储能行业深度报告97页.pdf-solarbe文库

资源描述：

聚势前行，如日方升，开启万亿蓝海新篇章储能行业深度报告证券研究报告 ·行业研究 ·电力设备与新能源行业证券分析师曾朵红执业证书编号 S0600516080001 联系邮箱 zengdhdwzq.com.cn 联系电话 021-60199798 2021年 08月 11日 2 一、全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 2 二、储能经济性拐点到来，万亿市场潜力庞大五、储能产业方兴未艾，竞争格局逐渐优化目录三、海外市场率先迸发，公共项目与户用需求共振四、储能技术多元化发展，锂电池为业界主流方向六、投资建议与风险提示 3 ◆ 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，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。 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， 2021-2030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。 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，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 PCSBMSEMS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），储能电池及集成商（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、阿特斯太阳能、盛弘股份、百川股份、星云股份、永福股份、四方股份、合康新能、上海电气、科士达等。 ◆ 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。摘要一、全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 5 ◆ 可再生能源发电量占比提升，电网在输配、波动性调控等方面的难度增大。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。背景可再生能源发电占比提升，输配、波动等问题显现1 数据来源中国能源网、国家能源局，东吴证券研究所全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一图表可再生能源发电具备不稳定性图表 2020年光伏风电占发电量比重为 9.5 3.2 3.9 5.1 6.5 7.8 8.6 9.5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 光伏风电发电量（亿千瓦时）光伏风电发电量占比 6 ◆ 因电网消纳有限，弃风弃光率或因光伏风电快速上量有所回升。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，电网消纳空间有限1 数据来源中国能源网、国家能源局，东吴证券研究所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间有限（万千瓦） 0 100 200 300 400 500 600 700 800 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 17 11 8 15 17 12 7.0 4.0 3.5 12 10 6 3.1 2.1 2.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 2011 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一 7 ◆ 新能源汽车保有量上升，快充电站的快速渗透，增加电网的控制难度和失稳风险。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。背景电动车保有量上升，快充增大电网负荷1 数据来源工信部、中国电力科学研究院，东吴证券研究所图表快充对电网负荷的影响表现图表工信部预计 2025年充电桩保有量达 815.4万台 20.4 44.6 77.7 121.9 166.0 239.5 339.8 460.8 621.4 815.4 0 20 40 60 80 100 120 140 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 2016 2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 充电桩保有量合计（万台）增速全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 8 ◆ 截至 2020年底全球储能装机量 191.1GW，同增 3.5；中国储能装机量 35.6GW，同增 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。装机全球储能累计装机量 191GW，稳步提升2 图表全球储能累计装机量（ GW）数据来源 CNESA，东吴证券研究所图表中国储能累计装机量（ GW） 171.3 175.4 181.0 184.6 191.1 0 1 1 2 2 3 3 4 4 160 165 170 175 180 185 190 195 2016 2017 2018 2019 2020 全球装机规模（ GW）同比 24.3 28.9 31.3 32.4 35.6 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2016 2017 2018 2019 2020 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一 9 ◆ 全球电化学储能装机占比约 7.5，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，锂离子电池装机占比快速提升。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，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升2 数据来源 CNESA，东吴证券研究所图表 2000-2020年全球及国内储能累计装机分类占比全球国内全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 10 ◆ 全球电化学储能装机持续增长，累计达 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）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。装机全球电化学储能累计装机稳步增长2 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新增装机数据来源 BNEF，东吴证券研究所 0.4 0.8 1.1 1.7 3.4 3.4 5.3 0.7 1.6 2.0 3.0 7.5 6.8 10.7 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 0 2 4 6 8 10 12 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 全球装机功率（ GW）全球装机容量（ GWh）容量同比 0.9 1.6 2.8 4.4 7.8 11.2 16.5 1.5 3.1 5.1 8.1 15.6 22.4 33.1 0 20 40 60 80 100 120 0 5 10 15 20 25 30 35 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 全球累计装机功率（ GW）全球累计装机容量（ GWh）容量同比全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 11 ◆ 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，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。装机中欧美电化学储能新增装机量居全球前三2 数据来源 BNEF，东吴证券研究所图表全球电化学储能市场新增装机 -分国家（ GWh）图表 2020年全球各国储能新增装机容量占比 0.9 0.9 2.6 0.4 0.4 0.7 0.9 1.6 1.9 0.8 0.9 2.3 0.9 4.0 1.7 2.2 0.4 0.7 1.0 0 2 4 6 8 10 12 2015 2016 2017 2018 2019 2020 美国欧洲中国韩国澳大利亚日本东南亚印度拉丁美洲世界其他美国 25 欧洲 17 中国 21 韩国 21 澳大利亚 2 日本 9 东南亚 1 拉丁美洲 3 世界其他 1 全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 12 ◆ 2020年国内电化学储能装机重回快增长，新增首次突破 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。装机 2020年国内电化学储能快速上量，首次突破 1GW2 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数据来源 BNEF，东吴证券研究所 0.1 0.0 0.1 0.1 0.5 0.5 1.2 0.2 0.1 0.1 0.1 0.8 0.9 2.3 -100 0 100 200 300 400 500 600 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 中国装机功率（ GW）中国装机容量（ GWh）容量同比 0.2 0.2 0.3 0.3 0.8 1.4 2.6 0.4 0.5 0.7 0.8 1.6 2.4 4.7 0 20 40 60 80 100 120 0 1 2 3 4 5 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 中国累计装机功率（ GW）中国累计装机容量（ GWh）容量同比全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 13 ◆ 储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。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。数据来源北极星储能网，东吴证券研究所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节3 应用场景主要用途应用类型放电时长运行频率（次 /年）响应时间用户侧电力自发自用能量型 8h 300 小时级峰谷价差套利能量型 1h 200 分钟级容量费用管理能量型 1h 200 分钟级提升电能质量功率型 10min 100 毫秒级提升供电可靠性能量型 1h 100 秒级发电侧可再生能源并网能源 /功率型 5min 4000 秒级减少弃光弃风能量型 8h 300 小时级电网侧电力调峰能量型 8h 300 小时级系统调频功率型 15min 4000 秒级备用容量能量型 4h 200 小时级输配侧缓解电网阻塞能量型 3h 50 分钟级延缓输配电设备扩容能量型 3h 10 分钟级无功支持功率型 1min 1000 秒级辅助服务辅助动态运行功率型 2h 1000 分钟级全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一 14 ◆ 2020年储能主要应用于可再生能源并网，全球装机占比 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向图表 2015-2020年全球新增电化学储能项目分应用装机占比图表 2020年中国新增电化学储能项目分应用装机占比 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 3 4 7 32 35 30 13 20 8 14 8 3 8 11 8 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2015 2016 2017 2018 2019 2020 可再生能源并网户用工商业调峰辅助服务其他数据来源 BNEF，东吴证券研究所全球储能市场快速增长，中国新增装机跃居第一二、储能经济性拐点到来，万亿市场潜力庞大 16 ◆ 并网侧主要是指大电站配储， 2020年全球分应用装机占比 48，是截至 2021年最大的应用方向。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。并网侧分应用装机占比 48，主要为大电站配储1 数据来源中国能源网，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表 2015-2020年全球并网侧新增储能项目装机图表 2020年全球新增锂电储能装机占比（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 0.2 0.3 0.3 1.1 1.0 2.6 0.3 0.6 0.7 2.6 2.1 5.5 -50 0 50 100 150 200 250 300 350 0 1 2 3 4 5 6 2015 2016 2017 2018 2019 2020 可再生能源并网（ GW）可再生能源并网（ GWh）同比 17 并网侧降低弃风弃光率，减少资源浪费1 数据来源中国能源网，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表 2018-2020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 4.0 3.5 12 10 6 3.1 2.1 2.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 2015 2016 2017 2018 2019 2020 弃风率弃光率图表 2020年弃风弃光率分别为 3.5/2.0 95 98 495 532.5 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 0 100 200 300 400 500 600 2018 2019 2020 2021E 可再生能源并网（ MW）占比 18 并网侧大电站配储经济性测算1 数据来源中国能源网，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表不同场景下大电站配储经济性弹性测算 ◆ 2021年储能系统成本 1.5元 /Wh左右，是储能经济性的拐点，大电站配储在某些地区具备较强的经济性。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。电价（元 / 度）内部收益率发电时间（小时）内部收益率发电时间小时电价内部元/ 度收益率 1100 1300 1600 0 . 2 7 - 1 . 0 7 1100 - 0 . 1 1 0 . 2 7 - 3 . 6 5 - 1 . 0 7 2 . 6 4 0 . 3 0 . 7 3 1200 1 . 4 4 0 . 3 - 2 . 0 6 0 . 7 3 4 . 8 2 0 . 3 3 2 . 5 1 1300 2 . 9 8 0 . 3 3 - 0 . 5 1 2 . 5 1 7 . 0 1 0 . 3 6 4 . 2 8 1400 4 . 5 1 0 . 3 6 1 . 0 0 4 . 2 8 9 . 2 4 0 . 3 9 6 . 0 5 1500 6 . 0 5 0 . 3 9 2 . 5 1 6 . 0 5 1 1 . 5 2 0 . 4 2 7 . 8 4 1600 7 . 6 0 0 . 4 2 4 . 0 0 7 . 8 4 1 3 . 8 6 0 . 4 5 9 . 6 6 1700 9 . 1 8 0 . 4 5 5 . 5 0 9 . 6 6 1 6 . 2 6 0 . 4 8 1 1 . 5 2 1800 1 0 . 7 7 0 . 4 8 7 . 0 1 1 1 . 5 2 1 8 . 7 5 0 . 5 1 1 3 . 4 1 1900 1 2 . 4 0 0 . 5 1 8 . 5 4 1 3 . 4 1 2 1 . 3 0 0 . 5 4 1 5 . 3 5 2000 1 4 . 0 6 0 . 5 4 1 0 . 0 9 1 5 . 3 5 2 3 . 9 3 模拟运算1 - 不同电价模拟运算2 - 发电小时模拟运算3 - 电价提高发电小时增加 19 并网侧提高循环次数和降低成本来提升经济性1 数据来源中国能源网，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表不同场景下大电站配储经济性弹性测算 ◆ 继续提升大电站配储的经济性，需要从提高循环次数和降低成本两方面入手。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。循环次数（次）内部收益率成本（元 / W ）内部收益率循环次数次成本内部元/ W 收益率 5000 6000 7000 8000 9000 4000 - 1 3 . 5 1 4 . 8 1 . 7 3 4 . 8 - 6 . 8 5 - 2 . 5 2 1 . 7 3 2 . 9 1 4 . 1 1 5000 - 4 . 9 6 4 . 6 2 . 5 5 4 . 6 - 5 . 6 1 - 1 . 5 0 2 . 5 5 3 . 6 6 4 . 8 0 6000 - 0 . 9 6 4 . 4 3 . 4 3 4 . 4 - 4 . 2 8 - 0 . 4 0 3 . 4 3 4 . 4 9 5 . 5 6 6500 1 . 4 2 4 . 2 4 . 4 1 4 . 2 - 2 . 8 5 0 . 8 0 4 . 4 1 5 . 3 9 6 . 3 9 7000 2 . 9 8 4 5 . 4 8 4 - 1 . 2 9 2 . 1 1 5 . 4 8 6 . 4 0 7 . 3 2 7500 3 . 5 7 3 . 8 6 . 6 7 3 . 8 0 . 4 2 3 . 5 6 6 . 6 7 7 . 5 1 8 . 3 5 8000 4 . 0 7 3 . 6 8 . 0 0 3 . 6 2 . 3 0 5 . 1 6 8 . 0 0 8 . 7 7 9 . 5 2 8500 4 . 4 9 3 . 4 9 . 5 1 3 . 4 4 . 3 8 6 . 9 5 9 . 5 1 1 0 . 1 9 1 0 . 8 6 9000 5 . 1 7 3 . 2 1 1 . 2 4 3 . 2 6 . 7 1 8 . 9 8 1 1 . 2 4 1 1 . 8 3 1 2 . 4 0 9500 5 . 4 4 3 1 3 . 2 4 3 9 . 3 3 1 1 . 3 0 1 3 . 2 4 1 3 . 7 4 1 4 . 2 2 模拟运算1 - 循环次数提升模拟运算2 - 成本下降模拟运算3 - 循环次数提升成本下降 20 并网侧 2025国内并网侧新增储能需求 15GW/34GWh1 数据来源中国能源网、 BNEF，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表并网侧储能市场 ◆ 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，我们预计到 2025年我国集中式光伏和风电储能新增装机分别为 9.6GW/23.0GWh、 5.5GW/10.9GWh，合计 15.1GW/33.9GWh，到 2030年合计 58.9GW/ 161.8GWh， 2021-2030年复合增速 58。 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 集中式光伏新增（ GW） 22.0 33.3 27.0 41.8 48.7 57.4 66.4 161.6 占比 73.3 69.1 54.0 55.7 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 存量（ GW） 146.6 168.5 201.3 227.5 266.5 310.9 362.4 744.2 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） 0.1 0.5 0.9 2.7 4.3 5.9 9.6 44.0 配储时长（ h） 1.6 1.8 1.8 2.0 2.2 2.2 2.4 3.0 储能新增规模（ GWh） 0.2 0.9 1.6 5.5 9.5 13.1 23.0 131.9 集中式风电风电新增装机（ GW） 26 72 45 40 46 53 61 102 风电累计装机（ GW） 307 379 424 464 510 563 624 1051 新增配储比例 0.2 1.0 3.0 4.5 6.0 10.0 存量（ GW） 307 379 424 468.5 507.6 551.2 600.6 937.7 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） 0.5 0.9 2.4 3.5 5.5 14.9 配储 2h规模（ GWh） 1.0 1.7 4.8 7.0 10.9 29.9 21 并网侧 2025年全球并网侧新增储能需求 61GW/131GWh1 数据来源中国能源网、 BNEF，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表并网侧储能市场 ◆ 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。 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 集中式光伏新增（ GW） 79.9 85.0 105.6 133.4 157.3 184.0 217.3 480.0 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 存量（ GW） 459.5 537.4 618.9 717.2 837.0 971.9 1124.1 2306.3 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） 2.0 3.5 7.3 13.5 22.4 31.8 46.2 142.5 配储时长（ h） 1.9 1.9 2.0 2.0 2.2 2.2 2.2 2.6 储能新增规模（ GWh） 3.8 6.8 14.5 27.1 49.3 70.0 101.5 370.5 集中式风电风电新增装机（ GW） 60 114 78 90 100 115 130 256 风电累计装机（ GW） 650 764 842 932 1032 1147 1277 2267 新增配储比例 1 2 4 5 6 8 存量（ GW） 650 764 842 918.2 1004.6 1098.1 1202.9 1952.5 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） 1.8 3.6 6.5 10.1 15.0 36.1 配储 2h规模（ GWh） 3.6 7.3 13.0 20.3 30.0 72.2 22 ◆ 用户侧分应用装机占比 29，主要盈利模式在于自发自用、峰谷价差套利。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比 29，主要为自发自用峰谷价差套利2 数据来源中国能源网，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表 2015-2020年全球户用新增储能装机图表 2015-2020年全球工商业新增储能装机 0.2 0.2 0.3 0.5 0.7 1.1 0.4 0.5 0.8 1.1 1.7 2.5 0 10 20 30 40 50 60 70 80 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 户用（ GW）户用（ GWh）同比 0.1 0.1 0.3 1.0 0.5 0.4 0.1 0.1 0.8 2.8 1.1 1.0 -100 0 100 200 300 400 500 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 工商业（ GW）工商业（ GWh）同比 23 ◆ 海外市场化电价，自发自用具备高经济性。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。用户侧海外自发自用高经济性，刺激储能高需求2 数据来源中国能源网，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表美国加州平均居民电价（美分 /度） 10 12 14 16 18 20 22 24 14/11 15/11 16/11 17/11 18/11 19/11 20/11 21/11 22/11E E 预测电价实际电价线性预测电价图表海外电价远高于国内（ 2019年，元 /kWh） 2.31 2.00 1.99 1.72 1.66 1.65 1.58 1.38 1.36 1.28 1.27 1.19 1.00 0.96 0.90 0.78 0.76 0.73 0.54 0.43 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 德国意大利西班牙澳大利亚英国日本荷兰法国智利希腊捷克芬兰挪威冰岛美国加拿大韩国土耳其中国墨西哥 24 ◆ 峰谷价差在 0.7元 /kWh以上具备配储经济性。 ◆ 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，价差 0.7元 /kWh具备经济性2 数据来源中国能源网，东吴证券研究所储能盈利模式及空间测算图表储能峰谷价差套利弹性测算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.