■概览：电化学储能产业链由设备提供商、储能系统集成商和储能系统安装商组成，在电力系统中应用场景广泛。电化学储能产业链一般是由系统集成商对整个储能系统的设备进行选型，外购或自行生产储能电池系统、储能变流器及其他电气设备后，匹配集成给下游的安装商，安装商在安装施工后最终交付终端用户。

电化学储能在电力系统中的应用场景广泛，可分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景。其中，发电侧包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

■成长空间：发、用两端齐头并进，千亿级别市场冉冉升起。在综合考虑了发电侧（平滑集中式光伏、风电出力）以及用电侧（分布式光伏自发自用、峰谷价差套利）等领域后，根据我们测算， 2021-2025年电力系统用储能装机需求分别为117、190、274、367和507GWh，需求年平均增速约为83.34%。

在考虑储能系统成本下降后，我们测算2021-2025年储能系统的市场空间将分别达到2,016、2,946、3,824、4,617和5,748亿元，年均增速有望达到46.28%。其中，磷酸铁锂型储能和三元型储能的市场空间在2025年有望分别达到2,765亿元和2,257亿元，年均增速分别达到65.13%和30.59%；储能逆变器和EMS市场空间在2021-2025年有望达到234、349、463、571和726亿元，年均增速约52.56%。

■竞争格局：目前行业内企业以锂电大厂为主，国内外技术路径存在差异，国内企业市占率存在提升空间。目前电力系统用电化学储能行业竞争格局较为分散且行业内企业仍以锂电大厂为主。从技术路线看，目前海外企业如特斯拉、LG化学主要采用三元路线，而国内企业如宁德时代、比亚迪则以磷酸铁锂路线为主，这与各企业动力电池技术路线差别不大。

电力系统用储能系统的核心需求在于高安全、长寿命和低成本，其次才是能量密度，因此国内储能产品在技术路线上要优于海外企业。造成国内企业全球市占率较低的主要原因是当前储能需求仍主要来自境外市场，海外企业在境外储能市场起步较早且本身作为海外品牌在海外就具备较强的品牌优势，而国内企业目前仍处于品牌和渠道培育期，因此处于相对劣势。我们认为后续随着国内企业在海外品牌和渠道拓展的持续推进，国内磷酸铁锂储能产品未来有望凭借较高的性价比持续提升市占率。

■投资建议：千亿赛道冉冉升起，中国企业大有可为。根据我们测算，2025年全球电力系统用电化学储能市场规模预计超五千亿，成长空间广阔。与此同时，随着国内企业在海外品牌和渠道拓展的持续推进，国内磷酸铁锂储能产品未来有望凭借较高的性价比持续提升市占率，中国企业大有可为。重点推荐电池储能系统领先企业派能科技、宁德时代，储能逆变器领先企业固德威以及国内储能系统集成和储能逆变器龙头阳光电源；建议关注比亚迪、科士达、国轩高科、亿纬锂能、南都电源、星云股份等。

■风险提示：用户侧峰谷电价差缩小风险；电网公司投资意愿下降风险；国际贸易政策变化风险；新能源发展不及预期风险；假设不及预期风险等。

1、电化学储能产业链梳理及应用场景分析

1.1. 储能的分类

储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。

电化学储能中最主要的是锂离子电池储能，目前占比约88.75%。到2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模184.6GW，其中电化学储能项目约9.52GW，占比约5.4%。在电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大。根据CNESA统计数据，2010-2019年累计的9.52GW电化学储能项目中，锂离子电池储能项目为 8.45GW，占比 88.75%。钠硫电池和铅蓄电池的应用规模相对较小，占比分别为 5.4%和 4.5%。

1.2. 电化学储能产业链概览

电化学储能产业链一般由设备提供商、储能系统集成商和储能系统安装商组成。储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。其中，由于系统集成涉及的电气设备较多、专业性较强且存在相应的系统设计、集成及安装等环节，因此一般由系统集成商对整个储能系统的设备进行选型，外购或自行生产储能电池系统、储能变流器及其他电气设备后，匹配集成给下游的安装商，安装商在安装施工后最终交付终端用户。

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。其中，电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统（EMS）负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。

储能电池系统由电芯和电池管理系统组成。储能电池系统的生产工艺流程一般分为两个工段。在电池模组生产工段，经检验合格的电芯经过极耳裁切、电芯插装、极耳整形、激光焊接、模组封装等工序组装为电池模组；在系统组装工段，经检验合格的电池模组与 BMS 电路板等组装成系统成品，然后经一次检测、高温老化和二次检测等工序后进入成品包装环节。

目前电力系统用储能电芯以磷酸铁锂和三元路线为主，2019 年我国电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比达 95.5%。2019 年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比 41%，较 2018 年提高约 7 个百分点；镍钴锰三元锂电池占比 55%（主要来自特斯拉和 LG 化学等），其他锂电池占比4%。

1.3. 电化学储能在电力系统中的应用场景分析

1.3.1. 储能技术在电力系统中的应用场景

储能技术可广泛应用于电力系统，是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。

从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

1.3.2. 电力系统中电化学储能应用分布情况

从全球已投运电化学储能项目累计装机看，根据 CNESA 的统计数据，2013-2017 年，全球电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由 0.1GW 增加至0.9GW，年均复合增速达 78%，但总体规模较小。2018 年，全球电化学储能项目在电力系统的新增装机规模达 3.7GW，同比增长 305%，实现跨越式增长。截至 2019 年，全球电力系统中已投运电化学储能项目的累计装机规模达到9.52GW，同比增长43.7%。其中，锂离子电池的累计装机规模最大，达到了8.45GW，占电化学总装机规模的88.8%。

从全球已投运电化学储能项目在电力系统中的应用分布看，根据 CNESA 的统计，截至 2018 年，用户侧领域的累计装机规模最大，为 2.2GW，占比 32.6%；辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和电源侧分列二至五位。从 2018 年全球新增投运项目的应用分布看，同样是用户侧领域的新增装机规模最大，为1.6GW，占比 43.8%；集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧和电源侧分列二至五位，所占比重分别为 25.2%、15.8%、13.8%和 1.3%。

中国已投运电化学储能全球占比约17%。根据 CNESA 的统计，2013-2017 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由 0.03GW 增加至 0.1GW，年均复合增速为 45%；2018 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模为 0.7GW，同比增长 465%。截至2019年底，中国电力系统中已投运电化学储能项目的累计装机规模达到1.71GW，同比增长59.4%，在国内的储能项目中占比约4.9%，占全球电化学储能市场总规模的17%。

从应用分布来看，用户侧电化学储能是主要应用领域，占比约46.5%。截至 2018 年，从中国累计投运的电化学储能项目的应用分布上看，用户侧领域的装机规模最大，为 470.4MW，占比 46.5%；电网侧和集中式可再生能源并网分列二、三位，分别占比 21.4%和 17.8%。2018年，从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，依然是用户侧领域的装机规模最大，为 293.3MW，占比 42.9%，同比增长 312.5%，电网侧、辅助服务和集中式可再生能源并网分列二至四位。

2、成长空间：发、用两端齐头并进，千亿级别市场冉冉升起

2.1. 电化学储能在电力系统中的装机空间测算

2.1.1. 用电侧

储能在该领域主要与分布式电源配套或作为独立储能电站应用，满足用户电力自发自用、峰谷价差套利、节约容量电费、提升电能质量和供电可靠性等需求。从地域分布上看，目前全球用户侧储能装机量排名前列的国家包括韩国、日本、中国、德国、美国和澳大利亚，驱动因素包括特殊电价优惠政策、分时电价政策、高昂零售电价、FIT 逐年降低等。此外，西班牙和南非正成为新兴市场，主要原因为西班牙于 2018 年取消“太阳能税”以及南非家庭在间歇性断电期间对备用电源的需求。从目前的应用场景看，用电侧储能以分布式光伏自发自用配套和峰谷价差套利两种场景为主。其中：

分布式光伏自发自用：

1）光伏有天然的分布式属性，我们认为未来分布式光伏电站装机量占比会逐步提升。当前来看，对户用及小型商业领域的储能需求主要美国、德国、日本、澳大利亚和韩国等国，但我们认为除中国外的大部分区域市场居民端电价都远高于工商业侧电价，自发自用产生的储能需求会因储能系统成本下降而快速释放。因此，我们以全球的启用分布式电站装机问题来测算该领域的储能需求；

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

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

4）当前按7%储能配比估算，长期应达到20%以上；

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

峰谷价差套利：

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

2）储能配比假设远期目标可以达到1%以上；根据上述假设，2021-2025年上述峰谷价差套利对电化学储能的累计需求将达到338GWh，2025年全球峰谷价差套利对电化学储能的需求将达到98GWh。当然，未来随着储能系统的进一步普及，我们认为上述5国以外的其他市场也会产生可观的峰谷价差套利的储能需求。按照用电量增速和用电量占比情况估值，我们判断彼时该领域的全球需求有望在上述测算的基础上翻倍。

2.1.2. 集中式可再生能源并网

储能在该领域主要与风电、光伏发电等集中式可再生能源电源结合应用，用于平滑可再生能源出力、促进可再生能源消纳、实现电力的可调度、保障电力连续稳定地输出，同时还可参与电力市场获取额外收益。按照派能科技招股说明书，目前来看，全球集中式可再生能源并网储能需求主要集中在可再生能源渗透率较高的中国、美国、澳大利亚以及政策支持力度较大的韩国等国家。但我们认为，随着可再生能源发电成本和储能系统成本的进一步下降，以及可再生能源在全国各国的电力系统中占比提升，我们认为到2025年前后，储能应该在全球范围内都会成为可再生能源的标配。接下来，我们分别对风电和光伏两种最主要的可再生能源并网进行储能需求测算。

风电：

1）风电累计装机量为全球风电装机量总和。考虑到中国“十四五”期间上调非化石能源占比目标以及欧美等国家和地区的可再生能源政策，假设2021-2025年全球新增风电装机分别为75、80、85、90和100GW；

2）2018年风电发电小时数约2,095小时，未来有望缓步提升；

3）当前按4%储能配比估算，长期应达到理论水平10%；

4）储能在风电并网接入的应用中考虑提升电网消纳能力、负荷跟踪、电能质量优化、参与调频调峰等多种需求；

5）假设全部采用电化学储能技术。根据上述假设，2021-2025年全球电源侧风电并网接入对电化学储能的累计需求将达到372GWh，2025年全球电源侧风电并网接入对电化学储能的需求将达到124GWh。

光伏：

1）光伏累计装机量为全球光伏装机量总和。考虑到中国“十四五”期间上调非化石能源占比目标以及欧美等国家和地区的可再生能源政策，假设2021-2025年全球新增光伏装机分别为160、210、269、350和500GW；

2）当前地面电站年均发电小时数约1200小时，未来有望提升到1300小时；

3）当前按5%储能配比估算，长期应达到理论水平15-20%；

4）储能在光伏并网接入的应用中考虑提升电网消纳能力、负荷跟踪、电能质量优化、参与调频调峰等多种需求；

5）假设全部采用电化学储能技术。根据上述假设，2021-2025年全球电源侧光伏并网接入对电化学储能的累计需求将达到394GWh，2025年全球电源侧光伏并网接入对电化学储能的需求将达到156GWh。

2.2. 电化学储能在电力系统中的成长空间测算

核心假设：

1）根据2.1测算，2021-2025年电力系统用储能装机需求分别为117、190、274、367和507GWh，需求年平均增速约为83.34%。磷酸铁锂锂电池占比预计将从2021年的45%提升至2025年的57%；

2）根据派能科技招股说明书显示，2020年上半年磷酸铁锂型储能系统单位售价为1.62元/Wh（不含税）。储能需求的快速增长需要储能系统价格大幅下降相匹配，假设2021-2025年磷酸铁锂型储能电池单位售价每年下降10%；

3）根据鑫锣锂电数据，当前三元型电芯相比磷酸铁锂型电芯要贵0.12-0.15元/Wh，假设2021年三元型储能系统单位售价比磷酸铁锂型储能贵0.12元/Wh，在此基础上2022-2025年单位售价每年下降10%；

4）2021年储能逆变器（PCS）和能量管理系统（EMS）价格按照0.8元/W计算（按照一天充放各4h，则对应为0.2元/Wh），2022-2025年每年下降8%。

结论：电力系统用储能行业市场规模超千亿。其中，2021-2025年市场空间分别为2,016、2,946、3,824、4,617和5,748亿元，2021-2025年均增速有望达到46.28%。其中，磷酸铁锂型储能2021-2025年市场空间分别为767、1,195、1,648、2,105和2,765亿元，年均增速约65.13%；三元型储能2021-2025年市场空间分别为1,015、1,401、1,713、1,941和2,257亿元，年均增速约30.59%；储能逆变器和EMS市场空间分别为234、349、463、571和726亿元，年均增速约52.56%。

3、竞争格局：以锂电大厂为主，国内企业市占率存在提升空间

3.1. 行业壁垒：主要为技术壁垒、认证壁垒和品牌渠道壁垒

3.1.1. 技术和工艺壁垒

电化学储能技术具有以电化学为核心、多学科交叉的特点，需要企业进行大量的研发投入。同时，锂离子电池的生产工艺复杂，过程控制严格，原材料的选择、辅助材料的应用以及生产流程的设置等均需多年的技术经验积累；加之近年来储能锂电池不断向高安全性、长寿命方向发展，技术和工艺壁垒不断提高。此外，电池管理系统是储能系统的核心部件，广泛涉及电池管理技术、自动控制技术、电力电子技术和通信总线技术等，具有较高技术壁垒。因此，新进入者短期内无法突破关键技术，难以形成竞争力，行业内掌握核心技术和先进工艺的企业树立起较高的技术和工艺壁垒。

3.1.2. 客户资源和认证壁垒

储能产品提供商在客户开发过程中往往需要经过潜在客户识别、技术交流、产品开发、样机测试、客户实地考察等一系列流程，历时较长。因此，储能产品提供商在与客户建立合作关系后，一般不会轻易被更换。此外，产品的安全可靠性水平是客户选取合格供应商的重要考虑因素。目前，全球主要储能市场对锂电池和储能电池系统均有严格的安全认证标准，相关产品通过相应的安全认证才能获得市场认可及客户资源。上述因素使得行业内拥有优质客户的企业树立起较高的客户资源和认证壁垒。

3.1.3. 资金壁垒

锂电池储能行业资本开支较高，通过厂房建设、生产设备购置等进行产能扩张需要大量的资金支持。此外，锂电池储能行业需要保持较大的研发经费投入，日常经营也需要大量流动资金支持。因此，行业新进入企业面临一定的资金壁垒。储能逆变器、储能系统集成相对轻资产，资金壁垒不明显。

3.1.4. 品牌和渠道壁垒

从品牌方面看，低质或劣质电池产品不仅产品性能不达标，使用过程中也会产生较大的安全隐患，因此企业良好的产品质量表现、较低的返修率、较高的安全评价是影响消费者选择的重要因素，以上共同构成了消费者的品牌认知。而品牌认知的建设需要较长时间的积累和持续的维护，构成行业品牌壁垒。从渠道方面看，储能系统集成商直面下游终端，而户用储能具备较强的2C属性，因此储能系统集成环节具备较强的渠道壁垒。

3.2. 行业以锂电大厂为主，国内企业市占率仍有提升空间

行业竞争格局相对分散，以锂电大厂为主，细分赛道存在独立第三方企业。从目前电力系统用电化学储能出货量占比数据看，行业竞争格局显得较为分散且行业内仍以锂电大厂为主。其中，全球范围主要是特斯拉、LG化学以及三星SDI等锂电大厂，2019年全球家用储能产品出货前三名分别为特斯拉、LG化学和派能科技，占比分别为15%、11%和8.5%，CR3仅为34.5%；2019年国内电力系统储能锂电池出货量前三名分别为比亚迪、宁德时代和派能科技，占比分别为23.7%、18.4%和15%，CR3为57.1%。

从技术路线上来看，目前海外企业如特斯拉、LG化学的储能产品主要采用三元路线，而国内企业如宁德时代、比亚迪的储能产品则以磷酸铁锂路线为主，这与各企业动力电池的技术路线差别不大。

电力系统用储能系统的核心需求在于高安全、长寿命和低成本，其次才是能量密度。磷酸铁锂电池热稳定性强，正极材料结构稳定性高，不含贵金属，故其安全可靠性、循环寿命及综合成本优于三元锂电池。虽然磷酸铁锂电池能量密度低于三元锂电池，但储能系统相对灵活的尺寸和重量设计、相对固定的应用场景可以较好地回避这一缺点，因此国内储能产品在技术路线上理论上要优于海外企业。

当前国内企业市占率较低的主要原因在于品牌和渠道，未来有望持续提升。造成当前国内企业储能产品在全球市占率较低的主要原因是当前储能需求仍主要来自境外市场，特斯拉、LG化学等厂商在境外储能市场起步较早，且本身作为海外品牌在海外就具备较强的品牌优势，而国内企业目前仍处于品牌和渠道培育期，因此处于相对劣势。我们认为后续随着国内企业在海外品牌和渠道拓展的持续推进，国内磷酸铁锂储能产品未来有望凭借较高的性价比持续提升市占率。