敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2022 年 8 月 26 日 行业研究 长时储能：百舸争流，谁主沉浮？ 储能行业深度报告 电力设备新能源 长时储能，是碳中和时代的必然选择。储能的本质是实现能量在时间和空间上的移动，让能量更加可控。储能的应用可以让分布式的发电源更加“优质”，让整个电力系统更加灵活。储能是高比例可再生能源下的必然要求：以美国加州为例，2021 年可再生能源发电高峰时占比超 50%，在夏季早晚缺电高峰需要 30%以上的进口电力才能支撑正常用电。在这样的情况之下，长时储能成为了碳中和时代的必然呼唤。对于长时储能而言，最重要的是为电力系统的灵活性调节提供支撑。在推进节奏上，整体将会是循序渐进的，可以分为三个阶段：阶段 1，主要由传统机组提供灵活性，抽水蓄能大力建设，新型储能补充灵活性缺口；阶段 2，抽水蓄能逐步落成，与传统机组一起成为灵活性调节主力；阶段3，存量机组改进空间殆尽、抽水蓄能地理资源约束呈现，只有依靠新型长时储能技术提供增量灵活性资源。分地域来看，推进节奏上先欧美，后国内，当前已有很多欧美国家处于阶段 3，中国处于阶段 1 向阶段 2 过渡的过程中。 长时储能技术形式多样，抽水蓄能、锂离子电池储能发展领先。概况而言，长时储能技术可分为机械储能、储热和化学储能三大主线，其中机械储能、化学储能装机规模占比较高。1）抽水蓄能：当前最成熟、最经济的大规模储能技术，但储能设备选址受限、项目开发周期较长；2）压缩空气储能：效率提升下，极具潜力的大规模储能技术；3）锂离子电池储能：当前最具代表性、最经济的化学储能技术，但面临着锂资源掣肘；4）钠离子电池储能：比锂电理论成本更低的储能方式，循环寿命为当前最大劣势；5）液流电池储能：容量与功率模块分离，适合长时储能，但处于产业化降本初期；6）熔盐储热：适合大规模储热，但无法作为独立储能电站使用。 无资源约束的情况下，平准化度电成本（LCOE）是衡量各种技术优劣的最重要指标。我们针对五种长时储能技术，在当前情况下，计算其全生命周期成本，在配置时长为 5 小时的情况下，其 LCOE 由低到高分别为抽水蓄能压缩空气储能锂离子储能钠离子电池储能液流电池储能。影响LCOE 的三大最重要的指标分别为：初始投资成本、转换效率、循环寿命。对其关键指标进行敏感性分析，1）抽水蓄能：当前成本最优的长时储能方式，技术成熟，各项指标不会再发生明显的变动；2）压缩空气储能：若实际储能效率提升到 70%，其经济性有望超过抽水蓄能；3）锂离子电池储能：随产业化进程加速和原材料价格回落，锂离子储能初始投资成本将逐步下降；4）钠离子电池储能：当初始投资成本降低到1.3 元/Wh时，其经济性有望超过现在的锂电储能；5）液流电池储能：当初始投资成本降低到 2 元/Wh时，其经济性有望超过现在的锂离子电池储能。 投资建议：长时储能技术在全球范围内空间广阔。从需求端：考虑到放量节奏和需求总量两方面因素，不应局限于国内，应放眼全球。考虑到中国企业会凭借着技术和成本优势在全球范围内占领份额，优选储能设备制造环节。（1）锂电：当前海外长时储能的主要选择，推荐宁德时代、阳光电源；关注比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、星云股份、盛弘股份、科士达、科陆电子、英维克、青鸟消防、国安达；（2）压缩空气储能：技术进步加快，关注中储国能（未上市）、陕鼓动力；（3）钠离子电池：锂资源约束下的对冲技术，推荐宁德时代，关注华阳股份、中科海钠（未上市）、钠创新能源（未上市）、鼎胜新材、容百科技、当升科技。（4）液流电池储能：关注大连融科（未上市）、攀钢钒钛、河钢股份、上海电气、北京普能（未上市）、国网英大。（5）抽水蓄能：关注东方电气、哈尔滨电气、中国电建、浙富控股。（6）熔盐储热：关注西子洁能。 风险分析：储能技术成本下降不及预期风险；政策支持不及预期风险；新能源装机不及预期风险。 买入（维持） 作者 分析师：殷中枢 执业证书编号：S0930518040004 010-58452071 分析师：郝骞 执业证书编号：S0930520050001 021-52523827 分析师：黄帅斌 执业证书编号：S0930520080005 0755-23915357 联系人：陈无忌 021-52523693 联系人：和霖 021-52523853 行业与沪深 300 指数对比图 - 3 0 %- 1 7 %- 4 %9%23%0 8 /2 1 1 1 /2 1 0 2 /2 2 0 5 /2 2电力设备新能源 沪深 300 资料来源：Wind 要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 电力设备新能源 投资聚焦 随着碳中和的逐步推进，电力系统中可再生能源占比的逐步提升，对于长时储能的需求也日益迫切。当前的储能领域，各类技术呈现出百花齐放的局面。 我们的创新之处 1、我们深入研究了美国加州当前的能源结构现状，给中国及全球其他地区的长时储能发展提供了参考； 2、我们结合风光发电量的占比情况与电力系统的灵活性调节需求，推演了长时储能发展的三部曲。阶段1：风光发电量 10%左右的水平：新型长时储能技术发展的战略窗口期；阶段 2：风光发电量 20%左右的水平： 新型长时储能技术产业化降本的决战期；阶段 3：风光发电量 30%左右的水平：成本最优的长时储能技术装机量快速增长期。 3、我们采用全生命周期成本法测算 5 种主要储能技术的度电成本。在机械储能中以抽水蓄能为参照系、在化学储能中以锂离子储能为参照系，通过敏感性分析测算出压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能在经济性上获得比较优势的条件。 股价上涨的催化因素 1、 全球风电光伏建设进程超预期，对长时储能的需求大幅提升； 2、 长时储能技术进步、降本速度超预期。 投资观点 长时储能技术在全球范围内空间广阔。 从需求端：考虑到放量节奏和需求总量两方面因素，不应局限于国内，应放眼全球。考虑到中国制造业会凭借着技术和成本优势在全球范围内占领份额，此时应优选储能设备制造环节。 （1）锂电：当前海外长时储能的主要选择，推荐宁德时代、阳光电源；关注比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、星云股份、盛弘股份、科士达、科陆电子、英维克、青鸟消防、国安达； （2）压缩空气储能：技术进步加快，关注中储国能（未上市）、陕鼓动力； （3）钠离子电池：锂资源约束下的对冲技术，推荐宁德时代，关注华阳股份、中科海钠（未上市）、钠创新能源（未上市）、鼎胜新材、容百科技、当升科技。 （4）液流电池储能：关注大连融科（未上市）、攀钢钒钛、河钢股份、上海电气、北京普能（未上市）、国网英大。 （5）抽水蓄能：关注东方电气、哈尔滨电气、中国电建、浙富控股。 （6）熔盐储热：关注西子洁能。 从供给端：考虑技术和成本两个角度，除了成熟的抽水蓄能与较为成熟的锂离子电池储能之外，其他各类新型长时储能技术中，技术进步相对较快、未来潜在的成本优势相对更优的为压缩空气储能。 敬请参阅最后一页特别声明 -3- 证券研究报告 电力设备新能源 目 录 1、 长时储能：碳中和时代的必然选择 . 6 1.1、 储能的本质：让能量更可控 . 6 1.2、 储能的应用：让分布式更“优质”、让系统更灵活 . 6 1.3、 储能的需求：高比例可再生能源下的必然要求 . 7 1.4、 长时储能：碳中和时代的必然呼唤 . 9 1.5、 长时储能的推进节奏：循序渐进、星辰大海 . 11 2、 长时储能：百花齐放，百舸争流 . 14 2.1、 抽水蓄能：当前最成熟、度电成本最低的储能技术 . 15 2.1.1、 原理：依靠水的重力势能作为介质储能 . 15 2.1.2、 优劣势：储能技术成熟，但选址受限、开发周期较长 . 15 2.1.3、 产业链：主要涉及投资、承包、设备商 . 16 2.1.4、 产业化：最早实现大规模商业化，装机总规模超36GW . 17 2.2、 压缩空气储能：效率提升下，极具前景的大规模储能技术 . 19 2.2.1、 原理：依靠高压气体作为介质储能 . 19 2.2.2、 优劣势：已摆脱地理约束，但当前效率相对较低 . 20 2.2.3、 产业链：压缩机、膨胀机为核心部件 . 20 2.2.4、 产业化：百兆瓦级先进压缩空气储能系统并网调试 . 21 2.3、 锂离子电池：优秀的中短时储能技术同样适用于部分长时场景. 23 2.3.1、 优劣势：储能技术较为成熟，但锂资源约束明显 . 23 2.3.2、 产业链：发展成熟，电池价值量占比最高 . 24 2.4、 钠离子电池：与锂电类似，但无资源约束的储能方式 . 25 2.4.1、 原理：与锂离子电池类似 . 25 2.4.2、 优劣势：更低的理论成本，更低的循环寿命. 25 2.4.3、 产业链：上中下游发展初具雏形 . 26 2.4.4、 产业化：MWh级钠离子电池储能系统投入运行 . 26 2.5、 液流电池：功率与容量解耦的电化学储能方式 . 27 2.5.1、 原理：依靠氧化还原液流电池进行储能 . 27 2.5.2、 优劣势：容量、功率独立设计，规模易扩展，但成本较高 . 28 2.5.3、 产业链：隔膜、电解液为影响性能的核心材料 . 28 2.5.4、 产业化：百兆瓦级全钒液流电池储能系统整站调试 . 29 2.6、 熔盐储热：光热电站的配储系统 . 31 2.6.1、 原理：依靠熔盐介质储存热能 . 31 2.6.2、 优劣势：热发电场景中的储能介质 . 31 2.6.3、 产业链：光热发电市场促储热产业链成熟 . 32 2.6.4、 产业化：百兆瓦级熔盐塔式光热电站并网发电 . 33 3、 经济性是比较长时储能技术的最佳准绳 . 35 3.1、 计算方法：测算各类长时储能技术的LCOE . 35 3.2、 核心假设：基于当前时点的技术与成本情况 . 36 3.3、 初始投资成本、储能效率与循环寿命是三大核心因素 . 37 3.3.1、 最便宜的长时储能：抽水蓄能、压缩空气、锂离子电池储能 . 37 3.3.2、 压缩空气：效率提升至65%时，经济性有望超过抽水蓄能 . 37 3.3.3、 锂离子电池：锂价回落后，仍是比较经济的长时储能方案 . 38 3.3.4、 液流电池：初始投资成本和储能效率是两大掣肘因素 . 38 3.3.5、 钠离子电池：极致降本后，可作为比较经济的长时储能方案 . 38 4、 投资建议 . 40 5、 风险分析 . 40 敬请参阅最后一页特别声明 -4- 证券研究报告 电力设备新能源 图目录 图1：储能的应用梳理 . 7 图2：2020年五省区风电容量可信度 . 7 图3：系统可靠容量供给图 . 7 图4：波动性可再生能源并网阶段划分（2017年） . 8 图5：加州夏季单日电力供给曲线（MW） . 9 图6：风电、光伏发电占比越高，储能时长越长 . 9 图7：加州夏季单日电池储能设备充放电曲线 . 10 图8：长时储能的推进节奏：循序渐进、星辰大海 . 11 图9：欧洲各国可再生能源在电力供应中的比例目标 . 12 图10：抽水蓄能电站工作原理 . 15 图11：抽水蓄能电站开发建设流程 . 16 图12：抽水蓄能产业链与相关公司情况 . 16 图13：全国在运抽水蓄能投资企业分布（万KW） . 17 图14：全国在建抽水蓄能投资企业分布（万KW） . 17 图15：中国抽水蓄能装机规模显著增长 . 17 图16：压缩空气储能系统工作原理 . 19 图17：压缩空气储能技术类型 . 19 图18：中储国能各项目转换效率 . 20 图19：压缩空气储能产业链梳理 . 21 图20：2021年中国各储能技术装机规模占比 . 23 图21：2021年以来，锂资源价格大幅上涨 . 24 图22：中国锂资源储量仅占全球6% . 24 图23：锂离子电池产业链梳理 . 24 图24：钠离子电池工作原理示意图 . 25 图25：钠离子电池的优势 . 25 图26：钠离子电池产业链梳理 . 26 图27：钠离子电池商业化进展近年来加快 . 26 图28：全钒液流电池工作原理 . 27 图29：全钒液流电池反应原理 . 27 图30：铁铬液流电池工作原理 . 27 图31：液流电池输出功率调节方式 . 28 图32：液流电池储能容量调节方式 . 28 图33：液流电池产业链 . 29 图34：全钒液流电池体系成本结构比例 . 29 图35：铁铬液流电池商业化进程 . 30 图36：熔盐储热原理示意图 . 31 图37：储热技术类型 . 31 图38：塔式光热发电系统示意图 . 32 图39：熔盐储热清洁供热系统示意图. 32 敬请参阅最后一页特别声明 -5- 证券研究报告 电力设备新能源 图40：熔盐储热产业链梳理 . 32 图41：首航高科敦煌100MW熔盐塔式光热电站 . 34 图42：成本计算方法示意图 . 36 表目录 表1：各类发电方式的储能介质 . 6 表2：加州4h以上的锂电池储能项目. 10 表3：全球主要储能市场结构拆分 . 12 表4：“十四五”可再生能源发展规划测算 . 13 表5：储能技术路线对比 . 14 表6：惠州、广州抽水蓄能电站基本情况 . 18 表7：德国Huntorf电站成本结构拆分 . 21 表8：国内外压缩空气储能电站对比 . 22 表9：各类长时储能方式提供功率的装置与贮存能量的装置 . 23 表10：国内全钒液流项目建设情况 . 30 表11：50MW德令哈储热7h熔盐电站参数 . 33 表12：全生命周期成本计算的核心假设 . 37 表13：5 种储能形式的全生命周期度电成本（元/kWh） . 37 表14：压缩空气储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh） . 38 表15：锂电储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh） . 38 表16：液流电池储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh） . 38 表17：钠电储能中，“度电成本”对初始投资成本、储能效率的敏感性分析（元/kWh） . 39 敬请参阅最后一页特别声明 -6- 证券研究报告 电力设备新能源 1、 长时储能：碳中和时代的必然选择 1.1、 储能的本质：让能量更可控 储能的核心是实现能量在时间和空间上的移动，本质上是让能量更加可控。我们把各种发电方式的本质归一化，可以发现：火电、核电、生物质发电天然就有相应的介质进行能量的存储，并且介质适宜进行贮存和运输，即本身就配置了储能功能。而对于水力发电、风力发电、光热发电、光伏发电而言，发电借助的来源是瞬时的、不可贮存和转运的。相应地，如果我们想让这些能源更加可控，必须人为的添加储能装置。可以理解为，储能装置的添加，会使得水力、风力、光伏、光热成为更理想的发电形式。 表 1：各类发电方式的储能介质 发电方式 能量转换方式 储能介质 储能介质在时间和空间中的转移 A B C 燃煤 化学能 热能 电能 煤炭 贮存、运输煤炭 燃气 化学能 热能 电能 天然气 贮存、运输天然气 核电 原子能 热能 电能 铀 贮存、运输铀 水 机械能 电能 额外配置 风 机械能 电能 额外配置 光热 太阳能 热能 电能 额外配置 光伏 太阳能 电能 额外配置 生物质 生物质能 电能 生物质 贮存、运输生物质 资料来源：光大证券研究所整理 1.2、 储能的应用：让分布式更“优质”、让系统更灵活 发电侧与电网侧一直承担着让能量更可控的任务，储能将作为一种方式提供灵活性资源。在抽水蓄能大建设、新型储能兴起之前，电网的灵活性资源更多的需要火电提供。而目前，在一个优质的电网存在的情况下，系统的灵活性调节资源是由抽水蓄能、新型储能、火电等共同提供的。此时，建设抽水蓄能和新型储能的节奏，要评估两个方面：（1）从经济性维度上，建设抽水蓄能、建设新型储能与进行火电灵活性改造何者最优；（2）从需求量维度上，火电灵活性改造存在存量机组数量约束、抽水蓄能存在地理资源约束，这两大约束会在什么时间点成为掣肘因素。 储能可以让分布式光伏发电更“优质”，使其有成为家庭用电主力的可能。储能的应用使得用户侧“自发自用”成为了可能，在一个更多偏向于盈利属性的电网环境下，储能加持下的分布式光伏发电更加“优质”。此时，分布式光储的推进核心变成了经济性考量：光储发电的成本与从电网买电的价格孰高孰低。 在没有可靠电力保障的情况下，储能是正常生活的刚需。储能装置储存的是能量，而充足的能源是保障生活正常进行的必要需求。而在户外、偏远地区，在有战争可能的地区，在电网保障不足的地区，从生存与避险的角度讲，配置储能是最基本的需求。此处储能推进的核心是：正常家庭能否负担得起一套储能设备，或者一套光储系统。 敬请参阅最后一页特别声明 -7- 证券研究报告 电力设备新能源 图 1：储能的应用梳理 资料来源：光大证券研究所整理 1.3、 储能的需求：高比例可再生能源下的必然要求 高比例可再生能源对系统的灵活性调节能力提出了更高的需求。长时间来看，新能源发电可以满足电量平衡需要，但由于出力波动，在短时内无法满足电力平衡需要。新能源出力具有不确定性、间歇性以及不可控性的特点，为电力系统维持发电及负荷的实时平衡带来挑战。由于新能源机组出力具有间歇性，同样容量的新能源机组与常规火电或水电机组带负荷的能力并不相同，因此电力系统充裕度分析中新能源容量无法与常规机组同等对待。以风电为例，风电可信容量指等可靠性前提下风电机组可以视为的常规机组容量大小，风电容量可信度为其可信容量占其装机容量的比例，根据王彤等对南网的可靠性评估结果，南网 2020 年风电的容量可信度在 0.67%18.75%之间。而方鑫等人在并网光伏电站置信容量评估一文中测算，光伏的容量可信度在 54%56%之间。 图 2：2020 年五省区风电容量可信度 图 3：系统可靠容量供给图 资料来源：王彤等，风电并网对南方电网可靠性的影响评估 资料来源：刘永奇等，能源转型下我国新能源替代的关键问题分析 敬请参阅最后一页特别声明 -8- 证券研究报告 电力设备新能源 波动性可再生能源并网会对电力系统产生多种影响。这些影响并非突然出现，而是随着波动性可再生能源渗透率的提高而逐步增多。具体可根据波动性可再生能源渗透率的不同分为四个阶段： 第 1 阶段：已部署第一批波动性可再生能源发电厂，但对系统基本没有影响；只会造成极少的局部影响，例如在发电厂的并网点。 第 2 阶段：随着波动性可再生能源发电厂数量的增加，负荷与净负荷之间的变化日益明显。改进系统运行方式以更充分地利用现有系统资源，通常足以满足系统并网要求。 第 3 阶段：供需平衡难度更大，需要系统性地提高电力系统灵活性，现有设施和改进运行方式难以满足这一要求。 第 4 阶段：在某些特定时段，波动性可再生能源发电量足以提供系统大部分电力需求，电力系统在系统受到扰动后迅速响应的方式发生变化。可能涉及到规则调整，使波动性可再生能源发电也要提供频率响应服务，如一次调频和二次调频。 图 4：波动性可再生能源并网阶段划分（2017 年） 资料来源：IEA，中国电力系统转型 目前美国加州可再生能源发电高峰时占比超 50%，正处于第 4 阶段。根据 CAISO数据，绘制2021 年加州夏季单日电力供给调配曲线。分析发现，可再生能源能够满足 8-17 点左右的日间供电需求，而在 19点以后的时间，可再生能源发电量骤降，此时电网中的灵活性调节资源发力，天然气大力发电，但是仍有巨量的用电缺口需要通过从其他州进口电力补足。对于美国加州而言，需要从其他州进口电力来补足的用电缺口，就是其对于储能的需求空间。 敬请参阅最后一页特别声明 -9- 证券研究报告 电力设备新能源 图 5：加州夏季单日电力供给曲线（MW） 资料来源：CAISO，光大证券研究所整理 1.4、 长时储能：碳中和时代的必然呼唤 长时储能（long-duration energy storage)，一般指 4 小时以上的储能技术。长时储能系统是可实现跨天、跨月，乃至跨季节充放电循环的储能系统，以满足电力系统的长期稳定。可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长。可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。随渗透率上升，平衡电力系统的负荷要求增加。相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。 图 6：风电、光伏发电占比越高，储能时长越长 资料来源：Paul Albertus 等，Long-Duration Electricity Storage Applications, Economics, and Technologies 敬请参阅最后一页特别声明 -10- 证券研究报告 电力设备新能源 储能设备削峰填谷功能凸显，以 4h为代表的长时储能设备具有发展必要性。根据 CAISO 数据，绘制 2021 年加州夏季单日电池储能设备的充放电曲线。由图可见，储能设备在白天以高功率储存电能，在晚间用电高峰高功率放电，高峰放电持续时间超 4h。根据 Strategen 的Long Duration Energy Storage for Californias Clean, Reliable Grid研究报告，未来到 2045 年，太阳能将成为加州最主要的可再生能源，占比达 75%。为平衡太阳能发电，需要在白天存储 8到 12 个小时的电能，晚间存储调度量也将增加，最多时需连续放电 12 小时，长时储能发展不可或缺。 图 7：加州夏季单日电池储能设备充放电曲线 资料来源：CAISO，光大证券研究所整理；以兆瓦为单位，以五分钟计算增量；单位：MW 美国加州由于较高的可再生能源发电比例，是最早大量部署持续放电时间 4 小时储能系统的地区之一。从2019 年开始，加州地区就已经开始陆续部署 4 小时的储能系统。根据 Strategen 预测，加州到 2030 年将部署 2-11GW 的长时储能设备，到 2045 年将实现 45-55GW 的长时储能配置。 表 2：加州 4h 以上的锂电池储能项目 项目 地点 储能功率/容量 时间 RES (Renewable Energy Systems) America 圣地亚哥 30MW/120MWh 2019.12 AMS (Advanced Microgrid Solutions) 圣胡安卡皮斯特拉诺 4MW/16MWh 2019.12 RES (Renewable Energy Systems) America 圣地亚哥 30MW/120MWh 2019.12 Fluence (Siemens-AES joint venture) 佛布鲁克 40MW/160MWh 2021.03 Powin Energy 埃斯孔迪多 6.5MW/26MWh 2021.06 Terra-gen 圣地亚哥 140MW/560MWh 2021.12 Enel Green Power 波威 3MW/12MWh 2021.12 资料来源：Energy Storage，光大证券研究所整理 敬请参阅最后一页特别声明 -11- 证券研究报告 电力设备新能源 1.5、 长时储能的推进节奏：循序渐进、星辰大海 对于长时储能而言，最重要的是为电力系统的灵活性调节提供支撑。概括而言，电力系统中，灵活性资源的需求方主要是风力、光伏发电设施；电力系统的灵活性主要来自于两个方面，一方面是原有发电机组的灵活发电，另一方面就是储能设施的配置。我们在分析推进节奏时，将灵活性提供方简化为三部分：存量机组；成熟的储能方式抽水蓄能；新型储能技术。通过这种方式，可大致勾勒出随着风光发电量占比的逐步提升，储能的推进节奏。具体可分为三个阶段： 阶段1：风光发电量 10%左右的水平（对应中国 2021 年前后所处的阶段）：新型长时储能技术发展的战略窗口期 在此阶段，存量的发电机组（煤电、气电）可以进行改造，提供更多的灵活性资源支持；传统的储能方式抽水蓄能由于建设周期较长（6-8 年），需尽快规划上马；新型储能项目成本仍然过高，但是如果仍存在灵活性缺口，需要新型储能项目尽快补上。 阶段2：风光发电量 20%左右的水平（对应中国约 2025 年前后所处的阶段）： 新型长时储能技术产业化降本的决战期 在此阶段，存量的发电机组改造基本完成，无法提供更多的增量灵活性；抽水蓄能项目逐渐落成，与存量机组一同成为灵活性调节主力；而此时，对于新型储能的需求量也进一步提升。 阶段3：风光发电量 30%左右的水平（对应中国约 2030 年的阶段，对应美国加州约2020 年所处的阶段）：成本最优的长时储能技术装机量快速增长期 在此阶段，存量机组无改进空间且逐步淘汰；抽水蓄能受限于地理资源约束无法继续上量；只能依靠新型长时储能技术提供增量的灵活性资源。 图 8：长时储能的推进节奏：循序渐进、星辰大海 资料来源：光大证券研究所绘制 敬请参阅最后一页特别声明 -12- 证券研究报告 电力设备新能源 分地域来看：节奏上先欧美，后国内 以美国加州、德国、澳大利亚南部为代表的欧美地区，当前风光发电量占比已经很高，对于长时储能的需求也愈发迫切。考虑到当前各类新型储能的经济性，他们更多的选择配置锂电储能系统。以宁德时代、阳光电源为代表的中国锂电储能行业，正在全球范围内开疆拓土，占领份额。 图 9：欧洲各国可再生能源在电力供应中的比例目标 资料来源：Wood Mackenzie，派能科技招股说明书（2020 年 12 月） 表 3：全球主要储能市场结构拆分 区域 2021A 2022E 2022 年增速 相关假设依据 中国 5 15 200% 假设 100GW 的新增风电、光伏装机按照 10%的功率配置 1.5 小时的储能 美国 10 28 180% S&P预计 2022年新增装机 9.4GW，储能功率与储能容量按 1:3 配比计算 欧洲 5 8 60% 欧洲能源价格持续上涨，户用储能的经济性显著提升 资料来源：中关村储能产业技术联盟、CENSA 全球储能项目库、S&P Global Market Intelligence，光大证券研究所预测（美国储能功率与储能容量按 1:3 配比，其余国家按 1:2 配比）；单位：GWh 具体到中国： 预计从 2020 年到 2025 年，我国风光发电量占比将从 9.5%提升到 16.4%。 根据“十四五”可再生能源发展规划的目标：2025 年可再生能源年发电量达到 3.3 万亿千瓦时，“十四五”期间可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50%，全国可再生能源电力总量消纳责任权重达到 33%左右；“十四五”期间，风电和太阳能发电量实现翻倍，到 2025 年可再生能源电力非水电消纳责任权重达到 18%左右。 我们假设： （1）火电年利用小时数从 2020 年的 4290 小时下降到4000 小时； （2）2025 年燃气、其他火电、生物质发电占比与 2020 年保持一致； 敬请参阅最后一页特别声明 -13- 证券研究报告 电力设备新能源 （3）水电利用小时数不变； （4）风电年均新增 50GW，利用小时数提升至 1700 小时； （5）光伏年均新增 90GW，利用小时数提升至 1050 小时。 在此假设情况下，可以满足“十四五”可再生能源发展规划中的目标。根据此假设情景计算，从 2020 年到 2025 年，我国风光发电量占比将从 9.5%提升到16.4%。 表 4：“十四五”可再生能源发展规划测算 装机 发电量 2020 占比 2025E 占比 5 年CAGR 2020 占比 2025E 占比 5 年CAGR 发电量增量 占比 单位 万千瓦 万千瓦 亿千瓦时 亿千瓦时 燃煤 107912 49.0% 138561 41.4% 5.1% 46296 60.7% 55424 55.4% 3.66% 9128 38.5% 燃气 9972 4.5% 13076 3.9% 5.6% 2525 3.3% 3310.9 3.3% 5.57% 786 3.3% 其他火电 3829 1.7% 5020.7 1.5% 5.6% 1622 2.1% 2126.8 2.1% 5.57% 505 2.1% 核电 4989 2.3% 7000 2.1% 7.0% 3662 4.8% 5138.1 5.1% 7.01% 1476 6.2% 可再生能源 93501 42.5% 170642 51.0% 12.8% 22159 29.1% 34000 34% 8.94% 11841 49.9% 其中：水（含抽蓄） 37028 16.8% 43251 12.9% 3.2% 13553 17.8% 15831 15.8% 3.16% 2278 9.6% 其中：非水可再生能源 56473 25.6% 127392 38.1% 17.7% 8606 11.3% 18169 18.2% 16.12% 9563 40.3% 非水可再生能源中：风电 28165 12.8% 53165 15.9% 13.5% 4665 6.1% 9038.1 9.0% 14.14% 4373 18.4% 非水可再生能源中：光伏 25356 11.5% 70356 21.0% 22.6% 2611 3.4% 7387.4 7.4% 23.12% 4776 20.1% 非水可再生能源中：生物质 2952 1.3% 3870.8 1.2% 5.6% 1330 1.7% 1743.9 1.7% 5.57% 414 1.7% 汇总 220203 334299 8.7% 76264 100000 5.57% 23736 资料来源：“十四五”可再生能源发展规划、中电联，光大证券研究所测算 在“十四五”期间，火电改造与抽水蓄能是灵活性增量的主力，这为新型储能加速发展提供了战略窗口期。在当前情况下，一方面中国存在着一批可以进行改造来增加灵活性的机组；一方面中国存在着一部分抽水蓄能资源储备。根据潘尔生等火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造投资的巨大差别，通常投资按3090元/千瓦计算，是最便宜的灵活性调节资源。其次为抽水蓄能，之后为以锂电为代表的新型储能。 据郭剑波院士中国高比例新能源带来的平衡挑战分析，我国“十四五”期间将完成存量煤电机组灵活性改造 2 亿干瓦，增加系统调节能力 30004000 万千瓦，新增煤电机组中具备灵活调节能力的达 1.5 亿干瓦；到 2025 年，新型储能装机容量达到 3000 万干瓦以上；抽水蓄能规模 2025 年达到 6200 万千瓦以上，2030 年达到 1.2 亿干瓦左右。新型储能将会在 2025 年以后，逐渐成为灵活性调节的主力。 敬请参阅最后一页特别声明 -14- 证券研究报告 电力设备新能源 2、 长时储能：百花齐放，百舸争流 储能技术特点及降本情况各不相同，根据应用场景的不同，长时储能技术将呈现多线并举的格局。概括而言，长时储能技术可分为机械储能、储热和化学储能三大主线。其中，机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能；储热主要为熔盐储热；化学储能包括锂离子电池储能、钠离子电池储能以及液流电池储能。 表 5：储能技术路线对比 方式 适用条件 响应时间 循环次数 效率 储能介质 单位成本 抽水蓄能 长时储能 分钟级 50 年 76% 水 6-8元/W，1.2-1.6元/Wh 压缩空气 长时储能 分钟级 30 年 50-70% 空气 6-8元/W，1.2-1.6元/Wh 熔盐储能 长时储能 / 20-30 年 70% 熔融盐 （300-600） 3 元/Wh 锂离子电池 最好在1-4h，长时亦可 百毫秒级 8000 次 （当前最高） 88% 锂离子电池 1.8 元/Wh（碳酸锂价格在 50 万元/吨） 1.2 元/Wh（锂价回归到 2020 年初的情况下） 钠离子电池 最好在1-4h，长时亦可 百毫秒级 3500 次 （当前最高） 80% 钠离子电池 2 元/Wh 理想条件下可降低到1 元/Wh 全钒液流电池 长时储能 百毫秒级 20000 次以上 70-80% 钒电解液 （常温） 3 元/Wh 若钒价在15万元/吨，电解液中钒材料成本为1.2元/Wh 铁铬液流电池 长时储能 百毫秒级 20000 次以上 70-80% 铁铬电解液 （60） 2.5 元/Wh 氢储能 长时储能 秒级 10-15 年 电解水：6575%；燃料电池：5560% 氢 3.75 元/Wh 资料来源：国际能源网，中国科学院工程热物理研究所，CNESA，光大证券研究所整理；成本统计日期为 2022 年 6 月 敬请参阅最后一页特别声明 -15- 证券研究报告 电力设备新能源 2.1、 抽水蓄能：当前最成熟、度电成本最低的储能技术 2.1.1、原理：依靠水的重力势能作为介质储能 抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机最多的主流储能技术。抽水蓄能是机械储能的一种：在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电，综合效率在 70%到 85%之间。 图 10：抽水蓄能电站工作原理 资料来源：Hydro Tasmania 2.1.2、优劣势：储能技术成熟，但选址受限、开发周期较长 优势：当前最成熟的储能技术，度电成本最低。根据储能技术全生命周期度电成本分析（文军等，2021 年）中测算，在不考虑充电成本且折现率为 0 的情况下，抽水蓄能仅有 0.207 元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。 劣势1：地理资源约束明显，远期来看无法足量的满足储能需求。虽然抽水蓄能不具有化学电池易老化和储能容量限制的问题，但是它对于地理因素的要求较高，一般来说只能建造在山与丘陵存在的地方，上下水库要求存在于较近的距离内，并有着较高的高度差。并且在高度差不明显的条件下，抽水蓄能电站所能达到的能量密度相对有限。 劣势2：初始投资成本高、开发建设时间长，在风光建设超预期的时候，储能资源无法及时匹配。抽水蓄能电站的建造成本较高、开发周期约 7 年。根据抽水蓄能电站建设与运营模式思考（孙晓新，2020 年）数据，一个120 万千瓦的电站通常需要 60-80 亿元的投资。根据溧阳抽水蓄能电站工程设计变更与优化（李建军等，2018 年）溧阳抽水蓄能电站建设周期约为 7 年，主体工程于 2011年 4 月开工建设，2017 年 10月 11 日最后第 6 台机组投产发电，工程全部竣工投产。 敬请参阅最后一页特别声明 -16- 证券研究报告 电力设备新能源 图 11：抽水蓄能电站开发建设流程 资料来源：水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，抽水蓄能产业发展报告 2021，光大证券研究所整理 2.1.3、产业链：主要涉及投资、承包、设备商 在抽水蓄能电站的建设中，涉及的主要公司为投资商、承包商、设备商。 在投资运营环节：国网、南网为主要投资运营企业。截至 2021 年底，国网在运和在建抽水蓄能规模分别为 2351 万千瓦、4587 万千瓦，占比分别为 64.6%、74.4%，在抽水蓄能开发建设和运营市场中处于领导地位。 在承包环节：中国电建份额占比最高。抽水蓄能项目主要采用 EPC 模式，由中国电建等建筑商规划设计，承担建设项目。根据中国电建 2021 年 5 月公告，公司在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约 90%，承担建设项目份额占比约80%。 在具体建设过程中，涉及上市公司的主要为设备环节：行业竞争格局长期较为稳固，主要参与公司有三家，“两大一小”，“两大”为哈尔滨电气、东方电气，“一小”为浙富控股。 图 12：抽水蓄能产业链与相关公司情况 资料来源：公司公告；光大证券研究所绘制 敬请参阅最后一页特别声明 -17- 证券研究报告 电力设备新能源 图 13：全国在运抽水蓄能投资企业分布（万 KW） 图 14：全国在建抽水蓄能投资企业分布（万 KW） 2351 , 65%868 , 24%160 , 4%120 , 3%105 , 3% 38 , 1%国网公司 南网公司 江苏国信