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1、2021 年新能源储能行业研究报告华泰证券一、经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统，需要源网荷储之间相互配合，共同助力维持电网的 稳定性。储能作为电力系统的蓄水池，协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。储能的 价值是依托于系统而存在的，在不同场景下储能需求有所差异，按照当前的应用场景划分，主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：发电侧储能用于大规模风光并网，通过负荷 跟踪、平滑输出等解决新能源消纳问题，实现电网一次调频；电网侧储能可布置于电网枢 纽处，既提供调峰调频等电力辅助服务，也可联合周边新能源电站提升
2、新能源消纳；用户 侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响 应，实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。电化学储能适用场景丰富，新能源配储带动储能需求提升。电化学储能在电网侧和用户侧 早已有应用，受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响，电化学储能在储能装 机占比仍处于低位。随着场景逐步丰富，电化学储能规模及占比持续提升，截至 2020 年，全球电化学储能累计装机 14.2GW（同比+49.2%），占储能系统装机的 7.4%；国内电化学储能累计装机 3.27GW（同比+91.2%），占整体储能的 9.2%。值得注 意的是，20 年我国新增电化
3、学储能装机达1.56GW（同比+145%），配储政策释放储能需求，国内新增储能装机首次突破 GW 大关。动力电池协助培育储能产业链，安全和经济性为核心关注点。动力电池多年发展为储能产 业链培育奠定基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。储能项目共有安全和 经济性两大核心关注点，安全性影响竞争壁垒，经济性影响推广节奏。安全是储能推广的 首要条件，随着准入门槛和流程标准提高，电池、BMS 和储能系统设计更具针对性，储能 的安全性有望持续提升。经济性影响储能的推广节奏和产业链各环节话语权，经济性不满 足的情况下，储能建设多以强制配储为主，内生增长动力欠缺。经济性：个别场景经济性已符合要求，内
4、生增长动力仍需提升电化学储能经济性仍有待提升，个别场景下已能满足收益要求。经济性影响储能自发性推 广节奏和储能产业链各器件话语权，当前储能项目初始投资成本仍较高，拖累储能项目的 经济性。此外，在储能实际运行过程中，售电收入的增值税、系统循环效率和储能寿命等 因素也会对储能项目产生影响。我们按照储能获取收益的典型模式，测算不同模式下储能 电站收益情况，当前高电价差区域的峰谷电价模式项目 IRR 较高，原有高补贴光伏电站配 备的储能项目收益率已经满足商业化运营的收益要求。模型假设：储能 EPC 成本下降，电池寿命及充放电效率提升储能EPC 成本：储能的 EPC 建设成本与产品价格和放电时长均有关，
5、20年以来公示的储能项目 EPC 价格呈现下降态势，风电配储（1C，充电时间 1 小 时）的最低中标价格已经从 20 年初的 2.154 元/Wh下降到 1.634 元/Wh，降幅达 24.1%。光伏配储（0.5C，充电时间 2小时）的最低中标价格从 20 年初的 1.448 元/wh 下降到年底 的1.06 元/wh（降幅达 26.8%），其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池 倍率影响。20 年底三家中标候选单位储能系统（0.5C，充电时间 2 小时）报价分别为 1.06-1.231 元/Wh，考虑到土建等费用仍需资本投入，我们假设发电侧和电网侧 2 小时放电时长的储能 EPC
6、 项 目平均建设成本为 1.3 元/Wh，用户侧储能因规模小，平摊到单 Wh 的土地成本和土建成本 较高，我们假设用户侧储能 EPC 建设成本约 1.6 元/wh。电池寿命：储能电池在使用一段时间后，电池容量会发生衰减，影响储能系统全生命周期 的平均充电深度。根据宁德时代储能产品说明书，在 25且 SoH（State of Health，电池 健康度）70%的限制条件下，不同冷却方案和充放电倍率下，储能电池的使用寿命在 5300次-8000 次。我们假设在储能循环 6120 次（储能系统运行约 17 年）的情况下，储能电池 全生命周期的平均充放电深度为 85%，因 Soh降至 70%以下后，电
7、池仍有回收以及梯次 利用价值，我们假设残值率为 10%。循环效率：储能系统由电池、PCS（储能变流器）、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管 理系统）、支撑结构和其他电器元件构成。各转换器件在运行中均有能量损耗，导致储能系 统的充电量和放电量之间存在差值。从各公司的官网产品披露情况看，PCS 的循环效率在 95-99%之间，箱式储能系统的循环效率约 85%-88%以上，考虑箱式储能系统外仍有变压 器等能量耗损器件，我们假设基准条件下储能系统的循环效率为 85%。需求场景：高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区 IRR 可达要求储能系统的需求场景多元，当前主要分为发电侧自用、电网侧辅助服务和用户侧
8、峰谷调节 模式等。储能在发电侧可以协助电源满足调度系统调节的需要，减少弃电量，增加售电收 入。按照 2020 年 5 月发布的 新疆电网发电侧储能管理暂行规则，发电侧储能电站可以 有两种不同的运作模式：（1）弃光严重时期作为自用容量，放电收益享受光伏电站的补贴 标准；（2）弃光不足时期作为调峰可用容量，享受 0.55 元/kWh 的充电补贴，放电收益按 标杆上网电价进行结算。此外，对于高峰谷电价的区域，一般工商业和大工业客户可以通 过储能系统在谷电价充电，峰电价时期自用，降低自身的用能成本。我们按照全年运行 360 天，每天一次充放电操作，测算不同场景下的储能电站收益情况。发电自用模式：选择新
9、疆、甘肃、浙江和西安平价电站进行测算，其中新疆地区光伏电站 的补贴电价采用原有三类资源区光伏电站补贴后上网电价 0.9元/kwh，甘肃和浙江分别是 西部集中式基地和东南部分布式电站的代表。辅助服务模式：电站可以用作调峰可用容量，辅助电网进行调峰调频，并获得调峰调频补 偿。当前电力市场辅助服务市场的调峰和调频补偿额度以市场竞价为主，火电、水电等发 电企业与储能、综合能源服务商共同决定辅助服务价格。以江苏关于做好辅助服务（调 峰）市场试运行有关工作的通知为例，调峰辅助服务最高限价为 0.6 元/kwh，未报价机 组临时调用价格为 0.15 元/kwh，对应的调频里程申报价格在 0.1-1.2 元/
10、MW，辅助服务市 场报价范围波动大，火电等原有已装机电站的边际调节成本低，参与辅助市场的里程优势 明显，储能电站主要胜在响应速度，辅助服务市场对储能电站影响主要在于拓展收入来源。峰谷电价管理模式：一般工商业及大工业用户是社会用能主体，用电高峰多处于峰电价时 期，用能成本较高。工商业及大工业用户可以通过储能系统在谷电价时期充电，峰电价时 期放电自用，协助降低企业的用能成本。此外，我们选用北京地区（峰谷价差最高）和山 东地区（峰谷价差中等）的峰谷电价，测算储能系统的收益水平。经济性是影响储能自发性需求的重要因素。参考中国神华发布的产业基金公告（编号：临 2019-062），设立的国能基金可投资光伏
11、、风电和储能等项目，股东回报要求门槛降至 6%以上，一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。我们认为经济性是影响储能推广的 重要因素，原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区 的储能项目自发需求或将逐步释放。经济性是影响储能自发性需求的重要因素。参考中国神华发布的产业基金公告（编号：临 2019-062），设立的国能基金可投资光伏、风电和储能等项目，股东回报要求门槛降至 6%以上，一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。我们认为经济性是影响储能推广的 重要因素，原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区 的储能项目自发需求或将逐步释放。
12、发电自用模式：原有高补贴电价的新疆地区的IRR 达到了 11.36%，受益于当地 1 元/kwh 的度电补贴，西安地区的 IRR 达到了 25.22%，甘肃和浙江储能系统 IRR 均低于 6%，当前 储能系统的经济性尚不能激发投资者自发购置需求；辅助服务模式：新疆地区调峰补偿价格较高（0.55 元/kwh），IRR 亦接近了 6%，考虑到辅 助服务市场逐步走向市场化，新疆的固定调峰补偿金额已经接近江苏省调峰可用容量价格 上限（0.6 元/KWh），我们认为调峰辅助服务仍将以灵活性改造的火电为主，在解决储能参 与辅助服务市场主体身份后，部分火电灵活性调节不足或有高固定价格区域电化学储能需 求或增
13、加。峰谷电价管理模式：峰谷电价管理模式的经济性与当地的峰谷电价差息息相关，当前固定 电价模式下，北京用户侧峰谷电价管理IRR 可达12.23%（峰谷价差 1.13 元），山东省用户 侧峰谷电价管理 IRR 可达4.52%（对应峰谷电价差为 0.72 元/Wh）。考虑到未来电力市场 化交易逐步普及，受套利行为反馈，峰谷电价差额及持续时间仍有不确定性，或影响用户 侧电价管理模式需求。敏感性分析：补贴水平EPC建设成本当地电价电池循环寿命充放电深度循环效率环境因素：广东平价电站配储 IRR 最高，峰谷电价超 0.75 元/wh 区域工商业配储已满足收 益率要求。储能依托于系统而存在，当地的上网电价及
14、峰谷电价差是储能系统外最重要的 变量，显著影响储能的收益率水平。从电价敏感性测算看，高上网电价区域（广东 0.4529 元/Kwh）的发电侧自用容量模式 IRR 约 2.32%，储能系统降本后，存在弃电的风电光伏电 站配储需求或逐步释放；峰谷电价差超 0.75 元/Wh 的区域用户侧管理 IRR 亦超过 6%，满 足安全标准的工商业储能电站也有望逐步建设。补贴与建设成本是影响经济性的关键变量，电池技术创新以及系统优化持续将带动储能经 济性提升。为比较不同因素对于储能项目收益率的影响，我们选取典型区域上网电价（甘 肃、浙江）和峰谷价差（山东）情况，针对发电自用模式以及峰谷电价管理模式，对各主 要
15、影响因素当前数值以及潜在的可能性，进行敏感性测试，探究建设情况对储能经济性的 影响。按照 IRR 影响程度排序，补贴水平、EPC 建设成本、电池循环寿命以及循环效率对 储能系统收益影响较大。以当前情形测算，若每度充电补贴在 0.25 元以上时，甘肃和浙江 电站的发电自用模式储能电站 IRR 均能超过 6%。此外，从各项影响因素看，EPC 建设成 本、循环次数、循环效率和充放电深度均与电池有关，彰显电池环节在储能系统中的重要 地位。二、路径推演：自发性需求分区域释放，技术进步稳步推进区域特征：高上网电价区域内生需求率先释放各省份上网电价差异明显，高上网电价区域内生需求有望率先释放。各省间风光平价
16、项目上 网电价差异较大，西部资源区如新疆上网电价低至 0.2423 元/kwh，广东等高上网电价区域 可达 0.4529 元/kwh，储能项目 IRR对当地上网电价敏感，高电价区域自发性配储需求有望 率先释放。多省峰谷电价差在 0.75 元/kwh 以上，调峰补偿仍将以火电为主。峰谷电价套利是用户侧 电化学储能早期推广的激励因素，受限于储能成本较高，峰谷电价管理节约的电费不足以 满足电化学储能支出成本。以北京、江苏等为代表的 4 省市一般工商业或大工业用电的峰 谷价差超过 0.75 元/kWh，当前用户侧峰谷电价套利空间仍在。建设成本：技术持续推动产业链降本，海外直接从补贴入手技术推动储能成本
17、下降，国内铁锂电池降本远快于海外。储能系统成本仍处于下降区间，BNEF 预计 2025 年储能系统平均价格降至 203 美元/kWh，有望较 2019 年下降 39%，电 池是带动储能降本的主力。BNEF 储能成本统计范围为全球范围内的锂电项目，部分项目亦采用了海外高价位电池。海外多地为储能提供补贴，直接提升储能电站的经济性。储能系统降本是循序渐进的，美 国加州等地区在减税、储能补助推出扶持政策，直接降低了储能的建设成本，带动储能系 统普及。2017 年 10 月，美国推出 ITC 政策（Investment Tax Credit，投资税收减免），由 光伏充电的储能项目可按照储能设备投资额的3
18、0%抵扣应纳税，直接提升储能项目经济性。2020 年开始，新装居民及商业用户光伏设备减免比例将降为 26%（2020 年）、22%（2021 年），从 2022 年开始，仅商业用户光伏设备可享受 10%的减免比例，促进储能项目平稳发展。此外，2008 年美国加州 SGIP 计划（Self-Generation Incentive Program）将储能纳 入补贴范围，分布式光伏电站配备的储能$2.5/W 的补贴，2009 年补贴范围拓展至分布式储能电站，随着技术进步 SGIP 补贴逐步降低，并在每一年按照申请时间划分不同阶段，各阶 段补贴逐步下降，加快储能建设节奏。循环寿命：超长续航电池仍在推
19、进，系统协助延长循环次数材料体系创新增强电池寿命，特斯拉和宁德均提出长寿命电池计划。长续航电池是车厂和 电池企业的共同追求，特斯拉亦于 19 年推出行驶百万英里的长寿 命电池规划，特斯拉长寿命电池通过使用大单晶结构，使材 料稳定性更强，不易在电池充电的过程中破裂，进而提升电池寿命，减少性能衰减。从电 池材料体系看，系统保护和 BMS 优化，助力提升系统使用寿命。动力电池多年发展为储能产业链奠定了良 好基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。比亚迪、宁德时代等厂商针对储 能系统推出液冷产品（BYD CubeT28、CATLEnerOne 等），增加储能电池的保护措施，科 工针对电池管理系
20、统的三级架构逐步推广（单体电池管理模块(BMU)、电池组管理模块(BCMU)、电池系统管理模块(BAMS)），华为针对电池组推出组串式储能系统，解决电池模 组串联失配、电池簇间并联失配、电池温升差异等问题，协助增加储能系统寿命。循环效率：针对性设计释放潜力，项目经验助力效率提升系统优化助力效率提升，各器件均需协助增效。储能系统在运营过程中需要进行交直流转 换、电压升降、控制电池温度，各系统运营过程中也需要损耗电量，系统的循环效率与 BMS、PCS、EMS 等器件作用有关。以 PCS 器件为例，PCS 负责系统的充放电、黑启动、并离 网运行功能、高低电压穿越和孤岛保护等功能，内部功率半导体的控制
21、能力是决定 PCS 效 率的重要因素。此外，BMS 系统可以针对当地的温度情况灵活配置降温策略以及降温出口 方向，助力系统循环效率提升。针对性配置降低器件种类，减少项目电力耗损。海外大型储能系统已经普遍采用 1500V 高 压系统，高电压系统有三方面的优势：一是与 1500V 光伏系统相呼应；二是系统能量密度 和能源循环效率会大幅提高；三是系统集成成本、集装箱、线损、占地和施工成本会大幅 减少。从 21 年储能展参展厂商的产品布局看，针对光伏系统的 1500V 系统已经普及，阳光电源、比亚迪、华为、索英电气等厂商提出适用 1500V 电压方案，减少光储系统额外器件和电费 损耗，带动储能系统成本
22、下降。此外，随着储能项目增加，项目经验亦有望带动储能系统 优化，助力循环效率提升。储能经济性稳步提升，23 年新能源自发配储需求或逐步崛起储能经济性稳步提升，带动储能自发性需求。受益于电池降本以及针对性设计，储能 EPC 价格有望持续下降，考虑到潜在降本空间，我们预计系统降本速度或逐步减慢，预计 25 年 储能系统单位 Wh 成本或降至 0.9 元。储能电池技术进步降低储能衰减速度，我们预计电池 循环次数和全生命周期平均充放电深度均有望提升，25 年储能电池有望达到循环寿命 7920次，对应全生命周期充放电深度 87.5%。循环效率提升主要受益于储能各环节优化，我们 预计 25 年整体循环效率
23、有望达到 89%。各省份收益率差异明显，23 年起部分省份新能源配储有望升至 6%以上。23 年起湖南和广东新能源配储 IRR 已经超过 6%，后续年份达到收益率要求省份逐步增多，自 发性配储需求有望在十四五末期大幅提升。三、储能增加系统灵活性，系统价值、容量作用、安全价值并存储能依托系统而存在，价值不止于充放电价差和调频里程。峰谷电价和弃电现象本质上是 电力在时空上存在着供需不平衡，通过价格和调度手段调节发电和负荷运转，促进电网电 力维持供需平衡。储能项目具备和电网双向互动能力，带有“源”和“荷”双重特征，其对于电 网的作用并非只有峰谷电量调剂，增加系统的稳定性，协助维持电力网络的瞬时平衡，
24、是 储能对于系统的价值所在。此外，储能能够协助用电系统扩容，保障数据中心和基站的用 电安全，我们认为储能项目的经济性是影响储能推广的充分而非必要条件，储能的系统价 值、容量和安全价值亦将加速储能推广。系统价值：增加电网消纳能力，降低电站系统弃电率电网是需要瞬时平衡的系统，外送线路的容量和调峰调频余量均限制了电网消纳能力。在 电网运行过程中，外送线路容量有限，变压器变电功率限制了输出的最大电力，主变受阻 时需限制机组输出功率，造成限电。此外，调度系统需要为电源和负荷波动留出余量，全 额消纳意味着有充足灵活性电源/负荷调节，灵活性改造的火电和储能调节余量也是可再生 能源消纳的限制因素，可调节余量不
25、足也会限制光伏电站的输出功率，造成限电弃电现象。储能种类与电力系统息息相关，抽水储能为前期发展重点，电化学储能占比持续提升。火 电站发电功率高，频率波动较小，储能需求更多来自下游负荷端的波动，抽水储能电站能 够满足前期大规模峰谷调节的需要。光伏与风电发电具有天然波动性，需要通过火电或者 储能进行频率和峰谷调节。相较于抽水和飞轮等机械储能，电化学储能能量密度高、场地 限制低、投资周期短，成熟度亦高于电磁储能等新技术。风光装机量大幅提升拖累电网消纳水平，30/60 战略下电网消纳压力凸显。复盘风电光伏发 展历史，15-16 年光伏风电装机大幅提升，2016 年全国光伏/风电弃电率一度升高至 10/
26、15%以上，主要能源基地的弃电率在 30%以上，16 年以后限制高弃电区域装机、调度系统全力 保障新能源并网和电网建设等措施多管齐下，弃电率持续下降。30/60 战略下装机中枢已定，2030 年非化石能源在一次能源占比将达到 25%，2030 年风电光伏累计装机达 12 亿千瓦以 上，我们预计十四五弃电率或将提升。储能抑制光伏出力的波动性，减少电网调度难度和功率输出限制，系统增益发电或远高于 储能电量。光伏出力受光照强度和天气情况影响，波动性较大，能源基地在可调节余量和 上网通道不足时，限制光伏电站总出力功率，导致弃电。一方面，储能可以增加光伏系统出力（输出功率）的稳定性，降低对电网调节余量需
27、求（收益：减少电站的辅助服务支出，降低调度系统对电站的功率限制基于调节余量考虑，在下游需求高时增加对电网的放电 量，降低弃电）。另一方面，下游需求不足时，储能系统可以直接储电，减少弃电量。效益测算：储能协助降低弃电率，高弃电情况下作用显著。从系统角度出发，将储能项目 看做光伏系统的成本，测算不同弃光率情况下储能项目对整体系统的收益情况。假设配备 10%的储能，能够降低系统弃电率 10%，则弃光率高的地区配备储能后系统 IRR 显著高于 不配备储能电站，考虑 21 年后储能 EPC 逐步降本，储能对于系统的增益效果有望提升。容量作用：降低客户容量电费，协助电厂极限调频将发电侧节约成本内化为用电侧
28、节约电费，协助用户侧快速扩容。在两部制电费标准下，大工业用电除了依电表读数缴费外，还需要依容量电价缴费。终端客户用电曲线亦有起伏，传统用电模式下需要为潜在用电高峰设置充裕变压器容量，提高变电站固定建设成本。通 过储能平滑用户侧的用电曲线，减少额外的电网建设和用户容量电费支出，将节省的电网 建设费用，内化为用户侧所节约的用电成本，协助用电侧和电网侧共享电网优化效益。此 外，在实际经营过程中，充电站和工厂扩容受到主变和配网线路等多处环节制约，电网核 准-施工等流程亦需要时间，储能协助终端用户快速扩容，安装节奏更为灵活。储能深度参与火电调频，提高系统反应速度。根据辅助服务市场考核指标，除了调频里程
29、外，调频速度和调频精度也是影响辅助服务收益的重要因素。储能系统具备高低穿功能，同时实现一次、二次调频和快速功率控制等多种运行模式，快速响应电网调度，支撑电网 能力更强。电力辅助服务补偿费用大幅增长，火电厂加配储能动力提升。从电力辅助服务补偿费 用的结构上看，19 年上半年调峰补偿费用总额50.09 亿元，调频补偿费用总额 27.01 亿元，合计 77.1 亿元（同比增长 70.80%），占总补偿费用的 59.17%。考虑到火电机组灵活性改 造能力限制以及储能调频精度/速度优势，我们认为虽然十四五期间大规模调峰调频等辅助 服务仍将由火电承担，火储调频场景也将支撑储能需求增长。安全价值：协助数据与
30、通信领域，保障电力供应稳定性 5G 基站能耗大幅提升，储能保障需求增加。根据通信协会测算，5G 基站平均能耗为 2700W，约为 4G 能耗的 3-5 倍，25 年新建设需求为 435 万个，带动锂电基站储能需求增长。数据中心建设兴起，关注 UPS 电源需求。四部委于 20 年 12 月联合发布指导意见，探索建立电力网和数据网协同运行机制，降低数据中心用电成 本，加快数据中心节能和绿色化改造等主要任务。考虑到磷酸铁锂电池较铅酸电池循环次 数、使用寿命和环保等方面均有优势，数据中心储能需求有望增加。四、储能市场增长空间广阔，经济性拐点有望来临新能源配储需求旺盛，支撑储能快速增长新能源装机快速增长
31、，储能系统重要性凸显。双碳目标下新能源大幅接入为电力系统运行提出挑战，储能协助提升可再生能源电能质量和并网率，提升电力系统的安全性，储能与 新能源发电、电力系统协调优化运行已成为实现双碳目标的必由之路。强制配储政策已出，带动储能需求快速释放。在国家清洁能源消纳三年行动计划任务（2018-2020）带动下，国内调度系统大力保障清洁能源消纳，国内清洁能源利用率逐年 提升。我们认为消纳责任逐步转向电网与社会共担，新疆、青海、宁夏，山 西等主要清洁能源基地多设置了装机配储要求，储能逐渐成为优先进入新能源发电市场的 先决条件，21 年储能需求有望快速释放。市场空间：降本与政策鼓励双管齐下，储能是未来的高
32、成长赛道短期来看，新能源强制配储及补贴政策带动，国内电化学储能进入快速发展通道。根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）预测，保守场景下十四五期间我国储能系统累计装机 CAGR 有望超 60%，25 年储能系统累计装机约为 35.5GW-55.9GW。长期来看，能源结构转型和降本持续催生储能需求，储能是未来全球范围的高成长赛道。根据 BNEF 预测，基本场景下（不考虑补贴支持政策），全球储能市场累计装机量预计将从2019 年的 11GW/22GWh（PCS 装机/电池装机，下同）增至 2050年 1,676GW/5,827GWh，30 年间 CAGR 有望达到 18%。乐观场景下（补贴支持带动
33、），考虑储能的正外部性，若政 策给予税收以及电价补贴，储能资本支出经调整后是基本情景下储能成本的30%，则2050 年全球储能市场规模将达3.7TW/14.0TWh，是基本情景下2050 年市场规模的两倍有余。结构上，到 2050 年全球电网级储能项目预计占比约 70%，其余约四分之一为居民及工商 业用户侧储能。测算验证：新能源配储打底，25 年储能电池需求有望超 60GWh 发电侧：21 年风光配储需求或达 8.31GW，25 年配储需求或超 20GW。强制配储政策下，储能装机主要受各省份平价项目建设影响。根据各省份的风光累计装机占比及协会对于十 四五风光装机预测，按照储能配置比例要求，我们
34、测算得 21 年潜在风光配储需求达 8.31GW，考虑到年底抢装下，储能电站的建设节奏或滞后与风电光伏电站，我们预计 21 年风光配储 需求仍有望达 8.31GW。从十四五期间看，考虑到 23 年以前大部分省份新能源配储经济性 承压，弃电率仍处于低位，系统价值尚未显现，我们预计 21-23 年配储电站占比和储能配 置要求基本不变，行业增长主要来自可再生能源装机量提升。23 年以后储能项目价值和系 统价值有望逐步显现，我们预计配储电站占比和配置要求均会提升，25 年强制配储需求有 望超 20GW。探索储能纳入输配电价回收，电网侧储能建设速度或回暖。征求意见稿鼓励储能作为独立 市场主体参与辅助服务
35、市场，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，研究探索将电网替 代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，不能列入输配电价显著拖累了19 年以来电网侧储能建设速度，替代性储能设施列入输配电价后电网侧储能建设速度有望加快。用户侧储能主要受终端峰谷电价管 理需求影响，前期高峰谷电价区域支撑需求，随着储能成本下降，峰谷电价管理使用需求有望拓展，容量价值有望显现。预计 25 年电网、电源侧辅助服务和国内用户侧储能需求有 望达到 2.35GW。预计 25 年发电侧强制配储、辅助服务、电网侧和用户侧储能需求有望达到 22.6GW，对应 储能电池需求约 45.2GWh。考虑到磷酸铁锂储能反应速度和寿命均优于铅酸电池
36、，我们预 计 25 年基站和数据中心也将大部分采用铁锂储能电池。以 19 年数据中心数量测算，对应的储能电池需求约14GWh，25 年数据中心数量有望进一步提升，叠加 25 年 5G 基站配储 需求约 5GWh，我们预计 25 年储能电池需求或可超 64GWh。话语权：前期电池占核心地位，后期系统集成有望成行业制高点核心禀赋构筑各细分行业壁垒。储能行业中，电池与 BMS 作为技术复杂程度较高的细分行 业，技术壁垒相对较高，核心壁垒分别为电池成本控制、安全性、SOC（State of Charge）管理和均衡控制等；PCS基于电力电子能量转换，发展较为成熟，核心壁垒为循环效率；系统集成业务打通产
37、业链，不仅需要涉及电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技 术，还要深度理解下游不同行业应用场景，未来的综合门槛较高。当前储能的运营模式仍 有待拓展，系统集成的核心壁垒为项目获取能力、成本控制与系统效率。配储政策驱动阶段，成本重要性凸显，电池企业的话语权较高。根据 BNEF 统计，电池作为储能系统核心，2019 年电池成本占储能系统的 50%以上。根据我们对 IRR 的敏感性测 算，除了补贴和峰谷电价等外部因素外，系统内对于 IRR 影响靠前的 EPC 建设成本、循环 次数和充放电深度均主要受电池影响。考虑到 23 年前储能项目收益率尚不能满足要求，强 制配储贡献项目主力，我们预计成本占
38、比高且对收益率影响大的电池环节将掌握产业链较 高话语权，显著影响了终端运营商的投资决策。内生增长阶段，电站控制系统及循环效率等重要性逐渐显现，有整体解决方案的厂商有望 脱颖而出。储能的价值不止项目自身的经济性，更多来自于系统优化带来的收益。据关 于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿），储能的独立市场主体地位有望得到 确认，在储能项目自身的经济性接近投资门槛后，储能系统控制和报价策略显著影响了辅 助服务收益。此外，对于火电配储和共享储能等商业模式，系统优化以及控制策略也是引 起项目间经济性差异的重要因素。储能作为交叉学科，懂储能、懂电网和懂交易的整体解 决方案厂商有望在后续竞争中脱颖而出
39、。安全与政策标准有望完善，带动行业集中度提升。当前电化学储能系统仍处于发展初期，产品以及施工标准尚未完善，配储考核政策仍有待推出。此外，辅助服务市场已有针对储能响应时间和调节效果 考核，我们认为后续发电侧配储的实际运营效果监督仍将提升，进一步加速行业规范化进 程。头部厂商在产品安全和认证方面处于领先水平，如宁德时代家用储能方案已通过 IEC62619、UL 1973 等五项测试认知，比亚迪 BYD CubeT28 通过德国莱茵 TV UL9540A 热失控测试，我们认为储能行业规范化后行业集中度或提升。双碳目标促进能源体体系变革，发电侧可再生能源和用户侧新能源车等灵活接入均对电网 稳定性提出较
40、高挑战。储能协助增加系统的灵活程度，技术降本持续激发终端需求，强制 配储加速储能需求的释放节奏，储能市场有望进入快速增长阶。话语权：经济性是影响终端运营商采购的重要因素，储能项目经济性的主要影响因素均与电池有关，我们认为初期电池环节是影响运营商采购决策的重要因素，能够较产业链其他 环节获得溢价。储能经济性逐步满足要求后，商业模式更为多样，系统控制策略的重要性 凸显，懂储能、懂电网和懂交易的整体解决方案厂商有望获得终端客户青睐。业绩弹性：20 年前储能行业规模较小，业务在主要上市公司中占比较低。在储能行业规模 快速提升的过程中，高储能业务占比公司的净利润弹性或更高，直接受益于储能行业的发 展。渠
41、道布局：海外高电价以及有补贴的区域，工商业及居民侧储能的经济性已经可以满足要 求。考虑到海外工商业储能购买需要渠道商进行销售和售后维修，渠道重要性凸显，有海 外渠道壁垒的公司有望直接受益。五、风险提示1、强制配储政策变动风险，配储条件变动风险储能的经济性仍未到大规模推广阶段，强制配储政策是当前促进储能推广的主要动力。若 各地强制配储政策发生变动，或在具体实施过程中配储考核放松，储能建设节奏与新能源 电站的建设节奏脱节，将会拖累储能需求释放节奏，影响行业的景气度。2、风电光伏装机增速低于预期新能源配储带动下，储能的建设节奏与新能源建设节奏息息相关，若光伏与风电装机规模 不达预期，将会拖累储能电站需求，影响行业景气程度。3、行业竞争超预期储能行业作为长雪坡赛道，长期发展前景广阔，多家企业进入储能行业。强制配储政策下 运营商对成本关注度提升，储能企业的低价竞争策略更能发挥作用，若行业的竞争程度超预期，将会拖累行业内公司的盈利水平。4、事故风险安全性是电化学储能发展的首要条件，在行业规模提升后，若建设和运营环节出现事故，或将拖累储能的建设节奏。