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锂电储能行业深度报告:应用场景多点开花,万亿市场即将开启

(报告出品方/作者:川财证券,黄博、张天楠)

报告综述

锂离子电池占据电化学储能主导地位,应用场景丰富

储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同,广义储能包括电储能、热储能和氢 储能三类。抽水蓄能是目前装机量最高的储能路线,占全球储能累计装机规模的 90%以上。2019 年,全球电化学储能累计装机规模为 8.22GW,占比 4.5%,比去年 同期增长 0.9 个百分点。在电化学储能领域,锂离子电池占据电化学储能最大比 重,2019 年,全球锂离子电池占电化学储能装机 87.3%。未来,下游可再生能源并 网、电动车以及 5G 基站等应用场景将为锂离子电池产业发展贡献较大增量。

风电、光伏消纳、新能源车迅速渗透、5G 基站放量,孕育万亿级广义储能市场

我们对 2020-2025 年间可再生能源并网、电动车以及 5G 基站备用电源三大储能应 用场景下的储能新增装机需求进行了测算。预计 2020-2025 年,全球新增锂电储能 装机容量合计 1622GWh,2025 年全球新增锂电储能装机容量 648GWh;国内新增锂 电储能装机容量合计 858GWh,2025 年国内新增锂电储能装机容量 270GWh。看好磷 酸铁锂电池在可再生能源并网、电动车以及 5G 基站三类应用场景中的发展前景, 我们认为,未来磷酸铁锂电池路线在三类应用场景下都将占据主导。据测算,2020- 2025 年,全球磷酸铁锂储能系统新增市场空间分别为 478、774、1135、1796、2783、 4343 亿元,合计 1.1 万亿元,万亿级储能市场正在孕育。

多地出台文件支持新能源加配储能,青海出台全国首个储能补贴政策

平滑新能源出力波动、减少弃风弃光率催生发电侧消纳需求,2020 年,中央、地 方陆续出台“新能源配套储能”政策支持储能产业发展。2021 年 1 月 18 日,青 海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》,为全国首个 针对“可再生能源+储能”项目补贴方案。我们以青海省为例,对光伏电站加装储 能项目的成本进行测算,并评价其经济性。在储能时长 2 小时,储能配置比例 10%、 15%、20%情况下,配置储能新增度电成本 0.05、0.07、0.1 元/kWh。根据目前降 本趋势,预计 2020 年底光伏度电成本为 0.36 元/度,已接近全国脱硫燃煤平均 电价 0.3624 元/度。光伏已初步步入平价拐点,储能补贴政策可以在一定程度缓 解由加装储能带来的新能源装机压力。我们认为,伴随着电池产业降本增效的推 进和光伏系统成本的下降,储能经济性将进一步提高,逐步可实现不依赖补贴的 商业化、规模化发展。

一、储能行业概况及下游应用领域

1.储能的分类

储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同,广义储能包括电储能、热储 能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式,按照存储原理的不同又分为 电化学储能和机械储能两种技术类型。其中,电化学储能是指各种二次电池 储能,主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等;机械储能主要包括抽 水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水 蓄能,电化学储能受地理条件影响较小,建设周期短,可灵活运用于电力系 统各环节及其他各类场景中。同时,随着成本持续下降、商业化应用日益成 熟,电化学储能技术优势愈发明显,逐渐成为储能新增装机的主流。未来随 着锂电池产业规模效应进一步显现,成本仍有较大下降空间,发展前景广 阔。

2.全球储能以抽水蓄能为主,电化学储能前景广阔

抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术,主要领用领域包括电力系统削峰 填谷、调频调相和紧急事故备用等。抽水蓄能也是目前装机量最大的技术,占全球储能累计装机规模的 90%以上。抽水蓄能存在受地理资源条件的限 制,能量密度较低,总投资较高等问题。


电化学储能占比逐年提升。电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能,电化学储能受地理条件影响较小,建设周期短,可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时,随着成本持续下降、商业化应用日益成熟,逐渐成为储能新增装机的主流。

根据中关村储能产业技术联盟(CNESA),截至 2019 年底,全球已投运储能项目累计装机规模 183.1GW,同比增长 1.2%。其中抽水蓄能累计装机占比最 大,为 93.4%,比去年同期下降 0.9 个百分点。电化学储能累计装机规模为 8.22GW,占比 4.5%,比去年同期增长 0.9 个百分点。

在电化学储能领域,锂离子电池占据全球新增投运总规模的最大比重,2019 年,全球锂离子电池累计装机占电化学储能 87.3%,居主导地位。

截止至 2019 年底,我国已投运储能项目累计装机规模 32.3GW,占全球 18%, 同比增长 3.2%。其中抽水蓄能累计装机占比最大,为 93.7%,比去年同期下 降 2.1 个百分点。

截至 2019 年底,我国电化学储能累计装机规模为 1.59GW,占比 4.9%,比去 年同期增长 1.5 个百分点。锂离子电池储能装机规模 1.27GW,在电化学储能 中占比 79.7%,其次是铅蓄电池,占比 18.60%。

总体来看,我国电化学储能装机规模尚小,这与所处的发展阶段相关。我国 电化学储能市场大致可分为四个发展阶段:一是技术验证阶段(2000-2010 年),主要是开展基础研发和技术验证示范;二是示范应用阶段(2011-2015年),通过示范项目开展,储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰,应 用价值被广泛认可;三是商业化初期(2016-2020 年),随着政策支持力度 加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透,储能装机规模快速增加、商业 模式逐渐建立;四是产业规模化发展阶段(2021-2025 年),储能项目广泛 应用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善,形成较为完整的产业体系和 一批有国际竞争力的市场主体,储能成为能源领域经济新增长点。

3.锂离子电池占据电化学储能主导地位,应用场景丰富

锂离子电池占据我国乃至全球电化学储能总规模的最大比重,发展可期。未 来,下游可再生能源并网、电动车以及 5G 基站等将为锂离子电池产业发展贡 献较大增量。

锂离子电池按照应用领域分类可分为消费、动力和储能电池。消费电池涵盖 消费与工业领域,包括智能表计、智能安防、智能交通、物联网、智能穿 戴、电动工具等,是支持万物互联的关键能源部件之一。动力电池主要应用 于动力领域,服务的市场包括新能源汽车、电动叉车等工程器械、电动船舶 等领域,储能电池涵盖通讯储能、电力储能、分布式能源系统等,是支持能 源互联网的重要能源系统。

二、储能应用场景分析及成长空间测算

1.储能在电力系统中的应用:新能源消纳是储能爆发风口

从整个电力系统的角度看,储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中,发电侧对储能的需求场景类型较多,包括 电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等;输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等;用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

2020 年可再生能源装机量高增,新能源消纳问题亟待解决,储能蓄势待发。

新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点,随着新能源装机容量的不断提 高,由此引发的消纳问题日益凸显,储能在其中占据至关重要的地位。“十 三五”期间,消纳问题是制约新能源产业大规模发展的瓶颈,新能源消纳需 要协同电力系统各方综合解决,目前我国新能源已初步进入无需依赖政府补 贴的市场化发展阶段,行业具备成长动力和空间,新能源装机的大幅提升给 电力系统管理提出了新的要求。

我们对 2020-2025 年,风、光并网储能装机需求进行测算,首先,我们测算 2020-2025 年全国风电、光伏装机规模。

假设:

(1)2030 年,非化石能源占一次能源消费比重为 25%。

(2)2014-2019 年,我国一次能源消费总量年均复合增长率为 2.6%,假设 2019-2030 年我国一次能源消费总量年均复合增长率为 1.5%。

(3)2030 年各类电源利用小时数与 2019 年一致。

(4)1 万吨标煤约等于发电量 0.32 亿千瓦时。

(5)当前我国水电开发已进入中后期,假设水电装机容量复合增速为 1%;

核电 2020 年重启审批,假设装机容量复合增速为 2%。

(6)2030 年,风电、光伏发电量一致。

据测算,截至 2030 年底,风电累计装机规模将达到 639GW,光伏累计装机规 模 1137GW,CAGR 分别为 11%、17%。接下来,对 2020-2025 年间新能源并网储能需求进行测算。

假设:

(1)根据各地出台的新能源配置储能相关政策,储能配置比例在 5-20%之 间,我们假设 2020 年新增储能装机规模配置比例为 10%,配置比例每年上升 2 个百分点。

(2)储能时长为 2 小时。

(3)根据前表测算的 2030 年风电、光伏累计装机规模,计算 2020-2030 年间装机年均复合增长率 CAGR 分别为 11%、17%,假设每年全国风电、光伏装 机以此增速增长。

据测算,2020-2025 年,全国可再生能源并网带来新增储能装机需求合计 155GWh,年度新增装机分别为 11、16、21、27、35、45GWh。

我们对 2020-2025 年海外新能源并网储能装机容量进行测算。2019 年,海外 风电累计装机容量 415GW,海外光伏累计装机容量 438GW。假设 2020-2025 年,海外风电、光伏装机增速均为 15%;2020 年储能配备比例为 2%,以后每 年增长 1 个百分点,储能时长为 2 小时。

据测算,2020-2025 年海外风电、光伏并网新增储能装机容量合计 120GWh, 年度新增装机分别为 5、9、15、21、30、40GWh。

2.储能在通信领域的应用:5G 基站建设带来大量备用电源需求

国家加速 5G 建设,通信基站对备电电池需求量激增。工信部数据显示,截至 2020 年底,我国已建设超 70 万个 5G 基站,2020 年我国新建 5G 基站达到 58 万个,我国 5G 终端连接数已超 1.8 亿。同时,2021 年全国工业和信息化工 作会议和三大运营商 2021 年工作会议在北京召开,2021 年我国将新建 5G 基 站 60 万个以上,相比 2020 年继续提速。

根据智研咨询,2021-2025 年,我国新增 5G 基站数量分别为 80、110、85、 60、45 万个。5G 单站功耗是 4G 单站的 2.5-3.5 倍,目前 5G 单站满载功耗约 为 3700W,备电时长多为 4 小时。据测算,2020-2025 年,全国 5G 基站备用 电源带来储能需求 8.58、11.84、16.28、12.58、8.88、6.66GWh,合计 64.82GWh。

对海外 5G 基站储能需求进行测算,2020 年海外 5G 基站累计约 30 万个,假 设 2021-2025 年,海外 5G 基站建设增速与我国保持一致,单站满载功耗约为 3700W,备电时长 4 小时。据测算,2020-2025 年,海外 5G 基站备用电源带 来储能需求 3.7、5.07、6.98、5.39、3.81、2.85GWh,合计 27.8GWh。

3.新能源车渗透率提升,动力电池迎放量

我们对 2020-2025 年国内以及海外新能源车磷酸铁锂电池需求进行测算。

国内新能源乘用车 2020 年产量为 124.6 万辆,按照工信部 2025 年规划,达 到约 600 万辆,对应 CAGR 为 37%,2030 年预估市占率达到 50%,约为 1300 万辆。截至 2019 年,国内新能源乘用车中铁锂占比仅为 5%,预计到 2030 年,搭载铁锂的新能源汽车占比将提升至 60%。新能源乘用车目前渗透率较 低,且搭载磷酸铁锂的渗透率更低,随着渗透率的不断提升,预计 2025 年铁 锂需求将达到约 170GWh,是 2019 年的近 95 倍。

国内新能源客车市场,全国公交车总体 70 万辆左右,更新周期 8 年,平均 9 万辆/年,增量有限;单车带电量 200kWh,铁锂占持续在 95%以上,未来燃料 电池会有一定份额。新能源专用车市场:包括卡车、市政用车等,轻卡和中卡 市场空间大概 20 万辆/年,市政车辆空间较小,因此我们预计产量在 2025 年稳定在 25 万辆左右,磷酸铁锂占比 95%。2019 年全国搭载铁锂的新能源客车 与专用车占比分别达到 85%和 60%,未来增长空间较小。

海外新能源汽车市场首次引入磷酸铁锂电池,市场空间巨大。欧洲受到碳排放 新政影响,各大车企均开启转型之路,按照规划,2025 年新能源车占据总销量 的 20-25%,保守预期在 20%,则 2025 年新能源乘用车产量将达到 1200 万辆, CAGR 为 49%。2030 年均接近发达国家燃油禁售令的期限,因此保守预测新能 源车市占率到 50%。2020 年 10 月,7000 辆搭载磷酸铁锂的国产 Model 3 出口 欧洲,预计会逐渐打开欧洲市场,磷酸铁锂在海外的市占率逐渐提升。磷酸铁 锂凭借高安全性和低廉的成本有望抢占海外 550km 以下的续航里程的车型,预 计最终市占率将达到 60%。

4.下游应用场景储能需求高增,孕育万亿级市场

对上述三类应用场景下的锂电储能装机需求进行汇总,我们预计 2020-2025 年全球新增锂电储能装机容量合计达 1622GWh,2025 年全球新增锂电储能装 机容量 648GWh。2020-2025 年我国全国新增锂电储能装机容量合计达 858GWh,2025 年全国新增锂电储能装机容量 270GWh。

我们看好磷酸铁锂电池在可再生能源并网、电动车以及 5G 基站三类应用场景中的发展前景,我们认为,未来三类储能应用场景下,磷酸铁锂电池都将占据主导。与三元路线相比,磷酸铁锂在使用寿命、安全性、快速充放、成本 等方面具备明显优势,更适用于储能市场。在目前较为成熟的储能应用中, 磷酸铁锂电池分布式储能电源,早已被广泛运用到通信基站、用户侧削峰填 谷、离网电站、微电网、轨道交通、UPS 甚至家庭储能等多个场景。

在动力电池领域,伴随新能源汽车补贴持续退坡,以及动力电池新技术的加 持,磷酸铁锂电池的成本优势逐渐显现,能量密度问题也逐步改善,我们认 为,未来动力电池也将逐步向磷酸铁锂电池转向。

接下来,我们对可再生能源并网、电动车以及 5G 基站三类应用场景下,全球磷酸铁锂电池储能市场空间进行测算。

假设:

(1)新能源并网储能情境下:2019 年我国电力系统储能锂电池出货量中磷 酸铁锂电池占比达 95.5%,我们设定国内新能源并网储能 100%采用磷酸铁锂 路线;海外市场方面。2019 年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比 41%,较 2018 年提高约 7 个百分点;镍钴锰三元锂电池占比 55%(主要来自 特斯拉和 LG 化学等),其他锂电池占比 4%。假设 2020 年海外市场新能源并 网储能中,磷酸铁锂电池占比 50%,每年以 10 个百分点递增。

(2)5G 基站备用电源应用场景下:设定国内 100%采用磷酸铁锂路线;设定 2020 年海外市场 5G 基站备用电源储能中,磷酸铁锂电池占比 50%,每年以 10 个百分点递增。

(3)动力电池方面,上述新能源车储能测算过程已专门针对磷酸铁锂动力电 池需求进行测算,无需再做区分。

(4)三类应用场景下,2020-2025 年磷酸铁锂电芯单价分别为 0.6、0.55、 0.5、0.48、0.46、0.44 元/wh。磷酸铁锂储能系统方面,新能源并网储能按 照电芯占系统成本 60%来计算储能系统成本;5G 基站对管理系统要求不高, 系统成本在电芯成本的基础上增加 0.1 元/wh;动力电池系统成本在电芯成本 的基础上增加 0.2 元/wh。根据各应用场景当年新增储能装机占比,计算加权 平均的储能系统单价,以此作为综合的磷酸铁锂储能系统单价,据测算,综 合磷酸铁锂储能系统单价分别为 0.88、0.81、0.75、0.72、0.7、0.67 元 /wh。

据测算,2020-2025 年,三类应用场景下的全球磷酸铁锂电芯市场空间分别 为 324、524、759、1192、1836、2852 亿元,合计 7487 亿元;全球磷酸铁锂 储能系统市场空间分别为 478、774、1135、1796、2783、4343 亿元,合计 1.1 万亿元。

国内磷酸铁锂电芯市场空间分别为 298、433、562、713、918、1187 亿元, 合计 4110 亿元;国内磷酸铁锂储能系统市场空间分别为 439、639、840、 1074、1392、1807 亿元,合计 6190 亿元。

三大应用场景下,全球磷酸铁锂储能系统市场空间超万亿元;国内磷酸铁锂储能系统市场空间达 6000 亿。

三、光伏并网加装储能成本及经济性测算--以青海省为例

我们以青海省为例,对光伏电站加装储能项目的成本进行测算,以评价其经济性。

2021 年 1 月 18 日,青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试行)的通知》,为全国首个针对可再生能源+储能项目补贴方案。

文件明确:

(1)将实行“新能源+储能”一体化开发模式,新建新能源配置储能容量原则上不低于 10%,时长 2 小时以上。

(2)新建、新投运水电站也需同步配置新能源和储能系统,使新增水电与新能源、储能容量配比达到 1∶2∶0.2。

(3)对"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,给予每千瓦时 0.10 元运营补贴,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 元补贴。

(4)补贴对象为 2021、2022 年投产的电化学储能项目,补贴时限暂定为 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日。

2020 年前三季度,青海省太阳能、风能、水电等多项清洁能源发电量达历史最高水平。截至 2020 年 10 月底,青海省新能源装机占比达到 57.2%,成为 中国首个新能源装机过半的省级行政区。青海省太阳能、水能、风能等清洁 能源资源富集,是中国重要的战略资源接续储备地,特别是可再生能源种类 全、储量大、分布广,开发利用条件好,具备良好的新能源装机条件。

随着新能源装机量和装机占比的不断提升,青海省新能源消纳问题逐步凸显。根据国家能源局公布的 2019 年全国光伏、风电并网运行数据,2019 年 全国弃光率 2%,弃风率 4%。青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影 响,弃光率提高至 7.2%,同比提高 2.5 个百分点;弃风率为 2.5%。2019 年 青海省光伏发电设备利用小时数为 2925 小时,风电发电设备利用小时为 1743 小时。

以装机规模 500MW 的集中式光伏电站为例,对青海省光伏电站储能成本进行测算。2019 年青海省光伏发电设备利用小时数为 2925 小时,对应日均光照 时间 8 小时。按照 10%,2 小时时长配置储能,则需要 100MWh 储能。假设储能电池一天进行 1.5 次充放电,满载情况带有电量 100MWh,每天充放电量 150MWh,该电站一天发电量为 500MW*8h=4GWh。该部分储能对应弃光率 3.75%,不足以覆盖 2019 年青海省 7.2%的光伏弃光率。配置 20%,2h 时长的 储能装置,对应储能容量 200MWh,每天充放电量 300MWh,解决弃光率 7.5%,可以基本完全解决青海省光伏电站弃光问题。

储能的成本构成最主要包括系统成本和持续成本。储能系统成本包含储能系 统所需全套设备的供货,包括磷酸铁锂电池、PCS、BMS、EMS、汇流设备、变 压器、集装箱内的配套设施并负责交货到项目安装、调试及相关技术服务。储能系统成本取 1.1 元/wh。根据 2020 年 11 月公示的 2020 年青海光伏竞价 项目 170MWh 储能系统采购公示,储能系统投标价格均价在 1.0 元-1.2 元 /wh,测算过程中选取储能价格为 1.1 元/wh。持续成本包括维护、保修、充 电和辅助电源、监测和寿命终止回收成本,根据 NEC(日本电气株式会社), 锂电储能系统每年维运成本约为 77 美元/kWh,折合人民币约 500 元/kWh。

据测算, 在储能时长 2 小时,储能配置比例 10%、15%、20%情况下,配置储 能新增度电成本 0.05、0.07、0.1 元/kWh。

青海省此次出台的“新能源+储能”项目补贴规定,给予每千瓦时 0.10 元运营补贴,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 元补贴,则补贴最高可达到 0.15 元/kWh,高于我们测算的三类情形下的储能成本。然而,当前补贴时限暂定为 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日,仅为 2 年时间。假设补贴额度为 0.1 元/kWh,且保持不 变,补贴完全覆盖成本所需补贴年限分别为 5、8、11 年。因此,若补贴不具备持续性,则青海省出台的时限 2 年的“新能源+储能”项目补贴仍不足以完 全覆盖储能成本。

根据亚化咨询,2019 年,全国光伏的年均利用小时数为 1169 小时,光伏电 站建设成本 4.5 元/W,此时度电成本为 0.44 元/度。根据目前降本趋势,预 计 2020 年底光伏电站建设成本平均在 3.5 元/W 左右,此时度电成本为 0.36 元/度,已接近全国脱硫燃煤平均上网电价 0.3624 元/度。光伏现已初步步入 平价拐点,此时在无补贴的情况下加装储能,将提升电站建设成本,导致部 分电站不具备经济性,补贴政策可以在一定程度缓解由储能需求带来的新能 源装机压力。

我们认为,伴随着电池产业降本增效的不断推进以及光伏系统成本的逐步下降,储能经济性将进一步提高,逐步可以实现不依赖补贴的商业化、规模化发展。

四、政策跟踪,多地出台政策文件支持新能源加配储能

我国在储能产业的战略布局可以追溯至 2005 年出台的《可再生能源发展指导 目录》,氧化还原液流储能电池、地下热能储存系统位列其中。

2010 年储能行业发展首次被写进法案。彼时出台的《可再生能源法修正案》 第十四条中明文规定“电网企业应发展和应用智能电网、储能技术”。在此 法案指引下,深圳、上海、江苏、湖南、甘肃以及河北等地,开始制定储能 相关政策,推动储能行业发展。2011 年,储能被写入“十二五”规划纲要。2016 年以来,多地出台政策推动电储能参与电力辅助服务。随着电力市场改 革的进一步深化,电力辅助服务市场成为改革的热点和重点,储能作为手段 之一,出现在电力辅助服务市场。

2016 年 3 月,“发展储能与分布式能源”被列入“十三五”规划百大工程项 目,储能首次进入国家发展规划。

2017 年 9 月,发改委、财政部、科技部、工信部和能源局联合印发《关于促 进储能技术与产业发展的指导意见》(以下简称《意见》),这是我国储能 行业第一个指导性政策。《意见》提出未来 10 年中国储能产业发展目标,以 及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示 范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能 化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点 任务,从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业 发展进行了明确部署。

2019 年 6 月,发改委、科技部、工信部和能源局联合印发《贯彻落实<关于 促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020 年行动计划》,进一步提出 加强先进储能技术研发和智能制造升级,完善落实促进储能技术与产业发展 的政策,推进储能项目示范和应用,加快推进储能标准化等。

平滑新能源出力波动、减少弃风弃光率进一步催生发电侧消纳需求,2020 年中央、地方陆续出台“新能源配套储能”政策支持储能产业发展。

为解决新能源消纳难题,2020 年以来多省份出台新能源配套储能相关政策, 一些地方政府对新能源配储能的配置比例提出了指导性建议,储能配比介于 5-20%之间。

2021 年 1 月 18 日,青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施(试 行)的通知》,为全国首个针对“可再生能源+储能”项目补贴方案。新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点,随着新能源装机容量的不断提 高,由此引发的消纳问题日益凸显,储能在其中占据至关重要的地位。目 前,我国光伏、风电电站在不加装储能的情形下已初步步入平价拐点,但配 置储能将进一步提升电站建设成本,导致部分电站不具备经济性,阻碍新能 源装机规模的进一步扩大。“可再生能源+储能”项目补贴方案能够在一定程 度解决电站加装储能的经济性问题,有助于新能源产业链打破消纳瓶颈,同

时,也有助于储能行业加速发展。

目前,全球电力系统新增储能项目基本采用锂离子电池路线,根据 BloombergNEF,2010 年到 2020 年间,全球锂离子电池组平均价格从 1100 美 元/千瓦时降至 137 美元/千瓦时,降幅达 89%,根据最新预测,到 2023 年, 锂离子电池组平均价格将接近 100 美元/千瓦时。若后续各地储能补贴政策继 续放开,伴随着电池产业降本增效的不断推进,将进一步加速储能产业发 展。

五、电力系统储能产业链分析

1.电池、逆变器是产业链价值量最大环节

完整的电化学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。


储能电池系统是储能系统的核心部件之一,需要与储能变流器等其他部件集 成为完整储能系统后提供给终端用户,因此存在相应的系统设计、集成及安 装等环节。由于系统集成涉及的电气设备较多、专业性较强,因此一般由系 统集成商对整个储能系统的设备进行选型,外购或自行生产储能变流器及其 他电气设备后,匹配集成给下游的安装商,安装商在安装施工后最终交付终 端用户。储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等;中游主 要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商;下游主要 为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

储能系统的成本构成中,电池是储能系统最重要的组成部分,成本占比60%;其次是储能逆变器,占比 20%,EMS(能量管理系统)成本占比 10%, BMS(电池管理系统)成本占比 5%,其他为 5%。


2.产业链标的梳理:关注电池、逆变器、铁锂正极头部企业

电池是储能系统最重要的组成部分,目前布局储能电池的优质标的包括宁德 时代、派能科技、亿纬锂能、国轩高科、比亚迪等。派能科技是国内最纯正 的储能电池标的,尤其是在家用储能领域占据全球领先地位,2019 年,全球 自主品牌家用储能产品出货量前三名分别为特斯拉、LG 化学和派能科技,所 占市场份额分别为 15%、11%和 8.5%。宁德时代、亿纬锂能、国轩高科和比亚 迪的业务布局大多集中在动力电池领域,但各家公司在电力储能领域也均有 布局。目前,储能电池普遍沿用动力电池产线,与动力电池并未形成差异, 因此,当前的动力电池领军企业可凭借其在锂电领域的技术、规模优势,进 军储能领域,拓宽业务布局。

纵观全球储能产业的企业竞争格局,由于特斯拉、LG 化学、三星 SDI 等厂商 在境外储能市场起步较早,且当前储能领域的市场需求多源自于国外,国内 的储能需求相对较少,近年来伴随着电动汽车市场的爆发储能需求才得以扩 张,相比而言,本土企业在品牌和渠道方面处于劣势。从国内储能市场发展 来看,未来 5 年内新增的国内千亿规模储能市场以及动力电池领域宁德时 代、亿纬锂能等企业的优质产品力有条件弥补国内企业的品牌渠道劣势,国 内企业在分享行业增速的同时,在全球领域的市占率也有望大幅提升。


储能逆变器在储能系统中成本占比 20%,是储能市场壁垒较高、价值量相对较大的环节。储能逆变器除了需要满足传统并网逆变器对直流电转换为交流 电的逆变要求外,还具有储能系统“充电+放电”带来的双向变流需求。布局 储能逆变器相关的企业包括阳光电源、固德威、锦浪科技、盛弘股份、上能 电气、科士达等。许多从事逆变器制造的上市公司在储能系统集成业务方面 也有所布局。阳光电源近年来加大自身在磷酸铁锂储能系统、三元锂储能系 统领域的投入发展,储能系统广泛应用于德国、英国、日本等多个国家;盛 弘股份、上能电气、科士达也均有开展储能系统集成业务;丰富和完善户用 储能系统产品序列,针对不同国家的需求开发匹配的产品。

光伏逆变器属于充分竞争的市场,市场竞争格局相对稳定。华为、阳光电源 和 SMA 凭借领先的技术优势和丰富的产品系列,自 2014 年开始稳居光伏逆变 器行业前三名,市场占有率稳定在 40%-50%,且呈上升趋势。

从储能产品技术路线角度看,国外企业的储能产品主要采用三元路线,国内 企业则以磷酸铁锂为主。电池储能的核心需求在于高安全、长寿命和低成 本,其次才是能量密度,因此国内以磷酸铁锂路线理论上更具优势,国内储 能的快速发展将拉动磷酸铁锂电池正极材料需求。磷酸铁锂电池正极材料相 关上市公司包括德方纳米、富临精工等。德方纳米具有降本空间大的液相法 优势,并且与大客户宁德时代的绑定,2019 年市占率 29%,行业排名第一。

六、重点企业分析(详见报告原文)


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