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多因素共同推動，儲能行業(yè)爆發(fā)在即
電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型在即，儲能行業(yè)迎來發(fā)展。碳中和目標的實現(xiàn)需要風(fēng)電、光伏等新能源 大規(guī)模的建設(shè)，而新能源發(fā)電具有不穩(wěn)定性、間歇性的問題，提高了電網(wǎng)在輸配容量、電 頻波動控制等方面的要求，有效的運營需要新型電力系統(tǒng)的支持，新型電力系統(tǒng)正在經(jīng)歷 從“源-網(wǎng)-荷”到“源-網(wǎng)-荷-儲”的變化，儲能有望成為新型電力系統(tǒng)的第四大基本要素。新型電力系統(tǒng)在用電側(cè)，將由同步發(fā)電機轉(zhuǎn)變?yōu)楣夥L(fēng)電等可再生能源為主；在輸配電 側(cè)，由單向送電轉(zhuǎn)變?yōu)樘馗邏褐绷鳌㈦p向輸配電系統(tǒng)；在用電側(cè)，由單一用電轉(zhuǎn)變?yōu)閺?fù)合 多層次用電。而儲能設(shè)備貫穿于新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的發(fā)電、輸配電、用電三個環(huán)節(jié)，將迎 來快速發(fā)展的機遇。
國內(nèi)政策積極推動，多地陸續(xù)公布儲能規(guī)劃。各地政府對“雙碳”目標響應(yīng)積極，風(fēng)、電、光伏政策及配套儲能規(guī)劃已陸續(xù)出臺，截至 2021年11月，國內(nèi)多個省市明確了配套 儲能設(shè)備的規(guī)格要求，并明確規(guī)定配儲比例和時長要求。隨著“十四五”風(fēng)光裝機容量的擴大，各地的儲能保障政策會進一步擴容，推動儲能規(guī)模的擴張和行業(yè)發(fā)展。
成本下降推動儲能行業(yè)發(fā)展，電價體系促使儲能盈利能力改善。近些年來，儲能電池成本不斷下降，疊加電價機制逐漸靈活，商業(yè)模式逐漸成型。2010-2020 年，鋰電池組價格穩(wěn)定下降，10年間CAGR 為-19.4%，有效擴大了儲能電池的市場應(yīng)用，推動儲能行業(yè)發(fā)展。此外，近年來電價改革引起峰谷價差拉大，為儲能電池創(chuàng)造了套利空間。用戶側(cè)峰谷電價差拉大，最大系統(tǒng)峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1，其他地方原則上不低于 3:1。電價改革推動了制度的建設(shè)，進一步刺激了對儲能電池的需求， 改善了儲能系統(tǒng)的盈利能力。
儲能發(fā)展空間廣闊
國內(nèi)新增裝機位居前列
全球儲能裝機穩(wěn)定增長，國內(nèi)儲能裝機高速增長。2016-2020 年全球儲能裝機增長穩(wěn) 定，增長率維持在 2-3.5%區(qū)間，2020 年裝機量達到 191.1GW，增長趨勢有望長期延續(xù)。全球儲能保持持續(xù)增長主要得益于不同國家政策支持，其中歐美等發(fā)達國家或地區(qū)都出臺 了支持儲能發(fā)展的政策；海外較高的電價水平，尤其是在風(fēng)電和光伏滲透率不斷提升的情 況下海外的電價也保持了一定程度的上漲，疊加市場化機制，為儲能商業(yè)模式的豐富提供 了支持。
國內(nèi)儲能裝機呈現(xiàn)高速增長狀態(tài)，2016-2020 年 CAGR 達 10.02%，其中，除 2019 年受行業(yè)景氣度略微下行影響外，其余年份儲能裝機增長率均維持在 8%以上。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，截至 2020 年，國內(nèi)儲能裝機規(guī)模也已達到 35.6GW。在“雙碳”目標指引 下，在風(fēng)電和光伏裝機較快增長的情況下，在政策的鼓勵下，在成本不斷下降的推動下， 儲能行業(yè)和儲能裝機有望迎來一個黃金發(fā)展期。
抽水儲能成本占優(yōu)，電化學(xué)儲能響應(yīng)迅速。目前的儲能技術(shù)方案主要可以分為物理機 械儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能和光熱儲能。物理機械儲能包括抽水儲能、壓縮空氣儲能 和飛輪儲能，其中抽水儲能是應(yīng)用最廣泛的儲能技術(shù)，具備最優(yōu)越的成本優(yōu)勢，且壽命長， 能兼容大規(guī)模儲能，缺點是啟動速度慢；壓縮空氣儲能也是較成熟的技術(shù)，但效率較低。電化學(xué)儲能在近些年發(fā)展尤為迅速，其具備啟動迅速的優(yōu)點，但缺點是部分技術(shù)成本高， 且面臨時長的挑戰(zhàn)，目前不少電化學(xué)儲能技術(shù)基本成功商業(yè)化。光熱儲能以熔融鹽儲能為代表，綜合效率高，平均成本低，產(chǎn)品質(zhì)量不穩(wěn)定，且存在自然損耗等特點。
抽水蓄能主體地位依舊，電化學(xué)儲能引流新潮。2016-2020 年，從全球儲能裝機結(jié)構(gòu) 看，抽水蓄能占比逐漸下降，但其主體地位不減，仍作為儲能技術(shù)的絕對主流。即使在占 比逐漸下降的情況下，2020 年全球儲能裝機中抽水蓄能仍占比高達 90.9%。從新增裝機 結(jié)構(gòu)看，2018 年起電化學(xué)儲能裝機力壓抽水蓄能成為新增裝機最多的儲能技術(shù)，隨著鈉 離子電池、鋰電池-空氣電池等電化學(xué)儲能技術(shù)的深入發(fā)展，成本下降、形式靈活多樣的特 點，意味著電化學(xué)儲能有更大的市場空間和發(fā)展?jié)摿?。熔融鹽儲能在裝機中也占據(jù)著一定 的份額。
國內(nèi)儲能整體情況與全球相似，電化學(xué)儲能新增裝機稍少但增長潛力巨大。從累計裝 機結(jié)構(gòu)看，抽水蓄能也占據(jù)著主體地位，在占比逐漸下降的情況下，2020 年占比也高達 90.5%。從新增裝機結(jié)構(gòu)看，2018年后，雖然電化學(xué)儲能電池同樣占據(jù)較大的比例，但不同于全球趨勢那般極端，國內(nèi)新增儲能裝機中呈現(xiàn)抽水蓄能和電化學(xué)儲能均勢增長的局面。從技術(shù)迭代上，國內(nèi)電化學(xué)儲能對抽水蓄能份額的占領(lǐng)發(fā)生地更為滯后。除此之外，國內(nèi)其他儲能技術(shù)，如壓縮空氣儲能、熔融鹽儲能，其結(jié)構(gòu)占比明顯相對國際較少，技術(shù)表現(xiàn)上更為單一。
抽水蓄能享有成本優(yōu)勢，鋰電池儲能和壓縮空氣儲能緊隨其后。隨發(fā)電時間的延長， 單位度電成本會顯著下降，這使得廠商通常不會采用復(fù)合的儲能技術(shù)。抽水蓄能最為大規(guī) 模應(yīng)用的原因之一即為其成本優(yōu)勢，在主流儲能技術(shù)中，抽水蓄能成本最低。成本接近抽 水蓄能的有壓縮空氣儲能和鋰離子電池儲能，在發(fā)電規(guī)模足夠大時，這兩種技術(shù)成本能貼 合抽水蓄能。其余主流技術(shù)成本，無論在小規(guī)模儲能還是大規(guī)模儲能，與此三者均有較大 差異，他們的成本由低到高依次是液流電池、鈉硫電池和鉛酸電池，均屬于市場占有相對 較小的電化學(xué)儲能形式。
抽水蓄能占比最高，電化學(xué)儲能前景廣闊
抽水蓄能原理簡易，安全可靠。抽水蓄能原理簡單，利用生產(chǎn)的電力將水提升至高處 蓄水存貯，待到需用電時釋放所蓄水，以水力發(fā)電的形式重新將勢能轉(zhuǎn)化為勢能，從而實 現(xiàn)電能在不同時間的存儲和分配，并具有存儲后能量幾乎不流失的優(yōu)點。我國抽水蓄能電 站起步較晚，但起點較高，目前已有相當(dāng)數(shù)量電站處于世界先進水平，如高水頭的長龍山 抽水蓄能機組等業(yè)已投運。
抽水蓄能占比遙遙領(lǐng)先，未來趨于穩(wěn)步發(fā)展態(tài)勢。憑借著低成本、易于實施、壽命長、 高效等優(yōu)勢，抽水蓄能目前全球和國內(nèi)裝機量遙遙領(lǐng)先，截至 2020 年，抽水蓄能在全球 和國內(nèi)裝機中分別占比 90.9%和 90.5%，在未來相當(dāng)長的時間內(nèi)其領(lǐng)先地位不會動搖。國 家能源局印發(fā)的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》指出：“到 2025 年，抽水 蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十三五”翻一番，達到 6200 萬千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投產(chǎn)總 規(guī)模較“十四五”再翻一番，達到 1.2 億千瓦左右”。將抽水蓄能作為主力儲能技術(shù)推廣發(fā)展， 更能保障抽水蓄能技術(shù)的穩(wěn)固優(yōu)勢。
電化學(xué)儲能裝機高速發(fā)展，鋰電池占比近90%。2016-2020 年電化學(xué)儲能迎來高速發(fā)展，全球裝機由1.8GW 提升至13.1GW，CAGR高達64.93%；國內(nèi)裝機由0.2GW 提升至2.8GW，CAGR高達84.37%。在近幾年的新增裝機中，電化學(xué)儲能裝機占比穩(wěn)固，其 高速發(fā)展的趨勢仍在延續(xù)。電化學(xué)儲能中，又以鋰電池儲能占比最高。2017-2020 年，全球/國內(nèi)電化學(xué)儲能中鋰電池占比分別由 75.6%/58.3%提升至 90.0%/87%，進一步穩(wěn)固了 電化學(xué)儲能電池中的領(lǐng)先技術(shù)地位。
儲能應(yīng)用場景與空間測算
儲能是電力系統(tǒng)中的關(guān)鍵一環(huán)，可以應(yīng)用在“發(fā)、 輸、配、用”任意一個環(huán)節(jié)。電力即發(fā)即用，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中“源網(wǎng)荷”波動加劇，以上各環(huán)節(jié)推進配儲， 則可以平滑電力波動性，儲能可起到系統(tǒng)穩(wěn)定器的效用。按應(yīng)用場景，我們可以將儲能劃分為發(fā)電側(cè)（可再生能源并網(wǎng)、減少棄光棄風(fēng)）、電 網(wǎng)側(cè)（電力調(diào)峰、調(diào)頻）、用戶側(cè)（自發(fā)自用、峰谷價差套利）、輔助服務(wù)（5G 基站備用、 IDC）等多種用途。根據(jù)適配電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)的需求，相應(yīng)儲能的應(yīng)用類型和放電需求 亦各有不同。
發(fā)電側(cè)：提升新能源并網(wǎng)友好性
加速能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型
風(fēng)電、光伏等新能源電源具備波動性和間歇性的發(fā)電特點，未來立足“雙碳”目標的 實現(xiàn)和打造以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，則必然面臨新增發(fā)電能力和電源裝機結(jié)構(gòu)向 不穩(wěn)定的新能源持續(xù)切換的過程。在此過程中，新能源電源配套儲能源建設(shè)，是可以有效 解決棄風(fēng)棄光和電源側(cè)穩(wěn)定可靠性的重要路徑。在此基礎(chǔ)上，以一定功率比例配套儲能， 并據(jù)相當(dāng)備電時長滿足平滑新能源電源出力曲線的目的，可以有效提升新能源對下游負荷 曲線變化的響應(yīng)能力。
根據(jù)我們對 2021-2025 年全球光伏（分布式、集中式）、風(fēng)電的新增裝機規(guī)模預(yù)測， 在相應(yīng)配儲功率比例和儲能滲透率假設(shè)下，我們預(yù)計2021-2025 年，光伏發(fā)電裝機的配套儲能需求為7.7/15.5/25.0/36.0/51.5GW， 相應(yīng)備電時長假設(shè)下的容量預(yù)測為：15.4/35.3/62.4/102.6/163.6GWh；相應(yīng)風(fēng)電裝機預(yù)測下，2021-2025年風(fēng)電發(fā)電帶來的配套儲能需求預(yù)測為：1.7/3.6/6.1/9.2/13.0GW，相應(yīng)備電時長假設(shè)下的容量預(yù)測為：3.5/7.3/12.2/20.2/32.5GWh。
電網(wǎng)側(cè)及輔助服務(wù)：
輔助調(diào)峰調(diào)頻，支撐平穩(wěn)運行
電網(wǎng)側(cè)儲能主要提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)，以保障電網(wǎng)運行穩(wěn)定與安全。國 家能源局于 12 月 24 日正式發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》， 系 2006 年上述文件發(fā)布以來的首次修訂，主要是為了適應(yīng)新能源大規(guī)模接入和電力市場 改革加快發(fā)展的需求，也將推動我國電力輔助服務(wù)市場加快發(fā)展，提高新能源的并網(wǎng)接入 能力。由輔助服務(wù)帶來的配儲需求來看，預(yù)測存量改造與新增配儲需求將有望同步釋放。預(yù) 計 2021-2025 年，調(diào)峰調(diào)頻配儲比例將持續(xù)提升，伴隨新增發(fā)電能力和電力需求的增長， 預(yù)計調(diào)峰調(diào)頻儲能容量需求將有望達到 7.5/7.9/11.0/11.2/14.2GWh。
用戶側(cè)：新基建帶來新的穩(wěn)點耗能需求
負荷側(cè)儲能市場主要圍繞新基建帶來的新增高耗能場景展開，其中最主要的高保電需 求且高耗能場景分別為 5G 基站與數(shù)據(jù)中心（IDC）。我們預(yù)計2021-2025 年，伴隨我國及全球 5G 基站的大規(guī)模建設(shè)周期逐步落地，有望帶動配套儲能需求的裝機規(guī)模為3.0/4.3/5.4/5.9/6.1GW，對應(yīng)備電時長下的配儲容量為11.9/17.3/21.5/23.7/24.3GWh。相應(yīng)的，根據(jù) IDC的建設(shè)預(yù)期，我們預(yù)計 2021-2025年IDC數(shù)據(jù)中心建設(shè)有望帶來年均約2.5-5GW的儲能建設(shè)需求，需求較為平穩(wěn)。綜合來看，預(yù)計2021-2025年我國儲能建設(shè)需求2.5/2.9/3.4/3.8/4.7GW，對應(yīng)儲能容量需求0.6/0.7/1.0/1.1/1.4GWh。
成長空間巨大，需求加速釋放。綜合以上環(huán)節(jié)的測算、預(yù)測結(jié)果，我們判斷 2021-2025年全球儲能市場有望伴隨能源轉(zhuǎn)型與下游電力需求建設(shè)節(jié)奏，分別 釋放20.1/32.7/52.5/65.3/93.2GW儲能建設(shè)需求，綜合備電時長下的容量需求預(yù)計分別為38.8/68.5/108.1/158.8/235.7GWh，有望帶動主要儲能技術(shù)類型及相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈采購需求迎來爆發(fā)式增長。
鋰電儲能行業(yè)
儲能系統(tǒng)是以電池為核心的綜合能源控制系統(tǒng)。儲能系統(tǒng)主要包括電池組、雙向變流 器（PCS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）及其他電氣設(shè)備等多個部件構(gòu) 成，其中電池組是儲能系統(tǒng)的核心，主要包括磷酸鐵鋰和三元電池；PCS 可以控制儲能電 池組的充電和放電過程，進行交直流的變換；EMS 負責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控和能量調(diào)度等；BMS 主要負責(zé)電池的監(jiān)測、評估、保護及均衡等。電化學(xué)儲能發(fā)展?jié)摿薮螅黝I(lǐng)域龍頭 都紛紛提前布局儲能賽道不同環(huán)節(jié)。
儲能系統(tǒng)中電池是未來成本降低的重點關(guān)注環(huán)節(jié)。在儲能系統(tǒng)中，電芯成本占比達到 60%，PCS、EMS、BMS 成本分別占比 20%、10%、5%。因此，電池的成本下降會帶動 整個儲能系統(tǒng)的成本下降。2010-2020 年，鋰電池組價格從 1191 美元/kWh 下降到 137 美元/kWh，從而帶動整個儲能系統(tǒng)的成本下降約 80%。根據(jù) BNEF 數(shù)據(jù)預(yù)計，未來十年 儲能系統(tǒng)成本有望下降 139 美元/kWh，其中有 93 美元/kWh 來自電池成本下降，占比達 到 67%，表明電池環(huán)節(jié)的極強降本能力。
國內(nèi)方面，
1）電池企業(yè)：一類是寧德時代、國軒高科、南都電源等動力鋰電池企業(yè)；另一類是派能 科技、圣陽能源等從鉛酸電池儲能切換到鋰電池儲能的企業(yè)。
2）PCS 公司：一類是逆變器企業(yè)利用同源技術(shù)切入到儲能 PCS 環(huán)節(jié)，如陽光電源、固德威、上能電氣等；一類是 UPS 電源企業(yè)，如科華恒盛、科士達等。
3）EMS 公司：主要以國網(wǎng)系等電力裝備提供商為主，例如許繼電氣等。
4）系統(tǒng)公司：一類是全環(huán)節(jié)整合的企業(yè)，例如比亞迪，中天 科技、派能科技；另一類是電池或 PCS 企業(yè)延伸到系統(tǒng)環(huán)節(jié)的時代星云(寧德時代與星云股份合資）、陽光電源等。海外市場，主要是Fluence、Tesla、LG等的系統(tǒng)企業(yè)。
儲能電池頭部技術(shù)領(lǐng)先
動力電池企業(yè)漸多
鋰離子電池是商業(yè)化進程最快的技術(shù)之一，主流的技術(shù)路線為磷酸鐵鋰電池，國內(nèi)來 看，隨著磷酸鋰鐵電芯的成本下降和循環(huán)次數(shù)的增加，鉛蓄電池（南都電源）國內(nèi)出貨量 份額下降，寧德時代、力神電池、?；履茉?、億緯鋰能、國軒高科等依靠磷酸鋰鐵開始 崛起，前期因技術(shù)路線不同帶來的差異化競爭逐漸減弱，國內(nèi)企業(yè)中 2020 年比亞迪海外 出貨量領(lǐng)先，但海外份額僅 6%，海外市場仍有龐大替代空間。我們預(yù)計后續(xù)在動力電池 具備較強積累的寧德、億緯等海外出貨份額將繼續(xù)提升。儲能電池競爭格局正逐漸集中， 2020 年國內(nèi)出貨量 CR5 為 54%，寧德時代 2019-2020 年位居首位。因儲能電池與動力 電池同源，但對能量密度和循環(huán)次數(shù)的要求不同，所有生產(chǎn)動力電池的企業(yè)均可做儲能電 池。目前在儲能電池領(lǐng)域，動力電池企業(yè)漸多，如比亞迪、寧德時代、派能科技等龍頭公 司領(lǐng)先。
PCS 環(huán)節(jié)整體處于發(fā)展早期
競爭格局與光伏逆變器類似
PCS 是儲能系統(tǒng)中的重要部件，決定著輸出電能的質(zhì)量和特征，從而很大程度上影響 了電池的壽命。PCS 由功率、控制、保護、監(jiān)控等軟硬件組成，其主要功能包括平抑功率、 信息交互、結(jié)合 BMS 系統(tǒng)實現(xiàn)充放電一體化、并/離網(wǎng)運行等。儲能逆變器全球市場需求 從 2015 年到 2021 年持續(xù)快速增長，促進儲能逆變器企業(yè)的業(yè)務(wù)增長。由于 PCS 技術(shù)與 光伏逆變器技術(shù)同源，大多作為儲能系統(tǒng)或新能源業(yè)務(wù)等其他業(yè)務(wù)的一部分，因此，PCS 業(yè)務(wù)大多占比不超過 10%，較少企業(yè)將其作為獨立產(chǎn)品進行財務(wù)披露。
EMS 系統(tǒng)規(guī)模較小
尚未形成行業(yè)龍頭
EMS 是儲能系統(tǒng)決策的“大腦”，實現(xiàn)數(shù)據(jù)采集分析、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控、能量調(diào)度等功能， 從而完成對分布式電源、儲能系統(tǒng)、光伏系統(tǒng)、負荷系統(tǒng)等的智能化管理，實現(xiàn)資源與需 求的匹配。EMS相對其他儲能系統(tǒng)部件市場規(guī)模較小，目前行業(yè)尚未形成優(yōu)勢較大的龍頭企業(yè)，從業(yè)者以國網(wǎng)系等電力裝備提供商為主，例如許繼電氣。
儲能溫控液冷方案是大趨勢
領(lǐng)先布局企業(yè)具備優(yōu)勢
行業(yè)需求當(dāng)前處于爆發(fā)期，短期內(nèi)由各廠商在渠道、產(chǎn)品、研發(fā)等方面的積累差異， 競爭格局初步形成。由于風(fēng)冷方案成熟度更高、并且在初期投入來看，較液冷顯著具備優(yōu) 勢，風(fēng)冷是當(dāng)前儲能溫控主力方案，目前風(fēng)冷領(lǐng)域，英維克、黑盾股份、申菱環(huán)境等均有 成熟產(chǎn)品，英維克份額占據(jù)絕對優(yōu)勢。但是，液冷具備更加高效均勻的制冷能力，隨著儲 能密度的提升、液冷產(chǎn)品成熟度的提升，未來液冷的占比預(yù)計將逐步提升。在液冷領(lǐng)域， 外部制冷供液系統(tǒng)環(huán)節(jié)目前來看，英維克、奧特佳目前在出貨規(guī)模上領(lǐng)先，松芝股份、高 瀾股份等預(yù)計今年將產(chǎn)生訂單銷售，同飛股份、申菱環(huán)境等也在積極進行客戶拓展；內(nèi)部 電池包液冷系統(tǒng)產(chǎn)品領(lǐng)域，科創(chuàng)新源、飛榮達等均明確表示有液冷板等產(chǎn)品布局。
儲能系統(tǒng)集中度較低，頭部尚未形成
2020 年，中國新增投運的電化學(xué)儲能項目中，功率規(guī)模排名前十的儲能系統(tǒng)集成商， 依次為：陽光電源、海博思創(chuàng)、平高電氣、國軒新能源、猛獅科技、科華恒盛、南都電源、 科陸電子、南瑞繼保和庫博能源。
抽水蓄能行業(yè)情況
抽水蓄能產(chǎn)業(yè)主要包含設(shè)備制造、工程建設(shè)、電站運營等環(huán)節(jié)。其中，抽水蓄能產(chǎn)業(yè) 鏈上游主要為設(shè)備制造商，包括水輪機、水泵、發(fā)電機和主變壓器等設(shè)備制造企業(yè)。水輪機主要供應(yīng)商為東方電氣、哈爾濱電氣；水泵主要供應(yīng)商為凌霄泵業(yè)、大元泵業(yè)等；變壓 器主要供應(yīng)商包括保變電氣、新華都等。抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈中游主要為電站設(shè)計建設(shè)及電站資產(chǎn)的持有運營公司，具體包括電站設(shè)計、建設(shè)（中國電建、中國能建、粵水電）、電站 運營（主要包括國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)，具體可能為旗下上市平臺）。抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈下游主要為抽水蓄能電站在電網(wǎng)系統(tǒng)的輔助服務(wù)應(yīng)用，具體包括調(diào)峰、調(diào)頻等用途。
頂層政策設(shè)計確保投資高確定性及持續(xù)性
廣闊市場空間即將爆發(fā)
在構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行以及可再生能源 大規(guī)模發(fā)展的“雙碳”發(fā)展大背景下，2021 年 9 月，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期 發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》提出，到 2025 年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十三五”翻一番， 達到 6200 萬千瓦以上；到 2030 年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十四五”再翻一番，達到 1.2 億千瓦左右；到 2035 年，要形成滿足新能源高比例大規(guī)模發(fā)展需求的，技術(shù)先進、管 理優(yōu)質(zhì)、國際競爭力強的抽水蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業(yè)。
同時，作為運營持有抽水蓄能電站主體的國家電網(wǎng)與南方電網(wǎng)亦相繼有抽水蓄能相關(guān) 規(guī)劃不斷提出——2021 年 3 月，國家電網(wǎng)宣布將開放 1000 億元股權(quán)投資，以吸引資本參 與和支持“十四五”期間計劃新增的 2000 萬千瓦抽水蓄能電站建設(shè)（總體規(guī)模約為國家 電網(wǎng)現(xiàn)有在運電站規(guī)模的 95.4%）；2021 年 11 月，南方電網(wǎng)發(fā)布《南方電網(wǎng)“十四五” 電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃》，據(jù)我們預(yù)測，“十四五”期間，南方五省區(qū)將新增抽水蓄能 600 萬千瓦。
“強者恒強”趨勢在抽水蓄能各個環(huán)節(jié)較為突出
抽水蓄能電站的建設(shè)涉及到持有運營、施工承包以及設(shè)備制造三大主要方向。其中持 有運營主要為國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)及旗下上市持股平臺等；施工承包主要有中國電建、中 國能建等；設(shè)備制造（主站設(shè)備）主要為東方電氣、哈爾濱電氣以及浙富控股等。
1) 持有運營：“雙碳”背景下，電網(wǎng)公司投資力度持續(xù)加碼
目前我國抽水蓄能電站的主要投資運營商是國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)。截至2021年3月， 國家電網(wǎng)在運抽水蓄能電站 22 座，裝機容量 2096 萬千瓦，在建抽水蓄能電站 20 座，裝 機容量 4133 萬千瓦，在市場中占據(jù)絕對的領(lǐng)導(dǎo)地位。截至 2020 年末，我國已建成投產(chǎn)的抽水蓄能電站總規(guī)模達 3249 萬千瓦；從地區(qū)分 布上看，主要分布在華東、華北、華中和廣東地區(qū)；在建抽水蓄能電站總規(guī)模達 5393 萬 千瓦，約 60%分布在華東和華北，已建和在建規(guī)模均居世界首位。
2021 年 3 月，國家電網(wǎng)宣布，“十四五”期間將力爭在新能源集中開發(fā)地區(qū)和負荷中 心新增開工 2000 萬千瓦以上裝機、1000 億元以上投資規(guī)模的抽水蓄能電站（總體規(guī)模約 為國家電網(wǎng)現(xiàn)有在運電站規(guī)模的 95.4%）。2021 年 9 月，南方電網(wǎng)宣布，從“十四五”到“十六五”期間，南方電網(wǎng)將持續(xù)加大投資力度，加快建設(shè)抽水蓄能和新型儲能，到 2035 年，將新增抽水蓄能裝機 3600 萬千瓦。
2）施工承包：技術(shù)復(fù)雜，壁壘突出，行業(yè)龍頭為參與的主力軍
由于抽蓄電站的建設(shè)具有一定的技術(shù)復(fù)雜性，產(chǎn)業(yè)技術(shù)和項目壁壘突出，產(chǎn)業(yè)鏈主要 參與者多為頭部企業(yè)。2020 年，中國已建的 3249 萬千瓦抽水蓄能裝機容量中，中國電建 承建占比 33.3%，在建 5393 萬千瓦抽水蓄能裝機容量中，中國電建承建占比 44.2%，處 于絕對的龍頭地位。
當(dāng)前，國家“兩新一重”等利好政策頻出，行業(yè)景氣度提振明顯，中國電建營業(yè)收入、 歸母凈利潤穩(wěn)步提升。2020 年公司營業(yè)收入 4020 億元，同比增長 15.2%，近五年營收 CAGR 達 13.8%。2020 年有效應(yīng)對新冠肺炎疫情帶來的不利影響，實現(xiàn)歸母凈利潤 79.9 億元，同比增長 10.3%，近五年歸母凈利潤 CAGR 達 8.8%。
作為行業(yè)龍頭企業(yè)，中國電建在抽水蓄能電站建設(shè)領(lǐng)域深耕多年，具有豐富的電站建 設(shè)經(jīng)驗，近年來獲得多個項目的訂單。根據(jù)公司公告披露，2019 年至今公司累計新簽 10 個抽水蓄能項目，合計金額 114.23 億元。
3）設(shè)備制造：“兩大一小”的行業(yè)競爭格局長期穩(wěn)定，“雙寡頭”拿單確定性高
抽水蓄能電站主站設(shè)備環(huán)節(jié)主要為國內(nèi)“兩大一小”三家供應(yīng)商：“兩大”為東方電 氣、哈爾濱電氣，“一小”為浙富控股。根據(jù)東方電氣 2018 年年報披露，公司市場占有率 已提升至 47.2%。根據(jù)國家能源局的中長期發(fā)展規(guī)劃，我們預(yù)計“十四五”期間抽水蓄能主站設(shè)備采購 需求有望達到 140-155 億元，“十五五”期間采購規(guī)模有望達到 260-290 億元，對應(yīng)東方 電氣公司的期望區(qū)間訂單規(guī)模分別為：70-80 億元、130-150 億元。
原標題：2022儲能市場分析、應(yīng)用場景、空間測算
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