（報告出品方/作者：川財證券，黃博、張?zhí)扉?/p>

報告綜述

鋰離子電池占據(jù)電化學儲能主導地位，應用場景豐富

儲能即能量的存儲。根據(jù)能量存儲形式的不同，廣義儲能包括電儲能、熱儲能和氫 儲能三類。抽水蓄能是目前裝機量最高的儲能路線，占全球儲能累計裝機規(guī)模的 90%以上。2019 年，全球電化學儲能累計裝機規(guī)模為 8.22GW，占比 4.5%，比去年 同期增長 0.9 個百分點。在電化學儲能領(lǐng)域，鋰離子電池占據(jù)電化學儲能最大比 重，2019 年，全球鋰離子電池占電化學儲能裝機 87.3%。未來，下游可再生能源并 網(wǎng)、電動車以及 5G 基站等應用場景將為鋰離子電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展貢獻較大增量。

風電、光伏消納、新能源車迅速滲透、5G 基站放量，孕育萬億級廣義儲能市

場

我們對 2020-2025 年間可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站備用電源三大儲能應 用場景下的儲能新增裝機需求進行了測算。預計 2020-2025 年，全球新增鋰電儲能 裝機容量合計 1622GWh，2025 年全球新增鋰電儲能裝機容量 648GWh；國內(nèi)新增鋰 電儲能裝機容量合計 858GWh，2025 年國內(nèi)新增鋰電儲能裝機容量 270GWh?？春昧?酸鐵鋰電池在可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站三類應用場景中的發(fā)展前景， 我們認為，未來磷酸鐵鋰電池路線在三類應用場景下都將占據(jù)主導。據(jù)測算，2020- 2025 年，全球磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)新增市場空間分別為 478、774、1135、1796、2783、 4343 億元，合計 1.1 萬億元，萬億級儲能市場正在孕育。

多地出臺文件支持新能源加配儲能，青海出臺全國首個儲能補貼政策

平滑新能源出力波動、減少棄風棄光率催生發(fā)電側(cè)消納需求，2020 年，中央、地 方陸續(xù)出臺“新能源配套儲能”政策支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2021 年 1 月 18 日，青 海省下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，為全國首個 針對“可再生能源+儲能”項目補貼方案。我們以青海省為例，對光伏電站加裝儲 能項目的成本進行測算，并評價其經(jīng)濟性。在儲能時長 2 小時，儲能配置比例 10%、 15%、20%情況下，配置儲能新增度電成本 0.05、0.07、0.1 元/kWh。根據(jù)目前降 本趨勢，預計 2020 年底光伏度電成本為 0.36 元/度，已接近全國脫硫燃煤平均 電價 0.3624 元/度。光伏已初步步入平價拐點，儲能補貼政策可以在一定程度緩 解由加裝儲能帶來的新能源裝機壓力。我們認為，伴隨著電池產(chǎn)業(yè)降本增效的推 進和光伏系統(tǒng)成本的下降，儲能經(jīng)濟性將進一步提高，逐步可實現(xiàn)不依賴補貼的 商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展。

一、儲能行業(yè)概況及下游應用領(lǐng)域

1.儲能的分類

儲能即能量的存儲。根據(jù)能量存儲形式的不同，廣義儲能包括電儲能、熱儲 能和氫儲能三類。電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又分為 電化學儲能和機械儲能兩種技術(shù)類型。其中，電化學儲能是指各種二次電池 儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機械儲能主要包括抽 水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。

電化學儲能是當前應用范圍最廣、發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮碾娏δ芗夹g(shù)。相比抽水 蓄能，電化學儲能受地理條件影響較小，建設周期短，可靈活運用于電力系 統(tǒng)各環(huán)節(jié)及其他各類場景中。同時，隨著成本持續(xù)下降、商業(yè)化應用日益成 熟，電化學儲能技術(shù)優(yōu)勢愈發(fā)明顯，逐漸成為儲能新增裝機的主流。未來隨 著鋰電池產(chǎn)業(yè)規(guī)模效應進一步顯現(xiàn)，成本仍有較大下降空間，發(fā)展前景廣 闊。

2.全球儲能以抽水蓄能為主，電化學儲能前景廣闊

抽水蓄能是當前最為成熟的電力儲能技術(shù)，主要領(lǐng)用領(lǐng)域包括電力系統(tǒng)削峰 填谷、調(diào)頻調(diào)相和緊急事故備用等。抽水蓄能也是目前裝機量最大的技術(shù)，占全球儲能累計裝機規(guī)模的 90%以上。抽水蓄能存在受地理資源條件的限 制，能量密度較低，總投資較高等問題。

電化學儲能占比逐年提升。電化學儲能是當前應用范圍最廣、發(fā)展?jié)摿ψ畲蟮碾娏δ芗夹g(shù)。相比抽水蓄能，電化學儲能受地理條件影響較小，建設周期短，可靈活運用于電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)及其他各類場景中。同時，隨著成本持續(xù)下降、商業(yè)化應用日益成熟，逐漸成為儲能新增裝機的主流。

根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA），截至 2019 年底，全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模 183.1GW，同比增長 1.2%。其中抽水蓄能累計裝機占比最 大，為 93.4%，比去年同期下降 0.9 個百分點。電化學儲能累計裝機規(guī)模為 8.22GW，占比 4.5%，比去年同期增長 0.9 個百分點。

在電化學儲能領(lǐng)域，鋰離子電池占據(jù)全球新增投運總規(guī)模的最大比重，2019 年，全球鋰離子電池累計裝機占電化學儲能 87.3%，居主導地位。

截止至 2019 年底，我國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模 32.3GW，占全球 18%， 同比增長 3.2%。其中抽水蓄能累計裝機占比最大，為 93.7%，比去年同期下 降 2.1 個百分點。

截至 2019 年底，我國電化學儲能累計裝機規(guī)模為 1.59GW，占比 4.9%，比去 年同期增長 1.5 個百分點。鋰離子電池儲能裝機規(guī)模 1.27GW，在電化學儲能 中占比 79.7%，其次是鉛蓄電池，占比 18.60%。

總體來看，我國電化學儲能裝機規(guī)模尚小，這與所處的發(fā)展階段相關(guān)。我國 電化學儲能市場大致可分為四個發(fā)展階段：一是技術(shù)驗證階段（2000-2010 年），主要是開展基礎研發(fā)和技術(shù)驗證示范；二是示范應用階段（2011-2015年），通過示范項目開展，儲能技術(shù)性能快速提升、應用模式不斷清晰，應 用價值被廣泛認可；三是商業(yè)化初期（2016-2020 年），隨著政策支持力度 加大、市場機制逐漸理順、多領(lǐng)域融合滲透，儲能裝機規(guī)模快速增加、商業(yè) 模式逐漸建立；四是產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展階段（2021-2025 年），儲能項目廣泛 應用、技術(shù)水平快速提升、標準體系日趨完善，形成較為完整的產(chǎn)業(yè)體系和 一批有國際競爭力的市場主體，儲能成為能源領(lǐng)域經(jīng)濟新增長點。

3.鋰離子電池占據(jù)電化學儲能主導地位，應用場景豐富

鋰離子電池占據(jù)我國乃至全球電化學儲能總規(guī)模的最大比重，發(fā)展可期。未 來，下游可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站等將為鋰離子電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展貢 獻較大增量。

鋰離子電池按照應用領(lǐng)域分類可分為消費、動力和儲能電池。消費電池涵蓋 消費與工業(yè)領(lǐng)域，包括智能表計、智能安防、智能交通、物聯(lián)網(wǎng)、智能穿 戴、電動工具等，是支持萬物互聯(lián)的關(guān)鍵能源部件之一。動力電池主要應用 于動力領(lǐng)域，服務的市場包括新能源汽車、電動叉車等工程器械、電動船舶 等領(lǐng)域，儲能電池涵蓋通訊儲能、電力儲能、分布式能源系統(tǒng)等，是支持能 源互聯(lián)網(wǎng)的重要能源系統(tǒng)。

二、儲能應用場景分析及成長空間測算

1.儲能在電力系統(tǒng)中的應用：新能源消納是儲能爆發(fā)風口

從整個電力系統(tǒng)的角度看，儲能的應用場景可分為發(fā)電側(cè)儲能、輸配電側(cè)儲能和用電側(cè)儲能三大場景。其中，發(fā)電側(cè)對儲能的需求場景類型較多，包括 電力調(diào)峰、輔助動態(tài)運行、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；輸配電側(cè)儲能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等；用電側(cè)儲能主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。

2020 年可再生能源裝機量高增，新能源消納問題亟待解決，儲能蓄勢待發(fā)。

新能源發(fā)電具有間歇性和不穩(wěn)定性的特點，隨著新能源裝機容量的不斷提 高，由此引發(fā)的消納問題日益凸顯，儲能在其中占據(jù)至關(guān)重要的地位。“十 三五”期間，消納問題是制約新能源產(chǎn)業(yè)大規(guī)模發(fā)展的瓶頸，新能源消納需 要協(xié)同電力系統(tǒng)各方綜合解決，目前我國新能源已初步進入無需依賴政府補 貼的市場化發(fā)展階段，行業(yè)具備成長動力和空間，新能源裝機的大幅提升給 電力系統(tǒng)管理提出了新的要求。

我們對 2020-2025 年，風、光并網(wǎng)儲能裝機需求進行測算，首先，我們測算 2020-2025 年全國風電、光伏裝機規(guī)模。

假設：

（1）2030 年，非化石能源占一次能源消費比重為 25%。

（2）2014-2019 年，我國一次能源消費總量年均復合增長率為 2.6%，假設 2019-2030 年我國一次能源消費總量年均復合增長率為 1.5%。

（3）2030 年各類電源利用小時數(shù)與 2019 年一致。

（4）1 萬噸標煤約等于發(fā)電量 0.32 億千瓦時。

（5）當前我國水電開發(fā)已進入中后期，假設水電裝機容量復合增速為 1%；

核電 2020 年重啟審批，假設裝機容量復合增速為 2%。

（6）2030 年，風電、光伏發(fā)電量一致。

據(jù)測算，截至 2030 年底，風電累計裝機規(guī)模將達到 639GW，光伏累計裝機規(guī) 模 1137GW，CAGR 分別為 11%、17%。接下來，對 2020-2025 年間新能源并網(wǎng)儲能需求進行測算。

假設：

（1）根據(jù)各地出臺的新能源配置儲能相關(guān)政策，儲能配置比例在 5-20%之 間，我們假設 2020 年新增儲能裝機規(guī)模配置比例為 10%，配置比例每年上升 2 個百分點。

（2）儲能時長為 2 小時。

（3）根據(jù)前表測算的 2030 年風電、光伏累計裝機規(guī)模，計算 2020-2030 年間裝機年均復合增長率 CAGR 分別為 11%、17%，假設每年全國風電、光伏裝 機以此增速增長。

據(jù)測算，2020-2025 年，全國可再生能源并網(wǎng)帶來新增儲能裝機需求合計 155GWh，年度新增裝機分別為 11、16、21、27、35、45GWh。

我們對 2020-2025 年海外新能源并網(wǎng)儲能裝機容量進行測算。2019 年，海外 風電累計裝機容量 415GW，海外光伏累計裝機容量 438GW。假設 2020-2025 年，海外風電、光伏裝機增速均為 15%；2020 年儲能配備比例為 2%，以后每 年增長 1 個百分點，儲能時長為 2 小時。

據(jù)測算，2020-2025 年海外風電、光伏并網(wǎng)新增儲能裝機容量合計 120GWh， 年度新增裝機分別為 5、9、15、21、30、40GWh。

2.儲能在通信領(lǐng)域的應用：5G 基站建設帶來大量備用電源需求

國家加速 5G 建設，通信基站對備電電池需求量激增。工信部數(shù)據(jù)顯示，截至 2020 年底，我國已建設超 70 萬個 5G 基站，2020 年我國新建 5G 基站達到 58 萬個，我國 5G 終端連接數(shù)已超 1.8 億。同時，2021 年全國工業(yè)和信息化工 作會議和三大運營商 2021 年工作會議在北京召開，2021 年我國將新建 5G 基 站 60 萬個以上，相比 2020 年繼續(xù)提速。

根據(jù)智研咨詢，2021-2025 年，我國新增 5G 基站數(shù)量分別為 80、110、85、 60、45 萬個。5G 單站功耗是 4G 單站的 2.5-3.5 倍，目前 5G 單站滿載功耗約 為 3700W，備電時長多為 4 小時。據(jù)測算，2020-2025 年，全國 5G 基站備用 電源帶來儲能需求 8.58、11.84、16.28、12.58、8.88、6.66GWh，合計 64.82GWh。

對海外 5G 基站儲能需求進行測算，2020 年海外 5G 基站累計約 30 萬個，假 設 2021-2025 年，海外 5G 基站建設增速與我國保持一致，單站滿載功耗約為 3700W，備電時長 4 小時。據(jù)測算，2020-2025 年，海外 5G 基站備用電源帶 來儲能需求 3.7、5.07、6.98、5.39、3.81、2.85GWh，合計 27.8GWh。

3.新能源車滲透率提升，動力電池迎放量

我們對 2020-2025 年國內(nèi)以及海外新能源車磷酸鐵鋰電池需求進行測算。

國內(nèi)新能源乘用車 2020 年產(chǎn)量為 124.6 萬輛，按照工信部 2025 年規(guī)劃，達 到約 600 萬輛，對應 CAGR 為 37%，2030 年預估市占率達到 50%，約為 1300 萬輛。截至 2019 年，國內(nèi)新能源乘用車中鐵鋰占比僅為 5%，預計到 2030 年，搭載鐵鋰的新能源汽車占比將提升至 60%。新能源乘用車目前滲透率較 低，且搭載磷酸鐵鋰的滲透率更低，隨著滲透率的不斷提升，預計 2025 年鐵 鋰需求將達到約 170GWh，是 2019 年的近 95 倍。

國內(nèi)新能源客車市場，全國公交車總體 70 萬輛左右，更新周期 8 年，平均 9 萬輛/年，增量有限；單車帶電量 200kWh，鐵鋰占持續(xù)在 95%以上，未來燃料 電池會有一定份額。新能源專用車市場：包括卡車、市政用車等，輕卡和中卡 市場空間大概 20 萬輛/年，市政車輛空間較小，因此我們預計產(chǎn)量在 2025 年穩(wěn)定在 25 萬輛左右，磷酸鐵鋰占比 95%。2019 年全國搭載鐵鋰的新能源客車 與專用車占比分別達到 85%和 60%，未來增長空間較小。

海外新能源汽車市場首次引入磷酸鐵鋰電池，市場空間巨大。歐洲受到碳排放 新政影響，各大車企均開啟轉(zhuǎn)型之路，按照規(guī)劃，2025 年新能源車占據(jù)總銷量 的 20-25%，保守預期在 20%，則 2025 年新能源乘用車產(chǎn)量將達到 1200 萬輛， CAGR 為 49%。2030 年均接近發(fā)達國家燃油禁售令的期限，因此保守預測新能 源車市占率到 50%。2020 年 10 月，7000 輛搭載磷酸鐵鋰的國產(chǎn) Model 3 出口 歐洲，預計會逐漸打開歐洲市場，磷酸鐵鋰在海外的市占率逐漸提升。磷酸鐵 鋰憑借高安全性和低廉的成本有望搶占海外 550km 以下的續(xù)航里程的車型，預 計最終市占率將達到 60%。

4.下游應用場景儲能需求高增，孕育萬億級市場

對上述三類應用場景下的鋰電儲能裝機需求進行匯總，我們預計 2020-2025 年全球新增鋰電儲能裝機容量合計達 1622GWh，2025 年全球新增鋰電儲能裝 機容量 648GWh。2020-2025 年我國全國新增鋰電儲能裝機容量合計達 858GWh，2025 年全國新增鋰電儲能裝機容量 270GWh。

我們看好磷酸鐵鋰電池在可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站三類應用場景中的發(fā)展前景，我們認為，未來三類儲能應用場景下，磷酸鐵鋰電池都將占據(jù)主導。與三元路線相比，磷酸鐵鋰在使用壽命、安全性、快速充放、成本 等方面具備明顯優(yōu)勢，更適用于儲能市場。在目前較為成熟的儲能應用中， 磷酸鐵鋰電池分布式儲能電源，早已被廣泛運用到通信基站、用戶側(cè)削峰填 谷、離網(wǎng)電站、微電網(wǎng)、軌道交通、UPS 甚至家庭儲能等多個場景。

在動力電池領(lǐng)域，伴隨新能源汽車補貼持續(xù)退坡，以及動力電池新技術(shù)的加 持，磷酸鐵鋰電池的成本優(yōu)勢逐漸顯現(xiàn)，能量密度問題也逐步改善，我們認 為，未來動力電池也將逐步向磷酸鐵鋰電池轉(zhuǎn)向。

接下來，我們對可再生能源并網(wǎng)、電動車以及 5G 基站三類應用場景下，全球磷酸鐵鋰電池儲能市場空間進行測算。

假設：

（1）新能源并網(wǎng)儲能情境下：2019 年我國電力系統(tǒng)儲能鋰電池出貨量中磷 酸鐵鋰電池占比達 95.5%，我們設定國內(nèi)新能源并網(wǎng)儲能 100%采用磷酸鐵鋰 路線；海外市場方面。2019 年全球家用儲能產(chǎn)品出貨量中磷酸鐵鋰電池占比 41%，較 2018 年提高約 7 個百分點；鎳鈷錳三元鋰電池占比 55%（主要來自 特斯拉和 LG 化學等），其他鋰電池占比 4%。假設 2020 年海外市場新能源并 網(wǎng)儲能中，磷酸鐵鋰電池占比 50%，每年以 10 個百分點遞增。

（2）5G 基站備用電源應用場景下：設定國內(nèi) 100%采用磷酸鐵鋰路線；設定 2020 年海外市場 5G 基站備用電源儲能中，磷酸鐵鋰電池占比 50%，每年以 10 個百分點遞增。

（3）動力電池方面，上述新能源車儲能測算過程已專門針對磷酸鐵鋰動力電 池需求進行測算，無需再做區(qū)分。

（4）三類應用場景下，2020-2025 年磷酸鐵鋰電芯單價分別為 0.6、0.55、 0.5、0.48、0.46、0.44 元/wh。磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)方面，新能源并網(wǎng)儲能按 照電芯占系統(tǒng)成本 60%來計算儲能系統(tǒng)成本；5G 基站對管理系統(tǒng)要求不高， 系統(tǒng)成本在電芯成本的基礎上增加 0.1 元/wh；動力電池系統(tǒng)成本在電芯成本 的基礎上增加 0.2 元/wh。根據(jù)各應用場景當年新增儲能裝機占比，計算加權(quán) 平均的儲能系統(tǒng)單價，以此作為綜合的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)單價，據(jù)測算，綜 合磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)單價分別為 0.88、0.81、0.75、0.72、0.7、0.67 元 /wh。

據(jù)測算，2020-2025 年，三類應用場景下的全球磷酸鐵鋰電芯市場空間分別 為 324、524、759、1192、1836、2852 億元，合計 7487 億元；全球磷酸鐵鋰 儲能系統(tǒng)市場空間分別為 478、774、1135、1796、2783、4343 億元，合計 1.1 萬億元。

國內(nèi)磷酸鐵鋰電芯市場空間分別為 298、433、562、713、918、1187 億元， 合計 4110 億元；國內(nèi)磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)市場空間分別為 439、639、840、 1074、1392、1807 億元，合計 6190 億元。

三大應用場景下，全球磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)市場空間超萬億元；國內(nèi)磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)市場空間達 6000 億。

三、光伏并網(wǎng)加裝儲能成本及經(jīng)濟性測算--以青海省為例

我們以青海省為例，對光伏電站加裝儲能項目的成本進行測算，以評價其經(jīng)濟性。

2021 年 1 月 18 日，青海省下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試行）的通知》，為全國首個針對可再生能源+儲能項目補貼方案。

文件明確：

（1）將實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式，新建新能源配置儲能容量原則上不低于 10%，時長 2 小時以上。

（2）新建、新投運水電站也需同步配置新能源和儲能系統(tǒng)，使新增水電與新能源、儲能容量配比達到 1∶2∶0.2。

（3）對"新能源＋儲能”、"水電＋新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量，給予每千瓦時 0.10 元運營補貼，經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產(chǎn)儲能電池 60%以上的項目，再增加每千瓦時 0.05 元補貼。

（4）補貼對象為 2021、2022 年投產(chǎn)的電化學儲能項目，補貼時限暫定為 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日。

2020 年前三季度，青海省太陽能、風能、水電等多項清潔能源發(fā)電量達歷史最高水平。截至 2020 年 10 月底，青海省新能源裝機占比達到 57.2%，成為 中國首個新能源裝機過半的省級行政區(qū)。青海省太陽能、水能、風能等清潔 能源資源富集，是中國重要的戰(zhàn)略資源接續(xù)儲備地，特別是可再生能源種類 全、儲量大、分布廣，開發(fā)利用條件好，具備良好的新能源裝機條件。

隨著新能源裝機量和裝機占比的不斷提升，青海省新能源消納問題逐步凸顯。根據(jù)國家能源局公布的 2019 年全國光伏、風電并網(wǎng)運行數(shù)據(jù)，2019 年 全國棄光率 2%，棄風率 4%。青海受新能源裝機大幅增加、負荷下降等因素影 響，棄光率提高至 7.2%，同比提高 2.5 個百分點；棄風率為 2.5%。2019 年 青海省光伏發(fā)電設備利用小時數(shù)為 2925 小時，風電發(fā)電設備利用小時為 1743 小時。

以裝機規(guī)模 500MW 的集中式光伏電站為例，對青海省光伏電站儲能成本進行測算。2019 年青海省光伏發(fā)電設備利用小時數(shù)為 2925 小時，對應日均光照 時間 8 小時。按照 10%，2 小時時長配置儲能，則需要 100MWh 儲能。假設儲能電池一天進行 1.5 次充放電，滿載情況帶有電量 100MWh，每天充放電量 150MWh，該電站一天發(fā)電量為 500MW*8h=4GWh。該部分儲能對應棄光率 3.75%，不足以覆蓋 2019 年青海省 7.2%的光伏棄光率。配置 20%，2h 時長的 儲能裝置，對應儲能容量 200MWh，每天充放電量 300MWh，解決棄光率 7.5%，可以基本完全解決青海省光伏電站棄光問題。

儲能的成本構(gòu)成最主要包括系統(tǒng)成本和持續(xù)成本。儲能系統(tǒng)成本包含儲能系 統(tǒng)所需全套設備的供貨，包括磷酸鐵鋰電池、PCS、BMS、EMS、匯流設備、變 壓器、集裝箱內(nèi)的配套設施并負責交貨到項目安裝、調(diào)試及相關(guān)技術(shù)服務。 儲能系統(tǒng)成本取 1.1 元/wh。根據(jù) 2020 年 11 月公示的 2020 年青海光伏競價 項目 170MWh 儲能系統(tǒng)采購公示，儲能系統(tǒng)投標價格均價在 1.0 元-1.2 元 /wh，測算過程中選取儲能價格為 1.1 元/wh。持續(xù)成本包括維護、保修、充 電和輔助電源、監(jiān)測和壽命終止回收成本，根據(jù) NEC(日本電氣株式會社)， 鋰電儲能系統(tǒng)每年維運成本約為 77 美元/kWh，折合人民幣約 500 元/kWh。

據(jù)測算， 在儲能時長 2 小時，儲能配置比例 10%、15%、20%情況下，配置儲 能新增度電成本 0.05、0.07、0.1 元/kWh。

青海省此次出臺的“新能源+儲能”項目補貼規(guī)定，給予每千瓦時 0.10 元運營補貼，經(jīng)省工業(yè)和信息化廳認定使用本省產(chǎn)儲能電池 60%以上的項目，再增加每千瓦時 0.05 元補貼，則補貼最高可達到 0.15 元/kWh，高于我們測算的三類情形下的儲能成本。然而，當前補貼時限暫定為 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日，僅為 2 年時間。假設補貼額度為 0.1 元/kWh，且保持不 變，補貼完全覆蓋成本所需補貼年限分別為 5、8、11 年。因此，若補貼不具備持續(xù)性，則青海省出臺的時限 2 年的“新能源+儲能”項目補貼仍不足以完 全覆蓋儲能成本。

根據(jù)亞化咨詢，2019 年，全國光伏的年均利用小時數(shù)為 1169 小時，光伏電 站建設成本 4.5 元/W，此時度電成本為 0.44 元/度。根據(jù)目前降本趨勢，預 計 2020 年底光伏電站建設成本平均在 3.5 元/W 左右，此時度電成本為 0.36 元/度，已接近全國脫硫燃煤平均上網(wǎng)電價 0.3624 元/度。光伏現(xiàn)已初步步入 平價拐點，此時在無補貼的情況下加裝儲能，將提升電站建設成本，導致部 分電站不具備經(jīng)濟性，補貼政策可以在一定程度緩解由儲能需求帶來的新能 源裝機壓力。

我們認為，伴隨著電池產(chǎn)業(yè)降本增效的不斷推進以及光伏系統(tǒng)成本的逐步下降，儲能經(jīng)濟性將進一步提高，逐步可以實現(xiàn)不依賴補貼的商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展。

四、政策跟蹤，多地出臺政策文件支持新能源加配儲能

我國在儲能產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略布局可以追溯至 2005 年出臺的《可再生能源發(fā)展指導 目錄》，氧化還原液流儲能電池、地下熱能儲存系統(tǒng)位列其中。

2010 年儲能行業(yè)發(fā)展首次被寫進法案。彼時出臺的《可再生能源法修正案》 第十四條中明文規(guī)定“電網(wǎng)企業(yè)應發(fā)展和應用智能電網(wǎng)、儲能技術(shù)”。在此 法案指引下，深圳、上海、江蘇、湖南、甘肅以及河北等地，開始制定儲能 相關(guān)政策，推動儲能行業(yè)發(fā)展。2011 年，儲能被寫入“十二五”規(guī)劃綱要。 2016 年以來，多地出臺政策推動電儲能參與電力輔助服務。隨著電力市場改 革的進一步深化，電力輔助服務市場成為改革的熱點和重點，儲能作為手段 之一，出現(xiàn)在電力輔助服務市場。

2016 年 3 月，“發(fā)展儲能與分布式能源”被列入“十三五”規(guī)劃百大工程項 目，儲能首次進入國家發(fā)展規(guī)劃。

2017 年 9 月，發(fā)改委、財政部、科技部、工信部和能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于促 進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》（以下簡稱《意見》），這是我國儲能 行業(yè)第一個指導性政策?！兑庖姟诽岢鑫磥?10 年中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標，以 及推進儲能技術(shù)裝備研發(fā)示范、推進儲能提升可再生能源利用水平應用示 范、推進儲能提升電力系統(tǒng)靈活性穩(wěn)定性應用示范、推進儲能提升用能智能 化水平應用示范、推進儲能多元化應用支撐能源互聯(lián)網(wǎng)應用示范等五大重點 任務，從技術(shù)創(chuàng)新、應用示范、市場發(fā)展、行業(yè)管理等方面對我國儲能產(chǎn)業(yè) 發(fā)展進行了明確部署。

2019 年 6 月，發(fā)改委、科技部、工信部和能源局聯(lián)合印發(fā)《貫徹落實2019-2020 年行動計劃》，進一步提出 加強先進儲能技術(shù)研發(fā)和智能制造升級，完善落實促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展 的政策，推進儲能項目示范和應用，加快推進儲能標準化等。

平滑新能源出力波動、減少棄風棄光率進一步催生發(fā)電側(cè)消納需求，2020 年中央、地方陸續(xù)出臺“新能源配套儲能”政策支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

為解決新能源消納難題，2020 年以來多省份出臺新能源配套儲能相關(guān)政策， 一些地方政府對新能源配儲能的配置比例提出了指導性建議，儲能配比介于 5-20%之間。

2021 年 1 月 18 日，青海省下發(fā)《關(guān)于印發(fā)支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干措施（試 行）的通知》，為全國首個針對“可再生能源+儲能”項目補貼方案。 新能源發(fā)電具有間歇性和不穩(wěn)定性的特點，隨著新能源裝機容量的不斷提 高，由此引發(fā)的消納問題日益凸顯，儲能在其中占據(jù)至關(guān)重要的地位。目 前，我國光伏、風電電站在不加裝儲能的情形下已初步步入平價拐點，但配 置儲能將進一步提升電站建設成本，導致部分電站不具備經(jīng)濟性，阻礙新能 源裝機規(guī)模的進一步擴大。“可再生能源+儲能”項目補貼方案能夠在一定程 度解決電站加裝儲能的經(jīng)濟性問題，有助于新能源產(chǎn)業(yè)鏈打破消納瓶頸，同時，也有助于儲能行業(yè)加速發(fā)展。

目前，全球電力系統(tǒng)新增儲能項目基本采用鋰離子電池路線，根據(jù) BloombergNEF，2010 年到 2020 年間，全球鋰離子電池組平均價格從 1100 美 元/千瓦時降至 137 美元/千瓦時，降幅達 89%，根據(jù)最新預測，到 2023 年， 鋰離子電池組平均價格將接近 100 美元/千瓦時。若后續(xù)各地儲能補貼政策繼 續(xù)放開，伴隨著電池產(chǎn)業(yè)降本增效的不斷推進，將進一步加速儲能產(chǎn)業(yè)發(fā) 展。

五、電力系統(tǒng)儲能產(chǎn)業(yè)鏈分析

1.電池、逆變器是產(chǎn)業(yè)鏈價值量最大環(huán)節(jié)

完整的電化學儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)(BMS)、能量管理系統(tǒng) （EMS）、儲能變流器（PCS）以及其他電氣設備構(gòu)成。電池組是儲能系統(tǒng)最 主要的構(gòu)成部分；電池管理系統(tǒng)主要負責電池的監(jiān)測、評估、保護以及均衡 等；能量管理系統(tǒng)負責數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡監(jiān)控和能量調(diào)度等；儲能變流器可以 控制儲能電池組的充電和放電過程，進行交直流的變換。

儲能電池系統(tǒng)是儲能系統(tǒng)的核心部件之一，需要與儲能變流器等其他部件集 成為完整儲能系統(tǒng)后提供給終端用戶，因此存在相應的系統(tǒng)設計、集成及安 裝等環(huán)節(jié)。由于系統(tǒng)集成涉及的電氣設備較多、專業(yè)性較強，因此一般由系 統(tǒng)集成商對整個儲能系統(tǒng)的設備進行選型，外購或自行生產(chǎn)儲能變流器及其 他電氣設備后，匹配集成給下游的安裝商，安裝商在安裝施工后最終交付終 端用戶。儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要包括電池原材料及生產(chǎn)設備供應商等；中游主 要為電池、電池管理系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)以及儲能變流器供應商；下游主要 為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商以及終端用戶等。

儲能系統(tǒng)的成本構(gòu)成中，電池是儲能系統(tǒng)最重要的組成部分，成本占比60%；其次是儲能逆變器，占比 20%，EMS（能量管理系統(tǒng)）成本占比 10%， BMS（電池管理系統(tǒng)）成本占比 5%，其他為 5%。

2.產(chǎn)業(yè)鏈標的梳理：關(guān)注電池、逆變器、鐵鋰正極頭部企業(yè)

電池是儲能系統(tǒng)最重要的組成部分，目前布局儲能電池的優(yōu)質(zhì)標的包括寧德 時代、派能科技、億緯鋰能、國軒高科、比亞迪等。派能科技是國內(nèi)最純正 的儲能電池標的，尤其是在家用儲能領(lǐng)域占據(jù)全球領(lǐng)先地位，2019 年，全球 自主品牌家用儲能產(chǎn)品出貨量前三名分別為特斯拉、LG 化學和派能科技，所 占市場份額分別為 15%、11%和 8.5%。寧德時代、億緯鋰能、國軒高科和比亞 迪的業(yè)務布局大多集中在動力電池領(lǐng)域，但各家公司在電力儲能領(lǐng)域也均有 布局。目前，儲能電池普遍沿用動力電池產(chǎn)線，與動力電池并未形成差異， 因此，當前的動力電池領(lǐng)軍企業(yè)可憑借其在鋰電領(lǐng)域的技術(shù)、規(guī)模優(yōu)勢，進 軍儲能領(lǐng)域，拓寬業(yè)務布局。

縱觀全球儲能產(chǎn)業(yè)的企業(yè)競爭格局，由于特斯拉、LG 化學、三星 SDI 等廠商 在境外儲能市場起步較早，且當前儲能領(lǐng)域的市場需求多源自于國外，國內(nèi) 的儲能需求相對較少，近年來伴隨著電動汽車市場的爆發(fā)儲能需求才得以擴 張，相比而言，本土企業(yè)在品牌和渠道方面處于劣勢。從國內(nèi)儲能市場發(fā)展 來看，未來 5 年內(nèi)新增的國內(nèi)千億規(guī)模儲能市場以及動力電池領(lǐng)域?qū)幍聲r 代、億緯鋰能等企業(yè)的優(yōu)質(zhì)產(chǎn)品力有條件彌補國內(nèi)企業(yè)的品牌渠道劣勢，國 內(nèi)企業(yè)在分享行業(yè)增速的同時，在全球領(lǐng)域的市占率也有望大幅提升。

儲能逆變器在儲能系統(tǒng)中成本占比 20%，是儲能市場壁壘較高、價值量相對較大的環(huán)節(jié)。儲能逆變器除了需要滿足傳統(tǒng)并網(wǎng)逆變器對直流電轉(zhuǎn)換為交流 電的逆變要求外，還具有儲能系統(tǒng)“充電+放電”帶來的雙向變流需求。布局 儲能逆變器相關(guān)的企業(yè)包括陽光電源、固德威、錦浪科技、盛弘股份、上能 電氣、科士達等。許多從事逆變器制造的上市公司在儲能系統(tǒng)集成業(yè)務方面 也有所布局。陽光電源近年來加大自身在磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)、三元鋰儲能系 統(tǒng)領(lǐng)域的投入發(fā)展，儲能系統(tǒng)廣泛應用于德國、英國、日本等多個國家；盛 弘股份、上能電氣、科士達也均有開展儲能系統(tǒng)集成業(yè)務；豐富和完善戶用 儲能系統(tǒng)產(chǎn)品序列，針對不同國家的需求開發(fā)匹配的產(chǎn)品。

光伏逆變器屬于充分競爭的市場，市場競爭格局相對穩(wěn)定。華為、陽光電源 和 SMA 憑借領(lǐng)先的技術(shù)優(yōu)勢和豐富的產(chǎn)品系列，自 2014 年開始穩(wěn)居光伏逆變 器行業(yè)前三名，市場占有率穩(wěn)定在 40%-50%，且呈上升趨勢。

從儲能產(chǎn)品技術(shù)路線角度看，國外企業(yè)的儲能產(chǎn)品主要采用三元路線，國內(nèi) 企業(yè)則以磷酸鐵鋰為主。電池儲能的核心需求在于高安全、長壽命和低成 本，其次才是能量密度，因此國內(nèi)以磷酸鐵鋰路線理論上更具優(yōu)勢，國內(nèi)儲 能的快速發(fā)展將拉動磷酸鐵鋰電池正極材料需求。磷酸鐵鋰電池正極材料相 關(guān)上市公司包括德方納米、富臨精工等。德方納米具有降本空間大的液相法 優(yōu)勢，并且與大客戶寧德時代的綁定，2019 年市占率 29%，行業(yè)排名第一。

六、重點企業(yè)分析（詳見報告原文）

寧德時代：全球領(lǐng)先動力電池提供商，儲能興起注入新動力。

鵬輝能源：下游全方位布局，迎行業(yè)量價齊升。

派能科技：專注于戶用儲能電池業(yè)務，充分受益行業(yè)成長。

億緯鋰能：各業(yè)務并進，有望憑借強大開拓能力邁向新高度。

陽光電源：“EPC+逆變器”業(yè)務增速強勁，儲能蓄勢待發(fā)。

固德威：戶用儲能逆變器領(lǐng)先企業(yè)，業(yè)績有望持續(xù)提升。

德方納米：“動力+儲能”LPF 需求齊驅(qū)并進，鋰電正極龍頭揚帆 起航。

富臨精工：進軍鋰電正極材料，攜手寧德新建 5 萬噸鐵鋰產(chǎn)能。

風險提示

儲能應用進展不及預期

儲能下游應用前景廣闊，但不排除有應用進展不達預期的情況。

新能源裝機不及預期

新能源裝機量下降將直接影響儲能裝機需求。

鋰電成本下降不及預期

鋰電成本降幅較慢，將影響下游加配儲能的經(jīng)濟性。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫官網(wǎng)】。