儲能是智能電網、可再生能源高占比能源系統、能源互聯網的重要組成部分和關鍵支撐技術。隨著各國政府對儲能產業的相關支持政策陸續出臺，儲能市場投資規模不斷加大，產業鏈布局不斷完善，商業模式日趨多元，應用場景加速延伸。在國內，系列政策的出臺加速為儲能產業大發展蓄勢，行業到了爆發的臨界點，儲能的春天正在到來。本報告對全球儲能市場基本情況、儲能產業相關政策、儲能應用及商業模式三個方面進行梳理和研究，并在此基礎上分析儲能市場的發展趨勢。

一、全球儲能市場基本情況

(一)儲能市場總體情況

來自美國能源部全球儲能數據庫(DOE Global Energy Storage Database)的數據顯示，截至今年6月底，全球累計運行的儲能項目裝機規模195.74吉瓦(共1747個在運項目)。其中，抽水蓄能184.20吉瓦(353個在運項目);儲熱4.03吉瓦(225個在運項目);其他機械儲能2.65吉瓦(78個在運項目);電化學儲能4.83吉瓦(1077個在運項目);儲氫0.02吉瓦(14個在運項目)，相應類型規模占比如圖1所示。

資料來源：DOE Global Energy Storage Database

圖1 全球累計運行儲能項目類型分布

根據美國能源部全球儲能數據庫的數據，1997～2017年，全世界儲能系統裝機增長了70%，到170吉瓦左右(見圖2)。如今儲能市場在各國政府的政策鼓勵下得到了積極的發展，最近幾年間新建儲能項目及其裝機總規模有望增加數倍。

資料來源：DOE Global Energy Storage Database

圖2 1992～2017年全球儲能裝機增長情況

(二)地區分布

從地域來看，全球儲能項目裝機主要分布在亞洲的中國、日本、印度和韓國，歐洲的西班牙、德國、意大利、法國、奧地利和北美的美國(見圖3)，這10個國家儲能項目累計裝機容量占全球的近五分之四。

資料來源：DOE Global Energy Storage Database

圖3 2018年全球累計運行儲能裝機TOP10國家(單位：吉瓦)

1.美、中、日領跑全球市場

從累計運行的儲能規模來看，2017年，美中日依舊占據儲能項目裝機的領先地位,其中美國仍是全球最大的儲能市場。根據GTM Research發布的全球儲能報告，2017年全球新增儲能電量2.3吉瓦時，其中，美國新增431兆瓦時，居全球首位。截至2017年末，美國儲能累積部署達到1.08吉瓦時，預計2018年的部署將超過1.2吉瓦時。根據矢野經濟研究所的預測，日本儲能市場也將保持快速增長，2020年市場規模有望達到3.307吉瓦時。

中國的儲能產業雖然起步較晚，但近幾年發展速度令人矚目。目前，國內儲能側重示范應用，積極探索不同場景、技術、規模和技術路線下的儲能商業應用，同時規范相關標準和檢測體系。根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能項目庫的不完全統計，2016～2017年間，我國規劃和在建的儲能規模近1.6吉瓦，占全球規劃和在建規模的34%，我國儲能投運規模迎來加速增長。截至2017年底，我國已投運儲能項目累計裝機規模28.9吉瓦，同比增長19%。與全球儲能市場類似，我國抽水蓄能的累計裝機規模所占比重最大，接近99%，但與上一年同期相比略有下降。電化學儲能的累計裝機規模位列第二，為389.8兆瓦，同比增長45%，所占比重為1.3%，較上一年增長0.2個百分點。在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機占比最大，比重為58%。

2.澳大利亞、印度等新興市場涌現

2017年，新興市場表現突出，特別是澳大利亞。根據GTM Research發布的全球儲能報告，2017年全球新增儲能容量1.4吉瓦，其中，澳大利亞新增246兆瓦，領先于美國和其他國家，居全球首位。這是由于特斯拉公司在澳大利亞部署的創紀錄的Hornsdale儲能項目發揮了關鍵作用，一次性提供了100兆瓦的儲能容量。

諸多海外電池廠商在印度建廠，為印度本地或整個亞洲提供產品的興趣增加，并落地了一批動力電池和儲能產品生產基地。未來3～5年內，印度有望依托不斷提升的電池產品制造能力，陸續啟動儲能技術在電動汽車、柴油替代、可再生能源并網、無電地區供電等領域的應用。

韓國部署的儲能項目朝著規模大型化的方向演進，其中就包括了世界上最大的用戶側儲能項目——現代電氣蔚山規劃的150兆瓦儲能項目。預計這些項目將為2018年韓國儲能市場提供增量支撐。韓國國內LG Chem、三星SDI和Kokam等實力雄厚且已經深度滲透海外市場的儲能技術供應商，將為其國內儲能市場的規模化開發提供強有力的技術支撐和經驗基礎。

3.歐洲市場多元化發展

德國是歐洲儲能裝機比重最大的國家。2017年，德國家庭光伏儲能市場的增長已趨于緩慢，光伏設備中安裝儲能系統的比例由73%增至77%，增幅不大。盡管如此，德國依然是歐洲范圍內最成熟的分布式光伏儲能市場，也是用戶側儲能商業模式最先進的國家。

2017年，英國儲能市場規模迎來爆發式增長，其累計投運儲能項目規模達到2016年同期規模的10倍。

除了德國、英國市場之外，荷蘭、法國、芬蘭、丹麥、西班牙、捷克、比利時、俄羅斯、奧地利等在內的9個國家均部署了儲能項目。以Vestas、KK Wind等為首的歐洲風電開發商積極探索風儲聯合運行的商業模式，帶動風儲項目在全球快速部署。總體上看，歐洲儲能市場呈現出全新的、多元化的發展態勢。

(三)技術分類

根據能量存儲方式的不同，儲能技術主要分為機械儲能(如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等)、電磁儲能(如超導儲能、超級電容等)、電化學儲能(如鋰離子電池、鈉硫電池、鉛酸電池、鎳鎘電池、鋅溴電池、液流電池等)等三大類(見圖4)，此外還有儲熱、儲冷、儲氫等。不同儲能技術，在壽命、成本、效率、規模、安全等方面優劣不同。同時，由于具體條件不同，儲能目的各有差異，儲能方式的選擇還取決于對發電裝機、儲能時長、充電頻率、占地面積、環境影響等諸多方面的要求。

資料來源：根據公開資料整理

圖4 儲能主要技術分類

近年來儲能技術不斷發展，許多技術已進入商業示范階段，并在一些領域展現出一定的經濟性。以鋰電、鉛酸、液流為代表的電化學儲能技術不斷發展走向成熟，成本進一步降低;以飛輪、壓縮空氣為代表的機械儲能技術也攻克了材料等方面的難關，產業化速度正在加快;而以鋰硫、鋰空氣、全固態電池、鈉離子為代表的新型儲能技術也在不斷發展，取得了技術上的進步。總體來看，機械儲能是目前最為成熟、成本最低、使用規模最大的儲能技術，電化學儲能是應用范圍最為廣泛、發展潛力最大的儲能技術。目前，全球儲能技術的開發主要集中在電化學儲能領域。

1.抽水蓄能仍占絕對優勢

抽水蓄能是全球裝機規模最大的儲能技術，也是目前發展最為成熟的儲能技術。大部分抽水蓄能電站和水電站、核電站一起結合應用，在很多國家都有推廣，尤其是發達國家，在核電的開發、水能、風能的利用和蓄能配套方面已有一定成功經驗，其中日本、美國和歐洲等國的抽水蓄能電站裝機容量占全世界抽水蓄能電站總和的80%以上。

國際可再生能源署(IRENA)2017年發布的報告《電力儲存與可再生能源——2030年的成本與市場》指出，到2017年中全球儲能裝機容量為176吉瓦，抽水蓄能裝機169吉瓦，占比96%。盡管抽水蓄能仍占絕對優勢，但是未來其成本下降空間有限，而各類電池儲能成本可望下降50%～60%。預計2030年抽水蓄能裝機將小幅增至235吉瓦，而電池儲能將快速攀升至175吉瓦。

我國已先后建成潘家口、廣州、十三陵、天荒坪、山東泰山、江蘇宜興、河南寶泉等一批大型抽水蓄能電站，根據水電水利規劃設計總院發布的《中國可再生能源發展報告2017》，截至2017年底，中國抽水蓄能在建規模為38.51吉瓦，已建總裝機容量為28.69吉瓦，是世界上抽水蓄能裝機容量最大的國家。

2.電化學儲能保持快速增長

根據中關村儲能產業技術聯盟項目庫的不完全統計，2000～2017年間全球電化學儲能項目累計裝機投運規模為2.6吉瓦，容量為4.1吉瓦時，年增長率分別為30%和52%。圖5為2013～2017年間全球投運電化學儲能項目裝機規模。

資料來源：CNESA

圖5 2013～2017年全球投運電化學儲能項目裝機情況(單位：兆瓦)

截至2017年底，全球電化學儲能項目累計裝機規模為2926.6兆瓦，占比1.7%，較上一年增長0.5個百分點。在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池累計裝機占比最大，超過75%。2017年，全年新增投運電化學儲能項目裝機規模為914.1兆瓦，同比增長23%。新增規劃、在建的電化學儲能項目裝機規模為3063.7兆瓦，預計短期內全球電化學儲能裝機規模還將保持高速增長。

2018年上半年，全球新增投運電化學儲能項目裝機規模697.1兆瓦，同比增長133%，相比2017年底增長24%。其中，英國的新增投運項目裝機規模最大，為307.2兆瓦，占比為44%(見圖6)，同比增長441%;中國新增投運電化學儲能項目裝機規模100.4兆瓦，占全球新增規模的近15%，同比增長127%，相比2017年底增長26%。

資料來源：CNESA

圖6 2018年上半年全球投運電化學儲能項目分布情況

二、儲能產業相關政策

近期各國儲能產業相關政策主要集中在以下幾個方面：在儲能尚未推廣或剛剛起步的國家或地區，發展儲能逐漸被納入國家戰略規劃，政府開始制定儲能的發展路線圖;在儲能已具備一定規模或產業相對發達的國家或地區，政府多采用稅收優惠或補貼的方式，以促進儲能成本下降和規模應用(尤其是用戶側的應用);在儲能逐步深入參與輔助服務市場的國家或地區，政府通過開放區域電力市場，為儲能應用實現多重價值、提供高品質服務創造平臺。

(一)國外

1.美國

2016年6月，美國在“建設智能電力市場擴大可再生能源和儲能規模會議”上承諾，加快可再生能源和儲能電源并網，未來5年儲能采購或安裝規模增加1.3吉瓦。2017年，在多年儲能市場發展經驗基礎上，美國加州從加速部署公共事業級項目應對儲氣庫泄漏帶來的高峰電力運行壓力，到批準一系列市場規則提升儲能在電力市場中的參與度，全方位推動并調整儲能發展。在加州的帶動下，俄勒岡州、馬薩諸塞州和紐約州均通過設立儲能采購目標或提出采購需求，啟動公用事業規模的儲能項目部署，并依據各自能源結構及供需特點調整儲能的應用重點。

稅收方面，投資稅收減免(ITC)是政府為了鼓勵綠色能源投資而出臺的稅收減免政策，光伏項目可按照投資額的30%抵扣應納稅。2016年，美國儲能協會向美國參議院提交了ITC法案，明確先進儲能技術都可以申請投資稅收減免，并可以以獨立方式或者并入微網和可再生能源發電系統等形式運行。補貼方面，自發電激勵計劃(SGIP)是美國歷時最長且最成功的分布式發電激勵政策之一，用于鼓勵用戶側分布式發電，隨后儲能被納入SGIP的支持范圍，儲能系統可獲得2美元/瓦的補貼支持。從將儲能納入補貼范圍至今，SGIP經歷了多次調整和修改，對促成分布式儲能發展發揮了重要作用。得益于各州持續的稅收優惠和補貼鼓勵，以及開放的電力市場準入政策，美國的儲能項目一直可以在電力市場進行良性互動的參與，為電網及用戶提供各種服務。

2.歐洲

2016年以來，英國大幅推進儲能相關政策及電力市場規則的修訂工作。政府將儲能定義為其工業戰略的一個重要組成部分，并制定了推動儲能發展的一系列行動方案，包括明確儲能資產的定義、屬性、所有權、減少市場進入障礙等，為儲能市場的大規模發展注入強心劑。同時，英國光伏發電補貼政策的取消，客觀上刺激了戶用儲能的發展。

德國政府高度重視能源轉型，近10年來一直致力于推動本國能源系統的轉型變革。在儲能方面，德國政府部署了大量的電化學儲能、儲熱、制氫與燃料電池研發和應用示范項目，使儲能技術的發展和應用成為本國能源轉型的支柱之一。推動德國儲能市場發展的措施包括逐年下降的上網電價補貼、高額的零售電價、高比例的可再生能源發電以及德國復興信貸銀行提供的戶用儲能補貼等。另外，繼2016年大量調頻儲能項目上馬以及一次調頻輔助服務市場逐漸飽和之后，2017年，為了鼓勵儲能等新市場主體參與二次調頻和分鐘級備用市場，德國市場監管者簡化了新市場參與者參與兩個市場的申報程序，為電網級儲能的應用由一次調頻轉向上述兩個市場做準備。

為了給可再生能源滲透率日益增高的歐洲電網做支撐，繼德國之后，2017年，荷蘭、奧地利和瑞士等國開始嘗試推動儲能系統參與輔助服務市場，為區域電力市場提供高價值的服務。

隨著分布式光伏的推廣，奧地利、捷克等國家發布光儲系統補貼計劃，扶持本地用戶側儲能市場。在意大利，包含了光伏和儲能的戶用系統，不僅能夠享受補貼，還有減稅政策。可以說，補貼和光伏是歐洲儲能產業發展的最大推手。

3.亞洲

為鼓勵新能源走進住戶，同時又要緩解大量涌入的分布式太陽能帶來的電網管理挑戰，日本政府主要采用激勵措施鼓勵住宅采用儲能系統，對實施零能耗房屋改造的家庭提供一定的補貼，補貼來自中央政府和地方政府兩個渠道。除了財政上的大力支持，日本政府在新能源市場的政策導向也十分積極：要求公用事業太陽能獨立發電廠裝備一定比例的電池以穩定電力輸出;要求電網公司在輸電網上安裝電池以穩定頻率，或向供應商購買輔助服務;對配電網或者微電網使用電池進行獎勵等。

2016年4月，日本政府發布《能源環境技術創新戰略2050》，也對儲能作出部署。要研究低成本、安全可靠的快速充放電先進蓄電池技術，使其能量密度達到現有鋰離子電池的7倍，成本降至十分之一，應用于小型電動汽車后，電動汽車續航里程達到700千米以上。該技術還將用于可再生能源，實現更大規模的可再生能源并網。

在印度2022年的智能城市規劃中，印度可再生能源部門將可再生能源的裝機目標增加到175吉瓦，其中太陽能100吉瓦、風能60吉瓦、生物質能10吉瓦、小水電5吉瓦。為了實現可再生能源175吉瓦的發展目標，政府積極發布光儲計劃、電動汽車發展目標、無電地區的供電方案等，多方面應用儲能，但同時，由于光伏上網電價急劇下滑，2017年印度國內兩次電網級光儲項目招標最終被迫取消。

2017年，在強制性的RPS配額制政策、10座老燃煤電廠計劃關停以及能源轉型等因素的驅動下，韓國持續推動儲能在大規模可再生能源領域的應用，政府主要通過激勵措施，例如為商業和工業客戶提供電費折扣優惠等方式，來支持儲能系統的部署。同時，為化解電力供需主要矛盾，韓國政府勢必尋找替代解決方案，支持儲能技術應用納入政策規劃，未來儲能將在能源可靠供應和綠色供應的驅動下發展和應用。

4.其他地區

2017年，澳大利亞以南澳、首領地、維多利亞州和新南威爾士等為代表的州或市政府從儲能招標采購計劃、區域儲能安裝補貼等方面入手，推動當地大規模儲能項目的落地，帶動了Tesla、AES等一批海外儲能系統開發商在可再生能源場站側布局與規劃電網級儲能項目的熱潮。另外，澳大利亞電力市場監管者制定的“五分鐘結算機制”，不僅能夠促進儲能在澳大利亞電力市場中實現更有效的應用并獲得合理補償，還將推動基于快速響應技術的更多市場主體以及合同形式的出現，對儲能在電力市場中的多元化應用產生重要影響。

最近幾年間，在俄羅斯國內一系列規劃戰略文件中都寫入了發展儲能的計劃。《2035年俄羅斯燃料能源綜合體領域科技發展展望》(2016年版)指出，儲能是發展可再生能源和分布式電源所需的極其重要的技術。國家技術倡議路線圖“EnergyNet”(2016年版)將儲能作為智能分布式能源和天然氣混合發電技術的優先發展方向，提出2019年前要在偏遠村鎮應用智能分布式能源技術，啟動能源系統自動控制試驗項目，其中就包括發展可再生能源和儲能技術。《俄羅斯聯邦電力儲能系統市場發展綱要》(2017年版)確定了俄儲能市場發展的長期目標。

(二)國內

1.儲能納入國家級政策規劃

2015年以來，國內對儲能產業的扶持政策密集出臺。儲能列入“十三五”規劃百大工程項目，首次正式進入國家發展規劃。《能源發展“十三五”規劃》中提出，“積極開展儲能示范工程建設，推動儲能系統與新能源、電力系統協調優化運行。”“以智能電網、能源微網、電動汽車和儲能等技術為支撐，大力發展分布式能源網絡，增強用戶參與能源供應和平衡調節的靈活性和適應能力。”

2016年6月，國家發展改革委、國家能源局印發《能源技術革命創新行動計劃(2016～2030年)》，并同時發布《能源技術革命重點創新行動路線圖》，提出包括先進儲能技術創新在內的15項重點創新任務，并指出，要研究太陽能光熱高效利用高溫儲熱技術、分布式能源系統大容量儲熱(冷)技術，研究面向電網調峰提效、區域供能應用的物理儲能技術，研究面向可再生能源并網、分布式及微電網、電動汽車應用的儲能技術。掌握儲能技術各環節的關鍵核心技術，完成示范驗證，整體技術達到國際領先水平，引領國際儲能技術與產業發展。

此外，新一輪電力體制改革相關配套文件，促進大規模可再生能源消納利用、能源互聯網和電動汽車推廣發展的多項政策文件亦都將發展和利用儲能作為重要的工作內容，為提高儲能的認知度、確立儲能發展的重要性作出了貢獻。

2.首份行業政策性指導文件出臺

2017年9月22日，國家發展改革委、國家能源局等五部門聯合印發《關于促進儲能技術與產業發展指導意見》(以下簡稱《意見》)，這是我國儲能行業第一個指導性政策，《意見》提出未來10年中國儲能產業的發展目標，以及推進儲能技術裝備研發示范、推進儲能提升可再生能源利用水平應用示范、推進儲能提升電力系統靈活性穩定性應用示范、推進儲能提升用能智能化水平應用示范、推進儲能多元化應用支撐能源互聯網應用示范等五大重點任務，從技術創新、應用示范、市場發展、行業管理等方面對我國儲能產業發展進行了明確部署，同時對于此前業界爭論較多的補貼問題給予了明確答案。

表1 我國儲能產業發展目標

3.輔助服務等政策加速儲能發展

在電力輔助服務方面，市場機制建設工作進入加速期。2016年6月，國家能源局下發《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》，明確在發電側建設的電儲能設施，“可與機組聯合參與調峰調頻，或作為獨立主體參與輔助服務市場交易”;用戶側建設的電儲能設施，“可作為獨立市場主體或與發電企業聯合參與調頻、深度調峰和啟停調峰等輔助服務”。這意味著，無論是發電側還是用戶側，儲能都獲得了獨立市場地位。

2017年11月，國家能源局下發《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》，提出鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組，按需擴大電力輔助服務提供主體，鼓勵儲能設備、需求側資源參與提供電力輔助服務，允許第三方參與提供電力輔助服務，確立在2019～2020年，配合現貨交易試點，開展電力輔助服務市場建設。這意味著未來的輔助服務交易將逐漸實現市場化運作。

在地方層面，截至今年5月底，國家已批復東北、福建、山東、山西、新疆、寧夏、廣東、甘肅等8個地區開展輔助服務市場建設試點工作。各地均對儲能給予與發電企業、售電企業、電力用戶平等的市場主體身份。電儲能既可在火電廠或集中式間歇性能源發電基地等發電側，也可在負荷側，或以獨立市場主體身份為系統提供調峰等輔助服務。

一系列政策從確認儲能參與輔助服務的市場主體身份、制定體現儲能優勢的價格機制，到逐步建立完善公平競爭的市場機制，都為儲能服務于電力輔助服務、實現價值和商業化發展奠定了基礎。

在電力需求側管理(需求響應)方面，2017年9月，國家發展改革委、國家能源局等六部委聯合發布《電力需求側管理辦法(修訂版)》(以下簡稱《辦法》)，為儲能在需求側管理(需求響應)的應用增加了新的內涵。《辦法》指出，“通過深化推進電力需求側管理，積極發展儲能和電能替代等關鍵技術。鼓勵電力用戶采用電蓄熱、電蓄冷、儲能等成熟的電能替代技術”。儲能已經被定義為通過參與需求響應，在電力需求側管理中實現重要作用的資源。

在電力市場化交易和配售電改革方面，2017年《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》發布，從短期看分布式發電交易對儲能的需求有限，但就中長期而言，對于發展儲能的靈活性調節價值具有重要的推動作用。

三、儲能應用及商業模式

儲能在電力領域主要應用于可再生能源并網(專指在集中式風電場和光伏電站的應用)、電力輸配、輔助服務、分布式發電及微電網等領域。在國內實踐中，新型儲能的主要盈利模式較為單一，目前正在探索多種商業化應用模式。

(一)應用

據中關村儲能產業技術聯盟項目庫統計，從全球新增投運電化學儲能項目的應用分布上看，2017年，集中式可再生能源并網領域的新增裝機規模所占比重最大，為33%，其次是輔助服務領域，所占比重為26%。

從我國新增投運的電化學儲能項目的應用分布上看，2017年，用戶側領域的新增裝機規模所占比重最大，為59%，其次是集中式可再生能源并網領域，所占比重接近25%，排在第三位的是輔助服務領域，占比16%(見圖7)。

資料來源：CNESA

圖7 2017年中國新增投運電化學儲能項目的應用分布

資料來源：CNESA

圖8 2017年底中國累計投運電化學儲能項目的應用分布

目前，儲能在我國電力市場主要有4個應用領域：可再生能源并網、輔助服務、電網側和用戶側。截至2017年底，我國電化學儲能在上述4個領域的安裝比例分別為29%、9%、3%和59%(見圖8)。其中，輔助服務和用戶側是儲能應用最具盈利潛力，有望率先實現商業化的領域。2018年，電網側儲能發力。

1.電源側

在傳統發電領域，儲能主要應用于輔助動態運行、取代或延緩新建機組。

輔助動態運行。為了保持負荷和發電之間的實時平衡，火電機組的輸出需要根據調度的要求進行動態調整。動態運行會使機組部分組件產生蠕變，造成這些設備受損，提高了發生故障的可能，即降低了機組的可靠性，同時還增加了更換設備的可能和檢修的費用，最終降低了整個機組的使用壽命。儲能技術具備快速響應速度，將儲能裝置與火電機組聯合作業，用于輔助動態運行，可以提高火電機組的效率，避免對機組的損害，減少設備維護和更換設備的費用。

取代或延緩新建機組。隨著電力負荷的增長和老舊發電機組的淘汰，為了滿足電力客戶的需要和應對尖峰負荷，需要建設新的發電機組。應用儲能系統可以取代或延建新機組，即在負荷低的時候，通過原有的高效機組給儲能系統充電，在尖峰負荷時儲能系統向負荷放電。我國起調峰作用的往往是煤電機組，而這些調峰煤電機組要為負荷尖峰留出余量，經常不能滿發，這就影響了經濟性。利用儲能技術則可以取代或者延緩發電側對新建發電機組的需求。

2.集中式可再生能源并網

在集中式可再生能源并網領域，儲能主要應用于解決棄風、棄光，跟蹤計劃出力，平滑輸出。

解決棄風、棄光。風力發電和光伏發電的發電功率波動性較大，特別在一些比較偏遠的地區，電網常常會出現無法把風電和光電完全消納的情況。應用儲能技術可以減小或避免棄風、棄光。在可再生能源發電場站側安裝儲能系統，在電網調峰能力不足或輸電通道阻塞的時段，可再生能源發電場站的出力受限，儲能系統存儲電能，緩解輸電阻塞和電網調峰能力限制，在可再生能源出力水平低或不受限的時段，釋放電能提高可再生能源場站的上網電量。

跟蹤計劃出力，平滑輸出。大規模可再生能源并入電網時，出力情況具有隨機性、波動性，使得電網的功率平衡受到影響，因此需要發電功率進行預測，以便電網公司合理安排發電計劃、緩解電網調峰壓力、降低系統備用容量、提高電網對可再生能源的接納能力。通過在集中式可再生能源發電場站配置較大容量的儲能，基于場站出力預測和儲能充放電調度，實現場站與儲能聯合出力對出力計劃的跟蹤，平滑出力，滿足并網要求，提高可再生能源發電的并網友好性。

就全球儲能市場而言，集中式可再生能源并網是最主要的應用領域。在國外，日本是典型的將儲能主要應用于集中式可再生能源并網的國家之一。集中式可再生能源并網是日本推動儲能參與能源清潔利用的主要方式，北海道等解決棄光需求較強烈的地區，以及福島等需要災后重建的地區成為儲能應用的重點區域。在國內，集中式可再生能源并網中應用儲能，以青海和吉林較具代表性，前者積極探索光儲商業化，后者則是將電儲能與儲熱綜合應用試點。

3.電網側

儲能系統在輸電網中的應用主要包括以下兩方面：作為輸電網投資升級的替代方案(延緩輸電網的升級與增容)，提高關鍵輸電通道、斷面的輸送容量或提高電網運行的穩定水平。在輸電網中，負荷的增長和電源的接入(特別是大容量可再生能源發電的接入)都需要新增輸變電設備、提高電網的輸電能力。然而，受用地、環境等問題的制約，輸電走廊日趨緊張，輸變電設備的投資大、建設周期長，難以滿足可再生能源發電快速發展和負荷增長的需求。大規模儲能系統可以作為新的手段，安裝在輸電網中以提升電網的輸送能力，降低對輸變電設備的投資。

儲能系統在配電網中的作用更加多樣化。與在輸電網的應用類似，儲能接入配電網可以減少或延緩配電網升級投資。分布在配網中的儲能也可以在相關政策和市場規則允許的條件下為大電網提供調頻、備用等輔助服務。除此之外，儲能的配置還可提高配電網運行的安全性、經濟性、可靠性和接納分布式電源的能力等。

2018年以來電網公司規劃安裝應用儲能的力度不斷加大。在以江蘇、河南等為代表的省網區域，許繼集團、山東電工、江蘇省綜合能源服務公司、平高集團等國家電網下屬公司作為投資建設主體，在輸配電站批量化建設百兆瓦級儲能電站，緩解高峰負荷對電網的沖擊，同時探索平滑新能源和調頻輔助服務等應用模式。據中關村儲能產業技術聯盟項目庫統計，2018年以來公布的電網側儲能項目(含規劃、在建、投運)總規模已經超過230兆瓦。

4.輔助服務

在電力輔助服務領域，儲能主要應用于調頻、調峰和備用容量等方面。

調頻。電力系統頻率是電能質量的主要指標之一。實際運行中，當電力系統中原動機的功率和負荷功率發生變化時，必然會引起電力系統頻率的變化。頻率的偏差不利于用電和發電設備的安全、高效運行，有時甚至會損害設備。因此，在系統頻率偏差超出允許范圍后，必須進行頻率調節。調頻輔助服務主要分為一次調頻和二次調頻(AGC輔助服務)。儲能設備非常適合提供調頻服務。與傳統發電機組相比，儲能設備提供調頻服務的最大優點是響應速度快，調節速率大，動作正確率高。

調峰。電力系統在實際運行過程中，總的用電負荷有高峰低谷之分。由于高峰負荷僅在一天的某個時段出現，因此，需要配備一定的發電機組在高峰負荷時發電，滿足電力需求，實現電力系統中電力生產和電力消費間的平衡。當電力負荷供需緊張時，儲能可向電網輸送電能，協助解決局部缺電問題。抽水蓄能是目前完全實現商業化的儲能技術，調峰是抽水蓄能電站一個主要的應用領域。

備用容量。備用容量指的是電力系統除滿足預計負荷需求外，在發生事故時，為保障電能質量和系統安全穩定運行而預留的有功功率儲備。備用容量可以隨時被調用，并且輸出負荷可調。儲能設備可以為電網提供備用輔助服務，通過對儲能設備進行充放電操作，可實現調節電網有功功率平衡的目的。和發電機組提供備用輔助服務一樣，儲能設備提供備用輔助服務，也必須隨時可被調用，但儲能設備不需要一直保持運行，即放電或充電狀態，只需在需要使用時能夠被立即調用提供服務即可，因此經濟性較好。此外，在提供備用容量輔助服務時，儲能還可以提供其他的服務，如削峰填谷、調頻、延遲輸配線路升級等。

從全球來看，調頻是儲能的主要應用之一。根據彭博新能源財經統計，2016年、2017年，兆瓦級儲能項目累計裝機中，調頻應用占比分別為41%、50%。在國外，依托自由化的電力市場，儲能在美國輔助服務市場的應用一直引領著全球儲能輔助服務市場的發展。在美國的區域電力市場中，儲能系統參與二次調頻的容量已占相當的份額。但2017年美國輔助服務領域新增儲能項目裝機數量和規模都不及往年，一定程度上也體現了美國部分區域調頻儲能市場趨于平穩甚至接近飽和。在中國，得益于政策推動，儲能在我國輔助服務市場的應用比例已經從2015年的2%提升到2017年的9%。2017年四季度，全國輔助服務補償費用共35.18億元，占上網電費總額的0.81%;備用、調峰和AGC補償費用合計占比超過90%。聯合火電機組參與調頻業務，在京津唐、山西地區應用較廣泛。

5.用戶側

在用戶側，儲能主要應用于分時電價管理、容量費用管理、提高供電質量和可靠性、提高分布式能源就地消納等方面。

分時電價管理。電力系統中隨著時間的變化用電量會出現高峰、平段、低谷等現象，電力部門對各時段制定不同電價，即分時電價。在實施分時電價的電力市場中，儲能是幫助電力用戶實現分時電價管理的理想手段。低電價時給儲能系統充電，高電價時儲能系統放電，通過低存高放降低用戶的整體用電成本。

容量費用管理。在電力市場中，存在電量電價和容量電價。電量電價指的是按照實際發生的交易電量計費的電價，具體到用戶側，則指的是按用戶所用電度數計費的電價。容量電價則主要取決于用戶用電功率的最高值，與在該功率下使用的時間長短以及用戶用電總量都無關。使用儲能設備為用戶最高負荷供電，還可以降低輸變電設備容量，減少容量費用，節約總用電費用，主要面向工業用戶。

提升用戶的電能質量和可靠性。傳統的供電體系網絡復雜，設備負荷性質多變，用戶獲得的電能質量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動性。用戶側安裝的儲能系統服務對象明確，其相對簡單和可靠的組成結構保證輸出更高質量的電能。當電網異常發生電壓暫降或中斷時，可改善電能質量，解決閃斷現象;當供電線路發生故障時，可確保重要用電負荷不間斷供電，從而提高供電的可靠性和電能質量。

提高分布式能源就地消納。對于工商業用戶，在其安裝有可再生能源發電裝置的廠房、辦公樓屋頂或園區內投資儲能系統，能夠平抑可再生能源發電出力的波動性、提高電能質量，并利用峰谷電價差套利。對于安裝光伏發電的居民用戶，考慮到光伏在白天發電，而居民用戶一般在夜間負荷較高，配置家庭儲能可更好地利用光伏發電，甚至實現電能自給自足。此外，在配電網故障時，家庭儲能還可繼續供電，降低電網停電影響，提高供電可靠性。

在國外，德國是用戶側儲能商業模式發展最為先進的國家之一。在區塊鏈技術、云技術以及多元化商業模式的帶動下，預計短期內德國用戶側儲能市場仍將引領歐洲儲能市場的發展。在國內，用戶側是儲能應用的最大市場，也是持續保持高增長的一個領域。安裝于工商業用戶端的儲能系統是我國用戶側儲能的主要形式，可以與光伏系統聯合使用，又可以獨立存在，主要應用于電價管理，幫助用戶降低電量電價和容量電價。2018年5月，全國最大規模用戶側分布式儲能項目正式落戶江蘇鎮江，項目合計容量超過500兆瓦時。

(二)商業模式

從國內來看，比較成熟的商業模式包括峰谷電價差套利、輔助調頻服務收費、配合可再生能源建設大型儲能電站、分布式儲能應用等。

1.峰谷電價差套利

所謂峰谷套利，就是利用大工業與一般工商業的峰谷電價差，在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在用電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規模使用高價的電網電能，從而降低用戶的電力使用成本，從降低的用電單價中獲得收益。

峰谷電價差套利是用戶側儲能的主要盈利來源和基本商業模式。目前我國大部分省市工業大戶均使用峰谷電價機制，利用峰谷價差實現套利吸引了許多投資者的目光。江蘇和廣東由于峰谷電價差價大，成為了國內儲能項目規劃建設集中地。以0.75～0.8元/千瓦時的峰谷價差計算，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，安裝鉛炭電池系統，每天兩次充放，儲能電站項目靜態投資回收期在7～9年左右。這些項目普遍采用合同能源管理形式，儲能業主單位和用戶單位簽訂合同，按年節省的電費進行分成。靠峰谷電價差套利是目前項目唯一的盈利來源，由于峰谷電價差額的不確定性和盈利模式的單一性，項目投資方面臨不小的壓力和風險。隨著電力市場進一步放開，峰谷價差有望繼續拉大，屆時投資回收期將會進一步縮短，峰谷套利投資的效益也會進一步提升。此外，未來投資方還可以通過參與需求響應、提供電力輔助服務等方式，發揮儲能更多的價值，提升項目的經濟性。

2.管理容量費用

對于大的工業企業，因現行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據，每月固定收取一定的容量電價。這些企業可以根據自身的用電負荷曲線和用電最大負荷需求，本著“充得滿，放得完”的經濟原則確定儲能系統的最大儲能容量和最大輸出功率，同時通過引入分布式儲能系統，減少用戶配變容量的建設，在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現在不影響正常生產的情況下，降低最高用電功率，減少兩部制電價中的按容量收取的容量電價。

3.需求側響應補貼

參與電力需求響應可以給電力用戶帶來效益。儲能用戶可以根據不同的地方政策，相應削減負荷從而獲取補貼。儲能系統直接接入電網，峰谷雙向調控，增加電網安全性和穩定性。這種模式中的儲能電站并網條件較嚴。

2018年1月，江蘇無錫新加坡工業園區20兆瓦儲能電站經國家電網公司批準，全容量并網運行。今年春節期間，該儲能電站參與電網需求側響應，在用電低谷期“填入”約9萬千瓦負荷，累計消納電量57.6萬千瓦時。此為全國大規模儲能電站首次參與電網需求側響應并收費。

4.調頻輔助服務收費

在國內，該商業模式正隨著電力輔助市場建設而完善。目前發電側尚不具備獨立的輔助服務提供商身份。儲能現有的主要商業運營方式是與發電機組聯合，從系統來看是作為發電企業的一部分，利用快速充放電特性優化發電機組的AGC性能，獲得系統輔助服務補償，或者是存儲、釋放新能源棄風棄光電量，增加新能源上網電量獲益，相比國外發電側儲能設施主要以獨立身份參與市場的情況，這些模式都不是作為獨立市場主體運營的。

目前，南方電網區域已制定輔助服務補償表，對并網發電機組提供的AGC服務實施補償;儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為0.05萬元/兆瓦時。

但是，當儲能參與輔助服務市場接受AGC調度令后，需要響應進行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利方式來獲得儲能電站的收益，增加了輔助服務的收益是否比峰谷差價套利的收益多還有待比較。

5.配套可再生能源建設大型儲能電站

與大規模可再生能源結合的大型儲能電站，主要是發揮儲能在增加可再生能源上網電量上的放大效應，使可再生能源的輸出更加平穩，電能質量得到提升，增加上網電量，從而獲得收益。

如陜西定邊10兆瓦鋰電池儲能項目即是通過聯合當地150萬千瓦光伏電站運行，吸納未并網電力，按照光伏上網電價上網，削峰填谷，促進就地消納。

6.分布式儲能應用

隨著售電側放開和市場化交易放寬，儲能有條件與分布式發電結合，形成售電主體。該商業模式下儲能配合分布式能源建設，作為售電主體主要以賣電獲益。

四、儲能市場發展趨勢

從市場規模來看，全球儲能市場發展潛力巨大。面對巨大市場空間，我國儲能產業將迎來風口。

從技術來看，電池系統的性能和成本決定了儲能的規模化推廣和應用，是影響行業快速發展的瓶頸問題。面向未來10年，儲能電池的技術發展路線將逐漸清晰。

從政策來看，通過各項配套政策建立開放、規范、完善的電力市場，才能為儲能真正發揮優勢提供平臺。

從商業模式來看，儲能廠商、用戶單位和投融資機構聯手拓展儲能應用市揚，探索儲能多種應用模式，大力推動儲能的商業化應用。

從企業發展來看，一方面，傳統電力企業新業務布局儲能，另一方面，儲能企業結合市場需求以更加經濟有效的形式開展經營業務。

(一)儲能市場空間廣闊

全球各大機構對未來全球及中國的儲能市場規模預測顯示，儲能市場發展潛力巨大。綜合各方預測，到2030年，全世界儲能裝機有望增至現在的3倍。儲能增長的動力主要來自于可再生能源的推廣和對電力系統要求的提升。預計可再生能源發電、分布式電源、智能電網和電動汽車市場的發展將帶動全球儲能市場進一步增長。同時預測認為，雖然現在還有很多大型抽水蓄能電站項目還在規劃中，但長期來看，在儲能裝機結構中，抽蓄電站占比將呈現減小的趨勢。

國際可再生能源署(IRENA)在其展望報告《電力儲存與可再生能源：2030年的成本與市場(Electricity Storage and Renewables: Costs and Markets to 2030)》的基本預測情景中提出，到2030年，全球儲能裝機將在2017年基礎上增長42%～68%，如果可再生能源增長強勁，那么儲能裝機增長幅度將達到155%～227%。屆時，可再生能源(不含大型水電站)在全球終端能源消費中的占比將提高一倍，達到21%。根據所有不同的預測情景，抽水蓄能裝機增長幅度約為40%～50%，至于其在全球儲能裝機結構中的占比，還取決于其他類型儲能技術的發展情況，預計將處于45%～83%的范圍區間。

美國市場分析機構Navigant Research的預測顯示，到2025年，全世界儲能系統總裝機將增至22吉瓦(不含抽蓄電站)，年均增速38.7%。如果將電力交通工具的儲能系統也計算在內的話，屆時全球儲能市場將達到750億美元。

市場調研機構IHS認為，到2025年，印度和中國有望成為儲能裝機增長最快的國家;日本和澳大利亞有望成為儲能裝機占比最大的國家。

根據《可再生能源“十三五”規劃》的目標，“十三五”期間我國新開工抽水蓄能電站約60吉瓦，2020年抽水蓄能電站裝機達到40吉瓦。到2020年，我國光伏發電裝機將達到105吉瓦(目前已遠遠超過這一目標)，風電達到210吉瓦。根據預測，按照平均10%左右的儲能配套來估計，在“十三五”期間我國僅風光電站配套儲能的市場空間就有30吉瓦以上;加上更大規模的用戶側及調頻市場，儲能市場規模有望超過60吉瓦。面對巨大市場空間，我國儲能產業將迎來風口。

(二)儲能技術期待突破

儲能的迅速發展有賴于儲能技術的革新帶動成本大幅度下降。隨著儲能規模化的推廣和應用，電池系統的性能和成本逐漸成為影響行業快速發展的瓶頸問題。圍繞高能量密度、低成本、高安全性、長壽命的目標，各國都在制定研發計劃提升本國的電池研發和制造能力。IRENA預計，到2030年，儲能電池成本將降低50%～70%，同時無嚴重損耗下的使用期限和充電次數將明顯提升。雖然無論是IRENA還是IEA都認為電池儲能不會在短時間內大規模地取代電力系統現有的調峰力量，尤其是天然氣發電站，但是電池在電力系統調頻方面具有優勢，并且各種規模的電池都可以實現相對較為快速的生產和建設。面向未來10年，儲能電池的技術發展路線將逐漸清晰。

此外，電池技術的發展還直接決定了電動汽車的前景。隨著電動汽車的應用普及和動力電池的大規模退役，會加速退役電池儲能市場的興起。目前新電池成本比較高，是限制儲能大規模推廣應用的重要原因，而梯次利用能降低儲能的工程造價、降低項目的投資成本、減少回本周期，同時比較環保，有良好的經濟社會價值。雖然梯次利用技術現階段尚不成熟，但可以預見，梯次利用將為儲能系統帶來新的發展方向，也將成為儲能技術新的研發方向。

預計“十三五”期間儲能將成為我國相關科技計劃重點支持的方向之一，科技經費將持續支持儲能的前沿技術、示范應用及對商業模式的探索。

(三)配套政策打開市場

長遠來看，開放、規范、完善的電力市場是儲能真正發揮優勢的舞臺。目前，我國輔助服務市場依然在探索期，有利于儲能發揮技術優勢的電力市場機制尚未形成，各個地方政策關于電力輔助服務定價、交易機制尚未完善，電力市場需要突破原有輔助服務補償和分攤的局限性，構建公平交易平臺，這樣勢必會有更多元、更先進的輔助服務技術進入市場，進而在提升市場運行效率的同時，有效保障電網的安全運行。

未來電儲能行業的發展，還要看各項配套政策的出臺，以及落地情況。國家層面的配套政策應加快推進電力現貨市場、輔助服務市場等市場建設進度，通過市場機制體現電能量和各類輔助服務的合理價值，給儲能技術提供發揮優勢的平臺。

(四)催生新型商業模式

如今，微電網、增量配網、能源互聯網與多能互補相繼試點。在政策支持逐步明朗的背景下，基于對產業前景的穩定預期，光伏企業、分布式能源企業、電力設備企業、動力電池企業、電動汽車企業等紛紛進入，加大力度布局，開拓儲能市場，進一步探索具有盈利性的商業模式。目前，儲能產業幾乎遍布全國所有省份，分布式可再生能源迅猛發展，儲能項目規劃量大增，應用領域多元創新。在“十三五”規劃政策的支持下，儲能應用領域更加明晰，商業模式更加豐富，儲能廠商、用戶單位和投融資機構聯手積極拓展儲能的應用市揚，探索儲能的多種應用模式，大力推動儲能的商業化應用。

(五)加速能源企業轉型

在全球能源轉型的背景之下，一方面，電力企業針對日漸式微的傳統供電方式，積極調整現有運營業務，將來自終端用戶側的不同儲能需求作為新的增長點，向整合分布式能源、推動分布式能源服務市場的方向發展，并提供電力交易、市場運營、配網優化等綜合能源服務。儲能已在電力企業新業務中居于很高的地位。另一方面，儲能企業結合市場需求調整自身業務，以更加經濟有效的形式開展經營業務，最大化發揮自身優勢。例如S&C不再生產PCS，將專注于微網和電網級儲能系統集成業務領域;梅賽德斯-奔馳，停止家用儲能電池生產，將專注電網級儲能應用;Younicos推出“儲能即服務”模式，滿足用戶的即時儲能需求等。

原文首發于《能源情報研究》2018年09月（來源:能源研究俱樂部 作者:楊永明）

[市場分析] 新能源汽車行業2019年投資策略：新周期起步之年

新能源汽車行業2019年投資策略：新周期起步之年

本期內容提要

新能源汽車：全球化、高端化、市場化周期來臨，龍頭企業將充分享受紅利。

1、我們看好行業發展階段的轉變，2019年將是起步之年：由國內到全球、由低端到高端、由政策驅動到市場驅動。1）全球化：電動化大趨勢和積分制政策將推動新能源汽車全球化發展在2019年逐步落地。

2）高端化：國內企業歷經十余年的發展，全球配套服務能力增強，在電池、中上游材料等環節已領先于全球；未來產業升級和政策完善將進一步推動新能源汽車向高端化發展，而寧德時代等中游巨頭的崛起也將帶動產業鏈高端化的匹配。3）市場化：從中上游產業鏈來看，經歷過去一年的產能釋放周期后，產業鏈整體價格已下移到相對合理位置；展望2019年，高品質、低成本產能將陸續釋放，并繼續帶動產品性價比提升。2、景氣度分化，重視龍頭公司投資機會。優質龍頭公司率先進入和受益于新能源汽車全球化、高端化、市場化新周期，盈利能力和增速將有望保持較好水平，迎來較好投資機會。

投資評級與建議：一、投資評級：首先，從行業周期看：我們認為新能源汽車產業經歷過去一段時間低谷后，均醞釀著新的發展，2019年將是新周期起步之年：新能源汽車受益全球化、高端化、市場化大周期起步。其次，從風險偏好看：我們認為新周期的起步之年將是行業比較好的投資窗口期，在未來新能源汽車市場化這一周期階段，行業質的變化對估值的提升將有望超過去和未來的其他階段。基于此兩點，我們上調行業評級至“看好”評級。二、投資建議：從具體的投資選擇看：1、新能源汽車建議從三個方面挖掘投資機會：1）高端乘用車產業鏈核心標的：寧德時代、三花智控、旭升股份等；2）產業鏈中壁壘高環節：璞泰來、恩捷股份等；3）核心環節以及還可以做大的環節：比亞迪、當升科技、新宙邦等。

風險預測：

市場化推進程度不達預期的風險；政策配套不達預期風險；產能釋放導致市場競爭加劇風險；原材料價格波動風險；國際貿易摩擦風險等。

目錄

一、新能源汽車：全球化、高端化、市場化大周期來臨，龍頭充分受益

1.1全球共振發展起步，2019年將逐步步入新周期

1.2從下游來看：全球化、高端化趨勢來臨

1.3從中游來看，伴隨全球化、高端化趨勢，行業集中度逐步提升

二、投資評級與建議

2.1 行業評級

2.2 投資建議

三、風險因素

一、新能源汽車：全球化、高端化、市場化大周期來臨，龍頭充分受益

1.1 全球共振發展起步，2019年將逐步步入新周期

從長周期看，新能源汽車的發展將進入成長的新階段，由國內到全球、由低端到高端、由補貼驅動到市場驅動，2019年將是起步之年。

從歷史上看，2014年是新能源汽車產業鏈初創期與成長期的臨界點，目前仍處于成長期的起步階段。2014年被認為是新能源汽車行業元年，滲透率突破0.1%，2014年之后，行業快速發展，新增投資不斷增加，2017-2018年進入產能釋放階段，供給過剩疊加補貼退坡導致中上游企業盈利能力承壓。

未來龍頭投資機會明顯。經歷過去一年的產能釋放周期后，產業鏈整體價格已經下移到相對合理位置，未來高品質低成本產能有望陸續釋放，將繼續帶動產業性價比提升。在行業高端化和市場化趨勢下，龍頭企業將足以“以量補價”，未來逐步進入底部向上周期，目前時點是較好的布局期。

能源汽車的發展對沖經濟周期下滑，目前處于滲透率提升的最好階段。2018年前10個月，我國汽車產量為2322.60萬輛，同比下降1.1%，自2018年7月以來呈持續下滑態勢，其中9-10月降幅均在9%以上。而新能源汽車產銷量實現逆勢增長，前10個月我國新能源汽車生產87.90萬輛，同比增長69.95%，滲透率由2017年的2.7%提升至3.8%。根據《汽車產業中長期發展規劃》，至2025年，新能源汽車滲透率將達20%以上。

價格下降和去產能已到中后期，加速市場化進程

產能釋放帶來產品性價比提升。過去的三年，行業快速發展，各環節都積極擴大產能，同時，國家政策又明確將其列為七大發展產業之一進行大力扶持，各路資本爭相涌入。這些資金大多用于新產能的建設，這些產能在2017-2019年集中釋放，帶來產品性價比持續提升。

目前價格下降和產能去化已基本處于中后期。從過去一年來看，行業產能釋放，但需求不足以支撐這么多的產能，因此2018年中上游材料價格普遍承壓，但是目前這種產能過剩是結構性的，即高端產能不足低端產能過剩。在價格下跌情況下，之前盲目擴張的中低端產能、落后產能都要被市場淘汰，逐步實現出清。目前中低端產能基本處于虧損狀態，加之部分落后產能逐步退出市場，行業調整已進入中后期。

政策加速行業高端化、市場化進程。從歷年新能源汽車補貼政策來看，除補貼幅度退坡外，政策支持高端化車型的趨勢明顯，體現在2018年補貼政策中取消對續駛里程低于150公里的新能源乘用車的補貼支持，同時對續駛里程高于300公里的新能源乘用車的補貼額度甚至高于2017年的水平。2016年補貼政策中提到2019-2020年補助標準將在2016年基礎上下降40%，我們預計2019年補貼政策將進一步提升補貼門檻，降低補貼額度，引導行業產品走向更高能量密度等中高端發展，進而引導行業走向市場化。

積分制將接棒補貼政策，成為新能源汽車發展的新動力。2019年補貼將在現有基礎上繼續退坡，積分制的推出將強化市場化因素，接力補貼政策成為發展新動力。積分政策鼓勵高續航里程、低電耗的純電動汽車，面對積分的壓力，車企也將進一步提升技術水平與產品品質，開發出更能創造需求或真正滿足需求的產品，更好、更健康地帶動國內產業鏈發展。在中國汽車行業大體量的帶動下，積分制的推出亦將引領全球范圍內新能源汽車行業的大發展，帶來全行業的升級。

積分制將在2019年行業市場化進程中發揮關鍵作用。雙積分政策自2018年4月開始實施，規定2019-2020年新能源汽車積分比例要求分別為10%和12%，從乘聯會數據看，雙積分政策確實起到了推動新能源車銷量增長的作用。2018年4月之前，我國新能源汽車積分比例基本沒有突破10%，而自雙積分政策實施以來，各月積分比例均在11%以上，2018年1-9月，我國新能源汽車積分比例為12.2%，已可滿足2020年要求（僅是行業整體層面滿足，具體車廠情況仍有差異），而2017年同期僅為5.5%，全年占比也僅為6.8%。展望2019年，新能源汽車積分制強制實施，將進一步帶動行業市場化發展。

1.2從下游來看：全球化、高端化趨勢來臨

從車型來看，行業高端化趨勢明顯。2018年前10個月新能源乘用車銷售72.54萬輛，超市場預期，新能源乘用車銷量占新能源汽車總銷量的比重提升至82.5%。而從乘用車銷量內部結構看，高端化車型銷量占比明顯提高。純電動車型中，A00級占比由2017年的69%降至2018年前三季度的51%，A級車占比由23%提升至32%。插混車型中，A級車占比由82%降至77%，C級車由0%提升至6%。今年受補貼政策“過渡期”設置影響，前5個月A00級車占比均在60%以上，但自6月以后占比迅速下降至40%以上，同時A級車由不足30%提升至40%左右。

在我國新能源汽車產銷量快速增長的同時，全球電動化進程也在加速推進。根據乘聯會數據，2018年前10月全球新能源汽車銷售124.73萬輛，同比增長56.5%。我國新能源汽車銷量占比近年來均維持在46%左右，表明全球與我國電動化趨勢同步，正加速推進。

從具體車型銷量來看，截至10月目前北汽EC銷量已接近7萬輛，規模效應得以體現。此外，銷量排名靠前的車型中，北汽EX與比亞迪元EV為A0級車，比亞迪e5和吉利帝豪為A級車，高端化車型正加速放量。而從美國來看，特斯拉銷量遙遙領先，規模化優勢明顯，而其規模化也帶來了業績的拐點，特斯拉三季報顯示，其2018Q3單季營收環比增長71%、同比增長129%，單季實現凈利潤2.55億美元。2018年下半年，特斯拉50萬輛/年純電動乘用車項目正式落戶上海臨港，加速在國內布局，未來特斯拉勢必將進一步推動相關產業鏈企業業績增長。

未來看，國外傳統汽車龍頭正加大對新能源汽車的布局力度，奧迪、寶馬、奔馳等老牌車企在未來1-2年均有數款純電動乘用車及插混乘用車投放市場，而且從車型來看，以中高端車型為主，純電動乘用車動力電池容量多在80KWh左右，車型升級將進一步推動全產業鏈高端化、市場化發展，也為國內打入優質整車供應鏈的企業提供廣闊發展空間。

1.3 從中游來看，伴隨全球化、高端化趨勢，行業集中度逐步提升

在產業鏈產能結構性過剩、產品價格下行、下游補貼退坡導致企業盈利能力下降的背景下，行業落后產能正逐步淘汰，與此同時龍頭企業擴產進一步提升競爭力，行業集中度得到進一步提升。從電池環節來看，2017年寧德時代、比亞迪合計市占率在43%，而至2018年8月兩家企業市占率已達64%，行業TOP5企業市占率由2017年的66%提升至78%。

而從產業鏈中上游來看，行業集中度提升趨勢也較為明顯。我們對比2017年10月和2018年10月新能源汽車產業鏈中游各環節部分龍頭企業出貨量占整個行業出貨量的比重，結果表明，各環節龍頭企業市占率均有不同程度提升。其中提升最大的隔膜環節，星源材質和恩捷股份出貨量占比提升了15個百分點。正極材料（金和+杉杉+當升+廈門鎢業）、負極材料（貝特瑞+紫宸+杉杉）、電解液（天賜+新宙邦+國泰）也均有1-5個百分點的提升。

新能源汽車全球化、高端化和市場化趨勢日趨明顯，這就要求我們把需求定位在全球視野來看，全球汽車企業龍頭（包括傳統車龍頭、電動車龍頭及新興造車勢力）將陸續推動更具市場化的車型，因而需要中上游各環節企業也能服務全球高端產業鏈。目前來看，國內動力電池龍頭寧德時代、億緯鋰能、孚能科技也已打入或正逐步打入海外優質整車企業供應鏈，而為其服務的相關中上游材料企業有望擁有業績長期增長的動力。

二、投資評級與建議

2.1 行業評級

由上所述，新能源汽車行業在2019年將有積極變化，這一積極變化還是未來新周期變化的起步。

新能源汽車：全球化、高端化、市場化周期來臨，龍頭企業將充分享受紅利。1、我們看好行業由國內到全球、由低端到高端、由政策驅動到市場驅動的轉變，2019年將是起步之年；1）全球化：電動化趨勢和積分制將推動新能源汽車全球化在2019年逐步落地。2）高端化：國內企業歷經多年發展，全球配套能力增強，未來產業升級和政策完善將進一步推動新能車高端化發展，寧德時代等中游巨頭的崛起也將帶動產業鏈高端化的匹配。3）市場化：從中上游來看，經歷過去一年的產能釋放，產業鏈整體價格已下移到相對合理位置； 2019年高品質、低成本的產能將陸續釋放，并繼續帶動產品性價比提升。2、景氣度分化，重視龍頭公司投資機會。優質龍頭公司率先進入和受益于新能源汽車全球化、高端化、市場化新周期，盈利能力和增速將有望保持較好水平，迎來較好投資機會。

我們認為，首先，我們認為新能源汽車經歷過去一段時間低谷后，均醞釀著新的發展，2019年將是新周期起步之年：新能源汽車受益全球化、高端化、市場化大周期起步；其次，我們認為新周期的起步之年將是行業比較好的投資窗口期，在未來新能源汽車市場化這一周期階段，行業質的變化對估值的提升將有望超過去和未來的其他階段。基于此兩點，我們上調行業評級至“看好”評級。

2.2 投資建議

從具體的投資選擇看：

新能源汽車建議從三個方面挖掘投資機會：1）高端乘用車產業鏈核心標的：寧德時代、三花智控、旭升股份等；2）產業鏈中壁壘高環節：璞泰來、恩捷股份等；3）核心環節以及還可以做大的環節：比亞迪、當升科技、新宙邦等。

五、風險因素

市場化推進程度不達預期的風險；政策配套不達預期風險；產能釋放導致市場競爭加劇風險；原材料價格波動風險；國際貿易摩擦風險等。

[知識課堂] 國標、行標、地標、團標、企標

按照《中華人民共和國標準化法》的定義：標準，是指農業、工業、服務業以及社會事業等領域需要統一的技術要求。標準包括國家標準、行業標準、地方標準和團體標準、企業標準。國家標準分為強制性標準、推薦性標準，行業標準、地方標準是推薦性標準。強制性標準必須執行。

GB國家標準

國家標準是指由國家機構通過并公開發布的標準。

中華人民共和國國家標準：

是指對我國經濟技術發展有重大意義，必須在全國范圍內統一的標準。對需要在全國范圍內統一的技術要求，應當制定國家標準。我國國家標準由國務院標準化行政主管部門編制計劃和組織草擬，并統一審批、編號和發布。國家標準在全國范圍內適用，其他各級標準不得與國家標準相抵觸。國家標準一經發布，與其重復的行業標準、地方標準相應廢止，國家標準是標準體系中的主體。

強制性國家標準是對保障人身健康和生命財產安全、國家安全、生態環境安全以及滿足經濟社會管理基本需要的技術要求。推薦性國家標準是對滿足基礎通用、與強制性國家標準配套、對各有關行業起引領作用等需要的技術要求。為適應某些領域標準快速發展和快速變化的需要，于1998年規定在四級標準之外，增加一種“國家標準化指導性技術文件”，作為對國家標準的補充。

強制性國家標準代號：GB

推薦性國家標準代號：GB/T

國家標準化指導性技術文件代號：GB/Z

GB即"國標"的漢語拼音縮寫,"T"是推薦的意思，"Z"是指導的意思。

行業標準

行業標準是指沒有推薦性國家標準、需要在全國某個行業范圍內統一的技術要求。

行業標準是對國家標準的補充，是在全國范圍的某一行業內統一的標準。行業標準在相應國家標準實施后，應自行廢止。目前，國務院標準化行政主管部門已批準發布了67個行業的標準代號。過去行業標準也有強制性標準與推薦性標準之分，在2018年1月1日生效的最新版標準化法中已經去除了強制性行業標準。

通信行業推薦性行業標準代號：YD/T

電子行業推薦性行業標準代號：SJ/T

YD即"郵電"的漢語拼音縮寫。

DB地方標準

地方標準是指在國家的某個地區通過并公開發布的標準。

對沒有國家標準和行業標準而又需要為滿足地方自然條件、風俗習慣等特殊技術要求，可以制定地方標準。地方標準由省、自治區、直轄市人民政府標準化行政主管部門編制計劃，組織草擬，統一審批、編號、發布，并報國務院標準化行政主管部門和國務院有關行政主管部門備案。地方標準在本行政區域內適用。在相應的國家標準或行業標準實施后，地方標準應自行廢止。

地方標準代號為“DB”加上省、自治區、直轄市的行政區劃代碼，如福建的代碼為35。福建推薦性地方標準代號：DB35/T。

團體標準

團體標準是由團體按照團體確立的標準制定程序自主制定發布，由社會自愿采用的標準。

社會團體可在沒有國家標準、行業標準和地方標準的情況下，制定團體標準，快速響應創新和市場對標準的需求，現有標準空白。國家鼓勵社會團體制定嚴于國家標準和行業標準的團體標準，引領產業和企業的發展，提升產品和服務的市場競爭力。團體標準編號依次由團體標準代號（T）、社會團體代號、團體標準順序號和年代號組成。團體標準編號中的社會團體代號應合法且唯一，不應與現有標準代號相重復，且不應與全國團體標準信息平臺上已有的社會團體代號相重復。

比如中國標準化協會發布的T/CAS 290—2017《智能家電系統互聯互操作評價技術指南》團體標準，中國家用電器協會發布的T/CHEAA 0001—2017《智能家電云云互聯互通標準》團體標準。

企業標準

企業標準是對企業范圍內需要協調、統一的技術要求、管理要求和工作要求所制定的標準。

國家支持在重要行業、戰略性新興產業、關鍵共性技術等領域利用自主創新技術制定團體標準、企業標準。企業產品標準其要求不得低于相應的國家標準或行業標準的要求。企業標準由企業制定，由企業法人代表或法人代表授權的主管領導批準、發布。

企業產品標準應在發布后30日內向政府備案。

該執行國家標準、行業標準還是企業標準？

簡單說來就是，國家標準就是必須遵守的，行業標準只是對單一的這種行業適用。企業標準只是在企業內部有效。

通常情況下我們選用標準時的順序為：國標→行標→團標→企標。當同時發布有同類產品的國家標準，行業標準或地方標準之后，企業應該如何制訂和執行標準呢？

有國標和行標時優先選用國標和行標，沒有國標和行標時制定企業標準。但在有國標和行標時制定的企業標準必須高于國標和行標，指標低于國標和行標的企標為無效標準。

如果企業標準高于行業標準或者國家標準，也可以執行所備案的企業標準。否則，按照這個順序執行國家標準、行業標準、企業標準。可以這樣認為：國標、行標、企標允許同時存在，但前題條件是制訂標準時，企標應優于(高于)行標，行標又優于(高于)國標。