1-202209.儲能專題：變革開啟儲能加速.pdf

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1、2022年年9月月9日日儲能行業研究專題儲能行業研究專題中信證券研究部中信證券研究部 新能源新能源汽車行業組汽車行業組汪浩汪浩變革開啟變革開啟 儲能加速儲能加速1 1核心觀點核心觀點儲能：碳中和的穩定器儲能：碳中和的穩定器，迎風而起迎風而起“碳中和”已成為全球能源清潔化和能源獨立的共識，中國亦在2020年制定2030“碳達峰”和2060“碳中和”的戰略目標；“風光”是清潔能源中增量空間大、安全性高、經濟性好的發展路線，而“風光”裝機的大幅提升必然催生儲能的大規模裝機需求；儲能技術路線多樣，其中機械儲能技術成熟，電化學儲能潛力最大。復盤：稟賦各異復盤：稟賦各異，前期產業政策塑造儲能市場前期產業政

2、策塑造儲能市場空間：空間：高增開啟高增開啟，預計預計2021-2025年年CAGR+58%，核心部件格局逐漸成型核心部件格局逐漸成型風險因素風險因素目錄目錄CONTENTS2儲能：碳中和的穩定器，迎風而起儲能：碳中和的穩定器，迎風而起全球復盤：稟賦各異，產業政策助力儲能市場全球復盤：稟賦各異，產業政策助力儲能市場空間測算：高增開啟，側重發電空間測算：高增開啟，側重發電+戶用端戶用端風險因素風險因素3儲能：碳中和的穩定器，迎風而起儲能：碳中和的穩定器，迎風而起儲能：碳中和的穩定器儲能：碳中和的穩定器電化學儲能：最具應用潛力的儲能方案電化學儲能：最具應用潛力的儲能方案電化學儲能：產業鏈拆解電化學儲

3、能：產業鏈拆解應用場景：聚焦三大細分領域應用場景：聚焦三大細分領域4 4儲能：碳中和的穩定器儲能：碳中和的穩定器我國電力能源結構我國電力能源結構“碳中和碳中和”：基于能源清潔化與能源獨立的最優解：基于能源清潔化與能源獨立的最優解。2020年我國制定了2030“碳達峰”和2060“碳中和”的戰略?！案幻?、貧油、少氣”是我國最為顯著的能源稟賦特征。我國必須探索出一條以電氣終端化為目標，綜合調配風能、光伏、水力、核能等清潔能源有條件替代傳統高碳能源的“碳中和”之路。資料來源：各國能源部門官網，國家統計局，中信證券研究部0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2013 201

4、4 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021火力水力風能核能太陽能主要國家主要國家碳中和目標碳中和目標20302030年新能源裝機目標年新能源裝機目標（不完全統計）（不完全統計）中國2030年碳達峰，2060年碳中和風光總裝機1200GW美國2035年無碳發電，2050年碳中和光伏550GW+海上風電30GW德國2045年碳中和光伏200GW+海上風電30GW日本2050年碳中和光伏108GW+海上風電10GW部分國家碳中和目標及新能源裝機目標部分國家碳中和目標及新能源裝機目標我國天然氣、原油對外依存度我國天然氣、原油對外依存度0%10%20%30%40%50%60

5、%70%80%2006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021天然氣：對外依存度原油：對外依存度5 5我國風光裝機累計規模與政策我國風光裝機累計規模與政策2030年目標（年目標（GWh）“風光風光”是清潔能源中增量空間大是清潔能源中增量空間大、安全性高安全性高、經濟性好的發展路線經濟性好的發展路線。2021年，雖然光伏上游成本不斷上行，但全年我國光伏裝機量仍達52.97GW，同比+7.8%；全年風電裝機量達47.57GW，同比2020年-40.9%，但同比2019年+183.3%。我們預計到我們預計到2030年年，

6、國內非化石能源消費占比將達到國內非化石能源消費占比將達到26%左右左右。儲能：碳中和的穩定器儲能：碳中和的穩定器資料來源：國家能源局，中信證券研究部注：2030年數據來自國家能源局030060090012002017A2018A2019A2020A2021A2030E光伏累計規模風電累計規模風光總裝機底線目標實際CAGR=21.3%要求CAGR=7.3%6 6儲能：碳中和的穩定器儲能：碳中和的穩定器碳排放碳排放安全性安全性資源開發限制資源開發限制度電成本度電成本出力特征出力特征火力發電火力發電高較高環保、安全要求，增量空間小較高人為可控，并網后進行電力調節核能發電核能發電低低安全、選址要求，增

7、量空間大低人為可控，并網后進行電力調節水力發電水力發電低較高生態、選址要求，增量空間小低季節性強，需要儲能風能發電風能發電低高選址要求，增量空間大高，正在下降日內間歇性出力，需要儲能光伏發電光伏發電低高選址要求，增量空間大高，正在下降日內間歇性出力，需要儲能資料來源：全國新能源消納監測預警中心，面向園區微網的“源-網-荷-儲”一體化運營模式（作者：劉敦楠、徐尓豐、許小峰），中信證券研究部儲能將成為風光高增的必然選擇儲能將成為風光高增的必然選擇。發電側發電側，風光出力波動性大造成供給不穩定，長期以來存在棄風棄光現象，儲能成為風光并網的必選項。電網側電網側，發電機組的自調節難以滿足風光并網的新增需

8、求。儲能參與調峰調頻。用戶側用戶側，部分地區的電價峰谷價差出現一定套利空間。用戶側分布式光伏配儲、儲能備電等。不同發電方式對比不同發電方式對比四季典型日風光出力負荷曲線圖四季典型日風光出力負荷曲線圖7 7主要儲能形式對比主要儲能形式對比儲能技術路線多樣儲能技術路線多樣，機械儲能技術成熟機械儲能技術成熟，電化學儲能潛力最大電化學儲能潛力最大。機械儲能。機械儲能中應用最廣、技術最成熟的是抽水儲能。電磁儲能。電磁儲能更適用于放電時間短、響應速度快的功率型儲能。電化學儲能。磷酸鐵鋰短期性價比更佳，鈉電池也有望長期占據一定份額。電化學電化學儲儲能：最具應用潛力的儲能方案能：最具應用潛力的儲能方案資料來源

9、：風電頭條，CNESA，中信證券研究部電化學儲能電化學儲能機械儲能機械儲能電磁儲能電磁儲能抽水儲能抽水儲能壓縮空氣儲能壓縮空氣儲能重力儲能重力儲能飛輪儲能飛輪儲能超級電容器超級電容器超導儲能超導儲能壽命 5-20年50年25年35年20年左右10年左右循環數百萬次優點能量密度大、應用靈活容量大、技術成熟、性價比高、壽命長容量大、壽命長壽命長、應用靈活功率密度大、壽命長功率密度大響應速度快缺點成本高、安全性問題響應速度慢、建設周期長、選址要求高轉換效率低、響應速度慢、選址十分有限、建設周期長技術驗證期、容量小容量小、自放電損耗容量小、技術不成熟、成本高應用分布式、削峰填谷、調頻削峰填谷、調頻、黑

10、啟動削峰填谷商業化初期調頻調頻試驗性階段2020年我國儲能累計裝機量分類占比年我國儲能累計裝機量分類占比抽水儲能,89.3%其他,1.5%鋰離子電池,8.1%鉛酸電池,0.9%液流電池,0.1%其他,0.03%電化學儲能,9.17%8 8電化學儲能：產業鏈拆解電化學儲能：產業鏈拆解電化學儲能系統各環節功能示意圖電化學儲能系統各環節功能示意圖資料來源：派能科技招股書，一元電氣官網，中信證券研究部儲能變流器PCS能量管理系統EMS電池組電池管理系統BMS儲能電池系統控制信息狀態信息控制信息狀態信息控制信息直流放電直流充電狀態信息集裝箱式儲能系統結構示意圖集裝箱式儲能系統結構示意圖儲能電池散熱系統B

11、MS系統EMS系統門禁系統消防系統PCS設備電化學儲能產業鏈分為上游設備商電化學儲能產業鏈分為上游設備商、中游集成商中游集成商、下游應用端三部分下游應用端三部分。上游設備：電池組、儲能變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）、熱管理和其他設備等，多數從業者為其他相近領域延伸而來。中游環節核心為系統集成+EPC。下游主要分為發電端、電網端、戶用/商用端、通信四大場景。9 9資料來源：各公司官網，中信證券研究部國內電化學儲能產業鏈全景圖國內電化學儲能產業鏈全景圖電化學儲能：產業鏈拆解電化學儲能：產業鏈拆解系統系統集成集成電池電池發電端發電端電芯EPCEPC電網端電網端通信通

12、信戶用戶用/商用端商用端BMSBMSPCSPCSEMSEMS其他其他材料中游集成商中游集成商核心公司：核心公司：寧德時代、科陸電子、力神、?；履茉?、億緯鋰能、上氣國軒、南都電源、贛鋒電池、比亞迪、中航鋰電、國軒高科、圣陽股份、雄韜股份、猛獅科技等系統集成核心公司：系統集成核心公司：寧德時代、比亞迪、力神、鵬輝能源、陽光電源、海博思創、平高、上海電氣國軒新能源、猛獅科技、科華、南都電源、科陸電子、南瑞繼保、庫博能源EPCEPC核心公司：核心公司：永福股份、林洋能源、正泰電器等下游應用端下游應用端上游設備商上游設備商核心公司：核心公司：陽光電源、錦浪科技、固德威、科華數據、星云股份、索英電氣、上

13、能電氣、南瑞繼保、盛弘電氣、科陸電子、許繼電氣、英博電氣、智光儲能、易事特、科士達等核心公司：核心公司：寧德時代、比亞迪、力神、海博思創、鵬輝能源、星云股份、科陸電子、庫博能源、南都電源、四方股份、協鑫集成、科華恒盛、易事特、中恒電氣等核心公司：核心公司：寧德時代、比亞迪、力神、鵬輝能源、科陸電子、協鑫集成、國軒高科、海博思創、星云股份、圣陽股份、南都電源、雄韜股份、派能科技等熱管理熱管理核心公司：核心公司：松芝股份、高瀾股份、同飛股份、英維克等核心公司：核心公司：德方納米、恩捷股份、星源材質1010電化學儲能：產業鏈拆解電化學儲能：產業鏈拆解具體具體環節環節：電池組是儲能系統最主要的構成部分

14、?？紤]到后期維護，鋰離子電池顯現出明顯的成本優勢。目前鈉硫電池尚未形成成熟的產業鏈，但其有望成為成本較低的技術種類。電池管理系統（BMS）負責電池的監測、評估、保護以及均衡等。能量管理系統（EMS）負責系統整體的數據采集、網絡監控和能量調度等。儲能變流器（PCS）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。系統集成商提供集合了電池組、BMS、EMS、PCS，并根據不同場景設計一體化解決方案。工程總承包商（EPC）對具體儲能項目的設計、采購、施工、試運行等進行承包落地。1111資料來源：中信證券研究部繪制電化學儲能應用場景示意圖電化學儲能應用場景示意圖應用場景：聚焦三大細分領域應用場景

15、：聚焦三大細分領域發電側輸配電側用電側可再生能源并網緩解電網壓力峰谷套利自用備用移動便攜電網側電力調峰系統調頻容量備用應用場景主要分為發電側應用場景主要分為發電側、電網側電網側、用戶側用戶側三大類三大類，輔助服務輔助服務、便攜式儲能等細分領域便攜式儲能等細分領域蓄勢待發蓄勢待發。發電側：集中式可再生能源并網產生平滑發電出力功率、減少棄風棄光的需求。電網側：電能的不穩定性產生電力調峰、系統調頻和其他輔助運行需求。用戶側：終端用戶的峰谷套利、自用備用、移動便攜等多種需求催生多種儲能應用。12全球復盤：稟賦各異，產業政策助力儲能市場全球復盤：稟賦各異，產業政策助力儲能市場美國：政策催化高增，本土產業

16、鏈多為集成商美國：政策催化高增，本土產業鏈多為集成商德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購中國：能源轉型中國：能源轉型+獨立催生儲能需求，政策發力全產業鏈獨立催生儲能需求，政策發力全產業鏈1313美國：政策催化高增，本土產業鏈多為集成商美國：政策催化高增，本土產業鏈多為集成商資料來源：ISO/RTO Council，EIA，中信證券研究部市場背景市場背景發電側需求來看，美國風光發電占比持續上升，新能源消納問題需要各州自行解決。電網側需求來看，美國電網區域化明顯，且設備老舊，穩定性差。用戶側需求來看，美國電網無法全國調度，供電不穩定，電價存在時空差異。美國各

17、地區發電電源裝機量與類型分布（美國各地區發電電源裝機量與類型分布（20172017）美國各地區戶用電價（美國各地區戶用電價（20132013年）年）美國清潔能源發電量占比（美國清潔能源發電量占比（%）0%2%4%6%8%10%12%14%水電風電太陽能1414美國：政策催化高增，本土產業鏈多為集成商美國：政策催化高增，本土產業鏈多為集成商美國電化學儲能新增裝機（美國電化學儲能新增裝機（MWMW）美國電化學儲能新增裝機增速美國電化學儲能新增裝機增速儲能政策：主要依靠目標規劃儲能政策：主要依靠目標規劃、補貼稅優等需求端政策拉動補貼稅優等需求端政策拉動，儲能市場規則落地后效果明顯儲能市場規則落地后效

18、果明顯。儲能發展：美國儲能應用廣泛儲能發展：美國儲能應用廣泛，受法案出臺影響受法案出臺影響，表前儲能激增表前儲能激增。從產業鏈看從產業鏈看，本土儲能產業主要為系統集成本土儲能產業主要為系統集成、安裝開發與應用商安裝開發與應用商，但也有電池制造商但也有電池制造商。同時同時，國外的儲能技術供應國外的儲能技術供應商也參與其中商也參與其中。0100200300400500600700800900公共事業住宅工商業201520162017201820192020-50%0%50%100%150%200%250%300%350%20162017201820192020公共事業YOY住宅YOY工商業YOY資

19、料來源：CNESA，中信證券研究部1515美國：政策催化高增，本土產業鏈多為集成商美國：政策催化高增，本土產業鏈多為集成商美國主要儲能政策梳理美國主要儲能政策梳理資料來源：派能科技公告等，中信證券研究部需求端需求端規劃目標規劃目標加利福尼亞州2016.1到2024年部署儲能1.825GW紐約州2018.1到2025年部署儲能1.5GW新澤西州2018.5到2030年部署儲能2GW弗吉尼亞州2020.4到2030年部署儲能3.1GW補貼稅優補貼稅優聯邦2009利用1.8億美元資助16個儲能示范項目聯邦2009起ITC針對儲能施行投資稅收抵減與加速折舊政策加利福尼亞州2018-2024用戶側儲能總

20、投資達12億美元紐約州2019-2030授權總計3.5億美元的激勵措施，促進不同容量的儲能市場的發展俄勒岡州2019起每年分配200萬美元用于住宅客戶和低收入服務提供商的光伏存儲系統折扣馬里蘭州2021起對住宅用戶儲能系統州所得稅抵免上限5000美元,對商業用戶上限30%市場機制市場機制市場規則市場規則聯邦2007為儲能進入電能批發市場提供制度保障聯邦2018要求制定一套適用于儲能參與電力批發市場的市場規則價格機制價格機制聯邦2011要求電力公司和零售商支付大客戶利用儲能來替代電網調峰的費用，指定電力零售市場調頻輔助服務按效果付費補償機制聯邦2013提出輸電網運營商向第三方購買電儲能輔助服務的

21、結算機制1616德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購德國德國20212021年各類能源發電量占比年各類能源發電量占比德國戶用光伏電價向下擊穿平均電價德國戶用光伏電價向下擊穿平均電價市場背景市場背景發電側需求來看，德國風光增長勢頭不減，發電側儲能存在一定需求。電網側需求來看，電網規劃調節能力極強，調峰調頻等輔助服務需求小。用戶側需求來看，戶用電價居高不下，戶用光伏配儲成為最大應用場景。儲能政策儲能政策補貼戶用側儲能，政府目標與微觀主體經濟性相得益彰。資料來源：AG Energiebilanzen,Fraunhofer ISE,中信證券研究部20.1%18.

22、5%15.2%11.8%9.3%8.4%7.7%3.3%4.7%1.0%風電褐煤天然氣核電硬煤光伏生物質水電其他1717德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購德國電化學儲能新增裝機（德國電化學儲能新增裝機（MWMW）德國電化學儲能新增裝機（德國電化學儲能新增裝機（MWMW）儲能發展儲能發展戶用光伏儲能占據大頭，增長空間仍較大。市場格局市場格局2020年德國戶用儲能市場CR5占比為79%，其中電芯主要由派能科技、松下、三星、LC化學等企業提供。本土的儲能技術提供商包括BOSCH、Younicos等。資料來源：CNESA，EUPD Research，中信證券研

23、究部德國戶用儲能市占率（德國戶用儲能市占率（20202020年）年）0100200300400500600公共事業住宅工商業201220132014201520162017201820192020-200%-100%0%100%200%300%400%500%600%700%800%900%20162017201820192020公共事業YOY住宅YOY工商業YOY1818德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購德國：戶用光伏配儲占主導，電芯依賴外購北萊茵-威斯特伐利亞州 2016.09商用儲能補貼計劃為購買商業儲能設備、儲能系統測量和控制系統、信息和通信系統提供50%的資金補貼。單個儲能系統可

24、獲得的最大補貼總額為7.5萬歐元,補貼有效期至2019年。巴登符騰堡州2018.03光伏儲能補貼計劃為新建光伏系統配套的儲能提供資助,對于每千瓦時的可用儲能容量,其可獲得的補助不超過凈投資成本的30%。該計劃自2018年啟動,將持續至2019年底。勃蘭登堡州2018.031000儲能激勵計劃針對已有光伏系統通過改造新增儲能系統或者新建光儲系統提供資金補貼。該計劃最初將為1,000個符合條件的住宅側儲能用戶提供補貼,補貼金額最高可達儲能系統總支出的50%,計劃的有效期至2022年12月31日。圖林根州2019.03太陽能投資計劃光伏設備資助金額可達30%,儲能設施資助金額可達30%,單個項目可獲

25、得的最高資助金額為10萬歐元,總支出小于1,000歐元的項目將不予補助。巴伐利亞州2019.07光伏儲能計劃巴伐利亞州政府在1,000間房屋計劃中新添加了光伏儲能計劃部分,主要資助對象為新建的光儲設備。德國各州儲能補貼政策德國各州儲能補貼政策資料來源：CNESA，派能科技招股說明書,中信證券研究部1919中國：能源轉型中國：能源轉型+獨立催生儲能需求，政策發力全產業鏈獨立催生儲能需求，政策發力全產業鏈我國主要儲能政策梳理我國主要儲能政策梳理資料來源：各政府部門官網、中信證券研究部市場背景市場背景發電側，風光新增裝機大幅提高，發電側對風光并網的儲能配置規模提出了更高要求。電網側，供需錯配以及新能

26、源發電的不穩定催生電力調峰、系統調頻的需求。用戶側，峰谷價差將帶來儲能套利空間，同時儲能備電也是維持電力穩定供應的重要補充。儲能政策：我國的儲能產業伴隨著一個從無到有儲能政策：我國的儲能產業伴隨著一個從無到有、從試點到普及從試點到普及、從政府扶持到產業獨立的過程從政府扶持到產業獨立的過程。另一方面另一方面，儲能參與電力市場的市場機制與價格機制逐漸明確儲能參與電力市場的市場機制與價格機制逐漸明確。供給端供給端技術側技術側2011.12能源局國家能源科技“十二五”規劃明確兆瓦級儲能系統的研究方向2013.09電科院電力系統電化學儲能系統通用技術條件完善了國內電力儲能技術標準體系2022.03發改委

27、、能源局“十四五”現代能源體系規劃強化儲能科技攻關，推動不同儲能技術的多元化應用產業側產業側2011.03發改委產業結構調整指導目錄提出推進分布式發電發展，強調了儲能技術在分布式發電中的重要應用2011.01發改委當前優先發展的技術產業化重點領域指南2011年度 提出大規模儲能系統作為電網輸送及安全保障重點技術2022.03發改委、能源局“十四五”現代能源體系規劃培育壯大電儲能企業2020中國：能源轉型中國：能源轉型+獨立催生儲能需求，政策發力全產業鏈獨立催生儲能需求，政策發力全產業鏈我國主要儲能政策梳理（續）我國主要儲能政策梳理（續）資料來源：各政府部門官網、中信證券研究部需求端需求端總體目

28、標總體目標2014.11國務院能源發展戰略行動計劃提出科學安排調峰調頻、儲能配套，切實解決棄風棄光棄水問題2021.07發改委關于加快推動新型儲能發展的指導意見明確3000萬千瓦儲能發展目標；建新型儲能價格機制發電側發電側2021多省發改委、能源局系列政策明確規制風光配儲比例與配儲時長2022.03發改委、能源局“十四五”現代能源體系規劃改善新能源場站出力特征，支持分布式系能源合理配置儲能系統電網側電網側2016.03能源局關于推動電儲能參與“三北”地區調峰輔助服務工作的通知要求電網提供電儲能設施接入服務2018.11發改委、能源局關于印發清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）的通知推動

29、在多地進行電力輔助服務市場改革試點工作2022.03發改委、能源局“十四五”現代能源體系規劃優化電網側儲能，發揮儲能的多重作用用戶側用戶側2015.03能源局2015年光伏發電建設實施方案擴大分布式光伏適用范圍，明確建設不設上限2018.07發改委關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見推行居民峰谷電價2020.12發改委、能源局關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知拉大峰谷價差2021.07發改委關于進一步完善分時電價機制的通知完善目錄分時電價機制，更好引導用戶削峰填谷2022.03發改委、能源局“十四五”現代能源體系規劃支持用戶側儲能多元化發展市場機制市場機制價格機制價格機制201

30、9.05發改委、能源局輸配電定價成本審查辦法規定電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本2021.04發改委、能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見推動儲能電站參與電力市場，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收2021.12廣東省發改委廣東省電網企業代理購電實施方案（試行）首次將儲能電價納入輸配電價市場規則市場規則2022.03發改委、能源局“十四五”現代能源體系規劃破除能源新模式新業態在市場準入、投資運營、參與市場交易等方面存在的壁壘，建立新型儲能價格機制21空間測算：高增開啟，側重發電空間測算：高增開啟，側重發電+戶用端戶用端 總體需求：總體需求：20252025年有望配儲

31、約年有望配儲約250GWh,250GWh,對應對應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%各細分領域競爭格局分析各細分領域競爭格局分析2222資料來源：中信證券研究部預測總體需求：總體需求：20252025年有望配儲約年有望配儲約250GWh,250GWh,對應對應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%電源側電網側負荷側發電側電網側用戶側集中式風能、光伏電站配儲分布式風能、光伏電站配儲存量改造配儲增量上網配儲5G基站數據中心便攜式儲能23231 1.按電源側按電源側、電網側電網側、負荷側劃分負荷側劃分電源側：電源側：20252025

32、年有望配儲約年有望配儲約200200GWhGWh，對對應應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+7676.4 4%。新能源發電方式普遍存在供給間歇性強、波動性大的缺點，因此需要借助儲能裝置提高發電端的供給質量。目前隨著電池成本的進一步下探，國內發儲一體化電站逐漸迎來市場性經濟性拐點，疊加發電側政策配儲規劃驅動，發展的確定性較強。我們將電源側裝機需求劃分為光伏配儲與風電配儲兩大部分，其中光伏配儲又劃分為分布式與集中式兩部分。我們預計各類別新增裝機平穩上升，對應的新增配儲比例逐年上升，備電時長也穩中有升。在這種假設下在這種假設下，我們預計我們預計20212021-202520

33、25年全球總計風光配儲容量分別為年全球總計風光配儲容量分別為2020.3 3/4242.6 6/7474.6 6/122122.8 8/195195.8 8GWhGWh。資料來源：CPIA，中信證券研究部預測電源側儲能配套空間測算電源側儲能配套空間測算總體需求：總體需求：20252025年有望配儲約年有望配儲約250GWh,250GWh,對應對應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%預測年份預測年份2021E2021E2022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E光伏中國裝機預測（GW）5480100120140全球裝機預測（G

34、W）170220260300350其中：分布式規模（GW）102143156180193新增配儲比例（%）4%6%8%10%12%備電時長（h）22.533.54分布式配儲（GW）49121823分布式配儲容量（GWh）821376392集中式規模（GW）6877104120158新增配儲比例（%）6%9%12%15%18%備電時長（h)2222.22.5集中式配儲（GW）4.16.912.518.028.4集中式配儲容量（GWh）8.213.925.039.670.9光伏配儲預測（GW）8.2 15.5 25.0 36.0 51.5 光伏配儲預測容量（GWh）16.3 35.3 62.4 1

35、02.6 163.3 風電中國裝機預測（GW）4750566370全球裝機預測（GW）9991102115130新增配儲比例（%）2%4%6%8%10%備電時長2222.22.5風電配儲預測（GW）2.03.66.19.213.0風電配儲預測（GWh）4.07.312.220.232.5總計風光配儲預測（GWh）20.3 42.6 74.6 122.8 195.8 2424電網側：預計電網側：預計20252025年有望配儲超年有望配儲超2020GWhGWh，對應對應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+4545.1 1%。短時的用電負荷變化，以及用電側規律性的峰谷需求變化

36、影響電網供電質量，需要借助儲能調節電網的出力和頻率，提高供電穩定性。具體來看，調頻方面，目前的補償反饋機制已經非常成熟，調頻站利潤率非?？捎^。調峰方面，隨著電價市場化改革的推進與相關政策的落地，電力的峰谷價差有望擴大，盈利模式將逐漸成熟。我們預計未來電網側儲能的需求來自存量改造與增量配儲兩方面，調峰調頻配儲比例持續提升。在這種假設下在這種假設下，我們我們預計預計20212021-20252025年調峰調頻與輔助運行的年調峰調頻與輔助運行的容量需求可達容量需求可達5 5.0 0/5 5.0 0/7 7.6 6/1717.2 2/2222.3 3GWhGWh。資料來源：Wind，中信證券研究部預測

37、電網側儲能需求空間測算電網側儲能需求空間測算總體需求：總體需求：20252025年有望配儲約年有望配儲約250GWh,250GWh,對應對應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%預測年份預測年份2021E2021E2022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E存量存量2020年全球化石能源發電累計裝機(GW)40004000400040004000輔助服務配套功率比例3%3%3%4%5%配儲比例（%）4%6%9%12%15%儲能累計需求（GW）4.87.210.819.230.0存量改造配儲需求（GW）2.42.43.68.41

38、0.8備電時長（h）22222增量增量全球化石能源發電新增裝機(GW)124131137140142yoy24%5%4%2%2%輔助服務配套功率比例3%3%4%4%5%配儲比例（%）3%3%4%4%5%增量配儲需求（GW）0.10.10.20.20.4備電時長（h）22222總計儲能需求（總計儲能需求（GWhGWh）5.05.07.617.222.32525負荷側：負荷側：20252025年有望配儲約年有望配儲約4040GWhGWh，對應對應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+2626%。負荷側的儲能市場有三大主要場景，分別是新基建帶來的兩大高耗能場景：5G基站與數據中

39、心，以及戶外生活場景中的便攜式儲能。隨著全球范圍智能化經濟的加速發展，5G基站與數據中心（IDC）的建設周期逐漸開啟；隨著戶外活動、應急儲備等需求而出現的便攜式儲能設備出貨量也將持續增加。我們預計我們預計，三大主要場景支撐下三大主要場景支撐下，20212021-20252025年負荷側儲能需求分別為年負荷側儲能需求分別為1515.9 9/2424.1 1/3131.2 2/3636.3 3/3939.9 9GWhGWh。資料來源：Wind，中信證券研究部預測負荷側儲能需求空間測算負荷側儲能需求空間測算總體需求：總體需求：20252025年有望配儲約年有望配儲約250GWh,250GWh,對應對

40、應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%預測年份預測年份2021E2021E2022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E5G5G基站基站全球5G基站（萬座）85120145160160yoy-6%41%21%10%0%中國5G基站（萬座）6090110120120其他5G基站（萬座）2530354040單站功率（KW）3.53.63.73.73.8配儲比例100%100%100%100%100%出力時長（h）44444配儲功率（GW）3.04.35.45.96.1配儲容量（GWh）11.917.321.523.724.3IDC

41、IDC機柜數量(千臺)50065032505850845111單機功率（KW）99101011上架率55%55%55%55%55%配儲比例10%11%12%13%15%備電時間(h)0.250.250.30.30.3配儲功率（GW）2.52.93.43.84.7配儲容量（GWh）0.60.71.01.11.4便攜式儲能便攜式儲能潛在用戶數（萬戶）2419.0 4339.0 6260.0 8180.0 10100.0 設備平均使用年限55555新增出貨量（萬臺）483.8867.81252.01636.02020.0單臺容量（Wh）700700700700700儲能容量（GWh）3.46.18.

42、811.514.1總計儲能容量（總計儲能容量（GWhGWh）15.9 24.1 31.2 36.3 39.9 2626總體需求：總體需求：20252025年有望配儲約年有望配儲約250GWh,250GWh,對應對應2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%2.按發電側按發電側、電網側電網側、用戶側劃分用戶側劃分從儲能應用場景的角度可以將儲能需求分為發電側從儲能應用場景的角度可以將儲能需求分為發電側、電網側電網側、用戶側三大塊用戶側三大塊。發電側指集中式光伏、風電發電站并網配儲的需求，電網側指電網輔助運行、調峰調頻等產生的儲能需求，用戶側指分布式光伏配儲、負荷終端配儲

43、、便攜式儲能等儲能需求。在這種劃分下在這種劃分下，預計預計2021-2025年發電側儲能需求為年發電側儲能需求為12.1/21.1/37.2/59.8/103.4GWh，對應對應CAGR+71%;電網側儲能需求為電網側儲能需求為5.0/5.0/7.6/17.2/22.3GWh，對應對應CAGR+45%;用戶側儲能需求為用戶側儲能需求為24.1/45.5/68.7/99.3/132.3GWh，對應對應CAGR+53%?？梢?，發電側的風光并網配儲，以及用戶側的分布式光伏配儲、負荷終端配儲、便攜式儲能等儲能需求仍是未來儲能裝機增長的主要推動力。綜 合 以 上 測 算綜 合 以 上 測 算，我 們 預

44、 計 在 能 源 結 構 轉 型 的 大 浪 潮 下我 們 預 計 在 能 源 結 構 轉 型 的 大 浪 潮 下，2 0 2 1-2 0 2 5 年 全 球 儲 能 市 場 有 望 分 別 產 生年 全 球 儲 能 市 場 有 望 分 別 產 生41.2/71.7/113.5/176.4/258.0GWh的儲能容量需求的儲能容量需求，對應對應2021-2025年年CAGR+58%，儲能產業鏈將迎來爆發式增長儲能產業鏈將迎來爆發式增長。2727動力電池與儲能電池對比動力電池與儲能電池對比儲能電池向頭部動力電池廠商集中儲能電池向頭部動力電池廠商集中。頭部動力電池廠商在儲能電池市場優勢顯著，安全性

45、和性價比雙高的磷酸鐵鋰成為主流技術路線。2021年，國內儲能電池CR5為57%，集中度已經較高。未來，技術和成本雙因素或有望驅動行業集中度進一步提升。各細分領域競爭格局分析各細分領域競爭格局分析資料來源：CNESA，EESA，北極星儲能網，中信證券研究部2021年中國市場儲能電池競爭格局年中國市場儲能電池競爭格局中國市場儲能電池中國市場儲能電池CR5占比占比動力電池動力電池儲能電池儲能電池能量密度能量密度三元材料能量型電池組能量密度150Wh/kg其他能量型電池組能量密度115Wh/kg儲能型電池組能量密度100Wh/kg使用次數使用次數1000次5000次設計壽命設計壽命5-8年10年充放電

46、倍率充放電倍率 1C左右電力調峰、離網型光伏儲能或用戶側的峰谷價差儲能：0.5C的容量型電池電力調頻或平滑可再生能源波動：2C的功率型電池31%8%7%6%5%5%3%3%3%3%26%寧德時代中儲國能億緯動力鵬輝能源南都電源?；履茉戳ι襁h景動力中創新航41%54%57%0%10%20%30%40%50%60%2019202020212828儲能變流器與光伏變流器技術同源儲能變流器與光伏變流器技術同源，龍頭廠商高度重合龍頭廠商高度重合。2021年行業前五玩家分別為上能電器、科華數能、索英電氣、南瑞繼保和陽光電源。2021年行業CR5為78%，較前兩年有所上升。從價值量來看，儲能變流器的單W利

47、潤更高，隨著儲能需求的爆發，PCS將給相關廠商帶來新的利潤增長，儲能逆變器的利潤貢獻比例將大幅提升。各細分領域競爭格局分析各細分領域競爭格局分析資料來源：CNESA，中信證券研究部2021年中國市場儲能變流器競爭格局年中國市場儲能變流器競爭格局中國市場儲能變流器中國市場儲能變流器CR528%24%10%9%8%7%4%3%2%1%4%上能電氣科華數能索英電氣南瑞繼保陽光電源盛弘股份華自科技智光儲能匯川技術許繼其他75%64%78%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%2019202020212929儲能集成系統處于競爭初期儲能集成系統處于競爭初期，差異化競爭格局初顯差異化競

48、爭格局初顯。目前，電池類企業、光伏類企業和電子類企業均在儲能集成系統有布局，優勢不盡相同。儲能系統頭部廠商排名變化大，競爭格局處于演變重塑期，預計技術領先、客戶資源豐富、供應鏈整合能力強的企業市占率有望進一步提高。各細分領域競爭格局分析各細分領域競爭格局分析資料來源：CNESA，EESA，中信證券研究部2021年中國市場儲能系統競爭格局年中國市場儲能系統競爭格局中國市場儲能系統中國市場儲能系統CR5占比占比13%11%11%10%10%7%7%6%5%5%15%海博思創電工時代新源智儲陽光電源科華數能林洋億緯中天科技興儲世紀平高集團采日能源其他49%55%54%46%47%48%49%50%5

49、1%52%53%54%55%56%2019202020213030各細分領域競爭格局分析各細分領域競爭格局分析2019201920202020PowerChina（中國電建）PowerChina（中國電建）Sungrow（陽光電源）China Energy Engineering Group（中國能建）ProdielBlattner EnergySterling and WilsonSwinerton Renewable EnergyGrupo ACSProdielSwinerton Renewable EnergyTBEA Sun Oasis（新疆新能源股份有限公司）China Energy

50、 Engineering Group（中國能建）RumtechS Risen Energy（東方日升）Sungrow（陽光電源）BelectricMoss ConstructionAzure PowerMortenson Construction 資料來源：HIS Markit，中信證券研究部EPCEPC市場向上依賴性強市場向上依賴性強，頭部企業加速布局頭部企業加速布局。EPC模式逐漸成為工程建設的主要模式，中國市場EPC能建項目快速上量。全球全球EPC裝機量排名裝機量排名3131風險因素風險因素電池等儲能降本低于預期導致儲能經濟性提升低于預期；電池等儲能降本低于預期導致儲能經濟性提升低于預期

51、；全球風光裝機低于預期降低儲能配套需求；全球風光裝機低于預期降低儲能配套需求；電力輔助服務市場化低于預期；電力輔助服務市場化低于預期；傳統能源價格大幅下跌導致清潔能源性價比不足影響風光裝機需求；傳統能源價格大幅下跌導致清潔能源性價比不足影響風光裝機需求；智能電網配套改造政策推進低于預期；智能電網配套改造政策推進低于預期；全球碳中和共識動搖導致需求低于預期全球碳中和共識動搖導致需求低于預期。感謝您的信任與支持！感謝您的信任與支持！THANK YOU汪浩汪浩（新能源汽車行業分析師）（新能源汽車行業分析師）執業證書編號：S10105180800053333分析師聲明分析師聲明主要負責撰寫本研究報告全

52、部或部分內容的分析師在此聲明：（i）本研究報告所表述的任何觀點均精準地反映了上述每位分析師個人對標的證券和發行人的看法；（ii）該分析師所得報酬的任何組成部分無論是在過去、現在及將來均不會直接或間接地與研究報告所表述的具體建議或觀點相聯系。一般性聲明一般性聲明本研究報告由中信證券股份有限公司或其附屬機構制作。中信證券股份有限公司及其全球的附屬機構、分支機構及聯營機構（僅就本研究報告免責條款而言，不含CLSAgroup of companies），統稱為“中信證券”。本研究報告對于收件人而言屬高度機密，只有收件人才能使用。本研究報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該

53、研究報告的人員。本研究報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。中信證券并不因收件人收到本報告而視其為中信證券的客戶。本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷并自行承擔投資風險。本報告所載資料的來源被認為是可靠的，但中信證券不保證其準確性或完整性。中信證券并不對使用本報告或其所包含的內容產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他損失承擔任何責任。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣

54、以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可跌可升。過往的業績并不能代表未來的表現。本報告所載的資料、觀點及預測均反映了中信證券在最初發布該報告日期當日分析師的判斷，可以在不發出通知的情況下做出更改，亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與中信證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。中信證券并不承擔提示本報告的收件人注意該等材料的責任。中信證券通過信息隔離墻控制中信證券內部一個或多個領域的信息向中信證券其他領域、單位、集團及其他附屬機構的流動。負責撰寫本報告的分析師的薪酬由研究部門管理層和中信證券高級管理層全權決定。

55、分析師的薪酬不是基于中信證券投資銀行收入而定，但是，分析師的薪酬可能與投行整體收入有關，其中包括投資銀行、銷售與交易業務。若中信證券以外的金融機構發送本報告，則由該金融機構為此發送行為承擔全部責任。該機構的客戶應聯系該機構以交易本報告中提及的證券或要求獲悉更詳細信息。本報告不構成中信證券向發送本報告金融機構之客戶提供的投資建議，中信證券以及中信證券的各個高級職員、董事和員工亦不為（前述金融機構之客戶）因使用本報告或報告載明的內容產生的直接或間接損失承擔任何責任。評級說明評級說明投資建議的評級標準投資建議的評級標準評級評級說明說明報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評級（另有說明的除外）

56、。評級標準為報告發布日后6到12個月內的相對市場表現，也即：以報告發布日后的6到12個月內的公司股價（或行業指數）相對同期相關證券市場代表性指數的漲跌幅作為基準。其中：A股市場以滬深300指數為基準，新三板市場以三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的）為基準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準；美國市場以納斯達克綜合指數或標普500指數為基準；韓國市場以科斯達克指數或韓國綜合股價指數為基準。股票評級買入相對同期相關證券市場代表性指數漲幅20%以上增持相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于5%20%之間持有相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于-10%5%之間賣出相對同期相

57、關證券市場代表性指數跌幅10%以上行業評級強于大市相對同期相關證券市場代表性指數漲幅10%以上中性相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于-10%10%之間弱于大市相對同期相關證券市場代表性指數跌幅10%以上證券研究報告證券研究報告2022年年9月月9日日3434特別聲明特別聲明在法律許可的情況下，中信證券可能（1）與本研究報告所提到的公司建立或保持顧問、投資銀行或證券服務關系，（2）參與或投資本報告所提到的公司的金融交易，及/或持有其證券或其衍生品或進行證券或其衍生品交易。本研究報告涉及具體公司的披露信息，請訪問https:/ Limited（于中國香港注冊成立的有限公司）分發；在中國臺灣由C

58、L Securities Taiwan Co.,Ltd.分發；在澳大利亞由CLSA Australia Pty Ltd.（商業編號：53 139 992 331/金融服務牌照編號：350159）分發；在美國由CLSA（CLSA Americas,LLC除外）分發；在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注冊編號：198703750W）分發；在歐洲經濟區由CLSA Europe BV分發；在英國由CLSA（UK）分發；在印度由CLSA India Private Limited分發（地址：8/F,Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 4000

59、21；電話：+91-22-66505050；傳真：+91-22-22840271；公司識別號：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亞由PT CLSA Sekuritas Indonesia分發；在日本由CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分發；在韓國由CLSA Securities Korea Ltd.分發；在馬來西亞由CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd分發；在菲律賓由CLSA Philippines Inc.（菲律賓證券交易所及證券投資者保護基金會員）分發；在泰國由CLSASecurities(Thailand)Lim

60、ited分發。針對不同司法管轄區的聲明針對不同司法管轄區的聲明中國大陸：中國大陸：根據中國證券監督管理委員會核發的經營證券業務許可，中信證券股份有限公司的經營范圍包括證券投資咨詢業務。中國香港中國香港：本研究報告由CLSA Limited分發。本研究報告在香港僅分發給專業投資者（證券及期貨條例（香港法例第571 章）及其下頒布的任何規則界定的），不得分發給零售投資者。就分析或報告引起的或與分析或報告有關的任何事宜，CLSA客戶應聯系CLSALimited的羅鼎，電話：+852 2600 7233。美國：美國：本研究報告由中信證券制作。本研究報告在美國由CLSA（CLSA Americas,LL

61、C除外）僅向符合美國1934年證券交易法下15a-6規則界定且CLSA Americas,LLC提供服務的“主要美國機構投資者”分發。對身在美國的任何人士發送本研究報告將不被視為對本報告中所評論的證券進行交易的建議或對本報告中所述任何觀點的背書。任何從中信證券與CLSA獲得本研究報告的接收者如果希望在美國交易本報告中提及的任何證券應當聯系CLSA Americas,LLC（在美國證券交易委員會注冊的經紀交易商），以及 CLSA 的附屬公司。新加坡：新加坡：本研究報告在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.，僅向（新加坡財務顧問規例界定的）“機構投資者、認可投資者及專業投資者”分

62、發。就分析或報告引起的或與分析或報告有關的任何事宜，新加坡的報告收件人應聯系CLSA Singapore PteLtd，地址：80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624，電話：+65 6416 7888。因您作為機構投資者、認可投資者或專業投資者的身份，就CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何財務顧問服務，CLSA Singapore Pte Ltd豁免遵守財務顧問法（第110章）、財務顧問規例以及其下的相關通知和指引（CLSA業務條款的新加坡附件中證券交易服務C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/

63、11/2021。加拿大：加拿大：本研究報告由中信證券制作。對身在加拿大的任何人士發送本研究報告將不被視為對本報告中所評論的證券進行交易的建議或對本報告中所載任何觀點的背書。英國：英國：本研究報告歸屬于營銷文件，其不是按照旨在提升研究報告獨立性的法律要件而撰寫，亦不受任何禁止在投資研究報告發布前進行交易的限制。本研究報告在英國由CLSA（UK）分發，且針對由相應本地監管規定所界定的在投資方面具有專業經驗的人士。涉及到的任何投資活動僅針對此類人士。若您不具備投資的專業經驗，請勿依賴本研究報告。歐洲經濟區：歐洲經濟區：本研究報告由荷蘭金融市場管理局授權并管理的CLSAEurope BV 分發。澳大利

64、亞：澳大利亞：CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL”)(商業編號：53 139 992 331/金融服務牌照編號：350159)受澳大利亞證券與投資委員會監管，且為澳大利亞證券交易所及CHI-X的市場參與主體。本研究報告在澳大利亞由CAPL僅向“批發客戶”發布及分發。本研究報告未考慮收件人的具體投資目標、財務狀況或特定需求。未經CAPL事先書面同意，本研究報告的收件人不得將其分發給任何第三方。本段所稱的“批發客戶”適用于公司法（2001）第761G條的規定。CAPL研究覆蓋范圍包括研究部門管理層不時認為與投資者相關的ASXAll Ordinaries 指數成分股、離岸市場上

65、市證券、未上市發行人及投資產品。CAPL尋求覆蓋各個行業中與其國內及國際投資者相關的公司。印度：印度：CLSA India Private Limited，成立于 1994 年 11 月，為全球機構投資者、養老基金和企業提供股票經紀服務（印度證券交易委員會注冊編號：INZ000001735）、研究服務（印度證券交易委員會注冊編號：INH000001113）和商人銀行服務（印度證券交易委員會注冊編號：INM000010619）。CLSA 及其關聯方可能持有標的公司的債務。此外，CLSA及其關聯方在過去 12 個月內可能已從標的公司收取了非投資銀行服務和/或非證券相關服務的報酬。如需了解CLSA India“關聯方”的更多詳情，請聯系 Compliance-I。未經中信證券事先書面授權未經中信證券事先書面授權，任何人不得以任何目的復制任何人不得以任何目的復制、發送或銷售本報告發送或銷售本報告。中信證券中信證券2022版權所有版權所有。保留一切權利保留一切權利。