1.1、 碳中和下的新兴赛道，万亿市场冉冉升起
根据国际能源署数据，在过去的三十年间，全球 55%的累计排碳来自电力行业，电力行 业 80%排碳来自燃煤发电，而随着全球电动化的推进，未来电力占二次能源比重将不断增加。 因此减少燃煤发电比重的同时大力发展清洁能源成为实现碳中和的重要途径。根据清华大 学能源环境经济研究所预计，若我国 2060 年实现碳中和，届时风、光占一次能源比例将接 近 50%，占发电量比重则将接近 60%。
构建新能源为主体的新型电力系统成为全球共识，储能将作为核心环节参与其中。在 新型电力系统中，从供给侧看，新能源逐渐成为装机和电量主体；从需求侧看，终端能源 消费高度电气化、电力“产消者”大量涌现。从系统整体来看，电力系统运行机理将发生 深刻变化：由于新能源发电具有波动性和随机性，无法通过调节自身出力适应用户侧需求 变化，传统的“源随荷动”模式将不再适用于新型电力系统，必须通过储能等措施，依靠 源网荷储协调互动，实现电力供需动态平衡。 具体来看，储能在新型电力系统中的核心作用体现在三方面：提供电力系统稳定性、 峰值容量充足性、爬坡灵活性。目前，火电是这几方面服务的主要提供方。在碳中和情景 下，火电机组占比降到 5%以下，占据电力系统主要装机量的光伏、风电无法根据电力系统 需求调节输出，因此需要更加多样化的灵活电源，储能则为灵活电源的最佳选择。
电力系统稳定性，是指电力系统供给或需求端的波动导致系统频率出现偏差时，需要 足够的调节能力使其保持稳定。因为电力系统需求端来自终端电力用户，难以调节，所以 只能通过供给端，即发电厂进行调节。可再生能源发电受天气影响，无法向上调节增加输 出，因此需要配备储能协助进行调频。IEA 预计 2060 年储能将提供 40%的稳定性装机。 峰值容量充足性，即确保电力系统有足够的容量来满足一年中的最高需求。可再生能 源比重的增加以及电力占二次能源比重的增加，导致充足性难以保障，灵活性电源尤其是 储能将成为保障充足性的重要来源，根据 IEA 预测，2060 年储能将占中国峰值容量储备的 40%。 爬坡灵活性，在碳中和情景下，主要指当光伏在下午到夜间时段出力降低时，需要充 足且灵活的爬坡资源弥补其功率。储能可以在光伏出力高峰期充电，低谷期放电并协助电 力系统爬坡，与光伏发电形成充分互补。IEA 预计 2060 年提供爬坡灵活性的容量将为 2020 年的 15 倍。
国内方面，为贯彻双碳战略，近年来加码储能发展。2021 年 10 月 24 日，国务院发布 《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，其作为“1+N”体系 中的“1”，为我国碳中和事业起到统领性作用。“十四五”阶段，储能在我国能源体系建 设中的关键地位越发凸显。
综合来看，在碳中和目标指引下，全球储能发展势在必行，万亿市场正冉冉升起。全 球政策向储能倾斜，储能长期发展确定性极强。目前，储能仍处于发展初期，应把握其β 投资机会。储能将成为未来 3-5 年新能源产业链中增速最高的细分行业，优选龙头及储能 业务占比高的企业，在享受β的同时把握α机会，将成为投资重点。
1.2、海外：欧美储能发展较早，已形成地区特色
现阶段，欧洲户储行情已然演绎，美国储能发展亦如火如荼，我们对欧美主要国家与 地区储能发展情况进行复盘，并以此为依据探求储能需求爆发的必要条件，进而为中国储 能发展方向寻求借鉴，把握中国储能爆发时点及投资机会。
德国：家用储能在全球处于领先地位
2021 德国电化学储能装机量为 1.36GWh，其中家用储能装机达 1.27GWh，占比达 93%， 家储装机量全球领先。我们认为德国户用储能发达的原因主要有以下几点：1）德国家庭电 价高企，催生户用光伏需求，进而刺激户用储能市场；2）德国具有完善的电力市场现货交 易系统，峰谷价差大，使得储能有较好经济性；3）德国针对户用储能实行领先行业的补贴 政策。
1）德国居民电价全球最高，催生居民自发电力需求。德国平均居民电价约 0.3 欧元 /kWh，处于全球最高水平。在德国高居民电价下，居民自装光伏系统实现电力的自给自足 成为了比使用电网电力的更佳选择。但光伏出力巅峰位于白天，居民工作日用电集中在夜 间，发电与用电时间的错配使得储能的应用成为必然。 2）德国具有非常完善的电力市场现货交易系统，电价合理反应电力市场供需情况，日 内峰谷价差可达 0.7 欧元/kWh，为户用储能提供明确的收益来源和良好的商业模式。综合 来看，光伏+储能的搭配度电成本小于居民电价，可以为居民提供经济效益，促进德国居民 对光储系统需求。
3）德国针对户用储能实行行业领先的补贴政策。在 2013 年就开始针对光伏储能进行 补贴，德国复兴银行联合德国联邦环境、自然保护和核反应堆安全部发布新政，为户用储 能设备提供投资额 30%的补贴。该政策 2016 年失效后，德国开始执行新的光储补贴政策，新政策初始支持投资额的 19%，后几经削减，最终到 2018 年起降至 10%，而此时储能成本 已降至较低水平，居民安装储能意愿受补贴影响较小，故补贴退坡并未造成德国户用储能 市场停滞发展。 俄乌冲突下德国家储需求激增，为我国长期能源战略做出启示。俄乌战争爆发后，欧 洲进口天然气价格飙升，进而导致电价上涨，居民用电成本上移。在此背景下，通过安装 家用光储系统，实现电力自发自用，成为重要用电替代方案。根据 BVES，2022Q1 德国家储 装机约为 0.63GWh/yoy+150%。与德国类似，中国天然气资源相对匮乏，若以天然气作为主 要灵活电源，或将遭遇资源掣肘，提前部署以储能为核心的新型电力系统，或助我国有效 避免能源危机。
美国：发电侧、用电侧储能主要来自加州，PJM 主导辅助服务储能
美国是全球最大储能市场，2021 年投运新型储能项目为 3.5GW/yoy+133%，全球占比 34%。2022 年一季度维持高增速，新增储能 0.96GW/yoy+240%。
美国加州（CAISO）：完善的电力市场为储能提供收益机制，补贴强化储能经济性
加州的能量时移、工商业、家用储能装机在美国均处于绝对领先地位。其原因可以概 括为电力系统成熟、经济性佳。电力系统成熟体现在：1）允许储能通过 NGR 参与市场；2） 电力现货系统成熟，电价与电力系统净负荷呈现强相关性。经济性则体现在：新能源发电 比例高-光伏出力低谷期电价高-光伏配备储能可充分参与高电价时段，同时，天然气涨价 带动电价整体上移，叠加加州对光伏、储能的退税/补贴政策，光储一体化经济性凸显。 2012 年，CAISO 通过 NGR 允许储能参与双边容量市场、电能量市场和辅助服务市场。 NGR 定义为“具有连续运行区间，既可发电又可耗电的资源”。在电能量市场上，电储能 NGR 可以提交电能量报价曲线，包括充电报价和放电报价，储能可以作为发电、负荷或者两 者同时参与市场。NGR 的推出为加州储能参与市场奠定基础。
加州电力市场成熟，日内电价走势与电力系统净负荷（除去风光发电的负荷）高度相 关。根据 CAISO，2021 年，加州非水可再生能源发电占比达 31%，因此净负荷在午间到达谷 值，在下午八点左右达到峰值，电价走势则与其类似。 对于光伏运营商，因光伏夜间出力为 0，其无法通过夜间发电享受高电价，若要参与高 电价市场，则需配备储能系统。2021 年起，加州储能开始广泛通过能量时移参与夜间市场， 进行价差套利。 此外，根据 CAISO 模拟结果，18：00-21：00 为系统容量充裕度不足高频阶段，在此情 景下，稀缺电价机制将被触发，电价最高可达 1 美元/kWh，储能响应速度高于其他机组， 可充分参与此市场，获得高额收益。 综合来看，储能可与光伏完美互补，参与光伏低出力阶段的高电价市场，为电力系统 带来稳定电力供应的同时，获得高电价收益。
PJM：成熟辅助服务市场与储能互补，前者为储能提供良好经济性，而储能高效参与辅 助服务市场
PJM 辅助服务储能的高装机量源于其成熟的辅助服务市场，PJM 包含的辅助服务产品众 多，包括调频、旋转备用、非旋转备用等。PJM 将调频信号区分为传统调频信号 Reg A 和动 态调频信号 Reg D，同时给予容量费用和性能费用。根据 PJM 数据，目前在 PJM 市场中，储 能以不到 4%的容量提供了 10.4%的日前旋转备用和 23.7%的调频，体现出储能参与辅助服务 市场的高效性。
我们可以将储能需求简单表示为新能源装机量（增量/存量）*渗透率，因此，储能需 求突破需要新能源装机量提升或渗透率提升，渗透率提升主要源自储能经济效益。综合欧 美各地区成功经验，我们认为储能实现经济性需要两个必备条件：1）高比例风光发电量； 2）成熟的电力市场（包括现货交易市场、辅助服务市场、容量市场、稀缺电价机制等）。 在这两个条件不完备的情况下，可通过补贴/退税等优惠政策，弥补经济性的不足，以促进 储能早期发展。
1.2、 国内：储能经历四大阶段，2021 年迎发展拐点
对我国储能发展的历史进行复盘，并结合碳中和进程对其未来进程进行预测。我们认 为，我国储能发展可大致分为四个阶段。 第一阶段为 2016 年以前，新能源发电渗透率较低，储能主要用于电力系统负荷“削峰 填谷”，装机以抽水蓄能为主。 第二阶段为 2016-2020 年，电化学储能开始走上历史舞台以解决新能源发电渗透率提 升带来的弃风弃光问题。 第三阶段预计为 2021-2030 年，随着政策铺垫及电力系统逐渐市场化，电化学储能将 迎来发电侧、电网侧、用电侧的全面爆发，预计 2025 年国内电力系统储能需求将达 76GWh， 较 2021 年 CAGR 达 111%。 第四阶段为 2031-2060 年，风光电等不稳定电源将成为我国电力系统供电主力，储能 将成为电力系统的核心以保证电力系统安全、稳定运行。
第一阶段：以抽水蓄能为主
2016 年前，我国新能源装机量占比不足 10%，发电量占比不足 4%，渗透率较低，对电 力系统影响较小，储能需求主要来自电力系统“削峰填谷”。我国电力系统负荷特点为白 天为负荷峰值，夜间为负荷谷值，发电侧接受电网统一调度迎合负荷变化。火电是发电侧 的绝对主力，火电虽可以通过启停、减少燃料投放等方式控制出力，但一方面启停成本较 高且需要时间进行功率爬坡，另一方面火电在满负荷运行时的单位收益最优、单位污染最 低。因此，通过对负荷侧进行削峰填谷是比通过发电侧火电厂调节出力更好的选择。 储能可以在夜间负荷低谷时充电，白天负荷高峰时放电，来实现负荷端的削峰填谷。 彼时电化学储能成本较高，抽水蓄能是最经济的选择，因此抽水蓄能占据彼时储能市场 99% 以上的份额。
第二阶段：电化学储能开始走上历史舞台
2016 年起，随着新能源发电渗透率提升，我国储能产业迈入第二阶段。2015 年我国平 均弃风、弃光率分别为 15%、14%，随新能源发电渗透率的不断提升，若不对其加以控制， 弃风弃光现象将更为严重。储能可以将弃风弃光电量进行存储，在电力系统需要时释放， 从而解决弃风弃光问题。抽水蓄能电站受地理位置影响，难以与风电、光伏电站共同建设， 而电化学储能安装灵活，成为新能源消纳的最佳技术路径，因此 2016 年起电化学储能开始 走上历史舞台，但是此阶段电化学储能经济效益仍然较差，所以整体装机规模仍然较小， 2020 年累计装机量仅 3.3GW，为风光电累计装机量的 0.6%。
第三阶段：电化学储能累计装机量超过抽水蓄能
第三阶段预计为 2021-2030 年，在此阶段，电化学储能将迎来发电侧、电网侧、用电 侧的全面爆发。发电侧：储能将继续承担促进新能源消纳的任务，各地方政府也各自出台 新能源配储政策支持发电侧储能发展。电网侧：因新能源发电机组出力不稳定，且无法自 主提供调峰调频，故需要其他发电机组提供调峰调频服务，储能凭借其灵活、精准调节的 特性，将取代火电机组成为主要调峰调频资源。用电侧：除分布式新能源消纳外，储能可 以为用户实现电价的峰谷价差套利，同时帮助电力系统实现负荷“削峰填谷”。 根据我们测算，此阶段电网侧、用户侧储能将初步具备经济性，2025 年中国装机量需 求预计为 76GWh，较 2021 年复合增长率高达 111%。
第四阶段：储能成为新型电力系统核心环节
第四阶段为 2031-2060 年。预计从 2030 年开始，风光电将成为电力系统供电主力，在 2060 年碳中和背景下，风光电发电量将占据总发电量 70%以上，其发电波动性、不稳定性 为电力系统带来挑战，储能可通过其调节价值、容量价值为电力系统的安全稳定带来保障。 调节价值方面，新能源消纳仍是储能的主要应用场景，但在此阶段，储能在新能源出力高 峰期存储的电能，将取代退役的火电机组，成为新能源出力低谷期的主力电源；容量价值 方面，储能将为电力系统尖峰负荷提供容量保障。
2.1、 储能技术：各有优劣，适用于不同场景
广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种 或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环 过程。根据能量存储形式，储能包括电储能、热储能和氢储能，其中电储能是最主要的储 能方式。电储能中，根据存储原理不同又分为电化学储能和机械储能。电化学储能是指二 次电池储能，包括锂离子电池、钠离子电池、铅蓄电池和液流电池等；机械储能包括重力 储能、抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
各技术路径各有优劣，适用于不同应用场景。电化学储能的额定功率和存储电量较为 灵活，但普遍存在安全或环保问题，主要用于新能源消纳、峰谷价差套利、电力系统调峰 调频以及 UPS 等领域。机械储能普遍寿命较长，但响应时间显著慢于电化学储能和电磁储 能，主要用于电力系统调峰领域。
2.1.1 氢储能
氢储能基本原理是将水电解得到氢气并储存起来，当需要电能时将储存的氢气通过燃 料电池或其他方式转换为电能输送上网。电解水制氢需要大量电能，成本远高于传统制氢 方式，但因为可再生能源并网的不稳定性，我国具有严重的弃风、弃光问题，利用风电、 光伏产生的富余电能制氢可以有效的解决电解水制氢的成本问题，并解决风光电的消纳， 因此氢储能正逐渐成为我国能源科技创新的焦点。但目前我国缺少方便有效的储氢材料和 技术，且氢储能能量转换效率较低，因此目前应用较少，能否解决这两方面的问题将成为 氢储能未来能否获得更多份额的关键。
2.1.2 机械储能
机械储能通过物理方法对能量进行存储，需要时再将机械能转化为电能。机械储能主 要包括重力储能、抽水蓄能、飞轮储能和压缩空气储能。
1）重力储能
重力储能介质主要分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能 系统的充放电过程。除较成熟的抽水蓄能外，主流重力储能方式为 Energy Vault（EV）提 出的储能塔，其利用起重机将混凝土块堆叠成塔，通过混凝土块的吊起和吊落进行储能和 释能。根据 EV 官网信息，其储能塔能源效率可达 90%，可以在 8-16 小时内以 4-8MW 连续功 率放电，实现对电网需求的高速响应。
2）抽水蓄能
抽水蓄能电站包含上下两个水库，在电力负荷低谷时利用过剩的电力抽水至上水库， 高峰时将水放出，利用水从上水库流向下水库时产生的机械能发电，从而达到调峰的作用。 抽水蓄能可以实现能量的大规模存储，因此广泛应用于电力系统调峰。但由于其响应速度 较慢，初始投资高，且受地理选址限制，因此未来发展空间有限。
3）飞轮储能
飞轮储能在储能时，电能驱动电机运行，电机带动飞轮加速转动，飞轮以动能的形式 将能量存储起来；释能时，高速旋转的飞轮拖动电机发电，完成机械能到电能的转换。飞 轮储能比功率大，使用寿命长达 15-30 年，且响应速度可以达到毫秒级。因此飞轮储能主 要用于调频和 UPS。但因为其能量密度低且备电时长无法超过 30 分钟，因此无法应用于大 规模储能电站。
4）压缩空气储能
压缩空气储能技术源于燃气轮机技术。用电低谷通过电动机带动压缩机将空气压 缩并储存于储气室中，使电能转化为空气的内能以存储；用电高峰时，高压空气从储 气室释放，进入燃料室同燃料一起燃烧，驱动透平做工，带动发电机发电。压缩空气 储能是抽水蓄能之后另外一项适合 GW 级大规模电力储能的技术，除存储能量高之外， 其还具有能量密度和功率密度高、运营成本低、使用寿命长等优点，但与抽水蓄能类 似，压缩空气储能也受地理条件限制，其需要高气密性的洞穴作为储气室，这也进一 步限制了压缩空气储能的发展。
2.1.3 电化学储能
电化学储能即通过电化学反应完成电能和化学能之间的相互转换，从而实现电能的存 储和释放。目前主要应用的储能电池主要包括铅酸蓄电池、液流电池和锂离子电池等，未 来钠离子电池随产业链成熟也将逐步应用于储能。 1）铅酸电池是以二氧化铅为正极、金属铅为负极、硫酸溶液为电解液的一种二次电池， 发展至今已有 150 多年历史，是最早规模化使用的二次电池。铅酸电池的储能成本低，可 靠性好，效率较高，广泛应用于 UPS，也是我国早期大规模电化学储能的主导技术路线。但 因为铅酸电池循环寿命短、能量密度低、使用温度范围窄、充电速度慢，且铅金属对环境 影响较大，铅酸电池未来应用将会受极大程度限制。
2）液流电池技术路径包括全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等，其中，全 钒液流电池综合性能最佳、商业化程度最高。液流电池正、负极电解液储罐独立分离，放 置在堆栈外部，通过两个循环动力泵将正、负极电解液通过管道泵入液流电池堆栈中并持 续发生电化学反应，通过将化学能与电能进行相互转换作用来完成电能的储存和释放。液 流电池功率取决于电极反应面积大小，存储容量则取决于电解液体积与浓度，故液流电池 规模大小设计更为灵活多变。我们认为，在长时储能方面，全钒液流电池将具备成本优势， 较锂电池等其他技术路径具差异化竞争优势。
3）锂离子电池通过锂离子在正负极电极材料中的嵌入和脱嵌实现能量存储。锂离子电 池能量密度较高，寿命长，因此正逐渐成为电化学储能的主流路线。根据正极材料的不同， 锂离子电池又分为钴酸锂、锰酸锂、磷酸铁锂和三元电池等。 磷酸铁锂电池在储能领域综合优势显著，其能量密度适中，安全性、使用寿命均优于 其他电池类型，且成本较低；钴酸锂电池因金属钴的稀缺性价格远高于其他电池，且循环 寿命、安全性差，因此在储能领域几无应用；锰酸锂电池能量密度与磷酸铁锂电池相近， 价格虽低于磷酸铁锂，但使用寿命低导致其全生命周期度电成本高于磷酸铁锂电池，故应 用较少；三元电池能量密度远高于其他电池类型，使用寿命也可以达到 8-10 年，但安全性 相对较差，成本远高于磷酸铁锂电池，因此在不需要极高能量密度的储能领域，应用前景 弱于磷酸铁锂电池。
4）钠离子电池工作原理与锂离子电池类似，利用钠离子在正负极之间嵌脱过程实现充 放电。钠离子电池相对磷酸铁锂电池安全性能、低温性能、快充性能更高，成本更低，且 钠资源远比锂资源丰富且遍布全球各地，若钠离子能够广泛应用，中国将很大程度上摆脱 目前锂资源受限的情况。
2.2、 市场现状：存量以抽水蓄能为主，电化学储能主 导增量
抽水蓄能占据储能绝对份额，锂离子电池是电化学储能主流技术路线。中国各类型储 能装机量结构与全球情况相似，均以抽水蓄能为主要装机类型，占据 86%左右装机容量。中 国与全球电化学储能装机占比分别为 9.2%、7.8%。在电化学储能中，锂离子电池占据主导 地位，在中国与全球占比均为 90%左右。
2017-2021 年中国电化学储能累计装机规模增长 14 倍。中国储能发展路径与全球情况 类似，根据 CNESA，2021 年中国储能累计装机规模为 46.1GW，2017-2021 年累计装机量稳 步增长。电化学储能 2021 年累计装机量为 5.7GW，新增 2.5GW/yoy+55%。
2.3、 应用场景：多场景刚性需求，助力储能高速发展
根据储能系统安装位置，我们将其以发电侧、电网侧、用户侧分类。随着共享储能兴 起，发电侧与电网侧储能界限逐渐模糊，我们根据受益方不同，将新能源配储归类为发电 侧储能、用于调峰调频的储能为电网侧储能、用于分布式光储一体化及削峰填谷储能为用 户侧储能。各应用场景储能商业模式各异，各具应用必要性。
发电侧：短期用于新能源消纳，长期为满足“净负荷”重要途径
新能源发电不稳定，无法完全按照电网调度指令出力，储能电站将其多发电量进行存 储，并在出力低谷时放出，以此协助新能源消纳，并通过多发的弃风、弃光电量获取收益。 现阶段，我国新能源发电占比较低，消纳问题并不突出，仅靠弃风、弃光电量上网无法补 足储能费用，此商业模式经济性较差。 在新能源高比例接入下，电力系统净负荷将呈现“鸭型曲线”，在新能源发电衰退期 需有足够的爬坡资源，并最终在光伏出力为 0 的阶段满足叠加光伏和风电的净负荷。碳中 和情景下，火电等可调节电源占比较低，储能凭借其快速、精准调节的特性，将成为最合 适的爬坡资源，并可通过白天利用新能源发电高峰期存储的电量满足夜间用电需求。
电网侧：储能响应速度快，是参与辅助服务的绝佳资源
储能主要通过电力辅助服务市场实现在电网侧的价值。辅助服务是市场主体（包括发 电厂商、电力用户、储能企业）为了维护电力系统的安全稳定运行，向系统提供的服务性 产品，主要包括调峰、调频、备用容量等。
1） 调峰：电力市场改革阶段过渡产品
我国电力负荷峰谷差较大，而电力现货市场尚不完善，故推出调峰辅助服务，以调峰 补偿的方式，推动电力系统供需平衡。未来电力现货市场逐渐完善，调峰将逐步退出辅助 服务市场。
2）调频：储能调频较传统手段更为高效，是维持电网稳定的必要手段
调频服务是机组能在短时间内跟踪用电负荷变化，提供调频服务的机组通过接受发电 自动控制信号上调或下调其出力，通常情况下，这一调节过程在几秒钟时间内完成。调频 服务的目的是纠正系统出现的频率偏差，维持电力系统频率的稳定。我国电力系统的额定 功率为 50Hz，对 3GW 以上的大容量系统，正常频率偏差运行值为±0.2Hz，小系统则为± 0.5Hz。
用户侧：峰谷价差套利与容量费用管理提供明确收益模式
储能用于峰谷电价套利,用户可以在电价较低的谷期利用储能存储电能，在用电高峰期 使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，从而降低电力使用成本，并实 现峰谷电价套利。 两部制电价下，供电部门会以最大需量为依据，每月收取一定的基本电价。企业可以 利用储能系统进行容量费用管理，在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，从而 降低容量费用。
应用现状：国内以新能源配储为主，全球则以电源侧辅助服务为最大应用场景
根据 CESA，目前全球与中国电力系统储能均以新能源配储、电源辅助服务、电网侧储 能为主，其中，全球三者占比分别为 33%、37%、24%，分布较为均衡，中国则分别为 45%、 29%、22%，新能源配储占比显著高于其他场景。
3.1、 经济性：高电价地区已具备经济性，降本仍为关 键
随着全球碳中和进程加快，新能源发电占比逐渐增多，储能重要性凸显。现阶段，经 济性或为抑制储能放量关键因素。因此，我们在本章节对不同情景下储能经济性进行测算， 以对欧洲、美国储能装机是否源自自发性需求进行研判，并探寻中国储能迎来内生需求时 间节点，进而为美国、欧洲、中国储能未来需求测算提供依据。
目前，海外因电价峰谷价差较大、电价平均水平高、补贴支持力度大，即使储能系统 价格较高，亦可实现经济效益。对于中国，因电价较低、峰谷价差不足、补贴力度小等因 素，储能经济性仍较差，储能市场化应用仍在探索阶段。2021 年以来，中国对于新型储能 支持力度逐渐加大，通过多方面政策完善储能商业模式（拉大峰谷价差、支持电化学储能 参与调峰辅助服务、探索将电网替代型储能设施成本纳入输配电价回收、研究建立电网侧 独立储能电站容量电价机制、免除向电网送电的独立储能电站输配电价和政府性基金及附 加、地方政府对分布式储能进行补贴等），以此促进储能经济性，助其尽快实现市场化发 展。 除商业模式不完善外，储能系统成本高、利用小时数不足为储能经济效益差的主要瓶 颈。我们预计随关键原材料价格边际下行，储能系统成本将逐渐降低；利用小时数问题， 则将伴随商业模式完善、储能市场主体地位被确认等，逐渐解决。
对于采用两部制电价的工商业用户，储能可助其实现峰谷价差套利的同时，降低最大 需量，实现多元化经济收益。根据我们测算，对于成本为 1.5 元/Wh 的储能系统，若能同时 实现峰谷价差套利+需量费用管理，IRR 可超过 10%，经济效益极佳。
对于参与调频辅助服务市场的机组，其收益按照调节里程测算，故我们对调频储能单 位里程成本测算。核心假设如下：储能功率为 1MW，配储时长 0.5 小时，系统单位成本为 3 元/Wh，电池使用寿命为 5 年，年运维费用为初始投资 1%，储能调频响应时间为 1.8 分钟， 间隔时间 2 分钟，调频出力系数为 0.8，年运行天数 300 天，贴现率为 8%。在我们假设条 件下，测算得出调频储能里程成本约为 4.58 元/MW。 目前，全国辅助服务市场已渐趋成熟，按效果付费、“谁收益谁承担”等模式逐渐普 及，调频储能已有较大获益空间。以湖北省为例，其调频里程补偿=调节里程*综合调频性 能指标（KP）*出清价格*调节系数，其中，综合调频性能指标（KP）=调节速率（K1）*调节 精度（K2）*调节时间（K3），上限为 3，储能可达到理论上限；调频里程价格下限为 5 元 /MW；储能调节系数为 0.7。因此，在最低报价下，储能可获得理论补偿为 10.5 元/MW，远 高于单位里程成本。此外，当报价相同时，将根据 KP 决定出清顺序，储能 KP 可达到理论上 限，故将优先出清，利用小时数具有保障。
3.2、 市场空间：中美欧齐头并进，预计 2025 年全球需 求超 280GWh
3.2.1 美国：政策持续发力，储能有望持续领跑全球
2021 年美国电化学储能装机 3.5GW/yoy+133.3%，连续两年超过翻倍增长。2022 年美国 储能继续维持高增长态势，一季度装机 0.96GW/yoy+240%。展望未来，随拜登政府对新能源 及储能补贴力度加大，我们认为美国储能将维持高增速。 从装机场景来看，美国储能以表前为主，88%装机为表前储能，主要原因为电网老旧， 同时新能源发电占比逐年提升，需配备储能以协助消纳，满足电网调度需求。工商业与户 用储能目前占比较低，但随补贴力度加大，叠加美国当地电力市场成熟，经济性凸显，增 速或将高于表前储能。
对于工商业及户用储能，目前加州为美国最主要需求来源，主要原因为加州对分布式 能源及储能进行 SGIP 补贴，叠加 ITC 退税政策，加州用户侧储能经济性极佳。展望下一阶 段，美国户储 ITC 期限延长，将有效提振户储需求，此外，2022 上半年欧洲户储需求爆发 给我们带来启示，用电稳定性为居民侧刚需，美国近年来极端天气增多，2021 年德州等地 曾出现大规模断电现象，户储需求或接棒欧洲，迎来爆发。我们预计 2025 年美国工商业、 户用储能需求分别为 5.9GWh、13.5GWh，2021-2025 年 CAGR 分别为 109%、96%。
3.2.2 欧洲：2022 年需求迎爆发，高电价+补贴为储能需求提供 保障
2020 年欧洲电化学储能新增装机 0.8GW，同比降低 11%。家用储能新增装机 1.07GWh， 同比增长 43.5%，假设平均配储时长 2 小时（参考特斯拉 powerwall），占全部储能比重达 67%。
欧洲成为全球最大家用储能市场，主要源于德国家用储能的高渗透率。德国拥有全球 最高的家庭电价，因而催生出极高的户用光伏需求。同时，德国完善的电力市场现货交易 系统和针对户用储能的补贴政策，使户用储能具有较好的经济性。我们认为，在下一发展 阶段，得益于明确的商业模式和政府补贴，德国家用储能将持续提升在存量户用光伏中的 渗透率。
欧洲其他国家也开始在政策端发力，例如，英国国家电网电力系统运营商推出每周一 次的储能容量拍卖试验，并于 2020 年 10 月推出其动态遏制响应服务；瑞典 2021 年起向安 装家用储能系统的个人提供税收减免；意大利 2020 年 6 月推出新生态奖励政策，翻新项目 相关的光伏和储能系统可以享受 110%的税收减免。基于欧洲各国对储能的政策及补贴，欧 洲储能经济性已打通，户用储能市场需求开始崛起。 我们将欧洲户用储能与其他储能分别测算，预计 2025 年欧洲户用储能需求将为 20.95GWh，其他储能需求 6.5GWh，合计 27.45GWh，2021-2025 年 CAGR 达 77.3%。
3.2.3 中国：顶层政策指引，高增可期
中国电化学储能快速增长，但整体规模尚小。2021 年，中国电化学储能装机 2.4GW/yoy+53%。2022 上半年，储能维持高增速，装机 0.39GW/yoy+70%。中国电化学储能 在 2017-2021 年实现了近乎从无到有的突破，2017 年累计装机量仅 0.4GW，而至 2021 年增 长逾 13 倍，累计装机量达到 5.7GW。
于中国而言，目前储能经济性仍较差，尚不具备储能发展条件，但是强配储能政策可 有效刺激短期储能需求，叠加大基地与整县推进项目带来旺盛集中式、分布式风光电需求， 储能短期装机有望高速增长。长期来看，风光发电量占比将持续提升，且国家陆续出台政 策增厚储能经济效益（完善电力现货市场及辅助服务市场、积极探索将电网替代型储能设 施成本纳入输配电价回收、研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制、免除向电网送电 的独立储能电站输配电价和政府性基金及附加、拉大峰谷价差等），储能经济性边际向好， 我们看好国内储能长期发展前景。
我们将中国储能装机按照发电侧、电网侧、用户侧进行预测，预计 2025 年三个场景装 机需求分别为 53.93GWh、7.6GWh、14.76GWh，合计 76.3GWh，2021-2025 年 CAGR 达 111%。
3.2.4 其他市场：不同地区各具潜力，储能需求将逐步释放
2021 年，除中美欧的其他市场合计储能装机仅 2GW，尚未形成规模化应用。不过，多 地区已具备储能发展土壤，需求或将逐步释放。 韩国储能装机曾于 2018 年领跑全球，但彼时储能安全设计欠佳，且电池以三元路线为 主，安全事故频发，近两年储能实现负增长，展望未来，随 LG 等龙头企业开始发展磷酸铁 锂电池，液冷温控、消防产品逐渐成熟，安全问题困扰降低，韩国储能有望重回增长；澳 大利亚电力现货市场及辅助服务市场发展成熟，风光电普及率高，叠加多个州政府推出退 税/补贴政策，储能发展条件已完备，静待放量。此外，日本通过资金拨款支持储能发展， 非洲地区电网建设较差，需配备储能替代部分电网作用。综合来看，我们认为，随着碳中 和进程不断推进，中美欧外其他地区储能也将逐步放量，预计 2025 年需求为 25.3GWh， 2021-2025 年 CAGR 为 58.6%。
3.2.5 其他储能场景：通讯储能稳步发展，便携式储能蓝海初现
通信储能：锂电替代加速，预计 2025 年全球装机 60GWh
根据全球各地区通信市场现状及对锂电池需求来看，通信储能主要分为两大需求市场： 1）亚太（除中日韩）、非洲、中东和南美市场。此区域通信环境相对落后，对基站、后备 电源的性能要求高，锂电池较铅酸电池更具优势；2）中日韩、欧洲及北美市场：5G 基站加 速建设，带动锂电需求，同时锂电储能在 4G 基站逐步替换铅酸电池，带来增量空间。根据 GGII 预计，2025 年全球基站锂电池需求将达到 60GWh。
便携式储能：碳中和背景下新型衍生市场，预计 2025 年全球需求 15GWh
碳中和背景下，风光电大比例并网，供电稳定性难以保障，在碳中和进程较快的欧美 国家，应急备用电源已成为生活必要备用品，因此，便携式储能需求应运而生。除紧急备 电外，便携式储能还可用于户外旅行等场景。根据 GGII 预计，2025 年全球便携式储能锂电 池需求将为 15GWh，2021-2025 年 CAGR 达 80%。
电力系统储能 5 年约 17 倍增长空间：综合我们对全球各地区电力系统及其他储能测算， 预计 2025 年全球储能需求将达 288GWh，2021-2025 年 CAGR 达 53%。其中，电力系统储能 2025 年需求将达 213GWh，2021-2025 年 CAGR 达 78%，将主导储能增量。根据 BNEF 预测，2025 年储能系统成本将为约 1.4 元/Wh，2025 年全球储能市场空间将达 4032 亿元。
储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管 理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及 终端用户等。
4.1、 储能电池：降本与提升循环寿命为关注主线
完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、 储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管 理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统负责数据采集、网络 监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变 换。
储能电池系统由电池组和电池管理系统两部分组成。电池组是整个储能系统中成本占 比最高的部分，约占 70%，BMS 占比为 6%，储能电池系统占电化学储能成本比重达 76%。
目前我国主要储能电池提供商多为动力电池制造商。根据 CNESA 数据，2021 年我国储 能电池提供商排名前四企业均为动力电池制造商。
当下时间节点来看，欧洲户储行情已然演绎，下阶段美国户储或接力欧洲，继续带动 户储行业高增速；集中式储能方面，美国已到自发性配置时点，在硅料与碳酸锂价格边际下行预期下，储能需求确定性较强，国内则由强配政策驱动，同样具有较高装机预期。
4.2、 PCS：光伏逆变器企业抢占市场先机
储能变流器是连接于电池系统与电网之间，实现电能双向转换的装置。其既可以把电 池的直流电转换成交流电输送给电网，也可以把电网的交流电转换为直流电，供电池充电。 并网模式下，在负荷低谷期，储能变流器把电网的交流电整流成直流电给电池组充电，在 负荷高峰期，储能变流器把电池组中的直流电逆变成交流电反送到电网中；离网模式下， 储能变流器与主电网脱开，给本地的部分负荷提供满足电网电能质量要求的电能。
场景相似，技术同源，光伏逆变器厂商进军储能 PCS 领域有先发优势。储能变流器与 光伏逆变器在使用场景、技术原理、上游供应商和下游客户上有较高重合度，因此储能变 流器企业大多来自光伏逆变器厂商，行业竞争格局也类似。据中国化学与物理电源行业协 会储能应用分会统计数据显示，目前 PCS 上市企业有 30 家。根据 CNESA 统计，2021 年全球 市场中，储能 PCS 出货量排名前十位的中国储能 PCS 提供商包括阳光电源、科华数据、古 瑞瓦特和上能电气等公司。
储能变流器市场持续增长。根据 IHS Markit 发布的全球市场研究报告，到 2022 年， 并网型储能逆变器规模将增至 7GW。2018-2022 年全球储能逆变器市场规模预计为 63GW，呈 快速增长态势。
4.3、 储能温控：液冷加速渗透，温控量利齐升可期
温控指通过加热或冷却技术对某事物的温度进行有效控制和调节。温控系统与 BMS 配 合，对锂电池进行恒温恒湿控制，维持电池在安全运行参数范围内，提升电池在运行期间 的稳定性，避免电池进入热失控状态。 储能温控技术主要包括风冷、液冷、热管冷却、相变冷却。其中，风冷系统结构简单、 可靠性高、寿命长、成本低、易于实现，是目前国内主流技术路径。液冷系统散热效率高、 散热速度快，在高倍率、高容量场景下优势凸显，故全球储能系统正呈现液冷加速渗透， 取代风冷的趋势。热管冷却、相变冷却需与风冷、液冷配合使用，因价格较高，目前在储 能领域应用较少。
我们认为，全球储能系统利用率提升，对安全性提出更高要求，温控系统重要性凸显， 液冷系统凭借散热效率和速度优势，有望加速渗透。此外，欧美多国储能经济性较好，随 着锂电池原材料价格下降，对温控系统价格敏感度将降低，亦将对液冷系统应用形成正向 促进作用。我们预计 2025 年全球液冷渗透率将达到 45%，电力系统储能温控市场空间将达 107 亿元，2021-2025 年 CAGR 为 92%。液冷渗透率提升带动温控行业平均单位价值量提升， 储能温控复合增速将超储能行业平均增速。