第一部分：国内储能政策及经济性分析
我国电化学储能政策解读与展望。当前解读一：强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。储能逐步成为刚 需，在用户电价上涨受到较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任， 并负担更多系统调节成本。相较于过去新能源场站自建小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站， 以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地，各地政策也在引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服 务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并取消了储能充电的输配电价、政府基金及附加等额外成本。
当前解读二：国内储能加速发展不在于储能单独盈利能力，而是主要取决于“新能源+储能”的综合收益率能否满足投资 回报要求。随着光伏、储能上游原材料价格下行带来光伏和储能成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加， “新能源+储能”的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高， 国内储能相应将迎来加速发展。
近中期展望：调节服务市场化是实现储能经济性重点，预计储能收益及构成因各地市场化改革进程和方案差别而呈现较大 区域差异。加速现货市场建设、推动辅助服务市场化和探索容量机制是提升储能经济性的重要手段，用户电价承受力是各 地电力体制改革的核心关切，如何分摊调节服务成本会呈现较大区域差异。展望看，北方地区预计可能将更多调节成本疏 导到新能源侧，储能可能相应逐步由强制政策推动转变为市场化机制驱动。
第二部分：美国表前储能需求及市场分析
美国表前储能特征、驱动力回顾 美国储能以表前储能为主，表前储能呈现三方面特征：1）高度集中在加州等少数地区；2）“光伏+储能”成为储能发展 的重要形式；3）应用场景趋向移峰填谷。区域分布方面，加州累计并网储能规模占近一半份额，前三个州占比近80%； 发展形式方面，当前以“光伏+储能”混合形式为主，且以现有光伏改建配储项目居多，筹备项目也以“光伏+储能”项目 为主。应用场景方面，呈现持续时间加长趋势，且筹备项目时长均值在3h以上，相应移峰填谷逐步成为储能最主要应用场 景。
驱动力回顾：电力调节资源需求是表前储能发展的根源性需求，成熟市场机制和用户电价承受能力是储能实现经济性的重 要支撑，但扶持政策对于储能早期发展仍是重要助力。调节资源需求方面，高光伏渗透率引起的“鸭型”曲线问题，是加 州“光伏+储能”根源性驱动力。成熟市场机制方面，同时参与电能量市场和辅助市场可显著改善储能收益情况，且预计 容量机制为加州储能提供近半收入。扶持政策方面，之前投资税收抵免（ITC）政策仅适用于“光伏+储能”项目，是推动 光储混合形式发展的重要原因。
第三部分：欧洲户用储能需求及市场分析
欧洲户用储能发展驱动力分析。欧洲居民电价已在2022年年初显著上涨，俄乌冲突进一步加剧能源价格高位波动和欧洲能源安全隐忧。2022年欧洲居民 电价上涨的起点并非俄乌冲突，2021年下半年能源危机席卷全球，2021年年底欧洲居民新合同电价也开始相应显著上涨。 俄乌冲突导致欧洲天然气价格和电力期货价格高位大幅波动，直接或间接推动居民电价。据能源价格指数网站数据，2022 年11月欧洲多国首都居民电价仍超过0.5欧元/kWh。
经济性驱动：户用储能通过居民电价与户用光伏上网电价的价差套利，高电价和户用光伏“自消费”政策是其实现经济性 的前提。不少欧洲国家居民电价是类似国内电信服务的固定套餐价格，户用储能套利主要来自居民电价和白天户用光伏发 电直接上网电价的差额。当前并网型户用光伏电价政策主要有“净计量”和“自消费”两大类，前者的户用光伏余电上网 电价接近或等于居民用电价格，如美国大部分州；后者的户用光伏余电上网电价一般大幅低于居民电价，如德国、英国， 因此户用光伏“自消费”也是户储经济性驱动的重要政策基础。基准情境下，在户用光伏FiT为0.07欧元/kWh，居民电价 0.40欧元/kWh，德国单独户用光伏和配储后的投资回收期分别为7.2年和6.8年。
1.1、引入一个概念：灵活性调节资源
灵活性调节资源是构建新型电力系统的重要组成。传统电力系统以可控的火电、水电等常规电源为主体电源，通过控制常规电 源出力实时响应电力需求变化。新型电力系统的主体电源转变为一次能源不可控的新能源，新能源供给与电力需求的不匹配需 要大量灵活性调节资源作为媒介来满足电力系统固有的实时供需平衡特性要求。电力系统实时供需平衡是通过不同时间尺度的 系统调节相互配合实现的，包括短周期的调频和日内的调峰等，以响应不同时间尺度的供给和需求变化。
1.2、电化学储能是未来重要的灵活性调节资源
储能是我国构建新型电力系统的重要灵活性资源。储能对于提升电力系统灵活性的重要意义不断凸显，利好政策也频频出台。 2021年7月，国家发改委和国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年实现新型储能装机规模 30GW以上的发展目标。2021年9月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年和2030 年实现抽水蓄能投产62GW以上和120GW左右的发展目标。
1.3、不同类型电化学储能所适合的应用场景不同
储能按照时长分为容量型、能量型、功率型和备用型，不同类型电化学储能所适合的应用场景有所区别。其中，容量型、功率 型专用性较强，前者一般要求连续储能时长不低于4h，主要用于移峰填谷或离网储能，可提升电力系统效率和设备利用率； 后者的连续储能时长一般在15~30min，主要用于调频或者平滑新能源出力波动。能量型储能介于容量型和功率型之间，一般 为复合储能场景，可用于调峰、调频、备用等多重功能。备用型的连续储能时长一般不低于15min，主要作为不间断备用电源， 用于数据中心和通讯基站等场景。
储能按安装位置分为电源侧、电网侧和用户侧，三者之间的功能存在较多重叠。通常调峰和调频主要由电源侧和电网侧储能提 供，在共享储能发展趋势下预计将弱化电源侧和电网侧储能的界限；备用电源主要用于用户侧。此外，用户侧储能通常还可用 于峰谷分时套利及提升用电可靠性等场景，其中峰谷分时套利的实质与调峰相同，同样会起到对电力需求进行移峰填谷的功能。
2.1、当前政策解读：强制配储政策是当前储能发展重要驱动力
强制配储是当前我国储能发展的重要驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。 强制配储是我国当前储能发展的重要驱动力，配储仍将是新能源企业的成本项。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到 较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，相关企业负担更多系统调 节成本。尽管受到煤价上涨和供需形势趋紧影响，我国多地电价出现上涨，但平抑电价较快上涨对于各地政府降低工商业 经营成本和优化营商环境具有重要意义，我们认为相应储能成本疏导到用户侧将需要时间。
当前储能政策已在边际改善新能源配储成本，重点是鼓励独立储能发展和拓宽储能收益渠道。相较于过去新能源场站自建 小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地， 各地政策引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并 取消了储能充电的输配电价、政策基金及附加等额外成本。不过新能源共享租赁独立储能仍是强制配储政策的变体，以山 东为代表的实践中，新能源企业租赁储能但不能分享其使用权和收益，共享储能仍是新能源企业成本项。
2.2、电源和电网侧储能主要商业模式及经济性
储能在电源侧、电网侧主要起到减少新能源弃用、调峰、调频等作用；在强制配储政策下，独立储能可通过为新能源场站 提供租赁容量获取租金收益，租金范围为150-350元/kWh·年。由于独立储能的重要性和特殊性，相关内容在2.3节单独阐 述。 本报告测算：测算电化学储能消纳弃用新能源、调峰、调频、峰谷电价套利等主要收益途径的经济性，以单位容量收入和 收入成本比作为衡量指标。报告进行电化学储能经济性测算的基本假设如下表，为加强分析可比性，以2h时长的能量型电 化学储能为分析基准。 单位容量收入定义为电化学储能未来现金净流量现值除以储能容量，可用于反推盈亏平衡点的电化学储能能量成本。 收入成本比定义为电化学储能单位容量收入与当前能量成本的比值，当该比值大于1表明当前条件可实现盈利。
2.3、国内独立储能主要商业模式及经济性
江苏省政策，由电网主导，起先以纳入输配电价为主要成本疏导方 式，但后来受制于国家输配电价监审办法，电化学储能无法纳入输 配电价。始于青海、湖南，改进于山东，电力投资企业都可参与，储能可参 与辅助服务获取收入，部分地区保障储能参与辅助服务的利用小时 数和价格；共享储能可获取新能源企业租金收入，在电价方面明确 了充放电电价相抵原则，明确充放电损耗部分电价。宁夏、浙江跟 进。山东省政策，保留新能源租赁的租金收入，调峰辅助服务和优先发 电量计划不复存在，储能可以赚取现货市场套利收入，考虑给予储 能电源侧容量电费。不再依赖租金，主要收入包括现货市场套利、辅助服务收入，可能 还包括容量电价，预计以电源侧容量电价为主，如顶峰容量电价、 调峰容量电价等。
2.4、用户侧储能主要商业模式及经济性
用户侧储能的服务类型主要是参与峰谷电价、需求响应、分布式交易及虚拟电厂，或减少容（需）量电价。其中，仅峰谷 电价相对成熟，需求响应正有序推进，分布式交易（虚拟电厂）仍面临较多阻碍，减少容（需）量电价与用户负荷特性紧 密相关。峰谷分时电价 ： 在成熟电力市场中，零售商可以和用户签订峰谷电价零售合同。在零售市场尚未建立的地区，可通过 政府定价的方式实施峰谷电价政策；但各国、各地区峰谷时段的划分存在差异，甚至可能相反。 需求响应：大致分为价格型需求响应和激励型需求响应。国内通常所说的需求响应更多的是激励性需求响应，这种需 求响应主要应对年度级别的负荷尖峰，存在响应次数有限、响应价格较高的特点。
减少容（需）量电费 ： 减少用户侧的最大负荷，主要为了减少电网配套的变电容量，也相应减少用户的容（需）量电 价支出；和前面容量机制主要针对发电容量存在显著差别。 分布式交易：“隔墙售电”在正式推行过程中遭遇了重重阻碍，试点交易迟迟无法落地。究其核心原因，是因为在当 前的电力体制下，开展“隔墙售电”仍面临电网与其他相关方之间的“权、责、利”短期内难以重新分配的问题。 虚拟电厂（VPP）：在国内还处于示范期，距离真正发挥作用还有些差距。
3.1、美国储能特征：电池储能以表前储能为主
美国储能在2021年进一步迎来高速增长，且2021年和2022H1均以表前储能为主。2021年美国储能迎来高速增长，储能新增规模首次突破10GWh。据Wood Mackenzie统计，2019年美国新增电池储能 首次突破1GWh，规模达510MW/1046MWh；2020年首次突破1GW，达到1472MW/3529MWh ；2021年首次突破 10GWh，规模达3509MW/10499MWh，同比增长138%/198%。
2021年和2022H1，表前储能在美国新增储能中占比均超80%。据Wood Mackenzie，2021年，美国新增电池储能 3508MW/10499MWh。其中，表前储能为2910MW/9200MWh，占比83%/88%；户用储能为436MW/949MWh， 12%/9%；非户用储能为162MW/350MWh，占比5%/3%。2022H1，美国新增电池储能2305MW/5917MWh，同比新 增183%/155%。其中，表前储能新增1917MW/5007MWh，占比达83%/85%；户用储能新增299MW/709MWh，占 比13%/12% ；非户用储能新增89MW/201MWh，占比4%/3% 。
3.2、美国表前储能驱动力回顾
电力调节资源需求是表前储能发展的根源性需求，其中移峰填谷需求是储能大幅增长的重要驱动力。 表前储能驱动力根源来自新能源渗透率快速提升和传统电源加速退出，且呈现较强的区域差别。从需求根源来看，表前储 能需求一方面来自于匹配新增新能源的调节资源需求，另一方面也来自于传统电源退出造成的调节资源新增缺口。相较而 言，电力机制设计更多是为配套电力行业发展需要。由于不同区域经济发展、能源资源禀赋等多方面复杂条件的差别，不 论中国还是美国，电力行业的发展都呈现较强的区域差别，带来了各区域对储能这类调节资源需求的较大差异。
高价调频等辅助服务是储能早期发展动力，但移峰填谷需求更容易带来储能大规模发展。从储能应用来看，全球多个地区 都是优先将储能用于调频等辅助服务，预计是因为调频这类需求普遍对应更高价格和更高利用率。然而调频需求相对规模 较小，储能进一步发展一般更主要来自移峰填谷需求，即需要存储大规模电能来改善电力供需的时间错配。
3.3、美国表前储能持续性分析
能源转型已转变为政策和经济双轮驱动，政策支持仍是储能发展的重要加速器。储能需求源自新旧能源转换带来的调节资源需求，新能源发展已具有政策和经济双轮驱动。推动新旧能源转换仍是美国及 其多个州政府的能源政策重心，这是新能源发展的政策逻辑。但同时，但同时，新能源技术不断成熟和化石能源价格高涨 强化了新能源的比价优势，则是推动新能源自发发展的经济逻辑。这意味着，自发发展的经济逻辑赋予了新能源和储能发 展更多的韧性，和对政策波动一定程度的免疫能力。政策支持是新能源发展的助推器，同样也是储能发展加速器。新能源发展节奏与各地区的可再生能源政策目标紧密相关， 如加州更具雄心的可再生能源比例目标会加速新能源发展，同样加速储能发展。由于美国各州能源政策目标差异，未来各 州储能发展依旧会存在发展节奏的较大差异。
3.4、美国表前储能市场格局分析
储能行业存在明显的垂直整合趋势，一个典型特征是上下游纷纷进入集成环节。储能行业竞争加剧，多环节出现垂直整合趋势。储能产业链从上游电池、PCS等核心设备企业到下游开发商，普遍出 现垂直整合趋势，产业链上下游的竞合关系更加复杂多元。 下游开发商涉足储能集成环节，典型如Fluence、NextEra Energy。美国头部电力公司NextEra Energy和AES等纷 纷进入储能集成环节，后者和西门子合资成立储能集成公司Fluence。 较多上游电池企业和PCS企业进入集成环节，但贯穿电池和PCS环节的集成企业较少。CATL、LG、三星等上游电池巨 头加码集成业务，但普遍存在PCS环节短板；阳光电源、SMA等PCS企业纷纷拓展集成业务，一般需要外采电池。仅 特斯拉、比亚迪、松下等企业具有电池和PCS环节的综合能力。
4.1、欧洲户用储能需求持续景气
欧洲居民电价已在2022年年初显著上涨，俄乌冲突进一步加剧能源价格高位波动和欧洲能源安全隐忧。2021年下半年，能 源危机席卷全球，欧洲电力批发价格持续快速上涨。2021年年底，欧洲居民新合同电价也开始相应显著上涨。据能源价格 指数网站数据，2022年1月，德国柏林居民电价上涨至0.5欧元/kWh，同比增长50%以上。2022年2月底爆发的俄乌冲突导 致欧洲天然气价格和电力期货价格高位大幅波动，同时俄罗斯天然气断供风险也增大了欧洲国家对于能源安全的担忧。据 能源价格指数网站数据，2022年11月，欧洲多国首都居民电价仍超过0.5欧元/kWh。
2021年户用储能需求快速增长，2022年户用储能景气度进一步攀升。近年来持续上涨的电价已经推动户用储能在部分国家 和地区快速发展，德国是其中典型代表。据德国BVES报告数据，至2021年底，德国户用储能总销量43万台，新增14.5万台， 同比新增45%。受俄乌冲突对能源价格的影响，户用储能需求近期进一步加速增长。该报告预计2022年德国户用储能全年 新增27万台，同比新增86%。同时，近86%的受访者对2022年的户用储能市场前景评为“非常积极”或“相当积极”。
4.2、驱动力一：高电价和备电需求是户用储能发展的重要源动力
当前户用储能主要集中在高电价国家或地区，备电需求也是重要驱动力。IHS Markit数据显示，2020年全球户用储能主 要集中在德国、意大利、英国等欧洲国家，以及日本、澳大利亚、美国等其他国家。其中，德国、美国、日本和澳大利亚 的户用储能合计占比达74.8%。对照2021年9月全球同期居民电价，德国、日本和澳大利亚的平均居民电价位居全球前列， 分别高达0.33、0.23和0.22美元/kWh。美国户用储能发展较好地区，如夏威夷、加州，同样也面临较高的居民电价， 2022年两者分别为0.31和0.21美元/kWh。由于电网基础设施老化和居民用电可靠性诉求提升，将储能作为备用电源也是 欧美等发达国家户用储能发展的重要驱动力。
用储能通过居民电价与户用光伏上网电价的价差套利，高电价和光储系统降本是实现户用储能经济性的重要前提。不少 欧洲国家居民电价是类似国内电信服务的固定套餐价格，户用储能主要获利来自于晚上居民用电价格与白天户用光伏上网 电价的差额，通过提高户用光伏自发自用电量来节省电费。尽管各国户用光伏上网电价政策有所不同，但其电价很大程度 上与户用光伏成本紧密相关。随着户用光伏和储能系统成本不断下降，以及部分国家居民电价逐年攀升，居民电价和光储 系统成本差额不断拉大，部分国家户用储能经济性愈发显著。尽管2021年以来光储系统成本快速上升，但部分地区居民电 价也在快速上涨，对户用储能发展仍有很强经济性支撑。
4.3、持续性之近中期：新旧能源转换和地缘政治冲突推动居民电价持续上行
短期内，欧洲多国首都居民电价保持高位，天然气短期供过于求但短缺危机并未解除。 天然气短期供过于求但后续形势不容乐观：近期天然气供过于求主要系因为异常高温引起供暖需求减少，且经济放缓与天 然气限制使用措施也减少对天然气的需求。在需求弱于预期的同时，欧盟平均储气水平已接近满额，且大批天然气油轮仍 不断驶向欧洲。但IEA报告认为，欧洲在2023年夏季补充其储气库时可能面临多达300亿立方米的天然气缺口，主要由于 明年俄罗斯供应大幅减少且中国等其他LNG市场需求有望恢复。
居民电价和电力期现货批发价格走势出现背离：欧洲天然气和电力期货价格已从8月高点大幅回落，但9-10月欧洲多国首 都居民电价仍在上涨，尽管11月有所回落，但德国、意大利、荷兰等多国仍超过0.5欧元/kWh。我们推测，居民电价高位 是因为电力零售商新签居民电价合同对应的远期购电成本仍在上涨，该成本不是取决于短期电力期现货价格，而是大量未 公开价格的远期电力合约，这部分合约新签价格可能水涨船高；不过批发电价下行和各国限价政策开始抑制居民电价上涨。 限价政策场景测算：欧盟计划限定非天然气发电机组收入上限为0.18欧元/kWh，但并非限定市场价格，若完全以天然气 边际定价，假设天然气价格为0.18欧元/kWh，以德国为例的居民电价上限可达0.76欧元/kWh。考虑德国限定80%居民用 电量的价格为0.40欧元/kWh，居民实际电价上限可达0.47欧元/kWh。
4.4、户用储能市场分析
需求：预计户用储能市场2022年实现翻倍以上增长，2023-2025年后维持高速增长。 据高工锂电预测数据，2021年户储需求为6.4GWh，2022年预计为15GWh，同比增长134.4%；2025年预计达100GWh， 2023-2025年复合增速为88.2%。 供给：小电芯、高压化是户用储能产品发展重要趋势。 小电芯、高压化成为趋势：使用相同容量的电池，高压系统电流较小，转化效率更高；系统设计方面，高压混合逆变器的 电路拓扑结构更为简化，尺寸小重量轻，故障率下降。在户储系统容量有限的情况下，户储高压主要是通过50Ah及更小 规格小电芯串联实现的。
小电芯短缺有望逐步缓解：今年户储市场需求高速增长，小电芯供不应求。之前由于小电芯投入产出比低，主流厂商的小 电芯投入相对不足；且之前50-100Ah的产品并非面向储能领域，因此在循环寿命、高低温等方面要求无法完全满足户用 家储工况需求，原产线需要进行技改和配方调整，使得旧产能应用有限。在户储高景气吸引下，小电芯短缺问题已逐步改 善。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
