一、新型電力系統(tǒng)建設(shè)推進(jìn)，大儲(chǔ)黃金賽道正起步
1.1 能源轉(zhuǎn)型迎來(lái)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，新型電力系統(tǒng)建設(shè)加速推進(jìn)全球各國(guó)落地“雙碳”戰(zhàn)略規(guī)劃，能源轉(zhuǎn)型迎來(lái)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)。氣候問題成為全球關(guān)注焦點(diǎn)， 其中《巴黎協(xié)定》確定了應(yīng)對(duì)氣候變化的長(zhǎng)期目標(biāo)是將全球平均氣溫較前工業(yè)化時(shí)期上升 幅度控制在 1.5 攝氏度以內(nèi)，并努力將溫度上升幅度限制在 2 攝氏度以內(nèi)。目前已經(jīng)有超過 70 個(gè)國(guó)家宣布加入“雙碳”目標(biāo)實(shí)施計(jì)劃?！半p碳”戰(zhàn)略目標(biāo)促進(jìn)能源加速轉(zhuǎn)型，全球的能 源消費(fèi)結(jié)構(gòu)將在未來(lái)逐步從傳統(tǒng)化石能源為主轉(zhuǎn)為以新能源為主。新能源發(fā)電/裝機(jī)占比提升，新型電力系統(tǒng)建設(shè)加速推進(jìn)。新能源發(fā)電、裝機(jī)占比都有較大 程度的提升，隨著“雙碳”政策的積*推動(dòng)，新能源占比加速上行。發(fā)電量方面，截至 2021 年，我國(guó)總發(fā)電量為 8.4 萬(wàn)億千瓦時(shí)，其中風(fēng)電光伏發(fā)電占比 11.7%，較 2015 年提升 了 7.8pct。發(fā)電裝機(jī)方面，截至 2021 年底，我國(guó)累計(jì)發(fā)電裝機(jī)容量 23.8 億千瓦，其中風(fēng) 電光伏裝機(jī)占比達(dá)到 27%，較 2015 年提升了 15pct。風(fēng)光裝機(jī)到并網(wǎng)發(fā)電具有一定的時(shí)間 差，目前的風(fēng)光累計(jì)占比和發(fā)電占比相差較大，我們預(yù)計(jì)未來(lái) 2 年發(fā)電占比將大幅提升， 因此適配新能源電源的新型電力系統(tǒng)建設(shè)將加速推進(jìn)。
1.2 儲(chǔ)能具有剛性需求，新型儲(chǔ)能黃金賽道正起步儲(chǔ)能是解決新能源發(fā)展帶來(lái)的系統(tǒng)問題的“良方”。儲(chǔ)能可以解決新能源將帶來(lái)的兩個(gè)主要 系統(tǒng)問題：1）發(fā)/用電的時(shí)間錯(cuò)配。發(fā)/用電的時(shí)間錯(cuò)配是因?yàn)殡娫窗l(fā)電即發(fā)即用，而風(fēng)電 一般凌晨大發(fā)，光伏中午大發(fā)，用戶側(cè)用電高峰主要集中在上午和晚上，因此發(fā)/用電天然 不匹配。而儲(chǔ)能可以在發(fā)電高峰充電，用電高峰放電，解決時(shí)間錯(cuò)配的問題。2）優(yōu)化電能 質(zhì)量，保障電網(wǎng)安全。國(guó)內(nèi)對(duì) 3GW以上的大容量電力系統(tǒng)允許頻率偏差為±0.2Hz，對(duì)中小 容量電力系統(tǒng)允許偏差為±0.5Hz。新能源發(fā)電受天氣影響，短時(shí)波動(dòng)較大，進(jìn)而影響電網(wǎng) 頻率，并且隨著新能源容量的提升，電力系統(tǒng)承受的頻率波動(dòng)范圍越小，而儲(chǔ)能是解決頻 率波動(dòng)問題的有效方式之一。因此儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中具有剛性需求。新能源建設(shè)持續(xù)快速推進(jìn)，儲(chǔ)能建設(shè)迫在眉睫。新能源發(fā)電量滯后新能源裝機(jī)，目前處于 新能源大規(guī)模并網(wǎng)，提升新能源發(fā)電量占比的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)。另外新能源建設(shè)也在快速推進(jìn)， 我們預(yù)計(jì) 2023 年光伏裝機(jī)有望達(dá)到 126GW（YOY+40%），風(fēng)電裝機(jī)有望達(dá)到 63GW （YOY+12%），2025 年光伏裝機(jī)有望達(dá)到 210GW，21-25 年 CAGR 為 40%，2025 年風(fēng)電 新增裝機(jī)有望達(dá)到 77GW，21-25 年 CAGR 為 13%。新能源建設(shè)持續(xù)快速推進(jìn)背景下，儲(chǔ) 能的剛性需求凸顯，儲(chǔ)能建設(shè)迫在眉睫。抽水蓄能目前為儲(chǔ)能主體，但受到地理位置、響應(yīng)時(shí)間限制。從儲(chǔ)能結(jié)構(gòu)上來(lái)看，全球儲(chǔ) 能和我國(guó)儲(chǔ)能結(jié)構(gòu)都是以抽水蓄能為主，2021 年占比分別為 86.2%/86.3%。抽水蓄能發(fā)展 時(shí)間較久，產(chǎn)業(yè)鏈也較為成熟，但有一定的劣勢(shì)：1）受到地理位置限制，抽水蓄能需要考 慮水資源的位置以及建設(shè)地點(diǎn)的選??；2）響應(yīng)時(shí)間長(zhǎng)，無(wú)法滿足新能源短時(shí)變化的要求。抽水蓄能將水勢(shì)能轉(zhuǎn)為機(jī)械能再轉(zhuǎn)為電能，機(jī)組的啟動(dòng)一般需要時(shí)間，爬坡速率為 10-50%。
受益新能源車產(chǎn)業(yè)鏈快速發(fā)展，電化學(xué)儲(chǔ)能為當(dāng)下*優(yōu)解。從性能方面看，電化學(xué)儲(chǔ)能具 有爬坡速率高（*Pn/min）、啟停時(shí)間短、可做供需雙向調(diào)節(jié)、調(diào)節(jié)速率快等優(yōu)勢(shì)；從 產(chǎn)業(yè)鏈成熟度看，火電靈活性改造、抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈*為成熟，電化學(xué)產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)芤嫘履茉?車發(fā)展，目前較為成熟，而綠氫、核電整體處于發(fā)展初期。產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展程度決定行業(yè)的 成本，綜合性能、產(chǎn)業(yè)鏈情況，我們認(rèn)為電化學(xué)儲(chǔ)能為現(xiàn)在新型電力系統(tǒng)的發(fā)展的*優(yōu)解。新型儲(chǔ)能裝機(jī)快速增長(zhǎng)，黃金賽道正起步。全球新型儲(chǔ)能市場(chǎng)來(lái)看，2021 年累計(jì)裝機(jī) 25.4GW，同比增長(zhǎng) 68%。按配儲(chǔ) 2 小時(shí)測(cè)算，對(duì)應(yīng) 21 年儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)量約 50GWh；中 國(guó)新型儲(chǔ)能市場(chǎng)來(lái)看，2021 年累計(jì)裝機(jī) 5.73GW，同比增長(zhǎng) 75%。按配儲(chǔ) 2 小時(shí)測(cè)算，對(duì) 應(yīng) 21 年儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)量約 10GWh。21 年風(fēng)光累計(jì)裝機(jī) 635GW，我國(guó)儲(chǔ)能占風(fēng)光裝機(jī)比 為 0.9%，滲透率較低，黃金賽道正起步，未來(lái)市場(chǎng)空間廣闊。1.3 大儲(chǔ)是我國(guó)主要儲(chǔ)能類型，主要應(yīng)用在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)。其中，電源側(cè)儲(chǔ)能（占比 41%）作用為 支持可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)、大容量能源服務(wù)，儲(chǔ)能接入位置為儲(chǔ)能+常規(guī)機(jī)組、風(fēng)光 儲(chǔ)、風(fēng)儲(chǔ)、光儲(chǔ)；電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能（占比 35%）作用為支持可再生能源并網(wǎng)、輔助服務(wù)、輸電 基礎(chǔ)設(shè)施服務(wù)、大容量能源服務(wù)、配電基礎(chǔ)設(shè)施服務(wù)，儲(chǔ)能接入位置為獨(dú)立儲(chǔ)能、變電站；用戶側(cè)儲(chǔ)能（占比 24%）作用為用戶側(cè)能源管理服務(wù)、配電基礎(chǔ)設(shè)施服務(wù)，儲(chǔ)能接入位置 為工商業(yè)、產(chǎn)業(yè)園、EV 充電站、港口岸電等。大儲(chǔ)是功率/能量較大的儲(chǔ)能，應(yīng)用場(chǎng)景主要是電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)。根據(jù)國(guó)標(biāo)《電化學(xué)儲(chǔ)能電 站設(shè)計(jì)規(guī)范》，大型儲(chǔ)能電站定義為功率 30MW 且能量 30MWh 及以上的儲(chǔ)能電站。今年以 來(lái)，隨著各地集中式共享儲(chǔ)能和風(fēng)光儲(chǔ)等一體化項(xiàng)目的迅猛發(fā)展，市場(chǎng)對(duì)大型儲(chǔ)能電站的 規(guī)模也有一個(gè)更高的預(yù)期，以近日湖北省能源局發(fā)布的 2021 年平價(jià)新能源項(xiàng)目為例，文件 規(guī)定集中共享儲(chǔ)能電站的規(guī)模不低于 50MW/100MWh。結(jié)合近期各地儲(chǔ)能的建設(shè)規(guī)模，本 文中的大型儲(chǔ)能電站指能量 100MWh 及以上的儲(chǔ)能電站。從應(yīng)用場(chǎng)景來(lái)看，大儲(chǔ)主要應(yīng)用 于電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)，少部分工商業(yè)儲(chǔ)能功率規(guī)模也逐步上升，因此我們主要討論電源側(cè)、 電網(wǎng)側(cè)和工商業(yè)儲(chǔ)能三種。
二、國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)整體經(jīng)濟(jì)性承壓，獨(dú)立儲(chǔ)能有望走出商業(yè)模式
儲(chǔ)能行業(yè)的發(fā)展由市場(chǎng)和政策兩方面推動(dòng)，主體由儲(chǔ)能投資方和政策制定方?jīng)Q定。政策制 定方考慮能源轉(zhuǎn)型以及新型電力系統(tǒng)的建設(shè)，積*推動(dòng)儲(chǔ)能市場(chǎng)的發(fā)展，而儲(chǔ)能投資方* 關(guān)心的是儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)收益，目前我國(guó)大型儲(chǔ)能的應(yīng)用場(chǎng)景主要為風(fēng)光配儲(chǔ)、調(diào)頻等輔助服 務(wù)、獨(dú)立共享儲(chǔ)能、工商業(yè)儲(chǔ)能。下面我們將測(cè)算以上儲(chǔ)能類型的經(jīng)濟(jì)性。2.1 風(fēng)光配儲(chǔ)：政策強(qiáng)配壓力下的新能源成本項(xiàng)全國(guó)新能源消納壓力整體得到改善?！笆濉背跗?，全國(guó)新能源消納壓力較大，整體棄風(fēng) 棄光率較高，其中棄風(fēng)率 2016 年達(dá)到 19%，隨后我國(guó)重視新型電力系統(tǒng)建設(shè)，解決新能源 消納能力，棄風(fēng)棄光率得到明顯改善。新能源消納壓力呈現(xiàn)區(qū)域分化的態(tài)勢(shì)。具體分區(qū)域看，華北、西北、東北地區(qū)風(fēng)光資源充 足，是大型集中式風(fēng)光項(xiàng)目的主要建設(shè)地區(qū)。由全國(guó)新能源消納監(jiān)測(cè)中心數(shù)據(jù)，2021 年棄 風(fēng)棄光現(xiàn)象主要集中在這三個(gè)地區(qū)，其中華北、西北、東北棄風(fēng)率分別為 1.9%、5.8%、 0.9%，棄光率分別為 6.2%、5.2%、2.9%。
風(fēng)光配儲(chǔ)比例區(qū)域分化，范圍一般為 10-20%。全國(guó)來(lái)看，風(fēng)光項(xiàng)目配儲(chǔ)基本成為硬性指標(biāo)， 配儲(chǔ)比例一般為新能源項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模的 10%-20%；分地區(qū)看，東北、華北、華中、西北部 分地區(qū)配儲(chǔ)比例較高，內(nèi)蒙地區(qū)光伏配儲(chǔ)比例要求 20-30%。新能源消納壓力越大，新能源 裝機(jī)推進(jìn)速度越快，配儲(chǔ)比例越高，比如山東棗莊是山東省*所屬區(qū)市全部納入整縣屋 頂分布式光伏開發(fā)試點(diǎn)的市，配儲(chǔ)比例高達(dá) 15-30%。政策壓力疊加新能源占比增加，配儲(chǔ)比例有望提升。新能源項(xiàng)目有較強(qiáng)的政策強(qiáng)配壓力， 我國(guó)重視新能源消納情況，對(duì)于新能源發(fā)電消納責(zé)任權(quán)重完成不佳的省份將通報(bào)批評(píng)。根 據(jù)國(guó)家能源局關(guān)于 2021 年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況的通報(bào)，部分地區(qū)如新疆、 甘肅等省份因消納未完成指標(biāo)而在通報(bào)中被批評(píng)。新能源裝機(jī)不斷提升，新能源功率波動(dòng) 平滑難度增大，因此未來(lái)新能源裝機(jī)不斷提升，配儲(chǔ)比例也向大容量化發(fā)展。政策壓力疊 加新能源裝機(jī)提升，各個(gè)省份的新能源配儲(chǔ)比例有望提升。風(fēng)光配儲(chǔ)收益來(lái)自于提升消納率，增加發(fā)電并網(wǎng)收入。于新能源項(xiàng)目投資方而言，風(fēng)光強(qiáng) 配儲(chǔ)能收益主要來(lái)自于提高消納率，相當(dāng)于提高利用小時(shí)數(shù)，多數(shù)地區(qū)風(fēng)光消納率為 90% 以上，因此配儲(chǔ)的消納率提升幅度不高。我們分別對(duì)風(fēng)電/光伏項(xiàng)目分別做不配儲(chǔ)能/配儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性測(cè)算。風(fēng)電及配儲(chǔ)核心假設(shè)如下：1、裝機(jī)規(guī)模為 200MW，年利用小時(shí)數(shù)為 2300 小時(shí)；2、風(fēng)電單位投資為 5.7 元/W，自有資金比例為 30%；3、上網(wǎng)電價(jià)為 0.37 元/kWh；4、儲(chǔ)能單位投資為 1.75 元/Wh，電池更換周期為 10 年。光伏及配儲(chǔ)核心假設(shè)如下：1、裝機(jī)規(guī)模為 50MW，年利用小時(shí)數(shù)為 1300 小時(shí)；2、光伏單位投資為 4.4 元/W，自有資金比例為 30%。3、上網(wǎng)電價(jià)為 0.37 元/kWh；4、儲(chǔ)能單位投資為 1.75 元/Wh，電池更換周期為 10 年。風(fēng)光配儲(chǔ)是風(fēng)光項(xiàng)目的成本項(xiàng)，拉低整體內(nèi)部收益率約 1pct。風(fēng)光配儲(chǔ)的收益模式單一， 且上網(wǎng)電價(jià)相對(duì)較低，配儲(chǔ)沒有經(jīng)濟(jì)性。不配置儲(chǔ)能的風(fēng)電項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率為 9.5%，光伏 項(xiàng)目為 6.2%；自建配置 10%的儲(chǔ)能的情況下，風(fēng)電項(xiàng)目?jī)?nèi)部收益率降低 1.3pct，光伏項(xiàng)目 降低 1.4pct。假設(shè)其他條件不變，儲(chǔ)能成本需要下降至 0.75 元/Wh 以下才能為風(fēng)光項(xiàng)目帶 來(lái)收益。經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動(dòng)風(fēng)光配儲(chǔ)項(xiàng)目壓低成本，儲(chǔ)能性能大打折扣。對(duì)于新能源項(xiàng)目投資方，經(jīng)濟(jì)性 *大化是將儲(chǔ)能項(xiàng)目成本降至*低，從儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)跟蹤的 2022 年 10 月份的儲(chǔ)能項(xiàng)目 來(lái)看，新能源配儲(chǔ)的中標(biāo)價(jià)格相比其他的企業(yè)較低，新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目加權(quán)平均報(bào)價(jià)為 1.43 元/Wh，而獨(dú)立儲(chǔ)能和用戶側(cè)儲(chǔ)能加權(quán)平均報(bào)價(jià)分別為 1.88 元/Wh 和 2.07 元/Wh。新能源 配儲(chǔ)控制成本，采購(gòu)的設(shè)備、電芯相較其他場(chǎng)景儲(chǔ)能更差，因此儲(chǔ)能性能大打折扣，根據(jù) 《新能源配儲(chǔ)能運(yùn)行情況調(diào)研報(bào)告》數(shù)據(jù)，在高成本壓力下，部分項(xiàng)目選擇了性能較差、 投資成本較低的儲(chǔ)能產(chǎn)品，增加了安全隱患。2022 年 1-8 月，全國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目非計(jì)劃 停機(jī)達(dá)到 329 次。
共享儲(chǔ)能成為新能源配儲(chǔ)的折中方案。共享儲(chǔ)能是由第三方投資者建大型獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目， 新能源項(xiàng)目投資方可以通過租賃獨(dú)立儲(chǔ)能的部分容量來(lái)滿足政策強(qiáng)配要求，每年付獨(dú)立儲(chǔ)能一定的租賃費(fèi)。對(duì)于新能源項(xiàng)目投資方來(lái)說(shuō)，容量租賃費(fèi)用每年支付，減少了初始投資 巨大的現(xiàn)金流壓力；對(duì)于共享儲(chǔ)能投資方來(lái)說(shuō)，獨(dú)立儲(chǔ)能電站的收益模式更多，投資回報(bào) 率更高。因此租賃共享儲(chǔ)能的模式成為新能源項(xiàng)目滿足政策強(qiáng)配要求的趨勢(shì)。新能源租賃共享儲(chǔ)能成本壓力下降，共享儲(chǔ)能需求有望快速提升。我們對(duì)新能源租賃共享 儲(chǔ)能的內(nèi)部收益率測(cè)算，風(fēng)電光伏項(xiàng)目參數(shù)不變，租賃費(fèi)用假設(shè)為 300 元/KW*年。在配儲(chǔ) 比例為 10%的情況下，風(fēng)電項(xiàng)目 IRR 下降 0.1pct（自建儲(chǔ)能下降 1.2pct），光伏項(xiàng)目 IRR 下 降 0.9pct（自建儲(chǔ)能下降 1.1pct），風(fēng)光項(xiàng)目成本壓力減少。風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模較大，投資額較 大，共享儲(chǔ)能有效減少初始投資造成的現(xiàn)金流壓力和成本壓力，因此收益提升明顯，共享 儲(chǔ)能需求有望快速上升。2.2 工商業(yè)儲(chǔ)能：峰谷價(jià)差敏感性高，關(guān)注相關(guān)政策落地工商業(yè)儲(chǔ)能的收益模式為峰谷價(jià)差套利和增加光伏自用比例。工商業(yè)儲(chǔ)能和海外戶儲(chǔ)的收 益模式類似，分為：1）通過增加光伏自用比例省電費(fèi)。如果工商業(yè)企業(yè)建設(shè)分布式光伏電站的話，配置儲(chǔ)能可 以將原本用于并網(wǎng)的電儲(chǔ)存自用，增加光伏發(fā)電自用比例；2）峰谷價(jià)差套利。谷時(shí)電價(jià)較低，儲(chǔ)能充電；峰時(shí)電價(jià)較高，儲(chǔ)能放電。峰谷價(jià)差越大， 收益越好。我國(guó)政策推進(jìn)擴(kuò)大峰谷價(jià)差，部分省份如廣東、浙江、內(nèi)蒙古、河北等推行尖 峰電價(jià)，進(jìn)一步擴(kuò)大峰谷價(jià)差。各省的工商業(yè)峰谷價(jià)差不同，工商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)效益差異較大。各個(gè)省份的電價(jià)不同，北京、 廣東、湖北、江蘇、浙江等地峰谷價(jià)差較大，超過 0.74 元/kWh，其中北京的峰谷價(jià)差超過 1 元/kWh，因此以上地區(qū)的工商業(yè)儲(chǔ)能的峰谷價(jià)差收益較大。云南、廣西等地的峰谷價(jià)差 較低，經(jīng)濟(jì)性一般較差。我們測(cè)算工商業(yè)儲(chǔ)能的內(nèi)部收益率為 5.3%。模型核心假設(shè)如下：1、儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為 1MWh；每年運(yùn)行 330 天；電池更換周期為 8 年 2、儲(chǔ)能單位投資為 1.75 元/Wh，自有資金比例為 30%；3、峰、谷、平時(shí)電價(jià)為 1.03、0.62、0.28 元/kWh，峰谷價(jià)差幅度為 61%。工商業(yè)儲(chǔ)能對(duì)峰谷價(jià)差的敏感性*高，擴(kuò)大峰谷價(jià)差可以有效刺激工商業(yè)儲(chǔ)能積*性。我 們測(cè)算了工商業(yè)儲(chǔ)能對(duì)單位裝機(jī)投資和峰谷價(jià)差的敏感性，得到其他條件不變的情況下，1） 單位裝機(jī)成本下降 0.02 元/Wh，IRR 提升約 0.5pct；2）峰谷價(jià)差提升 5pct，IRR 提升約 4.1pct。峰谷價(jià)差的提升對(duì)工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性提升非常顯著。峰谷價(jià)差由各省份分時(shí)電價(jià) 政策決定，因此工商業(yè)儲(chǔ)能的建設(shè)積*性與政策導(dǎo)向相關(guān)度高，我們認(rèn)為隨著各省分時(shí)電 價(jià)機(jī)制的完善（比如尖峰電價(jià)的實(shí)行），峰谷價(jià)差的拉大，工商業(yè)儲(chǔ)能有望快速增長(zhǎng)。
“隔墻售電”有望促成用戶側(cè)共享儲(chǔ)能模式，推動(dòng)工商業(yè)儲(chǔ)能規(guī)模發(fā)展?！案魤κ垭姟奔捶?布式發(fā)電項(xiàng)目就近交易，“隔墻售電”允許分布式能源項(xiàng)目通過配電網(wǎng)直接將電力銷售給周 邊的用戶側(cè)，這個(gè)過程少了電網(wǎng)參與，減少了中間成本。2021 年年底以來(lái)，“隔墻售電” 作為高頻詞匯多次出現(xiàn)在國(guó)家重要政策文件中。分布式電源“隔墻售電”模式對(duì)于用戶側(cè) 來(lái)說(shuō)，臨近工商業(yè)或工業(yè)園區(qū)可以認(rèn)為是一個(gè)整體，利于儲(chǔ)能的大型化降本；對(duì)于投資方 來(lái)說(shuō)，大型化用戶側(cè)儲(chǔ)能有望拓展商業(yè)模式，從而提升經(jīng)濟(jì)性；對(duì)于電網(wǎng)來(lái)說(shuō)，大型儲(chǔ)能 有可能成為可以調(diào)用的靈活性資源。我們認(rèn)為未來(lái)隨著“隔墻售電”政策不斷完善，逐步 落地，工商業(yè)儲(chǔ)能有望規(guī)模發(fā)展。2.3 調(diào)頻儲(chǔ)能：經(jīng)濟(jì)性不穩(wěn)定，先發(fā)者受益根據(jù)《綠色和平：中國(guó)電力系統(tǒng)靈活性的多元提升路徑研究》，調(diào)頻分為一次調(diào)頻、二次調(diào) 頻和三次調(diào)頻。當(dāng)電網(wǎng)受到負(fù)荷沖擊或新能源波動(dòng)沖擊時(shí)，電頻波動(dòng)較大超出電網(wǎng)安全范 圍，這時(shí)需要調(diào)頻輔助幫助電網(wǎng)頻率穩(wěn)定。調(diào)頻資源可以分為三種：一次、二次、三次控 制備用，分別對(duì)應(yīng)一次、二次、三次調(diào)頻。1）一次備用容量是在干擾發(fā)生 5 秒內(nèi)啟用，其作用是穩(wěn)定電網(wǎng)頻率，啟動(dòng)時(shí)間為 30 秒。一次調(diào)頻一般通過發(fā)電機(jī)組得調(diào)速系統(tǒng)進(jìn)行響應(yīng)；2）二次控制備用是在首次功率變化后 30 秒內(nèi)召集備用提供商，平衡控制區(qū)域，使電網(wǎng)頻 率回到標(biāo)稱值，取代一次備用，啟動(dòng)時(shí)間為 5 分鐘。二次調(diào)頻通過自發(fā)發(fā)電控制系統(tǒng) （AGC）進(jìn)行調(diào)節(jié)；3）三次控制備用是在干擾發(fā)生 15 分鐘后手動(dòng)啟用，不完全取代二次控制備用，啟動(dòng)時(shí)間 為 15 分鐘。三次調(diào)頻針對(duì)變化緩慢，有規(guī)律的負(fù)荷，協(xié)調(diào)各發(fā)電廠之間的負(fù)荷經(jīng)濟(jì)分配。電化學(xué)儲(chǔ)能在二次調(diào)頻具有性能優(yōu)勢(shì)，調(diào)頻儲(chǔ)能需求廣闊。傳統(tǒng)火電自動(dòng)發(fā)電控制(AGC) 指令跟蹤性能差，存在調(diào)頻精度低、反向調(diào)節(jié)、響應(yīng)時(shí)間長(zhǎng)、調(diào)節(jié)速率低等問題。而電化 學(xué)儲(chǔ)能具有調(diào)節(jié)速率快、調(diào)節(jié)精度高、響應(yīng)時(shí)間短、可雙向調(diào)節(jié)等優(yōu)點(diǎn)，能完全滿足二次 調(diào)頻在時(shí)間尺度內(nèi)的功率變化需求，二次調(diào)頻*優(yōu)于水電機(jī)組、天然氣機(jī)組、燃煤 機(jī)組。根據(jù)《電池儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用》，持續(xù)充/放電時(shí)間為 15 分鐘的儲(chǔ)能系統(tǒng)，其調(diào)頻效率約 為水電機(jī)組的 1.4 倍，燃?xì)鈾C(jī)組的 2.2 倍，燃煤機(jī)組的 24 倍。并且隨著新能源發(fā)電占比的 提升，新能源的波動(dòng)對(duì)電力系統(tǒng)影響增大，電網(wǎng)頻率變化的容忍度越低，電網(wǎng)頻率變化越 頻繁，因此我們認(rèn)為電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)頻需求較大。
調(diào)頻儲(chǔ)能的收益主要來(lái)自容量補(bǔ)償和里程補(bǔ)償。根據(jù)《獨(dú)立新型儲(chǔ)能電站價(jià)格形成機(jī)制及成本疏導(dǎo)優(yōu)化方法》，1）容量補(bǔ)償根據(jù)儲(chǔ)能調(diào)頻容量定額補(bǔ)償，計(jì)算方式為：R 容量補(bǔ)償 = AGC 容量 *容量補(bǔ)償價(jià)格。2）里程補(bǔ)償按照儲(chǔ)能實(shí)際調(diào)用里程以市場(chǎng)化競(jìng)價(jià)的方式補(bǔ)償， 計(jì)算方式為：R 里程補(bǔ)償 = M1 調(diào)頻市場(chǎng)總服務(wù)費(fèi)系數(shù) * MF 調(diào)頻里程 *K 調(diào)頻性能指標(biāo) * P 調(diào)頻市場(chǎng)出清價(jià)格。其中 M1 一般為 0-2 之間，初期選 1；K 值是調(diào)頻性能的綜合指標(biāo)，可 以分拆為 K1 調(diào)節(jié)速率、K2 調(diào)節(jié)精度、K3 響應(yīng)時(shí)間三個(gè)指標(biāo)。各省的 K 與 K1、K2、K3 的 計(jì)算方式不一，其中一種計(jì)算方式為：K1=本臺(tái)機(jī)組實(shí)測(cè)速率/控制區(qū)域內(nèi)所有 AGC 機(jī)組的 平均調(diào)節(jié)速率；K2=1-發(fā)電單元響應(yīng)延遲時(shí)間/5min；K3=1-發(fā)電單元調(diào)節(jié)誤差/發(fā)電單元調(diào) 節(jié)允許誤差。K 值越大，性能越好，里程補(bǔ)償越高。根據(jù)南方電網(wǎng)規(guī)則，K1 *高為 5，K2、 K3 *高為 1，因此綜合指標(biāo) K 值*大為 3?；痣姍C(jī)組聯(lián)合儲(chǔ)能可以大幅提升 K 值，獲取更高的里程補(bǔ)償?；痣娬{(diào)頻的主要短板是調(diào)節(jié) 速率，主要優(yōu)勢(shì)是工藝成熟，調(diào)節(jié)容量高和成本低，而電化學(xué)儲(chǔ)能性能優(yōu)勢(shì)明顯，因此兩 者結(jié)合可以讓火電調(diào)頻的性能大大提升，從而獲得更高的里程補(bǔ)償。以廣東的實(shí)際電站安 裝儲(chǔ)能前后的性能指標(biāo)來(lái)看，安裝儲(chǔ)能后調(diào)節(jié)速率提升至 4.95（+4.09），響應(yīng)速度提升至 0.98（+0.16），調(diào)節(jié)精度提升至 0.97（+0.6），整體 K值提升至 2.96（+2.23），提升效果明 顯。政策決定容量補(bǔ)償，市場(chǎng)格局決定里程補(bǔ)償。容量補(bǔ)償?shù)暮诵氖侨萘垦a(bǔ)償價(jià)格，而容量補(bǔ) 償價(jià)格一般由政策決定，各省的容量補(bǔ)償政策力度不一，其中福建的容量補(bǔ)償為省內(nèi) 960 元/MW，廣東為中標(biāo)容量*3.56 元/MW，因此容量補(bǔ)償收益政策擾動(dòng)較大。里程補(bǔ)償?shù)暮诵?在于里程出清價(jià)格和K值，里程出清價(jià)格由調(diào)頻市場(chǎng)需求以及參與企業(yè)決定，K值的數(shù)值由 機(jī)組在整個(gè)調(diào)頻市場(chǎng)的相對(duì)位置決定，調(diào)頻機(jī)組的性能較市場(chǎng)其他機(jī)組越好，K值越大。因 此里程補(bǔ)償基本由市場(chǎng)格局決定。調(diào)頻儲(chǔ)能的收益模式整體受到外部環(huán)境影響較大，目前 來(lái)看政策、新進(jìn)入者的擾動(dòng)將較大程度影響調(diào)頻儲(chǔ)能收益率。我們測(cè)算得到調(diào)頻儲(chǔ)能的收益率有望達(dá)到 8.2%。模型核心假設(shè)如下：1、儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為 150MW/300MWh；每年運(yùn)行 290 天；運(yùn)營(yíng)時(shí)間為 10 年。2、調(diào)頻儲(chǔ)能性能要求較高，儲(chǔ)能單位投資為 2.3 元/Wh，自有資金比例為 30%。3、收益有容量補(bǔ)償和調(diào)頻里程補(bǔ)償，容量補(bǔ)償價(jià)格為 960 元/MW*月，調(diào)頻里程出清價(jià)格 為 9 元/MW，調(diào)頻周期為 5 分鐘/次，K 值假設(shè)為 1.5。調(diào)頻儲(chǔ)能內(nèi)部收益率對(duì) K 值、里程價(jià)格敏感性*高，先發(fā)者受益，但市場(chǎng)演繹下易步入 “紅?！?。我們的 K 值設(shè)為 1.5，實(shí)際上在調(diào)頻儲(chǔ)能初期，由于原來(lái)的調(diào)頻機(jī)組多為火電， 電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)頻根據(jù)性能的相對(duì)優(yōu)勢(shì)，K值較大，因此收益較高。高收益促進(jìn)市場(chǎng)新進(jìn)入者 增加，而新進(jìn)入者一方面壓低了調(diào)頻歷程價(jià)格，另一方面提高了整體性能中樞，K值隨之下 降，比如上述廣東某火儲(chǔ)調(diào)頻中 K 值提升至 2.96 位于行業(yè)前列，但廣東火儲(chǔ)調(diào)頻項(xiàng)目的性 能的相對(duì)位置會(huì)隨著其他調(diào)頻儲(chǔ)能的大量建設(shè)而下降，即 K 值下降。調(diào)頻里程價(jià)格與 K 值 雙降將使調(diào)頻儲(chǔ)能收益大幅下降，但已經(jīng)上馬的項(xiàng)目不會(huì)停止運(yùn)行，*后整體市場(chǎng)將從高 收益轉(zhuǎn)為低收益“紅?！?。一般來(lái)說(shuō)，新市場(chǎng)的開啟進(jìn)入者較少，電化學(xué)儲(chǔ)能或火儲(chǔ)聯(lián)調(diào)性 能相對(duì)位置較高，先發(fā)者補(bǔ)償收入較多，收益較高。調(diào)頻市場(chǎng)規(guī)則構(gòu)建仍不完善，關(guān)注相關(guān)政策落地。經(jīng)濟(jì)性測(cè)算及敏感性分析結(jié)果表明調(diào)頻 市場(chǎng)不穩(wěn)定，市場(chǎng)規(guī)則需要進(jìn)一步完善。廣東作為*早開展調(diào)頻市場(chǎng)的省份，全年里程補(bǔ) 償市場(chǎng)經(jīng)歷“過山車”式曲線，2019-2020 年月均補(bǔ)償增幅接近翻倍，隨后 2021 年廣東將 K 值計(jì)算方式改為 K 值開根號(hào)，弱化性能影響，抑制調(diào)頻過熱市場(chǎng)，2022 年綜合性能指標(biāo) K值將開三次方，進(jìn)一步弱化性能影響。我們認(rèn)為K值在經(jīng)濟(jì)性核算中影響較大，電化學(xué)儲(chǔ) 能或火儲(chǔ)聯(lián)調(diào)具有較好的性能指標(biāo)，導(dǎo)致初期項(xiàng)目收益較高，從而新進(jìn)入企業(yè)不斷增多， 市場(chǎng)調(diào)頻資源溢出，弱化 K 值影響主要是為了防止市場(chǎng)無(wú)序擴(kuò)張。目前市場(chǎng)規(guī)則仍在構(gòu)建 之中，關(guān)注性能指標(biāo)計(jì)算方式、市場(chǎng)出清規(guī)則以及其他收益方面的政策出臺(tái)。
調(diào)頻市場(chǎng)處于初期，新市場(chǎng)逐步開啟。儲(chǔ)能調(diào)頻市場(chǎng)的傳統(tǒng)優(yōu)勢(shì)區(qū)域?yàn)閺V東、山西、京津 唐、蒙西等地，而 2021 年僅在廣東有新增投運(yùn)調(diào)頻儲(chǔ)能項(xiàng)目出現(xiàn)，更多項(xiàng)目是在新的省份 建設(shè)。據(jù)儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)統(tǒng)計(jì)，2021 年，新增項(xiàng)目（規(guī)劃、建設(shè)、投運(yùn)）涵蓋廣東、江蘇、 浙江、福建等 15 個(gè)省市，涉及近 40 個(gè)項(xiàng)目。調(diào)頻市場(chǎng)正逐步開啟，新市場(chǎng)初期進(jìn)入企業(yè) 一般不多，電化學(xué)儲(chǔ)能的 K 值以及出清價(jià)格相對(duì)較高，因此收益較高。新市場(chǎng)逐步開啟， 調(diào)頻市場(chǎng)前景廣闊。2.4 獨(dú)立儲(chǔ)能：收益模式多元化，投資積*性增加政策不斷加碼獨(dú)立儲(chǔ)能，商業(yè)模式正在走出。整體方向上，相關(guān)政策不斷促進(jìn)獨(dú)立儲(chǔ)能走 出商業(yè)模式，比如提出新能源項(xiàng)目可以租賃獨(dú)立儲(chǔ)能容量，促進(jìn)獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)交 易，發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻等功能。從趨勢(shì)來(lái)看，完善電力市場(chǎng)制度，促進(jìn)獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng) 現(xiàn)貨交易是政策關(guān)注重點(diǎn)。另外，各省不斷嘗試增加獨(dú)立儲(chǔ)能的收益渠道，比如山西能監(jiān) 辦印發(fā)了《山西電力一次調(diào)頻市場(chǎng)交易實(shí)施細(xì)則（試行）》表示從 2022 年 7 月 1 日起，正 式開啟電力一次調(diào)頻市場(chǎng)，獨(dú)立儲(chǔ)能電站可將部分容量與風(fēng)光企業(yè)簽約，剩余部分還可以 獨(dú)立身份參與一次調(diào)頻市場(chǎng)，有效增加獨(dú)立儲(chǔ)能的利用率。獨(dú)立儲(chǔ)能上接電源下接電網(wǎng)，收益模式豐富。獨(dú)立儲(chǔ)能由投資方投資運(yùn)營(yíng)，建設(shè)規(guī)模一般 較大，收益模式較為豐富：1）獨(dú)立儲(chǔ)能可以將部分容量租賃給新能源側(cè)，使新能源項(xiàng)目滿 足政策配儲(chǔ)要求；2）獨(dú)立儲(chǔ)能可以配合電網(wǎng)側(cè)的調(diào)峰調(diào)頻調(diào)度，獲取補(bǔ)償收益；3）獨(dú)立 儲(chǔ)能可以與傳統(tǒng)機(jī)組配合，即火儲(chǔ)聯(lián)調(diào)，增加傳統(tǒng)機(jī)組調(diào)頻性能，獲取輔助服務(wù)收益；4） 獨(dú)立儲(chǔ)能可以參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)套利，并在部分省份可以獲得容量電價(jià)補(bǔ)償收益。目前獨(dú)立儲(chǔ)能已實(shí)行的收益模式為：容量租賃+電力現(xiàn)貨市場(chǎng)+容量電價(jià)補(bǔ)償；或容量租賃 +調(diào)峰輔助服務(wù)；或容量租賃+調(diào)頻服務(wù)。部分省份獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目盈利模型已基本建立，山 東獨(dú)立儲(chǔ)能電站的商業(yè)模式較為明確，收益來(lái)源主要為容量租賃費(fèi)用、電力現(xiàn)貨市場(chǎng)、容 量電價(jià)補(bǔ)償?shù)?；寧夏?dú)立儲(chǔ)能電站的盈利模式以“儲(chǔ)能容量租賃+調(diào)峰輔助服務(wù)”收入為主；山西提出獨(dú)立儲(chǔ)能電站可將部分容量與風(fēng)光企業(yè)簽約，剩余部分可通過市場(chǎng)競(jìng)價(jià)的形式為 系統(tǒng)提供一次調(diào)頻輔助服務(wù)。我們測(cè)算得到獨(dú)立儲(chǔ)能的收益率為 6.7%。模型核心假設(shè)如下：1、儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為 200MW/400MWh；每年運(yùn)行 330 天；運(yùn)營(yíng)時(shí)間為 15 年。2、獨(dú)立儲(chǔ)能性能要求較高，儲(chǔ)能單位投資為 2.00 元/Wh，自有資金比例為 30%。3、收益有容量租賃和調(diào)峰服務(wù)。容量補(bǔ)償價(jià)格各省不一，其中河南為 260 元/KW·年，山東省租賃費(fèi)用為 350 元/kW·年，湖 南項(xiàng)目可研測(cè)算假設(shè)為 470 元/KW·年。我們中性假設(shè)為 330 元/KW·年，容量租賃比例為 80%。儲(chǔ)能調(diào)峰服務(wù)價(jià)格一般情況下 0.2-0.6 元/KWH，寧夏儲(chǔ)能試點(diǎn)可以達(dá)到 0.8 元/kwh。我們 假設(shè)調(diào)峰服務(wù)補(bǔ)償為 0.5 元/kWh，每年調(diào)峰次數(shù)為 300 次。獨(dú)立儲(chǔ)能內(nèi)部收益率對(duì)單位裝機(jī)投資、容量租賃價(jià)格、調(diào)峰服務(wù)價(jià)格敏感性較高。我們測(cè) 算得到，單位裝機(jī)投資下降 0.1 元/Wh，內(nèi)部收益率增加約 4pct；調(diào)峰服務(wù)價(jià)格上升 0.05 元/kWh，IRR 提升約 4pct；容量租賃價(jià)格提升 30 元/KW*年，IRR 提升約 3pct。我們認(rèn)為 目前獨(dú)立儲(chǔ)能已有收益，且對(duì)部分調(diào)峰服務(wù)價(jià)格以及容量租賃價(jià)格較高的省份，獨(dú)立儲(chǔ)能 收益率比我們測(cè)算結(jié)果更高。另外，獨(dú)立儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)的地位日益提升，政策對(duì)收益模 式正不斷探索及完善，獨(dú)立儲(chǔ)能的收益率未來(lái)邊際向好。獨(dú)立儲(chǔ)能投資積*性顯著提升，獨(dú)立儲(chǔ)能整體大型化發(fā)展。裝機(jī)量來(lái)看：2021 年新增規(guī)劃 與在建大型儲(chǔ)能項(xiàng)目大幅上升，10MW 以上項(xiàng)目中國(guó)新增投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模僅為 1.9GW，而新 增在建與規(guī)劃的裝機(jī)規(guī)模達(dá)到 23.2GW；50MW 以上項(xiàng)目，新增投運(yùn)項(xiàng)目總裝機(jī) 0.8GW， 而新增在建/規(guī)劃項(xiàng)目總裝機(jī)為 20.3GW；100MW 以上項(xiàng)目，新增投運(yùn)為 0.74GW，新增在 建與規(guī)劃項(xiàng)目為 15.8GW；并且大型儲(chǔ)能裝機(jī)再上臺(tái)階，2021 年規(guī)劃在建 500MW 以上項(xiàng) 目 5 個(gè)，合計(jì) 5.6GW。項(xiàng)目個(gè)數(shù)來(lái)看：10MW 以下項(xiàng)目占比減少，2021 年新增投運(yùn)為 276 個(gè)，而規(guī)劃僅為 186 個(gè)。10MW 以上項(xiàng)目新增規(guī)劃項(xiàng)目達(dá)到 304 個(gè)。
三、國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)未來(lái)增長(zhǎng)可期，明年或?yàn)楦咴鰡?dòng)元年
3.1 利好政策頻出，刺激大儲(chǔ)增長(zhǎng)各地區(qū)新增裝機(jī)規(guī)模高增時(shí)點(diǎn)不一。2020 年廣東新增裝機(jī) 292.3MW，同比增長(zhǎng) 124%，青 海省新增裝機(jī) 244.8MW，同比增長(zhǎng) 393%，江蘇新增裝機(jī) 200.6MW，同比增長(zhǎng) 87%；2021 年山東新增裝機(jī) 589.8MW，同比增長(zhǎng) 492%，內(nèi)蒙古新增裝機(jī) 209.5MW，進(jìn)入全國(guó) 新增裝機(jī)規(guī)模前五，江蘇保持高速增長(zhǎng)，新增裝機(jī) 376MW，同比增長(zhǎng) 87%。具有實(shí)際效益的政策落地是刺激儲(chǔ)能快速發(fā)展的關(guān)鍵因素。我們梳理各個(gè)省份相關(guān)政策， 可以看出各省的裝機(jī)快速增長(zhǎng)的時(shí)間節(jié)點(diǎn)，有相關(guān)具有實(shí)際效益的政策落地。2019 年，青 島首次推出共享儲(chǔ)能商業(yè)模式，并在年中為共享儲(chǔ)能市場(chǎng)化交易提供規(guī)范，共享儲(chǔ)能的商 業(yè)模式的推出豐富了儲(chǔ)能收益，降低了發(fā)電企業(yè)的儲(chǔ)能建設(shè)成本，提高經(jīng)濟(jì)效益；2019 年， 江蘇發(fā)布政策規(guī)定儲(chǔ)能調(diào)峰的價(jià)格，規(guī)范儲(chǔ)能調(diào)峰收益模式；2020 年，山東、內(nèi)蒙也發(fā)布 相關(guān)政策利好儲(chǔ)能的收益，比如山東省規(guī)定調(diào)峰價(jià)格，優(yōu)先調(diào)用儲(chǔ)能，內(nèi)蒙規(guī)定儲(chǔ)能項(xiàng)目 優(yōu)先參與報(bào)價(jià)。在政策利好的推動(dòng)下，相應(yīng)省份的儲(chǔ)能新增裝機(jī)有望在 1 年之后有較大幅 度的規(guī)模提升。各省跟進(jìn)政策增加儲(chǔ)能收益，明年大儲(chǔ)需求有望迎來(lái)快速增長(zhǎng)。前兩年推出的共享儲(chǔ)能商 業(yè)模式具有成效，各省也不斷完善、增加收益來(lái)源。1）山東省政策覆蓋全面，有效提高大儲(chǔ)各場(chǎng)景收益。獨(dú)立儲(chǔ)能方面，2021 年出臺(tái)的《關(guān) 于開展儲(chǔ)能示范應(yīng)用的實(shí)施意見》儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)、租賃給新能源場(chǎng)站、獎(jiǎng)勵(lì)優(yōu)先發(fā) 電量計(jì)劃的組合政策，2022 年出臺(tái)《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干 措施》，指出容量補(bǔ)償方面，補(bǔ)償費(fèi)用暫按電力市場(chǎng)規(guī)則中獨(dú)立儲(chǔ)能月度可用容量補(bǔ)償 標(biāo)準(zhǔn)的 2 倍執(zhí)行，容量租賃方面，示范項(xiàng)目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用。工商業(yè)儲(chǔ)能 方面，山東省出臺(tái)《關(guān)于完善居民分時(shí)電價(jià)政策的通知》、關(guān)于征求《關(guān)于電力現(xiàn)貨市 場(chǎng)分時(shí)輸配電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知（征求意見稿）》意見的公告，進(jìn)一步拉大峰谷價(jià)差， 提升工商業(yè)儲(chǔ)能收益。2）山西政策建設(shè)一次調(diào)頻市場(chǎng)。山西省出臺(tái)《山西電力一次調(diào)頻市場(chǎng)交易實(shí)施細(xì)則（試 行）》，指出發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體以及新型儲(chǔ)能都可作為市場(chǎng)主體，提供一次調(diào)頻輔助服務(wù)。報(bào)價(jià)范圍為 5.0-10.0 元/MW，報(bào)價(jià)*小單位為 0.1 元/MW。調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)我們上文 分析得到市場(chǎng)初期，收益率較高，我們認(rèn)為山西政策有望帶來(lái)未來(lái)兩年儲(chǔ)能的快速發(fā)展。3）江蘇儲(chǔ)能政策持續(xù)發(fā)力，提高新能源消納水平，利好新能源配儲(chǔ)。江蘇今年 10 月份出 臺(tái)《江蘇省電力需求響應(yīng)實(shí)施細(xì)則（修訂征求意見稿）》，提出谷時(shí)段可再生能源消納補(bǔ) 貼為 5 元/千瓦，平時(shí)段補(bǔ)貼為 8 元/千瓦。新能源消納補(bǔ)貼的增加，提高了新能源配儲(chǔ) 或租賃共享儲(chǔ)能的收益，有利于疏導(dǎo)政策強(qiáng)配儲(chǔ)能的成本壓力，提振發(fā)電企業(yè)建設(shè)儲(chǔ)能 積*性。4）河北省增大峰谷價(jià)差，工商業(yè)儲(chǔ)能需求有望提升。近期出臺(tái)的《關(guān)于進(jìn)一步完善河北南 網(wǎng)工商業(yè)及其他用戶分時(shí)電價(jià)政策的通知》設(shè)立夏冬季尖峰電價(jià)時(shí)間，并且峰谷價(jià)差幅 度從 50%提升至 70%，有效提升工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性。山東、青海、江蘇等省份儲(chǔ)能商業(yè)模式探索穩(wěn)步進(jìn)行，其他省份有望跟進(jìn)。2022 年各省份 陸續(xù)出臺(tái)相關(guān)政策建設(shè)、完善儲(chǔ)能商業(yè)模式，提升儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性，我們認(rèn)為在這些政策推動(dòng) 下明年的儲(chǔ)能新增裝機(jī)有望大幅提升。2022 年項(xiàng)目規(guī)模增速已見端倪，我們預(yù)計(jì)年底至明年項(xiàng)目將逐步落地。根據(jù)儲(chǔ)能與電力市 場(chǎng)統(tǒng)計(jì)，2022 年 1-10 月已啟動(dòng)的獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目總計(jì) 231 個(gè)，總規(guī)模 34GW/70GWh（包括 宣布啟動(dòng)而未開始招標(biāo)的項(xiàng)目 48.35GWh），其中已進(jìn)入 EPC 和設(shè)備招標(biāo)和正在建設(shè)的項(xiàng) 目分別為 17.05GWh、4.43GWh，合計(jì) 21.48GWh。除獨(dú)立儲(chǔ)能之外，2022 年已經(jīng)完成招 投標(biāo)的央企集采也大幅度提升，截至 2022 年 10 月左右，央企集采規(guī)模合計(jì) 15.2GWh，其 中中核匯能集采規(guī)模*大（6.1GWh）。我們預(yù)計(jì)以上已經(jīng)進(jìn)入招標(biāo)和正在建設(shè)的獨(dú)立儲(chǔ)能 項(xiàng)目在年底至明年有望逐步落地。
下半年儲(chǔ)能項(xiàng)目進(jìn)度提速，儲(chǔ)能景氣逐步上行。從今年的開工建設(shè)項(xiàng)目來(lái)看，整體呈現(xiàn)每 月逐步上行的趨勢(shì)，5 月份儲(chǔ)能設(shè)備/EPC 合計(jì)完成招標(biāo) 573MW，10 月完成 1748MW，是 5 月的三倍左右，儲(chǔ)能行業(yè)的景氣逐步上行。從項(xiàng)目結(jié)構(gòu)來(lái)看，獨(dú)立儲(chǔ)能和新能源儲(chǔ)能項(xiàng)目 規(guī)模*大，獨(dú)立儲(chǔ)能成為項(xiàng)目應(yīng)用場(chǎng)景趨勢(shì)，每月項(xiàng)目規(guī)模都占半數(shù)以上。明年儲(chǔ)能裝機(jī)有望超預(yù)期增長(zhǎng)。從 CNESA 的 2022 年初的預(yù)期來(lái)看，樂觀情況下 2023 年 新增裝機(jī)達(dá)到 5.5GW，按配儲(chǔ) 2 小時(shí)計(jì)算，為 11GWh。我們認(rèn)為目前獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目已招標(biāo) 和建設(shè)的項(xiàng)目已經(jīng)遠(yuǎn)超這個(gè)數(shù)值，加上新能源配儲(chǔ)、工商業(yè)儲(chǔ)能的裝機(jī)，明年大儲(chǔ)裝機(jī)大 概率超預(yù)期增長(zhǎng)。另外，近期各省逐步落地各個(gè)理順儲(chǔ)能商業(yè)模式，提升儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的政 策，我們對(duì)明年的新增裝機(jī)規(guī)模較為樂觀。3.2 成本處于下行通道，儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性有望提升電池環(huán)節(jié)是儲(chǔ)能系統(tǒng)的核心，成本下降空間*大。從設(shè)備來(lái)看，儲(chǔ)能電站的成本結(jié)構(gòu)中占 比*大的為電池環(huán)節(jié)（電芯+PACK+BMS），合計(jì)占比約60%，EPC集成商（除電芯以外， 其他環(huán)節(jié)自己生產(chǎn)）在建設(shè)儲(chǔ)能電站中占比約 20%。儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性提升的主要措施為降低成 本，電池環(huán)節(jié)作為成本占比*大的環(huán)節(jié)，降本路線清晰，降本空間*大。近年碳酸鋰價(jià)格大幅上行，電池成本高企。近年下游電動(dòng)車需求快速增長(zhǎng)，碳酸鋰供給不 足，使碳酸鋰價(jià)格大幅上行，近期碳酸鋰價(jià)格超 56 萬(wàn)元/噸。碳酸鋰是正*材料的主要成本， 正*材料成本隨碳酸鋰價(jià)格上行而高漲，目前是電芯的主要成本，占比超過 50%。展望明 年，碳酸鋰價(jià)格處于周期高點(diǎn)，若碳酸鋰價(jià)格回落，電池成本有望進(jìn)入下行通道，進(jìn)而降 低儲(chǔ)能系統(tǒng)成本。
明年碳酸鋰價(jià)格有望下降，獨(dú)立儲(chǔ)能 IRR 有望提升至 10.2%。明年來(lái)看，隨著各鋰礦企業(yè) 擴(kuò)產(chǎn)，新能源產(chǎn)銷增速放緩，碳酸鋰價(jià)格有望下行。我們按照 55 萬(wàn)元/噸的碳酸鋰價(jià)格測(cè)算 電芯為 0.918 元/Wh，儲(chǔ)能 EPC 價(jià)格為 2.04 元/Wh。碳酸鋰價(jià)格每下降 5 萬(wàn)元/噸，電芯價(jià) 格下降 0.029 元/Wh，儲(chǔ)能 IRR 提升 1.1pct。在不考慮其他成本下降的情況下，若碳酸鋰價(jià) 格明年下降至 40 萬(wàn)元/噸，獨(dú)立儲(chǔ)能系統(tǒng)成本降至 1.91 元/Wh，對(duì)應(yīng) IRR 為 10.2%，相比 2 元/Wh 的 EPC 系統(tǒng)成本提升 3.4pct。3.3 政策面與基本面共振，國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)前景廣闊新型電力系統(tǒng)背景下，儲(chǔ)能具有剛性需求。政策面，各省跟進(jìn)山東、青島等地的示范作用， 不斷完善發(fā)展儲(chǔ)能商業(yè)模式，對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目進(jìn)行補(bǔ)貼，疏導(dǎo)儲(chǔ)能成本壓力?；久?，新能源 裝機(jī)不斷推進(jìn)，儲(chǔ)能裝機(jī)需求大幅上行，規(guī)模發(fā)展關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)已現(xiàn)。短期來(lái)看，成本壓力有 望隨碳酸鋰價(jià)格下行而減緩，儲(chǔ)能電站經(jīng)濟(jì)性有望提升。國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)空間廣闊，下面我們對(duì) 國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)進(jìn)行測(cè)算。集中式新能源帶來(lái)的儲(chǔ)能新增裝機(jī)我們測(cè)算 2023 年集中式風(fēng)光裝機(jī)有望帶動(dòng)儲(chǔ)能新增裝機(jī) 9.55GW/17.19GWh，2025 年有 望達(dá)到 34.38GW/68.76GWh。新能源建設(shè)是能源轉(zhuǎn)型關(guān)鍵，也是未來(lái)能源建設(shè)主旋律，風(fēng) 電光伏項(xiàng)目穩(wěn)步推進(jìn)，我們預(yù)計(jì) 1）2023 年年光伏新增裝機(jī)為 126GW，2025 年為 210GW， 2021-2025 年 CAGR 為 40%，其中分布式光伏占比為 55%左右；2）2023 年風(fēng)電新增裝機(jī) 為 62.6GW，2025 年為 77.4GW，2021-2025 年 CAGR 為 13%。新能源新增裝機(jī)將帶來(lái)新 能源自建儲(chǔ)能或共享儲(chǔ)能的建設(shè)，我們測(cè)算得到 2023 年集中式風(fēng)光裝機(jī)帶動(dòng)新能源配儲(chǔ)+ 共享儲(chǔ)能新增裝機(jī) 9.55GW/17.19GWh，2025 年有望達(dá)到 34.38GW/68.76GWh。分布式光伏建設(shè)帶動(dòng)用戶側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)我們測(cè)算 2023 年分布式光伏裝機(jī)有望帶動(dòng)用戶側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī) 2.77GW/5.54GWh，2025 年有望達(dá)到 15.02GW/30.03GWh。用戶側(cè)儲(chǔ)能主要場(chǎng)景包括工商業(yè)、產(chǎn)業(yè)園等，我們認(rèn)為 分布式光伏是帶動(dòng)用戶側(cè)裝機(jī)的重要推動(dòng)力，2021-2025 年分布式光伏 CAGR 為 41%。目 前用戶側(cè)儲(chǔ)能較分布式光伏的滲透率較低，我們認(rèn)為未來(lái)“隔墻售電”、拉大峰谷價(jià)差、電 力市場(chǎng)化等利好用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的政策逐步落地，用戶側(cè)儲(chǔ)能滲透率有望提升。假設(shè)用 戶側(cè)儲(chǔ)能的配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)為 2 小時(shí)。我們測(cè)算得到 2023 年分布式光伏裝機(jī)有望帶動(dòng)用戶側(cè)儲(chǔ)能 新增裝機(jī) 2.77GW/5.54GWh，2025 年有望達(dá)到 15.02GW/30.03GWh。光伏日間波動(dòng)增加帶來(lái)電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)市場(chǎng)我們測(cè)算 2023 年光伏日間波動(dòng)增大帶動(dòng)電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)儲(chǔ)能新增裝機(jī) 1.65GW/4.12GWh， 2025 年有望達(dá)到 4.34GW/10.86GWh。光伏累計(jì)裝機(jī)的增加將帶動(dòng)光伏日間處理波動(dòng)的增 加，我們按照浙江省的數(shù)據(jù)參考新能源累計(jì)裝機(jī)占比 20.32%的情況下，日間波動(dòng)為新能源 裝機(jī)量的 36%，電網(wǎng)需要維持電壓、電頻穩(wěn)定，因此可以認(rèn)為輔助服務(wù)的出力為波動(dòng)功率。調(diào)頻市場(chǎng)參與主體較多，如火電機(jī)組、水電機(jī)組，其中電化學(xué)機(jī)組的滲透率較低。我們認(rèn) 為新能源波動(dòng)間隔短，從性能上來(lái)看，電化學(xué)儲(chǔ)能較為適合平抑新能源處理波動(dòng)，未來(lái)滲 透率有望上升。我們測(cè)算得到 2023 年光伏日間波動(dòng)增大帶動(dòng)電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)儲(chǔ)能新增裝機(jī) 1.65GW/4.12GWh，2025 年有望達(dá)到 4.34GW/10.86GWh。綜合來(lái)看，我國(guó)儲(chǔ)能前景廣闊，“十四五”期間保持高速增長(zhǎng)。我們測(cè)算得到我國(guó) 2023 年 儲(chǔ) 能 新 增 裝 機(jī) 為 13.97GW/26.85GWh， 同 比 增 長(zhǎng) 123.3%，2025 年 新 增 裝 機(jī) 為 53.73GW/109.64GWh，21-25 年 CAGR 為 119%。
四、海外大儲(chǔ)政策+市場(chǎng)化推進(jìn)，全球儲(chǔ)能市場(chǎng)揚(yáng)帆起航
4.1 海外新能源發(fā)展步伐*，海外大儲(chǔ)市場(chǎng)主要為歐美歐洲美國(guó)新能源發(fā)展步伐較快，美國(guó)儲(chǔ)能發(fā)展*。全球各國(guó)來(lái)看，世界各國(guó)能源轉(zhuǎn)型進(jìn) 度不一，儲(chǔ)能發(fā)展也各有差異。2021 年新型儲(chǔ)能裝機(jī)中，美國(guó)、中國(guó)、韓國(guó)是裝機(jī) TOP3 的國(guó)家，新增裝機(jī)分別為3.4GW、1.8GW、0.5GW；2021年世界各國(guó)可再生能源發(fā)電占比 中，美國(guó)、英國(guó)、愛爾蘭、澳大利亞占比分別為 21%、43%、37%、26%，而中國(guó)占比僅 為 12%，處于較低水平。雖然中國(guó)的新增裝機(jī)已經(jīng)位于世界前列，但是能源轉(zhuǎn)型進(jìn)程仍處 于后位。
新能源發(fā)展長(zhǎng)路漫漫，風(fēng)光裝機(jī)有望加速增長(zhǎng)。由于對(duì)新能源發(fā)電的不穩(wěn)定性認(rèn)識(shí)不夠充 分，歐洲 2020 年之前的風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)規(guī)劃不能滿足溫室氣體下降 55%的目標(biāo)，新的目標(biāo)的 提出表明 2030 年的電量規(guī)劃為 93-100TWh/年，規(guī)劃增量為原來(lái)計(jì)劃的 69%。新能源占比提升，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)上揚(yáng)，目前處于短時(shí)儲(chǔ)能的發(fā)展階段。60%的風(fēng)光發(fā)電占比是 儲(chǔ)能配置的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)：60%以下，基本上小時(shí)級(jí)的儲(chǔ)能可以滿足需求；60%以上，需要有 更長(zhǎng)時(shí)的儲(chǔ)能作為電網(wǎng)調(diào)節(jié)的資源。從世界各國(guó)的風(fēng)電光伏發(fā)電占比來(lái)看，基本還處于短 時(shí)儲(chǔ)能需求階段，但未來(lái)配儲(chǔ)市場(chǎng)有望逐步提升。美國(guó)、中國(guó)和歐洲電網(wǎng)建設(shè)較為發(fā)達(dá)，也是大儲(chǔ)的主要市場(chǎng)。電網(wǎng)建設(shè)主要用于電荷運(yùn)輸， 與國(guó)土面積和用電量相關(guān)，我們以單位面積用電量來(lái)衡量電網(wǎng)建設(shè)需求（局限性在于面積 需要為有效居住面積），單位面積用電量越小，跨地區(qū)電量運(yùn)輸需求越大，相應(yīng)的電網(wǎng)建設(shè) 需求越大。歐洲（歐洲電網(wǎng)互聯(lián)，因此作為一個(gè)主體統(tǒng)計(jì)）、美國(guó)和中國(guó)的單位面積用電量 *小，用電密度低，電網(wǎng)建設(shè)需求大，電網(wǎng)建設(shè)也較為發(fā)達(dá)。從 2021 年累計(jì)裝機(jī)來(lái)看，中 國(guó)、美國(guó)的累計(jì)裝機(jī)*大，分別為 6.36GW、5.73GW，并且電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能占比較大，分別為 34%、35%，歐洲主體之一英國(guó)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能占比 45%，電源側(cè)輔助服務(wù)儲(chǔ)能占比 48%。
4.2 美國(guó)大儲(chǔ)市場(chǎng)政策推動(dòng)，歐洲大儲(chǔ)商業(yè)模式完善
4.2.1 美國(guó)：政策持續(xù)發(fā)力，大儲(chǔ)市場(chǎng)如火如荼美國(guó)聯(lián)邦政府和州政府補(bǔ)貼政策持續(xù)發(fā)力，驅(qū)動(dòng)大儲(chǔ)市場(chǎng)發(fā)展。美國(guó)的儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策已經(jīng) 實(shí)行了 10 年以上，早在 2011 年加州就開始實(shí)施戶儲(chǔ)補(bǔ)貼政策，而后逐步拓展到電網(wǎng)側(cè)的 補(bǔ)貼。2021 年為 ITC 補(bǔ)貼退坡的關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)，而美國(guó)眾議院在 21 年決定將 ITC 補(bǔ)貼延長(zhǎng) 10 年，在 2032-2033 年間逐步降低信貸價(jià)值。另外，2022 年美國(guó)通過《通脹削減法案》，法 案中提到 3690 億美元投資用于能源安全和氣候變化相關(guān)。各州遠(yuǎn)期規(guī)劃明確儲(chǔ)能發(fā)展趨勢(shì)。BNEF不完全統(tǒng)計(jì)，美國(guó)有 9 個(gè)州出臺(tái)儲(chǔ)能裝機(jī)的遠(yuǎn)期規(guī) 劃，其中加州 2024 年儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)劃 1.8GW，紐約 2030 年儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)劃 3GW，新澤西 2030 年規(guī)劃 2GW，如果以 3 小時(shí)配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)預(yù)測(cè)（目前大致為 2 小時(shí)，但未來(lái)配儲(chǔ)市場(chǎng)會(huì)不 斷增加），則分別對(duì)應(yīng) 5.4GWh、9GWh、6GWh。其他州也有不同時(shí)間節(jié)點(diǎn)的相應(yīng)規(guī)劃， 美國(guó)各州推動(dòng)儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展的趨勢(shì)較為明確。美國(guó)儲(chǔ)能結(jié)構(gòu)主要以電網(wǎng)側(cè)公用儲(chǔ)能為主。整體來(lái)看，2021 年-2022H1 美國(guó)大儲(chǔ)裝機(jī)分別 為 10.85GWh、5.92GWh；結(jié)構(gòu)上看，電網(wǎng)側(cè)公用大儲(chǔ)裝機(jī)占大數(shù)規(guī)模，2021 年電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ) 能占比為 88%，2022 年 H1 占比為 85%；分季度看，2021Q4 電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī) 4.3GWh， 是目前歷史*高裝機(jī)季度，2022 年 Q1/Q2 裝機(jī)分別為 2.4GWh/2.6GWh。多數(shù)公用儲(chǔ)能電站用于調(diào)頻服務(wù)。2020 年，公用儲(chǔ)能電站的應(yīng)用場(chǎng)景結(jié)構(gòu)中（儲(chǔ)能電站可 以用于多場(chǎng)景），調(diào)頻大儲(chǔ)占比 59%，爬坡與旋轉(zhuǎn)備用占比為 39%，現(xiàn)貨套利占比 37%， 調(diào)峰儲(chǔ)能占比為 15%。
4.2.2 歐洲：完善的商業(yè)模式，推動(dòng)大儲(chǔ)市場(chǎng)化發(fā)展歐洲電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能主要集中在英國(guó)、意大利、德國(guó)。根據(jù) BNEF 數(shù)據(jù)，歐洲電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能預(yù)計(jì) 穩(wěn)步發(fā)展，從2021年底的3GW/4GWh增至33GW/95GWh。分國(guó)家來(lái)看，英國(guó)、意大利、德國(guó)是電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的主要裝機(jī)國(guó)家。英國(guó)政策主要注重技術(shù)迭代、商業(yè)模式、市場(chǎng)構(gòu)建與創(chuàng)新。英國(guó)的政策不同于美國(guó)的直接 經(jīng)濟(jì)補(bǔ)貼（或 ITC 補(bǔ)貼）推動(dòng)，主要是通過以下幾種方式推進(jìn)儲(chǔ)能行業(yè)發(fā)展：1、推進(jìn)儲(chǔ)能 電池技術(shù)迭代。英國(guó)政府 2017 年推出法拉第挑戰(zhàn)計(jì)劃，劃撥 2.46 億英鎊推動(dòng)電池技術(shù)發(fā) 展。2、構(gòu)建市場(chǎng)規(guī)則以及理順儲(chǔ)能的電力系統(tǒng)地位。2016 年英國(guó) ofgen明確儲(chǔ)能的資產(chǎn)類 別、規(guī)劃制度，2020 年推出“十項(xiàng)關(guān)鍵計(jì)劃”，完善儲(chǔ)能的監(jiān)管機(jī)制以及完善市場(chǎng)規(guī)則。3、 市場(chǎng)構(gòu)建以及創(chuàng)新。2015 年英國(guó)國(guó)家電網(wǎng)推出新的調(diào)頻儲(chǔ)能服務(wù)市場(chǎng)，2017 年之前調(diào)頻儲(chǔ) 能由于容量電價(jià)簽署時(shí)間長(zhǎng)，導(dǎo)致使用時(shí)間短，因此 2017 年英國(guó)相關(guān)機(jī)構(gòu)調(diào)整了儲(chǔ)能的拍 賣降級(jí)因素，讓儲(chǔ)能市場(chǎng)更加健康有序。英國(guó)的商業(yè)模式成熟，收入來(lái)源廣泛。總體來(lái)說(shuō)，英國(guó)儲(chǔ)能的商業(yè)模式較為多樣，市場(chǎng)構(gòu) 建較為成熟，總體市場(chǎng)分為頻率響應(yīng)、備用、套利：1）頻率響應(yīng)又分為增強(qiáng)型頻率響應(yīng)、 固定頻率響應(yīng)、動(dòng)態(tài)遏制、需求側(cè)響應(yīng)、快速儲(chǔ)備容量 5 種收益來(lái)源；2）備用儲(chǔ)能分為用 戶備用功率、短期運(yùn)行容量、容量拍賣市場(chǎng)、輸點(diǎn)成本減少、配電成本減少5種收益來(lái)源；3）套利分為發(fā)電商自用、發(fā)電商棄電減少、價(jià)格套利 3 種。我們認(rèn)為正是由于英國(guó)的商業(yè) 模式、市場(chǎng)機(jī)制完善，大儲(chǔ)才能在沒有過多政策補(bǔ)貼的情況下得到長(zhǎng)足發(fā)展。4.3 全球儲(chǔ)能市場(chǎng)空間廣闊中美歐三國(guó)政策不斷加碼，儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性有望不斷提升，儲(chǔ)能發(fā)展空間廣闊，我們測(cè)算得到：全球 2023 年新增裝機(jī)為 122.46GWh，2025 年新增裝機(jī) 327.22GWh，21-25 年復(fù)合增速 為 89.5%。美國(guó)：2023 年新增裝機(jī)預(yù)計(jì) 38GWh，2025 年預(yù)計(jì)新增裝機(jī)為 81.47GWh，21-25 年 復(fù)合增速為 66%。歐洲（主要增量貢獻(xiàn)為戶儲(chǔ)）：2023 年新增裝機(jī)預(yù)計(jì) 27GWh，2025 年預(yù)計(jì)新增裝機(jī) 為 54.3GWh，21-25 年復(fù)合增速為 89%。我們測(cè)算邏輯及核心假設(shè)如下：1）近期硅料新增產(chǎn)能釋放，供給緊張得到緩解，產(chǎn)業(yè)鏈供給瓶頸打開，我們預(yù)計(jì)硅料價(jià)格 拐點(diǎn)亦將到來(lái)，國(guó)內(nèi)地面裝機(jī)需求或?qū)?dòng)。往 2023 年看，隨著產(chǎn)業(yè)鏈成本下降、新技術(shù) 突破、集中式起量，中歐需求有望延續(xù)高增、美國(guó)需求回暖，未來(lái)保持較高增長(zhǎng)。2）美國(guó)大儲(chǔ)是主要儲(chǔ)能裝機(jī)拉動(dòng)力。從 2022 年 H1 數(shù)據(jù)來(lái)看，今年增速較高，ITC、IRA 政策持續(xù)發(fā)力，儲(chǔ)能補(bǔ)貼力度持續(xù)，未來(lái)有望維持高增。3）歐洲主要?jiǎng)恿?lái)自戶儲(chǔ)裝機(jī)。歐洲各國(guó)政府推動(dòng)天然氣儲(chǔ)備，并且歐洲天氣偏暖，供增 需弱使得歐洲電價(jià)大幅回落，戶儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性受到影響。但天然氣庫(kù)存短時(shí)間增長(zhǎng)沒有改變能 源緊缺的根本問題，國(guó)際貨幣基金組織發(fā)布報(bào)告顯示，即使歐洲留存的燃料儲(chǔ)備能夠度過 這個(gè)冬天，2023 年或?qū)⒃俅蚊媾R天然氣和電力出現(xiàn)創(chuàng)紀(jì)錄價(jià)格的風(fēng)險(xiǎn)。戶儲(chǔ)目前仍具有一 定經(jīng)濟(jì)性，并且在歐洲政策壓制用電需求的背景下，自給自足的重要性更加凸顯，我們預(yù) 計(jì)戶儲(chǔ)未來(lái)裝機(jī)增速較大，大儲(chǔ)主要集中在英國(guó)、德國(guó)等地區(qū)，每年新增裝機(jī)緩步上行。4）配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)逐步增加。隨著新能源裝機(jī)占比的提升，新能源發(fā)電出力波動(dòng)性對(duì)電網(wǎng)的影響 更大，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)需求逐步增加，未來(lái)或需要日度/季度的調(diào)節(jié)資源。目前來(lái)看，預(yù)計(jì)到 2025 年各國(guó)的電化學(xué)配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)將有不同程度的增長(zhǎng)。
五、看好儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈的集成商以及電池環(huán)節(jié)
5.1 儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈集中度較高，PCS 環(huán)節(jié)具有產(chǎn)業(yè)鏈整合趨勢(shì)儲(chǔ)能上游為電池產(chǎn)業(yè)、電氣設(shè)備產(chǎn)業(yè)，下游主要為電力系統(tǒng)參與企業(yè)。儲(chǔ)能的結(jié)構(gòu)包括電 池 PACK（電芯+PACK）、BMS、EMS、PCS、溫控系統(tǒng)。上游原材料主要分為兩大塊， 分別是電池系統(tǒng)原材料+儲(chǔ)能變流器原材料：1）儲(chǔ)能電池主要為磷酸鐵鋰和三元電池，具 體可以分為正*、負(fù)*、隔膜、結(jié)構(gòu)件；2）儲(chǔ)能變流器作為電氣設(shè)備，原材料為 IGBT、 電感器、變壓器等。下游方面主要為發(fā)電集團(tuán)、電網(wǎng)公司、第三方投資者以及工商業(yè)等等。
電池是儲(chǔ)能的核心，PCS 是儲(chǔ)能與電網(wǎng)的樞紐，能量管理系統(tǒng)是儲(chǔ)能的“大腦”，溫控系統(tǒng)、 消防系統(tǒng)是儲(chǔ)能的“保護(hù)傘”。儲(chǔ)能運(yùn)作的核心是充放電，電池是其中的核心。電池的充放 電流是直流電，而發(fā)電并網(wǎng)需要的電流是交流電，因此充電時(shí)需要將交流電轉(zhuǎn)換成直流電， 放電時(shí)需要將直流電轉(zhuǎn)化成交流電，此時(shí) PCS 起到 AC/DC 轉(zhuǎn)換的作用。電池的充放電狀 態(tài)，電池溫度狀態(tài)等信息需要實(shí)時(shí)監(jiān)控、評(píng)估、保護(hù)以及均衡控制，此時(shí) BMS 起到監(jiān)控管 理作用。電池的能量需要調(diào)用到家用電器還是并網(wǎng)，光儲(chǔ)一體機(jī)中光伏發(fā)電需要儲(chǔ)能儲(chǔ)存 或是用于家用電器或是并網(wǎng)，這個(gè)調(diào)度過程需要有數(shù)據(jù)采集、監(jiān)測(cè)、管控，EMS 起到控制 的“大腦”的角色。大儲(chǔ)具有電氣設(shè)備屬性，行業(yè)存在先發(fā)優(yōu)勢(shì)。家庭戶儲(chǔ) VS 大儲(chǔ)：家庭戶儲(chǔ)下游直接對(duì)接個(gè) 人消費(fèi)者，消費(fèi)者更加注重品牌、產(chǎn)品力、經(jīng)濟(jì)性，戶儲(chǔ)類似于家電產(chǎn)品，具有較強(qiáng)的消 費(fèi)屬性；大儲(chǔ)下游是運(yùn)營(yíng)商或發(fā)電企業(yè)或電網(wǎng)公司，企業(yè)更加注重受益、成本、安全性等 問題。大儲(chǔ)建設(shè)一般以招標(biāo)形式進(jìn)行，投標(biāo)企業(yè)需要滿足招標(biāo)的性能、資質(zhì)等要求。因此， 從大儲(chǔ)的商業(yè)模式、下游客戶來(lái)看，與電力設(shè)備企業(yè)相似，具有電力設(shè)備企業(yè)的資質(zhì)壁壘、 技術(shù)壁壘、資金壁壘和市場(chǎng)壁壘。我們認(rèn)為，新型電力系統(tǒng)的新增環(huán)節(jié)是大型儲(chǔ)能，大儲(chǔ) 具有電力設(shè)備屬性，行業(yè)存在先發(fā)優(yōu)勢(shì)。電池環(huán)節(jié)：競(jìng)爭(zhēng)格局集中，寧德時(shí)代龍頭優(yōu)勢(shì)明顯全球來(lái)看，2021 年中國(guó)企業(yè)寧德時(shí)代以接近 25%的市場(chǎng)份額排名第一，其次分別為比亞迪、 韓國(guó)三星 SDI、韓國(guó) LGES，以上四家企業(yè)儲(chǔ)能鋰離子電池出貨量合計(jì)份額接近 70%。中 國(guó)來(lái)看，寧德龍頭優(yōu)勢(shì)明顯，份額約為 25%，上市公司中億緯、鵬輝、南都份額緊隨其后， 占比約為 4-6%。PCS 環(huán)節(jié)：市場(chǎng)集中度高，企業(yè)專注差異化市場(chǎng)我國(guó) PCS 企業(yè)的全球市場(chǎng)出貨來(lái)看，陽(yáng)光電源出貨量穩(wěn)居第一，約為 2.5GW，占比全球的 19%，科華數(shù)據(jù)（~11%）、比亞迪（~9%）、古瑞瓦特（~6%）、上能電氣（~6%）位列其 后，整體集中度較高，陽(yáng)光電源為龍頭企業(yè)。我國(guó) PCS 企業(yè)的國(guó)內(nèi)市場(chǎng)出貨來(lái)看，上能電 氣、科華數(shù)據(jù)分別占比約 26%、22%，合計(jì)占比 48%。陽(yáng)光電源出貨量約 177MW，占比 約為 7%。
PCS 環(huán)節(jié)的競(jìng)爭(zhēng)格局呈現(xiàn)海內(nèi)外差異化趨勢(shì)。陽(yáng)光電源主打海外市場(chǎng)（主要為美國(guó)）， 2021 年海外出貨占比 90%以上；上能電氣主打國(guó)內(nèi)市場(chǎng)，海外出貨較少，占比約 16%， 2021 科華數(shù)據(jù)海內(nèi)外齊發(fā)力，盛弘股份、科華數(shù)據(jù)海內(nèi)外齊發(fā)力，海外占比都占 60%左右。集成商環(huán)節(jié)：具有產(chǎn)業(yè)鏈整合趨勢(shì)我國(guó)企業(yè)的海外市場(chǎng)出貨來(lái)看，陽(yáng)光電源行業(yè)*，海外出貨約 2.4GWh，比亞迪出貨約 1.5GWh，沃太能源出貨約 0.5GWh。國(guó)內(nèi)市場(chǎng)出貨來(lái)看，海博思創(chuàng)出貨*高為 0.74GWh 左右，陽(yáng)光電源出貨 0.6GWh 左右。從集成商的參與企業(yè)可以看到，PCS、電池環(huán)節(jié)的企 業(yè)逐步參與到集成環(huán)節(jié)中來(lái)，其中 PCS 企業(yè)參與集成商較多：比如陽(yáng)光電源、科士達(dá)、科 陸電子、科華數(shù)據(jù)。我們認(rèn)為 PCS 逐步參與集成商企業(yè)，整合產(chǎn)業(yè)鏈的原因是：PCS 鏈接電池系統(tǒng)和電力系統(tǒng)， 具備兩種系統(tǒng)的 Know-How，并且 PCS 環(huán)節(jié)在整個(gè)大儲(chǔ)系統(tǒng)的成本比例較低（上文中提及 到 PCS 占儲(chǔ)能電站成本的 4%左右），因此為了獲取更高的價(jià)值量，并且利用自身 KnowHow 的優(yōu)勢(shì)，PCS 企業(yè)更愿意參與到集成商環(huán)節(jié)中。電力設(shè)備企業(yè)布局集成商具有天然優(yōu)勢(shì)。電力設(shè)備企業(yè)下游為國(guó)網(wǎng)南網(wǎng)、發(fā)電集團(tuán)，具有 客戶基礎(chǔ)。大儲(chǔ)作為電力系統(tǒng)得新增環(huán)節(jié)，需要有電力相關(guān)技術(shù)的積淀，而電力設(shè)備企業(yè) 具有電力相關(guān)“基因”因此我們認(rèn)為轉(zhuǎn)型較為順暢，未來(lái)有望快速切入，并且具有較大競(jìng) 爭(zhēng)力。5.2 獨(dú)立儲(chǔ)能壁壘更高，高壓級(jí)聯(lián)有望成為行業(yè)趨勢(shì)獨(dú)立儲(chǔ)能性能、規(guī)模要求更高，產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)值提升。電網(wǎng)的第一要?jiǎng)t是保障電網(wǎng)安全，獨(dú)立 儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)，需要提高量級(jí)來(lái)滿足電網(wǎng)調(diào)度的要求，因此是儲(chǔ)能應(yīng)用中*具有大型 化、規(guī)?；厔?shì)的場(chǎng)景。獨(dú)立儲(chǔ)能的特點(diǎn)如下：1）相比于戶用儲(chǔ)能、工業(yè)用儲(chǔ)能、電源側(cè) 儲(chǔ)能，獨(dú)立大型儲(chǔ)能對(duì)接電網(wǎng)，性能要求更高。獨(dú)立儲(chǔ)能的造價(jià)更高，產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)有望獲 得溢價(jià)。2）獨(dú)立儲(chǔ)能直接對(duì)接電網(wǎng)，具有電網(wǎng)設(shè)備的行業(yè)特點(diǎn)，即接入電壓等級(jí)越高，受 到監(jiān)管越嚴(yán)格，相應(yīng)約束條件越多，因此壁壘越高；3）獨(dú)立儲(chǔ)能一般以招標(biāo)的形式確認(rèn)供 應(yīng)商，招標(biāo)中看重企業(yè)的歷史業(yè)績(jī)情況，從而企業(yè)具有先發(fā)優(yōu)勢(shì)，而且優(yōu)勢(shì)將不斷擴(kuò)大。中高壓級(jí)聯(lián)技術(shù)具有性能優(yōu)勢(shì)。中高壓級(jí)聯(lián)儲(chǔ)能系統(tǒng)有望成為未來(lái)可行的升級(jí)方案，其主 要優(yōu)勢(shì)有：1）高單位面積能量密度。同樣是液冷溫控的情況下高壓級(jí)聯(lián)占地面積相比低壓 方案節(jié)省約 20%；2）高全功率動(dòng)態(tài)響應(yīng)。中高壓級(jí)聯(lián)方案提升響應(yīng)時(shí)間 80%，性能優(yōu)勢(shì) 顯著；3）電池利用率高。中高壓直掛(級(jí)聯(lián))儲(chǔ)能系統(tǒng)產(chǎn)品提升約 15%-20%；4）PCS 效率 更高，提高約 1%。高壓級(jí)聯(lián)方案有望成為行業(yè)趨勢(shì)，獨(dú)立儲(chǔ)能壁壘進(jìn)一步凸顯。獨(dú)立儲(chǔ)能具有大型化、規(guī)模 化的趨勢(shì)，進(jìn)而演變?yōu)楦唠妷簻p少電能損失，高壓級(jí)聯(lián)的性能優(yōu)勢(shì)將逐步凸顯。我們認(rèn)為 隨著儲(chǔ)能行業(yè)的發(fā)展，高壓級(jí)聯(lián)方案有望成為行業(yè)趨勢(shì)，而方案升級(jí)將進(jìn)一步提升獨(dú)立儲(chǔ) 能的壁壘，優(yōu)化行業(yè)格局，頭部電池企業(yè)以及具有先發(fā)優(yōu)勢(shì)及電力設(shè)備背景的集成商深度 受益。5.3 海外大儲(chǔ)電池環(huán)節(jié)政策面承壓，集成商企業(yè)安全邊際更高海外大儲(chǔ)電池環(huán)節(jié)價(jià)值量*高，并且儲(chǔ)能大型化帶動(dòng)電池環(huán)節(jié)價(jià)值占比上行。大儲(chǔ)電池也 是由單個(gè)電芯組成，規(guī)模化從技術(shù)方面并沒有太多降本空間，因此儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)模越大，電 池占比越高。以美國(guó) 2022 年 1200KWh 工商業(yè)儲(chǔ)能單位成本與 240MWh 大型儲(chǔ)能對(duì)比，工 商業(yè)儲(chǔ)能電池比例占比 49%，大型儲(chǔ)能占比 60%。
美國(guó) IRA 政策促進(jìn)電池環(huán)節(jié)北美化，大儲(chǔ)的電池環(huán)節(jié)政策面承壓。美國(guó) IRA 政策將亞洲國(guó) 家在電池與電池相關(guān)材料加工方面排除在稅收減免的標(biāo)準(zhǔn)之外，電池環(huán)節(jié)利潤(rùn)受到影響。但我們認(rèn)為電池環(huán)節(jié)近幾年競(jìng)爭(zhēng)格局仍較穩(wěn)定：從新增裝機(jī)規(guī)模來(lái)看，預(yù)計(jì)美國(guó)新增裝機(jī) 規(guī)模長(zhǎng)期保持在全球新增裝機(jī)的 25%以上，而從 2021 年的全球電池出貨來(lái)看，排名前列的 電池企業(yè)都為中韓企業(yè)（比如寧德、比亞迪、SDI、LG）。因此政策短期對(duì)行業(yè)的競(jìng)爭(zhēng)格局 影響不大。集成商企業(yè)政策壓力較小，安全邊際較高。集成商企業(yè)涉及環(huán)節(jié)多，政策壓力較小，仍能 享受稅收減免補(bǔ)貼，因此我們認(rèn)為美國(guó)大儲(chǔ)市場(chǎng)快速增長(zhǎng)，集成商具有更高的安全邊際， 將深度受益。
來(lái)源：【江蘇省儲(chǔ)能行業(yè)協(xié)會(huì)】
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