储能产业序幕开启全球竞争力可期

1、目录 HYPERLINK l _TOC_250014 概述：储能应用场景丰富，电化学储能潜力大 1 HYPERLINK l _TOC_250013 市场：商业化爆发前期，政策和成本双轮驱动 3 HYPERLINK l _TOC_250012 国内市场：国家战略，政策支持，蓄势爆发 4 HYPERLINK l _TOC_250011 海外市场：各场景均衡发展，用户侧引领全球 9 HYPERLINK l _TOC_250010 空间：市场蓄势待发，2025 年规模超千亿 11 HYPERLINK l _TOC_250009 第一类：非平价驱动的市场，5G 基站、IDC 备电 11 HYPERLIN

2、K l _TOC_250008 第二类：平价驱动的市场，成本和渗透率是核心弹性变量 11 HYPERLINK l _TOC_250007 锂电、逆变器价值量最大，有望率先受益 13 HYPERLINK l _TOC_250006 中游锂电池/逆变器价值占比高，率先受益储能需求爆发 13 HYPERLINK l _TOC_250005 玩家种类多，头部尚未形成 14 HYPERLINK l _TOC_250004 商业模式持续创新，产业链有望形成全球竞争力 17 HYPERLINK l _TOC_250003 商业模式持续创新，中长期看性价比是核心竞争力 17 HYPERLINK l _TOC_

3、250002 动力电池巨头纷纷入局，资本助力储能行业爆发 19 HYPERLINK l _TOC_250001 类比汽车电动化供应链，储能产业链有望形成全球竞争力 19 HYPERLINK l _TOC_250000 重点公司储能布局介绍 20风险因素 21投资建议 21插图目录图 1：储能应用场景 1图 2：2017-2020Q3 全球/国内储能累计装机 2图 3：2017-2020Q3 全球/国内储能累计装机结构 2图 4：2017-2020 3Q 全球/中国电化学储能占新增储能比例、锂电储能占新增电化学储能比例 3图 5：储能行业处于 0 到 1 的商业化爆发阶段 4图 6：中国“306

4、0”目标提出后新能源行业相关标志性事件 4图 7：国内风光累计装机功率及占比 6图 8：国内风光历年发电量及占比 6图 9：2011-2020 年全国弃风弃光率 6图 10：全球/中国光伏、光热、陆风、海风发电 LCOE 7图 11：火储调频系统接线示意图 7图 12：广东某实际电站安装储能前后的调频效果对比 7图 13：中国部分地区工商业/大工业电价及峰谷差（160002500500020004500服役寿命（年）5515155倍率特性0.11C0.52C功率的 1.5 倍功率的 1.5 倍5-10C充放电效率（%）80-90%90-95%65-80%65-80%90%储能系统效率（%)75

5、-85%85-90%60-70%60-70%80%自放电（%/月）2501无自放电无自放电-工作温度充电：0-45放电：-20-55充电：0-45放电：-20-555-4020-50300-350深度充放电能力不能深度充放电适宜 15-85%SOC，深度0-100%SOC，深0-100%SOC，深适宜 15-85%SOC，充放电影响寿命度充放电对寿命度充放电对寿命深度充放电严重影无影响无影响响寿命，对安全性有影响容量衰减后不可恢复衰减后不可恢复可在线再生可在线再生衰减后不可恢复电池一致性良好较差好好好安全性好，但环境污染严重一般，存在过热爆炸风好比较好，存在溴蒸中，不可过充电，钠、险，安全性能

6、已有较大突气泄漏风险硫泄露存在安全隐破患系统成本（元/kWh）1200-18001500-25004500-60002000-35002000-3000度电成本（元/kWh）0.45-0.70.5-0.90.7-1.00.8-1.20.9-1.2MV 级占地（平米/MV）150-200100-150800-1500800-1500150-200资料来源：蔡世超储能在电力系统中的应用（2020 年 10 月，第三届全国电源侧储能技术应用高层研讨会报告），中信证券研究部 市场：商业化爆发前期，政策和成本双轮驱动储能处于从 0 到 1 阶段，临近商业爆发期拐点，有望从示范性应用转向运营性应用。根据

7、CNESA 数据，截至 2020 Q3，全球/中国储能累计装机总功率为 186/33GW，而 2020年全球/中国发电功率机组总并网功率为 6,675/2,201GW，储能渗透率仅为 2.8%/1.5%左右，仍有较大上升空间。从可再生能源发电角度看，截至 2020 3Q，全球/中国电化学储能累计装机功率为 10.98/2.25GW，2020 年全球/中国风光发电累计装机总功率约为 1,398/ 446GW，新能源配储功率比例仅为 0.8%/0.5%，相比目前新增新能源配储功率的比例区间（10%-15%）仍有广阔成长空间。图 5：储能行业处于 0 到 1 的商业化爆发阶段资料来源：中信证券研究部

8、绘制 注：图片来自特斯拉官网、北极星储能网国内市场：国家战略，政策支持，蓄势爆发中央：“3060”目标为锚，可再生能源是国家能源变革的重点战略。2020 年 9 月 22日，习近平主席在第 75 届联合国大会上表示，中国将力争 2030 年前实现碳排放达峰，2060 年前实现碳中和；在 12 月 12 日举行的气候雄心峰会上进一步宣布“3060”定量目标，强调中国在应对气候变化中的责任和担当，表明达成目标的决心。12 月 22 日国新办发布新时代的中国能源发展白皮书，阐述国内推进能源革命的主要措施和重大举措，提出大力发展光伏风电等可再生能源发电是实现“3060”目标的重要途径。综上，“3060

9、”是我国未来发展的重要目标，而储能将与新能源“孪生”发展，共同实现碳中和宏伟蓝图。图 6：中国“3060”目标提出后新能源行业相关标志性事件2020.09.222020.10.152020.12.122020.12.182020.12.21国新办发布新时代的中国能源发展白皮书，提出大力发展光伏风电等可再生能源发电是实现“3060”目标的重要途径中央经济工作会议提出包括做好碳达峰、碳中和工作在内的2021年八项重点任务国家主席在气候雄心峰会进一步宣布2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，非化石能源站一次能源消费比重将达25%左右风能北京宣言宣言提出倡议设立风电2020-2

10、025/2025-2030年均新增装机50/60GW以上、至2030/2060年均新增装机至少达到800GW/3TW的目标国家主席在第75届联合国大会上表示，中国将力争2030年前实现碳排放达峰，2060年前实现碳中和资料来源：新华网，国新办，中信证券研究部地方：近 20 省出台鼓励新能源配储，储能发令起跑。为实现“3060”目标，新能源发电在我国的发电结构中的比例料将逐步提升，最终有望取代化石能源成为主力能源。新能源发电机组不具备类似火电的调节功能，需要通过配置储能来实现。在该顶层目标的指引下，目前我国已有近 20 省出台新能源+储能配套的鼓励政策，政策环境向好。主要可分成三类：1）优先支持

11、新能源配储项目；2）划定配储比例，大致范围为 5%-20%；3）新疆、青海两个可再生能源装机大省给予储能补贴。未来随着顶层设计逐渐清晰，预计更完善、细致的政策将跟随落地，保障储能行业平稳起步。表 3：近 20 省出台新能源+储能支持政策省份/城市发布时间政策名称政策内容辽宁2020/5/14辽宁省风电项目建设方案优先考虑附带储能、有利于调峰的风电项目吉林2020/4/27吉林省 2020 年风电和光伏发电项目申报指导方案大力支持储能、氢能等有带动作用的项目河南2020/4/7关于组织开展 2020 年风电、光伏发电项目建设的通知优先支持配置储能的新增平价项目2020/4/21关于 2020 年

12、申报平价风电和光伏发电项目电网消纳能力的报告新增风电光伏应配置足够储能湖南2020/4/8关于组织申报 2020 年光伏发电平价上网项目的通知新建平价光伏项目鼓励配套储能湖北2020/6/8关于开展 2020 年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的优先支持风储一体化，风电不低于 10%配储通知能内蒙古2020/3/262020 年光伏发电项目竞争配置方案优先支持光伏+储能项目建设 配置 5%储能新疆2020/3/25新疆电网发电侧储能管理办法补偿标准 0.55 元/kWh 鼓励发电侧储能设施建设西藏2020/6/2首批光伏储能示范项目征集通知启动首批光伏储能示范项目江西2020/1/13江

13、西省新能源产业高质量跨越式发展行动方案(20202023 年)培育与分布式能源应用的储能市场安徽2020/1/16安徽省实施长江三角洲区域一体化发展规划纲要行动计划开展风光储一体化等新能源微电网技术研发山东2020/6/5关于 2020 年拟申报竞价光伏项目意见的函2020 年申报竞价光伏项目要求配 20%储能2021/2/192021 年全省能源工作指导意见建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制，新能源场站原则上配置不低于 10%储能设施，全省新型储能设施规模达到 20 万千瓦左右山西2020/6/5关于 2020 年拟新建光伏发电项目的消纳意见建议新增光伏发电项目配备 15-20%储能

14、江苏2020/12/10关于进一步促进新能源并网消纳有关意见的通知鼓励发电企业配置电源侧储能设施江苏南通2020/5/29南通市打造风电产业之都三年行动方案（20202022 年）开展海上风电+储能试点项目建设河北2020/9/25关于推进风电、光伏发电科学有序发展的实施方案（征求意见稿）支持风电光伏按 10%配置储能贵州2020/11/20关于上报 2021 年光伏发电项目计划的通知2021 年消纳受限区域光伏需配备 10%储能福建2020/7/15“电动福建”建设三年行动计划（2020-2022 年）鼓励风力、光伏电站等配备储能设备 提升电能质量广东2020/9/29广东省培育新能源战略性

15、新兴产业集群行动计划（2021-2025 年）推进“可再生能源+储能”发电系统建设青海2021/1/18关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知鼓励新能源发电企业配储，支持配储新能源优先消纳及储能交易，2021-2022 年补贴储能项目/利用本省产储能电池 60%的项目 0.1/0.15元/Wh资料来源：各省发改委、能监局网站，中信证券研究部需求端：新能源配储打开需求空间。发电侧：国内从 2009 年开始风光进入规模化装机阶段，随着累计装机、发电量占比持续增加，出现弃风弃光现象，并且随着消纳能力与装机增速波动。2020 年风光新能源发电功率/发电量占比仅 24%/9.5%，预计 2025

16、/2030 年非化石能源发电量占比将提升至 20%/25%，风光发电预计将贡献主要增量。未来在光伏风电发电量占比持续提升下，为防止弃风弃光情况恶化和波动性电源对电网的冲击，配储渗透率有望提升，拉动储能需求。图 7：国内风光累计装机功率及占比图 8：国内风光历年发电量及占比太阳能风电核电火电GW24 253282 水电风光累计装机功率占比火电水电核电风电光电风光发电量占比2500200030%100000亿度800009.515%466515001000500020%10%0%6000040000 2000003662 10%5%0%资料来源：国家能源局，中信证券研究部资料来源：国家能源局，中信

17、证券研究部图 9：2011-2020 年全国弃风弃光率18.0%16.0%14.514.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%17.110.77.9弃风率弃光率17.115.512.610.312.06.27.04.03.500.0%3.12.12.02011201220132014201520162017201820192020资料来源：国家能源局，中信证券研究部另一方面，光伏近 10 年来 LCOE 降幅 81%，目前全球 LCOE 约为 0.35 元/kWh，已经在发电侧实现平价，预计 2025 年可继续下降至 0.2 元/kWh，还有 50%空间。新能源发电成本下降将

18、强化装机动力，持续打开储能配置空间。图 10：全球/中国光伏、光热、陆风、海风发电 LCOE资料来源：IRENA，中信证券研究部电网侧：此前火电机组是调峰主力，在风电光伏并网比例不高时尚能满足调峰调频需求。随风电光伏并网量增加，电力系统调峰能力不足问题凸显，对火电深度调峰、快速爬坡、快速启停能力要求提升。由于火电机组频繁进入深度调峰工作状态，大幅调节会降低其使用寿命，增加煤耗，拉低效益。因此需要进行灵活性改造，火电机组自身的出力特性和较长的响应时间，限制了其在调峰时增大输出功率的速度，火电+储能则成为一种有效的解决方案。以广东某实际电厂为例，火储调频效果指标 K 值提升了 3 倍，带来更高收益

19、。存量和增量火电均有望拉动配储需求。图 11：火储调频系统接线示意图图 12：广东某实际电站安装储能前后的调频效果对比配储前配储后4.952.960.820.980.860.970.370.736543210K1-响应速度 K2-调节速率 K3-调节精度K资料来源：储能 100资料来源：储能 100，中信证券研究部用户侧：与日本、德国、澳大利亚等侧重居民侧不同，国内市场与美、韩类似，以工商侧储能为主。国内居民侧储能挑战较大，主要因为：（1）我国居民用电具备一户一表条件的可以选则峰谷电价计价，现阶段来看大多数居民仍选择均一电价计价，没有峰谷电价差；且电价便宜、电网稳定，按东部沿海约 0.5 元/

20、kWh 电价，仅为德、英等国的 25%-30%。（2）国内居住特点为高楼密集型，屋顶面积有限而用电需求大，户用光伏难以大规模渗透。国内工商侧储能装机主要集中在江苏、广东等工商业峰谷电价差超过元/kWh 的地区。相比于发电侧和电网侧，2018 年以来国内用户侧储能收速。国家发改委于2018/2020 年发布的关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见关于做好 2020年能源安全保障工作的指导意见明确指出要加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。预计未来部分地区工商业峰谷价差有望进一步扩大，市场交易机制被逐步激活，用户侧储能市场增长潜力大。图 13：中国部分地区工商业/大工业电价及峰谷差

21、（10kV）1.10.70.70.70.8 0.80.80.80.80.7工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大 工 大商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工 商 工业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业 业北京 天津 河北 山东 山西 上海 江苏 浙江 安徽 陕西 甘肃 宁夏 青海 云南 新疆 广东1.60元/kWh1.200.800.400.00资料

22、来源：各地发改委官网，中信证券研究部供给：锂电池成本近六年下降 71%，未来还有 40%空间。动力电池系统方面，以磷酸铁锂电池系统为例，其价格已下探至 0.7-0.8 元/Wh，预计 2025 年可继续下降至 0.5 元/Wh，还有 40%左右空间。得益于动力领域对锂电池降本的贡献，储能系统方面，用于配套光伏发电的储能系统亦从 2019 年平均 2.2 元/Wh 下降至 2021 年初近 1 元/Wh，近三年下降超 50%。预计未来还将有年均 10%左右降幅，将在供给侧持续降低储能系统成本。综上，供给侧成本持续下降将为储能市场提供长期动力。图 14：近六年动力锂电池系统成本变化趋势（单位：元/

23、Wh）图 15：近三年国内储能锂电池系统招标价格变化趋势（单位：元/Wh 磷酸铁锂电池三元电池3.0 2.52.01.51.00.50.0-71%8776543 2.2光储-1C火储-2C6.25.1421.23110201920202021E资料来源：GGII，中信证券研究部资料来源：北极星储能网，中信证券研究部预测海外市场：各场景均衡发展，用户侧引领全球国内从用户侧转向新能源发电侧，海外分场景装机均衡。2017-2020 3Q，国内新增电化学储能装机结构经历从以用户侧和电网侧装机为主转变为以新能源发电侧为主，其中2020 3Q 新能源发电侧占比 67%。海外方面则相对均衡，截至 20Q3，

24、海外电化学储能累计装机中新能源发电/辅助服务/电网侧/用户侧占比为 22%/32%/19%/28%。图 16：2017-2020 3Q 中国/海外电化学储能分场景装机结构图 17：截至 20Q3 全球电化学储能分场景装机67%25% 11% 3%37% 28%18% 19%16% 32%34% 29% 20% 18% 29% 22%201720182019202020172018201920203Q3Q中国海外中国 海外新增累计100%80%60%40%20%0%新能源发电侧辅助服务电网侧用户侧 4.03.02.01.00.0国内海外GW2.4 0.7 0.4 0.4 0.81.61.92.7

25、新能源发电侧 辅助服务电网侧用户侧资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：CNESA，中信证券研究部欧洲、澳洲、非洲等地区，居民侧储能快速发展。主要原因有：欧洲等地区居民高电价，叠加上网电价补贴(Feed-in tariff，FiT)带来电价下降，光储自发自用经济性凸显。以德国为例， 2019 年光储/光伏度电成本为 15.9/9.6 欧分/kWh，居民电价为 30.5 欧分/kWh，光储/光伏度电成本分别是居民电价 52%/31%。未来随着光储成本的下降，居民电价与光储 LCOE 剪刀差增大，促进居民户用侧需求提升。欧洲、澳大利亚等发达国家可再生能源占比高，例如欧洲户用储能装机 Top

26、1 德国的风光发电占比约 33%，导致电网不稳，用户侧储能有明显需求。综上，以欧洲为例，根据 Solar Power Europe 数据，2019 年欧洲居民侧储能新增装机 744MWh（+56.4%），截至 2019 年底累计居民侧储能装机近 2GWh，对应欧洲 2019年底户用光伏配储渗透率约 7%。而欧洲目前还有 90%建筑物没有加装屋顶光伏装置，按目前装机情况可外推出全欧洲户用光伏配储空间为 285GWh，需求空间巨大。图 18：2013-2019 年欧洲居民侧储能装机新增装机量累计装机量新增装机YoY2,5002,0001,5001,000500-114.3MWh88.91,9977

27、6.565.356.35.744942013201420152016201720182019120.0%100.0%80.0%60.0%40.0%20.0%0.0%资料来源：Solar Power Europe，中信证券研究部3）非洲等地区的电网基础设施建设较差，无法接入电力的家庭比例较高，集中式发电无法满足居民用电需求，而当地光照条件好，光储市场发展潜力大。403528.7 28.8 29.3 29.5 30.5 31.430欧分/kWh34.1 33.7 33.32520151022.118.6 17.4 16.2 15.914.714.1 13.4 12.8511.7 11.1 10.4

28、09.89.69.69.38.98.6图 19：德国居民电价与光伏/光储度电成本对比图 20：非洲用电基础设施落后，用电需求转向户用光伏居民电价光伏LCOE光储LCOE资料来源：Solar Power Europe，中信证券研究部资料来源：PV Tech 空间：市场蓄势待发，2025 年规模超千亿第一类：非平价驱动的市场，5G 基站、IDC 备电5G 基站：其功耗相比 4G 基站提升 2 倍，因此新建 5G 基站备用电源需要相应同比扩大，叠加基站备电还能发挥削峰填谷以减少电网波动对基站冲击作用，根据国内三大运营上披露的建站计划，按照备电配储功率比例 100%、备电时长 4h 测算，未来 5 年

29、 5G 基站配储容量年均需求约 8GWh。20202021E2022E2023E2024E2025E中国 5G 基站新增数量（万个）7090110805542单站功率（kW）2.72.72.72.72.72.7配储比例100%100%100%100%100%100%出力时长（h)444444容量需求（GWh）7.69.711.98.65.94.5表 4：非平价驱动的储能市场空间测算应用场景5G 基站：备电+削峰填谷资料来源：各大运营商公告，中信证券研究部预测IDC：全球 IDC 市场呈现大型化和集约化趋势，数据中心数量减少，机架数量增多。截至 2020 年，全球 IDC 机架数量为 498 万

30、架。按单机架平均功率 8.4kW/架、上架率 55%计算，全球 IDC 日耗电量为 552GWh。假设备电时长为 4h，对应 IDC 储能总需求空间为92GWh。假设 10 年全部替换成锂电池储能系统，对应年均储能需求约为 9.2GWh。未来随着上架率和机架数量增加,IDC 储能需求空间有望持续拓宽。 图 21：2015-2020 年全球数据中心及机架数量数据中心数量（万个）机架数量（万架）479.7488.9493.3489.9495.4498.045.045.044.443.642.942.2600.0500.0400.0300.0200.0100.00.02015201620172018

31、20192020资料来源：IDC，中信证券研究部第二类：平价驱动的市场，成本和渗透率是核心弹性变量电源侧：主要需求驱动为新能源发电配储，按 2025 年全球风/光中配储渗透率悲观-乐观情形下预计为 25%-35%/35%-45%、配储功率比例为 15%、备电时长为 2h 测算，2025年全球风光配储容量预计需求为 23.6-31.1GWh。电网侧：主要考虑辅助服务市场产生的需求，分存量和增量市场测算，其中存量市场驱动为储能替代辅助电厂容量，增量市场驱动为新增化石能源发电机组配储。按 2025 年存量/增量配储渗透率悲观-乐观情形下预计为 12%-18%/70%-90%、配储功率比例 3%、备电

32、时长 2h 测算，预计 2025 年电网侧储能容量需求为 10.5-16.9GWh。用户侧：主要考虑户用光伏配储需求，其中考虑经济性和高楼聚居的居住条件，国内主要是工商业光伏配储为主。海外则包括居民用和工商用。按 2025 年国内居民/国内工商/海外户用光伏配储渗透率悲观-乐观情形下预计 4%-6%/15%-30%/30%-50%、自发自用场景下配储功率比例 100%、备电时长 4h 测算，预计 2025 年全球用户侧储能容量需求为 67.3-114.3GWh。表 5：平价驱动的储能市场空间测算应用场景20202021E2022E2025E-悲观2025E-中性2025E-乐观电源侧：新能源+

33、储能国内风电装机(GW)50.041.540.054.054.054.0海外风电装机(GW)12.512.312.931.531.531.5全球风电新增装机容量小计（GW）62.553.852.985.585.585.5配储渗透率4%6%10%25%30%35%国内集中式光伏装机（GW）32.743.148.264.564.564.5海外集中式光伏装机（GW）44707499.29999.2全球光伏新增装机容量小计（GW）77113122164164164配储渗透率10%15%20%35%40%45%全球配储能风光新增装机容量合计（GW）1020307991104配储比例10%10%11%15

34、%15%15%备电时长（h）222222容量需求（GWh）2.04.06.523.627.331.1电网侧：辅助服务截至 2020 年全球化石能源发电累计装机(GW)4,0004,0004,0004,0004,0004,000辅助服务理论配套功率比例3%3%3%3%3%3%辅助服务理论配套功率（GW）120120120120120120辅助服务电化学储能渗透率3%4%6%12%15%18%辅助服务电化学储能累计装机（GW）3.357.214.418.021.61）存量新增配储需求（GW）0.81.52.42.43.64.8全球化石能源发电新增装机（GW）100124131135135135配储

35、渗透率25%30%40%70%80%90%配储比例3%3%3%3%3%3%2）增量配储需求（GW）0.81.11.62.83.23.6备电时长（h）2222221）+2）容量需求（GWh）3.05.27.910.513.716.9用户侧：自发自用、余量上网其中：国内居民光伏装机（GW）111215222222配储渗透率0%0.5%1%4%5%6%国内工商业光伏装机（GW）557141414配储渗透率7%8%10%15%22%30%海外屋顶光伏装机（含居民和工商业）（GW）193537464646配储渗透率12%15%19%30%40%50%全球用户侧光伏+储能装机（GW）2.65.67.815

36、.921.527.3配储比例100%100%100%100%100%100%备电时长（h）444444容量需求（GWh）10.622.631.667.390.5114.3资料来源：CNESA，CPIA，IEA，SPE，国家能源局，中电联，各大运营商公告，中信证券研究部预测综上，预计 2025 年全球储能需求中性情形下为 136GWh，市场空间超千亿，5 年CAGR28%。表 6：储能分应用场景市场空间中性测算应用场景20202021E2022E2023E2024E2025E电源侧：新能源+储能2.04.06.511.218.427.3电网侧：辅助服务3.05.27.911.713.113.7用

37、户侧：自发自用、余量上网10.622.431.044.564.886.15G 基站：备电+削峰填谷7.69.711.98.65.94.5全球储能容量需求（GWh）23.241.658.077.1104.6136.1全球储能系统平均价格（元/Wh）2.01.81.61.51.31.2YoY-10%-10%-10%-10%-10%全球储能市场空间（亿元）4647509391,1241,3731607五年 CAGR28%资料来源：CNESA，CPIA，IEA，SPE，国家能源局，中电联，各大运营商公告，中信证券研究部预测注：由于 IDC 建设节奏与储能替换节奏不确定，上表未计入 IDC 拉动的储能需

38、求表 7：储能系统各部件 2020/2025 年市场空间部件成本占比对应 2020 年市场空间（亿元）对应 2025 年市场空间（亿元）电池60%279964逆变器20%93321电池管理系统10%46161能量控制系统5%2380其他5%2380资料来源：阳光电源，中信证券研究部预测 锂电、逆变器价值量最大，有望率先受益中游锂电池/逆变器价值占比高，率先受益储能需求爆发锂电池/逆变器占储能系统价值量达 60%/20%。锂离子电池储能行业上游为电力电子元件与锂电材料等原材料，中游为储能系统及其集成、安装与运维，下游为应用端。其中，储能系统主要由储能逆变器（Power Conversion Sy

39、stem，PCS，主管电流转换）、电池管理系统（Battery Management System，BMS，主管电池状态）、能量控制系统（Energy Management System，EMS，主管能量调度）、储能电池组成，价值量占比约为 20%、5%、 10%、60%。图 22：电化学储能产业链资料来源：CNESA，派能科技招股说明书，中信证券研究部图 23：储能系统各部件间相互作用关系图 24：储能系统各部件价值量占比电池PCSEMSBMS其他5 5102060资料来源：派能科技招股说明书，中信证券研究部资料来源：阳光电源，中信证券研究部玩家种类多，头部尚未形成目前行业玩家包括电池企业、

40、PCS 企业、系统企业三类。国内方面，1）电池企业：一类是宁德时代、国轩高科、亿纬锂能、力神电池等动力锂电池企业；另一类是猛狮科技、圣阳能源等从铅酸电池储能切换到锂电池储能的企业。2）PCS 公司：一类是逆变器企业，利用同源技术切入到储能 PCS 环节，如阳光电源、固德威、上能电气等；一类是 UPS 电源企业，如科华恒盛、科士达等。3）系统公司：一类是全环节整合的企业，例如比亚迪、中天科技、派能科技；另一类是电池或 PCS 企业延伸到系统环节的时代星云（宁德时代与星云股份合资）、阳光电源等。海外市场，主要是 Fluence、Tesla、LG 等的系统企业。图 25：全球储能行业玩家资料来源：各

41、公司官网，CNESA，中信证券研究部储能电池：头部领先，动力电池企业渐多。2018 年储能电池 Top10 中仅宁德时代、中航锂电两家动力电池厂商。2019 年则新增国轩高科、亿纬锂能、力神电池、比克电池等动力电池厂商，前十占据五席。从出货量上看，2019 年排名第一的宁德时代领先第二名 2倍，领先地位渐显。图 26：2018 年国内储能技术提供商 Top10图 27：2019 年国内储能技术提供商 Top10南都电源宁德时代中天科技力信能源双登集团海博思创科陆电子信义电源圣阳电源中航锂电-5001,000MWh储能电池 2018年宁德时代海基新能源国轩高科 亿纬锂能 猛狮科技 南都电源 中天

42、科技力神圣阳电源比克05001000MWh储能电池 2019年资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：CNESA，中信证券研究部储能逆变器：高成熟度带来高集中度。从集中度上看，2018/2019 年国内新增电化学储能逆变器 CR10 均超过 90%，相比于储能系统环节处于较高水平。2019 年储能逆变器出货第一为阳光电源，超第二名 83%，占 32%份额。储能逆变器环节目前格局相对系统更佳，主要系产品与光伏逆变器同源，已有较高成熟度。图 28：2018 年国内储能逆变器提供商 Top10图 29：2019 年国内储能逆变器提供商 Top100501001502000.0050.00100

43、.00150.00200.00科华恒盛许继昆兰新能源科陆电子 阳光电源 中天科技 盛弘电气 索英电气 爱科赛博 南瑞继保MW储能逆变器 2018年阳光电源MW储能逆变器 2019年科华恒盛南瑞继保 盛弘电气 科陆电子 索英电气 昆兰新能源上能电气许继智光储能资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：CNESA，中信证券研究部4333053282019121217图 30：2018 年国内储能逆变器提供商市场份额图 31：2019 年国内储能逆变器提供商市场份额10314521201812161313科华恒盛许继昆兰新能源科陆电子 阳光电源 中天科技 盛弘电气 索英电气 爱科赛博阳光电源 科

44、华恒盛 南瑞继保 盛弘电气 科陆电子 索英电气 昆兰新能源上能电气 许继资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：CNESA，中信证券研究部系统：集中度较低，头部尚未形成。从集中度上看，2018/2019 年国内新增电化学储能系统 CR10 约为 42%/65%，仍处于相对较低水平。图 32：2018 年国内储能系统集成商 Top10图 33：2019 年国内储能系统集成商 Top10阳光电源科陆电子海博思创库博能源猛狮科技南都电源上海电气国轩睿能世纪智光储能南瑞继保050100150MW储能系统 2018年南都电源科陆电子中天科技海博思创阳光电源睿能世纪圣阳电源欣旺达煦达新能源库博能源0

45、50100150MW储能系统 2019年资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：CNESA，中信证券研究部图 34：2018 年国内储能系统集成商市场份额图 35：2019 年国内储能系统集成商市场份额161255201854313南都电源科陆电子中天科技海博思创阳光电源睿能世纪圣阳电源欣旺达煦达新能源阳光电源科陆电子海博思创库博能源猛狮科技南都电源22173334520191312710上海电气国轩睿能世纪智光储能资料来源：CNESA，中信证券研究部资料来源：CNESA，中信证券研究部从位次上看，2019 年相比于 2018 年储能技术提供商、逆变器供应商、系统集成商均有较大变化，格局

46、尚不稳定。 商业模式持续创新，产业链有望形成全球竞争力商业模式持续创新，中长期看性价比是核心竞争力商业模式：持续创新，提升设备利用率是方向。储能最初期的商业模式是合同能源管理，即储能企业向单一用能单位提供节能服务，按节能效益获取利润的模式。2019 年 5 月国家发改委印发输配电定价成本监审办法明确电储能设施不得计入输配电价，作为此前增长主力的电网侧储能增速放缓。为解决合同能源管理模式依赖单一收益来源而项目收益易受冲击、投资主体单一的瓶颈，行业中陆续出现了共享储能、租赁、代理运营商等新商业模式，其核心方向是：1）投资主体多元化，分担投资风险和成本；2）下游的多场景叠加与储能的多功能复用，提高设

47、备利用率以增加收益。表 8：储能商业模式对比模式名称内容参与主体服务对象优势劣势节能服务公司与用能单位以契约形式约定节能项目的节合同能源管理共享储能租赁能目标，节能服务公司为实现节能目标向用能单位提供必要的服务，用能单位以节能效益支付节能服务公司的投入及其合理利润的节能服务机制。其实质就是以减少的能源费用来支付节能项目全部成本的节能业务方式单一实体储能电站通过市场化交易在同一时刻为两个及两个以上发电企业、电网企业或电力用户提供储能服务的商业模式，其可充分利用多个发电企业、电网企业或电力用户的发用电时空互补性，提升储能电站的利用率，提升电力系统灵活性，实现储能降本增效电网企业从储能企业租赁储能核

48、心设备，建设储能电站，然后以出租储能电站使用功能的方式，为新能源业主提供电量消纳服务。储能企业负责核心设备运维和检修。该模式亦带有共享属性，即一个储能电站可为电网企业和多家新能源业主提供服务节能服务公司独立储能企业储 能 企 业、电网与新能源业主单一对象全网新能源业主计量方式和节能效益分摊明确提升储能电站利用率分摊各投资主体投资风险单站弃电功率不稳，储能时空利用率低面对多类型服务对象时，收益核算相对复杂电网企业承担部分成本而没有盈利代理运营商第三方公司通过一个中央控制室将分散式储能系统、充电第三方公全网应用渠道广中央控制室调模式名称内容参与主体服务对象优势劣势桩集合起来参与电网服务获取应用收益

49、。该模式也是储能追求多重应用的产物，同时打通电源、电网、用户各环节，以实现储能价值衔接司度、协调能力要求高资料来源：CNESA，储能 100，北极星储能网，中信证券研究部储能 vs 动力：储能电池对一致性、寿命、成本要求更高，且具备投资品属性。储能锂电池与动力锂电池由于使用环境和目的不同，因此其性能和设计上各有侧重。实际上，一座典型光储电站容量相当于 100 余辆纯电动车电池容量之和，因此对一致性要求比动力电池更高；在使用寿命上，动力电池要求系统循环寿命达 2000 次以上，而储能电池系统要求循环寿命 4000 次以上，对寿命要求更为苛刻。储能电池门槛不比动力电池低，落后产能将会逐渐被淘汰。另

50、一方面，配套新能源车的动力电池具备消费品属性，而储能本质是获利，因此储能电池具备投资品属性，相比于动力电池更强调性价比。在天然强调性价比的属性下，储能电池行业在进入大规模商业化阶段后集中度料将会快速提升，呈现强者恒强的局面。图 36：一座典型的光伏储能电站容量相当于 100 余辆纯电动汽车电池容量之和资料来源：中国储能网，特斯拉官网，中信证券研究部表 9：动力电池与储能电池对比动力储能系统使用环境紧凑、震动、启停频繁空间广阔、固定位置、单体数量巨大能量密度要求高要求不高功率密度要求高，兼顾安全和快充，一般使用 1C看具体场景，被电时长 2h 以上，则用 0.5C 的容量型；调峰调频、平滑出力曲

51、线等需要快速响应的场景，则需要用 2C 的功率型工况差异1C0.52C寿命要求2000（次）4000（次）热管理介质液冷强制风冷为主 BMS电气架构集中式一层 or 分布式二层分布式三层核心技术SOC 估计均衡管理、SOC 估计电芯体系三元、LFPLFP 为主材料侧重考量正负极材料储锂性能以及电解液和隔膜相关性能资料来源：北极星储能网，GGII，中信证券研究部关注膨胀率、能量密度与材料性能的平衡动力电池巨头纷纷入局，资本助力储能行业爆发动力电池巨头入局，性价比+资源整合优势有望快速占据头部位置。宁德时代、BYD、亿纬锂能、国轩高科等亦通过内生外延等方式进入储能行业。动力电池巨头们加速储能布局，

52、一方面将向储能行业输送强力资本推动成长，另一方面将凭借自身性价比和资源整合优势在能源变革浪潮中占据领跑地位。表 10：动力电池公司储能行业布局公司储能行业布局2020 年 4/7 月与科士达/星云股份成立合资公司，占股比 51%/20%，2020 年 12 月收购永宁德时代比亚迪 亿纬锂能福股份 8%股份2008 年进军储能，2008-2013 完成储能核心技术积累，截至 2019 年底全球锂电储能装机超 750MWh2016 年参股家用储能沃太能源，2018 年与易事特达成战略合作，2020 年斩获中国移动通信用磷酸铁锂订单，定增募投荆门亿纬创能储能动力锂离子电池项目国轩高科2018 年与上

53、海电气成立上海电气国轩新能源科技有限公司，占股比 45.4%资料来源：各公司公告，中信证券研究部类比汽车电动化供应链，储能产业链有望形成全球竞争力类比汽车电动化供应链，储能产业链有望形成全球竞争力。当前，中游设备增长确定性更高，例如，电池环节，技术成熟、寿命更长、成本更低的磷酸铁锂电池是首选；逆变器方面，同样兼具成本、技术、响应速度等优势，有望打破海外竞争对手的客户壁垒。类似过去 5 年中国汽车电动化供应链，电池和 PCS 等环节的发展进步，有望推动中国储能产业链形成全球竞争力。图 37：国内储能产业链有望呈现类似新能源车产业链的全球竞争力资料来源：各公司官网，中信证券研究部重点公司储能布局介绍宁德时代：电池为基，内生外延布局打造全产业链竞争力。公司是全球动力电池龙头，凭借在动力电池积累的技术和资源优势强势切入储能。对内，公司 2020 年定增募投 30 亿至“电化学储能前言技术储备研发项目”，继 IPO 后持续加码储能。对外，公司先后以成立合资、入股等方式分别携手星云股份、科士达、国网综合能源服务集团、易事特、永福股份，实现储能 BMS、PCS、储能系统集成、充电