证券研究报告请务必阅读正文之后的免责条款能源变革，储能同行电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11中信证券研究部核心观点华鹏伟首席电力设备与新能源分析师S1010521010007袁健聪首席新能源汽车分析师S1010517080005林劼电力设备与新能源分析师S1010519040001华夏电力设备与新能源分析师S1010520070003张志强电力设备与新能源分析师S1010521120001新能源大规模接入正在推动整个电力系统从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的变化，预计储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。储能目前主要集中在抽水蓄能和锂离子电池储能两种形式，随着电力系统的改革和电价体系的完善，储能在各个领域经济性逐渐凸显，商业模式逐步完善，预计将迎来快速发展期。▍能源变革进程加速，推动储能行业发展。碳中和的目标实现需要风电、光伏等新能源的大规模建设，新能源发电有效运营需要新型电力系统的支持，新型电力系统正在经历从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的变化，在能源变革时代储能有望成为新型电力系统的第四大基本要素。储能行业的发展也受到多种因素的推动，其中包括大规模可再生能源的接入并网；储能成本尤其是电池成本的不断下降；电力体制改革，包括电价机制的不断完善和辅助服务市场的兴起；储能支持政策持续推动，中央和地方政府出台多项政策支持储能行业的持续发展。能源变革时代，储能行业有望迎来黄金发展期。▍储能形式多样，抽水蓄能和电化学储能发展领先。目前的储能技术方案主要可以分为物理机械储能、电化学储能、电磁储能和光热储能，其中物理储能和化学储能装机量占绝对比重，物理储能最具代表性的是抽水蓄能，化学储能最优代表性的是锂离子电池储能。截至2021年底，在全球储能累积装机中，抽水蓄能装机依然占据主力位置，占比超过90%，主要得益于抽水蓄能较低的成本和满足长时储能的需求；而近些年来，锂离子电池储能系统在新增储能装机中占主要地位，主要得益于逐渐下降的成本和其灵活的调节能力。▍应用场景丰富，储能发展空间广阔。按应用场景，我们可以将储能划分为发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电网侧（电力调峰、调频）、用户侧（自发自用、峰谷价差套利）、辅助服务（5G基站备用、IDC）等多种用途。根据适配电力系统各个环节的需求，相应储能的应用类型和放电需求亦各有不同。综合以上环节的测算、预测结果（详见正文），我们判断2021-2025年全球储能市场有望伴随能源转型与下游电力需求建设节奏，分别释放20.1/32.7/52.5/65.3/93.2GW储能建设需求，综合备电时长下的容量需求预计分别为38.8/68.5/108.1/158.8/235.7GWh，有望带动主要储能技术及相关产业链采购需求迎来爆发式增长。▍商业模式和产业链不断完善。储能系统主要包括电池组、双向变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）及其他电气设备等多个部件构成，其中电池组是储能系统的核心，主要包括磷酸铁锂和三元电池；PCS可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换；EMS负责数据采集、网络监控和能量调度等；BMS主要负责电池的监测、评估、保护及均衡等。电化学储能发展潜力巨大，各领域龙头都纷纷提前布局储能赛道不同环节。在行业需求带动零部件较快增长的情况下，我们认为具有品牌、渠道和核心零部件的系统解决方案提供商将会在未来储能市场中胜出。▍风险因素：新能源装机量不及预期；储能成本下降不及预期；电力辅助服务市场化不及预期。▍投资策略。能源变革时代需要储能同行。目前来看，储能行业的发展以抽水蓄能和锂离子电池为代表的电化学储能为主。抽水蓄能领域，我们重点推荐东方电气、建议关注中国电建、中国能建、哈尔滨电气等；电化学储能领域，我们推荐阳光电源、宁德时代、苏文电能、许继电气等，建议关注科华数据、盛弘股份、英维克、高澜股份等。电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11证券研究报告请务必阅读正文之后的免责条款电力设备及新能源行业评级强于大市（维持）重点公司盈利预测、估值及投资评级简称收盘价（元）EPS（元）PE评级20202021E2022E2023E20202021E2022E2023E阳光电源128.301.342.072.833.7295.762.045.334.5买入锦浪科技206.671.282.273.705.19161.591.055.939.8增持德业股份232.522.243.295.157.54103.870.745.130.8买入宁德时代539.902.404.358.4111.60225.0124.164.246.5买入苏文电能71.501.692.233.114.1242.332.123.017.4买入许继电气24.860.710.850.931.0135.029.226.724.6买入国电南瑞36.760.871.081.251.3842.334.029.426.6买入东方电气20.100.600.750.951.1233.526.821.217.9买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2022年1月7日收盘价电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分目录储能市场发展分析.............................................................................................................1多因素共同推动，储能行业爆发在即................................................................................1储能发展空间广阔，国内新增装机位居前列.....................................................................4抽水蓄能占比最高，电化学储能前景广阔.........................................................................7储能应用场景与空间测算................................................................................................11发电侧：提升新能源并网友好性，加速能源结构转型.....................................................11电网侧及辅助服务：辅助调峰调频，支撑平稳运行........................................................12用户侧：新基建带来新的稳点耗能需求..........................................................................12产业链梳理......................................................................................................................14锂电储能行业..................................................................................................................14抽水蓄能行业..................................................................................................................19风险因素.........................................................................................................................24投资建议.........................................................................................................................24行业观点..........................................................................................................................24投资策略..........................................................................................................................25电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分插图目录图1：储能贯穿于整个新型电力系统.................................................................................1图2：风光发电占比情况...................................................................................................2图3：2016-2021Q3新增风光装机情况............................................................................2图4：风光发电波动性尼斯曲线........................................................................................2图5：锂电池成本推动降价趋势明确.................................................................................4图6：峰谷价差拉大有利于提升储能性价比......................................................................4图7：全球储能累计装机规模............................................................................................5图8：中国储能累计装机规模............................................................................................5图9：2016-2020年全球储能累积装机结构变化..............................................................6图10：2016-2020年全球储能新增装机结构变化............................................................6图11：2017-2020年中国储能累积装机结构变化.............................................................6图12：2018-2020年中国储能新增装机结构变化............................................................6图13：主流储能技术度电成本随发电时间变化................................................................7图14：主流储能技术年发电量随发电时间变化................................................................7图15：抽水蓄能模式示意图.............................................................................................8图16：抽水蓄能装机占比最高..........................................................................................8图17：国内抽水蓄能历史装机量与未来规划....................................................................8图18：全球及国内电化学储能累积装机规模..................................................................10图19：电化学储能中锂电池储能占比.............................................................................10图20：储能系统产业链..................................................................................................14图21：储能系统各部件相互关系....................................................................................15图22：2020年储能系统成本拆分..................................................................................15图23：2020年中国市场储能电池出货量竞争格局.........................................................16图24：2020年中国储能电池海外市场销量....................................................................16图25：储能逆变器市场需求持续快速增长.....................................................................17图26：2020年中国储能逆变器市场销量.......................................................................17图27：抽水蓄能产业链..................................................................................................20电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分表格目录表1：2021年全国部分新能源强制配储政策....................................................................3表2：储能主要技术方案及特点........................................................................................5表3：磷酸铁锂电池、三元电池与钠离子电池性能对比..................................................10表4：2021-2025年新能源发电配套空间测算................................................................11表5：2021-2025年调峰调频配储需求预测....................................................................12表6：2021-2025年5G基站配储需求预测....................................................................13表7：2021-2025年IDC配套储能空间预测...................................................................13表8：储能系统产业链相关公司......................................................................................15表9：2020年中国储能行业电池企业业务情况..............................................................16表10：2020年中国储能行业EMS企业业务情况..........................................................17表11：国内储能温控方案提供商....................................................................................18表12：截至2021年3月国家电网、南方电网抽水蓄能电站在建、在运规模................21表13：截至2021年10月中国电建新签抽水蓄能项目一览...........................................23表14：储能板块重点跟踪公司盈利预测.........................................................................25电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分1▍储能市场发展分析多因素共同推动，储能行业爆发在即电力系统转型在即，储能行业迎来发展。碳中和目标的实现需要风电、光伏等新能源大规模的建设，而新能源发电具有不稳定性、间歇性的问题，提高了电网在输配容量、电频波动控制等方面的要求，有效的运营需要新型电力系统的支持，新型电力系统正在经历从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的变化，储能有望成为新型电力系统的第四大基本要素。新型电力系统在用电侧，将由同步发电机转变为光伏、风电等可再生能源为主；在输配电侧，由单向送电转变为特高压直流、双向输配电系统；在用电侧，由单一用电转变为复合多层次用电。而储能设备贯穿于新型电力系统转型的发电、输配电、用电三个环节，将迎来快速发展的机遇。图1：储能贯穿于整个新型电力系统资料来源：中信证券研究部风电和光伏装机规模持续增长，发展前景广阔。在政策鼓励和成本下降趋势下，过去5年风电和光伏的装机量和发电量持续增长。装机规模上，2016-2020年风电和光伏装机均呈现良好增长态势，其中风电装机年增长保持在18GW，光伏装机年增长保持在25GW，2021前三季度光伏和风电新增装机为16.4GW和25.6GW。发电量上，2016-2020年光伏与风电发电量保持了较快的增长，五年间CAGR分别为37.84%和18.35%，2021前三季度光伏和风电发电量分别为1362.2亿千瓦时和4025.0亿千瓦时，同比增长27.24%和35.44%。能源布局上，“十四五”规划对光伏和风电发展提供了政策保障，在风电光伏竞争力持续强化的情况下，我们预计：国内非化石能源消费占比有望于2025年达21%左右，于2030年达26%左右；2025年全球可再生能源电力在总发电量中比重有望稳步提升至18.5%左右；若按照风电/光伏电量比重分别约8.5%/7%估算，未来5年全球风电光伏年均装机需求有望超100/230GW。电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分2图2：风光发电占比情况（亿千瓦时）资料来源：Wind，中信证券研究部图3：2016-2021Q3新增风光装机情况（万千瓦）资料来源：Wind，中信证券研究部可再生能源发电规模激增，加大储能需求。可再生能源大规模接入，增加发电端出力的波动性，也对电网的承受能力提出挑战，新能源稳定并网需要配备调峰、调频装置，而储能是其中最重要的装置。“鸭子曲线”说明了使用可再生能源的商业发电模式中，受发电时段所限，用电负载和发电量之间存在的落差，随着风电、光伏的快速发展，用电需求和发电产出的时间错位波动性加剧。通过对电池储能系统充放电操作的合理控制，能解决“鸭子曲线”的问题。图4：风光发电波动性尼斯曲线资料来源：中国储能网，北极星太阳能光伏网0%2%4%6%8%020000400006000080000201620172018201920202021Q3发电量光伏发电量风电发电量光电占比风电占比02000400060008000201620172018201920202021Q3新增风电装机新增光伏装机电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分3国内政策积极推动，多地陆续公布储能规划。各地政府对“双碳”目标响应积极，风电、光伏政策及配套储能规划已陆续出台，截至2021年11月，国内多个省市明确了配套储能设备的规格要求，并明确规定配储比例和时长要求。随着“十四五”风光装机容量的扩大，各地的储能保障政策会进一步扩容，推动储能规模的扩张和行业发展。表1：2021年全国部分新能源强制配储政策地区发布时间发文机构文件名称配储比例配储时长风电光伏山东淄博2021/11/4淄博市委办公室、政府办公室《淄博市实施减碳降碳十大行动工作方案》10%湖南2021/10/13湖南省发改委《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》15%5%2广西2021/10/9广西能源局《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》20%15%2内蒙古2021/10/8内蒙古发改委《关于自治区2021年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果》20%-30%15%-30%2江苏2021/9/29江苏省发改委《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》10%2山西2021/9/25山西省能源局《2021年竞争性配置风电、光伏项目评审结果的公示》10%10%-15%浙江义乌2021/9/23浙江义乌发改局《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）》10%2天津2021/8/9天津市发改委《关于天津市2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设方案》15%10%1安徽2021/8/2安徽省能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》1湖北2021/7/26湖北省能源局《湖北省能源局关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》10%10%2辽宁2021/8/5辽宁省发改委《辽宁省新增风电项目建设方案（征求意见稿）》10%河北2021/7/2河北省发改委《关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》15%15%2河南2021/6/21河南省发改委《关于2021年风电、光伏发电项目有关事项的通知》10%-20%10%-20%2甘肃2021/5/28甘肃发改委《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》5%-10%5%-10%2福建2021/5/24福建省发改委《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》10%江西2021/3/19江西省能源局《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》8%-10%1海南2021/3/15海南省发改委《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》10%陕西2021/3/10陕西省能源局《关于促进陕西省可再生能源高质量发展的意见（征求意见稿）》10%-20%10%-20%2山东2021/2/19山东省能源局《2021年全省能源工作指导意见》10%10%青海2021/1/18青海省发改委、科技厅、能源局等《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》10%10%2山西大同2021/1/13大同市人民政府《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》5%5%宁夏2021/1/11宁夏发改委《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%10%2资料来源：各地方发改委官网，中信证券研究部电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分4成本下降推动储能行业发展，电价体系促使储能盈利能力改善。近些年来，储能电池成本不断下降，叠加电价机制逐渐灵活，商业模式逐渐成型。2010-2020年，锂电池组价格稳定下降，10年间CAGR为-19.4%，有效扩大了储能电池的市场应用，推动储能行业发展。此外，近年来电价改革引起峰谷价差拉大，为储能电池创造了套利空间。用户侧峰谷电价差拉大，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。电价改革推动了制度的建设，进一步刺激了对储能电池的需求，改善了储能系统的盈利能力。图5：锂电池成本推动降价趋势明确（$/kWh）资料来源：BNEF，中信证券研究部图6：峰谷价差拉大有利于提升储能性价比（元/KWh）资料来源：Wind，中信证券研究部储能发展空间广阔，国内新增装机位居前列全球储能装机稳定增长，国内储能装机高速增长。2016-2020年全球储能装机增长稳定，增长率维持在2-3.5%区间，2020年装机量达到191.1GW，增长趋势有望长期延续。全球储能保持持续增长主要得益于不同国家政策支持，其中欧美等发达国家或地区都出台了支持储能发展的政策；海外较高的电价水平，尤其是在风电和光伏渗透率不断提升的情况下海外的电价也保持了一定程度的上涨，叠加市场化机制，为储能商业模式的丰富提供了支持。国内储能装机呈现高速增长状态，2016-2020年CAGR达10.02%，其中，除2019年受行业景气度略微下行影响外，其余年份储能装机增长率均维持在8%以上。根据CNESA数据，截至2020年，国内储能装机规模也已达到35.6GW。在“双碳”目标指引下，在风电和光伏装机较快增长的情况下，在政策的鼓励下，在成本不断下降的推动下，储能行业和储能装机有望迎来一个黄金发展期。0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%35.00%40.00%0200400600800100012001400锂电池组价格同比降幅00.40.81.2工商业大工业工商业大工业工商业大工业工商业大工业工商业大工业工商业大工业北京市区北京郊区河北山东山西上海谷峰电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分5图7：全球储能累计装机规模（GW）资料来源：CNESA，中信证券研究部图8：中国储能累计装机规模（GW）资料来源：CNESA，中信证券研究部抽水储能成本占优，电化学储能响应迅速。目前的储能技术方案主要可以分为物理机械储能、电化学储能、电磁储能和光热储能。物理机械储能包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能，其中抽水储能是应用最广泛的储能技术，具备最优越的成本优势，且寿命长，能兼容大规模储能，缺点是启动速度慢；压缩空气储能也是较成熟的技术，但效率较低。电化学储能在近些年发展尤为迅速，其具备启动迅速的优点，但缺点是部分技术成本高，且面临时长的挑战，目前不少电化学储能技术基本成功商业化。光热储能以熔融盐储能为代表，综合效率高，平均成本低，产品质量不稳定，且存在自然损耗等特点。表2：储能主要技术方案及特点储能类型响应时间放电时间综合效率优势缺点技术物理机械储能抽水储能数分钟数小时-数天70-85%高效；技术成熟；大规模储能；成本低；寿命长启动速度慢；受地理环境、土木工程技术制约；建设周期长成熟压缩空气储能数分钟数小时40-50%占地面积小；容量大；成本低效率较低；响应慢；选址受限成熟飞轮储能数秒数秒-数分钟80-90%结构化程度高；场地要求低；运维成本低；能量密度大能量释放时间短；成本高；自放电率高；噪声污染商业化早期电化学储能铅蓄电池数秒数小时60-70%性价比高；可靠性强；技术成熟寿命短；比能量和比功率低；污染严重商业化全钒液流电池数毫秒数小时65-70%安全性高；循环寿命长；能量与功率分开控制能量密度低；运维成本高；系统效率低商业化早期钠硫电池数毫秒数小时65-75%响应速度快；储能秘密度高；规模化应用需要维持300℃高温条件；价格高；存在安全隐患；运维成本高商业化锂离子电池数秒数小时70-80%比功率和比能量高；自放电小；污染小；单体电压高成本较高；一致性差；循环寿命较低商业化电磁储能超级电容数毫秒数秒90-95%极其稳定；超快充放电比能量和比密度低开发期超导储能数毫秒数秒95%以上瞬间响应；极低能量损耗储能时间短；条件苛刻开发期光热储能熔融盐储热数小时90-99%清洁；平均成本低；寿命长高腐蚀性；质量鱼龙混杂；自然损耗商业化资料来源：CNESA，中信证券研究部0.00%0.50%1.00%1.50%2.00%2.50%3.00%3.50%4.00%16016517017518018519019520162017201820192020全球累计装机量同比0.00%2.00%4.00%6.00%8.00%10.00%12.00%14.00%16.00%18.00%20.00%051015202530354020162017201820192020国内累计装机规模同比电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分6抽水蓄能主体地位依旧，电化学储能引流新潮。2016-2020年，从全球储能装机结构看，抽水蓄能占比逐渐下降，但其主体地位不减，仍作为储能技术的绝对主流。即使在占比逐渐下降的情况下，2020年全球储能装机中抽水蓄能仍占比高达90.9%。从新增装机结构看，2018年起电化学储能装机力压抽水蓄能成为新增装机最多的储能技术，随着钠离子电池、锂电池-空气电池等电化学储能技术的深入发展，成本下降、形式灵活多样的特点，意味着电化学储能有更大的市场空间和发展潜力。熔融盐储能在装机中也占据着一定的份额。图9：2016-2020年全球储能累积装机结构变化资料来源：CNESA，中信证券研究部图10：2016-2020年全球储能新增装机结构变化资料来源：CNESA，中信证券研究部国内储能整体情况与全球相似，电化学储能新增装机稍少但增长潜力巨大。从累计装机结构看，抽水蓄能也占据着主体地位，在占比逐渐下降的情况下，2020年占比也高达90.5%。从新增装机结构看，2018年后，虽然电化学储能电池同样占据较大的比例，但不同于全球趋势那般极端，国内新增储能装机中呈现抽水蓄能和电化学储能均势增长的局面。从技术迭代上，国内电化学储能对抽水蓄能份额的占领发生地更为滞后。除此之外，国内其他储能技术，如压缩空气储能、熔融盐储能，其结构占比明显相对国际较少，技术表现上更为单一。图11：2017-2020年中国储能累积装机结构变化资料来源：CNESA，中信证券研究部图12：2018-2020年中国储能新增装机结构变化资料来源：CNESA，中信证券研究部80%85%90%95%100%2017201820192020抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮储能压缩空气储能0%20%40%60%80%100%2017201820192020抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮储能压缩空气储能80%85%90%95%100%2017201820192020抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮储能压缩空气储能0%20%40%60%80%100%2017201820192020抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮储能压缩空气储能电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分7抽水蓄能享有成本优势，锂电池储能和压缩空气储能紧随其后。随发电时间的延长，单位度电成本会显著下降，这使得厂商通常不会采用复合的储能技术。抽水蓄能最为大规模应用的原因之一即为其成本优势，在主流储能技术中，抽水蓄能成本最低。成本接近抽水蓄能的有压缩空气储能和锂离子电池储能，在发电规模足够大时，这两种技术成本能贴合抽水蓄能。其余主流技术成本，无论在小规模储能还是大规模储能，与此三者均有较大差异，他们的成本由低到高依次是液流电池、钠硫电池和铅酸电池，均属于市场占有相对较小的电化学储能形式。图13：主流储能技术度电成本（元/kWh）随发电时间变化资料来源：《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭等），中信证券研究部图14：主流储能技术年发电量（103kWh）随发电时间变化资料来源：《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭等），中信证券研究部抽水蓄能占比最高，电化学储能前景广阔抽水蓄能原理简易，安全可靠。抽水蓄能原理简单，利用生产的电力将水提升至高处蓄水存贮，待到需用电时释放所蓄水，以水力发电的形式重新将势能转化为势能，从而实现电能在不同时间的存储和分配，并具有存储后能量几乎不流失的优点。我国抽水蓄能电站起步较晚，但起点较高，目前已有相当数量电站处于世界先进水平，如高水头的长龙山抽水蓄能机组等业已投运。0102030405060200400600800100012001400160018002000抽水蓄能压缩空气铅酸电池钠硫电池液流电池锂离子电池0510152025200400600800100012001400160018002000抽水蓄能压缩空气铅酸电池钠硫电池液流电池锂离子电池电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分8图15：抽水蓄能模式示意图资料来源：HydroTasmania抽水蓄能占比遥遥领先，未来趋于稳步发展态势。凭借着低成本、易于实施、寿命长、高效等优势，抽水蓄能目前全球和国内装机量遥遥领先，截至2020年，抽水蓄能在全球和国内装机中分别占比90.9%和90.5%，在未来相当长的时间内其领先地位不会动摇。国家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》指出：“到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右”。将抽水蓄能作为主力储能技术推广发展，更能保障抽水蓄能技术的稳固优势。图16：抽水蓄能装机占比最高资料来源：CNESA，中信证券研究部图17：国内抽水蓄能历史装机量与未来规划（GW）资料来源：CNESA，国家能源局，中信证券研究部90.9%6.9%1.7%0.2%0.2%抽水蓄能电化学储能熔融盐储能飞轮储能压缩空气储能0.020.040.060.080.0100.0120.0140.020172018201920202025E2030E电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分9电化学储能开启商业化，料将成为未来主流方向之一。不同于抽水蓄能技术的简洁单一，电化学储能新兴技术路线在不断涌现，多元化发展趋势明确。凭借低成本、便捷性优势，电化学储能技术如锂离子电池和钠硫电池，已经成功商业化应用。虽然存在功率上限和安全性问题，但凭借能量密度、成本等方面，性价比最高的磷酸铁锂成为主要应用技术，而钠电池成本低，循环寿命有待提高，或成为未来技术方向。表1：各类电化学储能电池性能对比性能指标/电池类型铅酸电池锂离子电池（磷酸铁锂）全钒液流电池锌镍液流电池钠硫电池功率上限十兆瓦级兆瓦级百兆瓦级百兆瓦级十兆瓦级能量密度（Wh/kg）30~60130~20015~5075~85100~250循环寿命（次）500~30002500~5000>160002500~50002000~4500服役寿命（年）55>15>155倍率性能0.1~1C0.5~2C功率的1.5倍功率的1.5倍5-10C充放电效率80-90%90-95%65-80%65-80%>90%储能系统效率（%）75-85%85-90%60-70%60-70%>80%自放电（%/月）2~50~1无自放电无自放电-工作温度（℃）充电：0-45℃放电：-20-55℃充电：0-45℃放电：-20-55℃5-40℃20-50℃300-350℃深度充放电能力不能深度充放电适宜15-85%SOC，深度充放电影响寿命0-100%SOC，深度充放电对寿命无影响0-100%SOC，深度充放电对寿命无影响适宜15-85%SOC，深度充放电严重影响寿命，对安全性有影响容量衰减后不可恢复衰减后不可恢复可在线再生可在线再生衰减后不可恢复电池一致性良好较差好好好安全性好，但环境污染严重一般，存在过热爆炸风险，安全性能已有较大突破好比较好，存在溴蒸气泄漏风险中，不可过充电，钠、硫泄露存在安全隐患系统成本（元/kWh）1200-18001500-25004500-60002000-35002000-3000度电成本（元/kWh）0.45-0.70.5-0.90.7-1.00.8-1.20.9-1.2MV级占地（平米/MV）150-200100-150800-1500800-1500150-200资料来源：BNEF，中信证券研究部电化学储能装机高速发展，锂电池占比近90%。2016-2020年电化学储能迎来高速发展，全球装机由1.8GW提升至13.1GW，CAGR高达64.93%；国内装机由0.2GW提升至2.8GW，CAGR高达84.37%。在近几年的新增装机中，电化学储能装机占比稳固，其高速发展的趋势仍在延续。电化学储能中，又以锂电池储能占比最高。2017-2020年，全球/国内电化学储能中锂电池占比分别由75.6%/58.3%提升至90.0%/87%，进一步稳固了电化学储能电池中的领先技术地位。电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分10图18：全球及国内电化学储能累积装机规模（GW）资料来源：CNESA，中信证券研究部图19：电化学储能中锂电池储能占比资料来源：CNESA，中信证券研究部钠电池有望与锂电池形成优势互补。7月29日，宁德时代宣布新一代钠离子电池发布，该款技术有望与锂电池形成优势互补。钠离子电池在原料上并不受限，而锂产量75%在美洲，且近期价格显上行趋势，钠离子电池的使用在成本上具备优势。此外，钠离子电池具备快充性能好、低温性能强等优势，且制作设备与锂离子电池兼容，有利于形成规模量产。预计2023年形成基本产业链，综合降本30-40%，或能成为储能需求的核心驱动。表3：磷酸铁锂电池、三元电池与钠离子电池性能对比钠离子电池（宁德时代）磷酸铁锂电池三元电池能量密度单体能量密度达160Wh/kg，二代提升至200Wh/kg150-220Wh/kg200-300Wh/kg系统集成效率80%，可使用AB系统解决方案<80%70%左右循环次数3000+6000+3000+安全性好好一般快充性能常温下充电15分钟，电量可达80%以上低温性能-20℃拥有90%以上的放电保持率60-70%70%+正极材料克容量较高的普鲁士白材料，对材料体相结构进行电荷重排磷酸铁锂NCM、NCA负极材料具有独特空隙结构的硬碳材料，具有克容量高、易脱嵌、优循环的特性，克容量350mAh/g石墨，克容量350-400mAh/g石墨，克容量350-400mAh/g电解液开发适配电解液六氟磷酸锂为主盐六氟磷酸锂为主盐产业布局预计2023年形成基本产业链成熟成熟制作工艺设备兼容资料来源：BNEF，中信证券研究部0%50%100%150%200%0369121520162017201820192020全球国内全球同比国内同比0%20%40%60%80%100%2017201820192020全球国内电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分11▍储能应用场景与空间测算储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。电力即发即用，以新能源为主体的新型电力系统中“源网荷”波动加剧，以上各环节推进配储，则可以平滑电力波动性，储能可起到系统稳定器的效用。按应用场景，我们可以将储能划分为发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电网侧（电力调峰、调频）、用户侧（自发自用、峰谷价差套利）、辅助服务（5G基站备用、IDC）等多种用途。根据适配电力系统各个环节的需求，相应储能的应用类型和放电需求亦各有不同。发电侧：提升新能源并网友好性，加速能源结构转型风电、光伏等新能源电源具备波动性和间歇性的发电特点，未来立足“双碳”目标的实现和打造以新能源为主体的新型电力系统，则必然面临新增发电能力和电源装机结构向不稳定的新能源持续切换的过程。在此过程中，新能源电源配套储能源建设，是可以有效解决弃风弃光和电源侧稳定可靠性的重要路径。在此基础上，以一定功率比例配套储能，并据相当备电时长满足平滑新能源电源出力曲线的目的，可以有效提升新能源对下游负荷曲线变化的响应能力。根据我们对2021-2025年全球光伏（分布式、集中式）、风电的新增装机规模预测，在相应配储功率比例和储能渗透率假设下，我们预计2021-2025年，光伏发电装机的配套储能需求为7.7/15.5/25.0/36.0/51.5GW，相应备电时长假设下的容量预测为15.4/35.3/62.4/102.6/163.6GWh；相应风电装机预测下，我们预计2021-2025年风电发电带来的配套储能需求为1.7/3.6/6.1/9.2/13.0GW，相应备电时长假设下的容量预测为3.5/7.3/12.2/20.2/32.5GWh。表4：2021-2025年新能源发电配套空间测算预测年份2021E2022E2023E2024E2025E光伏中国装机预测（GW）5080100120140全球装机预测（GW）160220260300350其中：分布式规模预测（GW）96143156180193新增配储比例（%）4.00%6%8%10%12%备电时长（h）22.533.54分布式配储预测（GW）49121823分布式配储容量预测（GWh）821376392集中式规模预测（GW）6477104120158新增配储比例（%）6%9%12%15%18%备电时长（h)2222.22.5集中式配储预测（GW）3.86.912.518.028.4集中式配储容量预测（GWh）7.713.925.039.670.9光伏配储预测（GW）7.715.525.036.051.5光伏配储容量预测（GWh）15.435.362.4102.6163.3风电电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分12预测年份2021E2022E2023E2024E2025E中国装机预测（GW）3550566370全球装机预测（GW）8791102115130新增配储比例（%）2%4%6%8%10%备电时长2222.22.5风电配储预测（GW）1.73.66.19.213.0风电配储容量预测（GWh）3.57.312.220.232.5资料来源：CPIA，中信证券研究部预测电网侧及辅助服务：辅助调峰调频，支撑平稳运行电网侧储能主要提供调峰、调频、备用等辅助服务，以保障电网运行稳定与安全。国家能源局于12月24日正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，系2006年上述文件发布以来的首次修订，主要是为了适应新能源大规模接入和电力市场改革加快发展的需求，也将推动我国电力辅助服务市场加快发展，提高新能源的并网接入能力。由辅助服务带来的配储需求来看，预测存量改造与新增配储需求将有望同步释放。预计2021-2025年，调峰调频配储比例将持续提升，伴随新增发电能力和电力需求的增长，预计调峰调频储能容量需求将有望达到7.5/7.9/11.0/11.2/14.2GWh。表5：2021-2025年调峰调频配储需求预测预测年份2021E2022E2023E2024E2025E截至2020年全球化石能源（煤、油、气）发电累计装机(GW)40004000400040004000辅助服务配套功率比例3%3%4%4%5%辅助服务理论可配套功率(GW)120120160160200配储比例4%6%9%12%15%储能累计需求（GW）4.87.214.419.230.01）存量新增配储需求预测（GW）1.52.47.24.810.8全球化石能源（煤、油、气）发电累计装机(GW)41244256439345324674yoy3%3%3%3%3%全球化石能源（煤、油、气）发电新增装机(GW)124131137140142yoy24%5%4%2%2%新增配储比例（%）3%3%4%4%5%2）增量配储需求预测（GW）3.73.95.55.67.1备电时长（h）22222调频储能需求预测（GWh）7.57.911.011.214.2资料来源：Wind，中信证券研究部预测用户侧：新基建带来新的稳点耗能需求负荷侧储能市场主要围绕新基建带来的新增高耗能场景展开，其中最主要的高保电需求且高耗能场景分别为5G基站与数据中心（IDC）。我们预计2021-2025年，伴随我国及全球5G基站的大规模建设周期逐步落地，有望带动配套储能需求的装机规模为3.0/4.3/5.4/5.9/6.1GW，对应备电时长下的配储容量为11.9/17.3/21.5/23.7/24.3GWh。相应的，根据IDC的建设预期，我们预计2021-2025年IDC数据中心建设有望带来年均约2.5-5GW的储能建设需求，需求较为平稳。综合来看，电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分13预计2021-2025年我国储能建设需求2.5/2.9/3.4/3.8/4.7GW，对应储能容量需求0.6/0.7/1.0/1.1/1.4GWh。表6：2021-2025年5G基站配储需求预测预测年份2021E2022E2023E2024E2025E全球5G基站预测（万座）85120145160160yoy-6%41%21%10%0%中国5G基站（万座）6090110120120其他5G基站（万座）2530354040单站功率（kW）3.53.63.73.73.8配储比例100%100%100%100%100%出力时长（h）44444配储功率（GW）3.04.35.45.96.1配储容量（GWh）11.917.321.523.724.3资料来源：中信证券研究部预测表7：2021-2025年IDC配套储能空间预测预测年份2021E2022E2023E2024E2025EIDC机柜数量预测(千台)50065032505850845111机柜平均功率(kW/台)99101011上架率55%55%55%55%55%配储比例10%11%12%13%15%备电时间(h)0.250.250.30.30.3配储功率（GW）2.52.93.43.84.7配储容量（GWh）0.60.71.01.11.4资料来源：中信证券研究部预测成长空间巨大，需求加速释放。综合以上环节的测算、预测结果，我们判断2021-2025年全球储能市场有望伴随能源转型与下游电力需求建设节奏，分别释放20.1/32.7/52.5/65.3/93.2GW储能建设需求，综合备电时长下的容量需求预计分别为38.8/68.5/108.1/158.8/235.7GWh，有望带动主要储能技术类型及相关产业链采购需求迎来爆发式增长。电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分14▍产业链梳理锂电储能行业储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统。储能系统主要包括电池组、双向变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）及其他电气设备等多个部件构成，其中电池组是储能系统的核心，主要包括磷酸铁锂和三元电池；PCS可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换；EMS负责数据采集、网络监控和能量调度等；BMS主要负责电池的监测、评估、保护及均衡等。电化学储能发展潜力巨大，各领域龙头都纷纷提前布局储能赛道不同环节。图20：储能系统产业链资料来源：Wind，中信证券研究部储能系统中电池是未来成本降低的重点关注环节。在储能系统中，电芯成本占比达到60%，PCS、EMS、BMS成本分别占比20%、10%、5%。因此，电池的成本下降会带动整个储能系统的成本下降。2010-2020年，锂电池组价格从1191美元/kWh下降到137美元/kWh，从而带动整个储能系统的成本下降约80%。根据BNEF数据预计，未来十年储能系统成本有望下降139美元/kWh，其中有93美元/kWh来自电池成本下降，占比达到67%，表明电池环节的极强降本能力。电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分15图21：储能系统各部件相互关系资料来源：派能科技招股说明书，中信证券研究部图22：2020年储能系统成本拆分资料来源：阳光电源，中信证券研究部目前行业玩家包括电池企业、PCS企业、EMS企业、系统基础四类企业。国内方面，1）电池企业：一类是宁德时代、国轩高科、南都电源等动力锂电池企业；另一类是派能科技、圣阳能源等从铅酸电池储能切换到锂电池储能的企业。2）PCS公司：一类是逆变器企业利用同源技术切入到储能PCS环节，如阳光电源、固德威、上能电气等；一类是UPS电源企业，如科华恒盛、科士达等。3）EMS公司：主要以国网系等电力装备提供商为主，例如许继电气等。4）系统公司：一类是全环节整合的企业，例如比亚迪，中天科技、派能科技；另一类是电池或PCS企业延伸到系统环节的时代星云(宁德时代与星云股份合资）、阳光电源等。海外市场，主要是Fluence、Tesla、LG等的系统企业。表8：储能系统产业链相关公司公司电池BMSPCSEMS系统集成简介比亚迪√√√√√储能系统全产业链覆盖，绑定金风科技开发国内市场科陆电子√√√√√利用与LG化学合资企业无锡陆金实现储能产品交付，拥有完善的储能系统集成能力宁德时代√√√√电池成本技术全球领先，国内储能与电网开展深度合作国轩高科√√√√核心开发磷酸铁锂电池，规划将储能业务发展为占公司超30%收入的支柱性产业海博思创√√√√致力于智能电网储能系统的开发应用，已投运储能项目40余个，项目订单累计超过300MWh圣阳股份√√√专注铅酸蓄电池，以储能系统解决方案及铅炭电池的综合优势，多元化满足客户需求派能科技√√√全球家用储能电池系统的龙头企业，深耕海外家庭储能，19年全球出货量市占率第三阳光电源√√√逆变器龙头，国内最大储能系统集成商易事特√√√储能是公司战略板块业务之一，提出了光储一提化解决方案科华恒盛√√√具有储能逆变器、锂电池系统、铅酸电池等产品，提供发电侧、家庭储能体系等方案锦浪科技√连续四年中国储能产业最佳逆变器供应商四方股份√√最早开展大容量锂电池磁能相关业务，对锂电池充放电控制技术等方面有深入研究中恒电气√√公司注重储能电站业务，积累了用户侧、电网侧、发电侧等项目库博能源√√专注于分布式储能等项目，2021年已合计构造超100MWh分布式储能系统电池PCSBMSEMS其他电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分16公司电池BMSPCSEMS系统集成简介LG√√凭借在动力电池的积累，推出RESU系列家庭储能系统，是2021最大的家庭能源存储系统TeslaEnergy√√√√2015年进军solarroof和powerwall市场，2020年储能总装机超3GW资料来源：各公司公告，中信证券研究部1）储能电池：头部技术领先，动力电池企业渐多。锂离子电池是商业化进程最快的技术之一，主流的技术路线为磷酸铁锂电池，国内来看，随着磷酸锂铁电芯的成本下降和循环次数的增加，铅蓄电池（南都电源）国内出货量份额下降，宁德时代、力神电池、海基新能源、亿纬锂能、国轩高科等依靠磷酸锂铁开始崛起，前期因技术路线不同带来的差异化竞争逐渐减弱，国内企业中2020年比亚迪海外出货量领先，但海外份额仅6%，海外市场仍有庞大替代空间。我们预计后续在动力电池具备较强积累的宁德、亿纬等海外出货份额将继续提升。储能电池竞争格局正逐渐集中，2020年国内出货量CR5为54%，宁德时代2019-2020年位居首位。因储能电池与动力电池同源，但对能量密度和循环次数的要求不同，所有生产动力电池的企业均可做储能电池。目前在储能电池领域，动力电池企业渐多，如比亚迪、宁德时代、派能科技等龙头公司领先。表9：2020年中国储能行业电池企业业务情况公司简称业务布局储能业务营收/万元储能业务营收占比宁德时代材料、电芯、电池系统、电池回收1943453.86%比亚迪电子、汽车、轨道交通等新能源的获取、存储、应用全方位整体解决方案----圣阳股份电池、储能系统，一体化电源解决方案11103963.04%派能科技磷酸铁锂电芯及模组，储能电池系统的发输配用10446293.26%南都电源锂离子电池、铅电池及核心产品、系统集成及服务397443.87%亿纬锂能消费电池、动力电池的全面解决方案----科陆电子变频节能、风光并网、规模储能、合同能源管理3837811.50%国轩高科磷酸铁锂和三元材料及电芯、动力电池组、储能电池组----资料来源：各公司公告，中信证券研究部图23：2020年中国市场储能电池出货量竞争格局资料来源：Wind，中信证券研究部图24：2020年中国储能电池海外市场销量（MW）资料来源：Wind，中信证券研究部17%11%9%9%8%5%4%4%4%2%27%宁德时代力神海基新能源亿纬锂能国轩新能源南都电源赣锋电池比亚迪中航锂电国轩高科其他050100150200250300350400450500比亚迪南都电源海基新能源圣阳电源力神电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分172）PCS环节：行业整体处于发展早期，竞争格局与光伏逆变器类似PCS是储能系统中的重要部件，决定着输出电能的质量和特征，从而很大程度上影响了电池的寿命。PCS由功率、控制、保护、监控等软硬件组成，其主要功能包括平抑功率、信息交互、结合BMS系统实现充放电一体化、并/离网运行等。储能逆变器全球市场需求从2015年到2021年持续快速增长，促进储能逆变器企业的业务增长。由于PCS技术与光伏逆变器技术同源，大多作为储能系统或新能源业务等其他业务的一部分，因此，PCS业务大多占比不超过10%，较少企业将其作为独立产品进行财务披露。图25：储能逆变器市场需求持续快速增长（GW）资料来源：Wind，中信证券研究部预测图26：2020年中国储能逆变器市场销量（MW）资料来源：Wind，中信证券研究部3）EMS系统：规模较小，尚未形成行业龙头EMS是储能系统决策的“大脑”，实现数据采集分析、网络监控、能量调度等功能，从而完成对分布式电源、储能系统、光伏系统、负荷系统等的智能化管理，实现资源与需求的匹配。EMS相对其他储能系统部件市场规模较小，目前行业尚未形成优势较大的龙头企业，从业者以国网系等电力装备提供商为主，例如许继电气。表10：2020年中国储能行业EMS企业业务情况公司简称业务布局2020年营收/万元国电南瑞电网自动化及工业控制、继电保护及柔性输电、电力自动化信息通信、发电及水利环保3850241.1中天科技海洋产业、新能源产业、光通信产业、电力建投产业、新型产业4406572.7中恒电气（中恒云能源）通信电源系统、数据中心电源、电力操作电源系统、软件开发销售及服务、电力管理服务及工程收入（服务收入）、储能项目、其他143349.5许继电气（电科储能）特高压、智能电网、新能源、电动汽车充换电、轨道交通及工业智能化五大核心业务、综合能源服务、先进储能、智能运维、电力物联网等新型业务1119120.2长园集团（长园深瑞）消费类电子智能设备、智能电网设备与能源互联网技术服务、其他领域的智能设备618769.0派能科技磷酸铁锂电芯及模组，储能电池系统的发输配用112007.0易事特高端电源装备、数据中心、充电桩、5G供电、轨道交通、储能系统417081.3华自科技自动化及信息化产品与服务、新能源及智能装备、环保与水处理产品及服务116228.6资料来源：各公司公告，中信证券研究部02468101214162015201620172018201920202021E050100150200250300350阳光电源科华恒盛素英电气上能电气南瑞继保盛宏电气科陆电子许继电气英博电气智光储能电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分184）储能温控：液冷方案是大趋势，领先布局企业具备优势行业需求当前处于爆发期，短期内由各厂商在渠道、产品、研发等方面的积累差异，竞争格局初步形成。由于风冷方案成熟度更高、并且在初期投入来看，较液冷显著具备优势，风冷是当前储能温控主力方案，目前风冷领域，英维克、黑盾股份、申菱环境等均有成熟产品，英维克份额占据绝对优势。但是，液冷具备更加高效均匀的制冷能力，随着储能密度的提升、液冷产品成熟度的提升，未来液冷的占比预计将逐步提升。在液冷领域，外部制冷供液系统环节目前来看，英维克、奥特佳目前在出货规模上领先，松芝股份、高澜股份等预计今年将产生订单销售，同飞股份、申菱环境等也在积极进行客户拓展；内部电池包液冷系统产品领域，科创新源、飞荣达等均明确表示有液冷板等产品布局。图33：储能温控产业链资料来源：Wind，中信证券研究部表11：国内储能温控方案提供商公司简称业务布局2020年营收/万元英维克储能温控领域长期积累，产品涵盖风冷、液冷等解决方案，服务客户涵盖宁德时代、华为、比亚迪、南都、科陆、平高集团、阳光电源、海博思创等170333.58高澜股份电力设备水冷系统集成，储能电池温控技术、大型储能电站液冷系统、预制舱式储能液冷产品，服务客户主要是分布式电池集装箱集成厂家和电池厂家122823.23松芝股份基于独立电池温控产品的技术积累和储能市场需求，公司开发储能电池温控相关产品，是宁德时代、远景能源等客户的供应商372689.36许继电气（电科储能）特高压、智能电网、新能源、电动汽车充换电、轨道交通及工业智能化五大核心业务、综合能源服务、先进储能、智能运维、电力物联网等新型业务338383.48同飞股份布局涵盖风冷和液冷，主要产品涵盖液体恒温设备、应用于液冷和风冷场景的电气箱恒温装置，主要服务客户阳光储能61228.56申菱环境储能解决方案包括液冷和风冷，主要应用于抽水蓄能项目专用空调设备和电化学储能系统散热设备等146725.51科创新源新能源汽车动力电池用钎焊式液冷板生产线和储能系统用吹胀式液冷板30699.86飞荣达压铸壳体、注塑壳体、屏蔽密封胶条、散热模组等产品已经应用于光伏逆变器和风电行业的储能设备，其中光伏逆变器行业公司客户涵盖华为、阳光电源、古瑞瓦特等292933.86资料来源：各公司公告，中信证券研究部电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分195）储能系统：集中度较低，头部尚未形成2020年，中国新增投运的电化学储能项目中，功率规模排名前十的储能系统集成商，依次为：阳光电源、海博思创、平高电气、国轩新能源、猛狮科技、科华恒盛、南都电源、科陆电子、南瑞继保和库博能源。图35：2020年中国国内市场储能系统集成商排名（MW）资料来源：各公司公告，中信证券研究部抽水蓄能行业抽水蓄能产业主要包含设备制造、工程建设、电站运营等环节。其中，抽水蓄能产业链上游主要为设备制造商，包括水轮机、水泵、发电机和主变压器等设备制造企业。水轮机主要供应商为东方电气、哈尔滨电气；水泵主要供应商为凌霄泵业、大元泵业等；变压器主要供应商包括保变电气、新华都等。抽水蓄能产业链中游主要为电站设计建设及电站资产的持有运营公司，具体包括电站设计、建设（中国电建、中国能建、粤水电）、电站运营（主要包括国家电网和南方电网，具体可能为旗下上市平台）。抽水蓄能产业链下游主要为抽水蓄能电站在电网系统的辅助服务应用，具体包括调峰、调频等用途。050100150200250300350阳光电源海博思创平高电气国轩新能源猛狮科技科华恒盛南都能源科陆电子南瑞继保库博能源电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分20图27：抽水蓄能产业链资料来源：Wind，中信证券研究部顶层政策设计确保投资高确定性及持续性，广阔市场空间即将爆发在构建以新能源为主体的新型电力系统，保障电力系统安全稳定运行以及可再生能源大规模发展的“双碳”发展大背景下，2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，要形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。同时，作为运营持有抽水蓄能电站主体的国家电网与南方电网亦相继有抽水蓄能相关规划不断提出——2021年3月，国家电网宣布将开放1000亿元股权投资，以吸引资本参与和支持“十四五”期间计划新增的2000万千瓦抽水蓄能电站建设（总体规模约为国家电网现有在运电站规模的95.4%）；2021年11月，南方电网发布《南方电网“十四五”电网发展规划》，据我们预测，“十四五”期间，南方五省区将新增抽水蓄能600万千瓦。电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分21图33：国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)年》重点任务12345（一）积极推进在建项目建设：（二）加快新建项目开工建设：（三）加强规划站点储备和管理：抽水蓄能项目247个，总装机规模约为3.05亿千瓦（四）因地制宜开展中小型抽水蓄能建设：发挥中小型抽水蓄能电站资源丰富、与分布式新能源紧密结合等优势（五）探索推进水电梯级融合改造：鼓励增建混合式抽水蓄能规划总体目标2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。资料来源：国家能源局，中信证券研究部“强者恒强”趋势在抽水蓄能各个环节较为突出抽水蓄能电站的建设涉及到持有运营、施工承包以及设备制造三大主要方向。其中持有运营主要为国家电网、南方电网及旗下上市持股平台等；施工承包主要有中国电建、中国能建等；设备制造（主站设备）主要为东方电气、哈尔滨电气以及浙富控股等。1)持有运营：“双碳”背景下，电网公司投资力度持续加码目前我国抽水蓄能电站的主要投资运营商是国家电网和南方电网。截至2021年3月，国家电网在运抽水蓄能电站22座，装机容量2096万千瓦，在建抽水蓄能电站20座，装机容量4133万千瓦，在市场中占据绝对的领导地位。表12：截至2021年3月国家电网、南方电网抽水蓄能电站在建、在运规模指标国家电网南方电网抽水蓄能电站数量在运22座5座在建29座5座抽水蓄能电站装机规模在运2096万千瓦788万千瓦在建4133万千瓦840万千瓦资料来源：国家电网、南方电网官网，中信证券研究部截至2020年末，我国已建成投产的抽水蓄能电站总规模达3249万千瓦；从地区分布上看，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达5393万千瓦，约60%分布在华东和华北，已建和在建规模均居世界首位。2021年3月，国家电网宣布，“十四五”期间将力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站（总体规模约为国家电网现有在运电站规模的95.4%）。2021年9月，南方电网宣布，从“十四五”到电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分22“十六五”期间，南方电网将持续加大投资力度，加快建设抽水蓄能和新型储能，到2035年，将新增抽水蓄能装机3600万千瓦。图36：截至2020年末我国已建抽水蓄能电站区域分布图资料来源：国家能源局图37：各省份在建抽水蓄能规模情况（单位：万千瓦）资料来源：国家能源局，中信证券研究部2）施工承包：技术复杂，壁垒突出，行业龙头为参与的主力军由于抽蓄电站的建设具有一定的技术复杂性，产业技术和项目壁垒突出，产业链主要参与者多为头部企业。2020年，中国已建的3249万千瓦抽水蓄能装机容量中，中国电建承建占比33.3%，在建5393万千瓦抽水蓄能装机容量中，中国电建承建占比44.2%，处于绝对的龙头地位。图36：截至2020年我国抽蓄电站已建项目市场份额图资料来源：国家能源局，中信证券研究部图37：截至2020年我国抽蓄电站在建项目市场份额图资料来源：国家能源局，中信证券研究部当前，国家“两新一重”等利好政策频出，行业景气度提振明显，中国电建营业收入、归母净利润稳步提升。2020年公司营业收入4020亿元，同比增长15.2%，近五年营收CAGR达13.8%。2020年有效应对新冠肺炎疫情带来的不利影响，实现归母净利润79.9亿元，同比增长10.3%，近五年归母净利润CAGR达8.8%。0100200300400500600700800河北浙江山东福建河南辽宁山西安徽广东新疆吉林湖南陕西江苏内蒙古黑龙江江西重庆在建抽蓄项目33.3%9.2%13.9%9.5%34.1%中国电建中国能建国家电网南方电网其他44.2%6.7%23.0%4.5%21.7%中国电建中国能建国家电网南方电网其他电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分23作为行业龙头企业，中国电建在抽水蓄能电站建设领域深耕多年，具有丰富的电站建设经验，近年来获得多个项目的订单。根据公司公告披露，2019年至今公司累计新签10个抽水蓄能项目，合计金额114.23亿元。表13：截至2021年10月中国电建新签抽水蓄能项目一览时间类型项目名称金额（亿元）2019/3新签湖南省平江抽水蓄能电站工程7.62019/6新签河北省易县抽水蓄能电站筹建期洞室及道路工程施工5.22019/10新签河南省洛宁抽水蓄能电站主体土建及金属结构安装工程17.52020/3新签河北省抚宁抽水蓄能电站筹建洞室道路及业主营地工程6.32020/12新签河南省五岳抽水蓄能电站上水库工程施工7.82020/12新签新疆哈密抽水蓄能电站筹建洞室道路及房建工程6.62021/2新签内蒙古芝瑞抽水蓄能电站主体土建及金属结构安装工程施工合同21.72021/3新签河北易县抽水蓄能电站主体土建及金属结构安装工程施工合同19.62021/8新签河北抚宁抽水蓄能电站水库工程8.52021/10新签山东省潍坊抽水蓄能电站水库工程13.43合计114.23资料来源：中国电建公告，中信证券研究部3）设备制造：“两大一小”的行业竞争格局长期稳定，“双寡头”拿单确定性高抽水蓄能电站主站设备环节主要为国内“两大一小”三家供应商：“两大”为东方电气、哈尔滨电气，“一小”为浙富控股。根据东方电气2018年年报披露，公司市场占有率已提升至47.2%。根据国家能源局的中长期发展规划，我们预计“十四五”期间抽水蓄能主站设备采购需求有望达到140-155亿元，“十五五”期间采购规模有望达到260-290亿元，对应东方电气公司的期望区间订单规模分别为：70-80亿元、130-150亿元。图38：“十四五”及“十五五”期间抽水蓄能新增装机及主站设备采购预期资料来源：国家能源局，中信证券研究部预测050100150200250300350010203040506070十四五十五五抽水蓄能新增装机(GW)主站设备采购规模(亿元)电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分24▍风险因素新能源装机量不及预期；储能成本下降不及预期；电力辅助服务市场化不及预期。▍投资建议行业观点能源变革进程加速，推动储能行业发展。碳中和的目标实现需要风电、光伏等新能源的大规模建设，新能源发电有效运营需要新型电力系统的支持，新型电力系统正在经历从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的变化，在能源变革时代储能有望成为新型电力系统的第四大基本要素。储能行业的发展也受到多种因素的推动，其中包括大规模可再生能源的接入并网；储能成本尤其是电池成本的不断下降；电力体制改革，包括电价机制的不断完善和辅助服务市场的兴起；储能支持政策持续推动，中央和地方政府出台多项政策支持储能行业的持续发展。能源变革时代，储能行业有望迎来黄金发展期。储能形式多样，抽水蓄能和电化学储能发展领先。目前的储能技术方案主要可以分为物理机械储能、电化学储能、电磁储能和光热储能，其中物理储能和化学储能装机量占绝对比重，物理储能最具代表性的是抽水蓄能，化学储能最优代表性的是锂离子电池储能。目前来看，在全球储能累积装机中，抽水蓄能装机依然占据主力位置超过90%，主要得益于抽水蓄能较低的成本和满足长时储能的需求；而近些年来，锂离子电池储能系统在新增储能装机中的占主要地位，主要得益于逐渐下降的成本和其灵活的调节能力。应用场景丰富，储能发展空间广阔。按应用场景，我们可以将储能划分为发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电网侧（电力调峰、调频）、用户侧（自发自用、峰谷价差套利）、辅助服务（5G基站备用、IDC）等多种用途。根据适配电力系统各个环节的需求，相应储能的应用类型和放电需求亦各有不同。综合以上环节的测算、预测结果，我们判断2021-2025年全球储能市场有望伴随能源转型与下游电力需求建设节奏，分别释放20.1/32.7/52.5/65.3/93.2GW储能建设需求，综合备电时长下的容量需求预计分别为38.8/68.5/108.1/158.8/235.7GWh，有望带动主要储能技术及相关产业链采购需求迎来爆发式增长。商业模式和产业链不断完善。储能系统主要包括电池组、双向变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）及其他电气设备等多个部件构成，其中电池组是储能系统的核心，主要包括磷酸铁锂和三元电池；PCS可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换；EMS负责数据采集、网络监控和能量调度等；BMS主要负责电池的监测、评估、保护及均衡等。电化学储能发展潜力巨大，各领域龙头都纷纷提前布局储能赛道不同环节。在行业需求带动零部件较快增长的情况下，我们认为具有品牌、渠道和核心零部件的系统解决方案提供商将会在未来储能市场中胜出。电力设备及新能源行业储能行业专题报告一｜2022.1.11请务必阅读正文之后的免责条款部分25投资策略新能源大规模接入正在推动整个电力系统从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”的变化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。储能目前主要集中在抽水蓄能和锂离子电池储能两种形式，随着电力系统的改革和电价体系的完善，储能在各个领域的经济性逐渐凸显，商业模式逐步完善，预计将迎来一个快速发展期。能源变革时代需要储能同行。目前来看，储能行业的发展以抽水蓄能和锂离子电池为代表的电化学储能为主。抽水蓄能领域，我们重点推荐东方电气、建议关注中国电建、中国能建，哈尔滨电气等；电化学储能领域，我们推荐阳光电源、宁德时代（新能源汽车组覆盖）、苏文电能、许继电气等，建议关注科华数据、盛弘股份、英维克、高澜股份等。表14：储能板块重点跟踪公司盈利预测简称股价（元）EPS（元）PE（x）评级20A21E22E23E20A21E22E23E阳光电源128.301.342.072.833.7295.762.045.334.5买入锦浪科技206.671.282.273.705.19161.591.055.939.8增持德业股份232.522.243.295.157.54103.870.745.130.8买入宁德时代539.902.404.358.4111.60225.0124.164.246.5买入苏文电能71.501.692.233.114.1242.332.123.017.4买入许继电气24.860.710.850.931.0135.029.226.724.6买入国电南瑞36.760.871.081.251.3842.334.029.426.6买入东方电气20.100.600.750.951.1233.526.821.217.9买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测备注：股价为2022年1月7日收盘价分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上其他声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas,LLC（下称“CLSAAmericas”）除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发；在英国由CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：孟买（400021）NarimanPoint的DalamalHouse8层；电话号码：+91-22-66505050；传真号码：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118；印度证券交易委员会注册编号：作为证券经纪商的INZ000001735，作为商人银行的INM000010619，作为研究分析商的INH000001113）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国：i）根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务；ii）本期报告涉及股票科华数据（代码：002335），中信证券股份有限公司持股数量占上市公司总股本的比例超过1%。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSAgroupofcompanies（CLSAAmericas除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则定义且CLSAAmericas提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。任何从中信证券与CLSAgroupofcompanies获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（资本市场经营许可持有人及受豁免的财务顾问），仅向新加坡《证券及期货法》s.4A（1）定义下的“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。根据新加坡《财务顾问法》下《财务顾问（修正）规例（2005）》中关于机构投资者、认可投资者、专业投资者及海外投资者的第33、34及35条的规定，《财务顾问法》第25、27及36条不适用于CLSASingaporePteLtd.。如对本报告存有疑问，还请联系CLSASingaporePteLtd.（电话：+6564167888）。MCI(P)024/12/2020。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。一般性声明本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2022版权所有。保留一切权利。