中國儲能網(wǎng)訊：
市場概況：2021年國內(nèi)新增儲能裝機中大儲占比超95%，大儲（區(qū)別于戶用的小功率儲能，應(yīng)用在新能源電站、電網(wǎng)等場景的 儲能功率更大，簡稱為“大儲”）在國內(nèi)電化學(xué)儲能裝機中占據(jù)主導(dǎo)地位。
根據(jù)BNEF，2021年全球電化學(xué)儲能新增裝機為10GW/22GWh，分別同比+85.19%/+103.70%；同年中國 新增裝機為2.5GW/4.6GWh，分別同比+82.08%/+88.49%，從功率看，中國占全球新增的25%。
大儲在國內(nèi)電化學(xué)儲能裝機中占據(jù)主導(dǎo)地位。區(qū)別于戶用的小功率儲能，應(yīng)用在新能源電站、電網(wǎng)等場景的 儲能功率更大，本報告簡稱為“大儲”。根據(jù)CESA，2021年我國集中式新能源+儲能、電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲 能占當期電化學(xué)儲能裝機的96%，大儲在我國電化學(xué)儲能市場中發(fā)揮著舉足輕重的作用。
近兩年國內(nèi)儲能政策密集出臺
2021年來，多項儲能政策密集出臺，從數(shù)量上來看：2022H1共發(fā)布國家性政策52項：供給側(cè)相關(guān)政策共23項，其中產(chǎn)業(yè)側(cè)相關(guān)政策占比居多，共17個，鼓 勵技術(shù)側(cè)發(fā)展的政策有6項；需求側(cè)政策18項，市場機制相關(guān)政策11項。2022H1各省份地區(qū)共發(fā)布儲能相關(guān)政策437項：供給側(cè)相關(guān)政策177項，其中產(chǎn)業(yè)側(cè)政策占比居多，共 142項，技術(shù)側(cè)發(fā)布政策35項。需求側(cè)政策156項。市場機制政策53項，補貼類政策51項。
國家層面：總綱要及發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)政策落地
近兩年國內(nèi)政策方向主要針對發(fā)電側(cè)（并網(wǎng)側(cè)）、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)：從總綱要而言，2021年7月指出：2025年要實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達 3000萬千瓦以上，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。2022年3月再次重申“2025年實現(xiàn)新型儲能 規(guī)模化，2030年實現(xiàn)市場化”，本次重申刪除了具體規(guī)模要求，發(fā)展不設(shè)上限。發(fā)電側(cè)（并網(wǎng)側(cè)）上要求保障性規(guī)模之外的按照15%*4h的調(diào)峰能力，用戶側(cè)提出分時電價機制、部分地區(qū) 拉大峰谷價差到4:1，電網(wǎng)側(cè)提出儲能獨立第三方地位，參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)等。
省市層面：出臺新能源強制配儲要求
各省規(guī)定了保障性規(guī)模內(nèi)的強制配儲要求。2021年來已有23個省市區(qū)提出新能源配儲需求，配儲比例要求 多在10%-20%之間，配儲時長要求多在2h以上（部分省配置要求高達4h）。特別地，河北、浙江永康、山 東棗莊等地對分布式光伏也已提出配儲要求。強制配儲帶來國內(nèi)儲能市場快速增長。
發(fā)電側(cè)：國內(nèi)大儲招標井噴式增長，千億市場已現(xiàn)端倪
當前國內(nèi)市場，政策仍是核心驅(qū)動力，2021年來大儲招標持續(xù)增長。作為大型地面電站配套建設(shè)儲能，在 降本短期難以滿足的因素下，但當前經(jīng)濟性仍不足，政策仍然是項目開發(fā)核心驅(qū)動力。根據(jù)我們不完全統(tǒng)計， 2022年上半年公開招標已超過20GWh，隨2022年下半年地面光伏需求啟動，儲能招標和安裝將逐步加速。
招標容量時間分布來看，2022年6月后招標提速明顯。2022年以來國內(nèi)大儲項目招標量出現(xiàn)井噴式增長， 2022年6月來隨著系列政策的落地，大儲經(jīng)濟性有所好轉(zhuǎn)，項目招標隨之加速啟動。據(jù)我們不完全統(tǒng)計，1- 7 月 公 開 招 標 項 目 已 超 過 20GWh ， 其 中 1-7 月 啟 動 的 大 儲 項 目 設(shè) 備 系 統(tǒng) 及 EPC 招 標 容 量 分 別 為 606/409/2019/946/1363/2693/3008MWh，6-7月招標容量分別占比24.39%/27.24%。
用戶側(cè)：依靠儲能降低用電成本
國內(nèi)因峰谷價差拉大，工商業(yè)儲能或節(jié)約用電成本。國內(nèi)分布式儲能不是剛性需求，但隨峰谷價差拉大，依 靠儲能降低用電成本的需求不斷提升。我們假設(shè)50kW/100kWh的儲能項目；電池循環(huán)壽命5000次，每天 充放1次，則運營20年左右，儲能成本為1.9元/Wh。收益為：在電價谷值0.25元/kWh時充電，在電價峰值 0.95元/kWh時放電，即峰谷價差達到0.7元/kWh時，以節(jié)約電費作為儲能收益來計算IRR可達到9.78%左右。
高價格刺激新型商業(yè)模式出現(xiàn)
漲價后電站收益率下降，刺激共享儲能模式發(fā)展
儲能漲價使得電站收益率下降，強制配儲要求下，刺激獨立/共享儲能模式發(fā)展。假設(shè)100MW的運營規(guī)模， 配儲10%*2h，考慮到組件成本上漲，因此電站成本為4元/W，儲能成本為1.8元/W配儲后電站綜合成本為 4.36元/W（漲價前為4.1元/W），則較漲價前收益率下降2pct左右。因此漲價會影響一定的需求，但國內(nèi) 是強制配儲，獨立/共享儲能的模式將得以推廣。共享儲能指以電網(wǎng)為紐帶，將獨立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、 用戶側(cè)儲能電站資源進行全網(wǎng)的優(yōu)化配置，交由電網(wǎng)進行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，推動源網(wǎng)荷各端儲能能力全面釋放。
獨立/共享儲能有望成為我國儲能市場主要形式
獨立儲能電站建設(shè)如火如荼?，F(xiàn)在大部分大儲項目是電網(wǎng)旗下子公司招標建設(shè)并運營，是中國當前市場下儲 能盈利的很好的模式，這個商業(yè)模式可能再國內(nèi)成為主流。根據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2022年上半年并網(wǎng)投 運的獨立儲能電站共2座、啟動施工建設(shè)的項目共17個、進入/完成EPC和儲能設(shè)備招標的項目共64個，總計 規(guī)模9.24GW/18.55GWh；目前投運+建設(shè)的僅占7%左右，EPC/設(shè)備采購的占22%左右，71%項目還處在 規(guī)劃可研階段。隨需求提升，后期開工率有保證，行業(yè)長期發(fā)展有望持續(xù)向好。
政策支持方向明確，經(jīng)濟性有望進一步提升
政策方向1：取消儲能充電“兩費”：2022.6.7《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》：免除儲能充電輸配電價、政府基金 附加，充放電價差“再提升”：獨立儲能電站充電結(jié)算電價不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加”，避免充 電&放電過程重復(fù)征收兩項“中間價格”（以山東為例，政府性基金附加為0.0273元/kWh，輸配電價為 0.1717元/kWh，兩項便吞食掉0.2元/kWh峰谷價差）。
政策方向2：容量電價陸續(xù)推出： 風(fēng)光新能源的固定成本回收不確定性較大。固定成本回收缺乏穩(wěn)定預(yù)期，會使得發(fā)電投資風(fēng)險增加，難以有 效引導(dǎo)充足的發(fā)電容量投資，從長期來看無法保證發(fā)電容量充裕性，從而危及電力系統(tǒng)安全及電力市場穩(wěn)定。 因此，在許多國家建立競爭性電力批發(fā)市場的過程中，需要設(shè)計相應(yīng)的發(fā)電容量成本回收機制。2021年《關(guān) 于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中指出“要健全新型儲能價格機制，建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電 價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場”。2022年6月，山東首創(chuàng)容量補償電價，提出參與電力現(xiàn)貨市場 的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收取，標志著儲能建設(shè)至少具備容量補償電價的“保底收益”。
中美大儲發(fā)展路徑差異明顯
美國是全球規(guī)模最大的大儲市場
2021年美國裝機高增，是全球規(guī)模最大的大儲市場。2021年美國大儲新增3.5GW/9.7GWh，同增 300%/424% ， 累 計 裝 機 5.7GW/13.5GWh ， 是 全 球 第 一 的 大 儲 市 場 ；2021 年 中 國 大 儲 新 增 2.2GW/4.2GWh，同增88%/113%，累計裝機4.4GW/7.6GWh。平均配儲時長上，兩國均呈上升趨勢，美 國因市場化PPA定價機制，更高的配儲時長能獲得更高的PPA溢價，2021年平均配儲時長為2.6h，高于中國 的1.9h。
2025年美國儲能空間達48.7GW/149.3GWh
我們測算得到2022/2025年美國大儲新增容量需 圖表：美國儲能市場需求測算 求分別為7.7/48.7GW，21.1/149.3GWh： 集中式光伏配儲：我們預(yù)計2022/2025年美 國集中式光伏需求為22.5/69.9GW，累計裝 機分別為78.7/199.0GW，獨立儲能新增裝機 為0/4GW，配儲時長為2.8/3.1h；分布式光伏配儲：我們預(yù)計2022/2025年美 國分布式光伏需求為7.5/30.0GW，累計裝機 為 42.7/90.4GW ， 獨 立 儲 能 新 增 裝 機 為 0.3/2.2GW，配儲時長為2.6/3.0h； 風(fēng)電配儲：我們預(yù)計2022/2025年美國風(fēng)電 總需求為 14.7/21.1GW ， 累 計 裝 機 為 135.4/185.3GW，配儲時長為1.8/2.0h； 儲能總需求：基于上述假設(shè)，我們測算得 2022/2025 年 美 國 儲 能 市 場 總 需 求 為 7.7/48.7GW ， 21.1/149.3GWh ， 2022- 2025年CAGR分別為84.98%/91.83%。
新規(guī)范新技術(shù)應(yīng)用層出不窮
大儲蓄勢待發(fā)，相關(guān)標的有望受益
儲能產(chǎn)業(yè)鏈涉及環(huán)節(jié)眾多，多個公司有望受益。1）儲能系統(tǒng)：包含電池、PCS、BMS、EMS等多個環(huán)節(jié)， 具體標的包括寧德時代、億緯鋰能、陽光電源、南都電源、科士達、科華數(shù)據(jù)等，其中龍頭公司寧德時代、 比亞迪、陽光電源、錦浪科技等出口海外較多；2）工程EPC、并網(wǎng)檢測、后期運維：具體標的包括南網(wǎng)科 技、阿特斯、林洋能源、寶光電氣、萬里揚、電科院等。
電池：電芯大容量方向演進，中國儲能廠商加速布局
儲能電池材料體系以磷酸鐵鋰為主，電池向大容量方向持續(xù)演進。根據(jù)工信部要求，儲能型電池能量密度 ≥145Wh/kg，電池組能量密度≥110Wh/kg。循環(huán)壽命≥5000次且容量保持率≥80%。當前的電化學(xué)儲能 尤其是鋰電儲能技術(shù)進入了一個新變革周期，大電芯、高電壓、水冷/液冷等新產(chǎn)品新技術(shù)逐漸登上舞臺， 儲能系統(tǒng)向大容量方向在持續(xù)演進，同時鈉離子電池在未來憑借成本優(yōu)勢可能占據(jù)一席之位。
全球儲能電芯中國廠商出貨領(lǐng)先，寧德時代出貨量全球第一。根據(jù)測算，2021年全球儲能電芯出貨量 59.9GWh，其中寧德時代作為最大電芯供應(yīng)商占據(jù)榜首，出貨量16.7GWh，占比達27.9%；派能科技作為 戶儲龍頭，出貨1.5GWh，占比2.6%。我們預(yù)計2022年全球出貨114.9GWh，同增91.9%，其中寧德時代出 貨45.0GWh，同增169.5%；派能科技出貨3.5GWh，同增127.3%。
