储能行业深度报告中美大储，给时间以能源

　　（报告出品方作者：申万宏源研究，朱栋、王霖、王子越）1。中美储能市场举足轻重，渗透率迎来加速提升
　　1。1当前时点，为何要重视中美大储市场
　　21年全球电化学储能新增装机突破11GW，中国和美国为新增装机最大的两个地区。根据CNESA的数据，21年全球电化学储能新增投运装机规模达到11。12GW，同比增长135，新增项目主要集中在中美表前储能及欧洲户储。2021年，全球新型储能新增投运地区分布中，中美欧合计占比超过80，占据主导地位。中国和美国连续两年成为全球电化学储能新增规模最大的两个地区，贡献市场主要增量。
　　中美储能市场渗透率迎来加速提升，行业进入高景气度阶段。基于对中美储能市场政策、产业趋势和产品技术的边际变化研究，我们发现：1）政策端，中美对于储能发展均出台诸多鼓励政策，覆盖储能补贴、储能主体市场地位确立、储能参与电力市场激励政策等诸多方面；2）产业端，随着中美光伏新增装机有望在23年恢复快速增长，并且储能锂电成本端压力逐步缓解，储能项目大规模开发期即将到来；3）行业技术端，大容量电芯及长循环寿命技术不断成熟，产业化进展顺利，钠电也即将在23年开启产业化。
　　1。2政策利好：22年政策频出，23年成效渐现
　　1。2。1中国：储能规划目标不断上修，政策打开储能经济性空间
　　从国家到地方，十四五规划均明确了储能装机的目标。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》和《十四五新型储能发展实施方案》两篇纲领性文件在22年前后发布，国家层面明确到25年新型储能装机目标达到30GW。22年以来，各省出台了各自的十四五能源规划，从已公布的16个省看，目前地方规划的新型储能装机规模合计超过40GW。根据中电联统计，各省规划的25年新型储能发展目标合计有望超过60GW。根据我们测算，按照新建的集中式风光项目配储20和2h的要求，25年电化学储能累计装机有望达到50GW。从国家到地方的储能装机目标逐步明确，未来5年储能发展的确定性随之增强。
　　源网侧容量租赁模式逐步落地
　　容量租赁增厚独立储能收益，山东和河南先后出台支持储能容量租赁的政策。22年8月，河南发布《关于印发河南省十四五新型储能实施方案的通知》，其中明确建立共享储能容量租赁制度，容量租赁参考价为200元kWh年，并支持签订10年以上的长期租赁协议和合同。22年9月，山东印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，文件指出山东省电力交易中心将按月度组织撮合储能容量租赁。容量租赁模式的鼓励政策逐步落地，配合各地强制配储要求，独立储能容量租赁的收益空间将逐步打开。
　　用户侧峰谷价差拉大
　　分时电价机制优化，多地峰谷价差不断拉大。自2H21以来，全国超过20个省调整分时电价政策，适度拉大峰谷价差水平并建立尖峰电价机制，以此鼓励工商业用户配置储能。根据GGII，峰谷价差超过0。7元度的地区有21个省市，除去1。5倍代理购电价格，也有15个省市最大峰谷价差超0。7元度。目前国内工商业储能收入主要来源两部分，一部分是峰谷价差套利，另一部分是利用剩余容量参与电力辅助市场竞标，提供需求侧响应服务。峰谷价差套利的收入是工商业储能收入的大头，收入占比可达80以上。我们预计，在限电趋紧，分布式光伏渗透率提升以及电价市场化改革的推进下，国内工商业储能发展有望进入快车道。根据GGII预计，22年25年国内工商业储能装机有望分别突破1GWh5GWh。
　　1。2。2美国：IRA法案通过，政策效果将逐渐显现
　　补贴延长抵免增加，储能迎政策边际利好。22年8月，美国通过通胀削减法案（IRA），对光伏及储能均提出新的政策支持：1）光伏：法案的通过提供了长达十年的税收抵免政策，同时税收抵免比例从26提升至30，若满足相关条件，最高税收抵免可提升至70；2）储能：之前光伏配储在补贴范围内，IRA首次将独立储能纳入补贴范围。除此之外，对于满足条件的大储项目，税收抵免比例提升，表前电力储能的发展进一步得到政策倾斜。
　　1。3产业趋势：上游量价瓶颈打开，储能大规模建设提速
　　1。3。1趋势一：中美光伏装机有望提速
　　硅料产能释放打开光伏装机弹性。2022年光伏终端需求增长旺盛，国内多晶硅现货价从年初的24万元吨涨至8月的超30万元吨，预计2022年国内多晶硅供应量为92万吨，可支撑交流侧装机240250GW，下游地面电站的装机增长仍受制于硅料供应瓶颈和价格。2023年将迎硅料产能释放大年，结合Solarzoom相关统计，全球硅料名义产能将从22年底的128万吨增长至23年底的240万吨，预计23年多晶硅全球供应量约为147万吨，可支撑超400GW的交流侧装机。23年起硅料新增产能开始批量释放，对应硅料价格开启下行通道，也为对组价价格敏感度较高的集中式电站项目的建设带来了弹性。
　　国内风光大基地建设有望加快，关注大基地配储进展。根据国家能源局、发改委文件，我国第一批风光大基地共涉及18省份，规模总计97GW，目前90以上已开工建设。第二批风光大基地规划到2030年建设风光基地总装机约455GW，其中十四五规划建设风光基地总装机约200GW，十五五规划建设风光基地总装机约255GW。目前风光大基地计划将煤电作为支撑电源，其与新能源的联合送出可减少新能源的随机波动，发挥电力基础保障和系统调节作用。与此同时，由于火电提速需要时间，响应速度不如新型储能，新建项目配套一定比例的新型储能可进一步提升电力稳定外送的能力。随着23年第一批风光大基地陆续进入装机运行期，配储项目有望随之加快建设。
　　1H22美国光伏短期受供应链扰动，2023年储能有望随光伏一同爆发。美国光伏装机主要由住宅、非住宅和公用事业组成，其中公用事业装机是主要增量需求。根据SEIA预计，美国光伏累计装机规模将从目前的129GW增长到2027年的336GW，其中未来5年公用事业类光伏将新增162GW装机。短期美国光伏装机受到供应链扰动，根据SEIA数据，美国1Q222Q22公用事业光伏装机分别达2。2GW2。7GW，1H22的新增装机处于2019年以来的最低水平。但与此同时，订单需求仍然不断迸发，1H22美国新签署超过10GW的公用事业光伏合同，订单量创2019年以来的新高。目前美国给予了部分东南亚国家的太阳能组件2年的特定关税豁免，我们预计23年美国公用事业光伏装机有望恢复较快增长，而美国公用事业光伏配储比例较高，未来储能需求将同步爆发。
　　1。3。2趋势二：电池成本有望下行
　　碳酸锂价格在22年上半年大幅上涨至4050万元吨，目前价格涨势趋缓但依旧维持50万元以上高位，23年锂资源新增供给将逐步释放，根据天齐锂业H股招股说明书，23年精炼锂供给将超过需求，并且未来5年供给过剩情况将持续扩大，碳酸锂现货价格有望进入下行通道，预计23年有望回落至40万元吨左右。
　　近年来锂电池价格整体呈下降态势，年降幅近15，21年储能电芯价格降至接近0。7元wh，系统造价成本降至1。5元wh，成本端的下降推升了更多投资方参与的热情。22年在上游原材料价格大幅上涨的背景下，电池价格跟随上涨；23年随着主要原材料碳酸锂价格的下行，电池价格也将重回下降通道，将有力推动大储项目建设进程。
　　1。3。3趋势三：中美储能项目开发达百GWh级
　　中国多省份发布储能示范项目，23年迎装机并网高峰。根据储能与电力市场统计，2022年至今已启动的独立储能项目总规模达34GW70GWh，其中超过30的项目进入EPC设备招标、建设阶段。自2021年以来，多个省份出台多批储能示范项目，而示范项目对于22年底和23年年中均有明确储能并网投运目标，未来储能项目进入实质性建设的规模将继续扩大。22年集采方式已经成为国内储能开发商的重要采购手段，根据储能与电力市场统计，截止22年11月，已完成集采招投标的储能系统EPC规模为15GWh。部分央企布局储能系统集成，电池簇和PCS集采规模显著增大，电芯和电池簇集采规模达6GWh，PCS集采规模约4GW。我们预计，储能项目中标至项目建设完工周期约36个月，23年中国储能装机并网规模将迎来高峰期，中标企业的业绩将从预期阶段走向兑现阶段。
　　截止3Q22，美国约有14GW37GWh的储能项目处于开发中。根据美国清洁能源协会统计，截止3Q22，美国正在开发的清洁电力项目共132GW（相当于可支持3400万美国家庭的电力需求），其中光伏陆风海风电池储能分别占59171311。美国正在开发的14GW37GWh储能项目地区分布上，约5。5GW位于加利福尼亚州，超过2。7GW在德克萨斯州，内华达州和亚利桑那州均为1。4GW左右。
　　1。4技术进步：电芯大容量长循环钠电
　　1。4。1电力储能电池专用化，大容量电芯得到认可
　　针对大储场景要求，大容量储能电芯在行业内的开发不断成熟。大储项目具有追求低成本、大容量和安全性的特点。280Ah及以上大电芯相比50100Ah电芯在电力储能的适配优势明显：1）pack端零部件使用量减少，拥有天然的成本优势；2）高集成度使得体积能量密度更高；3）后端集成和EPC装配工艺简化，大幅节省土地基建、集装箱等方面的成本投入；4）同等容量下并联电池数少，方便BMS的安全管理。以40尺2。5MWh风冷储能集装箱为例，单个集装箱约需要120Ah的电芯6510个，280Ah的电芯2790个，并联数目可减少一半以上。宁德时代自2020年量产推出280Ah磷酸铁锂电芯以来，目前国内已超过10家电芯企业对外销售其280Ah磷酸铁锂电池产品，部分厂商开始规模生产300Ah等更大容量储能电芯，大容量储能电芯产品逐渐在行业内走向成熟。
　　大容量电芯愈加得到下游项目建设方和投资方青睐，有望催化大储渗透率提升。电池技术演变方向之一就是单体电芯容量不断提高，方形电芯从50100Ah向280Ah升级成为储能电池专用化的重要发展方向。目前政府政策和储能项目的招标开始向大容量电芯倾斜，部分项目招标明确要求采用容量不低于280Ah的电芯。2021年2月，大同市政府发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，指定储能产品的起点标准要达到单体电芯容量280Ah及以上。2022年，多个集采和储能项目招标均要求储能单体电芯不低于200或280Ah。未来随着行业内更多企业的跟进和布局，大容量电芯有望成为大型ESS市场的主流方案。
　　1。4。2储能电芯循环寿命提升明显，有望显著改善度电成本
　　动力电池侧重能量密度的提升，而储能电池更为侧重循环寿命的提高。电力储能项目投资关注点短期内以初始投资成本为主，中长期的趋势来看，将更看中全生命周期成本。电力储能对储能系统循环寿命和倍率性能要求更高，而电力储能应用分为容量型和功率型，其中容量型应用注重电池充放的经济性，要求电芯和系统具备高循环寿命和宽泛的工作温度范围。功率型应用注重短时调频的实时响应，要求电池能短时间高倍率充放电。目前容量型应用是电力储能主流，在电力储能初始投资成本压力较大的情况下，更高循环寿命的电芯意味着全生命周期度电成本的降低。我们认为，随着国内大型储能建设的驱动因素逐渐由政策驱动转向政策经济性联合驱动，项目投资方将更加青睐循环寿命高的电池，储能行业竞争将从重视初始投资成本转向重视度电成本。
　　22年多家公司推出高循环寿命的产品，有望显著改善储能LCOS。行业内储能电芯的循环寿命一般在60008000次。目前行业内多家公司陆续推出高循环寿命的产品，例如宁德时代EnerC和EnerOne两款液冷储能系统均可实现最高12000次循环，中创新航22年9月在成都成功下线循环寿命达12000次的电芯。当前我国大部分电化学储能电站度电成本（LCOS）在0。5元kWh以上，抽水蓄能电站度电成本在0。210。25元kWh。我们测算，随着电芯循环寿命的提升，远期储能LCOS有望下降至0。3元kWh左右，接近抽水蓄能的LCOS。
　　1。4。3钠电蓄势待发，23年有望成为发展元年
　　钠离子电池在储能领域大有可为。钠离子电池成本具有显著优势，同时安全性更高、低温性能和倍率性能更好，但与锂离子电池相比，钠离子电池能量密度低、当前循环次数也略低。我们预计，国内企业多点开花。传统锂电企业的钠电布局由宁德时代主导，其一代钠电池电芯单体能量密度高达160Whkg，二代有望突破200Whkg，预计2023年形成基本产业链。据传艺科技公开披露，公司4。5GWh钠电产线、5万吨电解液产线将于2023年投产，预估钠电出货价0。60。7元Wh，预估成本0。350。45元Wh，对应毛利率3040。2023年国内钠电量产出货量有望达到8GWh。2。三大对比观中美，储能发展启新章
　　中美储能市场为全球储能标杆市场，两者占全球市场规模的6070。通过对比两个储能市场的发展现状、政策经济性和风光渗透率，我们希望分析未来中美储能渗透率变化趋势和产业链投资机会。同时，针对未来中美大储市场的生态环境和商业逻辑如何演绎的问题，我们希望站在当前时点，给出一些前瞻性思考供参考。
　　2。1中美储能市场的发展现状对比
　　从市场体量看，2021年中美储能装机同时迎来快速增长。20年，中国与美国电化学储能新增装机分别达到1。56GW1。47GW，同比增长145188；21年，中国与美国电化学储能新增装机分别达到2。26GW3。51GW，同比增长45138，新增装机规模均创新高。
　　从22年的月度数据看，中美储能呈现景气攀升趋势。根据索比储能网，22年110月中国储能中标规模合计达到15GW36GWh，中标涵盖储能系统、储能EPC及集采。从中标结果看，储能系统中标价格集中在1。51。7元Wh，储能EPC中标价格集中在2。12。3元Wh。根据EIA数据，22年111月美国储能新增装机超3。1GW，其中10月新增装机达约0。7GW，创近三年月度新高。由于美国储能项目为争取当年优惠政策，每年四季度为美国储能新增装机旺季，预计22年12月，美国储能新增装机规模将继续维持高位。
　　从区域分布看，中国投运的电化学储能的地区分布偏分散，主要在山东、江苏、青海、广东和内蒙古等地。根据中电联统计的19家主要电网公司和发电集团投资的电化学储能项目，截止22年8月，累计投运的2。66GW电化学储能中，按MW计算，山东地区投运规模占比最大，达到22。美国电化学储能集中在加州和德州区域，根据EIA统计，截止22年9月，美国电化学储能累计投运7。00GW，加州和德州占比最大，分别达到54和17。
　　从应用场景看，中美工商业储能和户用储能占比较小，均以表前储能为主。如按容量口径，21年中国表前储能（除用户侧）占比达到76，1H22美国表前储能占比超过80。
　　国内大储下游主要为新能源发电集团，项目招标和集采为主要采购方式。根据CNESA和中电联数据，21年中国累计投运电化学储能5。53GW装机中，三大电网五大发电集团部分主要发电集团累计投运电化学储能2。0GW4。0GWh，按功率计算占比36。截止22年8月，三大电网五大发电集团部分主要发电集团累计投运电化学储能达2。7GW5。3GWh。目前国内大储主要以电源侧储能和独立储能为主，单个项目投资额大、投资回收期较长，所以国内大储投资方主要为新能源发电集团，以三峡能源为例，该公司目前在19个省份已购置或预购置电源侧电化学储能合计约6GWh。22年以来，项目储能系统EPC招标和集采成为国内下游大储采购的主要方式，储能系统提供商等供应商围绕中标竞争激烈。根据储能与电力市场统计，截止22年10月底，央企储能系统EPC集采规模达到15。2GW，参与到储能系统集采的集成商已合计超过70家。我们认为，国内储能产业链中具有下游渠道优势和客户资源的厂商将率先受益。
　　美国大储下游为储能系统集成商或储能项目直接投资方，其关注产品品牌和全生命周期经济性。美国电化学储能项目业主由当地储能系统集成商、独立发电企业和公用事业公司构成，下游投资方和储能系统集成商格局分散，美国大储采购主要采用订单制采购模式。目前储能系统在美国毛利率较高，主要是因为大储下游会针对储能系统的循环效率和安全指标等制定多项规定，如储能系统集成商不满足要求将面临巨额罚款。储能安全是项目运营基础，安全的基础诉求决定下游投资方投资储能系统将更加关注产品品牌和产品示范应用情况。经济性的核心考量决定下游投资方将更加根据产品全生命周期成本来投资，所以美国储能系统集成商核心关注电芯的品牌、产品认证和全生命周期成本。据不完全统计，多家美国储能系统集成商针对电池储能未来均有大规模采购计划，我们认为，具备品牌优势和已经切入美国储能供应链的国内厂商有望率先受益。
　　2。2中美储能市场的政策经济性对比
　　2。2。1中国：从强制配储到共享储能，储能市场化导向明确
　　20122021年，从电网侧储能到强制配储，中国电化学储能处于政策探索期。2017年国内储能第一个指导性文件《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》出台，2018年国内电化学储能迎来发展元年，电网侧储能需求率先爆发，当年电化学储能累计投运规模突破1GW。2019年国家发改委明确电化学储能不计入输配电定价成本，储能投资增速阶段性回落。随着2020年双碳目标确立，多个省份出台鼓励和强制发电侧配储政策，储能投资主体由电网侧向电源侧转移，电化学储能正式进入发展黄金期。国内主要省份强制配储要求为新能源装机规模的1020，连续充放电时长24h，新疆、内蒙古配置要求相对较高，分别达到25、4h和15、4h。
　　2022年，从顶层设计到实施细则，储能市场化路径愈加明晰。以往相关市场规则主要明确储能可参与调峰辅助服务市场，但对于储能参与中长期交易、现货交易等市场的规则设计不够完善。储能在电力市场中的身份定位和投资回报机制不够清晰，一定程度上影响了市场主体投资建设的积极性。2022年6月发改委等部委印发《十四五可再生能源发展规划》指出明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制等。顶层设计下，独立储能开始可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，进一步细化了独立储能参与电力市场的盈利方式。同时，后续明确了充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加等，解决了原先充电电量价格机制不明确的问题。除此之外，随着各地共享储能政策纷纷出台，租赁储能容量明确可视作可再生能源储能配额，储能市场化探索开始进入快车道。
　　辅助服务电力现货改革容量租赁多头并举，未来独立储能经济性提升可期。单个100MW200MWh的独立储能初期投资总额接近4亿元，如达到项目良好盈利水平，项目全年收益水平需达到6000万元以上。考虑未来辅助服务市场放开、电力现货市场改革和容量租赁的扩大，独立储能经济性未来将伴随市场改革实现多重收益：1）辅助服务：2021年底《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》提出储能可成为辅助服务的参与主体并将拓展电力辅助服务新品种。同时，《十四五新型储能发展实施方案》提出推动储能作为独立主体参与各类电力市场。顶层制度设计定调，独立储能未来有望参与调频等多种形式的辅助服务市场；2）电力现货市场：目前86省份的电力现货市场改革加速推进，在电力现货市场上，储能除获取峰谷价差收益外，未来不断完善的容量电价机制和电力中长期市场有望是储能新的收益来源。除此之外，储能充电电量逐步明确不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升项目峰谷价差收益的水平；3）容量租赁：多个省份21年先后出台各自的新能源强制配储政策，鼓励容量租赁的共享模式可进一步扩宽储能收益来源。
　　目前中国独立储能收益模式主要分为两种。在电力现货市场未建立地区，青海、宁夏和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰补偿容量租赁为主。在山东等建立电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货市场套利容量租赁容量补偿为主。以100MW200MWh的独立储能为例，目前独立储能两种商业模式下，稳定的可预期收益每年可达到4000万元以上。
　　用户侧储能经济性
　　峰谷价差套利是当前用户侧储能收益的主要来源。现行政策场景下，用户侧储能收益包括用户电费管理收益、峰谷套利收益、调频收益、需求响应收益。峰谷价差套利是用户侧储能收益的主要来源，可占储能收益的5080。2022年浙江用户侧储能高经济性开始显现，原因主要系于：1）浙江大工业和一般工商业一天内存在多个低谷、高峰和尖峰电力价格时间段，这为2h的用户侧储能带来单日充放两次的套利机会；2）一般而言，平均峰谷价差达到0。7元kWh，用户侧储能初步具备经济价值。从22年18月电价差看。浙江平均峰谷价差超过了0。92元kWh。随着尖峰电价逐渐在多省实施，尖峰电价的执行将进一步导致峰谷价差拉大。根据北极星储能统计，目前有23个省市最大峰谷价差超过0。7元，峰谷价差拉大正成为驱动用户侧储能项目建设的重要因素。
　　未来政策将产生多种收益方式，用户侧储能经济性凸显。目前用户侧储能可参与现货市场套利和削峰填谷等电力辅助服务市场。以浙江10MW20MWh独立储能为例，在日充放电2次，并参与削峰填谷电力辅助服务的情况下，项目IRR可达8。52，用户侧储能经济性逐渐显现。未来政策场景下，用户侧储能主要新增收益点为参与现货市场获得的电量收益、独立参与辅助服务市场获得的补偿收益、参与碳交易市场获得的收益、实时电价环境下的调节储能获取收益和采用共享储能模式获取收益等。多种收益模式下，用户侧储能经济性有望进一步凸显。
　　2。2。2中国山东：政策探索不止，经济性曙光已现
　　为促进储能发展，山东针对性推出了多项政策和机制创新。山东电网架构完善，具备承受多个储能电站快速充放电的条件，除此之外，山东标杆电价达到约0。4元度，而西北省区标杆电价仅为0。3元度，电价高给储能带来较好的经济性，所以山东2020年在全国较早的推行新能源配储，并开始构建以峰谷分时电价为主的储能市场。在建立电力现货市场之前，山东推出多项政策规定储能在调峰市场优先出清、奖励优先发电量。针对新能源配储面临的项目调度和并网困难，山东鼓励将分散的新能源配储项目集中建设，并率先鼓励租用的共享储能模式。在2022年初现货市场正式运营后，山东出台多项政策引导建立现货市场下的储能盈利机制，其中明确独立储能可自主参与调频辅助服务或以自调度模式参与电能量市场、明确储能电站参与市场交易的用电量不承担输配电价和政府基金等，储能在山东的发展走向市场化进程。
　　商业化示范初见成效，山东储能发展迈入市场化驱动阶段。山东首批5座独立示范储能项目于21年底陆续投运，容量共计501MW1002MWh。22年3月，3家独立储能首次参与山东电力现货市场交易，山东成为国内首个独立储能参与电力现货市场的省份。根据山东电力调度控制中心数据，2022年H1，山东运行中的新型储能累计充电1。63亿千瓦时，累计放电1。36亿千瓦时，效率为83。6，其中5座独立示范储能电站累计充电1。18亿千瓦时，累计放电0。94亿千瓦时，效率为79。0。目前山东储能项目在现货市场的收益主要由峰谷价差套利、容量电价和储能租赁构成，储能发展进入市场化驱动阶段。
　　山东共享储能引领全国发电侧储能盈利模式创新。共享储能电站是指在新的接入点（新能源场站汇流站等），作为独立节点接入输电线路，通过关口表单独计量并接受电网统一调度的储能电站。共享储能模式的主要优势在于为储能拓展了容量租赁的收益模式。根据山东十四五新能源规划，到25年底，山东预计新增风电5GW集中式光伏9GW，如按照储能配置要求20和2h计算，十四五期间，山东储能配置需求为2。8GW5。6GWh。考虑20年山东竞价光伏项目和21年市场化配置新能源项目合计产生的储能配置容量1。2GW2。5GWh，山东合计储能配置需求达4GW8GWh，共享储能的容量租赁空间巨大。目前山东的共享储能电站已经具备一定的投资价值，以100MW200MWh的独立储能电站为例，投资总额接近4亿元的情况下，考虑调峰补偿收益、现货市场套利和容量租赁，电站每年总收益可接近5000万元。
　　25年，山东新型储能累计装机有望达到5GW。截止22年9月底，山东已投运新型储能电站45座（0。84GW1。77GWh），其中独立储能电站7座（0。51GW），新能源配建储能38座（0。33GW）。22年4月，山东公布第二批29个储能示范项目，总装机达3。1GW，包括25个（2。56GW）的电化学储能和4个（0。54GW）的新技术类储能项目。根据《山东电力发展十四五规划》，到25年，山东新型储能设施规模达到5GW。我们预计，随着第二批储能示范项目将在2324年陆续投运，24年和25年山东新型储能投运规模将达4GW5GW。
　　2。2。3美国：储能政策矩阵完善，ITC政策长期激励
　　2006年2021年，政策矩阵不断完善，ITC激活需求。美国储能政策经过多年更新完善，已形成联邦到各州的储能政策矩阵。联邦层面出台多个储能激励、储能市场化政策和储能技术突破政策。美国联邦投资税收抵免（ITC）政策实施多年，对于新能源配置储能的项目，最高可以抵减30的投资额。在联邦税收抵免基础上，各州分别出台储能补贴和储能采购计划等，储能市场得到极大激活。在储能市场化方面，2008年联邦政府开始为储能进入电能批发市场提供制度保障，2013年提出输电网运营商可以选择从第三方直接购买辅助服务并明确了电储能提供辅助服务的结算机制。2018年联邦能源管理委员会（FERC）发布841号法案，要求系统运营商消除储能参与容量、能量和辅助服务市场的障碍，允许电储能参与容量、电量和辅助服务市场，并基于市场价格对其服务进行相应补偿。
　　美国储能商业模式多元，目前主要收入正从辅助服务转向峰谷价差套利。美国电力市场机制设计完善，不同储能收益主要系不同地区的电力市场机制的差异，目前美国大型储能的收益主要来自峰谷价差套利、电力辅助服务和容量电价等：
　　1）峰谷价差：美国储能项目开始从峰谷价差套利中获得主要收入，随着风光发电占比持续提升，未来峰谷价差将进一步拉大，储能在电能量市场将有更好的经济性。以加州为例，上午峰谷价差从2020年的15美元MWh上涨至2Q22的50美元MWh，晚间峰谷价差从2020年的50美元MWh上涨至2Q22的100美元MWh。除此之外，抓住极端电价的机会也将带给储能项目较高的经济回报。
　　2）辅助服务：2021年，美国加州辅助服务市场规模为1。6亿美元，多年来整体市场规模比较稳定。自21年以来，调频价格由于参与辅助服务的储能项目增多而逐步下降，辅助服务收益占比未来可能会下降；
　　3）容量电价：美国加州，储能项目可签订长期容量电价合约，按照项目能够提供的容量获取固定补偿。容量电价的补偿标准主要与当地灵活性资源的多少有关，随着老火电机组和其他电力系统冗余减少，容量电价具有长期收益的确定性，整体补偿标准稳中有升，以加州为例，20202022年，备用容量的容量电价在5080美元kW年；
　　以2016年投运的加州Pomona项目为例，该项目容量为20MW80MWh，过去4年的年均净收益可达32万美元MW以上。稳定的容量服务合同收入可占项目年收益的3540，其余调频和能量收入为项目提供了弹性收入来源。我们假设，该项目2016年初始投资成本为0。6美元Wh，则项目初始投资成本达到4800万美元，当前项目年收益为640万美元左右，考虑日常维护成本，静态投资期为89年。
　　美国储能项目经济性稳定，未来收益率有望稳中有升。我们测算，若美国储能初始投资成本为0。40美元Wh，则单个100MW400MWh的储能项目初始投资成本为1。6亿美元，考虑容量电价现货市场价差辅助服务三种收益，项目年收益为2300万美元左右，考虑日常维护成本，静态投资期为78年，经济性已经较为突出。
　　2。2。4美国加州：储能电池效益显著，未来欣欣向荣
　　加州SGIP补贴刺激需求，未来十年计划新增15GW表前储能。为鼓励早期储能发展，加州2013年开始针对大型电力公司实施强制配储计划，有力地推动了加州储能项目的快速部署，率先在美国推广储能应用。加州自发电激励计划（SGIP）于2001年启动，早期主要补贴加州分布式发电，后于2009年正式将储能纳入补贴范畴，并在2014年开始将75的激励预算分配至储能，目前SGIP对于不同类型储能的补贴水平可达0。21。0美元Wh。2022年加州储能发展规划中，计划未来十年加州新增18。9GW公共事业规模太阳能和15GW表前储能。长期以来，鼓励储能的战略导向保障了加州储能稳定的利润空间，不断推动加州储能加速发展。
　　储能电池在加州电力系统的作用日益凸显，日内放电功率突破2GW。2020年之前，加州地区主要通过天然气发电和电力进口解决净负荷的日内波动。20202021年加州储能电池在电力系统的应用规模呈现快速增长，2021年加州电化学储能累计装机达到2。5GW9GWh。从实际运行看，以2022年7月13日为例，储能电池日内最高放电功率突破2GW，日内最高储能放电电力占比突破6，日内最高储能充电电力占比突破10，均大幅高于2020年和2021年同一天的水平，日内储能放电量占用电量比例突破1。此外，我们通过比较电池充放电与净负荷曲线，发现储能电池充放电时间段与净负荷变化时段基本重合，在每天上午7点12点期间，加州储能电池利用可再生能源发力和净负荷下降充电，在每天下午16点21点期间，储能电池充分放电，缓解了净负荷快速爬坡带来的电网不稳定。
　　2。3中美风光储渗透率对比
　　2。3。1中国：风光发电占比加速提升，中远期规划明确
　　历经十年发展，21年我国风光发电占比达到约12。自2011年以来，我国风光发电占比已从2上升至约12。目前我国大多数省份处于储能探索期，整体波动式可再生能源对于系统的稳定影响较小。部分省份如甘肃、青海等波动式可再生能源发电比例接近或超过20，正进入储能的市场启动期。2021年，共11个省份风光发电占比突破10，随着多个省份即将迈入储能的启动期，未来中国储能将在更多地区迎来长足发展。
　　可再生能源电量占比加速提升，储能中长期需求空间逐步打开。从未来5年维度看，根据CWEA和CPIA预测，20222025年中国光伏风电年新增装机预计达到133143151160GW，新能源装机保持稳步增长。从未来10年维度看，中国在气候雄心峰会上目标2030年风光装机达到12亿千瓦。在此基础上，根据清华四川能源互联网研究院数据，由于双碳战略实施，2030年全社会用电量预期从过去的10万亿度电上升至12万亿度电，新的用电增量需要新能源装机加速发展，2030年风光装机有望达到1618亿千瓦，非水可再生能源电量占比有望达到20左右。
　　2。3。2美国：远期可再生能源发电目标确立，储能需求徐徐打开
　　美国风光发电占比持续提升，零售电价稳步上涨。20112021年，美国风光发电占比自3提升至12。2022年18月，风光发电占比继续提升至14。根据EIA预计，2022年美国电网将新增46。1GW的公用事业发电装机（地面电站），其中规划的新增容量中46来自于太阳能，其次是天然气，占到21，风能占比17。2022年太阳能风电共计预计新增29。1GW的装机，为美国发电新增装机的主力电源。从美国电力零售价看，美国不同部门的平均电力零售价均有所上涨，住宅商业工业从2020年1月的12。7610。186。37美分kWh分别上涨至2022年8月的15。9513。459。72美分kWh，高电价为新能源项目和储能项目提供了更好的经济性。
　　美国多数州已确立可再生能源发电比例50的远期目标。美国大多数州通过可再生能源配额（RPS）和清洁能源标准（CES）对当地可再生能源发电比例做出强制性规定，截至2021年底，美国共有31个州和哥伦比亚特区制定了相关目标，如加利福利亚州、马里兰州、新墨西哥州等9个州确立20402050年期间可再生能源发电比例达到100。美国各州可再生能源发展的趋势已在中长期维度确定，可再生能源发电占比的提升成为必然趋势，储能在美国电力系统的角色将愈发重要。
　　展望未来，中美储能发展即将进入市场启动期。波动式可再生能源发展水平不断提升下，系统对储能需求和储能结构均有不同的更多需求。根据波动式可再生能源发电比例的不同，我们可将储能发展分为探索期、市场启动期、高速发展期和应用成熟期。目前中国与美国正处于储能探索向市场启动的过渡期，电力系统可通过灵活性资源（如天然气发电、灵活性调节后的火电、抽水蓄能和电化学储能等）进行内部调节，整体波动式可再生能源对于系统的稳定影响逐渐增大。未来随着中美进入储能的市场启动期和高速发展期，系统需要补充短时储能来调节功率，同时也需要长时储能调节能量。
　　2025年和2030年，中美合计电化学储能累计装机有望达到83GW和405GW。20112021年，中国风光发电占比从1。6提升至11。7，美国风光发电占比从3。0提升至12。0。20222030年，假设中国和美国20222030年每年平均新增风光装机为140GW和50GW，我们预计中美两国波动式风光发电占比均有望在2025年和2030年超过20和30，两国储能将逐步进入市场启动期。2021年，中美电化学储能累计装机规模占电力系统最大负荷的比重分别为0。4和1。1。假设中国电化学储能装机占最大负荷的比重在2025年和2030年分别达到3和10，美国电化学储能装机占最大负荷的比重在2025年和2030年分别达到5和20，我们预计，中国电化学储能累计装机将在2025年和2030年分别达到49GW和241GW，美国电化学储能累计装机将在2025年和2030年分别达到34GW和164GW。
　　2。4对中美大储市场的一些思考
　　22年初东欧的炮声催化了欧洲户储光伏市场的爆发，对应户储板块成为A股最靓的一道风景；下半年预期渐盈，市场开始对大储有了更多热议，无论是政策试点落地，还是批量项目启动，抑或是从基数渗透率、边际变化的角度看，大储赛道被视作下一个黄金赛道并不为过。下半年里边，大储板块的股价表现冠绝新能源，虽然2022年美国大储市场受光伏组件拖累装机承压，国内大储项目多动作慢于声响、盈利远于投入，但前景的瑰丽已提振了的弹性。2023年，大储赛道将迎来多重共振，正如我们第一章中所讲的几点（政策产业产品），还有更多要去思考的是，大储市场的生态环境和商业逻辑会如何演绎？
　　市场经常会提及的一个问题是，明年储能电池会不会过剩？产业链多会安抚没那么快，过剩也是别家的。市场担心的程度却不见消减。对于这点，我们认为不必过于在意，因为过剩是一定的，只是程度快慢的区别，更应关注的是，过剩下的竞争决选拼哪些？大储市场是toB市场，其下游客户与光伏电站的高度重合，皆为能源企业，应用场景皆在表前源网侧，因此大储电池具有较强的类组件属性。经过近二十年的风雨洗礼，组件的市场区化已较为明朗，反映为海外（欧美等）重性能、国内重成本，市场生态的不同与当地电价和电站收益水平强相关，这方面与储能电站的拟合度也极高。中美大储市场的体量规模差别不大，但利润丰存度却差异明显，海外项目有着较高的利润率、稳定的账期和更高的进入门槛（体现在品牌、产品指标、售后运维等方面），而国内储能电站项目的收益率存诸多变数，多为完成量的要求而被动上马，缺少也较难从全生命周期角度来对项目收益做精确论证，导致锦簇之下却是荆棘不少，比如个位数的毛利率、大额的应收、较低的利用率等问题。
　　问题如何解决？预计会较漫长。近一两年国内政策调整已经开始更多借鉴海外成熟模式，拓宽储能电站的收益种类，变强配为市场引导，然而问题的核心在于储能投资成本的由谁承担，短期内的较难向下传导即意味着国内大储现行冲量生态的延续，对于有品牌资源产品竞争力的优势企业，出海将是第一优先级，欧美市场为膏腴之地、不容有失，国内市场则做好相应布局、适度参与，不争一时的长短。战而后胜与胜而后战，如果能选择的话，相信多数都会选择后者。也因此，想选出大储这一赛道的长跑健者，须更多关注重量级选手的举动和布局。3。投资分析
　　3。1储能景气度高企，22年中国储能全球出货有望翻倍
　　未来5年中美储能需求澎湃。根据我们测算，中国发电侧储能将由22年的7GWh上升至25年的41GWh，考虑工商业储能，25年中国发电侧工商业新增电化学储能装机有望突破46GWh。受益于美国投资税收抵免政策延续及可再生能源发电比例提升带来的电网调节需求增长，根据WoodMackenzie数据，1H22美国储能装机达到5。9GWh，22年美国储能有望装机13。4GWh。2226年美国新增储能装机合计规模有望达到194。1GWh，2226年储能装机CAGR为43。5。
　　中美储能景气度高企，22年中国储能锂电全球出货有望迎来翻倍增长。22年H1中国储能锂电池出货已接近21年全年水平，根据GGII，2022年H1储能电池出货44。5GWh，接近2021年全年出货的48GWh。在储能电池出货结构上，电力储能与家储是出货的主要增量市场。国内风光配储与海外储能经济性提升一同催化电力储能出货快速增长，2022年H1电力储能电芯出货达到30GWh。海外户储市场上半年呈现供不应求的局面，2022年H1户用家储电芯出货量达6GWh。全年来看，电力储能、户储与便携式储能出货均将迎来翻倍增长，整体储能电池出货有望突破100GWh。
　　根据GGII，中国储能锂电全球出货有望在25年达到389GWh，30年出货迈入TWh时代。根据GGII储能数据库，截止2022年H1，国内发布的新型储能项目（刨除抽水蓄能）合计58。28GW116。4GWh，其中锂离子电池占比接近75。十四五国内电化学储能项目将逐渐落地装机，发展进入商业化加速期。除此之外，中国储能锂电产业链完善，将深度参与海外储能发展，受益于全球储能建设浪潮。根据GGII预测，2025年中国储能锂电池出货量将达389GWh，比2021年规模增长8倍以上，20212025年CAGR达68。8。
　　3。2储能产业链价值释放巨大，核心关注价值占比高的环节
　　电芯PCS为储能产业链价值最大的环节，目前1GWh储能装机可带动产业链20亿元的收入。储能产业链上游主要以储能电池簇、电池管理系统BMS、能量管理系统EMS、储能变流器PCS和温控消防等其他设备构成。储能产业链中游以储能系统和储能EPC为主，目前储能系统和储能EPC的单位成本可达1。51。8元Wh和1。72。0元Wh。假设储能EPC单价为2元Wh，则1GWh储能装机可带动20亿的产业链收入。从成本占比看，2h储能EPC成本占比中储能系统占比可达89左右，2h储能系统中电芯PCS为成本大头，占比可达到75左右。储能产业链下游可分为电源侧、电网侧和用户侧。
　　电芯环节：核心推荐国内具备客户优势和美国出海逻辑的行业龙头
　　全球市场，中国储能电芯厂商加速出海。20192020年全球储能以海外市场为主，三星SDI、LGC和松下等品牌在海外耕耘多年，占据全球市场主要份额，20192020年三者合计全球市场份额分别达7365。日韩电池厂商在储能主推三元电池技术，但三元储能产品近年起火事件陆续出现，而磷酸铁锂安全性和经济性在动力电池领域得到验证。2021年中国磷酸铁锂电池的优势改变全球储能电池市场格局，以宁德时代为首的中国厂商后来居上，2021年全球市场份额快速提升。
　　国内市场，中国储能电池厂商正积极加快储能下游布局。围绕储能产业链下游，以宁德为首的储能电芯厂商19年开始打造产业链闭环，纷纷与政府、大型国企央企、产业链下游和海外企业牢牢绑定，并开始延伸系统集成和项目开发。我们认为，随着中国电力储能发展路线日渐清晰，具备下游合作资源的储能电芯厂商有望在产业链合作中发挥更大价值。
　　宁德时代：全球储能电池龙头，有望深度受益中美大储需求爆发。公司全球储能电池市占率从19年全球第五，到20年全球第三，再到21年全球第一，突飞猛进的发展彰显公司强大的储能发展动力。2021年及13Q22公司储能出货分别达到约17GWh和约30GWh，业务营收保持高速增长。22年以来，公司开拓欧美储能市场不断取得进展，先后与美国FlexGen达成未来三年10GWh的供应协议、与美国Primergy达成独家供应1。416GWh储能系统的协议、与英国GreshamHouse达成近7。5GWh长期供货协议。
　　比亚迪：出海成绩斐然，中国储能企业出海标杆。公司是最早进军北美市场的中国企业之一，2011年首次出口给美国雪佛兰4MWh的储能电池，多年出海成绩斐然。22年16月，比亚迪CUBET28在北美地区供货规模已超过1。6GWh。22年10月，由比亚迪储能供货的全球最大单期储能电站在美国西海岸成功投入商业运营，储能容量近1。7GWh。截止22年10月，比亚迪储能在美国累计出货达到3。6GWh。
　　鹏辉能源：22年国内和海外大储发展迅速。2022年3月，公司控股子公司江苏天辉锂电与江苏天合储能签订《关于2022年电芯采购合作协议》，金额约6亿元9亿元，合作期限一年。同时，公司与天合光能共同建设常州2GWh储能电池项目，产能上进一步与客户绑定。海外大储市场，公司产品280Ah储能电芯于22年9月顺利通过UL9540A认证，未来公司有望持续在海外大储领域获得新订单。
　　中创新航：22年中标多个储能采购大订单，储能在手订单充裕。21年公司储能业务营收实现4。46亿元，同比增长87。4。22年9月，公司为储能市场打造的280Ah核心产品在成都成功下线，其循环寿命达12000次以上，能量效率达97以上，并可升级至300Ah。22年公司作为五家中标商之一成功中标南网科技5。56GWh的储能电池采购订单。截止22年9月，公司储能系统在手订单为4。22亿元。
　　PCS环节：核心推荐具备品牌优势和订单可见度的厂商
　　阳光电源：从PCS延伸至储能系统，美国订单饱满。2021年，公司储能系统全球发货3GWh、储能变流器全球发货2。5GW，实现储能业务收入31。4亿元。根据公司公告，22年公司分别与美国Pluspower和KeyCaptureEnergy签署了14。9亿元和7。9亿元的储能项目合同。
　　科华数据：UPS龙头，大储和户储成为公司发展新引擎。根据CNESA数据，公司在2021年全球储能PCS全球出货量排名第二。公司在储能领域中具备丰富火储调频、风储调峰和工商业微网项目经验，标杆产品包括S3液冷储能系统和1500V全系列储能变流器及系统解决方案。国内市场上，22年7月，公司子公司科华数能与特变电工新疆新能源签署了2。3亿元储能系统成套设备订单，并陆续中标国内多个大储项目。海外市场上，22年9月公司在美国、欧洲和澳洲共签约合作超2万套（共390MWh）户用储能系统。
　　上能电气：国内PCS龙头，储能订单彰显高景气。从行业市占率看，公司21年及1H22在国内PCS市场的市占率位居行业第一；从储能订单看，公司21年储能产品销量为619。51MW。截止22年2月末，公司储能在手订单已超过800MW；从储能营收看，1H22储能双向变流器及系统集成产品营收达0。38亿元，同比增长24。94。3Q22储能系统集成业务收入占总收入比超40；公司海外市场也取得突破，首个海外100MW储能项目于22年7月份顺利发货。
　　温控消防环节：核心推荐具备技术积淀的厂商
　　英维克：具备深厚技术和产品积淀的储能温控龙头。公司12年即成为国内储能集装箱系统主要的温控设备提供商，积累了长期大量的实际运行经验。随着液冷电池PACK在储能系统的导入，英维克率先于2020年推出系列的水冷机组并大批量应用于包括宁德时代、阳光电源、南都、科陆电子等储能系统集成的头部企业。海外市场上，公司为美国储能系统集成商Fluence供应温控设备。
　　国安达：储能消防成为新增长点，23年有望批量出货。公司22年成立锂电池火灾防控技术专项事业部，成功研发了锂电池储能柜火灾防控和惰化抑爆系统，目前公司与国内多家知名锂电企业已开展战略合作，相关解决方案及产品已获得行业内多家知名厂商的认可并进行小批量供货，且陆续获得一些市场订单。截至22年9月，储能消防产品已出货180台设备，在手订单（含已出货）金额超过1300万元。
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