在雙碳目標大背景下，新能源發(fā)電迎來跨越式的發(fā)展，裝機規(guī)模在電力系統(tǒng)中的比例也在不斷增大，儲能作為一種靈活性調(diào)節(jié)資源，能夠保證新能源的消納，提升電力系統(tǒng)的靈活性，支持新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，即將迎來爆發(fā)式增長。

政策—已充分激發(fā)市場活力

儲能中國網(wǎng)獲悉，2021年，國家和地方出臺了近300余項的相關政策，2022年至今，有290余項儲能政策的出臺，覆蓋了人才培養(yǎng)，技術攻關，從宏觀政策，市場規(guī)則，行業(yè)管理，到最終的示范項目和補貼都有所涉及。

2022年3月21日，國家發(fā)展改革委、國家能源局正式印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》。期中，指出新型儲能發(fā)展目標，到2025年，新型儲能由商業(yè)化初期步入規(guī)模化發(fā)展階段，具備大規(guī)模商業(yè)化應用條件。電化學儲能技術性能進一步提升，系統(tǒng)成本降低30%以上。到2030年，新型儲能全面市場化發(fā)展。

《實施方案》釋放了巨大的市場利好信號。隨著應用場景豐富和經(jīng)濟性逐漸顯現(xiàn)，全球新型儲能發(fā)展將迎來快速發(fā)展期。

回溯“十三五”以來，我國新型儲能實現(xiàn)由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡，實現(xiàn)了實質(zhì)性進步。電化學儲能、壓縮空氣儲能等技術創(chuàng)新取得長足進步，2021年底新型儲能累計裝機超過400萬千瓦，“新能源+儲能”、常規(guī)火電配置儲能、智能微電網(wǎng)等應用場景不斷涌現(xiàn)，商業(yè)模式逐步拓展，國家和地方層面政策機制不斷完善，對能源轉(zhuǎn)型的支撐作用初步顯現(xiàn)。

隨著電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)能力需求提升、新能源開發(fā)消納規(guī)模不斷加大，尤其是沙漠戈壁荒漠大型風電光伏基地項目集中建設的背景下，新型儲能建設周期短、選址簡單靈活、調(diào)節(jié)能力強，與新能源開發(fā)消納的匹配性更好，優(yōu)勢逐漸凸顯，加快推進先進儲能技術規(guī)模化應用勢在必行。我國在鋰離子電池、壓縮空氣儲能等技術方面已達到世界領先水平，面向世界能源科技競爭，支撐綠色低碳科技創(chuàng)新，加快新型儲能技術創(chuàng)新體系建設機不容發(fā)。新型儲能是催生能源工業(yè)新業(yè)態(tài)、打造經(jīng)濟新引擎的突破口之一，在構(gòu)建國內(nèi)國際雙循環(huán)相互促進新發(fā)展格局背景下，加速新型儲能產(chǎn)業(yè)布局面臨重大機遇。

截至目前，我國20多個省發(fā)布了新能源配儲政策，其要求儲能配置比例基本不低于10%，甚至河南、陜西等部分省份要求達到20%。

國內(nèi)大儲未來增長可期，2023年或為高增啟動元年

政策持續(xù)發(fā)力，具有實際效益的利好政策頻出，刺激大儲增長。成本處于下行通道，儲能經(jīng)濟性有望提升。2023年碳酸鋰擴產(chǎn)增速高于電動車行業(yè)增速，碳酸鋰價格有望回落，有望帶動電芯價格下降。若電芯價格下降至0.83元/Wh，我們測算得到獨立儲能IRR有望提升至10.2%。

政策面與基本面共振，國內(nèi)大儲前景廣闊， 據(jù)信達測算得到我國2023年儲能新增裝機為13.97GW/26.85GWh，同比增長123.3%，2025年新增裝機為353.73GW/109.64GWh，21-25年CAGR為119%。

各省跟進政策增加儲能收益，2023年大儲需求有望迎來快速增長。前兩年推出的共享儲能商業(yè)模式具有成效，各省也不斷完善、增加收益來源。

山東省政策覆蓋全面，有效提高大儲各場景收益。獨立儲能方面，2021年出臺的《關于開展儲能示范應用的實施意見》儲能參與輔助服務、租賃給新能源場站、獎勵優(yōu)先發(fā)電量計劃的組合政策，2022年出臺《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，指出容量補償方面，補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行，容量租賃方面，示范項目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用。工商業(yè)儲能方面，山東省出臺《關于完善居民分時電價政策的通知》、關于征求《關于電力現(xiàn)貨市場分時輸配電價有關事項的通知（征求意見稿）》意見的公告，進一步拉大峰谷價差，提升工商業(yè)儲能收益。

山西政策建設一次調(diào)頻市場。山西省出臺《山西電力一次調(diào)頻市場交易實施細則（試行）》，指出發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體以及新型儲能都可作為市場主體，提供一次調(diào)頻輔助服務。報價范圍為5.0-10.0 元/MW，報價最小單位為0.1 元/MW。調(diào)頻輔助服務市場我們上文分析得到市場初期，收益率較高，我們認為山西政策有望帶來未來兩年儲能的快速發(fā)展。

江蘇儲能政策持續(xù)發(fā)力，提高新能源消納水平，利好新能源配儲。江蘇今年10月份出臺《江蘇省電力需求響應實施細則（修訂征求意見稿）》，提出谷時段可再生能源消納補貼為5元/千瓦，平時段補貼為8元/千瓦。新能源消納補貼的增加，提高了新能源配儲或租賃共享儲能的收益，有利于疏導政策強配儲能的成本壓力，提振發(fā)電企業(yè)建設儲能積極性。

河北省增大峰谷價差，工商業(yè)儲能需求有望提升。近期出臺的《關于進一步完善河北南網(wǎng)工商業(yè)及其他用戶分時電價政策的通知》設立夏冬季尖峰電價時間，并且峰谷價差幅度從50%提升至70%，有效提升工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性。

山東、青海、江蘇等省份儲能商業(yè)模式探索穩(wěn)步進行，其他省份有望跟進。2022年各省份陸續(xù)出臺相關政策建設、完善儲能商業(yè)模式，提升儲能經(jīng)濟性，我們認為在這些政策推動下明年的儲能新增裝機有望大幅提升。

儲能中國網(wǎng)獲悉，截至于2022年9月底，我國累計投運的電力儲能項目已經(jīng)超過了50GW，其中新型儲能項目達到6.6GW。新型儲能在不斷增長。2022年前三季度，新增不到1GW，不過，規(guī)劃在建的新型儲能項目有73GW。

另外，在政策強制要求之外，儲能試點政策中，儲能電站參與電力市場調(diào)峰服務補償和調(diào)頻補償收益，是儲能的經(jīng)濟效益帶來的市場需求增量。各省市都根據(jù)本地的實際情況，對儲能裝機、獨立儲能的調(diào)峰等給予了財政補貼。例如《河南省“十四五”新型儲能實施方案的通知》中，規(guī)定獨立儲能調(diào)峰補償價格報價上限暫為0.3元/ kWh，新疆對于發(fā)電側(cè)儲能調(diào)峰補貼為0.55元/kWh，財政補貼帶來的增益，疊加儲能對新能源發(fā)電調(diào)峰調(diào)頻的效果，使得儲能給新能源電站很大程度上帶來了降本增效的效果。因此，大儲增量的重要動力。

海外，美國市場，也是未來有望成為儲能裝機最大、增速最快的市場。與國內(nèi)類似，美國儲能市場的需求同樣主要來源于政策推動下。根據(jù)美國知名咨詢機構(gòu)WoodMac的數(shù)據(jù)，2022上半年美國儲能新增裝機達5.01GWh，實現(xiàn)了超過200%的增長。隨著美國10月份《通脹削減法案》的實行，在未來將刺激光儲需求的大幅度增長。

同時，美國儲能產(chǎn)業(yè)激勵帶來的光儲需求。2016年美國儲能協(xié)會向美國參議院提交了ITC法案，明確先進儲能技術都可以申請投資稅收減免，并可以以獨立方式或者并入微網(wǎng)和可再生能源發(fā)電系統(tǒng)等形式運行。額外的激勵措施促進了儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展和項目建設完善的市場環(huán)境和價格機制，刺激大型儲能裝機項目的發(fā)展。

除了大型儲能項目之外，《通脹削減法案》的規(guī)定下，獨立儲能和小型儲能項目也同樣迎來快速增長的機會，1MW以上項目或?qū)⒂瓉頁屟b潮。根據(jù)《通脹削減法案》，獨立儲能首次獲得抵免資格，過去為了具備ITC獲取資格儲能項目必須與光伏發(fā)電項目配對，此次政策變動使儲能擺脫太陽能配對限制，降低了儲能項目的建設成本和時間，小型儲能項目及獨立儲能的發(fā)展在稅收抵免政策的刺激之下，也將迎來快速的增長。

歐洲，近幾年儲能需求的快速增長主要來自于戶儲需求的爆發(fā)。特別是俄烏沖突導致的能源危機，海外電價居高不下，歐洲用戶端的戶儲經(jīng)濟性凸顯。

以德國為例，在俄烏沖突爆發(fā)導致其天然氣供應不足的情況下，電價出現(xiàn)了出現(xiàn)了快速上漲，根據(jù)TRADING ECONOMICS統(tǒng)計的德國期貨電價，最高達到了近0.7歐元/kWh，相比2022年初增長6倍。雖然近期有所下降，不過當前居民用電價格已經(jīng)被鎖定，居民端的裝機意愿仍然強烈。

以一個10kWh容量、運行時間為20年的戶用儲能系統(tǒng)為標準，假定初始光儲投資總成本為0.9歐元/KWh，用電價格為0.3歐元/kWh的情況下，用戶投資收益率將達13.4%，投資回收期僅為5年。在0.65歐元/KWh投資成本和0.5歐元/kWh的居民用電價格下，其收益率可高達34.9%，投資回收期更是僅為2年。這種顯著具有經(jīng)濟效益的戶儲需求，使得歐洲戶儲需求在市場的經(jīng)濟效益驅(qū)動，有了極其快速的增長。

同時，從未來的增長空間來看，當前的戶儲滲透率非常低，未來具有極大的增長空間。根據(jù)IHS和IEA統(tǒng)計，近十年全球累計光伏配儲比例逐年上升，2021年光伏配儲滲透率年已經(jīng)達到了5.7%，仍然處于較低水平。分區(qū)域來看，目前僅有意大利和德國等歐洲地區(qū)滲透率達到了10%以上，其中德國的滲透率超過了20%。不過從全球范圍內(nèi)可以看出包括美國、澳洲等在內(nèi)的多個國家，其光伏配儲滲透率仍不足10%，全球戶儲滲透率仍有很大的提升空間。

因此綜合來看，新型儲能在政策等需求帶動下獲得快速提升，具有極大的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

巨大需求，企業(yè)紛紛開啟產(chǎn)能擴產(chǎn)

儲能賽道，央國企、民企均爭相布局

當前國內(nèi)風電、光伏基地的建設，直接帶動了鋰電儲能需求，相關產(chǎn)業(yè)的訂單快速增長，產(chǎn)品供不應求。市場景氣度高漲背景下，繼原有動力電池主營業(yè)務后，儲能電池業(yè)務成為了中國頭部電池企業(yè)重點發(fā)展的第二增長極，紛紛積極布局。除了國內(nèi)市場，海外市場也被視為是全球儲能領域未來主要的增量市場，根據(jù)高工產(chǎn)業(yè)研究院（GGII）數(shù)據(jù)預測，2022年中國儲能鋰電池出貨量將達125GWh，2023年將達180GWh，2025年將達390GWh。

中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會動力電池應用分會《2022年全球鋰電產(chǎn)業(yè)供需白皮書》也顯示，2022年全球儲能電池需求將達到80GWh，同比增長將達82%。2025年全球儲能電池需求更將高達200GWh。

面對潛力巨大的藍海市場，寧德時代、鵬輝能源、中創(chuàng)新航、億緯鋰能、國軒高科、欣旺達、比克電池等老牌動力電池廠商快速跑馬圈地，儲能電池賽道上掀起一輪“擴產(chǎn)熱潮”。

“雙碳”目標引領下，作為助力可再生能源開發(fā)、構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，儲能賽道逐漸火熱，眾多央國企、民企均爭相布局。雖然產(chǎn)業(yè)依然面臨諸多挑戰(zhàn)，但在過往一年中，各種資本和企業(yè)還是以前所未有的熱情涌入到儲能賽道中。

今年以來有上百家儲能相關新公司成立，注冊金額高達423億元。其中有43家儲能技術服務新公司、54電池新公司和7家抽水蓄能新公司注冊成立。

以及20余家上市企業(yè)跨界儲能名錄。一面是熱度持續(xù)不減，另一面是市場滲透率低仍處于行業(yè)前期。一方面，老牌儲能企業(yè)加大產(chǎn)業(yè)投資，以鞏固自身江湖地位；另一方面，新的故事拉開了帷幕，眾多上市公司大刀闊斧向儲能領域進軍。

據(jù)GGII統(tǒng)計，截至今年9月，與儲能電池及動力電池制造有關的擴產(chǎn)項目已達26個，投資額合計將超2900億元，產(chǎn)能合計達820GWh。

以億緯鋰能為例，2021年至2022年，該企業(yè)總投資金額不低于665.21億元動力儲能項目，產(chǎn)能不低于262.61GWh。

除了老牌企業(yè)抓緊布局，眾多“新玩家”也紛紛涌向儲能電池的賽道。

儲能中國網(wǎng)獲悉，今年以來，已有20多家原本與儲能無關的上市公司試圖跨界進入儲能產(chǎn)業(yè)，其中不乏有鍋爐、水利、空調(diào)、工程機械、電腦配件、食品、教育、環(huán)保、紡織等毫無關系的行業(yè)。

例如，主營大氣污染控制領域環(huán)保產(chǎn)品的ST龍凈于10月9日宣布，擬在上杭新材料科創(chuàng)谷建設產(chǎn)能5GWh、總投資約20億元的磷酸鐵鋰儲能電芯項目。

10月29日，紡織業(yè)巨頭盛虹集團稱，盛虹儲能總部項目正式簽約落戶江蘇省蘇州市吳江區(qū)。

該項目總投資金額為200億元，總產(chǎn)能50GWh，將分期進行建設。其中，一期建設新型鋰離子儲能電池項目，投資金額為125億元，產(chǎn)能為16GWh。

儲能行業(yè)的火熱，從投融資事件也能看出來。根據(jù)公開資料顯示，今年以來，儲能電池及材料領域的投融資事件多達120余起，投融資規(guī)模高達千億元。

同時也注意到，包括天合、阿特斯、晶科、陽光、華為、上能、科華等為代表的光伏企業(yè)均在積極布局儲能業(yè)務，并取得了積極進展。

據(jù)統(tǒng)計，2022年第四季度73家鋰電池企業(yè)投資擴產(chǎn)項目多達82個，投資金額累計超4167.36億元，新增鉀電池產(chǎn)能超過644GWh！

規(guī)模最大的項目是寧德時代貴州動力電池生產(chǎn)基地項目。項目規(guī)劃建設年產(chǎn)60GWh動力及儲能電池生產(chǎn)制造基地。項目分兩期建設，其中一期用地約885畝，規(guī)劃建設年產(chǎn)能30GWh動力及儲能電池生產(chǎn)線及相關配套設施，生產(chǎn)線自動化率達95%。

次之，是航天鋰電50GWh磷酸鐵鋰圓柱形電芯產(chǎn)業(yè)園項目。據(jù)了解，該項目總規(guī)劃占地約3000畝，計劃總投資300億元。項目以電芯為核心，涵蓋正極材料、負極材料、隔膜材料、電解液材料等配套產(chǎn)業(yè)，建成千億產(chǎn)值的鋰電池生產(chǎn)基地。項目一期規(guī)劃占地502.68畝，計劃投資30億元，建設5GWh磷酸鐵鋰電芯生產(chǎn)線，規(guī)劃建筑面積約25萬平米，新上10條生產(chǎn)線，主要產(chǎn)品為自主研發(fā)的38910和46800新型動力電池。項目建成達產(chǎn)后，預計年產(chǎn)值約為50億元，帶動就業(yè)2000人。

受益于下游旺盛需求，加之自去年下半年以來，鋰電部分材料價格大幅上漲，至今維持高位，使得部分材料產(chǎn)品具備了廣闊的市場前景以及較高的產(chǎn)出回報率。為了緊抓鋰電產(chǎn)業(yè)發(fā)展機遇，自2022年以來，部分鋰電池上游材料企業(yè)也紛紛定增募資擴產(chǎn)。

2022年第四季度，杉杉股份、中科電氣、國軒高科、合縱科技等企業(yè)推出了756.3億元的鋰電池原材料投資擴產(chǎn)項目。

2022年第四季度鋰電池材料市場持續(xù)火爆。作為鋰電池的原材料的銅箔需求強烈，產(chǎn)品供不應求。業(yè)內(nèi)預計，到2025年全球鋰電銅箔總需求量將達75.7萬噸2020-2025年均復合增速為29.3%。當前，主流銅箔企業(yè)均在加碼擴產(chǎn)。統(tǒng)計，今年第四季度以來包括嘉元科技、華創(chuàng)新材、萬順新材等企業(yè)合計投資超683億元擴產(chǎn)，最終產(chǎn)能達95.5萬噸。除此之外，華創(chuàng)新材在第四季度相繼投資建設了3個銅箔項目，投資額高達260億元，最終產(chǎn)能達30萬噸。

作為鋰電池“血液”的電解液，其需求隨著動力電池的火爆而快速增長。在此背景下，今年以來，電解液廠商掀起擴產(chǎn)潮，頭部企業(yè)繼續(xù)加碼電解液及其原材料產(chǎn)能，同時其他領域的公司也紛紛跨界入局。

今年第四季度，電解液龍頭企業(yè)永太科技、多氟多、天賜材料的擴產(chǎn)步伐加快。今年第四季度合計投資超158.85億元擴產(chǎn)電解液項目，最終產(chǎn)能達136.5萬噸。

據(jù)了解到，天賜材料在上半年就已加快布局。僅5~7月，天賜材料就發(fā)布三項電解液項目公告，分別是擬通過孫公司福鼎市凱欣電池材料有限公司自籌資金投資13.32億元建設30萬噸/年鋰電池電解液改擴建等項目；擬在廣東江門投資12億元建設20萬噸/年鋰離子電池電解液項目；全資子公司江蘇天賜高新材料有限公司計劃投資12億元建設20萬噸/年鋰電池電解液改擴建項目。

項目規(guī)模增速，大儲迎來放量

11月29日，國家發(fā)改委發(fā)布《能源綠色低碳轉(zhuǎn)型行動成效明顯——“碳達峰十大行動”進展(一)》表示，新能源保持較快增長，制定實施以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光伏基地規(guī)劃布局方案，規(guī)劃總規(guī)模約4.5億千瓦，目前第一批9500萬千瓦基地項目已全部開工建設，印發(fā)第二批項目清單并抓緊推進前期工作，組織謀劃第三批基地項目。在風光大基地建設的過程中，強配儲能的政策下，儲能的作用也愈發(fā)突出。

中國在各省新能源強制配儲政策下，風光裝機規(guī)模高增直接驅(qū)動表前大儲迎來放量。目前中國已有超二十個省份提出新能源配儲要求，風光裝機量增長，且配儲比例、配儲時長提升。

據(jù)機構(gòu)統(tǒng)計，2022 年 1-10 月已啟動獨立儲能項目數(shù)量達 231個，總規(guī)模 34GW/70GWh，已進入 EPC/設備招標、項目建設和投運等階段的項目達 110 個，規(guī)模約 10.9GW/21.7GWh。

2022年項目規(guī)模增速已見端倪，我們預計年底至明年項目將逐步落地。據(jù)不完全統(tǒng)計，2022年1-10月已啟動的獨立儲能項目總計231個，總規(guī)模34GW/70GWh（包括宣布啟動而未開始招標的項目48.35GWh），其中已進入 EPC 和設備招標和正在建設的項目分別為17.05GWh、4.43GWh，合計21.48GWh。除獨立儲能之外，2022年已經(jīng)完成招投標的央企集采也大幅度提升，截至 2022年10月左右，央企集采規(guī)模合計15.2GWh，其中中核匯能集采規(guī)模最大（6.1GWh）。

根據(jù)儲能中國網(wǎng)公開信息獲悉發(fā)現(xiàn)，截至12月28日，本月已有28個新型儲能項目完成并網(wǎng)交付。這其中，不乏數(shù)十個百兆瓦級容量的大型地面電站、獨立共享儲能電站順利并網(wǎng)，也誕生了多個地方儲能電站的規(guī)模之最、建設速度之最。事實上，這也為明年國內(nèi)大型儲能電站的推進立下了樂觀的預期。并網(wǎng)規(guī)模超過1.59GW/3.04GWh。

在國內(nèi)新能源強制配儲政策下，風光裝機規(guī)模高增長，直接驅(qū)動大儲迎來放量。年末儲能電站進入并網(wǎng)高峰，多個大儲項目正式并網(wǎng)，儲能電站景氣持續(xù)提升。儲能市場主體參與電力現(xiàn)貨交易、容量租賃、輔助服務等政策逐步落實，盈利能力確定性提高，國內(nèi)大儲經(jīng)濟性增強。

九大機構(gòu)研報，新型儲能蓄勢已發(fā)

西部證券報告《行業(yè)東風將至，新型儲能其興可待》指出，獨立共享儲能可有效解決當前新能源分散配儲利用率低等弊端，其市場地位逐漸明晰，獨立儲能已成為我國大儲發(fā)展的主流商業(yè)模式。獨立共享儲能在2022Q1-Q3新增新型儲能裝機中占比已提升至37%，在2022年1-10月中標量占比達 64%（不含集采），充沛的中標量將助力我國儲能行業(yè)步入發(fā)展快車道。大型光伏電站配儲為2023 年行業(yè)需求重要拉動力，預計2025年，我國儲能需求86.9GW/274.4GWh，2021-2025年CAGR為91%/116%；全球需求222.7GW/656.6GWh，2022-2025年CAGR為89%/110%。

中信建投證券報告《電力系統(tǒng)中的靈活性資源將面臨長期緊缺狀態(tài)》指出，我國電網(wǎng)投資已經(jīng)冗余，而電源投資亟待“補課”，靈活性資源面臨長期稀缺性，不過靈活性資源多種多樣，為互補而非替代關系。各靈活性資源自有其特點和適用范圍，并非“包打天下”。通過靈活性電源產(chǎn)業(yè)鏈市場空間測算，電化學最大，其他品種具備百億級別空間。電化學儲能2030年可至TWh 級別，市場空間過萬億。預計全球電化學儲能2022年新增約85GWh，2023年新增約171GWh，2025年新增390GWh，2030年新增 1580GWh。其中：中國2022年新增約25GWh，2023年新增約49GWh；美國2022年新增約 23GWh，2023年新增約52GWh；歐洲2022年新增約20GWh，2023年新增約42GWh。

華創(chuàng)證券報告《儲能行業(yè)2023年度投資策略》指出，雙碳背景下，儲能為能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型所催生，行業(yè)剛需特性顯著，高增速已逐步成為市場共識。國內(nèi)大儲處于行業(yè)發(fā)展初期，規(guī)模效應尚未形成且成本投入前置，盈利能力尚不明顯。后續(xù)在政策、技術、 規(guī)模等多因素共振下，盈利能力有望持續(xù)增強。2023 年最看好的儲能方向是EPC、PCS、儲能電池，以及溫控環(huán)節(jié)。環(huán)伺全球，歐洲戶儲滲透率仍然較低，品質(zhì)與品牌是 C 端消費者重點關注的要素，行業(yè)仍有較大空間；美國儲能在IRA 法案后，有望繼續(xù)迎來十年的繁榮期，特別是獨立儲能有望在短期內(nèi)迎來快速增長。

東亞前海證券報告《鋰電行業(yè)研究框架》指出，磷酸鐵鋰產(chǎn)能擴張、需求向好。2017-2021年，磷酸鐵鋰產(chǎn)量從7.7萬噸上升至44.75萬噸，年均復合增長率為55.27%；2022年1-9月產(chǎn)量繼續(xù)上行，達到64.97萬噸，同比增長120.76%，主要系下游新能源汽車產(chǎn)銷增長以及新型儲能行業(yè)迎發(fā)展機遇，為磷酸鐵鋰提供廣闊的市場空間。2022年1月-11月，我國磷酸鐵鋰行業(yè)開工率始終處于86%以上，其中2022年11月行業(yè)開工率為94.77%，位于歷史高位，表明我國磷酸鐵鋰行業(yè)高景氣。

中郵證券《2023年度儲能行業(yè)策略報告》指出，2022年全球儲能總需求預計達到117GWh，增速58%，其中：中國+51%，美國+42%，歐洲+93%；2023年全球儲能總需求達到188GWh，增速60%，其中：中國+94%，美國+57%，歐洲+35%；2024年全球儲能總需求達到285GWh，增速52%，其中：中國+73%，美國+49%，歐洲+37%。對我國而言，未來隨著能源體系豐富多元，以及整體電力改革持續(xù)推進，上網(wǎng)端電價浮動將促進儲能行業(yè)發(fā)展。在儲能產(chǎn)業(yè)鏈最緊缺的PCS芯片環(huán)節(jié)上，預計2022年，我國IGBT行業(yè)產(chǎn)量將達到0.41億只，需求量約為1.56億只，自給率26.3%。

海通國際證券報告《光熱儲能新模式，發(fā)展指日可待》指出，光熱儲能重回視野，度電成本有競爭力。光熱儲能市場空間廣闊。根據(jù)假設和測算，未來西北光伏大基地項目，75%左右大基地將配置光熱，配置比例11%。則十四五光熱新增市場容量約為987億元。由于光熱發(fā)電可以配置儲熱系統(tǒng)，光熱發(fā)電機組可以沒有光照的條件下穩(wěn)定發(fā)電。如果儲熱系統(tǒng)的容量足夠大，機組可實現(xiàn)24小時連續(xù)發(fā)電，光熱電站可以實現(xiàn)與光伏不同的穩(wěn)定發(fā)電。2021年熔融鹽儲熱的全球占比為1.6%，未來或成為輔助服務市場的優(yōu)等生。

國泰君安證券報告《傳統(tǒng)溫控穩(wěn)健發(fā)展，儲能溫控開啟高成長》指出，溫控系統(tǒng)傳統(tǒng)下游應用廣泛，其中工業(yè)制造、通信基站領域穩(wěn)步增長，數(shù)據(jù)中心、新能源汽車領域保持高增。隨著風電、光伏等新能源發(fā)電快速發(fā)展，儲能需求日益增長，電化學儲能電站裝機占比提升帶動溫控系統(tǒng)需求旺盛，預計2025年我國儲能溫控市場有望達到68.74億元，2021-2025年復合增速或?qū)⒏哌_ 64.03%。值得一提的是，液冷有望成為儲能溫控主流技術路線，預計2025年液冷滲透率有望達50%。目前溫控市場仍以風冷系統(tǒng)為主，主要由于其成本較低且結(jié)構(gòu)簡單易用，在散熱要求不高的中小型儲能電站得以廣泛應用，預計2022年風冷系統(tǒng)占比或達到85%。液冷系統(tǒng)冷卻效果較風冷好，全周期成本低，有望在大型儲能電站快速得到應用。隨著 2023年儲能項目大規(guī)模建設，儲能溫控將加速落地，推動溫控廠商業(yè)績放量，估值有望進一步抬升。

國海證券報告《電化學儲能研究框架：以中美歐為例》指出，強制配儲是當前我國儲能發(fā)展的核心驅(qū)動力，儲能政策已在邊際改善新能源配儲成本壓力。國內(nèi)儲能商業(yè)模式仍處完善期，成本競爭仍是各環(huán)節(jié)競爭核心。美國儲能行業(yè)存在明顯的垂直整合趨勢，上下游紛紛進入集成環(huán)節(jié)。國內(nèi)企業(yè)參與美國儲能市場主要集中在設備供應，集成商是切入美國儲能市場的重要入口。隨著美國市場新進開發(fā)商增多和集成商去中介化趨勢，國內(nèi)儲能集成商有望迎來更多機遇。國內(nèi)電池環(huán)節(jié)競爭優(yōu)勢明顯，其它環(huán)節(jié)或有望通過直接出海迎新發(fā)展機遇。在歐洲，隨著光伏持續(xù)發(fā)展及其滲透率穩(wěn)步提升，戶用光儲一體化預計將成為各國戶用光伏發(fā)展的主流方向。預計戶用儲能市場2022年實現(xiàn)翻倍以上增長，2023-2025年后維持高速增長。其中，小電芯、高壓化是戶用儲能產(chǎn)品發(fā)展重要趨勢，小電芯短缺有望逐步緩解。

東方證券報告《大型儲能電站集成技術趨勢》指出，大型儲能系統(tǒng)集成技術路線百花齊放，集中式、分布式、智能組串式、高壓級聯(lián)和集散式各有優(yōu)勢，均需圍繞安全、成本和效率進行技術迭代。特別關注的是，隨著集中式風光電站和儲能向更大容量發(fā)展，直流高壓成為降本增效的主要技術方案，直流側(cè)電壓提升到1500V的儲能系統(tǒng)逐漸成為趨勢。而高壓級聯(lián)方案采用SVG的拓撲結(jié)構(gòu)，具備安全性、一致性和高效率等優(yōu)勢，系統(tǒng)無需升壓變壓器，現(xiàn)場實際系統(tǒng)循環(huán)效率達到90%。

2021年以來全國各地陸續(xù)出臺相關政策要求強制配儲之后，儲能變成了一個強制項，如果投建的新能源電站要并網(wǎng)（將發(fā)的電并到電網(wǎng)），一般要按照功率10%-15% 和2小時容量配儲，否則項目拿不到并網(wǎng)的路條。

資本往往是最敏感的，儲能的投融資也呈翻倍增長。CVSource投中數(shù)據(jù)顯示，2021年國內(nèi)儲能賽道投融資總額超2306億元，幾乎是2020年投融資總額的2倍，同比增長98.5%。2022年儲能熱度依舊，投融資總額超4219億元，同比增長82.9%。2020年、2021年及2022年儲能相關投融資數(shù)量分別約285起、420起、526起，基本維持30-40%的增長。

獨立儲能市場地位明確，迎來大發(fā)展

政策明確獨立儲能市場地位，獨立儲能商業(yè)模式迎來發(fā)展機遇。2022 年 6 月 9 日，國家發(fā)改 委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，明確 獨立儲能市場地位，通過市場機制、價格機制和運行機制三方面共同提升儲能利用水平、保障 合理收益。目前新能源配儲項目的盈利模式尚未清晰，儲能利用小時數(shù)低，而獨立共享儲能一 方面具備多種獲利模式并提升儲能利用率，同時可為新能源場站節(jié)省配儲成本，在 2022 年以 來迎來快速發(fā)展。

目前獨立共享儲能主要盈利模式包括:1、容量租賃:多數(shù)省份對新能源項目配儲具有強制要 求，獨立儲能向新能源項目出租容量并收取租賃費。2、現(xiàn)貨市場峰谷套利:在開展電力現(xiàn)貨 市場的省份，獨立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場進行峰谷套利。3、輔助服務:獨立儲能可參與調(diào) 頻等輔助服務，在未開展電力現(xiàn)貨市場的省份也可參與調(diào)峰輔助服務獲取調(diào)峰補償。4、容量補償:目前山東對參與電力現(xiàn)貨市場的獨立儲能給予容量補償。

現(xiàn)貨市場基本規(guī)則出臺，電力現(xiàn)貨市場加速推進。2022 年 11 月，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》，對現(xiàn)貨市場組成、與輔助服務市場銜接、新能源及新興主體參與市場、市場限價、容量補償機制等內(nèi)容進行了框架性約定。目前我國已有兩批省份/地區(qū)推進電力現(xiàn)貨試點，我們認為《基本規(guī)則》為各省電力現(xiàn)貨市場規(guī)則制定了范本，有利于電力現(xiàn)貨市場在全國范圍內(nèi)進一步推廣，現(xiàn)貨市場的分時電價機制將有利于儲能獲利模式逐步完善。

儲能中國網(wǎng)獲悉，山西省峰谷價差可達 500 元/MWh，但尚無法滿足度電儲能成本。根據(jù)山西電力交易中心數(shù)據(jù)，2022 年 11 月，山西省平均日內(nèi)兩小時峰谷價差可達約 500 元/MWh，我們預期隨風光裝機及發(fā)電量占比提升，現(xiàn)貨市場峰谷價差將進一步增加。我們在不考慮融資借貸與維護費用情況下，假設鋰電池生命周期實現(xiàn) 4000 次循環(huán)則對應約 0.62 元/kWh 的度電儲能成本，仍遠高于日內(nèi)峰谷價差。

在容量租賃、峰谷套利等多樣化收益來源下，部分省份獨立儲能理論收益率尚可。我們選取山 東作為典型代表市場測算 100MW/200MWh 獨立儲能理論經(jīng)濟性，投資成本約 4 億元+，而收 入端:1)容量租賃:目前山東容量租賃費約 300 元/KW/年，若可實現(xiàn) 100%租賃則一年租賃 費可達 3000 萬元;2)現(xiàn)貨市場峰谷套利:按平均峰谷價差 0.6 元/kWh 計算， 100MW/200MWh 儲能電站一年可獲得約 1600 萬峰谷套利收入;3)容量補償:目前山東容量 補償約 60 元/kW/年，一年容量補償約 600 萬元。山東市場獨立儲能合計可獲得超 5000 萬元/ 年的收入，在貸款利率 5%情況下，IRR 可達近 7%。

獨立儲能具備參與市場的盈利模式，有望提升對儲能產(chǎn)品質(zhì)量要求，產(chǎn)業(yè)鏈有望獲得合理的盈利能力。當新能源強制配儲并未產(chǎn)生較好的盈利模式，儲能多僅用于減少棄風棄光限電，甚至部分儲能長時間限制，根據(jù)中電聯(lián)調(diào)研數(shù)據(jù)，目前新能源配儲項目的平均等效利用系數(shù)僅約 6.1%，遠低于電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)儲能。盈利模式的限制與較低的調(diào)用需求導致新能源強制配置的 儲能均以絕對成本為導向，甚至出現(xiàn)“劣幣驅(qū)逐良幣”情況，相關電芯及逆變器供應商盈利能力較差。而在獨立儲能模式下，儲能具備參與市場獲利的多種方式，對儲能電池循環(huán)壽命、產(chǎn)品安全穩(wěn)定性等方面提出較高要求，將改變原先以價格為絕對導向的采購方式，轉(zhuǎn)而強化對質(zhì)量的要求。我們認為在新能源強制配儲逐步轉(zhuǎn)向獨立儲能模式趨勢下，終端客戶原以絕對價格 為絕對導向?qū)⒅鸩睫D(zhuǎn)化為價格和質(zhì)量并重，進而推動上游供應鏈企業(yè)盈利能力恢復。

工商業(yè)儲能主要通過峰谷套利實現(xiàn)獲利。我們假設工商業(yè)儲能電池每天兩充兩放、使用壽命 15 年，則我們測算在峰谷價差 0.8 元/kWh、峰平價差 0.5 元/kWh 時，工商業(yè)儲能項目 IRR 可達 8.5%，具備較好經(jīng)濟性。

各省政策拉大工商業(yè)峰谷價差，提升工商業(yè)儲能經(jīng)濟性。2021 年 7 月，國家發(fā)改委發(fā)布《關 于進一步完善分時電價機制的通知》，提出:“上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過 40%的地 方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1;其他地方原則上不低于 3:1。結(jié)合實際情況在峰谷電價的 基礎上推行尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%。”此后， 廣東、河北、江西等各地方政府均推出政策拉大工商業(yè)峰谷價差，2022 年 11 月，有 20 余省 峰谷價差超 0.7 元/kWh，浙江、上海、廣西等地峰谷價差已達 1.2 元/kWh。

中國，在各省新能源強制配儲政策下，風光裝機規(guī)模高增直接驅(qū)動表前大儲迎來放量。目前中國已有超20個省份提出新能源配儲要求，風光裝機量增長，且配儲比例、配儲時長提升，2023年國內(nèi)大儲需求量將同比增長126%至27.9GWh。工商業(yè)儲能則隨各省峰谷價差拉大而有望獲得更高經(jīng)濟性。

美國，儲能項目盈利方式多樣，且最新IRA法案將獨立儲能納入ITC范疇，并且提高稅收抵免額度（從26%提高至30%，甚至最高可達50%）。2023年美國表前大儲需求量有望提升至70GWh，同比增長超50%。

歐洲，不斷攀升的歐洲居民電價，使得市場對歐洲戶儲的高景氣度形成共識。

其他發(fā)展中國家風光裝機增長及電網(wǎng)基礎設施薄弱驅(qū)動儲能裝機需求。2021年以來，巴西、印度、智利等國家均通過政策手段驅(qū)動儲能裝機。此外，如南非等部分發(fā)展中國家電力基礎設施相對薄弱、電網(wǎng)覆蓋率低、停電次數(shù)多，將帶來部分保障供電系統(tǒng)穩(wěn)定性與離網(wǎng)式儲能需求。

光伏風電裝機量高增長的明確趨勢下，不斷攀升的歐洲居民電價下，全球各國儲能需求也將在 2023 年迎來高增長。