（报告出品方：华鑫证券）

1、能源革命高歌猛进，开启储能万亿市场

1.1、碳中和下的新兴赛道，万亿市场冉冉升起

根据国际能源署数据，在过去的三十年间，全球55%的累计排碳来自电力行业，电力行业80%排碳来自燃煤发电，而随着全球电动化的推进，未来电力占二次能源比重将不断增加。因此减少燃煤发电比重的同时大力发展清洁能源成为实现碳中和的重要途径。根据清华大学能源环境经济研究所预计，若我国年实现碳中和，届时风、光占一次能源比例将接近50%，占发电量比重则将接近60%。

构建新能源为主体的新型电力系统成为全球共识，储能将作为核心环节参与其中。在新型电力系统中，从供给侧看，新能源逐渐成为装机和电量主体；从需求侧看，终端能源消费高度电气化、电力“产消者”大量涌现。从系统整体来看，电力系统运行机理将发生深刻变化：由于新能源发电具有波动性和随机性，无法通过调节自身出力适应用户侧需求变化，传统的“源随荷动”模式将不再适用于新型电力系统，必须通过储能等措施，依靠源网荷储协调互动，实现电力供需动态平衡。具体来看，储能在新型电力系统中的核心作用体现在三方面：提供电力系统稳定性、峰值容量充足性、爬坡灵活性。目前，火电是这几方面服务的主要提供方。在碳中和情景下，火电机组占比降到5%以下，占据电力系统主要装机量的光伏、风电无法根据电力系统需求调节输出，因此需要更加多样化的灵活电源，储能则为灵活电源的最佳选择。

电力系统稳定性，是指电力系统供给或需求端的波动导致系统频率出现偏差时，需要足够的调节能力使其保持稳定。因为电力系统需求端来自终端电力用户，难以调节，所以只能通过供给端，即发电厂进行调节。可再生能源发电受天气影响，无法向上调节增加输出，因此需要配备储能协助进行调频。IEA预计年储能将提供40%的稳定性装机。峰值容量充足性，即确保电力系统有足够的容量来满足一年中的最高需求。可再生能源比重的增加以及电力占二次能源比重的增加，导致充足性难以保障，灵活性电源尤其是储能将成为保障充足性的重要来源，根据IEA预测，年储能将占中国峰值容量储备的40%。爬坡灵活性，在碳中和情景下，主要指当光伏在下午到夜间时段出力降低时，需要充足且灵活的爬坡资源弥补其功率。储能可以在光伏出力高峰期充电，低谷期放电并协助电力系统爬坡，与光伏发电形成充分互补。IEA预计年提供爬坡灵活性的容量将为年的15倍。

国内方面，为贯彻双碳战略，近年来加码储能发展。年10月24日，国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，其作为“1+N”体系中的“1”，为我国碳中和事业起到统领性作用。“十四五”阶段，储能在我国能源体系建设中的关键地位越发凸显。

综合来看，在碳中和目标指引下，全球储能发展势在必行，万亿市场正冉冉升起。全球政策向储能倾斜，储能长期发展确定性极强。目前，储能仍处于发展初期，应把握其β投资机会。储能将成为未来3-5年新能源产业链中增速最高的细分行业，优选龙头及储能业务占比高的企业，在享受β的同时把握α机会，将成为投资重点。

1.2、海外：欧美储能发展较早，已形成地区特色

现阶段，欧洲户储行情已然演绎，美国储能发展亦如火如荼，我们对欧美主要国家与地区储能发展情况进行复盘，并以此为依据探求储能需求爆发的必要条件，进而为中国储能发展方向寻求借鉴，把握中国储能爆发时点及投资机会。

德国：家用储能在全球处于领先地位

德国电化学储能装机量为1.36GWh，其中家用储能装机达1.27GWh，占比达93%，家储装机量全球领先。我们认为德国户用储能发达的原因主要有以下几点：1）德国家庭电价高企，催生户用光伏需求，进而刺激户用储能市场；2）德国具有完善的电力市场现货交易系统，峰谷价差大，使得储能有较好经济性；3）德国针对户用储能实行领先行业的补贴政策。

1）德国居民电价全球最高，催生居民自发电力需求。德国平均居民电价约0.3欧元/kWh，处于全球最高水平。在德国高居民电价下，居民自装光伏系统实现电力的自给自足成为了比使用电网电力的更佳选择。但光伏出力巅峰位于白天，居民工作日用电集中在夜间，发电与用电时间的错配使得储能的应用成为必然。2）德国具有非常完善的电力市场现货交易系统，电价合理反应电力市场供需情况，日内峰谷价差可达0.7欧元/kWh，为户用储能提供明确的收益来源和良好的商业模式。综合来看，光伏+储能的搭配度电成本小于居民电价，可以为居民提供经济效益，促进德国居民对光储系统需求。

3）德国针对户用储能实行行业领先的补贴政策。在年就开始针对光伏储能进行补贴，德国复兴银行联合德国联邦环境、自然保护和核反应堆安全部发布新政，为户用储能设备提供投资额30%的补贴。该政策年失效后，德国开始执行新的光储补贴政策，新政策初始支持投资额的19%，后几经削减，最终到年起降至10%，而此时储能成本已降至较低水平，居民安装储能意愿受补贴影响较小，故补贴退坡并未造成德国户用储能市场停滞发展。俄乌冲突下德国家储需求激增，为我国长期能源战略做出启示。俄乌战争爆发后，欧洲进口天然气价格飙升，进而导致电价上涨，居民用电成本上移。在此背景下，通过安装家用光储系统，实现电力自发自用，成为重要用电替代方案。根据BVES，Q1德国家储装机约为0.63GWh/yoy+%。与德国类似，中国天然气资源相对匮乏，若以天然气作为主要灵活电源，或将遭遇资源掣肘，提前部署以储能为核心的新型电力系统，或助我国有效避免能源危机。

美国：发电侧、用电侧储能主要来自加州，PJM主导辅助服务储能

美国是全球最大储能市场，年投运新型储能项目为3.5GW/yoy+%，全球占比34%。年一季度维持高增速，新增储能0.96GW/yoy+%。

美国加州（CAISO）：完善的电力市场为储能提供收益机制，补贴强化储能经济性

加州的能量时移、工商业、家用储能装机在美国均处于绝对领先地位。其原因可以概括为电力系统成熟、经济性佳。电力系统成熟体现在：1）允许储能通过NGR参与市场；2）电力现货系统成熟，电价与电力系统净负荷呈现强相关性。经济性则体现在：新能源发电比例高-光伏出力低谷期电价高-光伏配备储能可充分参与高电价时段，同时，天然气涨价带动电价整体上移，叠加加州对光伏、储能的退税/补贴政策，光储一体化经济性凸显。年，CAISO通过NGR允许储能参与双边容量市场、电能量市场和辅助服务市场。NGR定义为“具有连续运行区间，既可发电又可耗电的资源”。在电能量市场上，电储能NGR可以提交电能量报价曲线，包括充电报价和放电报价，储能可以作为发电、负荷或者两者同时参与市场。NGR的推出为加州储能参与市场奠定基础。

加州电力市场成熟，日内电价走势与电力系统净负荷（除去风光发电的负荷）高度相关。根据CAISO，年，加州非水可再生能源发电占比达31%，因此净负荷在午间到达谷值，在下午八点左右达到峰值，电价走势则与其类似。对于光伏运营商，因光伏夜间出力为0，其无法通过夜间发电享受高电价，若要参与高电价市场，则需配备储能系统。年起，加州储能开始广泛通过能量时移参与夜间市场，进行价差套利。此外，根据CAISO模拟结果，18：00-21：00为系统容量充裕度不足高频阶段，在此情景下，稀缺电价机制将被触发，电价最高可达1美元/kWh，储能响应速度高于其他机组，可充分参与此市场，获得高额收益。综合来看，储能可与光伏完美互补，参与光伏低出力阶段的高电价市场，为电力系统带来稳定电力供应的同时，获得高电价收益。

PJM：成熟辅助服务市场与储能互补，前者为储能提供良好经济性，而储能高效参与辅助服务市场

PJM辅助服务储能的高装机量源于其成熟的辅助服务市场，PJM包含的辅助服务产品众多，包括调频、旋转备用、非旋转备用等。PJM将调频信号区分为传统调频信号RegA和动态调频信号RegD，同时给予容量费用和性能费用。根据PJM数据，目前在PJM市场中，储能以不到4%的容量提供了10.4%的日前旋转备用和23.7%的调频，体现出储能参与辅助服务市场的高效性。

我们可以将储能需求简单表示为新能源装机量（增量/存量）*渗透率，因此，储能需求突破需要新能源装机量提升或渗透率提升，渗透率提升主要源自储能经济效益。综合欧美各地区成功经验，我们认为储能实现经济性需要两个必备条件：1）高比例风光发电量；2）成熟的电力市场（包括现货交易市场、辅助服务市场、容量市场、稀缺电价机制等）。在这两个条件不完备的情况下，可通过补贴/退税等优惠政策，弥补经济性的不足，以促进储能早期发展。

1.2、国内：储能经历四大阶段，年迎发展拐点

对我国储能发展的历史进行复盘，并结合碳中和进程对其未来进程进行预测。我们认为，我国储能发展可大致分为四个阶段。第一阶段为年以前，新能源发电渗透率较低，储能主要用于电力系统负荷“削峰填谷”，装机以抽水蓄能为主。第二阶段为-年，电化学储能开始走上历史舞台以解决新能源发电渗透率提升带来的弃风弃光问题。第三阶段预计为-年，随着政策铺垫及电力系统逐渐市场化，电化学储能将迎来发电侧、电网侧、用电侧的全面爆发，预计年国内电力系统储能需求将达76GWh，较年CAGR达%。第四阶段为-年，风光电等不稳定电源将成为我国电力系统供电主力，储能将成为电力系统的核心以保证电力系统安全、稳定运行。

第一阶段：以抽水蓄能为主

年前，我国新能源装机量占比不足10%，发电量占比不足4%，渗透率较低，对电力系统影响较小，储能需求主要来自电力系统“削峰填谷”。我国电力系统负荷特点为白天为负荷峰值，夜间为负荷谷值，发电侧接受电网统一调度迎合负荷变化。火电是发电侧的绝对主力，火电虽可以通过启停、减少燃料投放等方式控制出力，但一方面启停成本较高且需要时间进行功率爬坡，另一方面火电在满负荷运行时的单位收益最优、单位污染最低。因此，通过对负荷侧进行削峰填谷是比通过发电侧火电厂调节出力更好的选择。储能可以在夜间负荷低谷时充电，白天负荷高峰时放电，来实现负荷端的削峰填谷。彼时电化学储能成本较高，抽水蓄能是最经济的选择，因此抽水蓄能占据彼时储能市场99%以上的份额。

第二阶段：电化学储能开始走上历史舞台

年起，随着新能源发电渗透率提升，我国储能产业迈入第二阶段。年我国平均弃风、弃光率分别为15%、14%，随新能源发电渗透率的不断提升，若不对其加以控制，弃风弃光现象将更为严重。储能可以将弃风弃光电量进行存储，在电力系统需要时释放，从而解决弃风弃光问题。抽水蓄能电站受地理位置影响，难以与风电、光伏电站共同建设，而电化学储能安装灵活，成为新能源消纳的最佳技术路径，因此年起电化学储能开始走上历史舞台，但是此阶段电化学储能经济效益仍然较差，所以整体装机规模仍然较小，年累计装机量仅3.3GW，为风光电累计装机量的0.6%。

第三阶段：电化学储能累计装机量超过抽水蓄能

第三阶段预计为-年，在此阶段，电化学储能将迎来发电侧、电网侧、用电侧的全面爆发。发电侧：储能将继续承担促进新能源消纳的任务，各地方政府也各自出台新能源配储政策支持发电侧储能发展。电网侧：因新能源发电机组出力不稳定，且无法自主提供调峰调频，故需要其他发电机组提供调峰调频服务，储能凭借其灵活、精准调节的特性，将取代火电机组成为主要调峰调频资源。用电侧：除分布式新能源消纳外，储能可以为用户实现电价的峰谷价差套利，同时帮助电力系统实现负荷“削峰填谷”。根据我们测算，此阶段电网侧、用户侧储能将初步具备经济性，年中国装机量需求预计为76GWh，较年复合增长率高达%。

第四阶段：储能成为新型电力系统核心环节

第四阶段为-年。预计从年开始，风光电将成为电力系统供电主力，在年碳中和背景下，风光电发电量将占据总发电量70%以上，其发电波动性、不稳定性为电力系统带来挑战，储能可通过其调节价值、容量价值为电力系统的安全稳定带来保障。调节价值方面，新能源消纳仍是储能的主要应用场景，但在此阶段，储能在新能源出力高峰期存储的电能，将取代退役的火电机组，成为新能源出力低谷期的主力电源；容量价值方面，储能将为电力系统尖峰负荷提供容量保障。

2、技术百花齐放，电化学储能蒸蒸日上

2.1、储能技术：各有优劣，适用于不同场景

广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。根据能量存储形式，储能包括电储能、热储能和氢储能，其中电储能是最主要的储能方式。电储能中，根据存储原理不同又分为电化学储能和机械储能。电化学储能是指二次电池储能，包括锂离子电池、钠离子电池、铅蓄电池和液流电池等；机械储能包括重力储能、抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。

各技术路径各有优劣，适用于不同应用场景。电化学储能的额定功率和存储电量较为灵活，但普遍存在安全或环保问题，主要用于新能源消纳、峰谷价差套利、电力系统调峰调频以及UPS等领域。机械储能普遍寿命较长，但响应时间显著慢于电化学储能和电磁储能，主要用于电力系统调峰领域。

2.1.1氢储能

氢储能基本原理是将水电解得到氢气并储存起来，当需要电能时将储存的氢气通过燃料电池或其他方式转换为电能输送上网。电解水制氢需要大量电能，成本远高于传统制氢方式，但因为可再生能源并网的不稳定性，我国具有严重的弃风、弃光问题，利用风电、光伏产生的富余电能制氢可以有效的解决电解水制氢的成本问题，并解决风光电的消纳，因此氢储能正逐渐成为我国能源科技创新的焦点。但目前我国缺少方便有效的储氢材料和技术，且氢储能能量转换效率较低，因此目前应用较少，能否解决这两方面的问题将成为氢储能未来能否获得更多份额的关键。

2.1.2机械储能

机械储能通过物理方法对能量进行存储，需要时再将机械能转化为电能。机械储能主要包括重力储能、抽水蓄能、飞轮储能和压缩空气储能。

1）重力储能

重力储能介质主要分为水和固体物质，基于高度落差对储能介质进行升降来实现储能系统的充放电过程。除较成熟的抽水蓄能外，主流重力储能方式为EnergyVault（EV）提出的储能塔，其利用起重机将混凝土块堆叠成塔，通过混凝土块的吊起和吊落进行储能和释能。根据EV

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