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（报告出品方/作者：川财证券，黄博、张天楠）

报告综述

锂离子电池占据电化学储能主导地位，应用场景丰富

储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。抽水蓄能是目前装机量最高的储能路线，占全球储能累计装机规模的90%以上。年，全球电化学储能累计装机规模为8.22GW，占比4.5%，比去年同期增长0.9个百分点。在电化学储能领域，锂离子电池占据电化学储能最大比重，年，全球锂离子电池占电化学储能装机87.3%。未来，下游可再生能源并网、电动车以及5G基站等应用场景将为锂离子电池产业发展贡献较大增量。

风电、光伏消纳、新能源车迅速渗透、5G基站放量，孕育万亿级广义储能市场

我们对-年间可再生能源并网、电动车以及5G基站备用电源三大储能应用场景下的储能新增装机需求进行了测算。预计-年，全球新增锂电储能装机容量合计GWh，年全球新增锂电储能装机容量GWh；国内新增锂电储能装机容量合计GWh，年国内新增锂电储能装机容量GWh。看好磷酸铁锂电池在可再生能源并网、电动车以及5G基站三类应用场景中的发展前景，我们认为，未来磷酸铁锂电池路线在三类应用场景下都将占据主导。据测算，-年，全球磷酸铁锂储能系统新增市场空间分别为、、、、、亿元，合计1.1万亿元，万亿级储能市场正在孕育。

多地出台文件支持新能源加配储能，青海出台全国首个储能补贴政策

平滑新能源出力波动、减少弃风弃光率催生发电侧消纳需求，年，中央、地方陆续出台“新能源配套储能”政策支持储能产业发展。年1月18日，青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，为全国首个针对“可再生能源+储能”项目补贴方案。我们以青海省为例，对光伏电站加装储能项目的成本进行测算，并评价其经济性。在储能时长2小时，储能配置比例10%、15%、20%情况下，配置储能新增度电成本0.05、0.07、0.1元/kWh。根据目前降本趋势，预计年底光伏度电成本为0.36元/度，已接近全国脱硫燃煤平均电价0.元/度。光伏已初步步入平价拐点，储能补贴政策可以在一定程度缓解由加装储能带来的新能源装机压力。我们认为，伴随着电池产业降本增效的推进和光伏系统成本的下降，储能经济性将进一步提高，逐步可实现不依赖补贴的商业化、规模化发展。

一、储能行业概况及下游应用领域

1.储能的分类

储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。

2.全球储能以抽水蓄能为主，电化学储能前景广阔

抽水蓄能是当前最为成熟的电力储能技术，主要领用领域包括电力系统削峰填谷、调频调相和紧急事故备用等。抽水蓄能也是目前装机量最大的技术，占全球储能累计装机规模的90%以上。抽水蓄能存在受地理资源条件的限制，能量密度较低，总投资较高等问题。

电化学储能占比逐年提升。电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，逐渐成为储能新增装机的主流。

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA），截至年底，全球已投运储能项目累计装机规模.1GW，同比增长1.2%。其中抽水蓄能累计装机占比最大，为93.4%，比去年同期下降0.9个百分点。电化学储能累计装机规模为8.22GW，占比4.5%，比去年同期增长0.9个百分点。

在电化学储能领域，锂离子电池占据全球新增投运总规模的最大比重，年，全球锂离子电池累计装机占电化学储能87.3%，居主导地位。

截止至年底，我国已投运储能项目累计装机规模32.3GW，占全球18%，同比增长3.2%。其中抽水蓄能累计装机占比最大，为93.7%，比去年同期下降2.1个百分点。

截至年底，我国电化学储能累计装机规模为1.59GW，占比4.9%，比去年同期增长1.5个百分点。锂离子电池储能装机规模1.27GW，在电化学储能中占比79.7%，其次是铅蓄电池，占比18.60%。

总体来看，我国电化学储能装机规模尚小，这与所处的发展阶段相关。我国电化学储能市场大致可分为四个发展阶段：一是技术验证阶段（-年），主要是开展基础研发和技术验证示范；二是示范应用阶段（-年），通过示范项目开展，储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰，应用价值被广泛认可；三是商业化初期（-年），随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透，储能装机规模快速增加、商业模式逐渐建立；四是产业规模化发展阶段（-年），储能项目广泛应用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善，形成较为完整的产业体系和一批有国际竞争力的市场主体，储能成为能源领域经济新增长点。

3.锂离子电池占据电化学储能主导地位，应用场景丰富

锂离子电池占据我国乃至全球电化学储能总规模的最大比重，发展可期。未来，下游可再生能源并网、电动车以及5G基站等将为锂离子电池产业发展贡献较大增量。

锂离子电池按照应用领域分类可分为消费、动力和储能电池。消费电池涵盖消费与工业领域，包括智能表计、智能安防、智能交通、物联网、智能穿戴、电动工具等，是支持万物互联的关键能源部件之一。动力电池主要应用于动力领域，服务的市场包括新能源汽车、电动叉车等工程器械、电动船舶等领域，储能电池涵盖通讯储能、电力储能、分布式能源系统等，是支持能源互联网的重要能源系统。

二、储能应用场景分析及成长空间测算

1.储能在电力系统中的应用：新能源消纳是储能爆发风口

从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

年可再生能源装机量高增，新能源消纳问题亟待解决，储能蓄势待发。

新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点，随着新能源装机容量的不断提高，由此引发的消纳问题日益凸显，储能在其中占据至关重要的地位。“十三五”期间，消纳问题是制约新能源产业大规模发展的瓶颈，新能源消纳需要协同电力系统各方综合解决，目前我国新能源已初步进入无需依赖政府补贴的市场化发展阶段，行业具备成长动力和空间，新能源装机的大幅提升给电力系统管理提出了新的要求。

我们对-年，风、光并网储能装机需求进行测算，首先，我们测算-年全国风电、光伏装机规模。

假设：

（1）年，非化石能源占一次能源消费比重为25%。

（2）-年，我国一次能源消费总量年均复合增长率为2.6%，假设-年我国一次能源消费总量年均复合增长率为1.5%。

（3）年各类电源利用小时数与年一致。

（4）1万吨标煤约等于发电量0.32亿千瓦时。

（5）当前我国水电开发已进入中后期，假设水电装机容量复合增速为1%；

核电年重启审批，假设装机容量复合增速为2%。

（6）年，风电、光伏发电量一致。

据测算，截至年底，风电累计装机规模将达到GW，光伏累计装机规模GW，CAGR分别为11%、17%。接下来，对-年间新能源并网储能需求进行测算。

假设：

（1）根据各地出台的新能源配置储能相关政策，储能配置比例在5-20%之间，我们假设年新增储能装机规模配置比例为10%，配置比例每年上升2个百分点。

（2）储能时长为2小时。

（3）根据前表测算的年风电、光伏累计装机规模，计算-年间装机年均复合增长率CAGR分别为11%、17%，假设每年全国风电、光伏装机以此增速增长。

据测算，-年，全国可再生能源并网带来新增储能装机需求合计GWh，年度新增装机分别为11、16、21、27、35、45GWh。

我们对-年海外新能源并网储能装机容量进行测算。年，海外风电累计装机容量GW，海外光伏累计装机容量GW。假设-年，海外风电、光伏装机增速均为15%；年储能配备比例为2%，以后每年增长1个百分点，储能时长为2小时。

据测算，-年海外风电、光伏并网新增储能装机容量合计GWh，年度新增装机分别为5、9、15、21、30、40GWh。

2.储能在通信领域的应用：5G基站建设带来大量备用电源需求

国家加速5G建设，通信基站对备电电池需求量激增。工信部数据显示，截至年底，我国已建设超70万个5G基站，年我国新建5G基站达到58万个，我国5G终端连接数已超1.8亿。同时，年全国工业和信息化工作会议和三大运营商年工作会议在北京召开，年我国将新建5G基站60万个以上，相比年继续提速。

根据智研咨询，-年，我国新增5G基站数量分别为80、、85、60、45万个。5G单站功耗是4G单站的2.5-3.5倍，目前5G单站满载功耗约为W，备电时长多为4小时。据测算，-年，全国5G基站备用电源带来储能需求8.58、11.84、16.28、12.58、8.88、6.66GWh，合计64.82GWh。

对海外5G基站储能需求进行测算，年海外5G基站累计约30万个，假设-年，海外5G基站建设增速与我国保持一致，单站满载功耗约为W，备电时长4小时。据测算，-年，海外5G基站备用电源带来储能需求3.7、5.07、6.98、5.39、3.81、2.85GWh，合计27.8GWh。

3.新能源车渗透率提升，动力电池迎放量

我们对-年国内以及海外新能源车磷酸铁锂电池需求进行测算。

国内新能源乘用车年产量为.6万辆，按照工信部年规划，达到约万辆，对应CAGR为37%，年预估市占率达到50%，约为万辆。截至年，国内新能源乘用车中铁锂占比仅为5%，预计到年，搭载铁锂的新能源汽车占比将提升至60%。新能源乘用车目前渗透率较低，且搭载磷酸铁锂的渗透率更低，随着渗透率的不断提升，预计年铁锂需求将达到约GWh，是年的近95倍。

国内新能源客车市场，全国公交车总体70万辆左右，更新周期8年，平均9万辆/年，增量有限；单车带电量kWh，铁锂占持续在95%以上，未来燃料电池会有一定份额。新能源专用车市场：包括卡车、市政用车等，轻卡和中卡市场空间大概20万辆/年，市政车辆空间较小，因此我们预计产量在年稳定在25万辆左右，磷酸铁锂占比95%。年全国搭载铁锂的新能源客车与专用车占比分别达到85%和60%，未来增长空间较小。

海外新能源汽车市场首次引入磷酸铁锂电池，市场空间巨大。欧洲受到碳排放新政影响，各大车企均开启转型之路，按照规划，年新能源车占据总销量的20-25%，保守预期在20%，则年新能源乘用车产量将达到0万辆，CAGR为49%。年均接近发达国家燃油禁售令的期限，因此保守预测新能源车市占率到50%。年10月，辆搭载磷酸铁锂的国产Model3出口欧洲，预计会逐渐打开欧洲市场，磷酸铁锂在海外的市占率逐渐提升。磷酸铁锂凭借高安全性和低廉的成本有望抢占海外km以下的续航里程的车型，预计最终市占率将达到60%。

4.下游应用场景储能需求高增，孕育万亿级市场

对上述三类应用场景下的锂电储能装机需求进行汇总，我们预计-年全球新增锂电储能装机容量合计达GWh，年全球新增锂电储能装机容量GWh。-年我国全国新增锂电储能装机容量合计达GWh，年全国新增锂电储能装机容量GWh。

我们看好磷酸铁锂电池在可再生能源并网、电动车以及5G基站三类应用场景中的发展前景，我们认为，未来三类储能应用场景下，磷酸铁锂电池都将占据主导。与三元路线相比，磷酸铁锂在使用寿命、安全性、快速充放、成本等方面具备明显优势，更适用于储能市场。在目前较为成熟的储能应用中，磷酸铁锂电池分布式储能电源，早已被广泛运用到通信基站、用户侧削峰填谷、离网电站、微电网、轨道交通、UPS甚至家庭储能等多个场景。

在动力电池领域，伴随新能源汽车补贴持续退坡，以及动力电池新技术的加持，磷酸铁锂电池的成本优势逐渐显现，能量密度问题也逐步改善，我们认为，未来动力电池也将逐步向磷酸铁锂电池转向。

接下来，我们对可再生能源并网、电动车以及5G基站三类应用场景下，全球磷酸铁锂电池储能市场空间进行测算。

假设：

（1）新能源并网储能情境下：年我国电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比达95.5%，我们设定国内新能源并网储能%采用磷酸铁锂路线；海外市场方面。年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比41%，较年提高约7个百分点；镍钴锰三元锂电池占比55%（主要来自特斯拉和LG化学等），其他锂电池占比4%。假设年海外市场新能源并网储能中，磷酸铁锂电池占比50%，每年以10个百分点递增。

（2）5G基站备用电源应用场景下：设定国内%采用磷酸铁锂路线；设定年海外市场5G基站备用电源储能中，磷酸铁锂电池占比50%，每年以10个百分点递增。

（3）动力电池方面，上述新能源车储能测算过程已专门针对磷酸铁锂动力电池需求进行测算，无需再做区分。

（4）三类应用场景下，-年磷酸铁锂电芯单价分别为0.6、0.55、0.5、0.48、0.46、0.44元/wh。磷酸铁锂储能系统方面，新能源并网储能按照电芯占系统成本60%来计算储能系统成本；5G基站对管理系统要求不高，系统成本在电芯成本的基础上增加0.1元/wh；动力电池系统成本在电芯成本的基础上增加0.2元/wh。根据各应用场景当年新增储能装机占比，计算加权平均的储能系统单价，以此作为综合的磷酸铁锂储能系统单价，据测算，综合磷酸铁锂储能系统单价分别为0.88、0.81、0.75、0.72、0.7、0.67元/wh。

据测算，-年，三类应用场景下的全球磷酸铁锂电芯市场空间分别为、、、、6、亿元，合计亿元；全球磷酸铁锂储能系统市场空间分别为、、、、、亿元，合计1.1万亿元。

国内磷酸铁锂电芯市场空间分别为、、、、、亿元，合计4亿元；国内磷酸铁锂储能系统市场空间分别为、、、、、亿元，合计亿元。

三大应用场景下，全球磷酸铁锂储能系统市场空间超万亿元；国内磷酸铁锂储能系统市场空间达0亿。

三、光伏并网加装储能成本及经济性测算--以青海省为例

我们以青海省为例，对光伏电站加装储能项目的成本进行测算，以评价其经济性。

年1月18日，青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，为全国首个针对可再生能源+储能项目补贴方案。

文件明确：

（1）将实行“新能源+储能”一体化开发模式，新建新能源配置储能容量原则上不低于10%，时长2小时以上。

（2）新建、新投运水电站也需同步配置新能源和储能系统，使新增水电与新能源、储能容量配比达到1∶2∶0.2。

（3）对"新能源＋储能”、"水电＋新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴。

（4）补贴对象为、年投产的电化学储能项目，补贴时限暂定为年1月1日至年12月31日。

年前三季度，青海省太阳能、风能、水电等多项清洁能源发电量达历史最高水平。截至年10月底，青海省新能源装机占比达到57.2%，成为中国首个新能源装机过半的省级行政区。青海省太阳能、水能、风能等清洁能源资源富集，是中国重要的战略资源接续储备地，特别是可再生能源种类全、储量大、分布广，开发利用条件好，具备良好的新能源装机条件。

随着新能源装机量和装机占比的不断提升，青海省新能源消纳问题逐步凸显。根据国家能源局公布的年全国光伏、风电并网运行数据，年全国弃光率2%，弃风率4%。青海受新能源装机大幅增加、负荷下降等因素影响，弃光率提高至7.2%，同比提高2.5个百分点；弃风率为2.5%。年青海省光伏发电设备利用小时数为小时，风电发电设备利用小时为小时。

以装机规模MW的集中式光伏电站为例，对青海省光伏电站储能成本进行测算。年青海省光伏发电设备利用小时数为小时，对应日均光照时间8小时。按照10%，2小时时长配置储能，则需要MWh储能。假设储能电池一天进行1.5次充放电，满载情况带有电量MWh，每天充放电量MWh，该电站一天发电量为MW*8h=4GWh。该部分储能对应弃光率3.75%，不足以覆盖年青海省7.2%的光伏弃光率。配置20%，2h时长的储能装置，对应储能容量MWh，每天充放电量MWh，解决弃光率7.5%，可以基本完全解决青海省光伏电站弃光问题。

储能的成本构成最主要包括系统成本和持续成本。储能系统成本包含储能系统所需全套设备的供货，包括磷酸铁锂电池、PCS、BMS、EMS、汇流设备、变压器、集装箱内的配套设施并负责交货到项目安装、调试及相关技术服务。储能系统成本取1.1元/wh。根据年11月公示的年青海光伏竞价项目MWh储能系统采购公示，储能系统投标价格均价在1.0元-1.2元/wh，测算过程中选取储能价格为1.1元/wh。持续成本包括维护、保修、充电和辅助电源、监测和寿命终止回收成本，根据NEC(日本电气株式会社)，锂电储能系统每年维运成本约为77美元/kWh，折合人民币约元/kWh。

据测算，在储能时长2小时，储能配置比例10%、15%、20%情况下，配置储能新增度电成本0.05、0.07、0.1元/kWh。

青海省此次出台的“新能源+储能”项目补贴规定，给予每千瓦时0.10元运营补贴，经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，则补贴最高可达到0.15元/kWh，高于我们测算的三类情形下的储能成本。然而，当前补贴时限暂定为年1月1日至年12月31日，仅为2年时间。假设补贴额度为0.1元/kWh，且保持不变，补贴完全覆盖成本所需补贴年限分别为5、8、11年。因此，若补贴不具备持续性，则青海省出台的时限2年的“新能源+储能”项目补贴仍不足以完全覆盖储能成本。

根据亚化咨询，年，全国光伏的年均利用小时数为小时，光伏电站建设成本4.5元/W，此时度电成本为0.44元/度。根据目前降本趋势，预计年底光伏电站建设成本平均在3.5元/W左右，此时度电成本为0.36元/度，已接近全国脱硫燃煤平均上网电价0.元/度。光伏现已初步步入平价拐点，此时在无补贴的情况下加装储能，将提升电站建设成本，导致部分电站不具备经济性，补贴政策可以在一定程度缓解由储能需求带来的新能源装机压力。

我们认为，伴随着电池产业降本增效的不断推进以及光伏系统成本的逐步下降，储能经济性将进一步提高，逐步可以实现不依赖补贴的商业化、规模化发展。

四、政策跟踪，多地出台政策文件支持新能源加配储能

我国在储能产业的战略布局可以追溯至5年出台的《可再生能源发展指导目录》，氧化还原液流储能电池、地下热能储存系统位列其中。

年储能行业发展首次被写进法案。彼时出台的《可再生能源法修正案》第十四条中明文规定“电网企业应发展和应用智能电网、储能技术”。在此法案指引下，深圳、上海、江苏、湖南、甘肃以及河北等地，开始制定储能相关政策，推动储能行业发展。年，储能被写入“十二五”规划纲要。年以来，多地出台政策推动电储能参与电力辅助服务。随着电力市场改革的进一步深化，电力辅助服务市场成为改革的热点和重点，储能作为手段之一，出现在电力辅助服务市场。

年3月，“发展储能与分布式能源”被列入“十三五”规划百大工程项目，储能首次进入国家发展规划。

年9月，发改委、财政部、科技部、工信部和能源局联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》（以下简称《意见》），这是我国储能行业第一个指导性政策。《意见》提出未来10年中国储能产业发展目标，以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务，从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署。

年6月，发改委、科技部、工信部和能源局联合印发《贯彻落实关于促进储能技术与产业发展的指导意见-年行动计划》，进一步提出加强先进储能技术研发和智能制造升级，完善落实促进储能技术与产业发展的政策，推进储能项目示范和应用，加快推进储能标准化等。

平滑新能源出力波动、减少弃风弃光率进一步催生发电侧消纳需求，年中央、地方陆续出台“新能源配套储能”政策支持储能产业发展。

为解决新能源消纳难题，年以来多省份出台新能源配套储能相关政策，一些地方政府对新能源配储能的配置比例提出了指导性建议，储能配比介于5-20%之间。

年1月18日，青海省下发《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，为全国首个针对“可再生能源+储能”项目补贴方案。新能源发电具有间歇性和不稳定性的特点，随着新能源装机容量的不断提高，由此引发的消纳问题日益凸显，储能在其中占据至关重要的地位。目前，我国光伏、风电电站在不加装储能的情形下已初步步入平价拐点，但配置储能将进一步提升电站建设成本，导致部分电站不具备经济性，阻碍新能源装机规模的进一步扩大。“可再生能源+储能”项目补贴方案能够在一定程度解决电站加装储能的经济性问题，有助于新能源产业链打破消纳瓶颈，同

时，也有助于储能行业加速发展。

目前，全球电力系统新增储能项目基本采用锂离子电池路线，根据BloombergNEF，年到年间，全球锂离子电池组平均价格从0美元/千瓦时降至美元/千瓦时，降幅达89%，根据最新预测，到年，锂离子电池组平均价格将接近美元/千瓦时。若后续各地储能补贴政策继续放开，伴随着电池产业降本增效的不断推进，将进一步加速储能产业发展。

五、电力系统储能产业链分析

1.电池、逆变器是产业链价值量最大环节

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统(BMS)、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

储能电池系统是储能系统的核心部件之一，需要与储能变流器等其他部件集成为完整储能系统后提供给终端用户，因此存在相应的系统设计、集成及安装等环节。由于系统集成涉及的电气设备较多、专业性较强，因此一般由系统集成商对整个储能系统的设备进行选型，外购或自行生产储能变流器及其他电气设备后，匹配集成给下游的安装商，安装商在安装施工后最终交付终端用户。储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。

储能系统的成本构成中，电池是储能系统最重要的组成部分，成本占比60%；其次是储能逆变器，占比20%，EMS（能量管理系统）成本占比10%，BMS（电池管理系统）成本占比5%，其他为5%。

2.产业链标的梳理：