能源轉型階段，能源“不可能三角”的核心矛盾在低碳清潔和供應安全中反復強化，而儲能正是打通兩者的關鍵一環。雙碳目標導向下，電力闖關遠未結束，需重視儲能的戰略地位和增長空間。

　　摘要

　　1. 在能源“不可能三角“框架內理解儲能的重要意義。

　　1)能源“不可能三角”的核心矛盾已轉向“供應安全”，電力闖關遠未結束。碳達峰有兩個明確的量化指標——25&30年清潔能源占比分別達到20%和25%，據此，我們測算，在2025年之前老能源的需求將延續穩步增長，2025~2030年間，預計煤炭和原油有望實現需求達峰并緩步退坡。需要注意的是，全球能源貿易格局重塑帶來的能源價格中樞上移將對我國油氣進口帶來制約，我們認為能源保供是碳達峰之前的主旋律。

　　2)儲能是未來電力系統的核心，給新能源插上翅膀。儲能可以對新能源電力即時儲存和釋放來削峰填谷，實現時間維度的相對自主可控。主要分為抽水蓄能(目前約占九成)和電化學儲能，根據碳達峰行動方案，預計2030年前，抽水蓄能和電化學儲能的裝機規模都將達到億千瓦級別，其中電化學儲能具有數十倍的發展空間，需重視以鋰電池為主的新型儲能的高成長性。

　　2. 儲能產業鏈解析：規模擴張下的盈利格局優化。

　　1)國內大儲以獨立(共享)儲能為主，盈利來源主要包括容量租賃費用、電力現貨市場、電力輔助服務及容量補償電價。在政策與并網進度的推進下，未來容量租賃的比例有望逐漸提高。獨立儲能電站的收入的相當部分來自于電力現貨市場的高低價差套利，因此電力現貨試點省份的推廣以及參與電力現貨的電量增加有助于擴大獨立儲能電站的利潤空間。調峰、調頻、黑啟動等電力輔助服務政策持續推進，電力輔助服務為獨立儲能系統帶來額外利潤。容量補償電價政策持續推出，進一步推動新型儲能行業發展。

　　2)鋰電池供需結構有望邊際改善，推動儲能系統成本下降。在儲能系統的成本結構中，電池占比高達60%，鋰電池的成本變動對儲能系統的成本產生巨大影響。根據國內鋰電池企業的擴產計劃，23年鋰電池企業預計建成約200GWh的產線，未來三年預計實現約1800GWh的產能。電池供不應求的局面或逐漸扭轉，供需結構的改善有望降低電池價格，最終實現儲能電站成本的減少。

　　3)據測算，在投資成本、容量補償費用、容量租賃費用、上網電價、充電電價等項中，投資成本變化對IRR波動的影響最大。投資成本變化10%，IRR波動約26%。因此由供需結構的變化帶來的電池價格降低，有望對儲能電站IRR帶來積極的影響。

　　3. 技術：電化學儲能增長迅速，儲能溫控實現高增。

　　1)行業持續高景氣，新型技術層出不窮。展望未來，新增儲能裝機規模預計保持快速攀升。儲能企業乘風加快產能布局，電芯產能進入規模化增長階段，系統集成成為企業新的業績增長點。在商業模式方面，以共享儲能模式運行的獨立儲能電站成為國內大儲主要發展方向。在儲能技術方面，我們認為鋰離子電池儲能將是國內大儲的主要載體;對于系統集成方式，目前集中式儲能應用最廣，交流側多分支并聯技術未來潛力巨大。

　　2)液冷有望成為儲能溫控主流技術路線，預計 2025 年液冷滲透率有望達 50%。目前溫控市場仍以風冷系統為主，主要由于其成本較低且結構簡單易用，在散熱要求不高的中小型儲能電站得以廣泛應用，預計2022 年風冷系統占比或達到 85%。液冷系統冷卻效果較風冷好，全周期成本低，有望在大型儲能電站快速得到應用，目前處于滲透率逐步提升階段，預計滲透率有望從 2022 年的 15%提升至 2025 年的 50%。

　　4. 風險提示：新能源裝機進度不及預期，政策配套不及預期，儲能招標數量不及預期，儲能裝機進度不及預期，原材料價格回落不及預期等。

　　1. 儲能是解開能源“不可能三角”的鑰匙

　　1.1. 能源轉型初期，“不可能三角”矛盾持續激化

　　在能源領域，我們常說能源存在“不可能三角”(即：低碳清潔、供給充足、成本低廉不可兼得)。具體來看，我們在過去面對的是傳統經濟，低廉的傳統能源供應充足，但需要舍棄低碳清潔;我們當下正處于轉型經濟，加速低碳轉型，但是供應安全和成本低廉接連遭受挑戰(如：近幾年的限電頻發、21年的電價上浮);未來經濟是什么樣子的?我們將采用低碳清潔的新能源作為發電的主要載體，以儲能、特高壓確保能源的供應安全，但是系統成本的提升是歷史的必然，因此能源“不可能三角”的歸宿是犧牲成本，保證低碳和供應。

　　2021年，我國能源消費結構中清潔能源占比約16.6%(風光水核為主)，按照雙碳目標，在2030和2060年這一比重應分別達到25%和80%以上，這種歷史性變革帶來的投資機遇值得投資者長期重視。一方面，老能源在長期低資本開支下，產能釋放接近極限，同時國內穩增長疊加全球能源困局加劇我國保供壓力;另一方面，能源轉型帶來了新能源巨大的發展空間，而能源供應問題給新能源建設方向提供了新的指引。因此，能源轉型初期新老能源的景氣共振持續性將遠超市場預期。

　　1.2. 核心矛盾已轉向“供應安全”，電力闖關遠未結束

　　“雙碳”目標的提出讓市場對于新老能源轉換的節奏有一個不切實際的預期，市場認為：老能源在近幾年內就會實現需求達峰，然后開始逐步被新能源取代。實際情況是，從碳中和元年2021年開始，雖然新能源建設持續加碼，但是老能源的需求并沒有受到影響，反而極端天氣和地緣局勢讓我們再次意識到老能源作為能源安全支柱的重要性。

　　再次正視“雙碳”目標，我們的看法是：老能源退出要慢，新能源建設要快，保供是碳達峰之前的第一要義。碳達峰有兩個明確的量化指標——2025年和2030年清潔能源占比分別達到20%和25%，根據我們測算，在2025年之前老能源的需求不會退坡，其中：煤炭(29.3→30.3億噸標煤)、原油(9.7→10.2億噸標煤)、天然氣(4.7→5.7億噸標煤)，在2025~2030年間，預計煤炭和原油有望實現需求達峰并緩步退坡。需要注意的是，全球能源貿易格局重塑帶來的能源價格中樞上移將對我國油氣進口帶來制約，因此煤炭的需求可能會進一步提升，我們認為能源保供是碳達峰之前的第一要義。

　　1.3. 儲能是未來電力系統的核心，給新能源插上翅膀

　　時空錯配、起步伊始，風光電出力尚未成氣候。風光電的問題在于兩個方面：其一，雖然增長幅度快，但由于未具規模，因此對于發電側的貢獻尚且不足，因此我們看到近幾年雖然用電增速維持在5%附近，但是風光電的增速貢獻僅1%左右;其二，由于在時間和空間兩個維度受限，導致實際出力與裝機量不成比例，相應的，我們看到2021年風光累計裝機占比已經達到26%，而發電量占比僅10%。

　　安全考量推動核電“有序”發展，氣候問題導致水電穩定性受限。近十年水電和核電的新增裝機占比相對穩定，沒有明顯增長，主要是兩個方面的考慮：對于核電，由于存在放射性廢料，因此存在一定的政治風險，政府在加強監管的同時推動其“有序”發展，近五年的裝機年均增速僅-13.9%;對于水電，由于其極強的季節性特征，因此比較依賴氣候因素，穩定性常常遭受挑戰，近兩年的局部限電都與來水不足有關。因此，在未來的新型電力體系框架下，這兩類電能被定位為風光電的補充和調峰。

　　風光電的另一個問題在于季節性的供需錯配。由于居民、三產在夏季制冷和冬季供暖需求較高、二產在年底由于趕工迎來用電旺季，導致用電側存在明顯的季節性特征;相應的，未來如果以風光作為我國電力體系的核心，那么季節性供需錯配將成為常態(風電在用電高峰夏季出力相對較弱，太陽能在冬季出力有所不足)。因此，能源多樣性的戰略意義凸顯，為了彌補風電的季節性缺口，水電需要承擔夏季調峰的重任;為了平滑太陽能的冬季出力不足，火電(氣電為主)、核電等主要能源也需搭把手。

　　未來的電力體系運作方式應當如下：

　　1)核電是優先級最高的電源，年均工作7802個小時，基本實現滿發，但受限于安全性，無法實現大幅擴張，因此可作為電力系統中的“先鋒隊”;

　　2)風光水電都存在穩定性不足的問題，需要配置儲能、特高壓等新基建來保駕護航，同時相互之間存在季節性互補的特點，這三大能源應成為我國未來電力體系的核心(其中水電是夏季調峰的核心);

　　3)火電是我國能源安全的底線，碳達峰之前核心地位無法動搖;往2060年去看，隨著儲能技術逐步完善，煤電將逐步退出，相對清潔的氣電、燃氫將成為冬季調峰的主要手段。

　　2. 儲能產業鏈解析：規模擴張下的盈利格局優化

　　2.1. 裝機容量快速增加，新增裝機有望持續攀升

　　國內大儲發展迅猛，裝機容量快速增加。根據CNESA，截至2021年底，全國累計儲能裝機規模達到46.1GW，同比增長29.49%，其中新型儲能裝機6.3GW，同比增長56.4%，新型儲能中90%為電化學儲能，裝機功率5.6GW，同比增長77.9%。2021年中國新增儲能裝機10.5GW，同比增長228.1%，2017-2021年中國新增儲能裝機年均復合增長率高達65.7%。據儲能與電力市場，22年國內儲能新增投運量超12GWh;據CESA，22年國內新型儲能新增投運裝機6.21GW/14.32GWh。儲能行業整體裝機規模持續高景氣。同時以電化學儲能為代表的新型儲能技術高速發展，推動新型儲能在整體儲能裝機規模中占比逐漸提升。

　　展望未來，新增儲能裝機規模預計保持快速攀升。根據CESA對國網和南網新型電力系統建設目標情況的分析預測，預計到2025年，我國新型儲能裝機規模將突破50GW，其中電化學儲能累計裝機將達到40GW。2025年后預計可再生能源發電年裝機增量將保持在100GW，電化學儲能的年裝機增量將保持在12-15GW，預計到2030年，電化學儲能裝機規模將達到約110GW。國內雙碳目標下可再生能源的快速增長，將助推儲能行業蓬勃發展。

　　2.2. 儲能企業百家爭鳴，儲能業務多元化布局

　　眾多企業紛紛布局儲能行業，尤其是電池與電力設備公司。儲能電池脫胎于動力電池，且產線有一定通用性，動力電池企業有發力儲能電池的天然優勢，其中2021年寧德時代排名全球儲能電池市場出貨量第一。電力設備企業大多從儲能變流器等電力部件供應做起，具備天然的渠道與技術優勢，并陸續轉型儲能系統集成商，其中代表性企業有電工時代、陽光電源、科華數據等。

　　儲能企業加快產能布局，電芯產能進入規模化增長階段。電池廠商紛紛擴建電池生產基地，其中，寧德時代、億緯鋰能、瑞浦蘭鈞、海辰儲能、欣旺達、鵬輝能源和海基新能源等7家企業儲能電池擴產規模較大，預計22-24年新開工產線分別為342GWh、218.5GWh、112GWh、95GWh、95GWh、24GWh、8GWh，合計開工產線對應產能894.5GWh。電池行業“擴產潮”預計仍將繼續，以滿足日益增長的儲能需求，儲能行業有望持續高景氣發展。

　　儲能業務呈現多元化布局態勢，系統集成成為企業新的業績增長點。儲能行業的迅速發展吸引了其他類型企業紛紛切入儲能賽道，其中包括陽光電源、科華數據、智光電氣、遠景能源、上能電氣、盛弘股份、金盤科技等電氣機械制造企業，這些企業利用現有技術優勢生產儲能變流器、儲能系統集成產線等，以上企業規劃產能分別約15GW、15GW、12GWh、6GWh、5GW、5GWh、3.9GWh。其他企業，包括海博思創、天合儲能、新能易事特、錦浪科技、新風光、寶豐集團等，也有后續的擴產計劃。新能源行業的快速發展帶動儲能需求的急劇增長，部分非傳統儲能企業抓住行業機遇，承擔儲能系統集成商等角色，有望推動儲能業務高質量多元化發展。

　　2.3. 商業模式日漸完善，盈利空間逐漸打開

　　目前國內大儲商業模式基本成型，但當下盈利能力尚不突出。具體而言，國內大儲以獨立(共享)儲能為主，盈利來源主要包括容量租賃費用、電力現貨市場、電力輔助服務及容量補償電價。由于目前盈利能力尚不突出，國內大儲建設的最大驅動力仍是政策端的推動。國家積極出臺政策發力儲能建設，從建設方向、配置比例、商業模式等多方面對我國儲能發展提供支撐，開啟了儲能應用的良好開端，并有望催生出多種相關應用的盈利模式。

　　在政策與并網進度的推進下，未來容量租賃的比例有望逐漸提高。國家發改委、能源局在《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中鼓勵探索建設共享儲能，發展容量租賃。各省份也積極出臺相關政策推動獨立儲能容量租賃。另外，獨立儲能相較新能源場站自配儲能電站，規模更大，接入電壓等級更高，便于電網統一調控與考核，具備系統性、全局性優勢。因此，并網進度的推進也為獨立儲能的容量租賃提供了巨大的需求。

　　獨立儲能電站的收入的相當部分來自于電力現貨市場的高低價差套利，因此電力現貨試點省份的推廣以及參與電力現貨的電量增加有助于擴大獨立儲能電站的利潤空間。2017年，我國選取了廣東、浙江等8個省份啟動電力現貨市場建設試點工作;2021年，我國新增了上海、江蘇等6個試點省份，將試點省份總量擴大到了14個;2022年，江西能源局發布《江西省能源局關于加快推動電力現貨市場建設工作的通知》，擬將江西設立為第15個電力現貨市場建設省份，未來參與的地區有望逐步擴展至全國。同時，參與電力現貨市場的電量逐年增加、交易電量占比逐年提升，有望進一步擴大儲能電站的收入來源。

　　調峰、調頻、黑啟動等電力輔助服務政策持續推進，電力輔助服務為獨立儲能系統帶來額外利潤。2021年12月21日，國家能源局印發了《電力輔助服務管理辦法》，推動構建新型電力系統，規范電力輔助管理，深化電力輔助服務市場機制建設。容量補償電價政策持續推出，能夠保障新型儲能收入穩定，進一步推動新型儲能行業發展。目前，針對抽水蓄能國家已經出臺了較為完善的容量電價機制。同時，對于發展空間更大的新型儲能，國家也在不斷參考抽水蓄能建立適用新型儲能特點的容量電價政策，推動新型儲能穩定健康發展。

　　鋰電池供需結構有望邊際改善，推動儲能系統成本下降。在儲能系統的成本結構中，電池占比高達60%，鋰電池的成本變動對儲能系統的成本產生巨大影響。根據國內鋰電池企業的擴產計劃，23年鋰電池企業預計建成約200GWh的產線，未來三年預計實現約1800GWh的產能。電池供不應求的局面或逐漸扭轉，供需結構的改善有望降低電池價格，最終實現儲能電站成本的減少。

　　據測算，在投資成本、容量補償費用、容量租賃費用、上網電價、充電電價等項中，投資成本變化對IRR波動的影響最大。投資成本變化10%，IRR波動約26%。因此由供需結構的變化帶來的電池價格降低，有望對儲能電站IRR帶來積極的影響。

　　3. 技術前景：共享與鋰電齊飛，溫控系統有效護航

　　3.1. 共享儲能是未來國內大儲的主要商業模式

　　以共享儲能模式運行的獨立儲能電站成為國內大儲主要發展方向。共享儲能與獨立儲能是從兩個不同的角度對不依附于新能源電站而存在的儲能電站的表述。獨立儲能電站是以獨立的主體身份直接參與電網或新能源發電側的調度;共享儲能是指由第三方廠商負責投資、運維，并將儲能電站的容量或功率出租給目標用戶的一種商業運營模式。根據CNESA數據統計，2022年10月新增獨立儲能項目7.61GW(備案/在建/運行)，功率規模占總新增儲能項目規模72%，而強配儲能項目僅占25%。共享儲能已成為國內大儲的主體。

　　共享儲能模式減少了新能源場站儲能開支，有利于維持IRR。根據我們的測算，假設一個年利用小時數1600小時，棄光率5%的100MW光伏電站;以4.2元/W計算光伏側成本，不配儲能時IRR為6.88%。若按10%-2h配建電化學儲能，按1.5元/Wh計算儲能側成本，則光伏+配儲的IRR下降至5.74%。若以100元/kWh/年的價格向獨立儲能電站租賃相同的容量，可將IRR維持在6.71%。我們對IRR與不同光伏配儲的儲能側成本以及儲能租賃價格進行了靈敏度分析，結果表明在儲能租賃費用為100元/(kWh·年)的條件下，光伏配儲儲能的成本只有低至0.8元/Wh的情況下IRR會高于共享儲能的模式。共享儲能模式相較強配儲能更具有經濟性。

　　3.2. 鋰離子電池將是國內大儲的主要載體

　　抽水蓄能與電化學儲能是國內主要的儲能技術，電化學儲能發展迅猛。現有儲能技術路線包括物理儲能(抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能)、電化學儲能(鋰離子電池、鉛碳電池、液流電池、鈉硫電池)、電磁儲能(超級電容、超導儲能)、相變儲能(熔融鹽儲熱、高溫相變儲熱)、氫儲能。根據CNESA數據統計，截止2021年底，中國儲能項目累計裝機規模達46.1GW，其中抽水蓄能占比86.3%，電化學儲能占比12.1%，合計占比98.4%。雖然抽水蓄能技術成熟，但其受地理資源條件制約，并且能量密度較低，發展空間有限;而電化學儲能，尤其是鋰離子電池儲能具有壽命長，能量密度高，效率高等優點。根據CNESA數據，2017年至2021年，中國電化學儲能裝機由0.39GW增長至5.58GW。2022年10月電化學儲能項目新增10GW(備案/在建/運行)。電化學儲能發展前景廣闊。

　　鋰離子電池儲能或將是國內大儲的主要載體。對于儲能行業，發展最成熟的模式發展最快，這是下游盈利的壓力及對儲能電站安全性和成熟度的嚴苛要求所共同決定的。國內的鋰離子電池儲能已有較大的規模，根據CNESA數據，2022年10月，國內鋰離子電池儲能項目新增9.66GW(備案/在建/運行)，功率規模占電化學儲能的96.6%。鋰離子電池已成為國內最主要的電化學儲能技術。根據北極星儲能網報道，國內備案的單體最大的鋰離子電池項目為中核匯能(山西)能源有限公司在山西靈石經濟技術開發區規劃的400MW/800MWh共享儲能項目;而最大的鈉離子電池儲能項目為三峽能源安徽阜陽南部風光儲基地300MW/600MWh儲能項目，其中鈉離子電池規模30MW/60MWh;而全球最大的液流電池儲能項目，大連融科的全釩液流電池項目一期100MW/400MWh于10月31正式并網。鋰離子電池儲能單體規模及總規模已遠超鈉離子電池及液流電池儲能。根據彭博新能源財經(BNEF)預測，2030年鋰離子電池儲能電站成本有望降低至170 USD/kWh，同時2028-2030年鋰離子電池循環次數有望達到15000次。鋰電池儲能的降本增效將使得鋰離子電池發展進入快車道，未來將成為國內大儲的主要載體。

　　3.3. 溫度影響儲能安全，溫控系統重要性凸顯

　　儲能電池艙分布密集，存在電池熱失控安全風險。目前我國電化學儲能電站建設形式主要采用預制艙式鋰離子電池，可分為電池單體、模組、電池簇和電池艙四個層次，一定數量的電池單體可通過排列集成為一個電池模組，多個電池模組可經過電氣連接構成電池簇，多個電池簇與變流器等設備共同組成電池艙。大型儲能系統一般電池數量較多，電池單體可高達數萬個，且排列較為密集，單個儲能艙容量可達0.5-2MWh。儲能艙電池密集分布的特點存在一定的安全風險，若電池單體因故障發生熱失控反應，則可能導致周圍電池發生連鎖熱失控。

　　溫度環境過高或過低，為儲能電站事故重要誘因。儲能電站安全事故誘因主要包括運行環境、外部激源、電池本體、管理系統等方面。其中運行環境管理不足可能由于散熱不足導致過熱，水分、粉塵等導致接觸電阻增大及絕緣性能下降等;外部激源包括絕緣失效造成的電流沖擊及短路等問題;電池本體缺陷可能存在制造過程中產生的毛刺顆粒等瑕疵，電池使用時間過長老化等，或導致電池過充、過放、過熱、短路等問題;管理系統缺陷主要為儲能系統安全狀態監測及預警系統不完善等。

　　溫度影響電池壽命、容量及穩定性，溫度控制系統重要性凸顯。低溫環境下電池內化學反應速率將下降，電解液內離子擴散率和電導率降低，固體電解質界面膜處的阻抗增加，同時低溫充電時易導致鋰枝晶生長甚至刺破隔膜出現短路;高溫環境下，鋰電池壽命減少，容量降低，且鋰電池內部的SEI膜易分解，負極材料會與電解液產生反應，隔膜熔融，正極材料和電解液發生分解，導致鋰離子通道發生閉塞，引起正負極直接接觸、短路，從而釋放大量熱量與氣體，以熵增趨勢迅速發生熱失控。鋰電池最佳工作溫度區間為15-35℃，要維持該溫度區間，溫度控制系統必不可少。

　　根據散熱性質的不同，儲能溫控技術可分為風冷、液冷、熱管冷卻和相變冷卻四種方式。目前風冷和液冷已在儲能系統中逐步應用，相變冷卻與熱管冷卻方案在儲能領域仍處于起步階段。短期來看風冷占據主要市場，液冷較風冷的冷卻效果好，全周期成本低，有望成為中長期主流趨勢。

　　儲能溫控技術發展迅速，風冷與液冷為主要技術路線。儲能溫控技術主要包括風冷、液冷、相變冷卻、熱管冷卻，對儲能溫控技術的選擇，需要綜合考慮系統的冷卻效率、安全性、經濟性、運行環境等各方面。綜合來看，風冷結構簡單、可實現快速交付部署，但冷卻效率低、受外部環境影響較大;液冷散熱效率高、能耗低，但初始成本高、有液體泄漏風險;相變冷卻與熱管冷卻散熱效率高，壽命長，但成本亦相對較高。目前風冷與液冷技術已成為儲能溫控領域主流的技術路徑，相變冷卻與熱管冷卻目前實際應用范圍較少，在儲能領域的應用仍處于研發起步階段。

　　短期風冷占據主要市場，液冷較風冷的冷卻效果好，全周期成本低，有望成為中長期主流趨勢。液冷系統的液體介質導熱系數可達空氣數十部，冷卻效果明顯優于風冷系統，例如在相同的100W功率下，當電流逐步增大到4A時，風冷系統下的電芯溫度可達液冷系統的2-4倍。從成本來看，目前風冷、液冷的價值量分別約為3000萬元/GWh、8000萬元/GWh，液冷系統初始投資成本較大，但在能耗方面，為達到相同的電池平均溫度，風冷的能耗可達液冷的2-3倍，同時液冷能夠延長電池約20%使用壽命，采用液冷的儲能系統全周期平均成本較風冷可低約10%-20%。短期來看，風冷系統憑借初始成本優勢仍占據主要市場，中長期來看，液冷系統有望憑借更好的冷卻性能成為主流趨勢。

　　本文源自券商研報精選