储能迎来发展大潮——储能设备系列报告证券研究报告行业深度报告发布日期：2022年5月16日本报告由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供，由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。同时请参阅最后一页的重要声明。吕娟lyujuan@csc.com.cn021-68821610执业证书编号：S1440519080001香港证监会中央编号：BOU764目录•一、储能是新能源发展不可或缺的要素1.1全球新能源发电占比提升1.2新能源对于电网灵活性的要求提升1.3储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素•二、电化学储能在众多方案中脱颖而出•三、电化学储能大时代来临•四、电化学储能空间测算•五、电化学储能非电芯重点环节梳理•六、电化学储能非电芯重点公司梳理•七、风险提示图表：全球各类能源发电总量•新能源为全球发电量增长贡献主要力量。从总量来看，2020年全球发电总量超2.5万TWh,其中化石燃料（火电）仍是主要发电能源，发电量占比超70%；而新能源发电总量占比上升明显，2020年占比超25%。•从增量上来看，2011年全球新能源在新增电力装机量的占比首次超过传统能源，2020年占比达到83%，预计未来仍将主导新增装机市场。全球大力发展新能源，新能源发电占比提升来源：REN21，中信建投图表：全球各类能源发电增量占比来源：REN21，中信建投1.1全球新能源发电占比提升图表：2011～2020年我国各类发电方式新增装机情况•我国2020年新能源发电站新增装机量为119.87GW，同比+129.46%，2010-2020年复合增长率为24.0%；2020年新能源发电站新增装机量占比62.89%，同比+10.65%。在碳中和的政策下，我国光伏、风电装机量仍将会维持高速增长。我国新能源发电装机量增长迅猛，占比逐年提升。来源：中国能源大数据，中信建投0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2011201220132014201520162017201820192020火电水电核电新能源发电0204060801001201402011201220132014201520162017201820192020火电水电核电新能源发电万千瓦1.1全球新能源发电占比提升图表：风电、光电发力与用电负荷曲线对比•新能源发电出力与用电高峰存在错位，且不稳定。首先，从用电规律来看，早晨10点和晚上8点分别是两个高峰。但是风电、光电发电站分别在凌晨、中午出力较大，其出力时段分布与用电负荷存在较大差异。其次，季节、天气也会造成新能源发电出力的波动和不稳定性，需要其他电力措施来辅助提升电网的稳定性。•新能源发电的进一步发展需要电网的灵活性提升。当新能源发力不稳定因素造成系统电力供应大于需求时，会导致新能源发电被弃，造成资源浪费；当发力不稳定因素造成系统电力供应小于需求时，会导致负荷削减、电力短缺。所以当新能源出力与电力负荷不匹配时需要灵活性调节资源作为媒介进行调控，以此提高电力系统向上调节以及向下调节的能力，使电力系统达到供需动态平衡。而2020年我国传统灵活性调节资源（如燃气）的装机量占比仅为4.46%，且新能源资源丰富的地区往往传统灵活性调节资源较匮乏。未来随着新能源发电占比的提升，新能源发力不稳定的问题日益突出，电力系统调节能力不足亟需解决，我国对于灵活性调节资源的需求量将进一步增加。新能源发电出力不稳定，且与用电高峰存在错位来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，中信建投图表：美国加州新能源占比提升后，电力错峰更加明显来源：CaliforniaISO,中信建投1.2新能源对于电网灵活性的要求提升1.3储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素图表：源网荷储一体化成为电网发展方向•储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素。2021年02月25日，国家发改委、国家能源局发布《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》，明确了源网荷储一体化实施路径，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，以先进技术突破和体制机制创新为支撑，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统。国家大力引导储能发展来源：《新型电力系统下储能产业的发展思考与展望》山东电工电气，中信建投一体化发展源网荷储储能正成为新型电力系统不可或缺的第四要素国家大力引导储能发展来源：广东省发改委官网、中信建投《可再生能源产业发展指导目录》出台，政府首次对储能产业进行产业布局2005年《国家能源科技“十二五”规划（2011-2015）》中涵盖煤电油气新能源领域；通过“四位一体”保障规划落地2011年2010年《可再生能源法修正案》中首次把储能发展写入法案《能源发展战略行动计划（2014-2020）》，利用储能解决并网消纳问题，推动电力体制改革2014年2017年我国首个储能技术及应用发展指导性文件《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》正式发布2018年《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》（试行）正式发布，我国首个储能补贴机制出台2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》正式发布，明确2021年3000万KW储能发展目标，实现储能跨越式发展。•从政策端来看，近年来国家对储能行业给予高度重视，并积极引导、支持其发展，相继出台有关利好政策。•国家层面：2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》。该方案提出的目标是：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。•地方层面：2021年各省份相继出台新能源电站配储政策，配储比例在5%至20%不等，其中江苏、安徽等十个省份要求新能源电站强制配储。图表：近年来国家出台的储能行业政策图表：2021年各省份配储政策2022年《“十四五”新型储能发展实施方案》政策出台，我国新型储能产业将迎来一轮大发展来源：亚太能源官网，中信建投1.3储能成为新型电力系统不可或缺的第四要素目录•一、储能是新能源发展不可或缺的要素•二、电化学储能在众多方案中脱颖而出2.1电化学储能将脱颖而出2.2电化学储能三大应用场景2.3模式创新和降本增强电化学储能经济性•三、电化学储能大时代来临•四、电化学储能空间测算•五、电化学储能非电芯重点环节梳理•六、电化学储能非电芯重点公司梳理•七、风险提示2.1电化学储能将脱颖而出图表：储能技术路线汇总•目前储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能。其中机械储能中的抽水蓄能由于技术最为成熟，目前是储能市场上应用最广、占比最高的技术，但是抽水蓄能对于地理条件的依赖度高。电化学储能是目前市场上关注度最高的储能技术，主要分为锂电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池四种储能电池类型。其中锂离子电池技术较为成熟，已进入规模化阶段量产阶段，是目前发展最快、占比最高的电化学储能技术。储能技术路径主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能和其他储能来源：《储能在电力系统中的应用》、中信建投储能类型典型额定功率额定容量特点发展应用情况总结机械储能抽水蓄能100~2000MW4~10h优点：规模大，技术成熟缺点：响应慢，有地理限制负荷调节、调频和系统备用、电网稳定控制技术成熟，目前在大规模建设压缩空气储能MW~300MW1~20h优点：规模大，技术成熟缺点：响应慢，有地理限制调峰、系统备用、电网稳定控制处于实验室阶段，不适宜产业投资飞轮储能kW~30MW15s~30min优点：功率较大缺点：成本高，噪音大暂态/动态控制、调频、调压，作为UPS和调整电能质量处于实验室阶段，不适宜产业投资电磁储能超导电磁储能kW~1MW2s~5min优点：响应快，比功率高缺点：成本高，维护困难暂态/动态控制，作为UPS和调整电能质量处于实验室阶段，不适宜产业投资超级电容储能kW~1MW1~30s优点：响应快，比功率高缺点：成本高，储能低作为UPS和调整电能质量超级电容器电池技术较为成熟，但储能技术应用场景尚不明确，仍处应用论证阶段电化学储能锂电池kW~100MW数小时优点：综合性价比较高，技术相对成熟缺点：存在安全隐患暂态/动态控制、调频、调压，作为UPS和调整电能质量发展最快的储能技术，技术较为成熟，进入规模化阶段铅酸电池kW~50MW1min~3h优点：技术成熟，成本较低缺点：寿命短，存在环保问题电站备用、黑启动、UPS和能量平衡液流电池kW~100MW1~20h优点：电池循环次数长，可深充深放缺点：储能密度低调峰、作为UPS和调整电能质量发展很快，随着技术不断成熟，成本降低有一定的市场空间钠硫电池kW~100MW数小时优点：比能量较高缺点：成本高，存在安全问题调峰、作为UPS和调整电能质量发展很快，随着技术不断成熟，成本降低有一定的市场空间其他储能化学储能数天至月优点：比能量大缺点：效率低制氢、合成天然气处于实验室阶段，不适宜产业投资热储能-优点：转换效率高，安全性高缺点：成本高，可靠性低储热、储冷新型储热材料经济性差，目前不适宜投资2.1电化学储能将脱颖而出图表：2020年各储能技术路线对比•相较于抽水蓄能存在地理限制、初始投资高、周期长等缺点，以锂电池为主的电化学储能具有灵活、快速等特点，成为新型储能的重要组成部分。电化学储能最匹配新型电网需求来源：《新型电力系统下储能产业的发展思考与展望》山东电工电气，中信建投分钟级秒级储氢与燃料电池锂离子电池1kW小时级热备用及响应服务输电与配电系统大规模功率输出10kW100kW100MW1GW1MW10MW高功率超级电容超导磁储能飞轮储能镍氢电池镍铬电池铅酸电池超级电容钠硫电池压缩空气储能抽水蓄能液态空气储能机械储能电化学储能电储能热储能储氢相关主要储能形式放电时间主要储能在功率、时间维度分布及应用图相较于抽水蓄能存在地理限制、初始投资高、周期长等缺点，以锂电池为主的电化学储能具有灵活、快速等特点，成为新型储能的重要组成部分。抽水蓄能92.6%熔融盐储热1.7%压缩空气储能0.2%飞轮储能0.2%锂离子电池88.8%铅蓄电池4.5%钠硫电池5.4%液流电池0.9%超级电容0.1%其他电化学0.3%电化学储能5.2%2.1电化学储能将脱颖而出图表：电化学储能技术路线对比•截止至2021年，在各类电化学储能电池中，锂离子电池占比89.7%。由于锂离子电池的能量密度较高，循环寿命长，效率高，响应速度快，所以是目前储能应用中最主要的技术路线。•尤其磷酸铁锂广泛应用，占据市场主导地位电化学储能技术路线对比来源：《储能在电力系统中的应用》、中信建投电池类型铅酸电池锂离子电池（磷酸铁锂）锂离子电池（三元锂）钠离子电池液流电池钠硫电池全钒液流电池锌溴液流电池功率上限十兆瓦级兆瓦级兆瓦级兆瓦级百兆瓦级百兆瓦级能量密度(Wh/kg)30-60130-200180-250100-18015-5075-85100-250循环寿命（次）500-30002500-50001500-35002000-3500>160002500-50002000-4500充放电效率（%）80-90%90-95%90-95%90-95%65-80%65-80%>90%储能系统效率（%)75-85%85-90%85-90%85-90%60-70%60-70%>80%自放电(%/月）2~50~10~10~1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℃充电：0-45℃放电：-30-55℃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合15-85%SOC,深度充放电影响寿命适合15-85%SOC,深度充放电影响寿命0-100%SOC,深度充放电对寿命基本无影响0-100%SOC,深度充放电对寿命无影响适合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衰减后不可恢复衰减后不可恢复可在线再生衰减后不可恢复电池一致性良好较差较差较差好好安全性好，但环境污染严重一般，存在过热起火，爆炸风险，安全性能已有较大突破一般，存在过热起火，爆炸风险比较好好比较好，存在溴蒸汽泄漏风险中等，不可过充电，钠、硫泄露存在安全隐患系统成本（元/kWh)1200-18001500-25001500-2500/4500-60002000-35002000-3000度电成本（元/kWh)0.45-0.70.5-0.90.6-1.0/0.7-1.00.8-1.20.9-1.2MV级占地（平米/MV）150-200100-150100-150/800-1500150-200市场情况逐渐将被替代当前主流技术路线当前主流技术路线之一当前主要为示范项目近三年约5%的储能项目运用液流电池，适用于更大型电站储能约3%电化学电网储能优势技术成熟、结构简单、价格低廉、维护方便长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强钠元素丰富，低成本，环境友好适用范围广泛，原材料资料丰富（锌、铁）；15-20年寿命；工作温度范围宽能量密度高、循环寿命长、功率特性好、响应速度快挑战能量密度低、寿命短，不宜深度充放电荷大功率放电价格依然偏高，存在一定安全风险价格依然偏高，存在一定安全风险能量密度低、技术不成熟，价格偏高，材料成本限制能量密度偏低；充放电倍率低；效率较低阳极的金属钠是易燃物，高温运行，因而存在一定的安全风险89.70%5.90%0.90%0.20%3.30%锂离子电池铅蓄电池液流电池超级电容其他图表：2021年我国各类电化学储能占比图表：三大类储能应用场景总结储能下游应用分为发电侧、电网侧和用户侧。来源：MIR、中信建投应用场景发电侧电网侧用户侧户用工商业位置新能源电站旁大型火电站旁家庭住宅工业企业、数据中心核心功能减少弃电、调峰、平滑输出调频、调峰能源自给削峰填谷、备用电源收益模式增加发电收入+获取调峰补贴获取调频补贴/获取调峰补贴降低用电成本峰谷套利、降低用电成本项目介绍2.2电化学储能三大应用场景2.2电化学储能三大应用场景图表：发电侧应用场景及作用•储能在发电侧应用占比最高，主要功能包括平抑出力、调频/调压、削峰填谷。其中削峰填谷是储能在发电侧最核心的功能，即在新能源发力高峰时消纳弃风、弃光；在新能源发力不足时放电，来平滑发电输出，提高新能源发电利用率。①发电侧来源：《电化学储能在新能源发电侧的应用分析》、中信建投发电侧储能商业模式在风电/光伏随环境资源状况变化或设备性能不稳定导致功率波动时，储能系统进行快速充放以调整功率，实现平滑稳定功率电力系统备用主要作用调频/调压平抑出力满足系统稳定性,实现新能源的最大可消纳能力，降低度电成本防止负载波动、电压下跌和其他外界干扰引起的电网波动对系统造成大的影响，保证电力输出的品质和可靠性应用场景作用确保电能质量削峰填谷维持频率稳定，保障供电系统质量时刻处于动态调节状态储能充电消纳弃光弃风储能放电平滑用电需求光伏/风电实际出力上限2.2电化学储能三大应用场景图表：电网侧应用场景及作用•储能在电网侧的功能以电力辅助服务为主，主要包括调峰、调频、无功调节、电力系统备用和黑启动。其中调峰、调频是主要的辅助手段。调峰指在电负荷较低的“谷段”，储能系统从电网充电；在电负荷较高的“峰段”，储能系统向电网放电，以此来平滑电力需求分布；调频指用电负荷变化引起电网频率改变时，电网内各运行机组的调节系统将根据各自的静态特性改变机组的功率，或通过增减某些机组的负荷，以恢复电网的频率，从而适应外界负荷变化的需要。②电网侧来源：头豹研究院、中信建投电网侧储能商业模式黑启动维持功率平衡，保障电力系统供应量用电高峰期，新能源处理高峰维持频率稳定，保障供电系统质量时刻处于动态调节状态电力系统备用主要辅助方式无功调节调频调峰调整无功功率保持电压平衡解决特殊情况下的用电需求如电力检修、故障停机等电力系统大范围停电后逐步恢复供电系统正常应用场景作用向电网放电峰段峰段平段从电网充电谷段谷段2.2电化学储能三大应用场景图表：用户侧应用场景及作用•储能在用户侧的主要功能有“削峰填谷”、新能源消纳和容量管理，其中“削峰填谷”是用户侧最主要的商业模式，既可用来套利也可用来存储电能。对于一般工商业用户而言，通常利用储能在电价便宜的时候充电，在电价贵的时候放电，来达到降低度电成本的效果；对于5G基站、数据中心等这类用户而言电能断供将会带来巨大损失，所以储能更多的是充当备用电源的角色。③用户侧来源：头豹研究院、中信建投来源：中信建投高价时放电平价时充电低价时充电用户侧储能商业模式一般工商业、户用储能5G基站、数据中心容量管理主要模式削峰填谷充换电站空港陆电、港口岸电两部制电价的大工业企业新能源消纳源网荷储一体化（微电网）降低容量电费保障用电安全商业模式应用场景作用降低度电成本备用电源2.3模式创新和降本增强电化学储能经济性图表：风电配套储能经济性测算目前发电侧风光配储经济性稍显不足，主要依赖政策驱动来源：《2021年风电光伏经济性分析》，中信建投•根据中国电建西北勘测设计院《2021年风电光伏经济性分析》，在储能电站仅为对应新能源电站服务时：•风储一体：大部分区域的风电配备20%、2h的电化学储能可以满足7%的内部收益率；•光储一体：少部分区域的光伏设备10%、2h的电化学储能可以满足7%的内部收益率，大部分区域无法满足。图表：光伏配套储能经济性测算来源：《2021年风电光伏经济性分析》，中信建投图表：共享储能运作模式•从商业模式来看，储能电站若只为单个新能源电站提供服务时利用率低；服务于单个新能源场站的储能设施，往往资源分散，管理难度大且运营成本高；分散场站的储能难以实现统一调度与结算，无法参与多种电网侧辅助服务，业务模式难以商业化。•共享储能拓宽储能收益路径，有望解决以上难题，给发电侧储能带来新机遇。共享储能是指在新能源汇集站建设共享储能电站，储能电站与区域内内甚至区域外的新能源电站、供电公司同时签订电费结算协议，当新能源电站受到限电影响时，由调度机构（电网）将弃风、弃光电量存储在共享储能系统中，在负荷侧用电高峰或有接纳空间时释放电能。实现了储能电站的统一调度和管理。共享储能模式提高经济性，成为储能新推手来源：国际能源网、中信建投统一调配指令将弃风弃光电量存于储能站向用户侧放电新能源电站共享储能站用户侧电网用电信息送至电网侧2.3模式创新和降本增强电化学储能经济性图表：电价机制完善将增加储能经济性来源：国家发改委，广东省政府官网来源：国家发改委，广东省政府官网•2021年7月，政府发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通过设立尖峰电价来扩大峰谷价差，提升高耗能企业用电成本，以此引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。分时电价机制拉升了工商业的储能需求，工商业用户安装储能的经济性明显增强。•2021年8月，国家发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，明确表明在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，扩大可再生能源发电装机并网规模。•2021年12月3日，广东省发改委通过《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》项目审批。该方案表示现阶段辅助服务费用包括储能、抽水蓄能的费用和需求侧响应等费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。储能建设的成本一部分传导至用户端，提升了储能项目的盈利空间，但能否全国性推广还需看实际落地效果。电力市场机制完善，提高储能经济性代理购电价格辅助服务费用平均上网电价保障居民、农业价格稳定产生的新增损益储能和抽水蓄能电站的费用、需求侧相应等费用政策文件出台时间政策作用《关于进一步完善分时电价机制的通知》2021/7/26完善分时电价机制，设立尖峰电价，拉大峰谷价差，扩大高耗能工商业用电成本，提高储能项目经济性。《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》2021/7/29引导市场主体利用灵活性调配资源降低企业生产成本，多渠道促进可再生能源发展，从而推动双碳目标顺利实现。《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》2021/12/1将储能相关辅助服务成本传导至用户端，提升电网侧、发电侧储能项目的盈利空间2.3模式创新和降本增强电化学储能经济性图表：2021年部分省市高峰低谷电价差，单位：元/度电•我们统计了部分省份高峰谷用电价差数据，用以计算储能在用户侧的盈利空间。北京市高峰谷价差均值最高，为0.9883元/度；其余各省市峰谷价差均在0.5元/度以上。假设北京某工厂每月用2.5万度电，通过储能平滑高峰用电需求，年均节省约30万元。•同时，各省市尖峰谷价差比高峰谷价差多0.1元/度电以上，尖峰价格的设立扩大了高耗能企业的用电成本，引导企业使用储能平滑用电需求。•随着辅助服务计入电价政策逐步推广，未来峰谷价差有望进一步提升，用户侧成本节省空间或将持续扩大。全国各地峰谷价差将持续扩大，增强储能经济性来源：国际储能网、中信建投地区用电分类电压等级尖峰高峰平段低谷尖峰谷价差高峰谷价差高峰谷价差均值北京市城区一般工商业不满1千伏1.42231.29300.76730.29391.12840.99910.98831-10千伏1.39931.27100.75230.28491.11440.986120千伏1.39231.26400.74530.27791.11440.986135千伏1.38431.25600.73730.26991.11440.9861110千伏1.36931.24100.72230.25491.11440.9861220千伏1.35431.22600.70730.23991.11440.9861大工业1-10千伏1.03370.94400.63460.33420.69950.60980.593620千伏1.01870.93000.62460.32820.69050.601835千伏1.00270.91600.61460.32220.68050.5938110千伏0.97570.89100.59460.30720.66850.5838220千伏及以上0.95270.86800.57460.28920.66350.5788山东一般工商业不满1千伏1.03940.92030.62260.32490.71450.59540.55761-10千伏1.01320.89730.60760.31790.69530.579435-110千伏0.97790.86630.58720.30820.66970.5581110-220千伏0.95070.84230.57120.30020.65050.5421220千伏及以上0.90140.79880.54220.28570.61570.5131江苏大工业1-10千伏-1.03470.60680.2589-0.77580.750220-35千伏-1.02070.59680.2529-0.767835-110千伏-0.99970.58180.2439-0.7558110千伏-0.96470.55680.2289-0.7358220千伏及以上-0.92970.53180.2139-0.7158一般工商业不满1千伏-1.11410.66640.2987-0.81540.77871-10千伏-1.07240.64140.2904-0.782020-35千伏-1.05570.63140.2871-0.768635-110千伏-1.03070.61640.2821-0.7486安徽一般工商业不满1千伏-0.97140.61980.3716-0.59980.53641-10千伏-0.94340.60220.3629-0.580535千伏-0.91140.58220.3542-0.5572110千伏-0.85950.54960.3716-0.4879220千伏-0.81960.52460.3629-0.4567浙江大工业1-10千伏1.09570.91290.62170.29010.80560.62280.610320千伏1.07040.88960.60170.27410.79630.615535千伏1.05770.87790.59170.26610.79160.6118110千伏1.02670.85090.57170.24810.77860.6028220千伏及以上1.00470.83090.55470.23210.77260.5988一般工商业不满1千伏1.20640.90140.69640.37840.82800.52300.51101-10千伏1.16360.86560.66560.35360.81000.512020千伏1.14140.84670.64940.34070.80070.506035千伏以上1.13030.83730.64130.33430.79600.5030广西一般工商业不满1千伏1.15010.96710.66200.35690.79320.61020.55631-10千伏1.12460.94580.64780.34980.77480.596035-110千伏1.04850.88070.60110.32150.72700.5592110-220千伏1.00350.84320.57610.30900.69450.5342220千伏及以上0.90960.76490.52390.28290.62670.4820广东一般工商业不满1千伏-1.06380.62580.2378-0.82600.78921-10千伏-1.02750.64750.2461-0.781435千伏及以上-0.97880.57580.2188-0.76002.3模式创新和降本增强电化学储能经济性2.3模式创新和降本增强电化学储能经济性储能系统投资成本将持续降低，增强储能经济性•储能电站建设成本下降明显。据MIR数据，2018年储能项目成本为2394元/KWh,2021年下降至1692元/KWh，年复合增速为-10.9%。由于受上游大宗商品价格及动力电池普及磷酸铁锂电池两方面原因，储能系统成本下降未及预期；但从中长期来看电池成本仍然具有一定的下降空间，预计至2025年储能系统成本有望继续下降25%左右。图表：10MW/10MWh储能项目成本变化趋势(元/kWh)来源：MIR，中信建投目录•一、储能是新能源发展不可或缺的要素•二、电化学储能在众多方案中脱颖而出•三、电化学储能大时代正在来临3.1全球电化学储能快速增长3.2中国电化学储能发展提速•四、电化学储能空间测算•五、电化学储能非电芯重点环节梳理•六、电化学储能非电芯重点公司梳理•七、风险提示3.1全球电化学储能快速增长中国,24.0%美国,34.0%欧洲,22.0%日韩,7.0%澳大利亚,6.0%其他,7.0%•2021年，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中，新型储能的累计装机规模占比12.2%，为25.4GW，同比增长67.7%，锂离子电池占据占据新型储能市场份额超过90%。•2021年全球新增投运新型储能项目的地区分布集中在美国、中国和欧洲，三者合计占全球市场的80%。2021年全球新增新型储能达10.2GW，同比增长117%来源：CNESA，中信建投图表：2011-2021全球新型储能市场累计装机规模（GW）来源：CNESA，中信建投图表：2021年全球新增投运新型储能项目的地区分布3.2中国电化学储能发展提速•根据CNESA测算，2021年中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中2021年新型储能增长2.4GW/4.9GWh，累计装机规模达到5.73GW，同比增长75%。锂离子电池占据新型储能市场的份额达到89.7%。•从新型储能规划在建项目情况来看，2021年中国新型储能走向规模化发展：2021年规划、在建、投运的项目共计865个、26.3GW。其中投运的新型储能项目主要以10-50MW的中小体量为主，占比46%；规划/在建储能项目以50MW及以上的大体量项目为主，占比达到85%，其中规划在建的百兆瓦项目超过70个，百兆瓦项目多为独立储能/共享储能形式，在体量上具备为电网发挥系统级作用的基础和条件。2021年中国新增新型储能2.4GW/4.9GWh来源：CNESA，中信建投图表：2011-2021中国新型储能市场累计装机规模（MW）来源：CNESA，中信建投图表：2021年中国新增新型储能项目2021年中国新增新型储能项目：851个26.3GW2021年中国新增投运新型储能项目：361个2.4GW<10MW276个0.5GW2021年中国新增规划/在建新型储能项目：490个23.8GW10~50MW77个1.1GW≥50MW8个0.8GW21%46%33%<10MW186个0.6GW10~50MW154个2.9GW≥50MW150个20.3GW3%12%85%3.2中国电化学储能发展提速0100200300400500600700广东江苏湖南新疆青海广东青海江苏安徽山东山东江苏广东湖南内蒙古201920202021（MW•2021年新增项目分布在全国30多个省市，其中前五名分别为山东、江苏、广州、湖南、内蒙古，新型储能累计装机量分别为589.8、376.0、299.7、229.2、209.5MW。各省市储能政策引导新型储能快速发展：山东依托“共享储能”创新模式引领2021年全国储能市场发展；江苏、广东延续用户侧储能先发优势，再叠加上江苏二期网侧储能项目的投运，以及广东的辅助服务项目，而继续保持着领先优势，内蒙古因乌兰察布电网友好绿色电站示范等新能源配储项目首次进入全国储能市场前五之列。山东、江苏、广州引领全国储能发展来源：CNESA，中信建投图表：2019-2021中国累计新型储能市场区域分布状况（GW）来源：CNESA，中信建投图表：2019-2021中国新型储能市场区域分布状况3.2中国电化学储能发展提速2022年中国新型储能市场招投标火爆来源：ESCN，CNESA，中国储能网，中信建投;注：深色项目为500MWh及以上的大型项目时间项目名称投建单位装机规模装机电量项目地2022/1/5山西朔州平鲁区200MW/400MWh共享储能项目朔州市华朔新能源技术有限公司200400山西朔州2022/1/7淮北皖能储能电站一期淮北皖能储能科技有限公司103206淮北2022/1/9衡站市首个OPzV固态铅电池储能电站瑞达集团0.52.16衡阳2022/1/14和田、喀什共亨电池储能系统国电投集团新疆能源化工有限责任公司85170新疆2022/1/15平高集团200MWh电源侧项目平高集团2002022/1/15山东省维坊市诸城维奥5MW/10MWh电压级联型储能电站510山东潍坊2022/1/16山东电力工程咨询院有限公司济宁市微山县储能调峰电站山东电力工程咨询院有限公司100200济宁市微山县2022/1/20菜芜孟家100MW/200MWh储能电站国网山东电力100200山东莱芜2022/1/26汇宁时代江门(台山）核储互补电化学储能电站广州汇宁时代新能源发展有限公司、中广核电力销售有限公司13002600广东江门2022/1/28江华200MW/400MWh电池储能电站项目协和新能源200400江华2022/2/8高安储能应用示范项目阳光新能源500500安徽高安2022/2/10广东东莞220KV黎贝站电池储能项目南方电网510广东东莞2022/2/15甘肃山丹共享储能电站华能甘肃公司250100甘肃张掖2022/2/15郴州资兴电化学储能电站100200湖南郴州2022/2/18国华仙桃市郭河镇50MW/10OMWh集中式共享储能电站国华(仙桃）新能源有限公司50100仙桃市2022/2/18广东电网能源投资有限公司20222年用户侧储能项目广东电网180广东2022/2/22莱州公司200MW/400MWh电化学储能项目莱州公司200400山东莱州2022/2/22福耀集团（上海）汽车玻璃有限公司储能电站项目江苏迅冠建筑工程有限公司7.522.5上海2022/2/27国家电投海阳101MW/202MWh电池储能电站国家电投101202山东海阳2022/3/1东莞南社站电网侧电化学储能工程（一期）广东电网1030广东东莞2022/3/3江北储能电站平高集团110.88193.6江苏南京2022/3/4新大顾电器有限公司内储能项目系统国网重庆电力0.1200重庆2022/3/9临泽天海200MW/40OMWh共享储能电站项目天合光能200400甘肃张掖2022/3/10郴州100MW/200MWh电池储能电站湖南电网100200湖南郴州2022/3/11宁储利通区同利100兆瓦/200兆瓦时共享储能电站中国电建华东院100200宁夏吴忠2022/3/14右玉县400兆瓦/800兆瓦时共享储能400800山西朔州2022/3/20华能山东公司黄台储能电站华能山东公司120212山东济南2022/3/21三峡新能源庆云储能电站二期示范项目三峡能源200400山东庆云县2022/3/25哈密十三间房90MW/180MWh储能调峰调频电站新疆沃能新能源有限公司90180新疆哈密2022/3/28重庆长寿恩力吉储能站国网重庆电力510重庆时间项目名称投建单位装机规模装机电量项目地2022/4/1华能湖南常德津市共享储能电站项目勘察设计服务招标华能国际工程技术有限公司100200湖南常德津2022/4/1三峡能源昔阳300兆瓦光伏+储能发电项目监理服务招标三峡能源发电（昔阳）有限公司3030山西晋中2022/4/3华润湖北随县文昌储能电站储能系统招标华润电力70.8141.6湖北随县2022/4/6华润电力广西农光储能一体化项目勘察设计服务招标华润新能源(容县)风能有限责任公司1020广西2022/4/6新能木垒四十个井子15万千瓦风电配储项目招标昌吉国投新能源开发有限公司1530新疆昌吉2022/4/7国投集团瓜州北大桥第二风电场风光互补50MW光伏项目配套储能EPC总承包项目国投甘肃新能源有限公司1530甘肃张掖2022/4/7河北赞皇农光互补光伏储能项目招标赞皇县阳坪新能源科技有限公司4080河北赞皇2022/4/7东南粤水电锂离子电池储能系统采购广东省机电设备招标有限公司1530广东2022/4/8华润财金红光渔业800MW光伏发电项目华润财金新能源（东营）有限公司80160山东2022/4/8液流储能电站项目储能建筑及安装工程施工承包项目国家电力投资进团有限公司湖北分公司100500湖北2022/4/12中节能凉州区五期、民勤打沙岗二期及玉门项目光伏储能系统采购项目中节能太阳能股份有限公司4488甘肃凉州2022/4/13国电电力内蒙古新能源乌力吉三期100MW风电项目风力发电机组设备采购国电电力内蒙古新能源开发有限公司3060内蒙古2022/4/14国投文昌龙楼100MW(渔)农光互补项目EPC总承包工程国投（海南）新能源有限公司2550海南2022/4/15中广核2022年度磷酸铁锂电池储能系统框架采购中国广核新能源有限公司10001900重庆2022/4/15中节能永兴50MW风力发电场项目储能装置采购中节能风力发电股份有限公司918河南尉氏县2022/4/18大唐阿拉善盟乌力吉400MW风电项目风电场EPC总承包工程阿拉善左旗大堂新能源有限公司120240新疆2022/4/182022年共享健能电站项目可行性研究编织服务项目采购广西电网能源科技有限责任公司50100广西2022/4/20丰宁100万千瓦风光储示范项目招标国华（赤城）风电有限公司115230河北赤城2022/4/20广东粤电发布2022年用户侧储能(第一批)工程总包采购项目广东粤电电力销售有限公司2040广东2022/4/20四川光储微电网项目招标自贡兴川储能技术有限公司15四川2022/4/21海南文昌神华100MW渔光互补光伏发电项目储能系统设备采购国华（文昌）新能源有限公司1836海南文昌2022/4/22山西朔州共享储能一期项目朔州是平鲁区金润储能有限公司2040山西朔州2022/5/7启东市合作镇80MW/160MWh储能电站项目华能启东新能源开发有限公司80160江苏南通2022/5/7河南龙源新能源发展有限公司罗山县电化学储能电站项目河南龙源新能源发展有限公司200400河南信阳图表：2022年1-5月中国储能市场招投标情况3.2中国电化学储能发展提速•2022年中国储能市场进一步快速增长，据公开信息统计，1-5月国内总项目数量超过50个，规模超13GW。其中大部分项目集中在100-300MWh，项目数量占比超过40%，容量占比超过30%。•项目中超过500MWh的包括广东江门2600MWh核储互补电化学储能电站、重庆中广核1900MWh磷酸铁锂电池储能系统框架采购、山西朔州800MWh共享储能项目。未来高电量的大型项目或成为大势所趋。2022年1-5月中国新型储能市场招投标项目数超50个，规模超13GWh来源：ESCN，CNESA，中国储能网，中信建投图表：2022年1-5月储能招标项目总数超50个图表：2022年1-5月储能招标项目电量超13GWh（MW）（个）来源：ESCN，CNESA，中国储能网，中信建投0102030405060项目数量大于500MW300~500100MW~300MW50MW~100MW小于50MW02000400060008000100001200014000装机规模大于500MW300~500100MW~300MW50MW~100MW小于50MW目录•一、储能是新能源发展不可或缺的要素•二、电化学储能在众多方案中脱颖而出•三、电化学储能大时代正在来临•四、电化学储能空间测算4.1电化学储能市场空间测算逻辑4.2中国：发电侧风光配储贡献主要增量4.3中国：电网侧储能空间相对有限4.4中国：用户侧储能需求将持续增长4.5预计2022-2026年中国储能装机约170GWh，全球约700GWh•五、电化学储能非电芯重点环节梳理•六、电化学储能非电芯重点公司梳理•七、风险提示来源：中信建投电化学储能电网侧用户侧发电侧发电侧储能累计电量新增装机储能渗透各省市储能政策用电量电力装机总量存量装机储能渗透未配储能的存量装机存量储能渗透率储能配比新增储能装机储能渗透率储能配比加权平均储能渗透率储能配置时长储能配比调频储能累计装机量调峰储能累计装机量装机量合计电化学调峰渗透率装机量合计调频需求率电化学调频渗透率风电光电核电水电火电其他发电侧储能累计电量储能时长储能时长工商业用户家庭用户我国家庭储能较少，暂时忽略不计工商业用电量电化学储能渗透率全社会用电量全国工商业用电量用电时数用电侧储能累计电量储能时长4.1储能市场空间测算逻辑4.2中国：发电侧风光配储贡献主要增量-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%0204060801001201402016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E保守预测乐观预测中性预测保守同比乐观同比中性同比（GW）•2019-2021中国光伏新增装机量分别为30.22、48.75、52.57GW。根据CAPI预测，在保守，乐观，中性三种情况下，2022-2026年中国光伏新增装机量分别为75、80、85、90、95GW，90、95、100、110、116GW，83、88、93、100、106GW，五年复合增长率分别为13%、17%、15%。•2019-2021中国风电新增装机量分别为24.88、72.50、46.83GW。2020年是陆上风电补贴的最后一年，产生陆上抢装，2020年后风电装机增长速度回归平稳。根据GWEC预测，2022-2026年中国陆上风电新增装机量分别为46.28、50.18、49.68、50.15、52.81GW，占全球风电新增装机比例分别为46%、49%、47%、42%、41%,五年复合增长率12%;2022-2026年中国海上风电装机预计增加39GW，占全球的43%。风光配储主导发电侧储能增长来源：BNEF,Wind,中信建投图表：中国光伏新增装机量预测图表：中国风电新增装机量预测（GW）来源：CPIA,Wind,中信建投-100%-50%0%50%100%150%200%250%010203040506070802016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E新增装机新增同比（GW）•截止到2021年底，根据公开市场信息，全国共有21个省市出台储能政策，包含强制配备储能政策、优先支持政策和补贴政策，其中强制配置储能省份数量近50%。•绝大多数地区储能配置要求为新增风光电装机对储能配置比例不低于10％、连续储能市场不低于2小时。来源：北极星储能网，政府官网，中信建投图表：各省储能政策汇总4.2中国：发电侧风光配储贡献主要增量全国各省份储能配置政策省份政策出台时间政策力度储能配置储能配置时长政策文件天津2021/6/7激励光伏10%（风能15%）《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》河北2021/10/9激励南10%（北15%）3《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》山西2021/8/26激励10%《关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》内蒙古2021/8/26激励15%2《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》辽宁2021/7/26激励10%《辽宁省新增风电项目建设方案（征求意见稿）》江苏2021/9/29强制长江南8%（长江北10%）2《关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》浙江2021/9/23激励10%（义乌）2《关于推动能源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则》安徽2021/8/2强制10%1《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》福建2021/5/24强制10%《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》江西2021/3/19激励10%1《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》山东2021/11/11激励10%2《关于公布2021年市场化并网项目名单的通知》河南2021/6/21激励10%（15%）（20%）2《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》湖北2021/6/7强制10%2《关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》湖南2021/10/13强制光伏5%（风电20%）2《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》广西2021/10/9激励光伏15%（风电20%）2《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》海南2021/3/15强制10%《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》陕西2021/6/24强制10%（榆林20%）2《陕西省新型储能建设方案（征求意见稿）》甘肃2021/5/28激励重点10%（其他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》青海2021/1/29强制10%2《支持储能发展的若干措施（试行）》宁夏2021/7/14强制10%2《关于加快促进自治区储能健康有序发展的通知（征求意见稿）》新疆2021/3/14强制10%（阿克苏）《关于组织开展阿克苏地区2021年光伏发电项目竞争性配置工作的通知》来源：中国电力统计年鉴；全国新能源消纳检测预警中心,中信建投4.2中国：发电侧风光配储贡献主要增量全国储能配置渗透率•2022年全国发电侧储能渗透率测算核心假设1：全国发电侧储能渗透率=Σ（各省市政策×各省市新增装机量）=Σ（各省市储能渗透率×各省市新增装机全国占比）核心假设2：强制配储能地区渗透率为100%;激励配储能地区渗透率为10%。结论：我们预计2022年随着各城市政策的逐步落实，全国新增风光电装机的储能渗透率为42.22%。图表：2019-2021年全国各省市新增装机及其平均占比0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%024681012141618202019年新增装机2020年新增装机2021年新增装机新增装机全国占比（三年平均）来源：中信建投测算4.2中国：发电侧风光配储贡献主要增量2022-2026年，发电侧新型储能增量约140GWh•2022年全国发电侧储能电量测算核心假设1：风光装机增量配储能：2022年全国储能渗透率为42%,之后随着各省市储能政策逐渐完善，2022-2026年每年渗透率同比增长15%。核心假设2：风光装机存量配储能：针对未配置储能的存量风光和未有政策激励增量储能装机，储能配置以商家资源为主，鉴于现阶段储能经济性较低，2022-2026年储能渗透率为1%核心假设3：未配储能装机=本年累计风光装机-上一年储能装机/储能配比-本年新渗透的新增储能装机。核心假设4：储能配比和充放电时长依据各省市政策取众数分别为10%、2h，2025-2026年逐步增加至15%、2.5h。结论：我们预计2022-2026年发电侧储能累计电量分别为：保守：16.61、31.26、48.53、84.30、141.97GWh乐观：17.90、34.03、53.02、93.06、157.67GWh中性：17.25、32.64、50.78、88.68、149.82GWh2022-2026年，发电侧新型储能增量将约140GWh。指标2022E2023E2024E2025E2026E风光装机新增风光装机（GW）保守125.02135.56140.49150.69161.32乐观140.02150.56155.49170.69182.32中性132.52143.06147.99160.69171.82风光增量配储能需求储能渗透率42%49%56%64%74%储能配置装机（GW）保守5.36.67.812.117.9乐观5.97.38.713.720.2中性5.66.98.312.919.0储能配比10%10%10%13%15%风光存量配储能需求未配储能装机（GW）保守683.27746.24800.90895.45978.77乐观691.94762.55823.68929.671023.34中性687.61754.40812.29912.561001.05储能渗透率1%1%1%1%1%储能配比10%10%10%13%15%储能配置装机（GW）保守0.680.750.801.121.47乐观0.690.760.821.161.54中性0.690.750.811.141.50发电侧累计发电侧储能累计装机（GW）保守8.3115.6324.2737.4756.79乐观8.9517.0126.5141.3663.07中性8.6316.3225.3939.4159.93充放电时长2222.32.5发电侧储能累计电量（GWh）保守16.6131.2648.5384.30141.97乐观17.9034.0353.0293.06157.67中性17.2532.6450.7888.68149.82图表：2022-2026年发电侧储能电量市场空间测算05001000150020002500300035004000202020212022E2023E2024E2025E2026E其他火电水电核电光电风电（GW）来源：中信建投测算4.3中国：电网侧储能空间相对有限2022-2026年，电网侧新型储能增量将约18GWh核心假设1：电网侧仅起到调峰补充作用；电网侧调频需求率一般为3%~5%，火电调频需求约为2%，风光电波动性更强，假设每年增加0.4%。核心假设2：根据CNECA统计，2021年电网侧储能装机量2.01GW，电化学调频、调峰需求渗透率分别为2.12%、0.04%；假设2022-2024年储能调频渗透率每年增加1%。调峰渗透率为0.01%；2025-2026储能调频渗透率为2%，调峰渗透率为0.02%。核心假设3：电化学调频电流密度较大（2C），容量较小，时间较短；电化学调峰电流密度小（1C），容量较大，充放电时间较长；假设电化学调频、调峰时间分别为1h、2h。结论：我们预计2022-2026年电网侧储能累计电量分别为4.33、6.28、8.74、13.53、19.58GWh，2022-2026电网侧新型储能增量约18GWh。图表：2020-2026中国累计电力装机量指标2022E2023E2024E2025E2026E全国电力装机装机量合计（GW）2592.932811.643038.323282.533541.67新型储能调频调频需求率2%2%3%3%4%电化学调频渗透率3%4%5%7%9%储能累计装机量(GW)1.622.784.357.4711.62调频时间1.01.01.01.01.0新型储能调峰电化学调峰需求渗透率0.05%0.06%0.07%0.09%0.11%储能累计装机量(GW)1.361.752.203.033.98调峰时间22222电网侧合计电网侧储能累计装机量(GW)2.974.536.5510.5015.60电网侧储能累计电量(GWh)4.336.288.7413.5319.58图表：2022-2026年电网储能电量市场空间测算来源：CAPI，GWEC,中国核能行业协会,中商产业研究院，中信建投来源：中信建投测算4.4中国：用户侧储能需求将持续增长2022-2026年，用户侧新型储能增量将约13GWh核心假设1：新能源蓝皮书2021预测2025年全社会用电量9.5万亿千瓦时，假设2022-2026用电量增速由5%到3%逐年下降。核心假设2：假设2022-2026年储能配制仍以工商业为主，且2022-2026年工商业用电量占全社会用电量比例维持在86%。核心假设3：电化学储能渗透率=用电侧储能累计装机/工商业功率；根据CNECA统计，2021年用户侧储能装机量1.37GW，则可以计算出2021年电化学储能渗透率为0.08%；假设2022-2026年电化学储能渗透率增速每年增长0.01%。核心假设4：假设2022-2024年每套储能的充放电时长为2h。结论：我们预计2022-2026年电网侧储能累计电量分别为4.25、6.17、8.55、11.44、14.89GWh，2022-2026电网侧新型储能增量约13GWh。图表：2016-2026中国全社会用电量及其构成图表：2022-2026年用户侧储能电量市场空间测算0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%0200004000060000800001000001200002016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2026E家庭及其他用电量工商业用电量工商业用电量占比（GWh）指标2022E2023E2024E2025E2026E全社会用电量全社会用电量（亿KWh）8728490339930509584198716全国工商业用电量（亿KWh）7506577692800238242384896用电时数（h）43804380438043804380工商业功率（GW）17141774182718821938用户侧合计电化学储能渗透率0.12%0.17%0.23%0.30%0.38%用电侧储能累计装机量(GW)2.133.094.285.727.44每套储能时长（h）22222用电侧储能累计电量(GWh)4.256.178.5511.4414.89来源：能源蓝皮书2021，中电联，CEIDCO，中信建投来源：中信建投测算4.4预计2022-2026年中国储能装机约170GWh，全球约700GWh2022-2026年，海外储能市场增量超500GWh核心假设1：根据CENSA数据测算，2021年海外发电侧、电网侧、用电侧储能占比分别为36%、31%、33%，鉴于海外电网侧和用户侧储能较为成熟，假设2022-2026年三方储能占比不变。核心假设2：假设海外发电侧增量装机储能渗透率由10%增长至40%，存量装机储能渗透率为1%。核心假设3：海外储能配比和充放电时长略高于中国，假设2022-2026新增储能配比由15%增加至25%，充放电时长由1.5h增加至3.2h（电网侧由1.5h增加至2h）。结论：我们预计2022-2026年海外新型储能累计电量分别为72.60、120.61、188.93、317.31、563.73GWh；2022-2026年，储能增加量合计超过500GWh。图表：2022-2026年海外储能市场空间测算指标2022E2023E2024E2025E2026E风光装机风光装机合计（GW1370.141565.481764.191974.902197.87新增风光装机（GW）196.08195.34198.71210.71222.98发电侧测算发电侧储能装机占比36%36%36%36%36%增量装机储能渗透率10%15%20%30%40%储能配比15%16%17%20%25%增量装机新增储能（GW）2.944.696.7612.6422.30未配储能的风光装机（GW）1303.621461.601612.921769.391930.13存量装机储能渗透率1%1%1%1%1%储能配比15%16%17%20%25%存量装机新增储能（GW）1.962.342.743.544.83发电侧储能累计装机量（GW）11.9318.9628.4644.6471.76充放电时长2.502.602.702.903.20发电侧储能累计电量合计(GWh)29.8349.3076.84129.45229.64电网侧测算电网侧储能装机占比31%31%31%31%31%电网侧累计装机量（GW）10.2816.3324.5138.4461.80充放电时长（h）1.51.61.71.82电网侧储能累计电量（GWh）15.4126.1241.6669.19123.59用电侧测算用电侧储能装机占比33%33%33%33%33%用电侧累计装机量（GW）10.9417.3826.0940.9265.78充放电时长（h）2.502.602.702.903.20用电侧储能累计电量（GWh）27.3545.1970.43118.67210.50储能用电量合计新型储能累计电量（GWh）72.60120.61188.93317.31563.73新型储能新增电量（GWh）21.8648.0168.32128.38246.42来源：中信建投测算；注：中国储能带电量使用中性假设4.4预计2022-2026年中国储能装机约170GWh，全球约700GWh2022-2026年中国储能市场空间约170GWh，全球约700GWh。图表：2022-2026年中国新型储能累计电量图表：2022-2026年全球新型储能累计电量•中国：预计2022-2026年中国储能市场增量在保守、乐观、中性三种情况下分别为13.73、18.52、21.12、43.45、67.15GWh，15.02、20.01、23.84、47.72、74.10GWh，14.37、19.26、22.98、45.58、70.63GWh；市场空间合计分别约164.97、180.68、172.83GWh。•海外：预计2022-2026年海外新型储能增量分别为33.32、48.01、68.32、128.38、246.42GWh，市场空间合计约524.45GWh。•全球：预计2022-2026年全球新型储能市场空间约700GWh。来源：中信建投测算050100150200250保守乐观中性保守乐观中性保守乐观中性保守乐观中性保守乐观中性2022E2023E2024E2025E2026E用户侧电网侧用电侧（GWh）01002003004005006007008002022E2023E2024E2025E2026E海外中国（GWh）目录•一、储能是新能源发展不可或缺的要素•二、电化学储能在众多方案中脱颖而出•三、电化学储能大时代正在来临•四、电化学储能空间测算•五、电化学储能非电芯重点环节梳理5.1电化学储能系统构成5.2电化学储能温控系统5.3电化学储能消防系统•六、电化学储能非电芯重点公司梳理•七、风险提示正极材料负极材料电解液隔膜储能系统集成上游中游能量管理系统（EMS）储能变流器（PCS）其他设备监测、电器配件其他电池组PACK电池管理系统（BMS）储能系统安装（EPC）下游发电侧储能系统运维电网侧用户侧5.1电化学储能系统构成电化学储能系统涉及环节多图表：储能产业链是多个子系统的集合•储能产业的上游以电池制造为主，包含正负级材料、电解液、隔膜等；中游是储能系统的集成商，包括整个储能系统的设计以及电池组、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器等多个子系统选型；经过EPC整包厂商建设后，供发电侧、电网侧、用电侧等领域应用使用。•储能领域参与企业众多，主要包括以宁德时代、中储国能、亿纬动力为代表的储能技术提供商，以上能电气、科华数能、索英电气为代表的储能PCS提供商和以海博思创、电工时代、科华数能为代表的储能系统集成商等。来源：中信建投图表：储能产业参与企业众多来源：MIR，中信建投原材料储能PCSBMS电池系统集成温控容百科技阳光电源科工电子宁德时代阳光电源英维克贵州振华科华数据高特电子比亚迪科华数据同飞股份厦门钨业索英电气协能科技国轩高科海博思创黑盾环境杉杉科技南瑞继保高泰昊能海基新能源库博能源锐劲特龙蟠科技科陆电子力高新能源南都电源猛狮科技消防德方纳米盛弘电气平旦科技亿纬锂能南都电源青鸟消防贝特瑞上能电气钜威动力派能科技上海电气国轩创为新能源方大炭素锦浪科技蓝锂科技中天科技睿能世纪线束及连接器天赐材料德业股份星云股份蜂巢能源科陆电子林一新能源中材科技许继电科中天储能瑞浦能源南瑞继保艾迈思5.1电化学储能系统构成电池成本占储能系统成本的50%-60%•储能系统主要由四个部分组成，电池和电池管理系统（BMS），储能变流器（PCS）以及对整个系统进行监控以及通讯的系统。从系统成本看，电池成本构成储能系统成本的50%-60%，PCS占比20％，BMS占比5％，EMS占比5％－10％，其它配件5％。•电化学储能总成本趋于快速下降。根据BNEF测算，以初始投入运行20MW/80MWh的项目为例，2021年总成本约为282$/KWh；2025年预计降为203$/KWh，相比2021年下降28%；2030年总成本预计为165$/KWh，相比2021年下降41%。投资成本的下降将带动储能经济性提升。图表：初始投入运行20MW/80MWh储能项目成本结构来源：BNEF,中信建投（GWh）图表：储能系统成本分析（GW）050100150200250300350400450201920202021202220232024202520262027202820292030电池系统平衡（BOS）流变系统（PCS）能量管理系统（EMS）电池管理系统（BMS）工程总承包（EPC）开发商开销开发商利润（美元/kwh）电池,60%PCS,20%EMS,10%BMS,5%其他,5%来源：阳光电源,中商产业研究院，中信建投5.1电化学储能系统构成•电池储能系统标准柜，包括锂离子电池组、标准柜体、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器、并离网切换柜、数据显示屏等。配套的锂离子电池组安装固定在标准柜体的导轨之上，单节电池间通过软铜排相联接，并配备电池管理系统及主动均衡模块等。除此之外还包含照明系统、门禁系统、消防系统（灭火材料、自动灭火系统、火灾报警系统、安全泄压系统）、温控系统（空气温度调节系统、通风排风系统）等辅助设备。来源：CESA，中信建投图表：储能柜主要结构图表：储能柜组成及运行原理来源：圣泉新能源，中信建投储能标准柜包含锂电池组、EMS、PCS、并离网切换、消防、温控、照明等系统5.2电化学储能温控系统•15°C—35°C之间的范围是电池实现全部性能的最佳工作温度范围。该温度范围也是电池运行最有效、最可靠和最安全的温度范围，超出标准范围会减小电池容量、减慢化学反应速度并增加生命周期成本。•受制于锂电池运行对温度的要求，温控系统对锂电储能系统的良好运行极为重要。目前主要的温控方案包括一体式顶出风空调+风管精确送风方案、分体式冷热通道隔离方案、顶置式空调+风管精确送风方案、一体式下出风方案、风冷冷水型温控方案等。来源：EET，KandlerSmith，中信建投图表：温度变化对锂电池运行影响图表：温控系统运行原理来源：黑盾，CESA，中信建投锂电池对运行温度要求严苛，温控系统发挥重要作用5.2电化学储能温控系统•储能温控系统技术路线目前主要是风冷（采用空气介质）、液冷（液体介质）两大类。温控系统的选择具有非标定制化特点，储能应用场景较多，包括电站、工商户用等，不同场景需要不同的解决方案。2021年储能温控系统主要以风冷为主，液冷凭借更精准的温控能力和更高的综合性能或成为大势所趋，占比不断提升。•目前空冷主机的单位价值为0.3-0.4亿元/GWh，液冷主机的单位价值为和0.6-0.7亿元/GWh。来源：能源电力说，中信建投图表：温控系统产品分类图表：温控系统产品示例来源：英维克官网，中信建投储能温控系统主要包含风冷、液冷两大类种类原理价值量产品选择依据风冷风冷系统是以空气为冷却介质，利用对流换热降低电池温度的一种冷却方式。风冷系统具有结构简单、易维护及成本低等优点.0.3-0.4亿元/GWh温控系统选择与电池模组结构息息相关，种类选择受制于电池厂液冷液冷系统是以液体为冷却介质，通过对流换热将电池产生的热量带走。目前常用介质有水、乙二醇水溶液、纯乙二醇、空调制冷剂和硅油等。0.6-0.7亿元/GWh（主机部分）；0.9亿元/GWh（含水冷管等）型号：MC系列储能空调制冷量：7500-53000W安装方式：室内落地（角落式）安装、室外墙装、室外落地式安装型号：EMW系列储能冷水机制冷量：3000-45000W安装方式：门装、测装、落地式安装5.3电化学储能消防系统•据不完全统计，2011-2021年全球共发生50起储能电站起火爆炸事故，事故的主要原因在于电池管理系统缺陷、锂电池内部热失控等，因此消防系统作为储能柜刚需起到预警和消灾的作用。•消防系统主要由火灾探测器、火灾控制器、声光报警器、通讯控制器、声光报警及手动开关和灭火装置等组成。系统在火灾隐患期和发生初期，能够及时探测到火灾险情并发出预警、报警信号，达到预定火灾确定条件时，自动启动灭火装置，将火灾消灭在萌芽状态，从而达到保护储能集装箱安全的目的。•消防系统的价值量约占到储能柜整体价值的2%-4%，约为4-16万/MWh。来源：亿纬锂能，中信建投图表：消防系统运行原理图表：亿纬锂能电池柜消防系统来源：德立科电子，中信建投消防系统作为储能柜刚需，起到预警和消灾的作用目录•一、储能是新能源发展不可或缺的要素•二、电化学储能在众多方案中脱颖而出•三、电化学储能大时代正在来临•四、电化学储能空间测算•五、电化学储能非电芯重点环节梳理•六、电化学储能非电芯重点公司梳理6.1英维克：储能温控龙头，市占率领先6.2同飞股份：储能温控业务突破大客户，有望快速发展6.3青鸟消防：消防龙头，发力储能消防•七、风险提示6.1英维克：储能温控龙头，市占率领先•英维克专注于为数据中心、移动通信网络、电网储能、工业自动化、轨交列车、电动客车、冷链运输等应用提供热管理及环境控制产品和解决方案。公司在机房温控领域位于全国领先地位，拥有腾讯、哈里巴巴、万国数据、中国移动等多家核心客户。•英维克储能温控系统已成熟应用在杭州未来科技城储能项目、国家电网三站合一示范项目、平高用户侧集装箱储能项目、南都用户侧集装箱储能项目、比亚迪英国储能项目等多个项目中。来源：英维克官网,中信建投图表：英维克某储能项目图表：英维克主要产品线来源：中国储能网，中信建投深耕于数据中心温控设备，机房温控领域龙头6.1英维克：储能温控龙头，市占率领先•2019-2022Q1公司营收分别为13.38、17.03、22.28、4.00亿元，同比增长24.96%、27.35%、30.82%、17.10%，公司多行业，多领域的布局迎来营收的高速增长。•2019-2022Q1公司归母净利润分别为1.60、1.82、2.05、0.13亿元，同比增长48.52%、13.48%、12.86%、-59.26%，2022Q1受制于原材料价格上涨和疫情影响，公司归母净利润短期承压。来源：wind,中信建投图表：2019-2022Q1公司归母净利润图表：2019-2022Q1公司营业收入来源：wind，中信建投公司营收保持高速增长，归母净利润短期承压0%10%20%30%40%50%60%0510152025201720182019202020212022Q1x100000000营业收入同比(亿元)-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%0.00.51.01.52.02.5201720182019202020212022Q1x100000000归母净利润同比(亿元)0%2%4%6%8%10%12%14%16%0.00.51.01.52.02.53.03.54.020202021储能业务收入营收占比•公司以温控系统为核心，向多板块多业务拓展。2021年机房温控节能涉笔、户外机柜温控节能设备、轨道交通列车空调及服务、新能源车用空调业务营收占比分别为5376%、29.76%、8.28%、3.83%。公司以四大业务为核心向数据中心领域、通信机柜设备温控领域、储能温控领域、新能源客车空调领域等多维度拓展，积累了阿里巴巴、华为等核心客户。•公司在储能业务爆发之前积极布局，2021年储能业务板块实现营收3.37亿元，同比增长237%。•公司通过研发构建行业壁垒，截至2021年底，公司共拥有软件著作权86项、专利权616项，其中发明专利42项；同时，公司也参与了《露点蒸发式高温冷水机组》等多项温控领域国际标准、行业和协会标准制定。（亿元）图表：2021年公司储能业务同比增长237%图表：2017-2021公司主营构成051015202520172018201920202021其他主营业务新能源车用空调轨道交通列车空调及服务户外机柜温控节能设备机房温控节能设备（亿元）来源：wind,中信建投来源：wind，中信建投多板块多业务发展，储能板块高速发展6.1英维克：储能温控龙头，市占率领先6.2同飞股份：储能温控业务突破大客户，有望快速发展•公司是国内领先的工业温控综合解决方案服务商。产品涵盖液冷、空冷等多场景的工业温控解决方案，为储能系统、智能制造装备、半导体设备、输变电、电气传动、新能源发电、氢能、新能源汽车等领域提供专业温控产品。•公司拥有四大类产品：液体恒温设备、电气箱恒温装置、纯水冷却单元和特种换热器。公司的发展战略为快速推进储能及半导体领域温控业务，做精中高端装备制造温控业务，做强电力电子装置温控业务，稳步发展特种换热器业务。•在储能领域，公司积累了储能集成商、电力电子子系统等核心客户，公司目前成为阳光电源储能温控的重要供应商，公司储能业务有望迎来放量。来源：公司公告,中信建投图表：同飞股份主要产品及业务来源：公司公告，中信建投公司以数控装备+新能源温控设备为引擎，四大产品涵盖多场景多领域电气箱恒温设备液体恒温设备纯水冷却单元特种换热器数控机床与激光设备电力电子装置电化学储能系统半导体制造设备氢能装置工业洗涤设备工业温控设备产品应用图表：同飞股份主要产品及业务电气箱恒温装置：应用于数控装备、激光柜体等纯水冷却单元：应用于电池储能、风电变流器等液体恒温设备：应用于主轴、电机、液压站、减速箱、激光发生器、切割头、光学部件等6.2同飞股份：储能温控业务突破大客户，有望快速发展•公司深耕于液冷解决方案，能满足厂家多样化的非标定制化需求和高精准的温度控制性能。面对新能源行业的快速发展，公司积极扩张产能：•1）精密智能温度控制设备项目：公司精密智能温度控制设备项目”达到预定可使用状态日期为2022年12月31日，届时将提升公司整体产能。•2）储能热管理系统项目：2022年4月25日，公司拟投资5.5亿元建设“三河同飞制冷股份有限公司储能热管理系统项目”，其中使用公司首次公开发行股票募集资金中部分超募资金3.23亿元，通过自有资金或通过其他融资方式筹集2.27亿元。项目计划占地约125.1亩。项目建设周期24个月，新建储能热管理系统项目生产线8条，计划达到年产8万台的生产规模。公司2022年及以后新能源温控产品产能快速提升图表：同飞股份温控领域产品来源：同飞股份官网，中信建投液冷系统顶装式工业空调一体式工业空调分体式工业空调壁挂式空调6.2同飞股份：储能温控业务突破大客户，有望快速发展•2019-2022Q1公司营收分别为4.19、6.12、8.29、1.88亿元，同比增长10.78%、46.28%、35.46%、9.89%。•2019-2022Q1公司归母净利润分别为0.74、1.25、1.20、0.21亿元，同比增长-4.71%、68.46%、-3.84%、-27.07%。•2021-2022Q1由于原材料价格上涨、国内外大宗商品价格波动、新增部分生产人员熟练程度较低导致综合毛利率有所下降，再加上研发支出等因素，公司经营利润同比降低，随着公司降本增效措施的实行以及材料价格的下降，公司盈利能力有望企稳回升。来源：wind,中信建投图表：2021-2022Q1公司归母净利润短期承压图表：2018-2022Q1公司营业收入保持增长来源：wind，中信建投公司营收保持高速增长，归母净利润短期下滑0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%012345678920182019202020212022Q1x100000000营业收入同比(亿元)-40%-20%0%20%40%60%80%0.00.20.40.60.81.01.21.420182019202020212022Q1x100000000归母净利润同比(亿元)0%10%20%30%40%50%60%20172018201920202021平均液体恒温设备纯水冷却单元电气箱恒温装置特种换热器其他主营业务其他业务•2021年公司液体恒温设备（应用于冷却主轴、电机、液压站、减速箱、激光器、切割头以及激光系统的光学部件）、纯水冷却设备（应用于新能源发电场SVG、盾构机、工程船、风电变流器、储能电池、石化管线）、气体箱恒温装置（应用于数控装备电气控制柜、激光器柜体、电力电子装置的电气控制箱制冷）、特种换热器营收占比分别为59.16%、18.28%、16.74%、4.37%，毛利率分别为33%、32%、30%、34%。图表：公司各产品线毛利大多维持在30%以上图表：2021年液体恒温设备占比近60%来源：wind,中信建投来源：wind，中信建投公司以液体恒温设备为主，2021年平均毛利约为30%6.2同飞股份：储能温控业务突破大客户，有望快速发展012345678920172018201920202021其他业务其他主营业务特种换热器电气箱恒温装置纯水冷却单元液体恒温设备（亿元）6.3青鸟消防：消防龙头，发力储能消防•公司业务框架为“3+2+2”模式：以通用消防报警、应急照明与智能疏散、工业消防为核心的“三驾马车”，气体类的自动灭火和体检测业务，及以智慧消防、家用消防为核心的“两颗新星”基础上，持续向安防、物联网等相关领域延展，进而实现“消防安全+物联网”的全球化目标。公司消防安全产品体系专业、丰富、齐全，贯穿着火灾安全管理（早期预警→报警→防火→疏散逃生→灭火）的全过程，真正实现形成了“一站式”的产品与服务闭环。•公司积极布局储能消防。公司对于储能电池模组的解决方案的核心思路在于针对电池模组进行精准消防探测（“朱鹮”芯片，感温/感烟/气体探测三位一体）、聚焦式灭火（高压细水雾等产品相配套的复合型方案）。目前已经有包括阳光三星储能项目、美国BroadReachPower独立发电商项目等多个项目落地应用。来源：公司公告,中信建投图表：多品类、多品牌、多性能的产品矩阵图表：青鸟消防主要产品及业务来源：公司公告，中信建投3+2+2模式引领发展，储能领域消防探测+聚焦式灭火双发力6.3青鸟消防：消防龙头，发力储能消防来源：wind,中信建投图表：2019-2022Q1公司归母净利润增速加快图表：2017-2022Q1公司营业收入保持增长来源：wind，中信建投0%10%20%30%40%50%60%70%051015202530354045201720182019202020212022Q1营业收入同比(亿元)0%5%10%15%20%25%30%35%0123456201720182019202020212022Q1归母净利润同比(亿元)•2019-2022Q1公司营收分别为22.71、25.25、38.63、7.46亿元，同比增长27.80%、11.16%、53.03%、64.71%。•2019-2022Q1公司归母净利润分别为3.62、4.30、5.30、0.67亿元，同比增长5.28%、18.72%、23.21%、30.64%。•2022年公司将在既有的优势基础上进一步赛道卡位、对竞争对手挤压出清，加速推进公司战略的完成（青鸟1.0战略——三年实现100亿营收规模）。公司营收和归母净利润保持高速增长-30.00%-20.00%-10.00%0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%20172018201920202021平均火灾自动报警及联动控制系统产品智能疏散与防火门监控系统消防自动灭火系统气体检测系统电气火灾监控系统电源监控余压监控系统灭火器及其他其他业务6.3青鸟消防：消防龙头，发力储能消防•2021年公司火灾自动报警及联动控制系统、智能疏散与防火门监控系统、消防自动灭火系统等主要业务营收占比分别为54.04%、21.79%、8.64%。公司产品线涵盖面广，实现消防领域产品闭环，产生规模效应。•公司核心业务的“三驾马车”——通用消防报警+应急疏散+大工业领域消防三大赛道预计整体市场规模在千亿左右，公司通用消防报警方面目前预计市占率在10%上下。随着公司在既有的优势基础上持续实施赛道卡位、挤压出清的策略，市场占有率有望进一步提升。图表：2021年气体探测系统、电源监控毛利率超50%图表：公司产品种类丰富来源：wind,中信建投来源：wind，中信建投公司产品种类丰富，赛道广阔05101520253035404520172018201920202021其他业务灭火器及其他消防应急照明和疏散指示系统余压监控系统电源监控电气火灾监控系统气体检测系统消防自动灭火系统智能疏散与防火门监控系统火灾自动报警及联动控制系统产品（亿元）目录•一、储能是新能源发展不可或缺的要素•二、电化学储能在众多方案中脱颖而出•三、电化学储能大时代正在来临•四、电化学储能空间测算•五、电化学储能非电芯重点环节梳理•六、电化学储能非电芯重点公司梳理•七、风险提示风险提示•储能项目落地不及预期•行业竞争激烈，产生价格战•国家政策调整57分析师介绍吕娟：董事总经理，上海区域总监，高端制造组组长&首席分析师，机械行业首席分析师。复旦大学经济学硕士，法国EDHEC商学院金融工程交换生，河海大学机械工程及自动化学士，2007.07-2016.12曾就职于国泰君安证券研究所任机械首席分析师，2017.01-2019.07曾就职于方正证券研究所任董事总经理、副所长、机械首席分析师。曾获新财富、金牛、IAMAC、水晶球、第一财经、WIND最佳分析师第一名。评级说明投资评级标准评级说明报告中投资建议涉及的评级标准为报告发布日后6个月内的相对市场表现，也即报告发布日后的6个月内公司股价（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。A股市场以沪深300指数作为基准；新三板市场以三板成指为基准；香港市场以恒生指数作为基准；美国市场以标普500指数为基准。股票评级买入相对涨幅15％以上增持相对涨幅5%—15％中性相对涨幅-5%—5％之间减持相对跌幅5%—15％卖出相对跌幅15％以上行业评级强于大市相对涨幅10%以上中性相对涨幅-10-10%之间弱于大市相对跌幅10%以上57分析师声明本报告署名分析师在此声明：（i）以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告,结论不受任何第三方的授意或影响。（ii）本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。法律主体说明本报告由中信建投证券股份有限公司及/或其附属机构（以下合称“中信建投”）制作，由中信建投证券股份有限公司在中华人民共和国（仅为本报告目的，不包括香港、澳门、台湾）提供。中信建投证券股份有限公司具有中国证监会许可的投资咨询业务资格，本报告署名分析师所持中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格证书编号已披露在报告首页。本报告由中信建投（国际）证券有限公司在香港提供。本报告作者所持香港证监会牌照的中央编号已披露在报告首页。一般性声明本报告由中信建投制作。发送本报告不构成任何合同或承诺的基础，不因接收者收到本报告而视其为中信建投客户。本报告的信息均来源于中信建投认为可靠的公开资料，但中信建投对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载观点、评估和预测仅反映本报告出具日该分析师的判断，该等观点、评估和预测可能在不发出通知的情况下有所变更，亦有可能因使用不同假设和标准或者采用不同分析方法而与中信建投其他部门、人员口头或书面表达的意见不同或相反。本报告所引证券或其他金融工具的过往业绩不代表其未来表现。报告中所含任何具有预测性质的内容皆基于相应的假设条件，而任何假设条件都可能随时发生变化并影响实际投资收益。中信建投不承诺、不保证本报告所含具有预测性质的内容必然得以实现。本报告内容的全部或部分均不构成投资建议。本报告所包含的观点、建议并未考虑报告接收人在财务状况、投资目的、风险偏好等方面的具体情况，报告接收者应当独立评估本报告所含信息，基于自身投资目标、需求、市场机会、风险及其他因素自主做出决策并自行承担投资风险。中信建投建议所有投资者应就任何潜在投资向其税务、会计或法律顾问咨询。不论报告接收者是否根据本报告做出投资决策，中信建投都不对该等投资决策提供任何形式的担保，亦不以任何形式分享投资收益或者分担投资损失。中信建投不对使用本报告所产生的任何直接或间接损失承担责任。在法律法规及监管规定允许的范围内，中信建投可能持有并交易本报告中所提公司的股份或其他财产权益，也可能在过去12个月、目前或者将来为本报告中所提公司提供或者争取为其提供投资银行、做市交易、财务顾问或其他金融服务。本报告内容真实、准确、完整地反映了署名分析师的观点，分析师的薪酬无论过去、现在或未来都不会直接或间接与其所撰写报告中的具体观点相联系，分析师亦不会因撰写本报告而获取不当利益。本报告为中信建投所有。未经中信建投事先书面许可，任何机构和/或个人不得以任何形式转发、翻版、复制、发布或引用本报告全部或部分内容，亦不得从未经中信建投书面授权的任何机构、个人或其运营的媒体平台接收、翻版、复制或引用本报告全部或部分内容。版权所有，违者必究。中信建投证券研究发展部中信建投（国际）北京东城区朝内大街2号凯恒中心B座12层电话：(8610)8513-0588联系人：李祉瑶邮箱：lizhiyao@csc.com.cn上海浦东新区浦东南路528号南塔2106室电话：(8621)6882-1612联系人：翁起帆邮箱：wengqifan@csc.com.cn深圳福田区益田路6003号荣超商务中心B座22层电话：（86755）8252-1369联系人：曹莹邮箱：caoying@csc.com.cn香港中环交易广场2期18楼电话：（852）3465-5600联系人：刘泓麟邮箱：charleneliu@csci.hk58