1、能源革命高歌猛進(jìn)，開啟儲能萬億市場
1.1、 碳中和下的新興賽道，萬億市場冉冉升起
根據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)，在過去的三十年間，全球 55%的累計排碳來自電力行業(yè)，電力行業(yè) 80%排碳來自燃煤發(fā)電，而隨著全球電動化的推進(jìn)，未來電力占二次能源比重將不斷增加。 因此減少燃煤發(fā)電比重的同時大力發(fā)展清潔能源成為實(shí)現(xiàn)碳中和的重要途徑。根據(jù)清華大 學(xué)能源環(huán)境經(jīng)濟(jì)研究所預(yù)計，若我國 2060 年實(shí)現(xiàn)碳中和，屆時風(fēng)、光占一次能源比例將接近 50%，占發(fā)電量比重則將接近 60%。
構(gòu)建新能源為主體的新型電力系統(tǒng)成為全球共識，儲能將作為核心環(huán)節(jié)參與其中。在 新型電力系統(tǒng)中，從供給側(cè)看，新能源逐漸成為裝機(jī)和電量主體；從需求側(cè)看，終端能源 消費(fèi)高度電氣化、電力“產(chǎn)消者”大量涌現(xiàn)。從系統(tǒng)整體來看，電力系統(tǒng)運(yùn)行機(jī)理將發(fā)生 深刻變化：由于新能源發(fā)電具有波動性和隨機(jī)性，無法通過調(diào)節(jié)自身出力適應(yīng)用戶側(cè)需求 變化，傳統(tǒng)的“源隨荷動”模式將不再適用于新型電力系統(tǒng)，必須通過儲能等措施，依靠 源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)互動，實(shí)現(xiàn)電力供需動態(tài)平衡。 具體來看，儲能在新型電力系統(tǒng)中的核心作用體現(xiàn)在三方面：提供電力系統(tǒng)穩(wěn)定性、 峰值容量充足性、爬坡靈活性。目前，火電是這幾方面服務(wù)的主要提供方。在碳中和情景 下，火電機(jī)組占比降到 5%以下，占據(jù)電力系統(tǒng)主要裝機(jī)量的光伏、風(fēng)電無法根據(jù)電力系統(tǒng) 需求調(diào)節(jié)輸出，因此需要更加多樣化的靈活電源，儲能則為靈活電源的最佳選擇。
電力系統(tǒng)穩(wěn)定性，是指電力系統(tǒng)供給或需求端的波動導(dǎo)致系統(tǒng)頻率出現(xiàn)偏差時，需要 足夠的調(diào)節(jié)能力使其保持穩(wěn)定。因?yàn)殡娏ο到y(tǒng)需求端來自終端電力用戶，難以調(diào)節(jié)，所以 只能通過供給端，即發(fā)電廠進(jìn)行調(diào)節(jié)?？稍偕茉窗l(fā)電受天氣影響，無法向上調(diào)節(jié)增加輸出，因此需要配備儲能協(xié)助進(jìn)行調(diào)頻。IEA 預(yù)計 2060 年儲能將提供 40%的穩(wěn)定性裝機(jī)。 峰值容量充足性，即確保電力系統(tǒng)有足夠的容量來滿足一年中的最高需求?？稍偕?源比重的增加以及電力占二次能源比重的增加，導(dǎo)致充足性難以保障，靈活性電源尤其是 儲能將成為保障充足性的重要來源，根據(jù) IEA 預(yù)測，2060 年儲能將占中國峰值容量儲備的 40%。 爬坡靈活性，在碳中和情景下，主要指當(dāng)光伏在下午到夜間時段出力降低時，需要充足且靈活的爬坡資源彌補(bǔ)其功率。儲能可以在光伏出力高峰期充電，低谷期放電并協(xié)助電 力系統(tǒng)爬坡，與光伏發(fā)電形成充分互補(bǔ)。IEA 預(yù)計 2060年提供爬坡靈活性的容量將為 2020 年的 15 倍。
國內(nèi)方面，為貫徹雙碳戰(zhàn)略，近年來加碼儲能發(fā)展。2021 年 10 月 24 日，國務(wù)院發(fā)布 《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達(dá)峰碳中和工作的意見》，其作為“1+N”體系 中的“1”，為我國碳中和事業(yè)起到統(tǒng)領(lǐng)性作用。“十四五”階段，儲能在我國能源體系建 設(shè)中的關(guān)鍵地位越發(fā)凸顯。
綜合來看，在碳中和目標(biāo)指引下，全球儲能發(fā)展勢在必行，萬億市場正冉冉升起。全 球政策向儲能傾斜，儲能長期發(fā)展確定性極強(qiáng)。目前，儲能仍處于發(fā)展初期，應(yīng)把握其β 投資機(jī)會。儲能將成為未來 3-5 年新能源產(chǎn)業(yè)鏈中增速最高的細(xì)分行業(yè)，優(yōu)選龍頭及儲能 業(yè)務(wù)占比高的企業(yè)，在享受β的同時把握α機(jī)會，將成為投資重點(diǎn)。
1.2、海外：歐美儲能發(fā)展較早，已形成地區(qū)特色
現(xiàn)階段，歐洲戶儲行情已然演繹，美國儲能發(fā)展亦如火如荼，我們對歐美主要國家與 地區(qū)儲能發(fā)展情況進(jìn)行復(fù)盤，并以此為依據(jù)探求儲能需求爆發(fā)的必要條件，進(jìn)而為中國儲 能發(fā)展方向?qū)で蠼梃b，把握中國儲能爆發(fā)時點(diǎn)及投資機(jī)會。
德國：家用儲能在全球處于領(lǐng)先地位
2021 德國電化學(xué)儲能裝機(jī)量為 1.36GWh，其中家用儲能裝機(jī)達(dá) 1.27GWh，占比達(dá) 93%， 家儲裝機(jī)量全球領(lǐng)先。我們認(rèn)為德國戶用儲能發(fā)達(dá)的原因主要有以下幾點(diǎn)：1）德國家庭電 價高企，催生戶用光伏需求，進(jìn)而刺激戶用儲能市場；2）德國具有完善的電力市場現(xiàn)貨交 易系統(tǒng)，峰谷價差大，使得儲能有較好經(jīng)濟(jì)性；3）德國針對戶用儲能實(shí)行領(lǐng)先行業(yè)的補(bǔ)貼 政策。
1）德國居民電價全球最高，催生居民自發(fā)電力需求。德國平均居民電價約 0.3 歐元 /kWh，處于全球最高水平。在德國高居民電價下，居民自裝光伏系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)電力的自給自足 成為了比使用電網(wǎng)電力的更佳選擇。但光伏出力巔峰位于白天，居民工作日用電集中在夜間，發(fā)電與用電時間的錯配使得儲能的應(yīng)用成為必然。 2）德國具有非常完善的電力市場現(xiàn)貨交易系統(tǒng)，電價合理反應(yīng)電力市場供需情況，日 內(nèi)峰谷價差可達(dá) 0.7 歐元/kWh，為戶用儲能提供明確的收益來源和良好的商業(yè)模式。綜合 來看，光伏+儲能的搭配度電成本小于居民電價，可以為居民提供經(jīng)濟(jì)效益，促進(jìn)德國居民 對光儲系統(tǒng)需求。
3）德國針對戶用儲能實(shí)行行業(yè)領(lǐng)先的補(bǔ)貼政策。在 2013 年就開始針對光伏儲能進(jìn)行 補(bǔ)貼，德國復(fù)興銀行聯(lián)合德國聯(lián)邦環(huán)境、自然保護(hù)和核反應(yīng)堆安全部發(fā)布新政，為戶用儲 能設(shè)備提供投資額 30%的補(bǔ)貼。該政策 2016 年失效后，德國開始執(zhí)行新的光儲補(bǔ)貼政策，新政策初始支持投資額的 19%，后幾經(jīng)削減，最終到 2018 年起降至 10%，而此時儲能成本 已降至較低水平，居民安裝儲能意愿受補(bǔ)貼影響較小，故補(bǔ)貼退坡并未造成德國戶用儲能 市場停滯發(fā)展。 俄烏沖突下德國家儲需求激增，為我國長期能源戰(zhàn)略做出啟示。俄烏戰(zhàn)爭爆發(fā)后，歐 洲進(jìn)口天然氣價格飆升，進(jìn)而導(dǎo)致電價上漲，居民用電成本上移。在此背景下，通過安裝 家用光儲系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)電力自發(fā)自用，成為重要用電替代方案。根據(jù) BVES，2022Q1 德國家儲 裝機(jī)約為 0.63GWh/yoy+150%。與德國類似，中國天然氣資源相對匱乏，若以天然氣作為主 要靈活電源，或?qū)⒃庥鲑Y源掣肘，提前部署以儲能為核心的新型電力系統(tǒng)，或助我國有效 避免能源危機(jī)。
美國：發(fā)電側(cè)、用電側(cè)儲能主要來自加州，PJM 主導(dǎo)輔助服務(wù)儲能
美國是全球最大儲能市場，2021 年投運(yùn)新型儲能項(xiàng)目為 3.5GW/yoy+133%，全球占比 34%。2022 年一季度維持高增速，新增儲能 0.96GW/yoy+240%。
美國加州（CAISO）：完善的電力市場為儲能提供收益機(jī)制，補(bǔ)貼強(qiáng)化儲能經(jīng)濟(jì)性
加州的能量時移、工商業(yè)、家用儲能裝機(jī)在美國均處于絕對領(lǐng)先地位。其原因可以概 括為電力系統(tǒng)成熟、經(jīng)濟(jì)性佳。電力系統(tǒng)成熟體現(xiàn)在：1）允許儲能通過 NGR 參與市場；2） 電力現(xiàn)貨系統(tǒng)成熟，電價與電力系統(tǒng)凈負(fù)荷呈現(xiàn)強(qiáng)相關(guān)性。經(jīng)濟(jì)性則體現(xiàn)在：新能源發(fā)電 比例高-光伏出力低谷期電價高-光伏配備儲能可充分參與高電價時段，同時，天然氣漲價 帶動電價整體上移，疊加加州對光伏、儲能的退稅/補(bǔ)貼政策，光儲一體化經(jīng)濟(jì)性凸顯。 2012 年，CAISO 通過 NGR 允許儲能參與雙邊容量市場、電能量市場和輔助服務(wù)市場。 NGR 定義為“具有連續(xù)運(yùn)行區(qū)間，既可發(fā)電又可耗電的資源”。在電能量市場上，電儲能 NGR 可以提交電能量報價曲線，包括充電報價和放電報價，儲能可以作為發(fā)電、負(fù)荷或者兩 者同時參與市場。NGR 的推出為加州儲能參與市場奠定基礎(chǔ)。
加州電力市場成熟，日內(nèi)電價走勢與電力系統(tǒng)凈負(fù)荷（除去風(fēng)光發(fā)電的負(fù)荷）高度相 關(guān)。根據(jù) CAISO，2021 年，加州非水可再生能源發(fā)電占比達(dá) 31%，因此凈負(fù)荷在午間到達(dá)谷 值，在下午八點(diǎn)左右達(dá)到峰值，電價走勢則與其類似。 對于光伏運(yùn)營商，因光伏夜間出力為 0，其無法通過夜間發(fā)電享受高電價，若要參與高 電價市場，則需配備儲能系統(tǒng)。2021 年起，加州儲能開始廣泛通過能量時移參與夜間市場， 進(jìn)行價差套利。 此外，根據(jù) CAISO 模擬結(jié)果，18：00-21：00 為系統(tǒng)容量充裕度不足高頻階段，在此情 景下，稀缺電價機(jī)制將被觸發(fā)，電價最高可達(dá) 1 美元/kWh，儲能響應(yīng)速度高于其他機(jī)組， 可充分參與此市場，獲得高額收益。 綜合來看，儲能可與光伏完美互補(bǔ)，參與光伏低出力階段的高電價市場，為電力系統(tǒng) 帶來穩(wěn)定電力供應(yīng)的同時，獲得高電價收益。
PJM：成熟輔助服務(wù)市場與儲能互補(bǔ)，前者為儲能提供良好經(jīng)濟(jì)性，而儲能高效參與輔 助服務(wù)市場
PJM 輔助服務(wù)儲能的高裝機(jī)量源于其成熟的輔助服務(wù)市場，PJM 包含的輔助服務(wù)產(chǎn)品眾 多，包括調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用、非旋轉(zhuǎn)備用等。PJM 將調(diào)頻信號區(qū)分為傳統(tǒng)調(diào)頻信號 Reg A 和動 態(tài)調(diào)頻信號 Reg D，同時給予容量費(fèi)用和性能費(fèi)用。根據(jù) PJM 數(shù)據(jù)，目前在 PJM 市場中，儲 能以不到 4%的容量提供了 10.4%的日前旋轉(zhuǎn)備用和 23.7%的調(diào)頻，體現(xiàn)出儲能參與輔助服務(wù) 市場的高效性。
我們可以將儲能需求簡單表示為新能源裝機(jī)量（增量/存量）*滲透率，因此，儲能需 求突破需要新能源裝機(jī)量提升或滲透率提升，滲透率提升主要源自儲能經(jīng)濟(jì)效益。綜合歐 美各地區(qū)成功經(jīng)驗(yàn)，我們認(rèn)為儲能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性需要兩個必備條件：1）高比例風(fēng)光發(fā)電量； 2）成熟的電力市場（包括現(xiàn)貨交易市場、輔助服務(wù)市場、容量市場、稀缺電價機(jī)制等）。 在這兩個條件不完備的情況下，可通過補(bǔ)貼/退稅等優(yōu)惠政策，彌補(bǔ)經(jīng)濟(jì)性的不足，以促進(jìn) 儲能早期發(fā)展。
1.2、 國內(nèi)：儲能經(jīng)歷四大階段，2021 年迎發(fā)展拐點(diǎn)
對我國儲能發(fā)展的歷史進(jìn)行復(fù)盤，并結(jié)合碳中和進(jìn)程對其未來進(jìn)程進(jìn)行預(yù)測。我們認(rèn) 為，我國儲能發(fā)展可大致分為四個階段。 第一階段為 2016 年以前，新能源發(fā)電滲透率較低，儲能主要用于電力系統(tǒng)負(fù)荷“削峰 填谷”，裝機(jī)以抽水蓄能為主。 第二階段為 2016-2020 年，電化學(xué)儲能開始走上歷史舞臺以解決新能源發(fā)電滲透率提 升帶來的棄風(fēng)棄光問題。 第三階段預(yù)計為 2021-2030 年，隨著政策鋪墊及電力系統(tǒng)逐漸市場化，電化學(xué)儲能將 迎來發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)的全面爆發(fā)，預(yù)計 2025 年國內(nèi)電力系統(tǒng)儲能需求將達(dá) 76GWh， 較 2021 年 CAGR 達(dá) 111%。 第四階段為 2031-2060 年，風(fēng)光電等不穩(wěn)定電源將成為我國電力系統(tǒng)供電主力，儲能 將成為電力系統(tǒng)的核心以保證電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運(yùn)行。
第一階段：以抽水蓄能為主
2016 年前，我國新能源裝機(jī)量占比不足 10%，發(fā)電量占比不足 4%，滲透率較低，對電 力系統(tǒng)影響較小，儲能需求主要來自電力系統(tǒng)“削峰填谷”。我國電力系統(tǒng)負(fù)荷特點(diǎn)為白 天為負(fù)荷峰值，夜間為負(fù)荷谷值，發(fā)電側(cè)接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度迎合負(fù)荷變化?；痣娛前l(fā)電側(cè) 的絕對主力，火電雖可以通過啟停、減少燃料投放等方式控制出力，但一方面啟停成本較高且需要時間進(jìn)行功率爬坡，另一方面火電在滿負(fù)荷運(yùn)行時的單位收益最優(yōu)、單位污染最低。因此，通過對負(fù)荷側(cè)進(jìn)行削峰填谷是比通過發(fā)電側(cè)火電廠調(diào)節(jié)出力更好的選擇。 儲能可以在夜間負(fù)荷低谷時充電，白天負(fù)荷高峰時放電，來實(shí)現(xiàn)負(fù)荷端的削峰填谷。 彼時電化學(xué)儲能成本較高，抽水蓄能是最經(jīng)濟(jì)的選擇，因此抽水蓄能占據(jù)彼時儲能市場 99% 以上的份額。
第二階段：電化學(xué)儲能開始走上歷史舞臺
2016 年起，隨著新能源發(fā)電滲透率提升，我國儲能產(chǎn)業(yè)邁入第二階段。2015 年我國平 均棄風(fēng)、棄光率分別為 15%、14%，隨新能源發(fā)電滲透率的不斷提升，若不對其加以控制， 棄風(fēng)棄光現(xiàn)象將更為嚴(yán)重。儲能可以將棄風(fēng)棄光電量進(jìn)行存儲，在電力系統(tǒng)需要時釋放， 從而解決棄風(fēng)棄光問題。抽水蓄能電站受地理位置影響，難以與風(fēng)電、光伏電站共同建設(shè)， 而電化學(xué)儲能安裝靈活，成為新能源消納的最佳技術(shù)路徑，因此 2016 年起電化學(xué)儲能開始 走上歷史舞臺，但是此階段電化學(xué)儲能經(jīng)濟(jì)效益仍然較差，所以整體裝機(jī)規(guī)模仍然較小， 2020 年累計裝機(jī)量僅 3.3GW，為風(fēng)光電累計裝機(jī)量的 0.6%。
第三階段：電化學(xué)儲能累計裝機(jī)量超過抽水蓄能
第三階段預(yù)計為 2021-2030 年，在此階段，電化學(xué)儲能將迎來發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電 側(cè)的全面爆發(fā)。發(fā)電側(cè)：儲能將繼續(xù)承擔(dān)促進(jìn)新能源消納的任務(wù)，各地方政府也各自出臺 新能源配儲政策支持發(fā)電側(cè)儲能發(fā)展。電網(wǎng)側(cè)：因新能源發(fā)電機(jī)組出力不穩(wěn)定，且無法自 主提供調(diào)峰調(diào)頻，故需要其他發(fā)電機(jī)組提供調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)，儲能憑借其靈活、精準(zhǔn)調(diào)節(jié)的 特性，將取代火電機(jī)組成為主要調(diào)峰調(diào)頻資源。用電側(cè)：除分布式新能源消納外，儲能可 以為用戶實(shí)現(xiàn)電價的峰谷價差套利，同時幫助電力系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)負(fù)荷“削峰填谷”。 根據(jù)我們測算，此階段電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能將初步具備經(jīng)濟(jì)性，2025 年中國裝機(jī)量需 求預(yù)計為 76GWh，較 2021 年復(fù)合增長率高達(dá) 111%。
第四階段：儲能成為新型電力系統(tǒng)核心環(huán)節(jié)
第四階段為 2031-2060 年。預(yù)計從 2030 年開始，風(fēng)光電將成為電力系統(tǒng)供電主力，在 2060 年碳中和背景下，風(fēng)光電發(fā)電量將占據(jù)總發(fā)電量 70%以上，其發(fā)電波動性、不穩(wěn)定性 為電力系統(tǒng)帶來挑戰(zhàn)，儲能可通過其調(diào)節(jié)價值、容量價值為電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定帶來保障。 調(diào)節(jié)價值方面，新能源消納仍是儲能的主要應(yīng)用場景，但在此階段，儲能在新能源出力高 峰期存儲的電能，將取代退役的火電機(jī)組，成為新能源出力低谷期的主力電源；容量價值 方面，儲能將為電力系統(tǒng)尖峰負(fù)荷提供容量保障。
2、技術(shù)百花齊放，電化學(xué)儲能蒸蒸日上
2.1、 儲能技術(shù)：各有優(yōu)劣，適用于不同場景
廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質(zhì)或者設(shè)備，把一種能量形式用同一種 或者轉(zhuǎn)換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應(yīng)用需要以特定能量形式釋放出來的循環(huán) 過程。根據(jù)能量存儲形式，儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能，其中電儲能是最主要的儲 能方式。電儲能中，根據(jù)存儲原理不同又分為電化學(xué)儲能和機(jī)械儲能。電化學(xué)儲能是指二 次電池儲能，包括鋰離子電池、鈉離子電池、鉛蓄電池和液流電池等；機(jī)械儲能包括重力 儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。
各技術(shù)路徑各有優(yōu)劣，適用于不同應(yīng)用場景。電化學(xué)儲能的額定功率和存儲電量較為 靈活，但普遍存在安全或環(huán)保問題，主要用于新能源消納、峰谷價差套利、電力系統(tǒng)調(diào)峰 調(diào)頻以及 UPS 等領(lǐng)域。機(jī)械儲能普遍壽命較長，但響應(yīng)時間顯著慢于電化學(xué)儲能和電磁儲 能，主要用于電力系統(tǒng)調(diào)峰領(lǐng)域。
2.1.1 氫儲能
氫儲能基本原理是將水電解得到氫氣并儲存起來，當(dāng)需要電能時將儲存的氫氣通過燃 料電池或其他方式轉(zhuǎn)換為電能輸送上網(wǎng)。電解水制氫需要大量電能，成本遠(yuǎn)高于傳統(tǒng)制氫 方式，但因?yàn)榭稍偕茉床⒕W(wǎng)的不穩(wěn)定性，我國具有嚴(yán)重的棄風(fēng)、棄光問題，利用風(fēng)電、 光伏產(chǎn)生的富余電能制氫可以有效的解決電解水制氫的成本問題，并解決風(fēng)光電的消納， 因此氫儲能正逐漸成為我國能源科技創(chuàng)新的焦點(diǎn)。但目前我國缺少方便有效的儲氫材料和 技術(shù)，且氫儲能能量轉(zhuǎn)換效率較低，因此目前應(yīng)用較少，能否解決這兩方面的問題將成為氫儲能未來能否獲得更多份額的關(guān)鍵。
2.1.2 機(jī)械儲能
機(jī)械儲能通過物理方法對能量進(jìn)行存儲，需要時再將機(jī)械能轉(zhuǎn)化為電能。機(jī)械儲能主 要包括重力儲能、抽水蓄能、飛輪儲能和壓縮空氣儲能。
1）重力儲能
重力儲能介質(zhì)主要分為水和固體物質(zhì)，基于高度落差對儲能介質(zhì)進(jìn)行升降來實(shí)現(xiàn)儲能 系統(tǒng)的充放電過程。除較成熟的抽水蓄能外，主流重力儲能方式為 Energy Vault（EV）提 出的儲能塔，其利用起重機(jī)將混凝土塊堆疊成塔，通過混凝土塊的吊起和吊落進(jìn)行儲能和 釋能。根據(jù) EV 官網(wǎng)信息，其儲能塔能源效率可達(dá) 90%，可以在 8-16 小時內(nèi)以 4-8MW 連續(xù)功 率放電，實(shí)現(xiàn)對電網(wǎng)需求的高速響應(yīng)。
2）抽水蓄能
抽水蓄能電站包含上下兩個水庫，在電力負(fù)荷低谷時利用過剩的電力抽水至上水庫， 高峰時將水放出，利用水從上水庫流向下水庫時產(chǎn)生的機(jī)械能發(fā)電，從而達(dá)到調(diào)峰的作用。 抽水蓄能可以實(shí)現(xiàn)能量的大規(guī)模存儲，因此廣泛應(yīng)用于電力系統(tǒng)調(diào)峰。但由于其響應(yīng)速度 較慢，初始投資高，且受地理選址限制，因此未來發(fā)展空間有限。
3）飛輪儲能
飛輪儲能在儲能時，電能驅(qū)動電機(jī)運(yùn)行，電機(jī)帶動飛輪加速轉(zhuǎn)動，飛輪以動能的形式 將能量存儲起來；釋能時，高速旋轉(zhuǎn)的飛輪拖動電機(jī)發(fā)電，完成機(jī)械能到電能的轉(zhuǎn)換。飛 輪儲能比功率大，使用壽命長達(dá) 15-30 年，且響應(yīng)速度可以達(dá)到毫秒級。因此飛輪儲能主 要用于調(diào)頻和 UPS。但因?yàn)槠淠芰棵芏鹊颓覀潆姇r長無法超過 30 分鐘，因此無法應(yīng)用于大 規(guī)模儲能電站。
4）壓縮空氣儲能
壓縮空氣儲能技術(shù)源于燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)。用電低谷通過電動機(jī)帶動壓縮機(jī)將空氣壓 縮并儲存于儲氣室中，使電能轉(zhuǎn)化為空氣的內(nèi)能以存儲；用電高峰時，高壓空氣從儲 氣室釋放，進(jìn)入燃料室同燃料一起燃燒，驅(qū)動透平做工，帶動發(fā)電機(jī)發(fā)電。壓縮空氣 儲能是抽水蓄能之后另外一項(xiàng)適合 GW 級大規(guī)模電力儲能的技術(shù)，除存儲能量高之外， 其還具有能量密度和功率密度高、運(yùn)營成本低、使用壽命長等優(yōu)點(diǎn)，但與抽水蓄能類 似，壓縮空氣儲能也受地理?xiàng)l件限制，其需要高氣密性的洞穴作為儲氣室，這也進(jìn)一 步限制了壓縮空氣儲能的發(fā)展。
2.1.3 電化學(xué)儲能
電化學(xué)儲能即通過電化學(xué)反應(yīng)完成電能和化學(xué)能之間的相互轉(zhuǎn)換，從而實(shí)現(xiàn)電能的存 儲和釋放。目前主要應(yīng)用的儲能電池主要包括鉛酸蓄電池、液流電池和鋰離子電池等，未 來鈉離子電池隨產(chǎn)業(yè)鏈成熟也將逐步應(yīng)用于儲能。 1）鉛酸電池是以二氧化鉛為正極、金屬鉛為負(fù)極、硫酸溶液為電解液的一種二次電池， 發(fā)展至今已有 150 多年歷史，是最早規(guī)?；褂玫亩坞姵?。鉛酸電池的儲能成本低，可 靠性好，效率較高，廣泛應(yīng)用于 UPS，也是我國早期大規(guī)模電化學(xué)儲能的主導(dǎo)技術(shù)路線。但 因?yàn)殂U酸電池循環(huán)壽命短、能量密度低、使用溫度范圍窄、充電速度慢，且鉛金屬對環(huán)境 影響較大，鉛酸電池未來應(yīng)用將會受極大程度限制。
2）液流電池技術(shù)路徑包括全釩液流電池、鐵鉻液流電池、鋅溴液流電池等，其中，全 釩液流電池綜合性能最佳、商業(yè)化程度最高。液流電池正、負(fù)極電解液儲罐獨(dú)立分離，放 置在堆棧外部，通過兩個循環(huán)動力泵將正、負(fù)極電解液通過管道泵入液流電池堆棧中并持 續(xù)發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，通過將化學(xué)能與電能進(jìn)行相互轉(zhuǎn)換作用來完成電能的儲存和釋放。液 流電池功率取決于電極反應(yīng)面積大小，存儲容量則取決于電解液體積與濃度，故液流電池 規(guī)模大小設(shè)計更為靈活多變。我們認(rèn)為，在長時儲能方面，全釩液流電池將具備成本優(yōu)勢， 較鋰電池等其他技術(shù)路徑具差異化競爭優(yōu)勢。
3）鋰離子電池通過鋰離子在正負(fù)極電極材料中的嵌入和脫嵌實(shí)現(xiàn)能量存儲。鋰離子電 池能量密度較高，壽命長，因此正逐漸成為電化學(xué)儲能的主流路線。根據(jù)正極材料的不同， 鋰離子電池又分為鈷酸鋰、錳酸鋰、磷酸鐵鋰和三元電池等。 磷酸鐵鋰電池在儲能領(lǐng)域綜合優(yōu)勢顯著，其能量密度適中，安全性、使用壽命均優(yōu)于 其他電池類型，且成本較低；鈷酸鋰電池因金屬鈷的稀缺性價格遠(yuǎn)高于其他電池，且循環(huán) 壽命、安全性差，因此在儲能領(lǐng)域幾無應(yīng)用；錳酸鋰電池能量密度與磷酸鐵鋰電池相近， 價格雖低于磷酸鐵鋰，但使用壽命低導(dǎo)致其全生命周期度電成本高于磷酸鐵鋰電池，故應(yīng) 用較少；三元電池能量密度遠(yuǎn)高于其他電池類型，使用壽命也可以達(dá)到 8-10 年，但安全性 相對較差，成本遠(yuǎn)高于磷酸鐵鋰電池，因此在不需要極高能量密度的儲能領(lǐng)域，應(yīng)用前景 弱于磷酸鐵鋰電池。
4）鈉離子電池工作原理與鋰離子電池類似，利用鈉離子在正負(fù)極之間嵌脫過程實(shí)現(xiàn)充 放電。鈉離子電池相對磷酸鐵鋰電池安全性能、低溫性能、快充性能更高，成本更低，且 鈉資源遠(yuǎn)比鋰資源豐富且遍布全球各地，若鈉離子能夠廣泛應(yīng)用，中國將很大程度上擺脫 目前鋰資源受限的情況。
2.2、 市場現(xiàn)狀：存量以抽水蓄能為主，電化學(xué)儲能主 導(dǎo)增量
抽水蓄能占據(jù)儲能絕對份額，鋰離子電池是電化學(xué)儲能主流技術(shù)路線。中國各類型儲 能裝機(jī)量結(jié)構(gòu)與全球情況相似，均以抽水蓄能為主要裝機(jī)類型，占據(jù) 86%左右裝機(jī)容量。中 國與全球電化學(xué)儲能裝機(jī)占比分別為 9.2%、7.8%。在電化學(xué)儲能中，鋰離子電池占據(jù)主導(dǎo) 地位，在中國與全球占比均為 90%左右。
2017-2021 年中國電化學(xué)儲能累計裝機(jī)規(guī)模增長 14 倍。中國儲能發(fā)展路徑與全球情況 類似，根據(jù) CNESA，2021 年中國儲能累計裝機(jī)規(guī)模為 46.1GW，2017-2021 年累計裝機(jī)量穩(wěn) 步增長。電化學(xué)儲能 2021 年累計裝機(jī)量為 5.7GW，新增 2.5GW/yoy+55%。
2.3、 應(yīng)用場景：多場景剛性需求，助力儲能高速發(fā)展
根據(jù)儲能系統(tǒng)安裝位置，我們將其以發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)分類。隨著共享儲能興 起，發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)儲能界限逐漸模糊，我們根據(jù)受益方不同，將新能源配儲歸類為發(fā)電 側(cè)儲能、用于調(diào)峰調(diào)頻的儲能為電網(wǎng)側(cè)儲能、用于分布式光儲一體化及削峰填谷儲能為用 戶側(cè)儲能。各應(yīng)用場景儲能商業(yè)模式各異，各具應(yīng)用必要性。
發(fā)電側(cè)：短期用于新能源消納，長期為滿足“凈負(fù)荷”重要途徑
新能源發(fā)電不穩(wěn)定，無法完全按照電網(wǎng)調(diào)度指令出力，儲能電站將其多發(fā)電量進(jìn)行存 儲，并在出力低谷時放出，以此協(xié)助新能源消納，并通過多發(fā)的棄風(fēng)、棄光電量獲取收益。 現(xiàn)階段，我國新能源發(fā)電占比較低，消納問題并不突出，僅靠棄風(fēng)、棄光電量上網(wǎng)無法補(bǔ) 足儲能費(fèi)用，此商業(yè)模式經(jīng)濟(jì)性較差。 在新能源高比例接入下，電力系統(tǒng)凈負(fù)荷將呈現(xiàn)“鴨型曲線”，在新能源發(fā)電衰退期 需有足夠的爬坡資源，并最終在光伏出力為 0 的階段滿足疊加光伏和風(fēng)電的凈負(fù)荷。碳中 和情景下，火電等可調(diào)節(jié)電源占比較低，儲能憑借其快速、精準(zhǔn)調(diào)節(jié)的特性，將成為最合 適的爬坡資源，并可通過白天利用新能源發(fā)電高峰期存儲的電量滿足夜間用電需求。
電網(wǎng)側(cè)：儲能響應(yīng)速度快，是參與輔助服務(wù)的絕佳資源
儲能主要通過電力輔助服務(wù)市場實(shí)現(xiàn)在電網(wǎng)側(cè)的價值。輔助服務(wù)是市場主體（包括發(fā) 電廠商、電力用戶、儲能企業(yè)）為了維護(hù)電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，向系統(tǒng)提供的服務(wù)性 產(chǎn)品，主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用容量等。
1） 調(diào)峰：電力市場改革階段過渡產(chǎn)品
我國電力負(fù)荷峰谷差較大，而電力現(xiàn)貨市場尚不完善，故推出調(diào)峰輔助服務(wù)，以調(diào)峰 補(bǔ)償?shù)姆绞?，推動電力系統(tǒng)供需平衡。未來電力現(xiàn)貨市場逐漸完善，調(diào)峰將逐步退出輔助 服務(wù)市場。
2）調(diào)頻：儲能調(diào)頻較傳統(tǒng)手段更為高效，是維持電網(wǎng)穩(wěn)定的必要手段
調(diào)頻服務(wù)是機(jī)組能在短時間內(nèi)跟蹤用電負(fù)荷變化，提供調(diào)頻服務(wù)的機(jī)組通過接受發(fā)電 自動控制信號上調(diào)或下調(diào)其出力，通常情況下，這一調(diào)節(jié)過程在幾秒鐘時間內(nèi)完成。調(diào)頻 服務(wù)的目的是糾正系統(tǒng)出現(xiàn)的頻率偏差，維持電力系統(tǒng)頻率的穩(wěn)定。我國電力系統(tǒng)的額定 功率為 50Hz，對 3GW 以上的大容量系統(tǒng)，正常頻率偏差運(yùn)行值為±0.2Hz，小系統(tǒng)則為± 0.5Hz。
用戶側(cè)：峰谷價差套利與容量費(fèi)用管理提供明確收益模式
儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能存儲電能，在用電高峰期 使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，從而降低電力使用成本，并實(shí) 現(xiàn)峰谷電價套利。 兩部制電價下，供電部門會以最大需量為依據(jù)，每月收取一定的基本電價。企業(yè)可以 利用儲能系統(tǒng)進(jìn)行容量費(fèi)用管理，在不影響正常生產(chǎn)的情況下，降低最高用電功率，從而 降低容量費(fèi)用。
應(yīng)用現(xiàn)狀：國內(nèi)以新能源配儲為主，全球則以電源側(cè)輔助服務(wù)為最大應(yīng)用場景
根據(jù) CESA，目前全球與中國電力系統(tǒng)儲能均以新能源配儲、電源輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)儲 能為主，其中，全球三者占比分別為 33%、37%、24%，分布較為均衡，中國則分別為 45%、 29%、22%，新能源配儲占比顯著高于其他場景。
3、 需求端：經(jīng)濟(jì)性逐漸顯現(xiàn)，儲能市場蓄勢待發(fā)
3.1、 經(jīng)濟(jì)性：高電價地區(qū)已具備經(jīng)濟(jì)性，降本仍為關(guān) 鍵
隨著全球碳中和進(jìn)程加快，新能源發(fā)電占比逐漸增多，儲能重要性凸顯?，F(xiàn)階段，經(jīng) 濟(jì)性或?yàn)橐种苾δ芊帕筷P(guān)鍵因素。因此，我們在本章節(jié)對不同情景下儲能經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行測算， 以對歐洲、美國儲能裝機(jī)是否源自自發(fā)性需求進(jìn)行研判，并探尋中國儲能迎來內(nèi)生需求時 間節(jié)點(diǎn)，進(jìn)而為美國、歐洲、中國儲能未來需求測算提供依據(jù)。
目前，海外因電價峰谷價差較大、電價平均水平高、補(bǔ)貼支持力度大，即使儲能系統(tǒng) 價格較高，亦可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益。對于中國，因電價較低、峰谷價差不足、補(bǔ)貼力度小等因 素，儲能經(jīng)濟(jì)性仍較差，儲能市場化應(yīng)用仍在探索階段。2021 年以來，中國對于新型儲能 支持力度逐漸加大，通過多方面政策完善儲能商業(yè)模式（拉大峰谷價差、支持電化學(xué)儲能 參與調(diào)峰輔助服務(wù)、探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè)施成本納入輸配電價回收、研究建立電網(wǎng)側(cè) 獨(dú)立儲能電站容量電價機(jī)制、免除向電網(wǎng)送電的獨(dú)立儲能電站輸配電價和政府性基金及附 加、地方政府對分布式儲能進(jìn)行補(bǔ)貼等），以此促進(jìn)儲能經(jīng)濟(jì)性，助其盡快實(shí)現(xiàn)市場化發(fā) 展。 除商業(yè)模式不完善外，儲能系統(tǒng)成本高、利用小時數(shù)不足為儲能經(jīng)濟(jì)效益差的主要瓶 頸。我們預(yù)計隨關(guān)鍵原材料價格邊際下行，儲能系統(tǒng)成本將逐漸降低；利用小時數(shù)問題， 則將伴隨商業(yè)模式完善、儲能市場主體地位被確認(rèn)等，逐漸解決。
對于采用兩部制電價的工商業(yè)用戶，儲能可助其實(shí)現(xiàn)峰谷價差套利的同時，降低最大 需量，實(shí)現(xiàn)多元化經(jīng)濟(jì)收益。根據(jù)我們測算，對于成本為 1.5 元/Wh 的儲能系統(tǒng)，若能同時 實(shí)現(xiàn)峰谷價差套利+需量費(fèi)用管理，IRR 可超過 10%，經(jīng)濟(jì)效益極佳。
對于參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的機(jī)組，其收益按照調(diào)節(jié)里程測算，故我們對調(diào)頻儲能單 位里程成本測算。核心假設(shè)如下：儲能功率為 1MW，配儲時長 0.5 小時，系統(tǒng)單位成本為 3 元/Wh，電池使用壽命為 5 年，年運(yùn)維費(fèi)用為初始投資 1%，儲能調(diào)頻響應(yīng)時間為 1.8 分鐘， 間隔時間 2 分鐘，調(diào)頻出力系數(shù)為 0.8，年運(yùn)行天數(shù) 300 天，貼現(xiàn)率為 8%。在我們假設(shè)條 件下，測算得出調(diào)頻儲能里程成本約為 4.58 元/MW。 目前，全國輔助服務(wù)市場已漸趨成熟，按效果付費(fèi)、“誰收益誰承擔(dān)”等模式逐漸普 及，調(diào)頻儲能已有較大獲益空間。以湖北省為例，其調(diào)頻里程補(bǔ)償=調(diào)節(jié)里程*綜合調(diào)頻性 能指標(biāo)（KP）*出清價格*調(diào)節(jié)系數(shù)，其中，綜合調(diào)頻性能指標(biāo)（KP）=調(diào)節(jié)速率（K1）*調(diào)節(jié) 精度（K2）*調(diào)節(jié)時間（K3），上限為 3，儲能可達(dá)到理論上限；調(diào)頻里程價格下限為 5 元 /MW；儲能調(diào)節(jié)系數(shù)為 0.7。因此，在最低報價下，儲能可獲得理論補(bǔ)償為 10.5 元/MW，遠(yuǎn) 高于單位里程成本。此外，當(dāng)報價相同時，將根據(jù) KP 決定出清順序，儲能 KP 可達(dá)到理論上 限，故將優(yōu)先出清，利用小時數(shù)具有保障。
3.2、 市場空間：中美歐齊頭并進(jìn)，預(yù)計 2025 年全球需 求超 280GWh
3.2.1 美國：政策持續(xù)發(fā)力，儲能有望持續(xù)領(lǐng)跑全球
2021 年美國電化學(xué)儲能裝機(jī) 3.5GW/yoy+133.3%，連續(xù)兩年超過翻倍增長。2022 年美國 儲能繼續(xù)維持高增長態(tài)勢，一季度裝機(jī) 0.96GW/yoy+240%。展望未來，隨拜登政府對新能源 及儲能補(bǔ)貼力度加大，我們認(rèn)為美國儲能將維持高增速。 從裝機(jī)場景來看，美國儲能以表前為主，88%裝機(jī)為表前儲能，主要原因?yàn)殡娋W(wǎng)老舊， 同時新能源發(fā)電占比逐年提升，需配備儲能以協(xié)助消納，滿足電網(wǎng)調(diào)度需求。工商業(yè)與戶 用儲能目前占比較低，但隨補(bǔ)貼力度加大，疊加美國當(dāng)?shù)仉娏κ袌龀墒欤?jīng)濟(jì)性凸顯，增 速或?qū)⒏哂诒砬皟δ堋?/p>
對于工商業(yè)及戶用儲能，目前加州為美國最主要需求來源，主要原因?yàn)榧又輰Ψ植际?能源及儲能進(jìn)行 SGIP 補(bǔ)貼，疊加 ITC 退稅政策，加州用戶側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性極佳。展望下一階 段，美國戶儲 ITC 期限延長，將有效提振戶儲需求，此外，2022 上半年歐洲戶儲需求爆發(fā) 給我們帶來啟示，用電穩(wěn)定性為居民側(cè)剛需，美國近年來極端天氣增多，2021 年德州等地 曾出現(xiàn)大規(guī)模斷電現(xiàn)象，戶儲需求或接棒歐洲，迎來爆發(fā)。我們預(yù)計 2025 年美國工商業(yè)、 戶用儲能需求分別為 5.9GWh、13.5GWh，2021-2025 年 CAGR 分別為 109%、96%。
3.2.2 歐洲：2022 年需求迎爆發(fā)，高電價+補(bǔ)貼為儲能需求提供 保障
2020年歐洲電化學(xué)儲能新增裝機(jī) 0.8GW，同比降低 11%。家用儲能新增裝機(jī) 1.07GWh， 同比增長 43.5%，假設(shè)平均配儲時長 2 小時（參考特斯拉 powerwall），占全部儲能比重達(dá) 67%。
歐洲成為全球最大家用儲能市場，主要源于德國家用儲能的高滲透率。德國擁有全球 最高的家庭電價，因而催生出極高的戶用光伏需求。同時，德國完善的電力市場現(xiàn)貨交易 系統(tǒng)和針對戶用儲能的補(bǔ)貼政策，使戶用儲能具有較好的經(jīng)濟(jì)性。我們認(rèn)為，在下一發(fā)展 階段，得益于明確的商業(yè)模式和政府補(bǔ)貼，德國家用儲能將持續(xù)提升在存量戶用光伏中的 滲透率。
歐洲其他國家也開始在政策端發(fā)力，例如，英國國家電網(wǎng)電力系統(tǒng)運(yùn)營商推出每周一 次的儲能容量拍賣試驗(yàn)，并于 2020 年 10 月推出其動態(tài)遏制響應(yīng)服務(wù)；瑞典 2021 年起向安 裝家用儲能系統(tǒng)的個人提供稅收減免；意大利 2020 年 6 月推出新生態(tài)獎勵政策，翻新項(xiàng)目 相關(guān)的光伏和儲能系統(tǒng)可以享受 110%的稅收減免。基于歐洲各國對儲能的政策及補(bǔ)貼，歐 洲儲能經(jīng)濟(jì)性已打通，戶用儲能市場需求開始崛起。 我們將歐洲戶用儲能與其他儲能分別測算，預(yù)計 2025 年歐洲戶用儲能需求將為 20.95GWh，其他儲能需求 6.5GWh，合計 27.45GWh，2021-2025 年 CAGR 達(dá) 77.3%。
3.2.3 中國：頂層政策指引，高增可期
中國電化學(xué)儲能快速增長，但整體規(guī)模尚小。2021 年，中國電化學(xué)儲能裝機(jī) 2.4GW/yoy+53%。2022 上半年，儲能維持高增速，裝機(jī) 0.39GW/yoy+70%。中國電化學(xué)儲能 在 2017-2021 年實(shí)現(xiàn)了近乎從無到有的突破，2017 年累計裝機(jī)量僅 0.4GW，而至 2021 年增 長逾 13 倍，累計裝機(jī)量達(dá)到 5.7GW。
于中國而言，目前儲能經(jīng)濟(jì)性仍較差，尚不具備儲能發(fā)展條件，但是強(qiáng)配儲能政策可 有效刺激短期儲能需求，疊加大基地與整縣推進(jìn)項(xiàng)目帶來旺盛集中式、分布式風(fēng)光電需求， 儲能短期裝機(jī)有望高速增長。長期來看，風(fēng)光發(fā)電量占比將持續(xù)提升，且國家陸續(xù)出臺政 策增厚儲能經(jīng)濟(jì)效益（完善電力現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場、積極探索將電網(wǎng)替代型儲能設(shè) 施成本納入輸配電價回收、研究建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站容量電價機(jī)制、免除向電網(wǎng)送電 的獨(dú)立儲能電站輸配電價和政府性基金及附加、拉大峰谷價差等），儲能經(jīng)濟(jì)性邊際向好， 我們看好國內(nèi)儲能長期發(fā)展前景。
我們將中國儲能裝機(jī)按照發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)進(jìn)行預(yù)測，預(yù)計 2025 年三個場景裝 機(jī)需求分別為 53.93GWh、7.6GWh、14.76GWh，合計 76.3GWh，2021-2025 年 CAGR 達(dá) 111%。
3.2.4 其他市場：不同地區(qū)各具潛力，儲能需求將逐步釋放
2021 年，除中美歐的其他市場合計儲能裝機(jī)僅 2GW，尚未形成規(guī)?；瘧?yīng)用。不過，多 地區(qū)已具備儲能發(fā)展土壤，需求或?qū)⒅鸩结尫拧?韓國儲能裝機(jī)曾于 2018 年領(lǐng)跑全球，但彼時儲能安全設(shè)計欠佳，且電池以三元路線為 主，安全事故頻發(fā)，近兩年儲能實(shí)現(xiàn)負(fù)增長，展望未來，隨 LG 等龍頭企業(yè)開始發(fā)展磷酸鐵 鋰電池，液冷溫控、消防產(chǎn)品逐漸成熟，安全問題困擾降低，韓國儲能有望重回增長；澳 大利亞電力現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場發(fā)展成熟，風(fēng)光電普及率高，疊加多個州政府推出退 稅/補(bǔ)貼政策，儲能發(fā)展條件已完備，靜待放量。此外，日本通過資金撥款支持儲能發(fā)展， 非洲地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)較差，需配備儲能替代部分電網(wǎng)作用。綜合來看，我們認(rèn)為，隨著碳中 和進(jìn)程不斷推進(jìn)，中美歐外其他地區(qū)儲能也將逐步放量，預(yù)計 2025 年需求為 25.3GWh， 2021-2025 年 CAGR 為 58.6%。
3.2.5 其他儲能場景：通訊儲能穩(wěn)步發(fā)展，便攜式儲能藍(lán)海初現(xiàn)
通信儲能：鋰電替代加速，預(yù)計 2025 年全球裝機(jī) 60GWh
根據(jù)全球各地區(qū)通信市場現(xiàn)狀及對鋰電池需求來看，通信儲能主要分為兩大需求市場： 1）亞太（除中日韓）、非洲、中東和南美市場。此區(qū)域通信環(huán)境相對落后，對基站、后備 電源的性能要求高，鋰電池較鉛酸電池更具優(yōu)勢；2）中日韓、歐洲及北美市場：5G 基站加 速建設(shè)，帶動鋰電需求，同時鋰電儲能在 4G 基站逐步替換鉛酸電池，帶來增量空間。根據(jù) GGII 預(yù)計，2025 年全球基站鋰電池需求將達(dá)到 60GWh。
便攜式儲能：碳中和背景下新型衍生市場，預(yù)計 2025 年全球需求 15GWh
碳中和背景下，風(fēng)光電大比例并網(wǎng)，供電穩(wěn)定性難以保障，在碳中和進(jìn)程較快的歐美 國家，應(yīng)急備用電源已成為生活必要備用品，因此，便攜式儲能需求應(yīng)運(yùn)而生。除緊急備電外，便攜式儲能還可用于戶外旅行等場景。根據(jù) GGII 預(yù)計，2025年全球便攜式儲能鋰電 池需求將為 15GWh，2021-2025 年 CAGR 達(dá) 80%。
電力系統(tǒng)儲能 5 年約 17 倍增長空間：綜合我們對全球各地區(qū)電力系統(tǒng)及其他儲能測算， 預(yù)計 2025 年全球儲能需求將達(dá) 288GWh，2021-2025 年 CAGR 達(dá) 53%。其中，電力系統(tǒng)儲能 2025 年需求將達(dá) 213GWh，2021-2025 年 CAGR 達(dá) 78%，將主導(dǎo)儲能增量。根據(jù) BNEF 預(yù)測，2025 年儲能系統(tǒng)成本將為約 1.4 元/Wh，2025 年全球儲能市場空間將達(dá) 4032 億元。
4、 供給端：各類玩家紛紛切入，逐鹿確定性最強(qiáng)賽道
儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要包括電池原材料及生產(chǎn)設(shè)備供應(yīng)商等；中游主要為電池、電池管 理系統(tǒng)、能量管理系統(tǒng)以及儲能變流器供應(yīng)商；下游主要為儲能系統(tǒng)集成商、安裝商以及 終端用戶等。
4.1、 儲能電池：降本與提升循環(huán)壽命為關(guān)注主線
完整的電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、 儲能變流器（PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。電池組是儲能系統(tǒng)最主要的構(gòu)成部分；電池管 理系統(tǒng)主要負(fù)責(zé)電池的監(jiān)測、評估、保護(hù)以及均衡等；能量管理系統(tǒng)負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò) 監(jiān)控和能量調(diào)度等；儲能變流器可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進(jìn)行交直流的變 換。
儲能電池系統(tǒng)由電池組和電池管理系統(tǒng)兩部分組成。電池組是整個儲能系統(tǒng)中成本占 比最高的部分，約占 70%，BMS 占比為 6%，儲能電池系統(tǒng)占電化學(xué)儲能成本比重達(dá) 76%。
目前我國主要儲能電池提供商多為動力電池制造商。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，2021 年我國儲 能電池提供商排名前四企業(yè)均為動力電池制造商。
當(dāng)下時間節(jié)點(diǎn)來看，歐洲戶儲行情已然演繹，下階段美國戶儲或接力歐洲，繼續(xù)帶動 戶儲行業(yè)高增速；集中式儲能方面，美國已到自發(fā)性配置時點(diǎn)，在硅料與碳酸鋰價格邊際下行預(yù)期下，儲能需求確定性較強(qiáng)，國內(nèi)則由強(qiáng)配政策驅(qū)動，同樣具有較高裝機(jī)預(yù)期。
4.2、 PCS：光伏逆變器企業(yè)搶占市場先機(jī)
儲能變流器是連接于電池系統(tǒng)與電網(wǎng)之間，實(shí)現(xiàn)電能雙向轉(zhuǎn)換的裝置。其既可以把電 池的直流電轉(zhuǎn)換成交流電輸送給電網(wǎng)，也可以把電網(wǎng)的交流電轉(zhuǎn)換為直流電，供電池充電。 并網(wǎng)模式下，在負(fù)荷低谷期，儲能變流器把電網(wǎng)的交流電整流成直流電給電池組充電，在 負(fù)荷高峰期，儲能變流器把電池組中的直流電逆變成交流電反送到電網(wǎng)中；離網(wǎng)模式下， 儲能變流器與主電網(wǎng)脫開，給本地的部分負(fù)荷提供滿足電網(wǎng)電能質(zhì)量要求的電能。
場景相似，技術(shù)同源，光伏逆變器廠商進(jìn)軍儲能 PCS 領(lǐng)域有先發(fā)優(yōu)勢。儲能變流器與 光伏逆變器在使用場景、技術(shù)原理、上游供應(yīng)商和下游客戶上有較高重合度，因此儲能變 流器企業(yè)大多來自光伏逆變器廠商，行業(yè)競爭格局也類似。據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié) 會儲能應(yīng)用分會統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，目前 PCS 上市企業(yè)有 30 家。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計，2021 年全球 市場中，儲能 PCS 出貨量排名前十位的中國儲能 PCS 提供商包括陽光電源、科華數(shù)據(jù)、古 瑞瓦特和上能電氣等公司。
儲能變流器市場持續(xù)增長。根據(jù) IHS Markit 發(fā)布的全球市場研究報告，到 2022 年， 并網(wǎng)型儲能逆變器規(guī)模將增至 7GW。2018-2022年全球儲能逆變器市場規(guī)模預(yù)計為 63GW，呈 快速增長態(tài)勢。
4.3、 儲能溫控：液冷加速滲透，溫控量利齊升可期
溫控指通過加熱或冷卻技術(shù)對某事物的溫度進(jìn)行有效控制和調(diào)節(jié)。溫控系統(tǒng)與 BMS 配 合，對鋰電池進(jìn)行恒溫恒濕控制，維持電池在安全運(yùn)行參數(shù)范圍內(nèi)，提升電池在運(yùn)行期間 的穩(wěn)定性，避免電池進(jìn)入熱失控狀態(tài)。 儲能溫控技術(shù)主要包括風(fēng)冷、液冷、熱管冷卻、相變冷卻。其中，風(fēng)冷系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡單、 可靠性高、壽命長、成本低、易于實(shí)現(xiàn)，是目前國內(nèi)主流技術(shù)路徑。液冷系統(tǒng)散熱效率高、 散熱速度快，在高倍率、高容量場景下優(yōu)勢凸顯，故全球儲能系統(tǒng)正呈現(xiàn)液冷加速滲透， 取代風(fēng)冷的趨勢。熱管冷卻、相變冷卻需與風(fēng)冷、液冷配合使用，因價格較高，目前在儲 能領(lǐng)域應(yīng)用較少。
我們認(rèn)為，全球儲能系統(tǒng)利用率提升，對安全性提出更高要求，溫控系統(tǒng)重要性凸顯， 液冷系統(tǒng)憑借散熱效率和速度優(yōu)勢，有望加速滲透。此外，歐美多國儲能經(jīng)濟(jì)性較好，隨 著鋰電池原材料價格下降，對溫控系統(tǒng)價格敏感度將降低，亦將對液冷系統(tǒng)應(yīng)用形成正向 促進(jìn)作用。我們預(yù)計 2025 年全球液冷滲透率將達(dá)到 45%，電力系統(tǒng)儲能溫控市場空間將達(dá) 107 億元，2021-2025 年 CAGR 為 92%。液冷滲透率提升帶動溫控行業(yè)平均單位價值量提升， 儲能溫控復(fù)合增速將超儲能行業(yè)平均增速。
