20200229-天风证券-储能系列报告1：国内储能项目经济性探讨

1 证券研究报告 行业评级： 上次评级： 行业报告 | 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 强于大市 强于大市 维持 2020年 02月 29日 （ 评级） 储能系列报告 1：国内储能项目经济性探讨 行业深度研究 作者： 分析师 邹润芳 SAC执业证书编号： S1110517010004 2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 从本报告起，我们开启全球储能研究，其中本篇报告聚焦国内储能项目经济性探讨和相关标的梳理。 ✓ 从抽水储能转向电化学储能，应用场景主要在用户侧。 当前，我国 抽水储能占比大，但由于受地形、建设周期长等限制，无法满足用户侧应用场景。而 电化学储能几乎不受自然条件影响，应用场景增加。储能应用场景中用户侧最多，占比 51%。考虑 LFP的经济性，未来有望成为国内储能电池的主要方向。 有关储能应用场景的经济性初步探讨： ✓ 削峰填谷电价套利： 利用峰谷价差，实现电价套利。假设锂电池循环次数 6000次，寿命可至 10年，可对应每天 1.6次循环。选取一天两次 “峰谷 +峰平”套利进行 LCOE和 IRR测算，对应年限 8年。储能价格预计为 1.4元 /wh时，“峰谷 +峰平”电价差均值在 0.6元 /kWh以上地区可 实现经济性，并且 IRR8%，对应地区有江苏、广州等地。 ✓ 光伏 +储能： 光伏 +储能成本计算方式为光伏 LCOE+储能成本 /光伏发电度数。 1） 用户侧 ：假设 5kw户用光伏配 5kWh储能，储能预计增加每 度电成本 0.15元 /kWh。虽然光伏 LCOE+储能成本在部分地区一般工商业、大工业售电价达到经济性，但由于储能项目并不带来增益，预计 用户侧使用需等电网消纳能力饱和后。 2） 发电侧 ：主要解决大型风光项目并网问题，减少弃光率。按光伏 10%， 2h配置储能计算，储能预 计增加光伏每度电成本 0.03元，对应解决弃光率 5.2%。光伏即将迎来平价上网，光伏成本 +0.03元储能成本后也有望实现平价。平价上网后 光伏装机规模预计逐年提升，若在地面光伏电站配置储能， 2020年储能规模约 2.2-9.9GWh。 ✓ 5G+储能： 通信基站储能不仅能作为备用电源，也可能应用于用电网调峰调频。 LFP的优势在于循环次数远高于铅酸。以循环 7千次计算，需 更换铅酸电池约 6次，而 LFP不需更换； LFP价格仅为铅酸 2倍。 2019年 5G基站建设约 10万个，预计在未来几年建设进入高峰期，假设 2020- 2023年分别建设 5G基站 70、 90、 100、 110万个，对应磷酸铁锂储能电池需求 7.6、 9.7、 10.8、 11.9GWh。 标的梳理： 电池标的： 【 宁德时代 】 、 【 比亚迪 】 、 【 亿纬锂能 】 ；储能电池集成标的： 【 阳光电源 】 ， 【 科士达 】 ；材料标的：正极 【 德方 纳米 】 、 【 中国宝安 】 （子公司贝特瑞）、 【 湘潭电化 】 （参股裕能），正极前驱体 【 天赐材料 】 。 风险提示 ： 磷酸铁锂电池价格下降不及预期，峰谷电价价差缩小， 5G基站建设不及预期 摘要 从抽水储能转向电化学储能，应用场景主要 在用户侧 3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 4 抽水储能和电化学储能为最主要储能方式  电能的存储主要指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储，并在需要时释放。  储能可分为机械类储能、电器类储能、电化学类储能、热储能、化学类储能等。其中机械类储能、电化学类储能应用较多。  抽水储能： 电网低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库转化为重力势能储存的形式。  电化学储能： 指各种二次电池储能。利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应。包括铅酸电池、锂电池等。 储能方式 机械类储能 电器类储能 电化学类储能 热储能 化学类储能 压缩空气储能 飞轮储能 抽水储能 超导储能 超级电容器储能 钠酸电池 铅酸电池 锂离子电池 全钒液流电池 资料来源：北极星储能网、天风证券研究所 图 ： 储能方式分类 5 抽水储能 93.70% 电化学储能 4.90% 熔融盐储热 1.30%压缩空气储能 0.1%飞轮储能 0.01% 锂离子电池 79.70% 铅蓄电池 … 液流电池 1.20% 抽水储能占比最大，电化学储能快速增长  抽水储能占据目前已投运的储能项目 93.7%，但由于受地形限制严重，建设周期长等因素，无法满足电网调峰调频、户用储能等应 用场景。  电化学储能几乎不受自然条件影响，可更高效、灵活的应用于各种储能场景。由于锂离子电池具有安全性高、循环次数多、能量密 度高等特点，能储存更多电量，并且寿命更长。随着新能源汽车的发展，锂电池产能不断扩大，成本不断下降，经济性逐步体现。 在我国，目前大规模生产的动力锂电池有三元电池和磷酸铁锂电池。考虑磷酸铁锂电池的性价比，预计有望成为储能的主要电池供 应方向。 图 ：中国投运电力 储能项目类型分布 资料来源： CNESA，天风证券研究所 6 2019年新增电化学储能装机 0.52GW；应用场景用户侧最多，占比 51% 资料来源： CNESA，天风证券研究所  2019年中国新增电化学储能 0.52GW， YOY-24%。电化学装机规模累计达到 1.59GW。 我国储能应用场景分布：用户侧占比 51%，辅助服务 24%，电网侧 22%、集中式可再生能源并网 3%。 图 ： 中国电化学储能新增装机规模（ MW) 51% 24% 22% 3% 用户侧 辅助服务 电网侧 集中式可再生能源并网 图 ： 中国电化学储能应用场景分布 38 3.5 27.1 61 31.8 104.8 120.9 682.9 519.6 -91% 674% 125% -48% 230% 15% 465% -24% -200% -100% 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 0 100 200 300 400 500 600 700 800 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 装机规模 (MW) YOY 7 储能应用场景：发电侧、输配电侧、用电侧 资料来源：中国储能网、钜大锂电，天风证券研究所 发电侧 输配电侧 用电侧 • 提高新能源消纳 • 平滑新能源输出 • 火电机组加储能联合调 频 • 缓解线路阻塞 • 延缓输配电设施升级 • 配电网电压支持 • 削峰填谷 • 光伏 +储能 • 通信基站备用电源 • 数据中心备用电源等 • 构建微电网 从电力系统角度看，储能的应用场景可分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景 1）发电侧：主要用于平滑新能源发电，平滑新能源 输出； 2）输配电侧：主要用于调峰调频，削峰填谷，增加电网稳定性； 3）用电侧：主要用于削峰填谷电价套利、光伏 +储能、通 信基站备用电源、数据中心备用电源，以及构建微电网等。 8 不同应用场景对应不同储能电池，分为功率型、容量型、备用型、能量型 资料来源：钜大锂电、北极星储能网，天风证券研究所 储能应用场景众多，大致可分为四大作用： 1）平滑间歇性电源功率波动，这种场景需要 功率型储能 技术。功率型指要求有快速响应能力，但一般放电时间不长，对应功率型储能 电池。 2）减小峰谷差，提高电力系统效率和设备利用率，这种场景下大部分需要 容量型储能 技术，对应容量型储能电池。 3）增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量，需要 UPS备用型的储能 技术，对应备用型储能电池。 4）复合型应用，尤其是电网侧应用，参与调峰调频和紧急备用，需要 复合型 或者是 能量型 的储能技术，对应能量型储能电池。 表： 储能作用、技术及对应电池 储能电站容量 放电持续时间 年最小运行次数 电能时移套利 1-500MW ≈1小 时 250次 电源容量功用 1-500MW 2- 6小 时 5-100次 调频辅助服务 10-40MW 15 -6 0分 钟 250-100000次 备用 10-100MW 15 -6 0分 钟 20-50次 电压稳定服务 1- 10 MW 无功伏安 无要求 无要求 黑启动 5-50MW 15 -6 0分 钟 低 负荷跟踪/爬 坡控制 1-100MW 15 -6 0分 钟 无要求 表： 储能技术及运行参数 作用 储能技术 要求 对应电池 1 平滑间歇性电源功率波动 功率型 有快速响应能力，但一般放电时间不长 功率型储能电池 2 减小峰谷差 容量型 提高电力系统效率和设备利用率 容量型储能电池 3 增加备用容量 U P S 备用型储能技术 一年充放电次数较少，可将动力电池梯次利用 备用型储能电池 4 复合型：调峰调频+ 紧急备用 能量型 复合型满足不同场景需求 能量型储能电池 削峰填谷还有多远？ 9请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 10 峰谷电价即“分时电价”。以上海为例，单一制峰时段 6-22时，谷时段 22时 -次日 6时。高峰用电，一般用电单位较集中，供电较 紧张，因此收费较高；低谷用电，一般用电单位较少，供电较充足，因此收费较低。 我国多地区在一般工商业、大工业峰谷电价差较大。 2019年北京一般工商业平均峰谷用电价差 0.95元 /kWh，上海大工业平均峰谷 用电价差 0.81元 /kWh。 削峰填谷：一般工商业、大工业部分地区峰谷电价差较大，平均价差最高 0.95元 /kWh 资料来源：各省市发改委文件，天风证券研究所 表： 2019全国各省市一般工商业平均峰谷用电价及价差（元 /千瓦时） 省市 峰电 谷电 价差 北京 1.29 0.34 0.95 广东 1.16 0.38 0.78 江苏 1.07 0.31 0.76 海南 1.02 0.33 0.69 浙江 1.02 0.36 0.66 山东 0.94 0.32 0.63 河南 0.92 0.32 0.61 上海 0.92 0.32 0.60 陕西 0.82 0.22 0.60 甘肃 0.88 0.31 0.57 天津 0.91 0.35 0.57 安徽 0.93 0.38 0.55 青海 0.74 0.22 0.52 新疆 0.65 0.17 0.48 河北 0.78 0.33 0.46 山西 0.77 0.31 0.46 云南 0.60 0.20 0.40 宁夏 0.61 0.28 0.32 省市 峰电 谷电 价差 上海市 1.08 0.27 0.81 江苏省 1.04 0.31 0.73 海南 1.01 0.32 0.68 广东 0.97 0.29 0.68 北京市 0.99 0.35 0.63 山东 0.93 0.31 0.62 河南省 0.91 0.31 0.60 天津市 0.99 0.40 0.60 浙江省 0.95 0.39 0.56 安徽 0.94 0.38 0.56 陕西省 0.88 0.33 0.56 新疆 0.65 0.17 0.48 山西 0.77 0.31 0.46 河北 0.78 0.33 0.45 云南 0.65 0.22 0.43 甘肃省 0.66 0.24 0.42 青海 0.57 0.15 0.42 宁夏 0.53 0.25 0.28 表： 2019全国各省市大工业平均峰谷用电价及价差（元 /千瓦时） 11 峰谷 +峰平两次套利：广州、上海等地区一般工商业两次平均电价 0.6元 /kWh以上 当峰谷 +峰平两次套利时，平均电价收入为两次差值的平均。一般工商业电价一般较大工业、居民电价较高，我们以一般工商业为例， 测算峰谷 +峰平两次套利的经济性。 峰谷 +峰平平均电价价差在 0.7元 /kWh以上的地区有：北京郊区非居民、北京经济技术开发区。 峰谷 +峰平平均电价价差在 0.6元 /kWh以上的地区有：广州、江苏、上海（非夏季）。 峰谷 +峰平平局电价价差在 0.5元 /kWh以上的地区有：天津、海南。 资料来源： 各省市政府网站 ，天风证券研究所 表：各省市一般工商业电价 尖峰 高峰 平段 低谷 峰谷价差 峰平价差 平均 天津 1.04 0.68 0.39 0.65 0.37 0.51 北京城区 1.5295 1.40 0.87 0.37 1.03 0.53 0.78 北京郊区非居民 1.5195 1.39 0.86 0.36 1.03 0.53 0.78 北京经济技术开发区 0.9401 0.86 0.60 0.33 0.53 0.27 0.40 上海市非夏季 0.99 0.60 0.28 0.71 0.39 0.55 上海市夏季 1.02 0.63 0.22 0.80 0.39 0.60 陕西省 0.91 0.62 0.34 0.58 0.29 0.43 河南省 1.01 0.66 0.34 0.67 0.36 0.51 江苏省 1.12 0.67 0.32 0.80 0.45 0.62 甘肃省 0.90 0.60 0.31 0.58 0.29 0.44 浙江省 1.21 0.90 0.70 0.38 0.52 0.21 0.36 山东省 1.04 0.92 0.62 0.33 0.59 0.30 0.44 广东（广州） 1.20 0.73 0.36 0.84 0.47 0.65 河北省（北部） 0.89 0.78 0.53 0.35 0.43 0.25 0.34 河北省（南部） 0.84 0.74 0.56 0.33 0.41 0.17 0.29 云南省枯水期 0.74 0.49 0.25 0.49 0.25 0.37 云南省平水期 0.62 0.40 0.21 0.41 0.22 0.31 云南省丰水期 0.52 0.35 0.17 0.35 0.17 0.26 安徽省 0.92 0.62 0.39 0.54 0.30 0.42 海南省 1.03 0.64 0.33 0.70 0.40 0.55 青海省 0.76 0.51 0.27 0.49 0.25 0.37 新疆 0.67 0.42 0.17 0.49 0.25 0.37 宁夏 0.76 0.55 0.35 0.41 0.20 0.31 不满1 千伏省份 一般工商业 12 峰谷 +峰平两次套利：预计在江苏、广州等地一般工商业电价实现经济性 我们对不同储能价格和峰谷电价差下的储能电站 LCOE和 IRR进行测算，假设每天峰谷 +峰平两次套利， 6000次循环储能电池对应寿 命 8年。 模型假设： 1）储能价格：包括储能电池及集成价格、电气设备、施工等； 2）年储能电量 =带电度数（满载运行） *每天循环 2次 *365 天； 3）收入：电价收入为峰谷 +峰平平均价差； 4）资金成本：贷款 70%， 8年，贷款利率 6%； 5）电池、电气设备折旧 8年，残值 0， 贴现率 5%。 6）储能电池购置成本 =储能电池售价 *10kWh/0.8(放电深度）  LCOE=（初始成本 +折旧成本 +运维成本现值 +财务成本现值 +税收成本现值） /生命周期内发电量的现值 当储能价格达到 1.4元 /wh时，“峰谷 +峰平”平均价差 0.6元 /kWh的地区可以实现经济性并且 IRR达到 8%以上，对应地区：江苏、 广东、北京等地。 目前磷酸铁锂电芯价格约 0.6元 /wh，考虑 pack，集成，电气设备、施工等费用后预计价格在 1.4元 /wh，预计在部分地区已实现经济 性。 资料来源： 各省市政府网站 ，天风证券研究所 表 ：二次峰谷套利储能项目 LCOE测算 表 ：二次峰谷套利储能项目 IRR测算 储能价格/ 电价差( 元/ k W h ) 0.6 0.65 0.7 1.2 0.53 0.54 0.55 1.4 0.59 0.60 0.61 1.6 0.64 0.66 0.67 1.8 0.70 0.71 0.72 储能价格/ 电价差( 元/ k W h ) 0.6 0.65 0.7 1.2 19% 25% 31% 1.4 8% 14% 20% 1.6 -2% 5% 11% 1.8 -12% -4% 2% 光储平价还有多远？ 13请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 14 1、用户侧：减少“不稳定”电量并网，缓解电网压力 由于新能源发出的电具有波动性、随机性和间歇性，大规模的新能源发电接入电网后，会对电网的调峰、无功电压和暂态稳定性都带 来一定的影响。而光伏 +储能将光伏发的电存入储能电池中，减少并入电网的“不稳定”电量，增加光伏装机量。 根据 IRENA数据， 2018年中国光伏平均 LCOE为 6.7美分 /kWh，约 0.47元 /kWh。 在用户侧，光伏 +储能结合之后度电成本要比平均工商业电价最高的北京低（ 0.82元 /kWh)，能初步实现经济性。 光伏 +储能成本计算方式为：光伏 LCOE+储能成本平摊至光伏发电度数的成本。 图 ： 全国部分省市 2018年工商业电价（元 /kWh) 资料来源： 中国能源网 ，天风证券研究所 0.82 0.80 0.79 0.78 0.77 0.77 0.75 0.75 0.75 0.74 0.74 0.73 0.73 0.72 0.71 0.64 0.66 0.68 0.70 0.72 0.74 0.76 0.78 0.80 0.82 0.84 0.68 0.68 0.67 0.66 0.64 0.64 0.64 0.63 0.63 0.62 0.62 0.61 0.61 0.61 0.61 0.56 0.58 0.60 0.62 0.64 0.66 0.68 0.70 天津 北京 上海 浙江 湖南 江苏 海南 安徽 广西 江西 山东 湖北 河南 广东 重庆 图 ： 全国部分省市工商业电价（元 /kWh) 15 用户侧：储能成本约增加 0.15元 /kWh成本，为消耗项目 光伏 +储能的运行模式可以为：白天光照强烈时光伏发的电较多，发出的电优先供应家用电器等负载，余下的电存入储能系统；到夜晚 光伏不发电，储能系统放出电供应负载电器。光伏发的电不需要全部储存，因此储能配备的容量可以比光伏每天发电量少。 假设 5kW光伏电站，年光照 1400h，平均每天光照 3.8h，光伏每天发量 19kWh。假设配 5kWh储能。储能投资为固定成本，假设储能 电池 10年寿命，储能成本包括购置成本 +运维成本。购置成本 =储能价格 *5kWh/放电深度 80%；运维成本 =5kWh*40元 /kWh*10年 =2000元。若储能价格为 1.4元 /wh，储能 10年总计成本为 10750元。  5kW光伏电站，若年光照小时数 1400h，年发电量为 7000kWh， 10年发电量为 70000kWh，储能成本为 0.15元 /kWh。与 2018年中 国光伏平均 LCOE 0.47元 /kWh相加，光储合计度电成本约 0.62元 /kWh。虽然光伏 LCOE+储能成本在高电价地区达到经济性，但由于 储能项目是消耗项目，并不带来增益，因此在光伏消纳能力充足时储能并不体现附加价值。预计用户侧储能大量出现需等到电网消纳能 力饱和之后。 资料来源： 北极星太阳能光伏网 ，天风证券研究所 表： 储能费用测算（元） 单位 数值 储能价格 元/wh 1.4 带电量 kWh 5 放电深度 % 80% 初始投入 元 8750 运维成本 元/kWh 40 1 0 年运维费用 元 2000 储能费用合计 元 10750 16 2、发电侧：解决弃光问题，增加可再生能源消纳 在发电侧，储能可用于大规模风光的并网，可解决光伏、风电因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。储能在这种场 景下的工作模式为跟踪计划出力、平滑输出等。储能按需求启动，无论多少电经过储能，配置储能为固定成本。 发电侧储能案例：青海是我国光伏装机规模最大的地区之一。 2016年受经济结构调整、光伏电站并网规模迅速增加、电网送出容量有 限等多重因素影响，弃光率达到 8.3%，许多光伏电站经济损失较为严重。 2016年起，华能清洁研究院在青海开展分布式直流侧光伏储能试验项目。 青海格尔木集中式光伏电站一期储能试验项目规模 3.5MWh，于 2017年开始建设，采用铅炭电池和磷酸铁锂电池技术。 资料来源： Wind、，天风证券研究所 图 ：甘肃、新疆、宁夏、青海弃光率 （ %) 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 2015 2016 2017 2018 甘肃 新疆 宁夏 青海 17 发电侧：按光伏 10%， 2h配置储能计算，储能预计增加光伏每度电成本 0.03元 假设地面式电站运营规模 100MW，一年有效日照时间 1400h，对应日均光照时间 3.8h。若按照光伏规模 10%， 1h配置储能，储能容量 需要 10MWh。在一天储能电池循环一次的情况下，储能满载情况下带电量 10MWh，光伏一天发电量 =100MW*3.84h=384MWh。由 于不能直接并网的电需通过储能过滤，因此这部分电可看作原本“弃光”的电，对应弃光率 2.6%。 经测算，若配置光伏规模 15%、 3h容量储能，需储能容量 45MWh，对应解决弃光率 11.7%。 以“光伏容量 10%， 2h” 配置储能计算，储能成本包括购置成本 +运维成本。购置成本 =储能价格 *20MWh/放电深度 80%；运维成本 =20MWh*40元 /kWh*10年 =800万元。 如果储能价格为 1.4元 /wh，储能购置成本为 3500万，整个 10年储能成本为 4300万元。光伏电站 100MW运营规模，假设一年有效光照 1400h，一年发电量为 140GWh， 10年发电量为 1400GWh，储能成本为 0.03元 /kWh。 资料来源：电工之家，天风证券研究所 表：年日照 1400h、储能每天循环一次情况下储能装置配比与弃光率测算 储能配置 光伏规模（M W ） 储能容量（M W h ) 日均光照时间( h ) 光伏每天发电量（MW h) 弃光率 10% 1h 100 10 3.8 384 2.6% 10% 2h 100 20 3.8 384 5.2% 10% 3h 100 30 3.8 384 7.8% 15% 1h 100 15 3.8 384 3.9% 15% 2h 100 30 3.8 384 7.8% 15% 3h 100 45 3.8 384 11.7% 18 发电侧：若在地面光伏电站配置储能， 2020年储能规模约 2.2-9.9GWh  2019年，中国新增光伏装机 30.1GW，其中集中式 17.9GW，分布式 12.2GW，集中式占比 59%。随着光伏组件价格不断下降，预计 将在全国各地逐渐实现平价上网，加上储能度电成本后也有望实现平价，光伏装机有望逐年提升。 假设 2020、 2021、 2022年中国光伏装机每年 20%增速增长，其中地面式装机占比 55%， 2020-2022年对应光伏地面式装机 22、 26、 32GW。在储能配比光伏容量 10%、 1h情况下，储能规模分别为 2.2、 2.6、 3.2GWh；在储能配比光伏 15%、 3h情况下， 2020-2022 年储能规模分别为 9.9、 11.9、 14.3GWh。 资料来源：国家能源局，天风证券研究所 图 ：全国地面式与分布式装机 （ GW) 12.1 8.6 13.7 30.3 33.6 23.3 17.9 0.8 2.1 1.4 4.2 19.4 21.0 12.2 0 5 10 15 20 25 30 35 40 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 地面式 分布式 2017 2018 2019 2020E 2021E 2022E 光伏新增装机（GW） 53.1 44.3 30.1 40.0 48.0 57.6 yoy 54% -17% -32% 20% 20% 20% 地面式装机（GW） 34 23 18 22 26 32 分布式装机（GW） 19.4 21 12.2 18 21.6 25.92 地面式占比（%） 63% 53% 59% 55% 55% 55% 光伏10%，1h配置储能(GWh) 3.4 2.3 1.8 2.2 2.6 3.2 光伏15%，3h配置储能(GWh) 15.1 10.5 8.1 9.9 11.9 14.3 表 ：地面式光伏储能规模规模测算（ GWh) 5G+储能：通信备用电源 19请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 20 通信基站备用电源：作为备用储能电池，梯次磷酸铁锂比铅酸更具经济性 备用储能技术标准：持续放电时间为 15分钟 -60分钟，年最小运行次数为 20-50次。备用储能电池每年使用次数较少，因此梯次电池 也能作为备用储能电池使用。 铅酸电池价格： 2020年 1月铅酸电池（新电池）的价格“ 48V 12A” 的价格为 220-224元，计算得出铅酸电池每 Wh约 0.38元。 梯次磷酸铁锂电池价格：磷酸铁锂梯次电池回收价格仅 0.1元 /wh，考虑分拣、检测、 10%报废的情况后，梯次电池成本约 0.32元 /wh。 若仅作为备用储能电池，梯次磷酸铁锂电池价格更具优势，并且能量密度更高、工作温度范围更广。 表： 铅酸电池和梯次电池性能指标对比 资料来源：高工锂电，天风证券研究所 电池性能指标 铅酸电池 标称循环寿命（次） 1000-1200 400 800 1500 2000 能量密度（W h / k g ) 3 0 ～4 5 工作温度（摄氏度） 5 ～3 0 梯次电池 9 0 ～1 2 0 - 2 0 ～5 5 21 通信基站备用电源： 5G+储能调频，磷酸铁锂电池更具性价比优势 通信基站储能不仅能作为备用电源，也可能应用在电网负荷低的时候储能，在电网高负荷的时候输出能量，用于调峰调频，减轻电网 波动，保证通信基站平稳运行。中国联通发布的 《 5G能使泛在电力物联网 2020》 中就有 5G基站储能调峰的应用场景。 备用储能技术标准：持续放电时间为 15分钟 -60分钟，年最小运行次数为 20-50次。而调峰调频储能电池的技术要求：放电持续时间 为 15分钟 -60分钟，年最小运行次数为 250-10000次。 磷酸铁锂电池的优势在于循环次数远高于铅酸电池，铅酸电池的循环寿命约 1000-1200次，磷酸铁锂电池循环寿命 7000-10000次 （衰减至 70%）。以循环 7000次计算，需更换铅酸电池约 6次，而磷酸铁锂电池不需更换。目前磷酸铁锂电芯价格 0.6元 /wh，预计 pack之后约 0.7元 /wh，磷酸铁锂电池价格仅为铅酸电池 2倍。 表： 铅酸电池与磷酸铁锂电池性能对比 资料来源：高工锂电，天风证券研究所 类型 铅酸电池 LFP锂电池 充放电次数 1000-1200次 7000-10000次（衰减至70%） 能量密度 38-40Wh/kg 170-180Wh/kg 回收 回收率90%以上 机制尚不健全 其它特点 技术成熟、工作范围大、能浮充 、常压或低压设计，安全性好、 浅充浅放电性能优异、工作电压 高、大电流深度放电性能差。 无记忆效应，可大电流深度放电 、 适用于调峰 、浮充需要单独设 置BMS达到浅充浅放效果。 22 5G通信基站可能带 2020年来磷酸铁锂储能电池需求 7.6GWh 截至 2018年，三大运营商共用 4G基站 478万个，其中中国移动 241万个，中国电信 138万个，中国联通 99万个。由于 5G通信频谱分 布在高频段，信号衰减更快，覆盖能力减弱，因此相比 4G，通信信号覆盖相同的区域， 5G基站的数量将增加。  2019年 5G基站建设约 10万个，预计在未来几年建设进入高峰期，假设 2020-2023年分别建设 5G基站 70、 90、 100、 110万个。 传统 4G基站单站功耗 780-930W，而 5G基站单站功耗 2700W左右。以应急时长 4h计算，单个 5G宏基站备用电源需要 10.8kWh。 相比 4G， 5G单站功率提升约 2倍且基站个数预计大幅提升，对应储能需求也降增长。经测算，预计 5G基站带来的备用电源储能需求 2020-2023年分别为 7.6、 9.7、 10.8、 11.9GWh。若 5G+调峰的应用场景实现，预计将会带来磷酸铁锂储能电池需求大幅增长。 表： 5G基站储能需求测算（ GWh) 资料来源：高工锂电，天风证券研究所 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 宏基站个数（万个） 10 70 90 100 110 5G基站功率(w) 2700 2700 2700 2700 2700 应急时长（h) 4 4 4 4 4 单个基站容量（kWh) 10.8 10.8 10.8 10.8 10.8 储能需求（GWh) 1.1 7.6 9.7 10.8 11.9 磷酸铁锂储能标的梳理 23请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 24 宁德时代加快布局储能产线 电池龙头宁德时代也开始布局储能电池，不断投资储能项目。  2019年 4月与科士达成立合资公司，经营范围主要有储能系统 PCS、特殊储能 PACK、户用储能锂电池等。  2020年 2月公告投资建设宁德车里湾锂离子电池生产基地项目，经营范围主要有动力电池、超大容量储能电池、超级电容器、风光电 储能系统等，投资金额不超过 100亿。 表：宁德时代储能电池投资项目 资料来源： Wind，天风证券研究所 公告日期 投资项目 经营范围 项目建设期 投资额 201 8年 11月 江苏时代动力及储能锂电池研发与生产项目 （三期） 动力及储能锂电池生产线 24个 月 不超过7 4亿 元 201 8年 12月 控股子公司时代广汽动力电池有限公司时代广 汽动力电池项目 锂离子电池、动力电池、超大容量储 能电池及电池系统 24个 月 46. 26亿 元 201 9年 4月 控股子公司时代一汽动力电池有限公司时代一 汽动力电池项目 锂离子电池、动力电池、超大容量储 能电池及电池系统 36个 月 不超过4 4亿 元 201 9年 4月 宁德时代湖西锂离子电池扩建项目 动力电池、超大容量储能电池、超级 电容器、风光电储能系统等 36个 月 不超过4 6.2 6亿 202 0年 2月 宁德时代宁德车里湾锂离子电池生产基地项目 动力电池、超大容量储能电池、超级 电容器、风光电储能系统等 两年，以实际为准 不超过1 00亿 201 9年 4月 （科 士达公告） 宁德时代与科士达合资成立宁德时代科士达新 能源科技有限公司 储能系统PCS 、特殊储能P ACK 、户用 储能锂电池P ACK 和非标中小型储能锂 电池PAC K） 等 宁德时代股权51% 、科士达股权49% 25 2015年磷酸铁锂电池已经中标成为通信基站后备电源 从亿纬锂能储能中标项目看，中国铁塔 2015年就开始招标磷酸铁锂电池作为通信基站后备电源。 从南都电源储能中标信息看，中国移动在 2017年招标铁塔基站以外用磷酸铁锂电池。在 2020年 2月的招标中，中国电信招标高功率型 阀控式密封铅酸蓄电池。 磷酸铁锂电池在 2015年就已经作为通信基站后备电源的选项之一，随着磷酸铁锂电池价格不断下降，预计磷酸铁锂电池比例不断提升。 但目前一些高性能的铅酸蓄电池仍有应用。 表 ：亿纬锂能、南都电源储能项目招标信息 资料来源： Wind，天风证券研究所 公告日期 中标项目 中标产品 招标人 201 8年 8月 河南电网100 兆瓦电池储能示范工程第二批设备类 采购项目 息县储能电站集装箱成套储能设备 平高集团有限公司 201 6年 2月 201 5年 度第四批磷酸铁锂蓄电池采购项目 通信基站后备电源 中国铁塔广东省分公司 201 5年 9月 201 5 年 度第三批磷酸铁锂蓄电池采购项目 通信基站后备电源 中国铁塔广东省分公司 201 5年 5月 201 5 年 度第二批磷酸铁锂蓄电池采购项目 通信基站后备电源 中国铁塔广东省分公司 201 0年 10月 高安全性、长寿命钛酸锂电池模块及其管理系统 高安全性、长寿命钛酸锂电池模块及其管 理系统 粤港关键领域重点突破项目 202 0年 2月 中国电信高功率型阀控式密封铅酸蓄电池（201 9 年）集中采购项目 高功率型阀控式密封铅酸蓄电池 中国电信集团有限公司、中国 电信股份有限公司 201 9年 1月 阿里巴巴数据中心蓄电池设备招标项目 蓄电池设备 浙江天猫技术有限公司 201 7年 11月 中国移动201 7至 201 8年 度铁塔以外基站用磷酸铁 锂电池 磷酸铁锂电池产品（中标份额19. 57% ，中 标金额2 亿） 中国移动通信集团公司 201 7年 1月 中标中国移动数据中心储能及备电项目 数据中心项目储能及备电服务（“投资+运 营”模式，中标总容量为121 .7M Wh） 中国移动通信集团有限公司 亿纬锂能 南都电源 26 储能产业链相关标的梳理 电池端标的：磷酸铁锂电池龙头 【 宁德时代 】 、 【 比亚迪 】 ， 【 亿纬锂能 】 集成厂商标的： 【 阳光电源 】 ， 【 科士达 】 材料端标的：正极 【 德方纳米 】 、 【 中国宝安 】 （子公司贝特瑞）、 【 湘潭电化 】 （参股裕能），正极前驱体 【 天赐材料 】 。 图 ：储能标的及业务梳理 资料来源： Wind，天风证券研究所 电池厂商 宁德时代 201 9年 国内磷酸铁锂装机量1 1.4 Gwh ，市占率60% 。2 020 年2 月公告投资建设宁德车里湾锂离子 电池生产基地，规划建设动力及储能锂电池生产线。 比亚迪 多年深耕LFP ，2 019 年国内装机量2.8 Gwh ，市占率14% 。2 015 年 比亚迪投资管理有限公司和格 林美共同出资设立储能电站(湖北)有限公司，比亚迪持股5 5%。 亿纬锂能 201 9年 LFP 装机量1 .77 Gwh ，市占率8.5 %。 储能产品有：通信储能、电力储能等。2 019 年募集 21. 6亿 元投资荆门亿纬创能储能动力锂离子电池项目。 储能电池集成厂商 阳光电源 201 8年 储能业务营收3.8 亿，营收占比3.7 %。 截至 20 19年 底，公司参与全球重大储能项目超 900 个。 科士达 201 8年 光伏逆变器及储能营收9.1 亿，营收占比33% 。2 019 年4 月与宁德时代成立合资公司，经 营业务包括储能PCS ，特殊储能PAC K（含UP S锂电池PA CK、户用储能锂电池P ACK 等）科士达持 股4 9%， 宁德时代持股51% 。 材料厂商 德方纳米 国内第一大L FP正 极材料供应商，出货约2万 吨，市占率约30% ，深度绑定C ATL ，供应C ATL 约 50%LFP 中国宝安 子公司贝特瑞为国内第二大LFP 供应商 湘潭电化 参股公司裕能新能源1万吨LF P产能已投产，持股比例16 .07 % 天赐材料 拥有3万 吨磷酸铁产能，年产约2万 吨 27 风险提示 磷酸铁锂电池价格下降幅度不及预期。 峰谷电价价差缩小：若峰谷价差缩小，储能用峰谷套利模式将收到影响。 5G基站建设不及预期：若 5G建设速度放缓，影响备用电源储能采购。 资料来源： Wind，天风证券研究所 28请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 股票投资评级 自报告日后的 6个月内，相对同期沪深 300指数的涨跌幅 行业投资评级 自报告日后的 6个月内，相对同期沪深 300指数的涨跌幅 买入 预期股价相对收益 20%以上 增持 预期股价相对收益 10%-20% 持有 预期股价相对收益 -10%-10% 卖出 预期股价相对收益 -10%以下 强于大市 预期行业指数涨幅 5%以上 中性 预期行业指数涨幅 -5%-5% 弱于大市 预期行业指数涨幅 -5%以下 投资评级声明 类别 说明 评级 体系 分析师声明 本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证 券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任