研报精选|浙商证券：碳中和集结号吹响，储能赛道一触即发 ──储能行业深度报告（二）

一、电化学储能:全球能源革命主线，未来电力系统的核心资产

1.2.4.核心驱动：需求端长线逻辑清晰，供给端降本优化经济性

　　需求端：碳中和大背景下政策为产业发展提供有力支撑。当前碳减排已成全球共识，据ECIU统计，目前已有20个以上国家针对碳中和立法或提出目标，顶层设计推动下游政策出台，风光作为技术成熟与安全可靠的清洁能源，将成为各国推进的重点。储能作为稳定清洁能源发电波动，提高系统消纳能力的关键手段，亦将在政策的推动下与新能源发电系统配套，得到大规模的应用。

　　需求端：电力结构转型将助推储能的“刚性”需求。据BNEF测算，2050年风光发电将提供全球56%的发电量，而化石燃料占比将降至24%。2019年全球风光发电量约为9%（光伏约3%，风能6%），较2050的预测仍有6倍以上空间。未来随着大规模可再生能源电力接入电力网络，整个电网将发生颠覆性的变革，以火电为主体的传统电网系统无法同时处理电源与负荷侧两端的高度波动。储能一方面在放电测配套可以大幅提升新能源的并网友好性，减轻电源侧对电网的负担，另一方面可通过调峰调频等应用，参与电力系统的整体调度，为电网系统提供关键的灵活调节能力。因此，从未来新型电力系统的全局角度考虑，储能是不可或缺的“刚需”资产。

　　供给端：技术降本叠加高电价共同推动经济性，打开市场化需求空间。据BNEF，得益于锂电池技术的快速进步升级，锂离子电池包的单价已由2010年的1191美元/kWh降至2020年的137美元/kWh，预计于2020年再下降9%，2021年实现125美元/kWh的均价，此时单价与2010年相比已下降90%，带动电化学储能系统成本大幅下降，提高经济效益。同时，据国家电网2019年统计的数据，欧洲发电国家的居民电价普遍在1元/kWh以上，美国、韩国和加拿大亦在0.75元/kWh，均高于中国的0.542元/kWh。海外终端用户的高电价使海外用户对储能系统价格有更高的容忍度，变相提升了储能系统的经济性，是储能快速规模化应用的重要驱动力。

1.2.5.技术路线：锂电池综合性能最优，目前已成为装机主流

　　锂电池贡献绝大部分增量，累计装机份额稳步提高。2014年锂离子电池在新增电化学储能中的占比为74.8%，2015年占比升至91.6%后维持90%左右。2020年锂离子电池储能再次放量，在新增电化学储能中占比超过98%，贡献绝大部分增量。累计装机份额方面，2014年-2020年，锂离子电池在电化学储能的累计装机量由45.8%提升至92.0%。

　　电化学储能技术路线众多，锂离子电池整体优势明显。储能系统的核心需求在于高安全、长寿命和低成本。从成本的角度考虑，目前只有铅蓄电池的度电成本低于锂离子电池，但铅蓄电池能量密度与功率密度偏低，无法适配需要快速放电的调频场景；用作容量电池时，质量是同等容量锂电池的4倍左右，在便携性方面受到限制。综合来看，锂离子电池是最适用电化学存储场景的技术路线。除成本考量外，其他电池技术路线亦在技术成熟度、能量效率方面有一定缺陷，因此综合来看，锂离子电池是最适用电化学存储场景的技术路线。

　　磷酸铁锂相对三元锂电更适合储能场景。按照正极材料的类型划分，锂离子电池分为磷酸铁锂和三元锂电池。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%（前值33%）；三元锂电池占比55%。国外家用储能中三元较高主要是因为海外厂商专注三元路线，且在全球市场有先发优势。磷酸铁锂优势在于热稳定性强，材料结构稳定性高，因此安全可靠性、循环寿命及全周期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，但相对动力系统，储能系统对尺寸及重量设计要求低，对冲了磷酸铁锂电池在灵活性上的劣势。