电力设备新能源行业：非动力锂电市场的新增空间几何？-20200312-长江证券.pdf 37页

'非动力锂电市场的新增空间几何？——长江证券研究所电力设备新能源研究小组分析师：邬博华SAC执业证书编号：S0490514040001分析师：马军SAC执业证书编号：S0490515070001分析师：张垚SAC执业证书编号：S0490515060001联系人：叶之楠2020年03月12日 •研究报告•评级看好维持目录01锂电性价比提升，打开非动力增量市场025G开启后备电源升级周期，锂电或成主流03国内电力储能方兴未艾，静待经济性拐点04海外电力储能爆发边缘，增量尤为可观 01锂电性价比提升，打开非动力增量市场qNrNtRyQuMaQ8Q7NsQoOoMmMlOqQnOiNpNmMbRrQqOwMnQoMwMsRpO 01技术进步带动锂电成本下移，性价比日益凸显锂离子电池在能量密度、充放电性能、循环寿命、低温性能等方面具备比较优势，主要应用于3C、动力等场景；因成本较高，在更加注重性价比的通信储能、电力储能等市场，过去仍以铅酸电池为主。随着产业资本涌入，锂电技术加速进步，成本实现跨越式的下降，目前动力用的磷酸铁锂电池价格仅1元/Wh左右，伴随后续的持续降本，与铅酸电池的价差有望进一步收窄。图：二次电池历年售价对比及展望（元/Wh）资料来源：真锂研究、中国电池网，长江证券研究所 01通信储能性能要求提升，电力储能核心是经济性具体分析来看，数据中心后备电源看重安全性，目前及未来预计均将以铅酸为主；通信基站电源目前主要为铅酸，伴随5G小体积、高功耗趋势，锂电综合性能优势有望展现；调峰用的电力储能注重生命周期的经济性，锂电、铅炭旗鼓相当，未来竞争主要看其成本与循环寿命的改善趋势；调频电力储能要求快速响应，锂电池具备比较优势。因此可以看出，通信储能、电力储能将是未来锂电池需求的重要增量。表：二次电池部分应用场景以及锂电池比较优势分析应用场景具体用途所处阶段锂电经济性判断电池要求通信基站备电需求，保障不间断供电成熟，主要为铅酸电池新电池经济性不如铅酸，但综合性能领先经济性、安全性、能量密度、循环寿命数据中心备电需求，保障不间断供电成熟，主要为铅酸电池新电池经济性不如铅酸安全性第一用户侧调峰谷电充电、峰电放电，赚钱峰谷价差示范阶段，企业行为较多在峰谷价差较大的地区已经具备经济性低成本、长循环发电侧调峰平抑可再生能源发电波动性的问题示范阶段，政府推动为主尚不具备大规模推广的经济性低成本、长循环电网调频平缓电流波动，优化电能质量海外成熟，国内示范阶段价值量高，对成本相对不敏感功率性能要求高，响应速度快资料来源：长江证券研究所 01通信储能：5G带动下运营商逐步加大采购力度根据GGII数据，2017-2019年国内锂电通信后备电源企业出货量分别为1.2、3.2、5.5GWh，同比保持高增长；早期国内通信后备电源基本采用铅酸方案，但海外市场有锂电需求，贡献了较大的需求体量；近年来伴随锂电池成本下降，以及前期新能源车动力电池部分电池退役，后备电源采用锂电池方案开始增多。2020年3月，中国移动发布6.1亿Ah（约2GWh），限价25亿元的铁锂电池招标，再度引爆市场。图：2019年国内企业通信储能出货量达5.5GWh表：中国移动2020年计划招标通信锂电25亿元招标时间招标方中标企业金额2017.11中国移动拓邦、海四达、南都电源8.7亿卧龙、南都、圣阳、能投、华富、2018.02中国联通0.28亿双登、河南锂动2018.03中国铁塔欧力特、佳贝思、联动天翼0.10亿2019.04北京电信南都、海四达、伸科850万2019.04江苏电信双登、佳贝思、南都600万2019.06河北电信航天电源、南都-2020.03中国移动尚未招标，中标数量预计为6-8家最高25亿，6.1亿Ah资料来源：GGII，长江证券研究所注：2018年数据进行修正，包括出口资料来源：GGII，北极星储能网，长江证券研究所 01电网储能：产业初具规模，爆发之势渐起电力储能市场在可再生能源发电规模增大、锂电成本降低带动下，呈现逐步爆发的趋势；根据BNEF数据，2018年全球储能装机功率为3.9GW，装机容量为8.5GWh，主要得益于韩国市场的爆发，而2019年受韩国储能起火事件及国内储能不纳入输配电价影响，装机功率降至2.7GW，装机容量为5.5GWh，但从趋势上仍渐有爆发趋势，这一点从储能电池的出货上可以得到反映（预计出货到装机存在时滞），根据三星SDI的相关数据，2019年全球储能电池出货量12.6GWh，同比仅增长4%，但其预计2020年将恢复26%的增长。图：根据BNEF报告，2019年全球储能装机2.7GW图：从储能电池出货量看，2019年达到12.6GWh资料来源：BNEF，长江证券研究所单位：MWh资料来源：三星SDI，SNEresearch，B3，长江证券研究所 025G开启后备电源升级周期，锂电或成主流 02后备电源将受益于5G基站建设带来的升级周期图：2018年底国内通信基站存量预计超400万个后备电源主要满足通信基站的备电需求，目前我国建成的4G基站数量超过400万个，后续将以更换为主；5G技术发展将带来增量需求：1）5G基站包括新建、扩容，考虑到5G功耗更大，需要更换大容量的电池；2）5G预计新增超千万个小基站需求；考虑5G技术的推广节奏，预计2020-2021年将逐步步入建设高峰，宏基站建设将达到70、100万个，带来后备电源需求的快速增长。资料来源：工信部，Wind，长江证券研究所图：预计5G宏基站建设将逐步进入高峰期图：5G普及还将带来小基站的建设需求资料来源：工信部，Wind，长江证券研究所资料来源：工信部，Wind，长江证券研究所 02功耗大幅提升，5G带来后备电源空间显著扩容5G基站包含AAU（最大功耗1000-1400W）、BBU（最大功耗2000W左右）等设备，考虑到可能使用多个AAU，整体功耗或达到3000-5000W，相比4G不到1000W的功耗增加3-5倍；近两年电网用电质量明显提升，断电概率大幅降低，使得通信基站备电时长的要求降低，过去可能需要2-6h，未来或降低至2-3h，我们假设5G平均备电时长3h，则对于单个电站后备电源的需求相当于4G的4倍以上。表：5G基站对后备电源的需求假设宏基站单位4G-早期5G-预测单站功耗W780-9303000-5000平均功耗W8554000应急时长h2-62-3平均时长h4.03.0容量kwh3.412.05G小基站单位悲观乐观价值量元1,0002,000容量kwh12资料来源：CSDN云计算，GGII，长江证券研究所 02铁锂因能量密度、循环性能优势，渗透率或提升5G后备电源中铁锂电池的渗透率有望提升，主要基于：1）5G功耗增大，备电需求扩容，考虑到基站对空间、承重等要求，能量密度更高的锂电池具备比较优势；2）5G功耗增加将明显增加用电需求，进而使得基站运营成本抬升，而其中一种降本方案即应用后备电源进行削峰填谷，若商业模式最终可有效实现，对于循环性能更好的锂电池或铅炭电池将具备比较优势。锂电池在成本和安全性上仍弱于铅酸电池，尤其是在相对重要的核心站上，铅酸仍有应用空间。表：通信储能铁锂电池与铅酸电池优劣对比对比铁锂电池铅酸电池新电池0.8-1元/Wh购置价格电池组约0.55元/Wh梯次电池0.2-0.3元/Wh循环次数超过1000-5000次循环次数300-400次，铅炭循环次数高使用成本可通过削峰填谷降低成本其他总量轻、体积小温度性能较差资料来源：GGII，长江证券研究所 02预计2020年通信后备电源的铁锂需求接近8GWh表：通信后备电源对铁锂电池需求的测算未来通信后备电源的需求增长主要通信电源需求测算2019A2020E2021E2022E4G宏基站8010来自于新建的5G宏基站、4G基站基站数量5G宏基站137010082扩容、5G小基站建设以及存量更换；5G小基站200164目前我国建成的4G基站数量超过基站数量4G宏基站（不包括扩容为5G）141896071400万个，2020年预计新增10万个，-考虑更换需求5G宏基站（包括4G扩容）137010082万个5G小基站200164其余后备电源以更换为主；4G宏基站3.43.45G技术发展将带来增量需求，预计单体容量5G宏基站12.012.012.012.0-kwh2020、2021年5G基站新建数量分5G小基站1.51.54G宏基站4.83.0别为70、100万个；小基站于2021通信电源需求5G宏基站1.68.412.09.8年起加速建设，预计2021年达到-GWh5G小基站3.02.5200万个的量级；合计6.411.415.012.3在假设一定的备电容量以及铁锂电4G宏基站70%80%铁锂占比5G宏基站60%70%75%80%池渗透率的情况下，我们预计5G小基站100%100%2020-2021年国内后备电源需求分4G宏基站3.42.4别为11.4、15.0GWh，其中铁锂电通信电源铁锂5G宏基站0.95.99.07.9需求-GWh5G小基站3.02.5池的需求分别为8.3、12.0GWh；合计4.38.312.010.3资料来源：GGII，长江证券研究所 03国内电力储能方兴未艾，静待经济性拐点 03政策扰动影响国内储能发展，2019年行业承压根据CNESA数据，2019年国内电化学储能装机功率519MW，同比下降24%，装机容量为855MWh。在2018年爆发式增长后，2019年行业遇冷的原因是在2月发布的《输配电定价成本监审办法》中表述，不允许电网投资电储能设施的成本费用计入输配电成本，这影响了国网建设储能项目的积极性。进入2020年以来，国网1号文重提发展储能等战略新兴产业，国网董事长也有关于积极研究探索储能发展路径的相关表述。图：2019年国内电化学储能新增装机功率0.5GW表：2019年以来影响国内储能行业发展的相关政策时间政策/管理层内容不允许电网投资电储能设施的成本费用计入May-19《输配电定价成本监审办法》输配电成本国网公司“不得以投资、租赁或合同能源管理《关于进一步严格控制电网投Nov-19等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不资的通知》再安排抽水蓄能新开工项目”《国家电网有限公司关于全面加快培育“两网”融合新兴产业，立足综合能Jan-20深化改革奋力攻坚突破的意见》源服务、储能等战略性新兴产业要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成Feb-20国网董事长毛伟明熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展。资料来源：CNESA，长江证券研究所资料来源：CNESA，国际能源研究中心，长江证券研究所 03国内电力储能多处于示范阶段，锂电池具备优势截止2018年底，国内电力储能装机1.03GW（储能分会口径），装机容量3.10GWh；按应用终端划分，发电侧调峰、调频、电网侧储能、分布式储能、需求侧调峰占比均衡，基本处于示范阶段；按技术路线划分，锂离子电池装机759MW，占比71%；铅蓄电池装机292MW，占比27%，锂电为主流路线。图：2018年国内电力储能分应用场景图：2018年国内电力储能分技术路线（MW）资料来源：《2019储能产业应用研究报告》，长江证券研究所资料来源：CNESA，长江证券研究所 03电力储能价格明显下行，静待经济性拐点储能发展潜力本质上在于经济性，从储能价格的角度看，以GGII数据推算，2018-2019年已经由前期1.8-1.9元/Wh下降至1.2-1.3元/Wh；循环寿命同样有明显的进步，目前锂电池系统循环寿命普遍能达到3500-4000次，宁德时代等企业正加速循环超过1万次的电芯产品研发。图：国内电力储能平均价格（按GGII市场空间/装机容量）资料来源：GGII，长江证券研究所 03峰谷价差大于0.7-0.8元时削峰填谷具备经济性图：储能通过削峰填谷优化能源利用效率储能在削峰填谷市场主要通过在低电价的谷电期储电，峰电时以高电价出售，从而优化能源利用效率；削峰填谷的经济性主要受初始投资价格、循环寿命以及峰谷价差影响，根据敏感性分析可以得出，在锂电池价格下降至0.9元/Wh时（系统成本1.2元/Wh），若峰谷价差达到0.7元/KWh以上，项目IRR达8-10%。表：用户侧削峰填谷IRR水平敏感性分析资料来源：北极星储能网，长江证券研究所储能锂电池价格（元/Wh）用户侧削峰填谷IRR测算70075080085090095010000.503%2%0%-1%-2%-2%-3%0.555%4%3%2%1%0%-1%0.608%7%5%4%3%2%1%峰谷价差0.6511%9%8%7%6%4%3%0.7013%12%10%9%8%7%6%0.7516%14%13%11%10%9%8%资料来源：长江证券研究所 03国内部分省份已具备经济性，待商业模式成熟国内部分省份峰谷价差大于0.7元/kwh，例如北京、江苏、浙江、甘肃的工商业峰谷价差，上海、江苏的大工业峰谷价差；上述省份在1.2元/Wh的储能系统价格下，已经具备经济性；对于峰谷价差在0.6元/kwh的省份，预计在铁锂电池价格下降至0.7元/Wh附近时实现经济性；考虑项目实际运作需要一定的消纳条件以及峰谷时长，整体上看预计国内5-6个省份削峰填谷潜力较大。图：全国各省份工商业、大工业峰谷价差平均情况（元/KWh）资料来源：北极星电力网，长江证券研究所 03发电侧储能距平价仍有距离，预计2023年实现表：可再生能源储能调峰的经济性测算发电侧一般按功率的10%-20%配置储能，调解时间2-4h，当前成本下，储可再生能源调峰经济性测算单位数值能大约增加项目成本0.04元/kwh左右；储能度电成本受电池价格、循环寿装机容量MW1命影响较大，未来若定制开发的长续航储能电池循环6000次，价格900元发电小时数h1,600/kwh以下，则增加的项目成本有望降至0.02元/kwh以下。可再生能源年发电量GWh1.6发电量生命周期年20表：可再生能源项目配套储能增加成本的敏感性分析总发电量GWh32循环寿命（次）功率比例%15%配套储能度电成本的敏感性分析200030004000500060007000调峰时长h3储能容量KWh45014000.0720.0480.0360.0290.0240.021购置价格元/KWh1,200储能成本13000.0670.0440.0330.0270.0220.019测算循环寿命次3,00012000.0620.0410.0310.0250.0210.018储能度电成本元/kwh0.40储能价格11000.0560.0380.0280.0230.0190.016（元/KWh）生命周期年8.210000.0510.0340.0260.0210.0170.015更换次数次2.49000.0460.0310.0230.0180.0150.013总购置成本万元131.4配套储能度电成本测算8000.0410.0270.0210.0160.0140.012配套度电成本元/kwh0.041资料来源：长江证券研究所资料来源：长江证券研究所 03预计国内发电侧储能有望在2023-2025年爆发以光伏为例，目前国内光伏度电补贴大约为0.04-0.05元/kwh，价格每下降10%，对应度电成本下降0.02元/kwh左右，则预计国内光伏在2021年前后实现平价上网，而依赖于随后1-2年的成本下降有望覆盖配套储能带来的成本增加，2023年前后实现光伏+储能经济性临界点；考虑到电网可承受的光伏+风电发电量预计在20-30%，则发电侧储能大规模应用预计在2025年前后。图：国内光伏分资源区标杆电价与燃煤标杆电价的对比表：光伏项目IRR与成本、度电补贴的敏感性分析光伏项目IRR与建设成本（元/W)建设成本、度电补贴的敏感性分析4.03.83.63.43.30.0410%11%13%14%16%0.039%11%12%13%15%度电补贴0.029%10%11%12%14%（元/KWh）0.018%9%10%11%12%0.007%8%9%10%11%资料来源：国家能源局，长江证券研究所资料来源：长江证券研究所 04海外电力储能爆发边缘，增量尤为可观 04海外市场储能呈现多点开花的态势从全球储能分区域装机来看，根据WoodMackenzie数据，2018年韩国储能实现爆发式增长，装机量接近1.6GWh（韩国能源部口径为3.6GWh，该机构统计偏小）；美国、澳大利亚相对较高，装机量分别超过0.8、0.6GWh，此外德国、日本、英国装机量在400MWh左右。图：2017-2018年全球分国家储能装机情况资料来源：WoodMackenzie，长江证券研究所 04美国：配套政策相对完善，项目落地有望带动增长2018年2月FREC提出order841，美国储能政策发生重大调整，储能将直接参与电力买卖，并在购电时按批发价结算，该政策目前处于各ISO/RTO方案提交阶段，执行节奏仍有待跟踪。目前现行的政策为联邦ITC抵免，但必须与可再生能源配套，按现有规划2020-2022年将逐步退坡，带来抢装。美国部分州给予储能财政激励，部分州制定了相应的采购规划和目标（综合资源计划IRP）。表：美国储能相关的政策梳理美国储能相关政策具体内容1）储能装置直接连在电网上的，所有的能量、容量、辅助服务都可以提供，可以参加电力市场竞争FREC-现状2）储能装置要能够被调度，既可以作为买方，也可以作为卖方在批发市场进行交易，按照批发市场的价格进行结算（此前按照零售价格支付）order8413）规模大于100kW储能资源必须具备参与市场的法定资格，可以更小，电网软件的极限就是0.1MW2018.2发布1）2018.12由ISO/RTO提交的方案中，FERC做的评估，加州是执行的最好的，其他的州各有各的，黄的表示不确定的，红的是表示不达标进展2）纽约ISO已要求将实施延期至“不早于2020年5月1日”，中部大陆ISO表示将遵守2019年12月3日这一最后期限1）储能系统必须与太阳能或其他可再生发电资源配套部署，才有权享受美国联邦的税收优惠联邦税收抵免现状（ITC）2）2019年前开始施工提供高达30%的商业投资税收抵免；2020年将逐步减少到26%，2021年减至22%，2022年减至10%1）提供了直接的财政激励措施：亚利桑那州、加利福尼亚州、佛罗里达州、马里兰州、内华达州、纽约州和威斯康星州；州级激励措施现状2）各州公用事业公司制定了储能行业特定的采购目标：加利福尼亚州、马萨诸塞州、新泽西州、纽约州、俄勒冈州等资料来源：CNESA，EnergyTrend，Utilitydive，长江证券研究所 04美国：配套政策相对完善，项目落地有望带动增长美国市场2018年实现高增长，装机功率为311MW，装机容量777MWh，同比增长80%，其中发电侧占比47%；2019Q1-Q3美国储能装机容量分别为271、165、265MWh，Q1、Q3同比实现大幅增长，Q2同比微增，季度波动受电网侧单一项目影响较大，但也可看出居民用户侧增长稳健；2019Q4考虑到ITC退坡前的抢装有望环比高增。图：美国逐月储能装机量（MWh）资料来源：WoodMackenzie，长江证券研究所 04美国：配套政策相对完善，项目落地有望带动增长WoodMackenzie预测，美国储能市场2019年将达到478MW（容量预计超过1GWh），2020、2021年将有翻倍的空间，2024年达到5.4GW、14.5GWh（推算备电时间3-4h）。核心逻辑在于过去几年各州政策落地，以及根据统计项目的落地时间推断（电网侧项目带动），而用户侧储能也将平稳增长，预计2024年占比40%。根据WoodMackenzie数据，在美国部分地区，“光伏+储能”具备经济性，2018年招标价最低至36美元/MWh；根据Brattle集团估计，通过第841号命令的实施，在美国独立系统运营商（ISO）和区域传输组织（RTO）运营的容量、能源和辅助服务市场中，大约有7000兆瓦（或20000兆瓦时）具有成本竞争力的储能容量将被解锁。图：WoodMackenzie关于美国储能装机功率预测（MW）资料来源：WoodMackenzie，长江证券研究所 04欧洲：清洁能源趋势不改，长期增长趋势向好欧洲对储能市场普遍没有大规模的刺激政策，但示范项目、低息贷款或户用的购置补贴普遍存在。欧盟远期清洁能源目标很高（2030年达到32%），在这一水平下大力发展储能将是大概率事件。表：欧洲整体及各国储能规划政策具体内容2016年11月提出，2019年5月22日批准欧洲清洁能源一揽子计划的最后四项立法欧盟清洁能源方案新的立法框架将坚持“到2030年减少40%二氧化碳排放量”的目标欧盟实现到2030年采用32%可再生能源目标（为实现这个目标，发展储能是大概率事件）推动储能示范项目，提供低碳网络基金英国欧洲法院决定暂停英国容量市场，质疑英国给予补贴，会影响储能项目的招标小型户用光伏储能投资补贴计划，为功率30kW以下、与户用光伏配套的储能系统提供30%的安装补贴德国德国复兴发展银行（KfW）的“275计划”对购买光伏储能设备的单位或个人提供低息贷款瑞典出台了户用储能补贴计划法国已经开展了一系列的海岛光储示范项目招标奥地利、捷克发布光储系统补贴计划资料来源：CNESA，长江证券研究所 04欧洲：清洁能源趋势不改，长期增长趋势向好欧洲储能协会对欧洲地区储能增长的预期是2019年微增，此后保持稳定增长，逻辑在于部分市场区域成熟；英国过去两年增长较快，主要系项目推动，但欧盟判决英国暂停项目，可能会造成影响；德国以户用市场为主，且发展势头良好，2019年预计户用装机4-5万套；目前德国、意大利和西班牙储能接近经济性拐点，英国和法国的平价预计2024年才会出现；同时越来越多的国家加大了储能的投入，如荷兰、法国、芬兰、丹麦、西班牙、捷克、比利时、俄罗斯、奥地利等。图：欧洲历年储能装机量及预测（MWh）资料来源：EASE，长江证券研究所 04澳洲：户用与大型项目并行，经济性推动爆发澳大利亚发展储能的动力较强，原因之一是澳大利亚电价持续上涨，各地区2009-2018年间平均上涨75%，高峰时段达到0.5178澳元/度，而光伏上网电价仅0.06-0.08澳元/度；原因之二是2016年9月南澳大利亚州发生大范围停电事故，引起全国性能源安全的讨论；因此澳洲各地政府对储能扶持力度较大，包括：1）南澳洲、维多利亚州均出台户用储能补贴；2）大型项目公开招标加速，包括特斯拉南澳129MWh项目，SunshineEnergyAustralia500MWh项目等。表：澳洲地区储能相关政策地区政策内容1）2017年：通过公开竞标召集和建设100MW储能项目南澳洲2）2018.10：该国最大的储能补贴计划，金额高达1.4亿澳元，预估可为4万户家庭提供补贴；其中购买容量超过10KWh电池就能获得5000澳元补贴，低收入户则加码补助至6000元1）2017年：计划投资2000万澳元（约1520万美元）在2018年底之前建设1000MW储能项目维多利亚州2）2018.11：11月拿出5600万澳元来补贴1万户家庭来安装储能系统堪培拉地区1）实施下一代储能示范项目，提供2000万美元为5000个家庭提供为期5年的光伏储能安装补贴。1）光伏FIT即将或已经终结以及高电价的作用；2）澳大利亚绿党“电池储能安装激励计划”；3）南澳大利亚州和阿德莱德市储能安装激励潜在政策计划和堪培拉的下一代储能推广计划资料来源：北极星太阳能光伏网，ISTIS，长江证券研究所 04澳洲：户用与大型项目并行，经济性推动爆发表：澳大利亚储能大型项目密集批复并进入开工澳大利亚储能市场有望成为未来几年海外重要增量。根据BNEF预计，澳大利亚户用储能市场2019年容量有望迎来3倍增长，达建设方/项目项目规模时间点进度到800MWh左右。同时，澳洲大型可再生能源+储能项目投资热情高涨，南澳大利亚特斯拉大电池2017.11已投入使用密集获得批复后续逐步进入开工阶段。110MW/129MWhHornsdalePowerReserve南澳太阳河项目200MW太阳能图：BNEF预计2019年澳洲户用储能市场提高3倍--PV+120MWh电池项目Sunshine1.5GW太阳能+500MWh的锂6-8个月准备，2019.3Energy电池16-24个月施工罗伯茨镇500MW太阳能Robertstown2019.7预计2020年中动工+250MW/1000MWH储能Bungama140MW/560MWh储能系统2019.7州政府已批准MurrayBridge176MW光伏2020年秋开工，RES2019.8+66MW/140MWh锂离子电池2021年中投运资料来源：BNEF，长江证券研究所资料来源：中国储能网，北极星储能网，长江证券研究所 04韩国：新能源规划推动储能爆发，起火导致放缓韩国政府于2017年底提出可再生能源2030规划，并通过RPS（配额制）实现，即要求发电容量大于500MW的18家发电公司，按一定比例提供可再生能源，带动韩国可再生能源的爆发式增长。韩国政策对于不同可再生能源设置的REC系数不同，其中安装储能的可再生能源项目，可以获得更高系数的RECs，因而韩国储能项目有比较强的经济性。图：韩国制定远期大比例的可再生能源规划图：韩国给予新能源+储能项目更高的REC系数资料来源：北极星太阳能光伏网，长江证券研究所资料来源：北极星太阳能光伏网，长江证券研究所 04韩国：新能源规划推动储能爆发，起火导致放缓补贴政策推动下，韩国市场迎来爆发式增长，根据韩国能源部统计，2018年新增储能装机3.6GWh，同比增长402%，连续两年实现跨越式增长。但2018年以来韩国储能起火事件频发，产业短期趋于谨慎，2019年装机量仅818MWh，同比下滑77%。目前LGC、三星SDI等企业正着手储能安全的相关投入，韩国储能行业调整之后有望重返增长。图：2017-2018年韩国储能装机连续爆发，2019年因起火放缓资料来源：韩国贸易、工业和能源部，长江证券研究所 05附：涉及储能业务的公司梳理 05附：涉及储能业务的公司梳理相关产品相关公司相关业务时间相关进展2018.6与福建省投资集团、福建省电力勘测设计院等，总投资24亿元的大型锂电池储能项目，一期100MWh、二期扩建500MWh、三期扩建1GWh2018.10鲁能海西州多能互补集成优化示范工程，装机容量为50MW/100MWh，2019年1月正式投运宁德时代电力储能2019.3PowinEnergy（美国）从宁德时代购买1.85GWh电芯，主要为磷酸铁锂电池，确保在2022年之前的电池供应2019.7NextEnergyandResources（日本），将共同进行新型蓄电池的开发，宁德时代供应电池单体等构件，新产品预计在2020年夏季前后上市2018-2019根据GGII数据，连续两年出货1GWh以上，为国内第一，针对欧洲（尤其是英国）市场比亚迪电力储能2019.4PireosCapital（墨西哥），签署了100MWh电池储能系统合作方案，12个月内完成超过一半的合约装机量2019.7英国，截止到2019年7月，比亚迪在英国运行的储能项目累计已达325MW+电池2020.2中标中国电信高功率型阀控式密封蓄电池，中标金额为18,191万元人民币，中标份额排名第一通信电源2017.11中标中国移动2017至2018年度铁塔以外基站用磷酸铁锂电池，中标份额为19.57%，中标金额预估为20,000万元南都电源2019.8中标浙江省首个移动式储能电站工程——杭州余杭未来科技城锂电储能项目电力储能2019.6公司已与德国Upside公司签署合计75MW的调频服务储能系统项目，已建成投运45MW通信电源2019.6与华为签订采购合作协议，在锂电池储能应用领域开展深入合作，公司已专线为其生产供应储能电池国轩高科电力储能2017.12与上海电气、上海轩能、上海昊豪共同设立了上海电气国轩，在储能领域展开合作通信电源2019.9中国铁塔南岸分公司2019年便携式发电装置及配套物资采购项目中标公司之一亿纬锂能电力储能2017.3与林洋能源签订《战略合作框架协议书》，聚焦于打造和推进“智慧分布式储能”2014.11与三星SDI合资成立阳光三星、三星阳光，从事储能项目开发阳光电源电力储能系统2019.6成功参与了上海洋山港、西藏措勤微电网等多个储能示范项目；根据GGII数据，阳光三星2019年国内出货前三科士达电力储能2019.7与宁德时代合资设立宁德时代科士达科技，以开发、生产及销售储能系统PCS、特殊储能PACK、充电桩及“光储充”一体化相关产品当升科技电力储能-与韩国客户加大储能领域合作，巩固了作为其储能多元材料主要供应商的核心地位材料铁锂正极企业电力/通信-国内电力及通信储能以磷酸铁锂为主，德方纳米、贝特瑞、湘潭电化、天赐材料等企业具备铁锂产能资料来源：公司公告，长江证券研究所 风险提示1、储能政策低预期；2、储能装机量低预期。 研究团队、办公地址及分析师声明研究团队分析师邬博华分析师马军分析师张垚分析师陈怀山SAC执业证书编号：S0490514040001SAC执业证书编号：S0490515070001SAC执业证书编号：S0490515060001SAC执业证书编号：S0490519080005电话：（8621）61118797电话：8621-61118720电话：8621-61118720电话：8621-61118720电邮：wubh1@cjsc.com电邮：majun3@cjsc.com电邮：zhangyao3@cjsc.com电邮：chenhs@cjsc.com联系人曹海花联系人司鸿历联系人叶之楠电话：（8621）61118797电话：（8621）61118797电话：（8621）61118797电邮：caohh@cjsc.com电邮：sihl@cjsc.com电邮：yezn@cjsc.com办公地址上海武汉深圳北京Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场Add/武汉市新华路特8号11楼Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设Add/西城区金融街33号通泰大厦15层一座29层P.C/430015广场3期36楼P.C/100032P.C/200122P.C/518000分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。 评级说明及重要声明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅度相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。 THANKS感谢倾听'