储能温控市场乘风而起，行业龙头把握先机

各环节需求共振，全球储能进入加速发展期。1）国内：各环节发展模式渐明，装机空间充分打开。2021年为国内储能行业由商业化起步迈向规模化发展的过渡之年，随着国家、地方层面储能政策的密集出台，各环节储能发展模式在探索中逐步走向成熟，2022年起行业有望明显提速。我们测算十四五末国内新增储能装机规模有望接近100GWh，对应2022-2025年复合增速超过100%，其中新能源配套储能将率先放量，电网侧、用户侧储能随后接力。 2）海外：供电侧储能方兴未艾，用户侧加速渗透。目前海外发达地区已进入新能源装机替代存量火电装机的阶段，供电侧储能配臵需求迫切。与此同时，2021年以来全球能源价格持续攀升，海外用户侧储能的经济性正快速凸显，渗透率有望加速提升。在海内外各环节需求推动下，我们测算2025年全球新增储能装机规模或将超过300GWh，短期内锂电池储能仍将为主流形式。 热管理重要性日益凸显，储能温控市场乘风而起。温控系统是保障锂电池储能正常运行的重要环节，近年来频发的储能电站安全事故正推动各国不断完善行业标准。与此同时，随着储能系统朝着更大规模、更高能量密度的方向演进，其对温控系统的要求亦快速提升。目前风冷为储能行业主流的温控方案，未来液冷有望凭借散热效率、全生命周期成本等方面的优势加速渗透，从而带动储能温控整体单位价值量提升。我们测算2025年储能温控的市场空间有望超过130亿元，对应2022-2025年均增速接近100%。 储能温控市场格局较优，龙头厂商占据先机。温控在储能系统成本中的占比仅为3%-5%左右，对系统整体的安全性与可靠性则起着至关重要的作用，后续降本压力有限。此外，储能温控系统在控制精度与运行可靠性上的要求显著高于一般民用及工业制冷领域，同时系统定制化程度高，需要充足的项目经验与客户关系积累。近年来随着储能市场的快速扩大，越来越多的参与者开始涉足储能领域，无论是在电池、变流器还是系统集成环节，短期内市场竞争格局均趋于激烈。作为一个价值量占比较低、技术壁垒较高、客户黏性较强的细分环节，我们预计储能温控市场有望维持当前较优的市场竞争格局，龙头厂商的领先地位较为稳固。 投资建议：作为一个相对小众的细分领域，目前储能温控市场的参与者大多为其他温控领域的“跨界”企业，主要包括数据中心温控厂商、工业领域温控厂商以及车用热管理厂商三大类。我们看好布局较早、相关经验丰富的头部厂商将率先受益行业需求增长，建议重点关注储能温控龙头英维克，以及具备深厚电力电子装臵温控基础的同飞股份。 风险提示：储能市场发展不及预期、技术迭代风险、市场竞争加剧等 1.各环节需求共振，全球储能进入加速发展期 1.1.全球储能行业步入规模化发展阶段 储能是全球电力系统转型中不可或缺的环节。化石能源的使用是全球碳排放的主要来源，根据IEA统计，2020年石油、煤炭、天然气等传统化石能源在全球能源结构中的占比仍超过80%，可再生能源的占比仅为12%。为降低碳排放量，未来工业、交通、供热等各领域的电气化水平需进一步提高，同时在电力装机结构中，光伏、风电等可再生能源也将逐渐取代传统的火电装机。根据IEA的测算，为实现2050年碳中和的目标，可再生能源发电占比需由2020年的30%以下提升至2030年的60%以上，2050年则需达到近90%。与石油等传统化石能源不同，电力的生产与消费需要同时进行，能量无法直接以电能的形式进行储存，而风、光等可再生能源往往具有较强的季节性与波动性，因此随着全球电气化程度的提升以及风电、光伏装机占比的增加，未来储能将在全球电力系统中发挥更加重要的作用。 图1：全球能源与电力消费情况（Mtoe） 图2：全球发电量结构预测 储能行业规模化发展的条件已经成熟。一方面，随着技术的进步与产能的扩张，近年来风电、光伏的发电成本与锂离子电池的制造成本降幅显著，在上网侧平价的基础上，当前全球正朝着“新能源+储能”平价的方向快速前进。另一方面，经过前期的探索与实践，储能在电力系统中的定位与商业模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市场的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。 图3：风电、光伏LCOE变化情况（$/kWh） 图4：全球锂离子电池平均成本变化情况（$/kWh） 2021年起全球储能行业进入高速发展阶段。根据BNEF统计，2021年全球新增储能装机规模为10GW/22GWh，较2020年实现翻倍以上增长，截至2021年底全球累计储能装机容量约为27GW/56GWh。考虑到2021年底全球累计风电/光伏装机规模已达到837/942GW，以此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为1.5%，我们认为储能市场的高速增长才刚刚开始，行业发展前景广阔。 图5：全球新增储能装机规模情况（GWh） 图6：全球累计风电光伏装机规模（GW）及储能渗透率 1.2.国内：各环节发展模式明晰，装机空间充分打开 政策勾勒发展前景，各环节储能发展模式逐渐清晰。2022年2月底，国家发改委、能源局正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，进一步明确了“到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件”，“2030年新型储能全面市场化发展”的目标。此外，本次文件对发电侧、电网侧、用户侧储能均进行了明确的部署，各环节储能发展模式逐渐清晰。 表1：《“十四五”新型储能发展实施方案》中各环节储能发展模式的表述 2022年国内储能行业将正式步入发展快车道。2021年国家、地方层面均有储能政策密集出台，但主要侧重在整体部署层面，相关的配套细则尚不完善，因此2021年为国内储能行业由商业化起步迈向规模化发展的过渡之年，实际落地的项目规模相对有限。根据CNESA的统计，2021年国内新增新型储能装机2.4GW/4.9GWh，较2020年同比增长约54%，其中电化学储能装机2.32GW，同比增长近49%。从应用场景来看，2021年国内新增电源侧/电网侧/用户侧储能的装机规模分别为0.98/0.84/0.58GW，占比约为41%/35%/24%，各环节储能发展齐头并进。随着2022年各地的储能细则开始逐步落地，我们预计国内储能行业的发展将明显加速。 图7：国内电化学储能新增装机规模情况 图8：2021年中国电化学储能应用场景分布 我们测算十四五末国内储能累计装机规模有望突破250GWh，2025年新增装机规模有望接近100GWh，对应2022-2025年复合增速超过100%。从结构上来看，我们预计十四五期间新能源配套储能将率先放量，电网侧、用户侧储能则将随后大规模启动，具体假设与测算过程如下。 新能源发电侧：2021年国内陆上风电+集中式光伏电站新增装机规模约为56GW，以此测算储能配套比例约为1.5%。我们预计2022年起国内新增风光装机规模将保持较快增长，同时在政策驱动下储能配套比例将显著提升。假设2025年国内新增陆上风电以及集中式光伏电站的储能配套比例为20%，储能时长由2h逐步提升至2.5h，则相应的新能源配套储能装机规模将超过60GWh。 电源侧辅助服务：2021年国内总发电装机容量达到2377GW，配套辅助服务储能的装机比例不到0.1%，而发达电力市场中辅助服务费用占总电费的比例一般超过1.5%。在国内总电力装机平稳增长的背景下，我们假设2025年配套辅助服务储能的比例为0.5%，则对应的电源侧辅助服务储能装机规模将达到16GWh。 电网侧：随着我国电气化率的持续提升，近年来全国电网最高发电负荷呈较快增长，而根据国务院《关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》中的要求，到2030年省级电网将基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。我们预计负荷响应能力将主要由电网侧的抽水蓄能与新型储能提供，根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》十四五末国内抽水蓄能累计装机将达到62GW，以此倒推2025年电网侧累计新型储能装机规模有望达到50GWh。 用户侧：目前国内工商业光伏渗透率不到2%，而工商业储能则处于发展初期，随着未来峰谷价差的拉大，预计国内工商业储能的经济性将逐渐显现。2020年国内工业用户总装接容量约为3273GW，若假设十四五期间保持5%的年均增长，同时工商业储能渗透率提升至0.3%，则十四五期间国内工商业储能的装机空间将超过30GWh。 表2：国内储能装机空间测算 1.3.海外：供电侧储能方兴未艾，用户侧加速渗透 市场化驱动快速发展，供电侧与用户侧齐头并进。目前除中国以外，海外储能市场主要分布在美国、欧洲、日韩、澳洲等发达地区，相对而言这些地区电力市场化程度较高，随着近年来锂离子电池价格的持续下降，行业已逐步进入经济性驱动的自发增长阶段。从装机结构来看，海外市场供电侧与用户侧储能的发展较为均衡，2021年新增装机中电源侧、电网侧、用户侧的占比大致相当。 图9：全球电化学储能新增装机情况（GW） 图10：海外电化学储能装机结构（按装机功率） 海外发达地区供电侧储能配臵需求迫切，成本传导较为顺畅。整体上看，海外发达地区已进入新能源装机替代存量火电装机的阶段，美国、欧盟（含英国）的火电总装机分别于2011、2012年达到峰值，其电力体系对储能的需求更为迫切。此外，在海外发达地区市场化的电力体制下，发电侧的成本能够通过电力市场较为顺畅地传导至终端电力用户，储能可通过峰谷套利、辅助服务、备用电源、输配电价等多种形式获取收益。因此，我们认为海外供电侧储能的发展模式已经较为成熟。 图11：美国、欧盟火电装机变化情况（GW） 电力价格持续走高，海外用户侧储能渗透率有望快速提升。受地缘政治、气候变化以及货币政策等因素影响，2021年以来全球天然气、原油等能源价格涨势明显，而在海外发达地区市场化的电力体制下，用户侧电价亦随之水涨船高。尤其是在欧洲地区，2022年3月天然气价格已达到42美元/百万英热单位，较2021年初上涨接近五倍，欧盟消费者电力价格指数亦较2021年初上涨超过30%。随着2022年以来俄乌冲突的加剧，预计天然气及电力价格在较长时间内仍将居高不下，海外用户侧储能的经济性正快速凸显，渗透率有望加速提升。 图12：欧洲地区天然气价格快速上涨 图13：欧盟消费者能源价格指数快速上涨（2015=100） 1.4.全球储能装机空间打开，短期内锂电池储能为主要形式 全球储能市场步入长期成长轨道，2025年新增装机规模有望达到300GWh。综上所述，当前海内外储能市场均已步入规模化发展阶段，在供电侧及用户侧两方面需求的推动下，全球储能市场有望保持强劲增长。我们测算2025年全球新增储能装机规模或将超过300GWh，对应2022-2025年平均复合增速80%左右。 表3：全球储能装机规模预测 短期内锂电池仍将为主流储能形式。锂离子电池具有能量密度高、转换效率高、响应速度快等优点，是当前除抽水蓄能以外装机占比最高的储能形式。根据CNESA的统计，近年来全球锂离子电池装机规模快速攀升，2021年底累计装机容量达到23GW，在全球新型储能装机中的占比超过90%。虽然近年来钒液流电池、钠离子电池、压缩空气等其他储能形式亦开始得到越来越多的关注，但从性能、成本、产业化程度等角度出发锂离子电池仍然具有较大优势，我们认为中短期内锂电池将是全球主流的储能形式，其在新增储能装机中的占比将保持较高水平。 图14：全球锂电池储能装机容量及占比情况（GW） 图15：2021年全球累计新型储能装机构成情况 2.热管理重要性日益凸显，储能温控市场乘风而起 2.1.温控系统是保障锂电池储能正常运行的重要环节 工作温度对锂离子电池性能影响较大，温度过高将引发严重安全隐患。储能系统工作过程中，电池会持续性地释放热量，在不具备温控能力或温控能力不足的情况下会导致系统温度不断上升，而温度是影响锂离子电池性能的重要因素。一般而言，锂离子电芯的最佳工作温度区间为10～35℃，当温度低于-20℃时，电解液可能会凝固，从而阻碍锂离子的流动，导致阻