1、一、全球储能市场快速一、全球储能市场快速增增长，长，中中国新国新增增装机装机跃跃居第居第一一目录目录二、储能经济性拐点到二、储能经济性拐点到来来，万，万亿亿市场市场潜潜力庞大力庞大三、海外市场率先迸发三、海外市场率先迸发，公共公共项项目与目与户户用需用需求求共振共振 四、储能技术多元化发四、储能技术多元化发展展，锂，锂电电池为池为业业界主界主流流方向方向 五、储能产业方兴未艾五、储能产业方兴未艾，竞争竞争格格局逐局逐渐渐优化优化六、投资建议与风险提示六、投资建议与风险提示1摘要摘要全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一。全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一。随可再生能源发电占比提升，
2、消纳、输配、波动等问题显现，储能的刚性需求逐渐显现。2020年全球新增电化学储能5.3GW/10.7GWh，同比+57%，主要得益于中国（新增1.2GW/2.3GWh，同比+168%）和美国（新增1.1GW/2.6GWh，同比+207%）储能市场的迸发，全球累计装机16.5GW/33.1GWh。拐点已至！光储一体化和峰谷套利未来潜力庞大。拐点已至！光储一体化和峰谷套利未来潜力庞大。2020年全球新增电化学储能中可再生能源并网的装机量占比最大，达48%，2021年储能系统成本降至1.5元/Wh左右，是储能经济性拐点，我们预计2030年集中式新增风光储能需求达179GW/443GWh。用户侧主要指
3、分布式的自发自用及峰谷价差套利，海外高电价推动储能自发自用需求增长，随电力市场化发展，峰谷套利空间打 开，价差在0.7元/kWh以上具备经济性，我们预计到2030年全球分布式光伏储能新增需求达336GW/1091GWh。电网侧主要指 根据电网指令进行电力市场的调峰调频服务，我们预计到2030年调峰调频服务带来储能新增需求超19GW/38GWh。另外因5G基站产业化带来的储能辅助服务需求，我们预计到2030年5G基站储能累计需求约30GW/112GWh。综上，国内外利好政策出台，且储能经济性拐点已至，储能市场迎来迸发，我们预计到2030年新增储能需求将达536GW/1575GWh，2021-20
4、30年复合增速为55%，其中国内约176GW/534GWh，2021-2030年复合增速为61%。海外市场率先迸发，公共项目与户用需求共振。海外市场率先迸发，公共项目与户用需求共振。2020年美国储能市场迸发，成为全球第三大储能市场，公共事业储能项目集中 落地，是2021-2024年的重要增量，同时电力供应不稳定刺激户用储能需求，我们预计2030年美国新增储能需求将达138GW/441GWh。欧洲2019年开启储能元年，2020年再创新高，跃居全球累计储能的最大市场，其中德英领跑，德国是全球最大户用 储能市场，主要是居民电价高企及补贴政策转向家用储能所致，英国则主要是由大型储能项目部署拉动增长
5、，我们预计2030年 欧洲储能需求达131GW/394GWh。韩国储能电池安全性影响，新增装机下滑，但2020年仍是全球第二大储能市场。海外拓展海外拓展+技术降本两大趋势，储能产业方兴未艾。技术降本两大趋势，储能产业方兴未艾。储能产业链主要由电芯+PCS+BMS+EMS等构成，其中电芯成本占比67%，是储能系统降本的关键。产业链两大趋势明确：1、高毛利吸引下海外成为兵家必争之地，各环节加速海外市场拓展；2、低成本、高 安全、长寿命是储能技术发展趋势，降本提效推动储能产业发展，竞争格局逐渐优化。2021年磷酸铁锂已成为主流技术方向，电 池竞争格局逐渐显现，宁德有望复刻动力电池龙一地位。逆变器方面
6、阳光电源保持国内储能逆变器+储能系统龙头，海外出货加速渗透。储能系统方面电池厂、逆变器厂商、电站厂商均进入储能系统竞争，其中比亚迪实现储能全产业链覆盖，海外市场表 现亮眼；阿特斯在手储备项目近1.5GWh，美国高端市场储备充足。投资建议：投资建议：考虑到储能经济性拐点已至，且目前国内外多项支持政策密集落地，万亿蓝海市场空间广阔。国内储能产业蓬勃发展，推动技术降本+海外拓展，供应链将充分受益，重点推荐储能逆变器及集成商（阳光电源、锦浪科技、固德威），储能电池及集重点推荐储能逆变器及集成商（阳光电源、锦浪科技、固德威），储能电池及集 成成商（宁德时代、比亚迪、亿纬锂能），材料（德方纳米、恩捷股份、
7、天赐材料、星源材质、科达利），关注德业股份、阿特斯商（宁德时代、比亚迪、亿纬锂能），材料（德方纳米、恩捷股份、天赐材料、星源材质、科达利），关注德业股份、阿特斯 太太阳能、阳能、盛弘股份、百川股份、星云股份、永福股份、四方股2份、合康新能、上海电气、科士达等。风险提示：风险提示：政策支持不及市场预期，成本下降不及市场预期，电网消纳问题限制，行业竞争加剧等。一、全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一、全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一一3背景：可再生能源发电占比提升，输配、波动等问题显背景：可再生能源发电占比提升，输配、波动等问题显现现1全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第全球储
8、能市场快速增长，中国新增装机跃居第一一可再生能源发电量占比可再生能源发电量占比提提升，升，电电网在网在输输配、配、波波动性动性调调控等控等方方面的面的难难度增度增大大。碳排放趋严+全球平价到来，光 伏风电、水电等可再生能源发电占比快速提升，2020年光伏风电发电量达7270亿千瓦时，发电占比9.5%，但可再生能源发电具有不稳定性、间歇性的问题，提高了电网在输配容量、电频波动控制等方面的要求，需要依赖储能形成可控制、可调度的电网运营模式。图表：图表：2020年光伏风电占发电量比重为年光伏风电占发电量比重为9.5%图表：可再生能源发电具备不稳定性图表：可再生能源发电具备不稳定性3.2%3.9%5.
9、1%6.5%7.8%8.6%9.5%2%1%0%3%6%5%4%9%8%7%10%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0002014201820192020201520162017光伏风电发电量（亿千瓦时）光伏风电发电量占比4因因电电网网消消纳纳有有限，限，弃弃风风弃弃光光率率或或因光因光伏伏风风电电快快速速上上量有量有所所回回升升。电力即发即用，无法直接存储的能源形态，发电和用电的波动性造成资源浪费。2020年全国弃光率为2.0%、弃风率为3.5%，可以预见光伏风电快速 上量后电网消纳有限、参与调峰能力不足、传输容量有限等问题显现。我们认为弃风弃光率或
10、有所回升。弃风弃光造成资源浪费，亟需提升配储能的比重、输配网络逐渐健全等。背景：弃风弃光率或，电网消纳空间有背景：弃风弃光率或，电网消纳空间有限限10100200300400500600700800 北京冀北山西蒙西辽宁黑龙江甘肃宁夏上海浙江福建湖北江西重庆广东海南云南风电新增消纳能力光伏发电新增消纳能力16%11%8%15%图表：弃风弃光率降幅趋缓图表：弃风弃光率降幅趋缓图表：电网新增光伏风电的消纳空图表：电网新增光伏风电的消纳空间间有限有限（万千万千瓦瓦）17%17%12%7.0%4.0%3.5%12%10%6%3.1%2.1%2.0%18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%20
11、11 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020弃风率弃光率全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一一5背景：电动车保有量上升，快充增大电网负背景：电动车保有量上升，快充增大电网负荷荷1新能源汽车保有量上升新能源汽车保有量上升，快充快充电电站的站的快快速渗速渗透透，增，增加加电网电网的的控制控制难难度和度和失失稳风稳风险险。我们预计到2021/2025 年全国新能源汽车保有量将分别达759/2676万辆，充电桩保有量将分别达240/815万台，即插即充、大电 流快充都对电网运行提出了新的要求。根据中国电力科
12、学研究院预计2025年电动车、空调机、轨道交通等 新兴负荷达5.6亿kW以上，超过电网最大负荷的35%。电网需改变运行方式，推动源-网-荷-储多方资源的 智能协同互动。图表：工信部预计图表：工信部预计2025年年充电桩保有量达充电桩保有量达815.4万万台台图表：快充对电网负荷的影响表现图表：快充对电网负荷的影响表现20.444.677.7121.9166.0239.5339.8460.8621.4815.40%20%40%60%80%100%120%140%9008007006005004003002001000全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第
13、一一2016 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E充电桩保有量合计（万台）增速6装机：全球储能累计装机量装机：全球储能累计装机量191GW，稳步提，稳步提升升2截至截至2020年底全球储能装年底全球储能装机机量量191.1GW，同同增增3.5%；中中国国储储能能装装机机量量35.6GW，同同增增9.9%。根据CNESA，截至2020年底全球已投运储能项目的累计装机量达191.1GW，同比增长3.5%，其中，中国的累 计装机量达到35.6GW，占全球的18.6%，同比增长9.9%，涨幅同比提升6.4pct，回归高速增长。图表：全球储能
14、累计装机量（图表：全球储能累计装机量（GW）图表：中国储能累计装机量（图表：中国储能累计装机量（GW）171.3175.4181.0184.6191.13%2%2%1%1%0%4%4%3%1601651701751801851901952016202020172018全球装机规模（GW）2019同比24.328.931.332.435.620%18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%252015105040353020162019202020172018国内装机规模（GW）同比全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一一7全球：电化学储能装机全
15、球：电化学储能装机占占比约比约7.5%，主要为锂离子储能。主要为锂离子储能。截至2020年底，全球已投运储能项目中抽水蓄能的累计装机占比90.3%，同比下降2.3pct；电化学储能的累计装机占比提升2.3pct至7.5%，对应装机量14.2GW，且锂电池比重首次突破90%，约13.1GW。国内结构与全球一致，国内结构与全球一致，锂锂离子离子电电池装池装 机占比快速提升。机占比快速提升。截至2020年中国已 投运储能项目中抽水蓄能的累计装机 占比89.3%，同比下降4.1pct；电化学 储能的累计装机占比提升3.9pct至9.2%，对应装机容量3.3GW，其中锂 离子电池装机占比快速提升至89%
16、，同增8.2pct，对应累计装机量约2.9GW。装机：抽水蓄能为主，锂电池储能比重逐渐提装机：抽水蓄能为主，锂电池储能比重逐渐提升升2图图表表：2000-2020年全球及国内储能累计装机分类占比年全球及国内储能累计装机分类占比全球全球国内国内8装机：全球电化学储能累装机：全球电化学储能累计计装机稳步增装机稳步增长长2全球电化学储能装全球电化学储能装机机持持续续增长增长，累累计计达达16.5GW/33.1GWh：2020年全球新增电化学储能5.3GW/10.7GWh，同比+57%，主要得益于中国（新增1.2GW/2.3GWh，同比+168%）和美国（新增1.1GW/2.6GWh，同比+207%）
17、储能市场的迸发。截至2020年底全球已投运电化学储能累计装机16.5GW/33.1GWh，同比+57%，占光伏累计装机的2.3%。图表：全球电化学储能市场新增装机图表：全球电化学储能市场新增装机图表：全球电化学储能市场累计装机图表：全球电化学储能市场累计装机0.40.81.11.73.43.45.30.71.62.03.07.56.810.7180%160%140%120%100%80%60%40%20%0%-20%0246810122014201820192020全球装机容量（GWh）201520162017全球装机功率（GW）容量同比%0.9.62.84.47.811.216.51.51
18、3.15.18.115.622.4 33.1 0%20%40%60%80%100%05101520253035120%2014201520162017201820192020全球累计装机容量（GWh）全球累计装机功率（GW）容量同比%9装机：中欧美电化学储能新增装机量居全球前装机：中欧美电化学储能新增装机量居全球前三三2分国家来看，2020年新增电化学储能装机中国（新增1.2GW/2.3GWh，同比+168%）跃居首位，欧洲（新增1.2GW/1.9GWh，同比+19%）、美国（新增1.1GW/2.6GWh，同比+207%）分列全球第二、第 三，合计装机达3.5GW/6.8GWh，同比+107%
19、，占全球新增的63%。另外，韩国新增0.85GW/2.24GWh，同比+30%，日本新增0.55GW/0.98GWh，同比+36%，居全球第四、第五。图表：图表：2020年全球各国储能新增装机容量占年全球各国储能新增装机容量占比比图表：全球电化学储能市场新增装图表：全球电化学储能市场新增装机机-分分国国家家（GWh）0.90.92.60.40.40.70.91.61.90.80.92.30.94.01.72.20.40.71.0024681012 201520162020美国 日本2017欧洲中国东南亚印度20182019韩国澳大利亚 拉丁美洲世界其他美国25%欧洲17%中国21%韩国21%澳
20、大利亚2%日本9%东南亚1%3%拉丁美洲 世界其他1%10装机：装机：2020年国内电化学储能快速上量，首次突年国内电化学储能快速上量，首次突破破1GW22020年国内电化学储能装年国内电化学储能装机机重回重回快快增增长长，新新增增首首次次突突破破1GW。2019年由于国家发改委明确电网侧储能不 能计入输配电价成本等因素影响，储能发展遭遇急刹车，2020年因储能成本下降+政策支持+电网侧投资 加大，储能重回高速增长，国内新增电化学储能1.2GW/2.3GWh，同比+168%，累计装机2.6GW/4.7GWh，同比+95%，占光伏累计装机的1.0%，发展空间庞大。图表：中国电化学储能市场新增装机
21、图表：中国电化学储能市场新增装机图表：中国电化学储能市场累计装机图表：中国电化学储能市场累计装机0.50.51.20.20.10.10.00.10.10.10.10.80.92.3-100%0%100%200%300%400%500%0.00.51.01.52.02.5600%2014201820192020中国装机容量（GWh）201520162017中国装机功率（GW）容量同比%0.30.30.81.42.60.40.20.50.20.70.81.62.40%20%40%60%80%01235 4.7 120%4100%2014201520162017201820192020中国累计装机功
22、率（GW）中国累计装机容量（GWh）容量同比%11储能是电力系统中的关储能是电力系统中的关键键一环一环，可以可以应应用在用在“发发、输、配、用输、配、用”任意一个任意一个环环节节。电力即发即用，无法直接存储，配储则可以平滑电力波动性，减少资源浪费。按应用场景可分为用户侧（自发自用、峰谷价差套 利），发电侧（可再生能源并网、减少弃光弃风）、电网侧（电力调峰、调频）、输配侧以及辅助服务（5G基站备用电源）等多种用途。不同用途的电力系统对应储能的应用类型和放电需求也存在差异。图表：储能的应用场景图表：储能的应用场景应用：储能全面应用于电力系统的各个环应用：储能全面应用于电力系统的各个环节节3全球储能
23、市场快速增长，中国新增装机跃居第全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一一应用场景应用场景主要用途主要用途应用类型应用类型放电时长放电时长运行频运行频率率（次次/年）年）响应时间响应时间电力自发自用能量型8h300小时级峰谷价差套利能量型1h200分钟级用户侧容量费用管理能量型1h200分钟级提升电能质量功率型10min100毫秒级提升供电可靠性能量型1h100秒级发电侧可再生能源并网能源/功率型5min4000秒级减少弃光弃风能量型8h300小时级电力调峰能量型8h300小时级电网侧系统调频功率型15min4000秒级备用容量能量型4h200小时级缓解电网阻塞能量型3h50分钟级输配侧延缓
24、输配电设备扩容能量型3h10分钟级无功支持功率型1min1000秒级辅助服务辅助动态运行12 功率型2h1000分钟级2020年储能主要应用于可年储能主要应用于可再再生能生能源源并网并网，全球全球装装机占机占比比40-50%。全球来看，2020年全球新增电化学储能 项目在可再生能源并网的装机占比最大，达到48%，户用和工商业装机占比29%，辅助服务装机占比下降 至8%。国内来看，2020年国内新增电化学储能用于可再生能源并网装机占比达40%，辅助服务、调频和 户用端装机分别占21%、18%、14%。应用：可再生能源并网是主要应用方应用：可再生能源并网是主要应用方向向图表：图表：2015-202
25、0年全球新增电化学储能项目分应年全球新增电化学储能项目分应 用装机占比用装机占比图表：图表：2020年中国新增电化学储能项目分应用装年中国新增电化学储能项目分应用装 机占比机占比3可再生能源并 网,40%户用,14%调频,18%调峰,5%辅助服务,21%其他,1%24%24%19%33%29%48%22%22%21%14%22%21%7%6%16%30%14%8%5%11%7%32%35%30%13%3%20%4%8%14%3%11%8%8%8%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%20152016可再生能源并网2017201820192020户用工商业调峰辅助服务
26、其他13二、储能经济性拐点到来，万亿市场潜力庞二、储能经济性拐点到来，万亿市场潜力庞大大14并网侧主要是指大电站并网侧主要是指大电站配配储储，2020年年全全球球分分应应用用装装机机占占比比48%，是是截截至至2021年年最最大大的的应应用用方方向向。通过在 风光电站配置储能，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，一方面，可以提高可 再生能源利用率；另一方面，可以对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足 并网要求。2020年全球并网侧新增储能装机2.6GW/5.5GWh，同比+156%，得益于储能成本下降+配储 政策规定，大电站配储规模提升迅速。并网侧：
27、分应用装机占并网侧：分应用装机占比比48%，主要为大电站配，主要为大电站配储储1储能盈利模式及空间测算储能盈利模式及空间测算图表：图表：2015-2020年全球并网侧新增储能项目装机年全球并网侧新增储能项目装机图表：图表：2020年全球新增锂电储能装机占年全球新增锂电储能装机占比比（按容量统计）（按容量统计）可再生能源并 网,48%户用,21%工商业,8%调峰,7%辅助服务,8%其他,8%0.30.31.11.02.60.20.30.60.72.62.15.5-50%0%50%100%150%200%250%300%350%0123456201520162017可再生能源并网（GW）20182
28、019可再生能源并网（GWh）2020同比%15并网侧：降低弃风弃光率，减少资源浪并网侧：降低弃风弃光率，减少资源浪费费1图表：图表：2018-2020年全国并网侧新增储能装机及占比年全国并网侧新增储能装机及占比从弃风弃光角度考虑，大电站配储在电网消纳满负荷时，储存电量，适当时机再并网消纳，提升光伏风电 利用，减少资源浪费。以我国为例，2020年我国并网侧新增储能0.5GW，同比+405%，全球分应用装机 占比40%，随大电站配储比例的提升，2020年我国风电/光伏利用小时为2097h/1160h，弃风弃光率分别 为3.5%/2.0%，风光发电的利用水平进一步改善。15%17%12%7.0%4
29、.0%3.5%12%10%6%3.1%2.1%2.0%18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%201520162019202020172018弃风率弃光率图表：图表：2020年弃风弃光率分别年弃风弃光率分别为为3.5%/2.0%9598495532.540%35%30%25%20%15%10%5%0%010020030040050060045%201820192020可再生能源并网（MW）2021E占比%16并网侧：大电站配储经济性测并网侧：大电站配储经济性测算算12021年储能系统成本年储能系统成本1.5元元/Wh左右左右，是储是储能能经济经济性性的拐的拐点点，大，大电电站配站配储
30、储在某在某些些地区地区具具备较备较强强的经的经济济性。性。假设100MW的运营规模，配储20%*2h，循环次数为7000次，每天充放一次，按照配储后电站4.5元/W的 综合成本计算，1）一类地区发电小时为1100h，上网电价为0.51元/kWh以上具备经济性；2）二类地区发 电小时为1300h，上网电价为0.42元/kWh以上具备经济性；3）三类地区发电小时为1600h，上网电价为0.36元/kWh以上具备经济性。图表：不同场景下大电站配储经济图表：不同场景下大电站配储经济性性弹性弹性测测算算模拟运算模拟运算1-不同电价不同电价电价（元电价（元/度）度）内部收益内部收益 率率0.27-1.07
31、%0.30.73%0.332.51%0.364.28%0.396.05%0.427.84%0.459.66%0.4811.52%0.5113.41%0.5415.35%模拟运算模拟运算2-发电小时发电小时发电时间发电时间（小时）（小时）内部收益内部收益 率率1100-0.11%12001.44%13002.98%14004.51%15006.05%16007.60%17009.18%180010.77%190012.40%200014.06%模拟运算模拟运算3-电价提高电价提高+发电小时增加发电小时增加发电时发电时间间(小时小时)电电价价内内部部(元元/度度)收益收益率率11001300160
32、00.27-3.65%-1.07%2.64%0.3-2.06%0.73%4.82%0.33-0.51%2.51%7.01%0.361.00%4.28%9.24%0.392.51%6.05%11.52%0.424.00%7.84%13.86%0.455.50%9.66%16.26%0.487.01%11.52%18.75%0.518.54%13.41%21.30%0.5410.09%15.35%23.93%17并网侧：提高循环次数和降低成本来提升经济并网侧：提高循环次数和降低成本来提升经济性性1继续提升大电站配储的继续提升大电站配储的经经济性济性，需要需要从从提高提高循循环次环次数数和降和降低低
33、成本成本两两方面方面入入手手。我们以100MW的运营规模，配储20%*2h为例，假设发电小时为1300h，上网电价为0.34元/kWh，1）若配储后电站单瓦成本4.5元/W，则循环次数提升为9000次以上比较具备经济性；2）若循环次数为7000次，配储后电站成本下降至3.6元/W以下具备经济性。图表：不同场景下大电站配储经济图表：不同场景下大电站配储经济性性弹性弹性测测算算模拟运算模拟运算1-循环次数循环次数提升提升循环次数循环次数（次）（次）内部收益内部收益 率率4000-13.51%5000-4.96%6000-0.96%65001.42%70002.98%75003.57%80004.0
34、7%85004.49%90005.17%95005.44%模拟运算模拟运算2-成本下降成本下降成本（元成本（元/W）内部收益内部收益 率率4.81.73%4.62.55%4.43.43%4.24.41%45.48%3.86.67%3.68.00%3.49.51%3.211.24%313.24%模拟运算模拟运算3-循环次数提升循环次数提升+成本下降成本下降循环次循环次数数(次次)成成本本内内部部(元元/W)收益收益率率500060007000800090004.8-6.85%-2.52%1.73%2.91%4.11%4.6-5.61%-1.50%2.55%3.66%4.80%4.4-4.28%-
35、0.40%3.43%4.49%5.56%4.2-2.85%0.80%4.41%5.39%6.39%4-1.29%2.11%5.48%6.40%7.32%3.80.42%3.56%6.67%7.51%8.35%3.62.30%5.16%8.00%8.77%9.52%3.44.38%6.95%9.51%10.19%10.86%3.26.71%8.98%11.24%11.83%12.40%1839.33%11.30%13.24%13.74%14.22%并网侧：并网侧：2025国内并网侧新增储能需国内并网侧新增储能需求求15GW/34GWh1根据我们对中国集中式光伏风电新增装机量的判断，假设按照新建项
36、目配储比例和配储时长逐步提升，同 时因储能经济性提升，存量端储能渗透率缓慢提高，我们我们预预计到计到2025年我年我国国集中集中式式光伏光伏和和风电风电储储能新能新增增装装 机分别为机分别为9.6GW/23.0GWh、5.5GW/10.9GWh，合合计计15.1GW/33.9GWh，到2030年合计58.9GW/161.8GWh，2021-2030年复合增速58%。图表：并网侧储能市场图表：并网侧储能市场201920202021E2022E2023E2024E2025E2030E新增（GW）22.033.327.041.848.757.466.4161.6占比73.3%69.1%54.0%55
37、.7%56.5%55.5%53.5%47.0%新增配储比例0.4%1.5%2.5%6.0%7.5%9.0%12.5%24.0%集中式集中式 光伏光伏存量（GW）146.6168.5201.3227.5266.5310.9362.4744.2存量配储比例0.1%0.1%0.3%0.3%0.4%0.7%储能新增装机（GW）0.10.50.92.74.35.99.644.0配储时长（h）1.61.81.82.02.22.22.43.0储能新储能新增增规模规模（GWh）0.20.91.65.59.513.123.0131.9风电新增装机（GW）26724540465361102风电累计装机（GW）30
38、73794244645105636241051集中式集中式 风电风电新增配储比例0.2%1.0%3.0%4.5%6.0%10.0%存量（GW）307379424468.5507.6551.2600.6937.7存量配储比例0.1%0.1%0.2%0.2%0.3%0.5%风储新增装机（GW）0.50.92.43.55.514.9配储配储2h规模（规模（GWh）119.01.74.87.010.929.9并网侧：并网侧：2025年全球并网侧新增储能需年全球并网侧新增储能需求求61GW/131GWh1根据我们对全球集中式光伏风电新增装机量的判断，考虑到利好政策不断出台，我们预计到2025年集中式 光
39、伏和风电储能新增装机分别为46.2GW/101.5GWh、15GW/30GWh，合计61.2GW/131.5GWh，到2030年合计178.7GW/442.7GWh，2021-2030年复合增速43%。图表：并网侧储能市场图表：并网侧储能市场201920202021E2022E2023E2024E2025E2030E新增（GW）79.985.0105.6133.4157.3184.0217.3480.0占比70.1%67.2%66.0%63.5%60.5%57.5%55.0%48.0%新增配储比例2.5%4.1%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%22.0%集中式集中式 光伏光伏存量
40、（GW）459.5537.4618.9717.2837.0971.91124.12306.3存量配储比例0.2%0.4%0.8%1.0%1.4%1.6%储能新增装机（GW）2.03.57.313.522.431.846.2142.5配储时长（h）1.91.92.02.02.22.22.22.6储能新储能新增增规模规模（GWh）3.86.814.527.149.370.0101.5370.5风电新增装机（GW）601147890100115130256风电累计装机（GW）6507648429321032114712772267集中式集中式 风电风电新增配储比例1%2%4%5%6%8%存量（GW）
41、650764842918.21004.61098.11202.91952.5存量配储比例0.1%0.2%0.3%0.4%0.6%0.8%风储新增装机（GW）1.83.66.510.115.036.1配储配储2h规模（规模（GWh）230.67.313.020.330.072.2用户侧分应用装机占比用户侧分应用装机占比29%，主主要要盈盈利利模模式式在在于于自自发发自自用用、峰峰谷谷价价差差套套利利。储能在用户侧主要是指与工商业、户用等分布式电源配套或作为独立储能电站应用，2020年全球户用、工商业新增装机1.1GW/2.5GWh、0.4GW/1.0GWh，合计1.5GW/3.5GWh，分应用装
42、机占比约29%，主要用于满足电力自发自用、峰谷价 差套利、节约容量电费、提升电能质量，以及在新能源车充电时平滑负荷、保障供电可靠性等。用户侧：分应用装机占用户侧：分应用装机占比比29%，主要为自发自用，主要为自发自用+峰谷价差套峰谷价差套利利2图表：图表：2015-2020年全球户用新增储能装机年全球户用新增储能装机0.20.20.30.50.71.10.40.50.81.11.72.50%10%20%30%40%50%60%70%0.00.51.01.52.02.53.080%201520172016户用（GW）20182019户用（GWh）2020同比%0.31.00.50.40.10.1
43、0.10.10.81.11.0-100%0%100%200%300%400%500%0.00.51.01.52.02.5图表：图表：2015-2020年全球工商业新增储能装机年全球工商业新增储能装机3.0 2.8201520162017工商业（GW）201820192020工商业（GWh）同比%21用户侧：海外自发自用高经济性，刺激储能高需用户侧：海外自发自用高经济性，刺激储能高需求求2101214161820222414/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11E 22/11E预测电价实际电价 线性(预测电价)海外市场化电价，自发海外市场化电价
44、，自发自自用具用具备备高经高经济济性性。当地的用电电价越高，储能自发自用的经济性越强，通过自发 自用来减少用电外采。从全球电价对比来看，英法日德意等国家和地区的电价远高于国内且居民电价呈现 上升趋势，自发自用经济性强。以美国加州地区为例，当地平均居民电价呈现明显的波动上升趋势，自发 自用模式的经济性显著，刺激储能需求增长。图表：美国加州平均居民电价（美分图表：美国加州平均居民电价（美分/度）度）图表：海外电价远高于国内（图表：海外电价远高于国内（2019年，元年，元/kWh）2.311.992.001.661.721.651.581.381.361.281.271.190.961.000.90
45、0.780.760.730.540.430.00.51.01.52.02.5墨西哥 中国土 耳其韩 国加拿 大美国 冰岛挪 威芬兰 捷克希 腊智利 法国荷 兰日本 英国澳大利亚 西班牙 意大利 德国22峰谷价差在峰谷价差在0.7元元/kWh以以上上具备具备配配储经储经济济性。性。假设循环寿命为5000次，储能固定成本1.55元/Wh，在 电价谷值0.25元/kWh时充电，在电价峰值0.95元/kWh 时放电，即峰谷价差达到0.7元/kWh时，储能的收益率 达到9.82%，具备经济性。用户侧：峰谷价差套利，价用户侧：峰谷价差套利，价差差0.7元元/kWh+具备经济具备经济性性2图表：储能峰谷价差
46、套利弹性测图表：储能峰谷价差套利弹性测算算运营数据假设：运营数据假设：运营规模(MW)100储能配比20%储能时长（h）2循环寿命5000一天充放电次数1运营年限（年）14首年衰减率2.00%年衰减率1.50%放电深度90.00%年租金（万元）0.3城市土地使用税0逆变器折旧年限10年通胀率3.00%年运营费用（万元）1购电电价（元/kWh）0.25售电电价（元/kWh）0.95峰谷价差（元/kWh）0.70金融数据假设：金融数据假设：贷款比例70.00%贷款利率5.00%贷款期限10融资金额（万元）4,326贴现率5.00%等额本金偿还560.24项目内部收益率项目内部收益率9.82%-19
47、.13%-6.23%-0.68%-12.24%4.63%9.82%12.40%0.20.30.40.50.60.70.751.0540%30%27.86%20%10%0%-10%-20%-30%图表：基础数据假设图表：基础数据假设23用户侧：国内政策出台拉大峰谷价差，推动需求加速释用户侧：国内政策出台拉大峰谷价差，推动需求加速释放放2国家发改委、2020年12月2日 关于做好2021年电力中长期合同签订能源局工作的通知要拉大峰谷价差，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2020年12月21日 关于调整销售电价及优化峰谷分时电价政策有关事项的通知甘肃 浙江2020年
48、11月26日 关于浙江电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知大幅度调整峰谷时段，进一步拉大峰谷电价在降低大工业用电成本基础上，进一步降低谷段电价，拉大了峰谷价差，充分发挥峰谷电价移峰填谷作用，鼓励储能等产业发展山东2020年11月25日 关于山东电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知2020年6月1日关于开展储能峰谷分时电价政策试点的通知对现行工商业及其他用电峰谷分时电价时段进行优化电力储能技术装置低谷电价在现行标准基础上，每千瓦时再降低3分钱湖北2020年11月25日 关于湖北电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知优化峰、谷、平时段设置首
49、次增设尖峰时段，并调整各时段电价价差安徽2020年11月23日 2021年安徽省电力双边交易执行细则鼓励拉开峰谷价差江苏2020年11月3日明确进一步降低谷期电价，拉大峰谷价差，充分发挥峰谷电价移峰填 谷作用，鼓励储能产业发展关于江苏电网2020-2022年输配电价 和销售电价有关事项的通知江苏省发展改革委核定第二监管周期输配电价和销售电价2020年全国浙江、江苏、山东等省市陆续出台相关政策调整峰谷价差推动用户侧储能发展。2021年7月29日国家发改委发布关于进一步完善分时电价机制的通知，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。图表：国内峰谷电价
50、最新政策规划图表：国内峰谷电价最新政策规划地区时间政策内容上年或当年电网预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价国家发改委2021年7月29日 关于进一步完善分时电价机制的通知价差原则上不低于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上不低于20%。24用户侧：峰谷价差套利，开辟储能新空用户侧：峰谷价差套利，开辟储能新空间间2从2021年国内工商业电价来看，50%的地区可以达到3:1峰谷价差要求，价差值在0.5-0.7元/kWh，我们测 算套利收益率为-0.6%9.8%；若峰谷电价价差提高至4:1，即价差值在0.75-1.05元/kWh，则峰谷价差套 利收益
