再论储能与能源革命的未来——长江证券研究所电力设备新能源研究小组分析师：马军SAC执业证书编号：S0490515070001分析师：邬博华SAC执业证书编号：S0490514040001分析师：叶之楠SAC执业证书编号：S04905200900032021年10月25日目录02储能发展处于什么阶段，何时爆发？•证券研究报告•评级看好维持01储能解决的是什么问题，空间多大？03储能产业链有哪些标的，弹性几何？01储能解决的是什么问题，空间有多大？01➢按装机的场景划分，储能可以分为电源侧、电网侧、用户侧（工商业和户用）；➢按照储能解决的问题划分，包括，1）可再生能源的发电波动：光伏发电曲线与需求不匹配，午间发电功率极大但夜间陡然下降；同时难以预测，实际出力与预测曲线存在偏差；2）电力供需不匹配带来的电价差套利：夜间电力需求可能小于最低电力产能，电价较低；日间峰值需求可能大于电力产能，电价较高；3）辅助服务市场：包括调频、备电、黑启动等。图：储能解决电源侧偏差和电力峰谷的问题资料来源：长江证券研究所定义储能：灵活性电源，应作为“发电厂看待图：可再生能源预测曲线与实际曲线存在偏差资料来源：储能100人，长江证券研究所01➢解决可再生能源波动，需要依赖储能装置，值得一提的是，可再生能源发电占比越高，储能的配置比例也越高（还需要结合地方电力条件）；➢目前国内多按15-20%的功率比×2h进行配置，美国储能配比则达到30-40%4h，部分项目甚至达到60-70%的功率配比。图：新能源占比越高，储能配套比例越高资料来源：长江证券研究所市场空间-中期：新能源转型驱动储能指数级增长图表：国内配套比例15-20%，美国配置比例高资料来源：地方能源局，SPGlobal，长江证券研究所0%10%20%30%40%50%60%70%80%01020304050607080AZAZCACANVNVNVNVNVNVCA20182020202120222023PPA电价（美元/MWh）储能功率比例分地区2020年政策内蒙古光伏储能容量不低于5%+1h，年底并网山西新增光伏配备15%-20%储能湖南28家企业配套风电20%功率，同步投产山东光伏储能按装机规模20%，2h湖北风电项目10%容量，同步投产青海风电项目10%容量配套01➢全球光伏、风电装机持续增长，预计2025年分别达到450、140GW，复合增速分别达到30%、18%；目前新增新能源项目的储能渗透率在10%左右，在假设2025年达到45%的背景下，测算得储能在2025年的装机功率、容量有望分别达到70GW、210GWh；➢2020年全球储能装机、出货分别为11、20GWh，则未来五年行业有望实现70%以上的复合增长，2025年储能出货量冲击300GWh。图：预计2025年全球光伏、风电装机450、140GW资料来源：BNEF，长江证券研究所图：按新能源装机估算，2025年全球储能冲300GWh市场空间-中期：2025年全球储能冲击300GWh资料来源：BNEF，SNE，长江证券研究所0%10%20%30%40%50%01002003004005002016A2017A2018A2019A2020A2025E光伏风电储能渗透率CAGR：光伏30%、风电20%0501001502002503002018A2019A2020A2025E装机功率GW装机容量GWh出货量GWhCAGR：装机80%，出货70%01➢由于不同地区的资源禀赋、电源结构不尽相同，要准确计算储能的需求空间难度较大，我们选择以加州当前是实际数据为例，来进行大致的估算：1）加州目前日内需求峰值功率为43GW，低谷为26GW，全天电力需求合计810GWh；2）当前加州可再生能源发电量占比约20%，假设未来达到100%；3）可再生能源午间发电功率高于需求功率，其余低于需求，对于储能即A1=A2+A3，同时满足功率=max（B1，B2），由此计算需配套26GW，183GWh的储能，即储能需求=可再生能源功率40%7h=总用电量23%。图：当前加州单日各种电源出力曲线（MW）资料来源：CAISO，长江证券研究所市场空间-长期：100%可再生，需要多少储能资料来源：CAISO，长江证券研究所-5,00005,00010,00015,00020,00025,0000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00可再生能源天然气大型水电进口电化学储能核能煤炭其他图：100%可再生能源条件下需求、出力曲线（MW）010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,0000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00总需求曲线100%可再生能源A1=183GWhA2=86GWhA3=97GWhB1=26GWB1=21GW01资料来源：BP，长江证券研究所市场空间-长期：100%可再生，需要多少储能资料来源：北极星储能网，长江证券研究所表：全球储能市场潜在空间测算表：从电力需求角度出发估算的储能潜在空间➢以加州的数据为例可知，当所有电力都由新能源提供的条件下，大约需要配置一天25%左右的储能装置，考虑到季节性波动，可能更大。➢预计2050年全球一天的电力需求在166TWh，假设其中70%由光伏、风电提供，其中储能的配置比例为，则累计需要3.5万GWh储能，按20年的更换周期计算，对应稳态需求1800GWh（增量阶段有望超过2000GWh），对应2万亿的市场空间，相当于新能源车的30-40%。测算单位2019A2050-中性2050-乐观全球电力年需求TWh27,00540,50760,753：年复合增长%1.3%2.7%全球电力日需求TWh74111166光伏+风电占比%60%70%储能备电量占比%25%30%储能存量GWh16,64734,954储能年增量GWh8321,748储能需求远期稳态装机量-GWh价值量-亿元户用2623,146工商业3504,194电网1,13613,632合计1,74820,972全球光伏装机2020E2021E户用18%13%工商业18%19%电网65%68%合计100%100%01➢当可再生能源高比例接入时，有可能需要考虑季节性储能的需求，理论上蕴含较大的市场空间。表：全球季节性储能的需求测算资料来源：北极星储能网，长江证券研究所图：南澳大利亚州可再生能源与需求差额的季节性波动市场空间-长期：高比例可再生能源，考虑季节性资料来源：北极星储能网，长江证券研究所季节性储能需求测算数值单位南澳大利亚州平均需求负荷1.6GW一年用电小时数8,760h一年用电量14TWh季节性储能需求300GWh占比2%%全球-2050E一年用电量60,753TWh考虑互补10%%季节性储能占比2%%季节性储能需求130,036GWh按20年寿命6,502GWh01➢对比不同技术路线的储能，抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、液流电池、铅炭电池均存在明显且难以解决的短板；➢锂电/钠电储能有望成为主流方案，因协同新能源车发展；储氢未来可期；锂电适用于高频调节、储能适用于跨时段调节，有所互补。表：不同储能技术路线的优劣势对比资料来源：北极星储能网，长江证券研究所技术路线：锂电主流方案，储氢未来可期对比单位抽水蓄能压缩空气飞轮储能锂离子电池全钒液流电池铅炭电池氢能投资成本元/KWh500-20001000-15005000-150001000-15002000-3000800-1200制氢成本可降至20元/kg循环寿命次>10000>10000百万次3000-100005000-100001000-3000使用年限年40-6030-405-208-2015-205-815-20转换效率%70-80%45-75%85-95%85-90%>70%70-85%30-50%制约因素-地理条件建设周期地理条件效率太低自放电储存时间短经济性环境温度系统复杂经济性能量密度低寿命短转换效率低氢能消纳适用场景-长时间调节长时间调节短时间调节全场景适用全场景适用短中时长长时间调节01技术路线：锂电主流方案，储氢未来可期元/KWh抽水蓄能火电调峰锂电池锂电池-远期氢能氢能-远期度电成本0.15-0.250.02-0.060.3-0.40.15-0.201.5-2.00.5-0.6亿元年亿度元/KWh亿元亿度元/KWh项目名称投资额折旧年限电力损耗电价假设年均成本年发电量度电成本安徽桐城74.9407.20.34.021.40.19江苏句容96.1404.50.33.813.50.28山东潍坊81.2404.40.33.313.10.25吉林敦化77.9407.80.34.323.40.18浙江天荒坪71.24011.30.35.231.60.16抽水蓄能锂电单位当前未来电池成本元/KWh1,200800其他成本元/KWh300200合计元/KWh1,5001,000循环寿命次5,0008,000度电成本元/KWh0.300.13锂电储能项目600MW超临界机组负荷率（%）504030基准负荷率（%）505050燃煤成本增加（元/时）7,3339,09910,648主机寿命成本增加（元/时）166166166维护其他成本增加（元/时）4,0009,00014,000耗油成本增加（元/时）003,200合计成本增加（元/时）11,49918,26528,014度电成本（元/KWh）0.020.030.05火电灵活性度电储能成本测算氢燃料电池转换效率假设制氢效率75%55%60%65%70%75%80%氢燃料造价3.01.511.401.311.231.161.102.51.421.311.221.141.071.022.01.341.231.141.060.990.931.51.261.151.060.980.910.851.01.171.060.970.890.820.770.51.090.980.890.810.740.68氢燃料电池资料来源：北极星储能网，长江证券研究所01图：二次电池历年售价对比及展望（元/Wh）资料来源：真锂研究、中国电池网，长江证券研究所技术路线：锂电快速降本，逐步成主流增量方案资料来源：CNESA，长江证券研究所0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.02007A2008A2009A2010A2011A2012A2013A2014A2019A2020E2021E铅酸电池镍氢电池锂离子电池➢从储能装机的存量上看，抽水蓄能占据主流，存量达到170GW左右，电化学储能存量8.2GW，为第二大体量的技术路线；➢不过从增量上看，2019年电化学储能新增装机占比达到接近80%，发展趋势向好；➢在电化学储能中，锂电池占据优势，一方面是锂电池性能最好（倍率变化时容量稳定，铅酸不稳定）；另一方面是在动力电池快速产业化的背景下，锂电池成本快速下降、循环寿命提升，进而在经济性上也逐步具备优势。表：全球新增的储能装机分技术路线情况储能装机累计新增GW2020A存量占比2020A增量占比合计191.18.0抽水蓄能172.690.3%1.620%电化学储能14.37.5%6.177%——锂离子13.26.9%6.075%——铅酸0.50.3%0.11%——其他0.60.3%0.01%熔融盐储热3.41.8%0.57%压缩空气及飞轮0.90.5%0.00%02储能发展处于什么阶段，何时爆发？02➢储能商业模式众多，对于驱动储能行业增长的核心要素排序，我们认为，好的商业模式比系统价格下降更为重要。➢从储能项目的现金流模型出发，会发现其与光伏、风电项目的高度相似性，一是初始投资大、运维成本低，二是回报周期长，且投资属性下对IRR的敏感度高。对于此类投资，最为重要的是在相对清晰的现金流预期下，具备投资的经济性。➢储能的成本，是充放电一次的成本；储能的收益，取决于商业模式图：典型储能项目的净现金流曲线（一充一放，万元）资料来源：北极星电力网，长江证券研究所储能爆发驱动力：IRR“可预见性”+高收益”-1,000-750-500-25002505007501,00001234567891011121314净现金流量累计现金流02现状：中国、美国、欧洲、日本多点开花22961321051216215191,0831840%110%-48%230%15%414%-16%109%-500%0%500%1000%1500%2000%02004006008001,0001,2002012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A中国（MW）国内新增储能装机（MW）增速0%50%100%150%200%250%01,0002,0003,0004,0002017A2018A2019A2020A美国（MWh）住宅非住宅电源侧同比0%50%100%150%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5002016A2017A2018A2019A2020A2021E欧洲（MWh）住宅工商业电表前同比分国家数据类型数据来源2017A2018A2019A2020A中国装机功率CNESA0.10.60.51.1装机容量CNESA0.92.7美国装机功率WoodMac0.30.30.51.5装机容量WoodMac0.50.81.13.5欧洲装机功率WoodMac0.40.90.61.1装机容量EASE0.61.11.11.8韩国装机功率IEA0.41.00.60.3装机容量WoodMac0.11.60.5日本装机功率WoodMac0.20.20.2装机容量WoodMac0.30.40.5澳洲装机功率CNESA0.20.20.30.1装机容量WoodMac0.40.50.5全球装机功率CNESA0.93.72.94.7IEA1.93.33.14.7BNEF3.93.45.3装机容量BNEF8.56.810.7资料来源：WoodMac，CNESA，EASE，IEA，长江证券研究所（单位：GW）02➢美国市场在2020H1前比较平淡，住宅需求占比较高，2020H2以来进入爆发式增长阶段，拉动2020年增速超过200%，2021年增速有望保持在200%左右，装机容量从2020年的3.5GWh，增长至2021年的10GWh以上，且将呈现电源侧、住宅需求共振的状态。图：美国储能季度装机量及结构（MWh）资料来源：WoodMac，长江证券研究所图：美国储能市场将延续爆发趋势（MWh）美国：2020H2迈入爆发期，2021年延续高增资料来源：WoodMac，长江证券研究所-100%0%100%200%300%400%500%02004006008001,0002017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q2住宅非住宅表前市场同比0%50%100%150%200%250%300%350%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,0002017A2018A2019A2020A2021E住宅（MWh）非住宅表前市场同比02图：加州现货电价波动情况（美分/KWh）资料来源：CAISO，长江证券研究所美国：以加州为例，电价波动极大带来储能空间51015202001A2002A2003A2004A2005A2006A2007A2008A2009A2010A2011A2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A加州平均零售电价（美分/kwh）整体住宅商业工业资料来源：CAISO，长江证券研究所图：加州平均零售电价及现货交易电价➢本身加州的电力机制与条件是储能项目发展的基础：加州现货交易电价的峰值不断创新高，2020年峰值现货价格平均超60美分/kwh0204060800:000:551:502:453:404:355:306:257:208:159:1010:0511:0011:5512:5013:4514:4015:3516:3017:2518:2019:1520:1021:0522:0022:5523:50加州现货交易电价-2020年平均（美分/kwh）02图：加州电网侧储能成本逐步低于燃气资料来源：EPRI，长江证券研究所图：考虑RA合同及辅助服务收益，电网侧具备经济性美国：电网侧RA合同机制，经济性已经实现资料来源：CAISO，长江证券研究所➢加州公用事业委员会根据调峰缺口制定灵活性电源的采购计划➢近两年电化学储能取代天然气机组成为最经济的灵活性调节方式加州电网侧储能（2MW/8MWH）1.项目收益：a)ResourceAdequate（后备,4小时）：1.4万美元/MW/月b)调峰：24小时预测性竞价，平均0.7万美元/月/8MWHc)调频：15分钟的调频，价格在150-600美元/度电价格项目年收入合计：100万美元，项目投资400万美元，IRR≥10%02➢PPA模式是指电力用户（通常是企业）与发电厂直接签署电力采购合同，通常会约定期限、电量、电价（含绿证价格）等细则，成为电力买卖与银行融资的基础，PPA模式的核心特征，一是电价确定（固定/跟随通胀/上下限），二是有电力消纳的保障机制。➢以前期招标的加州Eland项目为例，该项目光伏装机400MW，配套300MW4h的储能，签订PPA为40美元/MWh，其中光伏PPA为20美元/kwh，该项目计划在2023年并网，目前美国储能项目投资额为310美元/kwh，考虑近些年的价格下降，预计该项目IRR比较可观。图：近两年在海外加速兴起的PPA模式资料来源：NortonRose，长江证券研究所表：加州Eland项目储能投资IRR分析美国：电源侧PPA模式，实现“可预见+高收益”资料来源：PV-magazine，长江证券研究所以加州Eland项目为例，IRR对储能价格、发电小时数敏感性分析发电小时数4,0005,0006,0007,0008,000储能系统价格元/kwh2,1004.7%5.2%5.7%6.1%6.4%2,0005.2%5.7%6.3%6.7%7.0%1,9005.7%6.3%6.9%7.4%7.6%1,8006.2%6.9%7.6%8.1%8.4%1,7006.9%7.6%8.3%8.9%9.2%02➢欧洲储能市场近两年保持稳定增长，2019年增速较低与英国市场2018年的抢装有关，核心驱动欧洲储能放量的户用市场增长持续性较强，德国是欧洲户用储能市场的领导者，近些年保持50%以上的复合增长；此外意大利、英国、奥地利、瑞士等国家的增速也较快。➢过去几年欧洲电源侧市场的占比较低，未来有望成为重要的增量贡献。欧洲：住宅储能需求占据主导，电源侧有望发力图：欧洲储能市场历年装机量及结构（MWh）资料来源：EASE，长江证券研究所图：2019年欧洲户用储能分国家装机（MWh）资料来源：SolarPowerEurope，长江证券研究所496,66%89,12%38,5%37,5%20,3%65,9%德国意大利英国奥地利瑞士其他0%20%40%60%80%100%120%140%160%05001,0001,5002,0002,5003,0003,5002016A2017A2018A2019A2020A2021E住宅工商业电表前同比02➢储能市场增长的核心驱动逻辑在于“可行的商业模式+可观的投资回报率”，对于户用储能而言，多数情况下所赚取的是“自用电价”与“补贴电价”的价差；因而从全球来看，1）户用储能发展较好的地区往往是家庭电价较高的地区，例如德国、日本、意大利、英国等；2）伴随光伏补贴政策的退出，“自用电价”与“补贴电价”价差拉大，进而会催生户用储能需求的持续增长。图：全球主要国家和地区的家庭用电价格资料来源：GlobalPetrolPrices，长江证券研究所图：德国EEG自2018年以来加速下调（Ct/KWh）欧洲：高居民电价与FIT退坡，驱动储能需求资料来源：EEG，长江证券研究所0.000.050.100.150.200.250.300.350.40德国日本意大利英国西班牙欧盟澳大利亚美国中国家庭用电价格（美元/KWh）67891011121314Aug-14Dec-14Apr-15Aug-15Dec-15Apr-16Aug-16Dec-16Apr-17Aug-17Dec-17Apr-18Aug-18Dec-18Apr-19Aug-19Dec-19Apr-20Aug-20Dec-20固定电价模式<10kw固定电价模式<40kw02➢除了可再生能源占比需要达到一定体量，灵活性电源的方案选择也是影响储能放量的重要因素；➢欧洲目前的可再生能源占比很高，但储能发展平平，核心原因在于欧洲有大量的燃煤、燃气的电源可用于灵活性调节，且跨过电力输送占比同样较高；不过，从趋势上看，燃煤、燃气存在碳排放，将逐步退出；而电化学储能较天然气逐步具备经济性，也将实现替代。图：欧洲主要国家具备很强的灵活电源能力资料来源：IEA，长江证券研究所表：德国灵活性电源方案选择后续的变化欧洲：灵活电源的低碳化方案，助推二度爆发资料来源：IEA，长江证券研究所0%50%100%150%200%德国丹麦西班牙英国20202025E灵活调节电源/可再生能源跨国输电能力德国灵活调节电源变化燃煤电厂计划于2038年前关闭所有燃煤电厂燃气装机从2020年的87吉瓦减少到2040年的46吉瓦天然气调峰燃料和碳价格不断上涨，将被电化学储能替代系统灵活性资源从2020年的122吉瓦增加到2030年的202吉瓦、2040年的260吉瓦电化学储能2030年的26吉瓦、2040年的89吉瓦02➢国内储能市场在2017年以前较为平淡，2018年在电网侧大规模投资带动下，呈现爆发式增长，装机功率突破600MW，对应容量接近900MWh；2019年5月，《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降，2019年国内亦出现下滑。2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，推动国内储能市场二度向上。图：国内储能市场历年装机量（MWh）资料来源：CNESA，长江证券研究所中国：用户侧先行，向电网、电源侧过渡图：2020年国内以发电侧、电网侧需求为主资料来源：CNESA，长江证券研究所38%19%22%21%发电侧电网侧辅助服务用户侧22961321051216215191,0831840%110%-48%230%15%414%-16%109%-500%0%500%1000%1500%2000%02004006008001,0001,2002012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A2020A国内新增储能装机（MW）增速02➢发改委发布《加快推动新型储能发展的指导意见》：1）允许储能同时参与各类电力市场，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制；2）包括电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，完善峰谷电价政策；3）在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。图：伴随电改逐步推进，电力市场化有利于储能发展资料来源：北极星电力网，长江证券研究所中国：拐点是商业模式，首要依赖于电力改革图：通过储能进行需量管理，减少企业容量电价资料来源：北极星电力网，长江证券研究所02➢电源侧也是储能应用的重要场景，且具备内生的偏消费属性，用户侧峰谷价差需求空间，本质上取决于各地峰谷负荷错峰幅度，错峰幅度越大，削峰填谷的空间也越大；根据国家电网的数据，2019年日间功率波动超过10GW的地区包括山东、江苏、浙江、广东、四川等地，全国33个省市合计接近200GW。由此估算错峰需求所对应的储能潜在装机容量在240-480GWh。图：全国各省峰、谷负荷及波动情况（粗略估计）资料来源：国家电网，长江证券研究所表：国内用户侧锂电储能需求空间测算中国：分时电价改革，用户侧发力，象征意义更强资料来源：国家电网，长江证券研究所0510152025020406080100120北京天津冀北河北南网山西蒙西蒙东山东辽宁吉林黑龙江上海江苏浙江安徽福建江西河南湖北湖南广东广西海南重庆四川贵州云南西藏陕西甘肃青海宁夏新疆峰值负荷谷值负荷峰谷功率波动用户侧储能需求估算数量单位估算数据全国主要省份峰谷功率差360GW错峰功率差200GW假设一电化学储能配套率60%%备电时长假设2h对应储能容量需求240GWh假设二电化学储能配套率80%%备电时长假设3h对应储能容量需求480GWh02➢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》；➢明确可再生能源消纳的责任主体，预计近两年仍以电网公司为主，后续伴随光伏、储能成本下降，可再生能源企业主导的比例提升，电源侧储能建设主体明晰；➢配置比例超预期，文件要求保障性并网以外的项目鼓励按照功率15%挂钩（鼓励20%以上），时长4小时以上，将显著抬升国内需求；鼓励调峰能力购买的协议签订在10年以上，保障了储能项目收益的稳定性；➢惩罚机制开始浮现，除了未履行建设责任企业的惩罚外，也会不定期对相关项目开展调度测试表：根据最新发改委政策调整的国内储能需求测算资料来源：国家能源局，长江证券研究所中国：发电侧政策落地，市场化规模需配置储能国内储能装机测算单位2020A2021E2022E2023E2024E2025E可再生能源光伏GW52.158.380.0100.0125.0156.3：户用GW10.020.030.036.043.251.8：保障性户用%10%20%30%40%风电GW36.040.045.050.060.070.0保障性规模GW90.0105.0120.0135.0150.0市场化规模GW0.01.219.845.1市场化储能需求GWh0.00.00.711.927.102➢目前市场化规模配套储能的成本较高，光伏项目IRR会从6.4%下降到2.0%左右，不过考虑到技术进步，预计2024年光储EPC成本将与目前的光伏EPC接近，届时会实现光储平价上网，市场化规模有望迎来爆发。中国：发电侧政策落地，光储平价期待2024年指标首年年均建设成本假设：资本金IRR6.43%光伏组件1.78净利率8.32%25.11%并网逆变器0.22净利润342939升压设备0.26单W利润0.030.09支架(普通支架）0.30现金流贴现值14911电缆设备0.20入网外接线路0.20净资产1142010106调试&入网检测0.10ROE3.00%9.29%土建、支架、安装0.35土地费用0.20电费构成路条费用0.00电费收入0.41EPC利润0.20财务成本0.13合计（含税）3.81指标首年年均建设成本假设：资本金IRR1.99%光伏组件1.78净利率-9.37%15.85%并网逆变器0.25净利润-386593升压设备0.26单W利润-0.040.06支架(普通支架）0.30现金流贴现值7531电缆设备0.20入网外接线路0.20净资产1421012575调试&入网检测0.10ROE-2.71%4.71%土建、支架、安装0.35储能成本（分摊W）0.90土地费用0.20电费构成路条费用0.00电费收入0.41EPC利润0.20财务成本0.16合计（含税）4.74指标首年年均建设成本假设：资本金IRR6.44%光伏组件1.20净利率12.81%27.78%并网逆变器0.20净利润5521088升压设备0.24单W利润0.060.11支架(普通支架）0.28现金流贴现值14759电缆设备0.19入网外接线路0.19净资产1146110142调试&入网检测0.09ROE4.82%10.73%土建、支架、安装0.33储能成本（分摊W）0.72土地费用0.19电费构成路条费用0.00电费收入0.43EPC利润0.19财务成本0.13合计（含税）3.822021年-不配置储能2021年-配置15%4h储能2024年-配置15%4h储能资料来源：北极星光伏网，长江证券研究所02表：国内部分省份关于鼓励、优先支持配套储能项目的相关文件资料来源：储能100人，各地方电网、发改委等政府网站，长江证券研究所中国：强制配套模式是近两年国内高增的主要驱动地区覆盖范围考核性质具体内容青海省新建投运项目约束力较强（原则上）新能源按功率10%，备电2h配置储能，水电+新能源按1：2：0.2配置储能；0.1元/KWh运营补贴，2021-2022年执行海南省保障性规模约束力强（且同步配套）需同步配套建设备案规模10%的储能装置新疆喀什具体批次项目约束力强2021年新疆喀什地区竞争优选共550MW，要求配置储能不低于2小时贵州省具体批次项目约束力强2021年风电项目第一批5.77GW，在配置一定比例储能、经济可行情况下加快建设甘肃省在建及存量项目约束力较强（鼓励）新能源存量项目约6GW，鼓励按5%-20%功率、不小于2小时配套储能；配置储能的业主，后续竞争性配置给予支持山东省具体批次项目约束力强首批示范项目规模约50万千瓦，按照功率不低于10%、时长不低于2小时配置或租赁储能广西省保障性规模约束力较强（加分）陆上风电、集中式光伏项目评竞争性配置储能配置比例5%-10%或更高，时长不低于2小时河南省保障性规模约束力强2021年风电、光伏项目，I类区要求配置项目10%、2小时储能（300MW/600MWh）；II类区要求配置项目15%、2小时储能（150MW/300MWh）；III类区要求配置项目20%、2小时储能陕西省新建投运项目约束力强（共享）2021年起新增集中式风电，陕北地区按照10%配置；新增集中式光伏，关中地区和延安市按照10%、榆林市按照20%；省级层面统筹规划共享式储能电站天津市保障性规模约束力强2021-2022年建设的风电、光伏项目，应承诺配置储能，光伏配比不低于10%，风电不低于15%，时长不低于1小时宁夏省新建及存量项目约束力较强（原则上）2021年起，新核准/备案项目配置比例不低于10%、2小时以上的储能；2022年12月底前，存量项目完成储能配置安徽省保障性规模约束力强2021年竞争性配置光伏4GW、风电1GW；储能电站配置比例不低于10%、时长1小时内蒙古保障性规模约束力较强（鼓励）2021年保障性并网规模的项目，集中式风电和光伏10GW，储能比例提出了最低15%（2h）的要求山西省部分地区保障性规模约束力中等（建议）2021年、2022年山西新增风电、光伏11.2GW，其中大同、朔州、忻州、阳泉四市建议配置10%及以上的储能河北省保障性规模约束力强2021年风电、光伏保障性并网项目为风电1.2GW、光伏11.4GW，按不低于容量的10%、15%配置储能，时长2小时江苏省市场化规模约束力强2021年保障性并网规模以外的光伏项目，长江以南地区按8%配置、长江以北地区按10%配置，时长2小时02➢2020年以来地方密集出台的鼓励优先配套储能政策激发了市场需求的增加，不过从商业模式上看，优先配套储能对于可再生能源企业而言，都是额外的成本项，以一类地区为例，无储能条件下，0%/10%弃光率对应IRR分别为10.7%、7.6%，若搭配15%功率比例、2h备电时长的锂电池储能，对于0%弃光率的项目，IRR下降3.5pct左右；若弃光率由10%改善至5%，对应IRR下降1.8pct；➢由于优先配套模式下，储能对于可再生能源项目属于成本项，这也导致在储能招标时，价格成为主要导向，2020年储能报价明显降低。表：增配储能对于光伏项目IRR的影响测算资料来源：北极星储能网，长江证券研究所表：2020年以来国内电网侧储能报价趋于激烈中国：强制配套模式缺乏收益模式，引发价格战资料来源：坎德拉PV，储能100人，长江证券研究所项目单位光伏光伏+储能项目规模MW100100光伏成本元/W3.53.5储能成本-折算到W元/W0.5——功率配比%15%——备电时长h2.0——储能容量MWh30——度电单价元/kwh1,700项目总成本元/W3.54.0弃光率%0%10%0%5%IRR%10.70%7.64%7.21%5.89%日期项目产品价格2018年大致区间储能系统设备2元/Wh2019年大致区间储能系统EPC1.8-1.9元/Wh2020年大致区间不含施工1.7元/Wh2020年初华润濉溪储能系统EPC2.15元/Wh2020年1月山东东明电池及管理系统1.6-1.65元/Wh2020年4月华能新泰储能系统EPC1.54元/Wh2020年5月三峡新能源储能系统EPC1.699元/Wh02➢综合来看，在地方政府密集出台储能配套政策的背景下，我们认为国内短期的储能需求将主要集中在电源侧保障性项目的储能配置，伴随电网侧“容量电价”、“输配电价”政策出台及完善，电网侧将成为“又好又快”发展的主力，到2024年伴随国内光伏、风电进入储能平价，市场化项目配置储能的爆发潜力可观。估算到2025年国内储能装机需求将达到50-55GWh，较2020年实现70%-80%的复合增长。表：国内电力储能中期需求测算（GWh）资料来源：CNESA，能源局，长江证券研究所中国：国内拐点已至，2025年展望50GWh国内储能装机测算单位2020A2021E2022E2023E2024E2025E可再生能源光伏GW52.158.380.0100.0125.0156.3：户用GW10.020.030.036.043.251.8：保障性户用%10%20%30%40%风电GW36.040.045.050.060.070.0保障性规模GW90.0105.0120.0135.0150.0市场化规模GW0.01.219.845.1保障性渗透率%4%10%20%18%16%14%功率比例%15%16%17%18%19%20%备电时长h2.02.02.02.02.02.0储能需求GWh1.12.97.17.88.28.4市场化储能需求GWh0.00.00.711.927.1电网侧储能需求GWh1.01.53.09.012.616.4用户侧储能需求GWh0.60.81.21.62.33.2国内储能装机合计GWh2.75.211.319.135.055.1同比%96%117%69%83%58%02➢储能的商业模式，核心要解决的问题是：1）储能的收益来源是什么，也就是谁来承担储能的成本；2）储能的收益稳定性怎么样？表：储能商业模式的本质是如何对储能定价、谁为储能成本买单资料来源：长江证券研究所储能驱动力：关键跟踪指标是商业模式和经济性应用场景国家商业模式储能收益谁为储能成本买单核心跟踪指标可再生能源波动中国弃电消纳弃风弃光电量储存于电池，适当时机并网消纳项目标杆电价价值创造，影响其他电源收益限电率和季节性优先配套无无发电企业商业模式/政策电网调峰根据电网指令，赚取电网所确定的调节价格协议调峰价格通过电网分摊至发电企业商业模式/政策电网建设电网公司建设储能，并纳入输配电成本无终端用户商业模式/政策分布式发电与分布式项目结合，提高分布式项目自用比例（自用-上网）电价电网经济性美国PPA电价光伏+储能项目，给予高于光伏的定价超额收益终端用户经济性欧洲户用光伏与户用项目结合，提高户用项目自用比例（自用-上网）电价电网经济性辅助服务市场中国削峰填谷谷电价、平电价充电，峰电价放电；容量电价峰谷价差、容量电价按效果付费商业模式/政策美国辅助服务调峰、输配升级延缓、备用、调频、黑启动等多元化收入按效果付费商业模式/政策03储能产业链有哪些标的，弹性几何？03➢储能系统包括容量器件（电芯、PACK、BMS）、功率器件（PCS）以及其他配套设施（电缆、消防、空调、升压变）等；➢以目前常规储能系统1.7-1.8元/Wh的价格组成来看，电芯成本在0.9-1.0元/Wh，占比近6成，PACKPCS价值量占比在10%左右，此外为其他配套设施及场地设计费用等。➢看好包括设备供应、工程项目、运营维护为代表的储能产业链。图：储能系统基本结构示意图资料来源：Sermatec，长江证券研究所图：储能系统成本拆分（元/KWh）产业链：聚焦能源革命，看好储能产业链资料来源：北极星储能网，长江证券研究所1.00,56%0.20,11%0.16,9%0.18,10%0.04,2%0.05,3%0.05,3%0.11,6%铁锂电芯PACKBMSPCSEMS屏柜、电缆场地、装修设计、升压变03图：储能变流器国内装机（上）、国内出口（下）排名（MW）储能变流器：格局与光伏接近，具备全球竞争力资料来源：CNESA，长江证券研究所0100200300400阳光电源科华恒盛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电气2019A2020A0100200300400阳光电源比亚迪科华恒盛昆兰新能源盛弘股份2020A➢储能变流器主要有两类参与主体：1）光伏逆变器企业，例如阳光电源，具备渠道和客户优势；2）光伏涉及较少，主要发力储能的企业，例如科华恒盛、索英电气、盛弘股份等。➢从竞争格局来看，储能逆变器的集中度接近光伏逆变器，阳光电源、科华恒盛占比分别为23%、18%，行业CR5为72%，比较集中；➢国内逆变器企业在海外仍保持竞争力，例如阳光电源在美国工商业、澳洲户用；固德威在欧洲户用；德业股份在美国户用都占据较高份额。03➢储能电池依旧是动力电池巨头统治，海外市场在2020年前基本采用三星、LG化学的电池方案，2021年起加速宁德时代等国内方案的导入。国内的竞争格局代表意义不强，因电源侧商业模式较差，宁德时代主要做电网侧示范项目。图：全球储能电池出货份额资料来源：SNE，长江证券研究所图：储能电池国内装机（上）、国内出口（下）排名（MWh）储能电池：依然是寡头垄断格局，亦有新兴企业资料来源：CNESA，长江证券研究所0100200300400500600宁德时代力神国轩高科海基新能源亿纬锂能南都电源赣锋电池比亚迪中航锂电2019A2020A0100200300400500比亚迪南都电源海基新能源圣阳电源力神2020A5%14%2%6%6%0%20%40%60%80%100%2018A2019A2020A宁德时代LGC松下SDlSKI比亚迪中航锂电国轩高科其他03主产业链：聚焦龙头、供应链及新兴企业公司相关业务覆盖场景覆盖区域阳光电源PCS及成套方案、系统集成等全覆盖，侧重工商业和户用，国内侧重电站北美、澳洲、国内为主锦浪科技PCS等户用北美固德威PCS等户用欧洲为主德业股份PCS等户用美国、南非、巴基斯坦、菲律宾等科士达PCS及成套方案目标户用，预计也有数据中心预计国内及出口都有科华数据PCS及成套方案电源侧、电网侧为主，含系统预计国内及出口都有盛弘股份PCS等工商业及电网侧国内海外各50%龙头供应链新兴企业公司相关业务覆盖场景覆盖区域宁德时代储能电池、系统侧重电源侧、电网侧，兼顾户用及工商业美国、国内、日本等地区比亚迪储能电池、系统全面覆盖，侧重电源侧、电网侧英国、德国、美国、国内等均有布局亿纬锂能储能电池电源侧、户用进军美国市场派能科技储能电池、系统户用欧洲占50%，非洲占30%，美国、日本、国内南都电源储能电池、系统全面覆盖国内60%，美国20%，欧洲15%龙头份额提升新兴企业资料来源：公司公告，长江证券研究所03衍生方向：可关注系统集成和产业链延伸方向储能系统集成深度合作模式永福股份、林洋能源差异化解决方案海博思创、沃太能源储能系统更加复杂，需要EPC与电池深度合作储能系统更加复杂，需要专业的系统、电池管理产业链延伸冷却系统英维克磷酸铁锂正极德方纳米液相法更适合做储能资料来源：公司公告，长江证券研究所风险提示1、储能装机低预期；2、新技术产业化进度低预期。研究团队、办公地址及分析师声明上海Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/200122武汉Add/武汉市新华路特8号11楼P.C/430015深圳Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/518000作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。北京Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/100032研究团队分析师邬博华SAC执业证书编号：S0490514040001电话：（8621）61118797电邮：wubh1@cjsc.com办公地址分析师声明分析师马军SAC执业证书编号：S0490515070001电话：8621-61118720电邮：majun3@cjsc.com联系人杨骕电话：（8621）61118797电邮：yangs@cjsc.com分析师叶之楠SAC执业证书编号：S0490520090003电话：（8621）61118797电邮：yezn@cjsc.com分析师司鸿历SAC执业证书编号：S0490520080002电话：（8621）61118797电邮：sihl@cjsc.com评级说明及重要声明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅度相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（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。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。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、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。THANKS感谢倾听