1、 - 1 - 敬请参阅最后一页特别声明 市场数据市场数据(人民币）人民币） 市场优化平均市盈率 18.90 国金电力、煤气及水等公用 事业指数 4541 沪深 300 指数 4955 上证指数 3632 深证成指 14868 中小板综指 14232 相关报告相关报告 1.提价格促消纳，跨省现货提振运营商盈 利-跨省电力现货点评报告 ，2021.11.25 2.碳减排支持工具推出，多环节利好新能 源发展-公用事业行业点评 ，2021.11.10 5.湖南推动煤电联动，重塑发电企业估值- 电价政策点评 ，2021.9.30 多视角下多视角下，储能的复盘与展望储能的复盘与展望 行业观点行业观点 时间

2、视角：时间视角：储能是新型电力系统之基，储能是新型电力系统之基，高比例可再生能源高比例可再生能源并并网，构建新型网，构建新型 电力系统遇到挑战。电力系统遇到挑战。随着“双碳”进程的推进，风光并网电量快速提升， 新型电力系统建设面临诸多挑战，储能的发展与建设是构建新型电力系统 的基础。截至 2020 年末，中国储能累计装机功率达 35.6GW，同比增加 9.9%，其中抽水蓄能占比为 89.3%；电化学储能装机功率 3.27GW，同比 增长 91.2%，迎来爆发。 空间视角空间视角： “十四五”期间： “十四五”期间，储能储能装机装机将快速将快速提升提升，风光配储贡献电化学，风光配储贡献电化学 储

3、 能主 要增 量。储 能主 要增 量。 预计至“十四 五”末 ，电化 学储能 累计 装机功率 47.7GW，装机容量 98.5Gwh。预计至 2025 年，电源侧新增装机功率/容 量 为11.23GW/28.09GWh ； 电 网 侧 新 增 装 机 功 率 / 容 量 为 3.03GW/6.07GWh；用户侧新增装机功率/容量为 3.15GW/6.31GWh。 横向视角：横向视角：政策拉动效应在国内将开始显现，政策拉动效应在国内将开始显现，储能需要电力现货市场储能需要电力现货市场、辅、辅 助服务市场，助服务市场，商业模式尚需商业模式尚需迭代迭代。对比美国、英国的储能发展历程，我们 认为储能发

4、展早期依赖政策驱动，核心在于明确储能的市场主体地位；中 期驱动在于补贴激励；长期驱动在于降本、经济性提升，且成熟的电力现 货市场可传导储能建设运营成本。2021 年，中国明确电源侧配储比例、拉 大峰谷电价及尖峰差价，我们认为国内政策已经具备早中期驱动条件。在 国内新型电力系统建设过程中，储能的商业模式将随着电力现货市场的逐 渐成熟而不断迭代，多种盈利模式并存将是未来发展方向。 纵向视角：纵向视角：1）上游上游电芯环节，电芯环节，成本占 60%以上，以锂电池（LFP）为主 流路线，动力电池厂商的规模及成本优势显著，看好在既有技术路线下动 力电池厂商的切换能力，以及头部动力电池企业对新技术的开拓实

5、力。2） 中游中游 PCS环节环节，成本占比仅次于电芯，中国头部厂商出海盈利能力较强。 PCS 企业将充分受益于美国表前市场高增、欧洲户用市场高景气，且长期 将受益于国内储能装机的快速增长。3）中游中游 BMS 环节环节，目前技术路线尚 在迭代，现有方案多来自于 TI、NXP 等芯片公司，行业在加速洗牌中，看 好头部动力电池企业及技术壁垒高的专业 BMS 企业，制定相关标准。4） 下游系统集成环节下游系统集成环节，四类企业主要参与，包括光伏龙头、动力电池龙头、 电力企业、储能集成企业，目前最大的集成商市占率仍小于 10%，短期仍 将呈现群雄割据的情况，长期看好 EMS领域发力的集成企业。 投资

6、建议投资建议 两个角度两个角度：1）海外机遇：海外机遇：2020 年，美国表前市场储能装机增速超过 400%，预计至 2025 年，美国储能装机容量将有 5 倍以上空间。海外户用市 场用户粘性高、产品毛利率高，中国 PCS 优质企业已经出海形成规模优 势。2）国内机遇：国内机遇：2021 年，中国储能政策密集出台，电源侧的风光配储将 拉动装机增长；峰谷差价拉大，为用户侧的储能盈利初探机遇。未来电力现 货市场的逐渐建立，将为储能提供更完备的商业模式，建议关注电网投资增 加带来的机遇。 重点关注公司重点关注公司：宁德时代（电新组覆盖） 、科华数据（通信组覆盖） 、固德 威、中国电建、文山电力。 风

7、险提示风险提示 电化学储能安全、稳定性不及预期；成本下降进度不及预期；电力现货市场 建设进度不及预期。 3294 3515 3736 3957 4179 4400 4621 201221 210321 210621 210921 国金行业 沪深300 2021 年年 12 月月 19 日日 资源与环境研究中心资源与环境研究中心 电力、煤气及水等公用事业行业研究 买入（维持评级） 行业深度研究行业深度研究 证券研究报告 行业深度研究 - 2 - 敬请参阅最后一页特别声明 内容目录内容目录 一、时间视角：储能是新型电力系统之基 .5 1.1 转型：新型电力系统迎来挑战 .5 1.2 驱动：三侧需求

8、保障储能快速发展 .7 1.3 形式：储能类型多样，电化学储能发展迅速 .8 1.4 对比：动力电池 VS储能电池，异同几何？ .12 二、空间视角：中国电化学储能装机规模如何？ .14 2.1 电源侧：风光配储，贡献主要装机增量 .14 2.2 电网侧：三种用途调峰、调频、尖峰负荷补偿.15 2.3 用户侧：工商业为主，渗透率有待提升 .18 三、以横向视角，中美欧储能都在哪个阶段？ .19 3.1 美国：降本+政策驱动，表前市场爆发增长 .19 3.2 英国：制度催化效果显著，户用市场快速增长 .22 3.3 中国：政策密集，将迎来快速增长 .24 四、纵向视角：电化学储能产业链梳理 .2

9、8 4.1 上游电芯：铁锂主流，钠、钒电池各具优势 .28 4.2 中游组装：PCS寡头高增，BMS尚需迭代 .33 4.3 下游系统集成：竞争格局分散 .37 五、投资建议 .38 六、风险提示 .38 图表目录图表目录 图表 1：2020 年我国各类发电量占比（%） .5 图表 2：典型风电出力曲线与负荷曲线.5 图表 3：加州“鸭子曲线”，净负荷随太阳能发电规模增加而增加 .6 图表 4：新型电力系统面临的挑战.6 图表 5：储能在电源侧、电网侧、用户侧的应用场景.7 图表 6：储能在电源侧的应用场景.7 图表 7：储能在电网侧的应用场景.8 图表 8：储能在用户侧的应用场景.8 图表

10、9：储能技术定位 .9 图表 10：储能不同技术路线特点 .9 图表 11：全球储能累计装机量及增速（GW，%）.10 图表 12：中国储能累计装机量及增速（GW，%） .10 图表 13：2020 年全球各类储能装机结构（%） .10 图表 14：2020 年全球电化学储能装机结构（%） .10 图表 15：2020 年中国各类储能累计装机功率占比（%） . 11 图表 16：2020 年中国电化学储能细分装机份额（%） . 11 UXmWgVaXmU9UzWMB9P8QaQtRnNtRoPfQqRpNiNnPnN8OqQzQxNqMpQwMpNxP 行业深度研究 - 3 - 敬请参阅最后一

11、页特别声明 图表 17：中国电化学新增装机功率及增速（GW，%） . 11 图表 18：中国电化学储能新增装机及增速（GWh，%） . 11 图表 19：2020 年中国新增电化学储能装机功率分布. 11 图表 20：常用储能电池对比 .12 图表 21：各类电池性能比较 .12 图表 22：储能电池与动力电池参数对比.13 图表 23：电化学储能空间测算总表.14 图表 24：中国电化学储能新增装机功率预测（GW）.14 图表 25：中国电化学储能新增装机容量预测（Gwh） .14 图表 26：电源侧储能装机功率及装机容量测算（GW，GWh）.15 图表 27：电源侧新增装机功率预测（GW）

12、.15 图表 28：电源侧新增装机容量预测（Gwh） .15 图表 29：电网侧新增电化学储能装机功率预测（GW） .16 图表 30：电网侧新增电化学储能装机容量预测（Gwh） .16 图表 31：中国夏季典型用电负荷曲线（GW） .16 图表 32：中国冬季典型用电负荷曲线（GW） .16 图表 33：电网侧储能调峰新增装机测算（GW，GWh） .17 图表 34：2010 年后中国用电负荷最大值及增速（亿 KW，%） .17 图表 35：电网侧调频配储空间测算（GW，GWh） .18 图表 36：尖峰负荷补偿配储空间测算（GW，GWh）.18 图表 37：用户侧配储空间测算（GW，GWh

13、） .18 图表 38：各国储能政策总览 .19 图表 39：美国大型储能系统成本（$/KW，$/kwh） .20 图表 40：841 法令核心要点FERC 关于储能参与电力市场的规则修改 .20 图表 41：2017 年加州 SGIP五轮补贴发放标准 .21 图表 42：不同储能系统市场对应的补贴标准.21 图表 43：不同储能容量对应的补贴标准.21 图表 44：美国储能行业股权投资事件（1 亿美元以上） .21 图表 45：德州 2020 年电源供给分布 .22 图表 46：美国大型电化学储能分布及预期（MW） .22 图表 47：英国非抽蓄储能装机容量（MW） .23 图表 48：动态

14、遏制（DC）调频辅助服务类型 .23 图表 49：储能在英国电力市场的收益来源 .24 图表 50：各省电源侧新能源配储政策总结 .24 图表 51：储能商业模式 .26 图表 52：储能系统成本拆分 .27 图表 53：电池成本拆分 .27 图表 54：储能新建成本预测（元/kw，元/Kwh）.27 图表 55：储能产业链梳理.28 行业深度研究 - 4 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表 56：电化学储能系统结构示意图 .28 图表 57：2020 年中国动力电池企业市场占比 .29 图表 58：2020H1 全球动力电池装机量前十（GWh）.29 图表 59：储能成本拆分某 10MWh

15、储能项目 .29 图表 60：正极 LFP、三元 523 材料价格（万元/吨） .29 图表 61：钠电池的主要转变及构成（隔膜无变动） .30 图表 62：钠电池与锂电池铅酸电池比较.30 图表 63：钠离子电池在储能主要应用 .30 图表 64：国内钠离子电池主要标的.31 图表 65：钒电池工作原理图 .31 图表 66：钒电池优缺点比较 .32 图表 67：四川片状 98%五氧化二钒价格（万元/吨） .32 图表 68： 钒电池装机量及预测（GW）.32 图表 69：全钒液流电池发展趋势 .32 图表 70：储能变流器拓扑示意图 .33 图表 71：2020 年中国 PCS装机量前五（

16、MW） .33 图表 72：2020 年中国 PCS市场份额（按装机量） .33 图表 73：2020 年海外 PCS（不含户用）出货量前五的国产商（MW） .34 图表 74：部分 PCS企业储能板块收入（亿元） .34 图表 75：部分 PCS企业储能板块收入增速 .34 图表 76：部分 PCS企业海外营收占比 .34 图表 77：部分 PCS企业储能业务毛利率.34 图表 78：电池不一致性来源 .35 图表 79：BMS主动均衡.35 图表 80：BMS被动均衡.35 图表 81：BMS主动均衡、被动均衡比较 .35 图表 82：BMS数量及市场规模（万套、亿元）.36 图表 83：

17、国内 BMS发展面临问题 .36 图表 84：三类 BMS厂商市场份额 .37 图表 85：2019 年新能源汽车 BMS市场份额 .37 图表 86：四类储能系统集成商代表企业.37 图表 87：2020 年中国新增储能装机功率排名（MW） .37 图表 88：2020 年中国储能系统集成商海外排名（MW） .37 行业深度研究 - 5 - 敬请参阅最后一页特别声明 一、一、时间视角：时间视角：储能是新型电力系统之基储能是新型电力系统之基 1.1 转型：转型：新型电力系统迎来挑战新型电力系统迎来挑战 “双碳”“双碳”进程中进程中，风光发电量快速增长风光发电量快速增长。能源供给结构将随着“双碳

18、”进 程逐步推进而演变，非化石能源电力供给份额将快速提升。中国目前仍较 严重依赖火电，2020 年，中国火电发电 5.33 万亿 kwh，占比达 71.2%； 风光发电量占比为 7.51%。 根据国家能源局综合司发布关于 2021 年风 电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿） ，2025 年中国风光 发电量占比要达到 16.5%左右。 图表图表1：2020年我国各类发电量占比（年我国各类发电量占比（%） 来源：国家统计局，国金证券研究所 风电风电、光伏光伏并并网加速网加速，新型电力系统新型电力系统遇到挑战遇到挑战。常规火电机组具有平抑电 网运行中由于运行方式或负荷变化引起的不平衡功率

19、的能力，具有较强的 稳定性和抗干扰性。随着“双碳”进程的推进，风光电量比例逐渐提升， 新型电力系统建设面临较多挑战。 1）风电随机性较强风电随机性较强，出力呈现逆负荷特性，出力呈现逆负荷特性。风电单日波动最大幅度可达装 机容量的 80%，随机波动性使风电无法响应系统中出现的功率不平衡。风 电出力峰值多在凌晨，在上午至晚间出力较低，有显著的逆负荷性质。 图表图表2：典型风电出力曲线与负荷曲线典型风电出力曲线与负荷曲线 来源： 新能源消纳关键因素分析及解决措施研究 ，国金证券研究所 71.19% 16.37% 5.59% 4.94% 1.92% 火电 水电 风电 核电 光伏 0.5 0.55 0.

20、6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.30 0.34 0.38 0.42 0.46 0.50 123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 负荷负荷/pu 风电风电/pu 风电（pu） 负荷（pu） 行业深度研究 - 6 - 敬请参阅最后一页特别声明 2）光伏日内出力波动值可达装机容量的光伏日内出力波动值可达装机容量的 100%。以美国加州地区为例，光 伏装机规模的不断扩大对电力系统其他电源迅速调峰的要求不断提高，光 伏日内出力波动值甚至可以达到 100%。 图表图表3：加州“鸭子曲线” ，净负荷随太阳能发电规模增

21、加而增加：加州“鸭子曲线” ，净负荷随太阳能发电规模增加而增加 来源：California Independent System Operator，国金证券研究所 新型电力系统四个基本特征：新型电力系统四个基本特征：新型电力系统有四个基本特征，1）广泛互联： 形成更坚强的互联互通网络平台，可以实现季节差互补、风光水火互调、 跨地区跨领域补偿调节等，实现各类发电资源共享及备用；2）智能互动： 将现代通信技术与电力技术融合，将电网打造成高度感知、双向互动、智 能高效的系统；3）灵活柔性：电网要充分具备调峰调频能力，实现灵活柔 性性质，增强抗扰动能力；4）安全可控：实现交流与直流电压等级协调发 展，

22、防范系统故障及大面积停电风险。 图表图表4：新型电力系统面临的挑战：新型电力系统面临的挑战 场景场景 原因原因 挑战挑战 用电结构转用电结构转 型型 1）产业转型带来用电结构转型，制造业向高端发展，服务业不断 扩大，可中断负荷占比增加； 2）更多新能源车辆的应用带来交通部门用电负荷增加； 3）建筑部门电气化带来居民用电负荷增加，峰谷负荷差进一步扩 大。 1）制造业与服务业增长的不确定性，使得中长期 的输电规划面临挑战； 2）大规模制造业的间歇性负荷模式，为负荷的预 测、调度和操作带来困难； 3）输电网负载能力有限； 4）低功率因数（电感）负载对无功补偿和相关法 规的挑战。 “源网荷源网荷 储储

23、”一体化一体化 1）风能和太阳能等间歇性资源不断增加促进分布式电源发展； 2）电源侧向“风光水火储”多能互补系统发展； 3）负荷侧向终端一体化供能系统发展。 1）分布式发电整合； 2） “源网荷储”一体化发展减少输电线路的需 求。 清洁能源清洁能源 公用事业去碳化政策极大地改变了电源侧结构。 1）电源布局和布局与负荷中心的一致性； 2）全国范围的潮流变化； 3）局部无功功率问题； 4）电网灵活性响应：惯性、电压、频率和负荷响 应等。 网络的脆弱网络的脆弱 性及威胁性及威胁 1）电网互联对计算机与数据共享的依赖性增强，不断推动能源互 联网发展； 2）能源互联网发展也使得电网更容易受到物理和网络威

24、胁； 3）为了与电网发展步调一致，必须要提高所有关键基础设施控制 系统的防御能力，包括供水、天然气和交通系统。 1）强化基础设施建设以避免遭受攻击造成的损 失； 2）公用事业单位正在寻求在更经济、更具成本效 益的方式来应对风险。 “双碳”带“双碳”带 来的成本增来的成本增 加加 1） “双碳”目标下煤炭增产难，煤价高位带来煤电成本上升； 2）环境成本内部化导致化石能源（尤其是煤电）碳排放成本增 加； 3）新增水电、核电成本不断增加。 1）发电成本不断增加； 2）压制终端价格上涨导致大规模限电发生。 来源：国金证券研究所整理 行业深度研究 - 7 - 敬请参阅最后一页特别声明 1.2 驱动驱动：

25、三侧三侧需求需求保障保障储能储能快速发展快速发展 在新型电力系统中，多环节均需要配臵储能，形成“储能+”的新结构。 电源侧电源侧、电网侧及用户侧均对储能设备有迫切需求。、电网侧及用户侧均对储能设备有迫切需求。1）电源侧：储能可以应 用于电源调频辅助服务、备用电源、平滑出力波动等场景，解决因风光发电带 来的电网不稳定及弃电问题。2）电网侧：储能可以参与电网调峰调频、缓解 输电设备拥堵、优化电网潮流分布、改善电能质量等，核心作用是保障电网稳 定运行。3）用户侧：用户可以配臵储能设备通过削峰填谷来节省费用、设立 备用电源保障用电连续性、开发移动电源车和应急电源等。 图表图表5：储能在电源侧、电网侧、

26、用户侧的应用场景：储能在电源侧、电网侧、用户侧的应用场景 来源：国金证券研究所整理 电源侧电源侧：储能在电源侧的应用规模最大。储能在电源侧的应用主要包括改 善能源涉网特征、参与辅助服务、优化潮流分布并缓解堵塞、提供事故备 用。电源侧重点在维持电网平衡需求为主，确保风光顺利并网。 图表图表6：储能在电源侧的应用场景：储能在电源侧的应用场景 来源：国金证券研究所整理 电网侧：电网侧：储能可使系统的布局灵活度、可移动性加强，使输配电成本实现 时序分摊、空间分摊。储能在电网侧的应用包括节能增效、延缓投资、应 急备用、电能质量改善四个方面。 行业深度研究 - 8 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表图表7

27、：储能在电网侧的应用场景储能在电网侧的应用场景 来源：国金证券研究所整理 用户侧：用户侧：主要面向工商业用户。储能在用户侧的应用主要包括削峰填谷、 备用电源、智能交通、社区储能、供电可靠性等领域。用户侧储能应用模 式丰富，主要包括以下三种模式：1）以储能为手段，聚合可中断负荷、电 动汽车、智慧农机等多种资源，协同分布式发电，参与需求侧响应、拓展 多元消纳等；2）用户利用峰谷价差，降低用电成本；3）以“储能+微电 网”的模式，保障用户侧供电可靠性。 图表图表8：储能在用户侧的应用场景：储能在用户侧的应用场景 来源：国金证券研究所整理 1.3 形式：形式：储能类型多样，电化学储能储能类型多样，电化

28、学储能发展迅速发展迅速 储能技术定位：储能技术定位：储能改变电力系统时刻“供需平衡”的运行原则，关键因 素即为时间因子的介入。储能的三个主要功能为长时有功支撑与调节、短 时有功支持、短时有功调节，涉及的三个重要参数为：功率容量、额定续 航时间、出力频次。 行业深度研究 - 9 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表图表9：储能技术定位：储能技术定位 功能功能 应用环节应用环节 应用场景应用场景 功率（千瓦）功率（千瓦） 续航时间续航时间 响应速度响应速度 等效频次等效频次 （次（次/天）天） 长时有功支撑与长时有功支撑与 调节调节 发电 新能源调峰 10-100 2-6 时 分钟级 1-2 次/天

29、 黑启动 1-30 30-60 分 分钟级 2 次/年 输配 延缓输变电设备 扩容升级 1-30 2-6 时 分钟级 60 次/年 用电 用户备用电源 0.5 3-12 时 分钟级 20 次/年 峰谷价差套利 2000 次 1500 双极铅蓄电池 550-900 30-50 80%-90% 3000 次 钠硫电池钠硫电池 60 300 85 2500 次 液流电池液流电池 全钒液流电池 80-120 15-30 65%-75% 12000 次 3000-5000 锌溴液流电池 30-50 65-75 65%-75% 12000 次 锂离子电池锂离子电池 钴酸锂电池 100 约 180 95 3

30、00 次 锰酸锂电池 300 约 100 95 500 次 磷酸铁锂电池 300 约 120 95 4000 次 1400-2000 三元锂电池 170 约 170 95 1000 次 4000-5000 钛酸锂电池 600 约 70 95 20000 次 6000-7000 来源：国金证券研究所整理 图表图表21：各类电池性能比较：各类电池性能比较 来源：国金证券研究所整理 电化学储能源于动力电池，电化学储能源于动力电池，但但与动力电池侧重不同。与动力电池侧重不同。2016-2017 年，国家 鼓励生产动力电池，动力电池在汽车行业过剩，电化学储能电池开始逐渐 用在电力系统上。动力电池比储能电

31、池有更高的性能要求，对能量密度、 充电速度、放电电流要求更高，且动力电池容量低于 80%就无法应用于汽 车，改造后可用在储能系统中。储能电池一般固定安装，对容量、安全性 及循环寿命要求更高。 循环寿命循环寿命 效率效率 能量密度（能量密度（wh/kgwh/kg） 安全性安全性 成本优势成本优势 环境影响环境影响 铅酸电池 镍系电池 锂系电池 钠硫电池 液流电池 行业深度研究 - 13 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表图表22：储能电池与动力电池参数对比：储能电池与动力电池参数对比 参数指标参数指标 储能电池储能电池 动力电池动力电池 用途用途 电源、电网、用户侧等环节，基站，3C 产品等 新

32、能源汽车、两轮电动等 放电倍率（放电倍率（C） 1C 左右 10C 或以上 隔膜隔膜 放电慢，不易生热，对隔膜要求较低 生热快，对隔膜要求高 空间要求空间要求 高 低 成本要求成本要求 低 中 循环寿命（次）循环寿命（次） 3500-12000 1000-2000 容量密度（容量密度（Wh/kg） 135-150 150-200 BMS 系统系统硬件逻辑结构硬件逻辑结构 一般 2-3 层模式，第 3 层用以应对大规模管理 一般 1 层集中式或 2 层分布式 BMS 系统系统通讯协议通讯协议 内部通信采用 CAN 协议，外部通信 TCP/IP 协议 内外部均为 CAN 协议 PCS 系统系统 储

33、能 PCS：1）用作备用电源、2）维持电网稳定 性、3）低成本高效输压 无 来源：中国储能网，国金证券研究所 行业深度研究 - 14 - 敬请参阅最后一页特别声明 二、二、空间视角：中国空间视角：中国电化学电化学储能装机储能装机规模规模如何？如何？ 根据 CNESA 统计，中国 2019、2020 年电化学储能累计装机量分别为 1.71GW、3.25GW。我们分别从电源侧、电网侧、用户侧，对电化学储能 装机进行测算，预计至“十四五”末，电化学储能累计装机功率 47.7GW， 装机容量 98.5Gwh。 图表图表23：电化学储能空间测算总表：电化学储能空间测算总表 2021E 2022E 202

34、3E 2024E 2025E 储能新增装机功储能新增装机功 率（率（GW） 电源侧 1.65 3.41 6.20 9.10 11.23 电网侧 0.25 0.38 0.97 2.17 3.03 用户侧 0.28 0.43 0.73 1.49 3.15 合计合计 2.18 4.21 7.90 12.77 17.42 电化学储能累计装机功率（电化学储能累计装机功率（GW） 5.43 9.64 17.54 30.30 47.72 储能新增装机容储能新增装机容 量（量（Gwh） 电源侧 2.97 6.47 12.40 20.02 28.09 电网侧 0.50 0.76 1.93 4.35 6.07 用

35、户侧 0.39 0.68 1.31 2.98 6.31 合计合计 3.86 7.91 15.64 27.35 40.46 电化学储能累计装机功率（电化学储能累计装机功率（Gwh） 7.14 15.06 30.70 58.05 98.51 来源：国金证券研究所测算 图表图表24：中国中国电化学电化学储能新增装机功率储能新增装机功率预测预测（GW） 图表图表25：中国中国电化学储能电化学储能新增装机容量新增装机容量预测预测（Gwh） 来源：国金证券研究所测算 来源：国金证券研究所测算 2.1 电源侧电源侧：风光风光配储配储，贡献主要贡献主要装机增量装机增量 电源侧的测算主要考虑集中式光伏、风电的新

36、增装机配储。电源侧是电化 学储能主要的增量来源，今年下半年出台的政策要求风光发电项目将强制 配臵 5%-20%不等的储能。1）储能渗透率：）储能渗透率：我们预计在政策推动下，新增 风光电站的配储比例从今年开始逐渐提升；又因电源侧电化学储能目前更 多地起到消纳和减少弃电的作用，我们判断配储比例将在未来 1-2 年内随 着电源侧电化学储能参与市场而逐渐提升。2）配储时长：）配储时长：按照今年各省份 下发的文件，电源侧配储时长一般要求 2 小时，我们预计配储时长会陆续 增加，且在“十四五”末期，电源侧储能盈利模式稳定后，风光配储时长 会超过 2 小时。 根据国家能源局数据，2020 年末我国集中式光

37、伏装机增量为 32.68GW， 风电新增装机为 71.67GW。预计 2025 年我国风电、光伏配储新增装机功 率将达 28.09GWh，预计“十四五”期间，电源侧储能新累计增装机功率 达 31.59GW。 光伏光伏配储测算假定配储测算假定：电源侧集中式光伏储能新增功率=年度新增集中式光伏 装机功率*新增功率配储率，新增容量=新增储能装机功率*储配小时数。 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 2021E2022E2023E2024E2025E 电源侧增量（GW) 电网侧增量（GW) 用户侧增量（GW) 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 2021E202

38、2E2023E2024E2025E 电源侧增量（GWH) 电网侧增量（GWH) 用户侧增量（GWH) 行业深度研究 - 15 - 敬请参阅最后一页特别声明 风电风电配储测算假定配储测算假定：电源侧风电储能新增功率=年度风电新增装机功率*新 增部分配储比例，新增容量=新增储能装机功率*配储小时数。 图表图表26：电源侧电源侧储能装机储能装机功率功率及装机及装机容量容量测算（测算（GW，GWh） 参数参数 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 光光 伏伏 集中式光伏装机增量（GW） 32.68 30.00 37.50 45.00 48.60 47.79 增量配储能比

39、例（%） 2.00% 3.00% 5.00% 8.00% 10.00% 12.00% 新增储能装机（新增储能装机（GW） 0.65 0.90 1.88 3.60 4.86 5.73 储配小时数（h） 1 1.8 1.9 2 2.2 2.5 储能新增规模（储能新增规模（GWh） 0.65 1.62 3.56 7.20 10.69 14.34 风风 电电 风电新增装机（GW） 71.67 50.00 51.00 52.00 53.00 55.00 增量配储能比例（%） 0.85% 1.50% 3.00% 5.00% 8.00% 10.00% 新增储能装机（新增储能装机（GW） 0.61 0.75

40、1.53 2.60 4.24 5.50 储配小时数（h） 1 1.8 1.9 2 2.2 2.5 储能新增规模（储能新增规模（GWh） 0.61 1.35 2.91 5.20 9.33 13.75 合合 计计 新增储能装机合计（新增储能装机合计（GW） 1.26 1.65 3.41 6.20 9.10 11.23 新增储能装机规模合计（新增储能装机规模合计（GWh） 1.26 2.97 6.47 12.40 20.02 28.09 来源：wind，国家能源局，国金证券研究所测算 图表图表27：电源侧电源侧新增装机新增装机功率功率预测（预测（GW） 图表图表28：电源侧电源侧新增装机容量预测（新

41、增装机容量预测（Gwh） 来源：国家能源局，国金证券研究所测算 来源：国家能源局，国金证券研究所测算 2.2 电网侧：电网侧：三种用途三种用途调峰、调频、尖峰负荷补偿调峰、调频、尖峰负荷补偿 在电网的关键节点布放，储能可以按照调度实现充放电，以完成对电网的 调峰调频，与电源侧相比，储能在电网侧更多起到替代作用。储能在电网 侧主要有两种类型：1）大型的独立储能电站；2）替代输配电设施的储能。 第一种类型判断短期无法做到太大规模；第二种类型因城市核心区域电力 需求旺盛，安全性是重要的考虑因素。 我们对电网侧储能空间预测考虑三方面，即电网调峰、电网调频、电网尖 峰负荷补偿。 0 2 4 6 8 10

42、 12 2021E2022E2023E2024E2025E 光伏：储能新增装机（GW） 风电：储能新增装机（GW） 0 5 10 15 20 25 30 2021E2022E2023E2024E2025E 光伏：储能新增规模（Gwh） 风电：储能新增规模（Gwh） 行业深度研究 - 16 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表图表29：电网侧新增：电网侧新增电化学储能电化学储能装机功率预测（装机功率预测（GW） 图表图表30：电网侧新增电网侧新增电化学储能电化学储能装机容量预测（装机容量预测（Gwh） 来源：国金证券研究所测算 来源：国金证券研究所测算 1）调峰：调峰：通过调峰通过调峰保障保障电力

43、系统的实时平衡电力系统的实时平衡。预计 2025 年，电网侧电化 学调峰储能新增功率 1.94GW，新增容量 3.88GWh。预计“十四五”期间， 电化学储能调峰装机功率合计增加 4.27GW，装机容量合计增加 8.55Gwh。 测算测算逻辑逻辑：1、电化学储能新增调峰功率=风光累计装机容量*日波动率*调 峰需求比例*电化学渗透率；2、电网侧电化学储能新增调峰功率=储能累 计装机需求*电网侧调峰占比；3、电网侧电化学储能新增容量=电网侧电化 学储能新增调峰功率*配储时长。 参数假定：参数假定：1、日波动率：日波动率：参照能源转型委员会的典型中国用电负荷曲线， 取夏季波动数据，日内功率波动按照

44、900GW 至 1250GW，取波动率 38%； 2、调峰需求比：调峰需求比：调峰是由于负荷和用电量的供需错配，需要投入额外机组 以保持平衡。随着未来风光并网的电量和比例增加，系统负荷波动率会大 幅增加，我们假设调峰的需求比例每年增加 5%（小于年风光装机功率增 速的一半） 。3、电化学储能、电化学储能调峰渗透率调峰渗透率：调峰辅助服务以火电为主，未来 火电机组数量增长有限、风光发电量逐步增加，且电化学储能成本逐渐下 降、调节能力灵活，我们判断电化学储能在调峰的渗透率逐渐提升，目前 独立电站形式已开始探索。4、电网侧调峰占比、电网侧调峰占比及配储时长及配储时长：因目前电源侧 的储能可通过调峰辅

45、助服务市场获益，而电网侧的调峰很大部分是缓解电 网阻塞、延缓投资，我们假设电网侧调峰占比按 30%来测算；配储时长按 照 2h 测算。 图表图表31：中国夏季典型用电负荷曲线（：中国夏季典型用电负荷曲线（GW） 图表图表32：中国冬季典型用电负荷曲线（：中国冬季典型用电负荷曲线（GW） 来源：能源转型委员会，国金证券研究所 来源：能源转型委员会，国金证券研究所 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 2021E2022E2023E2024E2025E 调峰（GW） 调频（GW） 尖峰负荷补偿（GW） 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 202

46、1E2022E2023E2024E2025E 调峰（Gwh） 调频（Gwh） 尖峰负荷补偿（Gwh） 行业深度研究 - 17 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表图表33：电网侧电网侧储能储能调峰调峰新增装机新增装机测算（测算（GW，GWh） 序号序号 指标指标 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E A 风电累计装机容量（GW） 281.53 326.53 372.53 419.53 467.53 517.53 B 光伏累计装机容量（GW） 252.50 312.50 375.00 450.00 531.00 610.65 C 日波动率 38% 38% 38% 3

47、8% 38% 38% D 调峰需求比例 25% 30% 35% 40% 45% 50% E=(A+B)*C* D 储能调峰累计装机功率需求（GW） 50.73 72.85 99.42 132.17 170.75 214.35 F 电化学储能覆盖比例 1.5% 1.7% 2.0% 3.0% 5.0% 7.0% G=E*F 调峰配储累计装机需求（GW） 0.76 1.24 1.99 3.97 8.54 15.00 H 电网侧占比 30% 30% 30% 30% 30% 30% I=G*H 电网侧电化学储能电网侧电化学储能调峰新增储能功率（调峰新增储能功率（GW） 0.23 0.14 0.22 0.

48、59 1.37 1.94 J 配储能时长（h） 2 2 2 2 2 2 K=I*J 调峰新增储能容量（调峰新增储能容量（GWh） 0.46 0.29 0.45 1.19 2.74 3.88 来源：能源转型委员会，CNESA，国金证券研究所测算 2）调频：调频：预计 2025 年，电网侧调频储能新增功率 0.76GW，新增容量 1.52GWh。预计“十四五”期间，电网侧电化学储能调频新增装机功率将 将达 1.75GW，新增装机容量达 3.49Gwh。 参数参数假定假定：1、用电负荷增速：、用电负荷增速：根据国家电网公布的最大用电负荷，2015- 2020 年用电负荷 CAGR 为 6.19%，鉴

49、于温度升高及新能源占比提升，我 们取用电负荷极值未来年增速为 10%。2、电化学储能调频渗透率：、电化学储能调频渗透率：目前 的调频以火电调频为主，考虑未来尖峰负荷逐渐提升，火电机组的二次调 频爬坡速率慢，我们假定未来电化学储能的调频渗透率逐渐增加。3、电网、电网 侧占比及配储时长：侧占比及配储时长：因未来风光装机功率占比提升，带来的频繁、小幅调 频需求显著提升，我们假设电网侧需求占比随着风光装机功率增加逐渐提 升 2%左右。配储时长均取 2 小时。 图表图表34：2010年后中国用电负荷最大值及增速（亿年后中国用电负荷最大值及增速（亿KW，%） 来源：国家电网，国金证券研究所 0% 2% 4

50、% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 20% 0 2 4 6 8 10 12 20000192020 最大用电负荷（亿KW） 增速 行业深度研究 - 18 - 敬请参阅最后一页特别声明 图表图表35：电网侧调频配储空间测算（：电网侧调频配储空间测算（GW，GWh） 序号序号 指标指标 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E A 电网最大负荷（亿 kw） 10.76 11.84 13.02 14.32 15.75 17.33 B 调频需求比例 2.90% 3.00% 3.10% 3.