电化学储能行业专题报告文档格式.docx

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电化学储能在电力系统中的应用场景广泛，可分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景。

其中，发电侧包括电力调峰、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。

成长空间：

发、用两端齐头并进，千亿级别市场冉冉升起。

在综合考虑了发电侧（平滑集中式光伏、风电出力）以及用电侧（分布式光伏自发自用、峰谷价差套利）等领域后，根据我们测算，2021-2025年电力系统用储能装机需求分别为117、190、274、367和507GWh，需求年平均增速约为83.34%。

在考虑储能系统成本下降后，我们测算2021-2025年储能系统的市场空间将分别达到2,016、2,946、3,824、4,617和5,,748亿元，年均增速有望达到46.28%。

其中，磷酸铁锂型储能和三元型储能的市场空间在2025年有望分别达到2,765亿元和2,257亿元，年均增速分别达到65.13%和30.59%；

储能逆变器和EMS市场空间在2021-2025年有望达到234、349、463、571和726亿元，年均增速约52.56%。

竞争格局：

目前行业内企业以锂电大厂为主，国内外技术路径存在差异，国内企业市占率存在提升空间。

目前电力系统用电化学储能行业竞争格局较为分散且行业内企业仍以锂电大厂为主。

从技术路线看，目前海外企业如特斯拉、LG化学主要采用三元路线，而国内企业如宁德时代、比亚迪则以磷酸铁锂路线为主，这与各企业动力电池技术路线差别不大。

电力系统用储能系统的核心需求在于高安全、长寿命和低成本，其次才是能量密度，因此国内储能产品在技术路线上要优于海外企业。

造成国内企业全球市占率较低的主要原因是当前储能需求仍主要来自境外市场，海外企业在境外储能市场起步较早且本身作为海外品牌在海外就具备较强的品牌优势，而国内企业目前仍处于品牌和渠道培育期，因此处于相对劣势。

我们认为后续随着国内企业在海外品牌和渠道拓展的持续推进，国内磷酸铁锂储能产品未来有望凭借较高的性价比持续提升市占率。

1.电化学储能产业链梳理及应用场景分析

1.1.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。

电化学储能中最主要的是锂离子电池储能，目前占比约88.75%。

到2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模184.6GW，其中电化学储能项目约9.52GW，占比约5.4%。

在电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大。

根据CNESA统计数据，2010-2019年累计的9.52GW电化学储能项目中，锂离子电池储能项目为8.45GW，占比88.75%。

钠硫电池和铅蓄电池的应用规模相对较小，占比分别为5.4%和4.5%。

1.2.电化学储能产业链概览

电化学储能产业链一般由设备提供商、储能系统集成商和储能系统安装商组成。

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。

其中，由于系统集成涉及的电气设备较多、专业性较强且存在相应的系统设计、集成及安装等环节，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电池系统、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。

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。

其中，电池组是储能系统最主要的构成部分；

电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；

能量管理系统（EMS）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。

储能电池系统由电芯和电池管理系统组成。

储能电池系统的生产工艺流程一般分为两个工段。

在电池模组生产工段，经检验合格的电芯经过极耳裁切、电芯插装、极耳整形、激光焊接、模组封装等工序组装为电池模组；

在系统组装工段，经检验合格的电池模组与BMS电路板等组装成系统成品，然后经一次检测、高温老化和二次检测等工序后进入成品包装环节。

目前电力系统用储能电芯以磷酸铁锂和三元路线为主，2019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%。

2019年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比41%，较2018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%。

1.3.电化学储能在电力系统中的应用场景分析

1.3.1.储能技术在电力系统中的应用场景

储能技术可广泛应用于电力系统，是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。

电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。

储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。

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。

1.3.2.电力系统中电化学储能应用分布情况

从全球已投运电化学储能项目累计装机看，根据CNESA的统计数据，2013-2017年，全球电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由0.1GW增加至0.9GW，年均复合增速达78%，但总体规模较小。

2018年，全球电化学储能项目在电力系统的新增装机规模达3.7GW，同比增长305%，实现跨越式增长。

截至2019年，全球电力系统中已投运电化学储能项目的累计装机规模达到9.52GW，同比增长43.7%。

其中，锂离子电池的累计装机规模最大，达到了8.45GW，占电化学总装机规模的88.8%。

从全球已投运电化学储能项目在电力系统中的应用分布看，根据CNESA的统计，截至2018年，用户侧领域的累计装机规模最大，为2.2GW，占比32.6%；

辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和电源侧分列二至五位。

从2018年全球新增投运项目的应用分布看，同样是用户侧领域的新增装机规模最大，为1.6GW，占比43.8%；

集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧和电源侧分列二至五位，所占比重分别为25.2%、15.8%、13.8%和1.3%。

中国已投运电化学储能全球占比约17%。

根据CNESA的统计，2013-2017年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由0.03GW增加至0.1GW，年均复合增速为45%；

2018年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模为0.7GW，同比增长465%。

截至2019年底，中国电力系统中已投运电化学储能项目的累计装机规模达到1.71GW，同比增长59.4%，在国内的储能项目中占比约4.9%，占全球电化学储能市场总规模的17%。

从应用分布来看，用户侧电化学储能是主要应用领域，占比约46.5%。

截至2018年，从中国累计投运的电化学储能项目的应用分布上看，用户侧领域的装机规模最大，为470.4MW，占比46.5%；

电网侧和集中式可再生能源并网分列二、三位，分别占比21.4%和17.8%。

2018年，从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，依然是用户侧领域的装机规模最大，为293.3MW，占比42.9%，同比增长312.5%，电网侧、辅助服务和集中式可再生能源并网分列二至四位。

发、用两端齐头并进，千亿级别市场冉冉升起

1.4.电化学储能在电力系统中的装机空间测算

1.4.1.用电侧

储能在该领域主要与分布式电源配套或作为独立储能电站应用，满足用户电力自发自用、峰谷价差套利、节约容量电费、提升电能质量和供电可靠性等需求。

从地域分布上看，目前全球用户侧储能装机量排名前列的国家包括韩国、日本、中国、德国、美国和澳大利亚，驱动因素包括特殊电价优惠政策、分时电价政策、高昂零售电价、FIT逐年降低等。

此外，西班牙和南非正成为新兴市场，主要原因为西班牙于2018年取消“太阳能税”以及南非家庭在间歇性断电期间对备用电源的需求。

从目前的应用场景看，用电侧储能以分布式光伏自发自用配套和峰谷价差套利两种场景为主。

其中：

分布式光伏自发自用：

1）光伏有天然的分布式属性，我们认为未来分布式光伏电站装机量占比会逐步提升。

当前来看，对户用及小型商业领域的储能需求主要美国、德国、日本、澳大利亚和韩国等国，但我们认为除中国外的大部分区域市场居民端电价都远高于工商业侧电价，自发自用产生的储能需求会因储能系统成本下降而快速释放。

因此，我们以全球的启用分布式电站装机问题来测算该领域的储能需求；

2）当前分布式电站年均发电小时数约1,050小时，未来有望提升到1,150小时；

3）储能配比主要考虑自发自用电量，同时兼顾负荷跟踪、电能质量优化、参与调频调峰等多种需求；

4）当前按7%储能配比估算，长期应达到20%以上；

5）假设全部采用电化学储能技术。

根据上述假设，2021-2025年全球分布式光伏自发自用对电化学储能的累计需求将达到350GWh，2025年全球分布式光伏自发自用对电化学储能的需求将达到130GWh。

峰谷价差套利：

1）用电量数据主要包括中国、美国、德国、日本、澳大利亚和韩国，2019年度上述6国的用电量约12.4万亿度电，约占全球用电量的47.98%；

2）储能配比假设远期目标可以达到1%以上；

根据上述假设，2021-2025年上述峰谷价差套利对电化学储能的累计需求将达到338GWh，2025年全球峰谷价差套利对电化学储能的需求将达到98GWh。

当然，未来随着储能系统的进一步普及，我们认为上述5国以外的其他市场也会产生可观的峰谷价