1.1、 碳中和下的新興賽道，萬億市場冉冉升起
根據國際能源署數據，在過去的三十年間，全球 55%的累計排碳來自電力行業，電力行 業 80%排碳來自燃煤發電，而隨著全球電動化的推進，未來電力占二次能源比重將不斷增加。因此減少燃煤發電比重的同時大力發展清潔能源成為實現碳中和的重要途徑。根據清華大 學能源環境經濟研究所預計，若我國 2060 年實現碳中和，屆時風、光占一次能源比例將接 近 50%，占發電量比重則將接近 60%。
構建新能源為主體的新型電力系統成為全球共識，儲能將作為核心環節參與其中。在 新型電力系統中，從供給側看，新能源逐漸成為裝機和電量主體；從需求側看，終端能源 消費高度電氣化、電力“產消者”大量涌現。從系統整體來看，電力系統運行機理將發生 深刻變化：由于新能源發電具有波動性和隨機性，無法通過調節自身出力適應用戶側需求 變化，傳統的“源隨荷動”模式將不再適用于新型電力系統，必須通過儲能等措施，依靠 源網荷儲協調互動，實現電力供需動態平衡。具體來看，儲能在新型電力系統中的核心作用體現在三方面：提供電力系統穩定性、 峰值容量充足性、爬坡靈活性。目前，火電是這幾方面服務的主要提供方。在碳中和情景 下，火電機組占比降到 5%以下，占據電力系統主要裝機量的光伏、風電無法根據電力系統 需求調節輸出，因此需要更加多樣化的靈活電源，儲能則為靈活電源的最佳選擇。
電力系統穩定性，是指電力系統供給或需求端的波動導致系統頻率出現偏差時，需要 足夠的調節能力使其保持穩定。因為電力系統需求端來自終端電力用戶，難以調節，所以 只能通過供給端，即發電廠進行調節。可再生能源發電受天氣影響，無法向上調節增加輸 出，因此需要配備儲能協助進行調頻。IEA 預計 2060 年儲能將提供 40%的穩定性裝機。峰值容量充足性，即確保電力系統有足夠的容量來滿足一年中的最高需求。可再生能 源比重的增加以及電力占二次能源比重的增加，導致充足性難以保障，靈活性電源尤其是 儲能將成為保障充足性的重要來源，根據 IEA 預測，2060 年儲能將占中國峰值容量儲備的 40%。爬坡靈活性，在碳中和情景下，主要指當光伏在下午到夜間時段出力降低時，需要充 足且靈活的爬坡資源彌補其功率。儲能可以在光伏出力高峰期充電，低谷期放電并協助電 力系統爬坡，與光伏發電形成充分互補。IEA 預計 2060 年提供爬坡靈活性的容量將為 2020 年的 15 倍。
國內方面，為貫徹雙碳戰略，近年來加碼儲能發展。2021 年 10 月 24 日，國務院發布 《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，其作為“1+N”體系 中的“1”，為我國碳中和事業起到統領性作用。“十四五”階段，儲能在我國能源體系建 設中的關鍵地位越發凸顯。
綜合來看，在碳中和目標指引下，全球儲能發展勢在必行，萬億市場正冉冉升起。全 球政策向儲能傾斜，儲能長期發展確定性極強。目前，儲能仍處于發展初期，應把握其β 投資機會。儲能將成為未來 3-5 年新能源產業鏈中增速最高的細分行業，優選龍頭及儲能 業務占比高的企業，在享受β的同時把握α機會，將成為投資重點。
1.2、海外：歐美儲能發展較早，已形成地區特色
現階段，歐洲戶儲行情已然演繹，美國儲能發展亦如火如荼，我們對歐美主要國家與 地區儲能發展情況進行復盤，并以此為依據探求儲能需求爆發的必要條件，進而為中國儲 能發展方向尋求借鑒，把握中國儲能爆發時點及投資機會。
德國：家用儲能在全球處于領先地位
2021 德國電化學儲能裝機量為 1.36GWh，其中家用儲能裝機達 1.27GWh，占比達 93%， 家儲裝機量全球領先。我們認為德國戶用儲能發達的原因主要有以下幾點：1）德國家庭電 價高企，催生戶用光伏需求，進而刺激戶用儲能市場；2）德國具有完善的電力市場現貨交 易系統，峰谷價差大，使得儲能有較好經濟性；3）德國針對戶用儲能實行領先行業的補貼 政策。
1）德國居民電價全球最高，催生居民自發電力需求。德國平均居民電價約 0.3 歐元 /kWh，處于全球最高水平。在德國高居民電價下，居民自裝光伏系統實現電力的自給自足 成為了比使用電網電力的更佳選擇。但光伏出力巔峰位于白天，居民工作日用電集中在夜 間，發電與用電時間的錯配使得儲能的應用成為必然。2）德國具有非常完善的電力市場現貨交易系統，電價合理反應電力市場供需情況，日 內峰谷價差可達 0.7 歐元/kWh，為戶用儲能提供明確的收益來源和良好的商業模式。綜合 來看，光伏+儲能的搭配度電成本小于居民電價，可以為居民提供經濟效益，促進德國居民 對光儲系統需求。
3）德國針對戶用儲能實行行業領先的補貼政策。在 2013 年就開始針對光伏儲能進行 補貼，德國復興銀行聯合德國聯邦環境、自然保護和核反應堆安全部發布新政，為戶用儲 能設備提供投資額 30%的補貼。該政策 2016 年失效后，德國開始執行新的光儲補貼政策，新政策初始支持投資額的 19%，后幾經削減，最終到 2018 年起降至 10%，而此時儲能成本 已降至較低水平，居民安裝儲能意愿受補貼影響較小，故補貼退坡并未造成德國戶用儲能 市場停滯發展。俄烏沖突下德國家儲需求激增，為我國長期能源戰略做出啟示。俄烏戰爭爆發后，歐 洲進口天然氣價格飆升，進而導致電價上漲，居民用電成本上移。在此背景下，通過安裝 家用光儲系統，實現電力自發自用，成為重要用電替代方案。根據 BVES，2022Q1 德國家儲 裝機約為 0.63GWh/yoy+150%。與德國類似，中國天然氣資源相對匱乏，若以天然氣作為主 要靈活電源，或將遭遇資源掣肘，提前部署以儲能為核心的新型電力系統，或助我國有效 避免能源危機。
美國：發電側、用電側儲能主要來自加州，PJM 主導輔助服務儲能
美國是全球最大儲能市場，2021 年投運新型儲能項目為 3.5GW/yoy+133%，全球占比 34%。2022 年一季度維持高增速，新增儲能 0.96GW/yoy+240%。
美國加州（CAISO）：完善的電力市場為儲能提供收益機制，補貼強化儲能經濟性
加州的能量時移、工商業、家用儲能裝機在美國均處于絕對領先地位。其原因可以概 括為電力系統成熟、經濟性佳。電力系統成熟體現在：1）允許儲能通過 NGR 參與市場；2） 電力現貨系統成熟，電價與電力系統凈負荷呈現強相關性。經濟性則體現在：新能源發電 比例高-光伏出力低谷期電價高-光伏配備儲能可充分參與高電價時段，同時，天然氣漲價 帶動電價整體上移，疊加加州對光伏、儲能的退稅/補貼政策，光儲一體化經濟性凸顯。2012 年，CAISO 通過 NGR 允許儲能參與雙邊容量市場、電能量市場和輔助服務市場。NGR 定義為“具有連續運行區間，既可發電又可耗電的資源”。在電能量市場上，電儲能 NGR 可以提交電能量報價曲線，包括充電報價和放電報價，儲能可以作為發電、負荷或者兩 者同時參與市場。NGR 的推出為加州儲能參與市場奠定基礎。
加州電力市場成熟，日內電價走勢與電力系統凈負荷（除去風光發電的負荷）高度相 關。根據 CAISO，2021 年，加州非水可再生能源發電占比達 31%，因此凈負荷在午間到達谷 值，在下午八點左右達到峰值，電價走勢則與其類似。對于光伏運營商，因光伏夜間出力為 0，其無法通過夜間發電享受高電價，若要參與高 電價市場，則需配備儲能系統。2021 年起，加州儲能開始廣泛通過能量時移參與夜間市場， 進行價差套利。此外，根據 CAISO 模擬結果，18：00-21：00 為系統容量充裕度不足高頻階段，在此情 景下，稀缺電價機制將被觸發，電價最高可達 1 美元/kWh，儲能響應速度高于其他機組， 可充分參與此市場，獲得高額收益。綜合來看，儲能可與光伏完美互補，參與光伏低出力階段的高電價市場，為電力系統 帶來穩定電力供應的同時，獲得高電價收益。
PJM：成熟輔助服務市場與儲能互補，前者為儲能提供良好經濟性，而儲能高效參與輔 助服務市場
PJM 輔助服務儲能的高裝機量源于其成熟的輔助服務市場，PJM 包含的輔助服務產品眾 多，包括調頻、旋轉備用、非旋轉備用等。PJM 將調頻信號區分為傳統調頻信號 Reg A 和動 態調頻信號 Reg D，同時給予容量費用和性能費用。根據 PJM 數據，目前在 PJM 市場中，儲 能以不到 4%的容量提供了 10.4%的日前旋轉備用和 23.7%的調頻，體現出儲能參與輔助服務 市場的高效性。
我們可以將儲能需求簡單表示為新能源裝機量（增量/存量）*滲透率，因此，儲能需 求突破需要新能源裝機量提升或滲透率提升，滲透率提升主要源自儲能經濟效益。綜合歐 美各地區成功經驗，我們認為儲能實現經濟性需要兩個必備條件：1）高比例風光發電量；2）成熟的電力市場（包括現貨交易市場、輔助服務市場、容量市場、稀缺電價機制等）。在這兩個條件不完備的情況下，可通過補貼/退稅等優惠政策，彌補經濟性的不足，以促進 儲能早期發展。
1.2、 國內：儲能經歷四大階段，2021 年迎發展拐點
對我國儲能發展的歷史進行復盤，并結合碳中和進程對其未來進程進行預測。我們認 為，我國儲能發展可大致分為四個階段。第一階段為 2016 年以前，新能源發電滲透率較低，儲能主要用于電力系統負荷“削峰 填谷”，裝機以抽水蓄能為主。第二階段為 2016-2020 年，電化學儲能開始走上歷史舞臺以解決新能源發電滲透率提 升帶來的棄風棄光問題。第三階段預計為 2021-2030 年，隨著政策鋪墊及電力系統逐漸市場化，電化學儲能將 迎來發電側、電網側、用電側的全面爆發，預計 2025 年國內電力系統儲能需求將達 76GWh， 較 2021 年 CAGR 達 111%。第四階段為 2031-2060 年，風光電等不穩定電源將成為我國電力系統供電主力，儲能 將成為電力系統的核心以保證電力系統安全、穩定運行。
第一階段：以抽水蓄能為主
2016 年前，我國新能源裝機量占比不足 10%，發電量占比不足 4%，滲透率較低，對電 力系統影響較小，儲能需求主要來自電力系統“削峰填谷”。我國電力系統負荷特點為白 天為負荷峰值，夜間為負荷谷值，發電側接受電網統一調度迎合負荷變化。火電是發電側 的絕對主力，火電雖可以通過啟停、減少燃料投放等方式控制出力，但一方面啟停成本較 高且需要時間進行功率爬坡，另一方面火電在滿負荷運行時的單位收益最優、單位污染最 低。因此，通過對負荷側進行削峰填谷是比通過發電側火電廠調節出力更好的選擇。儲能可以在夜間負荷低谷時充電，白天負荷高峰時放電，來實現負荷端的削峰填谷。彼時電化學儲能成本較高，抽水蓄能是最經濟的選擇，因此抽水蓄能占據彼時儲能市場 99% 以上的份額。
第二階段：電化學儲能開始走上歷史舞臺
2016 年起，隨著新能源發電滲透率提升，我國儲能產業邁入第二階段。2015 年我國平 均棄風、棄光率分別為 15%、14%，隨新能源發電滲透率的不斷提升，若不對其加以控制， 棄風棄光現象將更為嚴重。儲能可以將棄風棄光電量進行存儲，在電力系統需要時釋放， 從而解決棄風棄光問題。抽水蓄能電站受地理位置影響，難以與風電、光伏電站共同建設， 而電化學儲能安裝靈活，成為新能源消納的最佳技術路徑，因此 2016 年起電化學儲能開始 走上歷史舞臺，但是此階段電化學儲能經濟效益仍然較差，所以整體裝機規模仍然較小， 2020 年累計裝機量僅 3.3GW，為風光電累計裝機量的 0.6%。
第三階段：電化學儲能累計裝機量超過抽水蓄能
第三階段預計為 2021-2030 年，在此階段，電化學儲能將迎來發電側、電網側、用電 側的全面爆發。發電側：儲能將繼續承擔促進新能源消納的任務，各地方政府也各自出臺 新能源配儲政策支持發電側儲能發展。電網側：因新能源發電機組出力不穩定，且無法自 主提供調峰調頻，故需要其他發電機組提供調峰調頻服務，儲能憑借其靈活、精準調節的 特性，將取代火電機組成為主要調峰調頻資源。用電側：除分布式新能源消納外，儲能可 以為用戶實現電價的峰谷價差套利，同時幫助電力系統實現負荷“削峰填谷”。根據我們測算，此階段電網側、用戶側儲能將初步具備經濟性，2025 年中國裝機量需 求預計為 76GWh，較 2021 年復合增長率高達 111%。
第四階段：儲能成為新型電力系統核心環節
第四階段為 2031-2060 年。預計從 2030 年開始，風光電將成為電力系統供電主力，在 2060 年碳中和背景下，風光電發電量將占據總發電量 70%以上，其發電波動性、不穩定性 為電力系統帶來挑戰，儲能可通過其調節價值、容量價值為電力系統的安全穩定帶來保障。調節價值方面，新能源消納仍是儲能的主要應用場景，但在此階段，儲能在新能源出力高 峰期存儲的電能，將取代退役的火電機組，成為新能源出力低谷期的主力電源；容量價值 方面，儲能將為電力系統尖峰負荷提供容量保障。
2.1、 儲能技術：各有優劣，適用于不同場景
廣義上講，儲能即能量存儲，是指通過一種介質或者設備，把一種能量形式用同一種 或者轉換成另一種能量形式存儲起來，基于未來應用需要以特定能量形式釋放出來的循環 過程。根據能量存儲形式，儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能，其中電儲能是最主要的儲 能方式。電儲能中，根據存儲原理不同又分為電化學儲能和機械儲能。電化學儲能是指二 次電池儲能，包括鋰離子電池、鈉離子電池、鉛蓄電池和液流電池等；機械儲能包括重力 儲能、抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。
各技術路徑各有優劣，適用于不同應用場景。電化學儲能的額定功率和存儲電量較為 靈活，但普遍存在安全或環保問題，主要用于新能源消納、峰谷價差套利、電力系統調峰 調頻以及 UPS 等領域。機械儲能普遍壽命較長，但響應時間顯著慢于電化學儲能和電磁儲 能，主要用于電力系統調峰領域。
2.1.1 氫儲能
氫儲能基本原理是將水電解得到氫氣并儲存起來，當需要電能時將儲存的氫氣通過燃 料電池或其他方式轉換為電能輸送上網。電解水制氫需要大量電能，成本遠高于傳統制氫 方式，但因為可再生能源并網的不穩定性，我國具有嚴重的棄風、棄光問題，利用風電、 光伏產生的富余電能制氫可以有效的解決電解水制氫的成本問題，并解決風光電的消納， 因此氫儲能正逐漸成為我國能源科技創新的焦點。但目前我國缺少方便有效的儲氫材料和 技術，且氫儲能能量轉換效率較低，因此目前應用較少，能否解決這兩方面的問題將成為 氫儲能未來能否獲得更多份額的關鍵。
2.1.2 機械儲能
機械儲能通過物理方法對能量進行存儲，需要時再將機械能轉化為電能。機械儲能主 要包括重力儲能、抽水蓄能、飛輪儲能和壓縮空氣儲能。
1）重力儲能
重力儲能介質主要分為水和固體物質，基于高度落差對儲能介質進行升降來實現儲能 系統的充放電過程。除較成熟的抽水蓄能外，主流重力儲能方式為 Energy Vault（EV）提 出的儲能塔，其利用起重機將混凝土塊堆疊成塔，通過混凝土塊的吊起和吊落進行儲能和 釋能。根據 EV 官網信息，其儲能塔能源效率可達 90%，可以在 8-16 小時內以 4-8MW 連續功 率放電，實現對電網需求的高速響應。
2）抽水蓄能
抽水蓄能電站包含上下兩個水庫，在電力負荷低谷時利用過剩的電力抽水至上水庫， 高峰時將水放出，利用水從上水庫流向下水庫時產生的機械能發電，從而達到調峰的作用。抽水蓄能可以實現能量的大規模存儲，因此廣泛應用于電力系統調峰。但由于其響應速度 較慢，初始投資高，且受地理選址限制，因此未來發展空間有限。
3）飛輪儲能
飛輪儲能在儲能時，電能驅動電機運行，電機帶動飛輪加速轉動，飛輪以動能的形式 將能量存儲起來；釋能時，高速旋轉的飛輪拖動電機發電，完成機械能到電能的轉換。飛 輪儲能比功率大，使用壽命長達 15-30 年，且響應速度可以達到毫秒級。因此飛輪儲能主 要用于調頻和 UPS。但因為其能量密度低且備電時長無法超過 30 分鐘，因此無法應用于大 規模儲能電站。
4）壓縮空氣儲能
壓縮空氣儲能技術源于燃氣輪機技術。用電低谷通過電動機帶動壓縮機將空氣壓 縮并儲存于儲氣室中，使電能轉化為空氣的內能以存儲；用電高峰時，高壓空氣從儲 氣室釋放，進入燃料室同燃料一起燃燒，驅動透平做工，帶動發電機發電。壓縮空氣 儲能是抽水蓄能之后另外一項適合 GW 級大規模電力儲能的技術，除存儲能量高之外， 其還具有能量密度和功率密度高、運營成本低、使用壽命長等優點，但與抽水蓄能類 似，壓縮空氣儲能也受地理條件限制，其需要高氣密性的洞穴作為儲氣室，這也進一 步限制了壓縮空氣儲能的發展。
2.1.3 電化學儲能
電化學儲能即通過電化學反應完成電能和化學能之間的相互轉換，從而實現電能的存 儲和釋放。目前主要應用的儲能電池主要包括鉛酸蓄電池、液流電池和鋰離子電池等，未 來鈉離子電池隨產業鏈成熟也將逐步應用于儲能。1）鉛酸電池是以二氧化鉛為正極、金屬鉛為負極、硫酸溶液為電解液的一種二次電池， 發展至今已有 150 多年歷史，是最早規模化使用的二次電池。鉛酸電池的儲能成本低，可 靠性好，效率較高，廣泛應用于 UPS，也是我國早期大規模電化學儲能的主導技術路線。但 因為鉛酸電池循環壽命短、能量密度低、使用溫度范圍窄、充電速度慢，且鉛金屬對環境 影響較大，鉛酸電池未來應用將會受極大程度限制。
2）液流電池技術路徑包括全釩液流電池、鐵鉻液流電池、鋅溴液流電池等，其中，全 釩液流電池綜合性能最佳、商業化程度最高。液流電池正、負極電解液儲罐獨立分離，放 置在堆棧外部，通過兩個循環動力泵將正、負極電解液通過管道泵入液流電池堆棧中并持 續發生電化學反應，通過將化學能與電能進行相互轉換作用來完成電能的儲存和釋放。液 流電池功率取決于電極反應面積大小，存儲容量則取決于電解液體積與濃度，故液流電池 規模大小設計更為靈活多變。我們認為，在長時儲能方面，全釩液流電池將具備成本優勢， 較鋰電池等其他技術路徑具差異化競爭優勢。
3）鋰離子電池通過鋰離子在正負極電極材料中的嵌入和脫嵌實現能量存儲。鋰離子電 池能量密度較高，壽命長，因此正逐漸成為電化學儲能的主流路線。根據正極材料的不同， 鋰離子電池又分為鈷酸鋰、錳酸鋰、磷酸鐵鋰和三元電池等。磷酸鐵鋰電池在儲能領域綜合優勢顯著，其能量密度適中，安全性、使用壽命均優于 其他電池類型，且成本較低；鈷酸鋰電池因金屬鈷的稀缺性價格遠高于其他電池，且循環 壽命、安全性差，因此在儲能領域幾無應用；錳酸鋰電池能量密度與磷酸鐵鋰電池相近， 價格雖低于磷酸鐵鋰，但使用壽命低導致其全生命周期度電成本高于磷酸鐵鋰電池，故應 用較少；三元電池能量密度遠高于其他電池類型，使用壽命也可以達到 8-10 年，但安全性 相對較差，成本遠高于磷酸鐵鋰電池，因此在不需要極高能量密度的儲能領域，應用前景 弱于磷酸鐵鋰電池。
4）鈉離子電池工作原理與鋰離子電池類似，利用鈉離子在正負極之間嵌脫過程實現充 放電。鈉離子電池相對磷酸鐵鋰電池安全性能、低溫性能、快充性能更高，成本更低，且 鈉資源遠比鋰資源豐富且遍布全球各地，若鈉離子能夠廣泛應用，中國將很大程度上擺脫 目前鋰資源受限的情況。
2.2、 市場現狀：存量以抽水蓄能為主，電化學儲能主 導增量
抽水蓄能占據儲能絕對份額，鋰離子電池是電化學儲能主流技術路線。中國各類型儲 能裝機量結構與全球情況相似，均以抽水蓄能為主要裝機類型，占據 86%左右裝機容量。中 國與全球電化學儲能裝機占比分別為 9.2%、7.8%。在電化學儲能中，鋰離子電池占據主導 地位，在中國與全球占比均為 90%左右。
2017-2021 年中國電化學儲能累計裝機規模增長 14 倍。中國儲能發展路徑與全球情況 類似，根據 CNESA，2021 年中國儲能累計裝機規模為 46.1GW，2017-2021 年累計裝機量穩 步增長。電化學儲能 2021 年累計裝機量為 5.7GW，新增 2.5GW/yoy+55%。
2.3、 應用場景：多場景剛性需求，助力儲能高速發展
根據儲能系統安裝位置，我們將其以發電側、電網側、用戶側分類。隨著共享儲能興 起，發電側與電網側儲能界限逐漸模糊，我們根據受益方不同，將新能源配儲歸類為發電 側儲能、用于調峰調頻的儲能為電網側儲能、用于分布式光儲一體化及削峰填谷儲能為用 戶側儲能。各應用場景儲能商業模式各異，各具應用必要性。
發電側：短期用于新能源消納，長期為滿足“凈負荷”重要途徑
新能源發電不穩定，無法完全按照電網調度指令出力，儲能電站將其多發電量進行存 儲，并在出力低谷時放出，以此協助新能源消納，并通過多發的棄風、棄光電量獲取收益。現階段，我國新能源發電占比較低，消納問題并不突出，僅靠棄風、棄光電量上網無法補 足儲能費用，此商業模式經濟性較差。在新能源高比例接入下，電力系統凈負荷將呈現“鴨型曲線”，在新能源發電衰退期 需有足夠的爬坡資源，并最終在光伏出力為 0 的階段滿足疊加光伏和風電的凈負荷。碳中 和情景下，火電等可調節電源占比較低，儲能憑借其快速、精準調節的特性，將成為最合 適的爬坡資源，并可通過白天利用新能源發電高峰期存儲的電量滿足夜間用電需求。
電網側：儲能響應速度快，是參與輔助服務的絕佳資源
儲能主要通過電力輔助服務市場實現在電網側的價值。輔助服務是市場主體（包括發 電廠商、電力用戶、儲能企業）為了維護電力系統的安全穩定運行，向系統提供的服務性 產品，主要包括調峰、調頻、備用容量等。
1） 調峰：電力市場改革階段過渡產品
我國電力負荷峰谷差較大，而電力現貨市場尚不完善，故推出調峰輔助服務，以調峰 補償的方式，推動電力系統供需平衡。未來電力現貨市場逐漸完善，調峰將逐步退出輔助 服務市場。
2）調頻：儲能調頻較傳統手段更為高效，是維持電網穩定的必要手段
調頻服務是機組能在短時間內跟蹤用電負荷變化，提供調頻服務的機組通過接受發電 自動控制信號上調或下調其出力，通常情況下，這一調節過程在幾秒鐘時間內完成。調頻 服務的目的是糾正系統出現的頻率偏差，維持電力系統頻率的穩定。我國電力系統的額定 功率為 50Hz，對 3GW 以上的大容量系統，正常頻率偏差運行值為±0.2Hz，小系統則為± 0.5Hz。
用戶側：峰谷價差套利與容量費用管理提供明確收益模式
儲能用于峰谷電價套利,用戶可以在電價較低的谷期利用儲能存儲電能，在用電高峰期 使用存儲好的電能，避免直接大規模使用高價的電網電能，從而降低電力使用成本，并實 現峰谷電價套利。兩部制電價下，供電部門會以最大需量為依據，每月收取一定的基本電價。企業可以 利用儲能系統進行容量費用管理，在不影響正常生產的情況下，降低最高用電功率，從而 降低容量費用。
應用現狀：國內以新能源配儲為主，全球則以電源側輔助服務為最大應用場景
根據 CESA，目前全球與中國電力系統儲能均以新能源配儲、電源輔助服務、電網側儲 能為主，其中，全球三者占比分別為 33%、37%、24%，分布較為均衡，中國則分別為 45%、 29%、22%，新能源配儲占比顯著高于其他場景。
3.1、 經濟性：高電價地區已具備經濟性，降本仍為關 鍵
隨著全球碳中和進程加快，新能源發電占比逐漸增多，儲能重要性凸顯。現階段，經 濟性或為抑制儲能放量關鍵因素。因此，我們在本章節對不同情景下儲能經濟性進行測算， 以對歐洲、美國儲能裝機是否源自自發性需求進行研判，并探尋中國儲能迎來內生需求時 間節點，進而為美國、歐洲、中國儲能未來需求測算提供依據。
目前，海外因電價峰谷價差較大、電價平均水平高、補貼支持力度大，即使儲能系統 價格較高，亦可實現經濟效益。對于中國，因電價較低、峰谷價差不足、補貼力度小等因 素，儲能經濟性仍較差，儲能市場化應用仍在探索階段。2021 年以來，中國對于新型儲能 支持力度逐漸加大，通過多方面政策完善儲能商業模式（拉大峰谷價差、支持電化學儲能 參與調峰輔助服務、探索將電網替代型儲能設施成本納入輸配電價回收、研究建立電網側 獨立儲能電站容量電價機制、免除向電網送電的獨立儲能電站輸配電價和政府性基金及附 加、地方政府對分布式儲能進行補貼等），以此促進儲能經濟性，助其盡快實現市場化發 展。除商業模式不完善外，儲能系統成本高、利用小時數不足為儲能經濟效益差的主要瓶 頸。我們預計隨關鍵原材料價格邊際下行，儲能系統成本將逐漸降低；利用小時數問題， 則將伴隨商業模式完善、儲能市場主體地位被確認等，逐漸解決。
對于采用兩部制電價的工商業用戶，儲能可助其實現峰谷價差套利的同時，降低最大 需量，實現多元化經濟收益。根據我們測算，對于成本為 1.5 元/Wh 的儲能系統，若能同時 實現峰谷價差套利+需量費用管理，IRR 可超過 10%，經濟效益極佳。
對于參與調頻輔助服務市場的機組，其收益按照調節里程測算，故我們對調頻儲能單 位里程成本測算。核心假設如下：儲能功率為 1MW，配儲時長 0.5 小時，系統單位成本為 3 元/Wh，電池使用壽命為 5 年，年運維費用為初始投資 1%，儲能調頻響應時間為 1.8 分鐘， 間隔時間 2 分鐘，調頻出力系數為 0.8，年運行天數 300 天，貼現率為 8%。在我們假設條 件下，測算得出調頻儲能里程成本約為 4.58 元/MW。目前，全國輔助服務市場已漸趨成熟，按效果付費、“誰收益誰承擔”等模式逐漸普 及，調頻儲能已有較大獲益空間。以湖北省為例，其調頻里程補償=調節里程*綜合調頻性 能指標（KP）*出清價格*調節系數，其中，綜合調頻性能指標（KP）=調節速率（K1）*調節 精度（K2）*調節時間（K3），上限為 3，儲能可達到理論上限；調頻里程價格下限為 5 元 /MW；儲能調節系數為 0.7。因此，在最低報價下，儲能可獲得理論補償為 10.5 元/MW，遠 高于單位里程成本。此外，當報價相同時，將根據 KP 決定出清順序，儲能 KP 可達到理論上 限，故將優先出清，利用小時數具有保障。
3.2、 市場空間：中美歐齊頭并進，預計 2025 年全球需 求超 280GWh
3.2.1 美國：政策持續發力，儲能有望持續領跑全球
2021 年美國電化學儲能裝機 3.5GW/yoy+133.3%，連續兩年超過翻倍增長。2022 年美國 儲能繼續維持高增長態勢，一季度裝機 0.96GW/yoy+240%。展望未來，隨拜登政府對新能源 及儲能補貼力度加大，我們認為美國儲能將維持高增速。從裝機場景來看，美國儲能以表前為主，88%裝機為表前儲能，主要原因為電網老舊， 同時新能源發電占比逐年提升，需配備儲能以協助消納，滿足電網調度需求。工商業與戶 用儲能目前占比較低，但隨補貼力度加大，疊加美國當地電力市場成熟，經濟性凸顯，增 速或將高于表前儲能。
對于工商業及戶用儲能，目前加州為美國最主要需求來源，主要原因為加州對分布式 能源及儲能進行 SGIP 補貼，疊加 ITC 退稅政策，加州用戶側儲能經濟性極佳。展望下一階 段，美國戶儲 ITC 期限延長，將有效提振戶儲需求，此外，2022 上半年歐洲戶儲需求爆發 給我們帶來啟示，用電穩定性為居民側剛需，美國近年來極端天氣增多，2021 年德州等地 曾出現大規模斷電現象，戶儲需求或接棒歐洲，迎來爆發。我們預計 2025 年美國工商業、 戶用儲能需求分別為 5.9GWh、13.5GWh，2021-2025 年 CAGR 分別為 109%、96%。
3.2.2 歐洲：2022 年需求迎爆發，高電價+補貼為儲能需求提供 保障
2020 年歐洲電化學儲能新增裝機 0.8GW，同比降低 11%。家用儲能新增裝機 1.07GWh， 同比增長 43.5%，假設平均配儲時長 2 小時（參考特斯拉 powerwall），占全部儲能比重達 67%。
