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1、2020-01-06 电气设备行业目目录录1、电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性拐点出现.41.1、储能深刻地改变了电力的生产、消费方式.41.2、电化学储能是发展方向，锂电池路线是主流.61.3、经济性拐点开始出现，电化学储能兴起.72、储能的应用场景：多方探索，全面开花.82.1、发电侧储能：主要用于新能源配套、火电联合调频.92.1.1、与新能源发电配套.92.1.2、火电联合调频.112.2、输、配电侧储能：辅助服务为主.122.2.1、辅助服务.122.2.2、节约电网投资.132.3、用户侧储能：峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务是补充.132.3.1、峰谷套利是当前用户侧储能
2、最主要的盈利模式.132.3.2、节约基本电费与用户扩容是补充.142.3.3、平滑负荷潜在空间广阔.152.3.4、与分布式能源结合.153、发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟.153.1、海外：储能发展的热土.163.1.1、美国：政策支持+市场化需求双重驱动.163.1.2、欧洲：市场化动力充足.193.1.3、澳大利亚：户用与商用储能为主.193.1.4、韩国：火灾事故引发储能装机断崖式滑坡.213.1.5、日本：政府补贴与新能源消纳推储能发展.223.2、国内：等政策风来，待模式演进.223.2.1、短期政策调整不改储能长期发展趋势.223.2.2、等政策风来：政策细节完善
3、，电改继续推进.223.2.3、待模式演进：盈利模式未来方向在于多样化.234、电化学储能产业链成熟，未来成本仍有下降空间.254.1、电化学储能产业链.254.2、成本仍有下降空间.255、投资建议.266、风险提示.27图表目录图表目录图 1：储能分为五大类.4图 2：以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段.5图 3：非抽水蓄能的储能中，电化学累计装机规模最大.6图 4：全球电化学储能市场累计装机规模快速增长.6图 5：锂电池是最主流技术路线，近年来占比整体不断提升.6图 6：全国动力锂电池产能与出货情况对比.7图 7：锂电池 PACK价格下降速度较快.7图 8：2012-2
4、017 年 1MW/1MWh 储能系统成本由 2100 美元下降至 587 美元.7图 9：预计到 2023 年，中国电化学储能累计装机达19.3GW.8敬请参阅最后一页免责声明-2-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业图 10：预计 2040 年全球储能累计装机（不含抽水蓄能）1095GW/2850GWh.8图 11：储能在电力系统中的应用：多方探索、全面开花.9图 12：火电厂储能调频示意图.12图 13：辅助服务分类.12图 14：中国火电机组退役和关停容量.13图 15：美国公用事业级电站近年来面临大量退役.13图 16：储能节约基本电费适用的情形.14图 17：储能节约基本
5、电费不适用的情形.14图 18：电化学储能是抽水蓄能以外规模最大的储能形式.15图 19：2018 年全球新增储能 Top3：韩国、中国、英国.16图 20：2019H1 全球新增储能 Top3：美国、英国、中国.16图 21：美国储能新增装机（按功率统计）.16图 22：美国储能新增装机（按容量统计）.16图 23：美国储能系统激励政策示意.17图 24：美国储能装机预测.17图 25：加州户用储能系统数量快速增长.18图 26：德国户用储能累计装机变化及构成.19图 27：户用储能是澳大利亚储能的主体.20图 28：储能系统具备优秀的调频能力（2017.12.14）.20图 29：选择尖峰
6、时刻出力获取巨大经济收入.20图 30：预计 2019 年韩国新增储能装机同比下滑50%.21图 31：韩国 23 起储能火灾事故厂商构成.21图 32：国家电网镇江电网侧储能电站实景.24图 33：储能系统结构示意.25图 34：电化学储能产业链（锂电池）.25图 35：储能系统成本下降预测.26表 1：各类储能技术比较.5表 2：储能系统典型应用的技术参数.9表 3：2018 年度光伏发电市场环境监测评价结果（红色、橙色区域）.10表 4：2019 年风电投资监测预警结果.10表 5：国内风光储项目案例.11表 6：全国峰谷价差较高的地区（单位：元/kWh）.14表 7：美国主要州储能激励
7、政策.18表 8：美国各州电价情况（单位：美分/kWh）.18表 9：澳大利亚大型储能项目列表.21表 10：国内主要储能支持政策.23表 11：储能地方补贴政策.23表 12：相关公司估值指标.26敬请参阅最后一页免责声明-3-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业1 1、电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性拐点出现电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性拐点出现1.11.1、储能深刻地改变了电力的生产、消费方式储能深刻地改变了电力的生产、消费方式储能即能量的存储。储能即能量的存储。指通过特定的装臵或物理介质将能量存储起来以便在需要时利用。根据能量存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电气储
8、能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。从能量释放的方式看，除热储能外，大部分储能最终以电能形式释放。图图1 1：储能分为五大类储能分为五大类资料来源：储能世界、新时代证券研究所储能深刻地改变了电力的生产、储能深刻地改变了电力的生产、消费方式。消费方式。电力作为一种特殊的商品，本身无法直接储存，发电、输电、配电、用电同步进行，做到实时平衡，没有中间的存储环节。储能的出现和广泛应用，实现了电能在时间上的转移，从而深刻地改变了电力的生产、消费方式，是电力市场的一次革命性突破。不同储能技术成熟度与成本差异较大。不同储能技术成熟度与成本差异较大。抽水蓄能目前商业化应用最为成熟，作为调峰、调频和备用电源
9、广泛应用于电网侧，主要优点是技术成熟度高、功率和容量较大、成本低，但主要缺点在于受地形制约较大、能量密度较低、总投资较高、投资回收期较长等。以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段，以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段，成本仍具备较大下降空间。成本仍具备较大下降空间。合成天然气、氢能、压缩空气储能、超导储能、超级电容储能、飞轮储能等仍处于研发阶段。敬请参阅最后一页免责声明-4-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业图图2 2：以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段资料来源：IEA、新时代证券研
10、究所表表1 1：各类储能技术比较各类储能技术比较储能类型储能类型 储能类型储能类型典型额定功典型额定功率率额定容量额定容量全响应全响应时间时间分钟级循环寿命循环寿命（次）（次）循环效循环效率率优点优点缺点缺点应用场合应用场合抽水蓄能 100-2000MW 4-10h压缩空气机械储能10-300MW储能设备使用期 70%-85适用于大规模、技 响应慢，需要地理日负荷调节、频率控限内无限制%设备使用期限内无限制2000070%85%-90%75%术成熟资源制与系统备用调峰、系统备用调峰、频率控制、UPS和电能质量电能质量、频率控寿命短、环保问题制、电站备用、黑启动、可再生储能电能质量、频率控制、电
11、站备用、黑启动、可再生储能电能质量、备用电源、调峰填谷、能量管理、可再生储能电能质量、备用电源、调峰填谷、能量管理、可再生储能寿命长，适用于大 响应慢，需要地理规模比功率较大资源成本高、噪音大1-2h分钟级十毫秒级百毫秒级飞轮储能 5kW-1.5MW 15s-15min铅酸电池 kW-50MW1min-3h500-1200技术成熟、成本较小铅碳电池 kW-50MW1min-3h百毫秒级1000-450090%性价比高、一致性 比能量小、环保问好寿命长，可 100%深题电化学储能液流电池5kW-几十MW100kW-几十MWkW-MW1-20h百毫秒级1200080%放，适于组合，效率高，环保性好
12、储能密度低，价格贵钠硫电池数小时百毫秒级2500-450085%比能量与比功率较 高温条件、运行安高全问题有待改进锂离子电池百毫秒分钟-小时级2s-5min1000-10000 90%90%-95%95%比能量高、无记忆、成组寿命低、安全电能质量、备用电容量大、无污染问题有待改进源、UPS超导储能 1-100kW电磁储能超级电容储能毫秒级100000电能质量控制、输配响应快、比功率高 成本高、维护困难电稳定、UPS响应快、比功率高 成本高、储能量低10kW-1MW1-30s毫秒级50000资料来源：南方电网、新时代证券研究所敬请参阅最后一页免责声明-5-证券研究报告2020-01-06 电气设
13、备行业1.21.2、电化学储能是发展方向，锂电池路线是主流电化学储能是发展方向，锂电池路线是主流电化学储能是发展方向，电化学储能是发展方向，发展前景广阔。发展前景广阔。电化学储能指的是以锂电池为代表的各类二次电池储能。相比抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活运用于发电侧、输配电侧和用电侧。相比电磁储能，电化学储能的技术更为成熟、成本更低，商业化应用范围更广。同时，随着近年来成本的快速下降、商业化应用逐渐成熟，电化学储能的优势愈发明显，开始逐渐成为储能新增装机的主流，且未来仍有较大的成本下降空间，发展前景广阔。电化学储能近年来发展迅速，电化学储能近年来发展迅速，整体占比仍然
14、较低。整体占比仍然较低。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至 2018 年底，全球累计已投运储能项目181GW，同比增长3.19%，其中电化学储能累计装机6.625GW，同比增长 126.4%，截至 2018 年底电化学储能占全部储能累计装机的3.7%，是抽水蓄能以外累计装机规模最大的技术路线。图图3 3：非抽水蓄能的储能中，电化学累计装机规模最大非抽水蓄能的储能中，电化学累计装机规模最大图图4 4：全球电化学储能市场累计装机规模快速增长全球电化学储能市场累计装机规模快速增长资料来源：CNESA、新时代证券研究所资料来源：CNESA、新时代证券研究所锂电池是最主流电化学储能技术路线
15、。锂电池是最主流电化学储能技术路线。各类电化学储能技术中，锂离子电池累计规模最大，是最主流的电化学储能技术路线。根据CNESA 数据，截至 2018 年底，全球锂电池储能累计装机5.71GW，占电化学储能累计装机的86.3%。锂电池在储能的应用上，以磷酸铁锂电池为主流。图图5 5：锂电池是最主流技术路线，近年来占比整体不断提升锂电池是最主流技术路线，近年来占比整体不断提升100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%2013201420152016201720182019H163.4%74.8%91.6%87.8%92.5%94.7%85.7%其他电池锂离子电池资料来源：C
16、NESA、新时代证券研究所敬请参阅最后一页免责声明-6-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业1.31.3、经济性拐点开始出现，电化学储能兴起经济性拐点开始出现，电化学储能兴起动力电池产业链成熟，动力电池产业链成熟，带动锂电池价格快速下降。带动锂电池价格快速下降。随着新能源汽车的发展，动力电池产业链也逐渐成熟，动力电池企业产能不断扩张，一定程度上出现了产能过剩，带动锂电池价格不断下降。2010-2018 年，锂电池 PACK价格由 1160美元/kWh下降至 176 美元/kWh（约 1.2 元/Wh），降幅达 85%。展望未来，锂电池特别是磷展望未来，锂电池特别是磷酸铁锂电池产能压力
17、继续存在，价格具备进一步下行空间。酸铁锂电池产能压力继续存在，价格具备进一步下行空间。图图6 6：全国动力锂电池产能与出货情况对比全国动力锂电池产能与出货情况对比6050403020100图图7 7：锂电池锂电池 PACKPACK 价格下降速度较快价格下降速度较快14001200100080060040020000%-5%-10%-15%-20%-25%-30%-35%-40%季度产能（GWh）季度出货量（GWh）锂电池PACK价格（$/kWh）资料来源：BNEF、新时代证券研究所同比资料来源：高工锂电、新时代证券研究所系统成本不断下降，储能经济性拐点开始出现。系统成本不断下降，储能经济性拐点
18、开始出现。除电池成本外，由 BMS（电池管理系统）、PCS（储能变流器）和施工成本构成的BOS 成本也在快速下降。根据麦肯锡数据，2012 年至 2017 年，储能系统中电池以外的成本（BOS 成本）由1500 美元/MWh 下降至 351 美元/MWh，平均每年降幅超过25%。业内一般认为，1.5 元/wh 的系统成本是储能经济性的拐点，特别是对于能量型的应用如峰谷套利、新能源配套等。由于电池成本和BOS 成本的不断下降，储能系统成本已经突破这一成本线，经济性拐点已经开始出现。图图8 8：2012-20172012-2017 年年 1MW/1MWh1MW/1MWh 储能系统成本由储能系统成本
19、由 21002100 美元下降至美元下降至 587587 美元美元资料来源：麦肯锡、新时代证券研究所敬请参阅最后一页免责声明-7-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业据 CNESA 预测，到 2019 年底，中国电化学储能累计装机1.89GW，2020 年底累计装机 2.83GW，到 2023 年底累计装机 19.3GW。根据 BNEF 的预测，到 2040年，全球储能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近1095GW/2850GWh，对应投资6620 亿美元。我们认为，抽水蓄能以外的电力储能，特别是容量型储能，未来将以电化学储能为主。图图9 9：预计到预计到 20232023 年，中国电
20、化学储能累计装机达年，中国电化学储能累计装机达 19.3GW19.3GW资料来源：CNESA、新时代证券研究所图图1010：预计预计 20402040 年全球储能累计装机（不含抽水蓄能）年全球储能累计装机（不含抽水蓄能）1095GW/2850GWh1095GW/2850GWh资料来源：BNEF、新时代证券研究所2 2、储能的应用场景：多方探索，全面开花储能的应用场景：多方探索，全面开花储能可以全面应用于电力系统。储能可以全面应用于电力系统。储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、调峰、调频、其他辅助服务、峰谷套利、需求
21、侧响应等多种用途。电力系统中，各方对于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态，包括新能源电站业主、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。敬请参阅最后一页免责声明-8-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业图图1111：储能在电力系统中的应用：多方探索、全面开花储能在电力系统中的应用：多方探索、全面开花资料来源：新时代证券研究所表表2 2：储能系统典型应用的技术参数储能系统典型应用的技术参数应用应用季节性储存套利调频负荷跟踪电压支撑黑启动缓解输配电阻塞推迟输配电基础设施投资削峰填谷离网项目间歇性能源整合旋转备用非旋转备用资料来源：IEA、新时代证券研究所规模（规模（MWMW）500-
22、2000100-20001-20001-20001-400.1-40010-5001-5000.001-10.001-0.011-40010-200010-2000放电时间放电时间若干天至若干月8-24 小时1-15 分钟15-1 天1 秒-1 分钟1-4 小时2-4 小时2-5 小时若干分钟-若干小时3-5 小时1 分钟-若干小时15 分钟-2 小时15 分钟-2 小时典型循环周期典型循环周期每年 1-5 次每天 0.25-1 次每天 20-40 次每天 1-29 次每天 10-100 次小于每天 1 次每天 0.14-1.25 次每天 0.75-1.25 次每天 1-29 次每天 0.75
23、-1.5 次每天 0.5-2 次每天 0.5-2 次每天 0.5-2 次响应时间响应时间1 天大于 1 小时1 分钟小于 15 分钟毫秒到秒小于 1 小时大于 1 小时大于 1 小时小于 15 分钟小于 1 小时小于 15 分钟小于 15 分钟小于 15 分钟2.12.1、发电侧储能：主要用于新能源配套、火电联合调频发电侧储能：主要用于新能源配套、火电联合调频2.1.12.1.1、与新能源发电配套与新能源发电配套新能源装机的快速增长带来严重的消纳问题。新能源装机的快速增长带来严重的消纳问题。以光伏、风电为代表的新能源装机快速增长。截至 2019 年上半年，我国光伏累计装机达 185.59GW，
24、风电累计装机达 193GW。但是光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，属于不稳定出力的电源，因此装机占比或发电占比达到一定程度时，会对电网的稳定性带来挑战。电网为避免不稳定会限制部分新能源的出力，从而引发了弃风、弃光现象。消纳问题在一定程度上影响了新能源的发展。消纳问题在一定程度上影响了新能源的发展。由于消纳问题的存在，如果不配套储能，光伏、风电达到一定渗透率时将失去继续发展的条件。国家能源局发布的敬请参阅最后一页免责声明-9-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业最新预警结果显示，风电红色预警区域包括新疆（含兵团）、甘肃地区，光伏红色预警区域为新疆、甘肃、西藏等地区。根
25、据能源局政策，红色预警区域在预警解除前，暂停相应光伏、风电项目的开发建设，橙色预警区域当年暂停新增光伏、风电项目。而在海外的日本、印度等市场，消纳问题给光伏、风电带来的负面影响也逐渐开始显现。表表3 3：20182018 年度光伏发电市场环境监测评价结果（红色、橙色区域）年度光伏发电市场环境监测评价结果（红色、橙色区域）资源区资源区地区地区宁夏青海海西类资源区甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区北京天津四川类资源区云南河北承德、张家口、唐山、秦皇岛青海除类外其他地区甘肃除类外其他地区新疆除类外其他地区福建类资源区山
26、东海南重庆其他资料来源：国家能源局、新时代证券研究所西藏评价结果评价结果橙色橙色红色红色橙色橙色橙色橙色橙色橙色橙色红色红色橙色橙色橙色橙色红色表表4 4：20192019 年风电投资监测预警结果年风电投资监测预警结果预警类别预警类别红色区域橙色区域按橙色预警管理地区地区新疆（含兵团）、甘肃内蒙古山西忻州市、朔州市、大同市，陕西榆林市，河北张家口市、承德市资料来源：国家能源局、新时代证券研究所高可再生能源渗透率离不开储能。高可再生能源渗透率离不开储能。由于风电、光伏等新能源具有波动性、间歇性、不可预测性等特点，因此新能源渗透率发展到一定程度时，必然会引起限电现象，只有配合储能的应用才能更好地消
27、纳和平滑波动，实现更高的新能源渗透率。储能配合新能源已有大量成熟案例。储能配合新能源已有大量成熟案例。我国首个风光储输示范工程位于河北省张家口市北部，于 2011 年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升 200 小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳问题。近年来，还有青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。敬请参阅最后一页免责声明-10-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业表表5 5：国内风光储项目案例国内风光储项目案例项目名称项目名称并网时间并网时间新能源装机新能源装机储能装机储能
28、装机技术路线技术路线国家风光储输示范工程（一期）2011 年底100MW 风电，40MW 光伏20MW/83.5MWh 磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸液流磷酸铁锂、超级电容磷酸铁锂磷酸铁锂磷酸铁锂、三元、液流国家风光储输示范工程（二期）2015 年 10 月 400MW 风电，60MW 光伏20MW/95MWh辽宁卧牛石风电场液流电池储能示范电站甘肃酒泉“电网友好型新能源发电”示范格尔木时代新能源光储电站吉林风-储-蓄热示范电站青海共和光伏发电储能项目鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程2013 年 2 月49.5MW 风电2015 年 7 月96MW 风电
29、2016 年 6 月50MW 光伏200MW 风电5MW/10MWh1MW/1MWh15MW/18MWh1MW/0.5MWh16MW/64MWh2018 年 6 月20MW 光伏2019 年 10 月200MW 光伏，400MW 风电，50MW/100MWh磷酸铁锂50MW 光热200MW 风电，200MW 光伏 5MW/20MWh液流河北全钒液流电池储能示范项目尚未并网资料来源：新时代证券研究所整理2.1.22.1.2、火电联合调频火电联合调频储能在发电侧的另一大应用是与火电机组联合参与电网调频等辅助服务，获得相应的调频补偿收益。保持电力的输出与负荷端的实时平衡是电网重要的任务。保持电力的输
30、出与负荷端的实时平衡是电网重要的任务。频率表示交流电网中每秒钟电流方向变化的次数，经过漫长的产业演进，各国电力系统基本确定50Hz或 60Hz 作为频率标准（我国为 50Hz）。电网是实施平衡的，对于交流电网来说，稳定的频率是电网稳定的重要指标之一，发电小于用电会导致频率上升，反之亦然。火电厂是调频市场最重要的参与者，新能源增长提升调频需求。火电厂是调频市场最重要的参与者，新能源增长提升调频需求。全球范围内，火电仍是主要的电力供应来源，因此火电厂也是目前调频市场最重要的参与者。而随着新能源的发展，电力系统的调频需求也在不断增长。一方面，以风电、光伏为主的新能源出力波动较大，增加了对于调频的需求
31、。另一方面，新能源渗透率的提升挤压了传统火电的空间，进而影响了电网整体的调频能力。储能调频的效果优于火电。储能调频的效果优于火电。火电机组由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成，系统惯性大，调频效果也较差，具体表现为调节延迟、调节偏差(超调和欠调)、调节反向、单向调节、AGC 补偿效果差等现象。而储能系统的调频效果更好，表现为响应速度更快（几十至几百毫秒）、调节精度更高（99%）。火电厂在使用储能调频后，可以有效提升调频效果，增加调频收益。敬请参阅最后一页免责声明-11-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业图图1212：火电厂储能调频示意图火电厂储能调频示意图资料来源：科华恒盛、新时代证
32、券研究所储能调频目前以独立运营商为主。储能调频目前以独立运营商为主。目前储能参与火电调频，一般由独立运营商来负责投资和运营，火电厂负责提供场地和接入，双方按照商定的比例对调频收益进行分成。储能系统配臵方面，一般功率配臵为火电机组额定功率的3%，容量一般按半小时配臵。2.22.2、输、配电侧储能：辅助服务为主输、配电侧储能：辅助服务为主由于在国内输配电业务的主体主要是电网公司，因此也被称为电网侧储能。电网侧储能的应用场景较为单一，主要以辅助服务为主。储能用于电网侧，还可以有效节约电网投资、延缓电网扩容，但价值相对难以衡量。2.2.12.2.1、辅助服务辅助服务电力市场的辅助服务，是指维护电力系统
33、安全运行、保证电能质量的服务，包括调峰、调频、调压和备用等。辅助服务的供给方包括有调节能力的发电方（如火电、水电等）、有调节能力的需求方（需求侧响应）以及储能电站。辅助服务的需求方是整个电力系统，是一种公共产品。在实际运行中，辅助服务的成本有不同的分摊方式，有的由发电方承担（中国、阿根廷），有的由用电方承担（美国PJM、欧洲部分国家），有的由发电方和用电方共同承担（澳大利亚）。图图1313：辅助服务分类辅助服务分类资料来源：世纪新能源网、新时代证券研究所新能源发展与火电机组退役关停推升对调峰调频等辅助服务的需求。新能源发展与火电机组退役关停推升对调峰调频等辅助服务的需求。随着能源清洁化的发展，
34、光伏、风电等新能源逐渐成为新增装机的主力军，这些能源由于波敬请参阅最后一页免责声明-12-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业动性较强，推升了电网对于调峰调频等辅助服务的需求。另一方面，随着老旧火电机组或小火电的退役关停，电网辅助服务水平是在下降的。中国2017 年火电退役关停容量 929 万千瓦，预计在 2035 年将迎来一次火电机组退役潮，将有一半以上的火电机组面临退役。美国过去十年有 17%的燃煤机组退役，是电站退役的主力军。图图1414：中国火电机组退役和关停容量中国火电机组退役和关停容量25002000150010005000图图1515：美国公用事业级电站近年来面临大量退
35、役美国公用事业级电站近年来面临大量退役容量（万千瓦）资料来源：中电联、新时代证券研究所资料来源：EIA、南方能源观察、新时代证券研究所2.2.22.2.2、节约电网投资节约电网投资传统电网面临投资成本较高、传统电网面临投资成本较高、利用率较低的问题。利用率较低的问题。传统的电网设计和建造遵循最大负荷法，即新建或增容改造时，变压器、开关设备、电缆等设备的选型必须考虑最大负荷，即使该负荷出现的几率较小、持续时间较短，由此也带来了电网投资成本过高、资产利用率较低。储能可以有效节约电网投资（节约新建投资或延缓配网扩容）储能可以有效节约电网投资（节约新建投资或延缓配网扩容）。电网侧储能的出现，打破了原有
36、的最大符合法的设计原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可以有效节约电网的投资成本，并提升电网资产利用率。据平高电气测算，额定能量1.5 万千瓦的 10 千伏配电线路，假设线路最小容量裕度已达到3%，考虑负荷年增长率 2%，若增配 0.3 万千瓦储能设备，可将馈线改造扩容时限推迟三年。2.32.3、用户侧储能：峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务是补充用户侧储能：峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务是补充2.3.12.3.1、峰谷套利是当前用户侧储能最主要的盈利模式峰谷套利是当前用户侧储能最主要的盈利模式峰谷套利，即利用电力价格峰谷价差，储能系统在谷电电价时段从电网充电，在峰电电价时段放电，
37、从而降低用户用电的成本，并获取相应收益。我国大部分地区实施峰谷电价制度，白天用电高峰期电价较高，夜间用电低谷期电价较低，以鼓励缩小峰谷差维持电网平衡，国内峰谷价差较大的省份的主要为北京、长三角、珠三角等地，其峰谷价差一般高于 0.6 元/kWh，也是国内用户侧储能发展较好的地区。敬请参阅最后一页免责声明-13-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业表表6 6：全国峰谷价差较高的地区（单位：元全国峰谷价差较高的地区（单位：元/kWh/kWh）地区地区北京（城区）江苏广东（珠三角 5 市）浙江上海（夏季）海南甘肃安徽（7-9 月）青海（100 千伏安以上）云南（枯水期）河南陕西（不含榆林）
38、资料来源：储能 100 人、新时代证券研究所一般工商业一般工商业1.14070.86180.82870.81000.78100.69940.65800.64610.63900.63840.61890.6037大工业大工业0.69950.75580.69970.66600.87300.69860.43830.60240.43420.55980.61890.61162.3.22.3.2、节约基本电费与用户扩容是补充节约基本电费与用户扩容是补充节约基本电费可以作为用户侧储能的辅助盈利模式。在我国，大部分地区针对大工业用户适用两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费之外，还需要缴纳基本电费，基本电费是大
39、工业用户所应缴纳的输配电费的一部分，用户可以自行选择是按变压器容量还是按最大需量来缴纳基本电费。节约基本电费方面，储能适用于负荷尖峰明显且尖峰位于白天的电力用户，可以通过在低谷时段以低电价充电并在用电负荷较高时放电，从而削减负荷尖峰从而降低申报的最大需量，起到节约基本电费的作用。而对于负荷曲线比较平坦或者负荷曲线与正常情况相反的电力用户，则不适合通过安装储能节约基本电费。图图1616：储能节约基本电费适用的情形储能节约基本电费适用的情形图图1717：储能节约基本电费不适用的情形储能节约基本电费不适用的情形资料来源：光储亿家、新时代证券研究所资料来源：光储亿家、新时代证券研究所大工业电力客户一般
40、需要配臵电压器，而变压器的额定容量是固定的，一旦后期用户负荷增长造成变压器满额运行，便需要进行变压器扩容，扩容费用一般较高，安装储能系统后，可以在尖峰时段放电降低用户的需求负荷，起到动态扩容的作用，从而节约变压器扩容的投资成本。节约基本电费带来收益相对较小，无法成为独立的商业模式，只能作为峰谷套利的辅助盈利来源。变压器扩容的需求相对刚性，但整体市场偏小，且一般以电力用户自投为主。敬请参阅最后一页免责声明-14-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业2.3.32.3.3、平滑负荷潜在空间广阔平滑负荷潜在空间广阔对于用电负荷间歇性较强的场合，如新能源汽车充电桩、体育场等，配备储能系统可以在
41、用电尖峰时刻放电，削减负荷的变化率，起到平滑负荷的作用。以新能源充电为代表的平滑负荷需求较为刚性。以新能源充电为代表的平滑负荷需求较为刚性。随着新能源汽车的快速发展，相应的充电桩等基础设施必须跟上。而新能源汽车的集中充电会对电网造成较大冲击，而这也将成为新能源汽车充电桩发展的重要制约。因此，新能源汽车重点桩要发展，必须配合储能。另一方面，新能源汽车消费者对于电价的承受能力较高，充电运营商可以轻易将储能成本转嫁给消费者。即使充电费用中加上储能成本，新能源汽车的单位使用成本仍然远远低于燃油车。2.3.42.3.4、与分布式能源结合与分布式能源结合在用户侧，储能可以与分布式光伏、分散式风电等分布式能
42、源结合，形成分布式风光储系统，共同打造低成本、灵活可控的电能输出。主要应用场景包括工商业侧光储（风光储）一体化系统和户用侧“光伏+储能”系统。3 3、发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟根据 CNESA 数据，截至 2019 年 6 月底，全球已投运电化学储能项目累计装机规模为 181.8GW，其中电化学储能累计装机7.43GW，占比 4.1%。电化学储能成为抽水蓄能以外规模最大的储能形式，但整体占比仍然偏小，未来发展空间广阔。图图1818：电化学储能是抽水蓄能以外规模最大的储能形式电化学储能是抽水蓄能以外规模最大的储能形式180160140
43、120100806040200抽水蓄能电化学储能熔融盐储热飞轮储能压缩空气储能资料来源：CNESA、新时代证券研究所170.77.42.70.50.4根据 CNESA 数据，2019 年上半年，全球新投运电化学储能项目802.1MW，同比下降 38.9%。其中，排名前五的国家为美国（197.1MW）、英国（126.7MW）、中国（116.9MW）、澳大利亚（116.2MW）、阿联酋（108MW）等。相比而言，海外市场由于电力市场化更加成熟，储能的应用更广，随着成本的快速下降，未来将是储能市场增长的主要贡献力量。储能企业近期也在海外接连斩获大单，如宁德时代与 Powin Energy签订 1.8
44、5GWh 储能电芯供货合同、阳光电源功签约马萨诸塞州15MW/32MWh 储能项目。国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑的背景下，短期内从量的增速看，可能不会十分乐观，但随着政策成熟、电力市场化改革推进、商业模式探索完善以及成本下降，国内储能市场终将发展成熟，未来前景十分乐观。敬请参阅最后一页免责声明-15-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业图图1919：20182018 年全球新增储能年全球新增储能 Top3Top3：韩国、中国、英国：韩国、中国、英国其他欧洲地区,3%日本,3%德国,4%其他地区,3%图图2020：2019H12019H1 全球新增储能全球新增储能 Top3To
45、p3：美国、英国、中：美国、英国、中国国荷兰,日本,2%印度,1%印尼,1%2%约旦,3%德国,6%美国,25%阿联酋,13%英国,16%中国,15%澳大利亚,14%资料来源：CNESA、新时代证券研究所澳大利亚,5%美国,6%韩国,45%英国,14%中国,17%资料来源：CNESA、新时代证券研究所其他,2%3.13.1、海外：储能发展的热土海外：储能发展的热土由于储能的发展与当地电网和电力市场的发展程度、当地经济增速密切相关，因此储能海外发展较好的国家和地区包括美国、欧洲、澳大利亚、韩国、日本等地。3.1.13.1.1、美国：政策支持美国：政策支持+市场化需求双重驱动市场化需求双重驱动截至
46、 2018 年底，美国储能总并网量达23GW（含抽水蓄能），其中电化学储能并网量达 1GW，占比 4.3%。美国储能分为三类：户用储能、非户用储能（工商业）和电表前储能（发电和输配电侧），其中电表前储能占比较高，户用储能整体呈稳定增长趋势。图图2121：美国储能新增装机（按功率统计）美国储能新增装机（按功率统计）图图2222：美国储能新增装机（按容量统计）美国储能新增装机（按容量统计）资料来源：Wood Mackenzie、新时代证券研究所资料来源：Wood Mackenzie、新时代证券研究所联邦层面，主要激励政策为投资税抵免（联邦层面，主要激励政策为投资税抵免（ITCITC）和加速折旧（）
47、和加速折旧（MACRSMACRS）。与光伏类似，美国储能系统的激励政策包括投资税抵免（ITC）和加速折旧（MACRS），主要针对私营单位投资的储能系统。MACRS 允许储能项目按 5-7 年的折旧期加速折旧。ITC 政策最初针对光伏，2016 年 ESA 向美国参议院提交 S3159 号提案，明确进储能技术都可以申请ITC，针对配套可再生能源充电比例75%以上的储能系统，按充电比例给予 30%的投资税抵免，例如储能系统 80%由可再生能源充电，则可以享受相当于系统成本 24%（30%80%）的税收抵免。敬请参阅最后一页免责声明-16-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业图图2323：
48、美国储能系统激励政策示意美国储能系统激励政策示意资料来源：NREL、新时代证券研究所独立储能独立储能 ITCITC 政策有望出台。政策有望出台。当前，美国业界正在促使美国政府出台针对储能的投资税抵免政策（ITC）。据 Wood Mackenzie预计，如果独立的储能ITC 政策出台，到 2024 年每年储能新增装机量将达到5.1GW，较基准预测值 4.8GW 增加300MW/年。图图2424：美国储能装机预测美国储能装机预测资料来源：Wood Mackenzie 预测、新时代证券研究所多个州出台储能激励政策，多个州出台储能激励政策，以加州最为突出。以加州最为突出。除联邦政策外，各州也针对储能出
49、台了相应的激励政策，其中以加州最为突出。加州公用事业委员会（CPUC）自2001 年开始启动自发电激励计划(Self-Generation Incentive Program，SGIP)，鼓励多种分布式能源，如光伏、风电等。自2011 年起，储能被纳入 SGIP 计划支持范围，可获得 2 美元/W 的补贴。此后，尽管 SGIP 政策经历了多次调整和修改，但对于推动加州分布式储能的发展，依然发挥了重要作用。此外，加州通过制定政策，引导公用事业公司（IOU）部署储能项目。2013 年，加州公用事业委员会（CPUC）设臵了储能采购框架，为加州三大IOU 设定了到 2020 年部署 1.3GW 储能的
50、目标。2016 年，又在 1.3GW 目标基础上增加了 500MW 至 1.8GW。预计各 IOU 将在规定的 2024 年期限之前就能完成目标，并且最终采购规模将超过此前制定的目标。敬请参阅最后一页免责声明-17-证券研究报告2020-01-06 电气设备行业表表7 7：美国主要州储能激励政策美国主要州储能激励政策政策名称政策名称州州马萨诸塞州项目补贴纽约州2016 年 1 月时间时间2014 年 1 月主要内容主要内容支持构建储能市场结构，建立战略合作伙伴，支持电网侧、分布式、用户侧等不同规模的储能示范项目每一系列项目至少减负荷 50kW，储热补贴 2600 美元/kW,电池储能补贴 21