全球新型储能放量，2022 年中国装机占比跃居全球第一。
根据 CNESA，2022 年， 全球新增投运电力储能项目装机规模 30.7GW，同比增长 98%，其中，新型储能的新 增投运规模达到 20.4GW，是 2021 年新增投运规模的 2 倍。美国、中国和欧洲继续引 领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的 86%，其中中国占比约 36%。2022 年， 中国新增投运新型储能项目装机规模 6.9GW，超过了过去十年累计的装机量 5.7GW， 同比增长 187%，中国一跃成为全球第一。
2023 年 1-5 月国内储能项目招标规模增长迅速。2023 年 1-5 月国内储能项目招标 功率累计为 19291MW，同比增长 93.46%；容量累计为 65057MWh，同比增长 54.97%。 其中 23 年 5 月国内储能项目招标功率 2156MW，较 23 年 4 月减少 66%；容量 10158MWh，较 23 年 4 月减少 58%。其中国电投招标项目最多。从中标情况来看，23 年 5 月国内储能中标容量约 4.3GW/19.3GWh，其中包括中石油塔里木油田叶城县 12.5 万千瓦 50 万千瓦时储能 EPC 总承包项目、中国电信普通型阀控式密封铅酸蓄电池 （2023 年）集中采购项目。中标的企业中，许继电气、中国石油天然气管道工程有限 公司、新源智储表现相对亮眼。
储能市场空间广阔，快速增长趋势不减。据 CNESA 预测，在市场平稳增长的保守 场景下，预计 2027 年中国新型储能累计规模将达到 97.0GW，2023-2027 年复合年均 增长率（CAGR）为 49.3%。在电力市场逐渐完善，储能供应链配套、商业模式的日臻 成熟的理想背景下，新型储能将凭借建设周期短、环境影响小、选址要求低等优势， 将在竞争中脱颖而出，预计 2027 年新型储能累计规模将达到 138.4GW，2023-2027 年 复合年均增长率（CAGR）为 60.3%。
我们以 350MW/700MWh 的电化学储能电站为例进行收益率测算，其初始 EPC 造 价 15.8 亿元，按照电力现货市场收益、深度调峰收益、一次调频收益和容量租赁收益 加总测算，国内储能电站年收益为 0.94 亿元，收益率为 5.95%；预计同等规模的海外 储能电站年收益为 2.38 亿元，收益为 15.06%。假设储能电站年运维费用占年收益比 例为 2%，则 350MW/700MWh 的国内、海外电化学储能电站的年利润分别为 0.92、 2.33 亿元。当前国内储能电站目前的收益率中枢在 5%左右，海外储能电站收益率中 枢在 12%左右。
大储项目IRR分析：在 测 算 一 充 一 放 策 略 给 大 储 带 来 的 经 济 性 时 ， 我 们 假 设 ： 储 能 容 量 100MW/200MWh，循环寿命 6000 次；年运营天数为 300 天，DoD 为 90%；储能系统 单价为 200 万元/MWh，运维费率每年为投资成本的 2%；所得税率为 25%。 以安徽为例，我们假设电力现货市场出清价格区间为 0.3-0.6 元/KWh，投资成本 区间为 1.5-2 元/KWh，计算不同电力现货市场出清价格和投资成本下对应的储能电站 IRR 水平。
工商业储能IRR分析：在测算两充两放策略给工商业储能带来的经济性时，我们假设：储能容量 500kWh，循环寿命 6000 次；年运营天数 330 天，每天满充满放两次，DoD90%；储能 系统单价 2 元/Wh，运维费率每年为投资成本的 2%；所得税率为 25%。 我们假设电价峰谷价差区间为 0.4-1 元/KWh，投资成本区间为 1.5-2 元/KWh，计 算不同峰谷价差和投资成本下对应的储能电站 IRR 水平。对比 2022 年、2023 年不同省份工商业储能项目 IRR，我们发现大部分省份的工商 业储能 IRR 在逐步提高，关于储能的商业模式和经济性测算，部分省份的政策制度越 来越透明。我们预测 2023 年底有关储能的招标项目会实现较多的业绩兑现。
2022 年以来，多个省份相继对储能行业出台重要政策，对储能项目收益率提升形 成重要支撑。以安徽省为例，华东能源监管局就安徽电力调频辅助服务市场运营规则 公开征求意见。规则指出，调频辅助服务方应具备 6 点条件，其中独立储能电站充/放 电功率应在 10 兆瓦以上，持续时间 2 小时以上。负荷聚合商、虚拟电站等调频辅助 服务提供充/放电功率应在 5 兆瓦以上，持续时间 1 小时以上。提供调频辅助服务可以 获得的补偿费用包括：基本补偿费用、调用补偿费用、现货调整补偿费用。
储能的技术路线主要可以分为机械储能、电化学储能、热储能、化学储能等方式。 其中，机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等；电化学储能是指各 种二次电池储能，主要包括铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池、钠离子电 池等。热储能主要包括储热、储冷等方式。化学储能包括电解水制氢、合成天然气等 方式。
集中式：目前存量、增量最多的技术路线，但存在直流拉弧、并联环流、并联容 量损失等问题，后期电池衰减程度较大，简单的结构导致其控制不够精细。该技术路 线效率为 84-85%，平均每年运维费用为 0.04 元/Wh。选择该技术路线的企业较多，比 如晶科能源、天合光能、金风科技、明阳智能等。 组串式：该技术路线将一个集中式逆变器分成多个组串式逆变器，每个组串式逆 变器带一个相对较小的电池簇，最后在交流侧并联，解决了集中式直流拉弧、并联环 流和并联容量损失的问题。效率可以达到 88-89%；平均每年运维费用为 0.04 元/Wh； 模块化程度更高，交付速度提升。
但成本比集中式高约 5%，且极限情况下运行功率为 额定功率的 80%。代表公司为上能电气。 智能组串式：该技术路线成本比集中式高 20%，效率为 83%，但可以容忍梯次电 芯。代表公司为华为。 集散式：该技术路线成本比集中式高 5-6%，效率为 86%。集散式技术路线增加了 DC/DC 的调压隔离可以避免并联环流和容量损失，安全性提高，但在国内使用较少。 代表公司为特斯拉。 高压级联：该技术路线节省了低压变压器，经过多级串联电压可以达到 10KV，能 耗减少，同时可以减少并联环流和容量损失，效率为 88%-89%。但高压级联技术路线 成本比集中式高 10%，且 H 桥级联结构很难标准化，后续安装和运维费用较高。代表 公司为智光电气、新风光、金盘科技等。
