请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明[Table_Main]证券研究报告行业深度储能设备2021年12月24日储能设备优于大市（首次）证券分析师任志强资格编号：S0120521020007邮箱：renzq＠tebon.com.cn研究助理梁旭邮箱：liangxu＠tebon.com.cn张家栋邮箱：zhangjd＠tebon.com.cn市场表现相关研究储能：能源革命下的超级赛道储能专题系列报告之储能行业总览[Table_Summary]投资要点：能源革命驱动储能需求增加，锂电储能正成为行业主流技术路线。当前，全球能源系统正在从传统的火力发电转变为以再生能源为主的能源结构。但现有的电网消纳能力有限，高比例间歇性可再生能源并网，不仅会对现有电网稳定性造成冲击，而且还有可能导致弃风、弃光率回升。如若对电网配置储能，不仅可以降低弃风、弃光率，更能平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性。而在所有的储能形式中，以磷酸铁锂为代表的锂电储能技术，相较于其他储能技术优势显著，目前正成为新增储能的主要装机力量。全球：主要国家全面发力，“十四五”电力系统锂电储能市场空间合计约6000亿元。目前，主要国家已颁布多项储能激励政策和规划，诸多海外储能项目已具备较好的经济性。美国方面：从联邦到州相关政策不断出台，多州储能规划已超1GW。欧洲方面，燃煤等传统能源的逐步退出，促进了欧洲储能产业的蓬勃发展，2020年欧洲储能累计装机容量6.15GWh，已成为全球累计装机规模最大的储能市场；亚太地区，澳大利亚、日本和韩国等的储能建设也在稳步推进中。预计到2025年，全球电力系统锂电储能新增装机有望达到178.4GWh，5年CAGR为83%，十四五期间合计市场空间约6000亿元。我国：政策与市场共振，“十四五”电力系统锂电储能市场空间合计约2300亿元。政策端：从国家到地方现已出台一系列指导意见与扶持政策，国家级指导文件更是明确强调：到2025年，新型储能要从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。经济性：用电侧，峰谷价差套利的商业模式已在部分省市具备套利空间；电网侧，调峰目前经济性一般，调频在特定条件下经济性较好；发电侧，政策要求风光强配储能，通过与电网辅助服务搭配，目前正开始具备经济性。预计到2025年，我国电力系统锂电储能新增装机有望达到64.1GWh，5年CAGR为87%，十四五期间合计市场空间约2300亿元。产业链：以储能电池和变流器为代表的中游核心部件制造环节，值得重点关注。电化学储能产业链包括上游原材料，中游部件制造，以及下游系统运营与应用。其中，储能系统成本主要由电池和变流器构成，其中电池占60%，变流器占20%。电池方面，以磷酸铁锂为主要技术路线的动力锂电企业，由于其在技术、成本和产能上取得一定程度发展，出货大幅提升，正成为储能装机的主要力量。变流器方面，由于储能变流器与光伏逆变器技术同源，传统的光伏逆变器厂商正凭借其技术与渠道优势，迅速占据着市场份额。此外，伴随着技术进步与产品的不断更新，储能产业链各个环节的成本有望呈下降趋势。据BNEF预测，未来10年，整个储能系统的成本将下降46%。伴随着整个储能系统成本的下降，储能的装机量有望逐年提升，进而带动整个储能产业链景气度上行。标的方面，建议关注储能电池，变流器和温控三个方向。储能电池环节建议关注：宁德时代（龙头优势显著，储能业务成新增长点）；比亚迪（储能全环节覆盖，海外市场拓展领先）；派能科技（户用储能全球第二，A股最纯储能标的）。变流器环节建议关注：阳光电源（储能变流器和储能系统集成双龙头，业务线多点开花），固德威（户用储能逆变器龙头，海外业务增强盈利），盛弘股份（持续加码新能源布局，PCS带动储能业务增长）；温控环节建议关注：英维克（储能热管理龙头企业，技术储备充分）。风险提示：储能政策不及预期，储能降本不及预期，技术颠覆风险，原材料价格波动风险-7%-4%0%4%7%11%15%18%2020-122021-042021-08沪深300·行业深度储能设备2/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明内容目录1.政策与市场共振，锂电储能如日方升...........................................................................81.1.能源转型趋势明确，锂电储能前景可期...............................................................81.1.1.全球零碳竞赛开启，能源结构转型趋势明确...............................................81.1.2.能源转型对传统的电网提出诸多挑战..........................................................91.1.3.储能在能源转型中扮演着重要角色，电化学储能正在大规模商用中.........111.1.4.从目前的装机数据看，锂电储能正处于快速发展阶段...............................131.2.国内：政策与市场共振，发电侧储能有望率先发展...........................................141.2.1.政策端：相关文件相继落地，推动储能向规模化迈步...............................141.2.2.用电侧：峰谷价差套利的商业模式已在全国部分省市具备经济性.............161.2.3.电网侧：调峰经济性一般，调频经济性较强.............................................201.2.4.发电侧：与电网辅助服务搭配，目前正开始具备经济性...........................221.3.海外：主要国家全面发力，储能增长多点开花..................................................251.3.1.分应用场景：用户侧累计投运规模最大，辅助服务新增投运规模最大......261.3.2.美国：政策继续加码，多州已出台具体的储能规划...................................271.3.3.欧洲：能源脱碳持续进行，推动储能快速发展..........................................291.3.4.亚太：除中国外，以澳大利亚、日本为代表的国家储能装机稳步增长......341.4.市场空间：十四五期间，我国市场空间约2300亿元，全球市场空间约6000亿元，5年CAGR大于80%........................................................................................351.4.1.我国：电力系统储能十四五合计市场空间约2300亿元，5年CAGR达87%.....................................................................................................................351.4.2.全球：电力系统储能十四五合计市场空间约6000亿元，5年CAGR达83%.....................................................................................................................372.产业链分析：中游价值量高，值得重点关注..............................................................392.1.中游部件制造——产业链核心环节，储能成本下降的关键................................402.1.1.电池——降本的关键环节，磷酸铁锂电池是当下主要装机力量................402.1.2.PCS——拓扑结构和IGBT是核心，竞争格局与光伏逆变器类似.............422.1.3.EMS——储能系统决策“大脑”，主要参与者以电力装备提供商为主......432.1.4.BMS——储能系统安全稳定运行的保障，技术壁垒在于算法和芯片.........442.1.5.其他设备和系统——重点储能温控领域.....................................................462.2.中游系统集成——产业链中枢环节，行业竞争较为激烈....................................473.相关标的分析.............................................................................................................483.1.国内：建议关注储能电池、PCS以及温控环节.................................................48·行业深度储能设备3/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明3.1.1.储能电池建议关注：宁德时代、比亚迪、派能科技...................................483.1.1.1.宁德时代：龙头优势明显，储能业务成新增长点...................................483.1.1.2.比亚迪：储能系统全环节覆盖，海外市场拓展领先...............................483.1.1.3.派能科技：户用储能全球第二，A股最纯储能标的................................503.1.2.储能变流器建议关注：阳光电源、固德威、盛弘股份...............................503.1.2.1.阳光电源：储能变流器与光伏逆变器双龙头，业务线多点开花.............503.1.2.2.固德威：户用储能逆变器龙头，海外业务增强盈利...............................513.1.2.3.盛弘股份：持续加码新能源布局，PCS带动储能业务增长....................513.1.3.储能热管理——英维克：储能热管理龙头企业，技术储备充分................523.2.海外主要储能公司介绍......................................................................................543.2.1.特斯拉：光储业务助力公司二次发展........................................................543.2.2.Fluence：AES和西门子的合资公司，增长趋势较为迅速........................553.2.3.Stem：Athena平台业界领先，技术壁垒优势显著....................................564.风险提示.....................................................................................................................57·行业深度储能设备4/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图表目录图1：能源排放和净零排放目标（GtCO2）....................................................................9图2：可再生能源消费占一次能源消费比重将持续提升...................................................9图3：可再生能源的发电具有不稳定性..........................................................................10图4：2020年，我国弃风、弃光率的下降趋势趋缓.......................................................10图5：近年来全球新能源汽车产量持续增长，渗透率提升.............................................11图6：近年来中国新能源汽车渗透率不断提高...............................................................11图7：根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类.............11图8：储能在发电侧、输电系统及用电端三个方面都有重要应用..................................12图9：全球储能累计装机分类占比（截至2020年底）..................................................13图10：我国储能累计装机分类占比（截至2020年底）................................................13图11：目前，我国部分省市理论可行的峰谷套利模式（横坐标为时间；纵坐标为电价，单位为元/KWh）............................................................................................................17图12：用全投资的项目内在收益率测算，则峰谷价差在0.75元/KWh以上具备较好经济性（横轴为峰谷价差，纵轴为IRR）.............................................................................20图13：弃光机理图.........................................................................................................23图14：弃风机理图.........................................................................................................23图15：不同情形下，项目的内在收益情况.....................................................................25图16：光伏+储能+调频模式项目收益率的敏感度的分析（纵轴为单瓦时成本，横轴为IRR）.............................................................................................................................25图17：分应用场景看，2020年用户侧电化学储能累计投运规模第一...........................26图18：分应用场景看，2020年全球辅助服务新增投运规模最大..................................26图19：2020年美国储能新增装机功率和新增装机容量增长迅速..................................27图20：全球已投运电化学储能项目累计装机规模占比（%）........................................27图21：美国新增装机功率拆分（MW）.........................................................................27图22：美国2020年新增电化学储能分布（%）...........................................................27图23：全美有多个州储能规划超1GW..........................................................................29图24：2020年欧洲新增储能装机功率1.23GW，同比增长9.8%；新增装机容量1.86GWh，同比增长18.4%...........................................................................................31图25：2020年欧洲累计储能装机功率4.14GW，同比增长42.4%；累计装机容量6.15GWh，同比增长43.4%...........................................................................................31图26：欧洲化学储能新增装机分布（MW）..................................................................31图27：2020年欧洲新增储能装机分国家占比（%）.....................................................31·行业深度储能设备5/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图28：世界电费比较（美元/kwh，截至2021年3月）................................................32图29：欧洲2020年新增电化学储能应用装机分布（%）.............................................32图30：自2008年以来，德国的电费不断上升，已从21.65€ct/kWh上升至2020年的31.47€ct/kW，平均每年涨价3.17%...............................................................................32图31：测算结果显示，安装光伏+储能所带来的效益并不显著......................................33图32：澳大利亚新增装机功率（MW）.........................................................................34图33：澳大利亚累计装机功率（MW）.........................................................................34图34：日本新增装机功率及增速（MW）.....................................................................35图35：日本累计装机功率及增速（MW）.....................................................................35图36：电化学储能产业链上游为原材料，中游为核心部件制造及系统集成商，下游是系统的应用.........................................................................................................................39图37：电化学储能系统工作原理示意图........................................................................39图38：电化学储能系统成本构成中电池和PCS占比达80%........................................39图39：随着技术进步与产品的不断更新，储能相关成本呈不断下降趋势......................40图40：2018年储能供应呈现南都电源一家独大的局面.................................................41图41：2020年储能电池供应商前十名中有多家动力锂电企业......................................41图42：按照PCS的功率等级，储能变流器分为户用（小功率）、工商业（中功率）、大功率（大功率）及储能电站（超大功率）......................................................................42图43：2018年中国PCS供应商排名............................................................................43图44：2020年中国PCS供应商排名............................................................................43图45：一套完整的EMS包括控制系统、通信系统、数据库系统和人机交互系统四个模块....................................................................................................................................44图46：电池组BMS的整体架构（红色部分）...............................................................45图47：储能电站事故演变流程.......................................................................................46图48：2016-2020年宁德时代储能系统收入复合增速达165.7%..................................48图49：宁德时代储能业务的毛利率高于动力电池和锂电池材料....................................48图50：2020年海外电池/PCS/储能系统装机排名（MW，由上至下）..........................49图51：派能科技储能业务保持快速增长........................................................................50图52：2020年派能科技户用储能系统出货量全球第二.................................................50图53：阳光电源位居2020年全球光伏逆变器出货量第二位.........................................51图54：阳光电源2020年业务多点开花，全线增长（百万元）.....................................51图55：固德威海外收入占比持续提升（百万元）..........................................................51图56：固德威并网逆变器的毛利率处于行业领先水平...................................................51·行业深度储能设备6/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图57：盛弘股份主要业务及产品...................................................................................52图58：近五年来，公司新能源电能变换设备增速较快...................................................52图59：从公司产品毛利率分析，新能源电能变换设备毛利率较高................................52图60：IDC和储能是公司增长核心，已突破行业龙头客户...........................................53图61：营收高速增长，机房温控设备贡献主要营收（百万元）....................................53图62：2020年，英维克综合毛利率为32.4%...............................................................53图63：特斯拉持续加码储能业务布局............................................................................54图64：特斯拉光储板块营收不断突破............................................................................55图65：特斯拉2021Q3光伏出货量83MW，同比增加45.6%.......................................55图66：特斯拉2021Q3储能出货量1295MWh，同比增加70.6%.................................55图67：Fluence的自动报价系统可提高收益且具有较高准确度.....................................56图68：Stem营收增长较快，正进入高速增长阶段........................................................57表1：自《巴黎协定》后，主要国家相继提出碳中和具体目标........................................8表2：可再生能源并网的比例越大，对现有电网的挑战越高............................................9表3：主要储能方式技术优缺点和应用情况对比（根据目前已披露数据整理）............12表4：顶层文件相继落地，推动储能向规模化发展转变.................................................14表5：自顶层文件落地后，各地方相继出台了一系列储能相关细化指导文件（不完全统计）................................................................................................................................15表6：用电侧储能度电成本（LCOS）测算假设参数表..................................................18表7：全国各省市一般工商业峰谷价差显示用户侧峰谷套利已在部分省市具备套利空间.......................................................................................................................................18表8：全国各省市大工业峰谷价差表显示用户侧峰谷套利已在部分省市具备套利空间..19表9：我国调峰的补偿价格普遍在0.4-0.6元/kWh，AGC补偿价格普遍在0-15元/MW................................................................................................................................21表10：电网侧储能里程成本测算假设参数表.................................................................22表11：多个省市出台了相关文件，要求新能源项目配置一定比例的储能，比例一般为10%-20%，容量时长一般为2小时...............................................................................23表12：发电侧经济性测算假设参数表............................................................................24表13：2020年新增投运电化学储能项目装机规模前十国家..........................................26表14：从联邦层面到州层面，美国各级政府出台了一系列政策持续推动储能发展.......28表15：欧盟及其主要国家出台了一系列储能激励政策...................................................29表16：德国光伏系统上网的电价持续下调.....................................................................33·行业深度储能设备7/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表17：澳大利亚主要储能激励政策................................................................................34表18：我国用户侧：预计到2025年，用户侧新增装机量约8.0GWh，未来5年CAGR达68%...........................................................................................................................35表19：我国电网侧：预计到2025年，电网侧新增装机量约7.6GWh，未来5年CAGR达80%...........................................................................................................................36表20：我国发电侧：预计到2025年，发电侧新增装机量约48.5GWh，未来5年CAGR达93%................................................................................................................36表21：我国电力系统储能市场空间合计：5年新增装机CAGR达87%，十四五合计市场空间超2300亿元........................................................................................................37表22：全球用户侧：预计到2025年，用户侧新增装机量约48.6GWh，未来5年CAGR达81%................................................................................................................37表23：全球电网侧：预计到2025年，电网侧新增装机量约13.4GWh，未来5年CAGR达80%................................................................................................................37表24：全球电力系统发电侧：预计到2025年，发电侧新增装机量约116.3GWh，未来5年CAGR达83%.........................................................................................................38表25：全球电力系统储能市场空间合计：5年新增装机CAGR达83%，十四五合计市场空间近6000亿元........................................................................................................38表26：相较于其他主流锂离子电池，当下磷酸铁锂电池存在优势................................40表27：相较于动力电池，储能电池的核心需求在于高安全、长寿命和低成本..............41表28：储能电池管理系统与动力电池管理系统存在诸多不同之处................................45表29：中游系统集成参与厂商较多，竞争较为激烈（不完全统计）.............................47表30：Fluence目前处于扩张阶段，虽尚未实现盈利但营收增长较快..........................56·行业深度储能设备8/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.政策与市场共振，锂电储能如日方升1.1.能源转型趋势明确，锂电储能前景可期1.1.1.全球零碳竞赛开启，能源结构转型趋势明确全球零碳竞赛开启，主要国家相继提出碳中和具体目标。自《巴黎协定》签署以来，主要国家相继制订了一系列有关限制碳排放的政策，根据联合国环境规划署《2020排放差距报告》，截至2020年12月初，占全球温室气体排放量达51％的126个国家已通过、宣布或正在考虑实现“净零目标”。我国方面，2020年9月22日，在第75届联合国大会一般性辩论上，习近平主席提出，中国的二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。欧盟方面，2019年12月，“绿色协议”公布欧盟委员会将会努力实现整个欧盟2050年净排放目标；在此基础上，2020年9月，欧盟正式提出2050年实现碳中和，2030年减排55%的目标及具体的实现路径；之后，在2020年10月，欧洲议会通过了环境部提出的2030年减排60%的目标。表1：自《巴黎协定》后，主要国家相继提出碳中和具体目标地区/条约时间目标《巴黎协定》2016年11月由各国自主设定节能减排目标，期望在2051年至2100年间，全球达到碳中和中国2020年9月二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和美国2020年11月美国正式重返《巴黎协定》,承诺到2050年实现净零排放日本2020年10月首相菅义伟国会施政演说“日本将在2050年实现碳中和”韩国2020年10月总统文在寅承诺2050年前实现碳中和英国2019年2050年实现净零排放欧盟2019年12月“绿色协议”公布欧盟委员会将会努力实现整个欧盟2050年净排放目标2020年9月欧委会《2030年气候目标计划》正式提出2050年实现碳中和，2030年减排55%的目标及具体的实现路径2020年10月欧洲议会通过了环境部提出的2030年减排60%的目标南非2020年9月南非政府公布低排放发展战略概述2050年净零排放目标资料来源：商务部，欧盟委员会等，德邦研究所整理能源结构转型是实现碳中和的关键路径。在高能源消费下，要达成《巴黎协定》所设定的目标，有效降低CO2排放量，全球能源系统必须从火力发电为基础的能源结构，转变为以再生能源、核能等低碳能源为主要电力来源。但能源转型是一条较为曲折且艰难的路线。据BNEF预测的零碳路径，以2019年为基准，到2030年全球碳排放量需下降30%，到2040年下降75%，到2050年达到零排放。从排放结构来看，能源是最主要的减排部门，2030年的排放量将比2019年水平下降57%，比2040年下降89%。据BNEF预测，到2030年，可再生能源消费占一次能源消费比重上升到34%；到2050年上升至90%。其中风电光伏是消费主力，到2030年，风光消费占一次能源消费比重上升至16%，到2050年上升至70%。·行业深度储能设备9/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图1：能源排放和净零排放目标（GtCO2）图2：可再生能源消费占一次能源消费比重将持续提升资料来源：BloombergNEF，德邦研究所资料来源：BloombergNEF，德邦研究所1.1.2.能源转型对传统的电网提出诸多挑战可再生能源发电量占比提升，高比例间歇性可再生能源并网将对电网稳定性造成冲击。根据美国能源信息署（EIA）最新报告《国际能源前景2021》（IEO2021）预测，未来能源结构中可再生能源的比例将越来越高，而在可再生能源的选项中，风能与太阳能将成为国际上推动再生能源发展的主要项目。但这两类型的再生能源有个最大的共通点，就是对天气有着高度的敏感性（如光照、风速等），故而先天具有间歇性和波动性。电力系统具有很高的稳定性要求，随着可再生能源的规模越来越大，大容量的再生能源发电装置直接并入电网将会对现有电网的调度控制和安全运维带来巨大挑战。国际能源署发布报告《GettingWindandSunontotheGrid》，按照电网吸纳间歇性可再生能源（主要是风电、光伏）的比例划分了4个阶段。第1阶段：间歇性可再生能源占比低于3%，电力需求本身的波动超过了间歇性可再生电源供应的波动幅度，所以间歇性可再生能源对于电网的运行没有明显影响。第2阶段：间歇性可再生能源占比在3%-15%之间，对于电网已经有明显影响，但是可以用加强电网管理的方式来解决，相对比较容易。第3阶段：间歇性可再生能源占比在15%-25%之间，必须要引入需求侧管理与储能技术的应用。第4阶段：间歇性可再生能源占比在25-50%之间，在某些时刻可再生能源可满足100%的电力需求，电网稳定性面临挑战。除了需求侧管理和储能技术以外，此时所有的常规电厂都必须灵活运行。表2：可再生能源并网的比例越大，对现有电网的挑战越高阶段一阶段二阶段三阶段四可再生能源占比＜3%3%-15%15%-25%25%-50%系统角度的表征无影响影响逐渐显著发电机组的灵活性非常重要电力系统稳定性非常重要，在某些时刻，间歇性可再生能源几乎满足100%负荷需求对现有发电机组的影响电力负荷与净电力负荷无明显差异净负荷的不确定性和可变性没有显著上升，但现有发电机的运行模式需稍作调整，以适应间歇性可再生能源发电出力特性净电力负荷可变性增大，发电运作模式需大作调整，减少必须持续运转的发电机组没有持续运转的发电机组，所有发电机组均需灵活出力，以适应间歇性可再生能源发电出力特性对电网的影响影响接入点附近的当地电网状况(如有)可能影响局部电网状况，造成输电阻塞受不同地区天气影响，整个电网的潮流模式发生了显著变化，增加了电网高低压部分之间的双向流动要求电网具备较强的干扰恢复能力主要的挑战电网的局部影响用电需求与间歇性可再生能源出力的匹配问题发电机组的灵活性电力系统抗干扰的强度资料来源：IEA，德邦研究所·行业深度储能设备10/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明电网消纳能力有限，大比例再生能源并网或导致弃风、弃光率回升。电力系统的特性是发、输、配、用电瞬时完成，电源调节能力、电网联通规模、负荷规模及响应能力共同决定了新能源消纳潜力。电力系统平衡的原则是跟踪负荷变化，并据此调节常规电源出力，当高比例新能源接入电力系统时，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动，因此电源调节能力影响新能源消纳程度。2021年，国网江西省电力有限公司经济技术研究院的彭怀德等人在《江西新能源消纳与储能应用前景分析》中指出，随着新能源进一步发展，灵活调峰电源、火电调峰能力严重不足，是产生弃风弃光的最主要原因；而送端与主网的电网互联不充分导致断面外送受阻，是产生弃风弃光的次要原因。特别是在近些年，随着我国光伏、风电等的大力发展，电网遇到的压力越来越大。从中国能源网披露的历年弃风、弃光率的数据可以看到，2020年我国弃风、弃光率的下降趋势趋缓。未来，伴随着更多可再生能源的并网，如不采取措施，我国弃风、弃光率或将回升，从而导致资源的浪费。图3：可再生能源的发电具有不稳定性图4：2020年，我国弃风、弃光率的下降趋势趋缓资料来源：中国储能网《基于源网荷储一体化的园区微网分析》，德邦研究所资料来源：中国能源网，德邦研究所伴随着传统能源汽车到新能源汽车的转型，现有电网的负荷加大、控制难度及失稳风险增加。根据中国汽车工业协会统计数据，2020年全球新能源汽车产量255万辆，全球新能源车渗透率为3.1%；中国新能源汽车产量137万辆，国内新能源车渗透率为5.4%。而《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》指出，2025年国内新能源汽车渗透率预计将达20%，未来几年国内新能源车渗透率还存在较大的发展空间。伴随着新能源汽车渗透率的提升，充电负荷所占的比重将会越来越大，极端情况下会形成很大的峰值负荷，造成电网中变压器和线路的过载。车辆的充电装置属于非线性电气设备，大规模的接入会产生谐波污染，造成电压畸变，功率因数下降，对电能质量产生不良影响。同时，当大量电动汽车同时接入配电网时，配电网线路中的电流会激增，造成线路节点电压的降低，同时增加线路的网络损枆。此外，当车辆以V2G模式接入电网时，电力系统的潮流将不再简单由变压器母线侧流向用户侧，而是会出现反向潮流，进而对现有的电网提出更大的挑战。0%5%10%15%20%2011201220132014201520162017201820192020弃风率弃光率·行业深度储能设备11/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图5：近年来全球新能源汽车产量持续增长，渗透率提升图6：近年来中国新能源汽车渗透率不断提高资料来源：中国汽车工业协会，Wind，德邦研究所资料来源：中国汽车工业协会，Wind，德邦研究所1.1.3.储能在能源转型中扮演着重要角色，电化学储能正在大规模商用中储能或储能技术指的是将较难储存的能源形式转换成技术上较容易且成本上较低廉的形式储存起来，分为集中式储能和分布式储能。例如：太阳能热水器将光能（辐射）存在热水（热能）里，电池将电能存在电化学能里。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。按照投资规模的大小，又可分为集中式储能系统和分布式储能系统两种。集中式储能系统以大功率、长时间的供电场景为对象，一般为能量型储能系统。集中式储能主要以抽水蓄能和压缩空气储能为主。分布式储能系统以电化学储能为主要代表，其安装地点灵活，与集中式储能相比，减少了集中储能电站的线路损耗和投资压力。分布式储能系统的功率从几千瓦至几兆瓦不等，容量一般小于10MWh，多接入中低压配电网或用户侧。图7：根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类资料来源：派能科技招股说明书，德邦研究所储能技术能够有效提升电网接纳清洁能源的能力，解决大规模清洁能源接入带来的电网安全稳定问题。储能具有调峰的天然优势，特别是电化学储能集快速响应、能量时移、布置灵活等特点于一体。电网侧、发电侧、用户侧全面发展，对于保障电力系统稳定，促进能源低碳转型起到关键性作用。在可再生能源发电比例不断提升的大背景下，配置储能通过对电能的快速存储和释放，不仅可以降低弃风弃光率，更加重要的作用是可以平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性。0%1%1%2%2%3%3%4%050100150200250300201520162017201820192020全球新能源汽车产量（万辆）全球渗透率（%，右轴）0%1%2%3%4%5%6%050100150201520162017201820192020中国新能源汽车产量（万辆）中国渗透率（%，右轴）·行业深度储能设备12/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明储能在发电侧、输电系统及用电侧三个方面都有重要应用。电力系统可分为发电、输电、变电、配电、用电等五大环节，其中输电、变电与配电又可称为输电系统。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。发电侧：电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧：缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级、根据区域电网负荷及时进行调峰调频等；用电侧：电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。在其他如通信与互联网领域，储能也常在5G基站与数据中心作为后备电源使用。图8：储能在发电侧、输电系统及用电端三个方面都有重要应用资料来源：派能科技招股说明书，德邦研究所电化学储能相较于其他储能模式存在一定优势，正在大规模商业化发展中。综合对比目前各种储能技术的技术成熟度与场景适用性，抽水蓄能技术已经比较成熟，在储能应用中将持续保持高占比；压缩空气储能等技术具有较好的发展前景，相比其他储能技术，在热能利用市场上拥有更好的经济性；氢储能技术可实现长周期调节，随着技术进步和成本的大幅降低，是极具发展潜力的规模化储能技术。未来，氢储能技术将向高效率、低成本、零污染、长寿命方向发展，有望在可再生消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供等场合实现推广应用。目前，由于电化学储能与抽水蓄能相比，在响应速度、选址条件、环境影响、建设成本、安全运行、电能损耗、调节效率、建设周期等方面具备较大优势，已经进入商业化、规模化应用，具有较大的发展空间。表3：主要储能方式技术优缺点和应用情况对比（根据目前已披露数据整理）储能方式类型放电时间寿命典型应用场景主要优势主要缺点发展现状常规抽水蓄能根据库容确定，数小时＞50年削峰填谷、系统调频、新能源消纳、黑启动技术成熟、单机容量大、运行稳定响应速度慢、建设周期长、选址要求高占据主导地位，快速发展压缩空气储能数小时＞25年调峰填谷储能容量大能量转换效率低、响应速度慢、依赖地形和燃气资源、建设周期长产业化应用飞轮储能数秒20年左右系统调频功率密度高、响应速度快、寿命长储能容量过低（秒级）产业化应用·行业深度储能设备13/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明超导储能数秒循环数百万次削峰填谷、系统调频响应速度快、功率密度较高储能容量过低（秒级），维护成本过高，技术不成熟示范应用超级电容器数秒10年左右系统调频功率密度大、循环寿命长储能容量过低（秒级）、自放电率高产业化应用锂离子电池根据配置数量，数小时5～15年削峰填谷、系统调频、分布式、电动汽车等应用功率、能量密度大，响应速度快，组态方式灵活安全性问题、目前成本较高、电池寿命及均衡问题产业化应用铅酸电池根据配置数量，数小时5～15年削峰填谷、系统调频、分布式、通信电源等应用技术成熟、性价比较高能量密度低、不能深充深放、循环寿命问题、环保问题产业化应用液流电池根据配置数量，数小时5～20年削峰填谷、系统调频、分布式等应用蓄电容量大、可深度充放、能量与功率分开控制环境温度要求较高、转换效率不高、需辅助液泵产业化应用钠硫电池根据配置数量，数小时10～15年削峰填谷、系统调频、分布式等应用能量密度高，响应速度快、循环寿命高环境要求苛刻产业化应用资料来源：《各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨》，德邦研究所1.1.4.从目前的装机数据看，锂电储能正处于快速发展阶段全球存量储能项目中，抽水蓄能占比较高，但锂电储能正成为新增装机主要力量。据CNESA统计，截至2020年底，全球累计储能装机规模191.1GW，其中90.3%为抽水蓄能，同比增加0.9%，电化学储能累计装机14.2GW，同比增加49.6%。相对其他储能技术而言，电化学储能连续多年保持较高的增长速度，近五年（2016-2020）的复合增速高达63%。从新增投运储能项目规模看，2020年全球新增投运储能项目装机规模为6.44GW，同比增长80%；其中，电化学储能单年新增规模达4.73GW，占全球新增装机规模的73.4%。从全球已投运的电化学储能项目的技术分布上看，锂离子储能占据绝对主导地位，近年来锂电池的装机规模一直在快速增长，年均复合增速（2015-2020）达107%。截至2020年底，全球锂电池的累计投运规模已达13.1GW，占比已超90%。与全球储能结构相似，我国锂电储能也正在快速发展。据CNESA统计，截至2020年底，我国累计储能装机规模35.6GW，占全球储能市场的18.6%，同比增长9.8%。其中89.3%为抽水蓄能，同比增加4.9%，电化学储能累计装机3.27GW，同比增加91.2%。从新增投运储能项目规模看，2020年我国新增投运储能项目装机规模为3.16GW，占全球储能市场的49%，同比增长178%；其中，电化学储能单年新增投运规模最大，达1.56GW，同比增长145%。从我国已投运的电化学储能项目的技术分布上看，锂离子储能同样占据绝对主导地位，2020年新增投运规模1.5GW，占比近98%，同比增长146%。整体来看，“十三五”期间，锂电新增投运规模基本呈现指数增长，与“十二五”相比，新增投运规模增长近65倍。图9：全球储能累计装机分类占比（截至2020年底）图10：我国储能累计装机分类占比（截至2020年底）资料来源：CNESA，德邦研究所资料来源：CNESA，德邦研究所·行业深度储能设备14/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.2.国内：政策与市场共振，发电侧储能有望率先发展1.2.1.政策端：相关文件相继落地，推动储能向规模化迈步从顶层文件看，“十三五”期间储能完成了由研发示范向商业化初期过渡，“十四五”期间，储能将由商业化初期向规模化发展转变。2017年四部委出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，“十三五”我国新型储能基本实现了由研发示范向商业化初期的过渡，但仍然存在国家层面宏观规划缺乏、备案和并网管理流程不明确不规范、长期性稳定性激励政策缺乏、建设和调度运行不衔接不协调、标准体系不健全等问题。2021年7月国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“十四五”发展的指导思想、基本原则和发展目标，并首次明确了多项具体举措，将加速推进新型储能由商业化初期向规模化发展转变。表4：顶层文件相继落地，推动储能向规模化发展转变文件发布时间相关内容《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2017/9/22明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施。《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》2019/7/2提出加大储能目研发实验验证力度，重点推进大容量压缩空气储能等重大先进技术项目建设，推动百兆瓦压缩空气储能项目实现验证示范，积极推动储能国家电力示范項目建设。《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》2021/2/25优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源，探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，主要包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等具体模式。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》2021/7/232025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。2030年，新型储能全面市场化发展，新型储能装机规模基本满足新型电力系统相应需求。《关于进一步完善分时电价机制的通知》2021/7/28合理拉大峰谷电价价差，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。分时电价机制执行范围扩大到工商业电力用户（个别有专门规定的除外）。《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》2021/8/10鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。资料来源：国家发改委，国家能源局，德邦研究所自顶层指导意见（发改能源规〔2021〕1051号）发布以后，各个地方相继出台了一系列细化储能相关文件。以浙江省为例，该省的最新指导文件显示，浙江省的目标是要在2021-2023年，全省建成并网100万千瓦新型储能示范项目，“十四五”力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目。同时，与新型电力系统发展相适应，浙江省将重点支持集中式较大规模（容量不低于5万千瓦）和分布式平台聚合（容量不低于1万千瓦）新型储能项目建设，为电力系统提供容量支持及调峰能力。内蒙古方面，在其发布的《关于加快推动新型储能发展的实施意见(征求意见稿)》中，指出2025年建成并网新型储能规模达到500万千瓦以上。伴随着一系列文件的落地，储能有望在十四五期间迎来快速发展。·行业深度储能设备15/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表5：自顶层文件落地后，各地方相继出台了一系列储能相关细化指导文件（不完全统计）2021/7/29《衢州市能源发展“十四五”规划》浙江规划提岀，积极探索电化学储能、电动汽车参与储能、压缩空气储能、电热冷综合储能等各类新型储能设施发展，推动储能在电源侧、电网侧和用户侧应用的新模式、新业态，探索开展储能电站、“虚拟电厂”示范。将“可再生能加储能”作为衢州能源电力碳达峰的重要路径之一。2021/8/2《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）》安徽光伏发电申报项目和风电申报项目竞争性配置申报项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的比例不低于10%。储能电站连续储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%。2021/8/9山西省发改委发布《关于组织首批新能源+储能试点示范项目申报的通知》山西首批试点示范项目储能规模总量50-100万千瓦，其中，独立储能单体项目額定功率不低干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。其他形式储能电站，按照“一事一议”原则确定，不得使用梯次利用动力电池。2021/8/19《山东省能源发展“十四五”规划》山东加强储能关键技术、单元模块和控制系统研发、成果转化及产业化步伐，着力构建材料生产、设备制造、储能集成、运行检测全产业链。到2025年，建设450万千瓦左右的储能设施。2021/8/20《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》安徽2021年光伏拟安排4GW项目进行竞争性配置，在具体竞争性配置评分细则方面，申报企业按投资业和制造业划分，业绩占比为10%，储能配置比例占比分值最高，为45%。2021/8/25《2021年大庆市新能源领域“揭榜挂帅”科技攻关项目榜单的通知》大庆国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地），是国内首个、国际领先、开放公共服务的平台，由国家电投集团黄河上游水电开发有限责任公司投资建设和运行管理。平台以国家光伏、储能实证实验平台项目为主，并以此为依托同步建设实证实验智慧管理及展示平台、新能源科技研发中心和新能源科普教育基地三个辅助项目。2021/8/26关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知山西大同、朔州、忻州、阳泉四市240万千瓦并网项目，在安全前提下配置10%及以上的储能设施。2021/8/27《关于加快推动新型储能发展的实施意见(征求意见稿)》内蒙古2025年建成并网新型储能规模达到500万千瓦以上。2021/9/7《关于完善广西峰谷分时电价机制方案公开征求意见的公告》广西在平段电价基础上，上下浮50%形成高峰电价和低谷电价，并在高峰电价上浮20%形成尖峰电价。2021/9/7《关于进一步完善峰谷分时电价机制的通知》宁夏峰段电价以平段电价（不含政府性基金及附加）为基础上浮50%；谷段电价以平段电价（不含政府性基金及附加）为基础下浮50%。2021/9/16湖北省能源局关于2021年平价新能源项目审查结果的公示湖北符合条件的化学储能电站共计38个，总计规模将超过2.6GW/5.0GWh，含独立储能电站36个，风光储一体化项目1个，渔光互补储能项目1个。2021/9/17《关于加快推动新型能源发展的指导意见》的通知河北要加强顶层设计，统筹推进储能发展，会同当地电网企业着手研究编制新型储能规划，进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标及重点任务。2021/9/18《关于完善分时电价机制有关事项的通知（征求意见稿）》江西鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰时段用电负荷、增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成本。2021/9/23《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）》浙江接受电网统筹调度的储能系统按照峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/kWh的补贴，补贴两年；已参与共享储能交易的不再享受此补贴。2021/9/23义乌市用户侧储能系统管理办法（试行）浙江1.储能系统并网点电压等级在10kV以下或储能功率在100kW以下的在投入运行前应向当地供电企业备案；并网点电压等级在10kV及以上或储能功率在100kW及以上的，需向供电公司申请，并经供电公司验收合格后才能并网运行。2.光伏配建储能系统连续充电时间不低于2小时，第8年底容量保持率不低于70%。3.光伏配建采用储能置换配额交易（共享储能）商业模式时，义乌区域内光伏业主与储能系统业主，就光伏需配建储能容量在义乌市智慧能源平台进行配额置换的市场化交易。交易价格建议不低于储能系统成本的25%或不低于500元/kWh。2021/9/25《2021年竞争性配置风电、光伏发电项目评审结果的公示》山西优选出保障性并网项目108个、规模1120万千瓦，备选项目55个、规模590万千瓦，且风电、光伏需按照一定的比例配置储能，配置比例在10%-15%。2021/9/29《省发改委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事江苏1.2021年江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力、时长两小时；长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力、时长两小时。储能设施运行期内容量衰减率不应超过20%，交流侧效率不应·行业深度储能设备16/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.2.2.用电侧：峰谷价差套利的商业模式已在全国部分省市具备经济性在用电侧，全球来看，储能给用户带来的经济效益主要有四方面：第一，自发自用，余电上网。目前，全球部分地区电费较高，用户可以通过自发自用余电上网的模式来实现一定的经济性。第二，分时电价管理。目前实行分时电价机制，用户可以通过储能装置制定自己的用电计划，用电价较低时段的电量去满足电价较高时段的用电需求，做到低谷时充电、高峰时放电，从而通过电价差来降低自身的用能成本。第三，容量电价管理。现行电价实行的是两部制电价，即包含了容量电费和电量电费。如果通过储能的方式能够将变压器的最高负荷率控制在75%以内，则可以减少变压器的容量电费，从而节省一定的费用。第四，提高电能质量。通过在用户侧安装储能装置，可以有效避免负荷波动或者短时故障引项的通知》低于85%，放电深度不应低于90%，电站可用率不应低于90%。2.新型储能、抽水蓄能电站按照装机规模认定新增调峰能力。压缩空气储能按其实际运行效率与抽水蓄能电站效率比值为系数乘以装机规模认定新增调峰能力。2021/9/30《肇庆高新区节约用电支持制造业发展的若干措施》广东一是对区内企业建设储能、冰蓄冷项目的，建成使用后给予150元/千瓦补贴，每个区内企业最高补贴100万元。二是在错峰用电时期，储能负荷可以冲抵错峰用电的负荷指标。2021/10/8《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》内蒙古风电项目配置20%~30%2h储能；光伏项目配置20%~30%2h储能。2021/10/9《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》广西风电项目配置20%2h储能；光伏项目配置15%2h储能。配置储能1.15GW/2.3GWh。2021/10/9《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》河北2021年市场化并网项目需配建调峰能力，原则上，南网、北网市场化项目配建调峰能力分别不低于项目容量的10%、15%，连续储能时长不低于3小时，配建调峰能力应与市场化并网项目同步建成投产。2021/10/10《安徽省“十四五”时期深化价格机制改革实施方案》安徽建立新型储能价格机制，完善电热锅炉和冰（水）蓄冷电价政策，制定季节性尖峰电价和需求响应电价政策，完善峰谷分时电价，运用价格杠杆引导用户削峰填谷。2021/10/13《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》湖南以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站，力争到2023年，建成电化学储能电站150万千瓦/300万千瓦时以上。风电、集中式光伏发电项目装机容量不低于15%、5%比例（储能时长2小时）配置电站。2021/10/18《关于公布2021年平价新能源项目的通知》湖北安排集中式(共享式)化学储能电站(不含基地配置的化学储能电站)37个、容量2.5GW/5.37GWh。2021/10/25《温州市制造业千企节能改造行动方案(2021-2023)》浙江1.每年新建园区(含小微企业园)分布式储能项目5个以上鼓励储能项目市场化运行，争取电网侧大型集中式储能项目落地。2.开展乐清湾港区共享储能项目建设试点，探索电力部门与新能源发电企业共建共享储能投资运营模式。3.对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/干瓦时的补贴，鼓励各地加大对集中式储能项目的支持。2021/10/30《海南省“十四五”时期产业结构调整指导意见》海南一体化发展氢能源“制、储、运、加、用”产业。以电动汽车、氢燃料电池汽车等为重点，发展壮大清洁能源汽车产业。发展风电、光伏产业，提高可再生能源发电消纳能力，加强储能、智能电网、碳捕集利用和封存等装备技术研发推广。2021/11/1《温州市域储能规划》浙江截至2025年，温州电网35千伏、110千伏、220千伏电网侧储能需求分别为1.1万千瓦、40.2万千瓦、14.2万千瓦，电源侧储能需求预计38.6万千瓦。2021/11/3《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》浙江2021-2023年，全省建成并网100万千瓦新型储能示范项目，“十四五”力争实现200万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。与新型电力系统发展相适应，重点支持集中式较大规模（容量不低于5万千瓦）和分布式平台聚合（容量不低于1万千瓦）新型储能项目建设，为电力系统提供容量支持及调峰能力。鼓励探索开展储氢、熔盐储能及其他创新储能技术的研究和示范应用。资料来源：各省发改委、能源局，德邦研究所整理·行业深度储能设备17/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明起的电压波动、频率波动、谐波和功率因数的影响，从而保证供电的电能质量。目前，储能在我国用电侧较为成熟的商业模式是峰谷价差套利。根据北极星储能网的统计，2020年底各省陆续发布关于2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知，截至目前共有21省市区已执行峰谷电价。而这次调价过程中多个省份还进行了峰谷电价时段的调整。目前峰谷电价差较大的几个省市如上海、北京、湖北、浙江、山东、江苏、安徽等在每天24小时内已经形成了两到三个峰谷，意味着这些地区的储能系统每天可以进行两充两放，甚至在部分省市可以进行三充三放。图11：目前，我国部分省市理论可行的峰谷套利模式（横坐标为时间；纵坐标为电价，单位为元/KWh）资料来源：北极星储能网，德邦研究所为测算项目的经济性，采用储能度电成本（LCOS）和项目内部收益率（IRR）：首先用储能度电成本（LCOS）测算储能的经济性。平准化储能成本（LCOS）量化了特定储能技术和应用场景下单位放电量的折现成本，该参数可以描述为一项储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，它反映了净现值为零时的内部平均电价，即该项投资的盈利点。核心假设：假设一，初始全投资成本假设：根据2019年中国科学院电工研究所何颖源等人发表的《储能的度电成本和里程成本分析》中的数据，同时考虑到近两年成本的变化，储能电池系统成本取1.5元/Wh，功率转换成本取0.1元/Wh，土建成本0.05元/Wh，其他成本约0.15元/Wh。综合来看，取初始全投资成本1.8元/Wh。假设二，残值假设：运营期为7年的电站残值取5%，土建残值取60%，功率转换残值取40%；14年的电站残值取2%，土建残值取40%，功率转换残值取20%。假设三，其他假设：上述论文中提到，系统寿命为7年的电站总运维成本15万元/（MW·h），我们取运维成本为0.02元/（Wh·年）。放电深度取90%，循·行业深度储能设备18/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明环寿命取5000次，每次循环容量保持率取99.995%，系统效率取88%，年均工作时长（日）取350天，寿命终止容量取70%。此外取税率为25%，贴现率为5%。表6：用电侧储能度电成本（LCOS）测算假设参数表初始全投资成本（元/Wh）1.80储能电池系统成本（元/Wh）1.50功率转换成本（元/Wh）0.10土建成本（元/Wh）0.05其他成本（元/Wh）0.15运维成本（元/Wh）0.02储能系统残值率5%（7年），2%（14年）功率转换残值率40%（7年），20%（14年）土建残值率60%（7年），40%（14年）每次循环容量保持率99.995%放电深度DoD90%循环寿命（次）5000系统效率88%寿命终止容量70%年均工作时长（日）350贴现率5%税率25%资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，德邦研究所经测算，一充一放、配置2小时的储能度电成本（LCOS）约为0.668元/kWh；两充两放、配置2小时的储能度电成本（LCOS）约为0.523元/kWh，在全国多数发达省份已基本具备套利空间。从北极星储能网整理的关于全国各省市一般工商业峰谷价差汇总表和全国各省大工业峰谷价差表可以看到，目前全国的多数发达省份峰谷套利模式已基本具备套利空间。同时，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》要求各地上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。此外要建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮不低于20%。据清华大学能源互联网创新研究院统计，目前全国30省（市、区）的高峰/低谷时段电价比率约为2.88，中部7省（市、区）约为2.61，距离文件要求仍有一定差距。随着峰谷价差拉大、执行范围扩大以及储能成本的下降，用户侧盈利空间有望提升。表7：全国各省市一般工商业峰谷价差显示用户侧峰谷套利已在部分省市具备套利空间全国各省市一般工商业峰谷价差汇总表省市不满1KV1-10KV35KV及以上北京（城区）1.12841.11441.1144北京（郊区）1.12841.11441.1144湖北0.85210.82570.7993广东（广州、珠海、佛山、中山、东莞5市）0.83540.80660.7779浙江0.8280.810.796广东（江门）0.81930.79050.7618广东（惠州）0.81580.78710.7583江苏0.81540.7820.7486广东（深圳）0.78030.78030.7803山东(单一制)0.74450.72810.7116广东(汕头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名、肇庆8市)0.74070.7120.6832上海(夏季两部制)0.7220.7030.683海南（电动汽车充换电）0.71440.69140.6914海南（电网销售）0.69940.69940.6879广东（云浮、河源、梅州、韶关、清远5市）0.6970.66830.6395·行业深度储能设备19/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明天津0.65130.5550.542上海（非夏季两部制）0.6420.6220.603安徽（7-9月）0.63230.61630.6002河南0.62450.5950.5664福建龙岩新罗（单一制）0.59590.57590.5559甘肃0.58140.57140.5614北京（经开区）0.57920.57020.5722陕西（不含榆林）0.57740.55740.5374安徽（其他月份）0.56730.55290.5385陕西（榆林）0.56470.54470.5247河北南网（单一制）0.54030.52530.5153河北北网（单一制）0.51020.49520.4852云南（枯水期）0.49220.48020.4682山西0.45510.43580.4213青海（100千伏安及以上）0.44460.43840.432上海（夏季单一制）0.430.4290.429上海（非夏季单一制）0.4290.430.429云南（平水期）0.41010.40010.3901青海（100千伏安及以下）0.40880.40380.3988宁夏（单一制）0.40760.39160.3756福建福鼎（单一制）0.35750.34550.3335福建寿宁（单一制）0.35750.25920.2502福建屏南（单一制）0.35750.25920.2502福建古田（单一制）0.35750.25920.2502福建漳州华安（单一制）0.35750.34550.3335云南（丰水期）0.34860.34010.3316福建周宁（单一制）0.26820.25920.2502广西（单一制）0.24540.2348西藏（中部电网丰水期）0.060.06西藏（阿里电网枯水期）0.060.06资料来源：北极星储能网，德邦研究所表8：全国各省市大工业峰谷价差表显示用户侧峰谷套利已在部分省市具备套利空间全国各省市大工业峰谷价差表省市1-10KV35KV110KV220KV上海（夏季）两部制0.830.8260.8090.809广东深圳（101至3000kVA)250kW·h及以下0.79650.79650.79650.7965广东深圳（101至3000kVA)250kW·h以上0.79650.79650.79650.7965北京（经开区）100千瓦以下0.7885海南（电动汽车充换电）0.78530.68790.67640.6649江苏0.77580.75580.73580.7158湖北（两部制）0.74120.7150.69120.6661山东（两部制）0.73570.71770.69970.6817上海（非夏季）两部制0.7230.7190.7020.702浙江0.70580.69180.67880.2628广东（广州、珠海、佛山、中山、东莞5市）0.69970.67090.67090.6422广东（江门）0.69970.67090.67090.6422北京（城区）0.69950.68050.66850.6635北京（郊区）0.69950.68050.66850.6635海南（电网销售）0.69940.68790.67640.6649广东深圳（3001kVA及以上）400kW·h及以下0.68880.68880.68880.6888广东深圳（3001kVA及以上）400kW·h以上0.68880.68880.68880.6888广东（惠州）0.66590.63710.63710.6084天津0.64840.63270.63170.6248陕西（不含榆林）0.63340.60820.5830.5768·行业深度储能设备20/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明河南0.62240.60630.59030.5817安徽（7-9月）0.61070.58390.55720.5304北京（经开区）100千瓦及以上0.60550.59850.58250.5825广东（汕头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名、肇庆8市）0.59880.57010.57010.5413云南（枯水期）0.54990.49470.44120.4196安徽（其他月份）0.54790.52390.49990.4759广东（云浮、河源、梅州、韶关、清远5市）0.54020.51140.51140.4827河北（南网两部制）0.53880.52380.50880.5038陕西（榆林）0.5370.51180.48660河北（北网两部制）0.50930.49430.47930.4743新疆0.4840.4560.4290.3962山西0.43870.40980.38560.3663甘肃0.43830.42830.41830.4093云南（平水期）0.43520.41220.36760.3496青海0.42420.41160.3990.3864甘肃（八县区）0.41940.40940.39940.3904云南（丰水期）0.36990.35040.31250.2972宁夏（两部制）0.31880.29480.27880.2628广东（连州枯水期1-3月，10-12月）0.2850.2780.2780.271广西（两部制）0.24540.23480.22440.2024广东（连州丰水期4-9月）0.2190.2130.2130.208资料来源：北极星储能网，德邦研究所如若用全投资的项目内在收益率（IRR）测算，则峰谷价差在0.75元/KWh上具备较好经济性。由于目前我国部分省市已经具备两充两放的条件，这里我们仅考虑两充两放、配置2小时的策略。沿用之前测算储能度电成本的参数，可以测算得出：要实现7%以上的全投资内部收益率，峰谷价差需要在0.75元/KWh。目前，全国部分省市电价的峰谷价差已经大于该数值，即这些地区两充两放、配置2小时的峰谷价差套利模式已经具备较好的经济性。同时，由于在测算时，我们考虑的是全投资的收益率，而在实际的情形中，部分工商企业可以借助银行的贷款来修建储能设施，如若可以拿到低于项目内在收益率的贷款利率，则可以进一步降低峰谷价差套利的要求。图12：用全投资的项目内在收益率测算，则峰谷价差在0.75元/KWh以上具备较好经济性（横轴为峰谷价差，纵轴为IRR）资料来源：德邦研究所测算1.2.3.电网侧：调峰经济性一般，调频经济性较强电网侧，电化学储能主要承担电网辅助服务，主要包括调峰和调频。调峰的00.20.40.60.811.22%3%5%7%8%10%11%13%14%·行业深度储能设备21/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明主要作用是在用电高峰时提供额外电力以“削峰”，在用电低谷时降低发电功率或者储存部分电能从而减少供需差值以“填谷”，从而达到增强电网稳定性的目的。调频的主要作用是将电网的频率偏差控制在±0.2～±0.5Hz的范围内，从而减少频率不稳定给运行中的电气设备带来的危害。美国西北太平洋国家实验室（PacificNorthwestNationalLaboratory,PNNL）的2008年研究报告显示，平均来看，储能系统的调频效果是水电机组的1.4倍，是天然气机组的2.3倍，是燃煤机组的20倍以上。3MW的储能系统从+3MW到-3MW只需要2秒钟，即对于一个3MW的AGC指令，如果采用储能技术，可在2秒内完成。储能的AGC跟踪曲线几乎与AGC指令曲线重合，即调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题将不会出现。因此，储能系统适合于电网AGC调频且储能的综合AGC调节性能要远好于火电机组。调峰目前在我国的经济性一般，仅在部分地区具备盈利空间。目前，已有多个省份将电储能纳入交易体系，储能调峰补偿价格普遍在0.4-0.6元/kWh。而从我们在用户侧的测算结果来看，一充一放、配置2小时的储能度电成本（LCOS）约为0.668元/kWh；两充两放、配置2小时的储能度电成本（LCOS）约为0.523元/kWh。目前两充两放、配置2小时的储能配置策略可以处在江西、江苏、安徽、东北三省、新疆、湖南等地区特定条件下的补偿价格区间，但从全国整体来看，电化学储能参与调峰的经济性一般。表9：我国调峰的补偿价格普遍在0.4-0.6元/kWh，AGC补偿价格普遍在0-15元/MW电网调峰、调频价格四川AGC调频：不超过50元／MWh云南AGC调频：0-15元／MW甘肃储能调峰：不超过0.5元／kWh；AGC调频：0-15元／MW浙江AGC调频：调频容量0~10元／MW，调频里程0~15元／MW京津唐AGC调频：0-12元／MW蒙西AGC调频：2-12元／MW山西AGC调频：5-10元／MW江西独立储能调峰：0.2-0.6元／kWh江苏用户侧储能调峰：谷段＜250元／MWh；平段＜600元／MWh；峰段＜900元/MWh安徽储能调峰：0.3元-0.8元／kWh东北三省储能深度调峰：0.4元－1元／kWh；用户侧储能双边交易：0.1元－0.2元／kWh新疆储能调峰：0.55元／kWh广东调频报价：6-15元／MW山东储能调峰：0.15元／kWh；AGC调频：6元／MW湖南储能调峰＜0.2元／kWh；紧急调峰：0.45-0.6元／kWh青海储能调峰：0.5元／kWh福建AGC调频：0.1~12元／MW资料来源：智慧光伏，德邦研究所为测算调频的经济性，我们采用里程成本。与平准化储能成本（LCOS）类似，里程成本指在功率型调频储能电站的生命周期内，平均到单位调频里程的电站投资成本，即储能电站总投资/储能电站总调频里程。里程成本是评价储能电站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。为测算电化学储能的里程成本，我们做如下假设：假设一，初始全投资成本假设：根据2019年中国科学院电工研究所何颖源等人发表的《储能的度电成本和里程成本分析》中的数据，同时考虑到近两年成本的变化，储能电池系统成本取1.5元/W，功率转换成本取0.5元/W，土建成本·行业深度储能设备22/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明取0.2元/W，其他成本约0.2元/W。综合来看，取初始全投资成本2.4元/W。假设二，残值假设：运营期为5年的电站残值取5%，土建残值取70%，功率转换残值取40%。假设三，其他假设：上述论文中提到，系统寿命为5年的电站总运维成本35万元/MW，我们取运维成本为0.07元/（W·年）。有效AGC调频响应系数α取0.98，调频出力系数β取0.8，储能有效调频响应持续时间取1.8min，储能有效调频间隔时间取2min，系统效率取88%，年均工作时长（日）取350天。此外取税率为25%，贴现率为5%。表10：电网侧储能里程成本测算假设参数表初始全投资成本（元/W）2.40储能电池系统成本（元/W）1.50功率转换成本（元/W）0.50土建成本（元/W）0.20其他成本（元/W）0.20年均运维成本（元/W）0.07储能系统残值率5%功率转换残值率40%土建残值率70%储能电站效率88%有效AGC调频响应系数α0.98调频出力系数β0.8年运行（考虑电站年运行比例）350系统寿命5储能有效调频响应持续时间（min）1.8储能有效调频间隔时间（min）2建设期（年）1运营期（年）5贴现率5%税率25%资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，德邦研究所经测算，储能电池调频的里程成本约为4.84元/MW，已在部分省市具备较好的经济性。目前，我国AGC补偿价格普遍在0-15元/MW，4.84元/MW的里程成本已经处在AGC补偿价格区间中值左侧。同时，由于锂电储能的响应速度快、调节质量高、配置灵活性强。伴随着电池储能成本的进一步下降，锂电储能调频行业渗透率有望进一步提升。1.2.4.发电侧：与电网辅助服务搭配，目前正开始具备经济性在电网侧中，储能主要是为了减少资源损耗，同时进行辅助服务以提高经济性。由于光伏、风电系统具有不确定性、随机性等特点，大大阻碍了新能源发电技术的发展。另外，资源与负荷间距远、输电线路建设不匹配、电网备用容量不足等原因与光伏、风力发电自身特点共同成为目前弃光、弃风的主要原因。如果在光伏、风力发电中加入储能系统，就可以平滑光伏、风力系统输出，减少弃光、弃风率，并可以很大程度上解决输出电能功率不稳定这一问题，改善电能质量，提高光能利用率。同时，储能除了解决弃风、弃光等问题，还可以将多余的储能空间用于电网的调频、调峰，从而具备更好的经济性。·行业深度储能设备23/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图13：弃光机理图图14：弃风机理图资料来源：《降低弃光率的光伏储能系统需求研究》，德邦研究所资料来源：《基于风电接纳空间电量回归模型的弃风率快速计算方法》，德邦研究所我国政策要求风光强配储能，一般配置比例10%-20%，容量时长2小时。目前，全国已有多个省市出台了相关文件，要求新能源项目配置一定比例的储能，比例一般为10%-20%，容量时长一般为2小时。今年8月，国家发改委、国家能源局联合发布了《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》，文件明确了储能配置比例、调峰能力和购买期限等细节要求：为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。表11：多个省市出台了相关文件，要求新能源项目配置一定比例的储能，比例一般为10%-20%，容量时长一般为2小时地区名称要点比例时长内蒙古关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知风电和光伏的申报要求中都明确提出：电化学储能容量应为不低于15%、2小时15%2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置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，需配置10%储能10%河南关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知河南I类区域消纳规模为3GW，要求配置项目10%、2h储能，II类区域消纳规模为1GW，要求配置项目15%、2h储能，III类区域协商规定消纳规模，要求配置项目10%、2h储能10-15%2湖南关于做好储能项目站址初选工作的通知28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设备，与风电项目同期投产。2山东关于开展储能示范应用的实施意见（征求意见稿）新能源配储能、火电储能首批示范项目规模约50万千瓦，风电、光伏发电项目需配10%、2h储能10%2山西关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知大同、朔州、忻州、阳泉四市240万千瓦并网项目，在安全前提下配置10%及以上的储能设施10%甘肃关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知甘肃全省600万千瓦新能源发电存量项目，河西5市（酒泉、嘉峪关、张掖、金昌、武威）配置10%-20%、2h储能、其他地区配置5%-10%、2h储能5-20%2湖北湖北省能源局关于2021年平价新能源项目审查结果的公示符合条件的化学储能电站共计38个，总计规模将超过2.6GW/5.0GWh，含独立储能电站36个，风光储一体化项目1个，渔光互补储能项目1个贵州关于上报2021年光伏发电项目计划的通知在送出消纳受限区域，计划项目需配备10%的储能设施10%-宁夏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)“十四五”期间，按照不低于新能源装机的10%、连续储能时长2小时以上的原则逐年配置10%2大同大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见“十四五”期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%。5%青海关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知新建新能源项目配置储能比例不低于10%、储能时长2小时以上，并对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。10%2资料来源：各省发改委、能源局，德邦研究所整理由于在发电侧，储能不仅可以解决弃风、弃光的问题，还能进行辅助服务产生更多收益。为测算储能在不同情形下的经济性，做如下假设：·行业深度储能设备24/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明假设一：弃光率假设。假设未安装储能时，光伏的弃光率为4%。假设二：储能配置假设。储能配置比例为15%，充电时长2小时，每日一充一放。假设光伏电站的装机规模约为200MW，配置储能系统容量为30MW/60MWh。假设三：投资成本假设。光伏电站单位初始投资成本约为3.9元/w，储能投资成本约为1.5元/Wh，年均运维费用约占投资的1.5%。同时考虑到项目投资额较大（总投资额上亿元），采用银行贷款，贷款比例取70%，每期等额本息，贷款利率取5%。假设四：残值假设。取储能和光伏电站的残值为5%。假设五：调频收益假设。以海丰电厂AGC指令历史数据可知：调度日均下发给机组小于30MW的AGC指令里程约为2000MW，日均下发给机组AGC指令里程约为5000MW。故机组+储能联合调频日均调节里程暂取3000MW。同时，取调频里程平均结算价格为10元/MW，综合调频性能指标k取2.24，则日均收益为6.72万元。假设一年运行350天，则每年的收益为2352万元。同时考虑到每年的电费支出，取每年的调频收益为2000万元。假设六：配件寿命假设。假设电站运营期为25年，其中逆变器寿命为15年，储能系统仅储存弃光寿命为15年，参与调频服务寿命为5年。其他假设如下表：表12：发电侧经济性测算假设参数表光伏电站装机（MW）200单位初始全投资成本（元/W）3.9配置储能系统功率（MW）30配置储能系统容量（MWh）60单位初始全投资成本（元/Wh）1.5仅光伏初始全投资成本（百万元）780合计初始全投资成本（百万元）870光储电站残值率5%折旧期（年）20运维费用1.5%上网电价（元）0.35有效利用小时数1300弃电率4%调频补偿（元/MW）10运营期（年）25综合调频性能指标k2.24逆变器与储能系统寿命（年）15储能系统年均运行次数350储能系统日均调频里程（MW）3000每年的调频收益(考虑电费，万元)2000贷款比例（等额本息）70%贷款利率（15年）5%税率25%组件衰减首年2%，之后0.5%每次循环容量保持率99.995%放电深度DoD90%系统效率88%资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》，德邦研究所·行业深度储能设备25/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明考虑如下几种情形：情形一：仅光伏。经测算，在上述假设的条件下，该情形的内部收益率IRR为8.4%。情形二：光伏+储能，仅解决弃光问题。储能配置比例为15%，充电时长2小时，每日一充一放。经测算，在上述假设的条件下，该情形的内部收益率IRR为6.2%。情形三：光伏+储能+调峰。参与调峰的补贴电价假设为0.5元/kWh。经测算，在上述假设的条件下，该情形的内部收益率IRR为6.5%。情形四：光伏+储能+调频。经测算，在上述假设的条件下，该情形的内部收益率IRR为8.1%。随着储能成本的进一步下降，发电侧储能装机有望实现自发性快速增长。从上述测算可得，当下光储系统还不具备经济性，光储系统的项目收益率IRR低于仅光伏的水平。但是，可以看到，情形四：光伏+储能+调频模式的项目收益率IRR已与仅光伏十分接近。进行敏感度分析，可以发现，当储能成本在目前的基础上下降0.1元/kWh，光伏+储能+调频模式的项目收益率将与仅光伏持平，如若进一步下降，光储系统将具备较好的经济性。从目前的行业趋势看，储能系统各国环节的成本正在呈现下降的趋势，发电侧光储系统有望进入自发性快速增长阶段。图15：不同情形下，项目的内在收益情况图16：光伏+储能+调频模式项目收益率的敏感度的分析（纵轴为单瓦时成本，横轴为IRR）资料来源：德邦研究所测算资料来源：德邦研究所测算1.3.海外：主要国家全面发力，储能增长多点开花近年来海外储能市场呈现出高速增长的态势，分区域看主要以美国、欧洲、日本、韩国和澳洲市场为主。2020年海外市场新增装机功率和新增装机容量增长显著，全球新增投运的电化学储能项目主要分布在53个国家和地区，中国、美国和欧洲占据2020年全球电化学储能市场的主导地位，三者合计占全球新增投运总规模的86%，并且新增规模均创造了各自的历史新高，突破1GW大关。海外储能市场发展迅速有以下重要原因：1.各国颁布多项储能激励政策和规划，推动储能市场的发展进程，在政策激励和市场需求推动下，未来几年海外储能市场将继续维持高速发展的状态；2.海外储能市场具备较为成熟的电力现货市场和8.4%6.2%6.5%8.1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%仅光伏光伏+储能光伏+储能+调峰光伏+储能+调频0.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%1.51.41.31.21.11·行业深度储能设备26/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明辅助服务市场，拥有多元化的电力品种为储能市场提供收益支持；3.诸多海外储能项目已具备较高的经济性，在高收益、政策补贴和储能成本下降的驱动下盈利能力提升明显。表13：2020年新增投运电化学储能项目装机规模前十国家排名国家装机规模（MW）去年榜单对比1中国1559.6持平2美国1403.5持平3英国524.7持平4德国345.6持平5韩国253.6新上榜6澳大利亚163.9-17加拿大83.818爱尔兰67新上榜9意大利43.1持平10印度尼西亚33.1新上榜资料来源：CNESA，德邦研究所整理1.3.1.分应用场景：用户侧累计投运规模最大，辅助服务新增投运规模最大分应用场景看，当下用户侧电化学储能累计投运规模第一，已达4.77GW。根据CNESA的统计数据，截至2020年底，用户侧连续三年保持累计投运规模第一，达4770.7MW。虽然用户侧的累计投运规模最大，但是在全球范围内竞相开展大规模储能项目建设的环境下，与其它项目相比，用户侧的单个储能项目规模较小，一定程度上限制在整个储能项目中的占比增速。与2019年同期相比，用户侧的累计投运规模同比增长37%，在所有应用领域中增幅最低。未来，随着越来越多的大规模储能项目落地，用户侧储能的累计投运规模将与其他领域拉开差距。分应用场景看，全球辅助服务新增投运规模最大。2020年，从全球新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，辅助服务首次超越用户侧，位列第一，并且新增投运规模首次突破GW，达到1.44GW，同比增长113%。此外，新能源发电侧在2020年也得到快速增长，新增投运规模1.36GW，同比增长197%，在所有应用中增幅最大。与其它应用大幅增长不同的是，用户侧的新增规模连续两年都在下降，并且是2020年唯一一个新增规模下降的应用，同比下降2.5%。图17：分应用场景看，2020年用户侧电化学储能累计投运规模第一图18：分应用场景看，2020年全球辅助服务新增投运规模最大资料来源：CNESA，德邦研究所资料来源：CNESA，德邦研究所用户侧,34%新能源发电侧,24%电网侧,14%辅助服务,28%用户侧新能源发电侧电网侧辅助服务用户侧,27%新能源发电侧,29%电网侧,13%辅助服务,31%用户侧新能源发电侧电网侧辅助服务·行业深度储能设备27/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.3.2.美国：政策继续加码，多州已出台具体的储能规划2020年美国储能新增装机功率突破1GW，累计装机功率全球第三。根据BloombergNEF的统计，2020年美国电化学储能新增装机功率达1.1GW，突破1GW，较去年同期增长164.86%，新增装机容量达2.47GWh，同比增长182.29%，新增装机功率和新增装机容量增长迅速，均成倍数增长。此外，根据CNESA的统计数据，美国2020年电化学储能累计装机达2.99GW，占比全球市场22%，成为仅次于欧洲和中国的全球第三大储能市场。图19：2020年美国储能新增装机功率和新增装机容量增长迅速图20：全球已投运电化学储能项目累计装机规模占比（%）资料来源：BloombergNEF，德邦研究所资料来源：CNESA，德邦研究所2020年美国储能装机增量主要来自于公共事业。分应用市场看，2020年美国公共事业储能装机量新增878MW，同比增长254%，占2020年储能装机增量的80%；工商业新增装机达57MW，同比略有下降，装机占比5%；住宅市场的新增装机达166MW，同比增长76.6%，装机占比15%。由于疫情和极端天气等因素暴露出美国部分地区诸多的供电问题，政府认识到加强储能的重要性，进而推动相关公司加快储能设施建设。此外，在此背景下，居民为获取更好的用电体验，也在开始进行自发储能建设。图21：美国新增装机功率拆分（MW）图22：美国2020年新增电化学储能分布（%）资料来源：BloombergNEF，德邦研究所资料来源：BloombergNEF，德邦研究所从联邦到州相关政策不断出台，多州储能规划已超1GW。2020年，联邦政府颁布了逾2万亿美元基础建设计划，能源部提出了《储能大挑战路线图》等，均体现出美国对储能市场的支持与激励。且美国大规模规划公共事业储能，各州纷纷扩建储能设施，全美有七个州储能规划超1GW，其中加利福尼亚州规划在2035年前新增3.5GW，纽约规划在2030年之前新增3GW，新泽西规划在2030年前新增2GW。2021年，美国当地时间11月19日上午，众议院通过了拜登1.75万亿美元的《重建美好未来法案》（BuildBackBetterAct）。该刺激法案中计划对高于5kWh的储能系统，到2026年前给予最高30%的ITC退税，这是首0%50%100%150%200%-1,0002,0003,000201520162017201820192020美国新增装机容量（MWh）美国新增装机功率（MW）功率同比（%）(右轴)中国,24%美国,22%韩国,16%英国,12%德国,8%日本,4%澳大利亚,6%加拿大,1%阿联酋,1%意大利,1%其他,6%中国美国韩国英国德国日本澳大利亚加拿大阿联酋意大利其他-5001,0001,500201520162017201820192020公共事业工商业住宅公共事业，80%工商业,5%住宅,15%公共事业工商业住宅·行业深度储能设备28/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明次针对储能制定单独的ITC退税。表14：从联邦层面到州层面，美国各级政府出台了一系列政策持续推动储能发展主体时间政策名称具体政策联邦2019年（现行）储能税收激励和部署法案美国国会允许独立的储能项目获得投资税收抵免(ITC)支持，即允许从联邦税收中扣除一定比例的系统成本，没有上限。政策优惠对象仅限于纳税企业，太阳能项目享受的ITC支持幅度随时间下降，2019年允许抵免30%，2020年允许抵免26%，2021年允许抵免22%。2020年（住宅用户2024年截止，商业项目2026年截止）储能税收激励和部署法案-修正案拟将26%的抵免延长两年，2023年降至22%，2024年降至10%。扩大了投资税收抵免资格，增加了美国首个海上风能税收抵免。该法案还将陆基风电的ICT延展至项目总值的60%，并对从2017年1月1日至2025年12月31日开始建设的海上风电项目的首次ITC延长至项目的30%。2021年（拟延期十年）重建美好未来法案（众议院通过，待参议院审议）该法案包含5500亿美元用于应对气候变化，储能方面，将获得单独的ITC退税，对于高于5KWh的储能系统，到2026年前给予最高30%的ITC退税，这是首次针对储能制定单独的ITC退税，具有历史意义。2019年（现行）更好的能源存储技术（BEST）法案从2020年到2024年，每年为该计划拨款6000万美元。专注于电网规模的储能研究与开发：高度灵活的电源系统、长效存储系统与季节性存储系统。支持多达五个示范项目，以推进电网规模储能技术的商业化。指导能源部制定电网规模储能的战略计划和成本目标。通过该国的国家实验室加快储能系统的测试和验证。需要通过DOE，国家实验室，联邦机构和最终用户之间的协调，对研究工作进行协调和调整，以生产具有商业可行性的储能系统。2019年（现行）税务局纳税指引成本加速折旧（MACRS）是美国税务局发布的纳税指引规定，2005年12月31日以后建设的光伏系统可以采用成本加速折旧法，即固定资产折旧额按照设备年限逐步递减，帮助企业加速回收系统成本。如果没有安装可再生能源系统或者由光伏供电的比例＜50%，企业的电池系统可以按照7年计提折旧；如果光伏供电的比例≥50%，可以按照5年计提折旧。2019年（2020年截止）美国政府2020财年预算拨款1.63亿美元用于储能资源的研究和开发。该预算包括美国能源部电力办公室与能源效率和可再生能源办公室(EERE)提供的1.58亿美元，这笔资金将用于促进储能的研究和开发项目，这是提高能源安全性、可靠性和弹性的关键，被称为“先进储能计划”的项目。美国能源部预算还包括电网规模储能系统，并将其作为实验室和技术测试平台的建议投资的一部分。其预算包括用于一个“新的电网储能启动计划”的500万美元，该计划将为一个基于实验室的电网规模电池储能测试中心提供资金支持，以帮助推动技术发展，同时为支持下一代商用核反应堆的技术研究提供资金。俄勒冈州2015年（2020.01.01截止）HB2193法案俄勒冈公用事业委员会所属的两个公用事业公司PortlandGeneralElectric和PacifiCorp在2020年1月1日之前至少完成5MWh的储能采购目标，该容量相当于公用事业公司2014年尖峰负荷的1%。加利福尼亚州2019年（2020-2024年）自我生成激励计划（SGIP）任何太平洋燃气公司、南加州电力公司(PG&E)、爱迪生公司、南加州天然气公司或圣地亚哥燃气电力公司的客户都有资格获得GeneralMarketSGIP大约250美元/千瓦时(非住宅客户350美元)的折扣，这意味着折扣涵盖了平均能源存储系统成本的大约25%(非住宅客户35%)。另外还有Equity和EquityResiliency两种补贴。纽约州2019年（执行中，以2.8亿元预算为限）市场加速桥激励计划MABI纽约州于2018年将储能部署作为其清洁能源转型战略的一部分，纽约州能源研究开发署NYSERDA与公共服务部DPS于2019年提出了“市场加速桥激励计划”(MarketAccelerationBridgeIncentiveProgram,MABI)。总投资为2.8亿美元，用以弥补储能系统提供价值与目前市场收入之间的差额，刺激纽约州尽快实现2030年3GW的储能发展目标。截至2020年3月，在获得激励措施的52个小型储能项目中，有49个建立了围绕分布式能源价值机制(VDER)的业务模型。这些项目享受的激励资金补贴，由300美元/kWh降至125美元/kWh。2019年（执行中，以预算为限）纽约州能源研究与发展局(NYSERDA)储能激励措施纽约州能源研究与发展管理局(NYSERDA)在2021年4月在全州范围内推出了一系列激励措施，并将提供4.05亿美元的资金，以促进该州到2030年实现部署装机容量为3,000MW储能系统的目标。明尼苏达州2019年（现行）议会法案批准的储能法案要求公用事业公司在综合资源计划(IRP)将电池储能系统视为一种电力资源，要求明尼苏达州商务部对电网储能价值进行成本效益分析，并帮助公用事业公司从与储能有关的试点项目中收回成本。康涅狄格州2021年（2021-2030年）现代电网计划康涅狄格州公用事业监管局(PURA)制定了一项为期9年（自2021年开始）的储能部署计划，其目标是到2030年底在全州范围内部署装机容量为1GW储能系统。1.申请条件：为总装机容量为50MW住宅储能系统提供资助。2.补贴金额：每个住宅储能项目最高资助金额为7,500美元。德克萨斯州2019年（现行）议会法案允许配电公司与第三方签订储能部署合同，每个公用事业公司储能部署的装机容量至少为40MW。资料来源：CNESA，德邦研究所整理·行业深度储能设备29/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图23：全美有多个州储能规划超1GW资料来源：BloombergNEF，德邦研究所1.3.3.欧洲：能源脱碳持续进行，推动储能快速发展欧盟各国加强政策支持，促进储能持续发展。欧洲一直是全球应对气候变化、减少温室气体排放行动的有力倡导者，是低碳发展的先驱者。2015年欧盟发起《巴黎协定》，要求减少全球温室气体排放，在2019年推行“欧洲绿色协议”，目标2030年温室气体排放较1990年减少50%以上，与2050年实现碳中和。此外，为推动可再生能源发展，各国都推出了针对可再生能源的激励政策，建立起以上网电价为主的补贴政策机制。欧盟各国也都推出了各自的政策支持储能发展，如德国推出“光储补贴计划”和《德国可再生能源法》，英国提出“清洁增长战略”、“零道路战略”、“绿色工业革命的十点计划”等政策。为尽快达成温室气体减排目标，早日实现碳中和，欧洲各国陆续提出淘汰煤电，加速能源转型的计划。比利时率先于2016年停止使用煤炭，奥地利和瑞典2020年停止使用，预计截止到2025年，葡萄牙、法国、斯洛伐克、英国、爱尔兰、意大利等国将陆续停止使用，到2030年，希腊、芬兰、荷兰、匈牙利、丹麦等国也将终止使用。表15：欧盟及其主要国家出台了一系列储能激励政策主体时间政策名称具体政策欧盟2019年电池战略研究议程从电池应用、电池制造与材料、原材料循环经济、欧洲电池竞争优势四方面提出了未来十年的研究主题及应达到的关键绩效指标，旨在推进电池价值链相关研究和创新行动的实施，加速建立具有全球竞争力的欧洲电池产业。2019年CEP（CleanEnergyPackage）提出欧洲能源政策最新框架。CEP计划包括8项立法法案以及旨在促进清洁能源过渡的各项措施，其中2019/943法规与2019/944指令特别提到，将大力支持家用储能市场发展，消除发展中可能存在的财务障碍。2020年2月《电池指令》修订草案计划建立新的电池监管框架，确保欧盟市场上的电池在全产品周期内符合持续、高性能和安全标准。旨在加速欧洲绿色经济转型，提升欧洲电池产业竞争力。新的监管框架不仅将影响所有欧盟成员国的自产电池，还适用于进口电池。电池的碳足迹、可回收成分含量、原材料采购是否可靠等情况必须经过第三方强制验证。欧盟还将建立一个在线电池数据系统，让消费者能够了解和追踪市场上所有电池的全生命周期。2021年初2030电池创新路线图路线图认为传统的铅、新贵的锂、镍系和钠基电池，不同种类的电池都有适合于特定应用的优点，没有一种电池或技术能满足全部应用要求，路线图将重点放在各种关键应用，确定需要改进的关键电池性能，以满足未来应用的需求，强调欧洲不能逐步淘汰一种电池技术，转而采用另一种电池技术，认为所有电池技术都有助于实现欧盟的脱碳目标，同时报告也强调了锂离子电池在电力储能领域的优势。2021年1月/批准了29亿欧元(35.2亿美元)，用于支持电池储能领域的研究，提高本地区电池制造能力，降低对第三方的依赖。重点支持本地的电池企业，这些企业主要以生产锂离子电池为主，包括产业链中上下游企业，其中名单总包括Tesla、宝马以及日本生产石墨负·行业深度储能设备30/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明极的TokaiCarbon公司、Northvolt以及Enel公司。德国2019年可再生能源法修正案将住宅太阳能发电设施所有者支付EEG税费的装机容量上限从10kW提高到30kW。2017年（截至2018年底）光储补贴计划德国联邦经济事务和能源部、德国复兴信贷发展银行（KfW）重新调整并发布"光伏+储能"补贴计划，补贴总额约3000万欧元。该计划一定程度上降低了用户安装储能系统的成本，同时提高了对于用户光伏自用比例的要求，一方面可以帮助用户节省高昂的电费，另一方面也避免了高峰期大量分布式光伏发电对于电网的冲击，增强电网安全可靠性。2013年3月275计划为与户用光伏配套的储能系统提供补贴，德国复兴信贷银行对购买光伏储能设备的单位或个人提供低息贷款；新安装光伏和储能系统的用户，补贴金额最高可达600欧元/kWp；对于在原有光伏系统基础上安装储能系统的用户，补贴金额最高可达660欧元/kWp。德国-北莱茵-威斯特伐利亚州2016年9月（截至2019年）商用储能补贴计划为购买商业储能设备、储能系统测量和控制系统、信息和通信系统提供50%的资金补贴，单个储能系统可获得的最大补贴总额为7.5万欧元。德国-巴登符腾堡州2018年3月（截至2019年底）光伏储能补贴计划为新建光伏系统配套的储能提供资助，对于每千瓦时的可用储能容量，其可获得的补助不超过净投资成本的30%。德国-勃兰登堡州2018年3月（截至2022年12月31日）1000储能激励计划针对已有光伏系统通过改造新增储能系统或者新建光储系统提供资金补贴。该计划最终将为1000个符合条件的住宅侧储能用户提供补贴，补贴金额最高可达储能系统总支出的50%。德国-图林根州2019年3月太阳能投资计划光伏设备资助金额可达30%，储能设施资助金额可达30%，单个项目可获得的最高资助金为10万欧元，总支出小于1000欧元的项目将不予补助。德国-巴伐利亚州2019年7月光伏储能计划在“1000间房屋计划”中新添加了“光伏储能计划”部分，主要资助对象为新建的光储设备。英国政府2008年气候变化法案《气候变化法案》为减少温室气体排放提供了一个框架。具体方法如下：1、设定长期目标：相比1990年温室气体排放水平至少减少80%修改为到2050年至少减少100%，实现“净零排放”。2、设定碳预算目标：对英国各地的温室气体排放总量进行法律约束，向温室气体排放长期目标迈进。3、成立气候变化委员会：就减排目标向政府提供咨询意见，并审查执行计划。2011年电力市场化改革白皮书该法案目的是通过建立容量市场，为容量提供稳定、持续性的新激励，保证现有容量机组的盈利能力，维持投资者对新建容量机组的热情。2017年英国智能灵活能源系统发展战略将储能纳入“英国智能灵活能源系统发展战略”，使储能具备参与英国电力市场的合理身份，并肯定其作用。2020年11月绿色工业革命十点计划英国首相在“绿色工业革命十点计划”中提出了推动绿色工业革命的主要目标：主要内容包括显著提升海上风力发电量（到2030年达到40吉瓦）、推动氢能在经济领域的应用、扩大核电规模，以及成为全球碳捕获领域的领导者。最重要的是，“十点计划”强调了英国政府的承诺，即从基于碳氢化合物使用的高碳经济转向以电力为基础的低碳经济，而电池储能将在这一过程中发挥重要作用。2020年12月能源白皮书继“十点计划”之后，2020年12月，英国政府正式发布《能源白皮书》。《能源白皮书》建立在“十点计划”的原则之上，重点聚焦：1、推动英国多年来以化石燃料为基础的能源系统过渡到净零能源系统，改变家庭供暖和出行方式，实现用电量翻一番，利用可再生能源。2、在本世纪30年代彻底实现电力系统脱碳，到2050年实现零排放发电。低碳电力将成为推动英国向净零经济过渡的关键驱动力，受到交通运输和低碳供暖转型的影响，预计用电需求将翻一番。2021年7月智能系统和灵活性计划概述了政府、英国能源监管机构和能源企业将采取的32项具体行动。内容重点聚焦四点：提高消费者服务的灵活性；消除电网灵活性方面的阻碍；开发电力存储和电网互联技术；促进市场改革，鼓励提高灵活性。一个智能灵活的能源系统需要大量的创新投资，加速关键技术和服务的商业化进程，并需要更多高技能劳动力来提供这些技术和服务。随着能源系统加速转型，政府需要根据能源结构变化，调整相关的能源政策。英国政府将推出10亿英镑的净零创新投资组合，支持开发低碳技术和系统。其中至少1亿英镑的创新资金将用于支持储能和灵活性创新项目。资料来源：CNESA，德邦研究所整理燃煤等传统能源的逐步退出，促进欧洲储能产业的蓬勃发展。为实现碳中和目标，欧洲地区传统化石能源正在逐步退出，储能正在快速发展，2020年欧洲储能装机量再创新高，保持累计功率全球第一。欧洲作为储能行业的主要市场之·行业深度储能设备31/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明一，2020年其储能新增装机功率为1.23GW，同比增长9.8%；新增装机容量为1.86GWh，同比增长18.4%。此外，2020年欧洲累计电化学储能装机功率4.14GW，同比增长42.4%，累计装机容量6.15GWh，同比增长43.4%，成为全球累计装机规模最大的储能市场。图24：2020年欧洲新增储能装机功率1.23GW，同比增长9.8%；新增装机容量1.86GWh，同比增长18.4%图25：2020年欧洲累计储能装机功率4.14GW，同比增长42.4%；累计装机容量6.15GWh，同比增长43.4%资料来源：BloombergNEF，德邦研究所资料来源：BloombergNEF，德邦研究所分国家看，德、英贡献储能主要增量，新兴市场同样快速增长。分国家看，2020年德国新增装机626MW，占2020年欧洲新增储能装机量的51%，英国新增294MW，占比24%，德英合计占比高达75%，是欧洲储能市场的主要推动者。此外，随着新能源的持续发展，意大利、法国、伊比利亚等新兴市场也在快速增长，且都保持着较高的增速。图26：欧洲化学储能新增装机分布（MW）图27：2020年欧洲新增储能装机分国家占比（%）资料来源：BloombergNEF，德邦研究所资料来源：BloombergNEF，德邦研究所欧洲是全球最大的户用市场，2020年新增住宅装机量670MW。分市场看，2020年欧洲新增储能住宅装机增量达670MW，同比增长90.9%，占新增市场53%；公共事业装机量次之，占比41%，两者合计占比94%；工商业新增装机57MW，占比4%。其中，住宅装机量快速增长的主要原因有：（1）疫情刺激民众对能源独立、电力独立的需求；（2）欧盟推出绿色经济复苏计划，且欧洲居民电价位列世界之最并持续走高，光储自发经济性凸显；（3）小型户用光储系统成本快速下降，推动户用储能持续发展。0%20%40%60%80%100%120%-5001,0001,5002,000201520162017201820192020欧洲新增装机容量（MWh）欧洲新增装机功率（MW）功率同比（%）(右轴)0%20%40%60%80%100%-1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,000201520162017201820192020欧洲累计装机功率（MW）欧洲累计装机容量（MWh）功率同比（%）(右轴)-2004006008001,0001,2001,400201520162017201820192020英国德国意大利法国伊比利亚其他欧洲国家及地区英国,24%德国,51%意大利,5%法国,1%伊比利亚,1%其他欧洲国家及地区,18%英国德国意大利法国伊比利亚其他欧洲国家及地区·行业深度储能设备32/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图28：世界电费比较（美元/kwh，截至2021年3月）图29：欧洲2020年新增电化学储能应用装机分布（%）资料来源：globalpetrolprices，德邦研究所资料来源：BloombergNEF，德邦研究所欧洲电价更偏市场化，高电价刺激其家用储能市场快速增长。根据GlobalPetrolPrices披露的数据，截至2021年3月，全球家庭平均电价为每千瓦时0.135美元，最高价格为每千瓦时0.361美元(德国)，我国的平价电价为每千瓦时0.086美元。高电价的现象在德国尤其显著，根据BDEW的数据，自2008年以来，德国的电费不断上升，已从21.65€ct/kWh上升至2020年的31.47€ct/kW，平均每年涨价3.17%。目前在高电价与政策补贴驱动下，海外的住宅光储系统经济效益较强。下面，以德国为例，测算该模式的经济性。核心假设：1、用电电费假设：德国的电价结构有三部分，一是实际的产电成本（2020年占22%），二是电力传输网路费用（2020年占25%），三是征费、税费和税收（2020年占53%）。德国电价上涨主因如下：一、可再生能源附加费；二、电网费。由于各类再生能源的迅速崛起增加电网的调度难度，必须对电网进行适当的扩建和改造；三、电力增值税。由于目前德国可再生能源比例不断提升，电价有望持续进行调涨，预计未来10年还将维持过去3%的涨幅。图30：自2008年以来，德国的电费不断上升，已从21.65€ct/kWh上升至2020年的31.47€ct/kW，平均每年涨价3.17%资料来源：BDEW，BMWI，德邦研究所2、光伏系统上网电价假设：自2001年以来，德国光伏系统上网的电价持续下调。特别是在2016年以后，对光伏补贴装机量的划分更加细化。过去是以30kWp为分界点，但到了2016年后分为了10kWp以下，10-40kWp以及40-100kWp三个部分。对比不同装机规模的补贴数值可以看到，补贴随着光伏系统的额定输出功率的增加而下降。（2020年，10kWp以下的补贴为9.87ct/kWh；00.10.20.30.4德国英国意大利日本法国美国韩国中国墨西哥土耳其公共事业,41%工商业,4%住宅,53%其他,2%公共事业工商业住宅其他-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%051015202530352008200920102011201220132014201520162017201820192020税收及附加费电网费发电费增长率(右轴)·行业深度储能设备33/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明10到40kWp补贴为9.59ct/kWh；40到100kWp补贴为7.54ct/kWh）。这里，我们以2020年价格为9.87€ct/kWh为基准，此后每年下跌5%进行测算。表16：德国光伏系统上网的电价持续下调单位：cent/kWh）20162017201820192020<10kWp12.312.312.211.479.8710kWp-40kWp11.9611.9611.8711.159.5940-100kWp10.6910.6910.619.967.54资料来源：北极星太阳能光伏网，德邦研究所考虑三种方案：方案一，完全从电网采购。方案二，仅5kw光伏。只安装光伏设备，部分自发自用，午间高发电量时将过剩电力卖回给电网，夜间光伏不工作时需要再从电网购一部分电。5KW光伏，价格为6250EUR（根据InfoLink预测，2021年每KWp光伏成本为1250EUR），光伏等效为每天以最大功率工作4H，每天发电20KWh。年发电7300KWh，30%自用，剩下70%卖回给电网，卖5110度。设光伏设备每年运维费用为100EUR。方案三，5kw光伏+10kwh储能，实现完全自发自用、余电上网。5kW光伏为6250EUR，10KWh储能电池为4500EUR（根据GreenMatch官网信息，2021年每KWh储能成本约为450EUR）。光伏等效为每天以最大功率工作4H，每天发电20KWh。年发电7300KWh，其中自用4000KWh，3300KWh卖回给电网。设光伏储能系统每年运维费用为150EUR。图31：测算结果显示，安装光伏+储能所带来的效益并不显著资料来源：GreenMatch，InfoLink，德邦研究所测算以10年为周期进行测算，我们发现：目前，在不考虑补贴的前提下，仅5kw光伏比完全从电网采购可节省33%的成本；5kw光伏+10kwh储能比完全从电网采购可节省34%的成本。测算结果显示：安装太阳能+储能所带来的效益并不显著，主要由两个原因造成，一是储能系统设备价格仍旧过高，二是光储容量与用电比例尚未最佳化。目前德国有大部分州提供补贴。以巴伐利亚州为例，根据北极星储能网披露的信息，目前巴伐利亚州为每个安装容量3kWh以上的储能系统提供500欧元（550美元）补贴，另外每增加1千瓦时提供100欧元（110美元），最高不超过020004000600080001000012000140001600012345678910完全自发自用累计支出（欧元）仅5kw光伏累计支出（欧元）5kw光伏+10kwh储能累计支出（欧元）·行业深度储能设备34/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明3200欧元（3530美元），并规定储能系统必须与太阳能发电设施配套部署。以此补贴政策来测算，方案三中，10kwh的储能将补贴1200欧元。考虑这部分补贴，方案三要比方案一节省64%的支出，比方案二节省14%的支出。可以预期的是，伴随着储能系统价格的进一步下降，即使没有补贴，光伏配储能的模式也将具备较高的经济性。这种模式也从高电价的德国逐步推广到更多国家，光伏加储能的市场将保持高增长。1.3.4.亚太：除中国外，以澳大利亚、日本为代表的国家储能装机稳步增长澳大利亚政府提出“清洁复苏”计划，2020年储能市场重新回归增长。澳大利亚政府2020年提出“清洁复苏”计划，该计划有望使澳大利亚的可再生能源发电规模增长约3倍，清洁能源的发展势必将推动储能的发展。此外，澳大利亚各地区也提出了具体的激励政策，如新南威尔士州在2020年提出《电力基础设施路线图》和“家庭免息贷款计划”，西澳在2020年提出“实现清洁能源转型的20年蓝图”等。从具体的装机数据看，2020年，澳大利亚新增电化学储能装机功率174MW，同比增长33.8%；新增装机容量408MWh，同比增长50%，储能市场重新回归增长。此外，2020年澳大利亚实现电化学储能累计装机功率661MW，同比增长35.7%，累计装机容量1393MWh，同比增长41.4%。图32：澳大利亚新增装机功率（MW）图33：澳大利亚累计装机功率（MW）资料来源：BloombergNEF，德邦研究所资料来源：BloombergNEF，德邦研究所表17：澳大利亚主要储能激励政策区域时间政策内容澳大利亚2020“清洁复苏”计划有望使澳大利亚的可再生能源发电规模增长约3倍，清洁能源的发展势必推动储能的发展新南威尔士州2020《电力基础设施路线图》明确了新南威尔士州到2030年将在电力基础设施上新增320亿澳元投资，包括开发和部署12GW可再生能源发电设施以及2GW储能项目2020“家庭免息贷款计划”将为最多30万个电池储能系统提供免息贷款，年收入不足18万美元的家庭，可最高获得1.4万美元的光储系统免息贷款西澳2020“实现清洁能源转型的20年蓝图”到2040年，可再生能源发电量将增加3倍，屋顶太阳能将继续取代传统的煤炭等发电形式，电池储能填补发电量空白外，还将提供关键的电网服务南澳2018虚拟电厂计划2022年开通运营一个由5万户住宅太阳能+储能系统构建的虚拟电厂北领地2020家庭和企业电池计划为家庭和企业提供6000美元的补助，支持至少7kwh的电池储能系统安装资料来源：CNESA，德邦研究所日本2020年新增装机功率同比增长86%，部分FIT延期1年带动储能依旧保持高增长。日本是亚太地区储能的主要市场之一，一直对储能有较强的补贴力度：日本于2012启动FIT制度，给予光伏较高的并网电价，带动光伏装机快速-100200300400500201520162017201820192020澳大利亚新增装机功率（MW）澳大利亚新增装机容量（MWh）-2004006008001,0001,2001,4001,600201520162017201820192020累计装机功率（MW）累计装机容量（MWh）·行业深度储能设备35/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明增长，为户用储能开辟应用场景；同时，日本政府2018年开始执行零能源房屋ZEH计划，并提供补贴。从装机数据看，2020年新增储能装机功率达553MW，同比增长86.3%；储能装机容量达982MWh，即将突破1GWh。截止2020年底，日本累计电化学储能装机达1.91GW，同比增长40.8%。2020年快速增长主要得益于FIT上网电价退坡抢装，受疫情影响，部分FIT认定延期至2021年，预计2021年仍能保持高增长。图34：日本新增装机功率及增速（MW）图35：日本累计装机功率及增速（MW）资料来源：BloombergNEF，德邦研究所资料来源：BloombergNEF，德邦研究所1.4.市场空间：十四五期间，我国市场空间约2300亿元，全球市场空间约6000亿元，5年CAGR大于80%1.4.1.我国：电力系统储能十四五合计市场空间约2300亿元，5年CAGR达87%我国电力系统用户侧：预计到2025年，用户侧新增装机量在8.0GWh，未来5年CAGR达68%。目前，我国在用户侧较为可行的商业模式以工商业和大工业的峰谷价差套利为主。为测算其市场空间，考虑目前我国工商业的用电量，根据国家能源局的统计数据，2020年我国工商业用电量为50296.64亿千瓦时，过去5年的复合增速约为5%。根据CNESA的统计数据，2020年我国锂离子储能累计装机规模2.90GW，其中用户侧占比28%，约为0.81GW，假设这部分储能每日充放电两小时，一年运营350天，则可以测算出2020年锂电储能在用户侧的渗透率约为0.011%，而这一数字在2019年为0.007%。同时，考虑到未来储能成本的下降，用户侧储能有望加速渗透，预计2021-2025年的渗透率为0.02%/0.03%/0.05%/0.08%/0.12%，进而可以测算到2025年，用户侧新增装机量在8.0GWh左右，未来5年CAGR达68%。表18：我国用户侧：预计到2025年，用户侧新增装机量约8.0GWh，未来5年CAGR达68%20202021E2022E2023E2024E2025E工商业用电量（亿千瓦时）50296.6452811.4755452.0558224.6561135.8864192.67渗透率0.011%0.02%0.03%0.05%0.08%0.12%锂电储能发电量（亿千瓦时）5.6710.5616.6429.1148.9177.03累计装机量（GW）0.811.512.384.166.9911.00新增装机量（GW）0.300.700.871.782.834.02备电时长（h）222222新增储能装机量（GWh）0.61.41.73.65.78.0资料来源：国家能源局，CNESA，德邦研究所测算我国电力系统电网侧：预计到2025年，电网侧新增装机量在7.6GWh，未来5年CAGR达80%。我国电网侧电力系统储能主要有两部分任务，一部分是调峰，一部分是调频。调峰、调频的本质决定这两部分与社会总用电量有关，社-50%0%50%100%-5001,0001,500201520162017201820192020新增装机功率（MW）新增装机容量（MWh）新增功率同比（%）（右轴）0%20%40%60%-2,0004,0006,000201520162017201820192020累计装机功率（MW）累计装机容量（MWh）累计功率同比（%）（右轴）·行业深度储能设备36/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明会总用电量越大，调峰、调频的需求越大。根据CNESA的统计数据，2020年我国锂离子储能累计装机规模2.90GW，其中电网侧占比23%，约为0.67GW。在我国，储能参与火电调频，一般由独立运营商来负责投资和运营，功率配置为火电机组额定功率的3%，容量一般按半小时配置。而在电网侧的其他项目，储能一般配置2小时。故假设电网侧储能每日充放电平均1.2小时，一年运营350天，则可以测算出2020年锂电储能在电网侧的渗透率约为0.004%，而这一数字在2019年为0.002%。同时，考虑到未来储能成本的下降，电网侧储能有望加速渗透，预计2021-2025年的渗透率为0.010%/0.020%/0.035%/0.055%/0.080%，进而可以测算到2025年，电网侧新增装机量在7.6GWh左右，未来5年CAGR达80%。表19：我国电网侧：预计到2025年，电网侧新增装机量约7.6GWh，未来5年CAGR达80%20202021E2022E2023E2024E2025E我国全社会用电量（亿千瓦时）751107886682809869499129795862渗透率0.004%0.010%0.020%0.035%0.055%0.080%锂电储能发电量（亿千瓦时）2.817.8916.5630.4350.2176.69累计装机量（GW）0.671.883.947.2511.9618.26新增装机量（GW）0.321.212.073.304.716.30备电时长（h）1.21.21.21.21.21.2新增储能装机量（GWh）0.41.42.54.05.77.6资料来源：国家能源局，CNESA，德邦研究所测算我国电力系统发电侧：预计到2025年，发电侧新增装机量在48.5GWh，未来5年CAGR达93%。我国发电侧电力系统储能主要有两块，一部分是集中式光伏，一部分是集中式风电。根据CNESA的统计数据，2020年我国锂电储能新增装机规模1.5GW，其中发电侧占比59%，约0.89GW。为测算其市场空间，光伏装机数据取CPIA协会预测的中枢值，风电装机数据取GWEC预测数据，并假设备电时长、渗透率和容量配置比例均逐步提升，进而可以测算出，到2025年，发电侧新增装机量在48.5GWh，未来5年CAGR达93%。表20：我国发电侧：预计到2025年，发电侧新增装机量约48.5GWh，未来5年CAGR达93%20202021E2022E2023E2024E2025E我国光伏新增装机（GW）4860688090100集中式占比68%64%62%60%58%56%集中式光伏新增装机（GW）333842485256风电新增装机量（GW）493037404245风光合计新增装机（GW）8268798894101储能配置渗透率7%40%50%60%70%80%容量配置比例15%16%17%18%19%20%发电侧的储能装机（GW）0.894.386.709.5012.5316.16备电时长（h）2.02.22.42.62.83.0发电侧的储能装机量（GWh）1.89.616.124.735.148.5资料来源：CNESA，CPIA，GWEC，德邦研究所测算综合来看，到2025年，我国电力系统锂电储能合计新增装机有望达到64.1GWh，5年CAGR达87%。如若考虑单瓦时对应的锂电储能投资，2020年该数值约为1.8元/Wh。后续随着储能系统各项成本的降低，特别是电池成本的下降，单瓦时对应的锂电储能投资有望下降，预计到2025年，单瓦时对应的投资约1.2元，进而可以测算出我国“十四五”合计市场空间可达2326亿元。·行业深度储能设备37/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明表21：我国电力系统储能市场空间合计：5年新增装机CAGR达87%，十四五合计市场空间超2300亿元20202021E2022E2023E2024E2025E用户侧（GWh）0.61.41.73.65.78.0电网侧（GWh）0.41.42.54.05.77.6发电侧（GWh）1.89.616.124.735.148.5储能合计装机（GWh）2.812.520.332.246.464.1锂电池储能系统平均价格（元/Wh）1.81.71.51.41.31.2锂电储能空间（亿元）50207309452598760合计（亿元）2326资料来源：CNESA，德邦研究所测算1.4.2.全球：电力系统储能十四五合计市场空间约6000亿元，5年CAGR达83%全球电力系统用户侧：预计到2025年，用户侧新增装机量在48.6GWh，未来5年CAGR达81%。全球用户侧电力系统储能主要有两块，一部分是户用，一部分是工商业用。与国内不同的是，海外用户侧户用的模式同样具备经济性。与国内测算的方式不同，测算这部分市场空间应直接考虑分布式光伏装机。根据CNESA的数据，2020年全球锂电储能新增装机4.65GW，其中用户侧占比27%，约1.26GW。为测算其市场空间，光伏装机数据取CPIA协会预测的中枢值，并假设备电时长、渗透率和容量配置比例均逐步提升，进而可以测算出，到2025年，用户侧新增装机量在48.6GWh，未来5年CAGR达81%。表22：全球用户侧：预计到2025年，用户侧新增装机量约48.6GWh，未来5年CAGR达81%20202021E2022E2023E2024E2025E全球光伏新增装机（GW）130160202.5240270300分布式新增占比40%41%42%43%44%45%分布式新增装机（GW）526685103119135储能配置渗透率16%20%30%40%50%60%容量配置比例15%16%17%18%19%20%用户侧的储能装机（GW）1.262.104.347.4311.2916.20备电时长（h）2.02.22.42.62.83.0用户侧的储能装机量（GWh）2.54.610.419.331.648.6资料来源：CNESA，CPIA，HISMarkit，德邦研究所测算全球电力系统电网侧：预计到2025年，电网侧新增装机量在13.4GWh，未来5年CAGR达80%。与国内的测算方法类似，根据CNESA的统计数据，2020年全球锂电储能累计装机规模13.1GW，其中电网侧占比14%，约1.83GW。为测算其市场空间，同样假设电网侧储能每日充放电平均1.2小时，一年运营350天，则可以测算出2020年锂电储能在全球电网侧的渗透率约为0.003%。同时，考虑到未来储能成本的下降，电网侧储能有望加速渗透，预计2021-2025年的渗透率为0.006%/0.012%/0.021%/0.033%/0.047%，进而可以测算到2025年，电网侧新增装机量在13.4GWh左右，未来5年CAGR达80%。表23：全球电网侧：预计到2025年，电网侧新增装机量约13.4GWh，未来5年CAGR达80%20202021E2022E2023E2024E2025E全球用电量（十亿千瓦时）253062631927371284662960530789渗透率0.003%0.006%0.012%0.021%0.033%0.047%锂电储能发电量（亿千瓦时）7.6915.7932.8559.7897.70144.71累计装机量（GW）1.833.767.8214.2323.2634.45新增装机量（GW）0.601.934.066.419.0311.19备电时长（h）1.21.21.21.21.21.2新增储能装机量（GWh）0.72.34.97.710.813.4资料来源：Statista，CNESA，德邦研究所测算全球电力系统发电侧：预计到2025年，发电侧新增装机量在116.3GWh，·行业深度储能设备38/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明未来5年CAGR达83%。全球发电侧电力系统储能主要有两块，一部分是集中式光伏，一部分是集中式风电。根据CNESA的数据，2020年全球锂电储能新增装机4.65GW，其中发电侧占比60%，约2.79GW。为测算其市场空间，光伏装机数据取CPIA协会预测的中枢值，风电装机数据取GWEC预测数据，并假设备电时长、渗透率和容量配置比例均逐步提升，进而可以测算出，到2025年，发电侧新增装机量在116.3GWh，未来5年CAGR达83%。表24：全球电力系统发电侧：预计到2025年，发电侧新增装机量约116.3GWh，未来5年CAGR达83%20202021E2022E2023E2024E2025E全球光伏新增装机（GW）130160202.5240270300集中式新增占比60%59%58%57%56%55%集中式新增光伏装机（GW）7894117137151165风电新增装机（GW）9387819198112风光合计新增装机（GW)171181198228249277储能配置渗透率11%30%40%50%60%70%容量配置比例15%16%17%18%19%20%发电侧的储能装机（GW）2.798.7113.4920.5028.4138.78备电时长（h）2.02.22.42.62.83.0发电侧的储能装机量（GWh）5.619.232.453.379.5116.3资料来源：CNESA，CPIA，GWEC，德邦研究所测算综合来看，到2025年，全球电力系统锂电储能合计新增装机有望达到178.4GWh，5年CAGR达83%。如若考虑单瓦时对应的锂电储能投资，2020年该数值约为1.8元/Wh。后续随着储能系统各项成本的降低，特别是电池成本的下降，单瓦时对应的锂电储能投资有望下降，预计到2025年，单瓦时对应的投资约1.2元，进而可以测算出全球“十四五”合计市场空间近6000亿元。表25：全球电力系统储能市场空间合计：5年新增装机CAGR达83%，十四五合计市场空间近6000亿元20202021E2022E2023E2024E2025E用户侧（GWh）2.54.610.419.331.648.6电网侧（GWh）0.72.34.97.710.813.4发电侧（GWh）5.619.232.453.379.5116.3储能合计装机（GWh）8.826.147.780.3122.0178.4锂电池储能系统平均价格（元/Wh）1.81.71.51.41.31.2锂电储能空间（亿元）159432726112615732116合计（亿元）5973资料来源：CNESA，德邦研究所测算·行业深度储能设备39/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明2.产业链分析：中游价值量高，值得重点关注电化学储能产业链上游为原材料，中游为核心部件制造及系统集成商，下游是系统运营与应用。其中，中游储能系统的核心部件制造主要分为电池和系统两部分，细分之下一般包括电池组、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量管理系统（EMS）四大部分。上游提供正负极材料、电解液、隔膜等电池原材料，经中游厂商整合成电池组和各系统并集成储能系统（一般是储能集装箱的形式），并发放至下游的电力系统储能、备用电源等应用场景，及投入发电侧、用电侧、通讯基站、轨道交通等领域的使用。图36：电化学储能产业链上游为原材料，中游为核心部件制造及系统集成商，下游是系统的应用资料来源：前瞻产业研究院，德邦研究所储能系统成本主要由电池和PCS构成，两者合计构成电化学储能系统成本的80%。电池成本构成储能系统成本的60%，PCS构成20%，EMS构成10%，BMS构成5%，其他配件构成5%。其中电池组是储能系统的能量核心，负责电能的存储；BMS是系统的感知核心，主要负责电池监测、评估和保护以及均衡等；EMS是系统的控制核心，主要负责数据采集、网络监控、能量调度等；PCS是系统的决策核心，主要负责控制充放电过程，进行交直流的变换。图37：电化学储能系统工作原理示意图图38：电化学储能系统成本构成中电池和PCS占比达80%资料来源：派能科技招股说明书，德邦研究所资料来源：前瞻产业研究院，阳光电源，德邦研究所随着技术进步与产品的不断更新，储能相关成本呈不断下降趋势。根据BNEF预测，2020年全球储能电站成本在304美元/kwh左右，随着技术进步与产品更新，该成本到2030年将下降至165美元/kwh，10年降幅将达46%。电池、PCS、BMS、EMS下降比例分别为58%、25%、36%、36%，考虑到电池成本占储能系统的成本较高，电池环节的成本下降将成为带动整个储能系统成本60%20%10%5%5%电池PCSEMSBMS其他·行业深度储能设备40/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明下降的主要贡献力量。图39：随着技术进步与产品的不断更新，储能相关成本呈不断下降趋势资料来源：BNEF，德邦研究所（项目规模为20MW/80MWh）2.1.中游部件制造——产业链核心环节，储能成本下降的关键2.1.1.电池——降本的关键环节，磷酸铁锂电池是当下主要装机力量在所有电化学储能中，以磷酸铁锂为代表的锂电储能技术在当前电化学储能中应用最广。电池储能技术主要包括铅蓄电池、锂离子电池、液流电池、钠基电池和其它类型电池储能技术。在实际的应用中，需要根据各电池技术的特点进行综合比较来选择适当的技术。供选择的主要技术特征包括：能量密度、功率密度、响应时间、储能效率（充放电效率）、设备寿命（或充放电次数、循环寿命）、技术成熟度、自放电、经济因素（投资成本、运行和维护费用）、安全和环境方面等。目前，磷酸铁锂电池具有稳定性高、循环寿命长等优点，是国内电力储能系统的热门及应用最多的锂离子电池技术，储能用磷酸铁锂电池能量密度120~150Wh/kg，系统能量转换效率85%~88%，小倍率充放电循环寿命3500~5000次，储能系统投资成本1600~2000元/kWh，度电成本0.7~1.0元/kWh。近年来受磷酸铁锂成本下降及综合性能提升的影响，该技术被广泛应用在电力系统发输配用各个环节。表26：相较于其他主流锂离子电池，当下磷酸铁锂电池存在优势项目磷酸铁锂电池锰酸锂电池钴酸锂电池三元锂（镍钴锰酸锂）电池钛酸锂电池比能量／（W·hkg')130~160130~180180~260180~24050~80充电（倍率）1C,最大4C0.7~1C,最大3C0.7~1C,1C以上会缩短寿命0.7~1C,1C以上会缩短寿命典型1C,最大5C放电（倍率）1C,可实现2.5C1C1C1C,可实现2C可达10C循环性／次2000~6000500~2000500~1000800~2000＞10000热失控270℃,充满非常安全250℃,高负荷促进热失控150℃,满充易带来热失控210℃,高负荷促进热失控相对最安全的锂电池环保性无毒无毒钴有毒镍、钴有毒无毒适应领域大规模储能大规模储能传统3C产品大规模储能大规模储能资料来源：《电化学储能在新能源发电侧的应用分析》，德邦研究所在规模、技术优势下，2018年至2020年动力锂电企业发展迅猛，磷酸铁锂储能电池逐步取代了传统的铅酸电池。2018年储能电池行业规模较小且格局05010015020025030035020192020E2021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E电池BMSPCSEMS变压器系统集成商利润EPC开发费用开发商利润·行业深度储能设备41/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明零散，多以铅酸电池装机为主，除南都电源装机850MWh（采用投资+运营模式）、宁德时代装机135MWh，其他企业装机均低于100MWh。随着储能装机需求快速提升，储能技术门槛与降本需求提高，传统储能电池企业先发优势不再，动力锂电企业则凭借规模与技术优势实现装机量的快速提升。2020年，以磷酸铁锂为主要技术路线的动力锂电企业，由于其在技术、成本和产能上取得一定程度发展，出货大幅提升，成为储能装机的主要力量。2020年宁德时代储能电池装机已达第一，储能电池供应商前十名中有多家动力锂电相关企业。图40：2018年储能供应呈现南都电源一家独大的局面图41：2020年储能电池供应商前十名中有多家动力锂电企业资料来源：CNESA，德邦研究所资料来源：CNESA,德邦研究所储能电池的核心需求在于高安全、长寿命和低成本。（1）能量密度和功率密度：动力锂电池对于体积能量密度和功率密度要求较高，以满足续航和快充需求。绝大多数储能装置布置空间广阔，储能锂电池对于体积能量密度要求不高，不同场景对于功率密度要求不同；（2）寿命：新能源汽车的寿命一般在5-8年，动力锂电池的循环次数寿命在1000-2000次。储能项目的寿命一般大于10年，储能锂电池的循环次数寿命大于3500次；（3）成本：储能电站规模在兆瓦级别以上，因此储能锂电池的成本要求比动力锂电池的成本更低，安全性要求更高。表27：相较于动力电池，储能电池的核心需求在于高安全、长寿命和低成本动力储能系统使用环境紧凑，振动，启停频繁空间广阔，固定位置，单体数量巨大能量密度要求高要求不高功率密度要求高，兼顾安全和快充，一般使用1C分场景，放电时长2h以上，则用0.5C的容量型，调峰调频、平滑出力曲线等快速响应的场景，则需要使用2C功率型工况差异1C0.5-2C寿命要求2000次4000次热管理介质液冷强制风冷为主BMS电气架构集中式一层或分布式二层分布式三层核心技术SOC估计均衡管理，SOC估计电芯体系三元，铁锂铁锂为主材料侧重考量正负极材料储能性质以及电解液和隔膜相关性能关注膨胀率、能量密度与材料性能的平衡资料来源：北极星储能网，德邦研究所提高电池的使用寿命能有效降低储能系统的成本。储能电池性能参数包括系统寿命、放电深度DoD、系统效率、寿命终止容量等，从以上参数考虑降低成本的途径时，增加系统寿命方法有较大提升空间。经测算可知，每日一充一放，配置两小时的用电侧储能，在其他参数一定时，循环次数5000次，对应LCOS约为0.668元/kWh；当循环寿命提升至10000次时，对应LCOS约为0.526元/kWh。系统寿命与储能系统度电成本呈现出显著的负相关，提升系统寿命能有02004006008001000供应量（MWh）0100200300400500600供应量（MWh）·行业深度储能设备42/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明效降低储能系统成本。2.1.2.PCS——拓扑结构和IGBT是核心，竞争格局与光伏逆变器类似储能变流器（PCS，PowerConversionSystem）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作用是将电网中的交流电整流为直流电给储能电池充电，或将电池中的直流电逆变成交流电，输送给电网或者交流负荷使用。PCS是储能系统中的重要部件，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。按照PCS的功率等级，储能变流器分为：户用（小功率）：户用PCS多与户用光伏配合使用，作为电量搬移，电费容量管理，应急电源等。因安装在室内，对安规、EMC及噪音等特性要求较高。户用PCS一般与光伏公用DC/AC逆变器连接，电池多放置在直流侧，通过DC/DC变换与光伏逆变器相连。工商业（中功率）：与分布式光伏发电结合，自发自用余电上网；或削峰填谷利用峰谷价差电价差异获利；部分用户也利用其扩容。因安装容量需求不定，多设计为可并联扩展的标准功率单元。在该场景下，交流侧储能与直流侧储能共存，当前多使用三电平拓扑，存在母线中点较易解决三相负载不平衡的问题。集中式（大功率）：多采用大功率IGBT模块或并联设计的变流器，两电平为主，同功率下体积可做到最小，且变换效率也相对较高，并且使用功率器件较少，系统的可靠性得到保证。单机功率可以到数兆瓦。该场景对系统的可靠性要求较高，同时较大的单机功率也有助于降低系统单位成本。储能电站（超大功率）：系统方案与大功率集中式PCS类似，一般采用IGBT模块设计，变流器安装到集装箱内部，放置于室外。单机功率进一步扩展，支持多机并联运行。一般多个变流器并联到集装箱内部，需要变压器接入电网。部分场景也在用高压直流拓扑架构CFB/MMC（省去变压器，但电池组间需要绝缘隔离）。图42：按照PCS的功率等级，储能变流器分为户用（小功率）、工商业（中功率）、大功率（大功率）及储能电站（超大功率）资料来源：《储能变流器系统的介绍和应用》王恒，德邦研究所·行业深度储能设备43/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明储能变流器的核心在于拓扑结构和IGBT。拓扑结构方面，应用于不同领域的拓扑结构不同，特别是在大功率储能PCS上，多变流器间并网系统间的各种相互关联耦合构成了一个复杂的高阶电网络，因此较易引起并网系统的谐振，故而拓扑结构的设计较为重要。目前，国内部分产商也会根据应用领域的不同，提供自家的解决方案。IGBT方面，与光伏逆变器相比，储能变流器对续流二极管的载流能力要求更高，即需要较大的二极管芯片。目前，国内主要的PCS厂商多采用海外头部厂商（如英飞凌）的IGBT，也在部分小批次使用国内厂商提供的IGBT（如斯达半导，时代电气）。PCS与光伏逆变器技术同源，行业内的供应商大多为光伏逆变器厂商，其竞争格局与光伏逆变器类似。PCS产品与光伏逆变器的技术存在较大的相似性，直观上，光伏逆变器是直流变交流，储能变流器要求更多的形式变化。目前，生产光伏逆变器的厂商多具有生产PCS的能力。同时，由于两者存在相互重叠的使用场景，存在产业链上下游协同效应，因此行业中的竞争者大多数来自于光伏逆变器厂商，目前行业发展处于早期，竞争格局与光伏逆变器竞争格局类似。相较于储能电池供应商，2020年国内PCS供应商TOP10名单整体变化不大，市场份额相对更加集中，排名前三的供应商为阳光电源、科华和索英电气。新能源发电+储能背景下，阳光电源、上能电气光伏逆变器厂商具有技术与渠道优势，装机量提升迅速，在国内储能项目装机中，阳光电源已位列第一，上能电气也快速增长至国内第四。图43：2018年中国PCS供应商排名图44：2020年中国PCS供应商排名资料来源：CNESA,德邦研究所资料来源：CNESA,德邦研究所PCS降本主要依赖产品迭代和原材料降价。产品迭代方面，新产品可通过设计优化实现成本降低：如提升单机功率（同功率下减少电缆、施工成本）、采用更合理的电路设计（通过改进拓扑、交直流混合供电策略等方法提升转换效率）、采用更具性价比的功率器件，最大效用地利用各器件等。原材料降价方面，PCS原材料成本主要来自于一些电子元器件。电子元器件的发展遵循摩尔定理，新代际产品出现后，前代产品会有部分价格下降，进而带动PCS产品成本下降。同时，伴随着国内厂商IGBT生产技术的提升，目前市场上存在的IGBT结构性短缺局面也将缓解，进而带动PCS生产成本下降。2.1.3.EMS——储能系统决策“大脑”，主要参与者以电力装备提供商为主能量管理系统（EMS，EnergyManagementSystem），是储能系统的决策中枢，负责整个系统的能量变换决策、能源数据传输和采集、实时监测控制、020406080100120140160050100150200250300350·行业深度储能设备44/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明运维管理分析。EMS细分为电网层级能量管理系统和微电网能量管理系统，储能系统中主要指的是微网能量管理系统。目前，EMS不仅要完成优化调度控制的任务，还包括完成调度控制过程中所需要的辅助服务。一套完整的EMS包括控制系统、通信系统、数据库系统和人机交互系统四个模块。其中，控制系统负责优化调度，给出多尺度协调控制的调度策略，维持离网型微电网的压频稳定；通信系统负责信息传递，采集微电网设备的运行数据并及时下发控制指令；数据库系统负责信息存储，存储实时信息及重要的历史信息，并为EMS提供查询历史信息的功能；人机交互系统负责顶层应用，为管理人员提供可视化的监控与操作界面。图45：一套完整的EMS包括控制系统、通信系统、数据库系统和人机交互系统四个模块资料来源：《离网型交流微电网能量管理系统研究》，德邦研究所EMS需要与电网密切配合，国网系公司是国内EMS行业主要从业者。由于EMS与电网配合密切，EMS产商需要非常了解电网的运行特点，才能针对性地解决电网运作的需求，国内EMS的行业从业者主要是国网系公司。主要公司有国电南瑞、中天科技、中恒电气、长园集团、派能科技、易事特、华自科技等。这些企业，近期在储能领域频获佳绩：中天科技、中恒电气、派能科技先后在中国国际储能大会、中国国际光储充大会上获得奖项；国电南瑞、长园集团旗下子公司长园深瑞分别通过了IEC工业信息安全认证和ISO能源管理体系认证；易事特顺利交付了广东首个海上风电项目，获上海市技术发明一等奖；华自科技参建的郴州韭菜坪储能电站顺利并网试行。2.1.4.BMS——储能系统安全稳定运行的保障，技术壁垒在于算法和芯片电池管理系统BMS（BatteryManagementSystem）是储能系统中重要的核心部件，其作用是维持电池组的安全、稳定、可靠、高效、经济运行。狭义的BMS主要由电池管理单元（BalteryManageUnit,BMU)、单体电池管理单元(GllManageUnit，CMU)、传感器、线束等组成。广义的BMS还包括高压安全管理系统、高正配电系统、热管理系统等。针对不同的应用场合，BMS具备不同的功能，主要功能包括：（1）电池状态监测，如电压、电流、温度等；（2）电池状态分析，如荷电状态（SOC)、健康状态（SOH）等；（3）电池安全保护，如过流保护、过充过放保护、过温保护等；（4）电池信息管理等。与汽车BMS不同，储能BMS有较多定制化的特殊需求。根据徐剑虹在2020年11月长沙举办的“第三届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会”中提·行业深度储能设备45/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明到：车的应用场景对BMS提出宽温度范围、温度瞬变、振动、防水等环境要求，严格而规范的协议、策略，极高安全性要求(ISO26262），极高的可靠性要求（<=100~500ppm），规范性要求(IATF16949,AUTOSAR,UDS)等，而能量系统相对较小，系统复杂度较低。但储能系统较为庞大且复杂、充放电深度更深，寿命周期更长，因此需要根据以上差异对储能BMS进行专门的设计开发。为了保证数据和协议的处理可靠、安全，储能BMS内部为三级网络架构，每电池箱由1个电池管理单元BMU管理多串电池，BMU负责对电池进行单体电压、温度采集等功能。BMU采用CAN总线方式通信，电池的单体信息（单体电压、温度）由BMU实现数据对上发送。电池组配置1个电池组控制单元（BCU），BCU需能够监测整簇电池总电压、总电流、绝缘电阻，能采集外部急停信号，高压控制盒内开关的状态量，能输出故障和运行状态，BCU需向BAU实时传递信息（通过CAN总线）。整个系统配置1个电池管理系统BMS，对电池组控制单元（BCU）上传的电池信息进行处理，具有显示、设置参数、故障报警、数据记录等功能，并与PCS和EMS通讯。图46：电池组BMS的整体架构（红色部分）资料来源：采日能源公众号，德邦研究所表28：储能电池管理系统与动力电池管理系统存在诸多不同之处储能电池管理系统动力电池管理系统系统内交互关系不同高压上：仅与储能变流器交互；通讯面：主要与变流器和储能电站调度系统发生信息交互高压上：与电动机、充电机能量交换；通讯面：充电过程与充电机、全过程与整车控制器发生信息交互硬件逻辑结构不同一般采用两层或三层，规模较大时倾向于采用三层只有一层集中式（小型车常用）或两层分布式，基本不会出现三层通讯协议不同内部通讯：基本采用CAN协议；外部通讯（主要指储能电站调度系统PCS）：往往采用互联网协议格式TCP/IP协议大环境都采用CAN协议，电池包内部组件之间使用内部CAN，电池包与整车之间使用整车CAN阈值设置倾向不同工作电流上限值较低，以延长使用寿命、降低故障概率，避免电池大规模更换参照电池极限参数设定，最大化利用有限空间内电池的能力采用电芯种类不同导致参数区别较大常选用磷酸铁锂、铅酸、铅碳电池常用磷酸铁锂、三元锂电池要求计算的状态参数数量不同需要计算SOC，可以容忍大系统中的小偏差需要计算SOC，计算能力要求高，相应地单串电池管理成本高被动均衡条件不同电池模组规模较大，对管理系统均衡能力要求高，需缩小单体电压差以减小串联后的容量损失、提高经济效率要求较小的均衡电流以避免温升过高资料来源：储能一号公众号，德邦研究所整理·行业深度储能设备46/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明BMS的技术壁垒在于算法和芯片，低端BMS的进入壁垒相对较低。在2020年4月2日的中关村储能产业技术联盟线上交流会中，杭州高特电子设备有限公司总经理徐剑虹提到，“当前，储能领域BMS行业整体水平不高，BMS生产企业纷杂，产品质量良莠不齐，部分企业对储能系统理解不够。这导致在整个储能系统的部件故障排名中，BMS总是居前。”芯片方面，徐剑虹指出：现有的BMS方案大多来自凌特、TI、美信、NXP等芯片公司，BMS方案就是芯片技术方案。国内BMS技术严重依赖芯片厂家，而核心技术一直掌握在国外芯片厂家手中，缺少芯片，没有算法，技术发展自然受制于人。国内BMS行业发展特别要注意关键元器件国产化：主动均衡成为标准技术已是趋势，产品集成度越来越高，电池状态算法和云端大数据结合，人工智能算法成为主流。同时，NE时代CEO曾丽平认为，虽然进入BMS行业的门槛较低，但低端BMS供应的生存空间越来越小。随着新能源和电池行业即将“洗牌”，BMS行业会加速优胜劣汰。目前，行业供求关系格局尚未定型，企业更需挖掘潜在市场。2.1.5.其他设备和系统——重点储能温控领域温控贯穿于储能系统各大风险环节，对于保障储能电站安全运行具有重大意义。由于电化学储能属于能量高度密集的化学集成设备，安全风险较高，加之储能安全相关的系列法规标准存在滞后和缺失，储能电站在电池安全质量管控、建设运营、维护管理等各环节都存在事故风险，同时相应的安全管理和监督机制不健全、风险感知预警能力较弱、消防应急处置难等问题尚未解决，导致储能事故时有发生。正是因为如此，贯穿于储能系统各大风险环节的储能温控显得尤为重要。完善的温控系统将为储能电站提供防范事故的重要保障，有助于储能系统在合理温度范围内实现可靠安全运行。储能温控可从保护内部构件、弱化外部冲击两方面减小电站事故风险。储能电站事故诱发因素主要可以分为电池本体、外部激源、运行环境、管理系统四方面。从保护内部构件的角度，储能温控可以稳定、均衡电池运行温度，避免电池过快老化诱发事故；从弱化外部冲击的角度，储能温控可以减小外部激源冲击、运行环境极端温度对电池的影响，同时降低储能管理系统中其他部件故障的可能性，有助于电站长期平稳运行。图47：储能电站事故演变流程资料来源：《储能安全：风险防控与安全监管》方来华等，德邦研究所风冷散热是储能温控行业中应用最早且最为广泛的冷却技术，液冷冷却相对于目前广泛应用的风冷技术具备散热能力强、结构紧凑等显著优势，有望引领未·行业深度储能设备47/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明来。风冷散热是储能温控行业中应用最早且最为广泛的冷却技术，其基本原理是利用空气将机组产生的热量带走，达到散热的目的。根据供风的主被动性，风冷散热最开始为无动力来源的自然通风，强迫风冷在其基础上引入风机增强气流循环。与其他储能散热技术相比，风冷散热的劣势使其难以适应持续增长的散热需求。随着电池容量、系统功率密度的扩张需求增长，液冷散热有望取代风冷成为未来占比最高的技术路线。由于液冷技术对产品设计、设备结构等有更高的要求，目前在液冷领域存在技术积累的企业更可能引领技术路线的变革。相关公司主要有英维克、苏州黑盾（未上市），高澜股份等。2.2.中游系统集成——产业链中枢环节，行业竞争较为激烈储能系统集成向上衔接设备厂商，向下打通电网服务，处于整个产业链的中枢环节。储能系统集成，是按照用户需求，选择合适的储能技术和产品，将各个单元组合起来，为户用、工商业、发电侧、电网侧等各类场景打造‘一站式’解决方案，使储能电站的整体性能达到最优。储能企业正向系统集成方向迈进，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出：目前主要有三种模式：一种是全链发展模式，储能系统的主要部件如电芯、PCS等，全部自己制造生产，由自主设计部门做系统集成服务；一种是专业化集成模式，企业从外部采购主要部件，专做系统集成，比如陆金新能源（科陆与LG化学合资公司）、北控清洁能源等；还有一种是PCS企业、电池厂商等以自身产品为中心，从单纯设备供应商向系统集成服务综合方案供应者方向转型。目前主要的集成厂商可分为光伏、电池及电力三大势力。第一，以阳光、华为、上能、科华为代表的光伏企业。这些企业通过在光伏领域的持续深耕，积累了丰富的客户资源与渠道优势，从而获得了在储能系统集成领域的天然优势。第二，以CATL、比亚迪、蜂巢为代表的电池企业。整个储能系统中，电池的成本最高，这些企业基本上掌握储能系统降本的命脉。第三，以南瑞、中天、许继为代表的电力企业。这些企业长期与电网合作，更懂得电网的运行特性，也具有其独特的优势。表29：中游系统集成参与厂商较多，竞争较为激烈（不完全统计）阳光电源华为技术宁德时代比亚迪上能电气南瑞继保海博思创科华数据蜂巢能源中天科技平高电气许继电气科陆电子银隆新能源上气国轩山东电工时代多益能源德升新能源远景能源天诚同创(金风科技)国家能源集团低碳院华润智慧能源采日能源库博能源南网科技(南方电网)和瑞储能(国家电投)正泰新能源亨通储能古瑞瓦特固德威融合元储上海电气万克能源智中能研海基新能源智光储能力神中航锂电协鑫集成双一力时代星云杉杉能源普能世纪睿能世纪南都电源双登集团易事特力信能源大连融科冠隆电力亿纬锂能猛狮科技苏州钧灏欣旺达鹏辉能源西安奇点派能科技圣阳电源沃太能源迈格瑞能万里扬燕开电气天能集团超威电力昆兰新能源盛弘股份特隆美江苏宝航(誉硕能源)联动天翼科工电子大族能源信义电源(信义集团)阿诗特能源珠海瓦特电力中恒电气太湖能谷瑞浦能源松盛元永联科技英博电气华泰慧能索英电气百能汇通科士达资料来源：北极星储能网，德邦研究所·行业深度储能设备48/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明3.相关标的分析3.1.国内：建议关注储能电池、PCS以及温控环节3.1.1.储能电池建议关注：宁德时代、比亚迪、派能科技3.1.1.1.宁德时代：龙头优势明显，储能业务成新增长点储能业务快速增长，高毛利成业绩新增长点。公司的储能系统业务收入由2016年的0.39亿元增长至2020年的19.43亿元，4年复合增速达165.7%，储能业务收入占比达到3.9%。从公司不同业务的毛利率变化情况来看，2020年储能系统毛利率达36.03%，与2019年的37.87%相差无几，且显著高于2017年和2018年，明显高于公司锂电材料与动力电池系统。高增长高盈利下，储能业务有望成为公司新增长点。龙头优势明显，布局钠离子电池技术。宁德时代作为全球最大的动力锂电池生产制造企业，在供应链管理、成本控制、市场开拓、技术迭代、客户服务等方面都具有显著的竞争优势。2021年7月29日，宁德时代召开线上发布会，正式发布了其第一代钠离子电池产品，展示了该产品的主要成果有三点：第一，电芯单体能量密度达到160Wh/kg；第二，常温下充电15分钟，电量可以达到80%；第三，-20°C低温的环境下，可保持90%以上电池效能。之所以布局钠离子电池技术，是因为钠离子电池具有低成本、高安全性的优势，大规模量产后有望率先在储能、两轮车领域得到应用。图48：2016-2020年宁德时代储能系统收入复合增速达165.7%图49：宁德时代储能业务的毛利率高于动力电池和锂电池材料资料来源：Wind，德邦研究所资料来源：Wind，德邦研究所3.1.1.2.比亚迪：储能系统全环节覆盖，海外市场拓展领先储能系统全环节布局，海外市场拓展领先。公司储能业务布局涵盖储能电池、BMS、PCS、EMS以及系统集成，实现储能系统全环节链覆盖，且公司发展均衡，在多环节均有优势。根据CNESA的统计数据，公司在海外市场拓展领先，2020年海外储能项目电池装机排名第一，储能变流器和储能系统集成装机排名第二，后两者均仅次于阳光电源。0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%05000010000015000020000025000020162017201820192020储能业务收入（万元）收入贡献（%，右轴）34.29%12.25%19.01%37.87%36.03%0%10%20%30%40%50%20162017201820192020动力电池系统毛利率锂电池材料毛利率储能系统毛利率·行业深度储能设备49/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图50：2020年海外电池/PCS/储能系统装机排名（MW，由上至下）资料来源：CNESA,德邦研究所电池业务毛利率提升，储能电池产能将放量。2020年公司二次电池业务收入121亿元，同比增长15%，保持稳定增速。且公司海外储能电池出货增长，拉动公司电池业务毛利率从2019年的18.63%提升至2020年的20.16%。产能方面，公司于2020年底在广东汕尾陆河筹建10GWh自动化储能装配产线，该装配产线完成后，公司储能电池产能提高，成本有望进一步下降，储能电池出货与盈利有望放量。图20：比亚迪二次电池业务收入资料来源：Wind,德邦研究所0200400600比亚迪南都电源海基新能源圣阳电源力神0200400阳光电源比亚迪科华昆兰新能源盛弘股份0200400阳光电源比亚迪南都电源沃太能源圣阳电源14.52%12.21%9.46%18.63%20.16%0%5%10%15%20%25%30%20162017201820192020汽车手机部件及组装等二次充电电池其他主营业务·行业深度储能设备50/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明3.1.1.3.派能科技：户用储能全球第二，A股最纯储能标的全产业链布局，户用储能全球第二，储能业务保持高速增长。公司掌握磷酸铁锂电芯、模组、电池管理系统、储能系统集成等全产业链核心技术，产品在户用储能市场具有强竞争力，销往德国、南非、意大利、英国、西班牙、美国和澳大利亚等多个国家与地区，2020年公司户用储能出货量全球第二，仅次于特斯拉。2020年，公司实现储能业务收入10.45亿元，同比增长40.31%，储能业务收入占比达93.26%，是A股市场储能业务最纯标的。产能释放在即，未来增长可期。公司2020年已经形成电芯1GWh、电池系统1.15GWh产能，且公司于2020年12月成功登陆科创板上市，融资渠道进一步拓宽，为公司提供了更多可能性，公司现已经新增规划了4GWh电芯产能和5GWh储能电池系统产能。以上产能预计在未来三年内逐步投入生产，届时公司产能将显著提高，保障未来业绩持续增长。图51：派能科技储能业务保持快速增长图52：2020年派能科技户用储能系统出货量全球第二资料来源：Wind,德邦研究所资料来源：IHSMarkit,德邦研究所3.1.2.储能变流器建议关注：阳光电源、固德威、盛弘股份3.1.2.1.阳光电源：储能变流器与光伏逆变器双龙头，业务线多点开花储能变流器和光伏逆变器市场龙头地位稳固。公司以光伏逆变器起家，2006年正式进入储能领域，经过十余年的积累，现已经成为光伏逆变器、储能变流器市场的头部企业。根据美国市场研究机构WoodMackenzie在今年六月发布的“2020全球光伏逆变器供应商市场排名”显示，2020年全球光伏逆变器出货量猛增至185GW(AC)，同比增长超过40%，其中华为和阳光电源占据出货量前二的市场主导位置，且与第三名拉开了较大差距。不仅如此，根据CNESA统计，公司在中国2020年新投入的储能项目中，储能变流器与储能系统集成（按功率）装机规模均为第一，且均显著高于排名第二的企业，具备一定领先优势。储能业务增长迅速，业务线条多点开花。公司是全球最有经验的储能设备及系统解决方案供应商，储能系统广泛应用在中、美、英、加、德、日本等众多国家，2020年储能系统业务实现收入11.69亿元，同比增长115.17%。而受益于光伏、风电、储能行业景气度持续高升，公司实现全业务线条增长，除了高速增长的储能领域外，公司2020年的光伏逆变器、风电变流器业务也分别实现收入75.15、14.15亿元，同比增长106.0%、381.63%。0%50%100%150%200%250%0200400600800100012002017201820192020储能业务收入(百万元)储能业务yoy（右轴）Tesla,18%Pylontech,13%sonnen,9%LGEnergySolution,7%AlphaESS,4%E3/DC,2%Others,47%TeslaPylontechsonnenLGEnergySolutionAlphaESSE3/DCOthers·行业深度储能设备51/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图53：阳光电源位居2020年全球光伏逆变器出货量第二位图54：阳光电源2020年业务多点开花，全线增长（百万元）资料来源：WoodMackenzie,德邦研究所资料来源：Wind,德邦研究所3.1.2.2.固德威：户用储能逆变器龙头，海外业务增强盈利领先布局储能领域，业绩高速增长。公司在储能领域布局较早，2014年研发出第一台储能变流器，2016年就实现了储能变流器收入0.23亿元。公司生产变现能力强，且生产能力和收入保持较高增速增长，2020年储能逆变器收入增长至1.59亿元，近5年的复合增速达到62.7%，市场扩张迅速。海外收入占比高，产品毛利率处于行业内领先地位。公司海外市场开拓较早，目前已经在欧洲、澳洲、亚洲、南美和非洲等主流市场中建立了稳定的业务渠道，公司海外收入占比也在持续提升中，2020年海外收入占比达68.14%，已成为公司的主要收入来源。由于海外市场逆变器的毛利率更高，海外收入占比较大导致公司并网逆变器的毛利率相对较高，2020年为37.09%，在行业内处于领先水平。图55：固德威海外收入占比持续提升（百万元）图56：固德威并网逆变器的毛利率处于行业领先水平资料来源：Wind,德邦研究所资料来源：Wind,德邦研究所3.1.2.3.盛弘股份：持续加码新能源布局，PCS带动储能业务增长不断完善新能源领域产业布局，发展三大业务板块。为顺应国家能源清洁化、智能化与低碳化发展，公司于2011年进入新能源领域主营三大业务板块：电动车汽车充电桩、新能源电能变换设备和电池化成与检测设备。2011年公司进入电动汽车充电桩市场，成立电动汽车产品线，主营直流式充电桩产品，2012年公司以国内第一家能量回馈型充放电技术企业的身份进入动力电池化成与检测设备领域，凭借在电源领域多年的技术积累，研发出针对电芯、模组、PACK等不同应用场景的测试设备，率先在该领域进口设备国产化替代中发力。同年公司进23%19%7%5%5%5%4%4%4%4%3%2%2%2%2%2%8%华为阳光电源SMAPowerElectronics古瑞瓦特锦浪Fimer上能电气固德威TMEICSolarEdgeSofarSolarIngeteamFroniusTBEASunoasis科华其他0%100%200%300%400%500%02,0004,0006,0008,00010,000201920202020年增速0%20%40%60%80%05001,0001,50020162017201820192020光伏并网逆变器光伏储能逆变器海外收入占比0%10%20%30%40%50%201820192020锦浪科技上能电气固德威阳光电源·行业深度储能设备52/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明军储能市场，以独特的模块化储能变流器产品占领市场先机，当年即参加了国家863项目、印尼海岛示范工程等国家级示范项目，积累了丰富的微电网项目应用经验，同时也形成了针对不同类型微电网的解决方案。图57：盛弘股份主要业务及产品资料来源：盛弘股份招股说明书，德邦研究从公司产品结构分析，电能质量设备和充电桩业务是公司营收主要来源，新能源电能变换设备有望在储能高速发展的背景下实现快速增长。分产品来看，近五年来电能质量设备和充电桩业务是公司的支柱产业，2020年其分别占总营收比例为36%和33%，其中电能质量设备收入2.74亿元，同比增长7.35%；电动汽车充电桩业务收入2.51亿元，同比增长14.57%。公司的PCS相关业务营收体现在财报的“新能源电能变换设备”中，过去五年从2016年的0.14亿元增长到2020年的1.24亿元，5年CAGR达72.5%。分产品毛利率来看，公司四大板块中，新能源电能变换设备的毛利率相对较高，自2018年来也维持一个相对稳定的水平。图58：近五年来，公司新能源电能变换设备增速较快图59：从公司产品毛利率分析，新能源电能变换设备毛利率较高资料来源：Wind，德邦研究所资料来源：Wind，德邦研究所3.1.3.储能热管理——英维克：储能热管理龙头企业，技术储备充分专注于精密温控节能设备，IDC和储能是增长核心，已突破行业龙头客户。公司成立于2005年，十几年来专注于精密温控节能设备，已在行业有稳定地位。公司目前主要有四大产品线，分别是数据中心温控节能、机柜温控节能、客车空0%10%20%30%40%50%60%70%80%20162017201820192020电能质量设备新能源电能变换设备电动汽车充电桩电池化成及检测设备·行业深度储能设备53/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明调和轨道交通列车空调及服务，其中机房温控节能设备是其主要产品，除以上产品线外，公司目前拓展电子散热、压缩机、健康空气环境控制、车用冷冻机组等新业务。图60：IDC和储能是公司增长核心，已突破行业龙头客户资料来源：英维克官网，英维克年报，德邦研究所机房温控节能设备贡献主要营收，综合毛利率约35%。公司近五年营业收入复合增长率为34.7%，其中2020年营收同比增长27.4%，机房温控节能设备贡献50.9%的营收。2020年，公司综合毛利率为32.4%，分产品看，机房温控节能设备毛利率为27.9%，机柜温控节能设备29.2%，轨道交通列车空调及服务39.6%，新能源车用空调43.5%。新能源车用空调的毛利率处于较高水平，结合新能源车的发展态势，公司该产品存在较大拓展空间。2021年上半年，公司实现营收9.81亿元，同比增长46.3%，实现归母净利润1.07亿元，同比增长40.8%。单季度来看，一方面，公司主要业务板块，如数据中心、基站、储能空调市场空间在近几年都有不错的增长；另一方面，公司市占率不断提升，助力公司营收和归母净利润实现较快增长。随着数据中心的发展及储能温控需求的提升，公司业绩有望进一步提升。图61：营收高速增长，机房温控设备贡献主要营收（百万元）图62：2020年，英维克综合毛利率为32.4%资料来源：Wind，德邦研究所资料来源：Wind，德邦研究所公司在储能温控市场具有领先地位，有望享受行业持续增长红利。储能温控处于行业发展初期，国内上市公司在该方面涉足不多，目前主要流行五大解决方案：一体机顶出风空调+分管送风模式、分体机模式、顶置空调模式、一体机柜空调模式、风冷冷水模式。英维克推出系列储能温控产品，在“一体机顶出风空调+分管送风模式”、“风冷冷水模式”等均有涉足，可提高对环境温湿度控制的·行业深度储能设备54/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明精度，帮助电池充放电性能始终保持在良好状态。2020年英维克获得当年度中国储能产业最佳智能装备供应商奖，受到储能行业认可。目前，英维克在储能温控方面已发展多个产品，如储能集装箱、储能水冷机、储能空调等。3.2.海外主要储能公司介绍3.2.1.特斯拉：光储业务助力公司二次发展公司重点布局光储业务，寻求向可再生能源服务商转型。公司自2016年开始布局光储业务：2016年公司收购太阳能发电系统供应商SolarCity，正式进入能源行业，并推出Powerwall、屋顶光伏等产品；2019年公司推出大型储能系统Megapack布局全球公用事业储能行业，多个超大型项目助推储能高速发展。公司秉承“加速世界向可持续能源转型”的发展愿景，持续推动清洁能源核心技术发展和应用场景延拓，着力打造可持续发展的完整能源系统。公司近年来在光储方向的布局凸显出其向可再生能源服务商转型的坚定决心。图63：特斯拉持续加码储能业务布局资料来源：特斯拉官网，德邦研究所公司光储业务增长迅速，Powerwall、Megapack和SolarRoof是公司光储板块的主要产品。公司光储板块2021年Q3实现收入8.06亿美元，比去年同期增长39.2%；公司2021年Q3光伏出货量83MW，储能出货量1295MWh，分别同比增长45.6%和70.6%。在储能领域，公司主要依靠Powerwall和Megapack两款产品。其中，Powerwall定位为家用储能器，用于配套特斯拉的SolarRoof使用，用于储存SolarRoof所发出的使用不完的电，以供用户在夜间或停电时使用，细分为Powerwall+和Powerwall，Powerwall+较普通版的优势在于功率高，备用电源功率高，自带特斯拉双向逆变器等；Megapack定位为大型工商用储能器，能够储存光伏、风电所发出的使用不完的电，Megapack系统主要包括电池模组，双向逆变器，温控系统，以及控制器。产品功能为白天光伏储能用于夜晚项目自用，搬运不同时段的电力节省成本，以及电价差大时参与电力市场交易盈利。·行业深度储能设备55/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图64：特斯拉光储板块营收不断突破资料来源：特斯拉财报，德邦研究所图65：特斯拉2021Q3光伏出货量83MW，同比增加45.6%图66：特斯拉2021Q3储能出货量1295MWh，同比增加70.6%资料来源：特斯拉财报，德邦研究所资料来源：特斯拉财报，德邦研究所3.2.2.Fluence：AES和西门子的合资公司，增长趋势较为迅速公司是AES和西门子的合资公司，储能系统与服务是其主要业务。公司目前处于扩张阶段，虽尚未实现盈利但营收增长较快：2021年前三季度，公司实现收入4.93亿美元，同比增长53%，主营成本为5.0亿美元，毛利率为-2%。公司主要经营三类产品和服务：1.第六代TechStack储能系统；2.控制软件和系统解决方案；3.运维服务。其中，TechStack储能系统是公司研发超过三年的主营产品。该储能系统基于模块化和可堆叠的“FluenceCube”储能模块开发，模块具备IP55等级防水性能和NEMA3R级别电气安全性能。具备配置灵活、安装便捷的特点，容量可从1MW扩展至500MW以上。而基于FlunceCube储能模块，公司研发了三种针对不同应用场景下，功率不同且针对光伏有不同优化的产品:(1)FluenceGridstack：应用于电网侧储能。该产品可用于电网调峰、调频、促进新能源消纳、削减尖峰负荷，以及缓解输配电设施不足带来的电网阻塞等场合，还可用于微电网、孤岛型电网，提供不间断电源支撑；(2)FluenceSunstack：应用于光伏电场，实现上网电量的最大化。其通过逆变器并网，这种方式能够充分利用光伏逆变器的容配比，提高设备利用率。Sunstack搭配的智能管理系统还可使光伏+储能联合系统具备响应电网调度的能力；-40%-20%0%20%40%60%80%02468102020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q3光储板块营收（亿美元）环比（右轴）-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%0204060801002020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q3光伏出货量（MW）环比（右轴）-100%-50%0%50%100%150%200%05001,0001,5002,0002020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q3储能出货量（MWh）环比（右轴）·行业深度储能设备56/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明(3)FluenceEdgestack：应用于工商业用户，该产品容量较小、布置灵活，可用于工商业用户，通过削峰填谷进行峰谷差套利，从而为用户节省电费支出。在电源不稳定、电能质量较差的地区，或微电网、孤岛型电网，还可以起到连续供电、改善电能质量的作用，储能系统与服务是公司的主要业务。表30：Fluence目前处于扩张阶段，虽尚未实现盈利但营收增长较快单位(百万$)2019A2020Q1-32020A2021Q1-3YoY主营收入92.15321.86561.32492.5653%主营成本100.07325.94558.41503.6755%毛利润-7.92-4.082.91-11.11-毛利率-9%-1%1%-2%-1%销售费用14.9612.2621.9018.3149%研发费用9.908.5516.2318.53117%管理费用14.0012.6936.4227.05113%资料来源：Fluence财报，德邦研究所公司有专门的套利软件，在算法驱动下可帮助客户实现更多收益。公司的控制软件和系统解决方案主要包括FluenceOS储能系统管理平台和FluenceIQ自动报价系统，该方案能够对可再生资源和储能资产进行灵活管理和报价，增加客户收益。目前，根据公司官网介绍，其FluenceIQ已在加州CAISO市场、澳大利亚NEM市场等电力市场广泛应用。公司的该套利软件主要由其在2020年收购的高级微电网解决方案（AMS）运营，公司官网显示该系统营收增厚大约在50%以上。图67：Fluence的自动报价系统可提高收益且具有较高准确度资料来源：Fluence官网，德邦研究所3.2.3.Stem：Athena平台业界领先，技术壁垒优势显著Stem是储能集成商，主营业务已进入高速增长阶段。公司作为储能集成商，随着美国储能的快速发展，其主营业务营收正在快速增长，公司已进入快速发展阶段。2021年Q3,公司AI平台管理的储能系统合计约1.4GWh，主营业务营收3,983.3万美元，同比增加334.29%，自2019年，公司发展持续保持上升期，主营业务营收始终处于高速增长的状态。·行业深度储能设备57/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图68：Stem营收增长较快，正进入高速增长阶段资料来源：Stem财报，德邦研究所公司的经营模式是向客户出租储能系统，以前期低廉的租金吸引客户，并在之后以AthenaAI储能管理平台为核心向客户提供后续储能服务与技术支持。硬件方面，公司通过向用户出售总包储能系统，获得收入；软件服务方面，公司开发储能行业首款智能平台雅典娜，在硬件、系统的销售、租赁的过程中以AI平台作为辅助提供技术支持，将储能与大数据完美结合，建立了专业的技术壁垒。公司拥有固定的供应商与大客户，稳定的供应商包括特斯拉、松下、宁德时代等，目标客户有直销企业客户、分销商、可再生能源开发商和发电、公用事业公司等。4.风险提示储能政策不及预期：储能行业仍处于导入期，受市场政策影响较大，如政策不及预期可能导致储能发展不及预期。储能降本不及预期：当前储能项目对成本较为敏感，如储能降本不及预期可能导致经济性受影响。技术颠覆风险：如果钠离子电池、固态电池发展超预期，有可能颠覆目前锂离子电池的主流技术路线。原材料价格波动风险：原材料价格受市场供需影响，存在一定波动性。如果未来主要原材料价格大幅上涨，将对行业盈利产生不利影响。-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%0510152025303540452020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q3公司营收（百万美元）环比（右轴）·行业深度储能设备58/58请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明信息披露分析师与研究助理简介任志强，上海财经大学金融学硕士，曾任职于红塔证券(研究所所长）、华创证券（研究所副所长、大宗组组长）、兴业证券。新财富最佳分析师2015、2016、2017年钢铁均作为首席斩获第三名；水晶球2015年钢铁第三，2017年钢铁第三，有色第二，2018年钢铁第三：2016年1AMAC钢铁第二名、2015、2017年IAMAC钢铁第三名。梁旭，武汉大学物理学本科，香港中文大学金融科技硕士，主要负责储能板块研究。张家栋，重庆大学自动化本科，香港中文大学经济学硕士，曾就职于中广核，主要负责光伏板块研究。分析师声明本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。投资评级说明[Table_RatingDescription]1.投资评级的比较和评级标准：以报告发布后的6个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后6个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期市场基准指数的涨跌幅；2.市场基准指数的比较标准：A股市场以上证综指或深证成指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。类别评级说明股票投资评级买入相对强于市场表现20%以上；增持相对强于市场表现5%~20%；中性相对市场表现在-5%~+5%之间波动；减持相对弱于市场表现5%以下。行业投资评级优于大市预期行业整体回报高于基准指数整体水平10%以上；中性预期行业整体回报介于基准指数整体水平-10%与10%之间；弱于大市预期行业整体回报低于基准指数整体水平10%以下。法律声明本报告仅供德邦证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，德邦证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。本报告仅向特定客户传送，未经德邦证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。如欲引用或转载本文内容，务必联络德邦证券研究所并获得许可，并需注明出处为德邦证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。根据中国证监会核发的经营证券业务许可，德邦证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。
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