储能行业专题报告：新型储能方兴未艾，工商+大储如日方升.pdf

储能行业专题报告：新型储能方兴未艾，工商+大储如日方升。储能发展背景：当前，大量新能源发电电源接入电网系统，其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 纳成为电网稳定运营的首要难题。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为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，从而提升新能源发电电源接入电力系统的稳定性。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应用效果。当前，中国、美国、欧洲为主要储能装机增量市场。2022 年全球新型储能装机规模超20.4GW，累计装机规模约45.7GW。

储能方式多样：目前，市场上根据能量转换方式的不同可以将储能分为了物理储能、电化 学储能和其他储能方式：物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能和飞轮储能等， 其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理储能中应用最多的储能方式；电化学储能 是近年来发展迅速的储能类型，主要包括锂电池储能、钠电池储能、铅蓄电池储能和液流 电池储能等，其中锂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；其他储能方式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。

工商储渗透率可期，大储前途明朗。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。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。以10MW的工商业储能项目为 例进行计算，单位投资额2元/Wh，峰谷价差0.6元/kWh，项目的IRR约7.6%。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。进一步测算得到：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。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。 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。目前大储依靠强制配储尚未做到有盈利的模式，独立 储能因其共享的特性成为政策主推方向。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，独立储能最大业主仍为各大央企。独立式储能电站收益模式主要有两 种：1）容量租赁+现货市场套利；2）容量租赁+调峰辅助服务。以100MW的独立式储能 电站为例进行计算，储能EPC总承包平均成本1.8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%；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，项目盈利能力显著提升。随着储能行业趋于成熟，独立式储 能的投资前景可期。基于风电和光伏未来三年的装机量，通过假设配储的渗透率、配储比 例、配储时长，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。