導語

儲能的作用主要是提高電力穩定性和可用 性，儲存的能量可以用作應急能源，也可以用於在電網負荷低的時候儲能，在電網高負荷的時 後輸出能量，用於削峰填谷，減輕電網波動，同時還可以增強可再生能源利用。

一、儲能行業需求穩健增長，電化學儲能佔比提升迅速

1.1 需求多樣性決定了儲能形式多元化發展

儲能是指透過介質或裝置，利用化學或物理的方法把能量儲存起來，根據應用需求以特定能量 形式釋放的過程，通常所說的儲能主要為儲存電能。儲能的作用主要是提高電力穩定性和可用 性，儲存的能量可以用做應急能源，也可以用於在電網負荷低的時候儲能，在電網高負荷的時 候輸出能量，用於削峰填谷，減輕電網波動，同時還可以增強可再生能源利用。

根據技術特點的不同，儲能可劃分為機械儲能、電化學儲能、電磁儲能。機械儲能以抽水蓄能 為主，是目前最為成熟、成本最低、使用規模最大的儲能技術；電化學儲能以鋰離子電池為主， 是應用範圍最為廣泛、發展潛力最大的儲能技術；電磁儲能成本較高，目前佔比較低。

1.2 全球累計裝機規模增速放緩，中國儲能市場異軍突起

全球儲能市場持續穩定發展，累計裝機規模已達 184.7GW。儲能是智慧電網、可再生能源高 佔比能源系統、能源網際網路的重要組成部分和關鍵支撐技術，近年來持續穩定發展，根據 CNESA 全球儲能專案庫資料，2015-2019 年，全球儲能專案累計裝機規模從 164.7GW 增長 至 184.6GW，總體來看持續穩定發展。截至 2019 年底，全球已投運儲能專案累計裝機規模 184.6 GW，同比增長 1.9%，其中抽水蓄能累計裝機佔比最大，為 92.6%，同比增長 0.2%， 其次為電化學儲能，累計裝機規模 9520.5MW，佔比 5.2%。

中國的儲能產業雖然起步較晚，但近幾年發展速度令人側目。2015-2019 年，中國儲能專案累 計裝機規模從 23.2GW 增長至 32.3GW，CAGR 為 8.62%，相比全球同期 2.89%的資料增長 明顯。截至 2019 年底，中國已投運儲能專案累計裝機規模 32.3GW，同比增長 3.8%，佔全球 市場總規模的 17.6%，其中，抽水蓄能的累計裝機規模最大，為 30.3GW，同比增長 1.0%；電化學儲能的累計裝機規模位列第二，為 1709.6MW，同比增長 59.4%。

1.3 抽水儲能為主，電化學儲能發展迅速

抽水儲能是目前應用最為廣泛的儲能電站，在所有儲能形式中佔比超過 90%，也是最為成熟 的大規模儲能技術之一。全球抽水儲能裝機規模在 2016 年經歷了相對快速的增長後， 2016-2020 年 Q1 增速呈現逐年下降的態勢，全球抽水儲能累計裝機規模增速從 2016 年的 13.44%下降至 2019 年的-0.35%，與此同時，我國的相應資料也從 17.37%下滑至 0.73%，增 速均持續放慢。2019 年，全球抽水蓄能累計裝機規模有所下滑，規模為 170.1GW，同比下降 0.35%，佔全球儲電裝機總規模的 92.6%，我國抽水蓄能累計裝機規模達到 30.27GW，同比 增長 0.73%，佔全國儲能裝機總規模的 93.4%。雖然抽水儲能佔比呈下降趨勢，但在全球儲能 結構中依舊佔據絕對領先地位。

抽水儲能受制於地理環境，發展空間有限。抽水儲能電站通常容量較大，額定功率可以從 100MW 到 2000MW，工作時間範圍相對較寬從 4h 到 10h，單位功率建站成本要低於其他類 型儲能電站約為 500-900 美元/kW。但其面臨的主要問題有：（1）由於抽水儲能過程中機械損 耗較大，所以抽水儲能電站效率相對較低，為 60-75%；（2）響應時間較長，從靜止到滿載通 常需要 2-2.5 分鐘，從空載到滿載通常需要 30-35 秒；（3）電站建設週期較長，一般需要 8-10 年；（4）建設完全依賴於地理條件，即當地水資源的豐富程度，並且一般與電力負荷中心有一 定的距離，面臨長距離輸電的問題。基於抽水儲能電站的上述特點，通常抽水儲能電站用於大 電網調峰和大電網黑啟動等方面，考慮到它技術難度較低，放電功率較大，更加適合大規模的 月週期的儲能需求。

電化學儲能佔比仍比較低，但技術優勢決定了其廣闊的發展前景。電化學儲能相比抽水儲能效 率更高，對外部環境條件依賴更小，相比電磁儲能，技術相對更為成熟，成本更低，應用範圍 也更廣，因此電化學儲能具有非常廣闊的發展前景。在全球儲能累計裝機小幅平穩增長的背景 下，電化學儲能卻飛速發展，2014-2019 年，全球電化學儲能累計裝機規模從 893.5MW 迅速 上漲至 8216.5MW，CAGR 高達 55.85%，中國的電化學儲能發展更為迅速，累計裝機規模從 129.63MW 攀升至 1709.6MW，CAGR 高達 67.51%。截至 2019 年，全球已投運電化學儲能 專案的累計裝機規模為 8216.5MW，佔全球儲能裝機比例 5.2%，同比增長 24.02%，中國電 化學儲能專案累計裝機規模為 1709.6 MW，同比增長 59.37%，佔中國儲能市場的 5.3%，在 2018 年的爆發式增長後，全球和中國的電化學儲能市場在 2019 年逐漸迴歸理性，雖然較 2018年 126.39%、153.46%的增速有所回落，但仍維持了全球市場快速增長的發展態勢。

二、電化學儲能的主要技術路線：鋰電發展正當時

2.1 電化學儲能領域鋰離子電池佔壟斷地位

無論是存量市場，還是新增市場，鋰電池均已在電化學儲能中佔據壟斷地位。在儲能電池領域， 隨著環保壓力日趨嚴峻，更加環保的鋰離子電池大量應用已是大勢所趨。從全球來看， 2015-2019 年，鋰離子電池在累計裝機比例中始終位於 80%左右，受益於鋰電池的迅速發展， 國內鋰離子電池佔比也迅速提升，從 66%升至 80.62%，但仍低於全球的佔比，未來鋰電佔 比有望接近全球水平。截至 2019 年底，全球新增電化學儲能裝機 1.59GW,累計裝機規模達到 8.21GW，同比增長 24.02%，從技術分佈上看，全球新增電化學儲能投運專案中，鋰離子電 池裝機佔比最大為 88%，國內方面，電化學儲能新增裝機 633.9 MW，值得注意的是，鋰電池 儲能全年實現新增裝機 619.5 MW，逆勢增長 16.27%，得益於此，鋰電池儲能累計裝機規模 在電化學儲能領域的比重從 2018 年的 70.74%升至 80.60%，市場份額連續兩年提升超 9%， 在新增市場，鋰電池裝機滲透率從 2018 年的 78.02%升至 97.27%。

2.2 鋰離子技術指標優於鉛酸電池，替代及電化學儲能增量空間廣闊

鋰離子電池多方面技術指標均優於鉛酸電池。截止 2019 年底，我國電化學儲能累計裝機中， 鋰離子電池裝機佔比處於壟斷地位高達 80.6%，排名第二的鉛酸電池佔比為 17.8%，二者合計 佔比達 98.4%，為電化學儲能的主要技術路線。鋰離子電池的主要效能均優於鉛酸電池，未來 將逐漸替代鉛酸電池，市場份額有望繼續增加。與傳統鉛酸電池相比，鋰電池有三大優勢:（1） 鋰離子電池能量密度為鉛酸電池的 4 倍，容量、重量均優於鉛蓄電池;（2）鋰離子電池更加環 保，鋰離子電池中不包含汞、鉛、鎘等有害元素，是真正意義上的綠色電池，此外鋰離子電池 更加節能，能量轉換效率高於鉛蓄電池，政策風險相比鉛蓄電池來說較小;（3）鋰離子迴圈壽 命更長，目前來看鋰離子電池的壽命一般是鉛酸電池的三到四倍，雖然前期成本較高，但從長 期來看更經濟。

鉛蓄電池已進入成熟期，鋰電池仍在發展初期。2009 年-2014 年我國鉛蓄電池產量增長迅速， 從 119.3Gwh 上升至 220.7Gwh，隨著鋰電池技術成熟大規模應用，2014 年後鉛蓄電池進入 成熟期，產量增長開始下滑，2019 年產量為 202.5Gwh，相比之下，鋰電池卻發展迅猛， 2015-2019 年產量由 55.97 億隻迅速飆升至 157.22 億隻，CAGR 達 29.46%，2020 年 H1 疫 情對下游動力、消費鋰電池需求負面影響較大，同比僅上升 1.5%，但疫情不改動力、消費電 池景氣發展趨勢。鋰電池應用場景主要為儲能、消費及動力領域，近年來隨著新能源汽車、3C 消費需求爆發，鋰電池的出貨量持續上升，根據 GGII 資料，2014-2019 年，我國鋰電池出貨 量從 29.7Gwh 上升至 131.6Gwh，2019 年動力、消費電池佔比達 97.1%，為主要需求領域， 目前儲能領域出貨量仍較小，未來隨著儲能市場需求爆發，有望成為鋰電池產量新的增長點。

隨著鋰電池成本的下降，未來僅替換空間將超千億。相比鉛蓄電池，目前鋰電池最大的劣勢是 成本較高，但近年來隨著新能源汽車和消費電子飛速發展，下游需求帶動上游鋰電池不斷技術 革新，除了技術不斷突破外，鋰電池成本也在快速下降。2018 年以來，鋰電池重要原材料正 極、負極、隔膜、電解液價格均呈下降趨勢，直接帶動鋰電池價格下降，根據真鋰研究資料，截止 2020 年 9 月 1 日，NCM523 方形均價已降至 0.9 元/Wh，磷酸鐵鋰方形均價已降至 0.795 元/Wh，相比 2014 年接近 3 元/wh 的價格有著巨大的下滑。目前，我國鉛酸電池每年出貨量 為 200GWh 左右，2019 年出貨量 202.5GWh，隨著成本的下降，未來鋰電池將全面優於鉛酸 電池，若全部替換，按 0.5 元/wh 的保守單價計算，每年替換市場空間也將達千億元。此外光 電/風電+儲能的商業模式對儲能裝置的靈活性有更高的要求，因此鋰電池儲能與之更加匹配， 疊加鋰電池成本的下降將給新能源儲能專案帶來巨大經濟性，長期來看鋰電和儲能有望共振發 展，開啟巨大的市場空間。

三、鋰電儲能應用多點開花，長期需求空間已開啟

按照不同應用途徑，電化學儲能裝機主要分為發電側、電網側和使用者側。發電側主要用於配套 新能源發電、火電聯合調頻，電網側主要以輔助服務為主，透過調峰調頻、削峰填谷等增加電 網的穩定性，使用者側主要用於峰谷套利、分散式新能源+儲能、通訊基站以及資料中心備用電 源。政策方面來看，國家正積極促進電源側、使用者側和電網側形成三足鼎立的發展格局，2019 年 2 月國家電網印發《關於促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》，明確指出，在國家尚 未出臺新的鼓勵政策的情況下，各省級電力公司不參與發電側和使用者側儲能投資建設，可以根 據需要，以技術創新和解決工程應用難題為目標，開展電網側儲能試點示範應用。在發電側支 持新能源發電配置儲能，支援常規火電配置儲能。在使用者側可參與電網需求響應、電量平衡和 負荷特性改善，優先在電網調節有困難、改造升級成本較高的地區投資建設。在電網側，將儲 能納入電網規劃並滾動調整，將電網側儲能視為電網的重要電氣元件和一種技術方案選擇，進 行綜合比選論證。

當前使用者側裝機最多，電網側有望反超。目前我國電化學儲能累計裝機主要集中在使用者端，據 CNESA 資料，截止 2018 年底我國電化學儲能在發電側、電網側和使用者側三個應用領域的累 計安裝比例分別為 32.1%、21.4%、46.5%。其中使用者側較 2017 年下降 13pct，與此同時電 網端佔比迅速提升，2018 年累計裝機佔比已達到 21.4%，相比前一年幾乎翻倍，在新增投運 的電化學儲能專案中，電網側的佔比從 2017 年的 3%迅速上升至 2019 年 H1 的 56%，隨著電 網側新增裝機佔比不斷提高，一改前幾年使用者側一家獨大的局面。

電化學儲能市場規模持續高速增長。從市場規模來看，電化學儲能規模仍將保持高速增長。截 止到 2019 年底，我國電化學儲能的累計投運規模將達到 1.71GW，年增速 59.4%，在“十三五” 的收官之年，即 2020 年，將延續超過 50%的年增長速度， 2021 年儲能的應用將在全領域鋪 開，此外主要技術路線鋰電池成本持續下降也將推動電化學儲能系統的大規模應用。根據前瞻 產業研究院資料，保守估計下 2020 年國內電化學儲能累計裝機規模可達到 2726.7MW，預計 到 2025 年年底，電化學儲能的市場裝機規模將超過 24GW，年複合增長率(2020-2025)將保 持在 55%左右，樂觀估計下，2020 年電化學儲能累計裝機規模將達到 3092MW，預計到 2025 年年底，電化學儲能的市場裝機規模將接近 38GW，年複合增長率(2020-2025)有望超過 65%。

我們預計，未來以鋰電為主的電化學儲能裝機主要的增長點來自：（1）隨著電力體制改革的進 一步推進，電網側儲能在相關利好政策的刺激下，裝機規模有望延續過去兩年的高速增長；（2） 新能源發電成本進一步降低，其在電力系統中滲透率將持續提高，新能源發電併網及消納對儲 能的需求將會快速增長；（3）2020 年我國進入 5G 建設高峰期，相比 4G，5G 基站的數量與 頻率大幅增長，為鋰電儲能帶來確定性增量。

3.1 電網側：輔助服務發展潛力巨大

調峰、調頻是電網側必不可少的環節。電網側儲能主要提供輔助服務以保證電力系統的安全穩 定執行，同時獲取輔助服務收益，主要服務包括調峰、調頻、備用等。中國對於電網側儲能的 推動非常積極，國家密集出臺政策促進電網側的輔助服務。早在 2015 年 3 月，國務院辦公廳 便已明確儲能參與調峰和可再生能源消納身份，2016 年 6 月，能源局釋出政策探索電儲能在 電力系統執行中的調峰調頻作用及商業化應用，推動建立促進可再生能源消納的長效機制， 2018 年 7 月，發改委發文鼓勵利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展， 2020 年 3 月，國家電網將儲能應用屬於 2020 年五大重點發展領域之一，一系列利好政策的 釋出使得輔助服務市場的不斷完善，將持續利好電網側儲能的發展。

“火電+儲能”模式參與電網調頻服務。功率和頻率都是電網系統中極其重要的效能指標，為 了避免對用電端和發電端的裝置整體造成了衝擊，當電網頻率變化過大時，需要透過調峰、調 頻維持電網頻率、功率穩定以保證電網安全，疊加電網最大負荷日益增加，電網結構日趨複雜， 以及新能源滲透比率的提升，使得我國火電調頻能力的需求日益增長。傳統的火電調頻有諸多 缺點，因此近年來火電+儲能的模式開始嶄露頭角，該模式採用儲能系統和火電機組聯合執行， 構成電力調頻電源。電池儲能系統短時間內便可啟動，響應迅速，此特點彌補了傳統火電機組 調節速率慢、誤差大等缺點，在保持平穩執行的同時也大幅提高火電廠調頻效能。從成功的火 電儲能聯合調頻案例來看，當前專案主要集中在睿能世紀和科陸電子兩大企業，睿能世紀技術 和經驗領先，運營方式以獨立投資或聯合投資並承擔運營任務為主，科陸的方式較多，除直接 投資外，還採用 EPC 或系統整體交付模式，電池技術路線方面，磷酸鐵鋰和三元鋰是火電儲 能聯合調頻市場的兩大主流路線，科陸電子傾向於磷酸鐵鋰系電池，睿能世紀選擇的電池技術 路線多樣，包括磷酸鐵鋰、錳酸鋰、三元等。

調峰滿足電力系統日負荷峰谷差。從晝夜用電情況來看，負荷曲線往往在白天比在晚上高，因 此我國的工商業使用者用電均已實施峰谷電價制，提高白天高峰期的電價來限制用電，同時降低 夜間低谷期的電價來鼓勵用電，晝夜之間便形成了電價差。我國經濟發達，負荷較重的地區價 差幾乎為中西部城市的兩倍，北京一般工商業電價差高達 1.15 元/kWh，而山西的價差僅為 0.55 元/kWh，較大的峰谷價差為電網側儲能調峰提供了收益。

電網調頻調峰需求持續增加，我國電力輔助服務費用快速增長。電力輔助服務是在電力市場運 營過程中，為完成輸電和電能量交易並保障電力系統的安全穩定執行和電能商品質量，由發電 機組提供的與正常電能生產和交易相耦合的頻率控制（一次調頻、 AGC）、備用、調峰、無功 調節、黑啟動和其他安全措施等服務並收取一定的費用。2017 年至今，我國電力輔助服務費 用快速增長，2019 年上半年輔助服務補償費用總額為 130.31 億元，比 2018 年同期增長 85.9%，補償費用占上網電費總額的 1.47%，比 2018 年同期增長 0.6%，隨著電網側調頻需 求的增加，電力輔助服務市場潛力巨大，同時利好政策也將擴大其對補償費用的佔有比例。

2024 年底電網側調頻端鋰電儲能累計裝機需求將達 5.36GW。2019 年，全國累計火電裝機容 量 1191GW，同比增長 4.1%，由於新能源側發電佔比持續提升，未來五年火電裝機難以增長， 假設 2024 年底火電累計裝機規模與當前持平，調頻功率配套需求為 3%，那麼未來將會產生 35.73GW 的火電儲能聯合調頻需求，2019 年底累計裝機僅為 0.3GW，滲透率不足 1%，從目 前已投運的專案來看，火電儲能聯合調頻效果較好，中性估計 2024 年底滲透率達 15%，對應 鋰電裝機可達 5.36GW。

2024 年電網側調峰端鋰電儲能累計裝機需求將達 2.21GW。以 2018 年資料為例，調峰輔助 服務收入 52.34 億元，按 0.5 元/kWh 測算平均每日調峰需求為 28.68GWh，2018 年電網側的電化學儲能累計裝機規模為 0.23GW（包括調頻、調峰），2019 年電網側電化學儲能累計裝 機 0.59GW，若調峰、調頻累計裝機規模各佔一半，那麼滲透率均處於較低水平。假設電網側 調峰端儲能系統每日充放電 2 次、時長 2 個小時，未來 5 年平均每日調峰需求增加 15%，中 性估計 2024 年電化學儲能滲透率達到 15%，則 2024 年僅電網側電化學儲能調峰累計裝機需 求就可達 2.33GW，CAGR 高達 60.17%（2019 到 2024 年），若電化學儲能中，2024 年鋰電 佔比達 95%，對應鋰電裝機需求達 2.21GW。

3.2 新能源風起雲湧，搭配儲能大勢所趨

新能源發電裝機規模、發電量不斷擴大。在全球推進清潔低碳轉型的大背景下，我國也積極跟 進，尤其在發電系統進展頗為迅速，2015-2019 我國風電光伏裝機規模不斷擴大，其中風電裝 機從 131GW 增長至 210GW，CAGR 為 9.9%，相比之下光伏發展更為迅速，累計裝機量從 43GW 飆升至 204GW，CAGR 高達 36.5%。作為發展最快的兩種可再生能源，風電和光伏裝 機累計佔發電裝機的比例也大幅上升，截止 2019 年底，二者累計佔比已超過 20%，與此同時， 風電、光伏發電量佔總發電量比例也持續上升，2019 年，風電發電量達到 4057 億千瓦時，發 電量佔比為 5.61%；光伏發電量達到 2243 億千瓦時，佔比為 3.10%，總體來看佔比仍相對較 低，隨著風電和光伏成本的持續下降，未來這一比例有望快速上升。

光伏、風電屬於不穩定出力電源，需要配套儲能實現價值。光伏、風電等新能源具有波動性、 間歇性與隨機性等特性，風電出力日內波動幅度最高可達 80%，出力高峰出現在凌晨前後， 午後到最低點，“逆負荷”特性更明顯，光伏日內波動幅度 100%，峰谷特性鮮明，正午達到 當日波峰，正午前後均呈均勻回落態勢，夜間出力為 0，此外光伏易受天氣影響，天氣陰晴對 光伏發電系統實際有功功率的影響非常明顯，因此每日的實際有功功率也具有一定隨機性。正 是風電和光伏的這些不穩定的特點對發電量預測造成了難度，因此二者均屬於不穩定出力的電 源。當二者裝機佔比或發電佔比達到一定程度時，會對電網的穩定性帶來挑戰，為避免電網不 穩定會限制部分新能源的出力，從而引發了棄風、棄光現象，因此只有配合儲能的應用才能更 好地消納和平滑波動，實現更高的新能源滲透率。

“新能源發電+儲能”滿足電網規定獲取併網資格。頻率是交流電網中每秒鐘電流方向變化的 次數，對於交流電網來說，穩定的頻率是電網穩定的重要指標之一，當發電小於用電會導致頻 率上升，反之亦然。當前火電仍是主要的電力供應來源，因此火電廠在調頻市場佔據壟斷地位， 但火電調頻系統由眾多輔機組成，系統慣性大，調頻效果也不理想，相比之下儲能系統的調頻 響應速度僅需幾十至幾百毫秒、調節精度可達到 99%，效果更好。隨著產業結構調整，風、 光等新能源接入電網比例逐步提高，電力系統等效負荷短期變動加劇，調頻需求劇增，為了緩 解調頻壓力，國內包括山西在內已經有多個省份出臺政策，要求新能源（風電場、光伏發電站）透過保留有功備用或者配置儲能，同時透過快速響應改造實現一次調頻功能，只有具備一次調 頻功能的場站才可併網執行。儲能作為一種優質的調頻資源，可有效輔助調頻，顯著提高電力 系統的調節能力和執行靈活性，隨著新能源發電比例的提升，未來儲能在新能源併網調頻端的 市場空間巨大。

“新能源發電+儲能”平滑出力，減少棄電。近年來隨著電化學儲能的快速發展，我國整體棄 風、棄光率下降明顯，以棄光率為例，2019 年華北、東北、華南地區棄光率分別為 0.8%、0.4%、 0.2%，華東、華中無棄光，但區域性地區消納不暢導致的棄風、棄光問題仍然嚴峻，2019 年西 北地區棄光電量佔全國的 87%，棄光率同比下降 2.3 個百分點至 5.9%，其中西藏、新疆、甘 肅棄光率分別為 24.1%、7.4%、4.0%。我國西北地區棄光限電主要原因是光伏大規模集中上 網與西部地區電網配套建設滯後形成衝突。我國沒有形成東、中、西部協同消納市場，西部地 區消納水平有限，輸電通道建設滯後、現有電網調峰能力及靈活性不足，因此急需建立“新能 源+儲能”的輔助服務機制。新能源配套儲能系統後，透過制定合理的充放電策略可以有效避 免棄電。以風電為例，在凌晨風電出力超過負荷期間，電網發出限電指令後無儲能時只能棄電。但配置儲能後則可在此期間給儲能系統充電，在白天用電高峰期儲能放電，避免棄電損失。

預計 2025 年底新能源發電側鋰電儲能累計儲能裝機需求將達 50.89GWh。“十四五”規劃中， 預計非化石能源佔比將超預期，2030 年將達到 20%。2020 年至 2025 年這一階段開始，我國 新能源發電部署進度將加快，根據國家發改委能源研究所 2019 年的資料，預計 2025 年我國 光伏發電總裝機規模將達到 730GW。若按我們保守測算，2020 年底光伏總裝機規模達 246GW， 未來五年平均每年保持 70GW 的新增裝機，那麼 2025 年底光伏累計裝機規模達 596GW。風 電方面 2020 年 H1 新增 7GW，全年累計裝機規模預計在 240GW 左右，假設 2021-2025 年新 增裝機分別為 22/21/20/20/20GW，2025 年底總裝機規模達 346GW，則風電/光伏 2025 年底 累計裝機合計將達 942GW。

新能源電站配置儲能的主要場景是在棄風率較高的地區以及需要併網的集中式裝機大型電站， 假設 2025 年底，配備電化學儲能的風/光電裝機佔比為 10%，儲能系統功率為新能源容量的 15%，儲能時長為 4 小時，隨著風電、光伏彙集併網點集中儲能裝置的安裝，則 2025 年底儲 能累計裝機需求將達 56.52GW，按 90%的鋰電佔比，對應鋰電需求達 50.89GW。根據陽光 電源和國家發改委能源研究院預測，到 2030 年和 2050 年，中國風電&光伏合計裝機量將分別 達到 1810GW、6000GW。華為預測 2030 年中國光伏儲能配置比例達到 30%以上，我們保守 預測 2030 年和 2050 年新能源發電儲能配置比例分別為 15%、30%；儲能時間分別為 4h、6h；儲能佔裝機比例分別為 20%、30%；鋰電佔比均為 100%，則測算出 2030 年和 2050 年中國 新能源發電側鋰電儲能累計裝機量將分別達到 217.24 和 3240GWh。

3.3 5G建設高峰，儲能市場迎來紅利期

5G 基站個數和單站功耗均高於 4G。2019 年我國正式步入 5G 時代，通訊基站的建設使得電 池儲能系統迎來了新的紅利時期。5G 基站主要分為宏基站和微基站，微基站細分可分為：微 基站、皮基站、飛基站。其中需要儲能電池裝置的是宏基站，而微基站一般採用市電直接供電， 不設定電力儲能裝置。5G 網路使用的是高頻，其覆蓋範圍會比 4G 網路小，因此，需要建設 的站點更多，與 4G 網路重合的站點可以利用部分舊資源，而新建的部分站點則需要完全建設 新的配套資源。5G 基站與 4G 相比，主要區別為：（1）頻譜更高，電磁波穿透力差、衰減大， 在不考慮其他因素的條件下，基站的覆蓋範圍比 4G 基站覆蓋範圍更小，建設密度更大，因此 需要的 5G 基站數量更多，預計我國 5G 宏建站密度將至少是 4G 基站的 1.5 倍，根據工信部 資料，2019 年底，我國 4G 基站總數為 544 萬個，按此資料計算 5G 基站將達到近 800 萬個；（2）5G 單站功耗超過 3000W， AAU 功耗增加是 5G 功耗增加的主要原因，傳統 4G 基站單 站功耗為 1000W 左右，而 5G 基站單站功耗是 4G 單站的 3~3.5 倍。

對應儲能需求將大幅增長，需對現網電源、配套進行提前擴容。4G 基站改 5G 後，基站個數、 功率大增，需同步增加備用電池的數量和容量。作為保證基站連續供電的核心裝置，蓄電池等 電源裝置成本佔基站裝置成本 40%以上。當正常供電時，蓄電池可協助平滑濾波改善供電質 量，當供電異常故障時，蓄電池可作備用電源供電。

2025 年底 5G 基站儲能需求將達 12.48GW。2019 年底我國 5G 基站個數為 13 萬個，2020 年中國聯通和中國電信確定合建 25 萬座 5G 基站，中國移動新建 25 萬座 5G 基站，2020 年 底 5G 基站總數將超過 60 萬座，參考 4G 基站的建設速度，假設 2021~2025 年新增 5G 基站 數分別為 70/90/110/100/90 萬座，則 2025 年底 5G 基站總數有望達 520 萬座，一般備用電源 需儲備 3-4 小時電量，我們假設應急時長為 3.5 小時，若保守估計按基站功率 3000W 計算， 我們預測儲能裝機需求將達 15.6GW/54.6GWh。此前 4G 基站用蓄電池普遍都採用鉛酸電池， 但 5G 基站功耗較 4G 翻倍式增長，對電源系統也提出擴容升級要求，而鋰電池在電池放電效 率、安裝空間和建設成本上較鉛酸電池都有優勢，中國鐵塔此前已表示不再採購鉛酸電池、改 用梯次利用鋰電池，預計未來鋰電池將使主要的技術路線，若 2025 年 5G 基站儲能鋰電池佔 比達 90%，則對應的鋰電儲能需求達 12.48GW。

僅考慮電網側調峰調頻、新能源側、5G 基站側，2024 年鋰電儲能裝機總需求將達 28.41GW/75.43GWh，若按 0.5 元/wh 計算，2024 年市場空間將達 377 億，與當前市場規模 相比翻了約 20 倍。

四、行業格局初顯，龍頭企業迎來新的發展機會

4.1三大系統佔據產業鏈主要利潤，電池成本佔比超60%

鋰電儲能系統（BESS）主要由電池系統（Battery System, BS）、功率轉換系統（Power ConversionSystem, PCS）、電池管理系統（Battery Management System, BMS）、監控系 統等四部分組成。BS 系統是實現電能儲存和釋放主要載體，其容量的大小及執行狀態直接關 繫著儲能系統的能量轉換能力及其安全可靠性，PCS 系統是一種由電力電子變換器件構成的 裝置，它連線著 BS 系統和交流電網，是儲能系統與外部進行能量交換的關鍵組成部分，BMS 是一種由電子電路裝置構成的實時監測系統，能有效地監測電池系統的各種狀態。在實際應用 中，為便於管理及控制，通常將 BS、PCS、BMS 重新組合成模組化的儲能系統，而監控系統 主要用於監測、管理與控制一個或多個模組化的儲能系統。

鋰電儲能系統成本以電池為主，佔比超過 60%。三大系統成本在鋰電儲能系統中佔比約為 86%， 其中電池成本佔比最高，超過了 60%，是目前產業鏈利潤最集中的部分。目前儲能鋰電池普 遍沿用動力電池產線，與動力電池並未形成差異化。隨著鋰電技術成熟、各廠商生產規模擴大， 電池成本下降也會帶動儲能成本的下降，根據 BNEF 的資料，儲能系統成本有望從 2018 年的 364 美元/kWh 降至 2030 年的 165 美元/kWh，並且隨著鋰電池迴圈壽命的提升，儲能的度電 成本（LCOE）也在下降，2010 年鋰電池儲能的度電成本為 2.42 元/kWh,2018 年已降至 0.4~0.5 元/kWh，根據寧德時代計算，到 2020 年儲能的度電成本有望降至 0.25 元/kWh 以下，鋰電儲 能在不需要任何補貼的情況下已經初步具備經濟性。

根據 BNEF 統計，2019 年全球已完成安裝、初始投入運營的 20MW/80MWh 儲能專案系統成 本為 331 美元/KWh，相較 2018 年下降 9.07%。根據 BNEF 預測，2020 年、2025 年、2030 年 20MW/80MWh 儲能專案系統成本將分別下降至 304、203、165 美元/KWh。其中，下降幅 度最大的為電池架，預計到 2030 年 20MW/80MWh 儲能專案電池架成本為 68 美元/KWh，相 比 2019 年下降 61.14%。

4.2 產業鏈標的梳理：電池龍頭寧德時代、逆變器龍頭陽光電源

寧德時代：電池環節龍頭地位無人撼動

2019 年公司儲能系統實現營收 6.1 億元，同比大增 222%。根據 CNESA 資料，2019 年儲能 技術（主要為電池）供應商出貨量排名中，寧德時代出貨 386MWh，位居第一且優勢巨大， 第二名的海基斯能源出貨量 117MWh，比寧德時代的三分之一還少。在儲能市場開始逐步啟動 的背景下，公司持續加強研發投入，不斷提升產品效能以滿足不同客戶的需求，完成了採用低 鋰耗技術，長電芯迴圈壽命的電芯單體和相應系統平臺產品的開發，此外，在 2020 年 2 月發 布的 200 億定增公告中，募集資金中 20 億用於電化學儲能前沿技術儲備研發，55 億用於動 力及儲能電池研發與生產，技術領先優勢有望進一步擴大。

儲能產品方面，寧德時代儲能系統主要採用磷酸鐵鋰作為正極材料，產品以方形電池為主，主 要用於發電、輸配電和用電領域，涵蓋大型太陽能或風能發電儲能配套、工業企業儲能、商業 樓宇及資料中心儲能、儲能充電站、通訊基站後備電池等，能夠克服風能或太陽能發電不規則 的輸出特點、彌補線損功率補償、跟蹤計劃削峰填谷，有效提高風力及光伏發電系統能源利用 率以及用電領域峰谷電之間的平衡，有助於能源的最大化利用。

在儲能業務拓展方面，寧德時代延續了其在動力電池的“合縱連橫”策略。過去兩年裡，分別與 星雲股份、科士達、易事特、國網綜能、福建百城新能源、Powin Energy、Next Energy and Resources 等成立合資公司或戰略簽約。在新能源併網方面，魯能海西州 100MWh 多能互補 示範工程儲能電站電池也由寧德時代獨家供應。除此之外，寧德時代參股公司晉江閩投電力儲 能科技有限公司投資建設的福建晉江儲能電站試點專案一期 30MW/108MWh 已經於 2020 年 初併網。

南都電源：通訊基站領域深耕多年，有望成為儲能市場的“黑馬”

在通訊基站領域深耕已久，鋰電佔比逐年擴大。南都電源儲能電池包括鉛酸及鋰電等多種解決 方案，其中鉛酸電池主要應用於能量型應用場景，包括使用者側儲能、分散式儲能等，鋰電主要 應用於功率型應用場景，包括電網調峰調頻等。2011 年，南都電源已成功研發出通訊後備用 磷酸鐵鋰電池並實現海外實現大規模應用，截止 2019 年全球磷酸鐵鋰電池累計出貨量超過 2GWh。2016－2017 年公司的儲能業務以使用者側儲能為主，2018 年公司進行了儲能板塊的戰 略調整，儲能業務逐步轉向電網側調峰調頻應用，鋰電的應用比重逐漸加大，模式也由過去的 “投資+運營”向電站出售、共建等方式進行推進， 2019 年，南都電源總營收 90.08 億，其 中儲能板塊實現營業收入 3.12 億元，佔公司營業收入比重為 3.46%，分產品看，鋰電池產品 佔比提升 2pcts 達 9.23%，鉛酸電池佔比 37.99%。根據鑫欏資訊統計，2019 年全球儲能電池 裝機量 19.95GWH，國內儲能電池裝機量為 6.3GWH，其中南都電源儲能電池裝機量約 0.8GWH，僅次於比亞迪，國內排名第二。

近年來，南都電源由傳統鉛酸業務不斷加速向鋰電業務的轉型，其通訊鋰電池產品已拓展至海 內外 40 餘個國家和地區，是全球多個知名通訊運營商及整合商的 5G 通訊鋰電產品合作伙伴， 獨家中標多個鋰電專案。國內方面，中標多個國內電網側鋰電儲能專案，建成投運湖南長沙榔 梨儲能電站專案示範工程、浙江省首個移動式儲能電站工程——杭州餘杭未來科技城鋰電儲能 專案、與韓國 LS 集團合作的第一個儲能示範專案——樂星產電（無錫）儲能示範專案等多個專案，大大提高電網百兆瓦、毫秒級的快速響應能力，對電力系統穩定執行起到了保護作用， 2020 年公司相繼中標中國移動和中國鐵塔兩家 5G 建設巨頭公佈的磷酸鐵鋰電池組採購專案， 僅這兩個專案中標帶來的產品銷量達到 786MWh；國外方面，與德國 Upside 公司簽署合計 75MW 的調頻服務儲能系統專案已建成投運 45MW，在義大利與全球第三大電力公司義大利 電力合作建成投運當地首個大規模鋰電調頻儲能專案，在澳利大亞建成投運當地首個大規模鋰 電調頻儲能的專案—澳洲北領地調頻儲能專案，同時還參與秘魯國家電網調頻專案、哥倫比亞 國家電網調頻專案等多個海外儲能調頻專案。

億緯鋰能：積極擴產，戰略佈局儲能市場

公司儲能業務專注於通訊儲能、家用儲能、智慧微網這三大市場，經過近幾年在電力儲能市場 中不斷積累經驗，研發和推出了符合國際標準要求的系列儲能專用電芯，在使用者側、電網側和 發電側均取得優異的成績。在國內儲能市場，公司已經與通訊領域全球領先的國際大客戶建立 了長期合作關係，2018 年 8 月成為河南電網 100 兆瓦電池儲能示範工程第二批裝置類採購項 目儲能裝置第一中標候選人，完成兆瓦級儲能系統首批出貨；2019 年 5 月，由億緯鋰能全資 子公司武漢億星能源運營管理加利源塑膠 3.6MWh 分散式儲能運營專案正式併網執行，在使用者 側分散式儲能領域實現了能源管理服務；2019 年 11 月以第一候選人中標南方電網動力電池梯 次利用儲能系統框架採購專案；2020 年 5 月中標中國移動 2020 年通訊用磷酸鐵鋰電池產品 集中採購專案，中標總金額達 1.79 億元。國際市場上，儲能業務也取得一定的進展，2019 年 4 月，公司 8 套共計 4MW/8MWh 集裝箱電池儲能系統在加州順利除錯成功，標誌著公司儲能 系統產品正式進入北美市場，系統設計能力和產品標準與全球最活躍、最嚴格之一的北美市場 順利接軌。

此外公司積極擴產儲能電池產能，2020 年 4 月公司公告子公司湖北億緯動力擬投資 25 億元， 在荊門高新區建設高效能鋰離子儲能電池專案、高效能鋰離子動力電池專案，建成達產後預計 分別可形成 6GWh /年的鋰離子儲能電池產能、5GWh/年的鋰離子動力電池產能。

陽光電源：逆變器龍頭，市場地位穩固

陽光電源擁有全球領先的新能源電源變換技術，目前可提供儲能逆變器、鋰電池、能量管理系 統等儲能核心裝置，同時推出輔助新能源併網、電力調頻調峰、需求側響應、微電網、工商業 以及戶用等一系列先進的系統解決方案。公司儲能系統目前已廣泛應用於德國、英國、日本等 多個國家，在北美，陽光電源工商業儲能市場份額超過了 15%；在澳洲，透過與分銷商的深度合作，陽光電源戶用光儲系統市佔率超 10%。2019 年陽光電源儲能業務實現營業收入 5.43 億元，同比增長超過 40%。根據 CNESA 資料，2019 年公司在國內儲能逆變器市場出貨量排 名第一。

陽光電源在儲能逆變器有很強的競爭優勢，一方面儲能 PCS 可以與光伏逆變器採用相似的技 術平臺，基於 20 多年的光伏逆變器平臺技術，陽光電源的儲能 PCS 效能和可靠性指標處於行 業領先地位，透過規模優勢可以將儲能 PCS 成本做到低於國內同行；另一方面，藉助於多年 海外市場的積累，陽光電源已經建立了成熟規範的國際化渠道，基本涵蓋了當前主要的儲能應 用場景和市場，這為儲能業務走出國門打下了紮實的基礎。

此外公司攜手一流鋰電企業，進軍儲能電池領域。2015 年，陽光電源和三星 SDI 聯合在合肥 成立了陽光三星(合肥)儲能電源有限公司與三星陽光(合肥)儲能電源有限公司兩家公司，陽光 電源分別持股 65%與 35%，2019 年 2 月陽光電源與三星簽訂股權轉讓協議，購買三星持有的 三星陽光（合肥）儲能電池有限公司 30.00%的股權，目前兩家公司陽光電源持股比例均為 65%， 成為控股方，陽光三星公司主要做儲能逆變器系統解決方案，三星陽光則專注於生產儲能電池。

國軒高科：做精鐵鋰，做強三元，做大儲能

國軒高科規劃將儲能業務發展成為佔據公司超 30％營業收入的支柱性產業。國軒高科自 2006 年成立以來，核心一直從事研發磷酸鐵鋰電池，而磷酸鐵鋰電池在儲能領域具有成本優勢，國 軒高科大力發展儲能市場是必然的選擇。2016 年國軒高科成立儲能公司，希望透過儲能應用， 消化退役下來的動力電池，讓動力電池的價值實現最大化。按照國軒高科的發展規劃，未來將 大力推進儲能業務發展，成為佔據公司超 30％營業收入的支柱性產業。

國軒高科交付 40MWh 儲能系統，積極開拓國外儲能市場。2020 年 9 月，由南瑞繼保以 EPC 方式交付的華能蒙城風電 40MW/40MWh 儲能專案，順利通過了國網安徽省電力有限公司組織 的併網驗收。該專案搭配的集裝箱式儲能電池系統由國軒高科提供。據高工鋰電訊息，該專案 配套國軒高科生產的磷酸鐵鋰電池系統，從 6 月初簽訂合同到 8 月底整體交付驗收，產品交付 週期不足三個月。除了為華能蒙城專案供貨之外，國軒高科還與國家電網、華為、中國鐵塔、 中電投等企業在儲能領域達成了合作，儲能業務佔比快速提升。此外，國軒高科還積極開拓國 外儲能市場，2019 年為美國西弗吉利亞 72MW/72MWh 儲能調頻專案供應儲能電池。該專案 主要用於新能源調峰、PJM 調頻市場應用等，目前已經實現併網執行。2020 年以來，公司積 極推進使用者側儲能電站、電網側儲能電站及其他儲能領域的工程應用，推進深度合作，與核心客戶共同開拓國內外儲能市場。

固德威：專注於太陽能、儲能等新能源電力逆變器的研發和銷售

公司主營業務產品包括光伏併網逆變器、光伏儲能逆變器，目前已研發併網及儲能全線二十多 個系列光伏逆變器產品，並已批次銷往德國、義大利、澳大利亞、韓國、荷蘭、印度、比利時、 土耳其、墨西哥、巴西等全球 80 多個國家和地區，2017~2019 年海外營收從 2.51 億上升至 6.26 億，營收佔比從 23.9%提升至 66.4%。根據 Wood Mackenzie 資料，2019 年固德威在全 球光伏逆變器市場的出貨量位列第十一位，市場佔有率為 3%，戶用儲能逆變器出貨量全球市 場排名第一位，市場佔有率為 15%。2019 年，公司總營收 9.42 億元，其中光伏併網逆變器營 收 7.6 億元，佔比 80.69%，光伏儲能逆變器營收 1.08 億元，佔比 11.49%。