全球能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，大型儲能進入快速發(fā)展期
全球儲能裝機快速增長，以鋰離子電池為代表的新型儲能貢獻主要增速
全球能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型帶動儲能需求，全球儲能市場方興未艾。全球能源轉(zhuǎn)型升級的大背景下，新能源 發(fā)電比重持續(xù)加大，由于風(fēng)電、光伏等可再生能源發(fā)電的隨機性、間歇性、波動性等問題，為電網(wǎng) 的穩(wěn)定性帶來了挑戰(zhàn)，儲能作為能有效保障電網(wǎng)的穩(wěn)定運行的系統(tǒng)越來越得到全球各國的青睞。
2021 年以前全球每年的儲能項目新增裝機規(guī)?；揪S持在 6GW 左右，而 2022 年分別新增裝機達到 30.7GW，同比增長 99.35%，連續(xù)兩年迎來增速 100%左右的大幅增長。但是從 累計裝機情況來看，截至 2022 年底全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模 237.2GW，與全球風(fēng)電光 伏累計約 2000GW 的裝機相比，仍處于發(fā)展初期。
抽水儲能是最主要的儲能形式，以鋰離子電池為代表的新型儲能占比提升較快。根據(jù)技術(shù)類型的不 同，以電能釋放的儲能方式主要分為機械儲能、電磁儲能和電化學(xué)儲能，不同儲能技術(shù)具有不同的內(nèi)在特性，抽水儲能憑借著其發(fā)展較早、容量大的優(yōu)勢目前占據(jù)主要的裝機規(guī)模，截至 2022 年底全 球抽水蓄能的累計裝機占比達到 79.3%，值得注意的是抽水蓄能累計裝機占比首次低于 80%，與 2021 年同期相比下降 6.8pct，與之相對應(yīng)的是以鋰離子電池為代表的新型儲能占比的提升，截至 2022 年 底新型儲能的累計裝機占比達到 19.3%，相比 2021 年同期上升 7.1pct。
新型儲能繼續(xù)高速發(fā)展，貢獻新增裝機的主要份額。以鋰離子電池為代表的新型儲能憑借著能量密 度高、項目周期短、響應(yīng)快、受地理環(huán)境限制小等優(yōu)勢近幾年增速明顯，2022 年全球新型儲能新增 裝機達 20.38GW，同比增長 99.01%，占全年儲能新增裝機的 66.39%，貢獻了主要新增裝機份額， 2017-2022 年的年平均復(fù)合增長率達到 86.06%，保持高速增長。截至 2022 年底新型儲能的累計裝機 達到 45.75GW，同比增長 80.36%。
分地區(qū)來看，中、美、歐為全球三大儲能市場。中國、美國、歐洲是儲能三大主力市場，三地區(qū) 2022 年合計新增投運項目規(guī)模占全球的 86%，比 2021 年同期上升 6pct，其中中國首次超過美國成為全球 最大的儲能市場，占比 36%;歐洲和美國緊隨其后，分別占比 26%和 24%。
國內(nèi)儲能保持高速增長態(tài)勢。2022 年中國新增投運電力儲能項目裝機規(guī) 模達到 16.5GW，同比增長 114.29%，累計裝機規(guī)模 59.8GW，同比增長 38.11%，占全球市場總規(guī)模 的 25.21%，成為世界儲能產(chǎn)業(yè)的中堅力量。
中國儲能形式齊全，結(jié)構(gòu)與全球類似。從各種儲能形式的占比來看，國內(nèi)的結(jié)構(gòu)與全球基本一致， 截至 2022 年年底國內(nèi)抽水蓄能累計裝機占比同樣首次低于 80%，與 2021 年同期相比下降 9.2pct; 新型儲能繼續(xù)高速發(fā)展，累計裝機占比達到 21.9%，同比提升 9.4pct。此外，壓縮空氣儲能、液流電 池、鈉離子電池、飛輪等其它技術(shù)路線的項目，在規(guī)模上有所突破，應(yīng)用模式逐漸增多。
國內(nèi)新型儲能裝機快速發(fā)展。2022 年國內(nèi)新型儲能新增規(guī)模創(chuàng)歷史新高， 達到 7.35GW，同比增長 200.35%，累計裝機達到 13.08GW，同比增長 128.23%。進入到 2023 年， 國內(nèi)新型儲能裝機繼續(xù)延續(xù)高速增長態(tài)勢，根據(jù)國家能源局的數(shù)據(jù)，2023 年上半年新投運新型儲能 裝機規(guī)模約 8.63GW。
大型儲能具備 B 端屬性，中國和美國是主要市場
大儲面對 to B 市場，涵蓋工商業(yè)儲能和表前儲能兩大類。按照儲能裝機的場景可以分為發(fā)電側(cè)、電 網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)，其中發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)可以統(tǒng)稱為表前儲能，用戶側(cè)又可成為表后儲能并且按用戶的 類型不同可以再分為工商業(yè)和戶用儲能。從產(chǎn)品形態(tài)上來看，表前儲能和工商業(yè)儲能較為相似，均 以集裝箱的集成形式交付給客戶，并且系統(tǒng)組成大致相同，都需要配套設(shè)施如溫控設(shè)備、消防設(shè)備 等，終端客戶為大型電力公司或工商企業(yè)，主要通過集采、招標等形式直接進行銷售，B 端屬性較 強;而戶用儲能終端客戶為分散的居民家庭，主要通過當(dāng)?shù)鼗慕?jīng)銷商、安裝商網(wǎng)絡(luò)進行銷售，具 備一定的 C 端屬性。
我國作為世界第一大儲能市場，應(yīng)用場景主要集中在發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)。從 2022 年已并網(wǎng)項目的應(yīng)用 領(lǐng)域來看，可再生能源儲能項目和獨立式儲能項目貢獻了絕大多數(shù)增量，分別占比達 45%和 44%， 用戶側(cè)儲能項目僅占比 10%，但其中還包括 3 個 10 小時鉛炭儲能項目。
美國是另一主要大儲市場。2022 年美國儲能市場新增裝機 4.80GW，同比增長 34.21%，盡管增速同過去兩年相比有所 下降，但美國依然是全球最重要的儲能市場之一。從細分市場來看，美國儲能新增裝機主要來源為 大儲市場，其中電網(wǎng)級儲能、家用儲能和工商業(yè)儲能三大細分領(lǐng)域按能量容量計算的新增裝機占比 分別為 86%、11%和 3%。
歐洲雖然作為全球三大市場之一，但是新增裝機以戶儲為主。2022 年歐 洲新增裝機規(guī)模突破 5GW，其中七成裝機來自家儲領(lǐng)域。受俄烏沖突影響，歐洲能源危機加劇，天 然氣以及石油價格大幅上漲，導(dǎo)致歐洲多個國家居民電價上漲 3 倍以上，疊加補貼政策激勵效應(yīng)， 導(dǎo)致歐洲家儲市場規(guī)模激增。應(yīng)用模式上，家儲系統(tǒng)幾乎已成為屋頂光伏的標配，以德國為例配置 比例高達 70%。
政策驅(qū)動+經(jīng)濟性提升，雙輪驅(qū)動國內(nèi)大儲進入高速發(fā)展期
表前市場：強制配儲形成剛性需求，政策推動電網(wǎng)側(cè)獨立儲能發(fā)展
政策要求新能源發(fā)電強制配儲，形成儲能發(fā)電側(cè)剛性需求。為促進新能源配置儲能、減小新能源項 目對電網(wǎng)消納能力的沖擊，2021 年國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自 建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵發(fā)電企業(yè)自建儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模，超過 電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率 15%的掛鉤比例(時長 4 小時以上)配建調(diào)峰能力， 按照 20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。在中央政策的指導(dǎo)下，各地有關(guān)部門因地制宜推出強 制配儲政策文件，促進新能源配置儲能，通過要求依據(jù)新能源裝機規(guī)模配備一定規(guī)模的儲能形成大 儲裝機剛需。當(dāng)前，全國已有多個省區(qū)公布配儲政策，大部分省份配儲比例在 8%-30%之間，配置 時長 1-2 小時為主，最高可到 4 小時。
強制配儲是新型電力系統(tǒng)發(fā)展下的政策要求，當(dāng)前戰(zhàn)略意義優(yōu)先于經(jīng)濟效益。在我國，可再生能源 消納的主要責(zé)任由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān);近年來，隨著風(fēng)光發(fā)電占比日益提升，新能源發(fā)電消納能力不足 的問題顯現(xiàn)，電網(wǎng)消納壓力隨之增長;同時新能源發(fā)電的不均衡性、波動性也增加了電網(wǎng)調(diào)峰壓力。
為緩解電網(wǎng)壓力，儲能被提上國家層面戰(zhàn)略高度，同時通過強制配儲的手段將消納壓力分攤給發(fā)電 側(cè)，保障性并網(wǎng)責(zé)任仍由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)，鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調(diào)峰能力適當(dāng)承擔(dān)消納責(zé)任， 以增加并網(wǎng)規(guī)模，減少棄電量。
強制配儲成本由業(yè)主方承擔(dān)，儲能質(zhì)量不高、實際運行效果不及預(yù)期。由于儲能發(fā)展初期商業(yè)模式 相對模糊，而政府倡導(dǎo)光儲一體化，儲能裝機成本的承擔(dān)自動落在風(fēng)光電站的投資方身上。
新能源電站投資方多以達標后才能順利安裝電站為目的采購質(zhì)量較差、成本相對低廉的儲能裝置，實際并 網(wǎng)效果難以保證。 電源側(cè)儲能中新能源配儲運行情況遠低于火電配儲，平均運行系數(shù)僅為 0.06(日均運行小時 1.44h， 年運行小時 525h)、平均利用系數(shù)僅為 0.03(日均利用小時 0.77h，年運行小時 283h)。與此同時， 由于儲能成為投資方的成本增量，且并沒有帶來實際的收益增幅，反而抑制了投資方對風(fēng)電光伏電 站的投資熱情。
政策上修推動新型儲能參與電網(wǎng)輔助服務(wù)，鼓勵發(fā)展獨立電站新商業(yè)模式。由于在表前市場強制配 儲的盈利模式相對單一，為提高新型儲能的收益，探索新的儲能發(fā)展模式，2022 年 5 月兩部委印發(fā) 的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》明確新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，加快推動獨立 儲能參與電力市場配合電網(wǎng)調(diào)峰、充分發(fā)揮獨立儲能技術(shù)優(yōu)勢提供輔助服務(wù)，2022 年 11 月國家能 源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》，首次在全國層面提及推進電力現(xiàn)貨市場，推 動儲能、分布式發(fā)電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網(wǎng)等新興市場主體參與交易。經(jīng)過 2021 年的探索、2022 年調(diào)峰示范項目的實踐，在各地政策的助推下，獨立式儲能電站已經(jīng)形成了較為穩(wěn) 定的商業(yè)模式，現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)+容量補償?shù)氖杖肽Ｊ綄訃鴥?nèi)儲能行業(yè)向健康化發(fā)展。
共享儲能有助于解決表前儲能的痛點，加快儲能商業(yè)化進程。共享儲能本質(zhì)上為獨立儲能運營的一 類商業(yè)模式，是由第三方或廠商負責(zé)投資、運維，并作為出租方將儲能系統(tǒng)的功率和容量以商品形 式租賃給目標用戶的一種商業(yè)運營模式。在共享儲能模式下，業(yè)主無需承擔(dān)建設(shè)儲能電站成本，只 需每年支付租賃費，有利于減輕一次性投入的資本開支緩解資金壓力。另外，共享儲能電站一般單 體規(guī)模較大，對電網(wǎng)調(diào)度指令的響應(yīng)能力更強，在電力現(xiàn)貨市場、調(diào)峰調(diào)頻市場中具備更強的競爭 力，若考慮容量租賃和調(diào)峰輔助服務(wù)的收益，共享儲能電站的經(jīng)濟性較好，收益可觀，有利于推動 源網(wǎng)荷各端儲能能力的全面釋放。
獨立儲能電站經(jīng)濟性可觀。我們以湖南省的實際情況為例，來測算獨立儲能電站的經(jīng)濟性，在目前 的各種條件下，湖南省獨立儲能電站的全投資稅后 IRR 達到 9.60%，具有客觀的收益性。 1)容量租賃收入假設(shè)：參考湖南省的城步儒林 100MW/200MWh 儲能電站項目已經(jīng)簽訂的容量租賃 合同，湖南省的容量租賃價格為 448 元/kw*年。2)電力輔助服務(wù)收入假設(shè)：電力輔助服務(wù)包括為電網(wǎng)公司提供調(diào)峰、調(diào)頻等服務(wù)，按照每次調(diào)用規(guī) 模及調(diào)用次數(shù)，電網(wǎng)公司給儲能電站支付費用。 參考湖南省的現(xiàn)行 政 策以及城步儒林 100MW/200MWh 儲能電站項目的運行情況，假設(shè)一年調(diào)用 330 天，每天一次充放，調(diào)用費用為每 次 400 元/MWh。
表后市場：峰谷價差持續(xù)拉大、經(jīng)濟性提升，工商業(yè)儲能從 0 到 1 需求逐步啟動
工商業(yè)儲能主要應(yīng)用場景包括單配置儲能、光儲充一體、微電網(wǎng)等。通過削峰填谷為企業(yè)節(jié)約用電 費用，或安裝儲能作為備用電源使用。光儲充一體主要應(yīng)用于提高分布式光伏自發(fā)自用率、平抑充 電樁沖擊。微電網(wǎng)分為離網(wǎng)型和并網(wǎng)型兩種，儲能可以平滑新能源發(fā)電和作為備用電源使用，也可 以實現(xiàn)能源優(yōu)化和節(jié)能減排。
工商業(yè)儲能的主要盈利模式是峰谷價差套利，峰谷價差大小顯著影響經(jīng)濟性。目前我國用戶端工商 業(yè)儲能的主要盈利來自于峰谷價差套利，配套工商業(yè)儲能可以利用電網(wǎng)峰谷差價來實現(xiàn)投資回報， 即在用電低谷時利用低電價充電，在用電高峰時放電供給工商業(yè)用戶，用戶可以節(jié)約用電成本，同 時避免了拉閘限電的風(fēng)險。另外，通過對光伏電源的“削峰填谷”，最大化提升光伏發(fā)電的自發(fā)自用 比例，從而有效降低用電成本。峰谷價差的大小將顯著影響工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性。 我國一般工商業(yè)的峰谷價差明顯拉大。自 2021 年 7 月國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時 電價機制的通知》后，各省市相繼出臺完善分時電價機制相關(guān)政策，加強峰谷電價價差。通常 認為 0.7 元/kWh 的峰谷價差是用戶側(cè)儲能實現(xiàn)經(jīng)濟性的門檻價差，根據(jù) CNESA 的統(tǒng)計，2022 年全國一般工商業(yè)峰谷價差超過 0.7 元/kWh 的省市數(shù)量為 16 個，2023 年上半年超過 0.7 元/kWh 的省份達到了 19 個，橫向比較的話有 18 個省市的峰谷價差超過了其 22 年的平均價差，各省 市峰谷價差有持續(xù)拉大的趨勢。
多省份實行午間谷段電價，具備“兩充兩放”條件。除了峰谷價差拉大外，浙江、廣東、海南等省 份的分時電價每天設(shè)置了兩個高峰段，即可用工商業(yè)儲能系統(tǒng)在谷時和平時充電，并分別于兩個高 峰段放電，實現(xiàn)每天兩充兩放，進而提升儲能系統(tǒng)的利用率、縮短成本回收周期。截至 2023 年 7 月 底，全國已經(jīng)有 10 個省份部分月份中午出現(xiàn)谷電。
峰谷價差拉大+“兩充兩放”，工商業(yè)儲能經(jīng)濟性提升明顯。根據(jù)搜狐網(wǎng)的報道，以嘉興一家實際 運行的工商業(yè)儲能電站為例，該電站的裝機功率為 105 kW，電池容量為 215 kWh，總投資約為 40 萬元，實行“兩充兩放”的策略，在實際運行中總計 415kWh 和 373kWh 的充放電量，其綜合效率 為 89.9%。若以浙江電網(wǎng)代理購電電價為基礎(chǔ)，每日該工商業(yè)儲能電站的收益約為 350 元，考慮到 用電企業(yè)節(jié)假日的用電需求，每年約 11 萬元。考慮到電池衰減、稅費、運維等成本，該電站的靜態(tài) 投資回收期約為 4.5 年，經(jīng)濟性提升較為明顯。
限電政策引發(fā)企業(yè)用電焦慮，有望進一步刺激工商業(yè)儲能后備電源需求。近兩年來，全國多地出現(xiàn)“拉 閘限電”，限電政策對工業(yè)用電沖擊較大，將直接影響企業(yè)生產(chǎn)，限電現(xiàn)象的頻發(fā)或引發(fā)工商業(yè)用戶 用電焦慮。電網(wǎng)停電或限電時，工商業(yè)儲能系統(tǒng)可作為備用電源供給園區(qū)關(guān)鍵不斷電負載，提供充 足的后備電源保障，減少突發(fā)停電事故帶來的停工時間成本和停工損失。
地方規(guī)劃+大儲招標翻倍增長，支撐國內(nèi)大儲中長期需求
多地制定“十四五”新型儲能發(fā)展目標，國內(nèi)大儲進入規(guī)?；l(fā)展階段。 截至目前我國已有 25 個省/自治區(qū)發(fā)布了“十四五”新型儲能發(fā)展規(guī)劃及具體目標，預(yù)計到 2025 年新型儲能新增裝機目標達到 67.85GW，其中青海、甘肅、山西的儲能規(guī)模最大，預(yù)計新型儲能裝機將 達到 6GW;山東、寧夏和內(nèi)蒙古緊隨其后，預(yù)計新型儲能裝機將達到 5GW。新型儲能裝機目標的 確立，有利于調(diào)動各方投資積極性，促進穩(wěn)投資穩(wěn)增長，增強發(fā)展后勁，我國新型儲能進入規(guī)?；?開發(fā)階段。
國內(nèi)大儲招標容量提升明顯，23 年儲能裝機有望加速向上。根據(jù)儲能與電力市場公眾號的統(tǒng)計，2022 年中國儲能市場共計完成超 300 次投標工作，涉及 278 個項目，總?cè)萘?44.05GWh，其中集中式框架 采購和獨立儲能為主要項目類型。2023 年 1 月-7 月儲能累計投標規(guī)模為達到 15.81GW/39.94GWh， 已經(jīng)接近去年全年水平。完成招標意味著儲能項目隨后進入實質(zhì)性的建設(shè)階段并有望在短期內(nèi)投運， 2023 年中國儲能裝機容量有望加速上行。
儲能系統(tǒng)投標價格持續(xù)下行，刺激需求釋放。2022 年招標的近 150個儲能項目中，2h 的儲能系統(tǒng)占比達 63%，平均報價 1.56 元/Wh;儲能 EPC 總承包招標的近 120 個項目中，2h 的 EPC 項目占比達 77%，平均報價 1.81 元/Wh。從時間維度上來看，2022 年儲能系 統(tǒng)報價呈現(xiàn)出了“兩頭高中間低”的特點，并且從 5 月起持續(xù)穩(wěn)定在 1.5-1.6 元/kWh 的范圍之內(nèi)， 而進入 2023 年之后，隨著電芯主要原材料碳酸鋰價格的進入下行通道，儲能系統(tǒng)報價屢創(chuàng)新低，2023 年 7 月份 2 小時儲能系統(tǒng)的平均報價為 1.12 元/Wh，同比下降 28.24%，環(huán)比下降 0.88%，最低報價 低至 1.00 元/Wh，而 4 小時儲能系統(tǒng)最低報價低至 0.87 元/Wh。儲能系統(tǒng)價格的快速下降，將有力 提升大儲項目業(yè)主方的投資積極性，推動項目的建設(shè)進程。
美國市場商業(yè)模式清晰，政策補貼進一步改善盈利
美國電力市場機制完善，電化學(xué)儲能發(fā)展較早
美國電力市場機制完善，儲能參與輔助服務(wù)市場發(fā)展較早。自 2007 年起，為促進儲能參與電力市場， 美國多次完善電力市場交易機制。從 FERC890 法令到 FERC841 法令，美國已明確儲能可與其他表 前市場主體共同參與電力批發(fā)市場競爭，允許儲能公平參與各類輔助服務(wù)市場投標競爭，給儲能帶 來了更廣闊的市場空間。目前美國已經(jīng)形成了現(xiàn)貨電力市場套利、輔助服務(wù)市場和容量電價等儲能 電站的主要收益模式。
政策扶持下，美國儲能裝機保持高增速發(fā)展。美國電化學(xué)儲能裝機早在 2015 年就實現(xiàn)單年新增 200MW 以上的裝機規(guī)模，且在 2020 年-2021 年始終保持在 100%以上的同比增速，2022 年新增電池 儲能裝機 4.80GW/12.18GWh，增速較前年有所放緩，系部分工程進度拖延導(dǎo)致。分季度來看，2022 年四季度及 2023 年一季度環(huán)比增速有所放緩，主要系部分電網(wǎng)儲能項目延遲上線所致。另外，美國 儲能新增裝機主要來源為電網(wǎng)級儲能，以光伏+儲能項目為主。
從裝機區(qū)域看，加州與德州為儲能主要裝機區(qū)域。截至 2022 年年底，加利福尼亞州儲能累計裝機容 量達到 4.94GW，處于美國電池儲能的領(lǐng)頭羊地位。在建項目方面，2022 年年底美國儲能在建項目 總量為 16.71GW/45.64GWh，其中加利福尼亞州以 5.85GW 的在開發(fā)項目處于領(lǐng)跑地位，緊隨其后 的德克薩斯州擁有 3.80MW 在建項目，兩洲合計占比達到 57.75%，是美國儲能市場最主要的區(qū)域。
能源結(jié)構(gòu)變化及電網(wǎng)設(shè)施老舊升級困難，催生儲能裝機需求
美國大儲以光伏配儲為主，可再生能源的大量裝機需求為儲能奠定發(fā)展根基。美國拜登政府計劃于 2035 年實現(xiàn) 100%擺脫化石燃料依賴的能源目標，同時進一步明確 2030 年清潔能源使用占比將升至 80%。而美國能源署公用事業(yè)發(fā)電數(shù)據(jù)顯示，2022年美國公共事業(yè)可再生能源發(fā)電量為 9,130億 kWh， 僅占總發(fā)電量的 21.50%，因此美國可再生能源發(fā)電仍有較大的增長空間。為解決新能源發(fā)電的消納 問題和帶來的電網(wǎng)安全隱患，風(fēng)電或者光伏配備儲能安模式日益成熟，為儲能市場的發(fā)展壯大奠定 根基，截至 2022 年底接近 70%的在建儲能項目是與風(fēng)電或者光伏搭配安裝。
美國電網(wǎng)老化嚴重切改造成本高，各州協(xié)調(diào)難度高導(dǎo)致投資意愿較低。美國大部分電網(wǎng)建于 1960 年代和 70 年代，目前超過 70%的電網(wǎng)使用年限已超過 25 年、進入壽命后半段，部分設(shè)施有超過百 年歷史，老化嚴重可靠性較差，電線/變壓器等電網(wǎng)設(shè)備亟需升級更新，以承受并適應(yīng)極端天氣與更 高的風(fēng)光發(fā)電量。并且新能源發(fā)電如風(fēng)力發(fā)電多建設(shè)在風(fēng)力較強、人跡罕至的地帶以保證發(fā)電量， 需要電網(wǎng)增容的同時拉長輸送距離，電網(wǎng)投資成本較高。但是在目前美國的電力系統(tǒng)制度下，電網(wǎng) 公司相對較為獨立、私營企業(yè)各自為政，電網(wǎng)維護、升級和區(qū)域間連接的責(zé)任由州和地方監(jiān)管機構(gòu)、 公用事業(yè)公司以及電網(wǎng)運營商共同承擔(dān)，因此各州之間電網(wǎng)規(guī)劃溝通效率低下，協(xié)調(diào)難度較高，過 去十年基本沒有新建任何一個大型地區(qū)間電網(wǎng)互聯(lián)項目。
ITC 政策激勵延長，補貼進一步激活儲能放量
補貼時間延長疊加光伏解綁，有望刺激儲能快速放量。美國聯(lián)邦政府自 2006 年起開始實施投資稅收 抵免政策(ITC)，2022 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 ITC 政 策支持，核心變動有二：1)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：除光伏配儲在補貼 范圍內(nèi)之外，IRA 首次將獨立儲能納入補貼范圍。此前 ITC 法案中對儲能有諸多參與限制，首先需 要與光伏配對，其次大部分的充電量需來源于光伏發(fā)電，導(dǎo)致儲能的收益和商業(yè)模式受到較大限制， ITC 對獨立儲能的政策刺激將有效激活市場，促進多元商業(yè)模式開展。
儲能稅收減免提升至以 30%為基礎(chǔ)，經(jīng)濟性進一步提升。 此前的 ITC 政策稅收抵免的基礎(chǔ)額度為 26%，現(xiàn)在在滿足工資和學(xué)徒要求后，基礎(chǔ)抵免可以達到 30%，另外，如果同時能夠滿足其他條件， 例如本土制作、位于能源社區(qū)等可進一步提升抵免的額度，儲能電站的經(jīng)濟性得到進一步提升。
美國儲能電站經(jīng)濟性可觀。2019 年在 ITC 稅收減免 30%的大背景下，加州(CAISO)地區(qū)一個 100MW/100MWh 的獨立電站的 IRR 水平可以達到 35%，而德州(ERCOT)地區(qū)一個 100MW 光伏 +50MW/200MWh 的光儲電站的 IRR 水平有 7.7%，均保持較為可觀水平。隨著 ITC 減免比例的提升 以及儲能電站成本的下降，我們預(yù)計美國儲能電站的經(jīng)濟性水平有望維持較高水平。
美國大型儲能有望迎來大跨步發(fā)展。美國 2023 年電網(wǎng)級儲能新增 裝機規(guī)模有望實現(xiàn)翻倍增長，2023-2027 年美國新增儲能裝機規(guī)模將達 74.3GW/232.0GWh，其中大 儲為裝機的主要增量市場裝機，約占總?cè)萘康?81%。
產(chǎn)業(yè)鏈：參與者眾多百花齊放，競爭加劇行業(yè)將迎出清
大型儲能產(chǎn)業(yè)鏈整體圍繞電池開展。主要包括上游原材料及零部件的供應(yīng)商，中游的電池組、儲能 變流器(PCS)、電池管理系統(tǒng)(BMS)、能量管理系統(tǒng)(EMS)四大部分以及其他設(shè)備和系統(tǒng)集成，下 游主要應(yīng)用在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)三大領(lǐng)域。
儲能電池與 PCS 是儲能系統(tǒng)的核心環(huán)節(jié)，成本占比較高。一個儲能系統(tǒng)運作的核心是充放電，因此 電池是其中的核心，也是成本占比最高的部分，以湖南省城步儒林 100MW/200MWh 儲能電站為例， 其電池成本占比超過 60%。其次是作為儲能電站和電網(wǎng)樞紐的 PCS，占比約 8.5%。
儲能電池：競爭格局“一超多強”，行業(yè)持續(xù)向頭部集中
儲能電芯市場隨儲能市場高速增長。2022 年全球儲能電芯出貨量達到 122GWh，同比+177.27%，近兩年來一直維持 100%以上的增速。 儲能電池行業(yè)頭部企業(yè)份額相對集中，競爭格局呈現(xiàn)“一超多強”。儲能鋰電池的市場參與者大致 可以分為以下幾類：第一類是動力電池的制造商，例如寧德時代，鵬輝能源等，動力電池和儲能電 池本質(zhì)都是大容量，長循環(huán)的鋰離子電池，二者在制備過程中具有共通性;第二類是光伏風(fēng)電企業(yè) 延伸布局儲能鋰電池，通過自建或與電池企業(yè)合資的方式布局產(chǎn)能，例如林洋能源;第 三類是從儲能電池起家的企業(yè)，例如廈門海辰。從 2022 年的市占率來看，寧德時代出貨 53GWh， 全球市占率達到 43.37%，其次是比亞迪出貨 14GWh，市占率達到 11.46%，其他廠商市占率均不超 過 10%，呈現(xiàn)出“一超多強”的競爭局面。
儲能電芯更加追求高長循環(huán)壽命和低成本，龍頭企業(yè)優(yōu)勢持續(xù)鞏固。與動力電池更加追求高安全性 和高能量密度不同，儲能電池更加注重長循環(huán)壽命和成本，通常動力電池的循環(huán)壽命在 1000-2000 次，而儲能電池的循環(huán)壽命行標要求能夠大于 5000 次，正在向 7000-12000 次邁進。另外，大電芯 的成本更低、BMS 管理精度更高、裝配簡化程度更高，因此大型化逐步成為儲能電芯的重要發(fā)展趨 勢，眾多電芯廠紛紛布局并量產(chǎn) 280Ah 電芯，持續(xù)推進電芯容量提升。長期來看，龍頭企業(yè)憑借規(guī) 模、產(chǎn)品性能以及先發(fā)布局的產(chǎn)品和渠道優(yōu)勢，有望保持份額穩(wěn)固。
鈉離子電池未來或憑成本優(yōu)勢獲得應(yīng)用。鈉離子電池由于采用價格更為低廉的鈉元素作為材料來源， 在成本方面具備較強的優(yōu)勢。根據(jù)中科海鈉測算，鈉離子電池較鋰離子電池成本通常低 30%-40%。 寧德時代在 2021 年率先發(fā)布了第一代鈉離子電池，電芯單體能量密度達到 160Wh/kg，電芯單體能 量密度高達 160Wh/kg;常溫下充電 15 分鐘，電量可達 80%以上;在-20°C 低溫環(huán)境中，也擁有 90% 以上的放電保持率;系統(tǒng)集成效率可達 80%以上。下一代鈉離子電池能量密度研發(fā)目標是 200Wh/kg 以上。
PCS：生產(chǎn)廠商與光伏逆變器高度重合，品牌+渠道為核心競爭力
儲能變流器(PCS)，又稱雙向儲能逆變器，是儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)中間實現(xiàn)電能雙向流動的核心部件， 用作控制電池的充電和放電過程，進行交直流的變換，是電池儲能系統(tǒng)的關(guān)鍵核心環(huán)節(jié)。儲能變流 器由功率、控制、保護、監(jiān)控等軟硬件組成，其主要功能包括平抑功率、信息交互、保護等，PCS 決定了輸出電能質(zhì)量和動態(tài)特性，也很大程度影響電池的使用壽命。
當(dāng)前儲能 PCS 生產(chǎn)廠商眾多，與光伏逆變器廠商高度重合。儲能變流器與光伏逆變器的最主要 作用都是實現(xiàn)交直流的轉(zhuǎn)換，所以兩種產(chǎn)品的主要零部件類似，且在應(yīng)用端也開始呈現(xiàn)高度的協(xié) 同效應(yīng)。在光伏 PCS 已經(jīng)取得非常大的市場規(guī)模的前提下，未來儲能 PCS 的競爭格局與光伏逆 變器趨同，延續(xù)光伏 PCS 格局。當(dāng)前儲能 PCS 行業(yè)賽道參與者眾多，來自光伏逆變器、不間斷 電源(UPS)、充電樁(EV charger)、電網(wǎng)側(cè)-輸配電設(shè)備(PTD、MVD、APF、SVG)等多領(lǐng) 域廠商。據(jù) CNESA 數(shù)據(jù)，2022 年度全球市場中儲能 PCS 出貨量排名前十位的中國儲能 PCS 提 供商，依次為陽光電源、科華數(shù)能、上能電氣、古瑞瓦特、盛弘股份、南瑞繼保、固德威、索英 電氣、匯川技術(shù)和首航新能源。
系統(tǒng)集成&EPC：競爭格局較為分散競爭激烈，行業(yè)面臨出清
儲能系統(tǒng)集成廠商眾多。目前國內(nèi)的儲能集成商主要可分為三類：1)產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)電芯、PCS 等企業(yè) 縱向延伸，如寧德時代、比亞迪、陽光電源等，利用其品牌、成本與渠道優(yōu)勢迅速打開市場，業(yè)務(wù) 發(fā)展壯大;2)關(guān)聯(lián)賽道企業(yè)利用技術(shù)與渠道優(yōu)勢橫向切入儲能賽道，如阿特斯、天合光能等;3) 具備地方資源的其他企業(yè)，如南網(wǎng)科技、海博思創(chuàng)、華自科技等，這類企業(yè)技術(shù)經(jīng)驗豐富，手握地 方資源，訂單相對有保障。 2022 年度，國內(nèi)市場中，儲能系統(tǒng)出貨量排名前十位的儲能系統(tǒng)集成 商依次為：海博思創(chuàng)、中車株洲所、陽光電源、天合儲能、遠景能源、平高、華能清能院、融和元 儲、新源智儲和中天儲能。
溫控系統(tǒng)：液冷滲透率有望提升，競爭格局初成型
鋰電池對運行溫度要求嚴苛，最佳工作溫度助于鋰電池提效增壽。鋰離子電池工作性能對溫度具有 較高的依賴性，綜合考慮鋰電池的高效性和安全性，目前普遍認為鋰電池可承受的溫度區(qū)間分別為 -40~60℃，最佳溫度區(qū)間為 10～35 ℃，過低的溫度會導(dǎo)致電解液凝固，阻抗增加，過高的溫度則會 導(dǎo)致電池的容量、壽命以及安全性將大大降低。而當(dāng)溫度持續(xù)升高，電池內(nèi)部熱量無法及時消散而 導(dǎo)致溫度超過安全上限時，電池容量下降且可能出現(xiàn)鼓包變形，甚至進入熱失控狀態(tài)，產(chǎn)生安全風(fēng)險。
儲能溫控技術(shù)多樣，目前風(fēng)冷和液冷技術(shù)較為成熟。當(dāng)前儲能溫控技術(shù)包括風(fēng)冷、液冷、熱管、相 變冷卻。除了分隔室內(nèi)外空間，保證室內(nèi)溫度區(qū)間此一基本功能外，目前儲能溫控設(shè)備的核心功能 為通過主/被動熱管理技術(shù)解決電池組工作發(fā)熱的問題。當(dāng)前儲能系統(tǒng)熱管理技術(shù)主要包括四種：1) 空冷技術(shù)：以空氣為介質(zhì)的熱管理技術(shù);2)液冷技術(shù)：以液體為介質(zhì)的熱管理技術(shù);3)熱管冷卻 技術(shù)：基于熱管介質(zhì)蒸發(fā)/冷凝循環(huán)的冷卻技術(shù);4)相變冷卻技術(shù)：基于相變材料相變過程產(chǎn)熱/吸 熱的溫控技術(shù)。其中，熱管冷卻及相變材料技術(shù)目前仍處于實驗室試驗階段，并且技術(shù)實現(xiàn)難度比 空冷和液冷更為復(fù)雜，成本仍較高，目前尚未用于電池儲能系統(tǒng)，當(dāng)前主流儲能溫控形式仍以風(fēng)冷 和液冷技術(shù)為主。
液冷可實現(xiàn)精準控溫，實現(xiàn)全生命周期成本下降。相比于目前應(yīng)用最為廣泛的風(fēng)冷系統(tǒng)，液冷系統(tǒng) 在電芯壽命、運行能耗以及固定開支端具備顯著優(yōu)勢，可以有效降低儲能系統(tǒng)的全生命周期成本。 從目前各大廠商的提出的方案來看，現(xiàn)有廠家的液冷方案較風(fēng)冷方案可以實現(xiàn)電池壽命提升 20%以 上，能耗減少 20%以上，保持電池溫差處于 3℃以內(nèi)，以陽關(guān)電源發(fā)布的液冷溫控為例，采用液冷 方案課有效延長電池壽命 2 年以上，100MWh 儲能電站生命周期內(nèi)可多放 5300 萬度電，有效降低全 生命周期的成本。
溫控廠商紛紛切入儲能溫控賽道，市場格局初成型。由于溫控的底層技術(shù)的同根同源性，其他行業(yè) 的溫控廠商紛紛抓住了儲能溫控的契機，相繼切入儲能溫控賽道，搶占初期儲能溫控市場，儲能溫 控市場格局初顯。目前儲能溫控企業(yè)普遍從其他賽道切入，主要以精密溫控企業(yè)、新能源車溫控企 業(yè)、工業(yè)溫控企業(yè)為主。
短期看先發(fā)優(yōu)勢，中長期看定制能力及成本控制能力。我們認為，下游客戶選擇產(chǎn)品的核心關(guān)注要 素預(yù)計可分為三個階段，短期來看，行業(yè)快速擴張，產(chǎn)品交付能力是關(guān)鍵;長期來看，供需趨于穩(wěn) 定，非標定制水平執(zhí)牛耳： 第一階段：看重產(chǎn)品的先發(fā)優(yōu)勢。在產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展的藍海階段，完成客戶認證，突破市場壁壘并實 現(xiàn)產(chǎn)品批量供應(yīng)能力是制造商實現(xiàn)儲能溫控領(lǐng)域“從 0 到 1”的關(guān)鍵，是否有合格的產(chǎn)品量產(chǎn)能力 是短期規(guī)模提振主要因素，在此階段，可保證交付能力的廠家將更受青睞。第二階段：看重產(chǎn)品的綜合效益。具有規(guī)模優(yōu)勢以及成本優(yōu)勢的企業(yè)會進一步擴大自身的優(yōu)勢，優(yōu) 質(zhì)客戶的背書效應(yīng)顯現(xiàn)，背靠優(yōu)質(zhì)客群打通“從 1 到 10”的發(fā)展路徑;產(chǎn)品放量中儲能溫控端的技 術(shù)不斷積累，產(chǎn)品可靠度提升;規(guī)模優(yōu)勢下，成本端具備相應(yīng)競爭優(yōu)勢。具備規(guī)模效應(yīng)的公司進一 步持續(xù)搶占市場，形成穩(wěn)定格局。 第三階段：看重產(chǎn)品的定制能力。待市場供需趨于平穩(wěn)，儲能容量大型化發(fā)展，對液冷系統(tǒng)的流道 數(shù)量、流量、流速等定制化設(shè)計要求高，下游客戶會傾向于選擇定制化能力強，具備聯(lián)合設(shè)計能力 的廠商。
原標題：大型儲能行業(yè)深度報告：政策推動+盈利模式完善，迎接大儲放量元年
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