20200106-新时代证券-电化学储能行业深度报告：破晓之时：经济性初具，等政策风来，待模式演进

敬请参阅最后一页免责声明 -1- 证券研究报告 2020 年 01 月 06 日 电气设备 行业 破晓之时：经济性初具，等政策风来，待模式演进 —— 电化学 储能行业深度报告 行业深度研究 开文明（分析师） 丁亚（联系人） 021-68865582 kaiwenming@xsdzq.cn 证书编号： S0280517100002 dingya@xsdzq.cn 证书编号： S0280119060013  电化学储能： 潜在 大蓝海市场，经济性 初具 储能深刻地改变了电力的生产和消费方式 ，具备广阔的市场空间 。 众多储能 技术路线中，电化学储能是 储能的 发展方向，而其中锂电池路线更为主流。 随着电池成本和 BOS 成本的快速下降，电化学储能经济性拐点开始出现， 未来潜在市场空间广阔。 据 CNESA 预测 ， 2023 年国内 电化学 储能累计规模 达到 19.3GW。 据彭博新能源财经（ BNEF）预测，到 2040 年，全球储能项 目累计装机规模将达到 1095GW/2850GWh， 对应投资 规模 6620 亿美元 。  储能应用场景：多方探索，全面开花 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。 从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、调峰、调频、其他 辅助服务、峰谷套利、需求侧响应等多种用途。电力系统中，各方对于储能 的应用都处于积极探索和尝试的状态，包括新能源电站业主、电网企业、独 立储能运营商、工商业用电企业等。  成本快速下降、经济性凸显，储能 风 口 将至 过去几年中，由于新能源汽车产业的快速发展，带动了锂电池产业链的成熟， 锂电池价格下降较快，锂电池成本以每年 20%-30%的速度在降低。另一方面， 储能的应用场景和商业模式在不断拓展。 据宁德时代计算， 到 2020 年 储能 度电成本（ LCOE） 有望降至 0.25 元 /KWh 以下，电化学储能在不需要任何 补贴的情况下已经初步具备经济性。  发展现状： 短期弹性看海外，长期国内市场将成熟 海外市场由于电力市场化更加成熟，储能的应用更广，随着成本的快速下降， 未来将是储能市场增长的主要贡献力量。 储能企业近期也在海外接连斩获大 单，如 宁德时代 与 Powin Energy 签订 1.85GWh 储能电芯供货合同 、 阳光电 源 功签约马萨诸塞州 15MW/32MWh 储能项目 。 国内在电网侧储能由于政策 原因快速下滑的背景下，短期内从量的增速看，可能不会十分乐观，但随着 政策成熟、电力市场化改革推进、商业模式探索完善以及成本下降，国内储 能市场终将发展成熟，未来前景十分乐观。  投资建议 ： （ 1）推荐拥有成熟储能系统解决方案的龙头厂商，如阳光电源、比亚迪 、 科士达（与宁德时代合资公司） 等 。 （ 2）储能广阔的市场空间，未来将对锂 电池需求产生极大的拉动，推荐 锂电池龙头宁德时代和 锂产品龙头天齐锂 业 、赣锋锂业 。  风险 提示 ： 政策推进低于预期；储能成本下降低于预期；市场主体参与度 低于预期 推荐 （ 维持 评级 ） 行业指数 走势图 相关 报 告 《 2020 年国内新能源汽车发展增速有望 恢复》 2019-12-03 《电动新时代，风光大周期》 2019-12-11 《双面组件重新列入 201 关税豁免清单， 双面组件产业链整体受益》 2019-12-07 《打造国际领先的新能源汽车产业链》 2019-12-04 《为什么锂价在下跌，而股价却开始上 涨？》 2019-11-21 -1% 4% 9% 14% 19% 24% 29% 34% 2019/01 2019/04 2019/07 2019/10 2020/01 电气设备 沪深 300 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -2- 证券研究报告 目 录 1、 电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性拐点出现 . 4 1.1、 储能深刻地改变了电力的生产、消费方式 4 1.2、 电化学储能是发展方向，锂电池路线是主流 6 1.3、 经济性拐点开始出现，电化学储能兴起 . 7 2、 储能的应用场景：多方探索，全面开花 . 8 2.1、 发电侧储能：主要用于新能源配套、火电联合调频 9 2.1.1、 与新能源发电配套 9 2.1.2、 火电联合调频 11 2.2、 输、配电侧储能：辅助服务为主 . 12 2.2.1、 辅助服务 12 2.2.2、 节约电网投资 13 2.3、 用户侧储能：峰谷套利是主流，节约基本电费与辅助服务是补充 13 2.3.1、 峰谷套利是当前用户侧储能最主要的盈利模式 13 2.3.2、 节约基本电费与用户扩容是补充 14 2.3.3、 平滑负荷潜 在空间广阔 15 2.3.4、 与分布式能源结合 15 3、 发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟 . 15 3.1、 海外：储能发展的热土 . 16 3.1.1、 美国：政策支持 +市场化需求双重驱动 16 3.1.2、 欧洲：市场化动力充足 19 3.1.3、 澳大利亚：户用与商用储能为主 19 3.1.4、 韩国：火灾事故引发储能装机断崖式滑坡 21 3.1.5、 日 本：政府补贴与新能源消纳推储能发展 22 3.2、 国内：等政策风来，待模式演进 . 22 3.2.1、 短期政策调整不改储能长期发展趋势 22 3.2.2、 等政策风来：政策细节完善，电改继续推进 22 3.2.3、 待模式演进：盈利模式未来方向在于多样化 23 4、 电化学储能产业链成熟，未来成本仍有下降空间 . 25 4.1、 电化学储能产业链 . 25 4.2、 成本仍有下降空间 . 25 5、 投资建议 26 6、 风险提示 27 图表目录 图 1： 储能分为五大类 4 图 2： 以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段 5 图 3： 非抽水蓄能的储能中，电化学累计装机规模最大 6 图 4： 全球电化学储能市场累计装机规模快速增长 6 图 5： 锂电池是最主流技术路线，近年来占比整体不断提升 6 图 6： 全国动力锂电池产能与出货情况对比 7 图 7： 锂电池 PACK 价格下降速度较快 7 图 8： 2012-2017 年 1MW/1MWh 储能系统成本由 2100 美元下降至 587 美元 7 图 9： 预计到 2023 年，中国电化学储能累计装机达 19.3GW . 8 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -3- 证券研究报告 图 10： 预计 2040 年全球储能累计装机（不含抽水蓄能） 1095GW/2850GWh 8 图 11： 储能在电力系统中的应用：多方探索、全面开花 9 图 12： 火电厂储能调频示意图 12 图 13： 辅助服务分类 12 图 14： 中国火电机组退役和关停容量 13 图 15： 美国公用事业级电站近年来面临大量退役 13 图 16： 储能节约基本电费适用的情形 14 图 17： 储能节约基本电费不适用的情形 14 图 18： 电化学储能是抽水蓄能以外规模最大的储能形式 15 图 19： 2018 年全球新增储能 Top3：韩国、中国、英国 16 图 20： 2019H1 全球新增储能 Top3：美国、英国、中国 . 16 图 21： 美国储能新增装机（按功率统计） 16 图 22： 美国储能新增装机（按容量统计） 16 图 23： 美国储能系统激励政策示意 17 图 24： 美国储能装机预测 17 图 25： 加州户用储能系统数量快速增长 18 图 26： 德国户用储能累计装 机变化及构成 19 图 27： 户用储能是澳大利亚储能的主体 20 图 28： 储能系统具备优秀的调频能力（ 2017.12.14） 20 图 29： 选择尖峰时刻出力获取巨大经济收入 20 图 30： 预计 2019 年韩国新增储能装机同比下滑 50% 21 图 31： 韩 国 23 起储能火灾事故厂商构成 21 图 32： 国家电网镇江电网侧储能电站实景 24 图 33： 储能系统结构示意 25 图 34： 电化学储能产业链（锂电池） 25 图 35： 储能系统成本下降预测 26 表 1： 各类储能技术比较 5 表 2： 储能系统典型应用的技术参数 9 表 3： 2018 年度光伏发电市场环境监测评价结果（红色、橙色区域） . 10 表 4： 2019 年风电投资监测预警结果 . 10 表 5： 国内风光储项目案例 11 表 6： 全国峰谷价差较高的地区（单位：元 /kWh） . 14 表 7： 美国主要州储能激励政策 18 表 8： 美国各州电价情况（单位：美分 /kWh） . 18 表 9： 澳大利亚大型储能项目列表 21 表 10： 国内主要储能支持政策 23 表 11： 储能地方补贴政策 23 表 12： 相关公司估值指标 26 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -4- 证券研究报告 1、 电化学储能： 潜在大蓝海市场 ，经济性拐点出现 1.1、 储能 深刻地改变了电力的生产、消费方式 储能即能量的存储 。 指通过特定的装臵或物理介质将能量存储起来以便在需要 时利用 。根据 能量 存储 方式 的不同，储能可以分为机械储能、 电气储能、电化学储 能、热储能和化学储能 五大类 。 从能量释放的方式看， 除热储能外， 大部分储能 最 终以电能形式释放。 图 1： 储能 分为五大类 资料来源： 储能世界、 新时代证券研究所 储能深刻地改变了电力 的生产 、 消费 方式。 电力 作为一种特殊的商品， 本身无 法直接储存 ， 发电、输电、配电、用电 同步进行 ， 做到实时平衡， 没有中间的存储 环节。 储能的出现和广泛应用， 实现了电能在时间上的转移，从而 深刻地改变了电 力的生产 、 消费方式， 是电力市场的一次 革命性突破。 不同储能技术成熟度与成本差异较大。 抽水蓄能目前 商业化应用 最为成熟，作 为调峰、调频和备用电源广泛应用于电网侧，主要优点是技术成熟度高、功率和容 量较大、成本低，但主要缺点在于受地形制约较大、能量密度较低、总投资较高、 投资回收期较长等。 以锂离子 电池 为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段， 成本仍具备较大下降空间 。 合成天然气、 氢能、 压缩空气储能 、超导储能 、超级电 容储能、飞轮储能等仍处于研发阶段。 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -5- 证券研究报告 图 2： 以锂离子电池为代表的电化学 储能 整体处于示范和部署阶段 资料来源： IEA、新时代证券研究所 表 1： 各类储能技术比较 储能类型 储能类型 典型额定功 率 额定容量 全响应 时间 循环寿命 （次） 循环效 率 优点 缺点 应用场合 机械储能 抽水蓄能 100-2000MW 4-10h 分钟级 设备使用期限内无限制 70%-85% 适用于大规模、技术成熟 响应慢，需要地理 资源 日负荷调节、频率控制与系统备用 压缩空气 储能 10-300MW 1-2h 分钟级 设备使用期 限内无限制 ≥ 70% 寿命长，适用于大 规模 响应慢，需要地理 资源 调峰、系统备用 飞轮储能 5kW-1.5MW 15s-15min 十毫秒级 ≥ 20000 85%-90% 比功率较大 成本高、噪音大 调峰、频率控制、 UPS和电能质量 电化学储 能 铅酸电池 kW-50MW 1min-3h 百毫秒级 500-1200 75% 技术成熟、成本较小 寿命短、环保问题 电能质量、频率控 制、电站备用、黑启 动、可再生储能 铅碳电池 kW-50MW 1min-3h 百毫秒级 1000-4500 90% 性价比高、一致性好 比能量小、环保问 题 电能质量、频率控 制、电站备用、黑启 动、可再生储能 液流电池 5kW-几十MW 1-20h 百毫秒级 ≥ 12000 80% 寿命长，可 100%深 放，适于组合，效 率高，环保性好 储能密度低，价格 贵 电能质量、备用电 源、调峰填谷、能量 管理、可再生储能 钠硫电池 100kW-几十MW 数小时 百毫秒级 2500-4500 85% 比能量与比功率较高 高温条件、运行安 全问题有待改进 电能质量、备用电 源、调峰填谷、能量 管理、可再生储能 锂离子电 池 kW-MW 分钟 -小时 百毫秒 级 1000-10000 90% 比能量高、无记忆、 容量大、无污染 成组寿命低、安全 问题有待改进 电能质量、备用电 源、 UPS 电磁储能 超导储能 1-100kW 2s-5min 毫秒级 ≥ 100000 90%-95% 响应快、比功率高 成本高、维护困难 电能质量控制、输配电稳定、 UPS 超级电容 储能 10kW-1MW 1-30s 毫秒级 ≥ 50000 95% 响应快、比功率高 成本高、储能量低 资料来源： 南方电网、 新时代证券研究所 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -6- 证券研究报告 1.2、 电化学储能 是发展方向 ，锂电池路线是主流 电化学储能是发展方向 ，发展前景广阔 。 电化学储能指的是 以锂电池为代表的 各类二次电池 储能。 相比 抽水蓄能 等机械储能 ，电化学储能受地形等因素影响较小， 可灵活运用于发电侧、输配电侧和用电侧 。相比电磁储能，电化学储能的技术更为 成熟、成本更低，商业化应用范围更广。 同时， 随着 近年来成本 的快速 下降、商业 化应用逐渐成熟，电化学储能的优势愈发明显，开始逐渐成为储能新增装机的主流， 且未来仍有较大的成本下降空间，发展前景广阔。 电化学储能近年来发展迅速 ，整体占比仍然较低 。 据 中关村储能产业技术联盟 （ CNESA）统计， 截至 2018 年底，全球 累计 已投运储能项目 181GW，同比增长 3.19%， 其中电化学储能累计装机 6.625GW，同比增长 126.4%，截至 2018 年底电 化学储能 占全部储能累计装机的 3.7%，是抽水蓄能以外累计装机规模最大的技术 路线。 图 3： 非抽水蓄能的储能 中 ，电化学 累计装机规模最大 图 4： 全球电化学储能市场累计装机规模 快速增长 资料来源： CNESA、 新时代证券研究所 资料来源： CNESA、 新时代证券研究所 锂电池 是 最主流电化学储能技术路线。 各类电化学储能技术中，锂离子电池累 计规模最大 ，是最主流的电化学储能技术路线。根据 CNESA 数据， 截至 2018 年 底，全球锂电池储能 累计装机 5.71GW，占 电化学储能累计装机的 86.3%。 锂电池 在储能的应用上，以磷酸铁锂电池为主流 。 图 5： 锂电池是最 主流技术路线，近年来占比整体不断 提升 资料来源： CNESA、新时代证券研究所 63.4% 74.8% 91.6% 87.8% 92.5% 94.7% 85.7% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019H1 其他电池 锂离子电池 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -7- 证券研究报告 1.3、 经济性拐点 开始出现 ，电化学储能兴起 动力电池产业链成熟，带动锂电池价格快速下降。 随着新能源汽车的发展，动 力电池产业链也逐渐成熟，动力电池企业产能不断扩张，一定程度上出现了产能过 剩 ，带动锂电池价格不断下降 。 2010-2018 年，锂电池 PACK 价格由 1160 美元 /kWh 下降至 176 美元 /kWh（约 1.2 元 /Wh） ，降幅达 85%。 展望未来，锂电池特别是磷 酸铁锂电池产能压力继续存在，价格具备进一步下行空间。 图 6： 全国动力锂电池产能与出货情况对比 图 7： 锂电池 PACK 价格下降速度较快 资料来源：高工锂电、新时代证券研究所 资料来源： BNEF、新时代证券研究所 系统成本不断下降， 储能经济性拐点开始出现。 除电池成本外，由 BMS（电 池管理系统）、 PCS（储能变流器）和施工成本 构成的 BOS 成本也在快速下降。 根 据麦肯锡数据， 2012 年至 2017 年，储能系统中电池以外的成本（ BOS 成本）由 1500 美元 /MWh 下降至 351 美元 /MWh，平均每年降幅超过 25%。 业内一般认为， 1.5 元 /wh 的系统成本是储能经济性的拐点，特别是对于能量 型的应用如峰谷套利、新能源 配套 等。由于电池成本和 BOS 成本的不断下降，储 能系统成本已经突破这一成本线，经济性拐点已经开始出现。 图 8： 2012-2017 年 1MW/1MWh 储能系统成本由 2100 美元下降至 587 美元 资料来源： 麦肯锡、 新时代证券研究所 0 10 20 30 40 50 60 季度产能（ GWh） 季度出货量（ GWh） -40% -35% -30% -25% -20% -15% -10% -5% 0% 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 锂电池 PACK价格（ $/kWh） 同比 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -8- 证券研究报告 据 CNESA 预测，到 2019 年底，中国 电化学储能累计装机 1.89GW， 2020 年 底累计装机 2.83GW，到 2023 年底累计装机 19.3GW。 根据 BNEF 的 预测 ，到 2040 年，全球储能 累计 装机（不含抽水蓄能）将达到近 1095GW/2850GWh， 对应 投资 6620 亿美元 。我们认为，抽水蓄能以外的电力储能，特别是容量型储能，未来将 以电化学储能为主。 图 9： 预计到 2023 年，中国 电化学 储能累计装机达 19.3GW 资料来源： CNESA、新时代证券研究所 图 10： 预计 2040 年全球储能 累计 装机（不含抽水蓄能） 1095GW/2850GWh 资料来源： BNEF、 新时代证券研究所 2、 储能的 应用场景：多方探索，全面开花 储能可以全面应用于电力系统。 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。 从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、 调峰、调频、其他辅助服务、峰谷套利、需求侧响应等 多种 用途。 电力系统中，各方对于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态 ，包括新能源 电站业主、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -9- 证券研究报告 图 11： 储能在电力系统中的应用 ：多方探索、全面开花 资料来源：新时代证券研究所 表 2： 储能系统典型应用 的技术参数 应用 规模（ MW） 放电时间 典型循环周期 响应时间 季节性储存 500-2000 若干天至若干月 每年 1-5 次 1 天 套利 100-2000 8-24 小时 每天 0.25-1 次 大于 1 小时 调频 1-2000 1-15 分钟 每天 20-40 次 1 分钟 负荷跟踪 1-2000 15-1 天 每天 1-29 次 小于 15 分钟 电压支撑 1-40 1 秒 -1 分钟 每天 10-100 次 毫秒到秒 黑启动 0.1-400 1-4 小时 小于每天 1 次 小于 1 小时 缓解输配电阻塞 10-500 2-4 小时 每天 0.14-1.25 次 大于 1 小时 推迟输配电基础设施投资 1-500 2-5 小时 每天 0.75-1.25 次 大于 1 小时 削峰填谷 0.001-1 若干分钟 -若干小时 每天 1-29 次 小于 15 分钟 离网项目 0.001-0.01 3-5 小时 每天 0.75-1.5 次 小于 1 小时 间歇性能源整合 1-400 1 分钟 -若干小时 每天 0.5-2 次 小于 15 分钟 旋转备用 10-2000 15 分钟 -2 小时 每天 0.5-2 次 小于 15 分钟 非旋转备用 10-2000 15 分钟 -2 小时 每天 0.5-2 次 小于 15 分钟 资料来源： IEA、新时代证券研究所 2.1、 发电侧 储能 ：主要用于新能源配套、火电联合调频 2.1.1、 与 新能源发电 配套 新能源装机 的 快速增长 带来 严重的 消纳问题 。 以光伏、风电为代表的新能源 装 机快速增长。截至 2019 年上半年， 我国光伏累计装机达 185.59GW，风电累计装机 达 193GW。 但是光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，属于 不稳定出力的电源， 因此装机占比或发电占比达到一定程度时 ，会对电网的稳定性 带来挑战。 电网为避免不稳定会限制部分新能源的出力，从而引发了弃风、弃光现 象。 消纳问题在一定程度上影响了新能源的发展。 由于 消纳问题的存在，如果不配 套储能，光伏、风电达到一定渗透率时将失去继续发展的条件。国家 能源局发布的 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -10- 证券研究报告 最新预警结果显示， 风电红色预警区域 包括 新疆（含兵团）、甘肃地区，光伏红色 预警区域为新疆、甘肃、西藏等地区。 根据能源局政策， 红色预警区域在预警解除 前，暂停相应光伏、风电项目的开发建设，橙色预警区域 当年 暂停新增光伏、风电 项目。 而在海外的日本、印度等市场，消纳问题给光伏、风电带来的负面影响也逐 渐开始显现。 表 3： 2018 年度光伏发电市场环境监测评价结果 （红色、橙色区域） 资源区 地区 评价结果 Ⅰ类资源区 宁夏 橙色 青海海西 橙色 甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌 红色 新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依 红色 内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区 橙色 Ⅱ类资源区 北京 橙色 天津 橙色 四川 橙色 云南 橙色 河北承德、张家口、唐山、秦皇岛 橙色 青海除Ⅰ类外其他地区 橙色 甘肃除Ⅰ类外其他地区 红色 新疆除Ⅰ类外其他地区 红色 Ⅲ类资源区 福建 橙色 山东 橙色 海南 橙色 重庆 橙色 其他 西藏 红色 资料来源： 国家能源局、 新时代证券研究所 表 4： 2019 年风电投资监测预警结果 预警类别 地区 红色区域 新疆（含兵团）、甘肃 橙色区域 内蒙古 按橙色预警管理 山西忻州市、朔州市、大同市，陕西榆林市 ， 河北张家口市 、 承德市 资料来源： 国家能源局、 新时代证券研究所 高可再生能源渗透率离不开储能 。 由于 风电、光伏 等新能源具有波动性、间歇 性、不可预测性等特点 ， 因此新能源 渗透率发展到一定程度时，必然会引起限电现 象，只有配合储能的应用 才能更好地消纳和平滑波动， 实现更高的新能源渗透率。 储能配合新能源已有大量成熟案例 。 我国 首个 风光储输示范工程位于河北省张 家口市北部 ， 于 2011 年底并网 ，综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸 等多种技术路线， 每年可以提升 200 小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳 问题。 近年来 ，还有 青海共和光伏发电储能项目 、 鲁能集团海西州多能互补集成优 化示范工程 等大量新能源配套储能项目投入使用。 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -11- 证券研究报告 表 5： 国内风光储项目案例 项目名称 并网时间 新能源装机 储能装机 技术路线 国家风光储 输 示范工程（一期） 2011 年底 100MW 风电， 40MW 光伏 20MW/83.5MWh 磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸 国家风光储 输 示范工程（二期） 2015 年 10 月 400MW 风电， 60MW 光伏 20MW/95MWh 磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸 辽宁 卧牛石风电场液流电池储能 示范电站 2013 年 2 月 49.5MW 风电 5MW/10MWh 液流 甘肃酒泉“电网友好型新能源发 电”示范 2015 年 7 月 96MW 风电 1MW/1MWh 磷酸铁锂、超级电容 格尔木时代新能源光储电站 2016 年 6 月 50MW 光伏 15MW/18MWh 磷酸铁锂 吉林风 -储 -蓄热示范电站 200MW 风电 1MW/0.5MWh 磷酸铁锂 青海共和光伏发电储能项目 2018 年 6 月 20MW 光伏 16MW/64MWh 磷酸铁锂、三元、液流 鲁能集团海西州多能互补集成优 化示范工程 2019 年 10 月 200MW 光伏， 400MW 风电， 50MW 光热 50MW/100MWh 磷酸铁锂 河北 全钒液流电池储能示范项目 尚未并网 200MW 风电， 200MW 光伏 5MW/20MWh 液流 资料来源：新时代证券研究所整理 2.1.2、 火电 联合 调频 储能 在发电侧的另一大应用是与火电 机组 联合 参与电网调频 等 辅助服务 ，获得 相应的调频补偿收益。 保持电力的 输出 与负荷端的实时平衡是电网重要的 任务 。 频率表示交流电网 中 每秒钟电流方向变化的次数 ， 经过漫长的 产业演进 ，各国电力系统 基本确定 50Hz 或 60Hz 作为频率标准（我国为 50Hz）。 电网是实施平衡的， 对于交流电网来说， 稳定的频率是 电网稳定的重要 指标之一 ，发电 小于用电会导致频率上升，反之亦然。 火电厂是调频市场 最 重要 的 参与者 ， 新能源增长提升调频 需求 。 全球范围内， 火电仍是主要的电力供应来源，因此火电厂也是目前调频市场最重要的参与者。而 随着新能源的发展，电力系统的调频需求也在不断 增长 。 一方面，以风电、光伏为 主的新能源出力波动较大，增加了对于调频的需求。另一方面，新能源渗透率的提 升挤压了传统火电的空间，进而影响了 电网整体的 调频能力。 储能 调频的效果优于火电。 火电机组由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成， 系统惯性大， 调频效果也 较差 ， 具体表现为调节延迟、调节偏差 (超调和欠调 )、调 节反向、单向调节、 AGC 补偿效果差等现象 。 而储能系统 的调频效果更好 ，表现 为 响应速度更快（ 几十至几百毫秒 ）、调节精度更高（ 99%）。 火电厂在使用储能调 频后，可以有效提升 调频效果 ， 增加调频收益 。 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -12- 证券研究报告 图 12： 火电厂储能调频示意图 资料来源：科华恒盛、新时代证券研究所 储能调频 目前以独立运营商为主 。 目前储能 参与火电调频，一般由独立运营商 来负责投资和运营，火电厂负责提供场地和接入，双方按照商定的比例对调频收益 进行分成。 储能系统配臵方面，一般功率配臵 为 火电机组额定功率的 3%， 容量一 般按半小时配臵 。 2.2、 输 、 配电侧 储能 ：辅助服务 为主 由于 在国内 输 配电业务的主体主要是电网公司，因此也被称为电网侧储能 。 电 网侧储能的应用场景较为单一，主要以辅助服务为主。 储能用于电网侧，还可以有 效节约电网投资、延缓电网扩容，但价值相对难以衡量。 2.2.1、 辅助服务 电力市场的辅助服务 ，是指维护电力系统安全运行、保证电能质量的服务， 包 括调峰、调频、调压和 备用等。 辅助服务的 供给 方包括有调节能力的发电方（如火 电、水电等）、有调节能力的需求方（需求侧响应）以及储能电站 。 辅助服务的需 求方是整个电力系统，是一种公共产品。在实际运行中，辅助服务的成本有不同的 分摊方式， 有的由发电方承担（中国、阿根廷），有的由用电方承担（美国 PJM、 欧洲部分国家） ， 有的由发电方和用电方共同承担（澳大利亚）。 图 13： 辅助服务 分类 资料来源：世纪新能源网、新时代证券研究所 新能源发展 与 火电机组退役 关停 推升 对调峰调频等辅助服务的需求。 随着能源 清洁化的发展， 光伏、风电等新能源逐渐成为新增装机的主力军 ，这些能源由于波 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -13- 证券研究报告 动性较强，推升了电网对于调峰调频等辅助服务的需求。另一方面 ，随着老旧火电 机组或小火电的退役关停， 电网辅助服务水平是在下降的。中国 2017 年火电退役 关停容量 929 万千瓦，预计在 2035 年将迎来一次火电机组退役潮，将有一半以上 的火电机组面临退役。 美国过去十年有 17%的燃煤机组退役，是电站退役 的主力军 。 图 14： 中国火电机组退役和关停容量 图 15： 美国 公用事业级电站 近年来面临大量退役 资料来源： 中电联、 新时代证券研究所 资料来源： EIA、南方能源观察、新时代证券研究所 2.2.2、 节约 电网 投资 传统电网面临投资成本较高、 利用率较低的问题 。 传统的 电网设计和建造遵循 最大负荷法，即新建或增容改造时，变压器、开关设备、电缆等设备的选型必须考 虑最大负荷，，即使该负荷出现的几率较小、持续时间较短，由此也带来了电网投 资成本过高、资产利用率较低。 储能可以 有效 节约电网投资 （节约新建投资或延缓配网扩容） 。 电 网侧储能 的 出现，打破了原有的最大符合法的设计原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可 以有效节约电网的投资成本，并提升电网资产利用率。 据平高电气测算，额定能量 1.5 万 千瓦的 10 千伏配电线路， 假设线路最小容量裕度已达到 3%，考虑负荷年增 长率 2%，若增配 0.3 万千瓦储能设备，可将馈线改造扩容时限推迟三年。 2.3、 用户侧 储能：峰谷套利 是主流 ，节约 基本 电费与辅助服务是补充 2.3.1、 峰谷套利 是当前用户侧储能最主要的盈利模式 峰谷 套利，即利用电力价格峰谷价差，储能系统在谷电电价 时段 从电网充电， 在峰电 电价时段 放电， 从而降低用户用电的成本 ， 并 获取相应收益。 我国大部分地 区实施峰谷电价制度，白天用电高峰期电价较高，夜间用电低谷期电价较低，以鼓 励缩小峰谷差维持电网平衡， 国内峰谷价差较大的省份的主要 为 北京、长三角、珠三角等地， 其峰谷价差一 般高于 0.6 元 /kWh， 也是国内用户侧储能发展较好的地区。 0 500 1000 1500 2000 2500 容量（万千瓦） 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -14- 证券研究报告 表 6： 全国峰谷价差 较高的地区 （ 单位： 元 /kWh） 地区 一般工商业 大工业 北京（城区） 1.1407 0.6995 江苏 0.8618 0.7558 广东（珠三角 5 市） 0.8287 0.6997 浙江 0.8100 0.6660 上海（夏季） 0.7810 0.8730 海南 0.6994 0.6986 甘肃 0.6580 0.4383 安徽（ 7-9 月） 0.6461 0.6024 青海（ 100 千伏安以上） 0.6390 0.4342 云南（枯水期） 0.6384 0.5598 河南 0.6189 0.6189 陕西（不含榆林） 0.6037 0.6116 资料来源：储能 100 人、新时代证券研究所 2.3.2、 节约 基本电费 与用户扩容是补充 节约基本电费可以作为用户侧储能的辅助盈利模式。 在我国， 大部分地区针对 大工业用户适用两部制电价， 除了 根据用电量缴纳电度电费之外，还需要缴纳基本 电费， 基本电费是大工业用户所应缴纳的输配电费的一部分 ， 用户可以自行选择是 按变压器容量还是按最大需量来缴纳基本电费 。 节约基本电费方面， 储能 适用于负荷尖峰明显且 尖峰位于白天的电力用户，可 以通过在低谷时段以低电价充电并在用电负荷较高时放电，从而 削减负荷尖峰从而 降低 申报的最大需量，起到节约基本电费的作用。 而对于 负荷曲线比较平坦 或者负 荷曲线与正常情况相反的电力用户，则不适合通过安装储能节约基本电费。 图 16： 储能节约基本电费适用的情形 图 17： 储能节约基本电费不适用的 情形 资料来源： 光储亿家、 新时代证券研究所 资料来源： 光储亿家、 新时代证券研究所 大工业电力客户一般需要配臵电压器，而变压器的额定容量是固定的，一旦后 期用户负荷增长造成变压器满额运行，便需要进行变压器扩容， 扩容费用一般较高， 安装储能系统后，可以在尖峰时段放电降低用户的需求 负荷 ，起到动态扩容的作用， 从而节约变压器扩容的投资成本。 节约基本电费带来收益相对较小， 无法成为独立的商业模式， 只能作为 峰谷套 利的辅助盈利来源。 变压器扩容的需求相对刚性，但整体市场偏小 ，且一般以电力 用户自投为主。 2020-01-06 电气设备 行业 敬请参阅最后一页免责声明 -15- 证券研究报告 2.3.3、 平滑负荷 潜在空间广阔 对于用电负荷间歇性较强的场合，如新能源汽车充电 桩 、体育 场 等，配备储能 系统可以在用电尖峰 时刻放电，削减负荷的变化率，起到平滑负荷的作用。 以新能源充电为代表的平滑负荷 需求较为刚性 。 随着 新能源汽车的快速发展， 相应的充电桩等基础设施必须跟上。而新能源汽车的集中充电会对电网造成较大冲 击， 而这也将成为新能源汽车充电桩发展的重要制约。因此，新能源汽车重点桩要 发展，必须配合储能。 另一方面，新能源汽车消费者对于电价的承受能力较高，充 电运营商可以轻易将储能成本转嫁给消费者。即使充电费用中加上储能成本，新能 源汽车的单位使用成本仍然远远低于燃油车。 2.3.4、 与分布式 能源 结合 在用户侧，储能 可以与 分布式光伏、分散式风电 等分布式能源结合 ，形成分布 式风光储系统，共同打造低成本、 灵活 可控的 电能 输出 。 主要应用场景包括工商业 侧 光储 （ 风光储 ） 一体化系统和户用 侧 “光伏 +储能”系统。 3、 发展 现状 ：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟 根据 CNESA 数据，截至 2019 年 6 月底，全球 已投运电化学储能项目累计装 机规模 为 181.8GW，其中电化学储能累计装机 7.43GW，占比 4.1%。电化学储能 成 为抽水蓄能以外规模最大的储能形式，但整体 占比仍然偏小，未来发展空间广阔。 图 18： 电化学储能是抽水蓄能以外规模最大的储能形式 资料来源： CNESA、 新时代证券研究所 根据 CNESA 数据， 2019 年上半年，全球新投运电化学储能项目 802.1MW， 同比下降 38.9%。其中， 排名 前五 的 国家为 美国（ 197.1MW）、英国（ 126.7MW）、 中国（ 116.9MW）、澳大利亚（ 116.2MW）、阿联酋（ 108MW）等。 相比而言，海 外市场由于电力市场化更加成熟，储能的应用更广 ，随着 成本的快速下降，未来将 是储能市场增长的主要贡献力量。 储能企业近期也在海外接连斩获大单，如 宁德时 代 与 Powin Energy 签订 1.85GWh 储能电芯供货合同 、 阳光电源 功签约马萨诸塞州 15MW/32MWh 储能项目 。 国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑的背景下，短 期内从量的增速看，可能不会十分乐观，但随着政策成熟、电力市场化改革推进、 商业模式探索完善以及成本下降，国内储能市场终将发展成熟，未来前景十分乐观。 170.7 7.4 2.7 0.5 0.4 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 抽水蓄能 电化学储能