中國儲能網(wǎng)訊：
儲能行業(yè)深度報告：中美大儲，給時間以能源
（報告出品方/作者：申萬宏源研究，朱棟、王霖、王子越）
1. 中美儲能市場舉足輕重，滲透率迎來加速提升
1.1 當(dāng)前時點，為何要重視中美大儲市場
21 年全球電化學(xué)儲能新增裝機突破 11GW，中國和美國為新增裝機最大的兩個地區(qū)。 根據(jù) CNESA 的數(shù)據(jù)，21 年全球電化學(xué)儲能新增投運裝機規(guī)模達到 11.12GW，同比增長 135%，新增項目主要集中在中美表前儲能及歐洲戶儲。20-21 年，全球新型儲能新增投運 地區(qū)分布中，中美歐合計占比超過 80%，占據(jù)主導(dǎo)地位。中國和美國連續(xù)兩年成為全球電 化學(xué)儲能新增規(guī)模最大的兩個地區(qū)，貢獻市場主要增量。
中美儲能市場滲透率迎來加速提升，行業(yè)進入高景氣度階段?；趯χ忻纼δ苁袌稣?策、產(chǎn)業(yè)趨勢和產(chǎn)品技術(shù)的邊際變化研究，我們發(fā)現(xiàn)：1）政策端，中美對于儲能發(fā)展均出 臺諸多鼓勵政策，覆蓋儲能補貼、儲能主體市場地位確立、儲能參與電力市場激勵政策等 諸多方面；2）產(chǎn)業(yè)端，隨著中美光伏新增裝機有望在 23 年恢復(fù)快速增長，并且儲能鋰電 成本端壓力逐步緩解，儲能項目大規(guī)模開發(fā)期即將到來；3）行業(yè)技術(shù)端，大容量電芯及長 循環(huán)壽命技術(shù)不斷成熟，產(chǎn)業(yè)化進展順利，鈉電也即將在 23 年開啟產(chǎn)業(yè)化。
1.2 政策利好：22 年政策頻出，23 年成效漸現(xiàn)
1.2.1 中國：儲能規(guī)劃目標不斷上修，政策打開儲能經(jīng)濟性空間
從國家到地方，“十四五”規(guī)劃均明確了儲能裝機的目標。《關(guān)于加快推動新型儲能 發(fā)展的指導(dǎo)意見》和《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》兩篇綱領(lǐng)性文件在 22 年前后發(fā) 布，國家層面明確到 25 年新型儲能裝機目標達到 30GW。22 年以來，各省出臺了各自的 十四五能源規(guī)劃，從已公布的 16 個省看，目前地方規(guī)劃的新型儲能裝機規(guī)模合計超過 40GW。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，各省規(guī)劃的 25 年新型儲能發(fā)展目標合計有望超過 60GW。根據(jù) 我們測算，按照新建的集中式風(fēng)光項目配儲 20%和 2h 的要求，25 年電化學(xué)儲能累計裝機 有望達到 50GW。從國家到地方的儲能裝機目標逐步明確，未來 5 年儲能發(fā)展的確定性隨 之增強。
源網(wǎng)側(cè)容量租賃模式逐步落地
容量租賃增厚獨立儲能收益，山東和河南先后出臺支持儲能容量租賃的政策。22 年 8 月，河南發(fā)布《關(guān)于印發(fā)河南省“十四五”新型儲能實施方案的通知》，其中明確建立共 享儲能容量租賃制度，容量租賃參考價為 200 元/kWh*年，并支持簽訂 10 年以上的長期 租賃協(xié)議和合同。22 年 9 月，山東印發(fā)《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干 措施》，文件指出山東省電力交易中心將按月度組織撮合儲能容量租賃。容量租賃模式的 鼓勵政策逐步落地，配合各地強制配儲要求，獨立儲能容量租賃的收益空間將逐步打開。
用戶側(cè)峰谷價差拉大
分時電價機制優(yōu)化，多地峰谷價差不斷拉大。自 2H21 以來，全國超過 20 個省調(diào)整分 時電價政策，適度拉大峰谷價差水平并建立尖峰電價機制，以此鼓勵工商業(yè)用戶配置儲能。 根據(jù) GGII，峰谷價差超過 0.7 元/度的地區(qū)有 21 個省市，除去 1.5 倍代理購電價格，也有 15 個省市最大峰谷價差超 0.7 元/度。目前國內(nèi)工商業(yè)儲能收入主要來源兩部分，一部分是峰谷價差套利，另一部分是利用剩余容量參與電力輔助市場競標，提供需求側(cè)響應(yīng)服務(wù)。 峰谷價差套利的收入是工商業(yè)儲能收入的大頭，收入占比可達 80%以上。我們預(yù)計，在限 電趨緊，分布式光伏滲透率提升以及電價市場化改革的推進下，國內(nèi)工商業(yè)儲能發(fā)展有望 進入快車道。根據(jù)GGII預(yù)計，22年/25年國內(nèi)工商業(yè)儲能裝機有望分別突破1GWh/5GWh。
1.2.2 美國：IRA 法案通過，政策效果將逐漸顯現(xiàn)
補貼延長+抵免增加，儲能迎政策邊際利好。22 年 8 月，美國通過通脹削減法案（IRA）， 對光伏及儲能均提出新的政策支持：1）光伏：法案的通過提供了長達十年的稅收抵免政策， 同時稅收抵免比例從 26%提升至 30%，若滿足相關(guān)條件，最高稅收抵免可提升至 70%；2） 儲能：之前光伏配儲在補貼范圍內(nèi)，IRA 首次將獨立儲能納入補貼范圍。除此之外，對于 滿足條件的大儲項目，稅收抵免比例提升，表前電力儲能的發(fā)展進一步得到政策傾斜。
1.3 產(chǎn)業(yè)趨勢：上游量價瓶頸打開，儲能大規(guī)模建設(shè)提速
1.3.1 趨勢一：中美光伏裝機有望提速
硅料產(chǎn)能釋放打開光伏裝機彈性。2022 年光伏終端需求增長旺盛，國內(nèi)多晶硅現(xiàn)貨價 從年初的24萬元/噸漲至8 月的超30萬元/噸，預(yù)計2022年國內(nèi)多晶硅供應(yīng)量為92萬噸， 可支撐交流側(cè)裝機240-250GW，下游地面電站的裝機增長仍受制于硅料供應(yīng)瓶頸和價格。 2023 年將迎硅料產(chǎn)能釋放大年，結(jié)合 Solarzoom 相關(guān)統(tǒng)計，全球硅料名義產(chǎn)能將從 22 年底的 128 萬噸增長至 23 年底的 240 萬噸，預(yù)計 23 年多晶硅全球供應(yīng)量約為 147 萬 噸，可支撐超 400GW 的交流側(cè)裝機。23 年起硅料新增產(chǎn)能開始批量釋放，對應(yīng)硅料價格 開啟下行通道，也為對組價價格敏感度較高的集中式電站項目的建設(shè)帶來了彈性。
國內(nèi)風(fēng)光大基地建設(shè)有望加快，關(guān)注大基地配儲進展。根據(jù)國家能源局、發(fā)改委文件， 我國第一批風(fēng)光大基地共涉及 18 省份，規(guī)模總計 97GW，目前 90%以上已開工建設(shè)。第 二批風(fēng)光大基地規(guī)劃到 2030 年建設(shè)風(fēng)光基地總裝機約 455GW，其中“十四五”規(guī)劃建設(shè) 風(fēng)光基地總裝機約 200GW，“十五五”規(guī)劃建設(shè)風(fēng)光基地總裝機約 255GW。目前風(fēng)光大 基地計劃將煤電作為支撐電源，其與新能源的聯(lián)合送出可減少新能源的隨機波動，發(fā)揮電 力基礎(chǔ)保障和系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用。與此同時，由于火電提速需要時間，響應(yīng)速度不如新型儲能， 新建項目配套一定比例的新型儲能可進一步提升電力穩(wěn)定外送的能力。隨著 23 年第一批風(fēng) 光大基地陸續(xù)進入裝機運行期，配儲項目有望隨之加快建設(shè)。
1H22 美國光伏短期受供應(yīng)鏈擾動，2023 年儲能有望隨光伏一同爆發(fā)。美國光伏裝機 主要由住宅、非住宅和公用事業(yè)組成，其中公用事業(yè)裝機是主要增量需求。根據(jù) SEIA 預(yù)計， 美國光伏累計裝機規(guī)模將從目前的 129GW 增長到 2027 年的 336GW，其中未來 5 年公用 事業(yè)類光伏將新增 162GW 裝機。短期美國光伏裝機受到供應(yīng)鏈擾動，根據(jù) SEIA 數(shù)據(jù)，美 國 1Q22/2Q22 公用事業(yè)光伏裝機分別達 2.2GW/2.7GW，1H22 的新增裝機處于 2019 年 以來的最低水平。但與此同時，訂單需求仍然不斷迸發(fā)，1H22 美國新簽署超過 10GW 的 公用事業(yè)光伏合同，訂單量創(chuàng) 2019 年以來的新高。目前美國給予了部分東南亞國家的太陽能組件 2 年的特定關(guān)稅豁免，我們預(yù)計 23 年美國公用事業(yè)光伏裝機有望恢復(fù)較快增長，而 美國公用事業(yè)光伏配儲比例較高，未來儲能需求將同步爆發(fā)。
1.3.2 趨勢二：電池成本有望下行
碳酸鋰價格在 22 年上半年大幅上漲至 40-50 萬元/噸，目前價格漲勢趨緩但依舊維持 50 萬元以上高位，23 年鋰資源新增供給將逐步釋放，根據(jù)天齊鋰業(yè) H 股招股說明書，23 年精煉鋰供給將超過需求，并且未來 5 年供給過剩情況將持續(xù)擴大，碳酸鋰現(xiàn)貨價格有望 進入下行通道，預(yù)計 23 年有望回落至 40 萬元/噸左右。
近年來鋰電池價格整體呈下降態(tài)勢，年降幅近 15%，21 年儲能電芯價格降至接近 0.7 元/wh，系統(tǒng)造價成本降至 1.5 元/wh，成本端的下降推升了更多投資方參與的熱情。22 年在上游原材料價格大幅上漲的背景下，電池價格跟隨上漲；23 年隨著主要原材料碳酸鋰 價格的下行，電池價格也將重回下降通道，將有力推動大儲項目建設(shè)進程。
1.3.3 趨勢三：中美儲能項目開發(fā)達百 GWh 級
中國多省份發(fā)布儲能示范項目，23 年迎裝機并網(wǎng)高峰。根據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2022 年至今已啟動的獨立儲能項目總規(guī)模達 34GW/70GWh，其中超過 30%的項目進入 EPC/ 設(shè)備招標、建設(shè)階段。自 2021 年以來，多個省份出臺多批儲能示范項目，而示范項目對于 22 年底和 23 年年中均有明確儲能并網(wǎng)投運目標，未來儲能項目進入實質(zhì)性建設(shè)的規(guī)模將 繼續(xù)擴大。22 年集采方式已經(jīng)成為國內(nèi)儲能開發(fā)商的重要采購手段，根據(jù)儲能與電力市場 統(tǒng)計，截止 22 年 11 月，已完成集采招投標的儲能系統(tǒng)+EPC 規(guī)模為 15GWh。部分央企 布局儲能系統(tǒng)集成，電池簇和 PCS 集采規(guī)模顯著增大，電芯和電池簇集采規(guī)模達 6GWh， PCS 集采規(guī)模約 4GW。我們預(yù)計，儲能項目中標至項目建設(shè)完工周期約 3-6 個月，23 年 中國儲能裝機并網(wǎng)規(guī)模將迎來高峰期，中標企業(yè)的業(yè)績將從預(yù)期階段走向兌現(xiàn)階段。
截止 3Q22，美國約有 14GW/37GWh 的儲能項目處于開發(fā)中。根據(jù)美國清潔能源協(xié) 會統(tǒng)計，截止 3Q22，美國正在開發(fā)的清潔電力項目共 132GW（相當(dāng)于可支持 3400 萬美 國家庭的電力需求），其中光伏/陸風(fēng)/海風(fēng)/電池儲能分別占 59%/17%/13%/11%。美國 正在開發(fā)的 14GW/37GWh 儲能項目地區(qū)分布上，約 5.5GW 位于加利福尼亞州，超過 2.7GW 在德克薩斯州，內(nèi)華達州和亞利桑那州均為 1.4GW 左右。
1.4 技術(shù)進步：電芯大容量/長循環(huán)/鈉電
1.4.1 電力儲能電池專用化，大容量電芯得到認可
針對大儲場景要求，大容量儲能電芯在行業(yè)內(nèi)的開發(fā)不斷成熟。大儲項目具有追求低 成本、大容量和安全性的特點。280Ah 及以上大電芯相比 50/100Ah 電芯在電力儲能的適 配優(yōu)勢明顯：1）pack 端零部件使用量減少，擁有天然的成本優(yōu)勢；2）高集成度使得體積 能量密度更高；3）后端集成和 EPC 裝配工藝簡化，大幅節(jié)省土地基建、集裝箱等方面的 成本投入；4）同等容量下并聯(lián)電池數(shù)少，方便 BMS 的安全管理。以 40 尺 2.5MWh 風(fēng)冷儲能集裝箱為例，單個集裝箱約需要 120Ah 的電芯 6510 個，280Ah 的電芯 2790 個，并 聯(lián)數(shù)目可減少一半以上。寧德時代自 2020 年量產(chǎn)推出 280Ah 磷酸鐵鋰電芯以來，目前國 內(nèi)已超過 10 家電芯企業(yè)對外銷售其 280Ah 磷酸鐵鋰電池產(chǎn)品，部分廠商開始規(guī)模生產(chǎn) 300Ah 等更大容量儲能電芯，大容量儲能電芯產(chǎn)品逐漸在行業(yè)內(nèi)走向成熟。
大容量電芯愈加得到下游項目建設(shè)方和投資方青睞，有望催化大儲滲透率提升。電池 技術(shù)演變方向之一就是單體電芯容量不斷提高，方形電芯從 50/100Ah 向 280Ah 升級成為 儲能電池專用化的重要發(fā)展方向。目前政府政策和儲能項目的招標開始向大容量電芯傾斜， 部分項目招標明確要求采用容量不低于 280Ah 的電芯。2021 年 2 月，大同市政府發(fā)布《大 同市關(guān)于支持和推動儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實施意見》，指定儲能產(chǎn)品的起點標準要達到 單體電芯容量 280Ah 及以上。2022 年，多個集采和儲能項目招標均要求儲能單體電芯不 低于 200 或 280Ah。未來隨著行業(yè)內(nèi)更多企業(yè)的跟進和布局，大容量電芯有望成為大型 ESS 市場的主流方案。
1.4.2 儲能電芯循環(huán)壽命提升明顯，有望顯著改善度電成本
動力電池側(cè)重能量密度的提升，而儲能電池更為側(cè)重循環(huán)壽命的提高。電力儲能項目 投資關(guān)注點短期內(nèi)以初始投資成本為主，中長期的趨勢來看，將更看中全生命周期成本。 電力儲能對儲能系統(tǒng)循環(huán)壽命和倍率性能要求更高，而電力儲能應(yīng)用分為容量型和功率型， 其中容量型應(yīng)用注重電池充放的經(jīng)濟性，要求電芯和系統(tǒng)具備高循環(huán)壽命和寬泛的工作溫度范圍。功率型應(yīng)用注重短時調(diào)頻的實時響應(yīng)，要求電池能短時間高倍率充放電。目前容 量型應(yīng)用是電力儲能主流，在電力儲能初始投資成本壓力較大的情況下，更高循環(huán)壽命的 電芯意味著全生命周期度電成本的降低。我們認為，隨著國內(nèi)大型儲能建設(shè)的驅(qū)動因素逐 漸由政策驅(qū)動轉(zhuǎn)向政策+經(jīng)濟性聯(lián)合驅(qū)動，項目投資方將更加青睞循環(huán)壽命高的電池，儲能 行業(yè)競爭將從重視初始投資成本轉(zhuǎn)向重視度電成本。
22 年多家公司推出高循環(huán)壽命的產(chǎn)品，有望顯著改善儲能 LCOS。行業(yè)內(nèi)儲能電芯的 循環(huán)壽命一般在 6000-8000 次。目前行業(yè)內(nèi)多家公司陸續(xù)推出高循環(huán)壽命的產(chǎn)品，例如寧 德時代 EnerC 和 EnerOne 兩款液冷儲能系統(tǒng)均可實現(xiàn)最高 12000 次循環(huán)，中創(chuàng)新航 22 年 9 月在成都成功下線循環(huán)壽命達 12000 次的電芯。當(dāng)前我國大部分電化學(xué)儲能電站度電 成本（LCOS）在 0.5 元/kWh 以上，抽水蓄能電站度電成本在 0.21-0.25 元/kWh。我們 測算，隨著電芯循環(huán)壽命的提升，遠期儲能 LCOS 有望下降至 0.3 元/kWh 左右，接近抽水 蓄能的 LCOS。
1.4.3 鈉電蓄勢待發(fā)，23 年有望成為發(fā)展元年
鈉離子電池在儲能領(lǐng)域大有可為。鈉離子電池成本具有顯著優(yōu)勢，同時安全性更高、 低溫性能和倍率性能更好，但與鋰離子電池相比，鈉離子電池能量密度低、當(dāng)前循環(huán)次數(shù) 也略低。我們預(yù)計，國內(nèi)企業(yè)多點開花。傳統(tǒng)鋰電企業(yè)的鈉電布局由寧德時代主導(dǎo)，其一代鈉電池電芯單 體能量密度高達 160Wh/kg，二代有望突破 200Wh/kg，預(yù)計 2023 年形成基本產(chǎn)業(yè)鏈。 據(jù)傳藝科技公開披露，公司 4.5GWh 鈉電產(chǎn)線、5 萬噸電解液產(chǎn)線將于 2023 年投產(chǎn)，預(yù) 估鈉電出貨價 0.6-0.7 元/Wh，預(yù)估成本 0.35-0.45 元/Wh，對應(yīng)毛利率 30%-40%。2023 年國內(nèi)鈉電量產(chǎn)出貨量有望達到 8GWh。
2. 三大對比觀中美，儲能發(fā)展啟新章
中美儲能市場為全球儲能標桿市場，兩者占全球市場規(guī)模的 60-70%。通過對比兩個 儲能市場的發(fā)展現(xiàn)狀、政策經(jīng)濟性和風(fēng)光滲透率，我們希望分析未來中美儲能滲透率變化 趨勢和產(chǎn)業(yè)鏈投資機會。同時，針對未來中美大儲市場的生態(tài)環(huán)境和商業(yè)邏輯如何演繹的 問題，我們希望站在當(dāng)前時點，給出一些前瞻性思考供參考。
2.1 中美儲能市場的發(fā)展現(xiàn)狀對比
從市場體量看，20-21 年中美儲能裝機同時迎來快速增長。20 年，中國與美國電化學(xué) 儲能新增裝機分別達到 1.56GW/1.47GW，同比增長 145%/188%；21 年，中國與美國電 化學(xué)儲能新增裝機分別達到 2.26GW/3.51GW，同比增長 45%/138%，新增裝機規(guī)模均創(chuàng) 新高。
從 22 年的月度數(shù)據(jù)看，中美儲能呈現(xiàn)景氣攀升趨勢。根據(jù)索比儲能網(wǎng)，22 年 1-10 月中國儲能中標規(guī)模合計達到 15GW/36GWh，中標涵蓋儲能系統(tǒng)、儲能 EPC 及集采。從 中標結(jié)果看，儲能系統(tǒng)中標價格集中在 1.5-1.7 元/Wh，儲能 EPC 中標價格集中在 2.1-2.3 元/Wh。根據(jù) EIA 數(shù)據(jù)，22 年 1-11 月美國儲能新增裝機超 3.1GW，其中 10 月新增裝機 達約 0.7GW，創(chuàng)近三年月度新高。由于美國儲能項目為爭取當(dāng)年優(yōu)惠政策，每年四季度為 美國儲能新增裝機旺季，預(yù)計 22 年 12 月，美國儲能新增裝機規(guī)模將繼續(xù)維持高位。
從區(qū)域分布看，中國投運的電化學(xué)儲能的地區(qū)分布偏分散，主要在山東、江蘇、青海、 廣東和內(nèi)蒙古等地。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計的 19 家主要電網(wǎng)公司和發(fā)電集團投資的電化學(xué)儲能項 目，截止 22 年 8 月，累計投運的 2.66GW 電化學(xué)儲能中，按 MW 計算，山東地區(qū)投運規(guī) 模占比最大，達到 22%。美國電化學(xué)儲能集中在加州和德州區(qū)域，根據(jù) EIA 統(tǒng)計，截止 22 年 9 月，美國電化學(xué)儲能累計投運 7.00GW，加州和德州占比最大，分別達到 54%和 17%。
從應(yīng)用場景看，中美工商業(yè)儲能和戶用儲能占比較小，均以表前儲能為主。如按容量 口徑，21 年中國表前儲能（除用戶側(cè)）占比達到 76%，1H22 美國表前儲能占比超過 80%。
國內(nèi)大儲下游主要為新能源發(fā)電集團，項目招標和集采為主要采購方式。根據(jù) CNESA 和中電聯(lián)數(shù)據(jù)，21 年中國累計投運電化學(xué)儲能 5.53GW 裝機中，三大電網(wǎng)+五大發(fā)電集團 +部分主要發(fā)電集團累計投運電化學(xué)儲能 2.0GW/4.0GWh，按功率計算占比 36%。截止 22 年 8 月，三大電網(wǎng)+五大發(fā)電集團+部分主要發(fā)電集團累計投運電化學(xué)儲能達 2.7GW/5.3GWh。 目前國內(nèi)大儲主要以電源側(cè)儲能和獨立儲能為主，單個項目投資額大、投資回收期較 長，所以國內(nèi)大儲投資方主要為新能源發(fā)電集團，以三峽能源為例，該公司目前在 19 個省 份已購置或預(yù)購置電源側(cè)電化學(xué)儲能合計約 6GWh。22 年以來，項目儲能系統(tǒng)/EPC 招標 和集采成為國內(nèi)下游大儲采購的主要方式，儲能系統(tǒng)提供商等供應(yīng)商圍繞中標競爭激烈。 根據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，截止 22 年 10 月底，央企儲能系統(tǒng)/EPC 集采規(guī)模達到 15.2GW， 參與到儲能系統(tǒng)集采的集成商已合計超過 70 家。我們認為，國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)鏈中具有下游渠 道優(yōu)勢和客戶資源的廠商將率先受益。
美國大儲下游為儲能系統(tǒng)集成商或儲能項目直接投資方，其關(guān)注產(chǎn)品品牌和全生命周 期經(jīng)濟性。美國電化學(xué)儲能項目業(yè)主由當(dāng)?shù)貎δ芟到y(tǒng)集成商、獨立發(fā)電企業(yè)和公用事業(yè)公 司構(gòu)成，下游投資方和儲能系統(tǒng)集成商格局分散，美國大儲采購主要采用訂單制采購模式。 目前儲能系統(tǒng)在美國毛利率較高，主要是因為大儲下游會針對儲能系統(tǒng)的循環(huán)效率和安全 指標等制定多項規(guī)定，如儲能系統(tǒng)集成商不滿足要求將面臨巨額罰款。儲能安全是項目運 營基礎(chǔ)，安全的基礎(chǔ)訴求決定下游投資方投資儲能系統(tǒng)將更加關(guān)注產(chǎn)品品牌和產(chǎn)品示范應(yīng) 用情況。經(jīng)濟性的核心考量決定下游投資方將更加根據(jù)產(chǎn)品全生命周期成本來投資，所以 美國儲能系統(tǒng)集成商核心關(guān)注電芯的品牌、產(chǎn)品認證和全生命周期成本。據(jù)不完全統(tǒng)計， 多家美國儲能系統(tǒng)集成商針對電池儲能未來均有大規(guī)模采購計劃，我們認為，具備品牌優(yōu) 勢和已經(jīng)切入美國儲能供應(yīng)鏈的國內(nèi)廠商有望率先受益。
2.2 中美儲能市場的政策經(jīng)濟性對比
2.2.1 中國：從強制配儲到共享儲能，儲能市場化導(dǎo)向明確
2012-2021 年，從電網(wǎng)側(cè)儲能到強制配儲，中國電化學(xué)儲能處于政策探索期。2017 年國內(nèi)儲能第一個指導(dǎo)性文件《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》出臺，2018 年 國內(nèi)電化學(xué)儲能迎來發(fā)展元年，電網(wǎng)側(cè)儲能需求率先爆發(fā)，當(dāng)年電化學(xué)儲能累計投運規(guī)模 突破 1GW。2019 年國家發(fā)改委明確電化學(xué)儲能不計入輸配電定價成本，儲能投資增速階 段性回落。隨著 2020 年雙碳目標確立，多個省份出臺鼓勵和強制發(fā)電側(cè)配儲政策，儲能投 資主體由電網(wǎng)側(cè)向電源側(cè)轉(zhuǎn)移，電化學(xué)儲能正式進入發(fā)展黃金期。國內(nèi)主要省份強制配儲 要求為新能源裝機規(guī)模的 10-20%，連續(xù)充放電時長 2-4h，新疆、內(nèi)蒙古配置要求相對較 高，分別達到 25%、4h 和 15%、4h。
2022 年，從頂層設(shè)計到實施細則，儲能市場化路徑愈加明晰。以往相關(guān)市場規(guī)則主要 明確儲能可參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場，但對于儲能參與中長期交易、現(xiàn)貨交易等市場的規(guī)則 設(shè)計不夠完善。儲能在電力市場中的身份定位和投資回報機制不夠清晰，一定程度上影響 了市場主體投資建設(shè)的積極性。2022 年 6 月發(fā)改委等部委印發(fā)《“十四五”可再生能源發(fā) 展規(guī)劃》指出“明確新型儲能獨立市場主體地位，完善儲能參與各類電力市場的交易機制 和技術(shù)標準，創(chuàng)新儲能發(fā)展商業(yè)模式，明確儲能價格形成機制等”。頂層設(shè)計下，獨立儲 能開始可以簽訂峰谷不同時段的市場合約來進行現(xiàn)貨套利，進一步細化了獨立儲能參與電 力市場的盈利方式。同時，后續(xù)明確了充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加等， 解決了原先充電電量價格機制不明確的問題。除此之外，隨著各地“共享儲能”政策紛紛 出臺，租賃儲能容量明確可視作可再生能源儲能配額，儲能市場化探索開始進入快車道。
輔助服務(wù)+電力現(xiàn)貨改革+容量租賃多頭并舉，未來獨立儲能經(jīng)濟性提升可期。單個 100MW/200MWh 的獨立儲能初期投資總額接近 4 億元，如達到項目良好盈利水平，項目全年收益水平需達到 6000 萬元以上?？紤]未來輔助服務(wù)市場放開、電力現(xiàn)貨市場改革和 容量租賃的擴大，獨立儲能經(jīng)濟性未來將伴隨市場改革實現(xiàn)多重收益： 1）輔助服務(wù)：2021 年底《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》提 出儲能可成為輔助服務(wù)的參與主體并將拓展電力輔助服務(wù)新品種。同時，《“十四五”新 型儲能發(fā)展實施方案》提出推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場。頂層制度設(shè)計定調(diào)， 獨立儲能未來有望參與調(diào)頻等多種形式的輔助服務(wù)市場； 2）電力現(xiàn)貨市場：目前“8+6”省份的電力現(xiàn)貨市場改革加速推進，在電力現(xiàn)貨市場 上，儲能除獲取峰谷價差收益外，未來不斷完善的容量電價機制和電力中長期市場有望是 儲能新的收益來源。除此之外，儲能充電電量逐步明確不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附 加，進一步提升項目峰谷價差收益的水平； 3）容量租賃：多個省份 21 年先后出臺各自的新能源強制配儲政策，鼓勵“容量租賃” 的共享模式可進一步擴寬儲能收益來源。
目前中國獨立儲能收益模式主要分為兩種。在電力現(xiàn)貨市場未建立地區(qū)，青海、寧夏 和湖南等多個省市出臺了獨立儲能電站調(diào)峰補償標準。獨立儲能收益模式以調(diào)峰補償+容量 租賃為主。在山東等建立電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，獨立儲能收益模式以現(xiàn)貨市場套利+容量租賃+容量補償為主。以 100MW/200MWh 的獨立儲能為例，目前獨立儲能兩種商業(yè)模式下， 穩(wěn)定的可預(yù)期收益每年可達到 4000 萬元以上。
用戶側(cè)儲能經(jīng)濟性
峰谷價差套利是當(dāng)前用戶側(cè)儲能收益的主要來源。現(xiàn)行政策場景下，用戶側(cè)儲能收益 包括用戶電費管理收益、峰谷套利收益、調(diào)頻收益、需求響應(yīng)收益。峰谷價差套利是用戶 側(cè)儲能收益的主要來源，可占儲能收益的 50-80%。2022 年浙江用戶側(cè)儲能高經(jīng)濟性開始 顯現(xiàn)，原因主要系于：1）浙江大工業(yè)和一般工商業(yè)一天內(nèi)存在多個低谷、高峰和尖峰電力 價格時間段，這為 2h 的用戶側(cè)儲能帶來單日充放兩次的套利機會；2）一般而言，平均峰 谷價差達到 0.7 元/kWh，用戶側(cè)儲能初步具備經(jīng)濟價值。從 22 年 1-8 月電價差看。浙江 平均峰谷價差超過了 0.92 元/kWh。隨著尖峰電價逐漸在多省實施，尖峰電價的執(zhí)行將進 一步導(dǎo)致峰谷價差拉大。根據(jù)北極星儲能統(tǒng)計，目前有 23 個省市最大峰谷價差超過 0.7 元， 峰谷價差拉大正成為驅(qū)動用戶側(cè)儲能項目建設(shè)的重要因素。
未來政策將產(chǎn)生多種收益方式，用戶側(cè)儲能經(jīng)濟性凸顯。目前用戶側(cè)儲能可參與現(xiàn)貨 市場套利和削峰填谷等電力輔助服務(wù)市場。以浙江 10MW/20MWh 獨立儲能為例，在日 充放電 2 次，并參與削峰填谷電力輔助服務(wù)的情況下，項目 IRR 可達 8.52%，用戶側(cè)儲能 經(jīng)濟性逐漸顯現(xiàn)。未來政策場景下，用戶側(cè)儲能主要新增收益點為參與現(xiàn)貨市場獲得的電 量收益、獨立參與輔助服務(wù)市場獲得的補償收益、參與碳交易市場獲得的收益、實時電價 環(huán)境下的調(diào)節(jié)儲能獲取收益和采用共享儲能模式獲取收益等。多種收益模式下，用戶側(cè)儲 能經(jīng)濟性有望進一步凸顯。
2.2.2 中國山東：政策探索不止，經(jīng)濟性曙光已現(xiàn)
為促進儲能發(fā)展，山東針對性推出了多項政策和機制創(chuàng)新。山東電網(wǎng)架構(gòu)完善，具備 承受多個儲能電站快速充放電的條件，除此之外，山東標桿電價達到約 0.4 元/度，而西北 省區(qū)標桿電價僅為 0.3 元/度，電價高給儲能帶來較好的經(jīng)濟性，所以山東 2020 年在全國 較早的推行新能源配儲，并開始構(gòu)建以峰谷分時電價為主的儲能市場。在建立電力現(xiàn)貨市 場之前，山東推出多項政策規(guī)定儲能在調(diào)峰市場優(yōu)先出清、獎勵優(yōu)先發(fā)電量。針對新能源 配儲面臨的項目調(diào)度和并網(wǎng)困難，山東鼓勵將分散的新能源配儲項目集中建設(shè)，并率先鼓 勵租用的共享儲能模式。在 2022 年初現(xiàn)貨市場正式運營后，山東出臺多項政策引導(dǎo)建立現(xiàn) 貨市場下的儲能盈利機制，其中明確獨立儲能可自主參與調(diào)頻輔助服務(wù)或以自調(diào)度模式參 與電能量市場、明確儲能電站參與市場交易的用電量不承擔(dān)輸配電價和政府基金等，儲能 在山東的發(fā)展走向市場化進程。
商業(yè)化示范初見成效，山東儲能發(fā)展邁入市場化驅(qū)動階段。山東首批 5 座獨立示范儲 能項目于 21 年底陸續(xù)投運，容量共計 501MW/1002MWh。22 年 3 月，3 家獨立儲能首 次參與山東電力現(xiàn)貨市場交易，山東成為國內(nèi)首個獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場的省份。根 據(jù)山東電力調(diào)度控制中心數(shù)據(jù)，2022 年 H1，山東運行中的新型儲能累計充電 1.63 億千瓦 時，累計放電 1.36 億千瓦時，效率為 83.6%，其中 5 座獨立示范儲能電站累計充電 1.18 億千瓦時，累計放電 0.94 億千瓦時，效率為 79.0%。目前山東儲能項目在現(xiàn)貨市場的收益 主要由峰谷價差套利、容量電價和儲能租賃構(gòu)成，儲能發(fā)展進入市場化驅(qū)動階段。
山東“共享儲能”引領(lǐng)全國發(fā)電側(cè)儲能盈利模式創(chuàng)新。共享儲能電站是指在新的接入 點（新能源場站匯流站等），作為獨立節(jié)點接入輸電線路，通過關(guān)口表單獨計量并接受電 網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的儲能電站?！肮蚕韮δ堋蹦Ｊ降闹饕獌?yōu)勢在于為儲能拓展了容量租賃的收益 模式。根據(jù)山東“十四五”新能源規(guī)劃，到 25 年底，山東預(yù)計新增風(fēng)電 5GW/集中式光伏 9GW，如按照儲能配置要求 20%和 2h 計算，“十四五”期間，山東儲能配置需求為 2.8GW/5.6GWh?？紤] 20 年山東競價光伏項目和 21 年市場化配置新能源項目合計產(chǎn)生的 儲能配置容量 1.2GW/2.5GWh，山東合計儲能配置需求達 4GW/8GWh，“共享儲能”的 容量租賃空間巨大。目前山東的共享儲能電站已經(jīng)具備一定的投資價值，以 100MW/200MWh 的獨立儲能電站為例，投資總額接近 4 億元的情況下，考慮調(diào)峰補償 收益、現(xiàn)貨市場套利和容量租賃，電站每年總收益可接近 5000 萬元。
25 年，山東新型儲能累計裝機有望達到 5GW。截止 22 年 9 月底，山東已投運新型 儲能電站 45 座（0.84GW/1.77GWh），其中獨立儲能電站 7 座（0.51GW），新能源配 建儲能 38 座（0.33GW）。22 年 4 月，山東公布第二批 29 個儲能示范項目，總裝機達 3.1GW，包括 25 個（2.56GW）的電化學(xué)儲能和 4 個（0.54GW）的新技術(shù)類儲能項目。 根據(jù)《山東電力發(fā)展“十四五”規(guī)劃》，到 25 年，山東新型儲能設(shè)施規(guī)模達到 5GW。我 們預(yù)計，隨著第二批儲能示范項目將在 23-24 年陸續(xù)投運，24 年和 25 年山東新型儲能投 運規(guī)模將達 4GW/5GW。
2.2.3 美國：儲能政策矩陣完善，ITC 政策長期激勵
2006 年-2021 年，政策矩陣不斷完善，ITC 激活需求。美國儲能政策經(jīng)過多年更新完 善，已形成聯(lián)邦到各州的儲能政策矩陣。聯(lián)邦層面出臺多個儲能激勵、儲能市場化政策和 儲能技術(shù)突破政策。美國聯(lián)邦投資稅收抵免（ITC）政策實施多年，對于新能源配置儲能的 項目，最高可以抵減 30%的投資額。在聯(lián)邦稅收抵免基礎(chǔ)上，各州分別出臺儲能補貼和儲 能采購計劃等，儲能市場得到極大激活。在儲能市場化方面，2008 年聯(lián)邦政府開始為儲能進入電能批發(fā)市場提供制度保障，2013 年提出輸電網(wǎng)運營商可以選擇從第三方直接購買輔 助服務(wù)并明確了電儲能提供輔助服務(wù)的結(jié)算機制。2018 年聯(lián)邦能源管理委員會（FERC） 發(fā)布 841 號法案，要求系統(tǒng)運營商消除儲能參與容量、能量和輔助服務(wù)市場的障礙，允許 電儲能參與容量、電量和輔助服務(wù)市場，并基于市場價格對其服務(wù)進行相應(yīng)補償。
美國儲能商業(yè)模式多元，目前主要收入正從輔助服務(wù)轉(zhuǎn)向峰谷價差套利。美國電力市 場機制設(shè)計完善，不同儲能收益主要系不同地區(qū)的電力市場機制的差異，目前美國大型儲 能的收益主要來自峰谷價差套利、電力輔助服務(wù)和容量電價等：
1）峰谷價差：美國儲能項目開始從峰谷價差套利中獲得主要收入，隨著風(fēng)光發(fā)電占比 持續(xù)提升，未來峰谷價差將進一步拉大，儲能在電能量市場將有更好的經(jīng)濟性。以加州為 例，上午峰谷價差從 2020 年的 15 美元/MWh 上漲至 2Q22 的 50 美元/MWh，晚間峰谷 價差從 2020 年的 50 美元/MWh 上漲至 2Q22 的 100 美元/MWh。除此之外，抓住極端 電價的機會也將帶給儲能項目較高的經(jīng)濟回報。
2）輔助服務(wù)：2021 年，美國加州輔助服務(wù)市場規(guī)模為 1.6 億美元，多年來整體市場 規(guī)模比較穩(wěn)定。自 21 年以來，調(diào)頻價格由于參與輔助服務(wù)的儲能項目增多而逐步下降，輔 助服務(wù)收益占比未來可能會下降；
3）容量電價：美國加州，儲能項目可簽訂長期容量電價合約，按照項目能夠提供的容 量獲取固定補償。容量電價的補償標準主要與當(dāng)?shù)仂`活性資源的多少有關(guān)，隨著老火電機 組和其他電力系統(tǒng)冗余減少，容量電價具有長期收益的確定性，整體補償標準穩(wěn)中有升， 以加州為例，2020-2022 年，備用容量的容量電價在 50-80 美元/kW*年；
以 2016 年投運的加州 Pomona 項目為例，該項目容量為 20MW/80MWh，過去 4 年的年均凈收益可達 32 萬美元/MW 以上。穩(wěn)定的容量服務(wù)合同收入可占項目年收益的 35-40%，其余調(diào)頻和能量收入為項目提供了彈性收入來源。我們假設(shè)，該項目 2016 年初 始投資成本為 0.6 美元/Wh，則項目初始投資成本達到 4800 萬美元，當(dāng)前項目年收益為 640 萬美元左右，考慮日常維護成本，靜態(tài)投資期為 8-9 年。
美國儲能項目經(jīng)濟性穩(wěn)定，未來收益率有望穩(wěn)中有升。我們測算，若美國儲能初始投 資成本為 0.40 美元/Wh，則單個 100MW/400MWh 的儲能項目初始投資成本為 1.6 億美 元，考慮容量電價+現(xiàn)貨市場價差+輔助服務(wù)三種收益，項目年收益為 2300 萬美元左右， 考慮日常維護成本，靜態(tài)投資期為 7-8 年，經(jīng)濟性已經(jīng)較為突出。
2.2.4 美國加州：儲能電池效益顯著，未來欣欣向榮
加州 SGIP 補貼刺激需求，未來十年計劃新增 15GW 表前儲能。為鼓勵早期儲能發(fā)展， 加州 2013 年開始針對大型電力公司實施強制配儲計劃，有力地推動了加州儲能項目的快速 部署，率先在美國推廣儲能應(yīng)用。加州自發(fā)電激勵計劃（SGIP）于 2001 年啟動，早期主 要補貼加州分布式發(fā)電，后于 2009 年正式將儲能納入補貼范疇，并在 2014 年開始將 75% 的激勵預(yù)算分配至儲能，目前 SGIP 對于不同類型儲能的補貼水平可達 0.2-1.0 美元/Wh。 2022 年加州儲能發(fā)展規(guī)劃中，計劃未來十年加州新增 18.9GW 公共事業(yè)規(guī)模太陽能和 15GW 表前儲能。長期以來，鼓勵儲能的戰(zhàn)略導(dǎo)向保障了加州儲能穩(wěn)定的利潤空間，不斷 推動加州儲能加速發(fā)展。
儲能電池在加州電力系統(tǒng)的作用日益凸顯，日內(nèi)放電功率突破 2GW。2020 年之前， 加州地區(qū)主要通過天然氣發(fā)電和電力進口解決凈負荷的日內(nèi)波動。2020-2021 年加州儲能 電池在電力系統(tǒng)的應(yīng)用規(guī)模呈現(xiàn)快速增長，2021 年加州電化學(xué)儲能累計裝機達到 2.5GW/9GWh。從實際運行看，以 2022 年 7 月 13 日為例，儲能電池日內(nèi)最高放電功率 突破 2GW，日內(nèi)最高儲能放電電力占比突破 6%，日內(nèi)最高儲能充電電力占比突破 10%， 均大幅高于 2020 年和 2021 年同一天的水平，日內(nèi)儲能放電量占用電量比例突破 1%。此 外，我們通過比較電池充放電與凈負荷曲線，發(fā)現(xiàn)儲能電池充放電時間段與凈負荷變化時 段基本重合，在每天上午 7 點-12 點期間，加州儲能電池利用可再生能源發(fā)力和凈負荷下 降充電，在每天下午 16 點-21 點期間，儲能電池充分放電，緩解了凈負荷快速爬坡帶來的 電網(wǎng)不穩(wěn)定。
2.3 中美風(fēng)光儲滲透率對比
2.3.1 中國：風(fēng)光發(fā)電占比加速提升，中遠期規(guī)劃明確
歷經(jīng)十年發(fā)展，21 年我國風(fēng)光發(fā)電占比達到約 12%。自 2011 年以來，我國風(fēng)光發(fā)電 占比已從 2%上升至約 12%。目前我國大多數(shù)省份處于儲能探索期，整體波動式可再生能 源對于系統(tǒng)的穩(wěn)定影響較小。部分省份如甘肅、青海等波動式可再生能源發(fā)電比例接近或 超過 20%，正進入儲能的市場啟動期。2021 年，共 11 個省份風(fēng)光發(fā)電占比突破 10%， 隨著多個省份即將邁入儲能的啟動期，未來中國儲能將在更多地區(qū)迎來長足發(fā)展。
可再生能源電量占比加速提升，儲能中長期需求空間逐步打開。從未來 5 年維度看， 根據(jù) CWEA 和 CPIA 預(yù)測，2022-2025 年中國光伏+風(fēng)電年新增裝機預(yù)計達到 133/143/151/160GW，新能源裝機保持穩(wěn)步增長。從未來 10 年維度看，中國在氣候雄心 峰會上目標 2030 年風(fēng)光裝機達到 12 億千瓦。在此基礎(chǔ)上，根據(jù)清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院數(shù)據(jù)，由于雙碳戰(zhàn)略實施，2030 年全社會用電量預(yù)期從過去的 10 萬億度電上升至 12 萬億度電，新的用電增量需要新能源裝機加速發(fā)展，2030 年風(fēng)光裝機有望達到 16-18 億 千瓦，非水可再生能源電量占比有望達到 20%左右。
2.3.2 美國：遠期可再生能源發(fā)電目標確立，儲能需求徐徐打開
美國風(fēng)光發(fā)電占比持續(xù)提升，零售電價穩(wěn)步上漲。2011-2021 年，美國風(fēng)光發(fā)電占比 自 3%提升至 12%。2022 年 1-8 月，風(fēng)光發(fā)電占比繼續(xù)提升至 14%。根據(jù) EIA 預(yù)計，2022 年美國電網(wǎng)將新增 46.1GW 的公用事業(yè)發(fā)電裝機（地面電站），其中規(guī)劃的新增容量中 46% 來自于太陽能，其次是天然氣，占到 21%，風(fēng)能占比 17%。2022 年太陽能+風(fēng)電共計預(yù) 計新增 29.1GW 的裝機，為美國發(fā)電新增裝機的主力電源。從美國電力零售價看，美國不 同部門的平均電力零售價均有所上漲，住宅/商業(yè)/工業(yè)從 2020 年 1 月的 12.76/10.18/6.37 美分/kWh 分別上漲至 2022 年 8 月的 15.95/13.45/9.72 美分/kWh，高電價為新能源項 目和儲能項目提供了更好的經(jīng)濟性。
美國多數(shù)州已確立可再生能源發(fā)電比例 50%+的遠期目標。美國大多數(shù)州通過可再生 能源配額（RPS）和清潔能源標準（CES）對當(dāng)?shù)乜稍偕茉窗l(fā)電比例做出強制性規(guī)定，截 至 2021 年底，美國共有 31 個州和哥倫比亞特區(qū)制定了相關(guān)目標，如加利福利亞州、馬里 蘭州、新墨西哥州等 9 個州確立 2040-2050 年期間可再生能源發(fā)電比例達到 100%。美國 各州可再生能源發(fā)展的趨勢已在中長期維度確定，可再生能源發(fā)電占比的提升成為必然趨 勢，儲能在美國電力系統(tǒng)的角色將愈發(fā)重要。
展望未來，中美儲能發(fā)展即將進入市場啟動期。波動式可再生能源發(fā)展水平不斷提升 下，系統(tǒng)對儲能需求和儲能結(jié)構(gòu)均有不同的更多需求。根據(jù)波動式可再生能源發(fā)電比例的 不同，我們可將儲能發(fā)展分為探索期、市場啟動期、高速發(fā)展期和應(yīng)用成熟期。目前中國 與美國正處于儲能探索向市場啟動的過渡期，電力系統(tǒng)可通過靈活性資源（如天然氣發(fā)電、 靈活性調(diào)節(jié)后的火電、抽水蓄能和電化學(xué)儲能等）進行內(nèi)部調(diào)節(jié)，整體波動式可再生能源 對于系統(tǒng)的穩(wěn)定影響逐漸增大。未來隨著中美進入儲能的市場啟動期和高速發(fā)展期，系統(tǒng) 需要補充短時儲能來調(diào)節(jié)功率，同時也需要長時儲能調(diào)節(jié)能量。
2025 年和 2030 年，中美合計電化學(xué)儲能累計裝機有望達到 83GW 和 405GW。 2011-2021 年，中國風(fēng)光發(fā)電占比從 1.6%提升至 11.7%，美國風(fēng)光發(fā)電占比從 3.0%提升 至12.0%。2022-2030年，假設(shè)中國和美國2022-2030年每年平均新增風(fēng)光裝機為140GW 和 50GW，我們預(yù)計中美兩國波動式風(fēng)光發(fā)電占比均有望在 2025 年和 2030 年超過 20% 和 30%，兩國儲能將逐步進入市場啟動期。2021 年，中美電化學(xué)儲能累計裝機規(guī)模占電 力系統(tǒng)最大負荷的比重分別為 0.4%和 1.1%。假設(shè)中國電化學(xué)儲能裝機占最大負荷的比重 在 2025 年和 2030 年分別達到 3%和 10%，美國電化學(xué)儲能裝機占最大負荷的比重在 2025 年和 2030 年分別達到 5%和 20%，我們預(yù)計，中國電化學(xué)儲能累計裝機將在 2025 年和 2030 年分別達到 49GW 和 241GW，美國電化學(xué)儲能累計裝機將在 2025 年和 2030 年分 別達到 34GW 和 164GW。
2.4 對中美大儲市場的一些思考
22 年初東歐的炮聲催化了歐洲戶儲/光伏市場的爆發(fā)，對應(yīng)戶儲板塊成為 A 股最靚的 一道風(fēng)景；下半年預(yù)期漸盈，市場開始對大儲有了更多熱議，無論是政策試點落地，還是 批量項目啟動，抑或是從基數(shù)滲透率、邊際變化的角度看，大儲賽道被視作下一個黃金賽 道并不為過。 下半年里邊，大儲板塊的股價表現(xiàn)冠絕新能源，雖然 2022 年美國大儲市場受光伏組件 拖累裝機承壓，國內(nèi)大儲項目多動作慢于聲響、盈利遠于投入，但前景的瑰麗已提振了β的 彈性。2023 年，大儲賽道將迎來多重共振，正如我們第一章中所講的幾點（政策/產(chǎn)業(yè)/產(chǎn) 品），還有更多要去思考的是，大儲市場的生態(tài)環(huán)境和商業(yè)邏輯會如何演繹？
市場經(jīng)常會提及的一個問題是，明年儲能電池會不會過剩？產(chǎn)業(yè)鏈多會安撫—沒那么 快，過剩也是別家的。市場擔(dān)心的程度卻不見消減。對于這點，我們認為不必過于在意， 因為過剩是一定的，只是程度快慢的區(qū)別，更應(yīng)關(guān)注的是，過剩下的競爭決選拼哪些？ 大儲市場是 to B 市場，其下游客戶與光伏電站的高度重合，皆為能源企業(yè)，應(yīng)用場景 皆在表前源網(wǎng)側(cè)，因此大儲電池具有較強的類組件屬性。經(jīng)過近二十年的風(fēng)雨洗禮，組件 的市場區(qū)化已較為明朗，反映為海外（歐美等）重性能、國內(nèi)重成本，市場生態(tài)的不同與 當(dāng)?shù)仉妰r和電站收益水平強相關(guān)，這方面與儲能電站的擬合度也極高。中美大儲市場的體 量規(guī)模差別不大，但利潤豐存度卻差異明顯，海外項目有著較高的利潤率、穩(wěn)定的賬期和 更高的進入門檻（體現(xiàn)在品牌、產(chǎn)品指標、售后運維等方面），而國內(nèi)儲能電站項目的收 益率存諸多變數(shù)，多為完成量的要求而被動上馬，缺少也較難從全生命周期角度來對項目 收益做精確論證，導(dǎo)致錦簇之下卻是荊棘不少，比如個位數(shù)的毛利率、大額的應(yīng)收、較低 的利用率等問題。
問題如何解決？預(yù)計會較漫長。近一兩年國內(nèi)政策調(diào)整已經(jīng)開始更多借鑒海外成熟模 式，拓寬儲能電站的收益種類，變強配為市場引導(dǎo)，然而問題的核心在于儲能投資成本的 由誰承擔(dān)，短期內(nèi)的較難向下傳導(dǎo)即意味著國內(nèi)大儲現(xiàn)行“沖量”生態(tài)的延續(xù)，對于有品 牌/資源/產(chǎn)品競爭力的優(yōu)勢企業(yè)，出海將是第一優(yōu)先級，歐美市場為膏腴之地、不容有失， 國內(nèi)市場則做好相應(yīng)布局、適度參與，不爭一時的長短。 戰(zhàn)而后勝 與 勝而后戰(zhàn)，如果能選擇的話，相信多數(shù)都會選擇后者。也因此，想選出 大儲這一賽道的長跑健者，須更多關(guān)注重量級選手的舉動和布局。
3. 投資分析
3.1 儲能景氣度高企，22 年中國儲能全球出貨有望翻倍
未來 5 年中美儲能需求澎湃。根據(jù)我們測算，中國發(fā)電側(cè)儲能將由 22 年的 7GWh 上 升至 25 年的 41GWh，考慮工商業(yè)儲能，25 年中國發(fā)電側(cè)+工商業(yè)新增電化學(xué)儲能裝機有 望突破 46GWh。受益于美國投資稅收抵免政策延續(xù)及可再生能源發(fā)電比例提升帶來的電網(wǎng) 調(diào)節(jié)需求增長，根據(jù) Wood Mackenzie 數(shù)據(jù)，1H22 美國儲能裝機達到 5.9GWh，22 年 美國儲能有望裝機 13.4GWh。22-26 年美國新增儲能裝機合計規(guī)模有望達到 194.1GWh， 22-26 年儲能裝機 CAGR 為 43.5%。
中美儲能景氣度高企，22 年中國儲能鋰電全球出貨有望迎來翻倍增長。22 年 H1 中國 儲能鋰電池出貨已接近 21 年全年水平，根據(jù) GGII，2022 年 H1 儲能電池出貨 44.5GWh， 接近 2021 年全年出貨的 48GWh。在儲能電池出貨結(jié)構(gòu)上，電力儲能與家儲是出貨的主要 增量市場。國內(nèi)風(fēng)光配儲與海外儲能經(jīng)濟性提升一同催化電力儲能出貨快速增長，2022 年 H1 電力儲能電芯出貨達到 30GWh。海外戶儲市場上半年呈現(xiàn)供不應(yīng)求的局面，2022 年 H1 戶用家儲電芯出貨量達 6GWh。全年來看，電力儲能、戶儲與便攜式儲能出貨均將迎來 翻倍增長，整體儲能電池出貨有望突破 100GWh。
根據(jù) GGII，中國儲能鋰電全球出貨有望在 25 年達到 389GWh，30 年出貨邁入 TWh 時代。根據(jù) GGII 儲能數(shù)據(jù)庫，截止 2022 年 H1，國內(nèi)發(fā)布的新型儲能項目（刨除抽水蓄 能）合計 58.28GW/116.4GWh，其中鋰離子電池占比接近 75%?！笆奈濉眹鴥?nèi)電化學(xué) 儲能項目將逐漸落地裝機，發(fā)展進入商業(yè)化加速期。除此之外，中國儲能鋰電產(chǎn)業(yè)鏈完善， 將深度參與海外儲能發(fā)展，受益于全球儲能建設(shè)浪潮。根據(jù) GGII 預(yù)測，2025 年中國儲能 鋰電池出貨量將達 389GWh，比 2021 年規(guī)模增長 8 倍以上，2021-2025 年 CAGR 達 68.8%。
3.2 儲能產(chǎn)業(yè)鏈價值釋放巨大，核心關(guān)注價值占比高的環(huán)節(jié)
電芯+PCS 為儲能產(chǎn)業(yè)鏈價值最大的環(huán)節(jié)，目前 1GWh 儲能裝機可帶動產(chǎn)業(yè)鏈 20 億 元的收入。儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要以儲能電池簇、電池管理系統(tǒng) BMS、能量管理系統(tǒng) EMS、 儲能變流器 PCS 和溫控消防等其他設(shè)備構(gòu)成。儲能產(chǎn)業(yè)鏈中游以儲能系統(tǒng)和儲能 EPC 為主， 目前儲能系統(tǒng)和儲能 EPC 的單位成本可達 1.5-1.8 元/Wh 和 1.7-2.0 元/Wh。假設(shè)儲能 EPC 單價為 2 元/Wh，則 1GWh 儲能裝機可帶動 20 億的產(chǎn)業(yè)鏈收入。從成本占比看，2h 儲能 EPC 成本占比中儲能系統(tǒng)占比可達 89%左右，2h 儲能系統(tǒng)中電芯+PCS 為成本大頭，占比 可達到 75%左右。儲能產(chǎn)業(yè)鏈下游可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。
電芯環(huán)節(jié)：核心推薦國內(nèi)具備客戶優(yōu)勢和美國出海邏輯的行業(yè)龍頭
全球市場，中國儲能電芯廠商加速出海。2019-2020 年全球儲能以海外市場為主，三 星 SDI、LGC 和松下等品牌在海外耕耘多年，占據(jù)全球市場主要份額，2019-2020 年三者 合計全球市場份額分別達 73%/65%。日韓電池廠商在儲能主推三元電池技術(shù)，但三元儲能 產(chǎn)品近年起火事件陸續(xù)出現(xiàn)，而磷酸鐵鋰安全性和經(jīng)濟性在動力電池領(lǐng)域得到驗證。2021 年中國磷酸鐵鋰電池的優(yōu)勢改變?nèi)騼δ茈姵厥袌龈窬郑詫幍聲r代為首的中國廠商后來 居上，2021 年全球市場份額快速提升。
國內(nèi)市場，中國儲能電池廠商正積極加快儲能下游布局。圍繞儲能產(chǎn)業(yè)鏈下游，以寧 德為首的儲能電芯廠商 19 年開始打造產(chǎn)業(yè)鏈閉環(huán)，紛紛與政府、大型國企央企、產(chǎn)業(yè)鏈下 游和海外企業(yè)牢牢綁定，并開始延伸系統(tǒng)集成和項目開發(fā)。我們認為，隨著中國電力儲能 發(fā)展路線日漸清晰，具備下游合作資源的儲能電芯廠商有望在產(chǎn)業(yè)鏈合作中發(fā)揮更大價值。
寧德時代：全球儲能電池龍頭，有望深度受益中美大儲需求爆發(fā)。公司全球儲能電池 市占率從 19 年全球第五，到 20 年全球第三，再到 21 年全球第一，突飛猛進的發(fā)展彰顯 公司強大的儲能發(fā)展動力。2021 年及 1-3Q22 公司儲能出貨分別達到約 17GWh 和約 30GWh，業(yè)務(wù)營收保持高速增長。22 年以來，公司開拓歐美儲能市場不斷取得進展，先 后與美國 FlexGen 達成未來三年 10GWh 的供應(yīng)協(xié)議、與美國 Primergy 達成獨家供應(yīng) 1.416GWh 儲能系統(tǒng)的協(xié)議、與英國 Gresham House 達成近 7.5GWh 長期供貨協(xié)議。
比亞迪：出海成績斐然，中國儲能企業(yè)出海標桿。公司是最早進軍北美市場的中國企 業(yè)之一，2011 年首次出口給美國雪佛蘭 4MWh 的儲能電池，多年出海成績斐然。22 年 1-6 月，比亞迪 CUBE T28 在北美地區(qū)供貨規(guī)模已超過 1.6GWh。22 年 10 月，由比亞迪儲能供貨的全球最大單期儲能電站在美國西海岸成功投入商業(yè)運營，儲能容量近 1.7GWh。 截止 22 年 10 月，比亞迪儲能在美國累計出貨達到 3.6GWh。
鵬輝能源：22 年國內(nèi)和海外大儲發(fā)展迅速。2022 年 3 月，公司控股子公司江蘇天輝 鋰電與江蘇天合儲能簽訂《關(guān)于 2022 年電芯采購合作協(xié)議》，金額約 6 億元-9 億元，合 作期限一年。同時，公司與天合光能共同建設(shè)常州 2GWh 儲能電池項目，產(chǎn)能上進一步與 客戶綁定。海外大儲市場，公司產(chǎn)品 280Ah 儲能電芯于 22 年 9 月順利通過 UL9540A 認 證，未來公司有望持續(xù)在海外大儲領(lǐng)域獲得新訂單。
中創(chuàng)新航：22 年中標多個儲能采購大訂單，儲能在手訂單充裕。21 年公司儲能業(yè)務(wù) 營收實現(xiàn) 4.46 億元，同比增長 87.4%。22 年 9 月，公司為儲能市場打造的 280Ah 核心產(chǎn) 品在成都成功下線，其循環(huán)壽命達 12000 次以上，能量效率達 97%以上，并可升級至 300Ah。 22 年公司作為五家中標商之一成功中標南網(wǎng)科技 5.56GWh 的儲能電池采購訂單。截止 22 年 9 月，公司儲能系統(tǒng)在手訂單為 4.22 億元。
PCS 環(huán)節(jié)：核心推薦具備品牌優(yōu)勢和訂單可見度的廠商
陽光電源：從 PCS 延伸至儲能系統(tǒng)，美國訂單飽滿。2021 年，公司儲能系統(tǒng)全球發(fā) 貨 3GWh、儲能變流器全球發(fā)貨 2.5GW，實現(xiàn)儲能業(yè)務(wù)收入 31.4 億元。根據(jù)公司公告， 22 年公司分別與美國 Plus power 和 Key Capture Energy 簽署了 14.9 億元和 7.9 億元的 儲能項目合同。
科華數(shù)據(jù)：UPS 龍頭，大儲和戶儲成為公司發(fā)展新引擎。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，公司在 2021 年全球儲能 PCS 全球出貨量排名第二。公司在儲能領(lǐng)域中具備豐富火儲調(diào)頻、風(fēng)儲 調(diào)峰和工商業(yè)微網(wǎng)項目經(jīng)驗，標桿產(chǎn)品包括 S3 液冷儲能系統(tǒng)和 1500V 全系列儲能變流器 及系統(tǒng)解決方案。國內(nèi)市場上，22 年 7 月，公司子公司科華數(shù)能與特變電工新疆新能源簽 署了 2.3 億元儲能系統(tǒng)成套設(shè)備訂單，并陸續(xù)中標國內(nèi)多個大儲項目。海外市場上，22 年 9 月公司在美國、歐洲和澳洲共簽約合作超 2 萬套（共 390MWh）戶用儲能系統(tǒng)。
上能電氣：國內(nèi) PCS 龍頭，儲能訂單彰顯高景氣。從行業(yè)市占率看，公司 21 年及 1H22 在國內(nèi) PCS 市場的市占率位居行業(yè)第一；從儲能訂單看，公司 21 年儲能產(chǎn)品銷量為619.51MW。截止 22 年 2 月末，公司儲能在手訂單已超過 800MW；從儲能營收看，1H22 儲能雙向變流器及系統(tǒng)集成產(chǎn)品營收達 0.38 億元，同比增長 24.94%。3Q22 儲能系統(tǒng)集 成業(yè)務(wù)收入占總收入比超 40%；公司海外市場也取得突破，首個海外 100MW 儲能項目于 22 年 7 月份順利發(fā)貨。
溫控消防環(huán)節(jié)：核心推薦具備技術(shù)積淀的廠商
英維克：具備深厚技術(shù)和產(chǎn)品積淀的儲能溫控龍頭。公司 12 年即成為國內(nèi)儲能集裝箱 系統(tǒng)主要的溫控設(shè)備提供商，積累了長期大量的實際運行經(jīng)驗。隨著液冷電池 PACK 在儲 能系統(tǒng)的導(dǎo)入，英維克率先于 2020 年推出系列的水冷機組并大批量應(yīng)用于包括寧德時代、 陽光電源、南都、科陸電子等儲能系統(tǒng)集成的頭部企業(yè)。海外市場上，公司為美國儲能系 統(tǒng)集成商 Fluence 供應(yīng)溫控設(shè)備。
國安達：儲能消防成為新增長點，23 年有望批量出貨。公司 22 年成立鋰電池火災(zāi)防 控技術(shù)專項事業(yè)部，成功研發(fā)了鋰電池儲能柜火災(zāi)防控和惰化抑爆系統(tǒng)，目前公司與國內(nèi) 多家知名鋰電企業(yè)已開展戰(zhàn)略合作，相關(guān)解決方案及產(chǎn)品已獲得行業(yè)內(nèi)多家知名廠商的認 可并進行小批量供貨，且陸續(xù)獲得一些市場訂單。截至 22 年 9 月，儲能消防產(chǎn)品已出貨 180 臺設(shè)備，在手訂單（含已出貨）金額超過 1300 萬元。
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