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大型储能开启新局面

1、体量的增长

过去，由于新能源渗透率处在较低水平，电力系统充分利用水电的调节能力，开展部分火电机组灵活性改造就可以满足稳定运行要求，所以发电端对大型储能的需求并不迫切。

同时，大型储能对电力系统而言是新增环节，加上规模庞大，投资成本高，但收益十分有限，反而成为了成本负担。很长一段时间，新能源配置大型储能缺乏经济方面的驱动力，甚至还存在储能并网项目闲置的现象。

如今，在新能源消纳压力倍增的背景下，从2021年开始各地相继明确了新能源配置储能的要求。截至目前，国内已有20多个省级行政区明确了新增新能源发电项目配置储能比例以及时长，发展大型储能成为业内共识。

2021年7月，国家能源局及发改委联合发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，再次从国家层面确定储能在新能源领域的重要地位。

2、商业盈利模式的改善

宏观视野之外，我们接下来从商业经营的角度看待大型储能的变化趋势。

大型储能作为新能源发电企业刚需，其建设成本和盈利能力一直是后者的关注焦点。然而，过去已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式，高昂的建设成本和微薄的收益完全不匹配。

直到最近几年，通过多种途径的示范探索和储能产业鼓励政策不断出台，国内大型储能项目的盈利能力逐步得到改善。

从储能收入端分析，储能项目主要在低电价时充电、高电价放电赚取电价差来获得相应收益。2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40％的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1。

尤其是近几个月以来，上海、湖北、河南、江西、山东等多个省市区开启了新一轮峰谷分时电价机制调整，尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高。随着峰谷价差变大，储能的盈利困境有望得到一定程度的缓解。

图5：2022年10月国内部分省最大峰谷电价差（元／度），资料来源：北极星储能网，方正证券

其次，电力辅助服务市场机制不断完善，大型储能的收益来源更加丰富，比如提供辅助服务收益、容量租赁、容量补偿等。这意味着过去大型储能收益来源单一的问题迎来改善空间，未来可以通过多做“副业”挣钱。

举例来说，我国正积极探索“共享储能”模式，来增加储能电站的收益来源。自2021年以来，宁夏、青海、山东等多个省份先后在政策中明确提出建设发展共享储能，并制定详细的租赁价格指导。比如河南印发的《河南省“十四五”新型储能实施方案》中，规定储能租赁指导价为200元／kWh／年。

所谓共享储能，是将独立分散的电源侧、电网侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，为多个新能源电站提供服务，从而提高储能资源利用率和收益能力。

对新能源企业而言，其可以在服务期限内享有储能充放电权力来满足自身消纳需求，无需单独建设储能电站，从而大幅减低初始资金投入。对共享储能投资商而言，储能项目建成之后，容量租赁费用成为稳定的收入来源。同时，共享储能还能参与电力辅助服务来获取调峰、调频等辅助服务费。

当然，面对客观现实，就是中国储能市场发展较晚，不可否认仍然处于商业化初期，配置储能的经济性没有得到充分发挥，未来商业盈利模式还需进一步完善。

再从储能成本端分析，根据BNEF数据，从2010年到2020十年间，锂电池组平均价格从1100美元／kWh降至137美元／kWh，降幅达89％。接下来锂电池储能系统要发挥其更大效能，核心驱动力还是依赖成本进一步下探。

2022年1月29日，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施发案》，提出到2025年电化学储能系统成本降低30％以上的发展目标，进一步满足构建新型电力系统需求。

图6：电化学储能系统成本持续下降，资料来源：BNEF，华泰证券

实际上，储能成本的下降对推动新能源的发展至关重要。只有储能成本持续下降，才能实现新能源综合用电成本持续降低，从而替代传统火电，顺利实现能源转型。

早在2011年，宁德时代就布局储能领域，但是一直停滞了很多年。直到最近两年，宁德时代的储能业务才真正驶上快车道，并成为公司的第二大业务。背后一大原因就是此前锂电池成本太高，严重制约了锂电池储能装机量的增长。

不过目前由于锂、镍等电池原材料价格处在高位，导致锂电池储能系统价值无法充分释放，很大程度上限制其装机规模的快速扩大。未来随着核心原材料价格的下行，锂电池价格回归合理价格区间，将进一步推动锂电池储能项目建设进程。

总而言之，只有大型储能项目获得了合理收益能力，才能促进储能装机的放量，进而反哺新能源的规模化增长。

3、未来市场空间测算

先看大型抽水储（蓄）能，根据国家能源局规划，到2025年和2030年，我国抽水储能装机规模将分别达到6200万千瓦和1．2亿千瓦。如果按照6000元／kw造价计算，到2030年，抽水储能行业投资总规模将达到1．6万亿元，年均投资额超1600亿元。

图7：抽水储能装机规模预测（万千瓦），资料来源：Wind，长江证券

再看锂电池储能，根据高工锂电数据，预计2025年全球锂电池储能出货量达到460GWh，对应2021－2025年CAGR达到60％。其中，中国、美国和欧洲是锂电池储能主要市场。

图8：2025年储能锂电池出货量预测，资料来源：高工储能，安信证券

4、哪些环节将更收益？

展望未来，新能源装机仍会保持快速提升的趋势，与之配套的大型储能迎来确定性增长，其中产业链核心环节将率先受益行业成长红利。

抽水储能产业链上游主要为设备制造商，包括水泵水轮机、发电机和主变压器等核心设备制造企业。其中水轮机主要供应商为东方电气、哈尔滨电气、浙富控股等；水泵主要供应商为凌霄泵业、大元泵业等；变压器主要供应商为保变电气、新华都等。

抽水蓄能产业链中游主要为电站设计建设及电站运营公司，电站设计、建设主要企业是中国电建和中国能建，电站运营主要包括国家电网和南方电网。

图9：抽水储能产业链一览，资料来源：水电水利规划设计总院，中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会，中信证券

对于锂电池储能产业链，核心环节储能系统由储能电池、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）和能源管理系统（EMS）等构成。其中，储能电池是储能系统最主要的也是成本最高的部分，占储能系统价值量达60％，剩下PCS、EMS和BMS成本占比依次递减，分别约为20％、10％和5％。

鉴于储能电池和动力电池的技术原理一致，而且产能可相互切换，以宁德时代、亿纬锂能、国轩高科、中创新航为代表的动力电池企业已经带头冲进储能赛道。截止目前，宁德时代储能产品已覆盖发电侧、电网侧和用户侧，涵盖太阳能及风能发电储能配套、工业企业储能、商业楼宇等领域；亿纬锂能规划到2025年实现储能产能达到100GWh。

值得注意的是，动力电池产能大规模扩张，接下来存在产能过剩的可能性，行业竞争变得白热化。虽然储能电池相比动力电池对能量密度要求低，但是其对使用寿命、充放电次数、电池安全性、经济性要求更高，未来拥有核心技术和成本控制能力的电池企业有望率先胜出。

再看储能逆变器（PCS）供应商。因为储能逆变器和光伏逆变器技术原理和一致，制造产线同样可以灵活切换，储能逆变器竞争格局与光伏逆变器行业有一定重叠。阳光电源、上能电气、锦浪科技等光伏逆变器厂家已经成为储能行业的重要玩家。

图10：锂电池储能产业链一览，资料来源：兴业证券

       原文标题 : 新能源龙脉是储能，储能龙脉是“大储”