本周焦点：储能——分层次、分阶段的生态

核心观点

储能已形成一个分阶段、分层次的生态环境，其应用场景呈现出多样化的特点，可主要分为发电侧、电网侧、用户侧、辅助服务四大环节，其中发电侧又可以分为集中并网侧以及电源侧两方面。

储能有多种实现方式，根据原理不同主要有物理、电化学、电磁、化学储能四大方向。

整体而言，储能的发展尚处前期阶段，而发展阶段的进程与新能源渗透率息息相关；同时，新能源渗透率也将受到储能技术发展的推动而不断加深。

现阶段，电化学储能是行业容量增长的主要来源。随着技术的不断突破以及新能源渗透率的进一步加深，氢能也有望加入成为重要的储能方式之一。不同的储能方式将随着新能源渗透率的发展而在不同阶段实现爆发。

储能产业发展确定性强，产业链中下游存在可观的发展空间。

但同时中下游企业无论是技术还是市场份额方面，均处于“多方割据”的状态，行业内竞争格局具有较强的不确定性。板块内部情况复杂、竞争激烈，投资中下游板块对于行业的专业度以及持续追踪要求极高。

现阶段，储能行业发展确定性最强的环节依然集中在材料及电池板块，推荐关注嘉实新能源新材料A（003984.OF）及广发资源优选A（005402.OF）；中游设备及配件板块亦开始受到市场的关注，其间不乏在高端制造领域具有一定优势的企业，推荐交银先进制造（519704.OF）。对于行业配置及仓位把握不准的投资者，可通过奕丰研究部推出的“主题行业轮动组合”参与其中。

储能，顾名思义，指将电能储存起来的方法和技术；无论是发电、输电还是用电，均涉及储能；同时，从储能的方式来看，具有物理、化学、电化学等多种形式。但无论是以何种形式，储能就只一种把电能以其他形式存储起来，等需要使用时再释放转化为电能的一种手段。

储能市场的发展已有多年，以抽水蓄能为主，近两年开始进入发展的加速通道。我们看到，根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模达191.1GW，同比增长3.4%。其中，中国已投运储能项目累计装机规模达35.6GW，占全球市场总规模的18.6%，同比增长9.8%。全球市场来看，2020年，中国、美国、欧洲是储能发展的三大主要市场，合计占全球新增投运装机规模的86%；其中，中国储能新增装机占比最大，为33%。

那么，储能发展的重要性在哪里？这一点在我们之前推荐光伏板块时也有所提及，为了寻求更加清洁环保的能源，我们大力发展水、风、光等可再生能源，风电和光伏发电也在近两年相继实现“平价上网”，成为兼具经济效益的清洁能源。截至今年7月底，风能和光伏发电量合计占总发电量已升至9.3%（图1）。

数据来源：国家统计局及奕丰中国研究部编撰

截至2021年8月20日

但新能源发电受地理位置、气候等因素的影响较大，先天具有间歇性和波动性；同时远距离输电间接提升用电成本，致使弃风、弃光现象普遍。因而，新能源必须依靠特高压以及储能等技术的发展才能真正打开其应用空间。

此外，在应用端，我们的用电情况也存在较高的波动性；同时，例如新能源汽车、5G基站、大数据中心等也相继对储能技术的发展提出关键性的要求。可见，在“碳中和”目标下，储能无论是技术发展层面还是需求空间层面都有非常大的想象空间。

储能有多种实现方式，根据原理不同主要有物理、电化学、电磁、化学储能四大方向（图2）。

数据来源：CNESA全球储能项目库及奕丰中国研究部编撰

截至2020年12月31日

具体来看，物理储能中的抽水蓄能是目前发展最为成熟、累计装机规模最大的储能形式；而电化学储能又可分为锂电池、铅蓄电池等多种形式，其中以锂离子电池装机规模为主，发展速度也最快；电磁储能技术尚处开发阶段，以电容储电放电的原理来实现能量的存储，其优点为循环寿命长，但应用场景受限较大。我们看到，截至2020年底，我国超级电容储能装机规模仅占0.02%；化学储能有熔融盐储热等形式，累计装机占比约为1.5%。此外，我们熟悉的氢储能也是化学储能的方式之一。氢储能技术目前仍处于开发阶段，尚不成熟，且受制于成本、安全性等关键问题，因而占比较小，小于0.1%。

截至2020年底，全球抽水蓄能累计装机达172.5GW，占总储能装机规模90.3%，同比增长0.9%。我国抽水蓄能的累计装机规模为31.79GW，同比增长4.9%，占总储能装机规模的89.3%，是现阶段规模最大的储能方式。但抽水蓄能对选址要求高，建设周期也较长，未来的发展空间远不及电化学储能大。但同时，抽水蓄能依然是非常重要的储能方式。我们看到，8月6日，国家能源局综合司印发关于《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》征求意见稿，提出到2035年我国抽水蓄能装机规模将增加到3亿千瓦，为2020年底累计装机规模近10倍；此外，征求意见稿中对于 “十四五”、“十五五”、“十六五”期间开工、投产装机规模都进行了明确的规划。可见，相关装机设备制造企业将会明显受益于抽水蓄能的发展。

但同时，我们依然认为在储能发展过程中，更具发展潜力和机会的为电化学储能领域，再长远一些包含氢储能。电化学储能继抽水蓄能之后，也已进入商业化阶段。2020年下半年，成规模的百兆瓦量级的储能项目在全球范围内频频出现。2020年全年，全球新增投运电化学储能项目规模达4.73GW，规划、在建项目规模超36GW，绝大多数应用在风光发电侧项目。

去年年底，中国储能产业也终于攻克1500元/kwh的储能系统成本关键拐点；其中，率先突破的是磷酸铁锂电池技术。我们看到，2020年新增投运电化学储能项目的规模也是呈现出爆发式增长的态势，达到1.56GW，首次突破吉瓦大关；电池技术进步也围绕正负极、电解质、隔膜材料全面展开。截至2020年底，锂离子电池装机占比快速提升，累计装机规模达13.1GW；锂电池在电化学储能市场中的占比也达到 90%的水平，占据主导地位。

同时我们也看到，今年A股市场材料板块的表现尤为突出，尤其是锂相关的产业链，截至2021年8月20日，锂电池指数年初至今累计上涨75.10%（图3）。本月初我们在《曾经爱搭不“锂”，现在高攀不“齐”》一文中，对锂资源未来发展方向及投资建议进行了分享，在此就不多做赘述。

数据来源：Wind及奕丰中国研究部编撰

截至2021年8月20日

总结而言，电化学储能不受自然条件限制，且具有充电速度快、放电功率大、系统效率高、应用场景广泛等优势，具有非常可观的发展潜力。

储能已形成一个分层次、分阶段的生态环境，其应用场景呈现出多样化的特点，可主要分为发电侧、电网侧、用户侧、辅助服务四大环节，其中发电侧又可以分为集中并网侧以及电源侧两方面（图4）。

数据来源：奕丰中国研究部编撰

电力系统主要由发电站发电，电能通过电网传输到用户端，最终用户用电几个环节构成。首先，发电端随着新能源的普及，为应对风光发电间歇性、波动性大等特点，需在风光电站配置储能设备，降低弃风弃光率。只有相应地配置了足够的储能，清洁能源发电才可以真正地实现传统能源替代。

发电侧储能设备对于能量密度、设备体积等要求较低，更加注重储能的稳定性、循环寿命、成本等方面，抽水蓄能、铅蓄电池、磷酸铁锂等储能方式即可有效满足发电侧的储能需求。同时，该领域储能发展时间较长，技术成熟度高，已进入到成熟阶段，商业化程度较高。

此前，发电侧储能主要受制于新能源发电发展进程影响。此前在分析光伏板块的投资价值时我们就提及，光伏在2021年正式迈入“平价上网”时代。此前，发电站增加储能装机配置主动性不足。2019年，国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本，发电侧储能发展遭遇“急刹车”。但2021年7月29日，发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。自建调峰资源方式挂钩比例要求，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。也就是说，政策端为促进风电、太阳能发电等清洁能源的大力发展和充分消纳，鼓励风光发电站更有动力扩大装机规模、提高装机运行效率，对发电功率提出了具体的储能装机功率要求，而且储能装机比例高的电站给予优先并网的权利。可见随着发电技术的突破、风光发电成本的下降，2019年至2021年，政策在电站储能方面的意见发生180度的转变。随着储能成本纳入电网准许成本，电网将大幅加大储能建设，未来将以“新能源+储能”组合的形式配合发展。

储能在输配电网侧主要起到调峰、缓解电网在负荷较高时段阻塞情况的作用；同时，储能可以提高电网输电的持续性和安全性，在输配电线路出现故障时，实现持续供电。在电网侧加配储能设备可以有效疏导电网负荷，提高用电效率。而这一环节对于储能设备的能量密度要求较低，目前以铅酸电池为主。

储能在用户侧主要作为与工商业、家庭用电等相关的储能电站应用，尤其是随着峰谷价差的拉大，国内用户侧储能有望快速发展，主要以锂离子等电化学储能为主。用户侧储能可以实现峰谷价差套利、节约容量电费、提升电能使用效率、平滑电路负荷、保障供电可靠性等。

此外，分布式光伏发电近年也受到政策端的鼓励与支持，“光伏屋顶”等项目推进速度有明显加快。分布式光伏受光照时间的限制，如若没有配套的储能设备，光伏发电装机的利用率将十分有限。欧洲光伏发电发展较早，且主要以分布式为主，目前是全球最大光伏户用市场，2020年全年新增户用侧储能装机达641MW， 同比增长90%，累计户用储能装机量达约1.6GW。

最后一类应用场景为“辅助服务”功能，例如5G基站、大数据中心、新能源汽车等。以5G基站为例，5G具有高流量、高发射功率等特点，功耗约为4G单站的3倍左右，相应对于配备的储能功率要求就会有明显提升。据有关数据测算，预计到2030年5G基站储能累计需求约30GW。这类应用场景对于储能的安全性、能量密度、循环寿命等方面要求均较高，主要以锂离子储能形式为主。

可见，储能的发展针对不同的应用场景，技术发展方向以及要求也都不尽相同，体现出“分层次”的生态特征。

整体而言，储能的发展尚处前期阶段，而发展阶段的进程与新能源渗透率息息相关；同时，新能源渗透率也将受到储能技术发展的推动而不断加深。现阶段，电化学储能是行业容量增长的主要来源。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2020年底，我国光伏发电量约占总发电量的2.23%；中国已投运光伏配置储能项目累计装机规模达883MW，国电化学储能投运项目总规模的27%，年增长率达132.3%。

此外，随着技术的不断突破以及新能源渗透率的进一步加深，氢能也有望加入成为重要的储能方式之一。当前阶段，制氢、储存、运输不仅成本高，其间的安全隐患也很大。同时，机械设备方面也需配合氢燃料进行技术改造。例如汽车发动机需由现在的燃油发动机变成使用氢燃料的发动机。因而我们看到，受制于多方面因素的影响，2020年全球氢能源汽车销量不足1万台。氢能发展的关键依然在于技术突破，尽早实现在具备经济效益的前提下持续发展，在全球市场份额竞争中抢占先机。中国企业依托国内巨大的需求市场，在技术突破后快速实现规模效应、降低成本，进而开拓海外市场方面占据天然优势。

除在《曾经爱搭不“锂”，现在高攀不“齐”》一文中介绍的上游材料板块投资机会外，储能产业链中下游的电芯、PCS储能变流器、BMS电池管理系统、EMS能量管理系统供应商等关键领域亦将受益于储能产业的发展，具有极大的成长空间。据网络有关数据测算，“十四五”期间，全球新增储能装机将高达130.9GW，年复合增速为79%；到2030年全球新增储能装机将达到约535GW的水平，年复合增速高达55%。

但正如我们前文所介绍的那样，首先，储能行业的发展是分阶段、分层次的，个别子领域短期或会因为“储能”概念的辐射而受到市场的炒作，但缺乏基本面发展的支撑，参与风险较高。整体而言，以上提及的几种储能方式的发展，将随着新能源渗透率的发展而在不同阶段实现爆发。其次，中下游企业无论是技术还是市场份额方面，均处于“多方割据”的状态，不排除随着技术的发展，个别龙头企业脱颖而出的情况；但亦有可能技术发展促使行业内“新龙头”诞生，行业内竞争格局仍具有较强的不确定性。再者，下游设备以及配件供应商集中度较低，竞争激烈；同时，下游电池制造商依托技术以及资本的优势，存在向上游环节不断拓展的趋势，产业链内中小配件供应商存在被整合或淘汰的可能。综上所述，储能产业链中下游存在可观的发展空间。

估值方面，当前储能板块PE(TTM)为66.97倍，显著高于平均值加一倍标准差（图5）。但在前文中我们也提到，储能产业尚处发展初级阶段，未来存在确定性强、可观的发展空间，行业盈利能力增速潜力大，历史估值参考意义有限。

数据来源：Wind及奕丰中国研究部编撰

截至2021年8月20日

但同时，板块内部情况复杂、竞争激烈，投资中下游板块对于行业的专业度以及持续追踪要求极高，感兴趣的投资者建议通过对储能行业发展具有专业知识，且对行业投资机会有深度理解的基金经理的产品进行参与。现阶段，储能行业发展确定性最强的环节依然集中在材料及电池板块，推荐关注嘉实新能源新材料A（003984.OF）及广发资源优选A（005402.OF）；中游设备及配件板块亦开始受到市场的关注，其间不乏在高端制造领域具有一定优势的企业，推荐交银先进制造（519704.OF）。对于行业配置及仓位把握不准的投资者，可通过奕丰研究部推出的“主题行业轮动组合”参与其中。

数据来源：Wind及奕丰中国研究部编撰

截至2021年8月20日