摘要
■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。
目录
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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。
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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%。
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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。
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投资建议
4.1. 投资策略：千亿赛道冉冉升起，中国企业大有可为
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%。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市场空间分别为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、星云股份、国轩高科、亿纬锂能、南都电源等。
4.2. 重点推荐标的
派能科技：全球户用储能领先企业，业绩有望持续高增
全球户用储能领先企业，2020年业绩实现大幅增长。公司深耕磷酸铁锂储能电池系统领域，是国内较早成功研发磷酸铁锂储能电池系统解决方案，并率先规模化生产和批量应用的企业。2013年起公司进入海外户用储能市场，凭借优越的产品品质及成本竞争力迅速成长为全球家用储能市场的领先企业。2019年公司自主品牌家用储能产品出货量市占率 8.5%，位居全球第三，仅次于特斯拉和LG化学。公司自有品牌定位中高端，海外家储与Sonnen、Segen等大型优质客户进行了深度合作，通信备电绑定中兴通讯，积累了丰富的产品应用经验和优质客户资源。公司在招股说明书中披露2020年预计实现营业收入11亿-13亿元，同增34.17%-58.57%；预计实现归母净利润2.7亿-3.2亿元，同增87.35%-122.05%。
全产业链布局优势尽显，持续研发投入夯实技术壁垒。公司拥有产业链垂直整合的综合服务优势，是国内少数具备电芯、模组、电池管理系统及能量管理系统等储能核心部件的自主研发和生产能力，同时具备储能系统集成解决方案设计能力的企业。公司的储能电池系统基于软包磷酸铁锂电池，并采用模块化设计，十分贴合储能场景的应用需求，具备技术路线优势。近三年公司研发投入维持高位，研发费用占营业收入比重始终在6%以上，为持续提升创新能力提供了有力保障。截至2020年6月底，公司已取得授权发明专利15项、实用新型专利47项、软件著作权3项、集成电路布图设计11项。
加速产能扩张，规模优势释放助力降本增利。锂电池储能行业规模壁垒较高，2017年以来，公司一方面不断扩大经营规模，增加生产的规模效应，另一方面通过对瓶颈工艺的技术改进以及增加核心设备，不断提高生产效率和产能利用率，毛利率持续提高。截至2020年6月，公司已具备年产1GWh电芯产能和年产1.15GWh电池系统产能。随着市场快速增长，公司原有产能已经无法满足下游客户对高性能磷酸铁锂电池的需求。本次募投项目完成后，公司将新增4GWh锂离子电芯产能和5GWh储能锂电池系统产能，有利于提升公司的产品生产能力与市场快速响应能力，化解产能瓶颈并释放规模效益，进一步巩固和提升公司的行业竞争地位。未来随着新建产能释放、新客户开拓，公司业绩有望实现进一步跃升。
投资建议：维持公司买入-A 的投资评级。预计公司2020年-2022年收入分别为12.79、21.67和36.04亿元；归母净利分别为3.02、5.21和8.7亿元。维持公司买入-A 的投资评级。
风险提示：产能投放不及预期；产业政策变化；国际贸易摩擦风险；汇率风险等。
阳光电源：国内储能系统集成龙头，储能业绩有望持续放量
公司是全球光伏逆变器龙头，行业地位稳固。从1997年公司成立起，公司就致力于以光伏逆变器为核心的光伏系统设备研发和生产。根据公司年报显示，2015年起公司出货量首次超越连续多年排名全球发货量第一的SMA公司，成为全球光伏逆变器出货量最大的公司，国内市占率30%左右，连续多年保持第一，国外市占率15%左右，已批量销往全球120多个国家和地区，截至2020年6月底，公司在全球市场已累计实现逆变设备装机超120GW。近几年，公司又陆续布局了微网储能、能源互联网、新能源汽车关键部件等新业务，并取得了长足的发展。
国内储能系统集成龙头，储能业绩有望持续放量。公司拥有全球领先的新能源电源变换技术，覆盖核心设备及系统解决方案，是全球一流的储能设备及系统解决方案供应商。目前，公司可提供单机功率5~2500kW的储能逆变器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备，同时推出辅助新能源并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网、工商业以及户用等一系列先进的系统解决方案。随着新能源发电占比的提升、智能电网建设的推进，储能市场将进入到高速发展期。公司作为国内储能系统集成龙头，通过自有的技术储备和提前布局，储能业务将持续受益于行业增长。
储能业务继续高增，享受广阔市场空间。目前公司储能系统广泛应用在中国、美国、英国、加拿大、德国、日本、澳大利亚、印度等众多国家，参与的全球重大储能系统项目超过1000个。在北美，阳光电源仅工商业储能市场份额就超过了20%；在澳洲，通过与分销商的深度合作，阳光电源户用光储系统市占率超20%。在中国市场，公司先后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。2020年上半年，公司储能业务持续高增，实现营收2.5亿元，同比增长49.4%。2020年公司储能系统集成业务营收规模有望超10亿元，未来储能业绩有望充分受益于储能市场发展而持续放量。
投资建议：维持买入-A的投资评级。我们预计公司2020-2022年的收入分别为185.2亿、249.5亿、330.0亿，增速分别为42.5%、34.7%和32.3%；净利润分别为19.3亿、25.6亿、32.7亿，增速分别为116.6%、32.6和27.6%；维持公司买入-A的投资评级。
风险提示：光伏装机不及预期，行业竞争加剧等。
固德威：户用储能逆变器龙头，业绩有望持续高增
公司的主营业务为组串式逆变器，近年来经营业绩持续高增。公司成立于2010年11月，成立之初专注于单相户用逆变器产品，近年来不断发展壮大，目前主营业务产品包括光伏并网逆变器、光伏储能逆变器、智能数据采集器以及SEMS智慧能源管理系统等等。随着公司快速发展，近年来公司业绩持续高增。2015-2019年间，公司营收和净利的CAGR分别达到了55.65%和83.93%。2020年前三季度，公司实现营收和净利分别为10.41亿元和1.96亿元，同比分别增长44.96%和158.9%。
组串式逆变器需求有望持续高增。公司的单相组串式逆变器主要用于户用市场，2019年营收占比达到34%；三相逆变器主要用于工商业分布式项目和部分地面电站，2019年营收占比达到44%。近年来一方面随着国内户用光伏装机增长以及德国、美国、澳大利亚等国家大力鼓励民众安装屋顶光伏，单相组串式逆变器需求持续高增且未来随着BIPV的快速发展需求有望进一步释放；另一方面随着组串式逆变器性价比持续提升，地面电站开始越来越多采用组串式逆变器，导致其市占率持续提升。
储能市场前景广阔，储能逆变器业绩有望持续高增。随着光伏新能源利用的日益普及，光伏发电的波动性特征以及企业调峰调频成本考虑，未来光伏发电将越来越多的配备储能设备，光伏储能逆变器将成为行业的重要发展方向之一。根据招股说明书信息，公司于2015年推出ES系列单相光伏储能混合逆变器后不断丰富产品品类，近年来储能逆变器出货量和营收持续高增，其中2019年公司实现储能逆变器销量1.47万台，同比增长132.2%，户用储能逆变器出货量全球市场排名第一位，市场占有率为15%，实现营收1.08亿元，同比增长147.8%。未来随着储能市场的快速发展，公司储能逆变器业绩有望保持高增状态。
投资建议：维持公司买入-A投资评级。我们预计公司2020年-2022年营收分别为13.56、19.34和25.86亿元，增速分别为43.4%、42.7%和33.7%；归母净利润分别为2.75、4.35和6.33亿元，增速分别为167.8%、57.9%和45.5%。维持公司买入-A的投资评级。
风险提示：光伏装机不及预期、项目投产进度不及预期、逆变器价格超预期下跌等。
宁德时代：动力电池&储能电池齐头并进，龙头业绩有望持续高增
公司是全球领先的动力电池系统提供商。公司专注于新能源汽车动力电池系统、储能系统的研发、生产和销售，致力于为全球新能源应用提供一流解决方案。在电池材料、电池系统、电池回收等产业链关键领域拥有核心技术优势及可持续研发能力，形成了全面、完善的生产服务体系。在动力电池系统方面，到2020年中公司产能达到了28.7GWh，在建产能约18.9GWh；根据公司的产能规划，2021年将达到100GWh，2022年将扩大至150GWh。目前，宁德时代已与德国、美国等国际顶级汽车厂商及国内众多知名汽车厂商建立了深度合作关系。根据SNE Research 统计，2020年前三季度宁德时代装机量达到了19.2 GWh，全球市场占有达达到了23.1%，超过LG Chem排名全球第一。
持续加码科研投入，确保技术持续领先。公司的动力电池在4C快充、低温自加热、高镍电池等领域的具备全球差异化竞争优势。创新的CTP技术改变了原有电芯-模组-电池包结构，来将有望进一步步拉大松下（圆柱）、LG（软包）等竞争对手的性能优势差距。相比于传统电池包，CTP相比传统电池包空间利用率提升15%-20%，零件数量减少40%，密度提升10%-15%。在产品技术持续迭代的同时，公司在研发费用上投入逐年增多。到2020年中，公司研发人员达5368名，拥有2642项境内专利以及196项境外专利，研发费用达12.98亿元，占比营业收入约6.9%。
公司储能产品品类较为齐全。公司在储能系统的产品主要包括：电芯、模组、电箱和电池柜。主要采用方型磷酸铁锂电池，涵盖大型太阳能、风电发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇储能、数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电源等。宁德时代早在2011年就参与到国家电网风光储能示范项目，先后承担多个国家组储能示范项目。2018年公司在A股上市募集资金54亿元，其中有20亿元专门用于动力及储能电池研发。
近年来公司储能项目不断落地。2018年 6月，宁德时代与福建省投资集团有限公司签约储能项目合作，三期规模分别为100/500/1000MW，还将配套建设移动储能设备以及移动充电设施。2018年10月，公司竞标获得鲁能海西州50MW/100MWh多能互补集成优化示范工程储能项目。2019年5月，公司与科士达成立合资公司，布局储能系PCS、特殊储能PACK、充电桩及“光储充”一体化相关产品。
投资建议：维持公司买入-A 的投资评级。我们预计公司2020年-2022年的收入增速分别为11.5%、36.0%、38.1%，净利润增速分别为11.6%、34.0%、41.7%，维持公司买入-A 的投资评级。
风险提示：政策不及预期、终端产销不及预期、市场竞争加剧。
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1）用户侧峰谷电价差缩小风险：目前储能的商业模式还在持续摸索中，较为明确的用户侧储能依赖于峰谷电价差，如果峰谷电价差缩小或者业主经营出现异常，则可能导致商业模式无法正常推进；
2）电网公司投资意愿下降风险：电网侧的储能项目既考虑减少扩容提升输配电设备利用率因素，也考虑电网安全、调峰、提升输配电质量等，很难直观从经济性角度做测算。过往电网侧储能项目主要由电网公司投资，新版的输配电价核算机制将储能列为竞争性业务，无法计入输配电价，电网公司的投资意愿有待观察；
3）国际贸易政策变化风险：海外市场较为明确的商业模式主要为电网调频和户用光储一体，国内企业近年也在纷纷走向海外市场。汇率、贸易保护、关系营销等可能会导致经营风险；
4）新能源发展不及预期风险：储能当前规模尚小，相关公司的经营业绩主要来源于光伏或者新能源车等业务，如果这些业务所在行业整体出现景气度下滑等，可能会使得相关企业的经营出现问题。
5）假设不及预期风险：报告中关于经营数据和财务数据的假设存在不及预期风险。
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