1.储能发展背景：解决新能源消纳难题
2022 年全国可再生能源新增装机约 1.52 亿千瓦，占全国新增发电装机的 76.2%，其中 风光作为国内可再生能源的主力军，2022 年新增装机量合计约 1.25 亿千瓦，同比+22.05%。 此外，BP energy 预测，2025 年全球风电+光伏发电量占比 20%，到 2050 年风电+光伏发 电量占比达到 67%。届时传统能源发电占比将仅为 7%。 当前大量新能源发电接入电网系统，新能源发电的间歇性和波动性破坏了电网“源随荷 动”的平衡，传统电网系统难以应对新能源发电带来的负荷压力，新能源电力消纳成为首要 难题。
1.1.储能系统：风光发电的“收纳箱”
以电化学储能为例，储能系统包含：PACK 电池包、PCS（变流器）、BMS（电池管理 系统）、EMS（能源管理系统）等。储能系统具备的充放电双向性，能够有效解决新能源消纳问题。当新能源发电量超过电力系统能够承载的上限时，储能系统能够及时存储过剩电量； 而当新能源发电量因天气等原因低于电力系统能够承载的下限时，储能系统能够及时释放存 储的电能，从而提升新能源接入电力系统的稳定性。储能成为风光发电的“收纳箱”，可以 有效容纳风光“多余的电量”。
具体地而言，储能技术可根据电力系统的需求，在电源侧、电网侧、配电侧和用电侧进 行灵活的部署，在各个环节都具有明显的效果。 1）在发电侧，储能技术可以针对风光或传统电站，为电力系统提供容量支撑和削峰填 谷，获取发电收入和调峰补贴。主要产品包括集装箱电池储能系统等。 2）在电网侧，储能技术可以为电网公司提供调峰和调频服务，主要产品包括通信基站 后备电池组和数据中心后备电池组等。 3）在用户侧，储能技术主要面向工商业或社区，提供应急/不间断电源，或提高光伏自 发用电量，改善供电质量，实现经济效益。主要产品包括家用储能设备和便携储能设备等。
截至 2023 年 1 月，国内已经投运的电化学储能电站累计的装机主要分布在电网侧，占 比接近 80%，其次是电源侧，占比 15%，最后是用户侧，占比为 3%。在电源侧中，风电+ 光伏配储占比约 99%。
1.2.储能装机规模：中美欧储能装机占比约 86％
当前全球储能市场持续高速发展，中国、美国、欧洲为主要增量市场。2022 年全球以 电化学储能为首的新型储能装机规模超 20.4GW，累计装机规模约 45.7GW，同比+80.4%。 中国、美国、欧洲依旧是全球新型储能的主要增量市场，2021 年中国、美国、欧洲新型储 能装机合计占比约 80％，2022 年中国、美国、欧洲新型储能装机合计占比约 86％，集中度 提升 6pct，引领全球储能市场发展。
我国新型储能规模持续高速发展，2022 年我国新增新型储能装机量约 7.3GW，累计装 机规模达13.1GW，同比+128.2%。其中可再生能源配储和独立储能电站为主要新增来源， 独立式储能项目占比 44%，可再生能源储能项目占比 45%。
2.储能方式：主要为物理储能和电化学储能
目前，市场上根据能量转换方式的不同将储能分为了物理储能、电化学储能和其他储能： 1）物理储能包括抽水储能、压缩空气储能、重力储能和飞轮储能等，其中抽水储能容 量大、度电成本低，是目前物理蓄能中应用最多的储能方式； 2）电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，主要包括锂离子电池储能、钠离子电池 储能、铅蓄电池储能和液流电池储能等，其中锂离子电池具有循环特性好、响应速度快的特 点，是目前电化学储能中的主要储能方式； 3）其他储能包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本较高等原因应用较少， 仅建设有示范性工程。
储能技术发展至今已形成了多种技术路径，每种技术均具有一定的独特性。在实际应用 中，需要用户综合考虑各种储能技术的特点以及优缺点，选择最为适宜的技术方案。例如， 氢储能更适合执行季节性调峰；抽水储能、压缩空气储能、燃料电池和电化学储能等则更适 用于进行小时级调峰；而超级电容则可更好地解决秒级调频需求。 从当前时点来看，抽水储能是目前应用最为成熟的技术之一；储热技术则已经进入到规 模化应用的阶段，目前我国火电灵活性改造已经普遍采用储热技术；锂离子电池储能近年来 得到了广泛的飞速应用；而压缩空气和液流电池也逐渐开启商业化应用。
从存量市场看，抽水蓄能为主体，锂电储能在新型储能中独占鳌头。从总量上看，2022 年我国电力储能累计装机规模达到 59.8GW，占全球市场总规模 25%，同比上升 3pct，中 国市场正成为全球最重要的市场之一。从结构上看，抽水蓄能依然是主体，占比达到 77%， 新型储能紧随其后，占比 22%，其中锂离子电池占比 20.6%，是新型储能中的核心构成。 从增量角度看，2022 年锂电储能新增 7.3GW，超过抽水储能。从新增总量上看，2019 年为新增装机量的低谷年，仅为 1.2GW，2022 年达到 13.7GW，3 年增长了 11 倍，占全球新增规模的 49%。随着 2023 年碳酸锂价格下滑带动锂电成本下降，预期锂电储能占比进一 步上升。
2.1.电化学储能：新型储能的主力军
电化学储能通过使用各类二次电池来储存电能。它利用化学元素作为储能介质，在充放 电过程中，储能介质会发生化学反应。这种储能方式广泛应用于各类电池技术当中，包括锂 离子电池、铅酸电池、液流电池及最近兴起的钠离子电池等。通过电化学储能，可以有效地 将电能储存下来，并在需要的时候释放出来，为各种应用提供稳定可靠的电力供应，具有广 泛的应用前景。 不同电池路线对比下，锂离子电池目前优势显著，预计到 2025 年锂离子电池依旧是主 流储能电池，钠离子电池和液流电池各有优势，商业化在即。通过对比，可以清晰看到锂电 池在能量密度、能量利用率上具备较大优势，同时在其他方面功率、放电时长和响应时间上 和其他电池相比也处于同一水准。此外，锂离子电池目前技术成熟，具有明显的先发优势。
2.1.1.锂离子电池——主流电化学储能方式
锂离子电池性能优势显著，适合用于储能场景。锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解 液构成，目前主流产品正极通常采用三元材料、磷酸铁锂、钴酸锂、锰酸锂等，而负极则通 常采用石墨等碳素材料。作为一种高效的储能技术，锂离子电池具有能量密度大、没有记忆 效应、充放电速度快、响应速度快等优点。这些特性使得它广泛应用于风电光伏等新能源发 电侧的配储和用户侧储能项目。其高效的能量转换能力和长寿命使其成为储存电能的一种理 想选择，为各种应用提供了可靠的电力供应。
锂电池根据正极材料的不同可以划分为三元电池、磷酸铁锂电池、钴酸锂电池、锰酸锂 电池等。其中： 1）三元材料由镍钴锰三种原子量接近的氧化物构成，并主要根据镍含量的高低划分为 不同系别，从而在能量密度、安全性和成本之间进行配比权衡。通常来说，三元材料能量密 度高，安全性和稳定性尚可，在中高端车型中应用较多，此外在低速车和电动工具领域也有 应用。 2）磷酸铁锂成本低、安全性高且环境友好，在比亚迪等汽车厂商的带动下，在动力电 池市场的占有率不断提高，当前已接近 70%。但磷酸铁锂材料能量密度较低，且低温性能 差，因此较难应用于高里程车辆与寒冷地区。在储能领域，磷酸铁锂凭借其成本优势，稳定 性高且循环性能出色的特点占据了大部分市场。 3）钴酸锂生产工艺简单和电化学性能稳定且能量密度较高，最先实现商业化，多应用 于消费电子类场景中；但钴酸锂成本高，且安全性较低，环境友好性差，这些特性限制了其 发展。 4）锰酸锂电池原料丰富、安全性能高，并且价格较低，制备工艺比较简单，但能量密 度较低，在电解质中会随着时间延长而逐渐溶解，与电解质之间缺少良好的相容性；表面修 饰和掺杂能有效改性其电化学性能，含锰电池的优化是目前电池主要的研究方向之一。
2022 年国内锂电池储能项目备案规模总体处于上升状态，全年国内锂电池储能项目合 计释放中标量达 38.4GWh（含 EPC/PC 等环节中标）。映射到生产端，据 EV Tank 及中国 能源网披露数据，2022 年全球储能电池产量达到 159.3GWh，其中国内出货量 122GWh， 占比超过 75%。2023 年碳酸锂价格急速下跌后回弹，当前在 30 万元/吨左右，相比 2022 年 高点跌幅接近一半，锂电储能经济性提升，预计随着储能市场的持续恢复，储能电池产量将 继续保持高增。
2.1.2.钠离子电池——电化学储能新星
钠离子电池性能优势突出。对比锂离子，钠离子的半径更大，而“摇椅式”电池要求金属 离子不断嵌入脱出于负极，显然后者难度更大，因此钠离子电池循环寿命更短；此外由于质 量和体积更大，钠离子电池能量密度也更低。但在低温性能、安全性、快充性能等方面钠离 子均有着更好的表现，因此钠电十分适合储能、低速车等场景。 钠离子电池 BOM 成本约低 30-40%，大规模量产后有望更低。根据中科海纳官网数据， 由于碳酸钠的成本不到碳酸锂的 1%，钠电池的 BOM 成本，尤其是正极成本远低于锂电池。
2023 年成为钠电池量产应用的元年，各公司纷纷加码投资。4 月 16 日在奇瑞 iCAR 品 牌之夜上，宁德时代宣布钠离子电池将首发落地奇瑞车型。比亚迪、蜂巢能源、中科海钠、 亿纬锂能、孚能科技等电池开发制造企业先后推进钠离子电池项目。 根据钠电正极划分，主流路线主要包括层状氧化物、聚阴离子和普鲁士蓝三种。其中层 状氧化物和锂电三元结构类似，皆为层状结构，技术路线相对清晰成熟。尽管因吸湿问题稳 定性差，但该路线能量密度高、倍率性能好。聚阴离子循环性能优异，但能量密度低；普鲁 士蓝则有结晶水问题，且循环寿命低。
多家企业积极布局钠电池，商业化在即。与锂离子产业链相比，钠离子产业链变化最大 的为上游原材料端，目前钠电池产业链进展迅速，上游原材料量产在即，各材料研发不断进 步，未来量产后将成本有望得到下降，推动钠电市场规模壮大。
2.1.3.液流电池：处于商业化早期
液流电池是一种利用两种化学溶液进行离子交换来进行充放电的电池。其电压一般在 1.0-2.2V 之间。与其它电池相似，液流电池的功率与隔膜面积成正比，而储存能量的多寡和 溶液储存容量成正比。液流电池存在多种不同的形式，但其中全钒液流电池是目前最接近产 业化和规模化应用的一种电池。全钒液流电池主要靠钒元素的价态变化来完成正负极的充放 电状态。
2023 年 3 月，沙坡头区与江苏林源控股集团和国电投宁夏绿电能源有限公司签订了 1.2GW 全钒液流电池项目框架协议，该项目计划于 2023 年投资 15 亿元用于建设全钒液流 储能电池生产项目。项目规划投资建设 200MW 光伏和 200MW 风力发电项目，并在沙坡头 区建立全钒液流储能电池制造工厂、储能核心设备研发中心和推广中心。该项目总占地面积 约 120 亩，全部投产后可达到年产全钒液流电池 1.2GWh 的生产能力，年产值预计约 40 亿 元。
我们认为，目前全钒液流电池储能仍处于商业化运营初期，市场竞争态势较为温和，主 要参与者包括科研院所、零部件供应商和一体化布局厂商等。虽然国内全钒液流电池行业供 给配套尚未完全成熟，规模企业数量较少，产能规模也相对较小，但随着全钒液流电池长时 储能优势的逐渐凸显，产业链上下游企业积极加码布局，有望推动产业链规模化发展。 根据长时储能委员会(LDES)与麦肯锡于 2021 年底联合发布的报告，由于全钒液流电池 储能配套时长较长，长时储能在考虑投资成本时更加注重单位能量的投资成本，而非单位功 率的投资成本。随着储能时长的增加，全钒液流电池系统的单位成本将得到明显降低，而锂 电池系统的单位成本则基本固定。因此，从成本角度考虑，全钒液流电池在长时储能场景中 相较于当前主流的锂离子电池具备一定的优势。
2.2.物理储能：电能转化为势能
物理储能是把能量利用机械的方式储存起来。例如：把水或重物移动到高处（势能）， 移动或转动物体（动能），或是压缩气体（内能）等。主要形式有抽水储能、压缩空气储能、 飞轮储能、重力储能等。目前发展最成熟的是抽水储能。
2.2.1.抽水蓄能——最为成熟的储能方式
抽水蓄能是目前最为成熟的储能技术之一，截至 2022 年占全球投运储能项目累计装机 容量比例已达到 77%。抽水蓄能电站将储能和电力发电结合在一起，由水库、水轮机、水泵 以及配套输水系统等组成。其运作原理是由两个不同高度的水库组成，中间由管道连接。在 波谷时，电能被消耗，电动机将其转换成机械能，而在波峰时，通过水流发电并入电网，电 机电泵将水抽到上水库并转化为势能。当电力过剩时，抽水蓄能电站将立即转换为抽水状态， 将电能转换为势能，用电机驱动泵将低处水抽到高处水库中。 抽水蓄能具有技术成熟、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。其储能容量主要取 决于上下水库的高度差和水库容量，而水的蒸发渗漏等现象导致的损失几乎可以忽略不计， 因此抽水蓄能的储能周期得以无限延长，可适用于各种储能周期。根据数据显示，其循环效 率可达 70%-80%。一旦建成，抽水蓄能电站可使用约 100 年，电机设备等预计使用年限在 40-60 年左右。 抽水蓄能有两种主要方式：1）纯抽水蓄能，即国内主流方式，例如广州抽水蓄能电站、 河北丰宁抽水蓄能电站；2）混合式抽水蓄能，在纯抽水蓄能的基础上安装普通水轮发电机 组，可以利用上河道的水流发电，例如雅砻江水电两河口混合式抽水蓄能项目。
国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》提出，到 2025 年我国 抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到 0.62 亿千瓦以上；到 2030 年抽水蓄能投产 总规模较“十四五”再翻一番，达到 1.2 亿千瓦左右。 在政策指导下，各省份陆续出台能源发展“十四五”规划，加快推进抽水蓄能电站的建 设。全国规划抽水蓄能目标前五的分别为：陕西省确定“十四五”期间抽水蓄能目标为 13 个抽水蓄能电站，项目装机容量达 1545 万千瓦；安徽省确定“十四五”期间抽水蓄能目标 为 9 个抽水蓄能电站，项目装机容量达 1080 万千瓦；山西省确定“十四五”期间抽水蓄能 目标为 8 个抽水蓄能电站，项目装机容量达 910 万千瓦；广西省确定“十四五”期间抽水蓄 能目标装机容量达 840 万千瓦；浙江省确定“十四五”期间抽水蓄能目标装机容量达 798 万 千瓦。
为适应当前新型电力系统建设和新能源消纳需求，抽水蓄能电站建设同样被确立为“十 四五”时期储能行业发展的重点。2023 年 3 月国家能源局发布《关于加快推进能源数字化 智能化发展的若干意见》，提出要加快水电等传统电源数字化设计建造和智能化升级，推进 智能分散控制系统发展和应用，促进抽水蓄能和新型储能充分发挥灵活调节作用。
目前我国主要的抽水蓄能公司包括粤水电、中国电建、豫能控股、中国能建、桂东电力、 南网储能、长江电力等。还有多项抽水蓄能项目正处于项目建设之中，项目规模大都在 1200- 1800MW。
2.2.2.压缩空气储能：十分有潜力的储能方式
压缩空气储能的储能方式是利用过剩的电能来驱动压缩机，将气体压缩为高压状态并储 存在储气装置中。在用电高峰期时，由储气装置释放储存的高压空气，通过燃烧或者换热的 方式，加热压缩气体，将其输送至膨胀机内膨胀做功，推动发电机发电，从而达到削峰填谷 的作用。 压缩空气储能具有启动快速、能量密度和功率密度较高、运营成本低、设备使用寿命长、 损耗低等优点。然而，压缩空气储能的投资回报期较长，需要满足一定的地质条件才能建成， 对于绝热系统而言，蓄热器自放电率较高。 尽管压缩空气储能存在一些缺点，但仍然是一种十分有潜力的储能发电技术，可以为能源转型和节能减排作出重要贡献。
2022 年 5 月 26 日，由华能江苏建设的压缩空气储能电站，在江苏常州金坛正式投运， 项目建设在地下千米，一期工程储能容量 300MWh，一个储能周期可存储电量 300MWh， 约等于 6 万居民一天的用电量，年发电量约 100GWh，项目远期建设规模将达 1GW。 2023 年 5 月 15 日，湖北省应城由中国能建数科集团主体投资、中南院总承包建设的 300 兆瓦级压缩空气储能电站示范工程完成主厂房基础出零米的重要里程碑节点。该项目充 分利用了应城地区丰富的盐穴资源，将建设一台 300MW/1500MWh 压缩空气发电机组以及 配套的储能发电生产区、辅助生产区及附属基础设施。一期工程建设周期为 18 个月，预计 将于 2024 年 6 月竣工并投入使用。该项目在单机功率、储能规模和转换效率方面均达到世 界领先水平。
2.2.3.重力储能：建设周期短，使用寿命长
重力储能利用电动机将固体重物抬升至一定高度，当重物下降时，电动机可逆向操作并 转换为发电机，从而产生电力。该技术能够在一秒钟以内启动并开始发电，效率可达 85%。 理论上，固体重力储能的成本比抽水蓄能和电池储能更低。它是一种非常简单的储能方式， 其原理类似于抽水蓄能，即利用重力势能来储存能量。 重力储能具有原理简单、技术门槛低、储能效率高达 85%、启动快速、使用寿命长等优 点。然而，该技术的能量密度较低，建设规模较大。重力储能所需的高塔平均在一百米以上， 其输出功率仅相当于同等高度的风力发电机。此外，该技术对塔吊的精度要求非常高，需要 在每一块砖的位置误差小于几毫米的情况下控制上千个水泥块。同时，浇筑水泥块会消耗大 量的能源，并会排放大量的二氧化碳，对环境有一定程度的影响。
EnergyVault 公司于 2021 年 10 月宣布，已与美国 DGfuels 公司达成交易，为该公司多 个项目提供共 1.6GWh 的重力储存。该合作将为其带来超过 5 亿美元的收入。2022 年英国 爱丁堡的重力储能公司 Gravitricity 完成了一个与电网互联的 250kW 示范项目，其中采用了 两个重量为 25 吨的重物，悬挂高度最高可达 15 米。Gravitricity 现在计划在捷克共和国开 始建设一个全尺寸的重力储能系统，该系统通过在已停止使用的煤矿中升降一个重量为 1000 吨的重物来实现，其功率可达 8MW，储能容量可达 2MWh。 由中国天楹投资建设的国内首个重力储能应用示范项目预计 2023Q3 在如东并网发电， 该项目落户如东县洋口镇高端装备制造产业园，项目规模为 100MWh。此外中国天楹在 2023 年 3 月与内蒙古自治区乌拉特中旗政府围绕重力储能项目达成战略合作并签署《战略合作协 议》，将在乌拉特中旗落地重力储能项目，项目一期为 100MWh，二期和三期分别达到 1GWh。
2.2.4.飞轮储能：响应速度极快、转换效率高
飞轮储能是一种将能量以旋转动能的形式储存于系统中的技术。其运作方式是通过加速 转子（飞轮）至极高速度，当释放能量时，飞轮的旋转速度会降低，而在向系统中贮存能量 时，飞轮的旋转速度则会升高。一般来说，飞轮系统使用电流来控制飞轮速度，其中高能的 飞轮使用高强度碳纤维制成的转子，并通过磁悬浮轴承实现悬浮。这些转子在真空罩内的转 速可达到 20,000-50,000 rpm，可以在几分钟内达到所需的速度。
与其他形式的能量存储相比，飞轮储能系统具有响应速度极快、转换效率高、使用寿命 长等优点。其充放电速度反应极快，能够达到 90%以上的转换效率，使用寿命长。然而，飞 轮储能系统的额定功率较小、成本较高、噪声较大等问题也十分明显。
2022 年 8 月 25 日由东方汽轮机、百穰新能源、西安交通大学能源与动力工程学院、北 京泓慧国际能源公司深入合作打造的全球首个二氧化碳+飞轮储能示范项目正式落地。该项 目占地 1.8 万平方米，相当于两个半足球场大小，其储能规模为 10MW/20MWh，能够在 2 小时内存储 2 万度电。该项目是全球单机功率最大、储能容量最大的二氧化碳储能项目，也 是全球首个二氧化碳+飞轮储能综合能源站。
3.应用端工商业储渗透率可期，大储前途明朗
3.1.工商业储能：成本优势提升，有望带动下游需求
工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自 用或者峰谷价差套利。工商业储能系统主要包括 PACK 电池、PCS（储能变流器）、BMS（电 池管理系统）、EMS（能量管理系统）等。其大都一体化建设，多采取一体柜形式，工商业 储能相较储能电站对系统控制水平要求较低，一些 PCS 同时具备 BMS 功能，EMS 需设定 系统充放电时间以达到能量管理目标。目前随着工厂用电量的增加，部分工商储的容量也能 达到 MW 级别。
3.1.1.用电侧峰谷价差间接带动工商业储能发展
近年来，国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商 业储能发展。2021 年发改委推出的《关于进一步完善分时电价机制的通知》，在保持电价总 水平稳定的基础上，更好引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，并要 求各地科学划分峰谷时段、合理确定峰谷电价价差。根据 CNESA 数据，2023 年 6 月全国 共计 19 个省份的最大峰谷价差超过 0.6 元/kWh，其中广东省（珠三角五市）的峰谷价差最 大，达到 1.347 元/kWh，超过第二名（海南省）约 0.1 元/kWh。
2023H1 我国共有 22 个省份最大峰谷价差超过 0.6 元/KWh，大部分省份的峰谷价差相 较于去年同期在持续拉大。最大峰谷价差位列前五的分别是广东省（珠三角五市）1.352 元 /KWh、海南省 1.099 元/KWh、湖北省 0.985 元/KWh、浙江省 0.970 元/KWh、吉林省 0.961 元/KWh。
3.1.2.工商业储能系统：成本优势提升
当前的储能电芯成本呈下降趋势。2023 年以来碳酸锂价格大幅下滑，带动电化学储能 成本降低。基于当前国内储能用锂电池只能采取磷酸铁锂电池，我们对其进行成本测算，相 关假设包括：正极材料、负极材料、隔膜、电解液、集流体、结构件及其他项目的单位价格， 其中电池级碳酸锂 2023 年 6 月 26 日报价 29.80 万元/吨。
工商业储能系统成本拆分。电芯成本为 1.00 元/Wh，占比约 50%；PCS 成本为 0.15 元 /Wh，占比约 7%；BMS、EMS 等成本为 0.26 元/Wh，占比约 13%；集装箱、线缆等成本 为 0.25 元/Wh，占比约 12%；设计、施工等非设施部分成本为 0.35 元/Wh，占比约 17%。
储能系统运营机制。以 2022 年广东省储能系统充放电策略为例。广东省每日用电高峰 为 14:00-19:00（其中尖峰电价在高峰段基础上提升 20%，执行时间为每年 7、8、9 月以及 单日温度超过 35℃）。因此储能系统会在每日 6:00-8:00 低谷时段充电，在 10:00-12:00 高 峰段放电；在 12:00-14:00 平段充电，在 15:00-17:00 高峰段放电。即该储能系统在低谷和 平段时充电，在两个高峰时放电，达到每日两次的充放电，使系统效用最大化、缩短项目静 态回收期。
工商业储能经济性测算核心假设。假定储能装机规模为 10MW，用户侧使用时可使储能 系统完全充放电，储能系统单位投资额为 2 元/Wh，每天充放电次数为 2 次，配储时长 2h， 运营周期为 10 年，峰谷价差为 0.6 元/kWh，其 IRR 约 7.6%，预计 6.7 年可以收回投资。
我们认为，随着政策端的引导，未来各地峰谷价差将会进一步扩大，同时规模效应带来 的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。进一步测算，通过对储能系统的敏 感性分析，当储能系统的初始投资成本为 2 元/Wh、峰谷价差大于 0.7 元/kWh 时，工商业 储能项目的 IRR 可超 15%。待行业成熟，初始投资成本为 1.8 元/Wh、峰谷价差为 1 元/kWh 时，储能项目的 IRR 可达 26.6%，静态投资回收期仅为 3.4 年，此时项目盈利能力显著提 升、流动性风险大幅降低。
3.1.3.工商业储能发展现状
随着峰谷价差持续拉大，工商业储能盈利能力加强，国内工商业储能发展加速。2022 年， 我国工商业储能新增装机规模 365.2MW，装机累计规模达到 705.5MW。
目前国内规模较大的工商业储能系统一体化公司包括阳光电源、阿诗特能源、时代星云、 沃太能源、奇点能源、正泰电源等。行业尚处发展初期，各公司处于探索阶段，未来新进企业可以通过融资、产品差异化开发、拓宽销售渠道和提升品牌形象等方式实现弯道超车。
目前我国工商业储能已经进入发展成长期，多地工商业储能项目投入使用。绍兴市新昌 县“光储充”一体化充电站由光伏系统、储能系统以及充电桩三大系统组成。光伏系统集成 在车棚棚顶，拥有 8 台 60KW 一体单枪式快充充电桩。上海新华科技园区 175kW/500kWh 储能系统，将所有设备集成于标准 20 英尺集装箱内，其中包含了：PACK 电池、PCS、BMS、 EMS 以及消防系统。根据园区用电负荷变化结合当前的峰谷时间，调整储能系统充放电策 略，充分利用削峰填谷机制，有效节省了园区电耗。
3.2.大储：政策驱动行业发展，独立式前途明朗
大储是用于电源侧、电网侧及配电侧的大型储能设备，作用是：负荷调节和平滑新能源 发电，弥补线路损耗，补偿配电侧功率，提升稳定能力。在当前国内双碳的背景下，国家能 源局设立了目标，2023 年风光累计装机规模达 9.2 亿千瓦的目标，其中新增装机容量约 1.6 亿千瓦（160GW）。2023 年我国随着风电、光伏大基地项目逐步走入装机量爆发期，以配储 来消纳新能源发电，同样将带动储能产业的爆发。
政策强制配储驱动了大基地储能装机量提升，但目前配储对于风光发电站来说仍然是成 本项，政策强制配储成为核心驱动力。从各地推出的强制配储政策要求来看，新能源配储比 例一般在 10%-20%，配储时长则多为 2h。
3.2.1.集中式配储的新模式——独立式储能
独立式储能电站是指具备电力调度直控条件，以独立市场主体身份直接与电力调度机构 签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电力并网运行及辅助服务管理，并按照其接入 位置与电网企业和相关发电企业或电力用户等相关方签订合同，约定各方权利义务的储能电站。
目前大储依靠强制配储尚未做到有盈利的模式，而独立储能因其共享的特性成为了政策 主推方向。当前电源侧的储能系统实际利用率低下，独立式储能模式兴起并成为政策主推方 向。
目前我国独立式储能项目最大业主仍为各大央企。由于盈利存在不确定性，同时很多项 目是通过内部协调租赁的方式，独立式储能项目最大业主仍为各大央企。根据储能与电力市 场数据，2022 年中核汇能、中能建、中广核、华电、大唐等央企招标规模均达到 GWh 级 别，国电投、国家能源集团、华润、京能等央企凭借多个大型独立式储能电站的招投标也达 到 1GWh 以上，国润绿色能源、大连恒流储能等民企开发商也凭借地域资源优势建有一定 规模。 从采购形式来看，2022 年储能系统采购项目超过 151 个，总规模超过 22.7GWh，储能 EPC 总承包采购项目超过 116 个，总规模超过 19.8GWh。储能系统与 EPC 总包模式各占 一半左右。
3.2.2.独立式储能电站收益多样化
我国独立式储能收益更加多样化。风光发电站配储收益来自于提升消纳率，相较而言， 独立式储能电站收益来源更加多样化，目前市场推行的收益模式主要有两种：1）容量租赁 +现货市场套利；2）容量租赁+调峰辅助服务，现货市场套利和调峰辅助服务互斥。 从 2022 年独立式储能电站进入实质进展（包括投运、在建、完成招投标）的项目来看， 山东的项目体量最大，宁夏的投运总量最大，山西、甘肃的规划规模较大。当前投资方主要 关注的方面包括： 1）容量租赁收入：发电集团或开发有大量新能源项目的发电企业通过内部资源协调尚可实现租赁收入，但对于民营资本投资开发的项目寻找容量承租方及对于租赁比例存在较大 不确定性；其次，目前容量租赁的指导价普遍在 300-400 元/KW·年，而在后续运营年份里 容量租赁价格存在随市场化后下跌的可能性。 2）政策支持力度：现有政策通过保证调峰、调频调度次数以及容量市场补偿来提高独立储能电站盈利性，但后续政策支持力度存在着一定的不确定性。
我们以 100MW/200MWh 的独立式储能电站为例进行测算。主要假设包括：储能 EPC 总承包平均成本 1.8 元/Wh 计算，初始投入成本 3.6 亿元，运营费用为 1400 万元/年（按 0.07 元/Wh 计算)，配储时长 2h。 当独立储能电站的年收入为 6000 万元，IRR 约 4.7%，投资回收期约 7.8 年；当独立储 能电站的年收入为 8000 万元，IRR 约 12.9%，投资回收期约 5.5 年。我们预计随着储能行业趋于成熟，规模效应带来的投资成本下降，以及独立式储能电站盈利模式能力的扩充，项 目的投资前景可期。
3.3.储能市场空间测算：2025 年国内配储将超过 100GWh
装机量假设： 1）光伏：国内 2022 年新增光伏装机量约 87.4GW，其中工商业约 25.9GW，户用项目 约 25.3GW，大基地约 36.3GW。在国家能源局的政策指引下，预计 2023/2024/2025 年新 增光伏装机容量约 116.6/146.9/173.2GW ， 其 中 工 商 业 光 伏 新 增 装 机 容 量 约 33.6/42.0/50.4GW，户用项目光伏新增装机容量约 28.5/31.4/34.5GW，大基地光伏新增装 机容量约 54.4/73.5/88.2GW。 2）风电：国内 2022 年新增风电装机量约 37.6GW。预计 2023/2024/2025 年新增风电 装机容量约 55.0/65.0/75.0GW。考虑到新增风电项目大都为集中式电站，因此假设风电大 基地占比约 90%，则风电大基地 2023/2024/2025 年新增装机容量约 49.5/58.5/67.5GW。 渗透率、配储比例、配储时长假设： 随着全国各省峰谷价差愈发扩大，工商业配储盈利性提升，配储渗透率逐年提升，我们 假设 2023/2024/2025 年新增工商业配储渗透率为 30%/35%/40%。基于全国各省市大基地 的强制配储政策，假设 2023/2024/2025 年新增大基地配储渗透率为 10%/15%/20%，未来 新增的风光配储时长约 2h。 基于以上假设，预计 2023/2024/2025 年国内配储合计装机量约为 41.8/70.9/106.1GWh， 2022-2025 年复合增长率达 57%。建议重点关注盈利能力提升的储能电芯龙头和优质储能 集成商等板块。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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