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1、2022年年9月月9日日储能行业研究专题储能行业研究专题中信证券研究部中信证券研究部 新能源新能源汽车行业组汽车行业组汪浩汪浩变革开启变革开启 储能加速储能加速1 1核心观点核心观点储能:碳中和的稳定器储能:碳中和的稳定器,迎风而起迎风而起“碳中和”已成为全球能源清洁化和能源独立的共识,中国亦在2020年制定2030“碳达峰”和2060“碳中和”的战略目标;“风光”是清洁能源中增量空间大、安全性高、经济性好的发展路线,而“风光”装机的大幅提升必然催生储能的大规模装机需求;储能技术路线多样,其中机械储能技术成熟,电化学储能潜力最大。复盘:禀赋各异复盘:禀赋各异,前期产业政策塑造储能市场前期产业政
2、策塑造储能市场空间:空间:高增开启高增开启,预计预计2021-2025年年CAGR+58%,核心部件格局逐渐成型核心部件格局逐渐成型风险因素风险因素目录目录CONTENTS2储能:碳中和的稳定器,迎风而起储能:碳中和的稳定器,迎风而起全球复盘:禀赋各异,产业政策助力储能市场全球复盘:禀赋各异,产业政策助力储能市场空间测算:高增开启,侧重发电空间测算:高增开启,侧重发电+户用端户用端风险因素风险因素3储能:碳中和的稳定器,迎风而起储能:碳中和的稳定器,迎风而起储能:碳中和的稳定器储能:碳中和的稳定器电化学储能:最具应用潜力的储能方案电化学储能:最具应用潜力的储能方案电化学储能:产业链拆解电化学储
3、能:产业链拆解应用场景:聚焦三大细分领域应用场景:聚焦三大细分领域4 4储能:碳中和的稳定器储能:碳中和的稳定器我国电力能源结构我国电力能源结构“碳中和碳中和”:基于能源清洁化与能源独立的最优解:基于能源清洁化与能源独立的最优解。2020年我国制定了2030“碳达峰”和2060“碳中和”的战略。“富煤、贫油、少气”是我国最为显著的能源禀赋特征。我国必须探索出一条以电气终端化为目标,综合调配风能、光伏、水力、核能等清洁能源有条件替代传统高碳能源的“碳中和”之路。资料来源:各国能源部门官网,国家统计局,中信证券研究部0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2013 201
4、4 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021火力水力风能核能太阳能主要国家主要国家碳中和目标碳中和目标20302030年新能源装机目标年新能源装机目标(不完全统计)(不完全统计)中国2030年碳达峰,2060年碳中和风光总装机1200GW美国2035年无碳发电,2050年碳中和光伏550GW+海上风电30GW德国2045年碳中和光伏200GW+海上风电30GW日本2050年碳中和光伏108GW+海上风电10GW部分国家碳中和目标及新能源装机目标部分国家碳中和目标及新能源装机目标我国天然气、原油对外依存度我国天然气、原油对外依存度0%10%20%30%40%50%60
5、%70%80%2006200720082009200001920202021天然气:对外依存度原油:对外依存度5 5我国风光装机累计规模与政策我国风光装机累计规模与政策2030年目标(年目标(GWh)“风光风光”是清洁能源中增量空间大是清洁能源中增量空间大、安全性高安全性高、经济性好的发展路线经济性好的发展路线。2021年,虽然光伏上游成本不断上行,但全年我国光伏装机量仍达52.97GW,同比+7.8%;全年风电装机量达47.57GW,同比2020年-40.9%,但同比2019年+183.3%。我们预计到我们预计到2030年年,
6、国内非化石能源消费占比将达到国内非化石能源消费占比将达到26%左右左右。储能:碳中和的稳定器储能:碳中和的稳定器资料来源:国家能源局,中信证券研究部注:2030年数据来自国家能源局030060090012002017A2018A2019A2020A2021A2030E光伏累计规模风电累计规模风光总装机底线目标实际CAGR=21.3%要求CAGR=7.3%6 6储能:碳中和的稳定器储能:碳中和的稳定器碳排放碳排放安全性安全性资源开发限制资源开发限制度电成本度电成本出力特征出力特征火力发电火力发电高较高环保、安全要求,增量空间小较高人为可控,并网后进行电力调节核能发电核能发电低低安全、选址要求,增
7、量空间大低人为可控,并网后进行电力调节水力发电水力发电低较高生态、选址要求,增量空间小低季节性强,需要储能风能发电风能发电低高选址要求,增量空间大高,正在下降日内间歇性出力,需要储能光伏发电光伏发电低高选址要求,增量空间大高,正在下降日内间歇性出力,需要储能资料来源:全国新能源消纳监测预警中心,面向园区微网的“源-网-荷-储”一体化运营模式(作者:刘敦楠、徐尓丰、许小峰),中信证券研究部储能将成为风光高增的必然选择储能将成为风光高增的必然选择。发电侧发电侧,风光出力波动性大造成供给不稳定,长期以来存在弃风弃光现象,储能成为风光并网的必选项。电网侧电网侧,发电机组的自调节难以满足风光并网的新增需
8、求。储能参与调峰调频。用户侧用户侧,部分地区的电价峰谷价差出现一定套利空间。用户侧分布式光伏配储、储能备电等。不同发电方式对比不同发电方式对比四季典型日风光出力负荷曲线图四季典型日风光出力负荷曲线图7 7主要储能形式对比主要储能形式对比储能技术路线多样储能技术路线多样,机械储能技术成熟机械储能技术成熟,电化学储能潜力最大电化学储能潜力最大。机械储能。机械储能中应用最广、技术最成熟的是抽水储能。电磁储能。电磁储能更适用于放电时间短、响应速度快的功率型储能。电化学储能。磷酸铁锂短期性价比更佳,钠电池也有望长期占据一定份额。电化学电化学储储能:最具应用潜力的储能方案能:最具应用潜力的储能方案资料来源
9、:风电头条,CNESA,中信证券研究部电化学储能电化学储能机械储能机械储能电磁储能电磁储能抽水储能抽水储能压缩空气储能压缩空气储能重力储能重力储能飞轮储能飞轮储能超级电容器超级电容器超导储能超导储能寿命 5-20年50年25年35年20年左右10年左右循环数百万次优点能量密度大、应用灵活容量大、技术成熟、性价比高、寿命长容量大、寿命长寿命长、应用灵活功率密度大、寿命长功率密度大响应速度快缺点成本高、安全性问题响应速度慢、建设周期长、选址要求高转换效率低、响应速度慢、选址十分有限、建设周期长技术验证期、容量小容量小、自放电损耗容量小、技术不成熟、成本高应用分布式、削峰填谷、调频削峰填谷、调频、黑
10、启动削峰填谷商业化初期调频调频试验性阶段2020年我国储能累计装机量分类占比年我国储能累计装机量分类占比抽水储能,89.3%其他,1.5%锂离子电池,8.1%铅酸电池,0.9%液流电池,0.1%其他,0.03%电化学储能,9.17%8 8电化学储能:产业链拆解电化学储能:产业链拆解电化学储能系统各环节功能示意图电化学储能系统各环节功能示意图资料来源:派能科技招股书,一元电气官网,中信证券研究部储能变流器PCS能量管理系统EMS电池组电池管理系统BMS储能电池系统控制信息状态信息控制信息状态信息控制信息直流放电直流充电状态信息集装箱式储能系统结构示意图集装箱式储能系统结构示意图储能电池散热系统B
11、MS系统EMS系统门禁系统消防系统PCS设备电化学储能产业链分为上游设备商电化学储能产业链分为上游设备商、中游集成商中游集成商、下游应用端三部分下游应用端三部分。上游设备:电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、热管理和其他设备等,多数从业者为其他相近领域延伸而来。中游环节核心为系统集成+EPC。下游主要分为发电端、电网端、户用/商用端、通信四大场景。9 9资料来源:各公司官网,中信证券研究部国内电化学储能产业链全景图国内电化学储能产业链全景图电化学储能:产业链拆解电化学储能:产业链拆解系统系统集成集成电池电池发电端发电端电芯EPCEPC电网端电网端通信通
12、信户用户用/商用端商用端BMSBMSPCSPCSEMSEMS其他其他材料中游集成商中游集成商核心公司:核心公司:宁德时代、科陆电子、力神、海基新能源、亿纬锂能、上气国轩、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电、国轩高科、圣阳股份、雄韬股份、猛狮科技等系统集成核心公司:系统集成核心公司:宁德时代、比亚迪、力神、鹏辉能源、阳光电源、海博思创、平高、上海电气国轩新能源、猛狮科技、科华、南都电源、科陆电子、南瑞继保、库博能源EPCEPC核心公司:核心公司:永福股份、林洋能源、正泰电器等下游应用端下游应用端上游设备商上游设备商核心公司:核心公司:阳光电源、锦浪科技、固德威、科华数据、星云股份、索英电气、上
13、能电气、南瑞继保、盛弘电气、科陆电子、许继电气、英博电气、智光储能、易事特、科士达等核心公司:核心公司:宁德时代、比亚迪、力神、海博思创、鹏辉能源、星云股份、科陆电子、库博能源、南都电源、四方股份、协鑫集成、科华恒盛、易事特、中恒电气等核心公司:核心公司:宁德时代、比亚迪、力神、鹏辉能源、科陆电子、协鑫集成、国轩高科、海博思创、星云股份、圣阳股份、南都电源、雄韬股份、派能科技等热管理热管理核心公司:核心公司:松芝股份、高澜股份、同飞股份、英维克等核心公司:核心公司:德方纳米、恩捷股份、星源材质1010电化学储能:产业链拆解电化学储能:产业链拆解具体具体环节环节:电池组是储能系统最主要的构成部分
14、。考虑到后期维护,锂离子电池显现出明显的成本优势。目前钠硫电池尚未形成成熟的产业链,但其有望成为成本较低的技术种类。电池管理系统(BMS)负责电池的监测、评估、保护以及均衡等。能量管理系统(EMS)负责系统整体的数据采集、网络监控和能量调度等。储能变流器(PCS)可以控制储能电池组的充电和放电过程,进行交直流的变换。系统集成商提供集合了电池组、BMS、EMS、PCS,并根据不同场景设计一体化解决方案。工程总承包商(EPC)对具体储能项目的设计、采购、施工、试运行等进行承包落地。1111资料来源:中信证券研究部绘制电化学储能应用场景示意图电化学储能应用场景示意图应用场景:聚焦三大细分领域应用场景
15、:聚焦三大细分领域发电侧输配电侧用电侧可再生能源并网缓解电网压力峰谷套利自用备用移动便携电网侧电力调峰系统调频容量备用应用场景主要分为发电侧应用场景主要分为发电侧、电网侧电网侧、用户侧用户侧三大类三大类,辅助服务辅助服务、便携式储能等细分领域便携式储能等细分领域蓄势待发蓄势待发。发电侧:集中式可再生能源并网产生平滑发电出力功率、减少弃风弃光的需求。电网侧:电能的不稳定性产生电力调峰、系统调频和其他辅助运行需求。用户侧:终端用户的峰谷套利、自用备用、移动便携等多种需求催生多种储能应用。12全球复盘:禀赋各异,产业政策助力储能市场全球复盘:禀赋各异,产业政策助力储能市场美国:政策催化高增,本土产业
16、链多为集成商美国:政策催化高增,本土产业链多为集成商德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购中国:能源转型中国:能源转型+独立催生储能需求,政策发力全产业链独立催生储能需求,政策发力全产业链1313美国:政策催化高增,本土产业链多为集成商美国:政策催化高增,本土产业链多为集成商资料来源:ISO/RTO Council,EIA,中信证券研究部市场背景市场背景发电侧需求来看,美国风光发电占比持续上升,新能源消纳问题需要各州自行解决。电网侧需求来看,美国电网区域化明显,且设备老旧,稳定性差。用户侧需求来看,美国电网无法全国调度,供电不稳定,电价存在时空差异。美国各
17、地区发电电源装机量与类型分布(美国各地区发电电源装机量与类型分布(20172017)美国各地区户用电价(美国各地区户用电价(20132013年)年)美国清洁能源发电量占比(美国清洁能源发电量占比(%)0%2%4%6%8%10%12%14%水电风电太阳能1414美国:政策催化高增,本土产业链多为集成商美国:政策催化高增,本土产业链多为集成商美国电化学储能新增装机(美国电化学储能新增装机(MWMW)美国电化学储能新增装机增速美国电化学储能新增装机增速储能政策:主要依靠目标规划储能政策:主要依靠目标规划、补贴税优等需求端政策拉动补贴税优等需求端政策拉动,储能市场规则落地后效果明显储能市场规则落地后效
18、果明显。储能发展:美国储能应用广泛储能发展:美国储能应用广泛,受法案出台影响受法案出台影响,表前储能激增表前储能激增。从产业链看从产业链看,本土储能产业主要为系统集成本土储能产业主要为系统集成、安装开发与应用商安装开发与应用商,但也有电池制造商但也有电池制造商。同时同时,国外的储能技术供应国外的储能技术供应商也参与其中商也参与其中。00500600700800900公共事业住宅工商业2001820192020-50%0%50%100%150%200%250%300%350%200192020公共事业YOY住宅YOY工商业YOY资
19、料来源:CNESA,中信证券研究部1515美国:政策催化高增,本土产业链多为集成商美国:政策催化高增,本土产业链多为集成商美国主要储能政策梳理美国主要储能政策梳理资料来源:派能科技公告等,中信证券研究部需求端需求端规划目标规划目标加利福尼亚州2016.1到2024年部署储能1.825GW纽约州2018.1到2025年部署储能1.5GW新泽西州2018.5到2030年部署储能2GW弗吉尼亚州2020.4到2030年部署储能3.1GW补贴税优补贴税优联邦2009利用1.8亿美元资助16个储能示范项目联邦2009起ITC针对储能施行投资税收抵减与加速折旧政策加利福尼亚州2018-2024用户侧储能总
20、投资达12亿美元纽约州2019-2030授权总计3.5亿美元的激励措施,促进不同容量的储能市场的发展俄勒冈州2019起每年分配200万美元用于住宅客户和低收入服务提供商的光伏存储系统折扣马里兰州2021起对住宅用户储能系统州所得税抵免上限5000美元,对商业用户上限30%市场机制市场机制市场规则市场规则联邦2007为储能进入电能批发市场提供制度保障联邦2018要求制定一套适用于储能参与电力批发市场的市场规则价格机制价格机制联邦2011要求电力公司和零售商支付大客户利用储能来替代电网调峰的费用,指定电力零售市场调频辅助服务按效果付费补偿机制联邦2013提出输电网运营商向第三方购买电储能辅助服务的
21、结算机制1616德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购德国德国20212021年各类能源发电量占比年各类能源发电量占比德国户用光伏电价向下击穿平均电价德国户用光伏电价向下击穿平均电价市场背景市场背景发电侧需求来看,德国风光增长势头不减,发电侧储能存在一定需求。电网侧需求来看,电网规划调节能力极强,调峰调频等辅助服务需求小。用户侧需求来看,户用电价居高不下,户用光伏配储成为最大应用场景。储能政策储能政策补贴户用侧储能,政府目标与微观主体经济性相得益彰。资料来源:AG Energiebilanzen,Fraunhofer ISE,中信证券研究部20.1%18.
22、5%15.2%11.8%9.3%8.4%7.7%3.3%4.7%1.0%风电褐煤天然气核电硬煤光伏生物质水电其他1717德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购德国电化学储能新增装机(德国电化学储能新增装机(MWMW)德国电化学储能新增装机(德国电化学储能新增装机(MWMW)储能发展储能发展户用光伏储能占据大头,增长空间仍较大。市场格局市场格局2020年德国户用储能市场CR5占比为79%,其中电芯主要由派能科技、松下、三星、LC化学等企业提供。本土的储能技术提供商包括BOSCH、Younicos等。资料来源:CNESA,EUPD Research,中信证券研
23、究部德国户用储能市占率(德国户用储能市占率(20202020年)年)00500600公共事业住宅工商业20001820192020-200%-100%0%100%200%300%400%500%600%700%800%900%200192020公共事业YOY住宅YOY工商业YOY1818德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购德国:户用光伏配储占主导,电芯依赖外购北莱茵-威斯特伐利亚州 2016.09商用储能补贴计划为购买商业储能设备、储能系统测量和控制系统、信息和通信系统提供50%的资金补贴。单个储能系统可
24、获得的最大补贴总额为7.5万欧元,补贴有效期至2019年。巴登符腾堡州2018.03光伏储能补贴计划为新建光伏系统配套的储能提供资助,对于每千瓦时的可用储能容量,其可获得的补助不超过净投资成本的30%。该计划自2018年启动,将持续至2019年底。勃兰登堡州2018.031000储能激励计划针对已有光伏系统通过改造新增储能系统或者新建光储系统提供资金补贴。该计划最初将为1,000个符合条件的住宅侧储能用户提供补贴,补贴金额最高可达储能系统总支出的50%,计划的有效期至2022年12月31日。图林根州2019.03太阳能投资计划光伏设备资助金额可达30%,储能设施资助金额可达30%,单个项目可获
25、得的最高资助金额为10万欧元,总支出小于1,000欧元的项目将不予补助。巴伐利亚州2019.07光伏储能计划巴伐利亚州政府在1,000间房屋计划中新添加了光伏储能计划部分,主要资助对象为新建的光储设备。德国各州储能补贴政策德国各州储能补贴政策资料来源:CNESA,派能科技招股说明书,中信证券研究部1919中国:能源转型中国:能源转型+独立催生储能需求,政策发力全产业链独立催生储能需求,政策发力全产业链我国主要储能政策梳理我国主要储能政策梳理资料来源:各政府部门官网、中信证券研究部市场背景市场背景发电侧,风光新增装机大幅提高,发电侧对风光并网的储能配置规模提出了更高要求。电网侧,供需错配以及新能
26、源发电的不稳定催生电力调峰、系统调频的需求。用户侧,峰谷价差将带来储能套利空间,同时储能备电也是维持电力稳定供应的重要补充。储能政策:我国的储能产业伴随着一个从无到有储能政策:我国的储能产业伴随着一个从无到有、从试点到普及从试点到普及、从政府扶持到产业独立的过程从政府扶持到产业独立的过程。另一方面另一方面,储能参与电力市场的市场机制与价格机制逐渐明确储能参与电力市场的市场机制与价格机制逐渐明确。供给端供给端技术侧技术侧2011.12能源局国家能源科技“十二五”规划明确兆瓦级储能系统的研究方向2013.09电科院电力系统电化学储能系统通用技术条件完善了国内电力储能技术标准体系2022.03发改委
27、、能源局“十四五”现代能源体系规划强化储能科技攻关,推动不同储能技术的多元化应用产业侧产业侧2011.03发改委产业结构调整指导目录提出推进分布式发电发展,强调了储能技术在分布式发电中的重要应用2011.01发改委当前优先发展的技术产业化重点领域指南2011年度 提出大规模储能系统作为电网输送及安全保障重点技术2022.03发改委、能源局“十四五”现代能源体系规划培育壮大电储能企业2020中国:能源转型中国:能源转型+独立催生储能需求,政策发力全产业链独立催生储能需求,政策发力全产业链我国主要储能政策梳理(续)我国主要储能政策梳理(续)资料来源:各政府部门官网、中信证券研究部需求端需求端总体目
28、标总体目标2014.11国务院能源发展战略行动计划提出科学安排调峰调频、储能配套,切实解决弃风弃光弃水问题2021.07发改委关于加快推动新型储能发展的指导意见明确3000万千瓦储能发展目标;建新型储能价格机制发电侧发电侧2021多省发改委、能源局系列政策明确规制风光配储比例与配储时长2022.03发改委、能源局“十四五”现代能源体系规划改善新能源场站出力特征,支持分布式系能源合理配置储能系统电网侧电网侧2016.03能源局关于推动电储能参与“三北”地区调峰辅助服务工作的通知要求电网提供电储能设施接入服务2018.11发改委、能源局关于印发清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)的通知推动
29、在多地进行电力辅助服务市场改革试点工作2022.03发改委、能源局“十四五”现代能源体系规划优化电网侧储能,发挥储能的多重作用用户侧用户侧2015.03能源局2015年光伏发电建设实施方案扩大分布式光伏适用范围,明确建设不设上限2018.07发改委关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见推行居民峰谷电价2020.12发改委、能源局关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知拉大峰谷价差2021.07发改委关于进一步完善分时电价机制的通知完善目录分时电价机制,更好引导用户削峰填谷2022.03发改委、能源局“十四五”现代能源体系规划支持用户侧储能多元化发展市场机制市场机制价格机制价格机制201
30、9.05发改委、能源局输配电定价成本审查办法规定电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本2021.04发改委、能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见推动储能电站参与电力市场,探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收2021.12广东省发改委广东省电网企业代理购电实施方案(试行)首次将储能电价纳入输配电价市场规则市场规则2022.03发改委、能源局“十四五”现代能源体系规划破除能源新模式新业态在市场准入、投资运营、参与市场交易等方面存在的壁垒,建立新型储能价格机制21空间测算:高增开启,侧重发电空间测算:高增开启,侧重发电+户用端户用端 总体需求:总体需求:20252025年有望配储
31、约年有望配储约250GWh,250GWh,对应对应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%各细分领域竞争格局分析各细分领域竞争格局分析2222资料来源:中信证券研究部预测总体需求:总体需求:20252025年有望配储约年有望配储约250GWh,250GWh,对应对应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%电源侧电网侧负荷侧发电侧电网侧用户侧集中式风能、光伏电站配储分布式风能、光伏电站配储存量改造配储增量上网配储5G基站数据中心便携式储能23231 1.按电源侧按电源侧、电网侧电网侧、负荷侧划分负荷侧划分电源侧:电源侧:20252025
32、年有望配储约年有望配储约200200GWhGWh,对对应应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+7676.4 4%。新能源发电方式普遍存在供给间歇性强、波动性大的缺点,因此需要借助储能装置提高发电端的供给质量。目前随着电池成本的进一步下探,国内发储一体化电站逐渐迎来市场性经济性拐点,叠加发电侧政策配储规划驱动,发展的确定性较强。我们将电源侧装机需求划分为光伏配储与风电配储两大部分,其中光伏配储又划分为分布式与集中式两部分。我们预计各类别新增装机平稳上升,对应的新增配储比例逐年上升,备电时长也稳中有升。在这种假设下在这种假设下,我们预计我们预计20
33、25年全球总计风光配储容量分别为年全球总计风光配储容量分别为2020.3 3/4242.6 6/7474.6 6/122122.8 8/195195.8 8GWhGWh。资料来源:CPIA,中信证券研究部预测电源侧储能配套空间测算电源侧储能配套空间测算总体需求:总体需求:20252025年有望配储约年有望配储约250GWh,250GWh,对应对应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%预测年份预测年份2021E2021E2022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E光伏中国装机预测(GW)5480100120140全球装机预测(G
34、W)0350其中:分布式规模(GW)0193新增配储比例(%)4%6%8%10%12%备电时长(h)22.533.54分布式配储(GW)49121823分布式配储容量(GWh)821376392集中式规模(GW)6877104120158新增配储比例(%)6%9%12%15%18%备电时长(h)2222.22.5集中式配储(GW)4.16.912.518.028.4集中式配储容量(GWh)8.213.925.039.670.9光伏配储预测(GW)8.2 15.5 25.0 36.0 51.5 光伏配储预测容量(GWh)16.3 35.3 62.4 1
35、02.6 163.3 风电中国装机预测(GW)4750566370全球装机预测(GW)9991102115130新增配储比例(%)2%4%6%8%10%备电时长2222.22.5风电配储预测(GW)2.03.66.19.213.0风电配储预测(GWh)4.07.312.220.232.5总计风光配储预测(GWh)20.3 42.6 74.6 122.8 195.8 2424电网侧:预计电网侧:预计20252025年有望配储超年有望配储超2020GWhGWh,对应对应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+4545.1 1%。短时的用电负荷变化,以及用电侧规律性的峰谷需求变化
36、影响电网供电质量,需要借助储能调节电网的出力和频率,提高供电稳定性。具体来看,调频方面,目前的补偿反馈机制已经非常成熟,调频站利润率非常可观。调峰方面,随着电价市场化改革的推进与相关政策的落地,电力的峰谷价差有望扩大,盈利模式将逐渐成熟。我们预计未来电网侧储能的需求来自存量改造与增量配储两方面,调峰调频配储比例持续提升。在这种假设下在这种假设下,我们我们预计预计20年调峰调频与辅助运行的年调峰调频与辅助运行的容量需求可达容量需求可达5 5.0 0/5 5.0 0/7 7.6 6/1717.2 2/2222.3 3GWhGWh。资料来源:Wind,中信证券研究部预测
37、电网侧储能需求空间测算电网侧储能需求空间测算总体需求:总体需求:20252025年有望配储约年有望配储约250GWh,250GWh,对应对应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%预测年份预测年份2021E2021E2022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E存量存量2020年全球化石能源发电累计装机(GW)40004000400040004000辅助服务配套功率比例3%3%3%4%5%配储比例(%)4%6%9%12%15%储能累计需求(GW)4.87.210.819.230.0存量改造配储需求(GW)2.42.43.68.41
38、0.8备电时长(h)22222增量增量全球化石能源发电新增装机(GW)0142yoy24%5%4%2%2%辅助服务配套功率比例3%3%4%4%5%配储比例(%)3%3%4%4%5%增量配储需求(GW)0.10.10.20.20.4备电时长(h)22222总计储能需求(总计储能需求(GWhGWh)5.05.07.617.222.32525负荷侧:负荷侧:20252025年有望配储约年有望配储约4040GWhGWh,对应对应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+2626%。负荷侧的储能市场有三大主要场景,分别是新基建带来的两大高耗能场景:5G基站与数据中
39、心,以及户外生活场景中的便携式储能。随着全球范围智能化经济的加速发展,5G基站与数据中心(IDC)的建设周期逐渐开启;随着户外活动、应急储备等需求而出现的便携式储能设备出货量也将持续增加。我们预计我们预计,三大主要场景支撑下三大主要场景支撑下,20年负荷侧储能需求分别为年负荷侧储能需求分别为1515.9 9/2424.1 1/3131.2 2/3636.3 3/3939.9 9GWhGWh。资料来源:Wind,中信证券研究部预测负荷侧储能需求空间测算负荷侧储能需求空间测算总体需求:总体需求:20252025年有望配储约年有望配储约250GWh,250GWh,对应对
40、应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%预测年份预测年份2021E2021E2022E2022E2023E2023E2024E2024E2025E2025E5G5G基站基站全球5G基站(万座)850yoy-6%41%21%10%0%中国5G基站(万座)6090110120120其他5G基站(万座)2530354040单站功率(KW)3.53.63.73.73.8配储比例100%100%100%100%100%出力时长(h)44444配储功率(GW)3.04.35.45.96.1配储容量(GWh)11.917.321.523.724.3IDC
41、IDC机柜数量(千台)50065032505850845111单机功率(KW)99101011上架率55%55%55%55%55%配储比例10%11%12%13%15%备电时间(h)0.250.250.30.30.3配储功率(GW)2.52.93.43.84.7配储容量(GWh)0.60.71.01.11.4便携式储能便携式储能潜在用户数(万户)2419.0 4339.0 6260.0 8180.0 10100.0 设备平均使用年限55555新增出货量(万台)483.8867.81252.01636.02020.0单台容量(Wh)700700700700700储能容量(GWh)3.46.18.
42、811.514.1总计储能容量(总计储能容量(GWhGWh)15.9 24.1 31.2 36.3 39.9 2626总体需求:总体需求:20252025年有望配储约年有望配储约250GWh,250GWh,对应对应2022021 1-20252025年年CAGR+CAGR+5858%2.按发电侧按发电侧、电网侧电网侧、用户侧划分用户侧划分从储能应用场景的角度可以将储能需求分为发电侧从储能应用场景的角度可以将储能需求分为发电侧、电网侧电网侧、用户侧三大块用户侧三大块。发电侧指集中式光伏、风电发电站并网配储的需求,电网侧指电网辅助运行、调峰调频等产生的储能需求,用户侧指分布式光伏配储、负荷终端配储
43、、便携式储能等储能需求。在这种划分下在这种划分下,预计预计2021-2025年发电侧储能需求为年发电侧储能需求为12.1/21.1/37.2/59.8/103.4GWh,对应对应CAGR+71%;电网侧储能需求为电网侧储能需求为5.0/5.0/7.6/17.2/22.3GWh,对应对应CAGR+45%;用户侧储能需求为用户侧储能需求为24.1/45.5/68.7/99.3/132.3GWh,对应对应CAGR+53%。可见,发电侧的风光并网配储,以及用户侧的分布式光伏配储、负荷终端配储、便携式储能等储能需求仍是未来储能装机增长的主要推动力。综 合 以 上 测 算综 合 以 上 测 算,我 们 预
44、 计 在 能 源 结 构 转 型 的 大 浪 潮 下我 们 预 计 在 能 源 结 构 转 型 的 大 浪 潮 下,2 0 2 1-2 0 2 5 年 全 球 储 能 市 场 有 望 分 别 产 生年 全 球 储 能 市 场 有 望 分 别 产 生41.2/71.7/113.5/176.4/258.0GWh的储能容量需求的储能容量需求,对应对应2021-2025年年CAGR+58%,储能产业链将迎来爆发式增长储能产业链将迎来爆发式增长。2727动力电池与储能电池对比动力电池与储能电池对比储能电池向头部动力电池厂商集中储能电池向头部动力电池厂商集中。头部动力电池厂商在储能电池市场优势显著,安全性
45、和性价比双高的磷酸铁锂成为主流技术路线。2021年,国内储能电池CR5为57%,集中度已经较高。未来,技术和成本双因素或有望驱动行业集中度进一步提升。各细分领域竞争格局分析各细分领域竞争格局分析资料来源:CNESA,EESA,北极星储能网,中信证券研究部2021年中国市场储能电池竞争格局年中国市场储能电池竞争格局中国市场储能电池中国市场储能电池CR5占比占比动力电池动力电池储能电池储能电池能量密度能量密度三元材料能量型电池组能量密度150Wh/kg其他能量型电池组能量密度115Wh/kg储能型电池组能量密度100Wh/kg使用次数使用次数1000次5000次设计寿命设计寿命5-8年10年充放电
46、倍率充放电倍率 1C左右电力调峰、离网型光伏储能或用户侧的峰谷价差储能:0.5C的容量型电池电力调频或平滑可再生能源波动:2C的功率型电池31%8%7%6%5%5%3%3%3%3%26%宁德时代中储国能亿纬动力鹏辉能源南都电源海基新能源力神远景动力中创新航41%54%57%0%10%20%30%40%50%60%20828储能变流器与光伏变流器技术同源储能变流器与光伏变流器技术同源,龙头厂商高度重合龙头厂商高度重合。2021年行业前五玩家分别为上能电器、科华数能、索英电气、南瑞继保和阳光电源。2021年行业CR5为78%,较前两年有所上升。从价值量来看,储能变流器的单W利
47、润更高,随着储能需求的爆发,PCS将给相关厂商带来新的利润增长,储能逆变器的利润贡献比例将大幅提升。各细分领域竞争格局分析各细分领域竞争格局分析资料来源:CNESA,中信证券研究部2021年中国市场储能变流器竞争格局年中国市场储能变流器竞争格局中国市场储能变流器中国市场储能变流器CR528%24%10%9%8%7%4%3%2%1%4%上能电气科华数能索英电气南瑞继保阳光电源盛弘股份华自科技智光储能汇川技术许继其他75%64%78%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%20929储能集成系统处于竞争初期储能集成系统处于竞争初期,差异化竞争格局初显差异化竞
48、争格局初显。目前,电池类企业、光伏类企业和电子类企业均在储能集成系统有布局,优势不尽相同。储能系统头部厂商排名变化大,竞争格局处于演变重塑期,预计技术领先、客户资源丰富、供应链整合能力强的企业市占率有望进一步提高。各细分领域竞争格局分析各细分领域竞争格局分析资料来源:CNESA,EESA,中信证券研究部2021年中国市场储能系统竞争格局年中国市场储能系统竞争格局中国市场储能系统中国市场储能系统CR5占比占比13%11%11%10%10%7%7%6%5%5%15%海博思创电工时代新源智储阳光电源科华数能林洋亿纬中天科技兴储世纪平高集团采日能源其他49%55%54%46%47%48%49%50%5
49、1%52%53%54%55%56%20030各细分领域竞争格局分析各细分领域竞争格局分析20020PowerChina(中国电建)PowerChina(中国电建)Sungrow(阳光电源)China Energy Engineering Group(中国能建)ProdielBlattner EnergySterling and WilsonSwinerton Renewable EnergyGrupo ACSProdielSwinerton Renewable EnergyTBEA Sun Oasis(新疆新能源股份有限公司)China Energy
50、 Engineering Group(中国能建)RumtechS Risen Energy(东方日升)Sungrow(阳光电源)BelectricMoss ConstructionAzure PowerMortenson Construction 资料来源:HIS Markit,中信证券研究部EPCEPC市场向上依赖性强市场向上依赖性强,头部企业加速布局头部企业加速布局。EPC模式逐渐成为工程建设的主要模式,中国市场EPC能建项目快速上量。全球全球EPC装机量排名装机量排名3131风险因素风险因素电池等储能降本低于预期导致储能经济性提升低于预期;电池等储能降本低于预期导致储能经济性提升低于预期
51、;全球风光装机低于预期降低储能配套需求;全球风光装机低于预期降低储能配套需求;电力辅助服务市场化低于预期;电力辅助服务市场化低于预期;传统能源价格大幅下跌导致清洁能源性价比不足影响风光装机需求;传统能源价格大幅下跌导致清洁能源性价比不足影响风光装机需求;智能电网配套改造政策推进低于预期;智能电网配套改造政策推进低于预期;全球碳中和共识动摇导致需求低于预期全球碳中和共识动摇导致需求低于预期。感谢您的信任与支持!感谢您的信任与支持!THANK YOU汪浩汪浩(新能源汽车行业分析师)(新能源汽车行业分析师)执业证书编号:S053333分析师声明分析师声明主要负责撰写本研究报告全
52、部或部分内容的分析师在此声明:(i)本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法;(ii)该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明一般性声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构(仅就本研究报告免责条款而言,不含CLSAgroup of companies),统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密,只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该
53、研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用,在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要,不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具,本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的,但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险,可能不易变卖
54、以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断,可以在不发出通知的情况下做出更改,亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。
55、分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定,但是,分析师的薪酬可能与投行整体收入有关,其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告,则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议,中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为(前述金融机构之客户)因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明评级说明投资建议的评级标准投资建议的评级标准评级评级说明说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)
56、。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现,也即:以报告发布日后的6到12个月内的公司股价(或行业指数)相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中:A股市场以沪深300指数为基准,新三板市场以三板成指(针对协议转让标的)或三板做市指数(针对做市转让标的)为基准;香港市场以摩根士丹利中国指数为基准;美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准;韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%5%之间卖出相对同期相
57、关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上证券研究报告证券研究报告2022年年9月月9日日3434特别声明特别声明在法律许可的情况下,中信证券可能(1)与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系,(2)参与或投资本报告所提到的公司的金融交易,及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易。本研究报告涉及具体公司的披露信息,请访问https:/ Limited(于中国香港注册成立的有限公司)分发;在中国台湾由C
58、L Securities Taiwan Co.,Ltd.分发;在澳大利亚由CLSA Australia Pty Ltd.(商业编号:53 139 992 331/金融服务牌照编号:350159)分发;在美国由CLSA(CLSA Americas,LLC除外)分发;在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.(公司注册编号:198703750W)分发;在欧洲经济区由CLSA Europe BV分发;在英国由CLSA(UK)分发;在印度由CLSA India Private Limited分发(地址:8/F,Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 4000
59、21;电话:+91-22-66505050;传真:+91-22-22840271;公司识别号:U67120MH1994PLC083118);在印度尼西亚由PT CLSA Sekuritas Indonesia分发;在日本由CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分发;在韩国由CLSA Securities Korea Ltd.分发;在马来西亚由CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd分发;在菲律宾由CLSA Philippines Inc.(菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员)分发;在泰国由CLSASecurities(Thailand)Lim
60、ited分发。针对不同司法管辖区的声明针对不同司法管辖区的声明中国大陆:中国大陆:根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可,中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港中国香港:本研究报告由CLSA Limited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者(证券及期货条例(香港法例第571 章)及其下颁布的任何规则界定的),不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜,CLSA客户应联系CLSALimited的罗鼎,电话:+852 2600 7233。美国:美国:本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA(CLSA Americas,LL
61、C除外)仅向符合美国1934年证券交易法下15a-6规则界定且CLSA Americas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSA Americas,LLC(在美国证券交易委员会注册的经纪交易商),以及 CLSA 的附属公司。新加坡:新加坡:本研究报告在新加坡由CLSA Singapore Pte Ltd.,仅向(新加坡财务顾问规例界定的)“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分
62、发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜,新加坡的报告收件人应联系CLSA Singapore PteLtd,地址:80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624,电话:+65 6416 7888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份,就CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务,CLSA Singapore Pte Ltd豁免遵守财务顾问法(第110章)、财务顾问规例以及其下的相关通知和指引(CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露)的某些要求。MCI(P)085/
63、11/2021。加拿大:加拿大:本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国:英国:本研究报告归属于营销文件,其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写,亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA(UK)分发,且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验,请勿依赖本研究报告。欧洲经济区:欧洲经济区:本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEurope BV 分发。澳大利
64、亚:澳大利亚:CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL”)(商业编号:53 139 992 331/金融服务牌照编号:350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管,且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意,本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于公司法(2001)第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAll Ordinaries 指数成分股、离岸市场上
65、市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度:印度:CLSA India Private Limited,成立于 1994 年 11 月,为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务(印度证券交易委员会注册编号:INZ000001735)、研究服务(印度证券交易委员会注册编号:INH000001113)和商人银行服务(印度证券交易委员会注册编号:INM000010619)。CLSA 及其关联方可能持有标的公司的债务。此外,CLSA及其关联方在过去 12 个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSA India“关联方”的更多详情,请联系 Compliance-I。未经中信证券事先书面授权未经中信证券事先书面授权,任何人不得以任何目的复制任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告发送或销售本报告。中信证券中信证券2022版权所有版权所有。保留一切权利保留一切权利。