电速度，有更高的续航和更短的充电时间。储能电池的应用场景需要频繁充放电，因此对循环寿命要求更高。动力电池企业切入储能电池市场。目前国内主要储能技术提供商多为动力电池制造商，将动力电池的生产制造、系统集成经验迁移到储能电池。但仍需要在提高循环寿命，降低成本，提升电池安全性方面继续努力。目前，电化学储能的度电成本较高，难以实现经济性。电池是储能系统中成本占比最高的环节，是降本的主要动力。MIT的一项研究表示，自1991年锂离子电池首次投入商用，该类电池的成本已经下降了97%。电池成本下降速度趋缓，电池的降本方式已经从降低BOM成本转变为提升循环寿命，以降低储能电池的使用成本。图25：2020年中国储能技术提供商排名（国内市场）数据来源：CNESA，东方证券研究所表32：动力电池企业储能电池进展公司进展宁德时代牵头承担的国家重点研发计划“智能电网技术与装备”重点专项“100MWh级新型锂电池规模储能技术开发及应用”，攻克了12000次超长循环寿命、高安全性储能专用电池核心技术，掌握了大规模储能电站的统一调控、电池能量管理等系统集成技术比亚迪8月10日，比亚迪发布了储能产品BYDCube，占地仅16.66平方米储能容量2.8MWh，相较于行业内40尺标准集装储能系统单位面积能量密度提升了超90%，率先支持1300V直流电压，匹配不同品牌的高电压换流器LG中标能源开发商VistraEnergy公司在加利福尼亚州蒙特雷利县开通运营的莫斯兰汀电池储能项目，该项目规模达到1.5GW/6GWh，LG已经为这个电池储能项目提供了4,500多个该公司最新型号TR1300可移动的电池架，电池架中安装了公司生产的JH4高容量电池数据来源：北极星储能网，东方证券研究所储能变流器（PCS）：光伏变流器技术同源，相关厂商切入有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期38储能变流器是将电池系统的直流电转变为可以并网的交流电的装置，也可以将电网的交流电整流为直流电，给储能系统充电。是储能产业链中重要的一个环节。上游包括IGBT元器件、PMIC电源芯片、无源器件，结构件等。储能变流器技术与光伏逆变器同源，因此，国内光伏逆变器厂商纷纷切入储能领域。储能变流器与光伏逆变器需要的零部件高度相似，光伏逆变器厂商具备生产储能变流器的能力。产线切换也比较容易，根据行业经验，光伏逆变器的产线切换到变流器，需要1-2周，主要是生产工艺流程的切换，在PCB板贴片、电阻、电容等相应的流程有所区别。此外，两者的应用场景相似，上游元器件供应商、销售渠道和下游电站开发商及承包商，都可共用。中国逆变器厂商在全球都占据了较大的份额。根据CNESA统计，2020年国内储能变流器供应商前十名累计出货量1.27GW。在工商业级别，参与者主要有阳光电源、华为、上能电器，在户用级别，主要有锦浪科技、固德威、德业。图26：2020年中国储能变流器提供商排名（国内市场）图27：2020年中国储能变流器提供商排名（海外市场）数据来源：CNESA,东方证券研究所数据来源：CNESA,东方证券研究所系统集成：中上游企业一体化优势突出，参与者众多储能系统集成，是厂商运用专业的知识和项目经验，将储能系统的各个组件组合成适用于不同运行场景的整体。涉及到电化学、电力电子、IT、电网调度等多个行业，不同运行场景对系统的需求也有差异，需要根据需求指定合理的电池组、BMS、PCS等设备的选型和安装策略以及系统控制策略设计。因此，需要企业有丰富的项目经验和技术能力。目前，参与储能系统集成的厂商来源广泛，一类是光伏行业企业，如阳光、华为、上能、科华等，目前市场中的项目多为光伏电站配置储能，光伏系统集成商可以将光伏系统的先进技术迁移到储能系统，通过新能源配置储能实现业务拓展。一类是电池企业，包括宁德时代、比亚迪等，电池是储能系统的核心，电池是储能系统降本的关键，电池企业通过前向一体化可以有效降低成本，提高利润率。一类是电力企业，以南瑞、中天、许继为代表，这类企业在传统电厂集成中积累了丰富的经验，了解电网的运行特点，对于有效配置储能系统有优势。还有专注于系统集成的企业，如派能科技、海博思创等。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期39图28：2020年中国储能系统集成商排名（国内市场）数据来源：CNESA,东方证券研究所投资建议为了适应新能源为主体的新型能源结构，配置储能必然的发展趋势，以减少新能源波动性对电网的冲击，是实现碳中和、增加新能源消费量的必由之路。随着一些列支持性政策加速出台，储能的多元化应用场景和商业模式逐步清晰，技术能力优势显现，行业市场空间和经济性迎来增长机会。我们推荐宁德时代(300750，买入)（新能源汽车组覆盖）、隆基股份(601012，买入)、晶澳科技(002459，买入)。建议关注阳光电源(300274，未评级)、科华数据(002335，未评级)、锦浪科技(300763，未评级)、固德威(688390，未评级)、派能科技(688063，未评级)、盛弘股份(300693，未评级)、永福股份(300712，未评级)、明阳智能(601615，未评级)、天合光能(688599，未评级)、南网能源(003035，未评级)、国电南瑞(600406，未评级)、国网信通(600131，未评级)、涪陵电力(600452，未评级)、许继电气(000400，未评级)。风险提示⚫储能需求不及预期。目前储能市场尚未成熟，受政策影响大，补贴退坡、电力辅助市场化发展不及预期等因素将影响储能需求。⚫储能技术迭代不及预期。目前储能技术路线多样，以锂电池储能为主，需要关注技术发展趋势，如钠离子电池、固态电池等的发展，对行业格局有潜在影响。⚫成本下降不及预期。储能系统的经济性依赖于成本进一步降低，若成本下降不及预期，可能影响下游对配置储能的接受度，影响市场空间。依据《有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期40信息披露依据《发布证券研究报告暂行规定》以下条款：发布对具体股票作出明确估值和投资评级的证券研究报告时，公司持有该股票达到相关上市公司已发行股份1%以上的，应当在证券研究报告中向客户披露本公司持有该股票的情况，就本证券研究报告中涉及符合上述条件的股票，向客户披露本公司持有该股票的情况如下：截止本报告发布之日，东证资管仍持有明阳智能(601615)股票达到相关上市公司已发行股份1%以上。提请客户在阅读和使用本研究报告时充分考虑以上披露信息。有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。HeaderTable_TypeTitle电力设备及新能源行业深度报告——储能市场加速开启，商业模式未来可期41Table_Disclaimer分析师申明每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。投资评级和相关定义报告发布日后的12个月内的公司的涨跌幅相对同期的上证指数/深证成指的涨跌幅为基准；公司投资评级的量化标准买入：相对强于市场基准指数收益率15%以上；增持：相对强于市场基准指数收益率5%～15%；中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动；减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级——由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。暂停评级——根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。行业投资评级的量化标准：看好：相对强于市场基准指数收益率5%以上；中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动；看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。HeadertTable_Disclaimer免责声明本证券研究报告（以下简称“本报告”）由东方证券股份有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告的全体接收人应当采取必要措施防止本报告被转发给他人。本报告是基于本公司认为可靠的且目前已公开的信息撰写，本公司力求但不保证该信息的准确性和完整性，客户也不应该认为该信息是准确和完整的。同时，本公司不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的证券研究报告。本公司会适时更新我们的研究，但可能会因某些规定而无法做到。除了一些定期出版的证券研究报告之外，绝大多数证券研究报告是在分析师认为适当的时候不定期地发布。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。过去的表现并不代表未来的表现，未来的回报也无法保证，投资者可能会损失本金。外汇汇率波动有可能对某些投资的价值或价格或来自这一投资的收入产生不良影响。那些涉及期货、期权及其它衍生工具的交易，因其包括重大的市场风险，因此并不适合所有投资者。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告主要以电子版形式分发，间或也会辅以印刷品形式分发，所有报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面协议授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容。不得将报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。经本公司事先书面协议授权刊载或转发的，被授权机构承担相关刊载或者转发责任。不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。提示客户及公众投资者慎重使用未经授权刊载或者转发的本公司证券研究报告，慎重使用公众媒体刊载的证券研究报告。HeadertTable_Address东方证券研究所地址：上海市中山南路318号东方国际金融广场26楼电话：021-63325888传真：021-63326786网址：www.dfzq.com.cn