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证券研究报告
电力设备与新能源
碳中和至，储能风起
华泰研究 电力设备与新能源 增持 (维持)
研究员 黄斌，PhD
SAC No. S0570517060002
SFC No. BPY554
billhuang@
研究员 孙纯鹏
SAC No. S0570518080007 sunchunpeng@
联系人 张志邦
SAC No. S0570119030038 zhangzhibang@
+8601056793931
华泰证券 2021 年度中期投资峰会
行业走势图
资料来源：华泰研究，Wind
重点推荐
股票名称 股票代码
目标价
(当地币种) 投资评级
宁德时代 300750 CH 增持
亿纬锂能 300014 CH 买入
资料来源：华泰研究预测
2021 年 5 月 27 日│中国内地 深度研究
储能系统乘风起，强制配储需求有望大幅增长
电化学储能需求由来已久，但尚未大规模推广，我们从第一性原理出发，结
合储能实际运行条件，探究储能项目经济性及推广节奏。我们认为当前储能
项目经济性尚不能支撑其大规模推广，受益于储能对于电网消纳和电网容量
的系统性价值，新能源强制配储有望贡献年内的储能刚性需求。从话语权看，
电池成本占比高，性能对于对储能收益率影响较大，强制配储阶段电池话语
权更高，随着经济性满足要求，经济模式更为多元，系统价值有望逐步显现。
建议关注电池、系统和海外渠道环节，推荐宁德时代和亿纬锂能。
经济性影响储能推广，23 年储能有望逐步满足经济性要求
储能电站项目实际收益率取决于 EPC 成本、循环效率、充放电深度、税收
等，目前仅有高峰谷电价差、提供补贴地区以及高弃光率的新能源配储电站
三类项目的 IRR 能够在 6%以上，多数地区 IRR 尚未达到运营商投资要求。
补贴、储能建设成本、电价、电池循环寿命、充放电深度和循环效率是影响
储能收益的关键因素，且影响依次降低。随着电池技术进步、系统优化以及
EPC 成本下降，23 年各省新能源配储 IRR 有望逐步达到 6%以上。
储能系统价值与安全价值并存，助力储能推广
储能具备减少电网冗余建设、降低弃电率的系统价值，出于系统安全性考虑，
电站的最大输出功率受限导致弃电，在高弃电率情况下，通过储能系统保障
新能源全功率上网，减少的弃电量有望远高于储能容量。两部制电价下储能
可以降低客户的容量电费，协助工厂快速扩容，在终端负荷曲线波动大时优
势更为明显。储能系统反应速度快且边际成本固定，在储能成本降低及火电
灵活性幅度接近 50%的情况下，可协助火电/核电极限调频需求。储能保障
高价值资产稳定运营，具有保障通信基站、数据中心电力供应的安全价值。
储能市场增长空间广阔，配储政策加速储能推广节奏
以储能累计装机量口径，CNESA 预计保守场景下 20-25 年 CAGR 有望超
60%，Bloomberg 预计 2020-2050 年储能 CAGR 为 18%，我们预计 25 年
国内储能电池需求有望超 64GWh，储能是不亚于动力电池的长雪坡。推广
节奏方面，结合经济性和系统价值预测，我们预计 2021-2022 年储能项目
收益率仍不能满足运营商要求，项目推广以强制配储为主，高补贴区域和高
峰谷电价差区域需求有望逐步释放。23 年随弃电率提升以及储能系统成本
下降，储能电站逐步满足经济性要求，由政策驱动逐步转向内生需求驱动。
前期电池占核心地位，后期系统集成有望成行业制高点
强制配储政策驱动阶段，成本是第一位，电池成本占比高且核心性能对于储
能收益影响大，语权较高。随着储能经济性增强，商业模式多样化，电站控
制系统及循环效率重要性逐渐显现，懂发电、懂电网以及懂用户的整体解决
方案厂商有望脱颖而出。海外市场能够达到经济性要求，工商业储能需求旺
盛，渠道和认证是最重要的竞争话语权。建议关注电池、系统和海外渠道环
节，推荐宁德时代和亿纬锂能。
风险提示：强制配储政策变动风险、配储条件变动风险、风电光伏装机增速
低于预期、行业竞争超预期、事故风险。
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May-20 Sep-20 Jan-21 May-21
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电力设备与新能源 沪深300
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电力设备与新能源
正文目录
与市场不同的观点 ......................................................................................................................................................... 5
经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求 .............................................................................................. 6
储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元 .............................................................................................. 6
经济性：个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升 ............................................................................ 7
模型假设：储能 EPC 成本下降，电池寿命及充放电效率提升 ...................................................................... 7
需求场景：高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区 IRR 可达要求 ................................................................ 8
敏感性分析：补贴水平>EPC 建设成本>当地电价>电池循环寿命>充放电深度>循环效率 .......................... 10
路径推演：自发性需求分区域释放，技术进步稳步推进 ............................................................................................ 12
区域特征：高上网电价区域内生需求率先释放.................................................................................................... 12
建设成本：技术持续推动产业链降本，海外直接从补贴入手 .............................................................................. 13
补贴：各地补贴或零星出现，配储电站权益增加是主流 ..................................................................................... 14
循环寿命：超长续航电池仍在推进，系统协助延长循环次数 .............................................................................. 15
循环效率：针对性设计释放潜力，项目经验助力效率提升 ................................................................................. 15
储能经济性稳步提升，23 年新能源自发配储需求或逐步崛起 ............................................................................ 16
储能增加系统灵活性，系统价值、容量作用、安全价值并存 ..................................................................................... 18
系统价值：增加电网消纳能力，降低电站系统弃电率 ......................................................................................... 18
容量作用：降低客户容量电费，协助电厂极限调频 ............................................................................................ 20
安全价值：协助数据与通信领域，保障电力供应稳定性 ..................................................................................... 22
储能市场增长空间广阔，经济性拐点有望来临 ........................................................................................................... 23
新能源配储需求旺盛，支撑储能快速增长 ........................................................................................................... 23
市场空间：降本与政策鼓励双管齐下，储能是未来的高成长赛道 ....................................................................... 24
测算验证：新能源配储打底，25 年储能电池需求有望超 60GWh....................................................................... 25
话语权：前期电池占核心地位，后期系统集成有望成行业制高点 ....................................................................... 26
重点推荐标的 .............................................................................................................................................................. 30
宁德时代（300750 CH，增持， 元）：储能业务有望快速放量 ................................................................ 30
亿纬锂能（300014 CH，买入，目标价： 元）：各业务多点开花 ............................................................ 32
风险提示.............................................................................................................................................................. 34
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电力设备与新能源
图表目录
图表 1： 储能应用场景分类 ......................................................................................................................................... 6
图表 2： 2020 年全球电化学储能累计装机占比提升至 % ...................................................................................... 6
图表 3： 2020 年国内电化学储能累计装机占比提升至 % .................................................................................... 6
图表 4： 2020 年风电储能 EPC 价格情况（单位：元/wh） ........................................................................................ 7
图表 5： 2020 光伏储能 EPC 价格情况（单位：元/wh）............................................................................................ 7
图表 6： 宁德时代储能电池使用寿命情况 ................................................................................................................... 8
图表 7： 各储能器件循环效率情况 .............................................................................................................................. 8
图表 8： 储能模型假设表 ............................................................................................................................................. 8
图表 9： 各类典型模式储能收益率测算 ..................................................................................................................... 10
图表 10： 发电自用储能收益率敏感性分析 ............................................................................................................... 11
图表 11： 工商业储能收益率敏感性分析 ................................................................................................................... 11
图表 12： 各地新建风电光伏项目上网指导价 ............................................................................................................ 12
图表 13： 部分省市一般工商业峰谷价差情况 ............................................................................................................ 12
图表 14： 部分省份储能电站调峰度电收益（最高申报价格） .................................................................................. 12
图表 15： 电池在储能系统中成本重要来源 ............................................................................................................... 13
图表 16： 国内储能电池价格仍处于下降区间 ............................................................................................................ 13
图表 17： SGIP 补贴计划补贴情况（2017 年版） .................................................................................................... 13
图表 18： 加州地区 SGIP 补贴储能项目装机情况 ..................................................................................................... 14
图表 19： 纽约地区储能装机情况 .............................................................................................................................. 14
图表 20： 海外储能补贴政策 ..................................................................................................................................... 14
图表 21： 储能运营补贴情况 ..................................................................................................................................... 14
图表 22： 宁德时代长寿命 LFP 电芯循环表现........................................................................................................... 15
图表 23： 特斯拉百万英里电池循环表现 ................................................................................................................... 15
图表 24： BYD CubeT28 液冷解决方案 .................................................................................................................... 15
图表 25： 华为组串式储能系统 ................................................................................................................................. 15
图表 26： 1500V 储能系统降本增效表现 .................................................................................................................. 16
图表 27： 2021-2025 年各主要参数假设 ................................................................................................................... 16
图表 28： 十四五期间各省发电侧配储项目收益率测算 ............................................................................................. 17
图表 29： 电力系统概览 ............................................................................................................................................ 18
图表 30： 各类储能方式优缺点比较 .......................................................................................................................... 18
图表 31： 光伏风电累计装机量 ................................................................................................................................. 19
图表 32： 光伏风电发电量情况 ................................................................................................................................. 19
图表 33： 光伏装机及各地弃光率情况 ....................................................................................................................... 19
图表 34： 风电装机及各地弃风率情况 ....................................................................................................................... 19
图表 35： 晴天情况下光伏电站的输出功率波动量（1min 级别） ............................................................................. 20
图表 36： 多云情况下光伏电站的输出功率波动量（1min 级别) ................................................................................ 20
图表 37： 新能源配储效益测算 ................................................................................................................................. 20
图表 38： 各地容量电价情况 ..................................................................................................................................... 20
图表 39： 储能对机组调频指标的提升作用 ............................................................................................................... 21
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电力设备与新能源
图表 40： 火储调频系统接线示意图 .......................................................................................................................... 21
图表 41： 辅助服务市场调频补偿情况 ....................................................................................................................... 21
图表 42： 2019H1 电力辅助服务补偿费用情况 ......................................................................................................... 22
图表 43： 2019H1 电力辅助服务补偿费用结构 ......................................................................................................... 22
图表 44： 5G 基站建设配套储能需求预测 ................................................................................................................. 22
图表 45： 磷酸铁锂电池与铅酸电池性能特点对比 .................................................................................................... 22
图表 46： CPIA 预计十四五期间国内光伏新增装机 CAGR 为 13-18% ..................................................................... 23
图表 47： CPIA 预计十四五期间全球光伏新增装机 CAGR 为 16-20% ..................................................................... 23
图表 48： 各省份装机和配储情况 .............................................................................................................................. 23
图表 49： 20-25 年我国储能累计装机 CAGR 有望超 60% ........................................................................................ 24
图表 50： 20-25 年我国储能新增装机 CAGR 有望超 50% ........................................................................................ 24
图表 51： 20-50 年全球电化学储能市场年化复合增速底线为 18% ........................................................................... 24
图表 52： 十四五期间风光配储需求测算 ................................................................................................................... 25
图表 53： 电网侧和用户侧储能投运量测算 ............................................................................................................... 25
图表 54： 储能产业链各环节企业 .............................................................................................................................. 26
图表 55： 储能成本拆分（2019 年） ........................................................................................................................ 27
图表 56： 全球主要电池厂商储能电池出货情况 ........................................................................................................ 27
图表 57： 2020 国内市场储能电池出货量 ................................................................................................................. 27
图表 58： 2020 年储能变流器（PCS）出货量 .......................................................................................................... 27
图表 59： 2020 国内市场储能集成商排名（功率口径）............................................................................................ 28
图表 60： 2020 国内市场储能集成商排名（能量口径）............................................................................................ 28
图表 61： 用户侧储能产品测试与认证情况 ............................................................................................................... 28
图表 62： 宁德时代动力电池出货量稳居全球首位 .................................................................................................... 30
图表 63： 2021Q1 宁德时代装机量市占率提升至 % .......................................................................................... 30
图表 64： 宁德在全球储能市场出货占比快速提升 .................................................................................................... 30
图表 65： 宁德时代储能业务快速增长 ....................................................................................................................... 30
图表 66： 宁德时代储能公司合作及供货情况 ............................................................................................................ 31
图表 67： 宁德时代签订的磷酸铁锂合作协议情况 .................................................................................................... 31
图表 68： 锂离子电池收入快速提升 .......................................................................................................................... 32
图表 69： 微网储能系统 ............................................................................................................................................ 32
图表 70： 通信基站后备电源储能 .............................................................................................................................. 32
图表 71： 亿纬锂能磷酸铁锂产业链投资及储能投入情况 .......................................................................................... 33
图表 72： 亿纬锂能公开披露的储能订单情况 ............................................................................................................ 33
图表 73： 重点推荐标的情况（截至 5 月 26 日） ...................................................................................................... 33
图表 74： 本报告提及公司汇总 ................................................................................................................................. 34
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电力设备与新能源
与市场不同的观点
储能业务的核心有二，安全性和经济性，安全性影响市场壁垒，经济性决定推广节奏。
安全性主要受储能标准影响，劣币驱逐良币导致的安全隐忧，本质上也是经济性问题。随
着储能系统认证以及施工全流程标准化，安全性有望逐步提升。相较于安全性，经济性影
响终端用户的储能推广节奏和储能核心元器件的选择。我们从第一性原理出发，结合储能
实际运行条件，抽丝剥茧储能项目经济性影响指标，探究储能项目推广节奏和各器件话语
权。
1、 储能项目的经济性如何？哪些场景需求会率先满足经济性要求？什么器件对储能需求
影响最大？未来的推广节奏怎么样？
储能项目在高上网电价新能源电站配储、高峰谷电价以及有补贴区域的 IRR 已满足运营商
的投资门槛，满足当地建设要求的储能电站的需求有望逐步释放。平价电站配储项目的 IRR
尚不能满足运营商的投资门槛，平价项目配储需求仍将以政策驱动为主。
储能项目 IRR 主要受当地电价、补贴等外部因素和电池循环寿命、EPC 建设成本、充放电
深度和循环效率等储能内部因素影响，当前电价和补贴等外部因素变动对储能项目收益水
平影响较大。按照内部因素的潜在优化空间，我们测算得储能项目 IRR 内部影响因素排序
为：EPC 建设成本>电池循环寿命>充放电深度>循环效率，前三因素均与电池有关。
结合各项因素的潜在降本节奏和各省的上网电价水平，我们预计 23 年起部分省份新能源配
储 Irr 有望升至 6%以上，储能项目内生增长动力逐步增强。
2、 除了项目自身的经济性水平，储能系统的哪些价值助力其普及？
储能依托系统而存在，价值不止于充放电价差和辅助服务收入，储能的系统、容量和安全
等多重价值也将促进其普及。
系统价值：电网是需要瞬时平衡的复杂系统，储能作为电力系统的灵活调节容量，可以协
助机组进行调频，减少电站系统外部可调节余量需求，协助降低的弃电量或高于储能项目
的充电量，在可调节容量不足且高弃电区域，储能对于系统的增益价值更为显著。
容量价值：两部制电价包括容量电价和电度电价两部分，前者按照给客户配备的容量上限
收费，协助国网收回变压器和线路改造扩容成本。储能作用有二，其一协助高用能时期电
力供应，减少变压器容量投入，增加利用率，协助电网及用户降本；其次是对于扩大生产
规模的公司，加配储能较扩容施工更为快捷灵活，协助工商业用户按照自身节奏扩大产能。
安全价值：储能保障系统电力供应，协助高价值项目平稳运行，5G 及数据中心后备电源需
求旺盛，电池逐步由铅酸转向磷酸铁锂，支撑储能需求。
3、 如何看待储能赛道，21 年强制配储的需求有多少，25 年需求空间如何？什么环节的话
语权更高？
十四五期间可再生能源装机快速提升，储能系统的重要性凸显，强制配储政策有望带动储
能需求快速释放。CNESA 预计 20-25 年储能累计装机 CAGR 有望超 60%，BNEF 预计
2020-2050 年储能装机 CAGR 有望达到 18%，储能行业是长雪坡赛道。我们根据各省份的
强制配储要求和装机占比情况，测算得 21 年风光配储需求达 （20 年新增储能装机
），对应电池需求约 ，储能需求有望大幅提升。23 年发电侧自用储能经
济性逐步符合要求后，配储比例有望提升，预计 25 年储能电池需求或超 64GWh。
国内市场：政策驱动阶段，成本重要性凸显，结合我们 IRR 敏感性测试，EPC 建设成本和
循环寿命等均主要由电池环节决定，我们认为初期电池企业的话语权较高。随着储能经济
性逐步满足要求，内生增长动力增强，电站控制系统及循环效率等重要性逐渐显现，有整
体解决方案的厂商有望脱颖而出。储能标准化是行业发展趋势，随着储能要求提升，龙头
公司的竞争优势更为显著。
海外市场：电力市场化交易下储能经济性较高，经济性已经满足要求，认证和渠道重要性
凸显。
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电力设备与新能源
经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求
储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元
电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统，需要源网荷储之间相互配合，共同助力维持电网的
稳定性。储能作为电力系统的蓄水池，协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。储能的
价值是依托于系统而存在的，在不同场景下储能需求有所差异，按照当前的应用场景划分，
主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：发电侧储能用于大规模风光并网，通过负荷
跟踪、平滑输出等解决新能源消纳问题，实现电网一次调频；电网侧储能可布置于电网枢
纽处，既提供调峰调频等电力辅助服务，也可联合周边新能源电站提升新能源消纳；用户
侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响
应，实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。
图表1： 储能应用场景分类
应用场景 细分场景 场景描述
发电侧 能量时移 通过储能方式实现用电电荷削峰填谷
机组效率 释放机组容量，提高机组效率
负荷跟踪 针对变化缓慢的持续变动负荷进行动态调整
AGC 调频 快速精确的功率响应提高发电侧调频能力
备用容量 预留有功功率储备保证电能质量与系统稳定
平滑出力 平滑风电等出力波动性较大的新能源
电网侧 调频调峰 与火电机组捆绑参与调频服务
能量时移 通过储能方式实现用电电荷削峰填谷
备用容量 通过较小的装机容量有效提高电网输配电能力
用户侧 电价管理 基于分时电价体系调节电力负荷
容量费用 工业用户降低最高用电功率降低容量费用
电能质量 用户侧储能系统平滑电压和频率波动，提高电能质量
资料来源：国家电网，北极星储能网，华泰研究
电化学储能适用场景丰富，新能源配储带动储能需求提升。电化学储能在电网侧和用户侧
早已有应用，受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响，电化学储能在储能装
机占比仍处于低位。随着场景逐步丰富，电化学储能规模及占比持续提升，根据 CNESA
数据，截至 2020 年，全球电化学储能累计装机 （同比+%），占储能系统装机
的 %；国内电化学储能累计装机 （同比+%），占整体储能的 %。值得注
意的是，20 年我国新增电化学储能装机达 （同比+145%），配储政策释放储能需求，
国内新增储能装机首次突破 GW 大关。
图表2： 2020 年全球电化学储能累计装机占比提升至 %
图表3： 2020 年国内电化学储能累计装机占比提升至 %
注：图中数字为电化学储能累计装机占比
资料来源：CNESA，华泰研究
资料来源：CNESA，华泰研究
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GW 抽水蓄能-左轴 电化学储能-左轴
其他-左轴 电化学储能增速-右轴
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GW 抽水蓄能-左轴 电化学储能-左轴
其他-左轴 电化学储能增速-右轴
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电力设备与新能源
动力电池协助培育储能产业链，安全和经济性为核心关注点。动力电池多年发展为储能产
业链培育奠定基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。储能项目共有安全和
经济性两大核心关注点，安全性影响竞争壁垒，经济性影响推广节奏。安全是储能推广的
首要条件，随着准入门槛和流程标准提高，电池、BMS 和储能系统设计更具针对性，储能
的安全性有望持续提升。经济性影响储能的推广节奏和产业链各环节话语权，经济性不满
足的情况下，储能建设多以强制配储为主，内生增长动力欠缺。根据 CNESA，我国新建的
风光发电测项目多为强制配储项目，缺乏模式和价格引导机制，经济性影响下低价的无序
竞争仍有可能发生，发生劣币驱逐良币现象。劣币驱逐良币带来的安全隐忧，本质上也是
经济性问题。
经济性：个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升
电化学储能经济性仍有待提升，个别场景下已能满足收益要求。经济性影响储能自发性推
广节奏和储能产业链各器件话语权，当前储能项目初始投资成本仍较高，拖累储能项目的
经济性。此外，在储能实际运行过程中，售电收入的增值税、系统循环效率和储能寿命等
因素也会对储能项目产生影响。我们按照储能获取收益的典型模式，测算不同模式下储能
电站收益情况，当前高电价差区域的峰谷电价模式项目 IRR 较高，原有高补贴光伏电站配
备的储能项目收益率已经满足商业化运营的收益要求。
模型假设：储能 EPC 成本下降，电池寿命及充放电效率提升
储能 EPC 成本：储能的 EPC 建设成本与产品价格和放电时长均有关，根据北极星储能网
统计，20 年以来公示的储能项目 EPC 价格呈现下降态势，风电配储（1C，充电时间 1 小
时）的最低中标价格已经从 20 年初的 元/Wh 下降到 元/Wh，降幅达 %。
光伏配储（，充电时间 2 小时）的最低中标价格从 20 年初的 元/wh 下降到年底
的 元/wh（降幅达 %），其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池
倍率影响。
20 年底三家中标候选单位储能系统（，充电时间 2 小时）报价分别为 元/Wh，
考虑到土建等费用仍需资本投入，我们假设发电侧和电网侧 2 小时放电时长的储能 EPC 项
目平均建设成本为 元/Wh，用户侧储能因规模小，平摊到单 Wh 的土地成本和土建成本
较高，我们假设用户侧储能 EPC 建设成本约 元/wh。
图表4： 2020 年风电储能 EPC 价格情况（单位：元/wh）
图表5： 2020 光伏储能 EPC 价格情况（单位：元/wh）
资料来源：北极星储能网，华泰研究 资料来源：北极星储能网，华泰研究
电池寿命：储能电池在使用一段时间后，电池容量会发生衰减，影响储能系统全生命周期
的平均充电深度。根据宁德时代储能产品说明书，在 25℃且 SoH（State of Health，电池
健康度）70%的限制条件下，不同冷却方案和充放电倍率下，储能电池的使用寿命在 5300
次-8000 次。我们假设在储能循环 6120 次（储能系统运行约 17 年）的情况下，储能电池
全生命周期的平均充放电深度为 85%，因 Soh 降至 70%以下后，电池仍有回收以及梯次
利用价值，我们假设残值率为 10%。
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 8
电力设备与新能源
图表6： 宁德时代储能电池使用寿命情况
电池名称 解决方案 使用条件 循环寿命 充放电倍率
280Ah LFP 风冷解决方案 25℃、@70%Ret 8000
280Ah LFP 水冷解决方案 25℃、@70%Ret 8000
LFP 家庭储能 25℃、@70%Ret 6000
100Ah-3U LFP 家庭储能 25℃、@70%Ret 5300 1
资料来源：宁德时代官网，华泰研究
循环效率：储能系统由电池、PCS（储能变流器）、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管
理系统）、支撑结构和其他电器元件构成。各转换器件在运行中均有能量损耗，导致储能系
统的充电量和放电量之间存在差值。从各公司的官网产品披露情况看，PCS 的循环效率在
95-99%之间，箱式储能系统的循环效率约 85%-88%以上，考虑箱式储能系统外仍有变压
器等能量耗损器件，我们假设基准条件下储能系统的循环效率为 85%。
图表7： 各储能器件循环效率情况
厂商 项目 型号 最大效率
阳光电源 储能变流器 SC50HV %
林洋能源 储能变流器 LYC625 %
林洋能源 储能变流器 LYC625TL 98%
林洋能源 储能变流器 LYC650TL %
科陆电子 箱式储能系统 CL5231F %
昆兰新能源 箱式储能系统 iCube1000 ≥85%
资料来源：公司官网，华泰研究
我们以 10MWh 储能电站为例，测算储能电站项目的收益情况，各项假设明细如下：
图表8： 储能模型假设表
项目 假设值
单价（元/Wh） （发电及电网侧）/（用户侧）
容量（MWh） 10
充放电深度 85%
循环效率 85%
循环寿命（次） 6120
总成本（万元） 1300（发电及电网侧）/1600（用户侧）
20 年后残值率 10%
增值税 13%
资料来源：华泰研究
需求场景：高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区 IRR 可达要求
储能系统的需求场景多元，当前主要分为发电侧自用、电网侧辅助服务和用户侧峰谷调节
模式等。储能在发电侧可以协助电源满足调度系统调节的需要，减少弃电量，增加售电收
入。按照 2020 年 5 月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，发电侧储能电站可以
有两种不同的运作模式：（1）弃光严重时期作为自用容量，放电收益享受光伏电站的补贴
标准；（2）弃光不足时期作为调峰可用容量，享受 元/kWh 的充电补贴，放电收益按
标杆上网电价进行结算。此外，对于高峰谷电价的区域，一般工商业和大工业客户可以通
过储能系统在谷电价充电，峰电价时期自用，降低自身的用能成本。我们按照全年运行 360
天，每天一次充放电操作，测算不同场景下的储能电站收益情况。
发电自用模式：选择新疆、甘肃、浙江和西安平价电站进行测算，其中新疆地区光伏电站
的补贴电价采用原有三类资源区光伏电站补贴后上网电价 元/kwh，甘肃和浙江分别是
西部集中式基地和东南部分布式电站的代表，根据《关于进一步促进光伏产业持续健康发
展的意见（征求意见稿）》，西安地区针对光伏储能系统补贴，每充一度电享受 1 元/kwh 的
补贴。
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 9
电力设备与新能源
辅助服务模式：电站可以用作调峰可用容量，辅助电网进行调峰调频，并获得调峰调频补
偿。当前电力市场辅助服务市场的调峰和调频补偿额度以市场竞价为主，火电、水电等发
电企业与储能、综合能源服务商共同决定辅助服务价格。以江苏《关于做好辅助服务（调
峰）市场试运行有关工作的通知》为例，调峰辅助服务最高限价为 元/kwh，未报价机
组临时调用价格为 元/kwh，对应的调频里程申报价格在 元/MW，辅助服务市
场报价范围波动大，火电等原有已装机电站的边际调节成本低，参与辅助市场的里程优势
明显，储能电站主要胜在响应速度，辅助服务市场对储能电站影响主要在于拓展收入来源。
根据《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，新疆地区调峰可用容量采用固定补偿金额
2C 电
池，系统投资成本与和收益规模仍有较大不确定性，此处并未测算。
峰谷电价管理模式：一般工商业及大工业用户是社会用能主体，用电高峰多处于峰电价时
期，用能成本较高。工商业及大工业用户可以通过储能系统在谷电价时期充电，峰电价时
期放电自用，协助降低企业的用能成本。此外，我们选用北京地区（峰谷价差最高）和山
东地区（峰谷价差中等）的峰谷电价，测算储能系统的收益水平。
经济性是影响储能自发性需求的重要因素。参考中国神华发布的产业基金公告（编号：临
2019-062），设立的国能基金可投资光伏、风电和储能等项目，股东回报要求门槛降至 6%
以上，一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。我们认为经济性是影响储能推广的
重要因素，原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区
的储能项目自发需求或将逐步释放。
发电自用模式：原有高补贴电价的新疆地区的 IRR 达到了 %，受益于当地 1 元/kwh
的度电补贴，西安地区的 IRR 达到了 %，甘肃和浙江储能系统 IRR 均低于 6%，当前
储能系统的经济性尚不能激发投资者自发购置需求；
辅助服务模式：新疆地区调峰补偿价格较高（ 元/kwh），IRR 亦接近了 6%，考虑到辅
助服务市场逐步走向市场化，新疆的固定调峰补偿金额已经接近江苏省调峰可用容量价格
上限（ 元/KWh），我们认为调峰辅助服务仍将以灵活性改造的火电为主，在解决储能参
与辅助服务市场主体身份后，部分火电灵活性调节不足或有高固定价格区域电化学储能需
求或增加。
峰谷电价管理模式：峰谷电价管理模式的经济性与当地的峰谷电价差息息相关，当前固定
电价模式下，北京用户侧峰谷电价管理 IRR 可达 %（峰谷价差 元），山东省用户
侧峰谷电价管理 IRR 可达 %（对应峰谷电价差为 元/Wh）。考虑到未来电力市场
化交易逐步普及，受套利行为反馈，峰谷电价差额及持续时间仍有不确定性，或影响用户
侧电价管理模式需求。
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电力设备与新能源
图表9： 各类典型模式储能收益率测算
收益模式
发电自用容量 调峰可用容量 峰谷电价管理
新疆补贴电站 甘肃 浙江 西安 新疆 北京 山东
全年运行天数（天） 360 360 360 360 360 360 360
运行时间（年份） 17 17 17 17 17 17 17
充放电深度 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%
循环效率 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%
日充电量（kWh） 8500 8500 8500 8500 8500 8500 8500
日放电量（kWh）
充电价格（元/kWh） - - - -
充电（调峰）补偿（补贴）价格（元/kWh） - - - - -
放电电价（元/kWh）
日充电（调峰）收益（万元/天）-不含税 - - 0
日放电收益（万元/天）-不含税
全天收益/降本（万元）-不含税
全年收益/降本（万元）-不含税
回收期（年）
IRR % % % % % % %
注：西安《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见（征求意见稿）》要求，同一项目年度补贴最高不超过 50 万元，对应储能装机上限约为 （运行 300
天）；西安政策提出对光储项目，每充一度电补贴 1 元，本表格中按照发电自用模式处理。
注：调峰可用容量充放电价均按照当地煤炭上网电价处理。
注：发电自用容量均采用了《国家发展改革委关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》披露的当地风电光伏指导电价
资料来源：能源局，华泰研究预测
敏感性分析：补贴水平>EPC 建设成本>当地电价>电池循环寿命>充放电深度>循环效率
环境因素：广东平价电站配储 IRR 最高，峰谷电价超 元/wh 区域工商业配储已满足收
益率要求。储能依托于系统而存在，当地的上网电价及峰谷电价差是储能系统外最重要的
变量，显著影响储能的收益率水平。从电价敏感性测算看，高上网电价区域（广东
元/Kwh）的发电侧自用容量模式 IRR 约 %，储能系统降本后，存在弃电的风电光伏电
站配储需求或逐步释放；峰谷电价差超 元/Wh 的区域用户侧管理 IRR 亦超过 6%，满
足安全标准的工商业储能电站也有望逐步建设。
补贴与建设成本是影响经济性的关键变量，电池技术创新以及系统优化持续将带动储能经
济性提升。为比较不同因素对于储能项目收益率的影响，我们选取典型区域上网电价（甘
肃、浙江）和峰谷价差（山东）情况，针对发电自用模式以及峰谷电价管理模式，对各主
要影响因素当前数值以及潜在的可能性，进行敏感性测试，探究建设情况对储能经济性的
影响。按照 IRR 影响程度排序，补贴水平、EPC 建设成本、电池循环寿命以及循环效率对
储能系统收益影响较大。以当前情形测算，若每度充电补贴在 元以上时，甘肃和浙江
电站的发电自用模式储能电站 IRR 均能超过 6%。此外，从各项影响因素看，EPC 建设成
本、循环次数、循环效率和充放电深度均与电池有关，彰显电池环节在储能系统中的重要
地位。
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电力设备与新能源
图表10： 发电自用储能收益率敏感性分析
上网电价 上网电价（元/kwh）
IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
补贴 充电补贴（元/kwh） -
甘肃平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
浙江平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
EPC 建设成本 EPC 价格（元/Wh）
甘肃平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
浙江平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
循环次数 循环次数（次） 6,120 6,480 6,840 7,200 7,560 7,920 8,280 8,640 9,000
甘肃平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
浙江平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
充放电深度 充放电深度 % % % % % % % % %
甘肃平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
浙江平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
循环效率 循环效率 % % % % % % % % %
甘肃平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
浙江平价电站配储 IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
注 1：发电侧配储收益与各地上网电价有关，不同上网电价下储能 IRR 如第一栏所示
注 2：储能收益率受当地上网电价影响明显，我们以甘肃和浙江两地的平价电站配储为例，计算各自影响
资料来源：华泰研究预测
图表11： 工商业储能收益率敏感性分析
峰谷电价差 峰谷电价差（元/kwh）
IRR（%） % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
EPC
建设成本
EPC 价格（元/Wh）
峰谷电价管理 IRR % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
循环次数 循环次数（次） 6,120 6,480 6,840 7,200 7,560 7,920 8,280 8,640 9,000
峰谷电价管理 IRR % % % % % % % % %
IRR 增幅（pct）
充放电深度 峰谷价差 % % % % % % % % %
峰谷电价管理 IRR % % % % % % % % %
IRR 变动情况（pct）
充放电效率 峰谷价差 % % % % % % % % %
峰谷电价管理 IRR % % % % % % % % %
IRR 变动情况（pct）
注:1 用户侧峰谷电价管理的储能收益与当地峰谷电价差有关，不同峰谷电价差下储能 IRR 如第一栏所示
注 2：我们以山东为例（峰谷电价差 元），测算不同因素对储能 IRR 影响
资料来源：华泰研究预测
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电力设备与新能源
路径推演：自发性需求分区域释放，技术进步稳步推进
区域特征：高上网电价区域内生需求率先释放
各省份上网电价差异明显，高上网电价区域内生需求有望率先释放。根据能源局发布的《国
家发展改革委关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》，各省间风光平价项目上
网电价差异较大，西部资源区如新疆上网电价低至 元/kwh，广东等高上网电价区域
可达 元/kwh，储能项目 IRR 对当地上网电价敏感，高电价区域自发性配储需求有望
率先释放。
图表12： 各地新建风电光伏项目上网指导价
资料来源：能源局，华泰研究
多省峰谷电价差在 元/kwh 以上，调峰补偿仍将以火电为主。峰谷电价套利是用户侧
电化学储能早期推广的激励因素，受限于储能成本较高，峰谷电价管理节约的电费不足以
满足电化学储能支出成本。以北京、江苏等为代表的 4 省市一般工商业或大工业用电的峰
谷价差超过 元/kWh，当前用户侧峰谷电价套利空间仍在。根据 21 年 4 月 21 日能源
局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，峰谷电价政策仍将继
续完善，为用户侧储能发展创造更大空间，高峰谷电价且地价便宜地区用户侧电价管理需
求有望释放。根据表 9 测算，调峰补偿在 元/kwh 时，IRR 尚未达到 6%（约 %），
考虑到仅有江苏、安徽、江西、湖南等少数省份调峰申报上限超过 元/kwh，我们认为
短期内调峰辅助服务市场仍将以火电为主。
图表13： 部分省市一般工商业峰谷价差情况
图表14： 部分省份储能电站调峰度电收益（最高申报价格）
注：选取不满 1KV 的电价数据。上海为夏季两部制数据；广东为珠三角五城数据；
安徽为 7-9 月数据；云南为枯水期数据；河北为河北南网数据。
资料来源：北极星电力网，华泰研究
资料来源：能源局，华泰研究
新
疆
宁
夏
蒙
西
蒙
东
甘
肃
青
海
云
南
山
西
贵
州
陕
西
北
京
河
北
天
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冀
北
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黑
龙
江
辽
宁
河
南
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江
苏
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四
川
山
东
重
庆
广
西
浙
江
江
西
上
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湖
北
海
南
湖
南
广
东
元/kwh
北
京
浙
江
广
东
江
苏
山
东
海
南
上
海
安
徽
河
南
新
疆
甘
肃
云
南
山
西
宁
夏
天
津
河
北
元/kWh
峰 谷 价差
江苏 东北 安徽 江西 湖南 新疆 青海 甘肃 山东
元/kWh
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电力设备与新能源
建设成本：技术持续推动产业链降本，海外直接从补贴入手
技术推动储能成本下降，国内铁锂电池降本远快于海外。根据 BNEF 数据，2010 年至 2019
年，全球锂离子电池组的平均价格已经从 1100 美元/kWh 下降至 175 美元/kWh，降幅达
84%，电池组价格下降显著增加了电化学储能的经济性。储能系统成本仍处于下降区间，
BNEF 预计 2025 年储能系统平均价格降至 203 美元/kWh，有望较 2019 年下降 39%，电
池是带动储能降本的主力。BNEF 储能成本统计范围为全球范围内的锂电项目，部分项目亦
采用了海外高价位电池。根据高工锂电统计，2020 年磷酸铁锂电池价格下降了 %，
考虑国内完善的动力电池产业链，储能投资成本下降速度或快于海外水平。
图表15： 电池在储能系统中成本重要来源 图表16： 国内储能电池价格仍处于下降区间
资料来源：BNEF，华泰研究 资料来源：高工锂电，华泰研究
海外多地为储能提供补贴，直接提升储能电站的经济性。储能系统降本是循序渐进的，美
国加州等地区在减税、储能补助推出扶持政策，直接降低了储能的建设成本，带动储能系
统普及。2017 年 10 月，美国推出 ITC 政策（Investment Tax Credit，投资税收减免），由
光伏充电的储能项目可按照储能设备投资额的 30%抵扣应纳税，直接提升储能项目经济性。
2020 年开始，新装居民及商业用户光伏设备减免比例将降为 26%（2020 年）、22%（2021
年），从 2022 年开始，仅商业用户光伏设备可享受 10%的减免比例，促进储能项目平稳发
展。此外， 2008 年美国加州 SGIP 计划（Self-Generation Incentive Program）将储能纳
入补贴范围，分布式光伏电站配备的储能$ 的补贴，2009 年补贴范围拓展至分布式储
能电站，随着技术进步 SGIP 补贴逐步降低，并在每一年按照申请时间划分不同阶段，各阶
段补贴逐步下降，加快储能建设节奏。
图表17： SGIP 补贴计划补贴情况（2017 年版）
单位：美元/wh 第一阶段 第二阶段 第三阶段 第四阶段 第五阶段
普通预算 大型储能(>10kW)
大型储能(同时申请投资税收抵免)
居民储能(<=10kW)
平衡预算 非居民
非居民(同时申请投资税收抵免)
居民
资料来源：DOE，华泰研究
-10%
-9%
-8%
-7%
-6%
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-3%
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E
$/kWh 蓄电池-左轴 系统-左轴
PCS-左轴 其他-左轴
增长率-右轴
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元/Wh
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 14
电力设备与新能源
图表18： 加州地区 SGIP 补贴储能项目装机情况
图表19： 纽约地区储能装机情况
资料来源：SGIP 官网，华泰研究 资料来源：政府官网，华泰研究
图表20： 海外储能补贴政策
时间 国家 政策/措施
2020 美国 美国众议院民主党议员提议的 万亿美元基础设施投资法案中，纳入美国独立部署的储能系统可以获得投资税收抵免（ITC）。
2020 奥地利 奥地利启动了一项 3600 万欧元的退税计划，用于小型光伏+储能装置，计划推动部署 100MW 太阳能容量和 60MWh 的储能。
2020 美国 美国能源部(DOE)宣布为 25 个州的 55 个先进制造业的研发项目提供约 亿美元的资助，其中约 6687 万美元用于 11 个电池储能创新制造工
艺项目开发。
2020 意大利 意大利新生态奖励政策中，与翻新项目相关的光伏和储能系统将享受 110%的税收减免。
2020 欧盟 欧盟(EU)承诺为储能技术提供资金支持。
2019 美国 纽约州能源研究与发展局根据其市场加速激励计划，为储能项目拨款 亿美元。
2017 澳大利亚 澳大利亚政府提供 7500 万澳元拨款和 7500 万澳元贷款，支持抽水蓄能等项目建设。
资料来源：北极星储能网，华泰研究
补贴：各地补贴或零星出现，配储电站权益增加是主流
青海补贴可达 元/KWh，西安小型储能项目充电补贴 1 元/KWh。根据 21 年 1 月青海
发改委发布的《支持储能产业发展的若干措施(试行)》，两年内给予自发自储设施发售电量
元/kWh 的运营补贴，使用青海省产储能电池 60%以上的项目可额外享受 元/kWh
的补贴，直接提升储能电站的收益率水平。根据 20 年 12 月西安工信局发布公开征求《关
于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见（征求意见稿）》， 2021 年 1 月 1 日至 2023 年
12 月 31 日期间建成运行的光伏储能系统，自项目投运次月起对储能系统按实际充电量给
予投资人 1 元/KWh 补贴，同一项目年度补贴最高不超过 50 万元，我们在表 9 中测算西安
小型储能电站的 IRR 超 25%，当地储能需求有望快速提升。
图表21： 储能运营补贴情况
时间 地区 补贴上限 口径 文件
2021 年 1 月 青海 元/kwh 售电量 《支持储能产业发展的若干措施(试行)》
2020 年 12 月 西安 1 元/kwh 充电量 《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见（征求意见稿）》
2018 年 9 月 合肥 1 元/kwh 充电量 《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》
资料来源：发改委，工信局，华泰研究
新能源配储电站权益或增加，全国范围内充电补贴仍有难度。根据 21 年 4 月 21 日能源局
发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，未来将健全“新能源+储能”
项目激励机制，对于配套建设新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水
平，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、
电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。考虑到新能源仍有补贴拖欠问题，我们认为
全国范围内的储能补贴仍有难度，随着可再生能源走向平价乃至竞价，针对新能源配储项
目补贴权益倾斜或更加可持续，预计配储电站或将享受更多发电收益，弥补储能支出成本。
0
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2017 2018 2019 2020
$ mnMWh
新增储能装机规模(MWh)-左轴
储能项目补贴金额（百万美元）-右轴
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
kW 储能新增容量-左轴
储能累计容量-左轴
累计增速-右轴
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电力设备与新能源
循环寿命：超长续航电池仍在推进，系统协助延长循环次数
材料体系创新增强电池寿命，特斯拉和宁德均提出长寿命电池计划。长续航电池是车厂和
电池企业的共同追求，根据第一电动网披露，2020 年 6 月宁德时代未来公司将准备生产可
持续运行 16 年行驶里程 200 万公里的电池产品，新电池的制作成本将会比现有电池产品高
约 10%，头部电池厂商对高续航电池已有研究；特斯拉亦于 19 年推出行驶百万英里的长寿
命电池规划，据《电化学学会杂志》披露，特斯拉长寿命电池通过使用大单晶结构，使材
料稳定性更强，不易在电池充电的过程中破裂，进而提升电池寿命，减少性能衰减。从电
池材料体系看，根据动力电池产业联盟披露，通过采用负极补锂、电解液添加剂、大单晶
和无极耳等技术方案，有望减少电池使用衰减，进一步提升电池寿命。
图表22： 宁德时代长寿命 LFP 电芯循环表现
图表23： 特斯拉百万英里电池循环表现
资料来源：宁德时代，华泰研究 资料来源：《电化学学会杂志》（2019 年 9 月），华泰研究
系统保护和 BMS 优化，助力提升系统使用寿命。动力电池多年发展为储能产业链奠定了良
好基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。比亚迪、宁德时代等厂商针对储
能系统推出液冷产品（BYD CubeT28、CATL EnerOne 等），增加储能电池的保护措施，科
工针对电池管理系统的三级架构逐步推广（单体电池管理模块(BMU)、电池组管理模块
(BCMU)、电池系统管理模块(BAMS)），华为针对电池组推出组串式储能系统，解决电池模
组串联失配、电池簇间并联失配、电池温升差异等问题，协助增加储能系统寿命。
图表24： BYD CubeT28 液冷解决方案
图表25： 华为组串式储能系统
资料来源：比亚迪，华泰研究 资料来源：华为，华泰研究
循环效率：针对性设计释放潜力，项目经验助力效率提升
系统优化助力效率提升，各器件均需协助增效。储能系统在运营过程中需要进行交直流转
换、电压升降、控制电池温度，各系统运营过程中也需要损耗电量，系统的循环效率与 BMS、
PCS、EMS 等器件作用有关。以 PCS 器件为例，PCS 负责系统的充放电、黑启动、并离
网运行功能、高低电压穿越和孤岛保护等功能，内部功率半导体的控制能力是决定 PCS 效
率的重要因素。此外，BMS 系统可以针对当地的温度情况灵活配置降温策略以及降温出口
方向，助力系统循环效率提升。
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 16
电力设备与新能源
针对性配置降低器件种类，减少项目电力耗损。海外大型储能系统已经普遍采用 1500V 高
压系统，高电压系统有三方面的优势：一是与 1500V 光伏系统相呼应；二是系统能量密度
和能源循环效率会大幅提高；三是系统集成成本、集装箱、线损、占地和施工成本会大幅
减少。根据阳光电源披露，以 100MW/200MWh 项目容量为例，相比 1000V 系统，1500V
高压储能系统能够实现降本约1000万元，循环6000次能带来超过320万度的额外发电量。
从 21 年储能展参展厂商的产品布局看，针对光伏系统的 1500V 系统已经普及，阳光电源、
比亚迪、华为、索英电气等厂商提出适用 1500V 电压方案，减少光储系统额外器件和电费
损耗，带动储能系统成本下降。此外，随着储能项目增加，项目经验亦有望带动储能系统
优化，助力循环效率提升。
图表26： 1500V 储能系统降本增效表现
项目 数量
额外发电 >320 万度
循环效率提升 %
系统集成成本（电池模组、BMS、集装箱、BCP 等）减少 410 万
变流升压系统单瓦成本减少 150 万
外部直流、交流线缆成本减少 40 万
土地成本减少 350 万
建设成本减少 50 万
降本总和 1000 万
注：测算条件为项目容量 100MW/200MWh，循环 6000 次。
资料来源：阳光电源，华泰研究
储能经济性稳步提升，23 年新能源自发配储需求或逐步崛起
储能经济性稳步提升，带动储能自发性需求。受益于电池降本以及针对性设计，储能 EPC
价格有望持续下降，考虑到潜在降本空间，我们预计系统降本速度或逐步减慢，预计 25 年
储能系统单位 Wh 成本或降至 元。储能电池技术进步降低储能衰减速度，我们预计电池
循环次数和全生命周期平均充放电深度均有望提升，25 年储能电池有望达到循环寿命 7920
次，对应全生命周期充放电深度 %。循环效率提升主要受益于储能各环节优化，我们
预计 25 年整体循环效率有望达到 89%。
图表27： 2021-2025 年各主要参数假设
2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E
EPC 成本（元/Wh） 1
循环寿命（次） 6120 6480 6840 7200 7560 7920
循环效率 85% 86% 87% 88% 89% 89%
充放电深度 % % % % % %
资料来源：华泰研究预测
各省份收益率差异明显，23 年起部分省份新能源配储有望升至 6%以上。结合各省份可再
生能源上网电价以及表 27 储能参数假设，我们测算出各省份在不同年份的收益率水平。23
年起湖南和广东新能源配储 IRR 已经超过 6%，后续年份达到收益率要求省份逐步增多，自
发性配储需求有望在十四五末期大幅提升。
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电力设备与新能源
图表28： 十四五期间各省发电侧配储项目收益率测算
2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E
广东 % % % % % %
湖南 % % % % % %
海南 % % % % %
%
%
%
湖北 % % % % %
上海 % % % % %
江西 % % % % % %
浙江 % % % % % %
广西 % % % % % %
重庆 % % % % % %
山东 % % % % % %
四川 % % % % % %
福建 % % % % % %
江苏 % % % % % %
安徽 % % % % % %
河南 % % % % % %
辽宁 % % % % % %
黑龙江 % % % % % %
吉林 % % % % % %
冀北 % % % % % %
天津 % % % % % %
河北 % % % % % %
北京 % % % % % %
陕西 % % % % % %
贵州 % % % % % %
山西 % % % % % %
云南 % % % % % %
青海 % % % % % %
甘肃 % % % % % %
蒙东 % % % % % %
蒙西 % % % % % %
宁夏 % % % % % %
新疆 % % % % % %
注：相关假设参考图 27
资料来源：华泰研究预测
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电力设备与新能源
储能增加系统灵活性，系统价值、容量作用、安全价值并存
储能依托系统而存在，价值不止于充放电价差和调频里程。峰谷电价和弃电现象本质上是
电力在时空上存在着供需不平衡，通过价格和调度手段调节发电和负荷运转，促进电网电
力维持供需平衡。储能项目具备和电网双向互动能力，带有“源”和“荷”双重特征，其对于电
网的作用并非只有峰谷电量调剂，增加系统的稳定性，协助维持电力网络的瞬时平衡，是
储能对于系统的价值所在。此外，储能能够协助用电系统扩容，保障数据中心和基站的用
电安全，我们认为储能项目的经济性是影响储能推广的充分而非必要条件，储能的系统价
值、容量和安全价值亦将加速储能推广。
系统价值：增加电网消纳能力，降低电站系统弃电率
电网是需要瞬时平衡的系统，外送线路的容量和调峰调频余量均限制了电网消纳能力。在
电网运行过程中，外送线路容量有限，变压器变电功率限制了输出的最大电力，主变受阻
时需限制机组输出功率，造成限电。此外，调度系统需要为电源和负荷波动留出余量，全
额消纳意味着有充足灵活性电源/负荷调节，灵活性改造的火电和储能调节余量也是可再生
能源消纳的限制因素，可调节余量不足也会限制光伏电站的输出功率，造成限电弃电现象。
图表29： 电力系统概览
资料来源：华泰研究
储能种类与电力系统息息相关，抽水储能为前期发展重点，电化学储能占比持续提升。火
电站发电功率高，频率波动较小，储能需求更多来自下游负荷端的波动，抽水储能电站能
够满足前期大规模峰谷调节的需要。光伏与风电发电具有天然波动性，需要通过火电或者
储能进行频率和峰谷调节。相较于抽水和飞轮等机械储能，电化学储能能量密度高、场地
限制低、投资周期短，成熟度亦高于电磁储能等新技术。
图表30： 各类储能方式优缺点比较
储能技术 优点 缺点
抽水蓄能 大容量、低成本 场地要求特殊、建设周期长
压缩空气储能 大容量、低成本 场地要求特殊
飞轮蓄能 技术成熟 能量密度较低、寿命短
铅酸电池 投资低、建设快 寿命短、有污染
锂电池 大容量、高密度、高效率 成本高
钠硫电池 大容量、高密度、高效率 成本高、安全隐惠
液流电池 大容量、长寿命 能量密度较低
超级电容器 长寿命、高效率| 能量密度较低
超导电磁储能 大容量 成本高
资料来源：北极星储能网，BNEF，华泰研究
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电力设备与新能源
风光装机量大幅提升拖累电网消纳水平，30/60 战略下电网消纳压力凸显。复盘风电光伏发
展历史，15-16 年光伏风电装机大幅提升，2016 年全国光伏/风电弃电率一度升高至 10/15%
以上，主要能源基地的弃电率在 30%以上，16 年以后限制高弃电区域装机、调度系统全力
保障新能源并网和电网建设等措施多管齐下，弃电率持续下降。30/60 战略下装机中枢已定，
2030 年非化石能源在一次能源占比将达到 25%，2030 年风电光伏累计装机达 12 亿千瓦以
上，我们预计十四五弃电率或将提升。
图表31： 光伏风电累计装机量
图表32： 光伏风电发电量情况
资料来源：能源局，华泰研究 资料来源：能源局，国家统计局，华泰研究
图表33： 光伏装机及各地弃光率情况
图表34： 风电装机及各地弃风率情况
资料来源：能源局，华泰研究 资料来源：能源局，国家统计局，华泰研究
储能抑制光伏出力的波动性，减少电网调度难度和功率输出限制，系统增益发电或远高于
储能电量。光伏出力受光照强度和天气情况影响，波动性较大，能源基地在可调节余量和
上网通道不足时，限制光伏电站总出力功率，导致弃电。一方面，储能可以增加光伏系统
出力（输出功率）的稳定性，降低对电网调节余量需求（收益：减少电站的辅助服务支出，
降低调度系统对电站的功率限制[基于调节余量考虑] ，在下游需求高时增加对电网的放电
量，降低弃电）。另一方面，下游需求不足时，储能系统可以直接储电，减少弃电量。
根据中国电科院的储能实证研究，光伏电站发力波动大，2017 年青海光伏电站采样的 268
天发电数据里，有 235 天发生限制输出功率的情况。考虑储能降低发电波动性后可降低调
度难度，配备储能的新能源电站在调度运行安排、保障小时数均有政策倾斜，我们认为实
际增发电量或远高于储能容量。
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
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200
300
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
GW 光伏累计装机容量-左轴
风电累计装机容量-左轴
光伏累计装机容量增长率-右轴
风电累计装机容量增长率-右轴
0%
20%
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60%
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0
500
1,000
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3,500
4,000
4,500
2014 2015 2016 2017 2018 2019
亿千瓦时 光伏发电量-左轴
风电发电量-左轴
光伏发电量占比-右轴
风电发电量占比-右轴
0%
5%
10%
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2016 2017 2018 2019 2020
GW 光伏累计装机容量-左轴 全国-右轴
新疆-右轴 甘肃-右轴
0%
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0
50
100
150
200
250
300
2016 2017 2018 2019 2020
GW 风电累计装机容量-左轴 全国-右轴
新疆-右轴 甘肃-右轴
内蒙古-右轴
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电力设备与新能源
图表35： 晴天情况下光伏电站的输出功率波动量（1min 级别）
图表36： 多云情况下光伏电站的输出功率波动量（1min 级别)
资料来源：《电器与能效管理技术》（2018 年），电科院，华泰研究 资料来源：《电器与能效管理技术》（2018 年），电科院，华泰研究
效益测算：储能协助降低弃电率，高弃电情况下作用显著。从系统角度出发，将储能项目
看做光伏系统的成本，测算不同弃光率情况下储能项目对整体系统的收益情况。假设配备
10%的储能，能够降低系统弃电率 10%，则弃光率高的地区配备储能后系统 IRR 显著高于
不配备储能电站，考虑 21 年后储能 EPC 逐步降本，储能对于系统的增益效果有望提升。
图表37： 新能源配储效益测算
弃电率 20% 19% 18% 17% 16% 15% 14% 13% 12% 11% 10%
不配备储能 IRR % % % % % % % % % % %
配储后弃电率 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0%
配储后 IRR
储能 EPC
（元/Wh）
% % % % % % % % % % %
% % % % % % % % % % %
% % % % % % % % % % %
1 % % % % % % % % % % %
资料来源：华泰研究预测
容量作用：降低客户容量电费，协助电厂极限调频
将发电侧节约成本内化为用电侧节约电费，协助用户侧快速扩容。在两部制电费标准下，
大工业用电除了依电表读数缴费外，还需要依容量电价缴费。终端客户用电曲线亦有起伏，
传统用电模式下需要为潜在用电高峰设置充裕变压器容量，提高变电站固定建设成本。通
过储能平滑用户侧的用电曲线，减少额外的电网建设和用户容量电费支出，将节省的电网
建设费用，内化为用户侧所节约的用电成本，协助用电侧和电网侧共享电网优化效益。此
外，在实际经营过程中，充电站和工厂扩容受到主变和配网线路等多处环节制约，电网核
准-施工等流程亦需要时间，储能协助终端用户快速扩容，安装节奏更为灵活。
图表38： 各地容量电价情况
地区 按最大需量（元/kWh*月） 按变压器容量（元/kVA*月）
北京 48 32
上海 42 28
深圳 101-3000kVA 54 22
3001kVA 以上 42 32
广州 32 23
天津 17
武汉 42 28
甘肃 19
四川 33 22
资料来源：能源局，华泰研究
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电力设备与新能源
储能深度参与火电调频，提高系统反应速度。根据辅助服务市场考核指标，除了调频里程
外，调频速度和调频精度也是影响辅助服务收益的重要因素。储能系统具备高低穿功能，
同时实现一次、二次调频和快速功率控制等多种运行模式，快速响应电网调度，支撑电网
能力更强。根据中国储能网统计，加配储能电站的火电机组，在调节速度和调节精度等方
面均显著优于无储能机组，协助火电机组提升辅助服务收益。
图表39： 储能对机组调频指标的提升作用
图表40： 火储调频系统接线示意图
资料来源：中国储能网，华泰研究 资料来源：中国储能网，华泰研究
图表41： 辅助服务市场调频补偿情况
地区 福建 广东 蒙西 山西 京津冀 山东 甘肃 四川 江苏
补偿方式 容量补偿+里程
补偿
调频里程+调频
容量
调频里程+调频
容量
投运时间+调节
里程
调节里程 调节里程 调节里程 调节里程 基本补偿+调用
里程
可用时间 10 元/小时
调节里程 调节里程*12 元
/MW
调节里程*调节
性能*市场价格
调节里程*调节
性能*（5-10 元
/MW）
调节深度*调节
性能*（5-10 元
/MW）
调节深度*调节
性能*（0-12 元
/MW）
调节深度*调节
性能*（0-6 元
/MW）
调节深度*调节
性能*（0-15 元
/MW）
合格贡献量*50
元/MWh
调节深度*调节
性能*2 元/MW
调节容量 调节容量*调用
率*240 元/MW
（华东）960 元
/MW（省市）
调节容量*（平均
节点电价+核定
成本）
中标容量*60 元
/MW
中标容量*
（ 元
/MW）
准入门槛 综合调频性能指
标不小于
综合调频性能指
标不小于
所有新建 AGC
单元
综合调频性
能>1,必须参与
申报 AGC 市场
可申报
资料来源：发改委，华泰研究
电力辅助服务补偿费用大幅增长，火电厂加配储能动力提升。根据能源局披露，2019 年上
半年，全国（除西藏外）电力辅助服务补偿费用共 亿元（同比增长 %），占上
网电费总额的 %（同比增长 ），辅助服务市场持续增加。从电力辅助服务补偿费
用的结构上看，19 年上半年调峰补偿费用总额 亿元，调频补偿费用总额 亿元，
合计 亿元（同比增长 %），占总补偿费用的 %。考虑到火电机组灵活性改
造能力限制以及储能调频精度/速度优势，我们认为虽然十四五期间大规模调峰调频等辅助
服务仍将由火电承担，火储调频场景也将支撑储能需求增长。
0
1
2
3
4
5
6
响应速度 调节速度 调节精度 综合性能
调频指标
有储能机组 无储能机组
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电力设备与新能源
图表42： 2019H1 电力辅助服务补偿费用情况
图表43： 2019H1 电力辅助服务补偿费用结构
资料来源：能源局，华泰研究 资料来源：能源局，华泰研究
安全价值：协助数据与通信领域，保障电力供应稳定性
5G基站能耗大幅提升，储能保障需求增加。根据通信协会测算，5G基站平均能耗为 2700W，
约为 4G 能耗的 3-5 倍， 25 年新建设需求为 435 万个，带动锂电基站储能需求增长。根据
前瞻研究院的预测，若需要储能保证基站 3 小时全功率运行，十四五期间基站配储需求约
为 42GWh。
图表44： 5G 基站建设配套储能需求预测
资料来源：前瞻研究院，通信人家园，华泰研究
数据中心建设兴起，关注 UPS 电源需求。据工信部统计，19 年国内数据中心 万个，耗
电 600-700 亿千万时，占全社会用电 %-1%，电费占数据中心运行成本 80%以上，假设
储能保障数据中心 2 小时运行，测算 19 年数据中心配套储能需求为 14GWh。四部委于 20
年 12 月联合发布指导意见，探索建立电力网和数据网协同运行机制，降低数据中心用电成
本，加快数据中心节能和绿色化改造等主要任务。考虑到磷酸铁锂电池较铅酸电池循环次
数、使用寿命和环保等方面均有优势，数据中心储能需求有望增加。
图表45： 磷酸铁锂电池与铅酸电池性能特点对比
性能特点 铅酸电池 磷酸铁锂电池
循环次数 300 次 2000 次以上
寿命 年 7-8 年
标称电压
能量密度 30Wh/kg 100-180Wh/kg
环保性 铅、酸液有害 绿色环保
重量 更重 铅酸电池的 1/3
体积 更大 铅酸电池的 2/3
充电记忆效应 有记忆效应，需充满放完 无记忆性，任意状态可充电
资料来源：钜大锂电，华泰研究
%
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%
%
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%
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%
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10
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40
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华北 东北 西北 华东 华中 南方
亿元 电力辅助服务补偿费用-左轴
补偿费用占上网电费总额比例-右轴
调压
%
调峰
%
备用
%
调频
%
其他
%
-40%
-30%
-20%
-10%
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20%
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50%
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2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E
GWh
5G配套储能需求 增速-右轴
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电力设备与新能源
储能市场增长空间广阔，经济性拐点有望来临
新能源配储需求旺盛，支撑储能快速增长
新能源装机快速增长，储能系统重要性凸显。双碳目标下新能源大幅接入为电力系统运行
提出挑战，储能协助提升可再生能源电能质量和并网率，提升电力系统的安全性，储能与
新能源发电、电力系统协调优化运行已成为实现双碳目标的必由之路。
图表46： CPIA 预计十四五期间国内光伏新增装机 CAGR 为 13-18%
图表47： CPIA 预计十四五期间全球光伏新增装机 CAGR 为 16-20%
资料来源：CPIA，华泰研究 资料来源：CPIA，华泰研究
强制配储政策已出，带动储能需求快速释放。在《国家清洁能源消纳三年行动计划任务
（2018-2020）》带动下，国内调度系统大力保障清洁能源消纳，国内清洁能源利用率逐年
提升。根据 2020 年国网社会责任报告，20 年风电、光伏发电利用率均达到 %，21 年
国网承诺加强清洁能源并网消纳，与往年年初设定风电光伏利用率目标不同，今年并未限
定具体利用率指标。我们认为消纳责任逐步转向电网与社会共担，新疆、青海、宁夏，山
西等主要清洁能源基地多设置了装机配储要求，储能逐渐成为优先进入新能源发电市场的
先决条件，21 年储能需求有望快速释放。
图表48： 各省份装机和配储情况
资料来源：能源局，发改委，华泰研究
0
20
40
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100
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乐观 悲观
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乐观 悲观
GW
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 24
电力设备与新能源
市场空间：降本与政策鼓励双管齐下，储能是未来的高成长赛道
短期来看，新能源强制配储及补贴政策带动，国内电化学储能进入快速发展通道。根据
CNESA（中关村储能产业技术联盟）预测，保守场景下十四五期间我国储能系统累计装机
CAGR 有望超 60%，25 年储能系统累计装机约为 。
图表49： 20-25 年我国储能累计装机 CAGR 有望超 60%
图表50： 20-25 年我国储能新增装机 CAGR 有望超 50%
资料来源：CNESA，华泰研究 资料来源：CNESA，华泰研究
长期来看，能源结构转型和降本持续催生储能需求，储能是未来全球范围的高成长赛道。
根据 BNEF 预测，基本场景下（不考虑补贴支持政策），全球储能市场累计装机量预计将从
2019 年的 11GW/22GWh（PCS 装机/电池装机，下同）增至 2050 年 1,676GW/5,827GWh，
30 年间 CAGR 有望达到 18%。乐观场景下（补贴支持带动），考虑储能的正外部性，若政
策给予税收以及电价补贴，储能资本支出经调整后是基本情景下储能成本的 30%，则 2050
年全球储能市场规模将达 2050 年市场规模的两倍有余。
结构上，到 2050 年全球电网级储能项目预计占比约 70%，其余约四分之一为居民及工商
业用户侧储能。
图表51： 20-50 年全球电化学储能市场年化复合增速底线为 18%
资料来源：BNEF，华泰研究
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2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E
GW
理想场景 保守场景
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2017 2018 2019 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E
GW
理想场景 保守场景
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 25
电力设备与新能源
测算验证：新能源配储打底，25 年储能电池需求有望超 60GWh
发电侧：21 年风光配储需求或达 ，25 年配储需求或超 20GW。强制配储政策下，
储能装机主要受各省份平价项目建设影响。根据各省份的风光累计装机占比及协会对于十
四五风光装机预测，按照储能配置比例要求，我们测算得 21 年潜在风光配储需求达 ，
考虑到年底抢装下，储能电站的建设节奏或滞后与风电光伏电站，我们预计 21 年风光配储
需求仍有望达 。从十四五期间看，考虑到 23 年以前大部分省份新能源配储经济性
承压，弃电率仍处于低位，系统价值尚未显现，我们预计 21-23 年配储电站占比和储能配
置要求基本不变，行业增长主要来自可再生能源装机量提升。23 年以后储能项目价值和系
统价值有望逐步显现，我们预计配储电站占比和配置要求均会提升，25 年强制配储需求有
望超 20GW。
图表52： 十四五期间风光配储需求测算
2021E 2022E 2023E 2024E 2025E
光伏
装机中枢（GW)
配储电站占比 % % % % %
配储电站装机（GW)
储能配置要求 % % % % %
配储需求（GW)
风电
装机中枢（GW)
配储电站占比 % % % % %
配储电站装机（GW)
储能配置要求 % % % % %
配储需求（GW)
风光配储需求（GW)
放电时长（h）
风光配储电池需求（GWh)
注：储能配置要求按照各省细则汇总测算得到
资料来源：能源局，太阳能发电网，华泰研究预测
探索储能纳入输配电价回收，电网侧储能建设速度或回暖。征求意见稿鼓励储能作为独立
市场主体参与辅助服务市场，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，研究探索将电网替
代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，不能列入输配电价显著拖累了 19 年以来电网侧
储能建设速度，替代性储能设施列入输配电价后电网侧储能建设速度有望加快。根据 CESA
（中国化学与物理电源行业协会储能应用分会）统计，20 年电网侧储能投运 ，约
占储能投运规模的 38%，我们预计政策落地后电网侧储能建设需求会加快。参考 CNESA
预计 20-25 年新增储能项目增速在 50%以上，我们预计辅助服务储能在经济性不满足要求
的 23 年以前增速较慢，23 年以后增速有望逐步提升。用户侧储能主要受终端峰谷电价管
理需求影响，前期高峰谷电价区域支撑需求，随着储能成本下降，峰谷电价管理使用需求
有望拓展，容量价值有望显现。预计 25 年电网、电源侧辅助服务和国内用户侧储能需求有
望达到 。
图表53： 电网侧和用户侧储能投运量测算
2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E
电网侧储能(MW) 1, 1,
增速 20% 60% 40% 40% 40%
电源侧辅助服务
增速 5% 5% 20% 30% 40%
用户侧及微网
增速 40% 50% 100% 60% 60%
储能需求（MW) 1, 1, 2,
储能需求（GW)
放电时长（h）
储能电池需求（GWh）
资料来源：CESA，华泰研究预测
免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。 26
电力设备与新能源
预计 25 年发电侧强制配储、辅助服务、电网侧和用户侧储能需求有望达到 ，对应
储能电池需求约 。考虑到磷酸铁锂储能反应速度和寿命均优于铅酸电池，我们预
计 25 年基站和数据中心也将大部分采用铁锂储能电池。以 19 年数据中心数量测算，对应
的储能电池需求约 14GWh，25 年数据中心数量有望进一步提升，叠加 25 年 5G 基站配储
需求约 5GWh，我们预计 25 年储能电池需求或可超 64GWh。
话语权：前期电池占核心地位，后期系统集成有望成行业制高点
核心禀赋构筑各细分行业壁垒。储能行业中，电池与 BMS 作为技术复杂程度较高的细分行
业，技术壁垒相对较高，核心壁垒分别为电池成本控制、安全性、SOC（State of Charge）
管理和均衡控制等；PCS 基于电力电子能量转换，发展较为成熟，核心壁垒为循环效率；
系统集成业务打通产业链，不仅需要涉及电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技
术，还要深度理解下游不同行业应用场景，未来的综合门槛较高。当前储能的运营模式仍
有待拓展，系统集成的核心壁垒为项目获取能力、成本控制与系统效率。
图表54： 储能产业链各环节企业
风光储系统集成 电池 PCS 空调 BMS 热失控预
警及消防
线束连接器 EPC 设计 系统集成 投资运营 用户侧储
能应用
储能业务营收占比
阳光电源 √ √ √ √ %
比亚迪 √ √ %
北控清洁能源 √ √
智光电气 √ √ √ √ %
中天科技 √ √ √ √ √ √ √ %
宁德时代 √ √ %
亿纬锂能 √ √ √
欣旺达 √ √ %
国轩高科 √ √ %
派能科技 √ √ √ %
海基新能源 √ √
圣阳股份 √ %
鹏辉能源 √ %
南都电源 √ √ √ %
国电南瑞 √ √ √ %
国电南自 √ %
许继电气 √ √ √ √ √ %
平高电气 √ √
锦浪科技 √ %
固德威 √ %
科华恒盛 √
英维克 √
盖鼎 √
黑盾环境 √
锐劲特 √
科工电子 √
高特电子 √
高泰昊能 √
力高新能源 √
创维新能源 √
中科中涣 √
协鑫集成 √ %
晶科科技 √
林洋能源 √ √ %
远景能源 √
明阳智能 √ %
注：营收占比采用 2020 年口径
资料来源：储能 100 人，公司公告，华泰研究
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电力设备与新能源
配储政策驱动阶段，成本重要性凸显，电池企业的话语权较高。根据 BNEF 统计，电池作
为储能系统核心，2019 年电池成本占储能系统的 50%以上。根据我们对 IRR 的敏感性测
算，除了补贴和峰谷电价等外部因素外，系统内对于 IRR 影响靠前的 EPC 建设成本、循环
次数和充放电深度均主要受电池影响。考虑到 23 年前储能项目收益率尚不能满足要求，强
制配储贡献项目主力，我们预计成本占比高且对收益率影响大的电池环节将掌握产业链较
高话语权，显著影响了终端运营商的投资决策。
图表55： 储能成本拆分（2019 年）
图表56： 全球主要电池厂商储能电池出货情况
资料来源：BNEF，华泰研究 资料来源：SNE RESEARCH，华泰研究
内生增长阶段，电站控制系统及循环效率等重要性逐渐显现，有整体解决方案的厂商有望
脱颖而出。储能的价值不止项目自身的经济性，更多来自于系统优化带来的收益。据《关
于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，储能的独立市场主体地位有望得到
确认，在储能项目自身的经济性接近投资门槛后，储能系统控制和报价策略显著影响了辅
助服务收益。此外，对于火电配储和共享储能等商业模式，系统优化以及控制策略也是引
起项目间经济性差异的重要因素。储能作为交叉学科，懂储能、懂电网和懂交易的整体解
决方案厂商有望在后续竞争中脱颖而出。
图表57： 2020 国内市场储能电池出货量
图表58： 2020 年储能变流器（PCS）出货量
资料来源：CNESA，华泰研究 资料来源：CNESA，华泰研究
电池
53%
系统
11%
PCS
4%
系统集成商利
润
6%
EPC
12%
开发商管理费
用
3%
开发商利润
6%
其他
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三星SDI LG化学 宁德时代 松下 比亚迪 中航锂电国轩高科
GWh 2019-左轴 2020-左轴
同比增速
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电
池
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迪
中
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锂
电
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股
份
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电
气
英
博
电
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智
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储
能
MW
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电力设备与新能源
图表59： 2020 国内市场储能集成商排名（功率口径）
图表60： 2020 国内市场储能集成商排名（能量口径）
资料来源：CNESA，华泰研究 资料来源：CNESA，华泰研究
安全与政策标准有望完善，带动行业集中度提升。当前电化学储能系统仍处于发展初期，
产品以及施工标准尚未完善，配储考核政策仍有待推出。根据 CNESA，新建的风光发电侧
项目多为强制配储项目，缺乏模式和价格引导机制，经济性影响下低价的无序竞争仍有可
能发生，发生劣币驱逐良币现象。此外，辅助服务市场已有针对储能响应时间和调节效果
考核，我们认为后续发电侧配储的实际运营效果监督仍将提升，进一步加速行业规范化进
程。头部厂商在产品安全和认证方面处于领先水平，如宁德时代家用储能方案已通过
IEC62619、UL 1973 等五项测试认知，比亚迪 BYD Cube T28 通过德国莱茵 TÜV UL9540A
热失控测试，我们认为储能行业规范化后行业集中度或提升。
图表61： 用户侧储能产品测试与认证情况
资料来源：宁德时代，华泰研究
0
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阳
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电
源
海
博
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电
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源
MW
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海
博
思
创
阳
光
电
源
上
海
电
气
国
轩
猛
狮
科
技
平
高
科
华
南
都
电
源
库
博
能
源
科
陆
电
子
南
瑞
继
保
MWh
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电力设备与新能源
双碳目标促进能源体体系变革，发电侧可再生能源和用户侧新能源车等灵活接入均对电网
稳定性提出较高挑战。储能协助增加系统的灵活程度，技术降本持续激发终端需求，强制
配储加速储能需求的释放节奏，储能市场有望进入快速增长阶段，建议以话语权、业绩弹
性和渠道三条路线布局，推荐宁德时代、亿纬锂能等。
话语权：经济性是影响终端运营商采购的重要因素，储能项目经济性的主要影响因素均与
电池有关，我们认为初期电池环节是影响运营商采购决策的重要因素，能够较产业链其他
环节获得溢价。储能经济性逐步满足要求后，商业模式更为多样，系统控制策略的重要性
凸显，懂储能、懂电网和懂交易的整体解决方案厂商有望获得终端客户青睐。
业绩弹性：20 年前储能行业规模较小，业务在主要上市公司中占比较低。在储能行业规模
快速提升的过程中，高储能业务占比公司的净利润弹性或更高，直接受益于储能行业的发
展。
渠道布局：海外高电价以及有补贴的区域，工商业及居民侧储能的经济性已经可以满足要
求。考虑到海外工商业储能购买需要渠道商进行销售和售后维修，渠道重要性凸显，有海
外渠道壁垒的公司有望直接受益。
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电力设备与新能源
重点推荐标的
宁德时代（300750 CH，增持， 元）：储能业务有望快速放量
宁德时代作为动力电池龙头，在动力电池领域广泛适配国内外终端客户，2020 年电池出货
量已经达到全球首位。我们认为宁德参与储能业务主要受益于全球龙头地位，铁锂电池制
造工艺和原材料采购优势三方面。
动力电池业务全球领先，储能业务协同优势明显。根据 SNE 统计，2017 年以来宁德时代
动力电池装机量连续四年在全球处于领先，2021Q1 宁德时代动力电池装机 ，全
球市占率提升至 %。从出货量口径看，20 年宁德时代全球动力电池出货量占比约 %，
随着新产能释放，21 年动力电池出货量有望接近 30%，全球动力电池龙头地位稳固。动力
电池多年发展为储能电池培育了完整的产业链准备，在原材料采购、电池制造工艺以及终
端客户品牌认知方面，宁德时代的储能与动力电池协同优势明显。
图表62： 宁德时代动力电池出货量稳居全球首位
图表63： 2021Q1 宁德时代装机量市占率提升至 %
资料来源：SNE，华泰研究预测 资料来源：SNE，华泰研究
宁德储能电池出货全球市占率提升至 14%，储能收入快速增长。根据 SNE 统计，2020 年
宁德储能电池出货 ，全球市占率为 14%，出货量仅次于三星 SDI 和 LG 化学。受
益于储能出货快速增长，2020 年储能电池收入 亿元（同比+%）。与海外主要
厂商采用三元储能路线不同，宁德时代储能电池采用磷酸铁锂路线，电池成本和循环次数
优势更为明显，随着海外储能系统向铁锂转型，宁德与海外电池厂竞争中优势更为明显。
图表64： 宁德在全球储能市场出货占比快速提升
图表65： 宁德时代储能业务快速增长
资料来源：SNE，华泰研究 资料来源：公司公告，华泰研究
% %
%
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2019 2020 2021E
GWh 宁德时代-左轴 LG化学-左轴
松下-左轴 三星SDI-左轴
SKI-左轴 比亚迪-左轴
其他-左轴 增速-右轴
15% 18%
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28% 25%
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2016 2017 2018 2019 2020 2021Q1
GWh 宁德时代-左轴 松下-左轴
比亚迪-左轴 LG化学-左轴
5%
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2019 2020 2021E
GWh 三星SDI-左轴 LG化学-左轴
宁德时代-左轴 松下-左轴
比亚迪-左轴 其他-左轴
全部-左轴 增速-右轴
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2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
亿元
储能营收-左轴 同比增速-右轴
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电力设备与新能源
公司优先布局海外市场，受益于海外储能向铁锂路线转变。公司储能业务优先布局美国、
日本市场，与美国 PowinEnergy、日本 NER 等签署供货协议，支撑储能业务增长。2020
年公司通过了 UL9540A 储能系统认证，彰显储能业务实力，协助拓展海外客户。特斯拉储
能系统主要采用三元电池，根据特斯拉观察家披露，特斯拉已将其 3 兆瓦时的 Megapack
储能产品改用磷酸铁锂（LFP）电池，考虑到宁德时代已于 2020 年向特斯拉 model 3 提供
磷酸铁锂电池，我们认为宁德时代或受益于海外储能向铁锂转型。
协同电网和储能系统方成立合资公司，新能源配储招标中标占比仍有待提升。从国内市场
看，宁德时代除了自身储能电池系统参与储能建设外，还与国网和国电投等储能需求方、
科士达和易事特等储能系统合作商成立合资公司/签订战略合作协议，共同开展储能业务，
根据 CNESA 统计，2020 年宁德时代在国内市场位列储能技术供应商首位。公司针对电网
调频提供高倍率电池，电网侧及火电调频市场优势明显。根据北极星储能网披露的新能源
配储项目中标情况，新能源配储场景下宁德时代的中标占比仍有待提升。
图表66： 宁德时代储能公司合作及供货情况
时间 事件 主要内容
2019 年 1 月 与星云股份成立合资公司时代星云 对大数据软件服务、储能用 BMS、系统集成等进行研发和生产
2019 年 3 月 与美国 PowinEnergy 签订供货合约 提供 电芯，主要为磷酸铁锂，用于集成到 PowinEnergy 的最新型号电池储能系统中
2019 年 4 月 与科士达成立合资公司 共同出资 2 亿，宁德时代持股 51%，开发生产储能和充电桩等相关产品
2019 年 7 月 合作 . 将蓄电池引入到太阳能光伏发电当中，降低相关成本，扩大太阳能发电事业。
2020 年 3 月 与福建百城新能源成立合资公司 宁德时代持股 49%，布局光储充检一体化业务
2020 年 3 月 与国网综能成立新疆项目公司 出资 3000 万，与国网合作进行储能项目的投资、建设、运营
2020 年 4 月 与国网综能合资成立国网时代 出资 4 亿，主要进行储能项目建设、开发和运维，储能研发、集成，储能调试
2020 年 4 月 与科士达合资公司开工 建设 PCS 生产线 2 条，储能 PACK 生产线 1 条，充电桩整桩生产线 2 条。首期储能产能
PACK1GWh
2020 年 4 月 与易事特成立合资公司 开发、生产及销售储能 Pack 产品及相关配套服务。产能初步设计为 1GWh 电池
2020 年 6 月 与国家电网“数字新基建”项目签署合作协议 共同推动实施电化学储能业务，国家电网与浙江瓯江口新区合作，共建光储充一体化充电站。
2021 年 1 月 为美国储能集成商 FlexGen 公司提供电池产品 计划为美国储能集成商 FlexGen 公司提供电池产品。FlexGen 公司将在德克萨斯州部署总储能
容量为 220MWh 两个大型电池储能系统
2021 年 2 月 宁德与永福股份成立合资公司 深度合作和产业布局，共同打造为客户提供综合智慧能源整体解决方案的企业。
2021 年 3 月 宁德时代与国电投签订战略合作协议 双方将本着“优势互补、市场主导、互利共赢”的原则，发挥各自在行业领域的优势，加强品
牌、市场、技术与产品合作。
2021 年 4 月 与 ATL 成立家用储能领域合资公司 电池包合资公司投资额 20 亿元，注册资本 10 亿元，宁德时代持股 30%、ATL 持股 70%，该公
司主要从事应用于家用储能、电动两轮车等中型电池电池包的研发、生产、销售和售后服务。
资料来源：公司公告，第一电动网，华泰研究
紧密合作上游供应商，保障原材料供应安全。宁德时代作为电池产业链龙头，原材料供应
采用国产化和多元化策略，国产化原材料为其提供低于海外龙头的电池成本，多年来前五
大供应商采购额占比维持在 20%左右，广泛布局上游材料企业，显著增强了公司原材料供
应安全和议价能力。
图表67： 宁德时代签订的磷酸铁锂合作协议情况
公告时间 公司 合作方式 投资额 投资产能规模/合作规模
2019 年 5 月 曲靖麟铁 宁德时代将向曲靖麟铁采购磷酸铁锂，并根据采购量向其预付采购款不超过 亿元，具体
根据双方签署的采购协议确定。
4000 万元 年产磷酸铁锂 1 万吨
2020 年 12 月 湖南裕能 宁德时代新能源科技股份有限公司、比亚迪股份有限公司等战略投资者及员工持股平台等以现
金增资
亿 2 万吨磷酸铁锂
2021 年 1 月 宜宾德方时代 新成立的宜宾德方时代系与宁德合资公司曲靖麟铁（宁德 40%，德方 60%）的子公司 18 亿 8 万吨磷酸铁锂
2021 年 3 月 江西升华 宁德时代及其指定方将合计持有江西升华 %股权 %股权 目前 万吨产能
资料来源：公司公告，第一电动网，华泰研究
我们预计 20-22 年 EPS 为 元，参考可比公司 21 年 Wind 一致预期下
平均 PE64 倍，考虑公司的全球竞争力，给予估值溢价，给予 21 年 PE96 倍，对应目
标价 元，维持“增持”评级。
风险提示：全球新能源车销量不及预期；公司客户开拓进度不及预期。
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电力设备与新能源
亿纬锂能（300014 CH，买入，目标价： 元）：各业务多点开花
多点开花的电池厂商，锂离子电池收入快速提升。亿纬锂能以锂原电池起家，后逐步拓展
至消费、动力、储能等领域的锂离子电池，业务快速拓展。2020 年公司锂离子电池营收
亿元（同比+48%），2016-2020 年锂离子电池营收 CAGR 达 68%。公司锂离子电池中，三
元软包电池多用于中高端乘用车、方形铁锂电池用于商用车和储能电池，三元圆柱在 18 年
切换至小型动力和工具市场。
图表68： 锂离子电池收入快速提升
资料来源：公司公告，华泰研究
公司在消费类电池和动力锂离子电池领域具有深厚的技术积累和可靠的产品基础，通过充
分发挥平台优势，公司目前已开发了储能专用电芯，可以针对储能产品的应用工况进行性
能匹配。公司拥有包括通信储能、电力储能、家用储能的全面解决方案，可满足全场景的
应用需求。
图表69： 微网储能系统
图表70： 通信基站后备电源储能
资料来源：亿纬锂能，华泰研究预测 资料来源：亿纬锂能，华泰研究
加大铁锂产线投入，保障材料供应，推动储能业务合作。公司加大磷酸铁锂电池投入，21
年 1 季度公司分别投资 10 亿、39 亿新建方形磷酸铁锂产线，保障铁锂电池产能充足供给。
保障供应链方面，公司积极和上游原材料龙头开展合作，和德方纳米共建合资公司，投资
20 亿建设年产 10万吨磷酸铁锂产线，合资公司将专注于生产磷酸铁锂，优先向公司及其子
公司供应。公司旗下亿纬星笙是专注于储能运营业务子公司，2020 年公司与林洋能源合作
成立林洋亿纬储能科技公司，共同开展储能业务。
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亿元
锂离子电池 同比增速-右轴
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电力设备与新能源
图表71： 亿纬锂能磷酸铁锂产业链投资及储能投入情况
时间 公司 详情 投资规模
2020/4/25 惠州亿纬动力 与荆门高新区管委会就储能电池项目、动力电池项目签订《合同书》，在荆门高新区建设
高性能锂离子储能电池项目、高性能锂离子动力电池项目，建成达产后预计分别可形成
6GWh /年的锂离子储能电池产能、5GWh/年的锂离子动力电池产能。
25 亿
2020/9/18 林洋亿纬储能 亿纬动力参与设立了江苏林洋亿纬储能科技有限公司，注册资本 10,000 万元，亿纬动力
占比 15%。
缴出资 1,500 万元，
1 亿
2021/2/19 惠州亿纬动力 以自有及自筹资金扩充磷酸铁锂产能，建设内容为方形磷酸铁锂电池和模组 10 亿
2021/3/11 惠州亿纬动力 以自有及自筹资金扩充磷酸铁锂产能，建设内容为方形磷酸铁锂电池和模组 39 亿
2021/3/24 德方纳米 成立合资公司，亿纬 40%股权，德方 60%股权，公司将专注于生产磷酸铁锂，优先向公司
及其子公司供应
20 亿/10 万吨磷酸铁锂
2021/5/12 亿纬星笙 专注于智慧储能运营业务，运营项目遍及全国主要用电大省，满足客户的节能需求，力争
发展成为智慧储能运营领先企业。
资料来源：公司公告，公司官网，华泰研究
供应海外车企彰显品质控制能力，20 年储能业务居于国内第四位。据公司披露，亿纬生产
的动力电池已经进入戴姆勒、现代起亚等多家车企，考虑到海外车企对于供应商的制造工
艺和良率要求较高，我们认为供应海外车企放量一定程度反映了公司的品质控制能力。公
司储能产品主要应用于 5G 通信储能和风光储能领域，根据 CNESA 统计，2020 年公司在
国内储能技术提供商中供应量位列第四位，处于领先水平。
图表72： 亿纬锂能公开披露的储能订单情况
时间 事件
2015 年 5 月 公司为 2015 年度第二批磷酸铁锂蓄电池采购项招标单位的标包一中标候选人，中标项目金额在 600-700 万元之间。
2015 年 9 月 广东铁塔公司 2015 年度第三批磷酸铁锂蓄电池采购项招标单位的标包一中标候选人，中标项目金额为 1,520 万元。
2016 年 2 月 2015 年度第四批磷酸铁锂蓄电池采购项目的标包三中标候选人，中标项目金额为 1,080 万元
2018 年 8 月 成为河南电网 100MW 电池储能示范工程第二批设备类采购项目中息县储能电站集装箱成套储能设备第一中标候选人
2018 年 9 月 与银珠集团,国网江苏能源签订《储能电站设备租赁使用合同》，公司投建 储能电站
2019 年 4 月 8 套公式 4MW/8MWh 集装箱电池储能系统在加州调试成功
2019 年 5 月 佛山加利源 储能电站运营
2019 年 7 月 7 月 17 日，亿纬锂能与亿星能源完成了项目签约，签署了二期 4MWh 储能运营合同。
2020 年 4 月 亿星能源投建运营近 10MWh 的储能运营项目相继在佛山、深圳两地通过验收正式并网投运，分别是佛山市新联发陶瓷有限公司 4MWh 分布式储能运
营项目、佛山市高明海能科技有限公司 4MWh 分布式储能运营项目、深圳麦博电器有限公司 分布式储能运营项目。
2020 年 5 月 中标中国移动 2020 年通信用磷酸铁锂电池产品集中采购项目，中标金额 亿元，对应 254MWh 装机量
2021 年 4 月 全资子公司亿纬星笙能源与江苏苏盐井神股份有限公司共建 20MWh 用户侧储能电站。
资料来源：公司公告，华泰研究
我们预计 21-23 年 EPS 分别为 元，参考可比公司 21 年平均 PE65 倍，
给予公司 21 年合理 PE65 倍，对应目标价 元，维持“买入”评级。
风险提示：软包三元电池出货量不及预期，TWS 耳机电池出货不及预期。
图表73： 重点推荐标的情况（截至 5 月 26 日）
05 月 20 日 EPS (元) P/E (倍)
公司名称 公司代码 评级 收盘价 (元) 目标价 (元) 2020 2021E 2022E 2023E 2020 2021E 2022E 2023E
宁德时代 300750 CH 增持
亿纬锂能 300014 CH 买入
注：以上公司文字推荐内容来自华泰电新组已发报告。
资料来源：Wind，华泰研究
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图表74： 本报告提及公司汇总
公司名称 公司代码 公司名称 公司代码 公司名称 公司代码
比亚迪 002594 CH 高特电子 未上市 钜大锂电 未上市
阳光电源 300274 CH 高泰昊能 未上市 北控清洁能源 01250
林洋能源 601222 CH 力高新能源 未上市 智光电气 002169 CH
科陆电子 002121 CH 创维新能源 未上市 中天科技 600522 CH
许继电气 000400 CH 中科中涣 未上市 亿纬锂能 300014 CH
平高电气 600312 CH 协鑫集成 002506 CH 欣旺达 300207 CH
科华数据 002335 CH 晶科科技 601778 CH 国轩高科 002074 CH
盖鼎 未上市 远景能源 未上市 海基新能源 未上市
黑盾环境 未上市 明阳智能 601615 CH 圣阳股份 002580 CH
锐劲特 未上市 特斯拉 TSLA 鹏辉能源 300438 CH
科工电子 未上市 索英电气 未上市 南都电源 300068 CH
国电南瑞 600406 CH 国电南自 600268 CH 昆兰新能源 未上市
中国神华 601088 CH 高工锂电 未上市
资料来源：彭博，华泰研究
风险提示
1、强制配储政策变动风险，配储条件变动风险
储能的经济性仍未到大规模推广阶段，强制配储政策是当前促进储能推广的主要动力。若
各地强制配储政策发生变动，或在具体实施过程中配储考核放松，储能建设节奏与新能源
电站的建设节奏脱节，将会拖累储能需求释放节奏，影响行业的景气度。
2、风电光伏装机增速低于预期
新能源配储带动下，储能的建设节奏与新能源建设节奏息息相关，若光伏与风电装机规模
不达预期，将会拖累储能电站需求，影响行业景气程度。
3、行业竞争超预期
储能行业作为长雪坡赛道，长期发展前景广阔，多家企业进入储能行业。强制配储政策下
运营商对成本关注度提升，储能企业的低价竞争策略更能发挥作用，若行业的竞争程度超
预期，将会拖累行业内公司的盈利水平。
4、 事故风险
安全性是电化学储能发展的首要条件，在行业规模提升后，若建设和运营环节出现事故，
或将拖累储能的建设节奏。
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电力设备与新能源
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香港-重要监管披露
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美国
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存在利益冲突。
评级说明
投资评级基于分析师对报告发布日后 6 至 12 个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期
（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数），具体如下：
行业评级
增持：预计行业股票指数超越基准
中性：预计行业股票指数基本与基准持平
减持：预计行业股票指数明显弱于基准
公司评级
买入：预计股价超越基准 15%以上
增持：预计股价超越基准 5%~15%
持有：预计股价相对基准波动在-15%~5%之间
卖出：预计股价弱于基准 15%以上
暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策
无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息
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