儲能發展可以說是實現雙碳的必由之路。儲能，簡單來說就是將能量儲存起來，以便在需要的時候釋放使用的過程。為了實現“30·60”碳達峰、碳中和目標，我國決定將逐步建立新能源為基礎的新型電力系統。近年來我國的可再生能源發電的發展迅速，裝機占比已經從2011年27.7%提升至2021年45.4%。根據國家能源局的目標，到2025年我國新能源裝機占比將進一步提升至50%以上，新能源發電的地位越發重要。

而相比于傳統能源，可再生能源發電普遍都有間歇性、波動性問題。隨著可再生能源占比的進一步提升，保障能源穩定性的需求明顯提高。簡單來說，像風力發電、光伏發電都需要依賴自然資源，自然資源的功率輸出天然不穩定，不像傳統火電等可以進行人工干預，從而電力系統的發電靈活性就會明顯下降。比如光伏的午間發電功率極大但是入夜基本降至0，與實際用電需求很難匹配。還有像去年下半年時歐洲地區出現天然氣緊缺、國內出現煤炭緊缺導致能源價格大漲，都有極端天氣影響水電風電發電不足、而對火電需求明顯上升的因素在推動。因而發展儲能是解決新型電力系統供需匹配和波動性問題的關鍵。

一方面，通過配置儲能可以實現可再生能源發電的削峰填谷，即將風光發電高峰時段的電量儲存后再移到用電高峰釋放，從而可以減少棄風棄光率；另一方面，儲能系統可以對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發電出力進行平滑控制，從源頭降低波動性，滿足可再生能源并網要求，為未來大規模發展應用打好基礎。

那么儲能的應用場景還包括電網側、用戶側，隨著電網靈活性需求的增加和商業模式逐漸理順，也將一同驅動儲能的規模化發展。在電網側，儲能電站目前主要用于提供電力市場輔助服務，比如系統調頻。由于電網頻率的變化會對電力設備的安全高效運行以及壽命產生影響，儲能、尤其是電化學儲能的調頻效率較高，能在電網側發揮重要保障作用。除了提供輔助服務以外，儲能設備還可以緩解電網阻塞、提高電網輸配電能力從而延緩設備升級擴容等。

用戶側，目前儲能最普遍的應用是利用峰谷價差進行套利。具體來說，通過低電價時給儲能系統充電、高電價時系統放電，可以實現峰谷電價差套利，降低用電成本。對于大工業企業來說，也可以用儲能在高峰負荷時放電，從而達到降低容量電費的目的。此外，儲能還能在比如發生停電故障的時候將儲備的能量供應給用戶，保障供電的可靠性。比如去年三季度受能耗雙控目標影響，很多地區工業企業只能面臨停電限產的困境。所以在當前能源壓力激增的背景下，發展儲能更成為了重要的解決方案。

儲能發展現狀如何？

隨著全球協同應對氣候變暖方案的推進，世界主要國家都在迅速推進能源轉型，帶動儲能裝機需求不斷增加，近年來全球儲能發展均在提速。截至2021年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模約209.4GW，相比2020年同期增長9%。我國近兩年受相關政策推動，也實現了儲能裝機的高速增長，尤其是2021年。截至2021年，我國已投運儲能項目累計裝機規模46GW，21年當年新增裝機10.5GW，接近此前4年的新增裝機總量，可以說去年儲能裝機實現大提速。2020年累計裝機的同比漲幅也在10%，增速相較2018、2019年持續明顯抬升。

根據技術原理劃分，儲能主要分為物理儲能（如抽水蓄能、飛輪儲能等）、電化學儲能（如鋰離子電池、鉛酸電池、液流電池等）、電磁儲能（如超級電容器、超導電磁儲能等）三大類。

由于技術成熟度高、成本低，全球抽水蓄能的累計裝機規模占比最高。抽水蓄能就是在電力低負荷時期將水從下水庫抽到上水庫蓄水，從而在電力負荷高峰時放水，利用重力勢能重新發電。2021年底，全球儲能市場中抽水蓄能占比首次低于90%，此前長期占到九成以上。我國儲能市場也類似，抽水蓄能裝機規模最高，累計裝機占比仍占到86.3%。而且去年我國新增儲能裝機規模中抽水蓄能占到75%以上，是主要的拉動力。

而在近年的新增裝機中，鋰電池儲能也逐漸成為新生主力軍。相比于抽水蓄能技術，電化學儲能具有環境適應性強、能夠小型分散配置等特點，成為近年來的新生主力軍。電化學儲能裝機中近九成左右都是鋰離子電池。2021年全球的新增儲能裝機中電化學儲能占比有一半以上。從累計裝機看，到2021年底，全球鋰離子電池儲能的裝機份額已提升至11%，我國的鋰電池儲能占比更是達到11.2%。

也因此，近幾年我國新型儲能裝機規模保持在很高的增速。除了鋰離子電池儲能外，鉛蓄電池、液流電池、壓縮空氣儲能也都屬于新型儲能。根據《儲能產業研究白皮書2022（摘要版）》，截至2021年底，我國累計投運的新型儲能項目裝機接近5.7GW，同比增速接近75%。全年新型儲能新增裝機在2.4GW規模，同比增長54%。值得一提的是，其中壓縮空氣儲能也在2021年實現了跨越式增長，新增投運規模170MW，接近2020年底累計裝機規模的15倍。

為何儲能發展或迎拐點？

我們認為，儲能行業或已在拐點上，接下來增長提速的確定性較高。那么從原因看，儲能的發展驅動力主要靠什么？我們認為，2021年我國儲能發展已迎來了明確的政策拐點，是推動儲能產業進入高速發展期的最主要原因。而中期來看，儲能的大規模應用則主要依賴商業模式的理順，從而打開盈利空間。長期層面，儲能發展重點受降本的驅動，即鋰電池等系統成本下降是長期發展的關鍵。

總量與地方政策護航政策層面對于儲能的重視度明顯提升，直接驅動“十四五”期間儲能加速發展。

去年7月，發改委、能源局聯合發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，這是繼2017年《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》出臺后第二份針對儲能發展的“頂層設計”，也是“十四五”期間儲能發展的指導綱領。文件首次明確提出量化的儲能發展目標，即到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展。今年3月，《“十四五”新型儲能發展實施方案》的出臺在《指導意見》的基礎上進一步明確發展目標和細化重點任務，提升了規劃落實的可操作性。

在頂層文件指引下，多部委密集出臺各類政策，包括行業管理規范、儲能價格機制探索、市場機制建立、科技創新規劃等。比如，去年3月發布的《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，指明“兩個一體化”，即“風光儲一體化”、“源網荷儲一體化”是新能源項目未來的重點發展方向；同時各部委通過“重點研發專項”、“首臺套工程”等重大項目落地對儲能項目給予技術研發、示范應用支持，幫助推動規模化發展。

具體來看，可再生能源加配儲能成為重點發展模式，多地明確規定儲能配置需求。在持續增長的可再生能源消納壓力下，新能源加儲能配套發展的模式將明顯提升儲能裝機的確定性。為了鼓勵企業裝配儲能，發改委和能源局聯合發文給出“超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網”的優惠政策。地方也積極行動。2021年，20多個省市陸續發文，鼓勵或強制“新能源+儲能”配套發展，多數地區明確要求當地新能源項目儲能配置比例不低于10%，連續儲能時長2小時以上。部分地區如內蒙古、河南的項目配置要求甚至在20%以上。

儲能寫入多省政府工作報告，今年繼續“加速跑”。今年可再生能源建設繼續被列入各地政府的重要任務，而儲能也作為必要配套被屢屢提及。比如浙江給出了100萬千瓦新型儲能項目的開工目標、四川要求推動多元儲能重大項目落地等。而且在中長期規劃的指引下，抽水蓄能電站建設被提及的頻率明顯增加，廣東、甘肅、山西等地均發布了具體的建設規劃。

系統經濟性困局正化解

短期來看，政策是我國儲能裝機發展的主要驅動力，而系統經濟性的提升才能打開中長期規模化發展的空間。因而，隨著市場機制的逐步改善。儲能系統經濟性的拐點也在“漸行漸遠”。首先，分時電價改革打開用戶側儲能發展空間。2021年7月發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求進一步拉大峰谷電價價差，建立尖峰電價機制。政策的出臺明顯有助于儲能“削峰填谷”效益的提升。此后超20省市出臺完善分時電價機制相關政策。從2022年5月各省市電網代理購電價格來看，東部沿海以及西南地區電價差較大，比如廣東、浙江的最大峰谷電價差已經達到0.9元/KWh以上；峰谷電價差超過0.7元/度的省市已達到15個。根據海通電新團隊的測算，理想用能狀態下，不考慮融資，峰谷電價差在0.6元/KWh以上時，項目就有一定的經濟性。因而隨著各地分時電價機制的調整，工商業儲能裝機效益繼續提升，用戶側裝機空間隨之打開。

然而儲能在發電側和電網側仍面臨著明顯的盈利困局，即投資收益率過低，這是阻礙行業規模化發展的重要原因。

2020年起，多地明確將給予儲能項目直接補貼，提高儲能經濟性。補貼形式主要以投資補貼和運營補貼為主，比如四川成都主要按照儲能設施規模給予補助，青海則對儲能項目發售的電量給予運營補貼等。我們認為，補貼能夠提升儲能電站收益率，進而提升行業投資積極性。

更重要的是，政策正著力理順發電側和電網側儲能項目的商業模式。傳統發電側儲能項目有明顯的機制問題，也即配置儲能的成本或者由電網買單，或者由發電企業買單，而缺乏合理傳導機制、降低項目原本盈利。因而在發電側配儲外，行業還需要打通儲能參與輔助服務的通道，并且形成明確的儲能輔助服務交易和成本分攤機制。

隨著2021年新版“兩個細則”的下發，儲能面臨的成本傳導不暢問題也有望逐步得到改善。“兩個細則”，即國家能源局在2021年12月發布的《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》，提出將新型儲能作為輔助服務提供新主體，并新增引入電力輔助服務新品種，明確輔助服務分攤補償新機制，即按照“誰受益、誰承擔”的原則建立用戶分擔共享機制。今年3月，能源局南方監管局就據此制修訂了現行管理實施細則。清晰的盈利模式是產業發展的必要條件，因而新價格機制的落地，將是儲能規模化發展邁出的重大一步。

最后，電池成本長期下降，提供儲能發展內生動力。由于電池成本是儲能電站系統最高價值量的部分，因而儲能系統降本主要依靠電池成本下降或者循環壽命提升等。以鋰電池為例，鋰離子電池能量密度5年來提高了近一倍，循環壽命增長了一倍以上，儲能系統成本大幅下降約60%。到2020年，鋰離子電池儲能價格已經降至1000～1500元/kW·h。而隨著鋰電池技術的持續進步帶動成本進一步下降，儲能在用戶側、可再生能源并網配套等領域的需求有望迎來長期增長。

綜上來看，總量上制定“十四五”期間發展綱領提出量化目標，地方上鼓勵或強制“新能源+儲能”配套發展。而面對儲能行業收益難題，政策通過理順市場機制提供內生動力，具體措施包括完善分時電價拉大峰谷價差、確立儲能輔助服務主體地位、理順成本傳導模式、給予儲能項目直接補貼等。在政策和市場的雙輪驅動下，儲能拐點已至，全面加速“勢不可擋”。

未來儲能市場空間有多大？

十四五期間，新型儲能裝機年均復合增速超50%。根據國家發改委、國家能源局出臺的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，我國新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上，而截至2021年，新型儲能累計裝機僅570萬千瓦左右。所以接下來到2025年新型儲能裝機至少還有5-6倍的空間，年均復合增速超過50%；即年均裝機量需要達到600萬千瓦以上，相比之下2021年新增裝機規模也就189萬千瓦，已是近年最高。

同時，傳統的抽水蓄能增長空間也不容忽視，目標直指“翻一番”。2021年9月，國家能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，要求到2025年抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。在《“十四五”現代能源體系規劃》中還增加目標，在建裝機容量達到6000萬千瓦左右。要實現這個目標，接下來2022-2025年間年均抽水蓄能新增裝機要達到555萬千瓦以上（2021年底累計不到4000萬千瓦），除了去年新增裝機規模達到796萬千瓦，此前年均新增只有100萬千瓦左右。

而且如果儲能接下來能有穩定的盈利模式，那么裝機規模很可能超過最低標準。依據《儲能產業研究白皮書2021(摘要版)》的預測，保守場景下，到2025年電化學儲能累計投運規模可達3550萬千瓦，2021-2025年電化學儲能總裝機的復合增長率預計為57.4%。隨著新能源為主的新型電力系統的推進，儲能規模化應用迫在眉睫，如果未來兩年能形成穩定的盈利模式，CNESA預計在理想場景下，“十四五”期末的電化學儲能累計投運規模可能達到55.9GW，以配合風、光在2025年的裝機目標。如此來看，綜合政策目標和CNESA的預測，從2022年到十四五末，我國新型儲能裝機至少還有5倍以上的發展空間，同期的抽水蓄能也還有增長50%以上的潛力。

細分環節的機會有哪些？

那么隨著儲能裝機空間的打開，哪些行業將明顯受益？儲能產業鏈上游主要包括電池原材料、電子元器件供應商等，中游主要包括電池系統、儲能變流器（PCS）和能量管理系統（EMS）以及其他配件供應商，下游則包括從儲能系統集成商、安裝商到工商業、電網公司、風光電站等在內的終端用戶。

我們認為，儲能鋰電池、變流器等設備供應商有望率先受益。在儲能電站成本的構成中，儲能電池與儲能變流器（PCS）分別占儲能系統成本的60%和20%，是目前儲能系統中價值量最高的兩大部分。而且兩者存在比較高的技術壁壘，其設備供應商有望率先受益于儲能裝機需求的高增長。而在現有儲能電池中，鋰離子電池以低成本、高效率、高安全性的特點成為當前儲能電池的首選。

從更長期的發展前景看，液流電池和鈉離子電池有望成為鋰離子電池的重要補充。對于儲能電池，持續時長通常也是重要考量因素。而鋰離子電池要實現更長時儲能，需面臨產品安全和成本兩大困境。相比之下液流電池通過增加電解液即可提升儲能規模，能夠補充鋰離子電池在長時儲能場景中的缺位。而相比鋰電池，鈉離子電池則在資源豐富度方面具有明顯的優勢——鈉是地殼中儲量第六豐富的元素，降本的空間更大。但目前液流電池和鈉離子電池仍存在能量密度偏低、生產成本偏高、配套供應鏈不完善等問題，仍需技術環節的進步及商業化的探索。

另外，除了新型儲能打開空間外，政策仍將傳統抽水蓄能放在重要位置上，接下來加速增長的確定性較高。尤其是在今年，抽水蓄能項目的開發建設或將明顯受益于穩增長目標下基建需求的釋放。我們認為，抽水蓄能設備的核心供應商也有望享受行業高增長紅利。

總結來看，在政策推動疊加經濟性抬升下，去年我國儲能裝機已實現大提速，而接下來的發展空間和發展速度依然可期。短期主要關注鋰電池、儲能變流器、抽水蓄能重點行業，而中長期可以期待液流電池、鈉離子電池等領域的飛速發展。