证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明01证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明2022年2月24日储能·深度1：全球分区域&应用市场空间、经济性及商业模式探讨邓永康/叶天琳 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明摘要1、中国储能市场或迎来快速增长，2021-2023CAGR预计达到106.1%，主要由发电侧带动。经济性：电网调频&工商业储能商业模式已跑通，发电侧仍主要靠政策驱动a) 发电侧：配储之后，储能通过减少弃光+调峰服务，光+储的整体IRR降至6.33%，低于光伏发电的8.48%，经济性不明显，因此现阶段主要靠政策驱动。b) 电网侧：调频服务经济性凸显，理想情况下其IRR约为18%。电网调频服务对于性能要求高，且在部分的地区市场化交易程度高（调频指令中标顺序受性能指标影响），未来市场化交易模式有望在全国普及。c) 工商业储能：光伏配储方面，光储一体化系统度电成本约0.32元，略高于仅光伏发电0.27元，但工商业企业在目前双碳以及限电背景下有备用电源保证生产的需求，因此有意愿为光伏配置储能。削峰填谷电站方面，峰谷价差大于0.7元/KWh时，可以在生命周期内收回成本。市场规模：a) 发电侧：21年底，21省明确了22、23年规制性配储比例约为10%；平均配储时长2h；预计配储比例逐年递增，存量配储渗透率由1%升至5%，预计22-25年新增储能装机总量为12.64、27.99、46.38、100.79GWh，21-25CAGR110.8%。b) 电网侧：调频成为电网侧储能主要增长点，预计调频渗透率由15%逐年上升至70%，调峰渗透率由0.025%逐年上升至0.04%，预计22-25年储能装机1.67、2.63、3.46、3.82GWh。c) 工商业：光储一体化：随着经济性部分显露以及备用电源需求增长，预计22-25年配储渗透率由1.5%逐年增至4.5%，存量渗透率由0.08%逐年增至1%，预计新增装机量为0.11、0.31、0.59、1.19GWh。工商业削峰填谷：由于其经济性凸显，预计渗透率由0.006%逐年增至0.22%，22-25年新增装机量为0.31、0.87、0.96、1.49GWh。d) 5G基站应用：预计22-25年的装机量为8.84、8.93、6.27、5.60GWh。总计国内2022-2025年装机总量（除5G以外）分别为13.05、29.11、47.92、103.46GWh，21-25年CAGR104.5%。2、美国储能市场未来快速增长，表前表后共同发力，2021-2025CAGR89.2%经济性：市场化电力交易+户用电价较高，美国表前表后经济性均已跑通a) 表前:光伏电站配储经济性凸显，日运营200天的情况下可达到全生命周期内IRR18.76%。美国峰谷价差明显，更大的储能配置可以充分发挥其削峰填谷，峰谷套利的作用，因此美国的配储比例往往达到100%，其充电时长多为2-4小时。1 pOtNpNsMzQnRmRnQuNqQsQ9PcM9PoMqQsQsQlOqQpNiNpNnR8OnMtMxNsOoNwMoOsR证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明b) 表后：户用储能方面，光伏+储能的配置模式可以为普通家庭在25年周期内节省30%电力费用。工商业储能方面，其光伏+储能模式的度电成本LCOE约为0.31美元，低于其参考上网电价，意味着企业自发自用电力的成本低于从电网购电，即使有多余电力上网，也可溢价售电。市场规模：a) 表前：由于美国储能时长经济性突出，预计储能渗透率由40%逐年上升至70%；以100%功率配比，存量装机渗透率由1%逐年上升至15%，预计22-25年表前装机量为18.36、40.26、61.56、115.92GWh，21-25年CAGR88.9%。b) 表后：由于经济性凸显，预计户用储能渗透率由20%逐年增加至70%，21-25年CAGR87.7%。工商业储能渗透率预计由18%逐年上升至30%，21-25年CAGR96.3%。则22-25年表后装机量3.26、6.59、9.84、20.50GWh，21-25年CAGR91.7%。总计2022-2025年装机量为21.62、46.85、71.40、136.42GWh，其2021-2025年CAGR89.3%。3、欧洲澳洲政策+经济性推动，全球储能市场快速增长欧洲：由于各国储能优惠政策的实施，尤以户用侧补贴为主，预计2022-2025储能装机规模分别达到7.51、14.34、25.05、54.07GWh，21-23年CAGR103.21%。澳洲：表前大型项目不断落地，表后高电价促使装机量高速增加，预计22-25年装机量将达到6.18、12.13、19.56、34.73GWh，21-23年CAGR 116.2%。全球：预计2022-2025年全球储能装机规模将达到52.58、112.67、180.33、361.56GWh，21-23年CAGR112.8%。4、商业模式：海外盈利性相对更高、表后盈利有望高于表前海外市场对于价格的承受能力普遍高于国内：海外装机量增长由自身经济性优越推动，而国内主要靠政策强制推行。表后市场安装储能的动机为降本，对经济性的要求低于商业化运营的表前市场，用户在可以节省成本的前提下即有意愿配储；另，用电电价高于上网电价，进一步提升了表后配储经济性，上游企业利润空间高于表前市场。6、投资建议：下游市场维持高增速，推荐含储量高的逆变器公司【阳光电源】、【德业股份】、【固德威】、【盛弘股份】（首次覆盖）；关注储能消防的消防领域龙头【青鸟消防】，以及储能温控有望快速放量的【英维克】。风险提示：政策落地不及预期风险、设备端供给不及预期风险、原材料价格上行风险等；2 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明目录C O N T E N T S中国储能经济性及市场规模02美国储能经济性及市场规模03储能装机简介01澳洲储能市场规模04欧洲储能市场规模053储能市场商业模式06风险提示07 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告储能：解决电力供需不平衡问题，锂电将是未来主流01.4 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明储能的本质是为了解决供电生产的连续性和用电需求的间断性之间的矛盾，实现电力在发电侧、电网侧以及用户侧的稳定运行。表前（发电侧+电网侧），随着传统发电方式逐渐被新能源发电取代，风光装机不断增长，弃风弃光问题随之而来。同时随新能源装机占比持续提升，发电设备总体的间歇性和不稳定性增强，调峰调频需求愈加强烈。储能为解决弃风弃光&调峰调频需求的有效方案。表后（工商业+户用），储能通过对于电能在时间维度上的调度进行削峰填谷/峰谷套利，可平滑需求+为终端用户节省用电成本。01资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，OE能源，民生证券研究院配置储能本质为解决新能源占比提升带来的电力供需不平衡问题5图1：中国弃电情况图2：调峰原理简介 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明02资料来源：民生证券研究院储能分类简介表前包含所有非用户侧主体，如发电侧，电网侧等。由于海外市场表后发电侧和电网侧的界限较为模糊，因此不做区分，统一按照表前装机口径计算预测。发电侧：新能源发电的配置储能。国内发电侧主要通过解决弃电提高发电收入以及参与调峰辅助服务获取补贴实现经济性，但是目前经济性不明显，因此更多靠政策驱动。海外市场主要靠削峰填谷从而实现峰谷价差套利实现经济性。电网侧：电网调频装机、电网调峰装机。电网调频、调峰储能装机均通过参加对应的电网辅助服务获取辅助服务补贴实现经济性。表后包含户用用户和工商业用户。国内户用装机较少，海外市场户用和工商业储能装机并重发展。工商业：分布式光伏配置储能、独立削峰填谷储能。工商业光伏配置储能，可节省工商业企业的用电费用+保证特殊情况下的电力供应；独立削峰填谷电站则纯粹通过峰谷价差套利，电价谷时充电+电价峰时放电，节省企业用电成本。经济性同样通过节省用电成本体现。户用：家用光伏配置储能。目前中国户用储能装机仍是空白；海外户用储能通过存储光伏发电为家庭用户提供电力，使得在光伏发电无法工作的时段如夜间或阴雨天依然可以保证电力自给自足。经济性通过节省用电费用实现。应用场景发电侧电网侧工商业户用位置新能源电站旁大型火电站旁工商业企业园区家庭住宅核心功能减少弃电、调峰、平滑输出调频、调峰削峰填谷、备用电源存储光伏发电、保证能源自给收益模式增加发电收入+获取调峰补贴获取调频补贴/获取调峰补贴峰谷套利、节省用电成本节省用电成本6表1：储能应用场景分类 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明03资料来源：CNESA、民生证券研究院目前中国储能仍然以抽水蓄能为主，电化学储能发展势头良好。截至2020年，电化学储能装机量占比为7.5%，累计装机规模达到14.2GW，同比增长49.6％。电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。电化学储能中，锂离子电池占比最大，其中再以磷酸铁锂电池为最主流的锂离子电池形式。截至2020年底，电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大，达到了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。中国、美国和欧洲占据了全球电化学储能市场的主导地位，2020年三者新增投运装机量占全球电化学新增投运总规模的86％。储能发展趋势90.3%7.5%2.2%抽水蓄能电化学储能其他92.0%锂离子电池铅蓄电池液流电池超级电容钠硫电池其他33.0%30.0%23.0%6.0%3.0%5.0%中国美国欧洲日韩澳大利亚其他7图3：中国各式储能发展现状（2020年） 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告中国：弃风弃光电量提升，发电侧配储为最大增量02.8 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明截止2021年，全国弃风弃光电量上网价值达100亿元，亟待通过储能解决。2021年全国光伏发电量同比增长25.1%；平均弃光率为2%，与2020年持平。风电发电量同比增长40.5%，弃风率3.1%。弃电总量约为267.48亿KWh，较2020年增长约22.7%。由于新能源发电量大幅上涨，弃电量将在未来一段时间保持上升趋势。储能系统通过对谷时发电的存储并在峰时放电，可以有效降低弃光率。剩余容量应用于电网调峰也是配储重要应用之一。新能源配储容量往往大于其解决弃风弃光所需要的容量，因此剩余容量可用以参与市场化调峰辅助服务，提升储能利用率。通过在电网负荷低时充电并在负荷高峰放电，起到削峰填谷作用，缓解电网压力。此外，发电侧储能还具有平滑输出曲线的作用，缓解电网负担。光伏发电具有较强的不稳定性，其功率变化速度较快，通过储能系统的不断充放，削弱其发电功率的剧烈波动，从而使得输出曲线更加平滑，有利于电网进行预测调度。01资料来源：X技术专利网，OE能源网，民生证券研究院发电侧储能旨在解决2%弃光率以及参与调峰服务图5：平滑输出示意图图4：调峰示意图9 证券研究报告* 请务必阅读最后一页免责声明02资料来源：中国政府网，民生证券研究院宏观、地方政策辅助新能源发电配储快速铺开省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求河北10%湖南10-20%，2h安徽10%，1h青海10%，2h山西5-20%海南10%福建10%内蒙古15%，2/4h辽宁10-15%贵州10%江西10%，1h广西5-10%，2h吉林已有部分项目按10%云南鼓励山东10%，2h宁夏10%，2h江苏鼓励陕西10-20%，2h河南10%，2h新疆10-15%，2h浙江鼓励甘肃5-20%，2h湖北10%天津10-15%目标&框架：2021年7月发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了未来几年的装机量目标。其中指出到2025年，装机规模达到30GW，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能向全面市场化发展。内容方面，《意见》要求大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布