储能行业深度：方兴未艾，全球储能市场2021-25年复合增速有望达到94.26%

碳中和碳达峰趋势下，储能是风光装机量提升的必然选择。随着全球可再生能源发电量占比从2000年的1.40%提升至2021年12.85%，消纳、输配、波动等问题出现，储能能够协助电网进行调峰调频，以及在户用端帮助用户进行峰谷价差套利。截至2021年，全球已投运储能项目的累计装机量达209.4GW。在储能众多发展技术中，机械储能技术最为成熟，电化学储能潜力最大，截至2021年提升4.7%上涨至12.2%。 国内表前侧市场部分地区接近经济性拐点，海外户储经济性明显。表前侧市场中，可再生能源并网国内部分二三类地区开始接近经济性拐点，其中二类和三类地区的配储成本（0.34和0.42元/KWh）已经基本和并网电价（0.35和0.41元/KWh）齐平。电网端，调峰市场磷酸铁锂价格基本接近服务费中位区间，调频市场电化学储能已经开始具备经济性（储能电池在0.65元/KWh上具有经济性）。我们预计未来随着电芯成本逐渐下降以及电池循环次数上升，表前侧市场经济性将逐渐明显。户用市场中，海外户用储能市场由于海外欧美峰谷价差明显，叠加电网基础设施落后，经济性明显。 我们预计2025年全球储能市场空间达到470.32GWh。表前侧市场中，受益于全球可再生能源占比提升带来的并网需求，我们预计2025年储能需求量将会达到134.95GW/310.77GWh，21-25年年复合增长率为88.99%；户用市场中，受益于俄乌战争带来的欧洲能源价格上升以及自发自用高经济性，我们预计2025年储能需求65.76GW/159.55GWh,年复合增长率达到107.97%。 投资建议：考虑到当前风光并网快速增长对储能需求加大，同时叠加俄乌冲突导致的欧洲能源价格快速增长，间接带来户储行业需求快速增长，我们看好储能供应链中价值量较高的逆变器环节，建议关注储能逆变器及集成商：阳光电源、锦浪科技、固德威、德业股份等；储能电池及供应商：宁德时代、亿纬锂能、派能科技等；中游材料端：德方纳米、恩捷股份等。 风险提示：行业竞争加剧，产业链原材料价格大幅度波动的风险，需求测算下基于咨询公司的统计数据或许存在偏差的风险。 1.储能现状：中美欧三国主导，可再生能源并网是主方向 储能，是存储能量的装置，功能主要是存放电。电力从生产出来，到最后使用，需要经过生产电（发电厂、电站）、传输电（电网公司）、使用电（用户）。三个环节中，均可以使用储能，因此储能可以分为三个场景：发电侧储能、电网侧储能、用户侧储能。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。 表1.储能应用场景分类 1.1.全球进入快速发展快车道 碳中和背景下，全球各国能源结构加速转型，间接带动全球储能市场快速发展。 根据CNESA，截至2021年，全球已投运储能项目的累计装机量达209.4GW，同比增长9.58%，其中，中国的累计装机量达到46.1GW，占全球的22.02%，同比增长3.39%。从新增装机量角度来看，全球2021年新增装机量为18.3GW，同比增长181.30%；中国2021年新增装机量为10.5GW，同比增长228.13%，连续两年保持超150%增速。我们预计未来随着全球可再生能源装机量的提高，储能将持续快速发展。 图1.全球储能累计装机量及增速 图2.全球储能新增装机量及增速 图3.中国储能累计装机量及增速 图4.中国储能新增装机量及增速 1.2.抽水储能为主，锂电池储能主导新型储能 全球和中国范围看，锂电池储能主导电化学储能。全球范围看，截止2021年底，抽水储能占比86.2%，同比下降4.1%，居于主导地位；电化学储能装机量提升4.7%上涨至12.2%，锂离子电池占比90.9%，主导新型储能。中国范围看，截止2021年底，抽水储能占比86.3%，同比下降3%，依然居于主导地位；电化学储能装机量占比提升3.2%至12.5%，锂离子电池占比89.7%，继续主导新型储能。 图5.2000-2021年全球电力储能市场累计装机规模 图6.2000-2021年中国电力储能市场累计装机规模 1.3.中美欧主导全球电化学储能市场 分国家看，全球储能新增市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据CNESA的数据，2021年，全球新增投运电力储能项目装机规模18.30GW，同比增长185%，其中，新型储能的新增投运规模最大，并且首次突破10GW，达到10.2GW，是2020年新增投运规模的2.2倍，同比增长117%。2021年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国合计占比80%，占据主导地位。其中，美国88%的装机份额来自表前应用；中国2021年储能开始从商业化初期进入规模化发展；欧洲户用储能项目表现强劲，规模突破1GW。 图7.2021年全球新增投运新型储能项目地区分布 2021年，全球电化学储能装机增长11.5GW/24.3GWh，同比增125.37%。受益于美国储能市场增长（新增4.73GW/13.10GWh，同比增429.69%）、欧洲储能市场增长（新增2.02GW/2.71GWh，同比增64.21%）、中国储能市场增长（新增2.92GW/5.06GWh，同比增107.16%）等，全球电化学储能装机量快速增长。2021年底，全球电化学储能市场累计装机规模28.40GW/57.67GWh，同比增67.74%。，中国电化学储能市场累计装机规模5.75GW/9.92GWh，同比增103.17%。 图8.全球电化学储能新增装机快速增长 图9.中国电化学储能新增装机量快速增长 图10.2021年全球电化学储能新增装机份额 图11.2021年全球电化学储能新增装机量份额 分类型来看，新增电化学储能装机规模约50%集中于可再生能源并网。受益于光伏风电等波动性能源装机量快速增加，用于新能源并网的储能装机规模快速增长，占据了新增电化学储能装机规模的约50%左右。其他新增储能装机规模主要有户用储能（16%）、辅助服务（15%）等。 图12.2021年全球电化学储能分类型累计装机份额 图13.2021年全球电化学储能分类型新增装机量份额 2.全球储能市场规模2025年有望达到470.32GWh，年复合增速预计94.26% 2.1.表前侧：全球表前侧储能市场2021-2025年年复合增速预计88.95% 2.1.1.表前侧（输配+可再生能源并网）储能需求：波动性可再生能源比例增加驱动储能需求 VRE不断增长驱动储能需求。波动性可再生能源（VRE）指具有波动特性且自调节能力较低的可再生能源，具体包括光伏、风电等。传统火电发电，按需发电，时发时用是主流，对储能需求不大。碳排放政策趋严+可再生能源平价时代到来，导致全球光伏、风电等波动性较大的可再生能源发电占比提升。光伏风电等VRE能源发展早期，火力发电以及抽水蓄能等能够平抑波动，并做到VRE并网。但随着VRE发电量增加，提高了电网在输配容量、电频波动控制等方面的要求，储能需要用来帮助形成可控可调的电网运营模式。2021年，全球可再生能源发电量达到3657.22TWh，发电占比从2000年的1.40%提升至2021年12.85%，对于储能的需求逐年增加。 图14.可再生能源发电具备不稳定性 图15.全球可再生能源发电量占比2021年增至13% 全球各国可再生能源目标与现状差距驱动储能发展。根据公开资料整理，全球各国可再生能源2030年占比目标普遍超过25%，甚至有些国家达到80-100%。当前全球可再生能源占比大约为12.85%，距离25%差距较大。如果各国未来可再生能源目标达成，将会大量增加对可再生能源并网的要求，并间接驱动储能市场发展。 表2.部分国家可再生能源政策统计 图16.2021年各国新能源发电量占比 2.1.2.电网消纳空间有限，亟需储能比重提升 电网消纳能力有限，需要提高储能装机量维持低弃风弃光率。以中国为例，弃风弃光率近年来维持稳定在2-2.5%左右。在光伏风电装机量快速提升的背景下，若需要维持低弃风弃光率，则需要提高储能比重，以避免出现电网消纳有限、调峰能力不足的问题。我们认为随着全球光伏风电装机量的快速提升，储能也将迎来装机量的快速提升。 图17.中国弃风弃光率逐渐稳定在2.5%左右 图18.中国光伏风电装机量在快速上升 图19.2021年各月份弃风率维持在2.5%左右 图20.2021年各月份弃光率维持在2%左右 2.1.3.可再生能源并网：部分二三类地区已经具备经济性 可再生能源并网21年新增装机占比最大，为53.14%。由于可再生能源出力具有随机性、波动性与间歇性，其并网比例的提升，带来电源侧的出力不确定性逐步增加。可再生能源并网配储通过储存风光发电从而降低弃风弃光率，同时也可以做到调频调峰来平滑发电出力。其盈利模式来自于电力市场现货套利（存储弃风弃光做峰谷套利）、辅助服务和容量租赁（调峰调频），主要盈利模式是电力市场现货套利。2021年全球可再生能源并网新增装机3.25GW/7.64GWh，同比增长49.24%。我们预计未来随着储能成本的下降以及强制配储政策的规定，可再生能源并网配储规模将迅速提升。 图21.全球可再生能源新增并网装机 图22.2021年全球新增并网装机格局 部分二三类地区已经开始具备并网经济性。我们以2022年6月北极星储能网公布的储能系统成本和储能电站成本为基础，测算除国内一类、二类、三类地区的储能电站度电成本分别为0.31、0.34、0.42元/KWh，与国家指导并网电价相比，三类地区已经具备经济性（设定100MW运营规模，配储2h，365日充放电一次）。 我们预计随着未来配储时长的增加以及强制配储的逐渐铺开带来的规模化，可再生能源的并网经济性将会越来越明显。 表3.国内三类地区并网经济性测算 表4.国内各省份强制配储政策文件 2.1.4.电网端：主要调峰调频，部分成本已具备经济性 电网侧储能主要应用在电网的调峰、调频上。电网侧储能应用能够提升电网利用效率、参与电力市场辅助服务、提高供电可靠性及促进新能源消纳，主要规划在特高压直流近区、新能源高渗透率地区和负荷中心区。电网侧储能主要发挥三个方面的作用：1）参与调峰、调频、黑启动等市场辅助服务，并从中赚取收益；2）促进新能源消纳，平衡电源侧和负荷侧的功率波动，并提高电网稳定性；3）通过调节电网峰谷差，延缓配电扩容。 图23.电网端储能应用方案 图24.储能通过调峰、调频等提高电能质量 储能调峰上，磷酸铁锂储能和钠硫电池在0.65元/KWh上具有经济性。根据度电成本的计算公式， 总投资 𝐶𝐸 𝑠𝑢𝑚𝑠𝑢𝑚 度电成本= = 总处理电量 和 𝒏𝟏 (𝑵−𝟏)(𝟏−𝜺)[𝟏− ]𝒅𝑵 ∫ 𝒏𝒏 𝛏= ，我们测算了抽水储能、磷酸铁锂、三元电池、铅蓄电池、钠硫电池截止2022年8月的成本，抽水储能项目具有明显的经济性，磷酸铁锂2022年在服务费0.59元/KWh以上具备经济性，钠硫电池2022年在服务费0.63元/KWh以上具备经济性。根据对于国内各省份储能调峰的服务费统计，磷酸铁锂储能电池部分省份已经具备经济性，预计未来随着磷酸铁锂电池成本的进一步下降，储能电化学电池领域将快速增长。 表5.不同储能类型的全生命周期LCOE比较1MWh储能项目抽水蓄能 表6.国内部分省份储能调峰费用统计 储能调频上，电化学储能部分地区已经具备经济性。考虑到绝大部分储能电站都处于初期运行或早期示范阶段，还没有统一的终止标准，导致对于其成本的测算可能存在较大的误差，因此我们采用了叶键民等人的研究。根据叶键民等人《南方电网电池储能调频发展机会及效益分析》测算，广东深蓄电站６ＭＷ/３ＭＷｈ电池储能项目（电化学储能按单位造价5300元/KWh，估算总投资15