储能：能源“不可能三角”的破局之道

　　能源转型阶段，能源“不可能三角”的核心矛盾在低碳清洁和供应安全中反复强化，而储能正是打通两者的关键一环。双碳目标导向下，电力闯关远未结束，需重视储能的战略地位和增长空间。

　　摘要

　　1. 在能源“不可能三角“框架内理解储能的重要意义。

　　1)能源“不可能三角”的核心矛盾已转向“供应安全”，电力闯关远未结束。碳达峰有两个明确的量化指标——25&30年清洁能源占比分别达到20%和25%，据此，我们测算，在2025年之前老能源的需求将延续稳步增长，2025~2030年间，预计煤炭和原油有望实现需求达峰并缓步退坡。需要注意的是，全球能源贸易格局重塑带来的能源价格中枢上移将对我国油气进口带来制约，我们认为能源保供是碳达峰之前的主旋律。

　　2)储能是未来电力系统的核心，给新能源插上翅膀。储能可以对新能源电力即时储存和释放来削峰填谷，实现时间维度的相对自主可控。主要分为抽水蓄能(目前约占九成)和电化学储能，根据碳达峰行动方案，预计2030年前，抽水蓄能和电化学储能的装机规模都将达到亿千瓦级别，其中电化学储能具有数十倍的发展空间，需重视以锂电池为主的新型储能的高成长性。

　　2. 储能产业链解析：规模扩张下的盈利格局优化。

　　1)国内大储以独立(共享)储能为主，盈利来源主要包括容量租赁费用、电力现货市场、电力辅助服务及容量补偿电价。在政策与并网进度的推进下，未来容量租赁的比例有望逐渐提高。独立储能电站的收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利，因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间。调峰、调频、黑启动等电力辅助服务政策持续推进，电力辅助服务为独立储能系统带来额外利润。容量补偿电价政策持续推出，进一步推动新型储能行业发展。

　　2)锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降。在储能系统的成本结构中，电池占比高达60%，锂电池的成本变动对储能系统的成本产生巨大影响。根据国内锂电池企业的扩产计划，23年锂电池企业预计建成约200GWh的产线，未来三年预计实现约1800GWh的产能。电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。

　　3)据测算，在投资成本、容量补偿费用、容量租赁费用、上网电价、充电电价等项中，投资成本变化对IRR波动的影响最大。投资成本变化10%，IRR波动约26%。因此由供需结构的变化带来的电池价格降低，有望对储能电站IRR带来积极的影响。

　　3. 技术：电化学储能增长迅速，储能温控实现高增。

　　1)行业持续高景气，新型技术层出不穷。展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段，系统集成成为企业新的业绩增长点。在商业模式方面，以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。在储能技术方面，我们认为锂离子电池储能将是国内大储的主要载体;对于系统集成方式，目前集中式储能应用最广，交流侧多分支并联技术未来潜力巨大。

　　2)液冷有望成为储能温控主流技术路线，预计 2025 年液冷渗透率有望达 50%。目前温控市场仍以风冷系统为主，主要由于其成本较低且结构简单易用，在散热要求不高的中小型储能电站得以广泛应用，预计2022 年风冷系统占比或达到 85%。液冷系统冷却效果较风冷好，全周期成本低，有望在大型储能电站快速得到应用，目前处于渗透率逐步提升阶段，预计渗透率有望从 2022 年的 15%提升至 2025 年的 50%。

　　4. 风险提示：新能源装机进度不及预期，政策配套不及预期，储能招标数量不及预期，储能装机进度不及预期，原材料价格回落不及预期等。

　　1. 储能是解开能源“不可能三角”的钥匙

　　1.1. 能源转型初期，“不可能三角”矛盾持续激化

　　在能源领域，我们常说能源存在“不可能三角”(即：低碳清洁、供给充足、成本低廉不可兼得)。具体来看，我们在过去面对的是传统经济，低廉的传统能源供应充足，但需要舍弃低碳清洁;我们当下正处于转型经济，加速低碳转型，但是供应安全和成本低廉接连遭受挑战(如：近几年的限电频发、21年的电价上浮);未来经济是什么样子的?我们将采用低碳清洁的新能源作为发电的主要载体，以储能、特高压确保能源的供应安全，但是系统成本的提升是历史的必然，因此能源“不可能三角”的归宿是牺牲成本，保证低碳和供应。

　　2021年，我国能源消费结构中清洁能源占比约16.6%(风光水核为主)，按照双碳目标，在2030和2060年这一比重应分别达到25%和80%以上，这种历史性变革带来的投资机遇值得投资者长期重视。一方面，老能源在长期低资本开支下，产能释放接近极限，同时国内稳增长叠加全球能源困局加剧我国保供压力;另一方面，能源转型带来了新能源巨大的发展空间，而能源供应问题给新能源建设方向提供了新的指引。因此，能源转型初期新老能源的景气共振持续性将远超市场预期。

　　1.2. 核心矛盾已转向“供应安全”，电力闯关远未结束

　　“双碳”目标的提出让市场对于新老能源转换的节奏有一个不切实际的预期，市场认为：老能源在近几年内就会实现需求达峰，然后开始逐步被新能源取代。实际情况是，从碳中和元年2021年开始，虽然新能源建设持续加码，但是老能源的需求并没有受到影响，反而极端天气和地缘局势让我们再次意识到老能源作为能源安全支柱的重要性。

　　再次正视“双碳”目标，我们的看法是：老能源退出要慢，新能源建设要快，保供是碳达峰之前的第一要义。碳达峰有两个明确的量化指标——2025年和2030年清洁能源占比分别达到20%和25%，根据我们测算，在2025年之前老能源的需求不会退坡，其中：煤炭(29.3→30.3亿吨标煤)、原油(9.7→10.2亿吨标煤)、天然气(4.7→5.7亿吨标煤)，在2025~2030年间，预计煤炭和原油有望实现需求达峰并缓步退坡。需要注意的是，全球能源贸易格局重塑带来的能源价格中枢上移将对我国油气进口带来制约，因此煤炭的需求可能会进一步提升，我们认为能源保供是碳达峰之前的第一要义。

　　1.3. 储能是未来电力系统的核心，给新能源插上翅膀

　　时空错配、起步伊始，风光电出力尚未成气候。风光电的问题在于两个方面：其一，虽然增长幅度快，但由于未具规模，因此对于发电侧的贡献尚且不足，因此我们看到近几年虽然用电增速维持在5%附近，但是风光电的增速贡献仅1%左右;其二，由于在时间和空间两个维度受限，导致实际出力与装机量不成比例，相应的，我们看到2021年风光累计装机占比已经达到26%，而发电量占比仅10%。

　　安全考量推动核电“有序”发展，气候问题导致水电稳定性受限。近十年水电和核电的新增装机占比相对稳定，没有明显增长，主要是两个方面的考虑：对于核电，由于存在放射性废料，因此存在一定的政治风险，政府在加强监管的同时推动其“有序”发展，近五年的装机年均增速仅-13.9%;对于水电，由于其极强的季节性特征，因此比较依赖气候因素，稳定性常常遭受挑战，近两年的局部限电都与来水不足有关。因此，在未来的新型电力体系框架下，这两类电能被定位为风光电的补充和调峰。

　　风光电的另一个问题在于季节性的供需错配。由于居民、三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高、二产在年底由于赶工迎来用电旺季，导致用电侧存在明显的季节性特征;相应的，未来如果以风光作为我国电力体系的核心，那么季节性供需错配将成为常态(风电在用电高峰夏季出力相对较弱，太阳能在冬季出力有所不足)。因此，能源多样性的战略意义凸显，为了弥补风电的季节性缺口，水电需要承担夏季调峰的重任;为了平滑太阳能的冬季出力不足，火电(气电为主)、核电等主要能源也需搭把手。

　　未来的电力体系运作方式应当如下：

　　1)核电是优先级最高的电源，年均工作7802个小时，基本实现满发，但受限于安全性，无法实现大幅扩张，因此可作为电力系统中的“先锋队”;

　　2)风光水电都存在稳定性不足的问题，需要配置储能、特高压等新基建来保驾护航，同时相互之间存在季节性互补的特点，这三大能源应成为我国未来电力体系的核心(其中水电是夏季调峰的核心);

　　3)火电是我国能源安全的底线，碳达峰之前核心地位无法动摇;往2060年去看，随着储能技术逐步完善，煤电将逐步退出，相对清洁的气电、燃氢将成为冬季调峰的主要手段。

　　2. 储能产业链解析：规模扩张下的盈利格局优化

　　2.1. 装机容量快速增加，新增装机有望持续攀升

　　国内大储发展迅猛，装机容量快速增加。根据CNESA，截至2021年底，全国累计储能装机规模达到46.1GW，同比增长29.49%，其中新型储能装机6.3GW，同比增长56.4%，新型储能中90%为电化学储能，装机功率5.6GW，同比增长77.9%。2021年中国新增储能装机10.5GW，同比增长228.1%，2017-2021年中国新增储能装机年均复合增长率高达65.7%。据储能与电力市场，22年国内储能新增投运量超12GWh;据CESA，22年国内新型储能新增投运装机6.21GW/14.32GWh。储能行业整体装机规模持续高景气。同时以电化学储能为代表的新型储能技术高速发展，推动新型储能在整体储能装机规模中占比逐渐提升。

　　展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。根据CESA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测，预计到2025年，我国新型储能装机规模将突破50GW，其中电化学储能累计装机将达到40GW。2025年后预计可再生能源发电年装机增量将保持在100GW，电化学储能的年装机增量将保持在12-15GW，预计到2030年，电化学储能装机规模将达到约110GW。国内双碳目标下可再生能源的快速增长，将助推储能行业蓬勃发展。

　　2.2. 储能企业百家争鸣，储能业务多元化布局

　　众多企业纷纷布局储能行业，尤其是电池与电力设备公司。储能电池脱胎于动力电池，且产线有一定通用性，动力电池企业有发力储能电池的天然优势，其中2021年宁德时代排名全球储能电池市场出货量第一。电力设备企业大多从储能变流器等电力部件供应做起，具备天然的渠道与技术优势，并陆续转型储能系统集成商，其中代表性企业有电工时代、阳光电源、科华数据等。

　　储能企业加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段。电池厂商纷纷扩建电池生产基地，其中，宁德时代、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、欣旺达、鹏辉能源和海基新能源等7家企业储能电池扩产规模较大，预计22-24年新开工产线分别为342GWh、218.5GWh、112GWh、95GWh、95GWh、24GWh、8GWh，合计开工产线对应产能894.5GWh。电池行业“扩产潮”预计仍将继续，以满足日益增长的储能需求，储能行业有望持续高景气发展。

　　储能业务呈现多元化布局态势，系统集成成为企业新的业绩增长点。储能行业的迅速发展吸引了其他类型企业纷纷切入储能赛道，其中包括阳光电源、科华数据、智光电气、远景能源、上能电气、盛弘股份、金盘科技等电气机械制造企业，这些企业利用现有技术优势生产储能变流器、储能系统集成产线等，以上企业规划产能分别约15GW、15GW、12GWh、6GWh、5GW、5GWh、3.9GWh。其他企业，包括海博思创、天合储能、新能易事特、锦浪科技、新风光、宝丰集团等，也有后续的扩产计划。新能源行业的快速发展带动储能需求的急剧增长，部分非传统储能企业抓住行业机遇，承担储能系统集成商等角色，有望推动储能业务高质量多元化发展。

　　2.3. 商业模式日渐完善，盈利空间逐渐打开

　　目前国内大储商业模式基本成型，但当下盈利能力尚不突出。具体而言，国内大储以独立(共享)储能为主，盈利来源主要包括容量租赁费用、电力现货市场、电力辅助服务及容量补偿电价。由于目前盈利能力尚不突出，国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动。国家积极出台政策发力储能建设，从建设方向、配置比例、商业模式等多方面对我国储能发展提供支撑，开启了储能应用的良好开端，并有望催生出多种相关应用的盈利模式。

　　在政策与并网进度的推进下，未来容量租赁的比例有望逐渐提高。国家发改委、能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中鼓励探索建设共享储能，发展容量租赁。各省份也积极出台相关政策推动独立储能容量租赁。另外，独立储能相较新能源场站自配储能电站，规模更大，接入电压等级更高，便于电网统一调控与考核，具备系统性、全局性优势。因此，并网进度的推进也为独立储能的容量租赁提供了巨大的需求。

　　独立储能电站的收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利，因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间。2017年，我国选取了广东、浙江等8个省份启动电力现货市场建设试点工作;2021年，我国新增了上海、江苏等6个试点省份，将试点省份总量扩大到了14个;2022年，江西能源局发布《江西省能源局关于加快推动电力现货市场建设工作的通知》，拟将江西设立为第15个电力现货市场建设省份，未来参与的地区有望逐步扩展至全国。同时，参与电力现货市场的电量逐年增加、交易电量占比逐年提升，有望进一步扩大储能电站的收入来源。

　　调峰、调频、黑启动等电力辅助服务政策持续推进，电力辅助服务为独立储能系统带来额外利润。2021年12月21日，国家能源局印发了《电力辅助服务管理办法》，推动构建新型电力系统，规范电力辅助管理，深化电力辅助服务市场机制建设。容量补偿电价政策持续推出，能够保障新型储能收入稳定，进一步推动新型储能行业发展。目前，针对抽水蓄能国家已经出台了较为完善的容量电价机制。同时，对于发展空间更大的新型储能，国家也在不断参考抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策，推动新型储能稳定健康发展。

　　锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降。在储能系统的成本结构中，电池占比高达60%，锂电池的成本变动对储能系统的成本产生巨大影响。根据国内锂电池企业的扩产计划，23年锂电池企业预计建成约200GWh的产线，未来三年预计实现约1800GWh的产能。电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。

　　据测算，在投资成本、容量补偿费用、容量租赁费用、上网电价、充电电价等项中，投资成本变化对IRR波动的影响最大。投资成本变化10%，IRR波动约26%。因此由供需结构的变化带来的电池价格降低，有望对储能电站IRR带来积极的影响。

　　3. 技术前景：共享与锂电齐飞，温控系统有效护航

　　3.1. 共享储能是未来国内大储的主要商业模式

　　以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。共享储能与独立储能是从两个不同的角度对不依附于新能源电站而存在的储能电站的表述。独立储能电站是以独立的主体身份直接参与电网或新能源发电侧的调度;共享储能是指由第三方厂商负责投资、运维，并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的一种商业运营模式。根据CNESA数据统计，2022年10月新增独立储能项目7.61GW(备案/在建/运行)，功率规模占总新增储能项目规模72%，而强配储能项目仅占25%。共享储能已成为国内大储的主体。

　　共享储能模式减少了新能源场站储能开支，有利于维持IRR。根据我们的测算，假设一个年利用小时数1600小时，弃光率5%的100MW光伏电站;以4.2元/W计算光伏侧成本，不配储能时IRR为6.88%。若按10%-2h配建电化学储能，按1.5元/Wh计算储能侧成本，则光伏+配储的IRR下降至5.74%。若以100元/kWh/年的价格向独立储能电站租赁相同的容量，可将IRR维持在6.71%。我们对IRR与不同光伏配储的储能侧成本以及储能租赁价格进行了灵敏度分析，结果表明在储能租赁费用为100元/(kWh·年)的条件下，光伏配储储能的成本只有低至0.8元/Wh的情况下IRR会高于共享储能的模式。共享储能模式相较强配储能更具有经济性。

　　3.2. 锂离子电池将是国内大储的主要载体

　　抽水蓄能与电化学储能是国内主要的储能技术，电化学储能发展迅猛。现有储能技术路线包括物理储能(抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能)、电化学储能(锂离子电池、铅碳电池、液流电池、钠硫电池)、电磁储能(超级电容、超导储能)、相变储能(熔融盐储热、高温相变储热)、氢储能。根据CNESA数据统计，截止2021年底，中国储能项目累计装机规模达46.1GW，其中抽水蓄能占比86.3%，电化学储能占比12.1%，合计占比98.4%。虽然抽水蓄能技术成熟，但其受地理资源条件制约，并且能量密度较低，发展空间有限;而电化学储能，尤其是锂离子电池储能具有寿命长，能量密度高，效率高等优点。根据CNESA数据，2017年至2021年，中国电化学储能装机由0.39GW增长至5.58GW。2022年10月电化学储能项目新增10GW(备案/在建/运行)。电化学储能发展前景广阔。

　　锂离子电池储能或将是国内大储的主要载体。对于储能行业，发展最成熟的模式发展最快，这是下游盈利的压力及对储能电站安全性和成熟度的严苛要求所共同决定的。国内的锂离子电池储能已有较大的规模，根据CNESA数据，2022年10月，国内锂离子电池储能项目新增9.66GW(备案/在建/运行)，功率规模占电化学储能的96.6%。锂离子电池已成为国内最主要的电化学储能技术。根据北极星储能网报道，国内备案的单体最大的锂离子电池项目为中核汇能(山西)能源有限公司在山西灵石经济技术开发区规划的400MW/800MWh共享储能项目;而最大的钠离子电池储能项目为三峡能源安徽阜阳南部风光储基地300MW/600MWh储能项目，其中钠离子电池规模30MW/60MWh;而全球最大的液流电池储能项目，大连融科的全钒液流电池项目一期100MW/400MWh于10月31正式并网。锂离子电池储能单体规模及总规模已远超钠离子电池及液流电池储能。根据彭博新能源财经(BNEF)预测，2030年锂离子电池储能电站成本有望降低至170 USD/kWh，同时2028-2030年锂离子电池循环次数有望达到15000次。锂电池储能的降本增效将使得锂离子电池发展进入快车道，未来将成为国内大储的主要载体。

　　3.3. 温度影响储能安全，温控系统重要性凸显

　　储能电池舱分布密集，存在电池热失控安全风险。目前我国电化学储能电站建设形式主要采用预制舱式锂离子电池，可分为电池单体、模组、电池簇和电池舱四个层次，一定数量的电池单体可通过排列集成为一个电池模组，多个电池模组可经过电气连接构成电池簇，多个电池簇与变流器等设备共同组成电池舱。大型储能系统一般电池数量较多，电池单体可高达数万个，且排列较为密集，单个储能舱容量可达0.5-2MWh。储能舱电池密集分布的特点存在一定的安全风险，若电池单体因故障发生热失控反应，则可能导致周围电池发生连锁热失控。

　　温度环境过高或过低，为储能电站事故重要诱因。储能电站安全事故诱因主要包括运行环境、外部激源、电池本体、管理系统等方面。其中运行环境管理不足可能由于散热不足导致过热，水分、粉尘等导致接触电阻增大及绝缘性能下降等;外部激源包括绝缘失效造成的电流冲击及短路等问题;电池本体缺陷可能存在制造过程中产生的毛刺颗粒等瑕疵，电池使用时间过长老化等，或导致电池过充、过放、过热、短路等问题;管理系统缺陷主要为储能系统安全状态监测及预警系统不完善等。

　　温度影响电池寿命、容量及稳定性，温度控制系统重要性凸显。低温环境下电池内化学反应速率将下降，电解液内离子扩散率和电导率降低，固体电解质界面膜处的阻抗增加，同时低温充电时易导致锂枝晶生长甚至刺破隔膜出现短路;高温环境下，锂电池寿命减少，容量降低，且锂电池内部的SEI膜易分解，负极材料会与电解液产生反应，隔膜熔融，正极材料和电解液发生分解，导致锂离子通道发生闭塞，引起正负极直接接触、短路，从而释放大量热量与气体，以熵增趋势迅速发生热失控。锂电池最佳工作温度区间为15-35℃，要维持该温度区间，温度控制系统必不可少。

　　根据散热性质的不同，储能温控技术可分为风冷、液冷、热管冷却和相变冷却四种方式。目前风冷和液冷已在储能系统中逐步应用，相变冷却与热管冷却方案在储能领域仍处于起步阶段。短期来看风冷占据主要市场，液冷较风冷的冷却效果好，全周期成本低，有望成为中长期主流趋势。

　　储能温控技术发展迅速，风冷与液冷为主要技术路线。储能温控技术主要包括风冷、液冷、相变冷却、热管冷却，对储能温控技术的选择，需要综合考虑系统的冷却效率、安全性、经济性、运行环境等各方面。综合来看，风冷结构简单、可实现快速交付部署，但冷却效率低、受外部环境影响较大;液冷散热效率高、能耗低，但初始成本高、有液体泄漏风险;相变冷却与热管冷却散热效率高，寿命长，但成本亦相对较高。目前风冷与液冷技术已成为储能温控领域主流的技术路径，相变冷却与热管冷却目前实际应用范围较少，在储能领域的应用仍处于研发起步阶段。

　　短期风冷占据主要市场，液冷较风冷的冷却效果好，全周期成本低，有望成为中长期主流趋势。液冷系统的液体介质导热系数可达空气数十部，冷却效果明显优于风冷系统，例如在相同的100W功率下，当电流逐步增大到4A时，风冷系统下的电芯温度可达液冷系统的2-4倍。从成本来看，目前风冷、液冷的价值量分别约为3000万元/GWh、8000万元/GWh，液冷系统初始投资成本较大，但在能耗方面，为达到相同的电池平均温度，风冷的能耗可达液冷的2-3倍，同时液冷能够延长电池约20%使用寿命，采用液冷的储能系统全周期平均成本较风冷可低约10%-20%。短期来看，风冷系统凭借初始成本优势仍占据主要市场，中长期来看，液冷系统有望凭借更好的冷却性能成为主流趋势。

　　本文源自券商研报精选