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这只电池指数有何不同？

最大的特点——储能：指数编制方案

指数编制方案明确该指数以储能为投资标的

• 指数覆盖沪深北，突出储能电池

  国证新能源电池指数由沪深北交易所新能源发电产业储能电池相关上市公司组成,以反映该主题领域的证券价格变化情况

最大的特点——储能：重复度分析

储能电池和已有的新能源车电池重复度只有29%

• 与中证储能主题指数重复度高达6成

  指数与国证新能源车电池仅重复5个股票，重复权重仅有28.99%。两个指数差异较大。而与中证储能主题指数样本股重复为22只，权重重复度达到60.54%。储能电池50ETF跟踪的指数与现有的新能源车电池（动力电池）指数形成互补，补齐了新能源板块电池子行业中动力电池+储能两大赛道

最大的特点——储能：细分行业对比

与已有的新能源车电池指数对比，该指数在汽车等板块占比很低

• 电力设备占比最高，达到75.38%，其次是机械设备，占比11.07%

  该指数细分行业中电力设备是重心，与中证储能指数类似，和已有的新能源车电池（动力电池）指数差异较为明显

最大的特点——储能：权重股对比

指数前十五大权重股与已有的新能源车电池指数只有四只重合

• 与中证储能主题指数对比，前十五大成份股最大的区别在于不含比亚迪

  权重股差异也能清晰的反应出几条指数差异化的定位和投资方向，也突出了储能指数在投资层面的独特性

最大的特点——储能：收益相关性

与已有的新能源车电池指数的相关性相对最弱且波动较大

• 与储能含量纯度较高的中证储能主题指数相关性高

  分别计算指数与国证新能源车电池、中证储能主题指数的指数收益滚动250天的相关性，从下图可以看出指数对于储能板块整体表现的代表性

最大的特点——储能：弹性

指数在储能板块波动较大区间弹性较强

• 2022年指数涨跌明显放大

  指数保持了与储能板块走势相关度较高的业绩走势。同时，在储能需求爆发的区间，指数在波动上明显优于其他指数

一句话总结：指数是纯正的储能板块代表指数，属于市场稀缺标的

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储能板块投资价值分析

储能发展的背景：可再生能源的爆发

技术进步带来的经济性成为光伏和风电发展的主要驱动力

• 得益于光伏组件转化效率提升、风机大型化等技术进步，风光产业持续规模化降本，新能源度电成本大幅降低，装机大爆发

  2009-2023年，全球光伏度电成本从2.77元/kWh下降至0.32元/kWh，降低了88.5%；全球陆风度电成本从0.87元/kWh下降至0.29元/kWh，降低了66.5%；全球海风度电成本从1.49元/kWh下降至0.55元/kWh，降低了63.4%

  光伏、风电度电成本较煤电、气电有了明显经济性优势。2015年后全球能源转型进入快车道，全球风光合计新增装机规模从2015年115.2GW，大幅增长至2023年461.8GW，年均复合增速达到19.0%

光伏和风电在全球电力系统占比持续提升

• 从装机量的角度看，全球风光累计装机从2015年645GW，增长至2023年2436GW，合计装机占比从2015年10.3%增长至2023年27.2%

• 从发电量的角度看，全球风光发电量合计占比从2015年4.5%增长至2023年13.3%

中国、美国、欧盟是推动全球能源转型的主要力量

• 中美欧作为全球GDP最高的三大经济体，发电量也位居全球前三, 2023年中美欧发电量分别达到9.5/4.3/2.7万亿kWh，分别占全球总发电量的32.1%/14.5%/9.2%，合计占全球总发电量的55.8%，中美欧的能源转型对全世界至关重要

  2015-2023年，中国风光装机量占比从11.6%提升至36.0%，中国风光发电量占比从4.0%提升至15.6%

  2015-2023年，美国风光装机量占比从9.0%提升至23.5%，美国风光发电量占比从5.2%提升至15.6%

  2015-2023年，欧盟风光装机量占比从24.9%提升至44.1%，欧盟风光发电量占比从12.6%提升至26.5%

能源转型关键点在储能

全球能源转型任重道远

• 欧盟2019年颁布了《欧洲绿色协议》，明确2050年实现碳中和

• 中国2020年正式提出“2030年碳达峰，2060年碳中和”目标

• 美国2021年发布了《2050年净零排放长期战略》

能源转型关键看储能

• “当前光伏还无法成为主要电力来源的原因，是储能问题还没解决”

  无论是光伏还是风电都面临间歇性问题，需要依赖储能。为了确保供电稳定可靠，当前还不能完全脱离化石能源。目前具备经济性的储能电站时长为4小时，可靠性和经济性之间需要找到平衡点

痛点：新能源的消纳成为难题

中国当前消纳问题严重程度

• 风光发展速度远超规划

  2024年全国新增发电装机容量428.57GW，其中光伏新增277.17GW，风电新增79.34GW，均创历史新高。新能源装机占比达42%，可再生能源装机占比达55.1%，提前6年完成2030年风光累计装机1200GW的目标

• 风光利用率跌破“消纳红线”

  在经历了2023年底的风光历史性并网高峰后，2024年2月，全国风光利用率分别骤降至93.7%和93.4%，跌破“95%消纳红线”

• 2024年2月以来风光现货电价大幅下跌

  供需错配导致部分省份风光电价大幅下降，例如3月山东平均每度光伏仅卖6分钱，部分市场化新能源机组面临全面亏损的风险

美国：新能源消纳面临时间空间双重限制

• 美国加州地区弃光率大幅上升，过去影响消纳的主因是电网阻塞

• 净负荷曲线变得陡峭，时间维度的消纳限制接踵而至

欧洲：风光渗透率创新高，电力市场负电价次数激增

• 2023年欧盟整体风光发电量占比达到26.5%，负电价出现次数在加大

  部分国家占比更高，例如德国风光发电量占比达到了38.7%。受风光高渗透率影响，欧洲目前面临着愈发严峻的消纳问题，2023年欧洲电力市场各竞价区域出现负电价次数从2022年的558次激增至6470次。其中德国、瑞典、芬兰等北欧国家由于可再生能源占比较高，负电价出现数量也更多

储能的规模化发展是新能源渗透率进一步提升的关键

电力系统对储能的需求愈发迫切

• 储能可以解决光伏和风电无法发电时保障电力系统供电这一核心问题

  当风光渗透率上升到一定程度，煤电气电已被替换，想用光伏和风电去覆盖被替换的夜间时段的煤电气电，就必须有储能配合

和新能源发电端装机规模相比，储能差了一个数量级，未来发展看新型储能

• 储能装机仅为新能源发电装机的1成

  2023年全球累计储能装机289.2GW，占风光累计装机的比例仅为11.9%。进一步分析，储能装机主要分为抽水蓄能193.8GW、新型储能91.3GW、熔融盐储热4.0GW。其中新型储能贡献了主要增量，全球累计装机从2018年7.6GW增长至2023年91.3GW，五年增长十多倍

• 抽水储能发展有上限，储能未来依赖新型储能

  由于抽水蓄能电站建设需要合适的的山地地形和水源条件，站址资源有限，有明显的发展上限。据中电联预测2060年中国风光发电量占比将超过60%，届时仅中国的储能需求便有望达到每年上千GWh级别，因此没有规模限制的新型储能才是未来的解决风光渗透率提升的关键

储能产业发展现状（一）：锂电储能在新型储能中一家独大

新型储能中，锂电储能在规模、技术、商业化方面占据绝对领先优势

• 锂电储能占比超过90%

  新型储能技术路线众多，主要包含锂电储能、压缩空气储能、钒液流储能、飞轮储能等。根据CNESA数据，2023年全球已投运新型储能中，锂电储能占比高达96.9%

  虽然锂电储能在时长、寿命、安全性等方面仍存在一些问题，但相较于其他新型储能技术路线，其商业化进度最成熟，盈利前景最可观，预计行业未来仍会呈现锂电池储能一家独大的格局

储能产业发展现状（二）：中国是全球锂电储能最大市场

受益于新能源装机春风，中国锂电储能引领全球发展

• 表前储能的大储占主导地位

  根据BNEF数据，2023年全球锂电储能新增装机44.4GW/95.9GWh，其中表前储能（电源侧+电网侧）的大型储能电站占主导，占比达到72%，工商业储能和户用储能则分别占比5%和17%

• 中国新增锂电储能占全球一半

  2023年中国新增锂电储能装机22.0GW/46.5GWh，占全球的比例达到50%，美国和欧洲则分别占比17%和21%

2024上半年国内新型储能新增装机同比+51.2%/81.7%

2024年上半年继续保持高速增长，锂电储能也是国内新型储能的主要方向

• 累计装机规模已达44.4GW/99.1GWh，2024年上半年装机仍保持高增速

  截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达44.4GW/99.1GWh，较2023年底增长超过40%。新增投运装机规模达13.05GW0/32.19GWh，同比增长51.2%/81.7%

储能产业发展现状（三）：储能电站经济性需要提高

当前技术成本条件下，独立储能电站经济性较差

• 装机成本

  “随容量变化的装机成本”主要包含电芯、温控、消防设备等，是跟随储能配置时长变动而变化的成本

  “随功率变化的装机成本”主要包含 PCS、EMS、变压器、土建施工、并网调试等，是根据装机功率确定的成本

  参考2024年6月的储能项目中标价格，这两个成本分别为0.40元/Wh 和1.60元/Wh，4H储能项目“EPC综合造价”约为0.80元/Wh

• 维护成本

  “电站寿命”指储能电站中除了储能系统以外的主要电气设备以及场地、建筑物等基建工程的设计寿命，通常可达到30年

  衡量电池寿命有两个参数，分别是“日历寿命”和“循环寿命”，其中任一一个参数耗尽，即代表电池寿命结束

• 运行成本和收益

  “年循环次数”指储能系统每年完成等效充放电循环（DoD90%）的次数。当前中国独立储能运行现状，一年约循环200次

  “度电综合收益”指全生命周期内每完成一次充放电所获得的平均收益，通常包含“现货电能量交易+容量租赁+容量补偿”

• 综合测算出当前独立储能电站盈亏平衡点约为0.62元/kWh，而目前度电综合收益约为0.50元/kWh，度电成本仍然大于度电收益

需通过提高年循环次数和电池日历寿命来改善经济性

• 根据估算，若年循环次数从200次上升至350次，电池日历寿命从8年上升至15年，独立储能电站盈亏平衡点将降至0.34元/kWh，可实现盈利

未来展望（一）：电力现货市场已有明确时间表

提高储能电站年循环次数，需要电力现货市场

• 由于缺少商业模式，中国储能电站年循环次数较低

  缺少商业模式，充放电没有收益，例如部分新能源配储只能服务单一风光电站，无法独立并网，难以接受电网调度

• 有峰谷价差的电力现货市场是储能电站运作和盈利的前提

  储能电站只有在放电收入大于充电成本时，才会向交易平台申报充放电曲线，再由储能电站集控人员下发充放指令，最终完成一次充放电循环。以上流程实现的前提是有一个可以体现峰谷价差的电力现货市场

• 储能的灵活性价值需要电力现货市场来体现

  储能可以将中午时段低价甚至是无法消纳的新能源电量挪至晚高峰高价时段发出，具有极高的灵活性价值。电力现货市场通过形成峰谷价差，利用市场机制去引导储能完成调峰，并获得较为准确合理的调峰收益。要提高储能循环次数，需要更多关注电能量市场的发展，尤其是可以形成真实峰谷价差的电力现货市场

电力现货市场推出值得期待

• 未来2年电力现货市场有望在全国各省大面积铺开

  2015年新一轮电改启动至今，中国已经建立了较为成熟的电力中长期交易市场。在2021年新版“两个细则”发布后，各地区的辅助服务市场也已经不断完善。2023年10月发改委明确了各试点省份启动试运行时间表，未来2年电力现货市场有望在全国各省大面积铺开。 2024年6月24—30日南方区域电力现货市场完成了首次按周结算试运行，标志着全国电力现货市场建设取得进展

未来展望（二） ：收益机制不断完善推动储能建设高景气

容量租赁、辅助服务、容量补偿、分时电价都是储能的收入来源

• 容量租赁是目前独立储能收入的主要来源容量租赁源于新能源强制配储政策，目前是独立储能电站收入的主要来源，例如2023年山东独立储能电站收入有45%来自容量租赁

• 辅助服务调峰是重要的过渡模式

  辅助服务费用是指根据电力调度机构指令，可调节发电机组或电力负荷等并网主体接受调度后所获得的补偿

• 部分省份还具备容量补偿机制

  储能和煤电类似，具备电力顶峰能力，因此储能也应该获得类似煤电容量电价的补偿收益。目前，部分省份储能电站可获得容量补偿，例如山东对参与电力现货市场的独立储能电站可以获得每年100元/kW的容量补偿

• 中长期市场分时电价机制给储能带来新收益

  随着越来越多省份在电力中长期市场中启用分时电价机制，中长期市场具备了峰谷价差，独立储能则能以用户和发电双重身份参与市场交易，在电价低估时段充电等同于批发用户，在电价高峰时段放电，等同于发电企业，实现峰谷价差套利获得收入

储能建设景气高

• 未来经济性持续改善，储能将步入发展快车道

  2024年以来储能电站招标持续高景气，2024年12月国内储能招标量创历史新高，达到12.5GWh/31.9GWh，同比增长178%/50%。此外另有合计30.5GWh的集采开标未纳入统计，预计2025年国内储能招标将维持高增速。未来，随着独立储能电站经济性得到明显改善，吸引资本自然流入，全球储能未来增长空间值得关注

未来展望（三） ：中国企业或将长期制霸储能电池行业

全球储能电池中国独领风骚

• 2024年上半年继续保持霸主地位

  2024年上半年全球储能电池出货量达130GWh，同比增长35%；其中国内储能电池出货量达126GWh，同比增长40%。2024年上半年全球储能电池出货量前十名皆为中国企业。可以看到，中国企业在储能电池领域有着绝对优势，这种优势或将在未来长期延续

未来展望（四） ：全球需求向上，机遇和挑战并存

全球储能装机需求向上，中国企业保持技术领先才能维持竞争优势

• 全球储能装机需求预计将保持高速增长

  中国：预计2024年中国大储装机量有望超68GWh，同比增长约62%。2025年大储装机量有望达近90GWh，装机持续快速增长

  美国：预计2024-2025年美国储能装机量分别可达46/58GWh

  欧洲：预计到2030年，储能将提供约191GW的灵活容量，到2050年将达到486GW，相较2023年60GW装机提升显著

  澳大利亚：目前预期及计划中的储能项目规模接近80GW

  中东及北非：沙特制定了2024-2025年24GWh 储能系统招标计划，其中10GWh有望在2024年下半年启动

  印度：预计到2026-2027年储能电池需求规模为8.7GW/34.7GWh

中国企业保持技术领先才能维持竞争优势

• 安全性或将推动磷酸铁锂路线，中国企业机遇和挑战并存

  储能电池安全事故频发，安全核心是电芯技术方向选择，当下磷酸铁锂技术相对三元锂电池安全很多。在此背景下，中国企业可凭借更安全的技术路线强化核心竞争力，紧握储能发展机遇

（转自：老罗话指数投资）