儲(chǔ)能行業(yè)分析海內(nèi)外需求共振2023年大儲(chǔ)裝機(jī)彈性可期

儲(chǔ)能行業(yè)分析-海內(nèi)外需求共振2023年大儲(chǔ)裝機(jī)彈性可期1.全球儲(chǔ)能行業(yè)更大的爆發(fā)或在2023年儲(chǔ)能行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的條件已經(jīng)成熟。一方面，隨著技術(shù)的進(jìn)步與產(chǎn)能的擴(kuò)張，近年來(lái)風(fēng)電、光伏的發(fā)電成本與鋰離子電池的制造成本降幅顯著，在新能源上網(wǎng)側(cè)平價(jià)的基礎(chǔ)上，當(dāng)前全球正朝著“新能源+儲(chǔ)能”平價(jià)的方向快速前進(jìn)。另一方面，儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中的定位與商業(yè)模式正日漸清晰，目前美國(guó)、歐洲等發(fā)達(dá)地區(qū)儲(chǔ)能市場(chǎng)化發(fā)展的機(jī)制已基本建立，新興市場(chǎng)的電力系統(tǒng)改革亦持續(xù)加速，儲(chǔ)能行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的條件已經(jīng)成熟。2021年起全球儲(chǔ)能行業(yè)進(jìn)入高速發(fā)展階段。根據(jù)BNEF統(tǒng)計(jì)，2021年全球新增儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為10GW/22GWh，較2020年實(shí)現(xiàn)翻倍以上增長(zhǎng)，截至2021年底全球累計(jì)儲(chǔ)能裝機(jī)容量約為27GW/56GWh?？紤]到2021年底全球累計(jì)風(fēng)電/光伏裝機(jī)規(guī)模已達(dá)到837/942GW，以此推算儲(chǔ)能在全球風(fēng)電光伏裝機(jī)中的占比僅為1.5%，我們認(rèn)為儲(chǔ)能市場(chǎng)的高速增長(zhǎng)才剛剛開(kāi)始，行業(yè)發(fā)展前景廣闊。從規(guī)模體量來(lái)看，大型儲(chǔ)能是當(dāng)前全球儲(chǔ)能裝機(jī)的主力。從產(chǎn)品形態(tài)與銷售模式上來(lái)看，大致可以將儲(chǔ)能分為大型儲(chǔ)能與戶用儲(chǔ)能兩大類別，其中大型儲(chǔ)能以MWh級(jí)別以上的集裝箱式系統(tǒng)為主，終端客戶為大型電力公司或工商企業(yè)，主要通過(guò)集采、招標(biāo)等形式直接進(jìn)行銷售，B端屬性較強(qiáng)；而戶用儲(chǔ)能以5-20kWh的小型電池系統(tǒng)為主，終端客戶為分散的居民家庭，主要通過(guò)當(dāng)?shù)鼗慕?jīng)銷商、安裝商網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行銷售，具備一定的C端屬性。從結(jié)構(gòu)來(lái)看，過(guò)去幾年大型儲(chǔ)能的裝機(jī)占比約為80%左右，是全球儲(chǔ)能裝機(jī)的主要構(gòu)成部分。全球儲(chǔ)能行業(yè)更大的爆發(fā)或在2023年。在2021年高速增長(zhǎng)的基礎(chǔ)上，2022年全球儲(chǔ)能行業(yè)仍然延續(xù)了較高的景氣度，但增量更多來(lái)自于戶用儲(chǔ)能（尤其是歐洲地區(qū)），持續(xù)飆升的居民用電價(jià)格是最為核心的驅(qū)動(dòng)因素。而在上游原材料價(jià)格高企的背景下，對(duì)成本更為敏感的大型儲(chǔ)能市場(chǎng)2022年的需求則受到了一定程度的壓制。站在當(dāng)前的時(shí)間節(jié)點(diǎn)，我們認(rèn)為2023年全球儲(chǔ)能行業(yè)或迎來(lái)更大的爆發(fā)，從政策端來(lái)看，國(guó)內(nèi)新能源項(xiàng)目存在剛性的配套儲(chǔ)能需求，美國(guó)等海外市場(chǎng)的儲(chǔ)能補(bǔ)貼則有望逐步落地；從收益端來(lái)看，國(guó)內(nèi)獨(dú)立/共享儲(chǔ)能的商業(yè)模式有望在探索中走向成熟，海外電價(jià)中樞的上移以及電價(jià)波動(dòng)的加劇同樣有利于儲(chǔ)能收益空間的提升；從成本端來(lái)看，2023年隨著上游產(chǎn)能的逐步釋放，硅料、碳酸鋰等原材料價(jià)格拐點(diǎn)漸近，儲(chǔ)能裝機(jī)成本有望重回下行通道。2.國(guó)內(nèi)：發(fā)展模式漸明，2023年項(xiàng)目加速落地2.1.2022H1國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)節(jié)奏有所滯后，下半年有望加速政策勾勒發(fā)展前景，國(guó)內(nèi)各環(huán)節(jié)儲(chǔ)能發(fā)展模式逐漸清晰。2022年2月底，國(guó)家發(fā)改委、能源局正式印發(fā)《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》，進(jìn)一步明確了“到2025年新型儲(chǔ)能由商業(yè)化初期步入規(guī)?；l(fā)展階段、具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件”，“2030年新型儲(chǔ)能全面市場(chǎng)化發(fā)展”的目標(biāo)。此外，本次文件對(duì)發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能均進(jìn)行了明確的部署，各環(huán)節(jié)儲(chǔ)能發(fā)展模式逐漸清晰。2022年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目實(shí)際建設(shè)節(jié)奏有所滯后，但招標(biāo)快速放量。受制于疫情、原材料漲價(jià)等多方面因素的影響，2022年上半年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)節(jié)奏整體偏慢，根據(jù)中國(guó)化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)（CESA）的統(tǒng)計(jì)，2022H1國(guó)內(nèi)并網(wǎng)、投運(yùn)的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)總規(guī)模約為0.39GW/0.92GWh。但從招標(biāo)的角度來(lái)看，Q2起國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能招標(biāo)明顯提速，據(jù)我們不完全統(tǒng)計(jì)1-9月總招標(biāo)容量超過(guò)60GWh（主要統(tǒng)計(jì)EPC、儲(chǔ)能集成系統(tǒng)以及相關(guān)設(shè)備），其中Q1/Q2/Q3分別為4.5/18.2/39.6GWh，招標(biāo)規(guī)模逐季提升。因此，我們認(rèn)為后續(xù)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)仍有較強(qiáng)支撐，預(yù)計(jì)2022年下半年起項(xiàng)目建設(shè)速度將明顯加快。2.2.

新能源配套儲(chǔ)能有望率先放量新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能有望成為國(guó)內(nèi)率先放量的應(yīng)用場(chǎng)景，主要的驅(qū)動(dòng)因素為政策強(qiáng)制要求。在國(guó)家政策層面，根據(jù)能源局2021年7月印發(fā)的《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購(gòu)買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，超過(guò)電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的新能源裝機(jī)規(guī)模按照15%的掛鉤比例配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)為4小時(shí)以上。而在2021年國(guó)內(nèi)各省發(fā)布的風(fēng)電、光伏項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)性配臵規(guī)則中，儲(chǔ)能已基本成為新能源項(xiàng)目“標(biāo)配”，目前已有近20個(gè)省份出臺(tái)了新能源配套儲(chǔ)能的具體量化要求，大部分省份的儲(chǔ)能配比在10%-20%的區(qū)間內(nèi)，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)則基本為1-2小時(shí)。我們根據(jù)各省已經(jīng)發(fā)布的風(fēng)光項(xiàng)目競(jìng)配結(jié)果以及儲(chǔ)能配臵要求對(duì)國(guó)內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能的規(guī)模進(jìn)行了大致測(cè)算，目前配套儲(chǔ)能項(xiàng)目的規(guī)模已接近50GWh，預(yù)計(jì)這部分儲(chǔ)能項(xiàng)目將從2022年起逐步落地。未來(lái)國(guó)內(nèi)新能源項(xiàng)目?jī)?chǔ)能配套比例及儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)要求將繼續(xù)提升。當(dāng)新能源發(fā)電占比較低時(shí)，儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)中主要起輔助作用，用于解決短時(shí)間、小范圍的供需不平衡，而隨著新能源逐步成為電力系統(tǒng)的主體，儲(chǔ)能系統(tǒng)需要發(fā)揮的作用將愈發(fā)重要，相應(yīng)的配臵比例及儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)亦將明顯提升。尤其是對(duì)于新能源發(fā)展較快的三北大型清潔能源基地，現(xiàn)在主流的10%/2h的儲(chǔ)能配臵要求已較難滿足實(shí)際的需求，2022年以來(lái)新疆、內(nèi)蒙古、甘肅等地大型風(fēng)光基地的儲(chǔ)能配臵時(shí)長(zhǎng)要求已達(dá)到4小時(shí)。短期內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能收益機(jī)制尚待建立，市場(chǎng)化是長(zhǎng)期方向。目前國(guó)內(nèi)新能源配套儲(chǔ)能尚無(wú)明確收益模式，投資業(yè)主更多把配套儲(chǔ)能作為額外的成本項(xiàng)進(jìn)行考慮，我們認(rèn)為打通新能源配套儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵在于建立市場(chǎng)化的收益補(bǔ)償機(jī)制。2022年1月國(guó)家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見(jiàn)》已明確提出2025年初步建成全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)，初步形成有利于新能源、儲(chǔ)能等發(fā)展的市場(chǎng)交易和價(jià)格機(jī)制。具體到新能源配套儲(chǔ)能項(xiàng)目而言，推動(dòng)新能源參與電力市場(chǎng)交易、推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)、持續(xù)完善電力輔助服務(wù)市場(chǎng)等改革方向都將擴(kuò)大儲(chǔ)能項(xiàng)目在電力市場(chǎng)中的收益來(lái)源與套利空間，助力儲(chǔ)能項(xiàng)目自身經(jīng)濟(jì)性的提升。2022下半年起國(guó)內(nèi)大型風(fēng)光項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)度有望明顯加快，配套儲(chǔ)能項(xiàng)目加速落地。2022年上半年受疫情、硅料緊缺、裝機(jī)成本高企等多方面影響，大型風(fēng)光項(xiàng)目建設(shè)進(jìn)度相對(duì)較慢，上半年國(guó)內(nèi)新增風(fēng)電、地面光伏裝機(jī)僅為12.9GW/11.2GW，與此前預(yù)期存在一定差距。考慮到2021年以來(lái)國(guó)內(nèi)風(fēng)機(jī)招標(biāo)持續(xù)放量，而光伏硅料的產(chǎn)出亦從四季度起實(shí)質(zhì)性放量（七八月份受檢修、限電、疫情等因素并未充分釋放），我們對(duì)2022年下半年以及2023年國(guó)內(nèi)大型風(fēng)光項(xiàng)目裝機(jī)持積極態(tài)度，相應(yīng)的配套儲(chǔ)能亦有望加速落地。共享/獨(dú)立儲(chǔ)能興起，未來(lái)有望貢獻(xiàn)較大增量。從電力調(diào)度的角度出發(fā)，每個(gè)新能源場(chǎng)站單獨(dú)配建一個(gè)儲(chǔ)能電站往往不是系統(tǒng)的整體最優(yōu)方案，前期發(fā)改委、能源局文件中已多次提出探索推廣共享儲(chǔ)能模式，發(fā)揮儲(chǔ)能“一站多用”的共享作用。相較于新能源場(chǎng)站單獨(dú)配建的儲(chǔ)能電站，獨(dú)立/貢獻(xiàn)儲(chǔ)能的潛在收益來(lái)源更加豐富，包括容量租賃費(fèi)用、峰谷套利、調(diào)峰調(diào)頻、容量電價(jià)補(bǔ)償?shù)取Ｄ壳皣?guó)內(nèi)部分省份獨(dú)立/共享儲(chǔ)能的盈利模型已初步建立，隨著收益模式在探索中走向成熟，國(guó)內(nèi)獨(dú)立/共享儲(chǔ)能有望迎來(lái)快速發(fā)展。2022年山東、浙江、河北、廣西等省份相繼下發(fā)新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目名單，合計(jì)總規(guī)模超過(guò)10GW，因此在新能源場(chǎng)站自行配套的儲(chǔ)能項(xiàng)目以外，我們預(yù)計(jì)未來(lái)獨(dú)立/共享儲(chǔ)能也有望貢獻(xiàn)較大的裝機(jī)增量。國(guó)內(nèi)部分省份獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目或已具備一定經(jīng)濟(jì)性。我們以山東為例對(duì)國(guó)內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了簡(jiǎn)單測(cè)算，在我們的假設(shè)模型下，山東獨(dú)立儲(chǔ)能電站的全投資收益率約為8.2%，靜態(tài)回收期9-10年，已具備一定的經(jīng)濟(jì)性。隨著前期示范項(xiàng)目的逐步落地，國(guó)內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能的收益模式有望得到更好的驗(yàn)證，后續(xù)各類投資主體的積極性有望明顯提升，從今年的項(xiàng)目招標(biāo)情況來(lái)看，獨(dú)立/共享儲(chǔ)能項(xiàng)目已經(jīng)占據(jù)了相當(dāng)?shù)谋壤?023年國(guó)內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能收益率仍有提升空間。一方面，隨著新能源發(fā)電占比的提升，部分省份電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的峰谷價(jià)差有望繼續(xù)拉大，從而提升儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間。此外，若后續(xù)上游鋰資源價(jià)格下行，則儲(chǔ)能電池及項(xiàng)目整體初始投資成本存在下降空間，同樣有利于項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的提升。2.3.電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能潛力巨大，期待成本疏導(dǎo)機(jī)制建立作為直接負(fù)責(zé)電力系統(tǒng)調(diào)度、維護(hù)電力供需平衡的主體，國(guó)內(nèi)電網(wǎng)公司同樣具備較強(qiáng)的儲(chǔ)能配臵需求。當(dāng)前國(guó)內(nèi)電網(wǎng)公司均已設(shè)定了規(guī)模宏大的中長(zhǎng)期儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)劃，例如國(guó)網(wǎng)董事長(zhǎng)2022年2月于《人民日?qǐng)?bào)》刊登署名文章，明確提出“力爭(zhēng)到2030年公司經(jīng)營(yíng)區(qū)抽蓄電站裝機(jī)由目前2630萬(wàn)千瓦提高到1億千瓦、電化學(xué)儲(chǔ)能由300萬(wàn)千瓦提高到1億千瓦”的目標(biāo)。2021年5月發(fā)布的《南方電網(wǎng)公司建設(shè)新型電力系統(tǒng)行動(dòng)方案（2021-2030年）白皮書(shū)》中亦提出“十四五”和“十五五”期間，南方電網(wǎng)將分別投產(chǎn)500萬(wàn)千瓦和1500萬(wàn)千瓦抽水蓄能，分別投產(chǎn)2000萬(wàn)千瓦新型儲(chǔ)能。電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能核心的驅(qū)動(dòng)因素在于建立成本疏導(dǎo)機(jī)制。目前全國(guó)范圍內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的成本較難通過(guò)輸配電價(jià)等形式傳導(dǎo)至終端電力用戶，因此電網(wǎng)投資新型儲(chǔ)能的積極性相對(duì)較低?！丁笆奈濉毙滦蛢?chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》中已明確提出建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制以及探索將電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收。我們認(rèn)為2021年5月發(fā)改委印發(fā)的

《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》可以作為一個(gè)可比的參考，若后續(xù)新型儲(chǔ)能能夠享受類似于抽水蓄能的兩部制電價(jià)，引入可向終端電力用戶傳導(dǎo)的容量電價(jià)作為項(xiàng)目投資方的固定補(bǔ)償，則電網(wǎng)及其他主體投資電網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能的積極性有望被充分調(diào)動(dòng)。2.4.工商業(yè)儲(chǔ)能需求空間有望逐步打開(kāi)國(guó)內(nèi)工業(yè)用戶存在配臵儲(chǔ)能的潛在需求，保障供電穩(wěn)定性及降低綜合用電成本是主要驅(qū)動(dòng)因素。受能耗雙控、極端天氣等多種因素影響，2021年以來(lái)國(guó)內(nèi)多地限電現(xiàn)象頻發(fā)，嚴(yán)重影響高耗能企業(yè)的正常生產(chǎn)，與此同時(shí)工業(yè)用戶的用電成本亦明顯上升。2021年以來(lái)國(guó)家層面密集發(fā)布各類政策，整體的思路是推動(dòng)工商業(yè)用戶全部進(jìn)入電力市場(chǎng)、高耗能企業(yè)市場(chǎng)交易電價(jià)不受上浮比例限制、拉大峰谷價(jià)差、新增可再生能源不計(jì)入能耗指標(biāo)等，因此我們認(rèn)為當(dāng)前國(guó)內(nèi)工商業(yè)用戶配臵儲(chǔ)能的需求已較為迫切。2022年國(guó)內(nèi)工商業(yè)用電峰谷價(jià)差明顯拉大，儲(chǔ)能收益空間提升。對(duì)于工業(yè)用戶而言，配儲(chǔ)儲(chǔ)能的形式主要包括兩種，一是與分布式光伏結(jié)合，二是單獨(dú)配臵儲(chǔ)能電站。對(duì)于前者而言，儲(chǔ)能的作用主要體現(xiàn)在提升自發(fā)自用比例，與此同時(shí)在電網(wǎng)供電受限的情況下保障部分電力供應(yīng)；后者的作用則主要為削峰填谷，主要收益來(lái)源為峰谷套利。自2021年底《關(guān)于組織開(kāi)展電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》下發(fā)以來(lái)，全國(guó)各省市的工商業(yè)最大峰谷價(jià)差顯著拉大，2022年10月國(guó)內(nèi)已有十余個(gè)省市電網(wǎng)代理購(gòu)電最大峰谷價(jià)差超過(guò)0.7元/kWh，工商業(yè)儲(chǔ)能的收益空間正逐步打開(kāi)。短期內(nèi)初始投資成本上行壓制國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性，后續(xù)電池價(jià)格回落后需求有望快速啟動(dòng)。在儲(chǔ)能初始投資2元/Wh，年運(yùn)行天數(shù)300天，每天兩充兩放，峰谷價(jià)差0.7元/kWh的假設(shè)下，我們測(cè)算國(guó)內(nèi)5MWh工商業(yè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的IRR約為7.9%，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性尚未充分體現(xiàn)。隨著未來(lái)國(guó)內(nèi)工商業(yè)峰谷價(jià)差的進(jìn)一步擴(kuò)大以及電池價(jià)格的回落，我們看好國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性將逐步凸顯，后續(xù)裝機(jī)需求有望大規(guī)模啟動(dòng)。2.5.2022年起國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模有望成倍提升綜上所述，我們認(rèn)為國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能行業(yè)已正式進(jìn)入發(fā)展快車道，我們測(cè)算2025年國(guó)內(nèi)新增儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模有望超過(guò)100GWh，對(duì)應(yīng)2022-2025年復(fù)合增速超過(guò)100%。從結(jié)構(gòu)上來(lái)看，我們預(yù)計(jì)十四五期間新能源配套儲(chǔ)能將率先放量，電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲(chǔ)能則將隨后大規(guī)模啟動(dòng)。新能源發(fā)電側(cè)：2021年國(guó)內(nèi)風(fēng)電+地面光伏電站新增裝機(jī)規(guī)模約為73GW，以此測(cè)算儲(chǔ)能配套比例約為1.1%。我們預(yù)計(jì)2022年起國(guó)內(nèi)新增風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模將保持較快增長(zhǎng)，同時(shí)在政策驅(qū)動(dòng)下儲(chǔ)能配套比例將顯著提升。假設(shè)2025年國(guó)內(nèi)新增風(fēng)電以及集中式光伏電站的儲(chǔ)能配套比例為20%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)由2h逐步提升至2.5h，則相應(yīng)的新能源配套儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到73GWh。電源側(cè)輔助服務(wù)：2021年國(guó)內(nèi)總發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到2377GW，配套輔助服務(wù)儲(chǔ)能的裝機(jī)比例不到0.1%，而發(fā)達(dá)電力市場(chǎng)中輔助服務(wù)費(fèi)用占總電費(fèi)的比例一般超過(guò)1.5%。在國(guó)內(nèi)總電力裝機(jī)平穩(wěn)增長(zhǎng)的背景下，我們假設(shè)2025年配套輔助服務(wù)儲(chǔ)能的比例為0.4%，則對(duì)應(yīng)的電源側(cè)輔助服務(wù)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到4GWh。電網(wǎng)側(cè)：隨著我國(guó)電氣化率的持續(xù)提升，近年來(lái)全國(guó)電網(wǎng)最高發(fā)電負(fù)荷呈較快增長(zhǎng)，而根據(jù)國(guó)務(wù)院《關(guān)于印發(fā)2030年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案的通知》中的要求，到2030年省級(jí)電網(wǎng)將基本具備5%以上的尖峰負(fù)荷響應(yīng)能力。我們預(yù)計(jì)負(fù)荷響應(yīng)能力將主要由電網(wǎng)側(cè)的抽水蓄能與新型儲(chǔ)能提供，根據(jù)《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》十四五/十五五末國(guó)內(nèi)抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)將達(dá)到62/120GW，以此倒推2025/2030年電網(wǎng)側(cè)新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到18GWh。用戶側(cè)：目前國(guó)內(nèi)工商業(yè)光伏滲透率不到2%，而工商業(yè)儲(chǔ)能則處于發(fā)展初期，隨著未來(lái)峰谷價(jià)差的拉大，預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性將逐漸顯現(xiàn)。2020年國(guó)內(nèi)工業(yè)用戶總裝接容量約為3273GW，若假設(shè)未來(lái)保持5%的年均增長(zhǎng)，同時(shí)工商業(yè)儲(chǔ)能滲透率提升至0.3%，則20205/2030年國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)能的裝機(jī)空間將達(dá)到16GWh。3.海外：收益上行疊加成本下降預(yù)期，2023年大儲(chǔ)彈性可期3.1.2022年海外戶儲(chǔ)市場(chǎng)高景氣，2023年大儲(chǔ)有望接力海外發(fā)達(dá)地區(qū)儲(chǔ)能市場(chǎng)已進(jìn)入經(jīng)濟(jì)性驅(qū)動(dòng)的自發(fā)增長(zhǎng)階段。一方面，目前海外發(fā)達(dá)地區(qū)已進(jìn)入新能源裝機(jī)替代存量火電裝機(jī)的階段，美國(guó)、歐盟（27國(guó)）的火電總裝機(jī)分別于2011、2012年達(dá)到峰值，電力體系對(duì)儲(chǔ)能的需求更為迫切。另一方面，在海外發(fā)達(dá)地區(qū)市場(chǎng)化的電力體制下，發(fā)電側(cè)的成本能夠通過(guò)電力市場(chǎng)較為順暢地傳導(dǎo)至終端電力用戶，儲(chǔ)能項(xiàng)目具備豐富的收益來(lái)源。因此，目前除中國(guó)以外，全球儲(chǔ)能市場(chǎng)主要分布在美國(guó)、歐洲、日韓、澳洲等發(fā)達(dá)地區(qū)。歐洲電價(jià)大幅上行刺激戶用儲(chǔ)能需求爆發(fā)，貢獻(xiàn)2022年海外儲(chǔ)能裝機(jī)的主要增量。與國(guó)內(nèi)情況不同，絕大多數(shù)海外地區(qū)的居民電價(jià)水平明顯高于工商業(yè)電價(jià)，因此海外用戶側(cè)儲(chǔ)能主要集中在居民家庭端，近年來(lái)戶用儲(chǔ)能在海外整體儲(chǔ)能裝機(jī)中的占比達(dá)到30%左右。2022年俄烏沖突等因素導(dǎo)致歐洲天然氣及電力價(jià)格大幅飆升，戶用儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性與居民接受度隨之明顯提升，2022年戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)成為拉動(dòng)海外儲(chǔ)能裝機(jī)增長(zhǎng)的主要因素。2023年海外大儲(chǔ)市場(chǎng)有望接力戶儲(chǔ)市場(chǎng)，實(shí)現(xiàn)裝機(jī)的高速增長(zhǎng)?？紤]到海外戶用儲(chǔ)能仍處于滲透早期，且短期內(nèi)歐洲居民電價(jià)大概率仍將維持高位，我們預(yù)計(jì)2023年海外戶儲(chǔ)市場(chǎng)的高景氣度仍將延續(xù)，但裝機(jī)增速或隨著基數(shù)的提升而有所下滑。相對(duì)而言，我們認(rèn)為2023年海外大儲(chǔ)市場(chǎng)的裝機(jī)彈性更值得期待，由于海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的開(kāi)發(fā)建設(shè)周期相對(duì)較長(zhǎng)，2022年儲(chǔ)能項(xiàng)目收益端的調(diào)整速度滯后于成本端的上漲速度，2023年情況或迎來(lái)反轉(zhuǎn)。一方面電價(jià)中樞上漲后海外儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益有望于2023年明顯抬升，另一方面電池價(jià)格有望于2023年步入下行通道，儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的提升將有效刺激裝機(jī)需求。3.2.2022年起海外大儲(chǔ)收益端已有明顯抬升海外大儲(chǔ)收益模式較為多元化，電力市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)是關(guān)鍵。相較于戶用儲(chǔ)能，海外大型儲(chǔ)能的商業(yè)模式更為復(fù)雜，收益很大程度上取決于不同地區(qū)電力市場(chǎng)機(jī)制的設(shè)計(jì)。例如德國(guó)的大型儲(chǔ)能項(xiàng)目基本只能通過(guò)頻率抑制備用（FCR）獲取收益，近年來(lái)發(fā)展相對(duì)緩慢，而供電側(cè)儲(chǔ)能收益模式較為成熟的美國(guó)（加州、德州等）、英國(guó)、澳大利亞等地區(qū)大儲(chǔ)的發(fā)展則相對(duì)較快。此外，由于海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益很大程度上取決于電力市場(chǎng)的交易結(jié)果，因此即便是同一地區(qū)，大儲(chǔ)的收入結(jié)構(gòu)也并非一成不變，以2016年底投運(yùn)的加州Pomona儲(chǔ)能項(xiàng)目為例，2021年前其主要收入來(lái)源為輔助服務(wù)市場(chǎng)，2021年后峰谷套利逐漸成為主要的收益來(lái)源。2022年起海外大儲(chǔ)收益率整體抬升。目前海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的主要收益來(lái)源包括容量電價(jià)、峰谷套利、輔助服務(wù)等，從英國(guó)和美國(guó)加州的實(shí)際電力市場(chǎng)交易結(jié)果來(lái)看，2022年起海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益呈明顯上升趨勢(shì)。3.2.1.容量電價(jià)：確定性較高的固定收益，近年來(lái)成交價(jià)格持續(xù)上行容量電價(jià)是海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目最具確定性的收益來(lái)源，近年來(lái)出清價(jià)格持續(xù)上行。在英國(guó)、美國(guó)加州等地區(qū)，儲(chǔ)能項(xiàng)目可與大型電網(wǎng)企業(yè)簽訂長(zhǎng)期容量電價(jià)合約，按照自身能夠提供的容量（通常需根據(jù)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)折算）獲取月度或年度固定補(bǔ)償，在海外儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益來(lái)源中，容量電價(jià)具有較高的確定性。隨著傳統(tǒng)火電機(jī)組的逐步退役以及電價(jià)中樞的上漲，近年來(lái)海外地區(qū)容量電價(jià)整體呈上行趨勢(shì)，例如英國(guó)2022年2月舉辦的T-4容量市場(chǎng)拍賣出清價(jià)格創(chuàng)下30.59英鎊/kW/年的歷史新高，有近3.3GW的電池儲(chǔ)能項(xiàng)目中標(biāo)（降額折算后約為1.09GW）；2022年加州ResourceAdequacy平均成交價(jià)格亦超過(guò)6美元kW/月，較2017-2018年的低點(diǎn)提升超過(guò)一倍。3.2.2.峰谷套利：電價(jià)波動(dòng)加劇，儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間提升新能源滲透導(dǎo)致海外地區(qū)電力批發(fā)市場(chǎng)峰谷價(jià)差擴(kuò)大，儲(chǔ)能收益空間打開(kāi)。從中長(zhǎng)期的趨勢(shì)來(lái)看，隨著新能源發(fā)電占比的提升，海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力批發(fā)市場(chǎng)中的峰谷價(jià)差將持續(xù)擴(kuò)大。以美國(guó)加州為例，隨著光伏裝機(jī)的快速增長(zhǎng)，近年來(lái)電力系統(tǒng)凈負(fù)載（用電負(fù)荷-新能源出力）曲線的形態(tài)發(fā)生了明顯改變，早晚高峰（光伏出力小）與午間低谷之間（光伏出力大）的差距顯著擴(kuò)大，導(dǎo)致電力批發(fā)市場(chǎng)的最大峰谷價(jià)差（日前市場(chǎng)）由2016年的約20美元/MWh提升至2021年的約60美元/MWh。峰谷價(jià)差的擴(kuò)大意味著儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間的提升，2021年以來(lái)峰谷套利已逐漸成為加州儲(chǔ)能項(xiàng)目主要的收益來(lái)源。電價(jià)上漲疊加電力市場(chǎng)波動(dòng)加劇，海外儲(chǔ)能項(xiàng)目套利空間進(jìn)一步提升。在日內(nèi)峰谷價(jià)差拉大的同時(shí)，2021年以來(lái)海外電力市場(chǎng)的波動(dòng)亦明顯加劇，而電價(jià)波動(dòng)的加劇意味著更大的潛在套利空間，同樣有利于儲(chǔ)能項(xiàng)目收益的提升。根據(jù)加州儲(chǔ)能項(xiàng)目的實(shí)際交易數(shù)據(jù)，儲(chǔ)能在電能量市場(chǎng)的套利收益中有相當(dāng)大的比例來(lái)自于少數(shù)幾個(gè)極端電價(jià)出現(xiàn)的日期，例如2021Q1加州Pomona儲(chǔ)能項(xiàng)目總收益為121萬(wàn)美元，其中2/14-2/18美國(guó)南部暴風(fēng)雪期間5天的收益就達(dá)到34萬(wàn)美元。3.2.3.輔助服務(wù)：市場(chǎng)容量相對(duì)有限，市場(chǎng)飽和后收益可能下降近年來(lái)海外發(fā)達(dá)地區(qū)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)整體呈擴(kuò)大趨勢(shì)，但市場(chǎng)容量或相對(duì)有限。在英國(guó)等地區(qū)近年來(lái)調(diào)頻輔助服務(wù)是儲(chǔ)能項(xiàng)目主要的收益來(lái)源，且收益相當(dāng)可觀，例如當(dāng)前英國(guó)DC輔助服務(wù)的出清價(jià)格在10英鎊/MW/h以上，對(duì)應(yīng)每kW的年化收入超過(guò)80英鎊。但整體上看，調(diào)頻輔助服務(wù)的市場(chǎng)容量相對(duì)有限（例如英國(guó)DC、FFR輔助服務(wù)市場(chǎng)總規(guī)模僅為數(shù)百M(fèi)W），隨著越來(lái)越多的電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目進(jìn)入市場(chǎng)，輔助服務(wù)市場(chǎng)的價(jià)格或?qū)⒚媾R一定壓力，近年來(lái)德國(guó)、美國(guó)PJM、美國(guó)CAISO等電力市場(chǎng)均經(jīng)歷了“輔助服務(wù)價(jià)格高企-大量?jī)?chǔ)能項(xiàng)目進(jìn)入市場(chǎng)-輔助服務(wù)價(jià)格下降-儲(chǔ)能項(xiàng)目收益下降”的發(fā)展過(guò)程。3.3.部分海外地區(qū)大儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性或已較為理想，2023年裝機(jī)有望大規(guī)模啟動(dòng)在當(dāng)前的收益水平下，美國(guó)加州等部分海外地區(qū)大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性或已較為理想。如前所述，海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益很大程度上取決于電力市場(chǎng)的交易出清情況，因此難以通過(guò)一個(gè)穩(wěn)態(tài)的模型進(jìn)行收益率的測(cè)算。因此，我們根據(jù)美國(guó)聯(lián)邦能源管理委員會(huì)（FERC）公開(kāi)的電力交易信息對(duì)美國(guó)加州儲(chǔ)能項(xiàng)目的實(shí)際收益情況進(jìn)行了大致匡算，以加州Pomona20MW/80MWh儲(chǔ)能項(xiàng)目為例，該項(xiàng)目于2016年底投運(yùn)，初始投資為4000-4500萬(wàn)美元，主要通過(guò)以下三種形式獲取收益。

容量電價(jià)：該項(xiàng)目2016年與加州公用事業(yè)公司SCE簽訂了10年的ResourceAdequacy購(gòu)買合約，價(jià)格約為11-12美元/kW/月，折算成項(xiàng)目年收益約為264-288萬(wàn)美元。

峰谷套利：該項(xiàng)目最近4個(gè)季度（21Q2-22Q2）參與電能量市場(chǎng)交易獲得的凈收益約為273萬(wàn)元。輔助服務(wù)：該項(xiàng)目最近4個(gè)季度（21Q2-22Q2）參與輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得的凈收益約為88萬(wàn)元。綜上，參照最近4個(gè)季度的實(shí)際運(yùn)行情況，我們推算該儲(chǔ)能項(xiàng)目當(dāng)前的年收益超過(guò)600萬(wàn)美元，靜態(tài)回收期8-9年左右?？紤]到該項(xiàng)目建設(shè)時(shí)間較早，初始投資成本較高（超過(guò)0.5美元/Wh），若按照0.3美元/Wh的投資成本重臵，則項(xiàng)目的IRR可達(dá)17%，靜態(tài)回收期4-5年，經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)相當(dāng)突出。2021-2022年海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目延期現(xiàn)象普遍，2023年積壓項(xiàng)目有望集中啟動(dòng)。隨著收益模型的建立，近年來(lái)美國(guó)、英國(guó)、澳洲等地區(qū)大型儲(chǔ)能項(xiàng)目層出不窮，但裝機(jī)成本的大幅上漲與海運(yùn)、疫情等擾動(dòng)因素導(dǎo)致建設(shè)進(jìn)度有所滯后，項(xiàng)目出現(xiàn)較大程度上的堆積。根據(jù)美國(guó)清潔能源協(xié)會(huì)ACP統(tǒng)計(jì)，2022上半年美國(guó)延期的大型風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目達(dá)到32.4GW，較2021年底新增超20GW，截至2022H1延期的儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)體量達(dá)到4.2GW。截至2021年底，英國(guó)亦有27GW的累計(jì)儲(chǔ)能項(xiàng)目提交量，其中2021年新增規(guī)模超過(guò)11GW。隨著2023年上游鋰資源產(chǎn)能迎來(lái)較大釋放，我們預(yù)計(jì)電池價(jià)格拐點(diǎn)漸近，裝機(jī)成本下行的預(yù)期下海外大型儲(chǔ)能項(xiàng)目的建設(shè)進(jìn)度有望明顯加快，裝機(jī)彈性巨大。2023年全球儲(chǔ)能行業(yè)景氣延續(xù)，大儲(chǔ)裝機(jī)彈性有望超越戶儲(chǔ)。綜上，當(dāng)前海內(nèi)外儲(chǔ)能市場(chǎng)均已步入規(guī)?；l(fā)展階段，在供電側(cè)及用戶側(cè)兩方面需求的推動(dòng)下，全球儲(chǔ)能市場(chǎng)有望保持強(qiáng)勁增長(zhǎng)。從結(jié)構(gòu)來(lái)看，2022年海外戶用儲(chǔ)能增速最快，2023年仍將保持高速增長(zhǎng)，但由于基數(shù)提升，增速大概率下滑。相較而言2022年海內(nèi)外大儲(chǔ)裝機(jī)受到一定程度壓制，隨著收益端的提升以及成本端的逐步回落，我們看好2023年全球大型儲(chǔ)能項(xiàng)目有望大規(guī)模啟動(dòng)，裝機(jī)增速或超戶用儲(chǔ)能。4.投資分析4.1.大儲(chǔ)產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)競(jìng)爭(zhēng)趨于激烈，電池及熱管理環(huán)節(jié)格局相對(duì)較好當(dāng)前儲(chǔ)能集裝箱為大型儲(chǔ)能項(xiàng)目主要的裝機(jī)形式，主要由電池、電力電子設(shè)備

（PCS/BMS/EMS）、溫控系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、系統(tǒng)集成、EPC等環(huán)節(jié)構(gòu)成。從價(jià)值量占比來(lái)看，電池占據(jù)60%-70%的系統(tǒng)成本，電力電子設(shè)備成本占比約為15%-20%，溫控、消防等其他環(huán)節(jié)的成本占比相對(duì)較小。產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)競(jìng)爭(zhēng)趨于激烈，目前電池及熱管理環(huán)節(jié)格局相對(duì)較好。隨著儲(chǔ)能市場(chǎng)的快速擴(kuò)大，近兩年大量參與者進(jìn)入市場(chǎng)，整體上各環(huán)節(jié)的競(jìng)爭(zhēng)格局均趨于分散。相對(duì)而言，電池及熱管理環(huán)節(jié)的格局較為集中，PCS、系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)的競(jìng)爭(zhēng)則已經(jīng)較為激烈。尤其是在儲(chǔ)能商業(yè)模式尚未完全建立的國(guó)內(nèi)市場(chǎng)，行業(yè)的價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)將會(huì)更加激烈，增收不增利或成為常態(tài)；

海外市場(chǎng)中儲(chǔ)能成本傳導(dǎo)相對(duì)順暢，同時(shí)在可融資性、售后服務(wù)方面的壁壘更高，因此競(jìng)爭(zhēng)相對(duì)緩和