导语：根据CNESA数据，截至Q3，全球/中国储能累计装机总功率为/33GW，而年全球/中国发电功率机组总并网功率为6,/2,GW，储能渗透率仅为2.8%/1.5%左右，仍有较大上升空间。

来源：中信证券

报告综述：储能产业大势所趋，电化学储能潜力巨大。全球进入了新一轮能源变革时代，能量储存不可或缺，储能产业发展大势所趋。储能主要分为物理储能、电化学储能、热能储能、储氢等。当前抽水蓄能占比90%以上，但逐年下降。电化学储能，尤其是锂电池储能，具有很好的空间及环境适应性、响应快速、功率和能量密度高等特点，受益近年技术和规模驱动成本快速下降，有望成为未来储能的主流路线。截至Q3全球/中国电化学累计储能装机中锂电池占比90%/85%，而Q1-Q3全球新增投运、在建、规划的电化学储能项目基本为锂电池。市场蓄势待发，年规模超千亿。电化学储能过去五年处于低基数的萌芽期，多因素推动下，即将进入从0到1爆发拐点。国内市场：1）政策端：中央年提出“30·60”目标“（年碳达峰，年碳中和），近20省出台政策鼓励新能源配储能。2）需求端：风/光LCOE十年降40%/80%，当前约0.35RMB/kWh，平价时代到来，打开新能源配储需求空间。3）供给端：锂电池系统成本六年下降72%，现约-元/kWh，收益率改善。海外市场，两因素促进用户侧需求快速增长：1）高电价、高峰谷价差，成本下降驱动光储经济性；2）基础设施不完善，大型电网不稳定等。截至20Q3，全球电化学储能与风电光伏累计装机功率之比仅0.8%，相比于10%的配储比例空间巨大。我们测算，年电化学储能约23GWh，年合计-GWh，中性预计-年CAGR28%，年电化学储能市场规模有望超千亿，而整个储能设备（电池、逆变器、EMS、BMS等）市场空间有望超亿。锂电、逆变器价值量最大，有望率先受益。储能产业链可分为上游原材料、中游设备、下游运营商。中游储能系统，锂电池/逆变器环节价值量约占60%/20%。目前参与储能设备的主要有三类：1）电池企业；2）逆变器企业，如阳光电源等；3）系统公司。发展初期，集中度低，格局未稳，8/9年国内电化学储能系统CR10约为42%/65%，仍处于相对较低水平，且9年相比于8年储能技术提供商、逆变器供应商、系统集成商均有较大变化。行业即将爆发，锂电、逆变器价值量大，有望率先受益。商业模式持续创新，产业链有望形成全球竞争力。储能商业模式从最早合同能源管理逐渐衍生出租赁、共享、代理运营商等模式，核心是提高设备利用率以增加收益。储能市场开拓短期看渠道，中长期看，本质是提高能源利用率以获利，具备投资品属性。当前，中游设备增长确定性更高，例如，电池环节，技术成熟、寿命更长、成本更低的磷酸铁锂电池是首选；逆变器方面，同样兼具成本、技术、响应速度等优势，有望打破海外竞争对手的客户壁垒。这些环节的发展进步，有望推动中国储能产业链形成全球竞争力。概述：储能应用场景丰富，电化学储能潜力大储能应用场景丰富，大型电力系统中的应用分为发电侧、电网侧和用户侧三大类，包含多种子场景。储能行业应用场景丰富，在电力系统主要有发电侧/电网侧/用户侧3大主场景，此外，还包括微电网、分布式离网等，细分应用如下：发电侧：火储联合调频，稳定输出功率；新能源发电配储，平抑出力波动，提高消纳等。电网侧：调峰、二次调频、冷备用、黑启动等。用户侧：峰谷套利、需量管理、动态扩容。用户主要分为家庭、工业、商业、市政等。微电网：主要为离主电网络较远的无电、弱电地区，需要自建电网，可采用可再生能源与储能作为解决方案。分布式离网：4G/5G基站供电；风景区驿站供电；森林监控站供电；油田采油站供电；高速加油站供电等。分技术装机情况：抽水蓄能为主，电化学储能比例逐渐提升。根据能量存储方式的不同，储能主要分为物理储能、电化学储能、热能储能、储氢与电动汽车储能。其中物理储能在存储过程中不发生化学变化，可细分为抽水储能、压缩空气储能与飞轮储能，电化学储能根据不同的储能介质可分为铅酸电池、锂离子电池、液流电池等6种细分种类。目前抽水储能占据累计装机主要份额，但逐年下降。7-3Q全球和中国抽水储能累计装机占比分别为96%/94%/93%/92%和99%/96%/94%/92%。而电化学储能成长趋势明显，7-3Q年全球和中国累计装机占比分别为1.7%/3.7%/5.2%/5.9%和1.3%/3.4%/5.3%/6.8%。储能技术：电化学储能成为新增主流，锂电池响应快、寿命长、适应场景多，优势凸显。由于电化学储能的可适用场景更多，受地理环境等外部因素影响较小，7-9年电化学储能占全球和中国新增储能装机比例分别为14%/66%/80%和3%/28%/58%，呈现逐年上升趋势。电化学储能成为新增储能项目中的主流技术，预计全年该趋势继续维持。电化学储能中，锂电储能由于能量/功率密度更高、使用与循环寿命更长、响应时间更快、适应场景多等优势，7年至今占全球新增电化学储能90%以上，国内锂电储能占新增电化学储能的比例亦从7年51%上升到3Q的99%，而3Q新增规划/在建电化学储能项目几乎全部应用锂电池。预计锂电池储能技术将成为未来主流储能技术。市场：商业化爆发前期，政策和成本双轮驱动储能处于从0到1阶段，临近商业爆发期拐点，有望从示范性应用转向运营性应用。根据CNESA数据，截至Q3，全球/中国储能累计装机总功率为/33GW，而年全球/中国发电功率机组总并网功率为6,/2,GW，储能渗透率仅为2.8%/1.5%左右，仍有较大上升空间。从可再生能源发电角度看，截至3Q，全球/中国电化学储能累计装机功率为10.98/2.25GW，年全球/中国风光发电累计装机总功率约为1,/GW，新能源配储功率比例仅为0.8%/0.5%，相比目前新增新能源配储功率的比例区间（10%-15%）仍有广阔成长空间。国内市场：国家战略，政策支持，蓄势爆发中央：“30·60”目标为锚，可再生能源是国家能源变革的重点战略。年9月22日，在第75届联合国大会上表示，中国将力争年前实现碳排放达峰，年前实现碳中和；在12月12日举行的气候雄心峰会上进一步宣布“30·60”定量目标，强调中国在应对气候变化中的责任和担当，表明达成目标的决心。12月22日国新办发布《新时代的中国能源发展》白皮书，阐述国内推进能源革命的主要措施和重大举措，提出大力发展光伏风电等可再生能源发电是实现“30·60”目标的重要途径。综上，“30·60”是我国未来发展的重要目标，而储能将与新能源“孪生”发展，共同实现碳中和宏伟蓝图。地方：近20省出台鼓励新能源配储，储能发令起跑。为实现“30·60”目标，新能源发电在我国的发电结构中的比例料将逐步提升，最终有望取代化石能源成为主力能源。新能源发电机组不具备类似火电的调节功能，需要通过配置储能来实现。在该顶层目标的指引下，目前我国已有近20省出台新能源+储能配套的鼓励政策，政策环境向好。主要可分成三类：1）优先支持新能源配储项目；2）划定配储比例，大致范围为5%-20%；3）新疆、青海两个可再生能源装机大省给予储能补贴。未来随着顶层设计逐渐清晰，预计更完善、细致的政策将跟随落地，保障储能行业平稳起步。需求端：新能源配储打开需求空间。1）发电侧：国内从年开始风光进入规模化装机阶段，随着累计装机、发电量占比持续增加，出现弃风弃光现象，并且随着消纳能力与装机增速波动。年风光新能源发电功率/发电量占比仅24%/9.5%，预计/年非化石能源发电量占比将提升至20%/25%，风光发电预计将贡献主要增量。未来在光伏风电发电量占比持续提升下，为防止弃风弃光情况恶化和波动性电源对电网的冲击，配储渗透率有望提升，拉动储能需求。另一方面，光伏近10年来LCOE降幅81%，目前全球LCOE约为0.35元/kWh，已经在发电侧实现平价，预计年可继续下降至0.2元/kWh，还有50%空间。新能源发电成本下降将强化装机动力，持续打开储能配置空间。2）电网侧：此前火电机组是调峰主力，在风电光伏并网比例不高时尚能满足调峰调频需求。随风电光伏并网量增加，电力系统调峰能力不足问题凸显，对火电深度调峰、快速爬坡、快速启停能力要求提升。由于火电机组频繁进入深度调峰工作状态，大幅调节会降低其使用寿命，增加煤耗，拉低效益。因此需要进行灵活性改造，火电机组自身的出力特性和较长的响应时间，限制了其在调峰时增大输出功率的速度，火电+储能则成为一种有效的解决方案。以广东某实际电厂为例，火储调频效果指标K值提升了3倍，带来更高收益。存量和增量火电均有望拉动配储需求。3）用户侧：与日本、德国、澳大利亚等侧重居民侧不同，国内市场与美、韩类似，以工商侧储能为主。国内居民侧储能挑战较大，主要因为：（1）我国居民用电具备一户一表条件的可以选则峰谷电价计价，现阶段来看大多数居民仍选择均一电价计价，没有峰谷电价差；且电价便宜、电网稳定，按东部沿海约0.5元/kWh电价，仅为德、英等国的25%-30%。（2）国内居住特点为高楼密集型，屋顶面积有限而用电需求大，户用光伏难以大规模渗透。国内工商侧储能装机主要集中在江苏、广东等工商业峰谷电价差超过0.7元/kWh的地区。相比于发电侧和电网侧，8年以来国内用户侧储能收速。国家发改委于8/年发布的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》《关于做好年能源安全保障工作的指导意见》明确指出要加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷。预计未来部分地区工商业峰谷价差有望进一步扩大，市场交易机制被逐步激活，用户侧储能市场增长潜力大。供给：锂电池成本近六年下降71%，未来还有40%空间。动力电池系统方面，以磷酸铁锂电池系统为例，其价格已下探至0.7-0.8元/Wh，预计年可继续下降至0.5元/Wh，还有40%左右空间。得益于动力领域对锂电池降本的贡献，储能系统方面，用于配套光伏发电的储能系统亦从9年平均2.2元/Wh下降至年初近1元/Wh，近三年下降超50%。预计未来还将有年均10%左右降幅，将在供给侧持续降低储能系统成本。综上，供给侧成本持续下降将为储能市场提供长期动力。海外市场：各场景均衡发展，用户侧引领全球国内从用户侧转向新能源发电侧，海外分场景装机均衡。7-3Q，国内新增电化学储能装机结构经历从以用户侧和电网侧装机为主转变为以新能源发电侧为主，其中3Q新能源发电侧占比67%。海外方面则相对均衡，截至20Q3，海外电化学储能累计装机中新能源发电/辅助服务/电网侧/用户侧占比为22%/32%/19%/28%。欧洲、澳洲、非洲等地区，居民侧储能快速发展。主要原因有：1）欧洲等地区居民高电价，叠加上网电价补贴(Feed-intariff，FiT)带来电价下降，光储自发自用经济性凸显。以德国为例，9年光储/光伏度电成本为15.9/9.6欧分/kWh，居民电价为30.5欧分/kWh，光储/光伏度电成本分别是居民电价52%/31%。未来随着光储成本的下降，居民电价与光储LCOE剪刀差增大，促进居民户用侧需求提升。2）欧洲、澳大利亚等发达国家可再生能源占比高，例如欧洲户用储能装机Top1德国的风光发电占比约33%，导致电网不稳，用户侧储能有明显需求。综上，以欧洲为例，根据SolarPowerEurope数据，9年欧洲居民侧储能新增装机MWh（+56.4%），截至9年底累计居民侧储能装机近2GWh，对应欧洲9年底户用光伏配储渗透率约7%。而欧洲目前还有90%建筑物没有加装屋顶光伏装置，按目前装机情况可外推出全欧洲户用光伏配储空间为GWh，需求空间巨大。3）非洲等地区的电网基础设施建设较差，无法接入电力的家庭比例较高，集中式发电无法满足居民用电需求，而当地光照条件好，光储市场发展潜力大。空间：市场蓄势待发，年规模超千亿第一类：非平价驱动的市场，5G基站、IDC备电5G基站：其功耗相比4G基站提升2倍，因此新建5G基站备用电源需要相应同比扩大，叠加基站备电还能发挥削峰填谷以减少电网波动对基站冲击作用，根据国内三大运营上披露的建站计划，按照备电配储功率比例%、备电时长4h测算，未来5年5G基站配储容量年均需求约8GWh。IDC：全球IDC市场呈现大型化和集约化趋势，数据中心数量减少，机架数量增多。截至年，全球IDC机架数量为万架。按单机架平均功率8.4kW/架、上架率55%计算，全球IDC日耗电量为GWh。假设备电时长为4h，对应IDC储能总需求空间为92GWh。假设10年全部替换成锂电池储能系统，对应年均储能需求约为9.2GWh。未来随着上架率和机架数量增加,IDC储能需求空间有望持续拓宽。第二类：平价驱动的市场，成本和渗透率是核心弹性变量电源侧：主要需求驱动为新能源发电配储，按年全球风/光中配储渗透率悲观-乐观情形下预计为25%-35%/35%-45%、配储功率比例为15%、备电时长为2h测算，年全球风光配储容量预计需求为23.6-31.1GWh。电网侧：主要考虑辅助服务市场产生的需求，分存量和增量市场测算，其中存量市场驱动为储能替代辅助电厂容量，增量市场驱动为新增化石能源发电机组配储。按年存量/增量配储渗透率悲观-乐观情形下预计为12%-18%/70%-90%、配储功率比例3%、备电时长2h测算，预计年电网侧储能容量需求为10.5-16.9GWh。用户侧：主要考虑户用光伏配储需求，其中考虑经济性和高楼聚居的居住条件，国内主要是工商业光伏配储为主。海外则包括居民用和工商用。按年国内居民/国内工商/海外户用光伏配储渗透率悲观-乐观情形下预计4%-6%/15%-30%/30%-50%、自发自用场景下配储功率比例%、备电时长4h测算，预计年全球用户侧储能容量需求为67.3-.3GWh。综上，预计年全球储能需求中性情形下为GWh，市场空间超千亿，5年CAGR28%。锂电、逆变器价值量最大，有望率先受益中游锂电池/逆变器价值占比高，率先受益储能需求爆发锂电池/逆变器占储能系统价值量达60%/20%。锂离子电池储能行业上游为电力电子元件与锂电材料等原材料，中游为储能系统及其集成、安装与运维，下游为应用端。其中，储能系统主要由储能逆变器（PowerConversionSystem，PCS，主管电流转换）、电池管理系统（BatteryManagementSystem，BMS，主管电池状态）、能量控制系统（EnergyManagementSystem，EMS，主管能量调度）、储能电池组成，价值量占比约为20%、5%、10%、60%。玩家种类多，头部尚未形成目前行业玩家包括电池企业、PCS企业、系统企业三类。国内方面，1）电池企业：一类是宁德时代、国轩高科、亿纬锂能、力神电池等动力锂电池企业；另一类是猛狮科技、圣阳能源等从铅酸电池储能切换到锂电池储能的企业。2）PCS公司：一类是逆变器企业，利用同源技术切入到储能PCS环节，如阳光电源、固德威、上能电气等；一类是UPS电源企业，如科华恒盛、科士达等。3）系统公司：一类是全环节整合的企业，例如比亚迪、中天科技、派能科技；另一类是电池或PCS企业延伸到系统环节的时代星云（宁德时代与星云股份合资）、阳光电源等。海外市场，主要是Fluence、Tesla、LG等的系统企业。储能电池：头部领先，动力电池企业渐多。8年储能电池Top10中仅宁德时代、中航锂电两家动力电池厂商。9年则新增国轩高科、亿纬锂能、力神电池、比克电池等动力电池厂商，前十占据五席。从出货量上看，9年排名第一的宁德时代领先第二名2倍，领先地位渐显。储能逆变器：高成熟度带来高集中度。从集中度上看，8/9年国内新增电化学储能逆变器CR10均超过90%，相比于储能系统环节处于较高水平。9年储能逆变器出货第一为阳光电源，超第二名83%，占32%份额。储能逆变器环节目前格局相对系统更佳，主要系产品与光伏逆变器同源，已有较高成熟度。系统：集中度较低，头部尚未形成。从集中度上看，8/9年国内新增电化学储能系统CR10约为42%/65%，仍处于相对较低水平。从位次上看，9年相比于8年储能技术提供商、逆变器供应商、系统集成商均有较大变化，格局尚不稳定。商业模式持续创新，产业链有望形成全球竞争力商业模式持续创新，中长期看性价比是核心竞争力商业模式：持续创新，提升设备利用率是方向。储能最初期的商业模式是合同能源管理，即储能企业向单一用能单位提供节能服务，按节能效益获取利润的模式。9年5月国家发改委印发《输配电定价成本监审办法》明确电储能设施不得计入输配电价，作为此前增长主力的电网侧储能增速放缓。为解决合同能源管理模式依赖单一收益来源而项目收益易受冲击、投资主体单一的瓶颈，行业中陆续出现了共享储能、租赁、代理运营商等新商业模式，其核心方向是：1）投资主体多元化，分担投资风险和成本；2）下游的多场景叠加与储能的多功能复用，提高设备利用率以增加收益。储能vs动力：储能电池对一致性、寿命、成本要求更高，且具备投资品属性。储能锂电池与动力锂电池由于使用环境和目的不同，因此其性能和设计上各有侧重。实际上，一座典型光储电站容量相当于余辆纯电动车电池容量之和，因此对一致性要求比动力电池更高；在使用寿命上，动力电池要求系统循环寿命达次以上，而储能电池系统要求循环寿命次以上，对寿命要求更为苛刻。储能电池门槛不比动力电池低，落后产能将会逐渐被淘汰。另一方面，配套新能源车的动力电池具备消费品属性，而储能本质是获利，因此储能电池具备投资品属性，相比于动力电池更强调性价比。在天然强调性价比的属性下，储能电池行业在进入大规模商业化阶段后集中度料将会快速提升，呈现强者恒强的局面。动力电池巨头纷纷入局，资本助力储能行业爆发动力电池巨头入局，性价比+资源整合优势有望快速占据头部位置。宁德时代、BYD、亿纬锂能、国轩高科等亦通过内生外延等方式进入储能行业。动力电池巨头们加速储能布局，一方面将向储能行业输送强力资本推动成长，另一方面将凭借自身性价比和资源整合优势在能源变革浪潮中占据领跑地位。类比汽车电动化供应链，储能产业链有望形成全球竞争力类比汽车电动化供应链，储能产业链有望形成全球竞争力。当前，中游设备增长确定性更高，例如，电池环节，技术成熟、寿命更长、成本更低的磷酸铁锂电池是首选；逆变器方面，同样兼具成本、技术、响应速度等优势，有望打破海外竞争对手的客户壁垒。类似过去5年中国汽车电动化供应链，电池和PCS等环节的发展进步，有望推动中国储能产业链形成全球竞争力。重点公司储能布局介绍（详见报告原文）宁德时代：电池为基，内生外延布局打造全产业链竞争力。比亚迪：布局储能12年，调整战略向新能源巨头再出发。亿纬锂能：积极布局储能，脱颖而出向新高。阳光电源：光伏逆变器龙头，强强联合打造全球一流储能系统供应商。固德威：户用储能逆变器龙头，随海外户用储能爆发高速增长。风险因素电池成本下降不及预期，可再生能源装机不及预期，政策不及预期，新储能技术颠覆。END往期推荐01

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