自2021年年初以來，錦緞研究院持續跟蹤儲能板塊，先后發布《碳中和的“龍脈”：儲能》、《儲能“豹變”之后的估值隱憂》、《“缺電”不應被引申為新舊能源的矛盾》等分析報告。

　　雖然今天新能源+儲能已經得到廣泛認可，但是市場還是習慣把光伏、風電等新能源當成主角，而儲能僅僅是配角。

　　新能源行業毫無疑問是一片繁榮，前景可期。然而，隨著風電、光伏等裝機量的快速增長，新能源的消納問題愈發突出，能源轉型面臨嚴峻挑戰。基于此，我們越發看到發展大型儲能的重要性與緊迫性。

大型儲能成為最優解——把風和光存下來

　　1、新能源發展浩浩蕩蕩，燃眉之急由誰解?

　　過去十余年，我國的能源轉型取得了全球矚目的成績。根據國家能源局數據，截至2021年，我國風光累計裝機容量占比達到26.7%，風光發電量占比11.7%。展望未來，新能源發電占比還將持續提升，直至成為主要電力來源，而傳統火電慢慢退居二線，終極角色是作為調峰和補充產能。

　　但在新舊能源角色互換過程中，新能源的消納問題成為其繼續發力向上的主要障礙。

圖1：2021年新能源裝機滲透率達到26.7%(單位：萬千瓦)，資料來源：Wind，華寶證券

　　眾所周知，風電、光伏是間歇性能源，容易受到氣候天氣影響，是典型的“靠天吃飯”。一旦遭遇極端天氣，新能源出力的不確定性容易導致局部時段的缺電問題。

　　不管是2021年的全國大范圍拉閘限電，還是2022年夏季的錯峰用電，缺電問題都嚴重影響了經濟發展和居民生活。背后的本質就是新能源替代傳統能源的過程中，新能源的并網消納出現問題。

　　另一方面，光伏、風電的出力高峰往往與用電需求不一致，隨著更多新能源接入電網，將給電力系統帶來較大的沖擊，嚴重時候會導致電網頻率崩潰，造成大面積停電。

　　根據全球能源互聯網發展合作組織研究數據，當新能源的滲透率由20%向上提升將會造成電力系統凈負荷的波動幅度陡增，給電網的安全性帶來挑戰。以山西省為例，作為新能源裝機大省，山西近年來火電機組一次調頻次數已上升至每日數百次之多。

圖2：電網凈負荷波動隨新能源滲透率提高而增大，資料來源：全球能源互聯網發展合作組織

　　那么該如何解決，具體方法其實大家現在都已經知道了，就是配套儲能。

　　首先，新能源發電側配置儲能可以平衡新能源的隨機性和波動性，從而有效避免當新能源出力下降，或用電負荷升高時因發電容量不足引發停電問題。比如風光儲一體化工程。

　　其次，在電網上配置儲能，相當于增加了“緩沖器”，可以有效保障發電端和用電端動態平衡。

　　最后，隨著火電等傳統可調節電力的占比不斷降低，需要引入儲能作為新的調節能力來源，從而加強電力系統的靈活性。

　　不過，目前儲能的裝機速度還遠遠趕不上可再生能源發展的速度，仍然存在明顯的缺口。并且，我們正處于電氣化深化的時代，未來電氣化的場景將會越來越豐富。根據全球能源互聯網發展合作組織預測，到2060年，電能占終端用能的比重有望達到66%。

　　濃縮成一句話，光伏、風電份額的不斷增加，儲能不僅僅是新能源發展的重要前提，還將深入參與能源轉型過程，成為電力系統的關鍵組成部分。

圖3：儲能成為新型電力系統的重要組成部分，資料來源：光大證券

　　2、為什么是大型儲能?

　　按照《“十四五”可再生能源發展規劃》，到2030年，我國風電、光伏總裝機容量將達到12億千瓦以上。面對如此大規模新能源的接入，電網消納壓力可想而知，電力系統迫切需要大型儲能來解決新能源消納問題，以提高電力系統和能源系統的安全性和穩定性。

　　何謂大型儲能?顧名思義是指功率和容量較大的儲能。根據國標《電化學儲能電站設計規范》，大型儲能電站定義為功率30MW且容量30MWh及以上的儲能電站。

　　儲能主要應用場景涵蓋發電側(風電場、光伏電站、傳統電站等)、電網側(電網公司等)與用電側(家庭、工商業等)。而大型儲能更多的應用于發電側和電網側。

圖4：儲能在電力系統中的應用場景分類，資料來源：派能科技招股書

　　目前，大型儲能路線呈現多點開花局面，其中最受關注的是抽水儲能和電化學儲能。

　　抽水儲能。作為世界上技術最成熟、裝機量最大的儲能技術，占據我國86%左右儲能裝機容量。可以說，抽水儲能充當著能源系統的定盤星。

　　鋰電池儲能。憑借建設周期短、選址靈活、調節性能優秀等特點，鋰電池儲能已經成為電化學儲能的先鋒。根據InfoLink數據，2022年全球儲能鋰電池出貨總計142.7GWh，同比增長204.3%。

　　鈉離子儲能。雖然鈉離子電池的能量密度不高，無法和鋰電池相提并論，但其更具備經濟性和安全性，未來有望在儲能等領域得到更廣泛的應用，成為電化學儲能的重要分支。目前，中科海納、寧德時代等公司正積極推動鈉離子電池產業化進程。

　　全釩液流電池儲能。憑借安全性高、擴容性強、循環壽命長、全生命周期成本低的特點，未來有望在長時儲能領域占據一席之地。

　　此外，還有氫儲能、壓縮空氣儲能等正在向規模化應用前進，逐漸在能源革命時代嶄露頭角。

　　總體而言，儲能應用場景的多樣性決定了儲能技術的多元化發展，各種大型儲能技術互為補充，發揮獨特的性能優勢。

大型儲能開啟新局面

　　1、體量的增長

　　過去，由于新能源滲透率處在較低水平，電力系統充分利用水電的調節能力，開展部分火電機組靈活性改造就可以滿足穩定運行要求，所以發電端對大型儲能的需求并不迫切。

　　同時，大型儲能對電力系統而言是新增環節，加上規模龐大，投資成本高，但收益十分有限，反而成為了成本負擔。很長一段時間，新能源配置大型儲能缺乏經濟方面的驅動力，甚至還存在儲能并網項目閑置的現象。

　　如今，在新能源消納壓力倍增的背景下，從2021年開始各地相繼明確了新能源配置儲能的要求。截至目前，國內已有20多個省級行政區明確了新增新能源發電項目配置儲能比例以及時長，發展大型儲能成為業內共識。

　　2021年7月，國家能源局及發改委聯合發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，再次從國家層面確定儲能在新能源領域的重要地位。

　　2、商業盈利模式的改善

　　宏觀視野之外，我們接下來從商業經營的角度看待大型儲能的變化趨勢。

　　大型儲能作為新能源發電企業剛需，其建設成本和盈利能力一直是后者的關注焦點。然而，過去已建儲能項目大多還未形成穩定合理的收益模式，高昂的建設成本和微薄的收益完全不匹配。

　　直到最近幾年，通過多種途徑的示范探索和儲能產業鼓勵政策不斷出臺，國內大型儲能項目的盈利能力逐步得到改善。

　　從儲能收入端分析，儲能項目主要在低電價時充電、高電價放電賺取電價差來獲得相應收益。2021年7月，國家發展改革委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，明確應合理拉大峰谷電價價差，系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1。

　　尤其是近幾個月以來，上海、湖北、河南、江西、山東等多個省市區開啟了新一輪峰谷分時電價機制調整，尖峰電價和低谷電價上下浮動比例更高。隨著峰谷價差變大，儲能的盈利困境有望得到一定程度的緩解。

圖5：2022年10月國內部分省最大峰谷電價差(元/度)，資料來源：北極星儲能網，方正證券

　　其次，電力輔助服務市場機制不斷完善，大型儲能的收益來源更加豐富，比如提供輔助服務收益、容量租賃、容量補償等。這意味著過去大型儲能收益來源單一的問題迎來改善空間，未來可以通過多做“副業”掙錢。

　　舉例來說，我國正積極探索“共享儲能”模式，來增加儲能電站的收益來源。自2021年以來，寧夏、青海、山東等多個省份先后在政策中明確提出建設發展共享儲能，并制定詳細的租賃價格指導。比如河南印發的《河南省“十四五”新型儲能實施方案》中，規定儲能租賃指導價為200元/kWh/年。

　　所謂共享儲能，是將獨立分散的電源側、電網側儲能資源進行整合，并交由電網進行統一協調，為多個新能源電站提供服務，從而提高儲能資源利用率和收益能力。

　　對新能源企業而言，其可以在服務期限內享有儲能充放電權力來滿足自身消納需求，無需單獨建設儲能電站，從而大幅減低初始資金投入。對共享儲能投資商而言，儲能項目建成之后，容量租賃費用成為穩定的收入來源。同時，共享儲能還能參與電力輔助服務來獲取調峰、調頻等輔助服務費。

　　當然，面對客觀現實，就是中國儲能市場發展較晚，不可否認仍然處于商業化初期，配置儲能的經濟性沒有得到充分發揮，未來商業盈利模式還需進一步完善。

　　再從儲能成本端分析，根據BNEF數據，從2010年到2020十年間，鋰電池組平均價格從1100美元/kWh降至137美元/kWh，降幅達89%。接下來鋰電池儲能系統要發揮其更大效能，核心驅動力還是依賴成本進一步下探。

　　2022年1月29日，國家發改委、能源局發布《“十四五”新型儲能發展實施發案》，提出到2025年電化學儲能系統成本降低30%以上的發展目標，進一步滿足構建新型電力系統需求。

圖6：電化學儲能系統成本持續下降，資料來源：BNEF，華泰證券

　　實際上，儲能成本的下降對推動新能源的發展至關重要。只有儲能成本持續下降，才能實現新能源綜合用電成本持續降低，從而替代傳統火電，順利實現能源轉型。

　　早在2011年，寧德時代就布局儲能領域，但是一直停滯了很多年。直到最近兩年，寧德時代的儲能業務才真正駛上快車道，并成為公司的第二大業務。背后一大原因就是此前鋰電池成本太高，嚴重制約了鋰電池儲能裝機量的增長。

　　不過目前由于鋰、鎳等電池原材料價格處在高位，導致鋰電池儲能系統價值無法充分釋放，很大程度上限制其裝機規模的快速擴大。未來隨著核心原材料價格的下行，鋰電池價格回歸合理價格區間，將進一步推動鋰電池儲能項目建設進程。

　　總而言之，只有大型儲能項目獲得了合理收益能力，才能促進儲能裝機的放量，進而反哺新能源的規模化增長。

　　3、未來市場空間測算

　　先看大型抽水儲(蓄)能，根據國家能源局規劃，到2025年和2030年，我國抽水儲能裝機規模將分別達到6200萬千瓦和1.2億千瓦。如果按照6000元/kw造價計算，到2030年，抽水儲能行業投資總規模將達到1.6萬億元，年均投資額超1600億元。

圖7：抽水儲能裝機規模預測(萬千瓦)，資料來源：Wind，長江證券

　　再看鋰電池儲能，根據高工鋰電數據，預計2025年全球鋰電池儲能出貨量達到460GWh，對應2021-2025年CAGR達到60%。其中，中國、美國和歐洲是鋰電池儲能主要市場。

圖8：2025年儲能鋰電池出貨量預測，資料來源：高工儲能，安信證券

　　4、哪些環節將更收益?

　　展望未來，新能源裝機仍會保持快速提升的趨勢，與之配套的大型儲能迎來確定性增長，其中產業鏈核心環節將率先受益行業成長紅利。

　　抽水儲能產業鏈上游主要為設備制造商，包括水泵水輪機、發電機和主變壓器等核心設備制造企業。其中水輪機主要供應商為東方電氣、哈爾濱電氣、浙富控股等;水泵主要供應商為凌霄泵業、大元泵業等;變壓器主要供應商為保變電氣、新華都等。

　　抽水蓄能產業鏈中游主要為電站設計建設及電站運營公司，電站設計、建設主要企業是中國電建和中國能建，電站運營主要包括國家電網和南方電網。

圖9：抽水儲能產業鏈一覽，資料來源：水電水利規劃設計總院，中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會，中信證券

　　對于鋰電池儲能產業鏈，核心環節儲能系統由儲能電池、儲能變流器(PCS)、電池管理系統(BMS)和能源管理系統(EMS)等構成。其中，儲能電池是儲能系統最主要的也是成本最高的部分，占儲能系統價值量達60%，剩下PCS、EMS和BMS成本占比依次遞減，分別約為20%、10%和5%。

　　鑒于儲能電池和動力電池的技術原理一致，而且產能可相互切換，以寧德時代、億緯鋰能、國軒高科、中創新航為代表的動力電池企業已經帶頭沖進儲能賽道。截止目前，寧德時代儲能產品已覆蓋發電側、電網側和用戶側，涵蓋太陽能及風能發電儲能配套、工業企業儲能、商業樓宇等領域;億緯鋰能規劃到2025年實現儲能產能達到100GWh。

　　值得注意的是，動力電池產能大規模擴張，接下來存在產能過剩的可能性，行業競爭變得白熱化。雖然儲能電池相比動力電池對能量密度要求低，但是其對使用壽命、充放電次數、電池安全性、經濟性要求更高，未來擁有核心技術和成本控制能力的電池企業有望率先勝出。

　　再看儲能逆變器(PCS)供應商。因為儲能逆變器和光伏逆變器技術原理和一致，制造產線同樣可以靈活切換，儲能逆變器競爭格局與光伏逆變器行業有一定重疊。陽光電源、上能電氣、錦浪科技等光伏逆變器廠家已經成為儲能行業的重要玩家。

圖10：鋰電池儲能產業鏈一覽，資料來源：興業證券

來源：錦緞研究院