自2021年年初以来，锦缎研究院持续跟踪储能板块，先后发布《碳中和的“龙脉”：储能》、《储能“豹变”之后的估值隐忧》、《“缺电”不应被引申为新旧能源的矛盾》等分析报告。

　　虽然今天新能源+储能已经得到广泛认可，但是市场还是习惯把光伏、风电等新能源当成主角，而储能仅仅是配角。

　　新能源行业毫无疑问是一片繁荣，前景可期。然而，随着风电、光伏等装机量的快速增长，新能源的消纳问题愈发突出，能源转型面临严峻挑战。基于此，我们越发看到发展大型储能的重要性与紧迫性。

　　过去十余年，我国的能源转型取得了全球瞩目的成绩。根据国家能源局数据，截至2021年，我国风光累计装机容量占比达到26.7%，风光发电量占比11.7%。展望未来，新能源发电占比还将持续提升，直至成为主要电力来源，而传统火电慢慢退居二线，终极角色是作为调峰和补充产能。

　　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

　　众所周知，风电、光伏是间歇性能源，容易受到气候天气影响，是典型的“靠天吃饭”。一旦遭遇极端天气，新能源出力的不确定性容易导致局部时段的缺电问题。

　　不管是2021年的全国大范围拉闸限电，还是2022年夏季的错峰用电，缺电问题都严重影响了经济发展和居民生活。背后的本质就是新能源替代传统能源的过程中，新能源的并网消纳出现问题。

　　另一方面，光伏、风电的出力高峰往往与用电需求不一致，随着更多新能源接入电网，将给电力系统带来较大的冲击，严重时候会导致电网频率崩溃，造成大面积停电。

　　根据全球能源互联网发展合作组织研究数据，当新能源的渗透率由20%向上提升将会造成电力系统净负荷的波动幅度陡增，给电网的安全性带来挑战。以山西省为例，作为新能源装机大省，山西近年来火电机组一次调频次数已上升至每日数百次之多。

　　首先，新能源发电侧配置储能可以平衡新能源的随机性和波动性，从而有效避免当新能源出力下降，或用电负荷升高时因发电容量不足引发停电问题。比如风光储一体化工程。

　　最后，随着火电等传统可调节电力的占比不断降低，需要引入储能作为新的调节能力来源，从而加强电力系统的灵活性。

　　不过，目前储能的装机速度还远远赶不上可再生能源发展的速度，仍然存在明显的缺口。并且，我们正处于电气化深化的时代，未来电气化的场景将会越来越丰富。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2060年，电能占终端用能的比重有望达到66%。

　　浓缩成一句话，光伏、风电份额的不断增加，储能不仅仅是新能源发展的重要前提，还将深入参与能源转型过程，成为电力系统的关键组成部分。

　　按照《“十四五”可再生能源发展规划》，到2030年，我国风电、光伏总装机容量将达到12亿千瓦以上。面对如此大规模新能源的接入，电网消纳压力可想而知，电力系统迫切需要大型储能来解决新能源消纳问题，以提高电力系统和能源系统的安全性和稳定性。

　　何谓大型储能?顾名思义是指功率和容量较大的储能。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且容量30MWh及以上的储能电站。

　　储能主要应用场景涵盖发电侧(风电场、光伏电站、传统电站等)、电网侧(电网公司等)与用电侧(家庭、工商业等)。而大型储能更多的应用于发电侧和电网侧。

　　抽水储能。作为世界上技术最成熟、装机量最大的储能技术，占据我国86%左右储能装机容量。可以说，抽水储能充当着能源系统的定盘星。

　　锂电池储能。凭借建设周期短、选址灵活、调节性能优秀等特点，锂电池储能已经成为电化学储能的先锋。根据InfoLink数据，2022年全球储能锂电池出货总计142.7GWh，同比增长204.3%。

　　钠离子储能。虽然钠离子电池的能量密度不高，无法和锂电池相提并论，但其更具备经济性和安全性，未来有望在储能等领域得到更广泛的应用，成为电化学储能的重要分支。目前，中科海纳、宁德时代等公司正积极推动钠离子电池产业化进程。

　　全钒液流电池储能。凭借安全性高、扩容性强、循环寿命长、全生命周期成本低的特点，未来有望在长时储能领域占据一席之地。

　　总体而言，储能应用场景的多样性决定了储能技术的多元化发展，各种大型储能技术互为补充，发挥独特的性能优势。

　　过去，由于新能源渗透率处在较低水平，电力系统充分利用水电的调节能力，开展部分火电机组灵活性改造就可以满足稳定运行要求，所以发电端对大型储能的需求并不迫切。

　　同时，大型储能对电力系统而言是新增环节，加上规模庞大，投资成本高，但收益十分有限，反而成为了成本负担。很长一段时间，新能源配置大型储能缺乏经济方面的驱动力，甚至还存在储能并网项目闲置的现象。

　　如今，在新能源消纳压力倍增的背景下，从2021年开始各地相继明确了新能源配置储能的要求。截至目前，国内已有20多个省级行政区明确了新增新能源发电项目配置储能比例以及时长，发展大型储能成为业内共识。

　　2021年7月，国家能源局及发改委联合发布《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》，再次从国家层面确定储能在新能源领域的重要地位。

　　大型储能作为新能源发电企业刚需，其建设成本和盈利能力一直是后者的关注焦点。然而，过去已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式，高昂的建设成本和微薄的收益完全不匹配。

　　直到最近几年，通过多种途径的示范探索和储能产业鼓励政策不断出台，国内大型储能项目的盈利能力逐步得到改善。

　　从储能收入端分析，储能项目主要在低电价时充电、高电价放电赚取电价差来获得相应收益。2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。

　　尤其是近几个月以来，上海、湖北、河南、江西、山东等多个省市区开启了新一轮峰谷分时电价机制调整，尖峰电价和低谷电价上下浮动比例更高。随着峰谷价差变大，储能的盈利困境有望得到一定程度的缓解。

　　其次，电力辅助服务市场机制不断完善，大型储能的收益来源更加丰富，比如提供辅助服务收益、容量租赁、容量补偿等。这意味着过去大型储能收益来源单一的问题迎来改善空间，未来可以通过多做“副业”挣钱。

　　举例来说，我国正积极探索“共享储能”模式，来增加储能电站的收益来源。自2021年以来，宁夏、青海、山东等多个省份先后在政策中明确提出建设发展共享储能，并制定详细的租赁价格指导。比如河南印发的《河南省“十四五”新型储能实施方案》中，规定储能租赁指导价为200元/kWh/年。

　　所谓共享储能，是将独立分散的电源侧、电网侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，为多个新能源电站提供服务，从而提高储能资源利用率和收益能力。

　　对新能源企业而言，其可以在服务期限内享有储能充放电权力来满足自身消纳需求，无需单独建设储能电站，从而大幅减低初始资金投入。对共享储能投资商而言，储能项目建成之后，容量租赁费用成为稳定的收入来源。同时，共享储能还能参与电力辅助服务来获取调峰、调频等辅助服务费。

　　当然，面对客观现实，就是中国储能市场发展较晚，不可否认仍然处于商业化初期，配置储能的经济性没有得到充分发挥，未来商业盈利模式还需进一步完善。

　　再从储能成本端分析，根据BNEF数据，从2010年到2020十年间，锂电池组平均价格从1100美元/kWh降至137美元/kWh，降幅达89%。接下来锂电池储能系统要发挥其更大效能，核心驱动力还是依赖成本进一步下探。

　　2022年1月29日，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施发案》，提出到2025年电化学储能系统成本降低30%以上的发展目标，进一步满足构建新型电力系统需求。

　　实际上，储能成本的下降对推动新能源的发展至关重要。只有储能成本持续下降，才能实现新能源综合用电成本持续降低，从而替代传统火电，顺利实现能源转型。

　　早在2011年，宁德时代就布局储能领域，但是一直停滞了很多年。直到最近两年，宁德时代的储能业务才真正驶上快车道，并成为公司的第二大业务。背后一大原因就是此前锂电池成本太高，严重制约了锂电池储能装机量的增长。

　　不过目前由于锂、镍等电池原材料价格处在高位，导致锂电池储能系统价值无法充分释放，很大程度上限制其装机规模的快速扩大。未来随着核心原材料价格的下行，锂电池价格回归合理价格区间，将进一步推动锂电池储能项目建设进程。

　　总而言之，只有大型储能项目获得了合理收益能力，才能促进储能装机的放量，进而反哺新能源的规模化增长。

　　先看大型抽水储(蓄)能，根据国家能源局规划，到2025年和2030年，我国抽水储能装机规模将分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦。如果按照6000元/kw造价计算，到2030年，抽水储能行业投资总规模将达到1.6万亿元，年均投资额超1600亿元。

　　再看锂电池储能，根据高工锂电数据，预计2025年全球锂电池储能出货量达到460GWh，对应2021-2025年CAGR达到60%。其中，中国、美国和欧洲是锂电池储能主要市场。

　　展望未来，新能源装机仍会保持快速提升的趋势，与之配套的大型储能迎来确定性增长，其中产业链核心环节将率先受益行业成长红利。

　　抽水储能产业链上游主要为设备制造。