（报告出品方/作者：国盛证券，王磊、杨润思）
一、新能源渗透率提升带动储能需求提升
新能源发电存在间歇性，可调节力度小。电作为即发即用能源，新能源发电无论是风电还是光伏，均存在间歇性发电特性。风电出力随风速和风向的变化而变化，且存在季节性特征，不同地区不同季节出力不同；光伏出力受天气影响，在日内也存在明显变化，同时气温的波动对光伏出力也有影响，一般春季和冬季的白天中午时分出力最大。新能源发电波动性强，不可预测性强。当新能源大量并入电网时，会增加电网的波动，当新能源实现高比例接入时，电网安全性或将受到冲击。
短期来看，整体新能源发电量占比较低，总体冲击较小。从当前发电量数据来看，根据全国新能源消纳监测预警中心，年Q1全国风电发电量亿千瓦时，同比增长50.3%；光伏发电量亿千瓦时，同比增长30.3%。风电、光伏累计发电量亿千瓦时，同比增长44.0%，占全部发电量的比重为12.7%，同比提升1.9个百分点。当前占比较小，对电网整体冲击不大。
短期来看，火电或者水电等辅助服务为新能源波动启到平滑作用。在当前风光渗透率较低的大背景下，火电等传统电源可以对新能源启到调峰调频作用，来平滑新能源波动性。短期来看，新能源装机对电网冲击较小。
但部分地区非水可再生能源消纳渗透率已超过20%，区域性新能源波动可能会对当地电网造成冲击。根据国家能源局发布的《年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》，年，全国9省（区）占比超过15%，其中宁夏、西藏、黑龙江、青海和吉林超过18%。从全国新能源消纳监测预警中心的数据来看，截止年3月底，甘肃、吉林、黑龙江、青海和内蒙古的风电发电量占比均已突破15%；青海、西藏光伏发电量占比突破20%。部分地区可再生能源发电占比渗透率较高，后续若继续发展，对电网或有冲击。
长期去看，中国力争于年前实现碳达峰，努力在年之前实现碳中和，新能源占比后续或将加速提升。我国于年6月11日正式签署《联合国气候变化框架公约》，为了更好地应对全球气候变化和完成协议中我国的减排责任，我国于年3月正式通过了《中国21世纪议程》，该议程是世界范围内第一部国家级的可持续发展议程书。年哥本哈根气候变化大会上，首次提出中国要到年实现单位GDP二氧化碳排放相对于年降低40%～45%。在年的巴黎气候大会上，我国又提出到年，二氧化碳排放相对于年降低60%～65%，并争取实现达峰的目标。在年的联合国大会一般性辩论上，表示中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于年前达到峰值，努力争取年前实现碳中和，新能源发展全面加速。
全球去看，碳中和趋势加速，彭博新能源预测年全球接近70%的电力贡献来自于新能源。年12月，巴黎气候变化大会正式通过了《巴黎协定》，该协定为年以后全球应对气候变化做出了安排，其长期目标是将全球平均气温较前工业化时期的上升幅度控制在2摄氏度以内，并努力限制在1.5摄氏度，在本世纪后半叶实现净零排放。越来越多的国家政府将《巴黎协定》的目标转化为国家战略，提出了无碳未来的愿景。根据ClimateNews网站汇总的信息，目前共有约30个国家和地区设立了净零排放或碳中和的目标。在全球碳减排加速的大背景下，彭博新能源预测，到年，全球接近70%的电力贡献来自于新能源。
可再生能源发电占比提升，给电网带来挑战，储能能最大程度解决新能源消纳的阵痛，电力行业发展开始从发好电向用好电转型。随着可再生能源在一次能源的占比中逐步提升，风电、太阳能发电的随机性和波动性也在影响着整个电力系统。新能源+储能可以从根本上解决新能源的波动性，改善新能源发电的可调节性，提高电能质量，解决电网消纳的诟病。在新能源占比大幅提升的背景下，储能的加入让电力行业从发好电向用好电进行转型。
新能源发展进入平价仅仅是完成能源革命的第一步，储能赋予新能源的可调节属性将进一步帮助新能源走上新的台阶。从新能源的发展阶段来看，新能源实现平价后，还存在不稳定性问题，增配储能有望调节新能源的波动性，增加其可调节性，有望推动能源革命更进一步。
储能帮助电力网络从独立转向耦合，是能源互联网中能量流的中转站。随着电能供需规模的扩张，发电、应用场景的复杂化，电网正在向数字化、网络化与智能化转型，电力网络将由独立系统转向相互协同的耦合系统，统筹调控网络上的信息流与能量流。储能具备存储和释放的双向功能，是能量流传输过程中的中转站，可以更有效更高效地存储和释放电能。
二、国内政策开始加码，十四五储能有望迎来加速
国家鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用。年5月19日，国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》的征求意见稿，明确提出鼓励建设新一代电网友好型新能源电站，探索市场化商业模式，开展源、网、荷一体化运营示范，通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计，在保障新能源高效消纳利用的同时，为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。同时在国家能源局发布的《关于做好年能源安全保障工作的指导意见》中，能源局表示要推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。
多省相继发布支持发电侧储能发展政策，国内发电侧储能发展迎来良机。年以来，多省相继发布关于发电侧储能的支持文件，内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东、青海、宁夏均建议或鼓励新建设的风电光伏项目可以适配相应的储能电站来配合电网调度。
新疆储能政策初见储能商业模式创新，对参与调度的电储能设施所充电量进行补偿，度电补偿标准在0.55元。年5月26日，新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等企业投资建设电储能设施；规定对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿，补偿标准为0.55元/千瓦时。在此政策下，发电侧储能项目商业模式除了过去对自有新能源电站进行电量储存和释放之外，还增加了参与电力市场化调度的盈利方式，扩宽了储能项目盈利能力。
青海明确储能方面补贴，度电0.1元补贴。年1月18日，青海省《关于印发支持储能产业发展若干措施（试行）的通知》，明确表示将积极支持当地发电侧储能发展。
对于新能源发电项目：
1）新建项目储能容量不低于装机容量10%，储能时长2小时以上；
2）新上水电项目同步配臵新能源和储能，比例为新增水电：新能源：储能=1:2:0.2；
对于用电侧：
1）支持负荷侧加装储能、储热设施。
在支持政策方面：
1）优先消纳并优先储能交易；
2）对于在年和年投产的电化学储能项目，自发自储设施所发售电量给予度电补贴0.1元，对使用本省产储能电池60%以上的项目，再增加每千瓦时0.05元补贴，补贴时限暂定为年1月1日至年12月31日。
风光平价之际，在新能源和国内电网综合能源服务需求提升的背景下，蛰伏已久的储能产业链有望迎来盼望已久的春天，地方补贴放开有望推动储能项目经济性提升，新能源+储能平价可期。随着国内风光逐步实现平价，同时电网综合能源服务需求提升，国内电化学储能需求逐步提升。从经济性角度来看，当前储能成本较高，对新能源发电项目或有一定成本冲击。本次青海省的储能补贴政策或将为其他地方的储能发展政策提供新的思路。若后续各地储能补贴政策相继放开，储能经济性有望得到提升。
能源局推动储能示范项目上马，引领行业可持续发展。年11月10日，国家能源局《关于首批科技创新（储能）试点示范项目的公示》，主要为8个项目，其中两个发电侧储能，两个用户侧储能，两个电网侧储能和两个配合火电项目参与辅助服务的项目。根据CNESA信息，本次八个项目技术路线主要为锂电池储能和液流电池储能。示范项目落地有助于推动储能技术成熟稳定发展，引领行业可持续发展。
新能源装机政策和储能进行绑定，以消纳确定新增并网容量和新增核准规模，推动发电侧储能发展。年4月19日国家能源局发布《关于年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，本次征求意见稿表示将建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，其中保障性并网项目规模由各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网规模决定，保障性并网项目之外的项目采用市场化并网机制，项目方需要通过市场化方式落实并网条件，包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等灵活调节能力等。这是首次在新能源装机中提出市场化并网机制，有望积极推动发电侧储能项目发展。
两部委发文推动新型储能发展，累计装机规模有望实现到年间10倍增长。年4月21日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》，核心目标是实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变，明确到年，新型储能装机规模达到30GW以上，到年实现新型储能全面市场化发展。截止年底，我国累计储能装机35.6GW，除抽水蓄能外，其他技术储能装机规模为3.81GW，其中锂电池储能累计装机规模为2.9GW。根据本次规划，国内新型储能累计装机规模有望实现到年间10倍增长。此外，本次政策有望完善储能政策机制，明确新型储能的独立市场主体地位，并将健全新型储能价格机制，推动储能电站参与电力市场，为储能项目经济性提供保障，同时还将健全新能源+储能项目的激励机制，可能会在竞争性配臵、项目核准、并网时序、调度安排、利用小时数等方面提供支持，积极推动发电侧储能发展。储能迎来全面政策支持。
三、海外政策持续力度强，集中式和户用百花齐放
澳洲：各州政府新能源目标推动储能加速发展，预计到~年，储能规模达到16GW。根据彭博新能源数据，截至年8月，澳洲NEM电力市场仅有MW电化学储能项目在运行。据澳洲电网运营商（AEMO）数据，截止年9月，进入到并网申请阶段的电化学储能项目超过5GW。由于澳洲电网脆弱的系统强度和大量新能源发电并网，澳洲电网运营商（AEMO）预计至-37财年，储能将由现在的1GW增长至16GW。澳洲政府联邦层面没有制订任何新能源相关激励政策，而在州政府层面，各州均有自己的新能源发展目标，其中昆士兰州、新南威尔士州、维多利亚州也规划了专门的新能源区域投资（REZ）来升级电网，包括对新能源发电及储能发展的支持。
澳洲大型储能商业模式以调频为主，Gannawarra电池储能项目（GESS）是澳洲第一个光储结合项目，频率控制辅助服务市场表现超预期。当前澳洲大型储能项目盈利模式还是以电力市场细分服务为主，包括调频，应急PPA，虚拟惯量，电力掉期合约等。建设在维多利亚州的Gannawarra电池储能项目是澳洲第一个光储结合项目，其中光伏电站为50MW，在年11月投产，之后在年6月加入25MW/50MWh的储能，来提升整个项目的可利用率和盈利性。储能可以直接从光伏电站取电来规避充电费用和线路费用，同时可以参与调频市场博取高收益，以及销售电力掉期合约获取稳定性收益。根据澳洲可再生能源开发商Edify对Gannawarra储能项目在年3月到8月和年9月至年2月的这两个运营期间的业绩评估报告，该电池储能系统在能源市场表现符合预期，而其频率控制辅助服务(FCAS)市场表现超预期，在年7月至年2月之间，频率控制辅助服务(FCAS)平均每月为Gannawarra电池储能项目提供50万澳元收入。
在户用储能方面，多州均有政策支持，根据IHSMarkit预测，至年底，澳洲累计有8.2万户家庭安装了户用储能，相当于每户就有1户安装。多州均有政策支持，其中维州为符合要求的每户家庭提供了最多澳元的补贴。南澳补贴为每户澳元。得益于此，根据IHSMarkit预测，至年底，澳洲累计有8.2万户家庭安装了户用储能，相当于每户就有1户安装。
长期来看，户用储能有望加速推进澳洲虚拟电厂建设，提高能源互联网水平。户用储能除了可以能量搬移外，最引人注目的功能就是虚拟电厂（VPP）业务。虚拟电厂需要客户与电力零售商签署合约，在自己的电池中保留一部分供电零售商在高电价时使用，从而达到规避电力现货市场的高电价，获取的收益则由电力零售商和终端用户分摊。虚拟电厂模式在澳洲多家发电企业之间推广，其中澳洲最大发电企业AGL在南澳州试验5MWVPP项目，特斯拉和当地售电商EnergyLocal试验10MWVPP项目。年2月恶劣天气导致南澳和澳洲NEM市场断联，南澳电网频率稳定性下降，AGLVPP项目捕捉到了超过个、价格在00澳元/MWh的结算周期。在VPP项目出色的表现下，AGL计划将光伏+储能打包产品推广至整个东海岸，预计在年底前可构成MW的VPP项目。
美国：尽管受到地缘政治和新冠疫情的影响，大型储能市场还是在持续发展中。从年上半年开始，美国业内推出多个光储项目，根据彭博新能源数据，预计在~年间，储能电站项目开发量在10GWh以上，其中包括加州SouthernCaliforniaEdisonMW/MWh，加州PGEMW/MWh，夏威夷州HawaiianElectric3GWh等。大量的项目开发主要原因在于传统能源电站的退役和大量新能源项目的并网。储能项目的商业模式风格转换明显，由前些年专注于电网服务的细分市场逐步转向削峰填谷，主要驱动因素是储能设备及项目成本的下降使得储能可以与传统能源在高峰时段竞争。拜登总统对行政令的取消以及新能源的积极态度是会对储能项目产生正向驱动，拜登总统已经宣布美国将在年实现%清洁能源经济和碳中和，其中电网规模的储能是重要的组成部分。州政府层面，多州规划最迟在年达到%新能源目标，在储能方面，加州AB和AB法案要求加州年储能装机达1.8GW，该目标已于年实现，年加州发电商南加爱迪生和太平洋水电分别推出MW/MWh和MW/MWh储能项目来替代退役的传统能源电站，夏威夷、佛吉尼亚、纽约、麻萨诸塞和新泽西州均设立了不小于1GWh的储能装机量目标。
欧洲：英国和德国是欧洲储能市场中的领先者，多国政策支持明显。英国NationalGridESO预计年储能达30-50GW，而在年装机量为MW，增长空间巨大。由于大量新能源发电并网带来的电价波动性上涨，欧洲储能的商务模式有所加强。英国预计在年4月修改储能项目的线路收费标准，由充放电各收费一次改为放电时收费一次，预计将极大增加储能盈利性。德国方面，家用储能市场持续领先，预计在年底，装机户可达25万户，德国政府预测到年储能规模达到24GW，而在年装机量仅为MW，增长空间巨大。法国在-年容量市场竞拍中，MW的储能项目获得容量合同。西班牙国家能源环境规划署制订了-间2.5GW的储能目标。法国和西班牙的储能市场刚刚起步，增长空间巨大。
中东：沙特成为中东地区新能源和储能市场的驱动国。受国际油价下跌和波动性增加的影响，沙特提出愿景，表示要大力发展新能源经济。当前新能源及储能项目均由政策驱动，单体项目规模巨大，沙特红海开发集团的红海项目包含MW风光发电及MW/MWh储能，沙特政府开发的新未来城将配臵2.2GW光伏，1.6GW风电，2GW液氢，MW/MWh储能。阿联酋在国家层面设立了新能源目标，预计到年达到50%新能源发电以及减少80%碳排放，为储能项目带来机会。
四、储能技术路线多样，电化学储能短期内经济性效果或为最佳
储能技术路线多样。能源储存方式多种多样，包括电储能、热储能和氢储能三大类型，其中电储能是主要的储能方式，也分为两种形式，分别为电化学储能和机械储能。在电化学储能中，主要包括各类电池技术，目前主要有锂电池储能、铅蓄电池储能和钠硫电池储能；机械储能主要是通过物理方式进行能力储存，目前主要有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。
电化学储能应用场景广泛，随技术进步，行业发展加速。和传统的机械储能相比，电化学储能受地理约束条件小，建设周期短，可灵活用在电力系统中多个场景。随着整体技术进步带来的成本下降，电化学储能需求加速上升。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）数据，截止年底，全球累计电化学储能规模达到14.2GW，同比增长49.6%，仅次于抽水蓄能，是全球第二大的储能技术。
电化学储能中，锂电储能技术路线更为确定，在电化学储能中，占据绝对主导地位。在整体电化学储能应用中，由于锂电池成本下降幅度最快，锂电池在电化学储能中占比越来越高，截止年，在全球新增电化学储能占比中99%为锂电池储能。
五、系统成本加速下行，储能进入高速发展期
电化学储能系统由电池、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器等电气设备构成。储能系统主要由电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器等构成。
年储能系统设备成本已降至1.1~1.5元/wh，经济性逐步凸显。从公开市场上储能设备采购招标情况来看，储能设备投资额已经从年均价2~2.5元/wh左右降至年的1.1~1.5元/wh，储能成本加速下行，推动储能项目经济性提升。
考虑上EPC和施工成本，储能系统投资成本在~美元/kwh，锂电池依旧是成本主要来源，彭博新能源预测到年有望降至美元/千瓦时。根据彭博新能源发布的《EnergyStorageSystemCostsSurvey》，年，一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为-美元/千瓦时，均价预计在美元/千瓦时，其中电池系统在美元/千瓦时，占比达到55%，逆变器成本在9美元/千瓦时，占比3%，EPC成本在31美元/千瓦时，占比10.4%。
电化学储能开启高速增长态势，CNESA预测，理想情形下，年国内累计电化学储能装机规模有望达到55.88GW。年国内电化学储能新增装机规模逆势而涨，达到1.56GW，同比增长%，截止年底，国内电化学储能的累计装机规模为3.27GW，十四五期间，随着储能商业模式逐步清晰以及市场的刚需应用，电化学储能装机量将呈现高速增长态势。根据CNESA在《储能产业研究白皮书》中的预测数据，保守/理想情形下，电化学储能年新增装机量为2.52/3.35GW，到年累计装机量有望达到35.52/55.88GW，-年CAGR为57.38%/70.48%。
全球储能迎来加速，彭博新能源预测年全球储能装机达到6GW/GWh。根据彭博新能源官方
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