電力、煤氣及水等公用事業行業：多視角下儲能的復盤與展望-211219（38頁）.pdf

1、 - 1 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 市場數據市場數據(人民幣）人民幣） 市場優化平均市盈率 18.90 國金電力、煤氣及水等公用 事業指數 4541 滬深 300 指數 4955 上證指數 3632 深證成指 14868 中小板綜指 14232 相關報告相關報告 1.提價格促消納，跨省現貨提振運營商盈 利-跨省電力現貨點評報告 ，2021.11.25 2.碳減排支持工具推出，多環節利好新能 源發展-公用事業行業點評 ，2021.11.10 5.湖南推動煤電聯動，重塑發電企業估值- 電價政策點評 ，2021.9.30 多視角下多視角下，儲能的復盤與展望儲能的復盤與展望 行業觀點行業觀點 時間

2、視角：時間視角：儲能是新型電力系統之基，儲能是新型電力系統之基，高比例可再生能源高比例可再生能源并并網，構建新型網，構建新型 電力系統遇到挑戰。電力系統遇到挑戰。隨著“雙碳”進程的推進，風光并網電量快速提升， 新型電力系統建設面臨諸多挑戰，儲能的發展與建設是構建新型電力系統 的基礎。截至 2020 年末，中國儲能累計裝機功率達 35.6GW，同比增加 9.9%，其中抽水蓄能占比為 89.3%；電化學儲能裝機功率 3.27GW，同比 增長 91.2%，迎來爆發。 空間視角空間視角： “十四五”期間： “十四五”期間，儲能儲能裝機裝機將快速將快速提升提升，風光配儲貢獻電化學，風光配儲貢獻電化學 儲

3、 能主 要增 量。儲 能主 要增 量。 預計至“十四 五”末 ，電化 學儲能 累計 裝機功率 47.7GW，裝機容量 98.5Gwh。預計至 2025 年，電源側新增裝機功率/容 量 為11.23GW/28.09GWh ； 電 網 側 新 增 裝 機 功 率 / 容 量 為 3.03GW/6.07GWh；用戶側新增裝機功率/容量為 3.15GW/6.31GWh。 橫向視角：橫向視角：政策拉動效應在國內將開始顯現，政策拉動效應在國內將開始顯現，儲能需要電力現貨市場儲能需要電力現貨市場、輔、輔 助服務市場，助服務市場，商業模式尚需商業模式尚需迭代迭代。對比美國、英國的儲能發展歷程，我們 認為儲能發

4、展早期依賴政策驅動，核心在于明確儲能的市場主體地位；中 期驅動在于補貼激勵；長期驅動在于降本、經濟性提升，且成熟的電力現 貨市場可傳導儲能建設運營成本。2021 年，中國明確電源側配儲比例、拉 大峰谷電價及尖峰差價，我們認為國內政策已經具備早中期驅動條件。在 國內新型電力系統建設過程中，儲能的商業模式將隨著電力現貨市場的逐 漸成熟而不斷迭代，多種盈利模式并存將是未來發展方向。 縱向視角：縱向視角：1）上游上游電芯環節，電芯環節，成本占 60%以上，以鋰電池（LFP）為主 流路線，動力電池廠商的規模及成本優勢顯著，看好在既有技術路線下動 力電池廠商的切換能力，以及頭部動力電池企業對新技術的開拓實

5、力。2） 中游中游 PCS環節環節，成本占比僅次于電芯，中國頭部廠商出海盈利能力較強。 PCS 企業將充分受益于美國表前市場高增、歐洲戶用市場高景氣，且長期 將受益于國內儲能裝機的快速增長。3）中游中游 BMS 環節環節，目前技術路線尚 在迭代，現有方案多來自于 TI、NXP 等芯片公司，行業在加速洗牌中，看 好頭部動力電池企業及技術壁壘高的專業 BMS 企業，制定相關標準。4） 下游系統集成環節下游系統集成環節，四類企業主要參與，包括光伏龍頭、動力電池龍頭、 電力企業、儲能集成企業，目前最大的集成商市占率仍小于 10%，短期仍 將呈現群雄割據的情況，長期看好 EMS領域發力的集成企業。 投資

6、建議投資建議 兩個角度兩個角度：1）海外機遇：海外機遇：2020 年，美國表前市場儲能裝機增速超過 400%，預計至 2025 年，美國儲能裝機容量將有 5 倍以上空間。海外戶用市 場用戶粘性高、產品毛利率高，中國 PCS 優質企業已經出海形成規模優 勢。2）國內機遇：國內機遇：2021 年，中國儲能政策密集出臺，電源側的風光配儲將 拉動裝機增長；峰谷差價拉大，為用戶側的儲能盈利初探機遇。未來電力現 貨市場的逐漸建立，將為儲能提供更完備的商業模式，建議關注電網投資增 加帶來的機遇。 重點關注公司重點關注公司：寧德時代（電新組覆蓋） 、科華數據（通信組覆蓋） 、固德 威、中國電建、文山電力。 風

7、險提示風險提示 電化學儲能安全、穩定性不及預期；成本下降進度不及預期；電力現貨市場 建設進度不及預期。 3294 3515 3736 3957 4179 4400 4621 201221 210321 210621 210921 國金行業 滬深300 2021 年年 12 月月 19 日日 資源與環境研究中心資源與環境研究中心 電力、煤氣及水等公用事業行業研究 買入（維持評級） 行業深度研究行業深度研究 證券研究報告 行業深度研究 - 2 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 內容目錄內容目錄 一、時間視角：儲能是新型電力系統之基 .5 1.1 轉型：新型電力系統迎來挑戰 .5 1.2 驅動：三側需求

8、保障儲能快速發展 .7 1.3 形式：儲能類型多樣，電化學儲能發展迅速 .8 1.4 對比：動力電池 VS儲能電池，異同幾何？ .12 二、空間視角：中國電化學儲能裝機規模如何？ .14 2.1 電源側：風光配儲，貢獻主要裝機增量 .14 2.2 電網側：三種用途調峰、調頻、尖峰負荷補償.15 2.3 用戶側：工商業為主，滲透率有待提升 .18 三、以橫向視角，中美歐儲能都在哪個階段？ .19 3.1 美國：降本+政策驅動，表前市場爆發增長 .19 3.2 英國：制度催化效果顯著，戶用市場快速增長 .22 3.3 中國：政策密集，將迎來快速增長 .24 四、縱向視角：電化學儲能產業鏈梳理 .2

9、8 4.1 上游電芯：鐵鋰主流，鈉、釩電池各具優勢 .28 4.2 中游組裝：PCS寡頭高增，BMS尚需迭代 .33 4.3 下游系統集成：競爭格局分散 .37 五、投資建議 .38 六、風險提示 .38 圖表目錄圖表目錄 圖表 1：2020 年我國各類發電量占比（%） .5 圖表 2：典型風電出力曲線與負荷曲線.5 圖表 3：加州“鴨子曲線”，凈負荷隨太陽能發電規模增加而增加 .6 圖表 4：新型電力系統面臨的挑戰.6 圖表 5：儲能在電源側、電網側、用戶側的應用場景.7 圖表 6：儲能在電源側的應用場景.7 圖表 7：儲能在電網側的應用場景.8 圖表 8：儲能在用戶側的應用場景.8 圖表

10、9：儲能技術定位 .9 圖表 10：儲能不同技術路線特點 .9 圖表 11：全球儲能累計裝機量及增速（GW，%）.10 圖表 12：中國儲能累計裝機量及增速（GW，%） .10 圖表 13：2020 年全球各類儲能裝機結構（%） .10 圖表 14：2020 年全球電化學儲能裝機結構（%） .10 圖表 15：2020 年中國各類儲能累計裝機功率占比（%） . 11 圖表 16：2020 年中國電化學儲能細分裝機份額（%） . 11 UXmWgVaXmU9UzWMB9P8QaQtRnNtRoPfQqRpNiNnPnN8OqQzQxNqMpQwMpNxP 行業深度研究 - 3 - 敬請參閱最后一

11、頁特別聲明 圖表 17：中國電化學新增裝機功率及增速（GW，%） . 11 圖表 18：中國電化學儲能新增裝機及增速（GWh，%） . 11 圖表 19：2020 年中國新增電化學儲能裝機功率分布. 11 圖表 20：常用儲能電池對比 .12 圖表 21：各類電池性能比較 .12 圖表 22：儲能電池與動力電池參數對比.13 圖表 23：電化學儲能空間測算總表.14 圖表 24：中國電化學儲能新增裝機功率預測（GW）.14 圖表 25：中國電化學儲能新增裝機容量預測（Gwh） .14 圖表 26：電源側儲能裝機功率及裝機容量測算（GW，GWh）.15 圖表 27：電源側新增裝機功率預測（GW）

12、.15 圖表 28：電源側新增裝機容量預測（Gwh） .15 圖表 29：電網側新增電化學儲能裝機功率預測（GW） .16 圖表 30：電網側新增電化學儲能裝機容量預測（Gwh） .16 圖表 31：中國夏季典型用電負荷曲線（GW） .16 圖表 32：中國冬季典型用電負荷曲線（GW） .16 圖表 33：電網側儲能調峰新增裝機測算（GW，GWh） .17 圖表 34：2010 年后中國用電負荷最大值及增速（億 KW，%） .17 圖表 35：電網側調頻配儲空間測算（GW，GWh） .18 圖表 36：尖峰負荷補償配儲空間測算（GW，GWh）.18 圖表 37：用戶側配儲空間測算（GW，GWh

13、） .18 圖表 38：各國儲能政策總覽 .19 圖表 39：美國大型儲能系統成本（$/KW，$/kwh） .20 圖表 40：841 法令核心要點FERC 關于儲能參與電力市場的規則修改 .20 圖表 41：2017 年加州 SGIP五輪補貼發放標準 .21 圖表 42：不同儲能系統市場對應的補貼標準.21 圖表 43：不同儲能容量對應的補貼標準.21 圖表 44：美國儲能行業股權投資事件（1 億美元以上） .21 圖表 45：德州 2020 年電源供給分布 .22 圖表 46：美國大型電化學儲能分布及預期（MW） .22 圖表 47：英國非抽蓄儲能裝機容量（MW） .23 圖表 48：動態

14、遏制（DC）調頻輔助服務類型 .23 圖表 49：儲能在英國電力市場的收益來源 .24 圖表 50：各省電源側新能源配儲政策總結 .24 圖表 51：儲能商業模式 .26 圖表 52：儲能系統成本拆分 .27 圖表 53：電池成本拆分 .27 圖表 54：儲能新建成本預測（元/kw，元/Kwh）.27 圖表 55：儲能產業鏈梳理.28 行業深度研究 - 4 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 圖表 56：電化學儲能系統結構示意圖 .28 圖表 57：2020 年中國動力電池企業市場占比 .29 圖表 58：2020H1 全球動力電池裝機量前十（GWh）.29 圖表 59：儲能成本拆分某 10MWh

15、儲能項目 .29 圖表 60：正極 LFP、三元 523 材料價格（萬元/噸） .29 圖表 61：鈉電池的主要轉變及構成（隔膜無變動） .30 圖表 62：鈉電池與鋰電池鉛酸電池比較.30 圖表 63：鈉離子電池在儲能主要應用 .30 圖表 64：國內鈉離子電池主要標的.31 圖表 65：釩電池工作原理圖 .31 圖表 66：釩電池優缺點比較 .32 圖表 67：四川片狀 98%五氧化二釩價格（萬元/噸） .32 圖表 68： 釩電池裝機量及預測（GW）.32 圖表 69：全釩液流電池發展趨勢 .32 圖表 70：儲能變流器拓撲示意圖 .33 圖表 71：2020 年中國 PCS裝機量前五（

16、MW） .33 圖表 72：2020 年中國 PCS市場份額（按裝機量） .33 圖表 73：2020 年海外 PCS（不含戶用）出貨量前五的國產商（MW） .34 圖表 74：部分 PCS企業儲能板塊收入（億元） .34 圖表 75：部分 PCS企業儲能板塊收入增速 .34 圖表 76：部分 PCS企業海外營收占比 .34 圖表 77：部分 PCS企業儲能業務毛利率.34 圖表 78：電池不一致性來源 .35 圖表 79：BMS主動均衡.35 圖表 80：BMS被動均衡.35 圖表 81：BMS主動均衡、被動均衡比較 .35 圖表 82：BMS數量及市場規模（萬套、億元）.36 圖表 83：

17、國內 BMS發展面臨問題 .36 圖表 84：三類 BMS廠商市場份額 .37 圖表 85：2019 年新能源汽車 BMS市場份額 .37 圖表 86：四類儲能系統集成商代表企業.37 圖表 87：2020 年中國新增儲能裝機功率排名（MW） .37 圖表 88：2020 年中國儲能系統集成商海外排名（MW） .37 行業深度研究 - 5 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 一、一、時間視角：時間視角：儲能是新型電力系統之基儲能是新型電力系統之基 1.1 轉型：轉型：新型電力系統迎來挑戰新型電力系統迎來挑戰 “雙碳”“雙碳”進程中進程中，風光發電量快速增長風光發電量快速增長。能源供給結構將隨著“雙碳

18、”進 程逐步推進而演變，非化石能源電力供給份額將快速提升。中國目前仍較 嚴重依賴火電，2020 年，中國火電發電 5.33 萬億 kwh，占比達 71.2%； 風光發電量占比為 7.51%。 根據國家能源局綜合司發布關于 2021 年風 電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿） ，2025 年中國風光 發電量占比要達到 16.5%左右。 圖表圖表1：2020年我國各類發電量占比（年我國各類發電量占比（%） 來源：國家統計局，國金證券研究所 風電風電、光伏光伏并并網加速網加速，新型電力系統新型電力系統遇到挑戰遇到挑戰。常規火電機組具有平抑電 網運行中由于運行方式或負荷變化引起的不平衡功率

19、的能力，具有較強的 穩定性和抗干擾性。隨著“雙碳”進程的推進，風光電量比例逐漸提升， 新型電力系統建設面臨較多挑戰。 1）風電隨機性較強風電隨機性較強，出力呈現逆負荷特性，出力呈現逆負荷特性。風電單日波動最大幅度可達裝 機容量的 80%，隨機波動性使風電無法響應系統中出現的功率不平衡。風 電出力峰值多在凌晨，在上午至晚間出力較低，有顯著的逆負荷性質。 圖表圖表2：典型風電出力曲線與負荷曲線典型風電出力曲線與負荷曲線 來源： 新能源消納關鍵因素分析及解決措施研究 ，國金證券研究所 71.19% 16.37% 5.59% 4.94% 1.92% 火電 水電 風電 核電 光伏 0.5 0.55 0.

20、6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.30 0.34 0.38 0.42 0.46 0.50 123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 負荷負荷/pu 風電風電/pu 風電（pu） 負荷（pu） 行業深度研究 - 6 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 2）光伏日內出力波動值可達裝機容量的光伏日內出力波動值可達裝機容量的 100%。以美國加州地區為例，光 伏裝機規模的不斷擴大對電力系統其他電源迅速調峰的要求不斷提高，光 伏日內出力波動值甚至可以達到 100%。 圖表圖表3：加州“鴨子曲線” ，凈負荷隨太陽能發電規模增

21、加而增加：加州“鴨子曲線” ，凈負荷隨太陽能發電規模增加而增加 來源：California Independent System Operator，國金證券研究所 新型電力系統四個基本特征：新型電力系統四個基本特征：新型電力系統有四個基本特征，1）廣泛互聯： 形成更堅強的互聯互通網絡平臺，可以實現季節差互補、風光水火互調、 跨地區跨領域補償調節等，實現各類發電資源共享及備用；2）智能互動： 將現代通信技術與電力技術融合，將電網打造成高度感知、雙向互動、智 能高效的系統；3）靈活柔性：電網要充分具備調峰調頻能力，實現靈活柔 性性質，增強抗擾動能力；4）安全可控：實現交流與直流電壓等級協調發 展，

22、防范系統故障及大面積停電風險。 圖表圖表4：新型電力系統面臨的挑戰：新型電力系統面臨的挑戰 場景場景 原因原因 挑戰挑戰 用電結構轉用電結構轉 型型 1）產業轉型帶來用電結構轉型，制造業向高端發展，服務業不斷 擴大，可中斷負荷占比增加； 2）更多新能源車輛的應用帶來交通部門用電負荷增加； 3）建筑部門電氣化帶來居民用電負荷增加，峰谷負荷差進一步擴 大。 1）制造業與服務業增長的不確定性，使得中長期 的輸電規劃面臨挑戰； 2）大規模制造業的間歇性負荷模式，為負荷的預 測、調度和操作帶來困難； 3）輸電網負載能力有限； 4）低功率因數（電感）負載對無功補償和相關法 規的挑戰。 “源網荷源網荷 儲儲

23、”一體化一體化 1）風能和太陽能等間歇性資源不斷增加促進分布式電源發展； 2）電源側向“風光水火儲”多能互補系統發展； 3）負荷側向終端一體化供能系統發展。 1）分布式發電整合； 2） “源網荷儲”一體化發展減少輸電線路的需 求。 清潔能源清潔能源 公用事業去碳化政策極大地改變了電源側結構。 1）電源布局和布局與負荷中心的一致性； 2）全國范圍的潮流變化； 3）局部無功功率問題； 4）電網靈活性響應：慣性、電壓、頻率和負荷響 應等。 網絡的脆弱網絡的脆弱 性及威脅性及威脅 1）電網互聯對計算機與數據共享的依賴性增強，不斷推動能源互 聯網發展； 2）能源互聯網發展也使得電網更容易受到物理和網絡威

24、脅； 3）為了與電網發展步調一致，必須要提高所有關鍵基礎設施控制 系統的防御能力，包括供水、天然氣和交通系統。 1）強化基礎設施建設以避免遭受攻擊造成的損 失； 2）公用事業單位正在尋求在更經濟、更具成本效 益的方式來應對風險。 “雙碳”帶“雙碳”帶 來的成本增來的成本增 加加 1） “雙碳”目標下煤炭增產難，煤價高位帶來煤電成本上升； 2）環境成本內部化導致化石能源（尤其是煤電）碳排放成本增 加； 3）新增水電、核電成本不斷增加。 1）發電成本不斷增加； 2）壓制終端價格上漲導致大規模限電發生。 來源：國金證券研究所整理 行業深度研究 - 7 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 1.2 驅動驅動：

25、三側三側需求需求保障保障儲能儲能快速發展快速發展 在新型電力系統中，多環節均需要配臵儲能，形成“儲能+”的新結構。 電源側電源側、電網側及用戶側均對儲能設備有迫切需求。、電網側及用戶側均對儲能設備有迫切需求。1）電源側：儲能可以應 用于電源調頻輔助服務、備用電源、平滑出力波動等場景，解決因風光發電帶 來的電網不穩定及棄電問題。2）電網側：儲能可以參與電網調峰調頻、緩解 輸電設備擁堵、優化電網潮流分布、改善電能質量等，核心作用是保障電網穩 定運行。3）用戶側：用戶可以配臵儲能設備通過削峰填谷來節省費用、設立 備用電源保障用電連續性、開發移動電源車和應急電源等。 圖表圖表5：儲能在電源側、電網側、

26、用戶側的應用場景：儲能在電源側、電網側、用戶側的應用場景 來源：國金證券研究所整理 電源側電源側：儲能在電源側的應用規模最大。儲能在電源側的應用主要包括改 善能源涉網特征、參與輔助服務、優化潮流分布并緩解堵塞、提供事故備 用。電源側重點在維持電網平衡需求為主，確保風光順利并網。 圖表圖表6：儲能在電源側的應用場景：儲能在電源側的應用場景 來源：國金證券研究所整理 電網側：電網側：儲能可使系統的布局靈活度、可移動性加強，使輸配電成本實現 時序分攤、空間分攤。儲能在電網側的應用包括節能增效、延緩投資、應 急備用、電能質量改善四個方面。 行業深度研究 - 8 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 圖表圖表7

27、：儲能在電網側的應用場景儲能在電網側的應用場景 來源：國金證券研究所整理 用戶側：用戶側：主要面向工商業用戶。儲能在用戶側的應用主要包括削峰填谷、 備用電源、智能交通、社區儲能、供電可靠性等領域。用戶側儲能應用模 式豐富，主要包括以下三種模式：1）以儲能為手段，聚合可中斷負荷、電 動汽車、智慧農機等多種資源，協同分布式發電，參與需求側響應、拓展 多元消納等；2）用戶利用峰谷價差，降低用電成本；3）以“儲能+微電 網”的模式，保障用戶側供電可靠性。 圖表圖表8：儲能在用戶側的應用場景：儲能在用戶側的應用場景 來源：國金證券研究所整理 1.3 形式：形式：儲能類型多樣，電化學儲能儲能類型多樣，電化

28、學儲能發展迅速發展迅速 儲能技術定位：儲能技術定位：儲能改變電力系統時刻“供需平衡”的運行原則，關鍵因 素即為時間因子的介入。儲能的三個主要功能為長時有功支撐與調節、短 時有功支持、短時有功調節，涉及的三個重要參數為：功率容量、額定續 航時間、出力頻次。 行業深度研究 - 9 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 圖表圖表9：儲能技術定位：儲能技術定位 功能功能 應用環節應用環節 應用場景應用場景 功率（千瓦）功率（千瓦） 續航時間續航時間 響應速度響應速度 等效頻次等效頻次 （次（次/天）天） 長時有功支撐與長時有功支撐與 調節調節 發電 新能源調峰 10-100 2-6 時 分鐘級 1-2 次/天

29、 黑啟動 1-30 30-60 分 分鐘級 2 次/年 輸配 延緩輸變電設備 擴容升級 1-30 2-6 時 分鐘級 60 次/年 用電 用戶備用電源 0.5 3-12 時 分鐘級 20 次/年 峰谷價差套利 2000 次 1500 雙極鉛蓄電池 550-900 30-50 80%-90% 3000 次 鈉硫電池鈉硫電池 60 300 85 2500 次 液流電池液流電池 全釩液流電池 80-120 15-30 65%-75% 12000 次 3000-5000 鋅溴液流電池 30-50 65-75 65%-75% 12000 次 鋰離子電池鋰離子電池 鈷酸鋰電池 100 約 180 95 3

30、00 次 錳酸鋰電池 300 約 100 95 500 次 磷酸鐵鋰電池 300 約 120 95 4000 次 1400-2000 三元鋰電池 170 約 170 95 1000 次 4000-5000 鈦酸鋰電池 600 約 70 95 20000 次 6000-7000 來源：國金證券研究所整理 圖表圖表21：各類電池性能比較：各類電池性能比較 來源：國金證券研究所整理 電化學儲能源于動力電池，電化學儲能源于動力電池，但但與動力電池側重不同。與動力電池側重不同。2016-2017 年，國家 鼓勵生產動力電池，動力電池在汽車行業過剩，電化學儲能電池開始逐漸 用在電力系統上。動力電池比儲能電

31、池有更高的性能要求，對能量密度、 充電速度、放電電流要求更高，且動力電池容量低于 80%就無法應用于汽 車，改造后可用在儲能系統中。儲能電池一般固定安裝，對容量、安全性 及循環壽命要求更高。 循環壽命循環壽命 效率效率 能量密度（能量密度（wh/kgwh/kg） 安全性安全性 成本優勢成本優勢 環境影響環境影響 鉛酸電池 鎳系電池 鋰系電池 鈉硫電池 液流電池 行業深度研究 - 13 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 圖表圖表22：儲能電池與動力電池參數對比：儲能電池與動力電池參數對比 參數指標參數指標 儲能電池儲能電池 動力電池動力電池 用途用途 電源、電網、用戶側等環節，基站，3C 產品等 新

32、能源汽車、兩輪電動等 放電倍率（放電倍率（C） 1C 左右 10C 或以上 隔膜隔膜 放電慢，不易生熱，對隔膜要求較低 生熱快，對隔膜要求高 空間要求空間要求 高 低 成本要求成本要求 低 中 循環壽命（次）循環壽命（次） 3500-12000 1000-2000 容量密度（容量密度（Wh/kg） 135-150 150-200 BMS 系統系統硬件邏輯結構硬件邏輯結構 一般 2-3 層模式，第 3 層用以應對大規模管理 一般 1 層集中式或 2 層分布式 BMS 系統系統通訊協議通訊協議 內部通信采用 CAN 協議，外部通信 TCP/IP 協議 內外部均為 CAN 協議 PCS 系統系統 儲

33、能 PCS：1）用作備用電源、2）維持電網穩定 性、3）低成本高效輸壓 無 來源：中國儲能網，國金證券研究所 行業深度研究 - 14 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 二、二、空間視角：中國空間視角：中國電化學電化學儲能裝機儲能裝機規模規模如何？如何？ 根據 CNESA 統計，中國 2019、2020 年電化學儲能累計裝機量分別為 1.71GW、3.25GW。我們分別從電源側、電網側、用戶側，對電化學儲能 裝機進行測算，預計至“十四五”末，電化學儲能累計裝機功率 47.7GW， 裝機容量 98.5Gwh。 圖表圖表23：電化學儲能空間測算總表：電化學儲能空間測算總表 2021E 2022E 202

34、3E 2024E 2025E 儲能新增裝機功儲能新增裝機功 率（率（GW） 電源側 1.65 3.41 6.20 9.10 11.23 電網側 0.25 0.38 0.97 2.17 3.03 用戶側 0.28 0.43 0.73 1.49 3.15 合計合計 2.18 4.21 7.90 12.77 17.42 電化學儲能累計裝機功率（電化學儲能累計裝機功率（GW） 5.43 9.64 17.54 30.30 47.72 儲能新增裝機容儲能新增裝機容 量（量（Gwh） 電源側 2.97 6.47 12.40 20.02 28.09 電網側 0.50 0.76 1.93 4.35 6.07 用

35、戶側 0.39 0.68 1.31 2.98 6.31 合計合計 3.86 7.91 15.64 27.35 40.46 電化學儲能累計裝機功率（電化學儲能累計裝機功率（Gwh） 7.14 15.06 30.70 58.05 98.51 來源：國金證券研究所測算 圖表圖表24：中國中國電化學電化學儲能新增裝機功率儲能新增裝機功率預測預測（GW） 圖表圖表25：中國中國電化學儲能電化學儲能新增裝機容量新增裝機容量預測預測（Gwh） 來源：國金證券研究所測算 來源：國金證券研究所測算 2.1 電源側電源側：風光風光配儲配儲，貢獻主要貢獻主要裝機增量裝機增量 電源側的測算主要考慮集中式光伏、風電的新

36、增裝機配儲。電源側是電化 學儲能主要的增量來源，今年下半年出臺的政策要求風光發電項目將強制 配臵 5%-20%不等的儲能。1）儲能滲透率：）儲能滲透率：我們預計在政策推動下，新增 風光電站的配儲比例從今年開始逐漸提升；又因電源側電化學儲能目前更 多地起到消納和減少棄電的作用，我們判斷配儲比例將在未來 1-2 年內隨 著電源側電化學儲能參與市場而逐漸提升。2）配儲時長：）配儲時長：按照今年各省份 下發的文件，電源側配儲時長一般要求 2 小時，我們預計配儲時長會陸續 增加，且在“十四五”末期，電源側儲能盈利模式穩定后，風光配儲時長 會超過 2 小時。 根據國家能源局數據，2020 年末我國集中式光

37、伏裝機增量為 32.68GW， 風電新增裝機為 71.67GW。預計 2025 年我國風電、光伏配儲新增裝機功 率將達 28.09GWh，預計“十四五”期間，電源側儲能新累計增裝機功率 達 31.59GW。 光伏光伏配儲測算假定配儲測算假定：電源側集中式光伏儲能新增功率=年度新增集中式光伏 裝機功率*新增功率配儲率，新增容量=新增儲能裝機功率*儲配小時數。 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 2021E2022E2023E2024E2025E 電源側增量（GW) 電網側增量（GW) 用戶側增量（GW) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 2021E202

38、2E2023E2024E2025E 電源側增量（GWH) 電網側增量（GWH) 用戶側增量（GWH) 行業深度研究 - 15 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 風電風電配儲測算假定配儲測算假定：電源側風電儲能新增功率=年度風電新增裝機功率*新 增部分配儲比例，新增容量=新增儲能裝機功率*配儲小時數。 圖表圖表26：電源側電源側儲能裝機儲能裝機功率功率及裝機及裝機容量容量測算（測算（GW，GWh） 參數參數 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 光光 伏伏 集中式光伏裝機增量（GW） 32.68 30.00 37.50 45.00 48.60 47.79 增量配儲能比

39、例（%） 2.00% 3.00% 5.00% 8.00% 10.00% 12.00% 新增儲能裝機（新增儲能裝機（GW） 0.65 0.90 1.88 3.60 4.86 5.73 儲配小時數（h） 1 1.8 1.9 2 2.2 2.5 儲能新增規模（儲能新增規模（GWh） 0.65 1.62 3.56 7.20 10.69 14.34 風風 電電 風電新增裝機（GW） 71.67 50.00 51.00 52.00 53.00 55.00 增量配儲能比例（%） 0.85% 1.50% 3.00% 5.00% 8.00% 10.00% 新增儲能裝機（新增儲能裝機（GW） 0.61 0.75

40、1.53 2.60 4.24 5.50 儲配小時數（h） 1 1.8 1.9 2 2.2 2.5 儲能新增規模（儲能新增規模（GWh） 0.61 1.35 2.91 5.20 9.33 13.75 合合 計計 新增儲能裝機合計（新增儲能裝機合計（GW） 1.26 1.65 3.41 6.20 9.10 11.23 新增儲能裝機規模合計（新增儲能裝機規模合計（GWh） 1.26 2.97 6.47 12.40 20.02 28.09 來源：wind，國家能源局，國金證券研究所測算 圖表圖表27：電源側電源側新增裝機新增裝機功率功率預測（預測（GW） 圖表圖表28：電源側電源側新增裝機容量預測（新

41、增裝機容量預測（Gwh） 來源：國家能源局，國金證券研究所測算 來源：國家能源局，國金證券研究所測算 2.2 電網側：電網側：三種用途三種用途調峰、調頻、尖峰負荷補償調峰、調頻、尖峰負荷補償 在電網的關鍵節點布放，儲能可以按照調度實現充放電，以完成對電網的 調峰調頻，與電源側相比，儲能在電網側更多起到替代作用。儲能在電網 側主要有兩種類型：1）大型的獨立儲能電站；2）替代輸配電設施的儲能。 第一種類型判斷短期無法做到太大規模；第二種類型因城市核心區域電力 需求旺盛，安全性是重要的考慮因素。 我們對電網側儲能空間預測考慮三方面，即電網調峰、電網調頻、電網尖 峰負荷補償。 0 2 4 6 8 10

42、 12 2021E2022E2023E2024E2025E 光伏：儲能新增裝機（GW） 風電：儲能新增裝機（GW） 0 5 10 15 20 25 30 2021E2022E2023E2024E2025E 光伏：儲能新增規模（Gwh） 風電：儲能新增規模（Gwh） 行業深度研究 - 16 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 圖表圖表29：電網側新增：電網側新增電化學儲能電化學儲能裝機功率預測（裝機功率預測（GW） 圖表圖表30：電網側新增電網側新增電化學儲能電化學儲能裝機容量預測（裝機容量預測（Gwh） 來源：國金證券研究所測算 來源：國金證券研究所測算 1）調峰：調峰：通過調峰通過調峰保障保障電力

43、系統的實時平衡電力系統的實時平衡。預計 2025 年，電網側電化 學調峰儲能新增功率 1.94GW，新增容量 3.88GWh。預計“十四五”期間， 電化學儲能調峰裝機功率合計增加 4.27GW，裝機容量合計增加 8.55Gwh。 測算測算邏輯邏輯：1、電化學儲能新增調峰功率=風光累計裝機容量*日波動率*調 峰需求比例*電化學滲透率；2、電網側電化學儲能新增調峰功率=儲能累 計裝機需求*電網側調峰占比；3、電網側電化學儲能新增容量=電網側電化 學儲能新增調峰功率*配儲時長。 參數假定：參數假定：1、日波動率：日波動率：參照能源轉型委員會的典型中國用電負荷曲線， 取夏季波動數據，日內功率波動按照

44、900GW 至 1250GW，取波動率 38%； 2、調峰需求比：調峰需求比：調峰是由于負荷和用電量的供需錯配，需要投入額外機組 以保持平衡。隨著未來風光并網的電量和比例增加，系統負荷波動率會大 幅增加，我們假設調峰的需求比例每年增加 5%（小于年風光裝機功率增 速的一半） 。3、電化學儲能、電化學儲能調峰滲透率調峰滲透率：調峰輔助服務以火電為主，未來 火電機組數量增長有限、風光發電量逐步增加，且電化學儲能成本逐漸下 降、調節能力靈活，我們判斷電化學儲能在調峰的滲透率逐漸提升，目前 獨立電站形式已開始探索。4、電網側調峰占比、電網側調峰占比及配儲時長及配儲時長：因目前電源側 的儲能可通過調峰輔

45、助服務市場獲益，而電網側的調峰很大部分是緩解電 網阻塞、延緩投資，我們假設電網側調峰占比按 30%來測算；配儲時長按 照 2h 測算。 圖表圖表31：中國夏季典型用電負荷曲線（：中國夏季典型用電負荷曲線（GW） 圖表圖表32：中國冬季典型用電負荷曲線（：中國冬季典型用電負荷曲線（GW） 來源：能源轉型委員會，國金證券研究所 來源：能源轉型委員會，國金證券研究所 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 2021E2022E2023E2024E2025E 調峰（GW） 調頻（GW） 尖峰負荷補償（GW） 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 202

46、1E2022E2023E2024E2025E 調峰（Gwh） 調頻（Gwh） 尖峰負荷補償（Gwh） 行業深度研究 - 17 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 圖表圖表33：電網側電網側儲能儲能調峰調峰新增裝機新增裝機測算（測算（GW，GWh） 序號序號 指標指標 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E A 風電累計裝機容量（GW） 281.53 326.53 372.53 419.53 467.53 517.53 B 光伏累計裝機容量（GW） 252.50 312.50 375.00 450.00 531.00 610.65 C 日波動率 38% 38% 38% 3

47、8% 38% 38% D 調峰需求比例 25% 30% 35% 40% 45% 50% E=(A+B)*C* D 儲能調峰累計裝機功率需求（GW） 50.73 72.85 99.42 132.17 170.75 214.35 F 電化學儲能覆蓋比例 1.5% 1.7% 2.0% 3.0% 5.0% 7.0% G=E*F 調峰配儲累計裝機需求（GW） 0.76 1.24 1.99 3.97 8.54 15.00 H 電網側占比 30% 30% 30% 30% 30% 30% I=G*H 電網側電化學儲能電網側電化學儲能調峰新增儲能功率（調峰新增儲能功率（GW） 0.23 0.14 0.22 0.

48、59 1.37 1.94 J 配儲能時長（h） 2 2 2 2 2 2 K=I*J 調峰新增儲能容量（調峰新增儲能容量（GWh） 0.46 0.29 0.45 1.19 2.74 3.88 來源：能源轉型委員會，CNESA，國金證券研究所測算 2）調頻：調頻：預計 2025 年，電網側調頻儲能新增功率 0.76GW，新增容量 1.52GWh。預計“十四五”期間，電網側電化學儲能調頻新增裝機功率將 將達 1.75GW，新增裝機容量達 3.49Gwh。 參數參數假定假定：1、用電負荷增速：、用電負荷增速：根據國家電網公布的最大用電負荷，2015- 2020 年用電負荷 CAGR 為 6.19%，鑒

49、于溫度升高及新能源占比提升，我 們取用電負荷極值未來年增速為 10%。2、電化學儲能調頻滲透率：、電化學儲能調頻滲透率：目前 的調頻以火電調頻為主，考慮未來尖峰負荷逐漸提升，火電機組的二次調 頻爬坡速率慢，我們假定未來電化學儲能的調頻滲透率逐漸增加。3、電網、電網 側占比及配儲時長：側占比及配儲時長：因未來風光裝機功率占比提升，帶來的頻繁、小幅調 頻需求顯著提升，我們假設電網側需求占比隨著風光裝機功率增加逐漸提 升 2%左右。配儲時長均取 2 小時。 圖表圖表34：2010年后中國用電負荷最大值及增速（億年后中國用電負荷最大值及增速（億KW，%） 來源：國家電網，國金證券研究所 0% 2% 4

50、% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 20% 0 2 4 6 8 10 12 20102011201220132014201520162017201820192020 最大用電負荷（億KW） 增速 行業深度研究 - 18 - 敬請參閱最后一頁特別聲明 圖表圖表35：電網側調頻配儲空間測算（：電網側調頻配儲空間測算（GW，GWh） 序號序號 指標指標 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E A 電網最大負荷（億 kw） 10.76 11.84 13.02 14.32 15.75 17.33 B 調頻需求比例 2.90% 3.00% 3.10% 3.