2022储能产业分析报告全分析.docx

2022储能产业分析报告全分析红利，2018年电网侧储能实现快速增长，国内新增电化学储 能643.9MW,同比大幅增长432.6%。2019年国家发改委明确 电储能设施本钱不得计入输配电价，电网侧储能本钱回收受 阻，投资积极性回落导致当年电化学储能增速放缓。2020年 起随着一系列政策的密集出台和碳中和目标的高导向性，“储 能+''模式在多个应用场景实现规模扩张，叠加磷酸铁锂技术 进步带动的本钱下探，储能进入快速开展期。截至2020年底, 全球与中国累计电化学储能达14.2GW和3.3GW,同比增长 49.6%和91.2%,当年新增4.7GW和1.6GW,同比增长63.8% 和130.7%,中国增速引领全球。（三）政策与本钱推动，储能商业化拐点到来政策支持频繁加码，呵护储能行业健康开展。光伏风电 等可再生能源作为实现“3060”目标与能源革命的的重要举措, 未来在能源生产端将扮演更加重要作用，伴随可再生能源装 机量与发电量的持续增长，大规模能源消纳问题亟待解决。 2021年以来储能相关政策频发出台，如关于加快推动新型 储能开展的指导意见、关于进一步完善抽水蓄能价格形 成机制的意见等，加快“十四五”期间储能商业模式形成。图表L便携式储能电池特征分析特点特点大容量、 大功率、 安全便携1OOWh- 3000Wh户外出游、 应急救灾、 医疗抢险、 户外作业接口电池 容量适用 场景资料来源：中国化学与物理电源行业协会前瞻产业研究院整理前瞻经济学人APP2、全球便携式储能设备出货量保持高增速增长2016-2020年，全球便携式储能设备出货量呈快速增长态 势。2020年，全球便携式储能设备出货量到达了 208.8万台， 相比2019年增长了 140.28%o预计2021年,全球便携式储能资料来源：中国化学与物理电源行业协会前瞻产业研究院整理前瞻经济学人APP3、2021年全球便携式储市场规模将突破110亿元2016-2020年，全球便携式储能市场规模高速增长。2020 年，全球便携式储能市场规模到达了 42.6亿元，相比2019年 增长了 217.91%。预计2021年全球便携式储能市场规模将突 破110亿元。图表3： 2016-2021年全球便携式储能市场规模（单位；亿元，%）市场规模（亿元）增速（）资料来源：中国化学与物理电源行业协会前瞻产业研究院整理前瞻经济学人APP3、全球便携储能产品主要产地分布：中国占据全球90% 以上产量中国凭借自身产业链协同优势、人力资源优势成为全球 便携储能产品主要产地。2020年，中国便携式储能产品产量 占全球比例到达了 91.90%,美国、日本分别位列二、三，但 与中国之间的差距明显。图表4： 2020年全球便携式储能产品生产国家分布（单位：%）资料来源：中国化学与物理电源行业协会前瞻产业研究院整理中国美国日本其他前瞻经济学人APP4、全球便携储能产品消费市场分布：美国为便携式储能 产品最大消费市场美国是便携式储能产品最大的消费市场，2020年，美国 便携式储能产品消费量占比到达了 47.3%;其次为日本，占比 29.6%;欧洲以5.5%的消费占比排名第三。图表5; 2020年全球便携式储能产品销售国家分布（单位：%）奥料来源：中国化学与物理电源行业协会前瞻产业研究院整理美国日本欧洲加拿大中国其他前瞻经济学人APP综合来看，随着移动电子产品市场的规模不断扩大，便 携式储能产品的需求随之逐渐增大。同时受益于近年来锂离子 电池市场的快速开展，便携式储能产品的技术工艺、安全性能 也在逐渐提高，成为了日常生活之中不可或缺的产品之一。目 前，全球便携式储能产品出货量、市场规模、产量、销量等均 保持高速增长态势，中国成为全球便携式储能产品主要产地。 美国那么为全球储能产品主要消费市场。虽然目前全球便携式储 能电池市场一片火热，但仍有大局部市场未被开发，未来，全 球便携式储能电池市场规模有望继续保持高增速增长。文章整理自互联网，如有侵权，请联系删除!储能行业专题报告：户用储能旺盛需求持续性探究及投资思路一、当前时点为什么关注海外户用储能？1.1 2022年户用储能需求景气度持续攀升2022年欧洲居民电价显著上涨，俄乌冲突进一步加剧能 源价格高位波动和欧洲能源安全隐忧。2021年下半年，能源 危机席卷全球，欧洲电力批发价格持续快速上涨。2021年年 底，欧洲居民新合同电价也开始相应显著上涨。据北极星售电 网资讯，以德国为例，科隆的Rheinenergie公司提供的电价 到达0.72欧元/kWh,还有城市的基础电力服务商提供的电价 高达0.99- 1.07欧元/kWh,该价格是绝大多数德国人目前平均 电价的近三倍。2022年2月底爆发的俄乌冲突导致欧洲天然 气价格高位大幅波动，也导致下游电力价格维持高位，同时 俄罗斯天然气断供风险也增大了欧洲国家对于能源安全的担忧。2021年户用储能需求快速增长，2022年户用储能景气度 进一步攀升。近年来持续上涨的电价已经推动户用储能在局部 国家和地区快速开展，德国是其中典型代表。据德国BVES 报告数据，至2021年底，德国户用储能总销量43万台，新增 14.5万台，同比新增45%。受俄乌冲突对能源价格的影响， 户用储能需求近期进一步加速增长。预计2022年德国户用储能全年新增27万台，同比新增86%。同时，近86%的受访者 对2022年的户用储能市场前景评为“非常积极”或“相当积极”。1.2 2022年Q1户用储能相关企业盈利率先企稳回升2021年H2储能上游原材料价格快速上涨，大量大型储能工程因此延期。2021年H2,储能上游原材料碳酸锂价格开 启快速上涨通道，Q4维持快速增长。据Wind数据，2021年 12月底碳酸锂价格高达27.5万元/吨，相较7月初价格8.8万 元/吨，涨幅达212.5%。受此影响，美国作为全球最大的大型 储能市场，出现大量大型储能工程延期。Wood Mackenzie最 新发布的美国储能报告显示，尽管2021年Q4美国大型储能 实现快速增长，新增量达1.6GW,但超过2.0GW原计划Q4 投产工程延期。户用储能企业在2021年Q4因下游价格疏导延迟效应导致增 收不增利，利润受上游涨价侵蚀严重。全球户用储能市场主要 集中在美国、欧洲等地区，尽管2021年H2欧洲电力批发价 格同样快速增长，据Statista数据，2021年12月高峰值在 0.25欧元/kWh左右，较上涨前的平均水平0.05欧元/kWh涨 幅达400%。但受居民电价合约周期影响，电力批发价格传导 至居民电价存在延迟。以德国为例，直到2021年年末到2022 年年初，大量德国居民才收到廉价电力服务商终止合同的通知。 相应地，2021年Q4户用储能企业的本钱疏导也因此不畅， 呈现增收不增利的局面。以典型户用储能企业派能科技2021 年Q4财务数据为例，2021年Q4派能营收同比增长146.4%, 净利反而同比下滑16.7%o二、海外户用储能增长的持续性如何？2.1 高电价和光储系统降本是海外户用储能实现经济性的 重要源动力当前户用储能主要集中在高电价国家或地区，2020年德、 美、日、澳四国的户用储能合计占比达74.8%。IHS Markit数 据显示，2020年全球户用储能主要集中在德国、意大利、英 国等欧洲国家，以及日本、澳大利亚、美国等其他国家。其中, 德国、美国、日本和澳大利亚的户用储能合计占比达74.8%。 对照2021年9月全球同期居民电价，德国、日本和澳大利亚 的平均居民电价位居全球前列，分别高达0.33、0.23和0.22 美元/kWh。美国户用储能开展较好地区，如夏威夷、力口州， 同样也面临较高的居民电价，2022年两者分别为0.31和0.21 美元/kWh。此外，对于南非等国家及地区，由于当地电网设 施相对薄弱或不时面临自然灾害威胁，相对富裕家庭配置户用 储能提升供电可靠性的诉求也较为迫切。户用储能获利的核心是居民用电价格与户用光伏上网电 价的套利，高电价和光储系统降本是实现户用储能经济性的重 要前提。户用储能的主要作用在于实现白天户用光伏发电在 晚上的自用，其主要获利来自于晚上居民用电价格与白天户用 光伏上网电价的差额，通过提高户用光伏自发自用电量来节 省电费。尽管各国户用光伏上网电价政策有所不同，但其电价很大程度上与户用光伏本钱紧密相关。随着户用光伏和储能 系统本钱不断下降，以及局部国家居民电价逐年攀升，居民电 价和光储系统本钱差额不断拉大，局部国家户用储能经济性 愈发显著。近期尽管光储系统本钱短期快速上升，但局部地区 居民电价也在快速上涨，对户用储能开展仍有很强经济性支 撑。2.2 近中期户用储能需求来自优势地区户用光储一体化渗 透率提升兴旺国家及地区加速能源绿色转型，户用光伏有望持续 得到更大力度政策支持。加速能源转型是各国实现“碳中和”目 标的重要手段，近两年来兴旺国家普遍提升了自身2030年可 再生能源目标。其中，大力开展分布式光伏是各国实现可再生 能源目标的重要举措，受到了各国政策的大力倾斜。例如， 德国实行分类固定上网电价政策，屋顶光伏发电系统的上网电 价高于地面光伏电站的上网电价。2.3 户用储能市场规模预测近中期看，我们预计户用储能市场2022年实现近翻倍增 长，2023后维持高速增长，但增速有所放缓。总量方面：2022年在欧洲市场的带动下，全球户用储能 需求有望迎来翻倍增长，我们预计新增容量增速达97.9%。但 考虑到户用储能市场范围近中期仍集中分布在全球少数地区本钱持续下探，商业化拐点显现。储能系统主要包括电 池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量 管理系统（EMS）和集装箱及舱内设备等，其中储能电池成 本占比近60%,而磷酸铁锂电池以其低本钱和高安全性成为 储能电池首选。受益于新能源汽技术进步叠加规模效应，动 力电池价格在过去五年实现大幅下降，据鑫楞锂电数据， 2021年二季度磷酸铁锂电池价格下探至元/Wh,较 2016年初的2.6元/Wh降幅超70%,随着锂电本钱的快速下 降与商业模式清晰，储能营利性逐步显现，规模化、商业化 拐点到来。或群体，2023-2025年户用储能需求增速可能略有放缓，但仍 将维持较高增速，我们预计新增容量三年复合增速为48.3%。区域结构方面：近中期看，美国、德国、日本和澳洲仍 是全球最主要的户用储能市场，但同时由于意大利、西班牙、 荷兰等国家户用储能市场初始规模小、增速更快，预计将推 动前述四国的新增容量占比不断下降，到2025年，我们预计 前述四国占比降至50%左右。三、户用储能市场格局及投资思路品牌与渠道是户用储能市场竞争核心户用储能是储能行业细分领域，市场虽小但毛利率高； 具备消费属性，品牌与渠道构建先发优势：户用储能为海外市场，认证是基础门槛：当前国内几乎 没有户用储能市场，户用储能需求集中在以美国、德国、澳大 利亚和日本为主的高电价国家。海外市场涉及大量严苛的安全 标准及认证程序，对国内企业出海提出较高要求，同时认证 周期限制新进入者切入市场速度。户用储能具有消费属性，品牌与渠道开拓是竞争核心： 该市场以高端市场为主，品质胜于价格，为企业俣持高毛利提 供很好保障。同时，户用储能具有消费属性，品牌与渠道开拓 成为相关企业最为核心的竞争力，也为具有先发优势的企业 构建了一段时期的护城河。3.1 户用储能产业链投资逻辑户用储能PCS和分布式光伏逆变器强相关需求关联性：现有户用储能以光储一体为主要形式，两 者搭配可降低高电价地区的居民电费，因此户用储能背后关联 着对应区域的分布式光伏旺盛需求。本钱疏导关联性：类似户用储能逻辑，分布式光伏对应 终端用户电价，该电价显著高于集中式电站对应的发电侧电价, 因此分布式光伏的价格敏感度相对较低，同样也更为容易传导 上游原材料本钱。从国内数据看，从去年到今年Q1光伏装机 结构中分布式光伏占比高增，也说明了这个特点。3.2 派能科技：全球户用储能市场龙头，全方位布局储能解决 方案全球户用储能市场龙头，户用储能市占全球前三。公司 是行业领先的储能电池系统提供商，产品主要集中于户用储能 和通信备电两个领域。自2017年以来，公司积极把握海外户 用储能需求快速增长的市场机遇，充分发挥全产业链布局优势, 大力拓展境外优质客户并取得显著成效，迅速成长为全球户用 储能市场龙头企业。根据IHS统计数据，2019年公司户用储 能产品出货量约占全球出货总量的8.5%,位居全球第三名； 2020年进一步跃居全球第二。3.3 鹏辉能源：深耕锂电行业，聚焦储能业务成效显著深耕锂电行业，聚焦储能业务成效凸显。公司是国内最早从事 电池研发、生产和销售的企业之一，也是国内品种最齐全的 专业电池生产企业之一。公司自2015年起布局储能业务，覆 盖海外户用储能、国内发电侧、通信基站等多种应用场景；储 能产品线完整，可提供从电芯、PACK到全系列的产品与服务; 定制化开发，快速响应客户需求。根据中关村储能产业技术 联盟（CNESA）数据统计，2021年度，鹏辉能源在全球储能 电池（不含基站、数据中心备电电池）出货量排名toplO中国 企业中排名第二。3.4 德业股份：逆变器行业新秀，储能业务快速崛起公司是大型制造型科技企业，打造三大核心系列产品。公司成立于2000年8月，并于2021年4月在上交所上市， 目前公司产品主要包括热交换器系列、以逆变器为主的电路 控制系列和环境电器系列为核心的三大系列产品。2017-2021 年，公司主要产品产量销量均保持较快增长速度。3.5 锦浪科技：组串式逆变器龙头，储能业务开展迅速组串式逆变器龙头企业，获权威机构TOP品牌认证。公司成 立于2005年，是首家以组串式逆变器为最大主营业务的A股 上市企业，也是全球第一家获得第三方权威机构PVEL的可 靠性测试报告的逆变器企业。公司专注于分布式光伏发电领域, 专业从事分布式光伏组串式逆变器研发、生产、销售和服务 的高新技术企业。自2016年起，连续六年获欧洲权威调研机 构EuPD公布的“顶级光伏逆变器品牌”称号。据Wood Mackenzie统计，2020年在全球前十大逆变器出货厂商中，公司排名第6,同时是国内组串式逆变器中第二大出货商。据国 际太阳能光伏网资讯，2021年公司逆变器出货量跃居全球第4O固德威：全球逆变器龙头，布局光伏+储能双赛道 全球逆变器龙头品牌，出货量位居前列。公司成立于2010年, 不断丰富并网产品系列及储能产品系列，相继推出多系列产 品，批量销往德国、意大利、澳大利亚、韩国、印度、土 耳其、巴西、美国、南非等多个国家和地区。据 WoodMackenzie统计，2019年公司在全球光优逆变器市场的 出货量位列第11,市占率3%,其中户用储能逆变器出货量 全球市场排名第1,市占率15%。据北极星太阳能光伏网资讯, 2020年公司在全球前十大逆变器出货厂商中排名第9,市占 率达4%；据国际太阳能光伏网资讯，2021年公司逆变器出货 量跃居全球第6。报告节选：目录都国海证券一、当前时点为什么关注海外户用储能?二、海外户用储能增长的持续性如何？三、户用储能市场格局及投资思路？、投资建议及风睑提示遹宪必附读附注中免质条柒局部8图13:储能系统本钱拆分PCS 15.5%PCS 15.5%BMS 12.6%集装箱及舱内设备EMSn qo/磷酸铁锂电池58.6%5.0%数据来源：星云股份答证监会问询函，广发证券发亮能解嘴庠二、储能新模式：好的商业模式比本钱更重要储能按照应用场景主要分为发电侧、电网侧、用户侧，相对于传统能源体系下能源存储主要为化石燃料，清洁能源 的存储那么以电能为主，可以分为以电动汽车为代表的移动式 能源存储和以储能电站为代表的固定式能源存储，而电化学储 能那么以固定式能源存储为主，涵盖发电侧、电网侧和用户侧, 共同组成庞大的能源互联网络。受益于碳中和目标推动，配 套可再生能源并网、电力辅助服务以及终端用户用电需求，储能市场有望快速开展。储能应用场景由用户侧向发电侧和电网侧转变。储能尚 未大规模应用前，商业模式以用户侧峰谷价差套利为主，截 至2019年末国内用户侧储能装机规模占比达50.7%,发电侧 可再生能源并网那么受制于本钱限制，储能占比仅3.4%,而海 外那么受益于起步早，机制较为健全，全球来看应用场景分布 较均匀。2020年起政策重点支持发电侧和电网侧储能开展， 当年新增电化学储能工程中，发电侧占比最大达58.7%,电网 侧占比37.7%,用户侧新增占比仅2.0%,新增场景逐步反响 政策导向。图18:中国2019年电化学储能累计场景分布用户侧 50.7%集中式可再生 能源并网3.4%.辅助服务23.8%电网侧 22.1%数据来源：CNESA,广发证券开展研究中心工免未来智厚模式翻开为储能带来新的需求增量。从商业模式看， 2019年之前储能价值主要在于峰谷价差套利降低整体用电成 本，盈利模式较为单一。2020年起政策密集出台，储能在电 力体系中地位逐步明确：发电侧消纳弃风弃光提供额外补偿， 电网侧调峰调频补偿机制明晰、参与台区改造降低局部电力 系统升级本钱，用户侧扩大峰谷价差、高用电场景配储降本, 储能经济性价值逐步显现，多场景需求扩张为储能带来新的需 求增量，储能行业迎来加速增长期。（一）发电侧：短期需求在于政策约束，长期有待本钱下探发电侧储能主要目的在于消纳弃风弃光，平滑发电输出。 储能在发电侧主要用于大规模风光并网，可解决光伏、风电 因随机性和不确定性导致的弃风弃光等并网消纳问题，起缓 和波动和平滑功率输出的作用，进而满足新能源并网要求，提 高新能源利用率。根据全国新能源消纳监测预警中心，2020 年全国风电利用率96.5%,同比提升0.5pct,光伏发电利用率 98.0%,与去年基本持平。但西部局部省区如新疆、青海、西 藏等地风电弃风率仍高于5%,风光装机量提高将更加考验电 网的平衡与消纳能力，而储能作为解决新能源消纳问题的重 要途径，需求有望进一步提升。除此之外，储能参与电力辅 助服务、共享储能等可加快本钱回收速度。图21:近三年月度风电弃风率情况数据来源：全国新能源消纳监测预警中心，广发证券开展研究弘奈朱尧皆库中心短期政策约束建立市场空间。2020年随着储能本钱的快 速下降和光伏平价拐点的到来，新能源并网提速，各省份加速 公布新能源储能配置政策，明确要求配置新增风光装机10%- 20%不等的功率，其中绝大多数省份要求配置不低于新能源装 机容量10%、2小时备电时长的储能设施，以解决新能源装 机增长带来的消纳问题，减小功率波动对电网的影响，发电 侧储能市场空间确立。摆脱中央补贴，2021年光伏步入全面平价期。根据中国 光伏行业统计，2020年我国地面光伏系统的初始投资本钱为 3.99 元/W,较 2019 年下降 0.56 元/W,降幅达 12.3%, 2020 年光伏电站在年发电量1800h、1500h, 1200h、1000h的等效 利用小时数下的平准度电本钱（LCOE）分别为0.20、0.24、 0.29、0.35元/KWh,基本实现与燃煤标杆电价同价。2021年 随着产业链各环节新建产能的逐步释放以及组件、逆变器等 关键设备的效率提升，光伏系统的初始投资本钱有望在未来继 续下降。储能消纳弃风弃光难以盈利，长期需求仍有待经济性拐 点验证。2020年受益于前期的技术积累和规模化效应以及市 场竞争的加剧，光伏配储中标价格年内实现大幅下降，平均 中标价降至1.5元/Wh左右，而2020年11月青海光伏配储竞 价工程最低中标价更是下探至1.06元/Wh,进一步翻开储能 系统的降价空间。据我们测算，在目前平均1.29元/Wh的成 本下，循环次数在4000、5000条件下的度电本钱分别为0.41、 0.33元/KWh,高于燃煤标杆电价且回收期长达5-7年，光伏 电站仍无法通过消纳弃风弃光实现盈利，发电侧储能经济性 拐点尚未到来。图23:光伏平准度电本钱测算（元/KWh）数据来源：CPIA,广发证券开展研究中心么奈朱弟皆孱储能发电补贴、增发小时数奖励，多举措出台弥补储能 经济性。2021年1月，青海省发改委等四部门联合出台支 持储能产业开展的假设干措施（试行），明确对于“新能源+储 能''工程中自发自储设施所出售的省内电网电量，给予每千瓦 时0.10元运营补贴，对于使用本省产储能电池60%以上的项 目，每千瓦时再增加0.05元补贴。增发电量方面，2019年2 月，新疆自治区发改委印发关于在全疆开展发电侧储能电 站建设试点的通知，明确对于配置储能电站的光伏工程原那么 上增加100小时计划电量，光优电站配套储能电站的电价， 执行所在光伏电站电价政策，与光伏电站一体化运行并享受相应补贴，进一步提高储能系统经济性。面向未来，随着发电 侧辅助服务和共享储能机制的完善，光储收益有望迎来新一轮 变革。（二）电网侧：电力辅助服务为主，抽水蓄能机制完善电网侧储能主要目的在于缓解输变电阻塞、延缓输变电 设备升级与扩容，提高电网系统稳定性。在输电网络中，负荷 的增长和电源的接入都需要新增输变电设备以提高电网应对 高峰电流的能力，而输变电设备投资大、建设周期长，难以灵 活快速满足新能源开展与负荷快速增长需求，此时利用合理 配置的储能系统可以有效缓解设备过载，提高资源使用效率。 同时储能可以通过参与电力辅助服务，快速为电网系统提供 支撑，保障电网运行稳定。储能参与电网侧盈利模式跟随电力辅助服务市场化改革 而开展。2002年随着原国家电力公司拆分为两大电网公司、 五大发电集团和四大电力辅业集团，厂网实现分业经营，电 力辅助服务实现从无偿提供向计划补偿转变，然而缺乏合理的 定价机制导致发电厂一段时间很难从参与辅助服务中获益； 2017年随着补偿机制的竞价改革，电网与发电厂得以以合理1、储能行业专题研究报告：新市场、新模式、新格局、新机 遇2、新能源行业专题报告：绿电储能进军电力市场3、储能行业研究报告：储能迎来开展大潮4、2022年全球便携式储能行业市场现状及区域格局分析全球 市场规模有望保持高速增长5、储能行业专题报告：户用储能旺盛需求持续性探究及投资 思路价格参与辅助服务，市场化交易机制逐步形成；2020年各省 加速出台储能参与电力辅助服务的标准与补偿机制，电网侧储 能商业模式逐步清晰，盈利性大幅提高，储能参与辅助服务 加速推进。电力辅助服务主要包括调峰调频、无功调节、电力系统 备用和黑启动，储能参与调峰调频商业模式清晰。调峰是指在 用电高峰期为电网提供额外电量或响应新能源消纳降低输出 功率，而调频那么是对处于时刻波动的电压和功率进行精准调节, 从2019年上半年全国电力辅助服务补偿分配情况来看，调峰 调频需求显著。图28: 2019年上半年全国电力辅助服务补偿分配调峰补偿费（亿元）调频补偿费（亿元）数据来源：国家能源局，广发证券开展研究中心 当奈充泰皆库1 .储能参与调频机制趋于成熟，核心在于市场准入与服务 本钱储能参与调频优势显著，机组调节性能大幅提高。电力 系统频率是衡量电能质量的主要指标之一，在实际运行的过程 中，电力系统的负荷功率受用电需求影响处于时刻波动状态, 电力系统频率随之发生变化，而当频率偏差超过允许范围后 （50±0.2Hz）那么需要进行调节以维持电网质量，主要包括一次 调频和二次调频。一次调频作为并网发电站必须提供的服务, 无法从电力市场中获得盈利，而二次调频（AGC辅助服务） 那么依据各区电网辅助服务细那么获得相应收入。储能作为电力辅助服务的新进参与方，可以利用其快速响应和频繁可调的性 能对电网进行及时准确调节。补偿机制改革反映调频价值，盈利性激发市场活力。2020年起各省相继明确储能参与调频地位并出台合理的补偿 机制，实施“按效果付费“，通过价格机制进一步反响电网调 频的合理价值。从补偿收益的计算公式看，储能调频补偿收益 主要由交易周期内的调节里程、里程价格和调节性能三者的 乘积加总得到，而调节性能指标那么由调节速率、响应时间和 调节精度共同决定。相对于传统火电机组和燃气机组，储能 参与调频可以大幅改善调节性能，而具备优质调节能力的机组 可以在下一时间段获得更高的里程分配，进而实现良性循环。2 .储能参与电网调峰初步具备盈利性储能参与调峰价值在于提高资源使用效率。电力系统在 实际运行中，用电负荷高峰仅出现在一天中的某个时段，对 于超出发电机组规定的出力范围的深度调峰，那么需要配备一 定的发电机组以应对高峰期间用电需求，维持长时间电力生产 与消费平衡，而储能系统那么可以在谷段或平段充电，在高峰 时段放电来满足调峰需求。除此之外储能可以通过调峰来消纳新能源发电，实现双向收益。图31:储能通过参与高峰时段出力实现电网调峰上午6点正午调峰收4=调峰容殳X调冲价格下午6点午农深度调峰时段启停调峰彖高峰负荷 中¥负荷 系本负荷 电力系统霄求数据来源：北极星储能网，广发证券开展研究中心各省政策加速出台，储能参与调峰商业模式与补偿机制渐晰。2021年5月，浙江能监办发布关于征求浙江省第三 方独立主体参与电力辅助服务市场交易规那么（试行）（征求 意见稿）意见的函，明确电储能、虚拟电厂等参与电网调峰 的主体地位，对于在高峰电价时段参与调峰、填谷补偿价格 上限达0.5元/kWh,储能参与充放电一次最高可获1元/kWh 补偿，储能调峰经济性凸显。受益于2020年以来各省关于储 能参与调峰补偿机制的加速出台，商业模式清晰带动盈利性凸 显，电网侧配储增速加快。3 .价格机制改革助力抽水蓄能有效开展价格机制尘埃落定，权责明晰扫清大规模抽水蓄能阻碍。 2021年5月7日，国家发改委发布关于进一步完善抽水蓄 能价格形成机制的意见，明确以两部制电价政策为主体， 一方面以竞争性方式形成电量电价，表达抽蓄电站提供调峰服 务的价值；另一方面将容量电价纳入输配电价回收，表达抽 蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价 值。通过强化与电力市场建设开展的衔接，进一步完善抽水 蓄能价格形成机制。销售电价主要包括：上网电价、输配电价、输配电损耗 和政府性基金四局部组成。而前两轮电改中，均不允许将抽 蓄电站的资产和本钱费用纳入输配电本钱进行回收，直接导 致抽蓄电站容量电费未全额疏导至销售电价，而将容量电费转 为由电网企业承当，极大消减电网企业投资储能的积极性。 而本轮改革允许容量电费通过并入输配电价进行回收，使得 抽蓄电站得以与其他调节性资源一样进入市场，参与公平竞 争，为抽水蓄能的大规模开展扫清障碍。除电力辅助服务外，电网侧储能商业模式有望进一步拓 展。对于电网主体，储能往往作为固定资产投资来保障异常 运行下的系统安全，此外储能参与台区改造可以解决台区短 时负荷过高问题，防止不必要投资与容量资源的浪费，同时通 过峰谷价差实现收益。此外，光储一体化下的储能租赁与合 同能源管理为提高储能系统利用率提供了新的方向，展望未 来，随着电力现货市场的逐步完善与市场化改革推进，电网 侧储能盈利模式与空间有望进一步拓展。（三）用户侧：多场景扩张，"投资品''属性凸显用户侧储能主要目的在于分时电价管理和容量电费管理。 对于一般工商业企业，储能可以与分布式光伏配套使用来实现 电力自发自用，此外还可以通过峰谷价差套利，低电价时预 先充电，高电价时放电来降低整体用电本钱，未来伴随峰谷价 差进一步扩大和浮动电价制度推进，储能降本优势显著。对 于实行两部制电价的大工业企业，可以通过配备储能降低容 量费用，储能作为“投资品''属性愈发凸显。峰电（元/KWh）谷电（元/KWh ）峰谷价差（元/KWh ）图35:东部地区局部省份峰谷价差大于0.7元/KWh1.51.20.90.60.30.0数据来源：北极星储能网，广发证券开展研究中心续奈充耒窗库高耗能通信基站和数据中心翻开储能需求新空间。相比 于4G基站，5G基站频率更高，单站功耗提升2-3倍，而高 频率直接导致信号传输距离和穿透效果减弱，覆盖现有网络 所需的基站数量预计需要4G基站的2-3倍，基站耗电量大幅 提升。另一方面，数据中心（IDC）作为新基建重要组成局部, 在数字化时代有望持续保持高增长，而高耗能对电网带来的 冲击迫使数据中心配备新能源电源和储能设施。随着四大运 营商及中国铁塔开启基站锂电池招标，未来基站数据中心储能 需求将进一步释放。锂电池加速替代铅酸电池。长期以来，基站备用电源主 要使用铅酸电池，但存在使用寿命短、性能低、日常维护频繁、 环境污染严重等问题，难以满足5G基站高电压需求，而磷酸 铁锂电池以其低本钱高安全性优势成为储能电池首选。2018 年中国铁塔宣布全面停止采购铅酸电池改为锂电池，进一步加 快锂电池替代铅酸电池。综合能源服务模式兴起，未来储能向一体化迈进。综合 能源服务作为一种新型的、为满足终端客户多元化能源生产与 消费的能源服务方式，涵盖能源规划设计、工程投资建设，多 能源运营服务以及投融资服务等方面，为用户提供能源服务增 值收益。储能作为综合能源服务的纽带，对于构建局部微电网 和能源互联网举足轻重。2021年2月，国家发改委出台关 于推进电力源网荷储一体化和多能互补开展的指导意见， 倡导“源网荷储一体化''和"风光水火储一体化”模式多能互补， 进一步激发储能市场活力。三、储能新格局：中美欧增量引领全球中美欧占据主导地位，合计新增占总投运规模86%。2020年中美欧新增投运规模达1.55、1.41、1.08GW,分别占当年全球新增装机33%、30%、23%O中国受益于各省份出台 鼓励或强制配置储能政策驱动，新投运工程中发电侧储能占比 最大，投运规模超580MW,同比增长438%。美国2020年实 现表前市场突破，新增装机主要来自于储能支持力度较大的 加州，数个超过lOOMWh的大型储能工程相继投运助力储能 规模高速增长。欧洲地区2020年清洁能源一揽子政策实施为 储能市场释放积极信号，以英国为代表的表前市场和以德国 为代表的家用储能市场增长强劲，新冠疫情进一步激发对能 源弹性、安全性和实现能源独立的需求，全球储能市场同频 共振。图41:中美欧增量引领全球数据来源：CNESA,广发证券开展研究中心头亲朱尧蜀库（一）美国：体制健全与政策补贴支持储能全面开展联邦层面，激励政策主要包括加速折旧和投资税收抵免, 允许储能工程按5-7年折旧期加速折旧，同时针对配套可再生 能源充电比例75%以上的储能系统，按充电比例给予30%的 投资税抵免，储能工程投资价值凸显。除联邦政策外，美国各州也针对储能出台了相应的激励 政策，主要包括储能安装补贴类政策和储能采购目标类政策。 以加州为例，自2011年起将储能纳入自发电激励计划（SGIP） 的支持范围，目前，住宅储能工程（规模小于等于10kW）可 获得0.5美元/Wh的补贴，对于规模大于10kW的储能系统可 获得的补贴标准为0.5美元/Wh,且不能同时获得投资税收抵 免的优惠。2018年新通过法案将该计划延长至2024年，持续 刺激储能市场扩张。（二）欧洲：高电价下存在天然配储需求，家庭储能需 求强劲欧洲高电价存在天然配储需求，光伏配储能可大幅降低 用电本钱。据国家电网统计，与可获得数据的全球35个 OECD国家比拟，2019年中国销售电价每千瓦时约0.62元， 约为各国平均水平的60%,居民用电价仅高于墨西哥。欧洲储能行业专题研究报告：新市场、新模式、 新格局、新机遇一、储能新市场：双碳目标下高成长性、高确定性储能开展指导意见正式出台，需求拐点渐行渐近。2021 年7月15日，国家发改委、国家能源局正式印发关于加快 推动新型储能开展的指导意见，明确到2025年新型储能装 机规模达30GW以上，未来五年将实现新型储能从商业化初 期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化开展。 根据CNESA数据，截至2020年末，中国电化学储能累计装 机规模达3.3GW,预计未来五年复合增速超56%,储能行业 迎来最大开展机遇期。重安全、降本钱、支持共享储能，三大变化映射储能发 展趋势。与2021年4月发布的征求意见稿相比，正式版意 见新增三局部内容：(1)强化储能消防安全管理，推动建立安全技术标准及管理体系;国家中电价最高的德国，工业电价平均1.26元/KWh,居民电 价平均2.31元/KWh,在海外用电价格不断提升的背景下，光 伏配储能可降低德国居民72.7%的用电本钱，高电价催生天 然配储需求。图43:欧洲国家居民电价是中国的23倍数据来源：国家电网，广发证券开展研究中心弘奈朱弟智库高电价叠加支持机制刺激欧洲家庭储能渗透率攀升。2020年欧洲新增家庭储能810MWh,其中德国以542MWh、 67%的市场份额占据第一，户用储能渗透率达18.41%,奥地 利在一系列补助与区域政策刺激下渗透率维持15.54%高位。2020年欧盟一揽子清洁能源计划出台，碳排放趋严使得各国 开展清洁能源重要性提升，同时受疫情影响政府进一步扩大对清洁能源补贴力度，进一步扩大家庭储能需求。四、市场空间：储能需求拐点渐行渐近储能开展顶层设计正式出台，行业爆发趋势已现。2021 年7月15日，国家发改委、国家能源局正式发布关于加快 推动新型储能开展的指导意见，明确到2025年实现新型储 能(除抽水蓄能)从商业化初期向规模化开展转变，新型储能 装机规模达30GW以上，较2020年累计3.3GW提升近十倍。 政策明确提出“十四五''期间统筹开展储能专项规划，积极推 进电源侧、电网侧、用户侧储能多元开展，到2030年将新型 储能打造为实现能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。意 见针对储能行业开展存在的问题进行改进，明确完善新型 储能独立市场主体地位，健全新型储能价格机制和“新能源+ 储能''工程激励机制，正式版意见出台进一步明晰储能发 展方向，行业正式步入快速开展期。(1)发电侧储能：新能源装机量方面，发电侧储能主要需求在于集中式新 能源场站配储，2020年全球新增光伏中集中式光伏占2/3左右，随着双碳目标的提出和光伏平价节点的到来，预计未来 五年全球光伏新增规模增速超20%,风电新增规模增速超 15%o渗透率方面，2020年各省相继出台新能源场站配置10%- 20%功率，2小时备电时长的储能设施，据我们测算2020年 全球新增工程配备储能渗透率达17.6%,预计2021-2023年新 增工程渗透率年提升7%, 2023年储能平价后存量工程配储 存在经济性，新增工程渗透率年提升10%,存量工程配储需 求年提升1%。功率配比方面，各省储能要求配置比例在10%-20%之间, 假设未来五年平均配储比例年提升2%, 2025年可稳定到达 20% o备电时长方面，新能源场站配储以2小时为主。(2)电网侧储能：渗透率方面，电网侧储能主要需求在于提供电力辅助服 务，假设火储联合提供电力辅助服务的最优功率配比为火电机组的3%,据我们测算2020年电网侧储能渗透率在1.8%, 得益于2020年储能参与辅助服务补偿机制的加速出台以及项 目的可盈利性，预计未来五年电网侧储能渗透率可实现快速 提升。备电时长方面，储能参与调频更多考虑短时调节容量， 以0.5小时为主；储能参与调峰以4小时为主，平均取2小时 备电时长。