-1-敬请参阅最后一页特别声明市场数据(人民币）市场优化平均市盈率18.90国金电力、煤气及水等公用事业指数4541沪深300指数4955上证指数3632深证成指14868中小板综指14232相关报告1.《提价格促消纳，跨省现货提振运营商盈利-跨省电力现货点评报告》，2021.11.252.《碳减排支持工具推出，多环节利好新能源发展-公用事业行业点评》，2021.11.105.《湖南推动煤电联动，重塑发电企业估值-电价政策点评》，2021.9.30牛波分析师SAC执业编号：S1130520060001niubo＠gjzq.com.cn石城联系人shicheng＠gjzq.com.cn多视角下，储能的复盘与展望行业观点时间视角：储能是新型电力系统之基，高比例可再生能源并网，构建新型电力系统遇到挑战。随着“双碳”进程的推进，风光并网电量快速提升，新型电力系统建设面临诸多挑战，储能的发展与建设是构建新型电力系统的基础。截至2020年末，中国储能累计装机功率达35.6GW，同比增加9.9%，其中抽水蓄能占比为89.3%；电化学储能装机功率3.27GW，同比增长91.2%，迎来爆发。空间视角：“十四五”期间，储能装机将快速提升，风光配储贡献电化学储能主要增量。预计至“十四五”末，电化学储能累计装机功率47.7GW，装机容量98.5Gwh。预计至2025年，电源侧新增装机功率/容量为11.23GW/28.09GWh；电网侧新增装机功率/容量为3.03GW/6.07GWh；用户侧新增装机功率/容量为3.15GW/6.31GWh。横向视角：政策拉动效应在国内将开始显现，储能需要电力现货市场、辅助服务市场，商业模式尚需迭代。对比美国、英国的储能发展历程，我们认为储能发展早期依赖政策驱动，核心在于明确储能的市场主体地位；中期驱动在于补贴激励；长期驱动在于降本、经济性提升，且成熟的电力现货市场可传导储能建设运营成本。2021年，中国明确电源侧配储比例、拉大峰谷电价及尖峰差价，我们认为国内政策已经具备早中期驱动条件。在国内新型电力系统建设过程中，储能的商业模式将随着电力现货市场的逐渐成熟而不断迭代，多种盈利模式并存将是未来发展方向。纵向视角：1）上游电芯环节，成本占60%以上，以锂电池（LFP）为主流路线，动力电池厂商的规模及成本优势显著，看好在既有技术路线下动力电池厂商的切换能力，以及头部动力电池企业对新技术的开拓实力。2）中游PCS环节，成本占比仅次于电芯，中国头部厂商出海盈利能力较强。PCS企业将充分受益于美国表前市场高增、欧洲户用市场高景气，且长期将受益于国内储能装机的快速增长。3）中游BMS环节，目前技术路线尚在迭代，现有方案多来自于TI、NXP等芯片公司，行业在加速洗牌中，看好头部动力电池企业及技术壁垒高的专业BMS企业，制定相关标准。4）下游系统集成环节，四类企业主要参与，包括光伏龙头、动力电池龙头、电力企业、储能集成企业，目前最大的集成商市占率仍小于10%，短期仍将呈现群雄割据的情况，长期看好EMS领域发力的集成企业。投资建议两个角度：1）海外机遇：2020年，美国表前市场储能装机增速超过400%，预计至2025年，美国储能装机容量将有5倍以上空间。海外户用市场用户粘性高、产品毛利率高，中国PCS优质企业已经出海形成规模优势。2）国内机遇：2021年，中国储能政策密集出台，电源侧的风光配储将拉动装机增长；峰谷差价拉大，为用户侧的储能盈利初探机遇。未来电力现货市场的逐渐建立，将为储能提供更完备的商业模式，建议关注电网投资增加带来的机遇。重点关注公司：宁德时代（电新组覆盖）、科华数据（通信组覆盖）、固德威、中国电建、文山电力。风险提示电化学储能安全、稳定性不及预期；成本下降进度不及预期；电力现货市场建设进度不及预期。3294351537363957417944004621201221210321210621210921国金行业沪深3002021年12月19日资源与环境研究中心电力、煤气及水等公用事业行业研究买入（维持评级）)行业深度研究证券研究报告行业深度研究-2-敬请参阅最后一页特别声明内容目录一、时间视角：储能是新型电力系统之基.......................................................51.1转型：新型电力系统迎来挑战................................................................51.2驱动：三侧需求保障储能快速发展.........................................................71.3形式：储能类型多样，电化学储能发展迅速...........................................81.4对比：动力电池VS储能电池，异同几何？.........................................12二、空间视角：中国电化学储能装机规模如何？...........................................142.1电源侧：风光配储，贡献主要装机增量................................................142.2电网侧：三种用途—调峰、调频、尖峰负荷补偿..................................152.3用户侧：工商业为主，渗透率有待提升................................................18三、以横向视角，中美欧储能都在哪个阶段？..............................................193.1美国：降本+政策驱动，表前市场爆发增长..........................................193.2英国：制度催化效果显著，户用市场快速增长......................................223.3中国：政策密集，将迎来快速增长.......................................................24四、纵向视角：电化学储能产业链梳理.........................................................284.1上游电芯：铁锂主流，钠、钒电池各具优势.........................................284.2中游组装：PCS寡头高增，BMS尚需迭代.........................................334.3下游系统集成：竞争格局分散..............................................................37五、投资建议...............................................................................................38六、风险提示...............................................................................................38图表目录图表1：2020年我国各类发电量占比（%）...................................................5图表2：典型风电出力曲线与负荷曲线............................................................5图表3：加州“鸭子曲线”，净负荷随太阳能发电规模增加而增加......................6图表4：新型电力系统面临的挑战...................................................................6图表5：储能在电源侧、电网侧、用户侧的应用场景.......................................7图表6：储能在电源侧的应用场景...................................................................7图表7：储能在电网侧的应用场景...................................................................8图表8：储能在用户侧的应用场景...................................................................8图表9：储能技术定位....................................................................................9图表10：储能不同技术路线特点....................................................................9图表11：全球储能累计装机量及增速（GW，%）........................................10图表12：中国储能累计装机量及增速（GW，%）.......................................10图表13：2020年全球各类储能装机结构（%）............................................10图表14：2020年全球电化学储能装机结构（%）........................................10图表15：2020年中国各类储能累计装机功率占比（%）..............................11图表16：2020年中国电化学储能细分装机份额（%）.................................11股票报告网行业深度研究-3-敬请参阅最后一页特别声明图表17：中国电化学新增装机功率及增速（GW，%）................................11图表18：中国电化学储能新增装机及增速（GWh，%）..............................11图表19：2020年中国新增电化学储能装机功率分布.....................................11图表20：常用储能电池对比.........................................................................12图表21：各类电池性能比较.........................................................................12图表22：储能电池与动力电池参数对比........................................................13图表23：电化学储能空间测算总表...............................................................14图表24：中国电化学储能新增装机功率预测（GW）....................................14图表25：中国电化学储能新增装机容量预测（Gwh）..................................14图表26：电源侧储能装机功率及装机容量测算（GW，GWh）.....................15图表27：电源侧新增装机功率预测（GW）..................................................15图表28：电源侧新增装机容量预测（Gwh）................................................15图表29：电网侧新增电化学储能装机功率预测（GW）................................16图表30：电网侧新增电化学储能装机容量预测（Gwh）...............................16图表31：中国夏季典型用电负荷曲线（GW）..............................................16图表32：中国冬季典型用电负荷曲线（GW）..............................................16图表33：电网侧储能调峰新增装机测算（GW，GWh）...............................17图表34：2010年后中国用电负荷最大值及增速（亿KW，%）....................17图表35：电网侧调频配储空间测算（GW，GWh）......................................18图表36：尖峰负荷补偿配储空间测算（GW，GWh）...................................18图表37：用户侧配储空间测算（GW，GWh）.............................................18图表38：各国储能政策总览.........................................................................19图表39：美国大型储能系统成本（$/KW，$/kwh）......................................20图表40：841法令核心要点—FERC关于储能参与电力市场的规则修改.......20图表41：2017年加州SGIP五轮补贴发放标准............................................21图表42：不同储能系统市场对应的补贴标准.................................................21图表43：不同储能容量对应的补贴标准........................................................21图表44：美国储能行业股权投资事件（1亿美元以上）................................21图表45：德州2020年电源供给分布............................................................22图表46：美国大型电化学储能分布及预期（MW）.......................................22图表47：英国非抽蓄储能装机容量（MW）.................................................23图表48：动态遏制（DC）调频辅助服务类型...............................................23图表49：储能在英国电力市场的收益来源....................................................24图表50：各省电源侧新能源配储政策总结....................................................24图表51：储能商业模式................................................................................26图表52：储能系统成本拆分.........................................................................27图表53：电池成本拆分................................................................................27图表54：储能新建成本预测（元/kw，元/Kwh）...........................................27图表55：储能产业链梳理.............................................................................28股票报告网行业深度研究-4-敬请参阅最后一页特别声明图表56：电化学储能系统结构示意图...........................................................28图表57：2020年中国动力电池企业市场占比...............................................29图表58：2020H1全球动力电池装机量前十（GWh）...................................29图表59：储能成本拆分—某10MWh储能项目.............................................29图表60：正极LFP、三元523材料价格（万元/吨）....................................29图表61：钠电池的主要转变及构成（隔膜无变动）......................................30图表62：钠电池与锂电池铅酸电池比较........................................................30图表63：钠离子电池在储能主要应用...........................................................30图表64：国内钠离子电池主要标的...............................................................31图表65：钒电池工作原理图.........................................................................31图表66：钒电池优缺点比较.........................................................................32图表67：四川片状98%五氧化二钒价格（万元/吨）....................................32图表68：钒电池装机量及预测（GW）........................................................32图表69：全钒液流电池发展趋势..................................................................32图表70：储能变流器拓扑示意图..................................................................33图表71：2020年中国PCS装机量前五（MW）..........................................33图表72：2020年中国PCS市场份额（按装机量）......................................33图表73：2020年海外PCS（不含户用）出货量前五的国产商（MW）........34图表74：部分PCS企业储能板块收入（亿元）...........................................34图表75：部分PCS企业储能板块收入增速..................................................34图表76：部分PCS企业海外营收占比.........................................................34图表77：部分PCS企业储能业务毛利率......................................................34图表78：电池不一致性来源.........................................................................35图表79：BMS主动均衡...............................................................................35图表80：BMS被动均衡...............................................................................35图表81：BMS主动均衡、被动均衡比较......................................................35图表82：BMS数量及市场规模（万套、亿元）............................................36图表83：国内BMS发展面临问题................................................................36图表84：三类BMS厂商市场份额................................................................37图表85：2019年新能源汽车BMS市场份额................................................37图表86：四类储能系统集成商代表企业........................................................37图表87：2020年中国新增储能装机功率排名（MW）..................................37图表88：2020年中国储能系统集成商海外排名（MW）..............................37股票报告网行业深度研究-5-敬请参阅最后一页特别声明一、时间视角：储能是新型电力系统之基1.1转型：新型电力系统迎来挑战“双碳”进程中，风光发电量快速增长。能源供给结构将随着“双碳”进程逐步推进而演变，非化石能源电力供给份额将快速提升。中国目前仍较严重依赖火电，2020年，中国火电发电5.33万亿kwh，占比达71.2%；风光发电量占比为7.51%。根据国家能源局综合司发布《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）》，2025年中国风光发电量占比要达到16.5%左右。图表1：2020年我国各类发电量占比（%）来源：国家统计局，国金证券研究所风电、光伏并网加速，新型电力系统遇到挑战。常规火电机组具有平抑电网运行中由于运行方式或负荷变化引起的不平衡功率的能力，具有较强的稳定性和抗干扰性。随着“双碳”进程的推进，风光电量比例逐渐提升，新型电力系统建设面临较多挑战。1）风电随机性较强，出力呈现逆负荷特性。风电单日波动最大幅度可达装机容量的80%，随机波动性使风电无法响应系统中出现的功率不平衡。风电出力峰值多在凌晨，在上午至晚间出力较低，有显著的逆负荷性质。图表2：典型风电出力曲线与负荷曲线来源：《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》，国金证券研究所71.19%16.37%5.59%4.94%1.92%火电水电风电核电光伏0.50.550.60.650.70.750.80.850.300.340.380.420.460.50123456789101112131415161718192021222324负荷/pu风电/pu风电（pu）负荷（pu）股票报告网行业深度研究-6-敬请参阅最后一页特别声明2）光伏日内出力波动值可达装机容量的100%。以美国加州地区为例，光伏装机规模的不断扩大对电力系统其他电源迅速调峰的要求不断提高，光伏日内出力波动值甚至可以达到100%。图表3：加州“鸭子曲线”，净负荷随太阳能发电规模增加而增加来源：CaliforniaIndependentSystemOperator，国金证券研究所新型电力系统四个基本特征：新型电力系统有四个基本特征，1）广泛互联：形成更坚强的互联互通网络平台，可以实现季节差互补、风光水火互调、跨地区跨领域补偿调节等，实现各类发电资源共享及备用；2）智能互动：将现代通信技术与电力技术融合，将电网打造成高度感知、双向互动、智能高效的系统；3）灵活柔性：电网要充分具备调峰调频能力，实现灵活柔性性质，增强抗扰动能力；4）安全可控：实现交流与直流电压等级协调发展，防范系统故障及大面积停电风险。图表4：新型电力系统面临的挑战场景原因挑战用电结构转型1）产业转型带来用电结构转型，制造业向高端发展，服务业不断扩大，可中断负荷占比增加；2）更多新能源车辆的应用带来交通部门用电负荷增加；3）建筑部门电气化带来居民用电负荷增加，峰谷负荷差进一步扩大。1）制造业与服务业增长的不确定性，使得中长期的输电规划面临挑战；2）大规模制造业的间歇性负荷模式，为负荷的预测、调度和操作带来困难；3）输电网负载能力有限；4）低功率因数（电感）负载对无功补偿和相关法规的挑战。“源网荷储”一体化1）风能和太阳能等间歇性资源不断增加促进分布式电源发展；2）电源侧向“风光水火储”多能互补系统发展；3）负荷侧向终端一体化供能系统发展。1）分布式发电整合；2）“源网荷储”一体化发展减少输电线路的需求。清洁能源公用事业去碳化政策极大地改变了电源侧结构。1）电源布局和布局与负荷中心的一致性；2）全国范围的潮流变化；3）局部无功功率问题；4）电网灵活性响应：惯性、电压、频率和负荷响应等。网络的脆弱性及威胁1）电网互联对计算机与数据共享的依赖性增强，不断推动能源互联网发展；2）能源互联网发展也使得电网更容易受到物理和网络威胁；3）为了与电网发展步调一致，必须要提高所有关键基础设施控制系统的防御能力，包括供水、天然气和交通系统。1）强化基础设施建设以避免遭受攻击造成的损失；2）公用事业单位正在寻求在更经济、更具成本效益的方式来应对风险。“双碳”带来的成本增加1）“双碳”目标下煤炭增产难，煤价高位带来煤电成本上升；2）环境成本内部化导致化石能源（尤其是煤电）碳排放成本增加；3）新增水电、核电成本不断增加。1）发电成本不断增加；2）压制终端价格上涨导致大规模限电发生。来源：国金证券研究所整理股票报告网行业深度研究-7-敬请参阅最后一页特别声明1.2驱动：三侧需求保障储能快速发展在新型电力系统中，多环节均需要配臵储能，形成“储能+”的新结构。电源侧、电网侧及用户侧均对储能设备有迫切需求。1）电源侧：储能可以应用于电源调频辅助服务、备用电源、平滑出力波动等场景，解决因风光发电带来的电网不稳定及弃电问题。2）电网侧：储能可以参与电网调峰调频、缓解输电设备拥堵、优化电网潮流分布、改善电能质量等，核心作用是保障电网稳定运行。3）用户侧：用户可以配臵储能设备通过削峰填谷来节省费用、设立备用电源保障用电连续性、开发移动电源车和应急电源等。图表5：储能在电源侧、电网侧、用户侧的应用场景来源：国金证券研究所整理电源侧：储能在电源侧的应用规模最大。储能在电源侧的应用主要包括改善能源涉网特征、参与辅助服务、优化潮流分布并缓解堵塞、提供事故备用。电源侧重点在维持电网平衡需求为主，确保风光顺利并网。图表6：储能在电源侧的应用场景来源：国金证券研究所整理电网侧：储能可使系统的布局灵活度、可移动性加强，使输配电成本实现时序分摊、空间分摊。储能在电网侧的应用包括节能增效、延缓投资、应急备用、电能质量改善四个方面。股票报告网行业深度研究-8-敬请参阅最后一页特别声明图表7：储能在电网侧的应用场景来源：国金证券研究所整理用户侧：主要面向工商业用户。储能在用户侧的应用主要包括削峰填谷、备用电源、智能交通、社区储能、供电可靠性等领域。用户侧储能应用模式丰富，主要包括以下三种模式：1）以储能为手段，聚合可中断负荷、电动汽车、智慧农机等多种资源，协同分布式发电，参与需求侧响应、拓展多元消纳等；2）用户利用峰谷价差，降低用电成本；3）以“储能+微电网”的模式，保障用户侧供电可靠性。图表8：储能在用户侧的应用场景来源：国金证券研究所整理1.3形式：储能类型多样，电化学储能发展迅速储能技术定位：储能改变电力系统时刻“供需平衡”的运行原则，关键因素即为时间因子的介入。储能的三个主要功能为长时有功支撑与调节、短时有功支持、短时有功调节，涉及的三个重要参数为：功率容量、额定续航时间、出力频次。股票报告网行业深度研究-9-敬请参阅最后一页特别声明图表9：储能技术定位功能应用环节应用场景功率（千瓦）续航时间响应速度等效频次（次/天）长时有功支撑与调节发电新能源调峰10-1002-6时分钟级1-2次/天黑启动1-3030-60分分钟级<2次/年输配延缓输变电设备扩容升级1-302-6时分钟级<60次/年用电用户备用电源<0.53-12时分钟级<20次/年峰谷价差套利<21-4时分钟级1-2次/天短时有功支撑发电提供备用容量10-10015分-1时分钟级1-2次/天输变电缓解输变电阻塞1-3030-120分分钟级10次/年短时有功调节发电跟踪发电计划5-5015-60分秒级1-2次/天一次调频1-51-3分毫秒级1-5次/天二次调频5-5-15-30分秒级1-5次/天来源：国金证券研究所整理技术路线多样，机械类应用成熟，电化学类增长较快。储能的技术路线大类包括机械类、电化学类、电气类、化学类等。储能按功能可划分为能量型和功率型，其中能量型储能的能量密度高，放电时间相对较慢，主要用于高能量存储、转移的场景；功率型储能功率密度较高，以高放电率快速放电，主要用于瞬间高功率放电场景。图表10：储能不同技术路线特点大类路线细分技术路线技术特性优点缺点功能划分机械类抽水蓄能符合低谷（高峰）时抽（放）水，储存（释放）电能规模大、寿命长、运行维护费用低选址受限、建设时间长、响应时间长能量型压缩空气储能利用过剩电力压缩空气并储存在地下结构中容量大、工作时间长、寿命长能量转换效率低、选址受限能量型飞轮储能借助飞轮加减速进行能量转换功率密度高、寿命长、稳定性好能量密度低、自放电效率高功率型电化学储能铅炭电池加入碳材料阻止负极硫酸盐化，延长电池寿命效率高、原材料资源丰富、成本低寿命短、能量密度低、铅是有毒物质功率型+能量型锂离子电池以锂金属氧化物等材料为电极，以锂盐有机溶液为电解液功率密度高、效率高、循环寿命长复杂的电池管理系统、存在安全隐患功率型+能量型全钒液流电池存放于不同容器的电解液流经电池电堆，在电极发生化学反应功率和容量独立设计、安全性好功率特性差、能量密度低、体积较大功率型+能量型电气类超级电容器电极和电解质之间的双电层来存储电能功率密度高、响应速度快、效率高能量密度较低、价格较高能量型化学类电制水氢气通过燃料电池等方式释放电能，或送入氢产业链直接利用运维成本低，可长时间存储全周期效率低、成本高能量型来源：CNESA，国金证券研究所储能装机规模快速增加，2020年累计装机增速反弹。全球已投运的储能项目主要在亚太、北美和欧洲，至2020年末，全球累计装机规模达191.1GW，增速3.52%；中国累计装机规模达35.6GW，增速9.88%。股票报告网行业深度研究-10-敬请参阅最后一页特别声明图表11：全球储能累计装机量及增速（GW，%）图表12：中国储能累计装机量及增速（GW，%）来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所抽水蓄能装机功率占据90%以上份额，锂离子电池装机功率占90%电化学储能份额。根据中关村产业技术联盟统计，2020年，全球抽水蓄能装机功率达172.5GW，占全部储能装机功率的90.3%；电化学储能新装机容量14.1GW，同比增加48.11%，占比达7.5%，较去年提升了2.3pct。2020年，中国储能累计装机容量达35.6GW，同比增加9.9%，其中抽水蓄能装机容量达31.79GW，占比达89.3%；电化学储能累计装机容量3.27GW，同比增加91.2%，占比达9.19%，较去年提升了3.91pct。图表13：2020年全球各类储能装机结构（%）图表14：2020年全球电化学储能装机结构（%）来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所191.10.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%1601651701751801851901952016年2017年2018年2019年2020年全球储能累计装机量（GW）增速（%）35.60%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%05101520253035402016年2017年2018年2019年2020年中国储能累计装机量（GW）增速（%）90.30%1.80%7.50%0.20%0.20%抽水蓄能熔融盐储能电化学储能飞轮储能压缩空气储能92.00%3.60%3.50%0.70%0.10%0.20%锂离子电池钠硫电池铅蓄电池液流电池超级电容其他股票报告网行业深度研究-11-敬请参阅最后一页特别声明图表15：2020年中国各类储能累计装机功率占比（%）图表16：2020年中国电化学储能细分装机份额（%）来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所中国电化学储能增长迅速，新增装机以电源侧和用户侧为主。2020年，中国电化学储能快速增长，从装机功率看，2020年新增电化学储能功率达1.56GW，同比增长143.7%；从装机容量看，2020年新增电化学储能装机容量达2.3GWh，同比增长152.7%。中国新增储能主要应用在电源侧和用户侧，增长源于电源侧的配储要求及用户侧的用电成本。图表17：中国电化学新增装机功率及增速（GW，%）图表18：中国电化学储能新增装机及增速（GWh，%）来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所来源：CNESA-EnergyStorageIndustryWhitePaper2021（SummaryVersion），国金证券研究所图表19：2020年中国新增电化学储能装机功率分布来源：BNEF，国金证券研究所89.30%1.50%9.20%0.03%抽水蓄能熔融盐储能电化学储能压缩空气储能88.80%10.20%0.70%0.10%0.20%锂离子电池铅蓄电池液流电池超级电容其他0.030.060.030.110.120.680.641.56-100%0%100%200%300%400%500%00.20.40.60.811.21.41.61.820132014201520162017201820192020中国电化学储能新增装机功率（GW）增速（%）2.3-50%0%50%100%150%200%250%300%00.511.522.520132014201520162017201820192020中国电化学储能新增装机容量（GWh）增速（%）29.30%28.80%27.30%14.70%辅助服务新能源发电用户侧电网侧股票报告网行业深度研究-12-敬请参阅最后一页特别声明1.4对比：动力电池VS储能电池，异同几何？电化学储能电池类型主要包括铅蓄电池、液流电池、锂离子电池。综合看电池效率、使用寿命、安全性、能量密度等因素，锂电池优势明显。锂电池以磷酸铁锂、三元电池为主流。磷酸铁锂电池的自身特点最适合用作储能锂电池。图表20：常用储能电池对比电池类型功率密度（w/kg）能量密度（wh/kg）转换率循环寿命（80%放电深度）电池成本（元/kwh）铅蓄电池传统铅蓄电池150-20030-4080%200-280次——超级铅蓄电池500-60025-4080%-90%>2000次1500双极铅蓄电池550-90030-5080%-90%3000次——钠硫电池6030085>2500次——液流电池全钒液流电池80-12015-3065%-75%>12000次3000-5000锌溴液流电池30-5065-7565%-75%>12000次——锂离子电池钴酸锂电池>100约180>95>300次——锰酸锂电池>300约100>95>500次——磷酸铁锂电池>300约120>95>4000次1400-2000三元锂电池>170约170>95>1000次4000-5000钛酸锂电池>600约70>95>20000次6000-7000来源：国金证券研究所整理图表21：各类电池性能比较来源：国金证券研究所整理电化学储能源于动力电池，但与动力电池侧重不同。2016-2017年，国家鼓励生产动力电池，动力电池在汽车行业过剩，电化学储能电池开始逐渐用在电力系统上。动力电池比储能电池有更高的性能要求，对能量密度、充电速度、放电电流要求更高，且动力电池容量低于80%就无法应用于汽车，改造后可用在储能系统中。储能电池一般固定安装，对容量、安全性及循环寿命要求更高。循环寿命效率能量密度（wh/kg）安全性成本优势环境影响铅酸电池镍系电池锂系电池钠硫电池液流电池股票报告网行业深度研究-13-敬请参阅最后一页特别声明图表22：储能电池与动力电池参数对比参数指标储能电池动力电池用途电源、电网、用户侧等环节，基站，3C产品等新能源汽车、两轮电动等放电倍率（C）1C左右10C或以上隔膜放电慢，不易生热，对隔膜要求较低生热快，对隔膜要求高空间要求高低成本要求低中循环寿命（次）3500-120001000-2000容量密度（Wh/kg）135-150150-200BMS系统—硬件逻辑结构一般2-3层模式，第3层用以应对大规模管理一般1层集中式或2层分布式BMS系统—通讯协议内部通信采用CAN协议，外部通信TCP/IP协议内外部均为CAN协议PCS系统储能PCS：1）用作备用电源、2）维持电网稳定性、3）低成本高效输压无来源：中国储能网，国金证券研究所股票报告网行业深度研究-14-敬请参阅最后一页特别声明二、空间视角：中国电化学储能装机规模如何？根据CNESA统计，中国2019、2020年电化学储能累计装机量分别为1.71GW、3.25GW。我们分别从电源侧、电网侧、用户侧，对电化学储能装机进行测算，预计至“十四五”末，电化学储能累计装机功率47.7GW，装机容量98.5Gwh。图表23：电化学储能空间测算总表2021E2022E2023E2024E2025E储能新增装机功率（GW）电源侧1.653.416.209.1011.23电网侧0.250.380.972.173.03用户侧0.280.430.731.493.15合计2.184.217.9012.7717.42电化学储能累计装机功率（GW）5.439.6417.5430.3047.72储能新增装机容量（Gwh）电源侧2.976.4712.4020.0228.09电网侧0.500.761.934.356.07用户侧0.390.681.312.986.31合计3.867.9115.6427.3540.46电化学储能累计装机功率（Gwh）7.1415.0630.7058.0598.51来源：国金证券研究所测算图表24：中国电化学储能新增装机功率预测（GW）图表25：中国电化学储能新增装机容量预测（Gwh）来源：国金证券研究所测算来源：国金证券研究所测算2.1电源侧：风光配储，贡献主要装机增量电源侧的测算主要考虑集中式光伏、风电的新增装机配储。电源侧是电化学储能主要的增量来源，今年下半年出台的政策要求风光发电项目将强制配臵5%-20%不等的储能。1）储能渗透率：我们预计在政策推动下，新增风光电站的配储比例从今年开始逐渐提升；又因电源侧电化学储能目前更多地起到消纳和减少弃电的作用，我们判断配储比例将在未来1-2年内随着电源侧电化学储能参与市场而逐渐提升。2）配储时长：按照今年各省份下发的文件，电源侧配储时长一般要求2小时，我们预计配储时长会陆续增加，且在“十四五”末期，电源侧储能盈利模式稳定后，风光配储时长会超过2小时。根据国家能源局数据，2020年末我国集中式光伏装机增量为32.68GW，风电新增装机为71.67GW。预计2025年我国风电、光伏配储新增装机功率将达28.09GWh，预计“十四五”期间，电源侧储能新累计增装机功率达31.59GW。光伏配储测算假定：电源侧集中式光伏储能新增功率=年度新增集中式光伏装机功率新增功率配储率，新增容量=新增储能装机功率储配小时数。024681012141618202021E2022E2023E2024E2025E电源侧增量（GW)电网侧增量（GW)用户侧增量（GW)0510152025303540452021E2022E2023E2024E2025E电源侧增量（GWH)电网侧增量（GWH)用户侧增量（GWH)股票报告网行业深度研究-15-敬请参阅最后一页特别声明风电配储测算假定：电源侧风电储能新增功率=年度风电新增装机功率新增部分配储比例，新增容量=新增储能装机功率配储小时数。图表26：电源侧储能装机功率及装机容量测算（GW，GWh）参数20202021E2022E2023E2024E2025E光伏集中式光伏装机增量（GW）32.6830.0037.5045.0048.6047.79增量配储能比例（%）2.00%3.00%5.00%8.00%10.00%12.00%新增储能装机（GW）0.650.901.883.604.865.73储配小时数（h）11.81.922.22.5储能新增规模（GWh）0.651.623.567.2010.6914.34风电风电新增装机（GW）71.6750.0051.0052.0053.0055.00增量配储能比例（%）0.85%1.50%3.00%5.00%8.00%10.00%新增储能装机（GW）0.610.751.532.604.245.50储配小时数（h）11.81.922.22.5储能新增规模（GWh）0.611.352.915.209.3313.75合计新增储能装机合计（GW）1.261.653.416.209.1011.23新增储能装机规模合计（GWh）1.262.976.4712.4020.0228.09来源：wind，国家能源局，国金证券研究所测算图表27：电源侧新增装机功率预测（GW）图表28：电源侧新增装机容量预测（Gwh）来源：国家能源局，国金证券研究所测算来源：国家能源局，国金证券研究所测算2.2电网侧：三种用途—调峰、调频、尖峰负荷补偿在电网的关键节点布放，储能可以按照调度实现充放电，以完成对电网的调峰调频，与电源侧相比，储能在电网侧更多起到替代作用。储能在电网侧主要有两种类型：1）大型的独立储能电站；2）替代输配电设施的储能。第一种类型判断短期无法做到太大规模；第二种类型因城市核心区域电力需求旺盛，安全性是重要的考虑因素。我们对电网侧储能空间预测考虑三方面，即电网调峰、电网调频、电网尖峰负荷补偿。0246810122021E2022E2023E2024E2025E光伏：储能新增装机（GW）风电：储能新增装机（GW）0510152025302021E2022E2023E2024E2025E光伏：储能新增规模（Gwh）风电：储能新增规模（Gwh）股票报告网行业深度研究-16-敬请参阅最后一页特别声明图表29：电网侧新增电化学储能装机功率预测（GW）图表30：电网侧新增电化学储能装机容量预测（Gwh）来源：国金证券研究所测算来源：国金证券研究所测算1）调峰：通过调峰保障电力系统的实时平衡。预计2025年，电网侧电化学调峰储能新增功率1.94GW，新增容量3.88GWh。预计“十四五”期间，电化学储能调峰装机功率合计增加4.27GW，装机容量合计增加8.55Gwh。测算逻辑：1、电化学储能新增调峰功率=风光累计装机容量日波动率调峰需求比例电化学渗透率；2、电网侧电化学储能新增调峰功率=∆储能累计装机需求电网侧调峰占比；3、电网侧电化学储能新增容量=电网侧电化学储能新增调峰功率配储时长。参数假定：1、日波动率：参照能源转型委员会的典型中国用电负荷曲线，取夏季波动数据，日内功率波动按照900GW至1250GW，取波动率38%；2、调峰需求比：调峰是由于负荷和用电量的供需错配，需要投入额外机组以保持平衡。随着未来风光并网的电量和比例增加，系统负荷波动率会大幅增加，我们假设调峰的需求比例每年增加5%（小于年风光装机功率增速的一半）。3、电化学储能调峰渗透率：调峰辅助服务以火电为主，未来火电机组数量增长有限、风光发电量逐步增加，且电化学储能成本逐渐下降、调节能力灵活，我们判断电化学储能在调峰的渗透率逐渐提升，目前独立电站形式已开始探索。4、电网侧调峰占比及配储时长：因目前电源侧的储能可通过调峰辅助服务市场获益，而电网侧的调峰很大部分是缓解电网阻塞、延缓投资，我们假设电网侧调峰占比按30%来测算；配储时长按照2h测算。图表31：中国夏季典型用电负荷曲线（GW）图表32：中国冬季典型用电负荷曲线（GW）来源：能源转型委员会，国金证券研究所来源：能源转型委员会，国金证券研究所0.00.51.01.52.02.53.03.52021E2022E2023E2024E2025E调峰（GW）调频（GW）尖峰负荷补偿（GW）0.01.02.03.04.05.06.07.02021E2022E2023E2024E2025E调峰（Gwh）调频（Gwh）尖峰负荷补偿（Gwh）股票报告网行业深度研究-17-敬请参阅最后一页特别声明图表33：电网侧储能调峰新增装机测算（GW，GWh）序号指标20202021E2022E2023E2024E2025EA风电累计装机容量（GW）281.53326.53372.53419.53467.53517.53B光伏累计装机容量（GW）252.50312.50375.00450.00531.00610.65C日波动率38%38%38%38%38%38%D调峰需求比例25%30%35%40%45%50%E=(A+B)CD储能调峰累计装机功率需求（GW）50.7372.8599.42132.17170.75214.35F电化学储能覆盖比例1.5%1.7%2.0%3.0%5.0%7.0%G=EF调峰配储累计装机需求（GW）0.761.241.993.978.5415.00H电网侧占比30%30%30%30%30%30%I=∆GH电网侧电化学储能调峰新增储能功率（GW）0.230.140.220.591.371.94J配储能时长（h）222222K=IJ调峰新增储能容量（GWh）0.460.290.451.192.743.88来源：能源转型委员会，CNESA，国金证券研究所测算2）调频：预计2025年，电网侧调频储能新增功率0.76GW，新增容量1.52GWh。预计“十四五”期间，电网侧电化学储能调频新增装机功率将将达1.75GW，新增装机容量达3.49Gwh。参数假定：1、用电负荷增速：根据国家电网公布的最大用电负荷，2015-2020年用电负荷CAGR为6.19%，鉴于温度升高及新能源占比提升，我们取用电负荷极值未来年增速为10%。2、电化学储能调频渗透率：目前的调频以火电调频为主，考虑未来尖峰负荷逐渐提升，火电机组的二次调频爬坡速率慢，我们假定未来电化学储能的调频渗透率逐渐增加。3、电网侧占比及配储时长：因未来风光装机功率占比提升，带来的频繁、小幅调频需求显著提升，我们假设电网侧需求占比随着风光装机功率增加逐渐提升2%左右。配储时长均取2小时。图表34：2010年后中国用电负荷最大值及增速（亿KW，%）来源：国家电网，国金证券研究所0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%02468101220102011201220132014201520162017201820192020最大用电负荷（亿KW）增速股票报告网行业深度研究-18-敬请参阅最后一页特别声明图表35：电网侧调频配储空间测算（GW，GWh）序号指标20202021E2022E2023E2024E2025EA电网最大负荷（亿kw）10.7611.8413.0214.3215.7517.33B调频需求比例2.90%3.00%3.10%3.20%3.30%3.40%C电化学储能份额1.50%1.70%2.00%3.00%5.00%7.00%D=ABC100电化学储能累计需求（GW）0.470.600.811.372.604.12E电网侧占比38.00%40.00%42.00%45.00%48.00%50.00%F=∆DE调频新增储能功率（GW）0.050.050.090.260.590.76G配储能时长（h）222222H=FG调频新增储能容量（GWh）0.100.110.170.511.181.52来源：国家电网，国金证券研究所测算3）尖峰负荷补偿：预测2025年，尖峰负荷补偿新增储能功率0.33GW，新增容量0.66GWh。预计“十四五期”间，尖峰负荷补偿电化学储能新增装机0.79GW，新增装机容量1.58Gwh。参数假定：用电负荷极值增速仍取10%、电化学储能渗透率取与调频数据一致、尖峰负荷按照业内标准取3%，配储时长均取2小时。图表36：尖峰负荷补偿配储空间测算（GW，GWh）序号指标20202021E2022E2023E2024E2025EA最大负荷（亿kw）10.7611.8413.0214.3215.7517.33B尖峰负荷补偿需求比例3%3%3%3%3%3%C=AB尖峰负荷补偿需求功率（GW）32.2835.5139.0642.9647.2651.99D电化学储能渗透率1.5%1.7%2.0%3.0%5.0%7.0%E=∆CD尖峰负补偿新增功率（GW）-0.050.070.120.210.33F配储能时长（h）222222G=EF尖峰负补偿新增容量（GWh）-0.110.140.230.430.66来源：国家电网，国金证券研究所测算2.3用户侧：工商业为主，渗透率有待提升储能在用户侧主要应用包括工业园区、大型工商业和集团等。预计“十四五”期间，用户侧储能新增装机功率达11.67Gwh。参数假定：1、工商业负荷：2020年全国用电负荷极值为1077GW，按80%比例计算工商业用户用电功率极值，工商业用电功率增速仍取10%/年；2、用户侧储能渗透率：随着今年政策的出台，峰谷电价差进一步拉大，工商业用户配储能的套利空间逐步加大，未来用户侧主要商业模式是通过峰谷价差套利，我们判断用户侧储能的渗透率逐渐增加。且在利润驱动下，配储时长逐渐增加。图表37：用户侧配储空间测算（GW，GWh）指标20202021E2022E2023E2024E2025EA工商业用户用电功率（GW）861.60947.761042.541146.791261.471387.62B用户侧储能渗透率0.10%0.12%0.15%0.20%0.30%0.50%C=AB累计储能功率（GW）0.861.141.562.293.786.94D=∆C新增储能功率（GW）-0.280.430.731.493.15E配储时长1.201.401.601.802.002.00F=DE新增储能容量（GWh）-0.390.681.312.986.31来源：国家电网，国金证券研究所测算股票报告网行业深度研究-19-敬请参阅最后一页特别声明三、以横向视角，中美欧储能都在哪个阶段？我们关注英国、美国储能政策及市场变动对行业发展的驱动，2020年，美国、英国和中国储能装机，均在政策激励下高基数高增长；2021年，美国储能市场和中国储能装机均持续高增长。图表38：各国储能政策总览国家政策主要内容英国政府2019年提议修改相关的规划法规，允许装机容量为50MW以上的储能无需政府批准即可。英国政府计划通过29项行动方案推动储能发展容量市场重启、新增动态遏制德国德国小户型用光伏储能投资补贴计划德国联邦经济事务和能源部重新调整并发布了新一轮“光伏+储能”补贴计划以色列储能帮助实现可再生能源电力装机30%的吗目标提高电网可靠性美国储能技术税收抵免的H.R.2096法案2017年，Doyle推出一项两党合作的方案，运行储备和发电（储能）技术法案（H.R.1744)2020年，FERC2222法案，RTO及ISO为分布式能源提供财务机制2021年，提出ITC政策延长10年2021年，未来数百GW的清洁能源引入电网2021年，DOE启动长时储能攻关计划，目标十年内将长时储能成本下降90%以上爱尔兰为储能开放市场澳大利亚合理储能电价机制家用储能计划储能+太阳能计划储能参与辅助服务计划法国将储能引入容量市场自动频率恢复备用预计将在2021年中期向储能开放其他平衡服务也会陆续向储能开放意大利开放辅助服务市场来源：国金证券研究所3.1美国：降本+政策驱动，表前市场爆发增长概况：装机指数级增长显现。根据WoodMackenzie统计，2020年美国部署了1.46GW/3.12GWh的储能系统，其中电化学储能新增1.1GW/2.6GWh，2020年末，美国电化学储能装机达3.5Gwh，我们预计2021年末装机容量将达12Gwh，2022年累计容量有望继续翻倍。表前市场：2020年迎来爆发增长。储能在美国表前市场主要应用于调峰、调频、辅助服务等，与中国“电源侧+电网侧”的效用相当。根据WoodMackenzie数据，2020年美国表前市场装机容量增速达464%，表前存量装机达25Gwh以上。表后市场：表后市场主要场景包括户用储能和工商业储能。驱动因素：美国储能表前市场高速发展的核心驱动来自成本下降。成本下降以外的推动因素包括1）主体地位明确：政策赋予储能明确市场地位，辅助服务市场发展快速；2）补贴促进新建：补贴推动储能发展，补贴收益在项目初期占比可达50%，伴随税费减免等非直接补贴，拉动效应显著；3）市场机制成熟：成熟的现货市场为合理化的费用传导机制奠基，推动行业长期稳定发展。成本驱动：电池成本逐渐下降，申报项目装机开始在2021年放量。美国开发商从项目开发到并网的周期一般在2年或更久，根据EIA数据，2019年来，电化学储能成本为590$/kwh，较2015年下降了72%。2019年，股票报告网行业深度研究-20-敬请参阅最后一页特别声明业内对电池成本继续下降有乐观预期，申报项目众多，项目并网期在2021年，导致美国装机量在2021年开始骤增。从地域看，主要的装机增量在加州和德州。图表39：美国大型储能系统成本（$/KW，$/kwh）来源：EIA，国金证券研究所明确储能定位：美国841法令明确储能可以参与RTO（区域输电组织）与ISO（区域性独立系统运营商）运营的所有电力市场，841法令两大核心变革：1、赋予储能和其他主体一样的市场地位：允许储能参与能量、容量、辅助服务等全体系市场，并允许储能在市场上申报投标购电或售电，且其充放电能按照节点电价结算。2、降低准入门槛：将储能的准入门槛从1MW降低至100KW，增加市场主体数量，实现更大范围内更优的资源配臵；明确储能的荷电约束状态，保证储能不同时充放电，并考虑储能的能量优先性核定其容量价值。图表40：841法令核心要点—FERC关于储能参与电力市场的规则修改841法案核心内容参与资格每个RTO/ISO应允许任何技术通过分布式资源聚合商参与批发电力市场安装位臵只要分布式资源安装在配电网，则可以参与其他任何补贴计划（包括净计量计划、需求响应计划）容量要求不对单个分布式资源的容量设定要求，但要求聚合一起参与电力市场的分布式能源最小功率为100kw参与方之间的协调当新增分布式资源聚合单元，或者更改现有资源组合时，需要在RTO/ISO、分布式资源所有者、相关配电公司或公用事业公司进行协调，确保聚合的资源能满足通过聚合商RTO/ISO提供服务的技术要求。参与协议每个RTO/ISO不应限制分布式资源聚合商参与批发电力市场所采用的商业模式，分布式资源聚合商应提供一份聚合后的分布式能源清单，清单包含每个分布式能源的容量、安装在配电系统中的位臵以及极限工况等内容。来源：SGIP，国金证券研究所精细化补贴促进项目新建：根据EIA数据，全美80%以上储能装机容量位于加州，加州2001年开始启动自发电激励计划（SGIP），主要鼓励用户侧分布式发电。SGIP经历五轮补贴发放标准，最新法案将SGIP计划延长至2026年。SGIP计划的先进性在于几个方面：1）分阶段补贴，避免“后补贴”影响积极性；2）不限制补贴的技术类型，仅规定技术指标要求，确保技术成熟且项目稳定；3）非一次性支付，建设完成给与50%补贴，其余补贴按每年运行效果进行支付；4）补贴设上限，避免以巨额补贴为目的建设储能项目。股票报告网行业深度研究-21-敬请参阅最后一页特别声明图表41：2017年加州SGIP五轮补贴发放标准储能项目第一轮（$/Wh）第二轮（$/Wh）第三轮（$/Wh）第四轮（$/Wh）第五轮（$/Wh）大型储能（>10KW）0.500.400.350.300.25获得ITC补贴的大型储能（>10KW）0.360.290.250.220.18家庭储能（≤10KW）0.500.400.350.300.25来源：SGIP，国金证券研究所图表42：不同储能系统市场对应的补贴标准图表43：不同储能容量对应的补贴标准时长（小时）补贴标准-基准补贴比例0-2100%2-450%4-625%>60%储能容量（MWh）补贴标准-基准补贴比例0-2100%2-450%4-625%>60%来源：SGIP，国金证券研究所来源：SGIP，国金证券研究所ITC激励延长，股权投资加速。2021年，联邦发布基建计划，至2035年实现无碳电力。且ITC政策（储能投资税、生产税抵免）延长十年至2031年底。美国储能领域的股权投资加速，2020年来发生多笔1亿美元以上的股权投资，资本加速推动能源转型。图表44：美国储能行业股权投资事件（1亿美元以上）时间主要内容2021年初卡塔尔投资局以1.25亿美元收购储能集成商Fluence12%的股权（Fluence由AES和西门子共同持股）。2020年末SwellEnergy获得4.5亿元项目融资，由AresCapitalManagement和AlignClimateCapital主导，旨在部署1.4万个家庭储能系统。2021年8月储能集成商FlexGenPowerSystem获得阿波罗1.5亿美元股权投资。来源：ESCN，国金证券研究所两大市场：德州以独立电站为主，加州规模将是最大。德州：是美国存量储能装机最大的州。目前德州大部分的储能是独立储能电站形式，选址大部分选在废弃天然气电厂，可使用存在的接入点并网。德州没有容量电力市场，其电力需求和供给比例是1:1，没有备份。根据德州电力可靠性委员会数据，风电已占德州发电量的23%。德州电力系统不稳定性、价格波动较高，其储能市场属于快速储能市场，即储能电池用量的倍率较高。安装储能系统后，电网趋近于稳定，使储能的系统收益会有所下降。德州目前主要的储能项目较小，单个项目一般在100Mwh及以下。从商业模式看，德州储能收益主要来自电价交易套利，其收益率较高，但波动性同样较大。股票报告网行业深度研究-22-敬请参阅最后一页特别声明图表45：德州2020年电源供给分布来源：ERCOT，国金证券研究所加州：将是美国最大的储能市场。加州鼓励“光伏+储能”的模式，可以解决加州电力紧张，并鼓励4-8小时的长时储能项目。从商业模式看，加州的储能主要是与电网交易的模式，可以与电网签署两种合同，即PPA（固定储能上网电价）和租赁合同（电网租用储能）。大投资商乐于投资于规模大，收益稳定的储能项目。加州的光伏在快速增长，会拉动储能的装机容量，因此，我们认为未来美国主要的储能增长来自于光伏配储。图表46：美国大型电化学储能分布及预期（MW）来源：EIA，国金证券研究所3.2英国：制度催化效果显著，户用市场快速增长英国储能市场以独立储能为主，且户用储能居多，快速发展原因是英国电价上涨幅度较快。2015年之前，英国在政策环境、监管环境均处于严管状态；2016年11月，英国国家能源监管机构Ofgem、商业能源与产业战略部BEIS联合发布战略报告，提出消除储能和需求响应的发展障碍、通过价格信号提高电力系统灵活性、催化电力市场商业模式创新等目标。我们认为，英国储能发展的借鉴意义在于；1）明确储能资产类别，减少准入障碍；2）电力现货市场领先，保障了储能的套利交易；3）多类型的辅助服务品种，顺利衔接可再生能源比例的增加；4）允许储能参与各细分市场并叠加效益，灵活交易保证收益水平。46%23%18%11%3%天然气风电煤电核电光伏股票报告网行业深度研究-23-敬请参阅最后一页特别声明图表47：英国非抽蓄储能装机容量（MW）来源：国际能源网，国金证券研究所英国政策改革：1）取消50MW规模限制，大型储能项目逐渐开展。旧制度中，50MW以上的发电项目需要申请牌照，使得大部分储能项目规模设定为49MW，限制了对储能的投资意愿。因获取牌照后，项目必须加入国家重大基础设施项目（NSIP）范畴，体系不一定完全适用于储能项目，但合规及运营成本增加显著。2020年，英国取消单个储能项目的功率上限，在规模限制取消后，可再生能源开发商成为规划和部署更大规模储能项目的主力军；负荷聚合商通过聚合分布式储能资源参与辅助服务、平衡机制等市场，也开始逐渐崭露头角。大型项目如InterGen公司在泰晤士河口的320MW/640MWh锂离子储能系统、PivotPower公司与瓦锡兰集团联合部署的100MW电池储能系统陆续开始规划。2）电力法提高储能定位。2017年，英国修订电力法，明确储能的许可证和规划制度，将储能的定义从单纯的发电资产丰富至电力系统的组成部分。3）取消双重收费。改革前，储能会被征收双重费用，即“系统使用费”和“平衡服务系统使用费”。2020年，双重收费制度修改，储能设施只支付发电端的费用。4）与可再生能源共享站址。2017年后，英国国网明确了储能可以安装及不能安装的位臵，并确保只有可再生能源才能得到补贴奖励，减少了可再生能源与储能共享站址项目的开发障碍。5）优化调频辅助服务市场规则。2015年，英国国开始采用增强型调频服务（EFR），即1秒内实现100%频率偏差的有功功率输出，目前200MW的EFR需求均为储能提供。2019年英国经历了大停电事故，已经推出了动态遏制调频（DC），预计未来市场规模将超过1GW。图表48：动态遏制（DC）调频辅助服务类型试运行期间（2020）正式运行期间（2021）产品类型低频低频和高频分别采购周期24小时合同电力远期协议时间模块容量空间低频最高500MW低频和高频，最高1000MW是否允许叠加不允许现有响应产品/备用品叠加允许与新的一套频率响应产品进行效益叠加来源：朱寰,etal."英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示."储能科学与技术.():doi:10.19799/j.cnki.2095-4239.2021.0290，国金证券研究0200400600800100012001400201220132014201520162017201820192020单向收费取消限制动态遏制增强调频重新定义共享站址股票报告网行业深度研究-24-敬请参阅最后一页特别声明收益来源：英国电力市场自由化程度高，来源广泛。储能收益来源广泛，超过10种。调频服务价值最高，对系统要求也最高，但市场总需求量较小；能量套利市场受竞争影响小，随着未来风电比例提升，电价差增加会利好价格套利。图表49：储能在英国电力市场的收益来源用途类别主要收益来源进入市场方式市场容量接入点频率响应增强型频率响应投标（辅助服务）200-700MW输电网、配电网固定频率响应投标（辅助服务）2000-3000MW输电网、配电网、需求响应或用户侧动态遏制投标（辅助服务）500MW-1.4GW输电网、配电网需求侧响应投标（辅助服务）——需求响应或用户侧备用快速储备容量投标（平衡服务）百MW输电网、配电网、需求响应或用户侧用户备用功率合同——需求响应或用户侧短期运行储备容量投标（平衡服务）2-4GW输电网、配电网、需求响应或用户侧容量市场投标（容量拍卖）GWs输电网络，配电网时移/套利输电成本避免市场机制/成本避免GWs配电网，需求响应或用户侧配电成本避免市场机制/成本避免GWs配电网，需求响应或用户侧发电商自用通过电价或成本避免来参与市场GWs需求响应或用户侧，与可再生能源共享站址发电商弃电通过电价补贴或避免改造费用支出来参与市场GWs需求响应或用户侧，与可再生能源共享站址价格套利利用电价波动参与市场GWs输电网、配电网、需求响应或用户侧，与可再生能源共享站址来源：朱寰,etal."英国储能相关政策机制与商业模式及对我国的启示."储能科学与技术.():doi:10.19799/j.cnki.2095-4239.2021.0290，国金证券研究3.3中国：政策密集，将迎来快速增长对照欧美发展路线，储能顶层政策逐渐完善。2021年下半年来，面向储能的国家级政策频出，各地也陆续出台省市级政策支持新型储能及抽水蓄能发展。国家级政策的部署，明确储能的市场地位，并引导电源侧和用户侧储能发展。国家级政策主要包括：1）明确市场地位：7月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了储能的市场主体地位，并允许参与各类电力市场。提出至2025年，新型储能装机规模达3000万kw以上；2030年，新型储能全面市场化发展的目标。2）用户侧：拉大峰谷价差：7月，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求上年度最大系统峰谷差超过40%地区，峰谷电价价差不低于4:1，其他地方不低于3:1。建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于20%。3）电源侧：明确配臵储能比例和并网消纳规模。8月，发改委、能源局发布《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》，鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰，明确了初期调峰挂钩比例按功率的15%，功率比例的20%以上可以优先并网，明确时长4小时以上，兼顾储能型调峰的物理性质与电力系统平衡需求。多省响应，新能源并网配储能方案细化。2021年来，超过20个省出台新能源并网配储能方案，整体来看，各省方案中配臵比例从5%、10%到20%不等，储能时长约1-2小时。图表50：各省电源侧新能源配储政策总结省份政策主要内容发布时间广西《关于第二次征求广西2021年度风电、光伏竞争性配臵评分及申报方案有关意见的函》要求至少配5%储能，时长2小时，循环寿命5000次。储能设施要求储能系统满足10年（5000次循环）以上工作寿命，系统容量10年衰减率不超过20%标准进行建设，且须与发电项目同步2021年5月股票报告网行业深度研究-25-敬请参阅最后一页特别声明投运。宁夏《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)》电网企业应与储能电站企业签订并网调度协议，在同等条件下确保优先调用储能设施，原则上每年调用完全充放电次数不低于450次。新能源项目储能配臵比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。2021年5月福建《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》明确储能配臵不低于开发规模的10%。2021年5月山东《关于开展储能示范应用的实施意见》新增集中式风电、光伏发电项目，原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施，连续充电时间不低于2小时。储能示范项目参与电网调峰补偿标准为200元/MWh，且累计每充电1小时给予1.6小时的调峰奖励优先发电量计划。首批储能示范项目规模约50万千瓦，政策暂定实施5年。2021年4月湖北《湖北省2021年新能源项目建设工作方案（征求意见稿）》要求源网荷储和多能互补项目，申报规模不低于1GW，并应在2023年底前全容量并网发电，配套的储能电站和抽水蓄能电站应同步建成投产。可配臵的新能源项目规模小于基地规模的，不足部分应按照化学储能容量不低于10%、时长不低于2小时、充放电不低于6000次的标准配臵储能。2021年6月陕西《关于征求新型储能建设方案（征求意见稿）意见的函》2021年起，新增集中式风电项目，陕北地区按照10%装机容量配套储能设施；新增集中式光伏发电项目，关中地区和延安市按照10%、榆林市按照20%装机容量配套储能设施。分布式和户用新能源发电项目储能配臵要求不在此要求范围内。2021年宁夏《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》新能源项目储能配臵比例不低于10%、连续储能时长2小时以上。文件要求电网企业与储能电站企业签订并网调度协议，在同等条件下确保优先调用储能设施，原则上每年调用完全充放电次数不低于250次。2021年7月河北《关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)》明确根据增量项目优选评分标准，在二类资源区配臵15%以上、三类资源区配臵10%以上、连续储能时长2h以上的储能项目可得该项满分，以此达到“优先支持电源点侧配臵一定规模储能装臵的项目”的目的，但并未作为保障性并网项目的强制要求。2021年6月福建《关于因地制宜开展集中式光伏试点工作的通知》在项目规模及申报区域方面，福州、莆田、泉州、厦门、漳州分别可优选推荐5个项目，总规模20万千瓦；宁德、南平、三明、龙岩、平潭可优先推荐3个，总规模10万千瓦左右，即本次试点项目总规模为30万千瓦。在项目建设原则方面，秉持年内开工，年内并网，储能配臵不低于开发规模10%。2021年5月山西《关于组织首批“新能源+储能"试点示范项目申报的通知》山西省要求，首批试点示范项目储能规模总量50-100万千瓦。其中，独立储能单体项目额定功率不低于1万千瓦，参与调峰的项目额定功率下连续充放电时间原则上不低于2小时，参与调频的项目额定功率下连续充放电时间原则上不低于15分钟。不得使用梯次利用动力电池。2021年8月青海《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》明确新建新能源项目，储能容量原则上不低于新能源项目装机量的10%，储能时长2小时以上。电网企业要与储能电站企业签订并网调度协议和购售电合同，保证储能设施利用小时数不低于540小时。对“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴(经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加每千瓦时0.05元补贴)。2021年1月新疆《关于组织开展阿克苏地区2021年光伏发电项目竞争性配臵工作的通知》阿克苏地区2021年新增光伏发电项目总规模20万千瓦，初步分成4个标段、每个标段5万千瓦。纳入开发建设光伏发电项目需按不低于10%的装机比例配臵储能项目建设规模，储能项目与光伏发电项目要求一体开发，同时开工、同步建设。2021年3月湖南国网湖南省电力有限公司意见其中新能源建设方面，加快推进“新能源+储能”模式，对新增风电按照装机容量20%配臵储能，新增光伏按照装机容量10%配臵储能，缓解全省电力供需矛盾。2020年12月内蒙《2020年光伏发电项目竞争配臵方案》重点支持在荒漠地区、采煤沉陷区、煤矿露天矿排土场建设光伏电站，支持以自发自用为主的工商业分布式电站，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1小时以上。2020年3月江西《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》申请参与全省2021年新增光伏发电竞争优选的的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配臵储能标准不低于光伏电站装机规2021年3月股票报告网行业深度研究-26-敬请参阅最后一页特别声明模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成。对符合建设条件的光储一体化项目将在竞争优选评分中给予倾斜支持。河南《关于加快推动河南省储能设施建设的指导意见》对储能配臵比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权，由电网企业优先并网、优先保障消纳。鼓励各类市场主体与储能产业领军企业合作，建设共享储能电站。新能源企业可以租用或购买服务等形式配用储能，租赁容量视同其配建储能容量。2021年安徽《安徽省电力供应保障三年行动方案（2022—2024）积极推动灵活性电源建设，新增电力顶峰能力400万千瓦，其中：应急备用电源120万千瓦、气电160万千瓦、储能120万千瓦。结合全省集中式新能源项目布局，推动全省电化学储能建设，鼓励电网侧储能项目建设，提高系统调节能力。2021年7月江苏《“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿）》提出要积极推动分布式光伏与储能、微电网等融合发展，加快分布式光伏发电的推广和利用。探索在可再生能源场站侧合理配臵储能设施，探索和完善可再生能源场站侧储能市场化商业模式。2021年甘肃《关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知》鼓励在建存量600万千瓦风光电项目按河西5市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配臵10%-20%、其他地区按5%-10%配臵配套储能设施，储能设施连续储能时长均不小于2小时。2021年3月云南新能源场站接入系统技术原则明确规定，新能源场站应具备频率调节功能，应具备一次调频功能，推荐新能源场站配臵场站装机容量的5%-20%的储能设备。2021年来源：各省相关部门，国金证券研究所行业发展初期靠政策+补贴支持，长期靠降本与市场。参照英美储能发展路径，中国政策已经给予了储能市场主体地位、补贴机制正在优化。我们认为初期的驱动因素已经齐全，中长期的驱动来自成本继续下降、成熟市场机制及商业模式的迭代。运营发展趋势：全局动态平衡，分布式储能伴聚合营运，N站合一。未来运营模式会将小型电站聚集运行，作为虚拟电厂，国家电网支付相关费用，支撑储能企业接入云平台。储能变电站会结合5G基站、储能电站和数据中心的备用电源，构建多功能的N站合一项目。商业模式：未来商业模式将是“合同能源管理（EMC）+购售电”、“客户租赁储能即服务”、“调频调峰”模式的综合应用。图表51：储能商业模式模式介绍“合同能源管理EMC+购售电”模式综合能源公司投资，向用户提供无功补偿、节能和线路降损等节能服务，同时提供削峰填谷、调频等服务，双方共享系统稳定、安全保障、应急备用、节能收益、购售电、辅助服务收益等。“储能客户租赁和储能即服务”模式设备厂商提供储能设备出租服务，综合能源公司租用储能设备缓解电力紧张或提供应急电源，并为电力公司提供调峰、调频、电压控制、黑启动等辅助服务。来源：国金证券研究所整理电池占储能成本的三分之二，电池系统成本下降显著。储能系统结构，包括电池、EMS、BMS、PCS、系统集成等部分，其中电芯成本占超过60%，电芯中正极占比达40%。股票报告网行业深度研究-27-敬请参阅最后一页特别声明图表52：储能系统成本拆分图表53：电池成本拆分来源：储能100人，国金证券研究所来源：储能100人，国金证券研究所储能成本来自储能电站建设成本以及度电成本，储能成本下降速度会影响整体发展进度。近十年，锂离子电池系统成本降低85%，PCS、BMS下降程度更快，随着未来储能行业大规模发展，非抽蓄储能成本将保持快速下降。根据Bloomberg预测，至2025年，储能度电成本将会下降超过60%，电站建设成本也将下降43%。图表54：储能新建成本预测（元/kw，元/Kwh）来源：BNEF，国金证券研究所67%10%9%2%6%6%电池PCSBMSEMS升压装臵其他40%20%10%8%22%正极材料负极材料电解液隔膜其他1.461.291.1110.910.840.490.430.340.280.230.1900.20.40.60.811.21.41.620202021E2022E2023E2024E2025E储能电站成本（元/wh）储能度电成本（元/kwh）股票报告网行业深度研究-28-敬请参阅最后一页特别声明四、纵向视角：电化学储能产业链梳理电化学储能产业链，从电池端到运营服务端包括电芯、BMS、PCS、EMS、系统集成、运营服务六个板块，产业链上中下游梳理如下。图表55：储能产业链梳理来源：国金证券研究所图表56：电化学储能系统结构示意图来源：派能科技招股书，国金证券研究所4.1上游电芯：铁锂主流，钠、钒电池各具优势锂电池：LFP更适用储能，电芯降本是关键动力电池性能要求高于储能电池，动力电池已经处于寡头垄断的格局，国内企业呈现“一超多强”的局面，宁德时代、比亚迪、中航锂电、国轩高科、亿纬锂能等企业动力电池装机量遥遥领先。储能变流器（PCS）能量管理系统（EMS）电池组电池管理系统（BMS）控制信息状态信息控制信息状态信息直流充电直流放电控制信息状态信息股票报告网行业深度研究-29-敬请参阅最后一页特别声明图表57：2020年中国动力电池企业市场占比图表58：2020H1全球动力电池装机量前十（GWh）来源：高工锂电，国金证券研究所来源：高工锂电，国金证券研究所动力电池龙头在成本端具备优势。以磷酸铁锂电池为例，其成本占储能系统成本超过60%，磷酸铁锂电池成本低、循环寿命长且安全性更好，较三元电池更适合做电化学储能。我们认为未来动力电池龙头企业借助原有动力电池规模效应，将在储能级磷酸铁锂电池降本过程中具备显著优势。图表59：储能成本拆分—某10MWh储能项目单价功率/数量价格（万元）成本占比电芯0.95元/Wh10MWh95061.5%PCS0.35元/W5MW17511.3%BMS6万元/套25套1509.7%EMS50万元/套1套503.3%配件905.8%其他1308.4%合计1.545元/Wh1545100%来源：CNESA，国金证券研究所图表60：正极LFP、三元523材料价格（万元/吨）来源：wind，国金证券研究所48.06%14.91%10.16%5.29%4.99%2.14%1.76%1.46%1.32%1.08%8.83%宁德时代比亚迪LG化学中航锂电国轩高科时代上汽亿纬锂能力神电池瑞普能源孚能科技其他25.7324.1717.786.636.224.33.42.251.620.870510152025300123456789100510152025三元材料:523价格（万元/吨）-左轴磷酸铁锂:正极材料价格（万元/吨）—右轴股票报告网行业深度研究-30-敬请参阅最后一页特别声明钠电池：成本、安全性更具优势，宁德时代引领发展钠离子电池特点：总结钠离子电池的优点：1）成本较锂电池低。钠离子电池由正极材料、负极材料、电解液、隔膜构成，正极不含锂钴，成本低于锂电池。2）钠离子电池具有优秀的快充和安全性能。在过充、过放、短路、针刺等测试中，不起火不爆炸。3）生产兼容性高。钠离子电池与锂离子电池生产工艺相近，企业生产线转换成本低。钠离子电池的能量密度低于锂电池、以及循环寿命低是制约发展的主要因素。图表61：钠电池的主要转变及构成（隔膜无变动）转变发展挑战宁德时代技术方案正极材料正极不再含锂，从LFP/三元转化为钠过度金属氧化物，其中过度金属为铜铁锰或镍铁锰材料在循环过程中容量快速衰减构建高通量材料集成计算平台负极材料负极材料从石墨转为硬碳负极集流体从铜箔转为铝箔钠离子无法在石墨层间自由穿梭开发具有独特空隙结构的硬碳材料，使大量钠离子存储并快速通行电解液溶质（六氟磷酸钠/高氯酸钠）+溶剂（碳酸丙烯酯）配适度开发了适配正极、负极材料的新型电解液来源：OFweek锂电，国金证券研究所图表62：钠电池与锂电池铅酸电池比较电池类型钠离子电池磷酸铁锂电池锰酸锂电池铅酸电池电压平台3.23.23.72正极材料克容量（mAh/g）130160125-正极克能量（mwh/g）416512462.5-无烟煤/石墨负极克容量（mAh/g）260360360-负极克能量（mwh/g）83211521332-正负极能量密度（wh/kg）277354343-能量密度（wh/kg）100-150140-210130-17030-50来源：高工锂电，国金证券研究所钠离子电池应用：钠离子电池可部分取代铅酸电池、锰酸锂电池和磷酸铁锂电池，鉴于自身性能特点，钠离子电池主要用在能量密度要求不高的两轮电动车、低速车、储能、电动船舶及电动工具领域。我们认为，钠离子电池在储能领域的应用，将作为其主要增长驱动，细分应用包括用户侧储能、5G通信基站、数据中心、以及电网侧储能应用。图表63：钠离子电池在储能主要应用来源：国金证券研究所整理股票报告网行业深度研究-31-敬请参阅最后一页特别声明钠电池发展趋势：目前钠离子电池尚在技术发展阶段，商业模式及技术路线尚在迭代，未来钠离子电池将与锂电池互相补充。图表64：国内钠离子电池主要标的公司钠电池储能进展中科海钠（未上市）2019年，建立了首座钠离子电池储能电站，拥有多项钠离子电池核心专利；2021年7月，全球首套1MWh钠离子电池储能系统在山西太原正式投入运营。宁德时代2021年7月，发布第一代钠离子电池电芯，基于该产品，其还创新开发出锂钠混搭电池包。开始进行钠离子电池的产业化布局，计划于2023年形成基本产业链。山东章鼓2021年8月，公司在互动平台表示，参股公司艾诺冈锂/钠离子电池生产线已经可以进行量产，钠离子电池仅作为部分锂离子电池的补充，钠离子电池与锂离子电池共线生产。鹏辉能源2021年8月，公司表示，计划推出钠离子电池，以全面替代铅酸电池，并将积极参与钠离子电池标准制定。多氟多公司半年报表示，圆柱类钠离子电池研发进展顺利，在研体系产品具有电压平台高，成本低等优点。天赐材料公司半年报表示，其3000t/a电解液添加剂项及1000t/a三氟甲基亚磺酸钠盐系列产品"重大技改项目正在进行，且收到政府补助。华阳股份公司投资中科海钠，全资子公司与中科海钠开展合作，2021年7月，钠离子电池储能系统正式投入运营。来源：各公司官网、公告，wind，国金证券研究所钒电池：安全性能突出，储能新贵钒电池性质：钒电池是一种以钒为活性物质呈循环流液态的氧化还原电池。电能以化学能的方式储存在不同价态钒离子的硫酸电解液中，质子交换膜作为电池组的隔膜，电解质溶液平行流过电极表面并发生化学反应，双极板收集并传导电流，使得溶液中的化学能转化为电能。图表65：钒电池工作原理图来源：国金证券研究所锂电池继任，更适合储能。钒电池已经经过美国、日本、澳大利亚等国家的使用验证，与铅酸、镍氢电池比，有大功率、长寿命、支持频繁大电流充放电、安全性高等优势，主要用于再生能源并网发电、城市电网储能、远程供电、UPS系统、海岛使用等范畴。股票报告网行业深度研究-32-敬请参阅最后一页特别声明图表66：钒电池优缺点比较优点缺点1、应用范围广泛可应用于电网调峰、备用电源、配电等1、成本高，难以大规模大面积应用钒电池的储能技术成本费用较高，给大规模应用带来困难。2、充放电性能好，电容量高额定功率关键在于电堆，可改变单电池数量或电池面积来改善；电容量在于钒离子量，可以通过改变浓度进行调节。2、能量密度低高性能产品的能量密度只有40Wh/kg，铅酸电池也有35Wh/kg。3、低成本，无污染系统可全自动封闭式工作，无污染。4、安全性高安全性高，因活性物质存在于电解液，钒电池充放电不涉及固相反应，反应过程不产生氢气，无爆炸风险。3、生产技术尚未稳定目前钒电池技术路线收到电解液、质子交换膜等技术的牵制，渗漏液技术尚未完全攻克。5、寿命长深度放电循环性能强，容积容易完全恢复，超深度放电不会引起不可逆损伤。来源：电子发烧友、国金证券研究所钒电池成本主要来自电解液和电堆，长期看好降本、渗透率提升。目前全钒液流电池成本在3000-5000元/KWh，磷酸铁锂电池成本仅为1400-2000元/KWh。目前钒电池，超过80%成本来自电解液和电堆。1）电解液降本：钒电解液材料为高纯度钒，钒价降低对行业的成本降低起到关键作用。钒电池工作过程中，对电解液的消耗很少，看好电解液租赁等模式带来的降本。截至2021年9月18日，片状五氧化二钒（98%）价格为10.6万元/吨，位于十年中位区间。2）电堆降本：高功率密度电池电堆设计是重要突破。未来储能的应用将是钒主要的需求增长点，且钒液流电池的扩容成本较低，扩容成本随着容量增加边际递减。我们认为随着产业规模逐渐增加，成本端有望持续降低，标准体系将逐步完善，商业模式将多样化开展。目前钒电池进入商业化初期，2020年我国钒电池装机功率为0.1GW，据钒业发展论坛预测，2025年我国钒电池装机功率将达到4GW。图表67：四川片状98%五氧化二钒价格（万元/吨）图表68：钒电池装机量及预测（GW）来源：wind，国金证券研究所来源：钒业发展论坛，国金证券研究所图表69：全钒液流电池发展趋势趋势成本传导膜及电解液项目逐渐开发，成本有望降低。标准体系钒电池从规划设计至回收利用的各个环节的标准规范有望逐步建立完善。商业模式引入合同能源管理、融资租赁等多样模式，降低风险。来源：前瞻产业研究院，国金证券研究所01020304050600.020.10.81.523401234201920202021E2022E2023E2024E2025E股票报告网行业深度研究-33-敬请参阅最后一页特别声明4.2中游组装：PCS寡头高增，BMS尚需迭代PCS：成本占比仅次于电芯PCS性质：PCS作为连接电池系统与负荷之间的电能双向转换装臵，可以对充电、放电过程实现控制，进行直流/交流的转换。并网条件下，可平滑风电和光伏带来的波动；微网条件下，作为主要电源提供微网的工作电压及工作频率。图表70：储能变流器拓扑示意图来源：北极星储能网，国金证券研究所逆变器龙头企业纷纷布局储能PCS，头部效应显著。储能PCS与光伏逆变器在产品结构相似，逆变器龙头借助在光伏赛道的积累、纷纷布局储能PCS，并向用户提供整套储能系统集成方案。2020年国内市场装机量CR3占比达59.1%、CR5装机量占比达78.4%；海外市场（不含户用储能），出货量前三的中国企业为阳光电源、比亚迪、科华数据。图表71：2020年中国PCS装机量前五（MW）图表72：2020年中国PCS市场份额（按装机量）来源：CNESA，国金证券研究所来源：CNESA，国金证券研究所050100150200250300350阳光电源科华数据索英电气上能电气南瑞继保24.7%19.1%15.3%11.1%8.2%6.9%5.0%4.1%3.0%2.6%阳光电源科华数据索英电气上能电气南瑞继保盛弘股份科陆电子许继电气英博电气智光储能股票报告网行业深度研究-34-敬请参阅最后一页特别声明图表73：2020年海外PCS（不含户用）出货量前五的国产商（MW）来源：CNESA，国金证券研究所头部企业储能收入快速提升，海外户用市场高毛利率。2018年后，头部变流器企业储能业务收入均翻倍增长。固德威及锦浪科技海外营收占比维持在80%以上，产品主要用在户用市场，毛利率及净利率较高。图表74：部分PCS企业储能板块收入（亿元）图表75：部分PCS企业储能板块收入增速来源：wind，国金证券研究所来源：wind，国金证券研究所图表76：部分PCS企业海外营收占比图表77：部分PCS企业储能业务毛利率2018年2019年2020年阳光电源9.14%19.63%28.85%固德威--86.24%锦浪科技-80.96%80.88%来源：wind，国金证券研究所来源：wind，国金证券研究所050100150200250300350400阳光电源比亚迪科华数据昆兰新能源盛弘股份0246810122018年2019年2020年2021H1阳光电源固德威锦浪科技0%100%200%300%400%500%600%700%2018年2019年2020年2021H1阳光电源固德威锦浪科技0%10%20%30%40%50%60%201820192020阳光电源固德威锦浪科技股票报告网行业深度研究-35-敬请参阅最后一页特别声明BMS：感知、管理电池状态，三类玩家参与均衡管理是储能BMS核心，安全性、可响应速度要求更高：BMS主要作用是感知并监控电池使用状态，缓解电池组的不一致性，保护电化学储能安全。因储能系统有较多电池簇，簇间的均衡管理是储能BMS特有，大数据量对储能BMS协议处理能力及响应速度要求较高。图表78：电池不一致性来源来源：郭俊.光伏储能主从式锂电池管理系统设计与实现.2020.电子科技大学,MAthesis.，国金证券研究所图表79：BMS主动均衡图表80：BMS被动均衡来源：CSDN，国金证券研究所来源：CSDN，国金证券研究所图表81：BMS主动均衡、被动均衡比较被动均衡主动均衡定义将高能量的电芯能量通过发热等方式消耗掉，最终使得电芯能量一致将高能量的电芯能量通过电路控制转移到低能量的电芯，最终能量一致优点电路简单，成本低均衡电流大，能量耗散少缺点无法处理落后的电池电路复杂，成本过高，热风险大发展趋势主流技术路线主流公司呈审慎态度来源：CSDN，ESCN，国金证券研究所股票报告网行业深度研究-36-敬请参阅最后一页特别声明BMS增速显著，技术尚在迭代。2010年，新能源汽车BMS数量为0.8万套，市场规模1.62亿元；至2018年，新能源汽车BMS数量达122万套，BMS市场规模达55亿元，我们预计未来储能BMS将充分受益于储能装机快速增长。目前储能BMS技术尚未成熟，现有方案大多来自TI、美信、NXP等芯片公司，国内BMS发展长期驱动在于芯片及算法。图表82：BMS数量及市场规模（万套、亿元）来源：宗梦然.电网储能用电池管理系统设计与实现.2020.郑州大学,MAthesis，国金证券研究所图表83：国内BMS发展面临问题存在问题及优化方向行业标准PCS与EMS的通讯协议，控制策略没有统一标准；电池箱尺寸无统一标准；成本需要通过标准化、规范化降本；主动均衡目前主动均衡应用较少，可靠性需要加强；安全算法预警的算法近乎空白；故障率储能BMS环节故障率高于其他环节；来源：ESCN，国金证券研究所格局未定，动力电池企业占据优势：目前BMS市场主要参与者有三类，1)动力电池企业：拥有成熟的电芯、电池包整套核心技术；2）车企：大多通过兼并、战略合作等方式进入；3）专业BMS企业：此类企业众多，技术差别较大。储能BMS市场目前尚未形成稳定格局，行业洗牌加速进行中，我们认为低端BMS的生存空间将变小，拥有成熟技术的动力电池企业将占据先发和切换优势。0.81.6212255020406080100120140新能源汽车BMS数量（万套）BMS市场规模（亿元）2010年2018年股票报告网行业深度研究-37-敬请参阅最后一页特别声明图表84：三类BMS厂商市场份额图表85：2019年新能源汽车BMS市场份额来源：北极星储能网，国金证券研究所来源：前瞻产业研究院，国金证券研究所4.3下游系统集成：竞争格局分散系统集成，多玩家参与。储能系统集成商，需要根据运行场景及场站要求，组储能组件子系统，并保证效率及稳定性。目前国内储能系统集成商主要包括四类：1）光伏头部企业；2）动力电池头部企业；3）电力企业；4）储能集成企业。图表86：四类储能系统集成商代表企业代表企业光伏龙头华为、阳光电源、上能电气、科华数据动力电池龙头宁德时代、比亚迪、蜂巢能源电力企业南瑞继保、中天科技、许继电气储能集成企业海博思创、奇点能源来源：国金证券研究所阳光电源是中国最大的储能系统集成商，但市占率未超过10%。根据CNESA数据，2020年中国新增电化学储能项目中，系统集成商新增装机规模前三为阳光电源、海博思创、平高电气；海外市场，新增装机功率前三的企业是阳光电源、比亚迪、南都电源。图表87：2020年中国新增储能装机功率排名（MW）图表88：2020年中国储能系统集成商海外排名（MW）来源：CNESA，国金证券研究所来源：CNESA，国金证券研究所21.30%45.40%33.30%整车厂动力电池厂商独立BMS厂商18.2%16.8%7.8%5.0%4.5%4.1%3.9%2.8%2.6%2.1%32.2%宁德时代比亚迪金脉电子上海捷能亿能电子东软睿驰奇瑞新能源普瑞均胜长安新能源鹏辉能源其他050100150200250300350050100150200250300350400阳光电源比亚迪南都电源沃太能源圣阳电源股票报告网行业深度研究-38-敬请参阅最后一页特别声明五、投资建议电化学储能：户用市场：海外户用储能领域，下游客户价格敏感性不强，产品存在溢价空间，毛利率高于其他应用领域。且因户用产品地域特点较强，客户粘性较高，海外户用储能产品的营收相对集中。建议关注海外户用市场存在优势的各环节国产设备商。电站、工商业市场：国内、海外（主要是美国）的电站级储能供应商不同。海外市场建议关注电芯、PCS头部厂商，关注系统集成商的突破情况；我们认为国内市场增量可观，建议关注布局国内市场各环节的头部及二梯队企业。电芯技术迭代：目前电化学储能以锂电池为主，关注新技术钠电池、钒电池等技术路线降本突破带来的商用机会。抽水蓄能：抽水蓄能凭借安全性优势，将快速发展，建议关注中国电建、文山电力。六、风险提示国内电源侧储能进展不及预期“十四五”期间，国内电化学储能建设以电源侧风光配储为主，若电源侧储能建设不及预期，储能的装机量及发展进度会低于预期。国内电网侧储能安全问题解决不及预期安全性能是电网侧储能的重要考量因素，若电网侧电化学储能出现安全事故，会影响电网侧储能装机进度。电力现货市场建设不及预期国内用户侧储能的盈利依赖电力现货市场的建设，若电力现货市场建设不及预期，储能的盈利能力将受到影响，会使整体建设进度低于预期。建设及运营降本不及预期储能在三侧的发展都离不开成本下降，若建设及运营成本下降进度不及预期，行业发展进度会受到影响。股票报告网行业深度研究-39-敬请参阅最后一页特别声明公司投资评级的说明：买入：预期未来6－12个月内上涨幅度在15%以上；增持：预期未来6－12个月内上涨幅度在5%－15%；中性：预期未来6－12个月内变动幅度在-5%－5%；减持：预期未来6－12个月内下跌幅度在5%以上。行业投资评级的说明：买入：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在15%以上；增持：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%－15%；中性：预期未来3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%－5%；减持：预期未来3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。股票报告网行业深度研究-40-敬请参阅最后一页特别声明特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，对由于该等问题产生的一切责任，国金证券不作出任何担保。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整。本报告中的信息、意见等均仅供参考，不作为或被视为出售及购买证券或其他投资标的邀请或要约。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告反映编写分析员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，且收件人亦不会因为收到本报告而成为国金证券的客户。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3级(含C3级）的投资者使用；非国金证券C3级以上(含C3级）的投资者擅自使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。此报告仅限于中国大陆使用。上海北京深圳电话：021-60753903传真：021-61038200邮箱：researchsh@gjzq.com.cn邮编：201204地址：上海浦东新区芳甸路1088号紫竹国际大厦7楼电话：010-66216979传真：010-66216793邮箱：researchbj@gjzq.com.cn邮编：100053地址：中国北京西城区长椿街3号4层电话：0755-83831378传真：0755-83830558邮箱：researchsz@gjzq.com.cn邮编：518000地址：中国深圳市福田区中心四路1-1号嘉里建设广场T3-2402股票报告网