1、本报告的信息均来自已公开信息，关于信息的准确性与完整性，建议投资者谨慎判断，据此入市，风险自担。请务必阅读末页声明。电力设备行业电力设备行业推荐（维持）新能源时代开启，电化学储能崛起新能源时代开启，电化学储能崛起风险评级：中风险储能行业研究2022 年 1 月 28 日行业指数走势行业指数走势资料来源：东莞证券研究所，Wind相关报告相关报告投资要点：投资要点：新能源发电占比逐步提升新能源发电占比逐步提升， 政策推动电化学储能发展政策推动电化学储能发展。 受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响， 全球能源消费结构正加快向低碳化转型。根据全球能源互联网合作组织测算，到2025年，中

2、国发电结构中，煤炭占比将从2018年的66.4%下降至48.8%，风光发电占比将升至约20.2%；到2050年，煤炭发电占比大幅下降至5.7%，风光发电成为主力。风光等新能源高比例并网，其波动性和间歇性等问题凸显，为了实现风光发电与负荷实时平衡， 需要通过储能技术来确保其发电保持相对稳定。近年来，国家和地方推出了多项政策，推动新型储能的发展，广东省率先将储能设施成本费用纳入用户电费分摊， 为电网侧储能的快速发展明确了商业模式，利于解决储能的经济性问题，提高电网侧安装储能的积极性，将促进储能产业良性的发展。电化学储能装机规模快速增长电化学储能装机规模快速增长，应用领域广阔应用领域广阔。根据CNE

3、SA，截至2020年底，全球电化学储能的累计装机规模为14.2GW，其中，锂离子电池的累计装机规模为13.1GW，电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破10GW大关。2020年，中国电化学储能项目的新增装机规模达到4.7GW，超过2019年新增投运规模的1.6倍。中国、美国和欧洲占据2020年全球储能市场的主导地位， 三者合计占2020年全球新增投运总规模的86%，并且新增投运规模均达到GW级。从整个电力系统的角度看，储能可应用于发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能等多个场景。锂离子电池是电化学储能核心锂离子电池是电化学储能核心，PCS需求不断扩大需求不断扩大。随着锂离子电池的规模化生产，

4、其生产工艺已不断完善，单位生产成本持续下降。目前锂离子电池已成为当前主流的电化学储能技术路线。 受益于国内完整的光伏产业链、大力的政策支持等有利因素，国内逆变器厂商在全球市场中成长迅速，央国企对新能源的大规模布局也将推动储能行业的发展。逆变器主要厂商华为、阳光电源、上能电气、古瑞瓦特、锦浪科技等公司在全球市场份额的总体不断扩大，随着储能需求的不断增长，未来PCS的市场规模将进一步提升。投资建议投资建议：随着电化学储能的快速发展，在储能电池、PCS和储能系统等关键领域具备核心竞争力的公司将长期受益。建议关注宁德时代（300750） 、 阳光电源 （300274） 、 科士达 （002518） 、

5、 许继电气 （000400） 。风险风险提示提示：储能装机容量增长低于预期风险；储能电站安全风险；国际政治局势变化风险；电价调整风险；新技术推进不及预期风险。深度研究深度研究行业研究行业研究证券研究报告证券研究报告储能行业研究2请务必阅读末页声明。目录1. 新能源发电占比逐步提升，政策推动电化学储能发展.41.1 发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向.41.2 国内新能源高比例并网促进电化学储能发展.41.3 政策推动储能行业进入规模化发展.52. 电化学储能装机规模快速增长，应用领域广阔.82.1 全球电化学储能市场规模快速扩大.82.2 储能方式多样化，电化学储能为主要发展趋势.11

6、2.3 电化学储能应用领域广阔.163. 锂离子电池是电化学储能核心，PCS 需求不断扩大.183.1 央国企保障新能源发展，地方政策推动储能规模提升.183.2 全球电化学储能市场主要厂商.223.3 全球逆变器行业集中度不断提高.244. 投资建议.275. 风险提示.29插图目录图 1 ：全球能源消费结构变化.4图 2 ：中国电力结构发展趋势.5图 3 ：全球储能市场累计装机规模分布.8图 4 ：电化学储能市场累计装机规模分布.8图 5 ：2020 年全球新增投运电化学储能项目地区分布.10图 6 ：中国电化学储能新增装机规模（MW）.10图 7 ：中国电化学储能累计装机规模（MW）.1

7、0图 8 ：中国电化学储能新增装机规模（MW）.11图 9 ：中国电化学储能累计装机规模（MW）.11图 10 ：储能技术分类.11图 11 ：电化学储能系统产业链. 12图 12 ：电化学储能系统成本构成.13图 13 ：储能系统组成. 14图 14 ：交流耦合光伏储能系统.15图 15 ：直流耦合光伏储能系统.15图 16 ：储能的应用场景. 16图 17 ：发电侧火电联合调频（平海火电厂）.16图 18 ：发电侧新能源+储能（宣城风电场）.16图 19 ：电网侧调峰调频（湖南永州电网侧）.17图 20 ：用户侧分布式光伏+储能（镇江产业园区）.17图 21 ：多种能源/负荷/储能的协同工

8、作综合能源利用模式.17图 22 ：2007-2020 年全球光伏新增装机容量.19图 23 ：储能行业主要上市公司营业收入对比.23图 24 ：储能行业主要上市公司归母净利润对比.23图 25 ：2014-2019 年全球逆变器主要厂商市场占有率变化情况. 248YcZMBiXjZeVyXqRoPqQ9PbPbRpNqQoMmOiNqQnPiNoOzQaQoOzQvPmOoQxNoNpO储能行业研究3请务必阅读末页声明。图 26 ：2020 年全球光伏逆变器出货量占比分布.25图 27 ：全球光伏逆变器的新增及替换整体市场规模（单位：GW）.26图 28 ：中国储能变流器新增市场规模（亿元）

9、.27表格目录表 1 ：国内首份储能行业政策性指导文件概要.6表 2 ：2020-2021 年储能行业相关政策.6表 3 ：不同储能技术参数和特点.8表 4 ：2011-2021 年中国光伏新增并网装机容量.19表 5 ：五大发电集团“十四五”新能源目标及 2021 年装机规模.20表 6 ：“六小豪门”发电集团“十四五”新能源目标.21表 7 ：两大电力设计院“十四五”新能源目标. 21表 8 ：部分地区“十四五”储能规划.22表 9 ：重点公司盈利预测（截至 2022 年 1 月 27 日）.29储能行业研究4请务必阅读末页声明。1. 新能源发电占比逐步提升，政策推动电化学储能发展新能源发

10、电占比逐步提升，政策推动电化学储能发展1.1 发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费结构正向低碳化转型。国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日益重视，许多国家已将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要新领域，其中太阳能光伏发电是可再生能源利用的重要组成部分之一。可再生能源规模化利用与常规能源的清洁低碳化将是能源发展的基本趋势。加快发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向。根据国际可再生能源机构（IRENA）发布的全球能源转型：2050 路线图（

11、2019 年版）的预测数据，2050 年全球光伏累计装机量将达到 8519GW，风电累计装机量将达到 6044GW。图 1：全球能源消费结构变化资料来源：IRENA2050年能源路线图，东莞证券研究所1.2 国内新能源高比例并网促进电化学储能发展国内新能源高比例并网促进电化学储能发展现阶段我国发电结构仍以化石燃料发电为主，未来全球存量化石能源将日益枯竭，未来以太阳能、风能、水能、生物质能等为代表的低成本、清洁的可再生能源在电力系统中所占比例需逐渐提高。根据全球能源互联网合作组织测算，到 2025 年，中国发电结构中，煤炭占比将从 2018 年的 66.4%下降至 48.8%，风光发电占比将升至

12、约 20.2%；到 2050 年，煤炭发电占比大幅下降至 5.7%，风光发电成为主力。风光等新能源高比例并网，其波动性和间歇性等问题凸显，确保电力系统安全、稳定运行将是巨大的挑战。为了实现风光发电与负荷实时平衡，当前主要通过水电与火电来适应用户端实时负荷的变化。因此，要提高风光发电在电力系统中的比重，需要通过储能技术来保障发电的相对稳定。储能行业研究5请务必阅读末页声明。另外，目前国内正在建设的风电光伏 “大基地”项目可以快速扩大新能源装机规模，提升发电质量和经济效益，但存在有效送出和本地消纳等问题。分布式光伏发电的大量接入，也会对配电网的规划设计、电能质量等方面带来挑战。因此，目前新能源发电

13、配置电化学储能系统被认为是最优之解，因此大力发展以电化学储能为代表的新型储能系统迫在眉睫。“光伏储能”已成为多国光伏开发的标准配置，目前国内多地也加强了对可再生能源配套储能的政策支持或相关要求。1.3 政策推动储能行业进入规模化发展政策推动储能行业进入规模化发展储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统的重要支撑技术。随着储能重要性的日益增长，世界各国纷纷出台储能激励措施，扫除市场发展障碍，具体包括：支持储能技术的发展、开展储能项目示范、制定相关规范和标准以及建立和完善涉及储能的法律法规等。储能是我国战略性新兴产业的重要组成部分，近年来相关鼓励政策的加速出台为储能产业大发展铺路，推动行业进入规模

14、化发展阶段。储能纳入国家级政策规划储能纳入国家级政策规划。2016年3月，“发展储能与分布式能源”被列入“十三五”规划百大工程项目，储能首次进入国家发展规划。此后，在国务院及各部委历年发布的“十三五”国家战略性新兴产业发展规划、中国制造2025能源装备实施方案、 能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）、 能源发展“十三五”规划 、可再生能源发展“十三五”规划、国家创新驱动发展战略纲要等国家重大发展战略和规划中，均明确提出加快发展高效储能、先进储能技术创新、积极推进储能技术研发应用、攻克储能关键技术等任务和目标。图 2：中国电力结构发展趋势资料来源：CNESA，GEIDCO，东莞证券研

15、究所储能行业研究6请务必阅读末页声明。首份行业政策性指导文件出台首份行业政策性指导文件出台。2017年9月，发改委、财政部、科技部、工信部和能源局联合印发关于促进储能技术与产业发展的指导意见（以下简称意见），这是我国储能行业第一个指导性政策。意见提出未来10年中国储能产业发展目标，以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署。表 1：国内首份储能行业政策性指导

16、文件概要发展阶段发展目标具体内容第一阶段第一阶段（20162020）储能产业发展进入商业化初期， 储能对于能源体系转型的关键作用初步显现建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目；研发一批重大关键技术与核心装备， 主要储能技术达到国际先进水平；初步建立储能技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准；探索一批可推广的商业模式；培育一批有竞争力的市场主体。第二阶段第二阶段（20212025）储能产业规模化发展， 储能在推动能源变革和能源互联网发展中的作用全面展现储能项目广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点；全面掌握具有国际领先水平的储能关键技术和核心装备， 部分储能技术装

17、备引领国际发展；形成较为完善的技术和标准体系并拥有国际话语权；基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展；形成一批有国际竞争力的市场主体。资料来源：关于促进储能技术与产业发展的指导意见，东莞证券研究所2019年6月，发改委、科技部、工信部和能源局联合印发贯彻落实2019-2020年行动计划，进一步提出加强先进储能技术研发和智能制造升级，完善落实促进储能技术与产业发展的政策，推进储能项目示范和应用，加快推进储能标准化等。2020年以来，国家相关部门颁布了多项政策文件。表 2：2020-2021 年储能行业相关政策储能行业研究7请务必阅读末页声明。单位单位政策政策发布时间发布时间内容内容教育部、

18、发改教育部、发改委、能源局委、能源局储能技术专业学科发展行动计划（2020-2024年）2020 年 1 月增设若干储能技术本科专业、二级学科和交叉学科，储能技术人才培养专业学科体系日趋完备，本硕博人才培养结构规模和空间布局科学合理， 推动建设若干储能技术学院（研究院），建设一批储能技术产教融合创新平台， 推动储能技术关键环节研究达到国际领先水平， 形成一批重点技术规范和标准，有效推动能源革命和能源互联网发展。能源局、应急能源局、应急管理部、市监管理部、市监总局总局关于加强储能标准化工作的实施方案2020 年 1 月提出建立储能标准化协调工作机制、 建设储能标准体系、推动储能标准化示范、推进储

19、能标准国际化等重点任务。能源局能源局2020 年能源工作指导意见2020 年 6 月要求加大储能发展力度。 研究实施促进储能技术与产业发展的政策，开展储能示范项目征集与评选，积极探索储能应用于可再生能源消纳、 电力辅助服务、分布式电力和微电网等技术模式和商业模式，建立健全储能标准体系和信息化平台。能源局能源局关于组织申报科技创新 （储能）试点示范项目的通知2020 年 7 月通过分析总结示范项目成功经验和存在问题， 促进先进储能技术装备与系统集成创新， 建立健全相关技术标准与工程规范， 培育具有市场竞争力的商业模式，推动出台支持储能发展的相关政策法规。国家发改委、国家发改委、国家能源局国家能源

20、局关于加快推动新型储能发展的指导意见2021 年7 月 15 日明确到2025年新型储能装机规模达30GW以上，未来五年新型储能将实现从商业化初期转向规模化，到2030年新型储能将实现全面市场化发展。国家发改委、国家发改委、能源局能源局关于做好2021 工作的通知2020 年 12 月要拉大峰谷价差， 峰谷差价作为购售电双方电力交易合同的约定条款，在发用电两侧共同施行。国家发改委国家发改委关于进一步完善分时电价机制的通知2021 年7 月 29 日上年或当年电网预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则

21、上不低于20%。 此次分时电价机制设定峰谷电价价差为4:1或3:1以上，拉大峰谷电价，刺激用户侧储能发展。资料来源：公开信息，东莞证券研究所2021年12月1日， 广东省发改委批复同意执行 广东省电网企业代理购电实施方案(试行)。实施方案指出，代理购电价格包含平均上网电价、辅助服务费用、保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益分摊三部分。其中现阶段辅助服务费用主要包括储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等费用，相关费用由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。储能、抽水蓄能电站的费用具体按电网企业每月实际发生成本的金额确定，需求侧响应等费用的计算按国家及广东省相关规定执行。

22、如国家或广东省对储能、抽水蓄能电站等费用规定了其他疏导方式，则不再此辅助服务费用储能行业研究8请务必阅读末页声明。中体现。该方案自2021年12月1日起实施。广东省的此项方案是国内首次将储能设施成本费用纳入用户电费分摊，广东为电网侧储能的快速发展明确了商业模式，利于解决储能的经济性问题，提高电网侧安装储能的积极性，将促进储能产业良性的发展。2. 电化学储能装机规模快速增长，应用领域广阔电化学储能装机规模快速增长，应用领域广阔2.1 全球电化学储能市场规模快速扩大全球电化学储能市场规模快速扩大根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至 20

23、20 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 191.1GW，同比增长 3.4%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为 172.5GW，同比增长 0.9%，占比 90.3%；电化学储能的累计装机规模紧随其后，为 14.2GW，占比 7.5%；在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为 13.1GW，占比 92.0%，突破 10GW大关。目前储能行业处于各项技术共同发展的阶段，还没有能够形成绝对优势储能技术。目前，抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容等物理储能技术，以及锂离子电池、铅碳电池、液流电池、钠硫电池等电化学储能技术，都各具优缺点，不同储能技术特性差别显著，适用范围也不

24、尽相同。其中，飞轮与超级电容器储能更多应用于工业生产中对电压波动较为敏感的精密制造与电力调频领域；抽水蓄能以及压缩空气储能技术等主要应用于大电网的输配电环节，而电化学储能则主要运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧。表 3：不同储能技术参数和特点图 3：全球储能市场累计装机规模分布图 4：电化学储能市场累计装机规模分布资料来源： CNESA 全球储能项目库，东莞证券研究所资料来源： CNESA 全球储能项目库，东莞证券研究所储能行业研究9请务必阅读末页声明。项目项目电化学储能技术电化学储能技术物理储能物理储能电磁储电磁储能能铅碳电铅碳电池池磷酸铁磷酸铁锂电池锂电

25、池钛酸锂钛酸锂电池电池三元锂三元锂电池电池钠硫电钠硫电池池全钒液全钒液流电池流电池抽水蓄抽水蓄能能飞轮储飞轮储能能压缩空压缩空汽储能汽储能超级电超级电容储能容储能超导储超导储能能容量应容量应用规模用规模百 MWh百 MWh百MWh百MWhGWhMWhGWhMWh-功率应功率应用规模用规模几十 MW百 MW几十MW几十MWGW几十MW百 MW几十MW1Q-100MJ能量密能量密度度/(Wh/Kg)40-8080--300150-30012-400.5-2Wh/L20-803-6Wh/L2.5-151.1功率密功率密度度/(Wh/Kg)-2500300

26、030002250-1000.1-0.3W/L40000.5-2.0W/L响应时响应时间间msmsmsmsmin.msmin.msms循环次循环次数数-10000百万次10000百万次寿命寿命5-8 年10 年15 年10 年40-60年20 年30 年15 年30 年充放电充放电效率效率70-90%90%90%90%75%-90%75%-85%71%-80%85%-95%40%-75%90%95%单位投单位投资成本资成本(元元/KWh)-220045001200-

27、240022-20-15应用领应用领域域用户侧用户侧、电网侧、电源侧等电网侧、电源侧电网侧、电源侧电网侧电源侧、用户侧电网侧、电源侧电源侧优势优势成本低，可回收含量高，安全性好，响应时间快效率高、能量密度高、响应快效率高、能量密度高、响应快循环寿命高、安全性能好容量规模大、寿命长功率密度高、响应快、寿命长、免维护容量规模大、寿命长功率密度高、响应快、寿命长、安全性高响应快效率高劣势劣势能量密度低、寿命短、受放电深度影响大安全性较差、成本与铅碳电池相比较高需要高温条件，安全性较差能量密度低、效率低受地理

28、环境限制、对生态环境有一定影响成本高、自放电严重效率低、受地理环境约束成本高、能量密度低成本高、能量密度低资料来源：CNESA，东莞证券研究所储能行业研究10请务必阅读末页声明。2020年，全球电化学储能项目的新增装机规模达到4.7GW，超过2019年新增投运规模的1.6倍。中国、美国和欧洲占据2020年全球电化学储能市场的主导地位，三者合计占2020年全球新增电化学储能投运总规模的86%，并且新增电化学储能投运规模均达到GW级。我国是全球电化学储能规模增长最快的国家。根据 CNESA，2020 年全国新增投运电化学储能项目装机功率达 1559.6MW，新增装机规模再次位列全球首位。截至 20

29、20年底，我国累计投运的电化学储能项目装机规模已达 3269.2MW，同比增长 91.2%。储能对能源调节的重要性不言而喻，根据彭博新能源财经（BloombergNEF，BNEF）的预测，2025 年我国电化学储能新增投运规模将达 8,241MW，至 2025 年中国电化学储图 5：2020 年全球新增投运电化学储能项目地区分布资料来源：CNESA，东莞证券研究所图 6：中国电化学储能新增装机规模（MW）图 7：中国电化学储能累计装机规模（MW）资料来源： CNESA 全球储能项目库，东莞证券研究所资料来源： CNESA 全球储能项目库，东莞证券研究所储能行业研究11请务必阅读末页声明。能累计

30、投运规模约 32.5GW，意味着，中国电化学储能累计装机规模在五年间将从 2020年的 3.3GW 增长至 2025 年的 32.5GW，年复合增速将达 58%以上，储能行业迎来快速发展机遇。2.2 储能方式多样化，电化学储能为主要发展趋势储能方式多样化，电化学储能为主要发展趋势储能涉及领域非常广泛，大类别上可将储能技术分为物理储能和化学储能。物理储能是通过物理变化将能储存起来，可分为机械类储能、电器类储能、热储能等。化学储能是通过化学变化将能储存于物质中，包括电化学储能及其它类化学储能等。其中电化学储能则是电池类储能的总称，目前电化学储能技术是发展的重点方向，而锂离子电池则是电化学储能技术发

31、展的重心。图 8：中国电化学储能新增装机规模（MW）图 9：中国电化学储能累计装机规模（MW）资料来源： CNESA 全球储能项目库，东莞证券研究所资料来源： CNESA 全球储能项目库，东莞证券研究所图 10：储能技术分类储能行业研究12请务必阅读末页声明。电化学储能系统产业链上游主要包括储能电池系统、能量管理系统、储能变流器等设备提供商；中游主要为储能系统集成商和储能系统安装商；下游主要为电网、电站、工商业等终端用户。储能电池系统是储能系统的核心部件之一，需要与储能变流器等其他部件集成为完整储能系统后提供给终端用户，因此存在相应的系统设计、集成及安装等环节。由于系统集成涉及的电气设备较多、

32、专业性较强，一般情况下，由系统集成商对整个储能系统的设备进行选型，外购或自行生产储能变流器及其他电气设备后，匹配集成给下游的安装商，安装商在安装施工后最终交付终端用户。资料来源：上能电气公告，东莞证券研究所整理图 11：电化学储能系统产业链储能行业研究13请务必阅读末页声明。储能电池储能电池。储能电池是储能系统中能量存储单元，属于储能产业链核心环节。随着全球电动汽车快速发展，推动了以锂离子电池技术为主的电化学储能电池技术的跨越式发展，储能电池的性能逐步提升，成本不断下降，推动了电化学储能系统在电力系统中的应用进程。锂离子电池在电化学储能领域发挥重要作用锂离子电池在电化学储能领域发挥重要作用。

33、电化学储能系统主要包括电池、 PCS、EMS、BMS 和其他。随着电池制造技术的不断改良完善，单位容量储能电池的制造费用持续下降。据彭博新能源财经（BNEF）统计，2019 年全球储能电池价格已从 2010年的 1,100 美元/kWh 下降到 156 美元/kWh。根据 CNESA 全球储能项目库统计，2019年度我国锂离子储能电池装机功率占我国电化学储能总装机功率的约 88.8%。随着锂离子电池的规模化生产，其生产工艺已不断完善，单位生产成本持续下降。目前锂离子电池已成为当前主流的电化学储能技术路线。资料来源：派能科技公告，东莞证券研究所整理图 12：电化学储能系统成本构成储能行业研究14

34、请务必阅读末页声明。将储能应用于电力系统，可以对清洁能源规模化发展和电网安全经济运行提供保障。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。储能可以改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，向电力系统提供“储放”功能，让电力系统更加灵活化，可以平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等。将储能电池、储能变流器/换流器（PCS）等集成在一个箱体内，配以相关电池管理系统、消防等，就组成了基本的储能系统。PCS 和储能电池是系统中核心部分，PCS 是系统中唯一具备主动调节和控制的关键部件。资料来源：前瞻产业研究院，东莞证券研究所图

35、 13：储能系统组成资料来源：上能电气公告，东莞证券研究所储能行业研究15请务必阅读末页声明。储能变流器储能变流器。 新能源领域中储能变流器一般代指储能双向变流器 （Power ConversionSystem），简称PCS。是在各类蓄电池的充电和放电过程中，提供电流的整流和逆变两种变换功能的电力电子设备。储能变流器是储能系统与外界进行能量交换的关键组成部分，可以帮助实现电池储能系统直流电池与交流电网之间的双向能量传递等功能。PCS拓扑结构在不断改进，新型的PCS拓扑结构具有更小装置整体损耗、更高可靠性、更加方便和架构更高效等特点。储能变流器上游原材料主要为IGBT、 电容、电阻、 电抗器、

36、PCB等电力电子元器件、机柜、 机箱等结构件和其他辅材， 上游行业市场竞争较为充分， 除IGBT仍以进口为主外，其他主要电力电子元器件基本实现国产化。 结构件、 辅助材料的成本主要为其材料成本，主要受大宗商品价格波动影响。储能系统集成储能系统集成。储能系统集成是一种根据终端需求将储能变流器等多个设备及配套设施进行整合并优化设计用于各场景的储能系统服务。储能变流器下游行业主要是储能系统集成商，储能系统集成商从上游零部件设备制造商购买或自行生产关键零部件设备，研发制造电化学储能系统，并向储能电站供应储能系统，部分储能变流器厂商同时也是储能系统集成商。储能系统集成商下游行业的市场需求主要取决于工商用

37、、新能源发电企业、家用、电网公司等终端用户。在国家和地方政策的推动下，随着终端用户对储能的需求不断增长，国内重点发展的电化学储能有望逐步实现大规模商业化，并加快储能变流器行业的发展。除储能变流器外，储能系统集成商上游还包括储能电池、电池管理系统、能量控制系统及其他配件等。电池管理系统电池管理系统。电池能量管理系统负责监测电池组的荷电状态、温度等关键参数，管理能量在串联的储能设备间均衡分布，并预警储能系统故障状态，对于储能系统的安全运行起着重要作用。能量管理系统能量管理系统。在储能系统中，能量管理系统发挥着将储能变流器、电池系统、空调、消防等多个主要部件集成为一个完整系统的作用，是储能系统的核心

38、控制部分。图 14：交流耦合光伏储能系统图 15：直流耦合光伏储能系统资料来源：CNESA，东莞证券研究所资料来源： CNESA，东莞证券研究所储能行业研究16请务必阅读末页声明。2.3 电化学储能应用领域广阔电化学储能应用领域广阔从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。图 16：储能的应用场景资料来源：派能科技招股

39、书，东莞证券研究所图 17：发电侧火电联合调频（平海火电厂）图 18：发电侧新能源+储能（宣城风电场）资料来源：上能电气公告，东莞证券研究所资料来源：上能电气公告，东莞证券研究所储能行业研究17请务必阅读末页声明。发电侧储能领域发电侧储能领域。 由于新能源发电具有不稳定性， 给新能源发电技术增配储能设备，形成风电+储能、光伏+储能的组合发电解决方案，可增加其可调节性和适用性。随着新能源发电成本及储能成本的不断下降，其经济性的提升将使得新能源+储能模式逐步成为未来新增发电设备的主要技术解决方案。2020 年 5 月国家能源局发布关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿），鼓励建设新

40、一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。 在国家政策的支持下， 我国发电侧储能的发展或将迎来良机。根据“互联网+”下的能源解决方案，多种能源、多种负荷及储能系统组合，可以组成包含AC/DC、DC/AC、DC/DC的交流和直流供电和变换系统，从而形成新型的源/网/荷/储电力系统。图 21：多种能源/负荷/储能的协同工作综合能源利用模式图 19：电网侧调峰调频（湖南永州电网侧）图 20：用户侧分布式光伏+储能（镇江产业园区）资料来源：上能电气公告

41、，东莞证券研究所资料来源：上能电气公告，东莞证券研究所储能行业研究18请务必阅读末页声明。资料来源：“互联网+”下的能源解决方案，东莞证券研究所电网侧储能领域电网侧储能领域。新能源大规模并网的过程中，不同机组间的调节性能差异将导致严重的调峰调频矛盾，如电网峰谷差扩大，系统调峰容量不足；大型火电机组的频繁启停造成资源浪费，磨损大、煤耗高、不安全、不经济；抽水蓄能电站的总装机量不足等。电化学储能技术施工周期短，布点灵活，调节速率快，且具备双向调节能力，电化学储能设施可以有效快速的填补国内调峰调频电源容量的空缺。随着新能源发电装机规模的提升，电网的调峰和调频辅助服务需求也随之提升，电网侧配置储能有利

42、于保障电网供电安全，实现发电和负荷的平衡。用户侧储能领域用户侧储能领域。以往用户侧储能一般用于各类大型工商业企业或产业园区，随着BIPV 模式的兴起，光伏+储能模式开始向民用领域拓展。目前 BIPV 市场主要集中在以美国为主的海外，随着国内光伏产业链不断完善，光伏产品多样化发展，光伏场景的应用也实现了多元化。国内多个光伏厂商已开始布局 BIPV 市场，未来有望打开用户侧需求。特斯拉的第三代 Solar Roof 屋顶光伏发电系统，配合其 Powerwall 家用储能电池可以存储光伏发电产生的电量，光伏+储能的模式让家庭可以随时使用太阳能，并在停电期间提供电力。随着用户侧光伏的发展，光伏+储能模

43、式将带动用户侧储能持续发展。充电桩领域充电桩领域。 另外， 随着新能源汽车的快速发展，新能源汽车快充需求也不断提升，而用电高峰期新能源汽车集中快充将对电网负荷造成较大压力，而“充电桩+储能”的设备组合可以缓解集中充电带来的负荷压力。充电桩+储能”结合光伏发电，还可以实现“自发自用、余电上网”的“光储充”的新型商业模式。3. 锂离子电池是电化学储能核心，锂离子电池是电化学储能核心，PCS 需求不断扩大需求不断扩大3.1 央国企保障新能源发展，地方政策推动储能规模提升央国企保障新能源发展，地方政策推动储能规模提升在光伏发电成本持续下降、政策持续利好和新兴市场快速兴起等多重有利因素的推动下，全球光伏

44、市场持续扩大。根据CPIA，2020年全球新增光伏装机容量为130GW，储能行业研究19请务必阅读末页声明。同比增长13.0%。2007年至2020年，全球光伏新增装机容量由2.9GW增至130GW，增长超43倍，2007年-2020年的年均复合增长率高达34.0%。图 22：2007-2020年全球光伏新增装机容量资料来源：CPIA，东莞证券研究所根据国家能源局，2021 年，国内风电和光伏发电新增装机规模达到 1.01 亿千瓦，光伏新增装机容量 52.97GW，同比增加 9.9%，创历史第二高，连续 9 年稳居世界首位；累计光伏并网装机容量达 306GW，连续 7 年稳居全球首位。表 4：

45、2011-2021 年中国光伏新增并网装机容量资料来源：国家能源局，CPIA，东莞证券研究所截止 2021 年，国内分布式光伏累计装机容量突破 100GW，达到 107.5GW，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一。2021 年新增光伏发电并网装机中，分布式光伏新增约 29GW，约占全部新增光伏发电装机的 55%，历史上首次突破 50%，突显光伏发电集中式与分布式共同发展趋势。2020 年户用光伏新增装机容量首次超 10GW，为储能行业研究20请务必阅读末页声明。10.12GW，2021 年再创新纪录，达到了 21.50GW，约占到了全年光伏新增装机容量的40.59%，增长显著，户用光伏已成

46、为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要一环。根据国家统计局，2021 年我国风电新增装机规模为 47.57GW，其中，海上风电快速崛起，全年新增装机 16.90GW，是此前累计建成总规模的 1.8 倍。截至 2021 年，风电累计装机容量为 304.86GW，同比增长 29.0%，其中，海上风电累计装机规模达到26.38GW，跃居世界第一。根据相关规划规模，国内“五大六小”发电集团成为下游光伏电站开发的主力军。在“五大发电集团”中，除大唐外，其余均相继公布了“十四五”期间的新能源规划，装机目标多数在 70-80GW 之间。根据公开信息，2021 年 11 月底，国家电投宣布其

47、清洁能源装机占比突破 60%，光伏发电装机规模超 38GW（截至 2020 年底，国家电投光伏累计装机为 29.61GW），新能源发电装机规模超 75GW（2020 底新能累计装机为 60.49GW），提前完成了 2021 年新能源装机目标，更是提前 4 年完成清洁能源占比目标。根据国家电投“十四五”目标，到 2025 年，国家电投光伏发电装机达到 80GW 以上，意味着 2021-2025 年国家电投的光伏累计新增装机容量将达 50GW 以上。表 5：五大发电集团“十四五”新能源目标及 2021 年装机规模企业企业风电装机规模风电装机规模（2020 年年，GW）光伏装机规模光伏装机规模（20

48、20 年，年，GW）“十四五十四五” 新能源新新能源新増装机规划（増装机规划（GW）2021 年装机规模（年装机规模（GW）国家电投国家电投30.8829.6150+（光伏）截至 11 月底，光伏发电装机规模超 38GW,新能源发电装机规模超 75GW，清洁能源突破超 60%,“整县”目标县域突破 100 个国家能源集团国家能源集团46.041.6877080华能华能25.36.4580+新能源新増井网超 10GW.实体开工超 16GW华电华电19.275.0975大唐大唐23.764.29250-80（预估）国家整县试点 51 个，国家第一批风光大基地 9.13GW资料来源：中国广核招股说明

49、书，东莞证券研究所“六小豪门”发电集团中，三峡集团在新能源领域规划规较大，其目标是十四五期间新能源装机实现 70-80GW 的水平。 截至 2021 年 11 月初， 三峡集团发电装机容量已达 1.01亿千瓦，约 4.5 个三峡电站装机容量之和。清洁能源装机容量超过 9600 万千瓦，占比约96%。其中，水电装机约 74GW，风电约 11.78GW，太阳能发电约 9.7GW。储能行业研究21请务必阅读末页声明。表 6：“六小豪门”发电集团“十四五”新能源目标企业企业风电装机规模风电装机规模（2020 年年，GW）光伏装机规模光伏装机规模（2020 年，年，GW）“十四五十四五” 新能源新新能源

50、新増装机规划（増装机规划（GW）备注备注三峡集团三峡集团17.247080截至 2020 年度中广核中广核36+20+截至 2021 年 7 月 31 日华润电力华润电力13.8540.80340（可再生能源）截至 2021 年 6 月底国投电力国投电力3.27截至 2021 年 6 月底中节能太阳能中节能太阳能5.0415截至 2020 年底中核中核1.763.491525（光伏）截至 2020 年底资料来源：光伏资讯，东莞证券研究所2021 年 4 月，中国电建印发中国电力建设集团（股份）有限公司新能源投资业务指导意见，指出，大力发展新能源投资运营业务，“十四五”期间集团（股份）公司境内外