儲能行業(yè)深度報告：商業(yè)化快速落地新型儲能旭日東升

儲能行業(yè)深度報告：商業(yè)化快速落地，新型儲能旭日東升1儲能系新型電力系統(tǒng)必選項，多種儲能技術路線各具千秋儲能即能量儲存，實現(xiàn)能量跨時、空轉化。儲能從廣義上而言，即通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式再釋放出來的循環(huán)過程，實現(xiàn)能量跨時間、空間的傳遞或轉移。傳統(tǒng)電力儲能設施主要配置在一次能源環(huán)節(jié)，包括煤場存煤、儲氣罐儲氣、水庫存水等，隨著能源結構向清潔化轉型，一次能源儲存難度提升，電力儲能的重要性逐步凸顯，預計成為未來能源體系中主要的儲能形式。儲能系能量系統(tǒng)調節(jié)器，主要起調峰調頻功能。儲能核心作用即在能源系統(tǒng)中起到調節(jié)作用，確保能源生產和消費平衡，同時提升能源系統(tǒng)整體經(jīng)濟性，降低用能成本。儲能系統(tǒng)的日常功能可大致歸為調峰、調頻兩類。1）儲能可通過削峰填谷匹配發(fā)電端及負荷端，實現(xiàn)調峰功能。調峰指在較長的時間跨度下維持用電負荷與發(fā)電量的平衡，在用電高峰期投入更多的發(fā)電機組以滿足需求，在用電低谷期則關閉相應機組。儲能系統(tǒng)具有能量可雙向流動特性，在用電低谷時蓄能，在用電高峰期釋放電能，實現(xiàn)削峰填谷，可有效降低電力系統(tǒng)的負荷峰谷差，在時間跨度上匹配發(fā)電端及負荷端，維持系統(tǒng)穩(wěn)定性。2）儲能可優(yōu)化調頻精度，延長電力系統(tǒng)使用壽命。電力系統(tǒng)頻率系最為敏感且能直接反映系統(tǒng)穩(wěn)定性的運行參數(shù)，日常運作中須將其維持在固定的可控范圍內。當電力系統(tǒng)發(fā)電量與用電負荷不平衡時，頻率將隨之變化，發(fā)電量供不應求時系統(tǒng)頻率降低，反之升高。調頻即在瞬時根據(jù)用電負荷水平調配相應的發(fā)電機組以提供合適的發(fā)電量，對機組的快速響應速度提出高要求。儲能可優(yōu)化電力系統(tǒng)調頻功能，一方面儲能的實時響應速度可加強電力機組的調節(jié)速度及精度，另一方面儲能的瞬時充放電功能可承擔部分微小波動的調頻功能，避免機組頻繁動作從而延長整體電力系統(tǒng)使用壽命。儲能系統(tǒng)貫穿電力生產及消納各環(huán)節(jié)，系新型電力系統(tǒng)必要配置。儲能下游應用場景主要可分為發(fā)電側、輸配側、用戶側等，在發(fā)電側主要起到匹配電力生產和消納、減輕電網(wǎng)壓力等作用，在輸配側主要作為擴容裝置及后備裝置來緩解線路阻塞、增加變電站穩(wěn)定性，在用戶側則幫助用戶實現(xiàn)削峰填谷或光伏自發(fā)自用等模式，降低電費支出。在能源清潔化轉型過程中，儲能系統(tǒng)可提升風、光發(fā)電可消納性及經(jīng)濟性。1）發(fā)電側配套儲能直擊新能源發(fā)電痛點，成能源結構清潔化必經(jīng)之路。新能源發(fā)電不同于傳統(tǒng)火電可通過人工調節(jié)發(fā)電效率，天然高度依賴自然環(huán)境從而導致了明顯的不可控性和不穩(wěn)定性，在并網(wǎng)時會對電網(wǎng)造成巨大電流沖擊損傷電網(wǎng)，因而解決不穩(wěn)定性成為清潔能源發(fā)展的核心瓶頸。在發(fā)電側，儲能系統(tǒng)大多配備于大型集中式電站，用以緩解這一技術瓶頸。一方面，儲能系統(tǒng)可以通過將不能消納的多余電量存儲起來，按需求調度放電時點來實現(xiàn)“削峰填谷”，解決棄風問題。另一方面，儲能系統(tǒng)可以頻繁充放電或快速響應調頻信號，來實時調整新能源發(fā)電的短時輸出及功率，緩解電網(wǎng)短時間內的調頻、調峰壓力。2）輸配側儲能作為擴容裝置或后備裝置，提升線路可調節(jié)性及安全性。輸配側配置儲能能夠擴充線路容量，在日常應用中緩解線路阻塞，并且儲能的暫時性擴容作用能夠延緩或免去對老舊線路的替換需求，減少支出。同時，儲能設備也可作為后備裝置應用于變電站中，在外部交流電中斷時提供后備直流電，提高可靠性及安全性。3）用戶側儲能可有效利用電價差異，降低用電成本。在用戶側，儲能多應用于分布式光伏或風電裝置?；诜謺r電價體系或容量費用體系，用戶在電價較低的時段發(fā)電儲存，以滿足電價較高時段的用電需求，以此來實現(xiàn)總體用電成本的降低。此外，用戶側另一重要應用即“微電網(wǎng)”，將分布式電源、儲能、能量轉換裝置等匯集成小型發(fā)配電系統(tǒng)，與總電網(wǎng)相分離，起到就近消納、減少對總電網(wǎng)沖擊等作用。儲能多種技術路線并存，技術特點、應用場景多元化。按技術角度分，儲能可分為機械儲能、電化學儲能、電磁儲能、化學儲能及儲熱等多種路線。抽水儲能及壓縮空氣儲能容量大且放電時間長，適用于大規(guī)?？稍偕茉床⒕W(wǎng)、電網(wǎng)調峰等能量型應用場景；超級電容和飛輪儲能擁有較高的轉換效率且能提供短時的功率輸出，適用于需要快速響應的領域，如調頻等功率型應用場景；電化學儲能相較之下放電時間及儲能容量的跨度都較大，且可以通過模塊化實現(xiàn)規(guī)?；瘧茫m用領域更廣泛多樣。抽水蓄能占據(jù)主要電力儲能裝機份額，電化學儲能為最具潛力應用領域。電化學儲能本身性能優(yōu)勢明顯，一方面對比傳統(tǒng)壓縮空氣儲能技術，電化學儲能具備更優(yōu)的響應速度和功率密度；另一方面電化學儲能對地理條件限制較低、初期投資成本較低，可緩解抽水儲能等傳統(tǒng)儲能方式開發(fā)接近飽和的問題，具備商業(yè)化推廣條件，應用空間有望快速提升。截至2021年底，全球電力儲能累計裝機中抽水蓄能占比達86.2%。而以電化學儲能為主的新型儲能則為增速最快的技術類型，2021年全球新增投運規(guī)模為10.2GW，同比增長117%，在全球儲能累計裝機占比達到12.2%。2全球：政策與市場雙重驅動，全球儲能需求加速提升2.1全球電力儲能需求空間廣闊，戶用儲能需求提速全球電力儲能裝機保持高增速，抽水蓄能為主要存量應用方式，新型儲能占比快速提升。全球電力儲能累計裝機規(guī)模從2017年的175.4GW增長到2021年的209.4GW，CAGR為4.5%。2021年起，全球電力儲能裝機明顯提速。2021年，全球新增投運電力儲能項目裝機規(guī)模達到18.3GW，同比增長185%，其中，新型儲能的新增投運規(guī)模最大，并且首次突破10GW，達到10.3GW，同比增長119%。從技術路線來看，2021年抽水蓄能在全球電力儲能累計裝機中所占比例為86.2%，仍為主要裝機技術路線。新型儲能累計裝機在全球電力儲能占比從2.2%提升至12.1%，為最具潛力的技術路線。新型儲能裝機規(guī)模保持高速增長，電化學為主要裝機形式。全球新型儲能累計裝機規(guī)模從2017年的3.8GW增長到2021年的25.4GW，CAGR為60.8%。截至2021年底，全球新型儲能的累計裝機規(guī)模為25.4GW，同比增長67.7%，其中，鋰離子電池占據(jù)絕對主導地位，市場份額超過90%。全球新型儲能新增裝機規(guī)模從2017年的1.8GW增長至2021年的10.3GW，CAGR為54.7%，保持高速增長態(tài)勢。其中，全球電化學儲能新增裝機規(guī)模從2017年的1.16GW，增長至2021年的8.66GW，CAGR為65.3%。新型儲能在電源側、用戶側、電網(wǎng)側分布相對均衡，美國、中國、歐洲為前三大新型儲能裝機市場。從應用分布看，2021年電源側、電網(wǎng)側和用戶側中的新增裝機占比基分別為37%、32%、31%，相對比較均衡。從新增新型儲能市場區(qū)域分布來看，美國、中國、歐洲為前三大新型儲能新增裝機市場，2021年新增新型儲能裝機占比分別為34%、24%、22%。截至2021年，全球電力系統(tǒng)中已投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模排名前七位的國家分別是美國、中國、韓國、英國、德國、澳大利亞和日本，上述國家2021年新增裝機規(guī)模合計8.6GW，約占全球新增裝機總量的84%。全球碳中和主題支撐長期儲能需求，2022-2025年全球儲能新增需求量約630GWh。據(jù)測算，全球2022-2025年發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶側、5G基站、其他輔助服務新增儲能需求量分別為190GWh、34.4GWh、364.9GWh、30.3GWh、10.4GWh，總共約630GWh。發(fā)電側：利好政策加速需求增量釋放，2025年新增需求量達50.6GWh。發(fā)電側以新能源發(fā)電配套為主，我們假設2022-2025年：1）全球光伏新增裝機容量分別約250GW、330GW、400GW、480GW，其中集中式占比約60%，對應150GW、198GW、240GW、288GW；全球風電新增裝機容量分別約98.8GW、107GW、115.9GW、133.3GW。2）風電光伏電站配置儲能的滲透率分別為20%、30%、40%、60%。3）發(fā)電側功率配置比例分別為13%、15%、17%、20%。3）儲能配置時長均為2小時級別。測算得出2022年發(fā)電側儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為6.5GW/12.9GWh，2025年分別達50.6GW/101.1GWh，容量規(guī)模三年CAGR為98.4%。電網(wǎng)側：電網(wǎng)側存量與新增雙輪并行，2025年新增需求量約為16.3GWh。電網(wǎng)側以輔助服務（即調頻調峰）為主，分存量及增量市場。截止2021年底全球可再生能源裝機存量市場約2807GW，我們假設2022-2025年：1）全球可再生能源裝機每年增量約為440GW，573GW、690GW、823GW。2）2022-2025年存量裝機儲能配備滲透率分別為1.3%、1.5%、2.0%、3.0%；增量裝機儲能配備滲透率分別為7%、9%、12%、15%。3）電網(wǎng)側功率配置比例為3%。4）儲能配置時長均為1小時。則預計2022年電網(wǎng)側儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為3.5GW/3.5GWh，2025年分別達16.3GW/16.3GWh，容量規(guī)模三年CAGR為67.5%。用戶側：高電價持續(xù)驅動用戶側高增，2025年新增需求量約為147.7GWh。我們假設2022-2025年：1）全球分布式光伏新增裝機量分別約為100GW、132GW、160GW、192GW。2）分布式光伏儲能配備滲透率分別為13%、20%、23%、27%。3）用戶側功率配置比例為95%。3）海外戶用儲能配置時長一般為2-4小時，取3小時平均值進行估算。則預計2022年用戶側儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為12.4GW/37.1GWh，2025年分別達49.2GW/147.7GWh，容量規(guī)模三年CAGR為58.6%。5G基站：輔助服務空間需求可觀，2025年新增需求量約為15.1GWh。5G基站配置的儲能除作為應急電源外，其本身也是一個以輔助服務角色，參與電網(wǎng)調頻調峰的儲能站。我們假設2022-2025年：1）全球5G基站新建數(shù)量分別為110、140、170、210萬個；2）5G基站配置儲能的滲透率分別為18%、27%、45%、60%；3）儲能功率配置比例為100%；4）儲能配置時長由3.5小時增加到4小時。則測算可得2022年5G基站配置儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為0.6GW/2.1GWh，2025年分別達3.8GW/15.1GWh，容量規(guī)模三年CAGR為85.3%。2.2美國：全球最大儲能市場，政策端持續(xù)發(fā)力支撐美國儲能市場迎來增長爆發(fā)期，2025年新增儲能裝機量預計達7.3GW。2020年起，美國儲能市場迎來增長爆發(fā)期，2021年新增儲能裝機量約3.53GW（按照配置2小時估算，約合7.06GWh），同比增長138%。據(jù)WoodMackenzie預測，2025年美國年度新增儲能裝機量預計達7.3GW（按照配置2小時估算，約合14.6GWh）。2020-2025年，五年CAGR達40%。細分儲能技術路線來看，現(xiàn)存儲能裝機依舊以抽水儲能為主，占比88.2%，但低于全球平均水平，電化學儲能技術發(fā)展領先。公用事業(yè)公司是美國儲能布局主力軍，供電側儲能占據(jù)主導地位。供電側包括發(fā)電側及輸配側，是美國儲能新增裝機的主要組成部分。美國儲能新增裝機量主要由大型電力公司負責執(zhí)行，2019年NVEnergy公司、洛杉磯水電局、PG&E等電力公司先后部署1200MW太陽能發(fā)電項目的配套電池儲能、300MW電池儲能系統(tǒng)及567MW的三個電池儲能項目。2020-2025年預計美國供電側新增儲能裝機量占總體新增儲能規(guī)模的75.6%、84.7%、79.2%、77.9%、76.8%、75.6%，長期穩(wěn)定在3/4的高位水平。政策是美國供電側儲能發(fā)展一大驅動力，布局力度全球領先。美國作為全球最大的儲能市場，長期依靠積極政策驅動儲能市場高速發(fā)展。其中，美國儲能政策多從電力公司裝機量入手制定目標，可解釋上述美國供電側儲能裝機占比較高的特點。紐約州、新澤西州、加利福尼亞州、俄勒岡州、馬薩諸塞州等州均已制定了明確的儲能裝機目標數(shù)量，并配備相應行政約束或法律約束條款，且這類州級目標政策均面向特定的電力公司，由電力公司統(tǒng)一執(zhí)行，促進供電側儲能規(guī)模實現(xiàn)確定性增長。除此之外，內華達州、猶他州、科羅拉多州等十多個區(qū)域雖沒有制定明確具有約束力的儲能裝機目標，也宣告了大規(guī)模采購的公告，穩(wěn)定發(fā)電側儲能裝機需求。政策有望出臺，助力用戶側儲能裝機。ITC政策原針對光伏等清潔能源裝機，個人或商業(yè)機構安裝清潔能源可抵扣所得稅，以此為用戶側裝機提供經(jīng)濟支持。長期以來儲能作為清潔能源的附屬裝置，必須與符合條件的可再生能源裝置配套部署，且由可再生能源產生的電量占比超過75%時才可享受ITC稅收優(yōu)惠。2021年5月，拜登提出的預算方案中，首次包括了制定針對獨立部署儲能項目的ITC政策，政策力度向儲能傾斜，預計用戶側儲能項目需求將穩(wěn)步提升。2.3歐洲：用戶側發(fā)展較成熟，高電價凸顯儲能經(jīng)濟性歐洲儲能市場成熟，年裝機量保持穩(wěn)定增長。歐洲儲能市場經(jīng)過近十年的發(fā)展，取得了顯著而穩(wěn)定的增長。據(jù)歐洲儲能協(xié)會統(tǒng)計，2018-2020年歐洲年度非抽水儲能新增裝機量分別約為1067MWh、1099MWh、1693MWh，同比增速87.0%、3.0%、54.0%。2015年歐洲非抽水儲能累計裝機量約0.6GWh，至2021年達8.3GWh，六年CAGR約54.94%。用戶側儲能市場蓬勃發(fā)展，個別國家實現(xiàn)高滲透率。2020年歐洲非抽水儲能裝機中，戶用裝機約712MWh，工商業(yè)裝機約140MWh，供電側裝機約841MWh，用戶側占比達50.3%。相較于美國不到1/4的占比水平，2017-2020年歐洲用戶側非抽水儲能占比分別為49.9%、42.0%、56.9%、50.3%，長期占據(jù)儲能市場關鍵地位，且其中以住宅戶用為主。分國家來看，德國、意大利、英國系歐洲住宅戶用儲能前三大國，裝機量占歐洲總量的66%、12%、5%，其中德國近70%的戶用光伏系統(tǒng)配備了儲能裝置，實現(xiàn)高滲透率。歐洲高電價支持儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性。據(jù)EuPDResearch測算，2018-2020年歐洲光伏度電成本約0.098歐元/kWh、0.096歐元/kWh、0.096歐元/kWh，光伏+儲能系統(tǒng)度電成本約0.162歐元/kWh、0.159歐元/kWh、0.147歐元/kWh。歐洲長期以來戶用電價較高，2018-2020年歐洲平均戶用電價約為0.216歐元/kWh、0.216歐元/kWh、0.213歐元/kWh，作為對照美國平均戶用電價約為0.107歐元/kWh、0.108歐元/kWh、0.110歐元/kWh，因而在歐洲儲能系統(tǒng)具備經(jīng)濟性，驅動住宅自發(fā)采用儲能裝備。其中，德國是全歐洲電價最高的國家，2020年戶用電價達0.314歐元/kWh，從而解釋了其儲能高滲透率的原因。歐洲儲能主要依靠經(jīng)濟性驅動，政策端統(tǒng)籌力度不足。對比美國強有力的確切目標或長期稅收補貼政策，歐盟政策停留在建設示范性項目或支持研發(fā)支出等，政策端力度相對薄弱。同時，不同于美國儲能項目大多由電網(wǎng)運營商統(tǒng)一采購，歐洲為了保持儲能市場具有競爭性將儲能設施歸儲能廠商所有，禁止作為電網(wǎng)運營商的資產。供電側儲能系統(tǒng)一定程度上帶有公共物品性質，儲能廠商過度競爭可能會導致效率下降，遏制了供電側儲能市場的發(fā)展。2.4澳洲：儲能配置比例較高，市場潛在空間廣闊澳洲儲能特點系小總量、高滲透率。據(jù)WoodMackenzie統(tǒng)計測算，2020年澳洲新增儲能裝機量約1.2GWh，同比增長140.5%，累計儲能裝機達到2.7GWh。其中，發(fā)電側及輸配側新增裝機量672MWh，用戶側新增裝機量約581MWh，在規(guī)模上小于歐洲及美國。但從滲透率，即儲能累計裝機占光伏及風電累計總裝機量的比值來看，澳洲光伏、風電、儲能累計裝機量分別為17.6GW、9.5GW、2.7GWh，比值約為0.10；而美國與歐洲的這一比值分別為0.06、0.016，可見澳洲給可再生能源配備儲能裝備的滲透率較高。澳洲儲能兼?zhèn)浣?jīng)濟性及政策驅動，項目趨于大型化。一方面，澳洲2020年居民電價約為0.21歐元/kWh，與歐洲平均電價相仿，光伏+儲能度電成本約為0.15歐元/kWh，在澳洲具備經(jīng)濟性，推升用戶側儲能需求。另一方面，澳洲相較于歐洲積極布局利好政策，各州在用戶側出臺切實的補貼及獎勵政策，在供電側建立補貼基金建設電網(wǎng)級別儲能項目，為儲能需求提供有力支撐。政府統(tǒng)籌規(guī)劃促使澳洲儲能項目趨于大型化，2020年電網(wǎng)側項目平均容量約50MW，去除100MW以上的三個新項目后平均約為19.2MW，作為對照美國PJM電力市場大型儲能項目平均容量約12MW，澳洲儲能項目大型化趨勢明顯。澳洲可再生能源潛力巨大，儲能市場空間廣闊。澳洲的可再生能源資源具有天生優(yōu)勢，光照資源排名世界第一，80%以上的地面光照強度超過2000kWh/平方米，且澳大利亞中部地區(qū)地廣人稀，適合大規(guī)模太陽能項目的建設。據(jù)CarbonTrackerInitiative計算，在可再生能源供需關系上，澳洲潛在可開發(fā)的光伏及風電能源遠大于居民需求，居于世界第三。由此推測，目前澳洲儲能總量偏小可能系人口密度較低，用電需求少所致，隨著未來跨國跨地區(qū)電力輸送機制的成熟，預計澳洲儲能市場空間將進一步打開。3國內：政策驅動發(fā)電側先行，需求拐點即將來臨3.1雙碳目標加速能源結構專家，新型儲能需求爆發(fā)在即2060碳中和目標下非化石能源成為主要能源供給。中國制定目標在2030年前二氧化碳排放量達到峰值，2060年前實現(xiàn)碳中和。我國實現(xiàn)碳中和核心在于能源結構的清潔化、低碳化，能源結構將加速向非化石能源轉變，根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織的數(shù)據(jù)，預計一次能源需求峰值61億噸標準煤左右，2035年后能源消費出現(xiàn)負增長，2050、2060年能源消費總量預計分別為60.0、59.0億噸標準煤，其中非化石能源消費占一次能源消費比重有望達75%、90%。遠期清潔能源裝機占比超過90%，風電光伏裝機成為電源裝機增量主體。長期目標實現(xiàn)能源裝機全面脫碳，清潔能源占據(jù)絕對體量，根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預測，至2050、2060年，我國電源總裝機分別可達74.3億kW、79.4億kW，非化石能源裝機占比有望提升至92%、97%，風電累計裝機分別達到22.0億kW、25.0億kW，光伏累計裝機分別達到34.5億kW、38.0億kW。新增裝機結構中，至2050年，光伏、風電新增裝機分別有望達到120GW、70GW，清潔能源成為能源結構的絕對主體。2060年，非化石能源發(fā)電量占比有望達到88%，風電光伏發(fā)電量占比有望達到63%。2021年，非化石能源發(fā)電量占比為40%，其中風電、光伏發(fā)電量占比分別為7.79%、3.89%。隨著清潔能源成為主導電源，非化石能源發(fā)電量占比持續(xù)提升。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織數(shù)據(jù)，預計至2025年，非化石能源發(fā)電量占比有望達到42.6%，其中光伏、風電發(fā)電量占比分別為7.9%、11.4%。至2060年，非化石能源發(fā)電占據(jù)主要地位，非化石能源發(fā)電量占比有望達到88.0%，其中光伏、風電發(fā)電量占比分別為30.5%、32.4%。我國儲能市場尚處于起步階段，可再生能源并網(wǎng)儲能裝機占比快速提升。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，截至2021年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模46.1GW，同比增長29.5%。2015-2021年中國累計投運儲能規(guī)模占全球市場總規(guī)模比值由11.0%提升至22.0%，重要性逐年凸顯。從細分結構來看，2021年我國電源側、電網(wǎng)側、用戶側儲能占比分別為41%、35%、24%，工商業(yè)的盈利性較好驅動用戶側儲能裝機占比快速提升，較2020年提升22個百分點。電化學儲能市場發(fā)展迅速，累計裝機量已居世界前列。截至2021年底我國電化學儲能的累計裝機規(guī)模位居世界第二，為5.12GW，同比增長56.5%，在各類儲能技術中占比11.8%，相較2020年底的9.2%提升2.6個百分點；在各類電化學儲能技術中，其中鋰離子電池儲能占比91%，累計裝機規(guī)模為4.67GW。國家及各省份層面積極出臺儲能支持政策，發(fā)力儲能建設。2015年起，無論是國家層面還是各省份層面，都從支持政策、配置比例、市場要求、市場化交易機制等多方面對我國儲能發(fā)展提供支撐。（1）國家層面：2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，指出到2025年實現(xiàn)新型儲能商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展，裝機規(guī)模需達到30GW，2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化，正式提出具體的數(shù)值規(guī)劃目標。并且，此次政策發(fā)布主要從電源側切入，規(guī)劃布局一批配置儲能的大規(guī)模新能源電站。預計政策端發(fā)力推進供電側先行起量，逐步帶動用戶側實現(xiàn)儲能系統(tǒng)的全面布局。2022年2月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，要求2025年電化學儲能技術性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%以上。2022年6月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，明確新型儲能獨立市場主體地位，促進儲能在電源側、電網(wǎng)側、用戶側多場景應用。（2）地方層面：部分地區(qū)通過度電補貼的形式對儲能建設提供支持。例如：西安市對2021年1月1日至2023年12月31日期間建成運行的光伏儲能系統(tǒng)，自項目投運次月起對儲能系統(tǒng)按實際充電量給予投資人1元/千瓦時補貼；新疆對符合要求的電儲能設施充電量進行補償，標準為0.55元/kWh。部分地區(qū)要求/建議新能源發(fā)電項目配置儲能。例如：內蒙

《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》優(yōu)先支持光伏+儲能項目建設，光伏電站儲能容量不低于5%，儲能市場在1h以上；甘肅《關于加快推進全省新能源存量項目建設工作的通知》（2021）鼓勵在建存量項目按河西5市（酒泉、嘉峪關、張掖、金昌、武威）配置10%-20%儲能，其他地區(qū)按5%-10%配置配套儲能設施。國內儲能行業(yè)標準體系仍需完善，標準化進程有望提速。2020年1月，國家能源局綜合司印發(fā)《關于加強儲能標準化工作的實施方案》，方案指出儲能標準化建設工作重點任務包括建立儲能標準化協(xié)調工作機制、建設儲能標準體系、推動儲能標準化示范、推進儲能標準國際化。到2021年，形成政府引導、多方參與的儲能標準化工作機制，推進建立較為系統(tǒng)的儲能標準體系，加強儲能關鍵技術標準制修訂和儲能標準國際化。3.2政策疊加技術降本，商業(yè)模式逐步清晰現(xiàn)階段對政策依賴性較高，經(jīng)濟性有待發(fā)掘。從經(jīng)濟性測算角度出發(fā)，發(fā)電側主要考慮電站配置儲能是否達到收支平衡，用戶側儲能分工商業(yè)光儲自發(fā)自用、住宅光儲自發(fā)自用+余電上網(wǎng)等應用場景測算電費的節(jié)省程度。由于度電成本還有較大下降空間，且中國戶均用電量較少而銷售電價又遠低于歐美國家，因此在無政府補貼的情況下，安裝戶用儲能的經(jīng)濟性尚弱。對標美國、歐洲、澳洲三大儲能市場，中國儲能市場的電價水平、用電需求更類似于美國，需要依賴強有力的政策驅動。1）發(fā)電側：電站配置儲能提升消納能力及穩(wěn)定性。在當前組件、電芯價格下，集中式光伏電站系統(tǒng)建設成本約4.1元/W、儲能系統(tǒng)建設成本約2.1元/Wh、光伏平均有效年發(fā)電小時數(shù)約1200小時，假設按照10%比例配置儲能、配置儲能時長約2小時，100MW集中式光儲電站度電成本約0.46元/kWh。據(jù)國家發(fā)改委政策，2021年后取消對光伏發(fā)電上網(wǎng)補貼，新建項目按照當?shù)厝济弘妰r平價上網(wǎng)，我國各地燃煤電價區(qū)間約在0.2-0.45元/kWh之間，發(fā)電側安裝儲能尚未達到經(jīng)濟性拐點。當光伏電站系統(tǒng)成本降至3.5元/W、儲能系統(tǒng)成本降至1.7元/Wh以下時，度電成本可降至0.4元/kWh以下，部分地區(qū)具備經(jīng)濟性。2）用戶側商業(yè)模式一：用戶側工商業(yè)光儲自發(fā)自用。在當前組件、電芯價格下，分布式工商業(yè)光伏電站系統(tǒng)建設成本約4.2元/W、儲能系統(tǒng)建設成本約2.4元/Wh、光伏平均有效年發(fā)電小時數(shù)約1200小時，假設按照40%比例配置儲能、配置時長為2小時、尖峰電價上浮20%進行計算，10MW工商業(yè)分布式光儲電站度電成本約0.52元/kWh。2021年我國各地工商業(yè)銷售電價在0.39-0.75元/kWh之間，在國內大部分地區(qū)工商業(yè)自發(fā)自用這一模式下具備經(jīng)濟性。工商業(yè)分布式光伏電站配儲能必要性較弱。在上述電站假設下進一步計算工商業(yè)分布式光儲電站的資本金內部收益率（IRR）。在當前系統(tǒng)價格下、全國工商業(yè)用電平均電價0.6元/kWh，工商業(yè)分布式光儲電站IRR約為11.7%。但考慮到工商業(yè)分布式電站的應用場景特點，光伏發(fā)電高峰與工商業(yè)用電高峰重合度較高、工商業(yè)用電需求較大，工商業(yè)配置儲能的必要性較弱。3）用戶側商業(yè)模式二：住宅用戶側光儲“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式。居民用電相對工商業(yè)場景用電量較小。我們假設10%發(fā)電量自用、90%并入電網(wǎng)，且自用部分通過儲能儲存下來之后用于峰值電價時段使用。在當前組件、電芯價格水平下，假設按照90%比例配置儲能、配置時長為2小時、尖峰電價上浮30%進行計算，光伏系統(tǒng)初始建設成本約3.8元/W，儲能系統(tǒng)初始建設成本約2.3元/Wh，年度光儲系統(tǒng)運維費用約1000元，20kW戶用分布式光儲電站度電成本約0.59元/kWh，內部收益率為0.99%。在當前價格下，不配置儲能的戶用分布式IRR約為8.2%，戶用分布式光伏配置儲能的經(jīng)濟性較弱。盈利改善預期：1）當光伏系統(tǒng)成本降至3元/W，儲能系統(tǒng)成本降至2元/Wh時，IRR可提升至3.7%；2）當峰時電價上浮幅度超過100%時，內部收益率可達到8%以上，經(jīng)濟性相對可觀。3.3需求拐點即將來臨，未來廣闊市場空間長期來看可再生能源發(fā)電占比提升，將有效釋放儲能廣闊需求空間，2022-2025年國內儲能新增需求量約179GWh。據(jù)測算，國內2022-2025年發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶側、5G基站、其他輔助服務新增儲能需求量分別為41.1GWh、26.2GWh、77.9GWh、27.9GWh、5.7GWh，總共約179GWh。1）發(fā)電側：政策驅動清潔能源配備率提升，2025年新增需求量達20.3GWh。發(fā)電側以新能源發(fā)電配套為主，我們假設2022-2025年：1）國內光伏新增裝機容量分別約80GW、90GW、100GW、110GW，其中集中式占比50%，對應約40GW、45GW、50GW、55GW；

我國2022-2025年風電新增裝機容量分別約55GW、60GW、70GW、80GW。2）儲能配置滲透率分別為17%、21%、24%、30%。3）發(fā)電側功率配置比例分別為12%、15%、18%、25%。4）儲能配置時長均為2小時級別。從而測算得出2022年發(fā)電側儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為1.9GW/3.9GWh，2025年分別達10.1GW/20.3GWh，容量規(guī)模三年CAGR為73.5%。2）電網(wǎng)側：滿足電力調峰調頻需求，2025年新增需求量約為14.6GWh。電網(wǎng)側以輔助服務（即調頻調峰）為主，分存量及增量市場。截止2021年底我國可再生能源裝機存量規(guī)模930GW，我們假設2022-2025年：1）電力裝機增量分別約為150GW、170GW、195GW、220GW；2）2022-2025年存量裝機儲能配備滲透率分別為2.2%、3.5%、5.5%、8.0%；增量裝機儲能配備滲透率分別為7%、8%、12%、18%。3）電網(wǎng)側功率配置比例為3%。4）儲能配置時長均為1小時。則預計2022年電網(wǎng)側儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為1.7GW/1.7GWh，2025年分別達14.6GW/14.6GWh，容量規(guī)模三年CAGR為102.8%。3）用戶側：降本逐漸釋放用戶側空間，2025年新增需求量約為36.6GWh。用戶側主要考慮光儲系統(tǒng)的普及。我們假設2022-2025年：1）我國分布式光伏新增裝機量分別約為40GW、45GW、50GW、55GW。2）分布式光伏儲能配備滲透率分別為8%、16%、25%、37%。3）用戶側功率配置比例為90%。4）儲能配置時長均為2小時。則2022年用戶側儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為2.9GW/5.8GWh，2025年分別達18.3GW/36.6GWh，2022-2025容量規(guī)模三年CAGR為85.3%。4）5G基站：功耗相對4G基站大幅增加，儲能備用電源成為必選項，2025年新增需求量約為13.4GWh。我國是目前5G基站配置儲能的最大需求市場，目前我國5G基站儲能累計裝機量占到全球比例約60%，2021年國內新增5G基站超過60萬個，我們假設2022-2025年：1）我國5G基站新建數(shù)量分別為80、100、120、140萬個；2）5G基站配置儲能的滲透率分別為25%、35%、60%、80%；3）儲能功率配置比例為100%；4）儲能配置時長由3.5小時增加到4小時。則測算可得2022年5G基站配置儲能新增容量規(guī)模及能量規(guī)模分別為0.6GW/2.1GWh，2025年分別達3.4GW/13.4GWh，容量規(guī)模三年CAGR為85.7%。4儲能市場方興未艾，產業(yè)鏈競爭格局初顯儲能產業(yè)鏈結構清晰，電池及變流器占據(jù)絕大部分價值量。儲能產業(yè)鏈上游系電池組原材料，中游是儲能核心設備，下游指儲能系統(tǒng)的安裝和運營。中游是儲能產業(yè)鏈的核心部分，包括電池組、PCS、BMS、系統(tǒng)集成商等。從價值量來看，電池組和PCS占據(jù)了儲能產業(yè)鏈中游的絕大部分，分別占比約60%、20%，市場空間最為廣闊。近幾年儲能市場格局變化明顯，未來預計有其他領域巨頭公司切入。儲能產業(yè)鏈整體來看具備以下特點：1）市場尚處于發(fā)展初期，競爭格局未定，兩年內各家廠商排名調整較大。2）儲能各環(huán)節(jié)均有對應的相類似的成熟市場，現(xiàn)有主要廠商大多是從成熟市場橫向擴展業(yè)務線切入儲能行業(yè)。3）縱向一體化延伸布局是國內儲能市場的大趨勢。儲能系統(tǒng)成本下降空間較大。儲能時長、項目規(guī)模、電池材料體系以及項目部署國家均是影響儲能項目成本的因素。根據(jù)BNEF數(shù)據(jù)，2020年一個完成安裝的、4小時電站級儲能系統(tǒng)的成本范圍為235-446美元/千瓦時。截至2020年底，全球儲能系統(tǒng)成本約299美元/kWh，其中電池成本占比55%，BOS成本占比12%、PCS成本占比3%、EPC成本占比10%；預計至2025年、2030年儲能系統(tǒng)成本分別有望下降至209美元/kWh、167美元/kWh，相比2020年下降幅度達到30%、44%。4.1儲能電池：產業(yè)鏈核心技術體現(xiàn)，磷酸鐵鋰滲透率有望提升儲能電池是儲能系統(tǒng)核心技術所在，鋰離子電池系長期技術路線。儲能電池在系統(tǒng)成本結構中占比達60%，占據(jù)了價值鏈的主要部分。按技術路線儲能電池可分為鋰離子電池、鉛酸電池、鈉硫電池、液流電池等，其中鋰離子電池由于能量密度高、適用溫度范圍廣、使用壽命長等優(yōu)勢成為市場主流，2000-2020年累計裝機規(guī)模占比達到92%。磷酸鐵鋰電池具高安全性、長壽命及低成本優(yōu)勢，符合儲能領域要求。根據(jù)電池的正極化學物質不同，現(xiàn)行儲能領域應用較多的鋰離子電池有磷酸鐵鋰電池及三元鋰電池，前者以磷酸鐵鋰為正極，后者以鎳鈷錳酸鋰或鎳鈷鋁酸鋰為正極。對比而言，磷酸鐵鋰電池熱穩(wěn)定溫度范圍大、電池循環(huán)壽命長且原材料簡單易得，因此具有高安全性、長壽命及低成本等顯著優(yōu)勢；三元電池則具有能量密度高這一核心優(yōu)勢點。在動力電池領域，汽車空間有限因而三元電池的高能量密度能有效提升續(xù)航里程，而儲能領域放寬這一要求，凸顯了磷酸鐵鋰電池的安全性及成本優(yōu)勢。鈉離子電池部分性能已具備一定優(yōu)勢，但目前仍處于產業(yè)化初期。早在20世紀70年代，鈉離子電池概念便被提出，但目前仍處于產業(yè)化初期。2021年7月，寧德時代發(fā)布第一代鈉離子電池。與鋰離子電池相比，鈉離子電池擁有四大優(yōu)勢：一是鈉離子資源豐富且分布均勻，鈉的地殼元素含量排名第六，這就意味著在開發(fā)供應和成本方面，鈉有著一定的優(yōu)勢；二是鈉離子化合物價格穩(wěn)定且低廉；三是鈉離子電池電化學性能相對穩(wěn)定，熱穩(wěn)定性、循環(huán)性能、充電及低溫性能綜合實力較為均衡，更具安全性；四是在制造工藝方面，鈉離子電池可以與目前的鋰離子電池制造工藝和設備相兼容。但是目前鈉離子電池在能量密度以及循環(huán)次數(shù)上仍存在一定瓶頸。動力廠商進軍儲能領域，市場格局調整明顯。一方面儲能電池對于能量密度及技術的要求低于動力電池，另一方面儲能電池生產普遍可直接沿用動力電池產線，因此動力電池廠商進入儲能電池領域具有天生優(yōu)勢。2020年各大動力電池廠商通過成立合資公司等方式布局儲能領域，對比2018年與2020年中國新增投運電化學儲能電池供應商情況，兩年內億緯動力、國軒高科、比亞迪等頭部動力電池廠商實現(xiàn)了市占率的大幅提升，寧德時代也從第二名一躍成為頗具領先優(yōu)勢的儲能電池出貨量第一。同時，由于儲能電池技術壁壘低于動力電池，預計未來競爭程度會更加激烈，市場格局在短期內仍存在大幅調整可能。4.2PCS：逆變器龍頭具技術優(yōu)勢，產品逐步實現(xiàn)細分化儲能變流器（PCS）系儲能系統(tǒng)核心零部件，成本占比約20%。儲能變流器（PCS）處于蓄電池組和電網(wǎng)之間，實現(xiàn)電能的雙向轉換，放電時可以將蓄電池的直流電轉變?yōu)榻涣麟娸斔徒o電網(wǎng)，充電時可以將電網(wǎng)的交流電整流為直流電實現(xiàn)充電?，F(xiàn)行市場上PCS產品可分為單相PCS和三相PCS，在裝置組成、系統(tǒng)電壓等方面均有所區(qū)別。不同應用場景對應不同功率等級的儲能變流器。戶用PCS多與戶用光伏配合使用，作為電量搬移、電費管理、應急電源等，對安規(guī)、ECM及噪聲等要求較高，功率通?！?0kW

（單相）；工商業(yè)PCS與分布式光伏發(fā)電結合，自發(fā)自用余電上網(wǎng)或削峰填谷利用峰谷電價差異獲利，部分用戶也用其擴容，多設計為可并聯(lián)擴展的標準功率單元，功率通常為20/30，50/100kW（三相）；大功率集中式PCS采用大功率IGBT模塊設計的變流器，同功率下體積可做到最小、變換效率相對較高、使用功率器件較少，系統(tǒng)可靠性得到保證，功率通常為200/500/1250kW（三相）；儲能電站用PCS系統(tǒng)方案一般采用IGBT模塊設計，變流器安裝到集裝箱內部，放置于室外，功率通常為1～200MW（三相）。PCS市場集中度相對較高，競爭格局仍存變數(shù)。以2020年中國新增投運電化學儲能項目的儲能變流器供應商來看，我國儲能變流器CR3約為49%，2018年CR3約為48%，市場集中度相對較高且保持穩(wěn)定。進一步從內部競爭排名來看，格局仍存在較大變數(shù)。2020年前三大供應商分別為陽光電源、科華、索英電氣，市占率分別為20%、16%、13%，其中陽光電源及索英電氣在2018年市占率僅為12%、3%，排名第五及第八，兩年內實現(xiàn)了市占率的快速提升，市場格局重新調整。儲能變流器廠商多為原光伏逆變器制造商，光伏逆變器龍頭有望實現(xiàn)產業(yè)鏈延伸。儲能目前的發(fā)展階段與光伏具有高度關聯(lián)性，在技術原理及下游客戶上都有較高的重疊度，陽光電源、科華、HYPERLINK"/S/SZ300827?from=status_stock_