2021年電氣設備行業鋰電儲能應用場景及發展空間分析報告（46頁）.pdf

1、2021年深度行業分析研究報告#page#目錄1、儲能需求逐年增加，鋰電路線最具潛力2、用電側：自發自用經濟性顯著，分布式儲能迎來爆發3、發電側：短期政策驅動國內高增，中期成本推動全球增長4、電網側：調頻已具競爭力，調峰仍待降成本5、產業鏈相關標的#page#為什么需要儲能：風光裝機提升調峰調頻需求，快速儲能方式提供輔助服務口無可再生能源時：由于傳統發電方式的出力相對穩定，而用電存在隨機波動性，導致電力系統中發電設備的合計出力曲線與實際用電曲線不完全重合，這種不匹配性一方面會造成經濟損失，另一方面對系統頻率造成波動。為解決上述問題，電網會調動多個火力、燃氣機組進行發電功率調節（基本已可滿足需求

2、），以具備經濟性的方式使供需平衡，提高電能質量?？谟锌稍偕茉磿r：當前風光裝機不斷提升，發電設備整體出力的間歇性與不穩定性增強，傳統的火電機組難以滿足短時間高功率的調節需求，進行靈活性改造的成本又比較高，此時就需要各類快速儲能的方式提供電力輔助服務。圖：可再生能源發電具有不穩定性1616功率MW功豐MW121288店銷店鎖公8時刻時刻（a）春季典型口（b）夏季典型口16功率MW功率MW12路00-0物鎖9室8時刻時刻（d）冬季典型口（e）秋季典型口一風電出力光伏出力負仙數據來源：北極星太陽能光伏網，中國儲能網，天風證券研究所#page#儲能的現在：應用于用電、發電、電網側三大場景，主力為抽水蓄

3、能口為解決上述電力系統中的問題，可將儲能設備布置在用電側、發電側以及電網側三個場景。三個場景的主要功能分別為自發自用、減少棄電、調頻?？谀壳叭蚍秶鷥鹊膬δ苎b機仍以抽水蓄能為主，但是在抽水蓄能以外的市場中，鋰離子電池的市場占有率最高。圖：各場景對儲能的需求圖：全球儲能裝機仍以抽水蓄能為主應用場景用電側發電側電網側壓縮空氣儲能0.209獨立建設或位于傳好鹽儲熱位置家庭或工廠集中式新能源電站旁統電站旁0%電化學儲能5.20%自發自用減少奔電調頻平滑波動功能削峰填谷調峰需量管理其他輔助服務峰谷價差套利+自發增加上網電量+電力輔電力輔助服務補償獲利來源抽水蓄能助服務收益收益+價差套利自用省電收益92.

4、60%2019年全球電化28%90842%學儲能裝機分布數據來源：陽光工匠光伏論壇，CNESA，Wind，天風證券研究所#page#儲能的未來：抽水蓄能受限，鋰電快速崛起圖：美國市場電化學儲能方式已成為儲能新增裝機主流口抽水蓄能電站有以下三大缺點，使其裝機受限，增量較低：1）一般僅能建立在同時具備水資源和勢能的偏遠山區，森1.009林公園、水源保護、基本農田等生態敏感因素多。2）裝機容量大，平均在1GW，初始投資高達數十億元，與風光裝.000機需求適配性差。3）建設周期較長，一般需6年時間?？谄渌麅δ芊绞竭m用場景少或技術不成熟，短期增量較小?？阡囯妿缀醪皇茏匀画h境影響，裝機便捷，使用靈活，將在

5、較長時間內保持快速增長狀態，甚至成為第一大儲能方式20142015201620172018老012020HBattery自FlywhecJmped HYd下文將重點對鋰電儲能進行經濟性分析與中期空間測算。圖：電化學儲能裝機快速增長圖：鋰電儲能的相對優勢使具有望成為未來第一大儲能方式4000500%3698.8儲能方式優點缺點428%3500地理條件要求黃刻，建設周期長，效率低，400%抽水蓄能技術成熟；大規模儲能；成本低響應慢3000305%能量密度高，充放電效率高，安全性高，污染小，價格高：存在過充導致的過熱、燃燒問題300%鋰離子電池幾乎不受自然環境影響，降本快循環壽命不高2500200%

6、技術比較成熟，可長期循環使用，幾乎不受充放電飛輪儲能容量低，一次儲能可持續時間短2000次數限制，安裝維護方便，對環境無危害128%1591.1100%壓縮空氣儲95%對地理條件要求黃刻，需要燃氣輪機配合，占地面積??；成本低1500能效率低，響應慢24%0%、充放電效率高、運行成本低、占地面工作時需要高溫，納在高溫下易燃，價格高739.能量密度高、1000鈉硫電池40%5796積小、維護方便過充存在安全隱患，運維成本高%06379.3-100%500 233.5儲能密度低，循環壽命短，自放電率高，重鉛蓄電池儲能容量大、成本低、維護簡單金屬污染，深度放電對電池壽命影響較大-200%額定功率和額定

7、能量獨立，儲存壽命長，可進行深液流電池20092010201120122013201420152016201720182019技術尚不成熟，成本較高、循環充能量密度低，需與其他儲能方式配合，自放循環效率高、充放電速度快、功率密度高新增規模（MW）11yoy超級電容放電次數多、工作溫度范圍廠電率較高，成本較高數據來源：CNESA，Woodmac，Wind，天風證券研究所8#page#2用電側：自發自用經濟性顯著，分布式儲能迎來爆發#page#家用儲能商業模式一：光伏儲能配套，實現電力完全自發自用圖：光伏儲能配套電力自發自用模式示意圖口自發自用余電上網是指分布式光伏發電系統所發電力主要被用戶自己使

8、用，且將白天高功率時發的多余電量接入電網，該模式一般適合家AC Coupled system:G Chem RESU1OH-DLT/SEG庭屋頂和工商業屋頂?？谌绮慌鋫鋬δ芟到y，則夜間的用電需求仍需要從電網采購；在光伏系統的基礎上配套儲能，即可實現白天和夜間的用電都由自家光伏提供?？谀壳暗聡跉W洲家用光伏和儲能市場中處于領先地位，截至2019年底德國累計家用光伏裝機量達到7.3GW，累計家用儲能裝機容量達到1.3Gwh。其次是意大利、英國和奧地利，2020年這四個國家的新增家用儲能裝機量總和達到了0.7GWh，占全歐洲的85%以上。表：歐洲前四大國家光儲配套模式現狀圖：家用光伏、儲能設備價格變

9、化1.800德國意大利英國奧地利國家1328243143120累計家儲裝機容量（MWh）721439502352772H（MW）累計光伏裝機容量17%496%16%家儲安裝率0.310.230.210.20購電價格（EUR/kWh）0.110.210.040.08售電價格（EUR/kWh）PV7k數據來源：GlobalPetrolprices，Solahart，SolarpowerEU，天風證券研究所10#page#家用儲能商業模式一：歐洲居民電價不斷上漲+光儲成本下探，自發自用經濟性顯著口隨著歐洲居民購電價格不斷上漲、光伏和儲能設備的價格不斷下探，光伏儲能配套、電力自發自用模式的經濟性越來越

10、顯著?？谀壳皻W洲各國平均電價達0.20歐元/Wh+，德國更高達0.31歐元/kwh（合人民幣2.5元/kwh）。2008年至2019年間，德國居民電價由21.65歐分/kwh上漲至30.22歐分/kwh，通過拆分電價結構，可知電價上漲主要由三部分構成：可再生能源附加費，2008-2019年間由1.2歐分上漲至6.4歐分：2電網費，由于分布式光伏等的迅速起，電網的調度難度也在加大，為接入這些可再生能源，對電網進行了大規模擴建和改造，期間由5.9歐分上漲至7.5歐分；電力增值稅，期間由3.5歐分上漲至4.8歐分?？诟鶕H能源署IEA發布的報告，德國設立了可再生能源到2030年占終端能源消費的55

11、%和發電量的65%、到2050年占終端能源消費的60%和發電量的80%的目標，并且承諾到2022年全面廢除核電，到2038年全面淘沐燃煤發電?？诘聡?018年可再生能源已占到發電量的35%，但為了達到上述的中長期目標，在2020-2030年間仍需有大規模的風電、光伏電站投入建設。新能源電站的建設費用、電網擴建和改造的費用將繼續體現在居民的購電價格中，因此，這里我們判斷2020-2030年德國居民電價將持續5%的年漲幅（后續測算需要用到此數據）。圖：2008與2019年德國居民電價拆分（歐分/kwh）圖：歐洲各國居民電價（歐元/kWh）35.0003102002830.0003080240240

12、2325.00025022021021021024.830.2020.00020886.41815.000140.130157.395.9010.000105.007.22006880.000020192008哈名電意電電力供應成本電網費可再生能原附加費增值稅電力稅特許權征收其他費用數據來源：GlobalPetrolprices，IEA，SolarpowerEU，天風證券研究所11#page#家用儲能商業模式一：如何測算自發自用的經濟性居民側三種用電方案：背景：以德國家庭為例，年用電量4500kwh，光伏設備價格為1200歐元/kW，儲能設備價格為450歐元/kwh。目前德國有2/3的州提供儲

13、能安裝補貼，例如圖林根州“太陽能投資計劃”，居民安裝儲能享受最高設備總價30%的補貼。核心假設：2020年購電價格0.31/kwh，假設此后年漲幅5%；將自家光伏發出的富余電力賣，給電網的價格為0.11/kWh，設之后年降幅3%?？诜桨福簺]有安裝屋頂光伏和儲能系統，電力需求的4500kWh要完全依賴從電網采購?？诜桨福簝H安裝3kW光伏設備，未安裝儲能設備，部分自發自用。午間光伏高發電量時將過剩電力賣回給電網，夜間光伏不工作時需要再從電網購一部分電。該方案光伏每天發電12kwh，年發電量4380kwh，其中50%自用，50%賣回給電網，各為2190kwh；另外夜間須從電網購電2310kwh。假設

14、光伏設備每年運維費用為100歐元?？诜桨福?kW光伏+10kwh儲能配套使用，實現電力完全自發自用、且午間將富余電力賣回給電網。該方案光伏每天發電20kwh，年發量電7300kwh，其中自用4500kwh，富余2800kWh賣回給電網。假設光伏儲能系統每年運維費用為150歐元。表：三種用電方案的累計費用計算公式初始安裝投資第一年電費后續第N年的費用0完全電網購電+4500kwh*e0.33/kwh（購電支出）+4500kwhe0.33/kWh*1.05（N-1）+2310kwh*e0.33/kwh*1.05（N-1）+2310kwh*e0.33/kwh（購電支出）僅光伏光伏3kW+e1200/

15、kW-2190kwh*eo.11/kwh*0.97（N-1）-2190kwh*e0.11/kwh（賣電收入）+100（運維費用）光伏5kW+e1200/kW-2800kwheo.1/kWh0.97（N-1）光伏+儲能-2800kwh*e0.11/kwh（賣電收入）儲能10kwh*6450/kW*70+150（運維費用）數據來源：SolarpowerEU，天風證券研究所12#page#家用儲能商業模式一：30%補貼+使用周期大于六年，光+儲將成為經濟性最高的居民側三種用電方案的經濟性對比在儲能享有30%總價補貼情況下：口只裝光伏的缺點在于，2016年3月后德國法規要求戶用光伏回饋給電網的電量不得

16、超過每天發電量的50%（以后可能會再次下降），意味著午間光伏功率最大時所發電量不能全部上傳回電網。而家庭午間用電量比較小，若無儲能設施存儲電力，就會造成棄電，損失一定的經濟收益?？谠?0%補貼的情況下，大于六年的使用周期時，光+儲將成為三種方案中經濟性最高的。以士年周期來看，三種方案的累計費用分別為17546、11399、7804歐元，光伏+儲能的方案能比僅有光伏節省31.5%的花費，比完全電網購電節省55.5%的花費。圖：三種用電方案的累計費用對比單位：歐元20000175461800016000140001139912000100007804800060004000200010571一完全

17、電網購電僅光伏光伏+儲能數據來源：SolarpowerEU，天風證券研究所13#page#家用儲能商業模式一：光儲合用經濟性明顯且對補貼依賴度降低自發自用模式受儲能系統價格和補貼力度影響的經濟性測算：口下表總結了十年周期內，方案相對于方案、方案2的經濟性。負值表示節約了多少成本，例：藍色框表示在儲能系統價格為700美元/kwh且享有20%安裝補貼的情況下，光儲方案可節省10%（相對于僅光伏）和41.6%（相對于僅電網購電）的成本?？诮Y論：在儲能價格較高（700-800美元/kWh）的情況下，光儲合用的經濟性依賴于高額度的補貼，若無補貼，甚至可能會增加使用成本，故截至2019年儲能的滲透率還比較

18、低；2020年家用儲能平均價格下降到400-500美元/kWh，在目前20-30%的補貼力度下（即來到了表格中紅色框的區間內），光伏加儲能的方案具備良好的經濟性，其相對于僅安裝光伏的方案能夠節省25%-35%的費用，相對于完全依賴電網購電的方案能夠節省55%左右的費用；而未來隨著儲能系統價格繼續下降至250-300美元/kwh，經濟性受補貼退坡的影響較小，即便補貼歸零，光儲合用的方案仍保持30%（相對于僅光伏）以上和55%（相對于僅電網購電）以上的成本節約（即綠色框表示了未來的超勢），故光伏儲能配套的模式能夠繼續保持增勢。表：儲能價格、補貼比例對自發自用模式的經濟性影響40%補貼比例30%20

19、%10%0%相對僅光伏相對電網購電相對電網購電相對僅光伏相對電網購電儲能系統價格美元/kWh相對僅光伏相對僅光伏相對電網購電相對僅光伏相對電網購電B00-17.10%46.10%-10.00%-41.60%30037.0064.00%-32.40%11.00%27.90%700-22.30%-49.50%45.508-10.00%-41.60A-3.90%-16.20M0928-2.20%-33.60%00-27.60%-53.00%-49.50%-42.706.506-22.30M-17.10%-46.10%-11.80%-39.30%500-56.40%-32.90%-28.50-53.5

20、0%-24.10%-50.70K-19.70%-47.80%-15.30-45.00%450-58.10%-23.606-47.80%35.506-31.5055.508-27.60%-53.00-50.40%-19.70號400-38.10%59.8034.60657508-31.10%55.206-27.60%-53.00%-24.10制50708350-40.70%-61.50%-37.7059.50%-34.60%57.50-31.50%55.50%-28.50-53.50%300-43.40%-63.20%-40.70號-61.50%-38.10%59.80-35.50%-58.10

21、%-32.90M-56.40%250-46.00%59.208-64.90%HO8et63.50%41.60%-62.10%-39.40%-60.70%-37.20折數據來源：天風證券研究所14#page#家用儲能商業模式二：根據峰谷價差，利用儲能實現削峰填谷表：加州峰谷電價與第一種模式的不同：該模式僅安裝了儲能電池系統而未安裝光伏，夏季6-9月冬季10-次年5月可供沒有屋頂的家庭使用。周末工作日周末工作日0.430.310.390.39峰價$/kwh削峰填谷經濟性分析（以加州為例）：0.160.160.150.15谷價$/kwh口安裝儲能系統后，用戶在電價谷時對儲能系統進行充電，在峰時就圖：

22、加州用電需求曲線無需從電網購電，而直接從儲能電池中取電，從而避開高峰電價。Demten口根據美國能源部統計，2019年，美國住宅側的平均年耗電量為每戶10649kWh。根據加州電力系統運營商SCE提供的信息，16時-21時為峰時電價，21時-次日16時為谷時電價；夏季為當年6-9月，冬季為10-次年5月。以加州ISO提供的8月1日、2月1日的用電需求曲線分別代表夏季、冬季峰谷時期的用電量分布情況：口高峰時段用電量占比：26%（夏季）24%（冬季）口低谷時段用電量占比：74%（夏季）76%（冬季）口對加州而言，夏季空調耗電高，冬季取暖需求小，耗電相對較低：假設6-9月戶均月用電量為1000kWh

23、，10月-次年5月戶均月用電量為750kWh，全年平均值為833kwh。數據來源：CAISO，SCE，天風證券研究所5#page#家用儲能商業模式二：目前儲能用作削峰填谷經濟性不明顯表：不裝儲能的年用電花費測算兩種用電方案費用測算方式夏餐口方案：未安裝儲能系統，直接從電網購電。根據前述的單價S/kwh電量kwh總價S單價$/kwh總價$電量kwh季節用電量和電費的差異，將居民用電結構分為夏季高峰峰0.390.391040405.61440561.6夏季低谷、冬季高峰、冬季低谷四個時間段，計算得一年谷0162960473.60.154560684電費合計2125美元總價$/年2124.8表：安裝

24、儲能、谷價充電的年用電花費口方案：安裝儲能系統，儲能容量為14.3kwh，價格為14.3kwh需要儲能系統的容量400美元/kwh，且根據加州SGIP激勵計劃，目前住宅安裝S2860儲能系統價格以谷價充電來計算一年電費S1540儲能系統享有0.2美元/Wh的補貼，補貼后安裝儲能的總圖：削峰填谷經濟性測算價為2860美元；全年用電均為谷時電價，計算得一年電費為1540美元。300O02506025000削峰填谷經濟性分析結論：2000022230用/S口若家庭沒有安裝儲能系統，以十年周期計，累計用電花費15000費達25060美元；若家庭安裝儲能系統，十年累計花費為累1000022230美元，節

25、約了11.3%。5000口與光伏儲能配套實現電力自發自用的模式相比，只安裝儲能的經濟性并不顯著，更多的是保障電力供應的穩定性，10G5能在遇到停電事故時滿足電力需求。一方案1/美元方案2/美元數據來源：CAISO，天風證券研究所16#page#家用儲能有效應對停電事故，提升居民用電品質海外電網老化問題日益嚴重，大規模停電事故頻繁發生，電網改造進程緩慢口根據美國能源信息署EIA的統計，2019年美國用戶平均經歷5小時斷電；據美國能源部DOE統計，美國70%的輸電線路和電力變壓器運行年限在25年以上，60%的斷路器運行年限超過30年?？?019下半年美國遭遇兩次大規模停電：7月13日磅晚紐約遭遇大

26、面積停電，原因為變壓器起火；10月加州遇森林大火，電力運營商PG&E于當月9日開始中斷其供電區域的電力供應，影響近80萬用戶?？?019年8月9日晚間英國突遇大規模停電，原因為電網頻率由正常的50Hz大幅下降至48.88Hz，而超過1%的頻率波動就會導致部分電網系統自動停運。除美歐之外，南非、南美等地區也同樣面臨電網脆弱的問題?？谝悦绹鵀槔?，越來越多新能源發電的接入使得對電網改造的需求更加追切，但電力系統運營商多為區域性的私有化公司，各自為政的運營模式、高額的資費和漫長的審批過程使得對現有老化電網的改造難度很大?？诩彝グ惭b儲能設備除了前述的經濟性優勢以外，另一大重要功能就是在遭遇停電事故時保障

27、電力供應。圖：美國電力系統運營商分布情況圖：美國人均遭遇停電時長統計Average duration oftcctricity service面BBO2013201420152016201720192018ree：U.8.E數據來源：北極星儲能網，USEIA，USDOE，IRC，天風證券研究所17#page#家用儲能市場規模測算：光伏+儲能滲透率迎來迅速攀升目前歐洲“自發自用“模式的現狀：歐洲家庭已經配備了完整的光伏+儲能系統僅占比5%?？贓LSEVIER的一項研究顯示，通過衛星圖像觀測，歐洲全部可用于安裝光伏的屋頂面積為7935平方公里，假設每戶屋頂的面積為150平方米，則歐洲可安裝戶用屋頂

28、光伏的家庭共計5300萬戶，對應總裝機量需求為300GW。截至2020年歐洲家用光伏累計裝機為21.2GW，家用光伏滲透率為7.2%?？诠夥媪窟h遠高于儲能存量：家用光伏累計裝機21.4GW，對應儲能需求42GWh，但目前儲能累計裝機僅2.75GWh，對應約28萬戶。目前儲能在家用光伏存量裝機中滲透率僅有6.5%?？谖磥淼脑鲩L由兩部分構成：1）存量增購：假設2021-2025年分別有5%、8%、11%、15%、20%的光伏存量裝機家庭增購了儲能系統形成光儲結合模式。2）增量配套：假設2021-2025年每年新增的戶用光伏裝機中有15.0%、25.0%、35.0%、45.0%、50.0%配套了儲

29、能系統。表：2021歐洲家用光伏裝機量測算20172018201920202021E2022E2023E2024E2025E52631.42.04.2467810.2138年新增/GW88615%20%25%YOY436110%30%356累計/GW10.612.616821.426632.940.750.947表：2025歐洲家用儲能裝機量2018201920202022E202462025E20172021E2023E58儲能在存量光伏里的替換率8K119615920%8.9611.0%8.9%15.0%25.0%35.0%45.0%50.0%儲能在新增光伏中的滲透率12.9%年新增/GW

30、h0.360.440.750.813.5768911.2717.7225.70YOY22%70%8%340%93%64%657845%累計/GWh0.751.191.942756.3213.2024.4842.2067.90數據來源；Wind，天風證券研究所數據來源：ELSEVIER.Eurobserv-ER，SolarpowerEU，天風證券研究所8#page#家用儲能市場規模測算：2025年全球戶用儲能新增裝機容量達93.4Gwh口由于國內民用電價格較低，且住宅多為樓房高層，發展戶用光伏+儲能的空間較??；2020年，海外戶用儲能新增裝機容量1900MWh，其中歐洲新增810MWh，美國新增

31、700MWh，累計裝機容量逾4.2GWh，以未來五年來看，歐洲、美國仍是戶區“秀不由需題的張可“取量喜就書想OZO科合嶺明頭器熟出居民用電的經濟性顯著，中期來看能保持高增長，戶用光伏的滲透率和和光伏儲能的配套率將同步快速提升，預計到2025年全球戶用儲能新增裝機容量達93.4GWh，2020-2025年CAGR達110%。圖：2021-2025年全球家用光伏裝機測算圖：2021-2025年全球家用儲能系統裝機測算100%50.0100.0%05893.4312%44.645.080590.0800840.080%80.0250%32.135.070%70.056.130.060%60.052%

32、9600Z24.025.050%50.018.7OS20.040%40.032.560814.912.612.030.015.030%T6961%7.945%10.020%20.040%6.19.5XOS5.010.010%3170.71.10.00%0.00%20172018201920172018 201920202021E2022E2023E2024E202520202021E2022E2023E2024E2025年新增/GWYOY年新增/GWh數據來源：Woodmac，IEA，SolarpowerEU，USDOE，天風證券研究所19#page#工商業儲能市場規模測算：光伏儲能配套實現電

33、力自發自用口對于商業和大工業用戶，亦可通過光伏+儲能配套的模式實現電力自發自用。由于用電高峰與光伏發電高峰時間較為一致，因此工商業分布式光伏自發自用比例較高，儲能系統容量與光伏功率多為1：1進行配置?？诮刂?020年，全球分布式工商光伏裝機量達到134.6GW，但配套的儲能容量僅為11.0GWh，滲透率8.2%；根據BNEF的統計，2020年4小時儲能系統平均成本降至332美元/kwh，而1小時儲能系統平均成本為364美元/kwh，儲能電池成本降低、系統設計優化、系統充放電時長標準化程度提高將繼續推動儲能系統價格下降，推動工商業光儲配套的滲透率提高?？跍y算得2025年與光伏配套的工商業儲能新增

34、裝機容量達33.2GWh，2020-2025CAGR達75%。表：2025全球工商業光伏裝機量測算20172018201920202021E2022E2023E2024E2025E16322.317.438.756.119.122.928.684.1年新增/GW2537%-22%10%20635%456OSYOY75898.2157.5224.8115.5134.6186.2280.9365.0累計/GW表：2025全球光伏配套的工商業儲能裝機容量測算2025E20172018201920202021E2022E2023E2024E2666儲能在存量光伏里的替換率4968M1065.337.1

35、%7.8%8.2912.0918.0%儲能在新增光伏中的滲透率14.0%16.0%20.0%2.0302.02.0年新增/GWh4.88914.321.833.250%YOY-33%138%86%61%53652%4.0709.0累計/Gwh11.05824.638.960.794.0數據來源：BNEF，USDOE，EA，天風證券研究所20#page#工商業儲能市場規模測算：沒有光伏則依托儲能降低容量電價口對于商業樓宇、醫院、學校等不適用于安裝大規模光伏自發電的場景，則通過安裝儲能系統達到削峰填谷、降低容量電價的目的?？谙鞣逄罟鹊纳虡I模式與住宅側類似，其經濟性主要取決于峰谷價差的大小?？诮档腿?/p>

36、量電價：部分地區對于大工業用電、工商業用電采取兩部制電價，除了根據用電量繳納電度電費（電度電價）之外，還需要繳納基本電費（容量電價）。其中，電度電價單位為元/kwh，其計價規則和家用電價類似，此部分的費用取決于用戶總共的用電量；而容量電價的單位為元/kw月，此部分的費用則取決于業主最大用電需求功率或最大變壓器功率。配置后，在用電低谷時提前儲存電量，即可減小企業在高峰時的最大需量功率，進而減少容量電價的支出?？跍y算得2025年與單獨運營、非光伏配套的工商業儲能新增裝機容量達21.4GWh，2020-2025CAGR達40%。圖：降低容量電價模式示意圖表：2025全球非光伏配套的工商業儲能裝機容量

37、測算配置儲能前的電力曲線配置儲能后的電力曲線2019 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E高峰電力系統需求/MW前峰削峰4.0527.08G2.014.321.4年新增/GWh中等填谷填谷基本35640%45%50%100%100%30%YOY0:006:0012:0018:0024:009.066.75014.221.231.045.3累計/GWh時刻數據來源：BNEF，USDOE，北極星儲能網，天風證券研究所21#page#工商業儲能商業模式二：降低容量電價的經濟性測算一投資回收期約六年口測算模型：由于容量電價和用戶一天內用電的最大功率相關，對一用電需求最

38、大功率為10MW的工廠，為其配套2MW/2MWh的儲能設備，在用電最高峰時從儲能中調取其功率，即可降低工廠從電網中獲得的最大功率，從而實現降低容量電價的目的。左表展示了目前國內大部分地區容量電價，設該工廠的容量電價為35元/kW-月。根據BNEF提供的統計數據，2020年電站級儲能設備的平均價格為300美元/kwh?？谕ㄟ^測算得出對于該工廠配套儲能設備后，每年可節省容量電費開支67.8萬元，投資回收期為5.8年。表：部分地區容量電價表：降低容量電價的經濟性測算方式省份10MW容量電價（元/kW月）工廠用電需求最大功率容量電價35元/KW月北京48.02MW配套最大需求功率20%的儲能天津25.

39、5工商業儲能設備的單價1950元/kwh山西36.0儲能設備的總價3900000元山東38.0儲能實際出力為銘牌功率的406蒙西28.0實際需要支付的容量電價部分8.2MW遼寧33.0配套前每月容量電價350000元吉林33.0配套后每月容量電價287000元黑龍江33.0每月節省容量電價63000元蒙東33.0每年節省容量電費756000元上海34.0儲能設備每年運維費用為總價的2%78000元江蘇40.0每年實際收益（節省電費-運維開支）678000元浙江40.0投資回收期5.8年數據來源：各地能源局，BNEF，天風證券研究所22#page#工商業儲能市場規模測算：2025年全球工商業儲能

40、新增裝機容量達55Gwh口對于工商業用戶而言，可基于各自所處地理位置、經營時間、用電量分布和峰谷電價的不同，選擇光伏儲能配套、單獨運營儲能兩種模式之一來實現降低用電成本的目標。喜品影終鴿熟不工書5Z0也“喜張不工Y1由型明中不工平得啦乎丁士弄口54.6GWh，2020-2025CAGR達56%。圖：2020-2025年全球工商業儲能裝機量測算60.0166%60%50.051%50%40.040%30.030%20.020%4310.010%02.020300.00X20192020202162022E2023E2024E2025E光伏配套儲能年新增/GWh非光伏配套儲能年新增/Gwh數據來源

41、：BNEF，USDOE，IEA，天風證券研究所23#page#用電側儲能市場規模測算：2025年全球用電側儲能新增裝機容量達148Gwh口基于光伏發電功率日間波動大、電價上漲、儲能設備價格下探等因素，光伏與儲能的配套模式將在用電側持續滲透；口對于不適用安裝光伏的大型工商業用戶，單獨運營儲能系統亦能實現降低用電成本的目標；口將居民側和工商業側的光伏裝機合并，可得2025年全球分布式光伏新增裝機量達129GW；將兩部分的儲能裝機加總即可測算得2025年用電側儲能新增裝機容量達148GWh，2020-2025CAGR達78%。圖：2020-2025年全球用電側儲能裝機量測算圖：2020-2025年全

42、球分布式光伏裝機量預測160.0160%509140.046%140.0140%41%137%120.040%120.0120%32%100.0E100.0100%25%84.180.020%80.080%20%60.060.010%93.47%40.040.040%蘇G%044.619.120.020.020%18.748010%18.14.912.612.09.5皖20.0-10%0.00%20192020E202162022E202362024E2025E201920202021E2022E2023E2024E2025E家用年新增/GW工商業年新增/GW家用年新增/GWh工商業年新增/G

43、WhYOYYO數據來源：BNEF，USDOE.IEA，天風證券研究所4#page#3發電側：短期政策驅動國內高增，中期成本推動全球增長25#page#目的：解決棄風棄光問題，增加電站收益圖：光伏發電端儲能工作原理口可再生能源發電側儲能系統商業模式主要為通過解決棄風和棄光問題，實現電站收益增加。通過配置一定規模的儲能系統，可以在電網輸送通道受限以光伏出力及光伏/風電滿負荷工作的情況下，將發電電力儲存在儲能系統中，再通過上限儲能反送至電網?？稍偕茉春蛢δ芟到y聯合工作可增強系統出力穩定性光伏功率從而實現減少光伏/風力電站棄風及棄光，增加電站收益。伏下降過程中的波動口2019年我國棄風棄光量合計21

44、4.6億千瓦時，棄風、棄光率分別為4%2%。以度電售價0.4元/千瓦時記，對應市場可達86億元。未來隨可再生能夜間9:0012:0018:00源占比提升，發電端波動性增強，棄風、棄光量預計還有提升空間。時間圖：風電發電端儲能工作原理圖：我國棄風、棄光電量（億干瓦時）600開機容量497正備用500棄風41990003000400339發電負荷MMW風電理論功率M27300168.660002000風電接納空間10054946.5最小技術出力102015201920162017201824時間A棄風量（億干瓦時）棄光量（億干瓦時）數據來源：國家能源局，中國電力新聞網，于童基于全壽命周期理論的儲能

45、降低光伏電站+棄光率的經濟性分析，屈姬賢基于風電接納空間26，天風證券研究所#page#經濟性測算：政策補貼可大幅提高發電側儲能經濟性口中國補貼政策可大幅提高發電側儲能經濟性。假設儲能可以100%實現利用，每年工作280天。以總投資額150萬元/MWh分別對無政策補貼、度電補貼0.5元、度電補貼1元三種情景的國內發電端儲能進行經濟性測算。在無政策補貼時，鋰電儲能投資回收期為24年，一般鋰電壽命為13-20年，故無補貼情況下經濟性差；對儲能電量進行度電補貼分別為0.5元、1元時，投資回收期將下降至10.7年和6.9年，表現出明顯的經濟性提升。度電補貼為1元時，發電側儲能表現出較高的經濟性?？诤Ｍ?/p>

46、在無政策補貼背景下，發電側儲能經濟性差。從測算可見，歐洲、美國、日本的投資回收期均在20年以上，且海外幾乎無對應補貼政策，發電側儲能經濟性較差。表：中國發電側鋰電儲能經濟性測算度電補貼0.5元無補貼情境度電補貼1元150.00儲能投資（萬元）/MWh150.00150.000880.880.88系統能量效率0.900.900.90放電深度0.700.700.70每次循環的等效容量保持率全年滿負荷時可售電量（MWh）155.23155.23155.23價格（元/kwh）0.400.901.406.2113.9721.73收入（萬元/年）/MWh24.1610.746.90投資回收期（年）/MWh

47、表：海外發電側鋰電儲能經濟性測算日本歐洲&美國澳大利亞150.00儲能投資（萬元）/MWh150.00150.000.888800.88系統能量效率0.900.900.90放電深度0.700.700.70每次循環的等效容量保持率155.23155.23155.23全年滿負荷時可售電量（MWh）0.420.360.48價格（元/kwh）525.597.45收入（萬元年）/Mwh23.0126.8420.13投資回收期（年）/MWh數據來源：EssentialServicesCommission：Mercom，黎淑娟儲能的度電成本和里程成本分析，天風證券研究所28#page#經濟性測算：鋰電儲能成

48、本及價格下行可顯著提高儲能系統經濟性口隨鋰電儲能價格下行，儲能系統經濟性將得到大幅提升。2020-2025年間，預計隨鋰電儲能價格下行，給予年均15%的鋰電儲能投資降幅假設，則2020至2025年儲能系統投資額可自150萬元/MWh下降至67萬元/MWh，在無補貼情境下，中國、歐美、日本、澳大利亞的投資回收期均可下降至10年左右，具備一定經濟性，屆時投資額降低所導致的經濟性提升有望推動儲能系統的裝配比例快速增長。表：隨儲能投資額下降，發電側鋰電儲能經濟性測算20202021E2022E2023E2024E2025E儲能投資（萬元/MWh）150.0092.1278.3066.56127.501

49、08.38YOY-15%-15%-15%-15%-15%155.23155.23155.23155.23155.23155.23全年滿負荷時電量（MWh）/MWh投資回收期（年）9.1786656810.7中國：度電補貼0.5元11.710.08572中國：度電補貼0.3元13.86.124.220.517.514.812.610.7中國：無度電補貼23.019.614.112.016.610.2歐洲&美國：無度電補貼26822.819416.5140日本：無度電補貼11.9澳大利亞：無度電補貼20.117.114.512.410.58.9數據來源：EssentialSericesCommis

50、sion，Mercom，黎淑娟儲能的度電成本和里程成本分析，天風證券研究所29#page#中期中國市場預測：部分核心假設口分地域進行功率配比預測。因我國不同地區自然資源及棄光/棄風率環境不同，所需的儲能功率配比不同。又因棄風、棄光率造成的儲能系統經濟性不同，對應儲能裝配比率也會有所差異，故測算時我們對不同地區進行劃分，分別預測功率配比和裝撒比例。劃分標準為區域1：一類資源區+棄風棄光率5%；區域2：二類資源區1%棄風棄光率5%；區域3：棄風棄光率1%；區域4：棄風棄光率=0%。根據棄風棄光率數值，分別給予區域1-420%、15%、10%、5%的功率配比?？诜值赜蜻M行裝配比例預測，受政策刺激，平

51、均裝配比例將在2021年迎來大幅增長。因補貼政策可大幅提高儲能系統的經濟性，而國內對于發電端儲能的激勵政策大部分在2020年下半年出臺，光伏及風電項目從招投標到裝機時間周期約在6個月至1年，預計政策帶來的利好將在2021年得到爆發，造成平均裝配比例自1.4%上升至12.6%；后續隨補貼政策推廣疊加投資成本下行疊加，裝配比例持續快速增長?？诎l電側存量裝機對應儲能市場：2025年受經濟性提升影響，裝配比例將快速增長。由此前預測，投資額每年下降15%時，至2025年無補貼情況下儲能系統也將具備經濟性，有望帶動發電側存量裝機對應儲能的裝配比例自4%快速提升至7%。表：光伏風電分區功率配比表：光伏風電分

52、區裝配比例2020E2021E2022E2023E2024E2025E光伏新增裝機風電光伏新增光伏/風電分區功率配比3%25%45%60%20%35%光伏/風電區域1裝機容量占比容量占比2%55915%25%30%40%光伏/風電區域2區域120%15%20%1%10%20%15%30%45%光伏/風電區域30%0%0%0%0%0光伏/風電區域4區域235925915%2%12%18%23%31%44%光伏加權裝配比例區域335%18%10%風電加權裝配比例1%10%14%18924%34%存量裝機儲能裝配比0.5%1%2%3%4%7%區域4964815%5%例數據來源：Wind，天風證券研究

53、所30#page#中期中國市場預測：政策激勵+鋰電價格下行，發電端儲能市場有望快速增長口受政策激勵疊加鋰電價格下行影響，預計中國發電端儲能市場將快速增長。預計至2025年，中國發電側儲能市場可從2020年的0.34GWh增長至25.03GWh，CAGR達136%。表：中國發電側儲能市場中期預測2020E2021E2022E2023E2024E2025E334756688197集中式光伏新培裝機量/GW1.5%11.8%17.8%22.8%31.3%44.0%光伏裝配比例12.5%12.5%12.5%12.5%12.5%12.5%光伏功率配比3240448535集中式風電新增裝機量/GW1.3%

54、99614.0%18.1%24.4%33.9%風電裝配比例11.4%11.4%11.4%11.4%11.4%11.4%風電功率配比222222充電時長/h0.292874.867.27113818.01216262314370425174/GW314239276皖S8皖68429統的集中式國電裝GV414491576667763854未配儲能系統的裝機容1.0%2.0%3.0%4.0%0.5%012%12%12%12%12%12%功率配比222222充電時長/h0.501182.764.807.3314.35新能源發電側存量裝機對應儲能裝機/GWh0.680.051.582.042.527.0

55、2新能源發電側存量裝機對應新增儲能裝機/GWh總計0.343556.449.3113.9025.03存量及增市場合計/Gwh07810.7820.0933.9959.02433年底新能源發電側儲能裝機量/GWh0.09%0.91%1.45%3.22%0.43%2.12%儲能系統功率/新能源總裝機功率數據來源：Wind，國家能源局，天風證券研究所31#page#中期中國市場預測：政策激勵+鋰電價格下行，發電端儲能市場快速增長口至2025年中國發電側儲能裝機總量可達59GWh，新增裝機將貢獻大部分儲能市場。我們預測發電側總儲能市場中，受補貼和支持政策，疊加鋰電價格下行，新增裝機對應的儲能市場將由0

56、.29GWh增長至18.01GWh，2025年新增裝機對應市場占全部儲能市場比例達72%。至2025年底，發電側總儲能裝機量可達59GWh，CAGR為137%，總儲能功率占新能源總裝機功率的份額為3.2%?？谛履茉创媪垦b機對應儲能市場預計將在2025年開始爆發。預計受鋰電價格下行影響，預計2025年儲能系統在無補貼情境下也將具備經濟性，因此我們預計存量裝機對應的發電側儲能市場將在2025年開始爆發，對應市場將由2024年的2.52GWh增長2.8倍至7.02GWh。圖：2021-2025年中國發電側儲能市場測算圖：2021-2025年中國發電側總儲能裝機量測算/GWh7080957.02502

57、4012.52059.02018.0120420115811.38533.997.270.684.862.878881020.09010.782020E20216202262023E2024E202584.3300.78新能源發電側存量裝機對應儲能市場/GWh2020E2021E2022E2023E2024E2025E新能源發電側新增裝機對應儲能市場/Gwh數據來源：Wind，國家能源局，天風證券研究所32#page#中期海外市場預測：市場將在2025年因儲能價格下行而快速增長口受鋰電價格下行影響，全球發電側儲能市場將在2025年快速增長。預計至2025年，全球發電側儲能市場可從2020年的0

58、.82GWh增長至7.72GWh。儲能市場增速將在2025年因鋰電價格下行、儲能經濟性提高而大幅增長，假設2025年增量市場裝配比例提升3個百分點至6.5%，存量市場裝配比例自1%提升至1.5%，則海外總儲能市場將自2024年的3.05GWh提升2.5倍至7.72GWh。圖：海外發電側儲能市場中期預測1082.99640.924.7320.362.138985402020E2022日2023E2024E2025E2021E海外新增裝機量對應儲能市場：GWh存量裝機對應的儲能裝機市場：GWh表：海外發電側儲能市場中期預測2020F2021E2022E2023E2024E2025E12.5%12.

59、5%12.5%12.5%12.5%12.5%加等2222充電時長：h92.0119.0142.8171.4205.6246.8海外新增光伏集中式裝機量：GW海外新增風電集中式裝機：30.427.930.734.237.4444GW3.0%裝配比例1.5%2.0%2.5%3.5%6.5%海外新增裝機量對應儲能市場：GWh0.460.731081.542.134.73364.0480.6619.8786.0984.51215.2海外存量光伏集中式裝機量：GW466.5493.9556.9海外存風電集中式裝機量：GW523.8593.0634.60.60%0.70%0.80%0.90%裝配比例1.0

60、0%1.50%1.252.293.026.941.713.940.360.730.460.580.922.990.821.191672.283.05772機機市場：Gwh1.702.904.116849.8917.61年底海外發電側對應的儲能裝機容量：Gwh0.10%0.15%0.18%0.25%0.31%0.47%年底海外發電側對應的儲能裝機功率與總裝機量功率比例數據來源：Wind，中國儲能網，索比光伏網，天風證券研究所33#page#中期全球市場預測：預計至2025年增長28倍，中國將占據76%發電側市場口預計到2025年，全球發電側儲能市場將達33GWh，年均復合增速95%。我們預計到2

61、025年，全球發電側儲能市場將達到33GWh，較2020年增長28倍?？谑苷叽碳?，未來全球發電側儲能市場將主要由中國占據。受國內發電端儲能政策刺激影響，2020-2025年間中國發電側儲能增速快于全球，未來將占據全球儲能發電側市場的大部分份額，至2025年，中國發電側儲能市場占全球比例為76%。圖：全球發電側儲能市場中期預測35.0030.007.7225.0020.003.0515.0025.032.2810.001.6713.905.009.31196.440.823.550.340.002020E2021E2022E2023E2024E2025E口中國發電側儲能市場/GWh海外發電側儲

62、能市場/GWh數據來源：Wind，國家能源局，中國儲能網，索比光伏網，天風證券研究所t8#page#應用：電力輔助服務，調頻調峰備用口鋰電池儲能在電網側的主要應用領域是電力輔助服務市場，該市場的主要需求為調頻（AGC）、調峰與備用容量?？谡{頻（AGC）的作用是將發電設備向用戶供電的頻率調整到一定范圍內（500.2Hz），以維持電網穩定運行，避免損害各類電器口調峰的作用主要是在用電負荷較高時快速提供發電能力以“削峰”，而在負荷較低時降低發電功率或者作為用電設備減小供需差值以“填谷”，從而提高電網供電的充裕性，增強電網運行穩定性?？趥溆萌萘糠譃樨摵蓚溆茫ㄐD備用）和事故備用，事故備用容量可在電力系

63、統發生事故時保障供電的安全穩定，負荷備用則可在沖擊性負荷超過發電設備最大供電能力時提供應急增量。備用容量使用頻次較低，往往與調峰、調頻等功能共用機組。圖：儲能參與電網調頻的應用效果圖：儲能參與電網輔助調峰的應用圖Pbatery電網頻率HIz儲能系統儲能協助調頻前儲能協助調頻后P削峰HA50.0M填谷負荷/可再大大電網生能源電廠P20時間數據來源：黎淑娟儲能在高占比可再生能源系統中的應用及關鍵技術，天風證券研究所6#page#政策：海外超于成熟，國內已經起步口海外的電力輔助服務市場開展較早，種類更多，相對更加成熟。以美國PIM電力市場為例，自1997年成立以來該市場的規則不斷完善，目前主營調頻、

64、備用、黑啟動、無功電壓控制、不平衡電量5大類輔助服務產品，其中調頻與初級備用服務采用集中式市場化交易?？?017年以來，在國家能源局印發完善電力輔助服務補償（市場）機制工作方案后，中國各省市均已不同程度的開展了電力輔助服務市場，隨著“電改”的進一步深化，未來電化學儲能將會在更多地區參與電力輔助服務市場交易圖：主要國家或地區電力輔助服務市場分類對比表：電儲能參與電力輔助服務市場的相關政策情況（“”表示已有針對性政策）調頻政策調峰政策歐盟美國中國V福建NERCentsoe國家能源局青海V8V湖南山東一次調頻頻率響應一次調頻廣東有V東北自動發電控制（AGC）功輔調頻安徽江蘇助服旋轉備用二次調頻江西備

65、用河北南網非族轉備用務湖北三次調頻補充備用山西蒙西平衡機制現店浙江調峰貨市實時市場甘肅日內市場之之云南場四川數據來源：中國電力，儲能100人，天風證券研究所37#page#商業模式：獲得準入許可，得到服務收入口從主要國家現狀來看，調頻和調峰是儲能電站的主要應用場景，而鋰電儲能電站的主要商業模式則是為電網提供調峰、調頻、備用容量等服務，以此獲取市場化收入、補償收入或提成。這一模式的核心問題在于市場準入與服務成本?？陔m然2016年起國內市場就確立了電化學儲能在輔助服務市場的主體地位，但定價機制、補償來源與監管辦法仍需完善，而海外發達國家多數已允許電化學儲能公平參與市場競爭，其中美國2011年起即已

66、出臺相關法令允許儲能進入輔助服務市場圖：調頻和調峰是電池儲能的主要應用場景（美元/kW/年）600500400020391075756683005762399020033641112432431221331201461004397141109664484588290PJMCAISOERCOTISO-NEMISONYISO德國澳大利亞加拿大旋轉/非旋轉備用賬單管理與其他調峰口調頻備用容量需求響應數據來源：Lazard，天風證券研究所注：字母代表的是美國各電力市場8#page#經濟性分析：調頻比較里程成本，調峰對比度電成本口綜述：通過對電力輔助服務市場需求的分析，我們認為調頻和調峰是兩個最主要的需

67、求，因此我們針對這兩大市場進行了成本測算。由于容量型與功率型的服務需求差異較大，其定價方式也不一樣，因此我們對容量型的調峰采取度電成本的計算方式，而對功率型的調頻采取里程成本的計算方式?？谡{頻：根據論文數據及當前鋰電池成本變化，對鋰電儲能及抽水蓄能里程成本計算如下：表：鋰電儲能里程成本測算表：抽水蓄能里程成本測算成本項目項目成本150儲能系統成本（萬元/MW）625儲能系統成本（萬元/MW）50功率轉換成本（萬元/MW）50功率轉換成本（萬元/MW）975土建成本（萬元/MW）120運維成本（萬元/MW）8.25運維成本（萬元/MW）20其他成本（萬元/MW）電站殘值（萬元/MW）15總投資（

68、萬元/MW）81522.5其他成本（萬元/MW）08總投資（萬元/MW）225.5調頻出力系數調頻出力系數0876%系統能量效率88%系統能量效率5.00儲能電站有效調頻響應的持續時間（min）儲能電站有效調頻響應的持續時間（min）2.005.00儲能有效調頻響應的間限時間（min）2.00儲能有效調頻響應的間隔時間（min）25.00系統壽命（年）5.00系統壽命（年）9606電站年運行比例%06電站年運行比例1182600.00全生命周期內的有效調頻響應次數（次）591300.00全生命周期內的有效調頻響應次數（次）719020.80總調頻里程（次）416275.20總調頻里程（次）11

69、.335.42里程成本（元/MW）里程成本（元/MW）數據來源：何額源儲能的度電成本和里程成本分析，天風證券研究所39#page#經濟性分析：調頻已具備經濟性口鋰電調頻已具備經濟性：經計算，磷酸鐵鋰儲能電站的里程成本已可降至6元/MW以內，具備平等參與電力市場服務交易的競爭力，且由于磷酸鐵鋰儲能的調節速度快、調節質量高、配置靈活性強，在收益性方面更具有優勢（AGC補償費用=調節深度*調節性能單位里程調頻價格），將是未來新建獨立或聯合調頻儲能電站的優先選擇圖：鋰電儲能調頻成本相較目前各地調頻補償價格具備競爭力（元/MW）圖：鋰電儲能調頻至額定容量所需時間最短（min）120.0016.00100

70、.0014.00100.0012.0080.0066.6710.0060.008.0040.0033.36.004.0020.005.002.001.000.000.00格有金我下限上限數據來源：北極星儲能網，北極星電力新間網，天風證券研究所40#page#經濟性分析：調峰競爭力相對較弱口調峰：磷酸鐵鋰電池儲能度電成本在0.5-0.6元/kWh，明顯高于抽水蓄能的0.21-0.25元/kwh，因此目前在無補貼條件下，鋰電池儲能調峰的競爭力相對較弱，但后續隨著鋰電池成本的不斷降低，循環壽命提升，電池容量增大，鋰電儲能度電成本將會持續降低，而抽水蓄能對選址的要求較高，容量有限，鋰電儲能調峰有望獲得

71、更高的增長。圖：鋰電儲能調峰成本相對較高（元/kWh）表：鋰電儲能度電成本在0.5-0.6元控項目1.801.66150儲能系統成本（萬元/Mwh）1.6010功率轉換成本（萬元/MWh）1.40975土建成本（萬元/MWh）1.20運維成本（萬元/Mwh）8.251.00電站殘值（萬元/MWh）150.800.8022.5其他成本（萬元/Mwh）0.570.560.600.50總投資（萬元/MWh）185.50.440.406000設計DOD下的循環壽命（次）0.2088%0.200.10系統能量效率0.1090%放電深度0.0070%每次循環的等效容量保持率總處理容量3326.40.56度

72、電成本（元/kwh）數據來源：何額源儲能的度電成本和里程成本分析，天風證券研究所41#page#2025年空間測算：調頻+調峰新增裝機14GWh左右圖：鋰電儲能新增裝機電量將逐年提升口調頻：據北極星儲能網信息，調頻需求在火力發電系統中16.00的功率占比在2-3%，基于NREL的研究，當波動性發電占比14.002.53達30%時，調頻需求將翻倍。因此我們假設全球調頻需求裝12.002.2110.00機占比從2%逐步提升到2025年的3.2%，同時鋰電儲能調頻1.938.00169的滲透率從4%逐步提升至2025年的40%，則2025年鋰電儲6.0011.549.821474.007.15能調頻

73、的新增裝機量將達10GWh以上5.671.132.003.87中2.862.01口調峰：隨鋰電儲能度電成本逐年降低，預計2025年調峰新0.002018E2019E2020E202162022日2023E2024E2025E增裝機電量可緩慢提升至2.53GWh，在全球碳減排的背景鋰電儲能調頻裝機電量（GWh）鋰電儲能調峰裝機電量（GWh）下，當其經濟性提高后有望快速獲取火電調峰份額。表：2025年鋰電儲能調頻調峰裝機測算2017A2018E2019E2020E202162022E2023E2024E2025E5283.405494.735714.525943.116180.836428.066

74、685.186952.597230.70全球累計裝機（GW）292.1%2.2%2.3%2.4%2.6%27%2.8%調頻需求占比908105.67164.08115.39126.01137.60150.26179.18195.66調頻需求裝機（GW）213.664%6%21%鋰電儲能調頻滲透率9%12%16%27%88960t4.237952.704.045.8010.3712.8017.47鋰電儲能調頻裝機量（GW）20.282.111.352.015.677.15鋰電儲能調頻裝機電量（GWh）2.863.879.8211.540.03%0.04%0.04%0.05%鋰電儲能調峰需求占比0

75、.04%0.05%0.06%0.06%0.07%鋰電儲能調峰裝機電量（GWh）6.840981.131.291.471.691.932.212.538.953.135.357.359.0712.0314.06調峰調頻裝機電量合計（GWh）2.334.14數據來源：Bloomberg，邵忠衛火電聯合儲能調頻技術的研究與應用，王愷文計及非常規調峰的省級電網調峰形勢評估，天風證券研究所42#page#2025年空間測算匯總：電力系統與5G基站合計新增裝機209GWh左右口根據前述電力系統中三個場景的測算可得：2025年全球電力系統新增鋰電儲能裝機將達195GWh左右，其中未來5年增長潛力最大的場景為

76、用電側，2025年新增裝機有望達148GWh以上，其次為發電側，在國內強力政策推動下，2025年新增裝機有望達33GWh左右，而電網側雖新增裝機相對較小，2025年新增裝機在14GWh左右，但由于調頻調峰需求剛性，將長期占據一席之地?？诔娏ο到y外，此前我們在儲能系列報告1：國內儲能項目經濟性探討已經對5G基站的裝機容量進行了預測，預計2025年5G基站對鋰電儲能的需求將達14GWh口綜上，我們預計2025年全球電力系統與5G基站的合計新增鋰電儲能裝機將達209GWh。表：各場景下鋰電儲能裝機預測匯總圖：2020-2025年全球儲能裝機容量規模測算250100.0%2020E2021E2023

77、E2024E2025E2022E900685.7%20080.0%820345792用戶側/Gwh14896008815060.0%50.5%65.7%15812173354.3%46.9%發電側/GWh50.0%10040.0%1794512電網側/GWh1430.0%148125020.0%9281011123145G基站/GWh5710.0%200.0%021396189合計/Gwh134209202182025日2020日2022日2023E2024E電網側/GWh用電側GWh發電側GWhYOY85.7%54.3%46.9%650.5655.795G基站Gwh-YOY數據來源：天風證券

78、研究所3#page#5產業鏈相關標的44#page#鋰電儲能系統由電池、PCS、BMS、EMS等組成口鋰電儲能系統主要由電池組、儲能變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）以及其他電氣設備構成：口電池組是儲能系統最主要的構成部分；口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；口電池管理系統主要負責電池的監測、評估、保護以及均衡等；口能量管理系統負責數據采集、網絡監控和能量調度等?？谟捎阡囯妰δ芮熬皬V闊，各領域龍頭公司均已不同程度進行布局，代表上市公司有【寧德時代】、【億緯鋰能】、【派能科技】、【陽光電源】、【固德威】、【錦浪科技】、【德方納米】、【當

79、升科技】、【天賜材料】等。圖：鋰電儲能系統結構示意表：鋰電儲能領域代表公司控制信息儲能變流器能量管理系統類別代表公司（PCS）（EMS）狀態信息電池廠商寧德時代、億緯鋰能、派能科技直控狀直流充狀態信息流制態放信信PCS（儲能變流器）廠商陽光電源、固德威、錦浪科技、科士達電息電電池材料供應商德方納米、當升科技、天賜材料、龍蟠科技控制信息電池管理系統電池組（BMS）狀態信息非上市公司華為、遠景、國家電網儲能電池系統數據來源：Wind，公司官網，天風證券研究所5#page#受益儲能發展，電池廠商將獲取最大蛋糕表：產業鏈相關公司簡介口鋰電儲能系統的最主要組成部分是鋰電池，但儲能鋰電池電池廠商更看重經濟

80、性和高循環次數，動力鋰電池更看重高能量密公司2020年2月公告投資建設寧德車里灣鋰離子電池生產基地，規度。我們認為已布局儲能的低成本電池廠商將充分獲益寧德時代劃建設動力及儲能鋰電池生產線。2020H1公司儲能系統銷售收入為5.6億元，同比增長136.41%。推薦【寧德時代】、【億緯鋰能】、【派能科技】。2019年LFP裝機量1.77Gwh，市占率8.5%。目前儲能業務主要覆蓋口寧德時代在電池技術方面積累深厚，公司儲能電池覆蓋家通信儲能，中標“中國移動2020年磷酸鐵鋰電池集中采購”等項億緯鋰能目，在海外通訊儲能領域，深耕東南亞市場，井間接覆蓋了歐美用和大型項目。派能科技是國內較早開始鋰電池儲能

81、系統高端通訊儲能市場。商用的廠家之一，主要覆蓋家用市場，2019年全球市占率公司是國內較早開始鋰電池儲能系統商用的廠家之一，主營業務第三。億緯鋰能是平臺型公司，目前儲能產品主要覆蓋通派能科技為家用儲能設備。2019年公司自主品牌家用儲能產品出貨量約占全球出貨總量的8.5%，位居全球第三名，僅次于特斯拉和LG化學。信領域。表：儲能鋰電池與動力鋰電池參數不同圖：寧德時代、派能科技儲能業務營收與盈利快速增長18.6745%20儲能電池動力電池1838%41%40%1635%37%核心需求高安全、長壽命和低成本高能量密度12.541420830%1225%10循環次數3500次以上1000-2000次

82、8.2020%20%19%86.1015%64.26磷酸鐵鋰與三元均可，視經濟性10%4技術路線偏好磷酸鐵鋰占比呈上升趨勢1.89與使用環境而定1.43%G200%2017201820192020E安裝位置在房屋或電站附近，固定電動交通領域，移動一寧德儲能業務營收/億元派能儲能業務營收/億元容量等級從kWh到MWh不等kwh寧德儲能業務毛利率派能儲能業務毛利率數據來源：Wind，CNESA，天風證券研究所6#page#PCS廠商將受益于儲能需求增加帶來的量利雙升：儲能逆變器相關公司簡介表口鋰電儲能系統的另一重要組成為儲能逆變器，以光儲系統PCS廠商為例，儲能逆變器除需要滿足光伏逆變器對直流電轉

83、交流2019年儲能業務營收5.4億，營收占比4.2%。截至2019年底，公電的逆變要求外，增加了因儲能系統既要充電又要放電所陽光電源司參與全球重大儲能項目超900個。在CNESA統計的2019年中國新增電化學儲能項目中，公司裝機規模排名第一，遠超同業。帶來的雙向變流的需求，技術壁壘相較普通逆變器更高，價格、盈利水平均高于光伏逆變器。2019年儲能逆變器收入1.08億元，毛利率高達53%；戶用儲能逆變固德威口推薦在儲能逆變器領域布局較早并已有成效的廠商【陽光器全球市占率第一，2019年市占率15%電源】、【固德威】、【錦浪科技】，其中陽光電源是光伏逆變器龍頭，在儲能領域側重于工商業市場，固德威、

84、錦浪科技2019年儲能逆變器收入0.17億元，毛利率達44%。錦浪科技側重于戶用市場。圖：固德威儲能逆變器價格明顯高于光伏逆變器（元/W）圖：固德威儲能逆變器的毛利率大幅高于光伏逆變器1.860%01.781.6856%1.6-1.621.6155%D1621.4351%1.450%50%8t1.245%44%40%40%40%38%8035%32%0.630%0.5129%0.460.425%0.440330.30.220%201720172018201920182019儲能-直銷一儲能-經銷十光伏經銷一儲能-直銷儲能-經銷一-光伏-直銷一一光伏-經銷一0一光伏-直銷數據來源：Wind，CN

85、ESA，天風證券研究所47#page#電池材料龍頭廠商將受益于儲能電池帶來的量增表：電池材料相關公司簡介口從鋰電儲能系統對電池材料的需求來看，我們推薦具有成電池材料廠商本優勢的純正的LFP正極標的【德方納米】、產品已大批量公司主營LFP正極，收入占比在95%左右，2019年LFP正極出貨2.3用于海外儲能市場的【當升科技】，磷酸鐵核心供應商萬噸，市占率在27%，為國內第一大LFP正極材料供應商。且自德方納米2016年下半年以來開始逐步以自制鐵源代替外購鐵源，自制鐵源【天賜材料】。降本效應明顯?？诘路郊{米采用降本空間大的液相法生產LFP正極，自2016公司2016年率先在國內開發出儲能多元材料，

86、主要客戶包括三星當升科技SDI、LG化學、SKI，是國內三元正極企業中，出口量最大的公司年下半年以來開始逐步以自制鐵源代替外購鐵源，具備一更能充分享受海外儲能爆發的紅利定成本優勢，龍頭地位穩固。當升科技于2016年率先在國3萬噸電池級磷酸鐵材料項目于2019年12月完工，預計2020年已開內開發出儲能多元材料，產品已大批量用于三星、LG、SKI天賜材料始貢獻利潤。由于磷酸鐵鋰電池經濟性更高，儲能多采用磷酸鐵鋰電池，未來公司磷酸鐵有望受益于儲能裝機快速增長。等海外高端儲能電池供應商，先發布局有望獲取更高份額。圖：德方納米儲能客戶收入及占比逐步提升（萬元）圖：當升科技三元材料產能逐年提升（萬噸）1400012%4.511%1200010%115773.59%100008%3800070942.56%0009080854%44000119232%1.31.320000.50%20192020日20216201620182017燕郊原有產能海門原有產能口江蘇海門當升三期常州當升一期一儲能客戶收入一儲能客戶收入占比數據來源：Wind，天風證券研究所8