储能为何如此重要（-）：从国家电网与宁德时代的合作说开去

1、核心要点：储能规模测算：在不考虑其他类型电化学储能的贡献情况下，仅考虑国家电网覆盖业务范围内的电网侧及“光充储”储能，预计 2020 年新增需求 0.83GWh，2024 年可达 13.58GWh。储能投资测算：基于2020 年初的中标价情况，储能电池系统约1.2 元/kWh,储能电站整体投资约 2 元/kWh，测算 2020 年电池系统、储能电站投资分别约 10.0 亿元、16.6 亿元，2024 年上述投资分别约 163.0 亿元、271.6 亿元。图 1、预计电网侧及“光充储”新增储能 2020 年达 0.83GWh，2024 年 13.58GWh电网侧新增储能容量（GWh）“光充储”新

2、增储能容量（GWh）13.586.670.831.653.311.480.520.290.300.530.983.396.293.287.291.830.6716.0014.0012.0010.008.006.004.002.000.00201820192020（E） 2021（E） 2022（E） 2023（E） 2024（E）资料来源：CNESA， 整理图 2、预计 2020 年电网侧及“光充储”带动储能电池系统、储能电站投资分别为10.0 亿元、16.6 亿元电池系统投资（亿元）储能电站投资（亿元）271.6163.0133.580.166.116.610.033.019.839.730

3、02502001501005002020（E）2021（E）2022（E）2023（E）2024（E）资料来源：CNESA， 整理1、坚定看好电化学储能价值，宁德时代与国家电网强强联合提前布局强强联合，宁德时代与国家电网频频联手布局储能2020 年 1 月以来，国家电网旗下国网综合能源服务集团有限公司与宁德时代接连在新疆和福建成立合资公司。1 月 7 日成立的新疆国网时代储能发展有限公司是两家公司成立的首个储能合资公司，注册资本 3000 万元，其中国网综能持股 60%，宁德时代持股 40%，公司主营储能项目的投资、建设和运营；4 月 3 日，国网与宁德时代再次联手，国网时代（福建）储能发展有

4、限公司宣告成立，公司注册资本 4 亿元，宁德时代和国网综能各持股 40%，主营业务包括电力储能项目开发、建设和运维、技术服务等，为综合能源服务提供储能专业解决方案。两家公司如此密集的动作验证了其对储能市场前景的坚定信心。图 3、国网与宁德时代强强联手，已成立 2 家储能合资公司资料来源： 整理电化学储能的价值：最优质的灵活性资源，需求确定性高、商业模式多样电化学储能行业虽然仍在摸索中前进，但其作为灵活性资源的价值及潜在前景已经愈发凸显。在传统能源时代，电力灵活性资源并不稀缺，煤电和燃机在发电的同时，也承担着灵活性资源的角色。而当今以新能源高比例接入和新能源汽车爆发为代表的电力的生产和消费方式正

5、在发生深刻变革，导致电力供需双侧的波动性增强，对灵活性资源提出了更多数量、更高质量的要求，依靠传统资源已然难以为继，灵活性资源的价值必然需要单独体现。图 4、电力生产及消费革命促使电网需要更多、更优质的灵活性资源资料来源：公开资料， 整理电储能是最优质的灵活性资源。电力灵活性资源的供应主体较少，传统主体为煤电、燃机，近年来出现了新的主体电储能。相对于前两种资源，储能具备优异的调节性能，灵活的安装方式、高质量的调节能力、环保等多种优势，必将成为未来最主要的灵活性资源。表 1、不同灵活性资源的对比情形煤机燃机储能容量6MW-1000MW1MW-600MW不限成本低高适中安装条件较多，煤源、水源、送

6、出条件较多，气源、水源、送出条件无调节质量低较高高功能种类同一机组仅能同时具备 1-2 种同一机组仅能同时具备 1-2 种丰富，可达 5 种以上原料煤、水燃气、水无环保一般较好好资料来源： 整理电化学储能可以应用在电网的源-网-荷 3 大环节，实现功能多达 10 余种，且随着分布式电源、微电网的推广，源-网-荷的界限已经逐渐模糊，但如果归纳到储能的商业模式上，主要为如下三种：减少用电成本、新能源减少弃电、电力辅助服务。我们认为从不同商业模式下的需求入手可以更好的解构储能空间。图 5、储能在电力系统各环节的应用资料来源： 整理我们认为三种需求场景各自的核心驱动都即将成熟：储能成本的快速下降、辅助

7、服务市场的逐步健全、新能源消纳的急迫需求。2、优势互补：国家电网手握海量基础设施及数据，宁德时代掌握储能电池核心优势国网垄断电网侧，储能布局加速国家电网电力系统基础设施建设力量雄厚，国网车联网平台目前累计接入充电桩 43 万个，年增长率始终保持在 50%以上，变电设备容量自 2013 年以来实现了 7.28%的年平均增长率，目前总容量达 49.4 亿千瓦，电力基础设施规模未来将继续扩大。国网用户数量达 4.9 亿户，年输电量高达 4.64 万亿千瓦时，占据国内售电量的绝大部分。国家电网实力强劲，手握海量基础设施及数据。图 6、国网车联网平台累计接入充电桩数量(万个)图 7、国网变电设备容量(亿

8、千伏安)车联网接入充电桩数量(万个)同比增速5090.00% 50变电设备容量(亿千伏安)同比增速49.418%4579.53%403530252058.88%1764.71%284380.00% 4870.00% 4653.57%60.00% 444250.00%4040.00% 3815.30%8.95%36.6640.0543.58.6146.4116%14%12%10%8%15105.965010.730.00% 3620.00% 3410.00% 320.00%303.86%32.433.659.25%6.696.44%6%4%2%0%20152016201720182019资料来源

9、：国家电网社会责任报告， 整理2013201420152016201720182019资料来源：国家电网社会责任报告， 整理图 8、国网用户数量(亿户)图 9、国网年输电量(万亿千瓦时)54.811.00%用户数(亿户)同比增速11.11%4.654.912%5.00并网机组上网电量(万亿千瓦时)特高压工程年输电(万亿千瓦时)4.640.804.64.44.243.83.610.20%4.34.23.784.4810%8%6%5.38%4%4.504.003.503.003.693.653.623.834.104.460.310.380.700.600.500.400.303.43.233.4

10、32.38%4.19%3.79%2%2.500%2.000.070.140.160.190.250.200.100.002013201420152016201720182019资料来源：国家电网社会责任报告， 整理2013201420152016201720182019资料来源：国家电网社会责任报告， 整理目前国网已在电网侧占据垄断地位。2019 年国网输电线路长度占国内总长度的 77.55%，变电设备容量占国内总容量的 70.16%，占有率远远超过第二名南方电网，行业龙头地位显著。电网侧行业集中度极高且有继续提高的趋势，国网的垄断地位很难动摇。图 10、国内输电线路长度占比情况图 11、国内

11、变电设备容量占比情况85%75%65%55%45%35%25%76.05%国家电网南方电网其他76.67%77.55%80%70%60%50%40%30%20%国家电网南方电网其他19.97%4.0217.56%4.3015.34%14.50%1166.01%68.14%70.16%15%5%6.16%17.80%20175.61%17.72%20186.08%16.38%201910%0%201720182019资料来源：国家电网，南方电网， 整理资料来源：国家电网，南方电网， 整理国网正在全国范围内加速电网侧储能布局江苏国家电网自 2018 年至今已规划两批电网侧储能项目，第一批为镇江电网

12、侧储能电站集群，在镇江的3 个地区建设8 个储能电站，总规模为101MW/202MWh，已于 2018 年 7 月 18 日建成投运；第二批电网侧储能项目计划在南京、苏州等 5个地区建设 10 个储能电站，总容量达 752.6MW，预计于 2020 年建成投运，其中南京江北储能电站已于 2019 年 3 月 6 日开工建设，该储能电站最大充放电功率可达 13.088 万千瓦，总存储容量 26.86 万千瓦时，是目前国内容量最大、功率最高的电化学储能电站，也是我国首个梯次利用的电网侧储能电站。表 2、江苏省第一批电网侧储能项目（镇江电网侧储能电站集群）一览序号电站名称储能规模投运时间1镇江丹阳建

13、山储能电站5MW/10MWh2018/6/212镇江扬中三跃储能电站10MW/20MWh2018/6/303镇江长旺储能电站8MW/16MWh2018/6/304镇江综合保税区北山储能电站16MW/32MWh2018/7/95镇江大港储能电站16MW/32MWh-6镇江丹阳储能电站12MW/24MWh-7镇江新坝储能电站10MW/20MWh-8镇江五峰山储能电站24MW/48MWh2018/7/18总计101MW/202MWh2018/7/18资料来源：江苏国家电网， 整理序号项目名称储能规模投运时间1苏州昆山“分布储能，集中并110.88MW/193.6MWh-网”储能项目2南京江北储能电站

14、70.56MW/123.2MWh预计 2020 年3盐城西团储能电站27.72MW/48.4MWh预计 2020 年4盐城庆生渡储能电站27.72MW/48.4MWh预计 2020 年5淮安市金湖县官塘储能电站15.12MW/26.4MWh预计 2020 年6淮安市金湖县红湖储能电站40.32MW/70.4MWh预计 2020 年7昆山、常熟任阳、张家港乐余138.6MW/242MWh预计 2020 年表 3、江苏省第二批电网侧储能项目主要项目一览3 座储能电站资料来源：江苏国家电网， 整理除江苏省外，国网在河南、青海、湖南、浙江等地也进行了电网侧储能项目建设。其中，由河南国家电网组织、平高集

15、团建设投资的河南电网 100MW 电池储能首批示范工程-洛阳黄龙站首套集装箱电池储能单元于 2018 年 6 月 16 日一次并网成功，这不仅是国内首个投入运行的电网侧分布式电池储能示范工程，还标志着分布式电池储能在电网侧应用迈出关键一步，电网侧储能关键技术研究取得重大进展。青海国家电网创造性地探索电网侧共享储能商业化运营模式，国内首个市场化运营电网侧储能电站青海美满共享储能电站计划于2020 年7 月正式投运。表 4、国网在其他省份的主要电网侧储能项目一览序号项目名称储能规模投运时间河南省1信阳龙山电池储能电站4.8MW/4.8MWh2018/7/42平顶山市趔山储能电站4.8MW/4.8M

16、Wh2018/11/193河南电网电池储能首批示范工程-100.8MW/100.8MWh2018/12/28 青海省1青海电网储能示范工程16MW/64MWh2018/7/182格尔木共享储能电站32MW/64MWh预计 2020 年 7 月 湖南省1长沙芙蓉、榔梨、延农 3 个 220千伏储能电站120MW /240MWh2019/6/30 浙江省1宁波 110KV 越瓷变储能项目6MW/8.4MWh预计 2020 年2杭州 110KV 江虹变储能项目4MW/12.8MWh预计 2020 年3湖州 110kW 金陵变储能项目6MW/24MWh预计 2020 年4衢州灰坪乡大麦源村储能项目30

17、KW/450KWh预计 2020 年资料来源：各省电网， 整理国网除重点布局电网侧储能之外，也有其他类型储能项目的开发建设。随着对储能领域重视度的提升，未来国网储能建设规模必定会上至新的台阶。表 5、国网参与开发的其他主要储能项目序号项目名称储能规模投运时间1新疆和田洛浦储能电站10MW/20MWh2020 年初2阿克苏柯坪一期储能电站4MW/8MWh2020 年初3新疆六项发电侧光伏储能联合运行项目66.5MW/133MWh-4深圳供电局 110kV 潭头变电站电池储能项目5MW/10MWh-5辽宁沈阳龙源法库卧牛石风电厂项目5MW/10MWh预计 2020 年6河北丰宁风储示范项目一期工程

18、全巩液流电池储能项目2MW/8MWh-资料来源：国家电网， 整理宁德时代动力电池龙头地位形成储能领域核心优势公司是全球领先的动力电池系统提供商宁德时代是全球锂电池龙头企业，是全球领先的动力电池系统提供商，致力于为全球新能源应用提供一流解决方案。动力电池系统是其主要业务，2019 年公司实现营业收入 458 亿元，同比增长 54.6%，其中动力电池系统实现营收 386 亿元，占比 84.3%，同比增加 57%。图 12、宁德时代 2016 年-2019 年营业收入构成500动力电池系统(亿元)锂电池材料(亿元)储能系统(亿元)其他业务(亿元)YOY60%40050%40%30030%20020%

19、10010%02016201720180%2019资料来源： 整理公司 18-19 年储能业务均实现跨越式发展，2018 年储能营收 1.89 亿，同比增速 850%；2019 年储能营收 6.1 亿元，同比增速 221.94%。毛利方面，公司储能2019 年实现毛利 2.31 亿元；毛利率持续增长，至 2019 年储能业务毛利率已明显高于公司其他业务。图 13、宁德时代储能电池业务增势迅猛6.0收入(亿元)毛利(亿元)毛利率6.137.87%19.01%12.25%1.892.310.160.020.3640%5.030%4.03.02.01.00.020172018201920%10%0%

20、资料来源：公司官网， 整理动力电池领域，宁德时代在全球和中国大陆均处于龙头地位，国内更加显著。市场占有率在全球和中国大陆市场均保持第一，且有不同程度的上升，截至 2019年全球市场占有率达 27.9%，同比提升 4.5%，国内市场占有率高达 51.01%，同比提升 9.86%。图 14、全球动力电池行业市场占有率情况图 15、中国大陆动力电池行业市场占有率情况40%35%30%25%宁德时代松下电器比亚迪LG化学其他36.0%60%50%40%宁德时代比亚迪国轩高科力神其他51.01%20%15%10%5%30%41.15%29.73%23.23%0.09%7.30%.42%.61.33%3.

21、13355%2120%10%27.9%28.0%23.4%21.3%24.1%11.8%10.69.5%7.6%0%2018年2019年0%2018年2019年资料来源：GGII， 整理资料来源：GGII， 整理储能“后发优势”明显，公司资源整合能力强储能电池可共享公司动力电池的技术优势。虽然储能产业还处于起步阶段，但新能源汽车带动的动力电池行业技术已经取得了长足进步，无论在能量密度、循环寿命、安全性及成本控制方面，储能凭借其后发优势可以直接共享其成果。如最近公司开发的CTP 技术，大幅压缩模块环节，可大幅提高体积能量密度。资源整合能力强。公司在行业上、下游均占据强势地位，议价能力强，上游方面

22、深度绑定了上汽、一汽、东风等车企，近期又与特斯拉签署了供应协议，海内外客户全面布局，公司产品始终处于供不应求的状态，下游方面在电池主要原材料钴、锂、镍方面均有布局。储能电池与动力电池在电芯原材料方面基本相同，因此储能电池将受益于公司的动力电池资源优势。公司加速布局储能电池产业，储能业务成绩斐然公司于 2018 年开始加速布局储能电池业务，设立了储能事业部，2019 年 4月又与科士达合作设立储能合资公司，目前在海内外均取得了若干储能项目及合同。2020 年 2 月发布的 200 亿定增公告中，20 亿用于电化学储能前沿技术储备研发，55 亿用于动力及储能电池研发与生产。表 6、宁德时代布局储能

23、业务的重要事件时间事件主要内容2011 年国网张家口风光储示4 家锂离子储能电池供应商之一，最早完成整体项目范项目安装和调试、唯一具备“黑启动”功能2018/06签约福建晋江储能电分三期建设，一、二、三期建设规模分别为 100MWh、站示范500MWh、1000MWh 锂电池2018/10中标鲁能海西州示范建设 50MW/100MWh 储能工程2019/03与美国 Powin 公司签提供 1.85GWh 电芯，主要为磷酸铁锂，用于集成到订供货合同PowinEnergy 的最新型号电池储能系统中2019/04与科士达合作设立储合资公司主要以开发、生产及销售储能系统 PCS、特能公司殊储能 PAC

24、K、充电桩及“光储充”产品2020/01福建晋江储能电站示一期 30MW/108MWh 储能并网，储能专用磷酸铁锂电范一期投运池，单体循环寿命可达 12,000 次发展有限公司2020/04与科士达合资公司开工2020/04与易事特成立合资公司20 亿用于电化学储能前沿技术储备研发，55 亿用于动力及储能电池研发与生产2020/02公司 200 定向增发与国网综能合资成立2020/03新疆国网时代储能发展有限公司2020/04与国网综能合资成立国网时代（福建）储能出资 3000 万，与国家电网合作进行储能项目的投资、建设、运营出资 4 亿，电力储能项目开发、建设和运维，储能研发、集成，储能调试

25、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 PACK 1GWh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 电池资料来源：公司公告、wind， 整理福建晋江项目：2020 年 1 月投运，电网侧 30MW/108MWh 储能项目，使用了公司为电站提供的储能专用磷酸铁锂电池，电池单体循环寿命可达 12,000 次，集电池高安全性、模块集成高一致性及在线监控等多项先进技术于一体。可按本地调度指令每天 1.5-2.0 次充放电，服役寿命预计超 20 年，整体技术水平占据行业领先地位。海外产品批量供货：美国储能技

26、术供应商 Powin Energy 近期推出了 3 款储能新产品 Stack225、Stack230 和 Stack230P，这三款新产品均采用了宁德时代的磷酸铁锂电芯，Stack225 产品已经投入量产，可用于 2 小时持续时间的系统，并提供 10 年质保。Stack230P 针对频率调节和其他辅助服务。Stack230 则是专门为太阳能+储能应用而设计的，通常需要超过三个小时的系统运行时间，拥有 20 年的保证使用寿命而无需任何更换。特斯拉有望助力公司提升海外储能电池出货量。特斯拉 2019 年的储能业务极其亮眼，装机量达到创纪录的 1.65GWh，超过 2017 年、2018 年的总和。

27、考虑到双方刚刚于 2020 年初正式签署了为期两年的电池供应协议，公司很有望通过特斯拉大力提升海外储能出货量。近期又传出特斯拉考虑采购宁德时代的无钴电池，如最终属实则对磷酸铁锂电池产生非常积极的影响。3、合作前景展望：电网侧储能及“光充储”一体化电化学储能的应用场景主要包括发电侧、电网侧和用户侧。我们认为两家公司合作储能将主要应用与电网侧储能及用户侧的“光充储”一体化两大领域。3.1 电网侧储能：潜力巨大，合资公司发展重点电网侧储能既单独提供辅助服务，也可与就近的新能源发电联合运行以提升新能源消纳，电力辅助服务主要包括调峰、调频、备用等，以保证电力系统的安全稳定运行，同时获取辅助服务收益。图

28、16、电网侧储能参与电力系统调峰辅助服务用电负荷发电出力储能充电储能充储能放电电1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24资料来源：国家能源局， 整理电网侧储能提供辅助服务有着独特的优势，因其可布置于电网关键枢纽处，相比发电侧及用户侧的服务效率更高，且其直接接受电网调度指令，因此响应更快。图 17、电网侧储能参与辅助服务具有地理优势资料来源： 整理2017 年至今，我国电力辅助服务费用快速增长，2019 年上半年辅助服务补偿费用总额为 130.31 亿元，比 2018 年同期增长 85.9%，补偿费用占上网电费总

29、额的 1.47%，比 2018 年同期增长 0.6%，电力辅助服务市场潜力巨大。未来电网侧储能 不仅可在辅助服务市场中分一杯羹，利好政策也将扩大其对补偿费用的占有比例。图 18、2017-2019H1 我国电力辅助费用(亿元)130.377.566.270.124.21401201008060402002017H12017H22018H12018H22019H1资料来源：国家能源局， 整理电力辅助服务市场持续发展，电网侧储能受益储能系统获得辅助服务收益的模式正在逐步被国家和地方出台的政策所认可。辅助服务市场的不断完善将持续利好电网侧储能的发展，电网侧储能收益被保证。发布时间政策名称出台单位主要

30、内容2015.03关于深化电力体制改革若干意见（9 号文）国务院办公厅明确储能参与辅助服务和帮助可再生能源消纳的定位2016.03十三五规划纲要中共中央委员会加快推进大规模储能等技术研发应用；大力推进高效储能等新兴前沿领域创新和产业化2016.05关于推进电能替代的指导意见发改委、能源局、财政部等在可再生能源装机比重较大的电网地区，推广应用储能装置，提高系统调峰调频能力表 7、国家部委及国家电网支持电网侧储能发展的主要政策2017.11完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案发改委、能源局按需扩大电力辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务，允许第三方提供参与电力辅助服务

31、。2018.07关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见发改委利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展2019.02关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见国家电网支持电源侧、客户侧、电网侧储能全面健康发展2020.03国家电网有限公司 2019 社会责任报告国家电网储能应用属于 2020 年五大重点发展领域之一资料来源：发改委，能源局等， 整理发布时间政策名称所处地区主要内容2018.09关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见安徽合肥光伏储能系统自项目并网次月起给予储能系统充电量 1元/千瓦时补贴，上限 100 万2019.03苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法江苏苏州

32、苏州工业园内储能项目，自投运后按发电量（放电量）补贴 3 年，每千瓦时补贴业主 0.3 元2019.12江苏电力辅助服务(调频)市场交易规则(征求意见稿)江苏鼓励充电/放电功率 10 兆瓦以上、持续时间 2 小时以上的储能电站直接参与市场交易，并按最高成交价付费2020.03浙江省发展与改革专项资金管理办法（征求意见稿）浙江资金补助对象包括储能等促进可再生能源开发应用的新技术、新模式、新产业等其他事项2020.03关于做好 2020 年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知新疆继续推进南疆光伏储能等光伏侧储能和新能源汇集站集中式储能试点项目建设2020.04关于组织开展 2020 年风电、光伏发

33、电项目建设的通知河南优先支持配置储能的新增平价项目2020.04关于开展储能峰谷分时电价政策试点的通知山东参与储能峰谷分时电价政策试点的用户，低谷电价在现行标准基础上，每千瓦时再降低 3 分钱表 8、各省地方主要支持政策资料来源：发改委，能源局等， 整理电网侧储能装机增长快且集中，未来潜力巨大近两年来，随着各地电网侧储能项目的纷纷落地并网，电网侧储能规模在 2018 年曾实现爆发性增长，根据 CNESA 储能项目数据库的统计，2018 年新增电网侧电化学储能规模206.8MW，占2018 年全国新增投运电化学储能规模的36%。 IHS Markit 曾在 2019 年 6 月预计至 2019

34、年底有望达到 838MW，占储能电池总装机的比例提升至 35%，居各类储能应用之首，这些项目将主要集中在江苏、湖南、河南和甘肃四个省份，其他省份装机总量虽小但普遍存在电网侧储能大需求，电网侧储能未来装机潜力巨大。图 19、预计电网侧储能装机量迅猛增长图 20、预计电网侧储能装机主要集中在四个省份35090083830080040%30070027%35%30%25060020%20018050040010%1501201382%1003002170%1002001007-10%500-20%0电网侧储能总装机量(MW)占储能电池总装机量的比例201720182019 (E)江苏甘肃湖南河南其他

35、省份资料来源：IHS Markit， 整理资料来源：IHS Markit， 整理尽管 2019 年国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本，导致电网侧储能发展态势遭遇急刹车，但我们依然认为电网侧储能具有旺盛的生命力。 2019 年下半年以后仍有若干电网侧储能投运或继续推进。比如青海开创性地采用序号项目名称储能规模建设进度1福建晋江电网储能一期30MW/108WMh2020/1/14 投运2青海格尔木共享储能电站32MW/64MWh2019/12 开工3甘肃瓜州子站储能项目130MWh2019/12 招标4广州供电局白云配网侧储能项目0.1MW/0.5MWh预计 2020 年招标5平高集团南

36、京江北储能70MW/123.2MWh预计 2020 年招标了共享储能项目模式，装机规模 32MW/64MWh，已于 2019 年 12 月开建，其由上海电气作为独立主体建设，拟完全依靠市场化运营，无需通过输配电价疏导。表 9、2019 年 11 月之后投运/在建电网侧储能项目资料来源：北极星储能网， 整理电网侧储能装机规模测算电网侧储能可提供调峰、调频等多种服务，但在同一时间一般只能提供一种服务，我们以目前相对较高的调峰辅助服务市场测算储能空间，2018 年调峰辅助服务市场达 52.34 亿元，我们以平均 0.5 元/kWh 推算，平均每日调峰需求达28.68GWh，我们假设年需求增长 30%

37、、储能系统每日充放电 2 次、储能时长 2.5个小时。预测 2024 年空间：按保守、中性、乐观三种情景，假设三种情景下储能渗透率分别为 10%、20%、30%，中性情景下储能装机可达 5.54GW/13.84GWh。表 10、2024 年电网侧储能装机预测2024 年每日调峰需求(E)储能配置储能市占率储能装机10%2.77GW/6.92GWh138.43GWh持续 2.5 小时20%5.54GW/13.84GWh30%8.31GW/20.76GWh资料来源： 整理据中关村储能协会CNESA 统计，2018 年、2019 年的电网侧新增储能功率分别为 207MW、114MW，我们按平均储能时

38、长 2.5 小时估算其容量，进一步测算 2020 年 2024 年的中性预测下储能的年均复合增长率，约为 85.6%。图 21、2020 年至 2024 年年均复合增长率约 85.6%电网侧新增储能容量（GWh）6.293.391.830.980.520.290.537.006.005.004.003.002.001.000.00201820192020（E） 2021（E） 2022（E） 2023（E） 2024（E）资料来源：国家能源局， 整理“光充储”一体化充电桩前景可观，合资公司有望形成竞争力“光充储”模式可实现电能的最优化综合应用。光伏系统将太阳能转换为电能，储能系统通过制定最优充

39、放电策略，以减少充电站的电力成本。两大盈利模式：峰谷价差套利+减少容量电费成本。我国对于大容量工商业用电实行“容量电费+电量电费”模式，通过配置储能，一方面通过储能在低谷电价时充电，高峰电价时放电可减少电量电费，另一方面由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”，可以减少容量电费成本。图 22、“光充储”可实现峰谷价差套利、减少容量电费成本资料来源： 整理图 23、“光充储”可实现峰谷价差套利、减少容量电费成本用电负荷高峰电价平段电价低谷电价期间储能充电储能充电高峰电价期间储能放电储能充电低谷电价0123456789 10 11 12 13 14 15 16 17

40、 18 19 20 21 22 23资料来源：国家能源局， 整理“光充储”一体化优势明显缓解充电高峰对电网的冲击，峰谷套利，收益可观。目前，我国对充电桩用电一般认定为工商业用电，同样实行峰谷电价，因此公共充电桩配套储能可以利用峰谷电价差减少购电成本、降低容量电价。储能系统充分发挥存储能量和优化配置的功能，在夜间用电低谷时充电并存储起来，在白天用电高峰时释放给充电桩，为电动汽车充电，一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的冲击，另一方面通过峰谷差价，可以给充电站带来非常可观的收益。解决动力电池退役“痛点”问题，变废为宝。随着首批新能源汽车退役潮的到来，据中国电池联盟预测，2020 年动

41、力电池总退役量将达 20.9GWh，届时将有一大批退役动力电池待处理。储能系统被公认是最安全、最经济、最环保的动力电池梯次利用方式，光充储一体化电站可将退役动力电池“变废为宝”，进行二次利用，可同时解决动力电池退役“痛点”问题和光充储电站的电池供应问题。深圳光储充一体化充电站即采用了退役电池作为储能电站的电池，经过严格的筛选、排查和修复工作，成功将退役电池用在了储能系统里，并顺利运行。有效解决土地资源不足和电网接入困难时充电站的建设问题。在以往电动汽车充电站的建设中，主要是以电网为主导。没有电网资质的民资或个体企业，在建设充电站的过程中往往可能会面临土地资源不足或电网接入的问题。光充储一体化方

42、案充分利用了新能源发电的灵活性，极大方便了特殊地区充电设施的建设。降低充电站扩容改造成本。普通充电站为了缓解充电高峰压力只能选择扩建，增加充电设施的数量，扩容成本较高。对于“光充储”一体化充电站而言，扩容完全可以通过扩大储能系统容量的方式进行，相比之下扩容成本较低。“光充储”项目建设加速2017 年 10 月投运，位于上海松江的充电站是全国最早投运的“光充储”一体化充电站。2018 年国内又陆续投运至少 15 座“光储充”，截至目前，全国共投入运营的“光储充”充电站至少有 36 座，未来投运项目还将继续增加。2020 年工信部又公布了一批充电桩配套光伏+储能的项目，包括北京京礼高速（北京段）光

43、充储项目、北京京津塘高速公路五公里光储充项目、安徽濉溪公交场站 13MWh光充储项目等 4 个项目。表 11、国内主要“光充储”一体化充电站项目一览项目名称光伏容量充电桩储能容量投运时间上海松江电动汽车充电站11.66KW12 台直流0.5MWh2017/10南京六合高速服务区项目0.01MW8120kW0.05MWh2018/04安徽濉溪公交场站0.8MW70 台直流13MWh2018/12北京集美大红门项目1.4MW94150kW25MWh2019/03福建泉州晋江商务区/10 台直流0.1MWh2019/10武汉军运会主场馆0.08MW860kW0.215MWh2019/10陕西咸阳国际

44、机场0.1MW36 台直流0.3MWh2019/11京津唐高速公路徐官屯服务区“光储充”一体化示范项目292.1KW460kW0.5MWh/常州凤林路电动汽车充电站50KW8100kW0.2MWh/资料来源：工信部，公开资料， 整理充电桩呈快速增长趋势，“光充储”模式将成主流我国新能源汽车及充电桩保有量迅速增长，截至 2019 年底，充电桩数量已达122 万台，车桩比下降至 3.13，鉴于未来新能源汽车数量持续增加以及车桩比进一步下降的趋势，充电桩数量势必会大幅增长，据发改委制定的发展目标，未来中国的总体充电桩保有量将达到480 万个，以满足500 万辆电动汽车的出行要求。目前，“光充储”一体

45、化已成为充电桩建设的主流方向，随着充电桩需求的扩大，“光充储”将迎来发展春天。图 24、充电桩数量快速增长，车桩比逐年下降新能源汽车保有量(万辆)充电桩数量(万台)车桩比3.763.363813.433.13261153109121.977.729.0244.6450400350300250200150100504.003.503.002.502.001.501.000.50020162017201820190.00资料来源：国家能源局， 整理国网充电桩建设重回快车道，合资公司有望形成竞争力4 月 14 日，国家电网召开 2020 年全面建设新能源汽车充电设施项目集中联动开工视频会议，计划安排

46、充电桩建设投资 27 亿元，新增充电桩 7.8 万个，除公用和专用充电桩 2.5 万个外，建设居住区充电桩 5.3 万个，全面推广居民区智能有序充电。在“新基建”加码的背景下，国网充电桩建设重回快车道，预计至 2020年底国网累计建成充电桩数量 17.28 万台，同比增速 82.3%。国网与宁德时代的合作将有力支撑其“光充储”一体化充电桩的建设方向，国网的基建能力加上宁德时代在储能电池领域的核心优势有望形成在“光充储”领域的强大竞争力，实现“光充储”充电桩的规模化投放。图 25、国家电网累计建成电动汽车充电桩数量(万台)累计建成电动汽车充电桩同比增速85.7%82.3%17.2857.1%48

47、.6%26.7%26.3%9.4815.4%27.3%8.823.3%5.67.74.42.961.92.40.71.31.5%2018161412108642020102011201220132014201520162017201820192020E90.0%70.0%50.0%30.0%10.0%-10.0%-30.0%资料来源：国家电网社会责任报告， 整理“光充储”一体化发展模式下储能装机需求的测算北京丰台地区某拟建的储能充电站为参考，可以看到储能与充电桩容量的配比约为 50%，储能时间约 1.25 个小时。表 12、典型公交车储能充电站的储能参数项目单台容量数量总容量交流充电桩（40+

48、40）kw10800kW直流充电桩（60+100）kW325120kW变压器630kVA63780kW储能装置500kW/624kWh63MW/3.75MWh资料来源： 整理某乘用车“光充储”一体化充电站示范项目为参考，储能与充电桩容量的配比约为 40%，储能时间约 0.75 个小时。项目单台容量数量总容量交流充电桩7kW64448kW直流充电桩30kW18540kW双向充放电机60kW160kW潮流控制器480kW1480kW表 13、 典型乘用车“光充储”一体化电站示范项目参数光伏系统23.52kW247.04kW储能装置200kW/150kWh2400kW/300kWh资料来源： 整理2

49、019 年全国充电桩保有量共 121.9 万台，其中公共充电桩 51.6 万台，公共充电桩中交流充电桩 30.1 万台，直流充电桩 21.5 万台。我们测算 2024 年公共充电站中“光充储”一体化充电桩配套储能空间，假设充电桩年增长 50%，储能与充电桩容量配比按 45%，储能时长 1 小时考虑。预测 2024 年空间：按保守、中性、乐观三种情景，假设三种情景下“光充储”充电桩的渗透率分别为 10%、20%、30%，经测算在中性情景下储能装机可达 12.93GW/12.93GWh。储能装机“光充储”渗透率储能配置2024 年充电桩(E)表 14、2024 年“光充储”一体化充电桩配套储能装机

50、预测391.8 万台充电桩的 45%持续 1 小时资料来源： 整理10%6.47GW/6.47GWh20%12.93GW/12.93GWh30%19.40GW/19.40GWh考虑国内充电桩 “光充储”模式从 2019 年开始陆续有示范项目，我们认为 2020 年仍为从示范到规模化应用的过渡阶段，2021 年开始为大规模上量阶段，假设 2020 年“光充储”储能容量为 0.3GWh，2021 年至 2024 年新增储能年均复合增长率约为 12.2%。图 26、2020 年至 2024 年年均复合增长率约 85.6%“光充储”新增储能容量（GWh）7.293.281.480.670.308.00

51、7.006.005.004.003.002.001.000.002020（E）2021（E）2022（E）2023（E）2024（E）资料来源：国家能源局， 整理电网侧及“光充储”储能合计展望储能容量测算：在不考虑其他类型电化学储能的贡献情况下，仅考虑电网侧及“光充储”储能二者之和，预计 2020 年新增 0.83GWh，2024 年新增 13.58GWh。储能投资测算：基于 2020 年初的中标价情况，储能电池系统约 1.2 元/kWh,储能电站整体投资约 2 元/kWh，则 2020 年电池系统、储能电站投资分别约 10.0亿元、16.6 亿元，2024 年上述投资分别约 163.0 亿元

52、、271.6 亿元。图 27、电网侧及“光充储”新增储能预计 2020 年达 0.83GWh，2024 年 13.58GWh电网侧新增储能容量（GWh）“光充储”新增储能容量（GWh）13.586.673.31 1.480.520.290.830.300.531.650.983.396.293.287.291.830.6716.0014.0012.0010.008.006.004.002.000.00201820192020（E） 2021（E） 2022（E） 2023（E） 2024（E）资料来源：CNESA， 整理图 28、测算 2020 年电池系统、储能电站投资分别为 10.0 亿元、

53、16.6 亿元电池系统投资（亿元）储能电站投资（亿元）271.6163.0133.580.166.116.610.033.019.839.73002502001501005002020（E）2021（E）2022（E）2023（E）2024（E）资料来源：CNESA， 整理4、投资建议电化学储能的价值正在凸显，国家电网与宁德时代成立储能合资公司，强强联合、优势互补，电网侧储能业务及“光充储”一体化充电桩建设即将成为合作重点，作为储能龙头的宁德时代将从中受益。建议关注宁德时代，宁德时代储能业务合作公司科士达，宁德时代磷酸铁锂正极供应商德方纳米，国网综合能源集团相关业务上市平台涪陵电力。宁德时代4

54、.1.1 公司基本情况公司为全球锂电池龙头企业，尤其在动力电池行业，2019 年市占率高达52%，同比提升 11%。2019 年公司实现营业收入 458 亿元，同比增长 54.6%，其中动力电池系统实现营收 386 亿元，占比 84.3%，同比增加 57%。锂电材料实现营收 43.1亿元，占比 9.4%，同比增加 11.5%，储能系统实现营收 6.1 亿元，占比 1.3%，同比增速 221.94%。图 29、宁德时代 2016 年-2019 年营业收入构成500动力电池系统(亿元)锂电池材料(亿元)储能系统(亿元)其他业务(亿元)YOY60%40050%40%30030%20020%10010

55、%02016201720180%2019资料来源： 整理4.1.2 公司在储能电池产业拥有核心优势储能电池可共享公司动力电池的技术优势。无论在能量密度、循环寿命、安全性及成本控制方面，储能凭借其后发优势可以直接共享公司动力电池成果。如最近公司开发的 CTP 技术，大幅压缩模块环节，可大幅提高体积能量密度。资源整合能力强。公司在行业上、下游均占据强势地位，议价能力强，上游方面深度绑定了上汽、一汽、东风等车企，近期又与特斯拉签署了供应协议，海内外客户全面布局，公司产品始终处于供不应求的状态，下游方面在电池主要原材料钴、锂、镍方面均有布局。储能电池与动力电池在电芯原材料方面基本相同，因此储能电池将受

56、益于公司的动力电池资源优势。公司于 2018 年开始加速布局储能电池业务，设立了储能事业部，2019 年 4月又与科士达合作设立储能合资公司，目前在海内外均取得了若干储能项目及合同。2020 年 2 月发布的 200 亿定增公告中，20 亿用于电化学储能前沿技术储备研发，55 亿用于动力及储能电池研发与生产。4.1.4 盈利预测预计国网公司覆盖范围的储能系统 80%由宁德时代供货，假设公司在国网范围外的储能业务收入占全部收入的 50%，预计 2020 年储能电池业务营收可达 16.0亿元。预计公司 20-22 年归母净利润分别为 52、68、86 亿元，EPS 分别为 2.36、3.07、3.

57、88 元，对应目前股价（138.30 元，4 月 28 日）PE 值为 59、45、36 倍。科士达4.2.1 公司基本情况公司是国内 UPS 市场龙头企业之一，电力电子技术是其核心竞争力。近年来公司以 UPS 技术优势为基础打造三大核心业务：光伏发电逆变器、充电桩产品、储能系统产品。公司在 2019 年与宁德时代合作成立合资公司，主要开发、生产及销售储能系统PCS、特殊储能PACK、充电桩及“光储充”产品。2019 年,公司实现营业收入 26.1 亿元，其中数据中心实现营收 18 亿元，占比68.9%；光伏逆变器实现营收 5.9 亿元，占比 22.7%；配套产品实现营收 0.8 亿元，占比

58、3%；新能源充电设备实现营收 0.7 亿元，占比 2.6%。2019 年公司营业收入较 2018 年有所下滑，降幅 3.8%。图 30、科士达 2016 年-2019 年营业收入构成数据中心(亿元)光伏逆变器(亿元)配套产品(亿元)新能源充电设备(亿元)新能源能源收入(亿元)UPS产品(亿元)铅酸蓄电池(亿元)精密空调(亿元)其他业务(亿元) YOY3060%2550%40%2030%1520%1010%50%02016201720182019-10%资料来源： 整理4.2.2 公司在电力电子产业的核心优势技术水平优越，产品协同效应显著。公司注重技术与研发人员的培养，2019年公司研发人员数量

59、占公司总人数的 14.85%。同时，为实现智能化、数字化、高频化和绿色化，公司在电力电子转换及其他相关技术方面的研发投入占营收的比重，自 2010 年起均保持在 4%以上，2019 年达到 6.05%，预计未来该比例将继续升高。公司已经具有自主研发并生产 UPS、精密空调、铅酸蓄电池及配套产品的能力，产能稳定且成本较低。由于公司研发的产品集中于数据中心产业、光伏逆变、充电设备和储能领域，技术上具有同源性，研发投入可以做到精准高效。经营管理稳定，品牌影响力良好。公司的存货周转与应收账款周转情况位于行业前端，现金流状况健康，具有稳定的分红能力。此外，公司在UPS 产品领域市占率为国内之首，世界前五

60、，能够与金融、电信、互联网等行业的优质客户取得持续订单。2019 年，公司还与宁德时代成立了合资公司以发展储能业务。随着充电桩行业的兴起，市场对于 PCS 和其他储能产品的需求也会不断增大，公司影响力将进一步扩大。4.2.3 公司储能业务主要布局公司于 2019 年 4 月与宁德时代合作建立储能合资公司，发展储能业务。一方面，宁德时代作为动力电池龙头企业，可以为公司的核心 UPS 业务提供锂电池技术支持，助力 UPS 产品升级。当前公司已经具有较为完备的储能产品体系，但公司的UPS 产品大多使用传统的铅酸蓄电池，其在能量密度、循环寿命和环保要求等众多方面都难以满足未来应用场景需求，而锂电池有着