储能市场分析报告汇编.docx

储能市场分析报告汇编红利，2018年电网侧储能实现快速增长，国内新增电化学储 能643.9MW,同比大幅增长432.6%。2019年国家发改委明确 电储能设施本钱不得计入输配电价，电网侧储能本钱回收受 阻，投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。2020年 起随着一系列政策的密集出台和碳中和目标的高导向性，“储 能+”模式在多个应用场景实现规模扩张，叠加磷酸铁锂技术 进步带动的本钱下探，储能进入快速开展期。截至2020年底, 全球与中国累计电化学储能达14.2GW和3.3GW,同比增长 49.6%和91.2%,当年新增4.7GW和1.6GW,同比增长63.8% 和130.7%,中国增速引领全球。（三）政策与本钱推动，储能商业化拐点到来政策支持频繁加码，呵护储能行业健康开展。光优风电 等可再生能源作为实现“3060”目标与能源革命的的重要举措, 未来在能源生产端将扮演更加重要作用，伴随可再生能源装 机量与发电量的持续增长，大规模能源消纳问题亟待解决。 2021年以来储能相关政策频发出台，如关于加快推动新型 储能开展的指导意见、关于进一步完善抽水蓄能价格形 成机制的意见等，加快"十四五''期间储能商业模式形成。图25：锂电池本钱推动降价趋势明确（$/kWh）全球储能装机加速放量。海外市场的较高电价和电力市 场化机制，奠定了储能盈利模式的基础，2016-2020年全球储 能累计装机规模增长稳定，增速维持在2%-3.5%,截至2020 年装机量达191.1GW。国内储能装机呈现高速增长状态， 2016-2020年累计装机CAGR达10.0%,截至2020年装机规 模达35.6GW。在风光装机快速增长、政策支持力度强化以及 本钱不断下降的推动下，储能装机有望迎来黄金开展期。电化学储能引流新潮，增长潜力巨大。2016-2020年，从全球储能装机结构看，抽水蓄能占比逐渐下降，但其主体地 位不减，仍作为储能技术的绝对主流；但从新增装机结构看,2018年起电化学储能装机力压抽水蓄能成为新增装机最多的 储能技术。随着钠离子电池、锂电池-空气电池等电化学储能 技术的深入开展，本钱下降、形式灵活多样的特点，意味着 电化学储能有更大的市场空间和开展潜力。电化学储能装机高速开展，锂电池占比近90%。2016- 2020年电化学储能迎来高速开展，全球装机由1.8GW提升至 13.1GW, CAGR高达64.9%；国内装机由0.2GW提升至 2.8GW, CAGR高达84.4%,且高速开展的趋势仍在延续。电 化学储能中，又以锂电池储能占比最高，2017-2020年，全球 /国内电化学储能中锂电池占比分别由75.6%/58.3%提升至 90%/87%,进一步巩固了电化学储能电池中的领先技术地位。海外户用储能市场广阔。目前户用储能市场主要集中在 海外。美国：根据Wood Mackenzie统计，美国2020年储能市 场规模约1.5GW/3.5GWh,预计2026年美国储能容量达 33GWh,市场空间从7亿美元增长至85亿美元以上，其中户 用储能市场份额已从2017年约7%上升至2020H1的约35%。图31：全球及国内电化学储能累积装机规模（GW）欧洲：2021年西欧国家电价受燃料本钱上升而大幅上涨, 电价涨至近10欧分/度，且峰谷价差进一步增大，有力刺激 光储市场需求放量。日本：户用光伏FiT电价已从2012年42日元/kWh下降 至21日元/kWh, 2019年11月第一批约53万户户用光伏FiT 到期，当年新增电化学储能规模同比+89.5%,其中户用储能 占比近50%o 2019年日本平均居民电价约25日元/kWh,预 计2020-2023年累计约4.7GW户用光优到期后，或转向配套 储能自用电为主。储能逆变器需求空间巨大，预计21-25年CAGR超50%o 假设仅考虑新能源发电及电力辅助服务领域，我们预计2021- 2025年全球储能装机或达11.4/23.8/41/62.6/90.4GW,对应储 能容量需求为23/50/90.9/153.6/249.4GWh,对应储能逆变器市 场空间或达 91.2 /178.5/287/406.9/542.4 亿元，对应 CAGR 超 50%o假设进一步考虑用电侧配储需求增长前景，储能市场空 间或进一步扩容。公司优势：组串&储能双线发力，产品升级加快全球拓 展注重研发投入，技术竞争力领先参与制定多项标准，屡获行业殊荣。公司是高新技术企 业、国家级博士后科研工作站设站企业、国家火炬计划产业 化示范工程承当单位，截至2020年参与制定或评审了 12项 行业标准和国家标准。公司先后获得“苏州市名牌产品”、“江 苏省名牌产品”、“德国红点设计奖”，连续五年蝉联TUV莱 茵“质胜中国优胜奖''等荣誉和资质。公司产品凭借超低故障 率和稳定的产品质量连续多年荣获IHS“全球十大组串式逆变 器品牌”，并于2017年10月被国家工信部认定为符合光伏 制造行业规范条件的企业（第六批），在光伏新能源领域 具有较高的品牌知名度和市场认可度。图33：公司研发投入占营收比例高于行业均值固德威 锦浪科技阳光电源上能电气科士达 德业股份注重研发投入和技术团队培养。公司持续加大研发投入 力度，2021Hl研发支出6858万元，同比增长17.9%,占营收 比重为6.3%,且员工构成中技术人员占比在22%以上，高于 行业平均水平。截至2021H1,公司拥有已授权知识产权122 项，其中创造专利34项、实用新型专利61项、外观设计专利 11项，软件著作权16项，具备较强的产品和技术研发能力。产品性能和技术储藏处于行业一梯队水平。公司在目前 主流逆变器厂商中成立时间相对较晚，收入规模和市占率相 对较低，但在创造专利数量和研发投入上大于同体量公司， 且DT25kW、MT36kW等产品转化效率处于行业领先水平。立足小组串拓展大功率，逆变器产销加速回升公司不断拓展产品线和市场领域，从单一产品到系列产 品，从单品类产品到多品类产品，主营业务规模不断扩大。 成立之初，公司专注于基础阵列产品的研发、生产和销售， 推出面向户用的SS系列lkW-5kW户用单相单路并网逆变器、 DS系列3kW-5kW户用单相双路并网逆变器等系列产品； 2015年，公司推出ES系列单相光伏储能混合逆变器，获得 SNEC吉瓦级金奖；2016年以后，公司相继推出DNS系列 3kW-6kW户用单相双路并网逆变器、SDT系列12kW-20kW 三相双路并网逆变器、EM系列单相光伏储能混合逆变器、 DSS系列3.6kW-5kW户用单相双路并网逆变器等系列产品， 并于2017年跻身全球逆变器十强品牌；2019年以来，公司持 续加大研发投入，储能产品全面开展，先后推出了 MS系列 7kW-10kW户用单相三路并网逆变器、EH系列高压光伏储能 混合逆变器、SMT系列25kW-36kW三相三路并网逆变器、 BH系列单相高压储能逆变器、智能数据采集器等产品，产品 覆盖户用、工商业、地面电站等各个领域，可全面满足光伏新 能源领域各类型客户的需求。图36：公司并网逆变器分功率段销量及营收构成比照 <6kW <6kW 6kW,11kW) 11kW,16kW) 6kW,21kW)21kW,41kW) 41kW,80kW)100% n80% -60% -40% -20% -0%销量营收销量营收销量营收20199亲华普是20172018专注中低功率段小组串逆变器，高价值量产品结构优势 凸显。公司已研发并网及储能SS、DS、ES等全线二十多个 系列光伏逆变器产品，功率覆盖0.780kW,充分满足户用、 扶贫、工商业及大型电站需求。公司产品以40kW以下小功率 组串式逆变器为主，销量占比保持在60%左右，41-80kW产 品销量占比约40%。光伏逆变器单瓦售价基本与功率大小成 负相关，2019年公司20kW以下产品销量占比45.8%,贡献 营收比例达65.2%。推出大功率组串产品，切入集中式电站市场。2021年6月，公司推出了并网和储能逆变器新品，包括兼容180mm和210mm大尺寸组件的新型户用SDT G2系列与新型工商业用 SMT系列，能实现高峰用电调控、具有备用电源、支持智能 无功功率调节和100%三相不平衡输出的GW50K-ETC系列等, 以及具有大电流MPPT通道、1500V/20A的GW225KN-HT系 列，且适用于地面电站市场，拓展下游领域。并网逆变器销售规模迎来加速提升。公司2017-2019年销售功率分别为2.38/1.98 /2.08GW,销售数量分别为 23.33/18.21/17.83万台，对应单台平均功率分别为10.2/10.9 /11.7kW,符合产品品类扩张策略和升级趋势，单W均价分别 为0.42/0.39/0.37元，整体保持稳步下降。近年来公司逆变器 产能利用率均保持80%以上的较高水平，2020年逆变器产能 增至45万台以上，对应并网逆变器产销量分别达36.02/33.01 万台，同比分别增长78.8%/85.1%； 2021Hl公司并网逆变器 出货量提升至21.75万台，预计全年出货量或达45万台左右。积极推进逆变器产能扩张，巩固龙头地位。公司2020年9月上市后，计划将2.1亿募集资金用于产能扩张，一方面， 通过新建基础设施和改造来扩充产能，用以实现新厂区建设, 包括30,000平米生产车间、10,000平米仓库以及环保和消防 设施等；另一方面，通过公司新的生产工艺路线规划，优化 产品生产工艺流程，进而提升整体生产效率。工程建设期约2年，我们预计公司广德等基地完成建设后，年销售收入将迎来 明显提升，逆变器产能规模或接近20GW。图38：公司并网逆变器销售功率和均价肖售功率（GW）均价（元/W）平均单台功率（kW）深化全球业务布局，完善分销渠道建设持续完善海外销售网络，拓展全球市场。公司产品立足 中国，并已批量销往德国、意大利、澳大利亚、韩国、荷兰、 印度、比利时、土耳其、墨西哥、巴西等全球80多个国家和 地区，且在澳洲、欧洲、拉美等地都成立了子公司。公司IPO 募投工程计划在印度、日本和美国建设区域营销中心，为拓 展海外市场提供进一步保障。外销占比领先，盈利能力优势明显。公司2018、2019年 连续两年外销占比同比提升近20pcts, 2020年继续保持海外 市场优势，外销占比进一步增至68.1%,领先行业可比公司。 公司2021H1境外逆变器出货量约为15.65万台，占比约 65.6%；境内逆变器出货量约为8.20万台，占比约34.4%。欧 美等海外市场进入门槛较高，竞争更为有序，且电站业主对 价格敏感度相对较低，对系统运行质量和全生命周期稳定性更 为重视，更乐意给予优质逆变器产品溢价，因此海外业务毛 利率普遍高于国内。2020年公司境内外业务毛利率分别为 16.0%和 47.6%,毛利率差距达 31.6pcts （+7.43pcts YoY）, 外销占比的提高有望直接带动盈利能力提升。海外逆变器市场份额有望逐步提升。公司海外业务主要 集中于澳大利亚、荷兰、巴西和印度等市场，2020年在亚太 地区市场份额5% （排名第6）,拉美地区市场份额约4% （排 名第10）,欧洲市场份额约3% （排名第11）,仍有较大提 升空间。与海外能源服务商深度合作，拓展高价值成熟市场。公 司光伏逆变器及储能逆变器在传统光伏市场欧洲、澳洲具有 明显盈利优势，2019年毛利率高达50.9%。2020年以来，公 司与欧洲多家光伏运维服务商、清洁能源公司和分销商强化战 略合作，借助合作方在当地的工程拓展能力，在高溢价欧洲 市场的品牌影响力及渗透率有望进一步提升；2021年公司与本钱持续下探，商业化拐点显现。储能系统主要包括电 池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量 管理系统（EMS）和集装箱及舱内设备等，其中储能电池成 本占比近60%,而磷酸铁锂电池以其低本钱和高安全性成为 储能电池首选。受益于新能源汽技术进步叠加规模效应，动 力电池价格在过去五年实现大幅下降，据鑫楞锂电数据， 2021年二季度磷酸铁锂电池价格下探至元/Wh,较 2016年初的2.6元/Wh降幅超70%,随着锂电本钱的快速下 降与商业模式清晰，储能营利性逐步显现，规模化、商业化 拐点到来。韩国GS Global签署100MV光伏逆变器供货协议，进一步开 拓亚太市场。图44：公司2017-2019年市场销售分布OOOOOOOOOO 987654321OOOOOOOOOO 98765432172018201亚 其牙利哥 利 他国耳南班国大西克兰度西兰大国 其韩土越西英意墨捷波印巴荷澳中 工今管是下游客户类型丰富，分销渠道持续完善。不同于大型地 面电站市场，公司面对的分布式市场分散程度高、单笔销售 体量小，海外业务开展倚重具有当地资源和渠道优势的本土 化经销商，如 One stop warehouse, Natec Sunergy BV PHB Eletronica等，2019年五类主要客户中经销商占比已增至50% 左右。除此之外，公司客户还涵盖经销商、EPC承包商、安 装商、集成商和投资业主等不同类型。近年来，随着公司持续 完善渠道建设和市场开拓，客户群持续扩张，经销商数量从2016年的29个增至2019年的67个，其中海外经销商数量从 13个增至47个。逆变器海外经销模式占比持续提升。目前公司逆变器国 内业务采用直销为主、经销为辅的模式，而海外业务那么主要 为经销模式，且经销模式占比不断提升。公司2020年TOP5 客户销售占比为23.2%,保持相对均衡，规避单一客户依赖。经销体系完善，有望推动公司盈利水平和盈利质量提升。 经销模式下游客户对产品价格容忍度更高，经销模式毛利率 普遍高于直销模式，随着经销业务占比提升，公司整体盈利 水平有望稳步优化。同时，公司经销商、安装商等分销客户应 收账款周转率保持在相对较高水平，也有望推动公司整体收 益质量改善。深耕户用等储能领域，受益于市场爆发式增长率先布局户用/工商业储能，积极开拓储能集成业务。公 司储能逆变器产品主要面向用户侧储能，于2013年推出首款 储能逆变器后持续研发升级，丰富产品型号，逐步从户用领 域向工商业储能进军，目前已有EM、ET、SBP、BT、EH、 BH、ESA等9个系列，涵盖单相、三相、高低压、直流/交 流耦合等产品，单机功率分布于3-50kW,功率覆盖范围在行 业中保持领先。同时，公司在此基础上开拓储能系统集成业务,为客户提供储能整体解决方案，有望快速推动公司储能业务 规模增长。图50：公司经销模式毛利率普遍高于直销模式并网直销储能直销并网境外经销并网境内经销UPS级并离网切换，保障负载无间断运行，产品技术具 备性能优势。公司储能产品频繁获得国际产品质量技术大奖, 掌握逆变器“并网电流源-离网电压源”及蓄电池"并网充电-离 网放电“快速切换核心技术，EMS能量管理核心算法改善储能 产品响应时间及控制精度，降低并离网切换时间至10ms,其 中EM系列（3.6-6kW）切换时间缺乏8ms,产品转换效率和 功率密度处在行业领先水平。储能逆变器销售进入快速增长期，产品品类持续升级。 公司2017-2019年储能逆变器销量分别为22.0/24.7/71.1MW, 销售数量分别为0.49/0.64/1.47万台，对应单台平均功率分别 为4.5/3.9/4.8kW,单W均价分别为1.70/1.77/1.52元（预计含 局部系统集成业务订单）。随着公司技术水平持续升级和产 品品类扩充，预计其大功率储能逆变器产品占比将明显增加。 公司储能逆变器已进入加速增长阶段，2020年产销量分别为 2.61/2.23万台，同比分别增长45.6%/50.9%； 2021Hl出货量 约2.10万台，预计全年出货量将达6万台以上。公司储能逆变器市占率全球第一，毛利率行业领跑。公 司储能业务不断扩张，2019年户用储能逆变器市占率达15%, 行业居首；且2020年储能逆变器收入占总营收比例已提升至 10%,预计2021年将进一步提升至15%以上。公司近两年储 能逆变器业务毛利率提升至50%左右，高于同行业竞争对手, 预计主要由于公司产品以高附加值户用储能逆变器为主，且 较早在欧洲等高价市场布局销售有关。随着全球储能需求快速 放量，公司储能逆变器业务有望实现加速成长，收入占比预 计将持续提升，成为公司重要的业绩增长点。财务分析：盈利能力与营运能力领先盈利能力处于行业较高水平。得益于海外市场加速拓展及产品结构优势，公司近年来盈利能力保持行业领先,2021Q1-3 毛利率为 34.6% (-4.6pcts YoY),净利率为 12.4% (-6.4pcts YoY),盈利能力同比下滑主要受IGBT等电子元器件涨价，以及物流本钱提升影响；期间费用率为20.5%(+3.6pcts YoY), 一方面由于研发销售投入加入，另一方面由股权激励费用导致；加权ROE为14.2%,同比出现明显回 落。德威阳光电源上能电气回锦浪科技 科士达45% 40% 35%图58：可比公司毛利率情况30% - 25% - 20% - 15% - 10% -5% - 0% -纨竞萱是受益于客户结构及应收管理能力优势，回款情况良好。公司经销商、安装商等主要客户回款情况较好，2020年营业 周期为126.6天，其中存货周转天数96.9天，应收账款周转 天数29.7天，显著优于可比公司。受益于客户结构及应收账款管理强化，2021Q1-3应收账款周转天数保持在31.4天，营 运能力持续领先。现金流有所波动，近年收益质量基本稳定。随公司产销 规模扩大和应收账款管理加强，2018年以来现金流量持续增 长。2021Q1-3公司经营活动净现金流为6978万元，净利润 现金率为0.33,预计现金回款情况有望于年末迎来改善。优化资产负债结构，偿债能力加强。截至2021Q3,公司 流动比率、速动比率分别为1.68和1.24,在行业中处较高水 平；资产负债率为50.8%,上市后负债结构和偿债能力整体 稳步优化。图13:储能系统本钱拆分PCS 15.5%PCS 15.5%BMS 12.6%集装箱及舱内设备EMSn qo/磷酸铁锂电池58.6%5.0%数据来源：星云股份答证监会问询函，广发证券发亮能解嘴庠二、储能新模式：好的商业模式比本钱更重要储能按照应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧，相对于传统能源体系下能源存储主要为化石燃料，清洁能源 的存储那么以电能为主，可以分为以电动汽车为代表的移动式 能源存储和以储能电站为代表的固定式能源存储，而电化学储 能那么以固定式能源存储为主，涵盖发电侧、电网侧和用户侧, 共同组成庞大的能源互联网络。受益于碳中和目标推动，配 套可再生能源并网、电力辅助服务以及终端用户用电需求，储能市场有望快速开展。储能应用场景由用户侧向发电侧和电网侧转变。储能尚 未大规模应用前，商业模式以用户侧峰谷价差套利为主，截 至2019年末国内用户侧储能装机规模占比达50.7%,发电侧 可再生能源并网那么受制于本钱限制，储能占比仅3.4%,而海 外那么受益于起步早，机制较为健全，全球来看应用场景分布 较均匀。2020年起政策重点支持发电侧和电网侧储能开展， 当年新增电化学储能工程中，发电侧占比最大达58.7%,电网 侧占比37.7%,用户侧新增占比仅2.0%,新增场景逐步反响 政策导向。图18:中国2019年电化学储能累计场景分布用户侧 50.7%集中式可再生 能源并网3.4%.辅助服务23.8%电网侧 22.1%数据来源：CNESA,广发证券开展研究中心工免未来智厚模式翻开为储能带来新的需求增量。从商业模式看， 2019年之前储能价值主要在于峰谷价差套利降低整体用电成 本，盈利模式较为单一。2020年起政策密集出台，储能在电 力体系中地位逐步明确：发电侧消纳弃风弃光提供额外补偿， 电网侧调峰调频补偿机制明晰、参与台区改造降低局部电力 系统升级本钱，用户侧扩大峰谷价差、高用电场景配储降本, 储能经济性价值逐步显现，多场景需求扩张为储能带来新的需 求增量，储能行业迎来加速增长期。（一）发电侧：短期需求在于政策约束，长期有待本钱下探发电侧储能主要目的在于消纳弃风弃光，平滑发电输出。 储能在发电侧主要用于大规模风光并网，可解决光伏、风电 因随机性和不确定性导致的弃风弃光等并网消纳问题，起缓 和波动和平滑功率输出的作用，进而满足新能源并网要求，提 高新能源利用率。根据全国新能源消纳监测预警中心，2020 年全国风电利用率96.5%,同比提升0.5pct,光伏发电利用率 98.0%,与去年基本持平。但西部局部省区如新疆、青海、西 藏等地风电弃风率仍高于5%,风光装机量提高将更加考验电 网的平衡与消纳能力，而储能作为解决新能源消纳问题的重 要途径，需求有望进一步提升。除此之外，储能参与电力辅 助服务、共享储能等可加快本钱回收速度。图21:近三年月度风电弃风率情况数据来源：全国新能源消纳监测预警中心，广发证券开展研究弘奈朱尧皆库中心短期政策约束建立市场空间。2020年随着储能本钱的快 速下降和光伏平价拐点的到来，新能源并网提速，各省份加速 公布新能源储能配置政策，明确要求配置新增风光装机10%- 20%不等的功率，其中绝大多数省份要求配置不低于新能源装 机容量10%、2小时备电时长的储能设施，以解决新能源装 机增长带来的消纳问题，减小功率波动对电网的影响，发电 侧储能市场空间确立。摆脱中央补贴，2021年光优步入全面平价期。根据中国 光伏行业统计，2020年我国地面光伏系统的初始投资本钱为 3.99 元/W,较 2019 年下降 0.56 元/W,降幅达 12.3%, 2020 年光伏电站在年发电量1800h、1500h, 1200h, 1000h的等效 利用小时数下的平准度电本钱（LCOE）分别为0.20、0.24、 0.29、0.35元/KWh,基本实现与燃煤标杆电价同价。2021年 随着产业链各环节新建产能的逐步释放以及组件、逆变器等 关键设备的效率提升，光伏系统的初始投资本钱有望在未来继 续下降。储能消纳弃风弃光难以盈利，长期需求仍有待经济性拐 点验证。2020年受益于前期的技术积累和规模化效应以及市 场竞争的加剧，光伏配储中标价格年内实现大幅下降，平均 中标价降至1.5元/Wh左右，而2020年11月青海光伏配储竞 价工程最低中标价更是下探至1.06元/Wh,进一步翻开储能 系统的降价空间。据我们测算，在目前平均1.29元/Wh的成 本下，循环次数在4000、5000条件下的度电本钱分别为0.41、 0.33元/KWh,高于燃煤标杆电价且回收期长达5-7年，光伏 电站仍无法通过消纳弃风弃光实现盈利，发电侧储能经济性 拐点尚未到来。图23:光伏平准度电本钱测算（元/KWh）数据来源：CPIA,广发证券开展研究中心么奈朱弟皆孱储能发电补贴、增发小时数奖励，多举措出台弥补储能 经济性。2021年1月，青海省发改委等四部门联合出台支 持储能产业开展的假设干措施（试行），明确对于“新能源+储 能''工程中自发自储设施所出售的省内电网电量，给予每千瓦 时0.10元运营补贴，对于使用本省产储能电池60%以上的项 目，每千瓦时再增加0.05元补贴。增发电量方面，2019年2 月，新疆自治区发改委印发关于在全疆开展发电侧储能电 站建设试点的通知，明确对于配置储能电站的光伏工程原那么 上增加100小时计划电量，光伏电站配套储能电站的电价， 执行所在光伏电站电价政策，与光伏电站一体化运行并享受相应补贴，进一步提高储能系统经济性。面向未来，随着发电 侧辅助服务和共享储能机制的完善，光储收益有望迎来新一轮 变革。（二）电网侧：电力辅助服务为主，抽水蓄能机制完善电网侧储能主要目的在于缓解输变电阻塞、延缓输变电 设备升级与扩容，提高电网系统稳定性。在输电网络中，负荷 的增长和电源的接入都需要新增输变电设备以提高电网应对 高峰电流的能力，而输变电设备投资大、建设周期长，难以灵 活快速满足新能源开展与负荷快速增长需求，此时利用合理 配置的储能系统可以有效缓解设备过载，提高资源使用效率。 同时储能可以通过参与电力辅助服务，快速为电网系统提供 支撑，保障电网运行稳定。储能参与电网侧盈利模式跟随电力辅助服务市场化改革 而开展。2002年随着原国家电力公司拆分为两大电网公司、 五大发电集团和四大电力辅业集团，厂网实现分业经营，电 力辅助服务实现从无偿提供向计划补偿转变，然而缺乏合理的 定价机制导致发电厂一段时间很难从参与辅助服务中获益； 2017年随着补偿机制的竞价改革，电网与发电厂得以以合理1、储能行业专题研究报告：新市场、新模式、新格局、新机 遇2、最全2021年中国其他地区（除广东、浙江）储能电池行业上 市公司市场竞争格局分析三大方面进行全方位比照3、储能行业专题报告：变革开启储能加速4、中集安瑞科专题报告：储运设备需求驱动氢能业务具长远 潜力5、逆变器行业之固德威研究报告：中小组串式龙头一户用储能 领跑者价格参与辅助服务，市场化交易机制逐步形成；2020年各省 加速出台储能参与电力辅助服务的标准与补偿机制，电网侧储 能商业模式逐步清晰，盈利性大幅提高，储能参与辅助服务 加速推进。电力辅助服务主要包括调峰调频、无功调节、电力系统 备用和黑启动，储能参与调峰调频商业模式清晰。调峰是指在 用电高峰期为电网提供额外电量或响应新能源消纳降低输出 功率，而调频那么是对处于时刻波动的电压和功率进行精准调节, 从2019年上半年全国电力辅助服务补偿分配情况来看，调峰 调频需求显著。图28: 2019年上半年全国电力辅助服务补偿分配调峰补偿费（亿元）调频补偿费（亿元）数据来源：国家能源局，广发证券开展研究中心 当奈充泰皆库1 .储能参与调频机制趋于成熟，核心在于市场准入与服务 本钱储能参与调频优势显著，机组调节性能大幅提高。电力 系统频率是衡量电能质量的主要指标之一，在实际运行的过程 中，电力系统的负荷功率受用电需求影响处于时刻波动状态, 电力系统频率随之发生变化，而当频率偏差超过允许范围后 （50±0.2Hz）那么需要进行调节以维持电网质量，主要包括一次 调频和二次调频。一次调频作为并网发电站必须提供的服务, 无法从电力市场中获得盈利，而二次调频（AGC辅助服务） 那么依据各区电网辅助服务细那么获得相应收入。储能作为电力辅助服务的新进参与方，可以利用其快速响应和频繁可调的性 能对电网进行及时准确调节。补偿机制改革反映调频价值，盈利性激发市场活力。2020年起各省相继明确储能参与调频地位并出台合理的补偿 机制，实施“按效果付费“，通过价格机制进一步反响电网调 频的合理价值。从补偿收益的计算公式看，储能调频补偿收益 主要由交易周期内的调节里程、里程价格和调节性能三者的 乘积加总得到，而调节性能指标那么由调节速率、响应时间和 调节精度共同决定。相对于传统火电机组和燃气机组，储能 参与调频可以大幅改善调节性能，而具备优质调节能力的机组 可以在下一时间段获得更高的里程分配，进而实现良性循环。2 .储能参与电网调峰初步具备盈利性储能参与调峰价值在于提高资源使用效率。电力系统在 实际运行中，用电负荷高峰仅出现在一天中的某个时段，对 于超出发电机组规定的出力范围的深度调峰，那么需要配备一 定的发电机组以应对高峰期间用电需求，维持长时间电力生产 与消费平衡，而储能系统那么可以在谷段或平段充电，在高峰 时段放电来满足调峰需求。除此之外储能可以通过调峰来消纳新能源发电，实现双向收益。图31:储能通过参与高峰时段出力实现电网调峰上午6点正午调峰收4=调峰容殳X调冲价格下午6点午农深度调峰时段启停调峰彖高峰负荷 中¥负荷 系本负荷 电力系统霄求数据来源：北极星储能网，广发证券开展研究中心各省政策加速出台，储能参与调峰商业模式与补偿机制 渐晰。2021年5月，浙江能监办发布关于征求浙江省第三 方独立主体参与电力辅助服务市场交易规那么（试行）（征求 意见稿）意见的函，明确电储能、虚拟电厂等参与电网调峰 的主体地位，对于在高峰电价时段参与调峰、填谷补偿价格 上限达0.5元/kWh,储能参与充放电一次最高可获1元/kWh 补偿，储能调峰经济性凸显。受益于2020年以来各省关于储 能参与调峰补偿机制的加速出台，商业模式清晰带动盈利性凸 显，电网侧配储增速加快。3 .价格机制改革助力抽水蓄能有效开展价格机制尘埃落定，权责明晰扫清大规模抽水蓄能阻碍。 2021年5月7日，国家发改委发布关于进一步完善抽水蓄 能价格形成机制的意见，明确以两部制电价政策为主体， 一方面以竞争性方式形成电量电价，表达抽蓄电站提供调峰服 务的价值；另一方面将容量电价纳入输配电价回收，表达抽 蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价 值。通过强化与电力市场建设开展的衔接，进一步完善抽水 蓄能价格形成机制。销售电价主要包括：上网电价、输配电价、输配电损耗 和政府性基金四局部组成。而前两轮电改中，均不允许将抽 蓄电站的资产和本钱费用纳入输配电本钱进行回收，直接导 致抽蓄电站容量电费未全额疏导至销售电价，而将容量电费转 为由电网企业承当，极大消减电网企业投资储能的积极性。 而本轮改革允许容量电费通过并入输配电价进行回收，使得 抽蓄电站得以与其他调节性资源一样进入市场，参与公平竞 争，为抽水蓄能的大规模开展扫清障碍。除电力辅助服务外，电网侧储能商业模式有望进一步拓 展。对于电网主体，储能往往作为固定资产投资来保障异常 运行下的系统安全，此外储能参与台区改造可以解决台区短 时负荷过高问题，防止不必要投资与容量资源的浪费，同时通 过峰谷价差实现收益。此外，光储一体化下的储能租赁与合 同能源管理为提高储能系统利用率提供了新的方向，展望未 来，随着电力现货市场的逐步完善与市场化改革推进，电网 侧储能盈利模式与空间有望进一步拓展。（三）用户侧：多场景扩张，“投资品”属性凸显用户侧储能主要目的在于分时电价管理和容量电费管理。 对于一般工商业企业，储能可以与分布式光伏配套使用来实现 电力自发自用，此外还可以通过峰谷价差套利，低电价时预 先充电，高电价时放电来降低整体用电本钱，未来伴随峰谷价 差进一步扩大和浮动电价制度推进，储能降本优势显著。对 于实行两部制电价的大工业企业，可以通过配备储能降低容 量费用，储能作为“投资品''属性愈发凸显。峰电（元/KWh）谷电（元/KWh ）峰谷价差（元/KWh ）图35:东部地区局部省份峰谷价差大于0.7元/KWh1.51.20.90.60.30.0数据来源：北极星储能网，广发证券开展研究中心续奈充耒窗库高耗能通信基站和数据中心翻开储能需求新空间。相比 于4G基站，5G基站频率更高，单站功耗提升2-3倍，而高 频率直接导致信号传输距离和穿透效果减弱，覆盖现有网络 所需的基站数量预计需要4G基站的2-3倍，基站耗电量大幅 提升。另一方面，数据中心（IDC）作为新基建重要组成局部, 在数字化时代有望持续保持高增长，而高耗能对电网带来的 冲击迫使数据中心配备新能源电源和储能设施。随着四大运 营商及中国铁塔开启基站锂电池招标，未来基站数据中心储能 需求将进一步释放。锂电池加速替代铅酸电池。长期以来，基站备用电源主 要使用铅酸电池，但存在使用寿命短、性能低、日常维护频繁、 环境污染严重等问题，难以满足5G基站高电压需求，而磷酸 铁锂电池以其低本钱高安全性优势成为储能电池首选。2018 年中国铁塔宣布全面停止采购铅酸电池改为锂电池，进一步加 快锂电池替代铅酸电池。综合能源服务模式兴起，未来储能向一体化迈进。综合 能源服务作为一种新型的、为满足终端客户多元化能源生产与 消费的能源服务方式，涵盖能源规划设计、工程投资建设，多 能源运营服务以及投融资服务等方面，为用户提供能源服务增 值收益。储能作为综合能源服务的纽带，对于构建局部微电网 和能源互联网举足轻重。2021年2月，国家发改委出台关 于推进电力源网荷储一体化和多能互补开展的指导意见， 倡导“源网荷储一体化”和“风光水火储一体化”模式多能互补， 进一步激发储能市场活力。三、储能新格局：中美欧增量引领全球中美欧占据主导地位，合计新增占总投运规模86%。2020年中美欧新增投运规模达1.55、1.41、1.08GW,分别占当年全球新增装机33%、30%、23%O中国受益于各省份出台 鼓励或强制配置储能政策驱动，新投运工程中发电侧储能占比 最大，投运规模超580MW,同比增长438%。美国2020年实 现表前市场突破，新增装机主要来自于储能支持力度较大的 加州，数个超过lOOMWh的大型储能工程相继投运助力储能 规模高速增长。欧洲地区2020年清洁能源一揽子政策实施为 储能市场释放积极信号，以英国为代表的表前市场和以德国 为代表的家用储能市场增长强劲，新冠疫情进一步激发对能 源弹性、安全性和实现能源独立的需求，全球储能市场同频 共振。图41:中美欧增量引领全球数据来源：CNESA,广发证券开展研究中心头亲朱尧蜀库（一）美国：体制健全与政策补贴支持储能全面开展联邦层面，激励政策主要包括加速折旧和投资税收抵免, 允许储能工程按5-7年折旧期加速折旧，同时针对配套可再生 能源充电比例75%以上的储能系统，按充电比例给予30%的 投资税抵免，储能工程投资价值凸显。除联邦政策外，美国各州也针对储能出台了相应的激励 政策，主要包括储能安装补贴类政策和储能采购目标类政策。 以加州为例，自2011年起将储能纳入自发电激励计划（SGIP） 的支持范围，目前，住宅储能工程（规模小于等于10kW）可 获得0.5美元/Wh的补贴，对于规模大于10kW的储能系统可 获得的补贴标准为0.5美元/Wh,且不能同时获得投资税收抵 免的优惠。2018年新通过法案将该计划延长至2024年，持续 刺激储能市场扩张。（二）欧洲：高电价下存在天然配储需求，家庭储能需 求强劲欧洲高电价存在天然配储需求，光伏配储能可大幅降低 用电本钱。据国家电网统计，与可获得数据的全球35个 OECD国家比拟，2019年中国销售电价每千瓦时约0.62元， 约为各国平均水平的60%,居民用电价仅高于墨西哥。欧洲储能行业专题研究报告：新市场、新模式、 新格局、新机遇一、储能新市场：双碳目标下高成长性、高确定性储能开展指导意见正式出台，需求拐点渐行渐近。2021 年7月15日，国家发改委、国家能源局正式印发关于加快 推动新型储能开展的指导意见，明确到2025年新型储能装 机规模达30GW以上，未来五年将实现新型储能从商业化初 期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化开展。 根据CNESA数据，截至2020年末，中国电化学储能累计装 机规模达3.3GW,预计未来五年复合增速超56%,储能行业 迎来最大开展机遇期。重安全、降本钱、支持共享储能，三大变化映射储能发 展趋势。与2021年4月发布的征求意见稿相比，正式版意 见新增三局部内容：（1）强化储能消防安全管理，推动建立安全技术标准及 管理体系；国家中电价最高的德国，工业电价平均1.26元/KWh,