请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_Main 证券研究报告 | 行业深度 储能设备 2021年 12月 24日 储能设备 优于大市 （ 首次 ） 证券分析师 任志强 资格编号： S0120521020007 邮箱： renzq 研究助理 梁旭 邮箱： liangxu 张家栋 邮箱： zhangjd 市场表现 相关研究 储能：能源革命下的超级赛道 储能专题系列报告之储能行业总览 Table_Summary 投资要点： 能源革命驱动储能需求增加 ，锂电储能正成为行业主流技术路线。 当前 ，全球能源系统正在从传统的火力发电转变为以再生能源为主的能源结构。 但 现有的电网消纳能力有限，高比例间歇性可再生能源并网，不仅会对现有电网稳定性造成冲击，而且还有可能导致弃风、弃光率 回升。如若对电网配置储能，不仅可以降低弃风、弃光率，更能平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性。而在所有的储能形式中，以磷酸铁锂为代表的锂电储能技术，相较于其他储能技术优势显著，目前正成为新增储能的主要装机力量 。 全球 ： 主要国家全 面发力 ， “十四五”电力系统锂电储能市场空间合计约 6000 亿元。 目前，主要国家已 颁布多项储能激励政策和规划 ，诸 多海外储能项目已具备较 好 的经济性。 美国方面： 从联邦到州相关政策不断出台，多州储能规划已超1GW。 欧洲方面，燃煤等传统能源的逐步退出，促进了欧洲储能产业的蓬勃发展， 2020 年欧洲储能累计装机容量 6.15GWh，已成为全球累计装机规模最大的储能市场；亚太地区，澳大利亚、日本和韩国等的储能建设也在稳步推进中。 预计到 2025年， 全球电力系统锂电储能新增装机有望达到 178.4GWh， 5年 CAGR为 83%，十四五期间合计市场空间约 6000 亿元。 我国 ： 政策与市场共振， “十四五”电力系统锂电储能市场空间合计约 2300 亿元 。 政策端 ： 从国家到地方 现 已出台一系列 指导意见与 扶持政策，国家级指导文件 更是 明确强调：到 2025年 ，新型储能要从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。经济性：用电侧，峰 谷价差套利的商业模式 已在部分省市 具备套利空间 ；电网侧，调峰 目前 经济性一般，调频 在特定条件下 经济性 较好 ；发电侧，政策要求风光强配储能，通过与电网辅助服务搭配，目前正开始具备经济性。 预计到 2025 年，我国电力系统锂电储能新增装机有望达到 64.1GWh， 5 年CAGR 为 87%，十四五期间合计市场空间约 2300 亿元。 产业链：以储能电池和变流器为代表的中游核心部件制造环节，值得重点关注。电化学储能产业链包括 上游原材料，中游部件制造，以及下游系统运营与应用。其中， 储能系统成本主要由电池和 变流器 构成，其中 电池 占 60%， 变流器 占20%。电池方面， 以磷酸铁锂为主要技术路线的动力锂电企业，由于其在技术、成本和产能上取得一定程度发展，出货大幅提升， 正 成为储能装机的主要力量。变流器方面， 由于储能变流器 与光伏逆变器技术同源 ， 传统的光伏逆变器厂商正凭借其技术与渠道优势，迅速 占据着 市场份额。此外，伴随着技术进步与产品的不断更新，储能产业链各个环节的成本有望呈下降趋势 。 据 BNEF预测 ，未来 10年，整个储能系统的成本将下降 46%。伴随着整个储能 系统 成本的下降，储能的装机量有望逐年提升，进而带动整个储能产业链景气度上 行 。 标的方面，建议关注储能电池， 变流 器和温控三个方向。 储能电池 环节 建议关注：宁德时代（龙头优势显著，储能业务成新增长点）；比亚迪（储能全环节覆盖，海外市场拓展领先）；派能科技（户用储能全球第二， A 股最纯储能标的）。变流 器 环节 建议关注：阳光电源（储能变流器和储能系统集成双龙头，业务线多点开花），固德威（户用储能逆变器龙头，海外业务增强盈利） ， 盛弘股份 （ 持续加码新能源布局， PCS 带动储能业务增长 ）； 温控 环节 建议关注：英维克（ 储能热管理龙头企业，技术储备充分 ）。 风险提示： 储能政策不及预期，储能降本不及预期，技术颠覆风险，原材料价格波动风险 -7%-4%0%4%7%11%15%18%2020-12 2021-04 2021-08沪深 300 行业深度 储能设备 2 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 内容目录 1. 政策与市场共振，锂电储能如日方升 . 8 1.1. 能源转型趋势明确，锂电储能前景可期 . 8 1.1.1. 全球零碳竞赛开启，能源结构转型趋势明确 . 8 1.1.2. 能源转型对传统的电网提出诸多挑战 . 9 1.1.3. 储能在能源转型中扮演着重要角色，电化学储能正在大规模商用中 . 11 1.1.4. 从目前的装机数据看，锂电储能正处于快速发展阶段 . 13 1.2. 国内：政策与市场共振，发电侧储能有望率先发展 . 14 1.2.1. 政策端：相关文件相继落地，推动储能向规模化迈步 . 14 1.2.2. 用电侧：峰谷价差套利的商业模式已在全国部分省市具备经济性 . 16 1.2.3. 电网侧：调峰经济性一般，调频经济性较强 . 20 1.2.4. 发电侧：与电网辅助服务搭配，目前正开始具备经济性 . 22 1.3. 海外：主要国家全面发力，储能增长多点开花 . 25 1.3.1. 分 应用场景：用户侧累计投运规模最大，辅助服务新增投运规模最大 . 26 1.3.2. 美国：政策继续加码，多州已出台具体的储能规划 . 27 1.3.3. 欧洲：能源脱碳持续进行，推动储能快速发展 . 29 1.3.4. 亚太：除中国外，以澳大利亚、日本为代表的国家储能装机稳步增长 . 34 1.4. 市场空间：十四五期间，我国市场空间约 2300亿元，全球市场空间约 6000亿元， 5年 CAGR大于 80% . 35 1.4.1. 我国：电力系统储能 十四五合计市场空间约 2300亿元， 5年 CAGR达87% . 35 1.4.2. 全球：电力系统储能 十四五合计市场空间约 6000亿元， 5年 CAGR达83% . 37 2. 产业链分析：中游价值量高，值得重点关注 . 39 2.1. 中游部件制造 产业链核心环节 ， 储能成本下降的关键 . 40 2.1.1. 电池 降本的关键环节 ， 磷酸铁锂电池是当下主要装机力量 . 40 2.1.2. PCS拓扑结构和 IGBT是核心 ， 竞争格局与光伏逆变器类似 . 42 2.1.3. EMS储能系统决策 “ 大脑 ” ， 主要参与者以电力装备提供商为主 . 43 2.1.4. BMS储能系统安全稳定运行的保障 ， 技术壁垒在于算法和芯片 . 44 2.1.5. 其他设备和系统 重点储能温控领域 . 46 2.2. 中游系统集成 产业链中枢环节，行业竞争较为激烈 . 47 3. 相关标的分析 . 48 3.1. 国内：建议关注储能电池、 PCS以及温控环节 . 48 行业深度 储能设备 3 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 3.1.1. 储能电池建议关注：宁德时代、比亚迪、派能科技 . 48 3.1.1.1. 宁德时代：龙头优势明显，储能业务成新增长点 . 48 3.1.1.2. 比亚迪：储能系统全环节覆盖，海外市场拓展领先 . 48 3.1.1.3. 派能科技：户用储能全球第二， A股最纯储能标的 . 50 3.1.2. 储能变流器建议关注：阳光电源、 固德威、盛弘股份 . 50 3.1.2.1. 阳光电源：储能变流器与光伏逆变器双龙头，业务线多点开花 . 50 3.1.2.2. 固德威：户用储能逆变器龙头，海外业务增强盈利 . 51 3.1.2.3. 盛弘股份：持续加码新能源布局， PCS带动储能业务增长 . 51 3.1.3. 储能热管理 英维克 ： 储能热管理龙头企业 ， 技术储备充分 . 52 3.2. 海外主要储能公司介绍 . 54 3.2.1. 特斯拉：光储业务助力公司二次发展 . 54 3.2.2. Fluence： AES和西门子的合资公司，增长趋势较为迅速 . 55 3.2.3. Stem： Athena平台业界领先，技术壁垒优势显著 . 56 4. 风险提示 . 57 行业深度 储能设备 4 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图表目录 图 1： 能源排放和净零排放目标（ GtCO2） . 9 图 2： 可再生能源消费占一次能源消费比重将持续提升 . 9 图 3：可再生能源的发 电具有不稳定性 . 10 图 4： 2020年，我国弃风、弃光率的下降趋势趋缓 . 10 图 5：近年来全球新能源汽车产量持续增长，渗透率提升 . 11 图 6：近年来中国 新能源汽车渗透率不断提高 . 11 图 7：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 . 11 图 8：储能在发电侧、输电系统及用电端三个方面都有重要应用 . 12 图 9：全 球储能累计装机分类占比（截至 2020年底） . 13 图 10：我国储能累计装机分类占比（截至 2020年底） . 13 图 11：目前，我国部分省市理论可行的峰谷套利模式（横坐标为时间；纵坐标为电价，单位为元 /KWh） . 17 图 12：用全投资的项目内在收益率测算，则峰谷价差在 0.75元 /KWh以上具备较好经济性（横轴为峰谷价差，纵轴为 IRR） . 20 图 13：弃光机理图 . 23 图 14：弃风机理图 . 23 图 15：不同情形下，项目的内在收益情况 . 25 图 16：光伏 +储能 +调频模式项目收益率的敏感度的分析（纵轴为单瓦时成本，横轴为IRR） . 25 图 17：分应用场景看， 2020年用户侧电化学储能累计投运规模第一 . 26 图 18：分应用场景看， 2020年全球辅助服务新增投运规模最大 . 26 图 19： 2020年美国储能新增装机功率和新增装机容量增长迅速 . 27 图 20：全球已投运电化学储能项目累计装机规模占比（ %） . 27 图 21：美国新增装机功率拆分（ MW） . 27 图 22：美国 2020年新增电 化学储能分布（ %） . 27 图 23：全美有多个州储能规划超 1GW . 29 图 24： 2020年欧洲新增储能装机功率 1.23GW，同比增长 9.8%；新增装机容量1.86GWh，同比增长 18.4% . 31 图 25： 2020年欧洲累计储能装机功率 4.14GW，同比增长 42.4%；累计装机容量6.15GWh，同比增长 43.4% . 31 图 26：欧洲化学储能新增装机分布（ MW） . 31 图 27： 2020年欧洲新 增储能装机分国家占比（ %） . 31 行业深度 储能设备 5 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图 28：世界电费比较（美元 /kwh，截至 2021年 3月） . 32 图 29：欧洲 2020年新增电化学储能应用装机分布（ %） . 32 图 30： 自 2008年以来 ， 德国的电费不断上升 ， 已从 21.65ct/kWh上升至 2020年的31.47ct/kW， 平均每年涨价 3.17%. 32 图 31：测算结果显示，安装光伏 +储能所带来的效益并不显著 . 33 图 32：澳大利亚新增装机功率（ MW） . 34 图 33：澳大利亚累计装机功率 （ MW） . 34 图 34：日本新增装机功率及增速（ MW） . 35 图 35：日本累计装机功率及增速（ MW） . 35 图 36：电化学储能产业链上游 为原材料，中游为核心部件制造及系统集成商，下游是系统的应用 . 39 图 37：电化学储能系统工作原理示意图 . 39 图 38： 电化学储能系统成本构成中电池和 PCS占比达 80% . 39 图 39：随着技术进步与产品的不断更新，储能相关成本呈不断下降趋势 . 40 图 40： 2018年储能供应呈现南都电源一家独大的局面 . 41 图 41： 2020年储能电池供应商前十名中有多家动力锂电企业 . 41 图 42： 按照 PCS的功率等级，储能变流器分为户用（小功率）、工商业（中功率）、大功率（大功率）及储能电站（超大功率） . 42 图 43： 2018年中国 PCS供应商排名 . 43 图 44： 2020年中国 PCS供应商排名 . 43 图 45：一套完整的 EMS 包括控制系统、通信系统、数据库系统和人机交互系统四个模块 . 44 图 46：电池组 BMS的整体架构（红色部分） . 45 图 47：储能电站事故演变流程 . 46 图 48： 2016-2020年宁德时代 储能系统收入复合增速达 165.7% . 48 图 49：宁德时代储能业务的毛利率高于动力电池和锂电池材料 . 48 图 50： 2020年海外电池 /PCS/储能系统装机排名（ MW，由上至下） . 49 图 51：派能科技储能业务保持快速增长 . 50 图 52： 2020年派能科技户用储能系统出货量全球第二 . 50 图 53： 阳光电源位居 2020年全球光伏逆变器出货量第二位 . 51 图 54： 阳光电源 2020年业务多点开花，全线增长（百万元） . 51 图 55：固德威海外收入占比持续提升（百万元） . 51 图 56：固德威并网逆变器的毛利率处于行业领先水平 . 51 行业深度 储能设备 6 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图 57：盛弘股份主要业务及产品 . 52 图 58：近五年来，公司新能源电能变换设备增速较快 . 52 图 59：从公司产 品毛利率分析，新能源电能变换设备毛利率较高 . 52 图 60： IDC和储能是公司增长核心，已突破行业龙头客户 . 53 图 61： 营收高速增长，机房温控设备贡献主要营收（百万元） . 53 图 62： 2020年，英维克综合毛利率为 32.4% . 53 图 63：特斯拉持 续加码储能业务布局 . 54 图 64：特斯拉光储板块营收不断突破 . 55 图 65：特斯拉 2021Q3光伏出货量 83MW，同比增加 45.6% . 55 图 66：特斯拉 2021Q3储能出货量 1295MWh，同比增加 70.6% . 55 图 67： Fluence的自动报价系统可提高收益且具有较高准确度 . 56 图 68： Stem营收增长较快，正进入高速增长阶段 . 57 表 1：自巴黎协定后，主要国家相继提出碳中和具体目标 . 8 表 2： 可再生能源并网的比例越大，对现有电网的挑战越高 . 9 表 3：主要储能方式技术优缺点和应用情况对比 （根据目前已披露数据整理） . 12 表 4：顶层文件相继落地，推动储能向规模化发展转变 . 14 表 5：自顶层文件落地后，各地方相继出台了一系列储能相关细化指导文件（不完全统计） . 15 表 6：用电侧储能度电成本（ LCOS）测算假设参数表 . 18 表 7：全国各省市一般工商业峰谷价差显示用户侧峰谷套利已在部分省市具备套利空间 . 18 表 8：全国各省市大工业峰谷价差表显示用户侧峰谷套利已在部分省市具备套利空间 . 19 表 9：我国调峰的补偿价格普遍在 0.4-0.6元 /kWh， AGC补偿价格普遍在 0-15元/MW . 21 表 10：电网侧储能里程成本测算假设参数表 . 22 表 11：多个省市出台了相关文件，要求新能源项目配置一定比例的储能，比例一般为10%-20%，容量时长一般为 2 小时 . 23 表 12：发电侧经济性测算假设参数表 . 24 表 13： 2020年新增投运电化学储能项目装机规模前十国家 . 26 表 14：从联邦层面到州层面，美国各级政府出台了一系列政策持续推动储能发展 . 28 表 15：欧盟及其主要国家出台了一系列储能激励政策 . 29 表 16：德国光伏系统上网的电价持续下调 . 33 行业深度 储能设备 7 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 表 17：澳大利亚主要储能激励政策 . 34 表 18：我国用户侧：预计到 2025年，用户侧新增装机量约 8.0GWh，未来 5年 CAGR达 68% . 35 表 19：我国电网侧：预计到 2025年，电网侧新增装机量约 7.6GWh，未来 5年 CAGR达 80% . 36 表 20：我国发电侧：预计到 2025年，发电侧新增装机量约 48.5GWh，未来 5年CAGR达 93% . 36 表 21：我国电力系统储能市场空间合计： 5年新增装机 CAGR达 87%，十四五合计市场空间超 2300亿元 . 37 表 22：全球用户侧：预计到 2025年，用户侧新增装机量约 48.6GWh，未来 5年CAGR达 81% . 37 表 23：全球电网侧：预计到 2025年，电网侧新增装机量约 13.4GWh，未来 5年CAGR达 80% . 37 表 24：全球电力系统发电侧：预计到 2025年，发电侧新增装机量约 116.3GWh，未来5年 CAGR达 83% . 38 表 25：全球电力系统储能市场空间合计： 5年新增装机 CAGR达 83%，十四五合计市场空间近 6000亿元 . 38 表 26：相较于其他主流锂离子电池，当下磷酸铁锂电池存在优势 . 40 表 27：相较于动力电池，储能电池的核心需求在于高安全、长寿命和低成本 . 41 表 28：储能电池管理系统与动力电池管理系统存在诸多不同之处 . 45 表 29： 中游系统集成参与厂商较多，竞争较为激烈（不完全统计） . 47 表 30： Fluence目前处于扩张阶段，虽尚未实现盈利但营收增长较快 . 56 行业深度 储能设备 8 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1. 政策与市场共振，锂电储能如日方升 1.1. 能源转型趋势明确，锂电储能前景可期 1.1.1. 全球零碳竞赛开启，能源结构转型趋势明确 全球零碳竞赛开启，主要国家相继提出碳中和具体目标。 自巴黎协定签署以来，主要国家相继制订了一系列有关限制碳排放的政策，根据联合国环境规划署 2020 排放差距报告，截至 2020 年 12 月初，占全球温室气体排放量达51 的 126个国家已通过 、 宣布或正在考虑实现 “净零目标 ”。 我国方面 ， 2020年9 月 22 日，在第 75 届联合国大会一般性辩论上，习近平主席提出，中国的二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值 ， 努力争取 2060 年前实现碳中和 。 欧盟方面 ， 2019年 12月 ， “绿色协议 ”公布欧盟委员会将会努力实现整个欧盟 2050年净排放目标；在此基础上， 2020年 9月，欧盟 正式提出 2050年实现碳中和， 2030年减排 55%的目标及具体的实现路径；之后，在 2020 年 10 月，欧洲议会通过了环境部提出 的 2030年减排 60%的目标。 表 1：自巴黎协定后，主要国家相继提出碳中和具体目标 地区 /条约 时间 目标 巴黎协定 2016年 11 月 由各国自主设定节能减排目标，期望在 2051年至 2100年间，全球达到碳中和 中国 2020年 9月 二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，努力争取 2060年前实现碳中和 美国 2020年 11 月 美国正式重返巴黎协定 , 承诺到 2050年实现净零排放 日本 2020年 10月 首相菅义伟国会施政演说 “日本将在 2050年实现碳中和 ” 韩国 2020年 10月 总统文在寅承诺 2050年前实现碳中和 英国 2019年 2050年实现净零排放 欧盟 2019年 12月 “绿色协议 ”公布欧盟委员会将会努力实现整个欧盟 2050年净排放目标 2020年 9月 欧委会 2030年气候目标计划正式提出 2050年实现碳中和， 2030年减排 55%的目标及具体的实现路径 2020年 10月 欧洲议会通过了环境部提出 的 2030年减排 60%的目标 南非 2020年 9月 南非政府公布低排放发展战略概述 2050年净零排放目标 资料来源： 商务部 ， 欧盟委员会 等 ， 德邦研究所整理 能源结构转型是实现碳中和的关键路径。 在高能源消费下，要达成巴黎协定所设定的目标，有效降低 CO2 排放量，全球能源系统必须从火力发电为基础的能源结构，转变为以再生能源、核能等低碳能源为主要电力来源。 但能源转型 是一条较为曲折且艰难 的 路线 。 据 BNEF 预测的零碳路径，以 2019 年为基准，到 2030 年全球碳排放量需下降 30%，到 2040 年下降 75%，到 2050 年达到零排放。从排放结构来看，能源是最主要的减排部门， 2030 年的排放量将比 2019年水平下降 57%， 比 2040年下降 89%。据 BNEF预测，到 2030年，可再生能源消费占一次能源消费比重上升到 34%；到 2050年上升至 90%。其中风电光伏是消费主力，到 2030 年，风光消费占一次能源消费比重上升至 16%，到 2050年上升至 70%。 行业深度 储能设备 9 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图 1： 能源排放和净零排放目标（ GtCO2） 图 2： 可再生能源消费占一次能源消费比重将持续提升 资料来源： BloombergNEF，德邦研究所 资料来源： BloombergNEF，德邦研究所 1.1.2. 能源转型对传统的电网提出诸多挑战 可再生能源发电量占比提升，高比例间歇性可再生能源并网将对电网稳定性造成冲击。 根据美国能源信息署（ EIA）最新报告国际能源前景 2021（ IEO2021）预测，未来能源结构中可再生能源的 比例 将越来越高，而在可再生能源的选项中， 风能与太阳能将成为国际上推动再生能源 发展 的主要项目。但这两类型 的再生能源有个最大的共通点，就是对天气有着高度的敏感性（如光照、风速等），故而先天具有间歇性和波动性。电力系统具有很高的稳定性要求，随着可再生能源的规模越来越大，大容量的再生能源发电装置直接并入电网将会对现有电网的调度控制和安全运维带来巨大挑战。国际能源署发布报告 Getting Wind and Sun onto the Grid ，按照电网吸纳间歇性可再生能源（主要是风电、光伏）的比例划分了 4 个阶段。第 1 阶段：间歇性可再生能源占比低于 3%，电力需求本身的波动超过了间歇性可再生电源供应的波动幅度，所以间歇 性可再生能源对于电网的运行没有明显影响。第 2阶段：间歇性可再生能源占比在 3%-15%之间，对于电网已经有明显影响，但是可以用加强电网管理的方式来解决，相对比较容易。第 3 阶段：间歇性可再生能源占比在 15%-25%之间， 必须要 引入需求侧管理与储能技术的应用。第 4 阶段：间歇性可再生能源占比在 25-50%之间，在某些时刻可再生能源可满足 100%的电力需求，电网稳定性面临挑战。除了需求侧管理和储能技术以外，此时所有的常规电厂都必须灵活运行。 表 2： 可再生能源并网的比例 越大，对现有电网的挑战越高 阶段一 阶段二 阶段三 阶段四 可再生能源占比 3% 3%-15% 15%-25% 25%-50% 系统角度的表征 无影响 影响逐渐显著 发电机组的灵活性非常重要 电力系统稳定性非常重要，在某些时刻，间歇性可再生能源几乎满足 100%负荷需求 对现有发电机组的影响 电力负荷与净电力负荷无明显差异 净负荷的不确定性和可变性没有显著上升，但现有发电机的运行模式需稍作调整，以适应间歇性可再生能源发电出力特性 净电力负荷可变性增大，发电运作模式需大作调整，减少必须持续运转的发电机组 没有持续运转的发电机组，所有发电机组均需灵活出力，以适应间歇性可再生能源发电出力特性 对电网的影响 影响接入点附近的当 地电网状况 (如有 ) 可能影响局部电网状况，造 成输电阻塞 受不同地区天气影响，整个电网的潮流模式发生了显著变化，增加了电网高低压部分之间的双向流动 要求电网具备较强的干扰恢复能力 主要的挑战 电网的局部影响 用电需求与间歇性可再生能 源出力的匹配问题 发电机组的灵活性 电力系统抗干扰的强度 资料来源： IEA，德邦研究所 行业深度 储能设备 10 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 电网消纳能力有限，大比例再生能源并网或导致弃风、弃光率回升。 电力系统的特性是发、输、配、用电瞬时完成，电源调节能力、电网联通规模、负荷规模及响应能力共同决定了新能源消纳潜力。电力系统平衡的原则是 跟踪负荷变化，并据此调节常规电源出力 ，当高比例新能源接入电力系统时，常规电源不仅要跟随负荷变化，还需要平衡新能源的出力波动， 因此 电源调节能力影响新能源消纳程度。 2021 年，国网江西省 电力有限公司经济技术研究院的彭怀德等人在江西新能源消纳与储能应用前景分析中指出，随着新能源进一步发展，灵活调峰电源、火电调峰能力严重不足，是产生弃风弃光的最主要原因 ； 而送端与主网的电网互联不充分导致断面外送受阻，是产生弃风弃光的次要原因。特别是在近些年，随着我国光伏、风电等的大力发展，电网遇到的压力越来越大。从中国能源网披露的历年弃风、弃光率的数据可以看到， 2020 年我国弃风、弃光率的下降趋势趋缓。未来，伴随着更多可再生能源的并网，如不采取措施，我国弃风、弃光率或将回升，从而导致资源的浪费。 图 3：可再生能源的发电具有不稳定性 图 4： 2020 年，我国弃风、弃光率的下降趋势趋缓 资料来源：中国储能网基于源网荷储一体化的园区微网分析，德邦研究所 资料来源：中国能源网，德邦研究所 伴随着传统能源汽车到新能源汽车的转型，现有电网的负荷加大、控制难度及失稳风险增加。 根据中国汽车工业协会统计数据， 2020 年全球新能源汽车产量 255 万辆，全球新能源车渗透率为 3.1%；中国新能源汽车产量 137 万辆，国内新能源车渗透率为 5.4%。而新能源汽车产业发展规划 （ 2021-2035 年 ） 指出， 2025 年国内新能源汽车渗透率 预计 将达 20%，未来 几 年国内新能源车 渗透率还存在较大的发展空间。 伴随着新能源汽车渗透率的提升，充电负荷所占的比重将会 越来 越大，极端情况下会形成很大的峰值负荷，造成电网中变压器和线路的过载。车辆的充电装置属于非线性电气设备，大规模的接入会产生谐波污染，造成电压畸变，功率因数下降，对电能质量产生不良影响。同时，当大量电动汽车同时接入配电网时，配电网线路中的电流会激增，造成线路节点电压的降低 ，同时增加线路的网络损枆。此外，当车辆以 V2G 模式接入电网时，电力系统的潮流将不再简单由变压器母线侧流向用户侧， 而是 会出现反向潮流，进而对现有的电网提出更大的挑战。 0%5%10%15%20%2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020弃风率 弃光率 行业深度 储能设备 11 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 图 5：近年来全球新能源汽车产量持续增长，渗透率提升 图 6：近年来中国新能源汽车渗透率不断提高 资料来源：中国汽车工业协会， Wind，德邦研究所 资料来源：中国汽车工业协会， Wind，德邦研究所 1.1.3. 储能在能源转型中扮演着重要角色 ，电化学储能正在大规模商用中 储能或储能技术指的是将较难储存的能源形式转换成技术上较容易且成本 上较 低 廉 的形式储存起来，分为集中式储能和分布式储能。 例如：太阳能热水器将光能（辐射）存在热水（热能）里，电池将电能存在电化学能里。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。 按照投资规模的大小，又可分为集中式储能系统和分布式储能系统两种。 集中式储能系统以大功率、长时间的供电场景为对象，一般为能量型储能系统。集中式储能主要 以 抽水蓄能 和 压缩空气储能 为主 。分布式储能 系统 以电化学储能为主要代表 ， 其安装地点灵活，与集中式储能相比，减少了集中储能电站的线路损耗和投资压力。 分布式储能系统的功率从几千瓦至几兆瓦不等，容量一般小于 10 MWh，多接入中低压配电网或用户侧。 图 7：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 资料来源：派能科技招股说明书，德邦研究所 储能技术能够有效提升电网接纳清洁能源的能力，解决大规模清洁能源接入带来的电网安全稳定问题。 储能具有调峰的天然优势，特别是电化学储能集快速响应、能量时移、布置灵活等特点于一体 。 电网侧、发电侧、用户侧全面发展 ，对于保障电力系统稳定， 促进能源低碳转型起到关键性作用。在可再生能源发电比例不断提升的大背景下，配置储能通过对电能的快速存储和释放，不仅可以降低弃风弃光 率，更加重要的作用是可以平抑新能源波动，跟踪计划出力，并参与系统调峰调频，增强电网的稳定性。 0%1%1%2%2%3%3%4%0501001502002503002015 2016 2017 2018 2019 2020全球新能源汽车产量（万辆） 全球渗透率（ %，右轴）0%1%2%3%4%5%6%0501001502015 2016 2017 2018 2019 2020中国新能源汽车产量（万辆） 中国渗透率（ %，右轴） 行业深度 储能设备 12 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 储能在发电侧、输电系统及用电 侧三 个方面都有重要应用。 电力系统可分为发电、输电、变电、配电、用电等五大环节，其中输电、变电与配电又可称为输电系统。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必 须保持实时平衡 。 储能技术可以弥补电力系统中缺失的 “储放 ”功能 ， 改变电能生产 、 输送和使用同步完成的模式 ， 使得实时平衡的 “刚性 ”电力系统变得更加 “柔性 ”， 特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性 ， 提高电网 运行的安全性、经济性和灵活性等方面。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。 发电侧： 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： 缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级 、根据区域电网负荷及时进行调峰调频 等； 用电侧： 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。在其他如通信与互联网领域，储能也常在 5G基站与数据中心作为后备电源 使用 。 图 8：储能在发电侧、输电系统及用电端三个方面都有重 要应用 资料来源：派能科技招股说明书，德邦研究所 电化学储能相较于其他储能模式存在一定优势，正在大规模商业化发展中。综合对比目前各种储能技术的技术成熟度与场景适用性，抽水蓄能技术已经比较成熟，在储能应用中将持续保持高占比；压缩空气储能等技术具有较好的发展前景，相比其他储能技术，在热能利用市场上拥有更好的经济性；氢储能技术可实现长周期调节，随着技术进步和成本的大幅降低，是极具发展潜力的规模化储能技术。未来，氢储能技术将向高 效率 、低成本、零污染、长寿命方向发展，有望在可再生消纳、电网削峰填谷、用户冷热电气联供等场合实现推广应用。目前，由于电化学储能与抽水蓄能相比，在响应速度、选址条件、环境影响、建设成本、安全运行、电能损耗、调节效率、建设周期等方面具备较大优势，已经进入商业化、规模化应用，具有较大的发展空间。 表 3：主要储能方式技术优缺点和应用情况对比 （根据目前已披露数据整理） 储能方式类型 放电时间 寿命 典型应用场景 主要优势 主要缺点 发展现状 常规抽水蓄能 根据库容确 定，数小时 50年 削峰填谷、系统调频、 新能源消纳、黑启动 技术成熟、单机容量 大、运行稳定 响应速度慢、建设周期长、选址要求高 占据主导地位， 快速发展 压缩空气储能 数小时 25年 调峰填谷 储能容量大 能量转换效率低、响应速度慢、依赖地形和燃气资源、建设周期长 产业化应用 飞轮储能 数秒 20年左右 系统调频 功率密度高、响应速度快、寿命长 储能 容 量过低（秒级） 产业化应用 行业深度 储能设备 13 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 超导储能 数秒 循环数百万次 削峰填谷、系统调频 响应速度快、功率密度较高 储能容量 过 低（秒级）， 维护成本过高，技术不成熟 示范应用 超级电容器 数秒 10年左右 系统调频 功率密度大、循环寿命长 储能 容 量过低（秒级）、自放电率高 产业化应用 锂离子电池 根据配置数 量，数小时 5 15年 削峰填谷、系统调频、 分布式、电动汽车等应用 功率、能量密度大，响应速度快，组态方式灵活 安全性问题、目前成本较高、电池寿命及均衡问题 产业化应用 铅酸电池 根据配置数 量，数小时 5 15年 削峰填谷、系统调频、 分布式、通信电源等应用 技术成熟、性价比较高 能量密度低、不能深充深放、循环寿命问题、环保问题 产业化应用 液流电池 根据配置数 量，数小时 5 20年 削峰填谷、系统调频、 分布式等应用 蓄电容量大、可深度充放、能量与功率分开控制 环境温度要求较高、转换效率不高、需辅助液泵 产业化应用 钠硫电池 根据配置数 量，数小时 10 15年 削峰填谷、系统调频、 分布式等应用 能量密度高，响应速度快、循环寿命高 环境要求苛刻 产业化应用 资料来源：各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨，德邦研究所 1.1.4. 从目前的装机数据看，锂电储能正处于快速发展阶段 全球存量储能项目中，抽水蓄能占比较 高，但锂电储能正成为新增装机主要力量。 据 CNESA统计，截至 2020年底，全球累计储能装机规模 191.1GW，其中 90.3%为抽水蓄能，同比增加 0.9%，电化学储能累计装机 14.2GW，同比增加 49.6%。 相对其他储能技术而言，电化学储能连续多年保持较高的增长速度，近五年 （ 2016-2020） 的复合增速高达 63%。从新增投运储能项目规模看，2020 年全球新增投运储能项目装机规模为 6.44GW，同比增长 80%；其中，电化学储能单年新增规模达 4.73GW，占全球新增装机规模的 73.4%。从全球已投运的电化学储能项目的 技术 分布上看，锂离子储能占据绝对主导地位，近年来锂电池的装机规模一直在快速增长，年均复合增速（ 2015-2020）达 107%。截至2020年底，全球锂电池的累计投运规模已达 13.1GW，占比已超 90%。 与全球储能结构相似，我国锂电储能也正在快速发展。 据 CNESA 统计，截至 2020 年底，我国累计储能装机规模 35.6GW，占全球储能市场的 18.6%，同比增长 9.8%。其中 89.3%为抽水蓄能，同比增加 4.9%，电化学储能累计装机3.27GW，同比增加 91.2%。 从新增投运储能 项目规模看， 2020年我国新增投运储能项目装机规模为 3.16GW， 占全球储能市场的 49%， 同比增长 178%；其中，电化学储能单年新增投运规模最大，达 1.56GW，同比增长 145%。从我国已投运的电化学储能项目的 技术 分布上看，锂离子储能同样占据绝对主导地位，2020年 新增投运规模 1.5GW， 占比近 98%， 同比增长 146%。 整体来看 ， “十三五 ”期间 ， 锂电新增投运规模基本呈现指数增长 ， 与 “十二五 ”相比 ， 新增投运规模增长近 65倍。 图 9：全球储能累计装机分类占比（截 至 2020 年底） 图 10：我国储能累计装机分类占比（截至 2020 年底） 资料来源： CNESA，德邦研究所 资料来源： CNESA，德邦研究所 行业深度 储能设备 14 / 58 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 1.2. 国内： 政策与市场共振 ， 发电侧储能有望率先发展 1.2