储能行业转债怎么看

1、能源结构升级驱动储能需求可再生能源并网比例提升，储能配套提升电网稳定性风电、太阳能等可再生能源先天具有波动性和间歇性等问题，其将对电网的稳定性造成冲击，当前仍主要通过火电和水电来实现电力供需的实时平衡，然而随着全球未来风电、太阳能等可再生能源发电占比的大幅提升，将会给电力系统的调度控制和稳定运行带来巨大挑战，因此极大驱动了对储能的需求，以保障电力系统的相对稳定：当前世界各国普遍加快开发、利用可再生能源，以应对气候变化、环境保护、能源安全保障等问题，其中风电、光伏发电尤其受到关注。根据国际可再生能源机构（IRENA）全球能源转型：2050 路线图（2019 年版）的数据预测，2050 年全球可再

2、生能源发电量占比将达到 86，其中风电、光伏累计装机量将分别达到 6044GW、8519GW，风电、光伏装机占比将达 73左右。图 1：全球可再生能源占比将显著持续提升数据来源：全球能源转型：2050 路线图（2019 年版）（IRENA），近年来我国可再生能源发电占比快速提升。2016 年至2021 年，火电占比已从74.37%稳步下行至 70.44%，可再生能源发电占比相应提升，其中风电占比从 3.58%提升至7.89%，太阳能占比从 0.67%提升至 2.23%。中国工程院院士、全球能源互联网研究院院长汤广福认为，在没有出现特别大变革性技术的前提下，未来可预测的“终极” 发电结构将由风电

3、和太阳能发电（60%以上）、核电（10%以上）、水电（10%以上） 以及燃气、煤电灵活调峰机组、氢燃料电池（10%以上）组成。图 2：近年来我国可再生能源发电占比快速提升数据来源：Wind，储能可应用于电力系统发电侧、输配电侧、用电侧各个环节，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，以实时平衡电力生产和消费，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性：发电侧：电力调峰、系统调频、辅助动态运行、可再生能源并网等；输配电侧：缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级、根据区域电网负荷及时进行调峰调频等；用电侧：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。图 3：储能应用于电力系统各个环节数据来

4、源：整理国家、地方多层级政策推动储能发展2005 年可再生能源产业发展指导目录出台，储能产业开始纳入国家级政策规划。“十二五”期间，国家能源局国家能源科技“十二五”规划明确布局储能产业， 重点在储能技术的研发。“十三五”期间，国家层面的储能相关政策的密集出台进一步推动储能行业进入快速发展阶段，尤其是 2017 年 10 月，国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发关于促进储能技术与产业发展的指导意见明确了“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡，“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变，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。“十四五”期间

5、，2021 年 7 月，关于加快推动新型储能发展的指导意见发布， 提出明确了新型储能（除抽水蓄能）产业在 2025 年装机规模达 3000 万千瓦以上， 确定了近期储能发展的重点任务及产业布局，对储能改革思路及市场建设给予了指导。同年 8 月，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明确可再生能源发电企业可通过自建、合建、购买调峰和储能能力来增加可再生能源并网规模，确立了储能调峰的作用，且给出了时长 4 小时、功率不低于 15 的挂钩比例。此后，多个省份先后出台地方层级储能相关文件，同时多地要求新能源项目需配置一定比例的储能，比例一般为 5-20，容量时长一般为 1-2

6、小时，储能将在“十四五”期间迎来快速发展。表 1：我国国家级储能行业主要政策内容时间发布机构政策内容和意义2005 年 11 月国家发展改革委可再生能源产业发展指导目录可再生能源法修正开始涉及储能产业战略布局。2009 年 12 月全国人大2011 年 12 月国家能源局国务院办公 2014 年 6 月厅国家发展改 2016 年 4 月革委、国家能案国家能源科技“十二五”规划能源发展战略行动计 划 （ 2014-2020年）能源技术革命创新行动计划（2016-2030储能发展首次写入法案。布局储能产业，重点在储能技术的研发。利用储能解决并网消纳问题，推动电力体制改革源局年）国家发展改 革委、工

7、业和2016 年 6 月信息化部、国中国制造 2025 能源装备实施方案2025 年储能技术水平进一步提升，部分储能设备实现批量化生产能力。家能源局通过能源技术创新，提高用能设备设施的效率，重点发展电力储能等技术。2017 年 10 月国家能源局、国家发改委、关于促进储能技术与产业发展的指导意见大力发展“互联网+”智慧能源，促进储能技术和产业发展，支撑和推动能源革命。未来 10 年内分两阶段推进储能产业发展：第一阶段2019 年 6 月2019 年 10 月2020 年 1 月2021 年 4 月2021 年 5 月财政部、科技部、工信部国家发改委办公厅国家发展改革委办公厅、科技部办公厅、工业

8、和信息化部办公厅、能源局综合司国家能源局综合司、应急管理部办公厅、国家市场监督管理总局办公厅国家发展改革委国家发展改革委贯彻落实 2019-2020 年行动计划关于促进储能技术与产业发展的指导意见 2019-2020 年行动计划关于加强储能标准化工作的实施方案关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知关于 2021 年风即 “十三五”期间，实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段即“十四五”期间，实现商业化初期向规模化发展转变。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

9、能标准化等。提出从研发、制造、推进动力电池储能化应用和标准化建设等方面落实相关工作。提出建立储能标准化协调工作机制、建设储能标准体系、推动储能标准化示范、推进储能标准国际化等重点任务。为制定新型储能电价机制给予了有益指导。在中央文件中首次明确了建立新型储能价格机制。2021 年 5 月国家能源局2021 年 6 月国家能源局电、光伏发电开发建设有关事项的通知新型储能项目管理规范（暂行）（征求首次将新型储能作为市场化落实并网条件之一。意见稿）2021 年 7 月国家发展改 革委、国家能关于加快推动新型储能发展的指导意明确了新型储能（除抽水蓄能）产业在 “十四五时期的发展目标(2025 年装机规模

10、达 3000 万千瓦以上），确定了近期储能发展的重源局见点任务及产业布局，对储能改革思路及市场建设给予了指导。明确了储能从项目准入、备案、建设、并网、运行、退役等全流程的管理规范，明确项目管理职责，破解储能管理困局。2021 年 8 月2021 年 8 月国家发展改革委国家发展改革委、国家能源局国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知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合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过 40的地方，峰谷电价价差原则上不低于 41，其他地方原则上不低于 31。对储能在用户侧发展营造了良好的电价政策环境。明确可再生能源发电企业可通过自建、合建、

11、购买调峰和储能能力来增加可再生能源并网规模，确立了储能调峰的作用，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）配建调峰能力，按照 20以上挂钩比例进行配建的优先并网。首次从国家层面明确了保障性并网以外的可再生能源配置储能的比例，通过市场化的方式推动调峰资源的合理配置，为新型储能与抽水蓄能、火电灵活性机组、气电、光热电站等灵活性调节资源建立合理的布局空间。2022 年 2 月国家发展改革委、国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见提出完善支持储能应用的电价政策，完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格

12、补偿机制。数据来源：整理表 2：我国各省份部分储能相关政策内容时间省份政策主要内容2021 年 7 月青海日2021 年 7 月陕西日2021 年 7 月宁夏16 日2021 年 8 月 2安徽日2021 年 8 月 9山西日2021 年 8 月山东日2021 年 8 月安徽日2021 年 8 月山西日2021 年 8 月内 蒙稿)湖北省能源局关于 2021 年符合条件的化学储能电站共计 38 个， 总计规模将超过2021 年 9 月湖北平价新能源项目审查结果的2.6GW/5.0GWh，含独立储能电站 36 个，风光储一体化项目 1 个，渔16 日公示光互补储能项目 1 个。关于完善分时电价机

13、制有鼓励工商业用户通过配置储能、开展综合能源利用等方式降低高峰2021 年 9 月江西关事项的通知( 征求意见时段用电负荷，增加低谷用电量，通过改变用电时段来降低用电成18 日稿)本。关于推动源网荷储协调发接受电网统筹调度的储能系统按照峰段实际放电量给予储能运营主2021 年 9 月浙江展和加快区域光伏产业发展体 0.25 元/kWh 的补贴，补贴两年；已参与共享储能交易的不再享受23 日的实施细则(征求意见稿)此补贴。日古青海打造国家清洁能源产业高地行动方案2021 年全省工业稳增长促投资若干措施关于加快促进储能健康有序发展的通知关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意

14、见稿)关于组织首批新能源+储能试点示范项目申报的通知山东省能源发展十四五” 规划关于 2021 年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知关于做好 2021 年风电、光发电开发建设有关事项的通知关于加快推动新型储能发展的实施意见( 征求意见提出十四五末，青海新型储能装机规模达到 6GW 左右，应用规模位居全国前列，实现电力系统中短周期储能调节。加快发展光伏发电、风力发电等可再生能源，推动陕北湖北配套光伏、风电项目建设，开展建筑光伏一体化试点示范项目建设，争取一批新能源项目与线路工程同步投产，积极谋划集中式储能项目。力争到 2025 年全区储能设施容量不低于新能源装机规模的 10、连续储能时长 2

15、小时以上。光伏发电和风电申报项目竞争性配置申报项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的比例不低于 10。首批试点示范项目储能规模总量 50-100 万千瓦。包括独立储能项目，参与调峰项目，参与调频的项目和其他形式储能电站，按照“一事一议”原则确定，不得使用梯次利用动力电池。加强储能关键技术、单元模块和控制系统研发、成果转化及产业化步伐，着力构建储能全产业链。到 2025 年，建设 450 万千瓦左右的储能设施。2021 年光伏拟安排 4GW 项目进行竞争性配置，申报企业按投资业和制造业划分，业绩占比为 10，储能配置比例为 45。大同、朔州、忻州、阳泉四市共筹建 240 万千瓦并网项

16、目，在安全前提下配置 10及以上的储能设施。2025 年建成并网新型储能规模达到 500 万千瓦以上。2021 年 9 月山西25 日2021 年竞争性配置风电、光伏发电项目评审结果的公示优选出保障性并网项目 108 个、规模 1120 万千瓦，风电、光伏需按照一定的比例配置储能，配置比例在 10-15 。2021 年 9 月江苏29 日2021 年 10 月内 蒙日古2021 年 10 月广西日2021 年 10 月河北日2021 年 10 月安徽日2021 年 10 月湖南13 日2021 年 10 月湖北18 日2021 年 10 月海南30 日2021 年 11 月浙江3 日2021

17、年 11 月南 方12 日电网2021 年 12 月内 蒙31 日古省发改委关于我省 2021 年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知关于自治区 2021 年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果2021 年市场化网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知关于做好 2021 年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知安徽省“十四五”时期深化价格机制改革实施方案关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见关于公布 2021 年平价新能源项目的通知海南省“十四五”时期产业结构调整指导意见关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见南方电网十四五电网发展规划关于加快推动新型储能发

18、展的实施意见2021 年江苏省长江以南、以北地区新建光伏发电项目原则上分别按照功率 8、10及以上比例配建调峰能力，时长 2 小时；新型储能、抽水蓄能电站按照装机规模认定新增调峰能力。压缩空气储能按其实际运行效率与抽水蓄能电站效率比值为系数乘以装机规模认定新增调峰能力。风电项目配置 20-30 *2h 储能;光伏项目配置 20-30 *2h 储能。风电项目配置 20*2h 储能；光伏项目配置 15*2h 储能。配置储能1.15GW/2.3GWh。2021 年市场化并网项目需配建调峰能力，原则上，南网、北网市场化项目配建调峰能力分别不低于项目容量的 10、15 ，连续储能时长不低于 3 小时，配

19、建调峰能力应与市场化并网项目同步建成投产。建立新型储能价格机制，完善电热锅炉和冰(水)蓄冷电价政策，制定季节性尖峰电价和需求响应电价政策，完善峰谷分时电价，运用价格杠杆引导用户削峰填谷。以发展电网侧独立储能为重点，集中规划建设一批电网侧储能电站， 力争到 2023 年，建成电化学储能电站 150 万千瓦/300 万千瓦时以上。风电、集中式光伏发电项目装机容量不低于 15、5比例(储能时长 2 小时)配置电站。安排集中式(共享式)化学储能电站(不含基地配置的化学储能电站)37 个、容量 2.5GW/5.37GWh。一体化发展氢能源“制、储、运、加、用”产业。以电动汽车、氢燃料电池汽车等为重点，发

20、展壮大清洁能源汽车产业。发展风电、光伏产业，提高可再生能源发电消纳能力，加强储能、智能电网、碳捕集利用和封存等装备技术研发推广。2021-2023 年全省建成并网 100 万千瓦新型储能示范项目“，十四五”力争实现 200 万千瓦左右新型储能示范项目发展目标。加快新型储能技术创新，实现新型储能高质量发展，进一步提升电力系统灵活性调节能力和安全保障能力。十四五期间，南方五省区将新增抽水蓄能 6GW，推动新能源配套储能20GW。到 2025 年建成并网新型储能规模达到 5GW 以上，独立共享储能电站不低于 5 万千瓦，时长不低于 4 小时。数据来源：整理储能技术多样化，电化学储能为发展重点方向储能

21、行业多项技术共同发展可再生能源消纳是制约可再生能源发展的关键问题之一，由于可再生能源不能长时间持续、稳定地输出电能，导致大量弃风、弃光现象发生，储能技术可将可再生能源发电储存起来，在需要时释放，以保障可再生能源发电持续、稳定的电能输出， 提高电网接纳间歇式可再生能源的能力。储能技术种类繁多，一般可分为物理储能、化学储能和氢储能：物理储能通过物理变化进行储电，可分为机械类储能（抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能）、电磁储能（超级电容器、超导储能）、热储能（将热能储存在隔热容器的媒介中，实现热能直接利用或热发电）等；化学储能一般是基于电化学原理进行储电，主要指各种二次电池储能，如锂离子电池、钠硫电池

22、、铅酸电池、液流电池等，目前电化学储能技术是发展的重点方向， 而锂离子电池则是电化学储能技术发展的重心；氢储能主要是在直流电的作用下，通过电化学过程将水分子解离为氢气与氧气， 从可再生能源发电转换为氢气，可以作为物理储能、化学储能的重要补充。图 4：储能技术的主要分类数据来源：北极星储能网，整理各类储能技术各具特点，且应用场景不尽相同，当前各项技术齐头并进、共同发展。储能按照不同应用场景，还可分为集中式储能和分布式储能：集中式储能应用于大功率（数兆瓦到百兆瓦级）、长时间（分钟级至小时级）的供电场景，一般在同一并网点集中接入，多接入发电侧（大规模可再生能源发电并网）、输电侧（电网辅助服务），主要

23、以抽水蓄能和压缩空气储能为主，风电、光伏等可再生能源发电侧主要应用电化学储能；分布式储能应用于较小功率（数千瓦至数兆瓦级）、较小容量（一般小于 10 MWh） 的供电场景，接入位置灵活，多接入中低压配电侧（含分布式发电）、用户侧，主要以电化学储能为主要代表。图 5：各储能技术特点数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），电池中国（CBEA）,当前抽水蓄能占主导地位、电化学储能快速发展抽水蓄能技术已有 100 多年历史，相较于其他储能技术，已经发展的十分成熟，因此当前国内外已投运储能项目中抽水蓄能占主导地位，在整体储能装机规模中占比约为 90%，截至 2020 年末：从全球来看，已投运储能

24、项目累计装机规模 191.1GW，同比增长 3.4%，其中，抽水蓄能累计装机 172.5GW，同比增长 0.9%，占比 90.3%；电化学储能累计装机14.2GW，同比增长 49.6%，占比 7.5%。从国内来看，已投运储能项目累计装机规模 35.6GW，同比增长 9.8%，其中，抽水蓄能累计装机 31.8GW，同比增加 4.9%，占比 89.3%；电化学储能累计 3.27GW， 同比增长 91.2%，占比 9.2%。图 6：全球储能累计装机规模（2016-2020）图 7：中国储能累计装机规模（2016-2025E）数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），数据来源：中关村储能产业技术

25、联盟（CNESA），图 8：全球各储能技术累计装机占比情况（2020）图 9：中国各储能技术累计装机占比情况（2020）数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），由于电化学储能在安全性、响应速度、能量密度等方面具备较大优势，且锂电池成本持续下降，因此近年来电化学储能装机规模增速迅猛，在整体储能装机规模中占比约为 8%，成为储能新增装机主要力量。以 2020 年为例，全球电化学储能单年新增规模 4.73GW，同比增长 63.27%；我国电化学储能单年新增规模 1.6GW，同比增长高达 144.87%。2025 年，预计我国电化学储能累计装机规

26、模约为 35GW，“十四五”期间复合增长率约为 60%。图 10：全球电化学储能累计装机规模（2016-2020）图 11：全球电化学储能新增装机规模（2016-2020）数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），图 12：中国电化学储能累计装机规模（2016-2025E图 13：中国电化学储能新增装机规模（2016-2025E数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），储能产业链梳理考虑到储能行业相关转债标的集中于电化学储能和熔盐储能，本文仅针对该两种储能技术进行产业链分析。电化学储能产

27、业链梳理电化学储能系统产业链上游主要包括电池组、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）、储能温控等五大部分，中游主要为储能系统集成和安装，下游主要为电网、电站、家庭/工商业等终端用户。图 14：电化学储能产业链上下游（加粗标的为已/待发转债标的）数据来源：Wind，电化学储能系统产业链上游的五大组成部分中：电池组进行电能的存储；储能变流器（PCS）控制充放电过程，进行交直流的变换；能量管理系统（EMS）是系统进行数据采集、网络监控、能量调度等；电池管理系统（BMS）对电池进行监测、评估和保护以及均衡等；储能温控对电池运行温度进行稳定和均衡。图 15：电化学储能系统

28、工作原理及结构数据来源：派能科技，上能电气，电化学储能系统中，成本主要来源于电池和储能变流器（PCS）：电池约占 53%；储能变流器（PCS）约占 11%；能量管理系统（EMS）约占 5%；电池管理系统（BMS）约占 9%；系统集成约占 6%；EPC 约占 9%；其他约占 7%。图 16：电化学储能系统成本构成数据来源：北极星储能网，电池组储能电池系统是储能系统的核心部件之一，相关技术主要包括锂离子电池、钠硫电池、铅酸电池、液流电池等，其中以磷酸铁锂为代表的锂离子储能生产工艺不断完善，在电化学各储能技术中占据绝对主导地位。截至 2020 年末，全球锂离子电池累计装机规模约为 13.1GW，在电

29、化学储能中占比达 92%，我国锂离子电池累计装机规模约为 2.9GW，在电化学储能中占比达 88%。图 17：全球电化学各储能技术占比（2020 年）图 18：中国电化学各储能技术占比（2020 年）数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），当前在锂离子电池的实际应用中，磷酸铁锂和三元锂技术路线应用最广，然而综合考虑能量密度、安全性、经济性、充电效率、循环次数、低温性能等因素，由于磷酸铁锂电池安全性更高、循环次数更多，同时近年来成本显著下降，使其成为国内储能系统中应用最多的锂离子电池技术。表 3：磷酸铁锂和三元锂技术比较磷酸铁锂电池三元锂电

30、池能量密度(Wh/Kg)安全性80-170120-300液态电解质易燃易爆，在长期使用过程磷酸铁锂电池在实际使用中具有耐高中容易触发“热失控”，在充放电过程温、安全稳定性强、循环性能更好的优中锂枝晶的生长容易刺破隔膜，引起电势池短路，造成安全隐患经济性不含有贵重金属材料，原材料成本低以镍钴锰酸锂做为正极材料，成本高充电效率恒流比 10.08（20C 充电条件）恒流比 52.75（20C 充电条件）循环次数2000-100001000-5000低温性能释放 54.94的容量（零下 20条件）释放 70.14的容量（零下 20条件）数据来源：整理图 19：磷酸铁锂和三元锂价格比较数据来源：Wind

31、，近年来随着储能装机需求快速提升，以磷酸铁锂为主要技术路线的动力锂电企业凭借着自身规模与技术优势快速切入储能领域。高工产研锂电研究所（GGII）报告显示，2020 年中国储能电池市场出货量为 16.2GWh，同比增长 71，同时相关动力锂电企业已成为储能电池的主要供应方：宁德时代储能电池销量高达 4.68GWh，市占率约为 28.9%，雄踞第一；比亚迪储能电池销量达 1.26GWh，市占率约为 7.8%， 位居第二；中航锂电、国轩高科储能电池销量也突破 3000MWh，分居三、四位。图 20：2020 年储能电池前 20 企业销量情况（MWh）数据来源：365 储能及智慧能源，公司报表项目20

32、1820192020鹏辉能源锂离子电池22.0423.5718.01比亚迪二次充电电池9.4618.6320.16国轩高科电池组28.8033.3724.72亿纬锂能锂离子电池17.6423.7626.13储能电池组盈利能力方面，其毛利率水平一般维持在 20%-30%。表 4：电池组毛利率水平数据来源：Wind，整理储能变流器（PCS）储能变流器（Power Conversion System，PCS）由 DC/AC 双向变流器、控制单元等构成，是储能系统中唯一具备主动调节和控制的部件，对电流进行交直流变换的电力电子设备，可控制蓄电池的充电和放电过程：在给电池组充电时，将电网中的交流电整流为直

33、流电；在为电网或者交流负荷供电时，将电池组中的直流电逆变成交流电。储能变流器上游原材料主要为元器件（IGBT、PCB、电容、电阻、电抗器等）、电线电缆、机柜、机箱等，上游行业市场竞争整体较为充分。元器件方面：IGBT 是储能变流器的核心，仍以进口为主，国内主要的储能变流器厂商多采用英飞凌等国外头部厂商产品，小部分使用时代电气、斯达半导等国内厂商产品，其他主要电力电子元器件基本实现国产化；电线电缆、机柜、机箱等方面，其成本主要为材料成本，主要受大宗商品价格波动影响。图 21：储能变流器（PCS）产品数据来源：阳光电源官网，我国储能变流器市场参与者方面，由于储能变流器与光伏逆变器技术同源，进入行业

34、的竞争者大多为光伏逆变器厂商，主要参与者有阳光电源、科华、索英电气、上能电气、南瑞继保等，2020 年我国 CR8 占比达到 75%左右，由于我国储能变流器行业处于发展初期，未来储能变流器领域仍存在较大发展机遇。图 22：2020 年中国储能变流器提供商排名（国内市场）图 23：2020 年中国储能变流器提供商排名（海外市场）数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），公司报表项目201820192020阳光电源储能逆变器28.9836.5121.96固德威光伏储能逆变器43.8352.6450.76储能变流器盈利能力方面，其毛利率水平一般维

35、持在 30%-50%。表 5：储能变流器毛利率水平上能电气储能双向变流器及储能系统集成产品64.69 64.78 -锦浪科技储能逆变器-43.51 -数据来源：Wind，整理能量管理系统（EMS）能量管理系统（EMS）是储能系统的核心控制部分，负责整个储能系统的能量变换决策、能源数据传输和采集、实时监测控制、运维管理分析，其将储能变流器（PCS）、电池组、消防等部件集成为一个完整系统。能量管理系统一般可分为微电网能量管理系统和电网层级能量管理系统：在微电网方面，进行内部能量控制，维持微电网功率平衡，保证微电网正常运行；在电网层级方面，涉及现场能量调度需求和输电侧的调度。能量管理系统应用层通过与

36、储能变流器的交互实现有功功率控制、无功功率控制、黑启动控制、调峰调频等功能，为削峰填谷、实现储能经济利用提供完善的、可视化的技术手段。我国能量管理系统的市场参与者方面，主要有国电南瑞、阳光电源、派能科技、中天科技、中恒电气、长园集团、易事特、华自科技等，同时由于能量管理系统需要与电网密切配合，国网系公司也是国内能量管理系统行业主要参与者。图 24：能量管理系统（EMS）应用场景数据来源：光伏群英汇，整理图 25：能量管理系统（EMS）系统运作模式数据来源：陕西运维电力股份有限公司官网，整理电池管理系统（BMS）电池管理系统（BMS）主要负责对电池组的监测、评估、保护和均衡，对储能系统的安全运行

37、起重要作用：监测方面，对电芯、电池模组、电池系统的电压、电流、温度、绝缘状况、保护量信息进行监测；评估方面，根据电压电流信息，评估计算电池的荷电状态（SOC)、健康状态（SOH）和累计处理电量；保护方面，根据电池的温度、保护量信息，通过告警故障等事件来保护电池的安全；均衡方面， 检测电池的电压差异，执行主动均衡控制。图 26：电池管理系统（BMS）主要功能数据来源：光伏群英汇，整理电池管理系统和能量管理系统的区别主要体现在作用层级上，电池管理系统是作用于底层电池组，而能量管理系统是作用于整个微网系统甚至电网层级系统。在一般的小型储能系统中，可能只会用到电池管理系统对电池进行管理，而不会用到能量

38、管理系统进行整体的调度。电池管理系统主要由中央处理单元、数据采集检测模块（包括电流传感器、电压传感器、温度传感器、漏电检测电路）、均衡模块、显示单元模块、控制保护部件（熔断装置、继电器、断路器）等构成，并且一般分为三级构架，分别为针对电池模块的电池管理单元、针对多个电池模块组成的电池簇的电池簇管理单元、针对多个电池簇组成的电池阵列的电池阵列管理单元，不同层级间通过 CAN 总线方式通信。电池管理系统与能量管理系统、储能变流器的通信一般采用CAN、RS485、以太网等实现相互间的信息通讯。图 27：电池管理系统典型架构图 28：储能系统 BMS、EMS、PCS 通信架构数据来源：中关村储能产业技

39、术联盟（CNESA），数据来源：中关村储能产业技术联盟（CNESA），当前储能领域电池管理系统行业整体水平不高，产品质量良莠不齐，导致电池管理系统在整个储能系统的部件故障排名中居前。电池管理系统的技术壁垒主要在于芯片和算法，当前国内电池管理系统技术严重依赖芯片厂家，相关芯片方案大多来自TI、NXP、凌特、美信等国外芯片公司。公司报表项目201820192020星云股份锂电池组 BMS 检测系统76.7751.5272.62电池管理系统盈利能力方面，其毛利率水平可超过 50%。表 6：电池管理系统毛利率水平数据来源：Wind，整理储能温控储能温控对于保障储能电站安全运行具有重大意义，过高或过低的

40、温度环境会导致电池组、储能变流器、电池管理系统、能量管理系统运行问题，直接引发储能安全隐患。储能温控包含稳定内部电池组温度和减小外部环境冲击两方面，从而有助于电站长期平稳运行：稳定电池组运行温度方面，可避免电池组过快老化诱发事故；减小外部环境冲击方面，主要降低运行环境极端温度对电池的影响。当前，电化学储能温控方式主要包括风冷、液冷两种：首先，风冷方面，是储能温控中应用历史最长且最为广泛的冷却技术，具备方案成熟、结构简单、易维护、成本低等优点。风冷以空气为冷却介质，按其冷却运作的特性可以分为“无动力来源的自然风冷”和“安装风机等外部电力辅助设备的强制风冷”，利用空气对流换热降低电池温度，但由于空

41、气比热容低，风冷一般应用于功率较低场景。风冷温控系统一般由储能温控厂商直接提供整体系统产品，主要包括压缩机、风机、换热器等部件，单 GWh 成本约 3000 万元。目前国内风冷温控产品提供商有英维克、申菱环境、黑盾股份等。液冷方面，一般以水、乙二醇水溶液、纯乙二醇、空调制冷剂、硅油等液体为冷却介质，按其冷却运作的特性可以分为“将电池单体或者模块沉浸在液体中的直接冷却接触方式”和“在电池间设置冷却通道或者冷板的间接冷却接触方式”，当前后者为多。系统集成商一般对内部电池包液冷系统（液冷板、管路、快插接头等）部件采购进行组装、对外部制冷供液系统（水泵、压缩机、冷凝器、蒸发器、膨胀阀等）采购整体系统产

42、品，单 GWh 成本约 9000 万元，其中电池包液冷系统、外部制冷供液系统单GWh 成本分别约为 3000 万元、6000 万元。目前国内电池包液冷系统产品提供商有科创新源、飞荣达等，外部制冷供液系统产品提供商有英维克、申菱环境、同飞股份、高澜股份。图 29：高压风冷储能系统图 30：液冷储能系统数据来源：北京海博思创科技股份有限公司官网，数据来源：北京海博思创科技股份有限公司，随着储能电池容量、系统功率密度的扩张，液冷温控应用占比将大幅提升。相较于风冷温控技术，液冷温控具有如下优势：散热效率更高，可延长电池寿命，并进行长时间高充放电倍率充放电；系统占地面积更小、能耗更低，维护成本更低。虽然

43、液冷温控初期投资成本显著高于风冷温控，但考虑到液冷温控系统的优势，其在高储能能力项目的全生命周期中更具备优势。因此，一方面高充放电倍率项目将以液冷方案为主，另一方面，储能系统温控系统也趋向风冷、液冷集成化设计。公司2018201920202021 Q1-Q3英维克35.8735.1532.4330.38申菱环境31.6530.5730.5031.24同飞股份38.7736.8837.9532.54高澜股份35.8034.1232.4428.38冷却设备系统相关公司整体盈利能力方面，其毛利率水平一般维持在 20%-30%。表 7：冷却设备系统相关公司整体毛利率水平数据来源：Wind，整理储能系统

44、集成及安装储能系统集成及安装处于电化学储能产业链的中游，储能系统集成商按照用户需求， 从上游零部件设备制造商购买或自行生产合适的电池组、储能变流器、能量管理系 统、电池管理系统等设备及配套设施进行整合并优化，为发电侧、输配电侧、用户 侧等场景提供储能系统服务。当前，储能系统集成及安装环节的参与者主要有两大类：专业化业务模式，储能系统集成商从上游采购主要部件，仅专做系统集成，如陆金新能源（科陆与 LG 化学合资公司）、北控清洁能源等；全产业链业务模式，一方面，原电池组、储能变流器等设备制造企业，以自身产品为中心，向系统集成服务综合方案供应者方向转型，如比亚迪、蜂巢能源等企业；另一方面，传统电力设

45、备、光伏设备制造企业凭借自身与电网企业合作的经验与渠道，从而获得了在储能系统集成领域的业务优势，如阳光能源、上能电气、国电南瑞、许继电气等。从 2020 年中国储能系统装机量来看，头部效应较为明显：阳光电源、欣旺达装机量突破 800MWh，雄踞第一、第二；科华数据、南都电源装机量也突破 700MWh，分居三、四位。图 31： 2020 年储能系统前 20 企业装机量情况（MWh）数据来源：365 储能及智慧能源，熔盐储能产业链梳理截至 2020 年末，全球投运的熔盐储热累计装机 3.4GW，我国投运的储能项目累计装机 0.5GW，主要都是应用在光热发电项目。熔盐储能系统产业链上游主要包括耐高温

46、耐腐蚀材料、玻璃以及熔盐三大部分，中游主要为熔盐储能系统的相关设备， 下游主要为电网、电站、家庭/工商业等终端用户，直接为其提供电力或者热能。熔盐是指盐类熔化后形成的熔融体，是金属阳离子和非金属阴离子所组成的熔融体， 例如碱金属、碱土金属的卤化物、硝酸盐、硫酸盐的熔融体。能构成熔盐的阳离子 有 80 余种，阴离子有 30 余种，组合成的熔盐可达 2400 余种。熔盐具有高沸点、低粘度、低蒸汽压力和高体积热的特点，是一种优良的传热储热介质。在储热中使用的熔盐通常是二元盐（60%硝酸钠+40%硝酸钾），其熔点为 220，最高工作温度可达 600。考虑到熔盐具有一定的腐蚀性，所以熔盐储罐等相关设备需

47、要由耐高温耐腐蚀材料制作。熔盐储能无污染、零排放，具有清洁性与环保性，其工作过程可分为蓄热与放热两个步骤：蓄热过程：采用智能互补系统将风电、光伏、夜间低谷电、工业废热作为加热熔盐的能源，通过加热熔盐存储可再生能源或低谷电能；放热过程：在换热系统中高温熔盐与水换热，产生水蒸汽从而驱动涡轮机工作对外发电，或直接以蒸汽/热水的形式对外供热。图 32：熔盐储能产业链上下游（加粗标的为已/待发转债标的）数据来源：Wind，熔盐储能应用场景一：电网削峰填谷、供暖等熔盐储能即利用熔盐的储热能力，在电力供给盈余或电力需求低谷时主动将电力以热能的形式储藏起来，在电网需要时再将热能转化为电能，从而实现削峰填谷、系

48、统调频的作用，为电力供给提供弹性。在该应用场景下，熔盐储能主要有双罐系统和单罐系统两种形式。双罐系统（热盐罐与冷盐罐）双罐系统主要适用于大面积供暖、供工业蒸汽、发电、电厂的调峰、清洁电能的消纳等领域，其主要由两大循环构成：熔盐储热循环：冷盐罐中的低温熔盐通过熔盐泵进入到熔盐电加热器，通过智能互补系统利用风电、光伏、夜间低谷电在电加热器中加热熔盐，加热后的高温熔盐进入到热盐罐中储存；熔盐放热循环：热盐罐中高温熔盐通过熔盐泵进入到熔盐蒸汽发生器中与水进行换热产生过热蒸汽，从而驱动蒸汽涡轮机运行发电，或与用户侧的循环水进行换热， 为用户供暖/供生活热水，放热后的熔盐再回到冷盐罐中储存。图 33：熔盐

49、储能双罐系统数据来源：北京民利储能技术有限公司官网，单罐系统（储罐）单罐系统主要适用于小面积供暖、供生活热水、清洁电能的消纳等领域，其主要由两大循环构成：熔盐储热循环：熔盐储罐中的低温熔盐通过熔盐泵进入到熔盐电加热器，通过智能互补系统利用风电、光伏、夜间低谷电在电加热器中加热熔盐，加热后的高温熔盐回到熔盐储罐中储存；熔盐放热循环：熔盐储罐中的高温熔盐通过熔盐泵进入到换热系统中与用户侧的循环水回水进行换热，加热后的循环水供水为热用户供暖/供生活热水，放热后的熔盐回到熔盐储罐中进行储存，完成熔盐放热循环。图 34：熔盐储能单罐系统数据来源：北京民利储能技术有限公司官网，熔盐储能应用场景二：光热发电

50、光热电站一般采用热盐罐与冷盐罐双罐系统存放熔盐。冷熔盐贮罐内的熔盐经熔盐泵输送到太阳能集热器内，吸收热能升温后进入热熔盐储罐中，随后高温熔融盐流进熔盐蒸汽发生器，产生过热蒸汽驱动蒸汽涡轮机运行发电，而熔盐温度降低后流回冷熔盐储罐。光热发电站在实际运行过程中，由于日照强度会不断变化，传储热系统要依据各个节点管道内熔盐的温度、压力及时调整熔盐流速，以保障系统稳定工作，电站出力总体平稳。图 35：光热电站项目实图图 36：光热发电熔盐蓄热储能循环系统的运作流程数据来源：整理数据来源：太阳能光热联盟，塔式熔盐储能光热发电是最主流的光热发电技术路线，但目前光热发电成本依旧较高：从初始投资成本看，光热发电

51、站的投资成本在 2.5-3.5 万元/KW，是煤电站的3-4 倍、陆上风电的 3-4 倍、光伏电站的 4-5 倍，其中太阳岛（聚光系统和吸热系统）、热力发电岛和储热系统固定投资分别约占 60%、15%和 17%，且投资成本与储热时长成正比；从度电成本看，光热发电站的度电成本在 1 元/千瓦时左右，是煤电的 3-4 倍、陆上风电的 2.3 倍、光伏发电的 1.4-2 倍。熔盐储能应用场景三：余热回收我国钢铁行业能源利用率偏低，仅为 30%50%左右，钢铁工业所产生的余热温度范围较大，各个工序生产过程中形成的钢制品、钢渣废料、焦炭等都存在大量可回收的热量，熔盐储能技术即可应用于此情况进行余热回收，

52、可产生稳定可持续的高温蒸汽，提高余热发电系统的灵活性。在炼钢生产过程中，可将烟气-熔盐换热器由多根并联的金属管束设置在烟腔内，上下端彼此连通，熔盐在管束中的流动方向与烟气的流动方向相反，低温熔盐从烟气出口进入管束，与烟气换热成为高温熔盐，存储在高温熔盐储罐中；高温熔盐通过熔盐泵依次经过过热器、蒸发器、预热器，与水换热成为低温熔盐，重回到低温熔盐储罐；蒸发器内生成的过热蒸汽驱动汽轮器发电。图 37：钢铁炉余热回收熔盐储能发电系统原理数据来源：太阳能光热联盟，熔盐储能应用场景四：火电灵活性改造熔盐储能技术可应用于火电灵活性改造，显著改善火电机组供热调峰能力。与现有的火电机组调峰技术相比，蒸汽加热熔

53、盐储能的火电调峰技术具有能耗更低、运行更节能可靠、改造成本低等优点。当火力发电机组负荷较高，供电能力过剩时，火力发电系统转为储热模式，即低温熔盐经过蒸汽换热器加热成为高温熔盐，通过熔盐泵输送至高温熔盐储罐中存储； 当发电机组负荷低至供热参数无法保证时，系统将进入放热模式，即高温熔盐作为加热源，依次经过过热器、蒸发器、预热器，最后驱动发电或供应热能用户。图 38：火电灵活性改造熔盐储能技术应用原理数据来源：中南电力设计院，储能行业相关转债情况电化学储能标的：鹏辉能源电池组公司是专注于锂电池生产制造与研发的高新技术企业，主营绿色高性能电池的研发、生产及销售，产品广泛应用于消费电子类产品、电动工具、

54、新能源汽车及储能等领 域，主要技术指标处于国内、国际先进水平。公司产品可基本分为二次锂离子电池、 一次锂电池与镍氢电池。二次锂离子电池是公司的主要产品，主营收占比始终高于 90%。根据真锂研究的统计数据，2017 年公司主要产品二次锂离子电池出货量占国内总出货量的比例分别约为 2.69%。根据高工产业研究院统计数据，2018 年我国新能源汽车方形动力电池装机量42.25GWh，公司以482MWh 的装机电量位列方形动力电池装机总电量第9 名。根据中国化学与物理电源行业协会动力电池应用分会的统计分析，公司动力锂离子电池 2019 年累计装机量 637.89MWh，市场占比 1.03%，行业排名第

55、十一名。随着公司产能扩建、产品知名度的逐步提升及产品的升级优化，预计公司的销售收入在未来将保持稳定增长，市场占有率和影响力将持续提高。公司 2018-2021 前三季度实现营业收入分别为 25.69 亿、33.08 亿、36.42 亿和 38.96 亿，同比增长分别为 22.4%、28.8%、10.1%和 57.4%。2021 年前三季度，公司动力电池业务和储能电池业务营收分别为 5.37 亿、10.54 亿，分别同比增长 118%、145%， 带动了营收增长。图 39：鹏辉能源主营业务收入情况图 40：鹏辉能源业务收入结构情况数据来源：Wind，数据来源：Wind，公司 2018-2021

56、前三季度毛利率分别为 23.24%、23.75%、17.49%和 16.44%，整体呈现下降趋势，归属母公司的利润分别为 2.65 亿、1.68 亿、0.53 亿和 1.64 亿，同比增长 15.7%、-36.5%、-68.4%和 16.5%。2019 年同比业绩下降的主要原因年末计提大额坏账准备、资产减值准备 1.87 亿元；2020 年同比业绩下降的主要原因是一季度受疫情影响比较大，以及年末对以前年度新能源汽车客户以及其他客户单项计提大额坏账准备，对存货及其他资产计提减值准备，共 1.93 亿元；2021 年前三季度受益于营收的快速增长，公司的利润水平也快速回升，信用减值损失、资产减值损失

57、计提 0.6 亿元。图 41：鹏辉能源归母净利润增长情况图 42：鹏辉能源和可比公司毛利率情况数据来源：Wind，数据来源：Wind，电化学储能标的：上能电气储能变流器、系统集成公司是专注于电力电子产品研发、制造与销售的国家高新技术企业，其深耕电力电子电能变换和控制领域，为用户提供光伏并网逆变、光伏电站运维、光伏电站开发、电能质量控制、储能双向变流等产品和解决方案。公司主要产品包括光伏逆变器、储能双向变流器及储能系统集成、电能质量治理产品（有源滤波器、低压无功补偿器、智能电能质量矫正装置）等。光伏逆变器方面，该业务公司营收中占比约为 90%。公司在该领域产品全面，技术成熟，可以应对各种场景并具

58、有完善的解决方案，主要产品包括集中式逆变器、组串式逆变器及集散式逆变器。根据 IHS Markit 的排名，2016 年以来，公司在中国大陆市场排名始终保持前三，根据 MERCOM INDIA RESEARCH 的统计，2021 年上半年，公司在印度市场逆变器出货量排名第二，集中式逆变器市场占有率第一，占比约 19%，市场竞争力较强。储能产品方面，该业务是公司所有业务中增速最快，2020 年营收占比 5.99%，收入同比增长 209.67%。公司目前储能产品包括交流储能变流器、直流储能变流器和储能集成系统，适用于发、输、配、用电网侧及微电网等多用应用场合。在电化学储能行业，公司储能双向变流器相

59、关产品已大规模应用在“光伏+储能”、“风电+储能” 等领域，如张家口“奥运风光城”多能互补集成化示范工程、平海电厂火电联合储能调频项目、湖南华润桥口电厂火电调频项目等项目，产品运行稳定，性能优异。未来随着电化学储能行业步入实现商业化及规模化发展阶段，公司与国内大型央企集团的合作基础及产品示范应用经验将能够保证公司产品在电化学储能行业具有较强的竞争能力。电能质量治理方面，该业务产品主要包括有源电池滤波器、低压静止无功发生器、智能电能质量矫正装置等，其中：有源滤波器产品市场经近十年的发展，已经形成一定的市场规模，产品也逐步得到用户的认可，国内市场除部分要求较高的应用领域由外国品牌占据外，绝大部分领

60、域目前都被国内品牌取代；低压无功补偿器系列产品的市场认可度也快速上升。公司电能质量治理产品已在华为数据中心、隆基制造中心等大型项目得到了广泛运用，相关产品已开始得到包括高端优质客户的一致认可，保证了公司电能质量治理产品的市场竞争能力。公司 2018-2021 前三季度实现营业收入呈稳步增长趋势，分别为 8.47 亿、9.23 亿、10.04 亿和 6.48 亿，同比增长分别为 23.9%、8.9%、8.8%、2.6%，收入来源主要集中在光伏逆变器领域，增长主要由逆变器和储能业务共同驱动。图 43：上能电气主营业务收入情况图 44：上能电气业务收入结构情况数据来源：Wind，数据来源：Wind，