中泰证券研究所专业｜领先｜深度｜诚信｜证券研究报告｜2021.8.30新型电力系统建设加速，电化学储能赛道爆发——新型电力系统专题分析师：苏晨S0740519050003suchen@r.qlzq.com.cn花秀宁S0740519070001huaxn@r.qlzq.com.cn张哲源S0740520120002zhangzy@r.qlzq.com.cn目录CONTENTS新型电力系统助力双碳战略落地电网转型升级开启投资新机遇电化学储能爆发万亿赛道启动投资建议1234风险提示5uNsMqQyQyQaQbP6MoMpPmOqRkPrRxOfQoOpObRnMpNuOsRoPwMtRpOCONTENTS目录CCONTENTS专业｜领先｜深度｜诚信中泰证券研究所1新型电力系统助力双碳战略落地4全球风光度电成本下降迅速2010-2020年，全球光伏/陆上风电/海上风电度电成本降幅分别为85%/56%/48%，降幅明显。其中光伏和陆上风电开始全面进入平价状态，为新能源加速替代传统能源提供了坚实的基础。资料来源：IRENA、中泰证券研究所图表：不同能源形式成本对比（USD/KWh）0.0000.0500.1000.1500.2000.2500.3000.3500.4000.4500.50020102011201220132014201520162017201820192020陆上风电海上风电光伏水电地热生物质能5全球风光发电量/发电新增装机占比持续提升疫情致2020年全球发电量首次下降，降幅为4%；但与之对应的，2012-2020年期间太阳能和风电发电量占比提升7.4PCT致10.2%；近五年太阳能和风电新增装机占比大幅提升17.2PCT致52.5%。资料来源：BNEF、中泰证券研究所图表：2012-2020全球发电量情况概览（GWh）图表：2015-2020全球发电新增装机容量概览（GW）(8.00)(6.00)(4.00)(2.00)0.002.004.006.008.0010.0012.0014.00050100150200250300350400201520162017201820192020生物质能煤炭天然气地热能水电核电太阳能风电石油其他全球发电装机容量YoY(%)(5.00)(4.00)(3.00)(2.00)(1.00)0.001.002.003.004.005.00050000001000000015000000200000002500000030000000201220132014201520162017201820192020生物质能煤炭天然气地热能水电核电风电石油太阳能其他全球发电量YoY(%)资料来源：BNEF、中泰证券研究所6中国风光发电量/发电新增装机占比持续提升中国2011-2020年风电和太阳能发电量占比提升8.0PCT至9.5%，逐步成为主力能源；中国2011-2020年风电和太阳能新增装机占比提升19.7PCT至24.3%。0246810121416180100002000030000400005000060000700008000090000水电火电核电风电太阳能中国发电量YoY（%）资料来源：中电联、《中国电力年鉴》、中泰证券研究所图表：2000-2020中国发电情况概览（亿千瓦时）0510152025050000100000150000200000250000水电火电核电风电太阳能中国发电装机容量YoY（%）图表：2000-2020中国发电新增装机容量概览（万千瓦）资料来源：中电联、《中国电力年鉴》、中泰证券研究所7全球可再生能源投资占比持续提升全球电力市场投资中，可再生能源投资占比逐年增加，2020年约达45%；2020年全球电网侧资本开支超2500亿美元，受益于欧洲国家以及中国对电网侧建设规划，预计2021年电网侧资本开支将出现回升，而其中的结构转型带来的机会更加明显。资料来源：IEA、中泰证券研究所图表：全球电力投资结构（十亿美元）图表：全球电网侧资本开支情况（十亿美元）020040060080010002011-15201620172018201920202021E可再生能源化石能源核能电网蓄电池050100150200250300350201620172018201920202021E配网主网资料来源：IEA、中泰证券研究所82020年国内发电侧资本开支：风电+太阳能等占比达62%国家持续加大对可再生资源的投资，风电、太阳能等可再生资源的投资规模占比逐渐增加，其中风电投资占比从2008年的15%增至2020年的50%，太阳能等资源投资占比从2008年的1%升至2020年的12%；发电侧资本开支连续两年高增，2019/2020年增速分别为49%/29%；电网侧历年资本开支呈上升趋势，2008-2020年复合增速达4%。资料来源：WIND、中泰证券研究所图表：2008-2020国内发电侧资本开支占比0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2008200920102011201220132014201520162017201820192020水电火电核电风电太阳能等其他01000200030004000500060002008200920102011201220132014201520162017201820192020发电侧电网侧图表：2008-2020国内发电侧与电网侧资本开支情况（亿元）资料来源：WIND、中泰证券研究所920世纪以来全球二氧化碳排放量迅速增长全球二氧化碳排放增长迅速，21世纪新兴工业化国家碳排占比提升。20世纪以来全球碳排放主要由欧洲和美国主导，进入21世纪，以中国、印度等为首的新兴工业化国家碳排放量增长显著。整体来看，近十年（2009-2019）全球二氧化碳排放量由314.6亿吨增长至364.4亿吨。图表：20世纪以来全球各地区碳排放量变化（单位：十亿吨）来源：OurWorldinData，中泰证券研究所050100150200250300350400InternationaltransportOceaniaAsia(excl.China&India)ChinaIndiaAfricaSouthAmericaNorthAmerica(excl.USA)UnitedStatesEU-27Europe(excl.EU-27)10中国“碳中和”路径三个阶段“碳中和”路径可大致分为三个阶段。阶段I（2020年-2030年）：主要目标为碳排放达峰。阶段Ⅱ（2030年-2045年）：主要目标为快速降低碳排放。在阶段Ⅲ（2045年-2060年）：主要目标为深度脱碳，参与碳汇，完成“碳中和”目标。•降低能源消费强度，降低碳排放强度，控制煤炭消费，大规模发展清洁能源，继续推进电动汽车对传统燃油汽车的替代，倡导节能和引导消费者行为。2020年-2030年：碳排放达峰1•达峰后的主要减排途径转为可再生能源为主，大面积完成电动汽车对传统燃油汽车的替代，同时完成第一产业的减排改造，以CCUS等技术为辅的过程。2030年-2045年：快速降低碳排放2•深度脱碳到完成“碳中和”目标，工业、发电端、交通和居民侧的高效、清洁利用潜力基本开发完毕，此时应当考虑碳汇技术，以碳捕集、利用与封存、生物质能碳捕集与封存等兼顾经济发展与环境问题的负排放技术为主。2045年-2060年：完成“碳中和”3图表：中国“碳中和”路径总览来源：《2060年中国“碳中和”目标的路径、机遇与挑战》，中泰证券研究所11我国碳排放趋稳发电&工业为主要来源2011年之前国内工业化、城镇化加快发展，高耗能产业在经济增长中占有较大比重，碳排放较快增长；十二五期间国家大力推广清洁能源、推进重大生态工程，碳减排成效明显，2013年以来增速基本降为零，近三年中国碳排放保持在90-100亿吨水平。根据CarbonMonitor数据，2019年中国发电、地面交通、工业、航空、住宅楼宇环节碳排放比例分别为44.6%/8.7%/38.9%/0.5%/7.2%，发电、工业为中国碳排放最主要来源。-2%-1%0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%0200040006000800010000120002007200820092010201120122013201420152016201720182019中国碳排放（MtCO2e）yoy资料来源：wind，中泰证券研究所图表：近三年中国CO2排放量小幅增长44.6%8.7%38.9%0.5%7.2%powergroundtransportindustryaviationresidential资料来源：CarbonMonitor，中泰证券研究所图表：发电、工业为中国碳排放最主要来源（2019）12风光发电碳排放强度显著低于传统发电资料来源：《IPCC2006年国家温室气体清单指南》、中泰证券研究所在不同能源中，电力碳排放系数小。碳排放系数是指每一种能源燃烧或使用过程中单位能源所产生的碳排放数量。对比不同能源碳排放系数，电力碳排放系数较小；在不同发电方式中，风光发电碳排放量小。05101520253035图表：各能源碳排放系数（吨碳/万亿焦耳）020040060080010001200煤电天然气发电光伏发电核电水电风电图表：不同发电方式碳排放量对比（gCO2/KWh）资料来源：《中国核电和其他电力技术环境影响综合评价》、中泰证券研究所13减碳路径：需求侧电气化加速、供给侧可再生能源占比提升需求侧加速电气化：中国电气化程度逐年提高，据国网研究院张运洲教授预测，2020/2050年电能占终端能源消费比分别为27%/52%；供给侧提高可再生能源发电占比：随着社会电气化水平提高，碳排放压力从终端用能行业逐渐转移到电力行业，因此提高可再生能源发电占比可进一步降低碳排放。近年来，风电光伏发电占比逐年提高，2020年风光发电占比为9.5%。据《2021中国新能源发电分析报告》预测，2030/2060年风光发电占比分别为22%/58%。资料来源：中电联、中泰证券研究所图表：终端能源消费（亿吨标准煤）与电气化比例图表：中国各能源发电量（亿千瓦时）及风光发电量占比0%10%20%30%40%50%60%051015202530354020192020E2025E2030E2035E2040E2045E2050E煤炭石油天然气电能热能及其他电气化比例0%10%20%30%40%50%60%70%020000400006000080000100000120000140000160000180000200000水电火电核电风电太阳能光伏风电发电占比资料来源：中电联、中泰证券研究所14电改加速、构建以新能源为主体的新型电力系统2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议中首次提出，会议在部署未来能源领域重点工作中指出要构建清洁低碳安全高效的能源体系，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。资料来源：《北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目》、中泰证券研究所图表：构建以新能源为主体的新型电力系统的内涵与展望政策保障价格机制电力市场与碳市场可再生能源消纳责任制●●●构建以新能源为主体的新型电力系统火电可再生能源核电●●●分布式+微电网综合能源服务电动汽车节能●●●电源侧需求侧源网互动网荷互动电网侧跨区输电智能调度电网互济储能抽水蓄能智能调度需求响应技术保障高效储能与清洁制氢数字技术与柔性直流出力精准预测●●●15CONTENTS目录CCONTENTS专业｜领先｜深度｜诚信中泰证券研究所2电网转型升级开启投资新机遇16调度理念：源随荷动→源网荷储电力系统本质上是一种巨大的非线性时变能量平衡系统，功率潮流瞬时涌动，电网可靠性和稳定性的根本是供需平衡，以及电压、频率、功率因素等参数的平衡；若新能源发电作为出力主体，出力侧波动性及不确定性将加大，无法按需控制、无法精准预测；叠加负荷侧的新能源汽车大规模普及带来的用电冲击等因素，传统集中调度理念需要重塑，改为源网荷储各环节深度融合、灵活调控。图表：第一代（上）/第二代（下）电力系统：电力生产+输电+负荷终端来源：中国知网，中泰证券研究所来源：中国知网，中泰证券研究所图表：新型电力系统：以新能源为主体的新型电力系统17终端能源电气化进程加速“双碳”战略目标下，终端能源电气化水平将显著提升，根据南方电网《数字电网推动构建以新能源为主体的新型电力系统白皮书》，到2060年国内工业、建筑、交通三大领域电气化水平将分别从目前的30%/30%/5%提升至50%/75%/50%；随着终端能源电气化水平持续提升，用电量仍有较大增长空间，叠加分布式能源及储能建设需求，配网亟需升级改造，配网环节投资预计持续强化，主设备及监控系统迭代有望加速。来源：bp世界能源展望2020，中泰证券研究所来源：南方电网，中泰证券研究所图表：全球能源电气化进程持续加速图表：国内工业、建筑、交通三大领域电气化水平将大幅提升18分布式能源大规模接入电网架构重塑新型电力系统的特点：资源大范围配置、分布式发电成为主体、单向传输变为双向；电网架构重塑：大电网主导→大电网+主动&灵活配电网+分布式微电网。来源：《5G智能电网》，中泰证券研究所图表：分布式能源构成总览图表：智能微电网示意图来源：施耐德，中泰证券研究所19电力系统可靠性需要提升新能源发电本质上是电力电子设备，不具备传统火电及水电旋转电机的机械转动惯量，而是呈现低转动惯量、宽频域震荡等动态特征，因此抗扰动性能变差，从而使得电力系统可靠性降低；为改善系统可靠性及电能质量，需借助物联网、数字化、AI等新兴技术对电网各环节设备进行技术创新与变革，通过强化电网细枝末节的可靠性，从而强化电力系统整体可靠性。8月发改委发布《电力可靠性管理办法（暂行）（征求意见稿）》，相关投资有望加速。来源：OntheInertiaofFutureMore-ElectronicsPowerSystems，中泰证券研究所图表：同步发电机组下的电力传输20重点方向1：新一代调度、分布式能源保护监控方案“双高”电网面临出力侧与负荷侧的双重波动性问题，需要融合天气变化、源网荷储、精准预测、快速响应等因素的新一代调度系统支撑；新能源发电大规模接入，对高灵活性、高响应速度的并网保护及监控系统产生巨大需求。来源：国电南瑞公告，中泰证券研究所来源：国电南瑞公告，中泰证券研究所图表：新一代调度技术支持系统示意图图表：新能源及储能并网保护控制与监控示意图21重点方向2：输电线路智能巡检输电线路特点为点多、面广、距离长，传统人工巡检效率低、实时性差、误差大；输电智能（可视化）巡检：物联终端+AI平台算法+通信协议，替代人工、效率高、实时监拍。来源：华为官网，中泰证券研究所图表：输电线路智能巡检解决方案22重点方向3：智能柱上开关配电网节点多覆盖广，故障发生率较高，传统自动化开关故障诊断准确率较低、智能化水平低；“一二次融合”智能柱上开关具有自适应校验和优化故障判据&保护定值功能，在反应速度、诊断准确率及智能化水平等方面具有明显优势，可强化配电环节运行可靠性，如在短路故障定位方面准确率达99%以上。来源：国家电网，中泰证券研究所来源：宏力达招股书，中泰证券研究所图表：宏力达智能柱上开关示意图图表：国网《配电设备一二次融合技术方案》23重点方向4：模块化变电站传统变电站：占比面积较大、建设周期长、投资规模较大；模块化变电站：灵活性强、建设周期短、成本低、占地面积小等优势，与分布式能源及储能配套的灵活性、分布式特点更加契合。根据中电新源官网，模块化变电站占地面积、建设周期、投资额分别是传统变电站的20%/50%/80%左右。来源：E-House官网，中泰证券研究所图表：传统变电站（左图）与模块化变电站（右图）图表：模块化变电站可大幅缩减建设周期来源：E-House官网，中泰证券研究所24电网侧升级方向及投资标的总结电网双碳转型重点任务投资方向受益公司电网数字化转型数字化&信息化国电南瑞、国网信通新能源发电侧保护监控及功率预测继保、监控系统、综合能源管理系统等国电南瑞、四方股份、许继电气配网升级强化电能质量、GIS、一二次融合设备思源电气、宏力达、中国西电电力系统可靠性强化细分节点的新技术新设备应用，如输电可视化、智能柱上开关、变电设备在线监测等智洋创新、宏力达、杭州柯林分布式新能源及储能大规模建设高可靠性地下输电模块化变电站GIL安靠智电用户侧多元化需求、新电价策略新一代智能电表炬华科技、林洋能源、海兴电力、威胜信息图表：新型电力系统重点投资方向及相关标的总结来源：中泰证券研究所25新能源功率预测系统：辅助电网调控政策：2011年国家能源局发布《风电厂功率预测预报管理暂行办法》，其中指出，我国发电企业必须建立起风电预测预报体系和发电计划申报工作机制。截至目前，功率预测系统已成为发电企业标配；新能源功率预测系统：主要由预测服务器、安装于服务器内的软件和测风或测光设备构成。系统为新能源电站计算短期及超短期预测功率，向电网调度进行报送，使电网调度部门提前做好传统电力与新能源电力的调控计划。资料来源：《国能日新招股说明书》、中泰证券研究所图表：功率预测系统拓扑图26火电灵活性改造：提高电力系统灵活性火电灵活性改造是指通过热电解耦或者技术改造等方式，将机组的最小技术出力由传统的50%降至40%-20%，目的是为了提高火电机组的调峰深度、快速响应能力、快速启停能力。通过电力辅助服务的方式，提高电力系统的灵活性和稳定性。根据国家能源局披露的2019年上半年电力辅助服务补偿费用来源来看，火电机组获得了87.71%的补偿费用。2016年，国家发展改革委和国家能源局规划“十三五”期间，火电灵活性改造达2.2亿千瓦。但由于改造成本高、补偿机制不明确，火电灵活性改造不及预期。截至2019年，火电灵活性改造仅完成0.58亿千瓦。预计“十四五”期间，火电灵活性改造将成重点。资料来源：《火电厂灵活性深度调峰改造技术及应用》、中泰证券研究所图表：2020以前火电灵活性改造不及预期（亿千瓦）图表：2019年上半年电力辅助服务补偿费用来源00.511.522.52019年完成2020年规划发电机组分摊其他资料来源：《火电厂灵活性深度调峰改造技术及应用》、中泰证券研究所27发电侧升级方向及投资标的总结电网双碳转型重点任务投资方向受益公司新能源电站监控及协调控制新能源并网保护及监控国电南瑞、四方股份、国能日新（待上市）、容知日新（待上市）火电调峰能力强化火电灵活性改造杭锅股份图表：新型电力系统重点投资方向及相关标的总结来源：中泰证券研究所28CONTENTS目录CCONTENTS专业｜领先｜深度｜诚信中泰证券研究所3电化学储能爆发万亿赛道启动29电化学储能是新型电力系统重要组成部分资料来源：派能科技招股说明书、中泰证券研究所图表：储能在电力系统中的应用场景电化学储能是新型电力系统的重要组成部分。电化学储能是通过介质或设备把电能存储起来，在需要时再释放出来的过程。它是解决可再生能源间歇性和不稳定性、提高常规电力系统和区域能源系统效率、安全性和经济性的重要手段。300123456782017201820192020抽水储能电化学储能其他储能全球电化学储能发展迅速全球储能装机情况：截至2020年底，全球储能累计装机191.1GW，同比增长3.4%，其中抽水储能累计规模最大，达172.5GW，同比增长0.9%；电化学储能其次，累计规模达14.2GW，同比增长49%；在电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为13.1GW，占比92%。电化学储能发展迅速，总装机容量占比从2016年的1%提升至2020年的7%。2020年全球电化学储能新增量创历史新高：虽2019年因政策、经济、地缘政治等多方因素造成电化学储能新增量短期回落，但随新能源渗透率持续增长，2020年电化学储能新增量创历史新高。来源：CNESA，中泰证券研究所图表：全球储能历史新增装机（GW）图表：全球储能历史累计装机（GW）0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%8.00%14515015516016517017518018519019520162017201820192020抽水储能电化学储能其他储能电化学储能占比来源：CNESA，中泰证券研究所31国内电化学储能发展领先国内储能装机情况：截至2020年底，国内储能累计装机35.6GW，同比增长9.8%，其中抽水储能累计规模最大，达31.8GW，同比增长4.9%；电化学储能其次，累计规模达3.3GW，同比增长91.2%；电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为2.9GW，占比89%。电化学储能发展迅速，总装机容量占比从2016年的1%提升至2019年的9%。国内近两年电化学储能新增量均为全球第一：国内电化学储能发展迅速，2017年新增电化学储能占全球新增比9%，排名第五，2019/2020年占比升至21%/33%，全球排名均为第一。来源：CNESA，中泰证券研究所图表：国内储能历史新增装机（GW）图表：国内储能历史累计装机（GW）0.00%1.00%2.00%3.00%4.00%5.00%6.00%7.00%8.00%9.00%10.00%051015202530354020162017201820192020抽水储能电化学储能其他储能电化学储能占比0%5%10%15%20%25%30%35%0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.02017201820192020抽水储能电化学储能其他储能国内新增电化学储能占全球新增比来源：CNESA，中泰证券研究所322021年起电化学储能迎来爆发式增长预计全球电化学储能2021年新增装机同增114%，2020-2025年复合增速为35.35%：据IHS预测，2021年全球新增电化学储能装机将首次超过10GW，同比增长114%，2025年累计电化学储能装机容量将达64.3GW，2020-2025年均复合增速为35.25%。国内电化学储能2021年上半年新增装机超10GW，同比增长超600%+：据CNESA在年初乐观预测，2021年国内新增电化学储能将达3.3GW。据央视财经报道，据不完全统计，2021年上半年国内新增新型储能装机超10GW，同比增长超600%+。装机水平远超预期。来源：IHS，中泰证券研究所图表：全球电化学储能累计装机量预测（GW）图表：2021年国内电化学储能装机超预期（GW）来源：CNESA，央视财经，中泰证券研究所01020304050607020202021E2025E024681012年初2021全年装机预期2021H1装机统计33电化学储能预计成为未来主流电化学储能预计成为未来主流：目前抽水储能装机规模占比在90%+，但存在地理位置限制、电站建设周期长、前期投资大等问题，与此对比，电化学储能具备地理位置限制小、建设周期短、成本持续下降等优势，预计成为未来主流。可再生能源发电存在分钟、小时、连续数天等不同时间尺度上的波动性或间歇性，因此存在容量型、功率型、能量型和备用型等不同储能类型，以满足不同应用场景的需求。来源：BNEF，中泰证券研究所图表：储能按技术分类图表：储能按放电时间和应用场景分类来源：储能应用分会，中泰证券研究所储能技术电储能热储能氢储能电化学储能机械储能锂离子电池铅蓄电池钠硫电池抽水蓄能压缩空气蓄能飞轮储能类型放电时间主要应用场景容量型≥4h削峰填谷场景、离网储能场景能量型1-2h调峰调频、紧急备用功率型≤30min储能辅助调频、平滑间歇性电源功率波动场景备用型≤15min电网突然断电或电压跌落时，作为不间断电源立即提供紧急电力34锂电池在电化学储能中应用最广锂电储能因使用寿命长、能量密度高等优点，在电化学储能中应用最广。来源：《FactSheet:EnergyStorage(2019)》（EESI）、中泰证券研究所图表：储能技术特征储能技术功率（MW）循环次数或寿命放电时长能量密度（Wh/l）效率技术成熟度抽水蓄能100-300030-60年4-12h0.2-270-85%成熟压缩空气10-100020-40年2-30h2-640-75%成熟熔融盐（储热）1-30030年小时级70-21080-90%趋近成熟锂电池0.1-1001000-10000次1min-8h200-40085-98%商业化铅酸蓄电池0.1-1006-40年1min-8h50-8080-90%商业化钠硫电池10-1002500-4400次1min-8h150-30070-90%商业化液流电池0.1-10012000-14000次小时级20-7060-85%商业化早期氢能0.01-10005-30年分钟级-星期级60025-45%商业化早期飞轮0.001-2020000-100000次秒级-小时级20-8070-95%商业化早期超导储能0.1-1100000次毫秒级-分钟级680-95%开发阶段超级电容0.01-110000-100000次毫秒级-分钟级10-2080-98%开发阶段35《指导意见》驱动电化学储能高速扩张五年电化学储能规模增长十倍。2021年7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，指出到2025年，实现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（2020年末装机规模为3GW）；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。来源：国家能源局、中泰证券研究所图表：储能保障性规模发展（GW）0510152025303520202025E36分时电价政策刺激用户侧储能增长拉大峰谷电价促用户侧储能发展。2021年7月26日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，其中指出合理确定峰谷电价价差，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，其他地区原则上不低于3:1。用户侧储能主要通过峰谷套利模式获取收益，拉大峰谷价差促用户侧储能发展。来源：北极星电力网、中泰证券研究所图表：2021年全国部分地区工商业峰谷电价及价差情况（元/KWh）地区不满1KV1-10KV峰值谷值价差值价差比峰值谷值价差指价差比北京1.40.31.14.91.40.281.15.0新疆0.70.20.53.9江苏1.10.30.83.71.070.290.83.7广东1.10.30.83.41.070.310.83.5青海0.60.20.43.30.610.190.43.2山东1.00.30.73.31.010.320.73.2浙江1.20.40.83.21.160.350.83.3云南0.70.30.53.00.720.240.53.0甘肃0.90.30.62.90.880.310.62.8河南0.940.320.62.9上海0.90.30.62.70.860.310.62.8安徽1.00.40.62.60.950.360.62.6河北0.90.30.52.50.840.330.52.5陕西0.80.30.52.50.740.30.42.5宁夏0.60.270.32.2天津0.70.40.31.70.660.390.31.7平均0.90.30.60.90.30.637峰谷价差在7毛时预计IRR可达10%据我们测算，目前储能电站度电成本在0.61元/KWh。当峰谷电价差在0.7元/KWh时，工商业峰谷套利IRR可达10%，具有较好经济性。来源：中泰证券研究所图表：不同峰谷价差下工商业IRR测算（横轴：元/KWh，纵轴：%）-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%0.600.700.800.901.00图表：工商业峰谷套利核心假设指标序号项目数值单位（1）电站设计功率250kW（2）备电小时数2h（3）采购价格1.55元/Wh（4）寿命年限15年（5）贷款比例70%（6）贷款利率5%（7）贷款年限15年（8）预计残值金额-元（9）循环次数5,500（10）年运行天数365天（11）日放电次数1次（12）可用深度90%（13）电池衰减最低值68%（14）电池衰减系数2%（15）系统效率90%来源：中泰证券研究所38鼓励配储政策拉动源网侧储能增长保障性规模外电站建设需强制配储将拉动源网侧储能增长。2021年8月10号，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，其中指出，为鼓励发电企业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。来源：《面向大规模新能源并网的电化学储能产业政策研究》、中泰证券研究所图表：促源网侧储能发展相关政策地区时间政策配储比例内容国家发改委、能源局2021年8月《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》15%+为鼓励发电企业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。青海2021年1月《支持储能产业发展的若干措施》10%新建新能源配臵储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上；新建、新投运水电站也需同步配臵新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2；对2021、2022年投产的‚新能源＋储能‛、"水电＋新能源+储能‛项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，补贴每千瓦时0.10元，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元宁夏2021年1月《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见（征求意见稿）》10%依托清洁能源聚集优势，推进储能产业发展，‚十四五‛期间，储能设施按照容量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臵湖北2020年6月《关于开展2020年评价风电和评价光伏发电项目竞争配置工作的通知》10%风储项目配备的储能容量不得低于风电项目容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产山西2020年6月《关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见》15%-20%建议新增光伏发电项目应统筹考虑具有一定用电负荷的全产业链项目，配备15%～20%的储能，落实消纳协议。建议2020年全省新增光伏开发建设规模80万kW，平价项目60万kW，在大同地区开发;竟价项目20万kW。2021年并网发电国网山东电力2020年6月《关于2020年拟新建光伏发电项目的消纳意见》20%2020年山东参与竞价的光伏电站项目规模97.6万kW，共19个项目。该文件明确，根据申报项目承诺，储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2h，可以与项目本体同步分期建设国网湖南电力2020年3月《关于做好储能项目站址初选工作的通知》20%湖南28家企业承诺新能源发电项目配套储能，总规模达388.6MW/777.2MWh39锂电储能产业链总览锂电储能系统：主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。来源：派能科技招股说明书、中泰证券研究所图表：锂电储能产业链上游：原材料中游：储能系统下游：应用端原材料电池部件储能电池储能系统集成电站电解液正极材料锂电池电池组电池管理系统能量管理系统发电侧电网侧储能变流器壳体隔膜用电侧负极材料三元材料磷酸铁锂锰酸锂碳材料石墨材料钛酸锂40储能系统成本有望快速下降电池组成本的快速下降将拉动储能系统成本下降：在锂电储能项目全生命周期成本中，投资成本占比约为69%。细拆投资成本：电池组成本占比最高，达55%，BOS和EPC成本占比次之，分别为12%/10%，PCS占比3%。据BNEF统计，2020年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的均价在299美元/千瓦时，预计2030年该系统均价下降至167美元/千瓦时，年复合降幅达6%。其中，BNEF预计电池组价格从2020年的165美元/千瓦时降至2030年的69美元/千瓦时，年复合降幅达8%。来源：《用户侧综合能源系统中能源储能优化配置模型研究》、中泰证券研究所图表：锂电储能项目全生命周期成本拆分69%7%17%7%投资成本辅助设备成本运维成本置换成本报废处理成本图表：锂电储能系统投资成本拆分（美元/千瓦时）050100150200250300350201920202021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E开发费用开发商利润EPCSIM变压器EMSPCSBOS电池来源：BNEF、中泰证券研究所41预计2023年光储电站将具备显著经济性目前光储电站IRR为6.3%：2021年因供应链错配等因素，光伏系统成本骤升，采取2020年光伏电站中标均价3.4元/W进行测算。目前储能系统成本约为1.55元/Wh，按照20%储能配置比例+2h配置时长进行测算，仅考虑储能电站对弃光率的改善，不考虑其他辅助性收益时，当前光储电站IRR为6.0%，低于发电集团8%的收益率要求。2023年可实现光储经济性：按照历史降幅推算及光伏行业协会预测，预计2023年光伏系统成本可达3.0元/W，储能系统成本至少可达1.25元/Wh，2023年可光储电站实现8%收益率要求。来源：中泰证券研究所图表：光储电站IRR测算（单位：%，元/W，元/Wh）储能系统成本光伏系统成本11.151.251.351.451.551.651.751.851.816.7%16.0%15.6%15.2%14.8%14.4%14.0%13.7%13.3%2.213.1%12.7%12.3%12.0%11.7%11.4%11.2%10.9%10.6%2.610.6%10.2%9.9%9.7%9.5%9.2%9.0%8.8%8.5%3.08.6%8.3%8.1%7.9%7.7%7.5%7.3%7.1%6.9%3.47.0%6.7%6.6%6.4%6.2%6.0%5.9%5.7%5.6%3.85.7%5.5%5.3%5.2%5.0%4.9%4.7%4.6%4.4%4.24.6%4.4%4.2%4.1%4.0%3.8%3.7%3.6%3.5%4.63.6%3.4%3.3%3.2%3.1%3.0%2.8%2.7%2.6%5.02.8%2.6%2.5%2.4%2.3%2.2%2.1%2.0%1.9%42发电侧储能需求测算-中国资料来源：BNEF,中泰研究所测算（国内风电装机预计采用风电行业专题《经济性驱动高景气，零部件再迎高增长》，国内集中式光伏装机预计采用《2021新能源发电策略报告：总量增速换挡下“供需失衡”和“一超多强”》）图表：中国发电侧储能新增装机规模预测发电侧需要储能平稳波动。在双碳目标压力下，下游风光发电装机将维持高增。我们预计2025/2030年国内集中式风光新增装机达155/285GW。由于风光发电具有不稳定性、波动性，需要储能平稳。随着电力市场的逐渐完善，发电侧储能渗透率也逐步提高，我们预计2025/2030年国内储能渗透率达62%/87%。2025年国内发电侧储能新增装机达28GW/70GWh，2030年国内发电侧储能新增装机可达106GW/319GWh。20202021202220232024202520262027202820292030发电侧储能国内风电新增装机（GW）4951566270798795105115127国内集中式光伏新增装机（GW）33445257667689103119137158国内风光合计新增装机（GW）8295108119136155175198224252285渗透率9%21%33%45%57%62%67%72%77%82%87%储能功率配比13%15%17%19%21%23%25%27%29%31%33%存量未配储装机（GW）45254464575286999811381290145216261810渗透率1.0%1.4%1.8%2.2%2.6%2.9%3.2%3.5%3.8%4.1%储能功率配比15%17%19%21%23%25%27%29%31%33%发电侧储能新增装机（GW）14813202838506583106配比时长（小时）2.02.22.22.32.32.52.62.72.82.93.0发电侧储能新增装机（GWh）28172947709813418124131943发电侧储能需求测算-全球资料来源：BNEF,中泰研究所测算（全球风电装机预计采用风电行业专题《经济性驱动高景气，零部件再迎高增长》，全球集中式光伏装机预计采用《2021新能源发电策略报告：总量增速换挡下“供需失衡”和“一超多强”》）图表：全球发电侧储能新增装机规模预测发电侧需要储能平稳波动。预计2025/2030年全球集中式风光新增装机达390/746GW，全球储能渗透率达56%/81%。2025年全球发电侧储能新增装机达71GW/178GWh，2030年全球发电侧储能新增装机可达271GW/812GWh。20202021202220232024202520262027202820292030发电侧储能全球风电新增装机（GW）9398104117124143157173190209230全球集中式光伏新增装机（GW）91123152183213247287333386447516全球风光合计新增装机（GW）184221256300337390444506576656746渗透率6%16%26%36%46%56%61%66%71%76%81%储能功率配比16%18%20%22%24%26%28%30%32%34%36%存量未配储装机（GW）12421456169619682261258429383325374441984684渗透率1.0%1.3%1.6%1.9%2.2%2.4%2.6%2.8%3.0%3.2%储能功率配比18%20%22%24%26%28%30%32%34%36%发电侧储能新增装机（GW）291830477195126164212271配比时长（小时）2.02.22.22.32.32.52.62.72.82.93.0发电侧储能新增装机（GWh）320397010917824833945961481244电网侧储能需求测算-中国资料来源：BP，CESA，中泰研究所测算图表：中国电网侧储能新增装机规模预测电网侧需要储能提供电力系统的灵活性。我们从调峰调频辅助市场的角度测算电网侧储能需求。预计随风光发电占比提高，为提高电力系统的灵活性，电网侧储能规模也会逐步提高。预计2025/2030年国内电网侧储能新增装机需求达5/21GWh。20202021202220232024202520262027202820292030电网侧储能年全社会用电量（TWh）777980908414875091009464984310237106461107211515日全社会用电量（TWh）2122232425262728293032调峰占比0.2%0.3%0.4%0.5%0.6%0.7%0.8%0.9%1.0%1.1%1.2%调峰需求（GWh）42.6366.5092.21119.87149.60181.51215.74252.41291.68333.68378.57储能渗透率1.70%2.7%3.7%4.7%5.7%6.7%7.7%8.7%9.7%10.7%11.7%储能调峰累计装机需求（GWh）0.72369121722283644储能调峰新增装机需求（GWh）1223445679日最大负荷（GW）107612911549185922312901377149026373828410770调频需求占比3.1%3.2%3.3%3.4%3.5%3.6%3.7%3.8%3.9%4.0%4.1%储能渗透率1.5%2.5%3.5%4.5%5.5%6.5%7.5%8.5%9.5%10.5%11.5%储能调频累计装机需求（GW）1123471016243551储能调频新增装机需求（GW）0.50.81.11.52.53.75.47.811.216.0配比时长0.50.50.50.50.50.80.80.80.80.8储能调频新增装机需求（GWh）0.30.40.50.71.22.94.36.28.912.8电网侧储能新增装机需求（GWh）1234571013162145电网侧储能需求测算-全球资料来源：BP，中泰研究所测算图表：全球电网侧储能新增装机规模预测电网侧需要储能提供电力系统的灵活性。预计2025/2030年全球电网侧储能新增装机需求达16/70GWh。20202021202220232024202520262027202820292030电网侧储能年全球全社会用电量（TWh）2682327628284572931030190310953202832989339793499836048日全球全社会用电量（TWh）7376788083858890939699调峰占比0.2%0.3%0.4%0.5%0.6%0.7%0.8%0.9%1.0%1.1%1.2%调峰需求（GWh）146.98227.08311.86401.51496.27596.35701.99813.43930.931054.741185.15储能渗透率1.70%2.7%3.7%4.7%5.7%6.7%7.7%8.7%9.7%10.7%11.7%储能调峰累计装机需求（GWh）2.5612192840547190113139储能调峰新增装机需求（GWh）4579121417202326日最大负荷（GW）37664519542365087809101521319817157223042899537693调频需求占比3.0%3.1%3.2%3.3%3.4%3.5%3.6%3.7%3.8%3.9%4.0%储能渗透率1.5%2.5%3.5%4.5%5.5%6.5%7.5%8.5%9.5%10.5%11.5%储能调频累计装机需求（GW）246101523365481119173储能调频新增装机需求（GW）1.82.63.64.98.512.518.326.638.254.7配比时长0.50.50.50.50.50.80.80.80.80.8储能调频新增装机需求（GWh）0.91.31.82.54.210.014.721.230.643.7电网侧储能新增装机需求（GWh）5791216243141537046用户侧储能需求测算-中国资料来源：BNEF，中泰研究所测算图表：国内用户侧储能新增装机规模预测用户侧储能可强化电力系统灵活性，并可通过峰谷套利给用户额外收益。预计随峰谷套利商业模式细节化完善化，储能装机配比会逐渐提高。预计2025/2030年国内分布式光伏新增装机可达53/164GW，储能渗透率为53%/88%。2025年国内用户侧储能新增装机规模为9GW/23GWh，2030年国内用户侧储能新增装机规模为68GW/205GWh。20202021202220232024202520262027202820292030用户侧储能国内分布式光伏新增装机（GW）1621283342536784105132164渗透率3%13%23%33%43%53%60%67%74%81%88%储能功率配比13%15%17%19%21%23%25%27%29%31%33%国内分布式光伏累计装机（GW)7899126157194239293358434522624渗透率0.1%1.5%3.0%4.0%5.0%6.0%7.0%8.0%9.0%10.0%储能功率配比15%17%19%21%23%25%27%29%31%33%用户侧储能新增装机（GW）0013591422334868配比时长（小时）2.02.22.22.32.32.52.62.72.82.93.0用户侧储能新增装机（GWh）0.1137132338599213820547用户侧储能需求测算-全球资料来源：BNEF，中泰研究所测算图表：全球用户侧储能新增装机规模预测用户侧储能可强化电力系统灵活性，并可通过峰谷套利给用户额外收益。预计2025/2030年全球分布式光伏新增装机可达152/477GW，储能渗透率为72%/97%。2025年全球用户侧储能新增装机规模为41GW/102GWh，2030年全球用户侧储能新增装机规模为240GW/719GWh。20202021202220232024202520262027202820292030用户侧储能全球分布式光伏新增装机（GW）36537294120152192241303381477渗透率32%40%48%56%64%72%77%82%87%92%97%储能功率配比16%18%20%22%24%26%28%30%32%34%36%全球分布式光伏累计装机（GW)236285349429526642780943113513581615渗透率1.5%3.0%4.5%6.0%7.5%8.5%9.5%10.5%11.5%12.5%储能功率配比18%20%22%24%26%28%30%32%34%36%用户侧储能新增装机（GW）1.87591626416086123172240配比时长（小时）2.02.22.22.32.32.52.62.72.82.93.0用户侧储能新增装机（GWh）41020376010215623334450071948电化学储能万亿市场逐步开启资料来源：中泰研究所测算图表：电化学储能新增市场空间2030年全球电化学储能市场规模或达万亿。预计2025/2030年全国电化学储能成本将降至1.1元/Wh、0.9元/Wh，2025/2030全国电化学储能新增市场达1080/4908亿元。全球电化学储能成本将略高于国内，预计2025/2030全球电化学储能新增市场达3560/16004亿元。2021202220232024202520262027202820292030中国发电侧储能新增装机（GWh）81729477098134181241319电网侧储能新增装机需求（GWh）12345710131621用户侧储能新增装机（GWh）1371323385992138205储能总新增装机（GWh）1122396398143203285396545电化学储能成本（元/Wh）1.41.31.21.21.11.11.01.01.00.9总规模（亿元）149283467752108015702029285039614908全球发电侧储能新增装机（GWh）203970109178248339459614812电网侧储能新增装机需求（GWh）57912162431415370用户侧储能新增装机（GWh）10203760102156233344500719储能总新增装机（GWh）346511618129742860484411671600电化学储能成本（元/Wh）1.51.41.31.31.21.21.11.11.11.0总规模（亿元）512912150623473560513366449280128371600449储能应用端投资主线资料来源：中泰证券研究所用户/发电/电网侧储能发电/电网侧储能渠道依赖，海外户用市场率先放量传统光伏/电动车/电网龙头提前布局海外户用市场阳光电源、宁德时代、国电南瑞等派能科技、锦浪科技、固德威、德业股份等大型化绑定下游大客户（宁德时代）永福股份、科士达、星云股份、易事特等应用端宁德时代及具备电网或地方资源的建设运营商图表：储能应用端投资主线储能行业重度依赖渠道。比较现有储能企业，主要有三种渠道获取方式：1）传统光伏/电动车/电网龙头转而布局储能产品；2）提前布局海外户用市场；3）绑定下游大客户；发电侧/电网侧储能呈大型化趋势。50储能产业链投资主线图表：储能产业链投资主线资料来源：中泰证券研究所51CONTENTS目录CCONTENTS专业｜领先｜深度｜诚信中泰证券研究所4投资建议52投资建议新型电力系统：1）为构建以新能源为主体的新型电力系统，需解决发电侧及负荷侧双重波动性、系统可靠性下降、调峰调频调压能力不足、配网灵活性不足等问题，预计电网将在数字化、灵活性、主动性、感知能力等多环节加大投入。2）我们预计十四五电网投资持续稳健扩张，同时投资结构显著优化，储能、大数字化&信息化、配网升级改造、智能运维、电力电子、分布式微网、新能源预测等环节投资力度有望强化。3）投资建议：新型电力系统战略方向清晰、投资主体明确，为电网高确定性的长期建设任务，传统设备技术及形态升级创新有望加速，产业链龙头公司及细分环节技术领导者将充分受益。推荐国电南瑞、思源电气，建议关注四方股份、智洋创新、宏力达、安靠智电等。储能：1）储能在发电侧、电网侧、用户侧发挥削峰填谷、平滑出力波动性、调峰调频、改善电能质量等作用，为新型电力系统的刚需配套环节，考虑到电化学储能地理位置限制小、建设周期短、成本持续下降等优势，在多重政策驱动下将迎来爆发式增长。2）我们测算2025年全球电化学储能的发电侧、电网侧、用户侧需求规模在178/16/102GWh，2030年全球电化学储能的发电侧、电网侧、用户侧需求规模在812/70/719GWh，对应2025/2030年市场空间为3560/16004亿元。3）投资建议：新型储能未来5年增长近10倍，快速发展，重点推荐以锂电储能为主的产业链，包括锂电池、逆变器、光伏制氢等，推荐宁德时代、阳光电源、科士达，建议关注固德威、锦浪科技、派能科技、南都电源等。53投资建议资料来源：wind，中泰证券研究所（除国电南瑞、思源电气、安靠智电、宁德时代之外的公司均采用WIND一致预测）图表：相关标的估值总览（股价取自2021年8月30日收盘价）版块证券代码名称总市值2020年归母净利2021E2022E2023E归母净利PE归母净利PE归母净利PE电网600406.SH国电南瑞1,81448.5261.6329.4373.7924.5886.7320.92002028.SZ思源电气2579.3313.4519.0916.2815.7819.7613.00601126.SH四方股份1103.444.7123.436.6216.678.5012.98000400.SZ许继电气1897.168.7721.5910.2218.5212.1215.61688191.SH智洋创新350.921.3027.231.8219.452.5114.10688611.SH杭州柯林341.061.3824.281.9517.192.6412.69600131.SH国网信通1616.076.4325.107.9020.439.5616.88688330.SH宏力达983.184.1323.625.3118.356.9713.99300617.SZ安靠智电911.322.3738.273.5425.634.9318.40300360.SZ炬华科技522.933.7913.714.6111.275.459.53平均值24.5718.7914.81中位数23.9518.4414.05储能300750.SZ宁德时代1176755.8396.52121.92137.0085.89202.3658.15300274.SZ阳光电源236619.5428.6882.4838.7861.0048.3548.92688390.SH固德威3812.604.3886.816.6257.458.7343.61688063.SH派能科技3782.745.0275.228.1646.3211.9531.61300763.SZ锦浪科技7123.185.77123.378.7681.2812.4957.01300693.SZ盛弘股份861.061.5555.282.2438.253.1727.03605117.SH德业股份3953.825.1976.108.1548.4111.4234.55002518.SZ科士达1963.034.0348.545.0638.686.3330.92300648.SZ星云股份1040.571.2881.372.4343.013.3331.33601222.SH林洋能源1989.9712.5915.7316.1212.2921.199.34300376.SZ易事特3164.545.3259.366.7746.648.4937.19300712.SZ永福股份1030.511.0597.951.8854.442.9235.15平均值77.0151.1437.07中位数78.7447.5334.8554CONTENTS目录CCONTENTS专业｜领先｜深度｜诚信中泰证券研究所5风险提示55风险提示电网投资不及预期：电网投资规模直接影响新型电力系统相关重点项目落地及进度，过去三年电网投资有所波动，未来如果电网投资出现下滑，核心设备招标金额可能出现调整，从而影响电网企业订单与业绩。需求测算受政策性不确定性影响的风险：新型电力系统的发展会受国家政策、行业发展政策的影响，相关政策的调整变动将会对行业的发展态势产生影响，如果政策出现超预期波动，需求测算存在不及预期的风险；新能源装机不及预期：存在因宏观、行业产业链等因素影响，新能源装机不及预期的情况，致使双碳目标进度不及预期，最终使得新型电力系统发展不及预期；技术路线变革的风险：新能源行业存在一定的新技术应用带来的颠覆风险，但根据历史研究经验以及目前新技术推进情况，该风险爆发可能性较低，需继续观察。研究报告使用的公开资料可能存在信息滞后或更新不及时的风险。行业测算数据偏差。报告内涉及的行业测算均基于了一定前提假设条件，存在实际达不到，不及预期风险。56重要声明中泰证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证券监督管理委员会许可的证券投资咨询业务资格。。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响。但本公司及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，可能会随时调整。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。本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用，不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议，本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。市场有风险，投资需谨慎。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。投资者应注意，在法律允许的情况下，本公司及其本公司的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本公司及其本公司的关联机构或个人可能在本报告公开发布之前已经使用或了解其中的信息。本报告版权归“中泰证券研究所股份有限公司”所有。未经事先本公司书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。如引用、刊发，需注明出处为“中泰证券研究所”，且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。