储能行业深度报告：政策+需求双轮驱动，大储装机有望迎来量利齐升-华宝证券.pdf-solarbe文库

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敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 1/27 [table_page] 产业研究专题报告分析师胡鸿宇执业证书编号 S0890521090003 电话 021-20321074 邮箱 huhongyucnhbstock.com 销售服务电话 021-20515355 [table_product] [table_main] 华宝财经评论类模板 ◎ 投资要点  我国新型电力系统建设正处于加速期，储能市场需求空间广阔。双碳背景下，我国新能源装机量和发电量不断提升，发展动能强劲。短期来看，光伏和风电属于不稳定出力电源，对电力系统的稳定性带来挑战；长期来看，消纳问题会成为制约新能源发展的关键。提高灵活性资源占比是新能源良好发展的支撑和保障，其中储能是构建新型电力系统的关键环节和重要推手，在电源侧、电网侧和用户侧都发挥重要作用。在我国，大储占比超过 95，发挥着举足轻重的作用。  2023 年国内储能在政策面和基本面双重推动的作用下，有望迎来量利齐升。政策端，我国出台多项具有实际利益推动作用的储能相关政策，政策着眼点落在了储能发展规模、储能发展经济性、推动新型储能技术发展等各个方面，为我国储能行业发展保驾护航；基本面上，上游原材料产能持续扩张，硅料和碳酸锂价格均开始见顶回落，硅料价格有望进一步下跌，上游成本的压缩有望促进下游需求的快速提升，大储经济性有望提升。预计 2023 年国内储能需求达到 15GW/31.9GWh，同比增长 146.3/166.6，其中大储需求为 13.3GW/28.5GWh，同比增长 144.6/165.7。  各类储能技术加速发展，各具特点互为补充。抽水蓄能是我国占比最大的储能技术形式；锂离子电池技术和产业链均相对成熟，具有高性价比在储能领域加速渗透；钠电池技术基于锂电池，综合性能优异，国内包括宁德时代、中科海纳、传艺科技等诸多上市公司积极推动钠电池产业化进程，钠电池技术有望在 2023 年迎来产业化元年，搭乘储能发展东风获得迅速发展；全钒液流电池具备安全性高、扩容性强、循环寿命长、全生命周期成本低的特点，在长时储能领域大有可为，有望在储能领域快速增长。  投资建议寻找长期发展格局具有确定性的环节及业绩具有确定性的公司。大储面向运营商、发电企业或是电网公司，下游更加注重收益、成本及安全性等问题，大储具有电力设备属性，行业存在先发优势，寻找长期发展格局具有确定性的环节，看好储能产业链的集成商及电池环节，此外大储系统集成技术路线逐渐被拓扑方案替代，建议关注 1500V 集中式技术方案及分布式方案供应商仍具备核心地位，高压级联技术凭借其低成本、高效率优势有望在电网侧、新能源配储端快速渗透，关注具备技术、订单和运维经验的企业将享有先发优势；同时建议关注大储热管理企业和消防企业；寻找大储业务占比含量高的标的，看好业绩订单具有确定性的公司。  风险提示下游需求景气度不及预期，原材料价格持续上行带来成本上升，政策落地不及预期，行业竞争加剧等。相关研究报告 [table_subject] 撰写日期 2023 年 1 月 4 日证券研究报告 --产业研究专题报告政策需求双轮驱动，大储装机有望迎来量利齐升储能行业深度报告敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 2/27 [table_page] 产业研究专题报告内容目录 1. 新型电力系统加速建设，储能市场空间广阔 4 1.1. 新型电力系统建设加速推进，高比例新能源接入为其带来新挑战 . 4 1.2. 储能是构建新型电力系统的关键所在 . 5 1.3. 大储是我国主要储能类型，市场需求空间广阔 . 10 2. 国内储能政策面与基本面共振， 2023 年有望迎来量利齐升 . 11 2.1. 政策面具有实际利益推动作用的储能相关政策频频出台 11 2.2. 基本面原材料价格下跌，有望带动带动需求增长 . 15 2.3. 预计 2023 年国内大储有望迎来量利齐升 . 17 3. 各类储能技术加速发展，商业化进程持续推进 . 18 3.1. 储能技术形式多样，各具特点互为补充 18 3.2. 锂离子电池当前电化学储能主流技术路线 19 3.3. 钠离子电池产业化元年在即，乘储能东风而起 . 20 3.4. 全钒液流电池兼具全周期成本与安全，有望在储能领域快速增长 22 4. 投资建议寻找长期发展格局具有确定性的环节及业绩具有确定性的公司 23 4.1. 寻找长期发展格局具有确定性的环节，看好储能产业链的集成商及电池环节 . 23 4.2. 寻找大储业务占比含量高的标的，看好业绩订单具有确定性的公司 26 4.3. 看好钠电池在储能领域的 0 到 1 渗透 . 26 5. 风险提示 26 图表目录图 1 2021 年新能源装机渗透率达到 26.7（单位万千瓦） 4 图 2 2021 年新能源发电量全国平均渗透率达到 11.7（单位亿千瓦时） 4 图 3典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比 . 5 图 4典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比 . 5 图 5中国储能新增装机功率及容量（ MWh） 10 图 6 2021 年中国电化学储能各应用场景装机（） . 10 图 7多晶硅价格自 300 元 /kg 高点回落（元 /kg） 15 图 8中国风电季度招标情况 . 15 图 9碳酸锂价格有所回调（万元 /吨） . 17 图 10储能技术分类 . 19 图 11 2021 年全球储能市场分布占比（） 19 图 12锂电池储能系统成本构成（） . 20 图 13电化学储能系统结构示意图 . 20 图 14锂离子电池上下游产业链 . 20 图 15 2021 年全球储能电池分布（） . 24 图 16 10 月储能招标均价逐步抬升（元 /Wh） . 24 图 17主流储能电池系统厂商的毛利率（） 24 图 18 2021 年全球储能集成商国内出货量（ MWh） . 25 图 19 2021 年中国储能集成商国内出货量（ MWh） . 25 敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 3/27 [table_page] 产业研究专题报告表 1灵活性资源特点对比 5 表 2各场景对储能的需求 8 表 3储能在发电侧的应用场景 . 8 表 4储能在电网侧的应用场景 . 9 表 5储能在用户侧的应用场景 . 9 表 6 ”十四五 ”新型储能发展实施方案中关于加快新型储能市场化的措施 . 11 表 7各省新能源配储要求统计 . 12 表 8上网电价市场化改革历程 . 13 表 9顶层设计不断完善储能商业模式 14 表 10第一批风光大基地规模及分布情况（单位 GW） 16 表 11沙戈荒大基地规模及分布情况（单位 GW） 16 表 12 2019-2025 年国内储能需求测算 17 表 13各类储能应用特点及发展阶段 19 表 14钠离子电池在低温、安全、快充等性能指标上具有优势 21 表 15钠离子电池企业布局情况 . 21 表 16液流电池路线的特点对比 . 22 表 17全钒液流储能的优势 22 表 18低压并联和高压级联储能系统性能对比 . 25 敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 4/27 [table_page] 产业研究专题报告 1. 新型电力系统加速建设，储能市场空间广阔 1.1. 新型电力系统建设加速推进，高比例新能源接入为其带来新挑战双碳背景下，我国能源结构正在向以新能源为主体的新型电力系统转型，风光装机量、发电量占比日趋提高，在能源结构中的占比不断提升。 “ 碳中和”背景下，我国到 2030 年非化石能源在一次能源消费结构中占比要达到 25以上，到 2060 年要实现碳中和目标，未来能源结构将会形成以新能源为主体的新型电力系统。新能源包含风能、太阳能、地热能、生物质等资源发电，现阶段，风能、太阳能发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局， 2021 年我国风光累计装机占比达到 26.7，风光发电量占比 11.7，发展动能强劲。图 1 2021 年新能源装机渗透率达到 26.7（单位万千瓦）资料来源 Wind，华宝证券研究创新部图 2 2021 年新能源发电量全国平均渗透率达到 11.7（单位亿千瓦时）资料来源 Wind，华宝证券研究创新部光伏和风电属于不稳定出力电源，对电力系统带来挑战。电力系统需要时刻保持平衡稳 5.7 7.3 8.8 11.3 13.6 16.5 18.9 20.6 24.3 26.7 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 发电装机容量风电发电装机容量光伏新能源占比 2.1 2.7 3.2 3.9 5.1 6.5 7.8 8.6 9.5 11.7 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 发电量风电发电量光伏新能源占比敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 5/27 [table_page] 产业研究专题报告定，大量新能源并网发电造成新能源装机容量比例在电网中不断增大，但光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性和随机性等特性，风电出力日波动幅度最高可达 80，出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点， “ 逆负荷”特征更明显，光伏日内波动幅度最高可达到 100，峰谷特征鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势，夜间出力为 0，风电光伏均不能稳定出力，将会影响影响电网运行的稳定性；此外新能源发电并网时，产生冲击电流，会造成电网电压下降的现象，影响电网电能质量；因此为了应对新能源出力不稳定的现象，电网系统需要预留一定的容量当作备用，虽然可以增加新能源的接纳能力，但会影响电网的经济调度，增加经济负担。图 3典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比图 4典型光伏发力曲线与用电负荷曲线对比资料来源国家电网，索比光伏网，华宝证券研究创新部资料来源国家电网，索比光伏网，华宝证券研究创新部长期来看，消纳问题会成为制约新能源发展的关键。当下，国内弃电率总体不高，弃风率维持在 4以内，弃光率维持在 2左右，整体新能源消纳问题目前来看不算严重。但长期来看，我国新能源发展目标宏大，在 “ 十四五”新能源发展目标的指引下，预计我国到 2025 年风光发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上，新能源装机比例的快速提升将会对电网的消纳能力构成挑战。 1.2. 储能是构建新型电力系统的关键所在新能源的良好发展需要灵活性资源的支撑和保障，电力系统各环节均可提供灵活性。新能源具有“靠天吃饭”的特性，大部分时间出力都远低于其装机容量。但要保障电力系统的稳定运行，不平衡时将导致高峰期拉闸限电。电力系统灵活性是指为了保持电力供需动态平衡，电力系统经济地调用各类灵活性资源以应对电源、电网及负荷不稳定的能力。当电力系统中灵活性电源较多时，系统就可以容纳较多的新能源发电空间；如果系统电源不够灵活，就难以为新能源让出足够多的消纳空间。电力系统各环节均可提供灵活性，形式多样互为补充。表 1灵活性资源特点对比灵活性资源优点缺点电源侧可控的传统电源水电调节性能出色调节能力受来水条件影响较大核电无空气污染，能量密度高核污染，投资成本大火电装机容量高，灵活性挖潜空间大；调节性能出色；站址选择相对灵活我国煤炭资源丰富，技术先进调峰补偿机制有待完善；深度调峰增加发电煤耗； 0.35 0.37 0.39 0.41 0.43 0.45 -0.1 0.1 0.3 0.5 0.7 0.9 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 用电负荷（ pu，左轴）用电出力（ pu，右轴） 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 用电负荷（ pu，左轴）用电出力（ pu，右轴）敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 6/27 [table_page] 产业研究专题报告相对可控可调度的可再生资源光热可用于源端多能互补燃料成本较高；天然气供需形势影响作用发挥 “ 生物质成本低，可再生提取昂贵，造成环境破坏地热可再生，分布广泛资金投资大，受地域限制，热效率低电网侧灵活交流输电系统有效降低功率损耗和减少发电成本技术仍有较大改进空间互联互济利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，减少备用容量和装机容量实施有难度微电网以分布式发电技术为基础，由分布式电源、负荷、储能装置、控制系统等组成，形成模块化、分散式的供电网络尚未形成商业模式，成本高用户负荷需求响应经济高效，符合市场经济规律和互联网思维市场机制尚待完善，激励资金来源有待明确提高尖峰电价经济高效，符合市场经济规律；尖峰增加收入可用于需求响应等保供举措增加用户部分时段用能成本，存在舆论风险形成实时动态电价经济高效，符合市场经济规律市场机制尚待完善；用户用电成本存在不确定性，存在舆论风险电动汽车虚拟电厂储能物理形式 -机械能 -动能飞轮储能充放电效率高、能量密度及功率密度大、响应速度快、使用寿命长（ 20 年），适用于一次调频二次调频起步较晚，处于示范应用前期阶段，开始出现具有完全自主知识产权的项目；投资成本高，可达 5000-15000 元 /kwh 物理形式 -机械能 -势能抽水蓄能 1.调节性能较好。约 20-30出力 /min，可实现正负调节，但不宜频繁改变运行方式 2.长时储能。储能时长可达 6-10h 3.技术成熟。最成熟的储能技术，在日本、欧洲等地渗透率较高 4.度电成本低， 0.21-0.25 元 /W 5.投资回收期 19 年，寿命 40 年 1.体量大、工期长。功率为 GW 级别，通常大于 2GW；建设工期约 6-8 年；投资额较大，可达 500-2000 元 /kwh，体量大投资总额较大 2.地理资源依赖性强。抽水蓄能电站的选址和运行会受限于地理资源，全国可用资源丰富，但很多资源利用难度较大 3.开关机周期长，精准调峰较差，响应速度慢， min 级压缩空气储能 1.长时储能。储能时长可达 4-10h 2.规模大。 3-400MW 3.资金成本可控。不依赖有色金属资源 4.寿命长。可达 30 年以上 5.环境依赖小。可用盐穴、人工硐室或压缩气瓶，选址不受限制 1.能力利用效率较低。压缩空气效率 50-70，抽水蓄能 75-80 2.产业链不够成熟，没有大面积商业化。国内并网项目局限于示范性项目 3.成本较高。当前项目规模较小，单位成本较高， 1000-1500 元 /kwh 4.响应速度慢， min 级物理形式 -电磁场能 -电场能超级电容器功率密度高，响应速度快，适用于调频 1.成本高； 2.很难大规模量产物理形式 -电磁场能 -磁场能超导磁储能功率大、质量轻、体积小、损耗小、反应快 1.成本高； 2.很难大规模量产化学形式 -氢储能氢储能能量密度高、运行维护成本低、存储时间长、无污染、与环境兼容性好制氢和储氢成本高；能量密度高敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 7/27 [table_page] 产业研究专题报告化学形式 -电化学储能铅酸电池成本低，单位投资成本 800-1300 元/kwh 充放电效率低，能量密度低，功率密度低，循环次数低，使用寿命短锂离子电池 1.能力密度高，充放电效率高，响应速度快 2.安全性高 3.污染小 4.几乎不受自然环境影响 5.产业链健全，降本较快 1.价格高，单位投资成本 800-2200 元 /kwh，度电成本 0.5-0.8 元 /W 2.存在过充导致的过热、燃烧问题 3.循环寿命不高钠离子电池 1.安全性更高。耐热耐冷性能好于锂离子电池 2.成本低，降本空间大。原材料丰度高，提炼工艺简单，电池成本较磷酸铁锂可下降 30-40 能力密度和循环寿命，充放电次数次于锂电池，用在能源领域，充放电次数太少了， 2000 次，更换周期太频繁，做调峰还好，一天 2-4 次，调频不行，一天几百次调频，可能一个星期就得换电池了全钒液流电池储能 1.安全可靠。全钒液流电池是水体系，相对安全可靠 2.功率和容量相对独立。设计和安装灵活，适用于大规模、大容量、长时储能；系统采用模块化设计，易于系统集成和规模放大 3.能量转换效率高，启动速度快。充放电状态切换响应迅速，响应时间小于 100ms，既可用于调幅调频，也可用于辅助服务、电网调峰备用电站等 4.充放性能优异。具有强的过载能力和充放电能力 1.能量密度较低 2.技术尚不成熟，成本较高。主要原因是离子交换膜、电解液等材料成本较高 3.低成本钒的供应可能存在紧缺铁铬液流电池 1.高安全、高灵活性和长寿命 2.原材料资源丰富，环境适应性强，叠加回收优势成本较低 1.铁铬电池负极活性若，容易产生析氢问题 2.能量密度低热储能熔融盐储热光热既是可再生能源电源又是灵活性电源，同时兼具了灵活性和储能的性质 1.稳定安全，匹配性更好，促进可再生能源消纳 2.爬坡速度快、调峰深度大，调峰能力强 3.使用寿命长 25-30 年，储能时间长 6-12h 初期投资规模过大资料来源高工储能、北极星储能网，华宝证券研究创新部从我国能源结构特点来看，火电是灵活性改造资源的中坚力量，是当前政策的重要关注方向。随着新能源渗透率的提升，火电机组将从电源主体逐渐转变为灵活性主体。火电灵活性改造试点项目加速推进，“十三五”期间我国目标灵活性改造约 2.2 亿千瓦，但受行业缺乏合理和持久的回报机制等因素影响，实际完成进度大幅低于预期， 2019 年底累计完成改造约 1/4；“十四五”期间目标完成煤电机组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦；随着双碳目标推进带来可再生能源装机规模迅速增加和激励机制的完善，预计“十敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 8/27 [table_page] 产业研究专题报告四五”火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间。灵活性资源中，储能是构建新型电力系统的关键环节和重要推手。构建新型电力系统需从 “ 源网荷”转向 “ 源网荷储”，储能是不可或缺的关键环节。目前电力系统是发输配用的单向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在构建新型电力系统的过程中，储能可以解决能量的供需不匹配问题，达到能源在生产与消费上的耦合，具有平衡实时功率、提高电力系统容量系数、转移能量等功能。储能应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。储能是优质的灵活性资源，在电源侧、电网侧和用户侧均可发挥作用。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等，可以改善新能源出力与负荷在时间和空间上的不平衡性，减少弃风弃光，提高新能源消纳能力；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用，能够减少对电网扩容的需求，降低电网建设成本，提高电网安全性与稳定性；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。表 2各场景对储能的需求应用场景发电侧电网侧用户侧位置集中式新能源电站、火电站旁电网旁工商业园区、户用住宅功能减少弃电、平滑波动调峰调频、电力辅助服务自发自用、削峰填谷、需量管理当下获利来源削峰填谷带来的增发收益、跟踪发电计划避免考核所带来的损失、配储的光伏风电项目更容易获得新能源建设并网指标电力辅助服务补偿收益价差套利峰谷价差套利、自发自用省电收益需求响应收益、延缓升级容量费用收益资料来源阳光工匠光伏论坛，华宝证券研究创新部在电源侧储能是新能源并网与电力调峰的重要保障。在电源侧，储能主要安装在新能源电站附近，当下电源侧储能电站的收益点主要来自于削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失。此外，配储的光伏、风电项目更容易获得新能源建设并网指标，未来准许可再生能源储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可以获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。表 3 储能在发电侧的应用场景应用场景详细可再生能源并网 /减少弃电通过在风电、光伏电站配置储能的方式，基于电站出力预测和储能充放电调度，在负荷低时，储能系统可储存暂时无法消纳的弃风弃光电量，之后转移至其他时段再进行并网，进而保障可再生能源电力的消纳，提升风电、光伏项目的经济效益，也使风电、光伏等可再生能源对电网更加友好。电力调峰在电力系统的实际运行过程中，电力负荷在一天内是不均匀的，用电负荷有高峰、低谷之分。储能系统可作为电源输出功率或作为负荷吸收功率，实现用电负荷的削峰填谷，即在用电负荷低谷时发电厂对储能电池充电，在用电负荷高峰时将存储的电量释放，以帮助实现电力生产和电力消费之间的平衡辅助动态运行动态运行是指为了实现负荷和发电之间的实时平衡，火电机组需要根据电网调度的要求调整输出。一般来说，火电机组都设计成满发时为经济运行状态，机组的热效率最高。辅助动态运行主要是以储能系统和传统火电机组联合运行的方式，按照调度的要求调整输出的大小，尽可能让火电机组工作在接近经济运行的状态下，提高火电机组的运行效率。储能和传统火电机组的联合运行可避免动态运行对火电机组寿命的损害，减少火电机组设备维护和更换的费用，进而延缓或减少发电侧对于新建发电机组的需求。敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 9/27 [table_page] 产业研究专题报告系统调频电力系统频率并不能时刻保持在基准状态，发电机功率和负荷功率的变化将引起电力系统频率的变化，电力系统频率是电能质量的主要指标。储能系统与发电机组联合参与电网二次调频是目前已商业化应用的储能运营模式。同火电机组相比，储能系统的控制精度、响应速度等指标均远远高于火电机组。储能可高速响应从而从根本上改变火电机组的 AGC 能力，避免调节反向、调节偏差以及调节延迟等问题，获得更多的 AGC 补偿收益。资料来源 PowerLab，华宝证券研究创新部在电网侧储能是构建新型电力系统的重要支撑。在电网侧，储能主要安装在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高，且具备独立运行条件，因此更适宜参与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。当下电网侧储能电站的收益点主要来自于电力辅助服务补偿收益和价差套利。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主。表 4 储能在电网侧的应用场景应用场景详细支撑电力保供主要通过电量转移发挥顶峰供电作用，需结合各地区电力缺口类型、负荷特性、电源结构等因地制宜分析需求。对于部分存在长时间电力电量缺口地区，储能难以发挥支撑保供作用。电网侧新型储能建设周期短、布局灵活，可及时缓解 2023 年、 2024 年电力供应保障压力。提升系统调节能力 /调峰调频考虑各类调节措施经济性，在充分挖掘火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施潜力的情况下， ” 十四五”期间仍需进一步配置新型储能提升系统调节能力。另外，相比在电源侧分散布置，在电网侧关键节点集中配置储能的容量需求可降低 20-30左右。支撑新能源高比例外送结合国家正在推进的沙漠戈壁荒漠地区大型新能源基地项目，为满足通道可靠容量支撑和清洁能源电量占比不低于 50要求，需要配置电网侧新型储能替代输配电工程投资在某些特定场景下，建设电网侧新型储能可有效缓解输电阻塞，提升电网末端供电能力，替代输变电设施投资升级资料来源 PowerLab，华宝证券研究创新部在用户侧储能可以发挥提升电力自发自用水平、峰谷价差套利等作用。在用户侧，储能主要安装在新工商业园区和户用住宅，当下电源侧储能电站的收益点主要来自于峰谷价差带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。表 5 储能在用户侧的应用场景应用场景详细提升电力自发自用水平分布式能源储能应用这一场景得以推广的主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平可延缓和降低电价上涨带来的风险，以及规避因电力供应短缺而带来的损失。在分布式光伏系统的基础上配置储能，家庭和工商业用户可提升电力自发自用水平，直至实现白天和夜间的电力需求都由自家光伏系统满足，降低用电成本。峰谷价差套利峰谷价差是影响用户侧储能经济性的关键要素。在实施峰谷电价的电力市场中，工商业用户通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电的方式，将高峰时敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 10/27 [table_page] 产业研究专题报告间的用电量平移至低谷时段，实现峰谷电价差套利。自 2021 年下半年以来，全国已有河南、江西、浙江、河北、山西、广东、山东等超过 20 个省市调整分时电价政策，要求适度拉大峰谷电价差水平。目前已有多省市的峰谷价差达到 0.7 元 /度的储能盈利线。容量费用管理国内大部分地区的工商业用户均实施两部制电价，即工商业用户的电费包括容量电价（基本电价）与电度电价两个部分。容量电价按照电力用户的变压器容量（ kV· A）以及最大需量（ kW）进行计算，为每个月固定的费用，电度电价则根据用户的实际用电量进行计算。工商业用户可以利用储能系统在用户的用电低谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使工商业用户的实际用电功率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功率，起到降低容量电价的作用。提高电能质量电信、精密电子、数据中心等的行业用户对电能质量要求较高。负荷端的储能能够在短期故障的情况下，保持电能质量，减少电压波动、频率波动、功率因数、谐波以及秒级到分钟级的负荷扰动等因素对电能质量的影响。通过储能提高电能质量获得的收益，主要跟电能质量不合格事件的次数以及低质量的电力服务给用户造成的损失程度有关。资料来源 PowerLab，华宝证券研究创新部 1.3. 大储是我国主要储能类型，市场需求空间广阔大储是功率 /能量较大的储能，应用场景主要是电源侧和电网侧。根据国标电化学储能电站设计规范，大型储能电站定义为功率 30MW 且能量 30MWh 及以上的储能电站。 2022 年以来，随着各地集中式共享储能和风光储等一体化项目的迅猛发展，市场对大型储能电站的规模也有一个更高的预期，以近日湖北省能源局发布的 2021 年平价新能源项目为例，文件规定集中共享储能电站的规模不低于 50MW/100MWh。结合近期各地储能的建设规模，本文中的大型储能电站指能量 100MWh 及以上的储能电站。区别于户用的小功率储能，应用在新能源电站、电网等场景的储能功率更大，本文简称为 “ 大储 ” 。 2021 年国内新增储能中大储占比超过 95，占据主导地位。根据 BNEF， 2021 年全球电化学储能新增装机为 10GW/22GWh，分别同比 85.19/103.70；同年中国新增装机为 2.5GW/4.6GWh，分别同比 82.08/88.49，从功率看，中国占全球新增的 25。根据 CESA， 2021年我国集中式新能源储能、电源侧、电网侧储能占当期电化学储能装机的 96，大储在我国电化学储能市场中发挥着举足轻重的作用。图 5中国储能新增装机功率及容量（ MWh）图 6 2021 年中国电化学储能各应用场景装机（）资料来源 BNEF， CESA，华宝证券研究创新部资料来源 BNEF， CESA，华宝证券研究创新部 -100 0 100 200 300 0 1000 2000 3000 4000 5000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 新增装机容量（ MWh）新增功率 yoy 集中式新能源储能 , 45.40电源侧辅助服务 , 28.86 电网侧储能 , 21.74 用户侧削峰填谷 , 2.48 分布式及微网 , 1.52 敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 11/27 [table_page] 产业研究专题报告 2. 国内储能政策面与基本面共振， 2023 年有望迎来量利齐升 2.1. 政策面具有实际利益推动作用的储能相关政策频频出台储能的发展主要是由政策和经济性双重驱动，行业发展早期受到政策影响较大。 2021 年以来，我国密集出台了多项储能相关政策，包括从国家层面的及各省份地区层面，主要针对储能发展规模、储能经济性、新型储能技术发展等各个方面，为我国储能行业发展保驾护航。国家层面，政策多管齐下推动储能发展。 2022 年 3 月，国家发改委、能源局联合印发了 “ 十四五”新型储能发展实施方案，明确提出到 2025 年，新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段，其中电化学储能系统成本降低 30以上；到 2030 年实现新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求。方案中提出要推动新型储能作为独立主体参与电力市场交易，推广共享储能等新型商业模式，加快落实储能电站容量电价机制、用户侧尖峰电价机制等，切实推动新型储能向市场化迈进。我国储能行业正处于转向市场驱动的关键过渡时期，此方案是在 21 年推出的加快推动新型储能发展的指导意见基础上进一步明确发展目标以及细化重点任务，在国家顶层设计之下，地方层面积极推行，有望加快我国新型储能实现大规模应用以及完善我国新型电力系统建设，该方案的出台将极大利好未来五年我国储能行业的加速发展。表 6 ”十四五 ”新型储能发展实施方案中关于加快新型储能市场化的措施市场化方向举措具体内容营造良好市场环境推动新型储能参与各类电力市场加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场。研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。完善适合新型储能的辅助服务市场机制推动新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务，因地制宜完善 “ 按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，丰富辅助服务交易品种，研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。合理疏导新型储能成本电源侧加大 “ 新能源储能”支持力度在新能源装机占比高、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。对于配套建设新型储能或以共享模式落实新型储能的新能源发电项目，给予一定政策优先。电网侧完善电网侧储能价格疏导机制建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。科学评估新型储能输变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收用户侧完善鼓励用户侧储能发展的价格机制加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，引导电力市场价格向用户侧传导，建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制，增加用户侧储能的收益渠道。鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。探索推广共享储能模式鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能 “ 一站多用”的共享作用。积极支持各类主体开展共享储能、云储能等创新商业模式的应用示范。拓展新型储能商业模式研究开展储能聚合应用鼓励不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能设施的聚合利用，通过大规模分散小微主体聚合，发挥负荷削峰填谷作用，参与需求侧响应，创新源荷双向互动模式。创新投资运营模式鼓励发电企业、独立储能运营商联合投资新型储能项目，通过市场化方式合理分配收益。建立源网荷储一体化和多能互补项目协调运敬请参阅报告结尾处免责声明华宝证券 12/27 [table_page] 产业研究专题报告营、利益共享机制。资料来源国家发改委，能源局，华宝证券研究创新部各省份规定了保障性规模内的强制配储要求，强制配储带来国内储能市场快速增长。在发改委 2021年 7月关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知中，明确提出了超过电网企业保障性并网以外的可再生能源装机规模，按照功率 15的挂钩比例配建调峰能力。在新能源消纳压力逐步增加的背景下， 21 年下半年以来各地也逐步明确了新能源强制配储的要求。截止 2022 年 12 月，全国已有近 30 个省份出台了 “ 十四五 ” 新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。整体来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在 10-20之间，储能时长要求多在 2 小时以上（部分省份配置要求高达 4 小时）。表 7各省新能源配储要求统计