来源：未来智库
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1.电化学储能解决风光电消纳
1.1. 风光电消纳创造储能需求
随着近年来的科技进步，全球新能源发电（主要包括光伏和风电）发展如火如荼。至 2017 年，中国、美国、欧盟的可再生能源（主要为风电光伏）占一次能源消耗 比例分别为 3.4%、4.2%和 9.0%。欧盟尤其是风电光伏发展的先驱，德国、丹麦的 风电光伏占一次能源消耗的比例达到 11.0%和 19.8%。
新能源发电具有很多优势：1）为国家能源安全提供保障。传统火电一般需要大量 化石燃料（如煤、天然气）供应，对于资源较为贫瘠的国家，风电光伏能够极大降 低能源进口依赖。2）减少污染，绿色环保改善环境。与火电相比，光伏风电没有 污染物、温室气体排放；与水电相比，不必认为改变生态环境。3）拉动相关新兴 产业发展。4）技术革新创造更高经济性。风电与光伏是可再生能源，目前主要成 本集中在设备方面，技术革新甚至革命有望使成本下降，获得廉价能源。
然而风电、光伏发电在世界范围内仍不是主流，除了成本仍然较高以外，关键的因 素还有其资源的不可控，风电、光伏都受制于季节、天气等等因素，导致风光电的 发电频率非常不稳定，而电网安全的要求就是保证发用电的实时平衡，让功率保持 在一个很小范围内波动。当发电过多而用电不足时，就需要限制新能源发电功率， 从而造成了较高的弃风弃光。我国西北地区由于风能、光能资源丰富，同时用户端 需求严重不足，弃风弃光情况尤其严重。至 2018 年，甘肃、新疆地区弃风率近 20%；弃光率超 10%。
因此，解决风光电的消纳问题，充分利用风光电的优势是解决能源问题的关键。新 能源电力消纳目前一共有 3 种途径：1）特高压输电。其技术难度较低，但基础设施投资巨大，经济性较差。2）完善并改进市场化电力交易机制。目前我国已在北 方实行平价上网，导致风光电上网电价低至 0.1 元/kWh，利用效率相当低下。3） 储能项目。包括发电端的光储、风储；电网端的调频调峰；以及用户端分布式光伏 的储能。
风发电的不均衡表现在各个时间维度上。全年来看，世界重点风区均存在季风现象， 即冬夏两季风能充足，而春秋两季相对缺乏，此时调整周期约 0.5-1 年左右，周期 较长，调整频率较低。月度来看，需求端也容易出现用电高峰和低谷，此时的调整 周期约为 10-30 天。每天来看，某些紧急情况（如森林大火、大型电厂故障等）导 致需要短时间内快速补充功率，此时的调整周期约为 1 天。
火电的调节可平衡季节性的不均衡。但日周期的高频波动则无法靠火电调节，短时 间的一开一关对火电设备的损耗非常大。
风光电也有较高的日周期波动。光伏发电功率曲线是每天随着阳光的强度而变化， 只有白天有阳光的时候有功率。而风电的功率曲线则更不规律，且呈现白天较低， 夜晚较高的情况。这与用电功率曲线相反。此时便形成了供给-需求的不匹配，需要 合适的机制解决这个关键问题。
1.2. 电化学储能优势开始显现
储能技术种类丰富，目前机械储能、电化学储能和电磁储能运用最为广泛。其中， 机械储能中的抽水储能目前是世界上应用最为广泛的储能方式。
每种储能方式因其功率、放电时间的不一样，适用于不同的匹配需求。抽水蓄能目 前是应用最为广泛的储能方式，它在全球的总装机容量占比达到 94.1%。考虑到它 技术难度较低，放电功率较大，适合大规模的月周期的储能需求。但受制于环境， 其发展空间有限，且无法进行日周期的调节。
2018 年，我国新建储能项目装机规模为 23MW，总体来说还处于较低的水平。在经 济性较好的抽水储能受到地理的限制之后，几乎已陷入停滞的阶段。截止 2018 年， 累计达到 312MW，未来增长空间十分广阔。
日周期的匹配需求创造广阔电化学储能市场空间。电化学储能包括铅酸电池，钠硫 电池和锂电池三大技术路径。铅酸电池是目前应用最为广泛的技术，其成本较低， 但循环寿命较差。钠硫电池主要在日本使用，日本 NGK 将其大量装配到本土的储 能项目中，但由于安全性问题已逐步退出储能领域。锂电池由于成本的不断下降逐 渐受到行业的关注。目前，电化学储能在储能占比很低，电化学储能目前技术较为 成熟，且不受地理环境限制，当前的增长十分迅猛。
中国电化学储能发展同样十分迅速，2018 年装机规模达 1072.7MW，同比增长 175.2%，占全球电化学储能市场总规模的 16.2%。我国新增投运电化学储能的规模 为 682.9MW，主要分布的省市包括江苏、河南、青海、广东、内蒙古等省。
目前电化学储能在储能装机总量中占比仍很低。2018 年，全球电化学储能在全球储 能总装机容量的占比仅为 2.47%，国内占比稍高，占比为 3.40%。但趋势较为明显， 电化学储能的优势正在逐步显现。
电化学储能在东亚地区发展较好。由于韩国坐拥三星 SDI 和 LG Chem 两大锂电池 巨头，其电化学储能装机占全球的 43%左右，中国位居第二，占比为 16%。美国、 英国、澳大利亚政府均对储能项目有较大力度的扶持，因此储能项目发展也十分迅 速。
从厂商出货量来看，三星 SDI+LG Chem 合力贡献了 67%的储能锂电出货。国内的 公司由于种种原因储能锂电出货都不大，存在很大的提升空间。
2. 海外光储项目已基本具有经济性
电化学储能按照不同应用途径主要分为发电端、电网端和用户端。目前全球主要集 中在用户端，2018 年占比为 46%，较 2017 年下降 13pct。电网端占比迅速提升，2018 年已达到 24%，几乎翻倍。目前在国内，在电网端和用户端由于过低的电价难以创 造合理的经济性，而在海外电力市场化的环境下，三种模式都在飞速发展。
2.1. 发电端：风光储项目
风电厂、光伏电厂通常建在风能、光能非常丰富的地区，强光、大风环境与人要求 的居住环境相冲突，这就决定了风光电与需求的不匹配。因此发电端目前已经有各 式各样的风光储项目解决这一问题。
目前，国内企业的风光储项目还处于示范性阶段。而国外尤其美国、澳洲享受到丰 厚的补贴，大规模的产业化项目已经落地，并产生了较好的收益，为当地区域的新 能源电力的消纳和电力系统的稳定做出了巨大贡献。
美国是发电端储能项目支持最为积极的国家。主要是由于美国南部亚利桑那州周边 光能资源非常丰富，光伏装机量较高，从而创造了高储能需求。早在 2009 年 5 月， 美国国会便颁布《2009 可再生与绿色能源存储技术法案》，提出对美国储能系统进 行投资税收减免，2009 年又投资 1.85 亿美元资助了 16 个示范项目，撬动了 5.87 亿 美元对光储项目进行投资。2011 年 10 月，《储能系统应用补贴政策》正式出台，规 定对合格储能能源设备的投资税收优惠比例为 30%，其他相关免税比例为 10%。这 无疑促成了优质储能项目的经济性，美国三大能源时间表示在 10 年时间内完成 1.3GW 储能系统的采购和安装。
彭博新能源财经发布报告《New PV-Plus-Storage Benchmark in Hawaii》，对美国夏威 夷 7 个超大规模光储项目进行了深入研究。其储能容量总计为 262MW/1048MWh， 通过储能项目的配套，该项目能够平衡发电功率，不受光照强弱的影响，从而通过 可调度性签订更具有经济性的购电协议。7 个项目的购电合同价格约为 77.8-116.8 美元/MWh，大部分已高于光储项目的成本。而随着锂电池成本的持续下降，越来 越多的国外国储项目实现了账目上的平价。再考虑到其未被计入的对社会的巨大外 部性，国外发电侧储能项目有望大量开启。
2.2. 电网端：调峰调频
电网系统中，功率和频率都是极其重要的性能指标。对于用电端来说，用电设备有 额定功率，频率过高和过低都将造成损伤。对于发电端的主力火电和水电来说，发 电机实际上是外力推动转子转动切割磁感性形成的电能，当电网频率变化过大，转子自身需要对电网频率作出反应，从而加快或减慢自身转速，这样便对设备整体造 成了冲击。因此，维持电网频率、功率稳定是保证电网安全的基本目标。这就促成 了电网端的调峰、调频需求。
中国对于电网侧储能的推动非常积极。早在 2015 年 3 月，国务院办公厅便已明确 储能参与调峰和可再生能源消纳身份。2016 年 4 月，更是强调提出发展先进储能技 术，研究面向电网的调峰提效。
2.2.1. 利用电价差套利的基础调峰
在风光电厂周围配备储能装臵，集合起来一个整体，以匹配所在区域电力的需求量， 达到稳定输出功率的目的。储能装臵在其中能够通过市场化的电力交易获得收益， 其核心是在区域内低价收购多余负荷的电，再在供不应求的时候将储能系统中的电 能释放出来。
整个储能系统一般包括以下几个部分：1）新能源发电电源：光伏电厂、风电厂等；2）储能设施：抽水储能、蓄电池储能等。3）发电及负荷预测系统：用于对供给需求差进行动态预测调整；4）电力管理系统：用于管理整个电厂。5）交易平台：用于进行电量交易。根据中国储能网的调研分析，电网端储能项目最主要的成本构 成是电池成本，占比为 65%。
国外电力市场化程度较高，配套储能调峰较为成熟。德国是储能调峰建设最为前沿 的国家，自 2001 年起，德国已建设了 CFCPP、KONWERL 等数十个项目。这也得 益于政府、企业对于能源供应的重视，德国的著名工业企业诸如博世、西门子、 RWE 等也都参与了这些项目。
在我国大部分地区，由于负荷曲线在白天比在晚上高，工商业用户用电均已实施峰 谷电价制，提高白天高峰期的电价来限制用电，同时降低夜间低谷期的店家来鼓励 用电。之间形成了较为可观的电价差。尤其在经济发达，负荷较重的地区，价差较 大。北京一般工商业电价差高达 1.15 元/kWh，江苏地区大工业用户电价差峰谷电 价差达到 0.74 元/kWh。
峰谷电价差为储能调峰提供收益，但目前国内项目的经济性仍待改善。我们针对一 家典型的 500MW/2000MWh 的储能电站进行经济性测算，做出以下假设：
1）新建电厂采用新的磷酸铁锂电池，价格为 1 元/Wh，电池组成本（含电池）为 1.2 元/Wh；
2）每天全负荷运行，在低电价时充电并在高电价时放电 4 小时，每天充放电 1 次， 放电深度为 90%；
3）磷酸铁锂电池的衰减率为 20%/2000 次；
4）储能电站的运行时间为 10 年，综合残值回收和环保要求，将残值设为 0；
5）取江苏地区的大工业用户电价差 0.74 元/kWh，所得税税率为 25%。
通过我们的测算，我国电网侧储能电站项目目前经济性不佳，即使在峰谷价差最大 的江苏地区，项目内含报酬率仅为 2.66%，当前环境该模式依然无法形成市场驱动。对于各项因素我们进一步探讨弹性问题：
1）充放电时间与装机容量。500MW/2000MWh 的储能电站每天的充放电时间分别为 4 小时，未达到理论极限 8 小时。但由于项目 90%以上的成本来自电池组、变流 器、BMS 等，他们随着放电时间，也就是装机容量的增加，成本基本也是线性增加 的，因此增大装机容量扩大放电时间对项目经济性没有明显的规模效应。
2）峰谷价差。峰谷价差直接影响收益而对成本没有影响，峰谷价差较大时，锂电 池成本对于项目收益的影响越大。
3）锂电池成本。峰谷价差直接影响成本而对收益没有影响，锂电池成本较低时， 高电价差能产生更高的收益率。
经过我们的测算，在峰谷电价差达到 1 元/KWh，而锂电池组成本下降至 1 元左右 时，项目已具有 9%左右的内含报酬率，有望获得大量推广。
补贴+高电价差，国外经济性十分明显。国外电力市场化程度较高，同样像美、澳 等国存在地广人稀的情况，其居民电价往往远高于工商业电价，且峰谷电价差极大。根据高工锂电测算，美国、加拿大等地的储能项目内在报酬率 IRR 可达到 20%以 上。然而国外储能系统综合成本也处于高位，据 IEA 测算，美国储能系统平均成本 为 1 美元/Wh，而国内基本为 1.6 元/Wh 左右。根据我们上述结论，峰谷价差较大时， 锂电池成本对于项目收益的影响越大，若国外使用我国低成本锂电，内含报酬率有 望进一步提升。
2.2.2. 以调频为主的辅助服务市场的调频
平时频率波动和意外情况造成的频率突变促成了电网调频需求，形成了辅助服务市 场。电力辅助服务是在是在电力市场运营过程中，为完成输电和电能量交易并保障 电力系统的安全稳定运行和电能商品质量，由发电机组提供的与正常电能生产和交 易相耦合的频率控制（一次调频、 AGC）、备用、调峰、无功调节、黑启动和其他 安全措施等服务。
我国最早于 2015 年 9 月，在弃风弃光最严重的西北地区，能监局颁布新版《西北 区域发电厂并网运行管理实施细则》和《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细 则》，将风电、光伏纳入并网体系，分摊电力辅助服务体系下所产生的补偿费用。相当于是将原本的弃风、弃光正常接入电网，获取的部分收益购买电力辅助服务， 至 2017 年，新疆地区的辅助服务补偿费用达 2.48 亿元。
2017 年，能源局出台《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，电力辅助 服务推广至全国。2019 年上半年，全国除西藏外 31 个省（区、市、地区）参与电 力辅助服务补偿的发电企业共4566 家，装机容量共 13.70 亿千瓦，补偿费用共 130.31 亿元，占上网电费总额的 1.47%。
截至 2019 年 6 月底，新疆、甘肃、山东、福建等近 20 个省（区、市、地区）的调 峰市场已投入运行（含模拟运行、试运行），山东、山西、福建、广东等 6 个省（区、 市、地区）的调频市场已投入运行（含模拟运行、试运行）。辅助服务中启停调峰、 旋转备用和深度调峰均是针对燃煤机组和生物质机组的，通过让其启停、空转备用 和深度出力完成调频任务，而输出功率的反复将造成设备的损伤，从而进行补偿。这种任务十分适合电化学储能尤其是锂电池来完成，我国锂电调频市场十分广阔。
但我国目前的辅助服务市场的供给还是主要由火电提供，由于电网调频相比于调峰 具有响应快、精度高、密度大等要求，通常是需要在几分钟之内出力兆瓦级别的电 能。随着电网规模的提升，每天的负荷曲线波动加大，电网不平衡的情况愈加增多， 辅助服务的市场空间日益扩大。火电机组在调频过程中，由于发电指令的反复变化 通常使得机组加速老化。而储能的优越性便正是调节速度快，储能项目已逐步显现 出其优越性。
由于国外电力系统市场化程度较高，辅助服务费用远高于国内。2017 年二季度，美 国 PJM电力市场的辅助服务费用与电费比高达2.5%，仅看风光电装机占比则为5%；英国辅助服务费用比为 8%，仅看风光电装机占比为 27%。西欧、美澳地区已经形 成了完善的市场化机制，高辅助费用已形成行业较好的经济性。
2017 年 12 月 1 日，100MW/129MWh 的特斯拉锂电池储能电站在澳大利亚南澳州 投运，配合邻近的南澳 Hornsdale 风电厂（含 106 台风力发电机组，总装机容量达 315MW）创造了当时储能项目最大装机量的记录。澳洲在 2016 年以来饱受台风、 暴雨等极端天气的困扰，经常导致全南澳州大面积停电。同时南澳的新能源发电占 比高达 48.4%，风电光伏消纳问题十分严重。
南澳地区地广人稀，地区负荷较轻仅有 2000MW 左右。而电力由于超高的前期投入 和几乎零成本的运营导致行业趋向自然垄断，南澳的电力市场被 AGL 等 3 家发电 厂垄断。发电厂通过合谋在辅助服务市场报价 5000 澳元/MW 以下时仅出力 34MW， 而最后 1MW 的电力价格被抬升至 15000 澳元/MW 以上。此时南澳电网被迫购买超 高价的辅助调频服务。
储能电站调频具有反应快速的特点。特斯拉储能电站介入辅助服务系统打破原来的 合谋局面。过高的辅助服务价格给特斯拉储能项目创造了巨大的经济收入。2016 年 12 月，南澳地区调频辅助服务价格高达 50.2 万澳元/MWh，特斯拉介入后，2017 年辅助服务价格也高达 3.97 万澳元/MWh，相比国内几十元/MWh 的调频补助高数 万倍，在弥补了调频需求较小的短板的同时，实现了较好的经济性。
2.3. 用户端：分布式储能的崛起
分布式发电是能源发展的重要组成部分，具有非常光明的前景。我国颁布了一系列政策鼓励发展分布式能源，目前一大批分布式光伏、分散式风电、天然气分布式能 源、微电网、多能互补的示范性项目在我国兴建，目前主要由分布式光伏为主，占 比在 90%左右。2018 年，我国分布式光伏装机量为 20.96GW，同比增长 25.8%。总 体分布式装机量为 30GW 左右，同比增长 40%左右。我国分布式能源装机量占比还 很低，2018 年渗透率为 4%左右，当前国外发达国家如美国、日本、德国均在 10% 左右。我国分布式能源发展还是很大提升空间。
可以看到，我国分布式能源主要以风电、光伏为主，同样存在发电不规律的问题， 此时也创造了广阔的储能空间。主要的应用场景包括以下两个方面：
社区端：以北京为例，为配套新能源汽车的发展，住建委积极推动住宅的新能 源汽车充电桩建设。截止 2018 年底，北京已安装了充电桩 5.5 万个。全国城市 均有北京类似的需求，一旦全面铺开，储能电池的需求量有望大增。
家庭端：郊区独栋小屋或者别墅的屋顶上铺盖光伏发电板，白天吸收光照发电， 对地下室的储能装臵进行充电。最后晚上供给新能源汽车、太阳能热水器等家 用电力设备进行使用。
其中，家庭用电方面广泛在德国等西方国家使用。这主要由于西方国家的居住风格 与东方有所差异，美国、德国等国大量居住在独栋房屋中，这些房屋的屋顶是极佳 安装光伏板的地方。同时，独栋房屋也造成了居住地较为分散，能源价格因为管线 长等问题较高，安装光伏发电板自行发电能节约可观的成本。德国目前拥有 40 多 家家用储能系统制造商，而户用储能系统的价格房屋或企业的规模、业主的能源需 求、建筑物的保温性能以及面板、电池和管理系统的质量。
高电价+补贴，德国家庭端光储项目发展迅猛。德国政府对于家庭端光储系统给予 低息贷款和直接补贴，德国复兴银行(KFW)联合德国联邦环境、自然保护和核反应 堆安全部(BMU)支持分布式光伏储能的新政，针对小于 30kW 的光伏设施，既有光 伏发电加装储能设施给予每千瓦最高不超过 660 欧元。
据测算，该补贴基本覆盖 20%左右的初始成本。对于一个安装 20 个面板 6kW 功率 光伏板的家庭，光伏组件成本为 7000-10000 欧元，储能组件与逆变器等合计也在 8000 欧左右。考虑到德国高昂的电费（约合 2.06 元/kWh），我们测算项目的投资 回收期为 6.82 年，已初步具备经济性。
3. 国内铁锂出海正当时
3.1. 磷酸铁锂是电化学储能中的最佳赛道
铅蓄电池是目前化学储能中最为成熟的技术，经济性较好，占比较高。但铅蓄电池 的能量密度较低，而且含有汞、铅等重金属元素，容易造成环保方面的隐形成本。另一方面，铅蓄电池循环寿命较锂电池较短，这直接加大了储能项目的成本，还间 接的造成频繁更换电池，管理程序更为复杂，从而造成人员、管理成本的增加。
虽然铅蓄电池在总装机容量上依然占据主导地位，但 2018 年新增电化学储能装机， 锂电池占比已达到 76%，形成了绝对领先。在锂电池飞速发展的中国，锂电池逐渐 也成为了电化学储能的最主要形式。2018 年，国内投运的储能项目中，锂电池占比 达到 71%。
由于铅酸电池的衰减程度较锂电池更高，而储能电池一般使用到 60%衰减便需要更 换，按照 90%的放电深度，铅蓄电池的寿命仅 600 次循环左右。按每年 360 次放电， 寿命不足两年。相比磷酸铁锂电池衰减至 60%要 4000 次以上的循环寿命，铅蓄电 池的成本优势实则非常有限。
同样对于一个典型的 500MW/2000MWh 电网侧储能项目进行测算。我们简化假设项 目工作期铅蓄电池的成本为 0.6 元/Wh，铅蓄电池的衰减速度为 40%/720 次，也就 是铅蓄电池的使用寿命为 2 年。由于需要 2 年更换一次电池，同时考虑到环保问题 残值可以忽略不计，每 2 年进行的大额电池投入造成整个项目很难实现盈利。
锂电池内部来看，磷酸铁锂是最为适配的选择。锂电池按照正极材料主要分为磷酸 铁锂、钴酸锂、锰酸锂、三元（NCM）和三元（NCA）。磷酸铁锂电池虽然能量密度 较低，但它具有安全性好，循环寿命长等优势。而储能电池相比消费电池和动力电 池，对能量密度几乎没有要求，而循环寿命直接关系到成本，而大量堆积对安全性 的要求很高。这与磷酸铁锂的优势完全匹配。同时考虑成本方面，磷酸铁锂电池较 三元电池长期具有成本优势。
3.2. 技术革新，锂电池成本不断下降
当前新能源汽车和消费电子飞速发展，2018 年，我国动力电池产量为 65.0GWh，同 比增长 46.1%；消费电池和储能电池销量较为稳定，分别为 33.2GWh、3.8GWh，同 比分别增长 2.2%和 8.6%。
下游需求带动上游锂电池不断技术革新，在锂电池的能量密度、安全性、经济性等 方面不断突破，锂电池成本不断下降。目前磷酸铁锂电池价格已降至 1 元/Wh 以下。储能项目主要投入便是锂电池，成本的下降将给储能项目带来巨大经济性，从而在 市场化角度上打开储能广阔发展空间。
梯次利用创造更高经济性。出于安全性考虑，动力电池对电池容量的要求较高，电 池容量衰减至 80%便需要淘汰。而储能电池则较为宽松，一般可使用至容量衰减至 60%。这中间 20%的要求差则为电池回收梯次利用创造了巨大的发展空间。2015 年，我国动力电池市场在随着动力电池的飞速发展，截止 2018 年我国新能源 汽车保有量已经突破 500 万辆，动力电池总装机规模超 200GWh。根据磷酸铁锂电 池使用寿命约为 5 年计算，2020 年正式将正式开启电池报废潮，大量的半报废电池 有望在储能项目上实现梯次利用。
3.3. 国内铁锂对海外成本优势明确
海外锂电主要以三元电池为主，最为适配储能的磷酸铁锂工业化应用不多，其中的 核心原因是专利壁垒。磷酸铁锂的核心专利主要包括：1）今年诺贝尔奖获得者 Goodenough 博士所申请的磷酸铁锂在锂电池材料应用方面的专利，专利于 1997 年 10 月被批准，由加拿大国家公共事业魁北克水力公司（H-Q）获独家授权，并共同 商业授权给 Phostech 公司。2）蒙特利尔大学、魁北克水利公司及法国国家科研中 心于 1999 年获得的碳包覆技术专利。3）美国威能公司拥有的碳热还原技术专利。
海外客户若需要生产磷酸铁锂电池，必须拿到以上三个专利的授权。而国内企业目 前的做法是绕开以上专利，通过改进申请国内的类似专利。若进行出口贸易，则需 要等待海外核心专利到期，因此国内磷酸铁锂电池出口很少。
若采用购买专利，将产生较大的专利费用通过制造费用大幅增加磷酸铁锂电池的成 本。如台湾锂电厂商立凯电能向专利联盟购买专利授权，共计花费约 3 亿新台币（按 当时汇率，约合 6000 万 RMB，平均约 10 年摊销），按立凯电能每年 1000 吨的产 能，折算下来平均单吨专利成本约为 6000 元，此外专利联盟还要求立凯电能 3 年 以内加拿大投资建设 1000 吨正极产能。
根据专利联盟 2001 年在国内申请的碳包裹权利要求（2011 年国内专利被驳回），对 中国大陆LFP 企业的要求则为企业缴纳1000 万美元入门费或2500 美元每吨的磷酸 铁锂专利使用费。
专利过期迎来重大边际变化。随着磷酸铁锂橄榄石结构核心专利 2012 年在欧洲废止，在 2017 年 20 年保护期到期，碳包裹专利在今明两年也将满 20 年到期。国内 企业凭借多年的工艺摸索，成本管控及应用实践，已完全具备生产满足包括动力， 储能等多方面用途的磷酸铁锂电池。考虑到国内磷酸铁锂电池目前 0.8-1 元/Wh 的 市场价格，成本优势显著，对比海外的具有未来前景空间广阔。
4. 相关标的
4.1. 宁德时代
2018 年公司实现营业收入 296 亿元，同比增长 48%，其中，动力电池系统实现营 收 245 亿，占比 83%，同比增加 47%。锂电材料实现营收 38.6 亿，占比 13%，同 比增加 56%，储能系统实现营收 1.89 亿，同比增速 1050%。储能系统增长迅猛， 但占总营收比还很低，提升空间十分广阔。
国产动力电池行业马太效应显著，动力电池 CR2 市场份额从 2017 年 Q1 的 33%到 2019 年 Q3 的 75%。其中宁德时代绝对龙头地位愈加明显。宁德时代 2017-18 年动 力电池装机量分别为 10.5、23.5GWh，市占率约为 29%、41%，而 2019 年 1-10 月 份装机量为 23.6GWh，平均市占率为 51%，其中最高的 8 月市占率一度超过 70%， 宁德时代在国内主要车企的装机占比持续提升，而合资车企几乎均为宁德时代供 应。
2019 年 11 月宝马与宁德时代的电池订单合作更进一步，合同从 2018 年的 40 亿欧 元增加到 73 亿欧元，期限为 2020-2031 年。同时，根据公司最新公告，将与一汽成 立合资公司，自此，公司已经深度绑定上汽、一汽、东风、吉利、广汽、长安等国内主流车 企，同时进军海外供应，大众、宝马、戴姆勒、本田，建立全年客户深度合作网络。无论与海外还是国内主流电池企业对比，公司客户结构都具备优势。
储能布局较快，提速开始。2018 年 6 月，宁德时代与福建省投资集团有限公司、福 建省电力勘测设计院合作的储能项目完成签约。此项目计划分三期实施，一期拟建 设规模为 100MWh 级锂电池储能电站，二期将扩建 500MWh 级锂电池储能设备， 三期将扩建 1000MWh 级锂电池储能设备，同时还将配套建设移动储能设备，以及 移动充电设施。2018 年 10 月，宁德时代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。
同时，宁德时代计划进军美国储能市场，并在 2019 年太阳能国际(SPI)展览会上首 次推出住宅储能系统，未来将会有更多的储能应用，当前的计划是在美国发展储能 业务，以便可以将储能产品与大型规模可再生能源发电设施配套部署。
4.2. 德方纳米
2016-2018 年公司分别实现营业收入5.62、8.55、10.54 亿元，三年复合增速达23.32%， 其中扣非净利分别为 0.71、0.78、0.83 亿元。纳米磷酸铁锂的销售收入分别为 5.09、 8.01、10.13 亿元，占主营业务收入的比重分别为 90.60%、93.71%和 96.14%，占比 逐年增长。公司碳纳米管导电液的销售收入分别为 0.51、0.52、0.38 亿元，占主营 业务收入的比重分别为 9.16%、6.12%和 3.62%。
磷酸铁锂市场在稳步成长中加快向龙头集中。大部分中小厂家逐渐退出市场，市场 将不再低水平规模扩张，而更关注产品性能、技术快速迭代和产业生态合作，正极 材料、电池封装、汽车"三电"等各产业链集中度不断提高，产业内合作协同将进一 步密切。
公司产量逐年上升，出货量逐年增加，是目前国内磷酸铁锂正极材料业务龙头，市 占率近 30%。现有产能利用率折算后接近 100%。德方纳米的纳米磷酸铁锂销量在 2016-18 年分别为 0.59 万吨、1.13 万吨和 1.68 万吨，对应市场占有率为 10.54%、 19.44%和 28.77%，呈现明显上升趋势。
德方纳米前五大客户主要为 CATL、湖北金泉、赣锋电池。公司自 2014 年进入宁德 时代产业链以来，依靠大客户销售战略持续稳定的销售，依靠技术研发保持优秀的 成本优势。德方纳米在供应中，优先服务大客户 CATL，经测算其出售给 CATL 的 磷酸铁锂正极材料价格比出售给其他客户的价格低 5%-10%，遵从量大从优销售原 则。下游行业集中度高决定了公司采取大客户策略的合理及必要。德方纳米的下游 为锂离子电池行业，市场集中度较高，基于这一特点，公司建立了以大客户为导向 的营销体系，集中优势资源，优先服务大客户。
4.3. 国轩高科
2016-2018 年公司分别实现营业收入 47.58、48.38、51.27 亿元，三年复合增速 3.81%， 其中扣非归母净利润分别为 9.53、5.29、 1.91 亿元。电池组的营业收入分别为 40.75、 40.61、45.60 亿元，占主营业务收入的比重分别为 85.66%、83.94%和 88.94%，占 比逐年增长。公司输配电产品的营业收入分别为 6.11、5.84、4.31 亿元，占主营业 务收入的比重分别为 12.84%、12.07%和 8.00%。
公司动力电池 2017-18 年实现装机量分别为 2.06、3.03GWh，市占率分别为 5.7%、 5.4%。2019 年上半年实现装机量 1.76GWh，同比增加 1.76%，市场占有率为 5.87%， 同比基本持平，在 CATL 和比亚迪之后处于市场第三位。公司优势集中于磷酸铁锂 电池，客户包括江淮、奇瑞、北汽、众泰等，2019 上半年公司与博世签订了采购框 架协议，并与塔塔汽车印度组建了合资公司，不断进军国际市场。
华为储能订单，公司持续开拓储能市场。2016 年 9 月份，国轩高科成立储能事业部。2016 年底，国轩高科与央企彩虹集团旗下咸阳彩虹绿色能源有限公司签订战略合作 协议，共同致力于风电、光伏+储能电站系统的建设。2017 年 10 月 28 日，南通经 济技术开发区与上海电气、国轩高科在南京签署储能系统基地项目投资协议。
2018 年 6 月 30 日，国轩高科承接的长旺储能电站（8MW/16MWh）项目顺利投运， 成为国网江苏电力公司 8 个电网侧储能电站中第一个整站一次性成功投运的项目， 7 月 6 日，顺利通过由江苏电力调度控制中心组织的有功功率控制（AGC）联调试 验，长旺储能电站成为全国首个具备并网运营条件的电网侧储能示范工程。2019 年 6 月，国轩高科也与华为签订了有效期 5 年的采购协议，成为华为储能电池的重要 供应商之一，将从 5G基站建设中收获红利。
（报告来源：东北证券）
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