电气设备行业储能系列报告之一：各环节需求共振，全球储能爆发时点已至-20210324-东北证券-49页_1mb

全球储能市场爆发时点已至

核心内容

全球储能市场已具备大规模发展的条件，成为能源转型中不可或缺的一环。随着技术进步和成本下降，电化学储能尤其是锂电池有望成为主要储能形式。同时，储能在电力市场中的定位逐渐清晰，供电侧与用户侧储能的发展模式均趋向成熟。

主要观点

• 储能是能源转型的关键环节：为实现碳中和目标，全球主要经济体正在推动可再生能源的使用，储能技术在电力系统中起到调节和稳定的作用。
• 储能技术成熟与成本下降：电化学储能技术快速发展，特别是锂电池的循环寿命和能量密度显著提升，成本持续下降，成为未来储能的主流。
• 储能收益机制逐步清晰：海外地区储能收益来源丰富，包括峰谷套利、辅助服务、输配电价等，国内则在政策推动下，储能逐渐成为新能源发电的“标配”。
• 供电侧与用户侧储能均衡发展：供电侧储能主要通过电力机制设计实现收益，用户侧储能则依赖经济性提升，两者发展路径不同但潜力巨大。
• 产业链重点环节：电池与变流器厂商在储能系统中占据核心地位，具备先发优势。

关键信息

• 全球储能市场现状：2020年全球电化学储能装机量达13GW，占总装机的6.9%，预计未来十年新能源装机增量将超1200GW，带动储能需求。
• 成本传导机制：海外储能成本能顺畅传导至终端用户，而国内目前主要由发电企业承担，但政策推动下未来有望逐步改善。
• 用户侧储能发展：经济性驱动用户侧储能渗透率提升，特别是工商业领域，海外户用储能市场已起步，国内则处于发展初期。
• 重点公司推荐：阳光电源、派能科技、固德威等公司作为电池与变流器环节的龙头，有望率先受益于储能市场爆发。

储能发展模式

供电侧储能

• 收益机制：通过峰谷套利、辅助服务、输配电价等方式获取收益，成本由发电企业、电网企业及电力用户共同承担。
• 海外发展情况：美国、欧盟等发达地区储能市场成熟，收益来源丰富，成本传导顺畅，推动储能快速扩张。
• 国内发展现状：政策推动下，储能成为新能源发电的“标配”，短期内以强制配套为主，未来将逐步市场化。

用户侧储能

• 经济性驱动：用户侧储能主要依赖系统经济性，如节省电费、提升用电可靠性等。
• 海外进展：户用储能市场已率先起步，工商业储能则处于发展初期。
• 国内机会：用户侧储能机会或将集中在工商业环节，随着电价机制改革，经济性将逐步显现。

储能产业链

• 核心环节：电池与变流器是储能系统的核心，技术与成本优势显著。
• 市场参与者：包括电池厂商、逆变器厂商与系统集成商，其中供电侧储能价格竞争更激烈，用户侧储能更依赖经销商/安装商渠道。
• 成本与收益匹配：储能成本与收益不匹配是制约发展的主要因素，需通过机制设计加以解决。

投资建议

• 重点公司推荐：阳光电源（300274.SZ）、派能科技（688063.SH）、固德威（688390.SH）。
• 行业前景：全球储能市场已进入爆发期，预计未来十年储能装机量将大幅增长，尤其在供电侧。

风险提示

• 政策变动：新能源行业政策存在不确定性。
• 市场竞争加剧：随着市场扩大，竞争将更加激烈。

行业数据

图表目录

• 图1：全球一次能源消费结构预测
• 图2：全球总能源消费量与电力消费量情况（Mtoe）
• 图3：全球总发电量与可再生能源发电情况（TWh）
• 图4：储能是未来电力系统的重要环节
• 图5：全球风电、光伏累计装机情况（GW）
• 图6：全球风电、光伏发电量情况（TWh）
• 图7：各类储能技术在已投运储能项目中的占比
• 图8：中国及全球电化学储能累计装机规模（GW）
• 图9：全球锂离子电池平均成本变化情况（$/kWh）
• 图10：全球电化学储能装机情况（GW）
• 图11：不同锂离子电池的循环寿命对比
• 图12：储能在电力体系中的收益与成本存在一定的不匹配
• 图13：太阳能发电平均LCOE变化情况（$/kWh）
• 图14：风力发电平均LCOE变化情况（$/kWh）
• 图15：“新能源+储能平价”是未来的长期方向
• 图16：全球供电侧/用户侧新增储能装机情况（MW）
• 图17：OECD国家与非OECD国家发电量变化情况（TWh）
• 图18：美国火电、新能源装机变化情况（GW）
• 图19：欧盟火电、新能源装机变化情况（GW）
• 图20：国内新增电力装机情况（GW）
• 图21：国内火电累计装机容量（GW）及利用小时数
• 图22：海内外储能成本在电力系统中的传导机制对比
• 图23：美国电力装机结构变化情况（GW）
• 图24：2019年欧洲大型电力集团收入结构
• 图25：海外大型电力集团一体化程度较高
• 图26：加州及全美电池储能累计装机容量（MWh）
• 图27：2020年加州新增储能装机情况（MWh）
• 图28：加州供电侧储能项目收益来源
• 图29：加州风电、光伏发电量及占比情况（TWh）
• 图30：加州燃气、风电、光伏装机情况（GW）
• 图31：2016年加州电力净负载与电价曲线
• 图32：2019年加州电力净负载与电价曲线
• 图33：加州电力实时市场中负电价区间占比情况
• 图34：加州电力批发市场辅助服务费用情况（亿美元）
• 图35：2019年加州电池储能使用情况
• 图36：加州电力辅助服务平均出清价格（$/MWh）
• 图37：加州各类电力市场主体发电量情况（TWh）
• 图38：加州总电力消费量构成（TWh）
• 图39：各省非水可再生能源消纳权重目标
• 图40：2020年除西藏外各省弃风、弃光率情况
• 图41：2021风电、光伏开发建设征求意见稿提出的多元化新能源并网消纳体系
• 图42：青海对储能项目投资的推动措施
• 图43：现行电力辅助服务收入/费用计算机制
• 图44：国网“碳达峰、碳中和”行动方案中的储能相关内容
• 图45：全球户用储能系统出货量情况（MWh）
• 图46：独立式住宅具备户用光储系统的安装条件
• 图47：海外发达地区独立式/半独立式住宅比例
• 图48：各地区2018年人均用电量对比（kWh）
• 图49：各地区2018年人均居民用电量对比（kWh）
• 图50：居民/非居民电价对比（$/kWh）
• 图51：德国居民用电价格变化情况（欧元/kWh）
• 图52：澳大利亚居民电价指数与收入指数变化情况
• 图53：户用光储系统对传统电网供电的取代进程
• 图54：美国大型变压器的安装集中在1950-1980年
• 图55：美国大型电力事故发生次数变化情况
• 图56：日本户用光伏FiT电价变化情况（日元/kWh）
• 图57：日本户用光伏FiT政策到期情况
• 图58：德国户用储能新增装机情况（万套）
• 图59：德国户用储能系统单位成本下降情况
• 图60：中国全社会用电量情况（亿千瓦时）
• 图61：各地2018年终端用电结构对比（IEA口径）
• 图62：中国各类电力用户平均电价对比（元/kWh）
• 图63：美国各类电力用户平均电价对比（$/kWh）
• 图64：大工业用户实行的两部制峰谷电价体系
• 图65：各省最高电压等级大工业用户夏季峰谷价差情况（元/kWh）
• 图66：电化学储能系统构成示意图
• 图67：1MW储能系统单位成本测算（$/kWh）与各环节占比
• 图68：储能产业链构成环节及主要参与者
• 图69：储能变流器是联接电源、电池与电网的核心环节
• 图70：特斯拉可提供适用于各领域的储能系统
• 图71：全球主要储能系统集成商
• 图72：2019年中国储能系统集成商排名（MW）
• 图73：2019年德国户用储能系统市场份额情况
• 图74：用户侧储能系统销售渠道
• 图75：国内外户用逆变器厂商单瓦价格对比（元/W）
• 图76：特斯拉Powerwall2价格变化情况（美元）
• 图77：阳光电源储能业务收入情况（亿元）
• 图78：阳光电源储能业务毛利情况（亿元）
• 图79：派能科技主营业务收入构成情况（亿元）
• 图80：派能科技储能电池系统销量情况（MWh）
• 图81：固德威储能逆变器销售情况
• 图82：固德威储能业务收入、毛利情况（亿元）

表格目录

• 表1：已宣布长期碳中和目标的全球主要经济体
• 表2：主要物理/化学储能形式对比
• 表3：供电侧储能与用户侧储能对比
• 表4：海内外电力改革进程梳理
• 表5：加州备用电源采购量及采购价格情况
• 表6：2021-2030 年全国风电、光伏装机空间测算
• 表7：2020 年以来对新能源发电配套储能提出具体量化要求的省份
• 表8：电网侧储能项目清单整理