nInfo] 2023.02.21

储能：能源“不可能三角”的破局之道

宏观联合行业：产业突围系列一

[Table_Guide]本报告导读：

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：

le_Summary 在能源 ] “不可能三角“框架内理解储能的重要意义。

 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。

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。

储能产业链解析：规模扩张下的盈利格局优化。

 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。

 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。

技术：电化学储能增长迅速，储能温控实现高增。

 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。

 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%。

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。

请务必阅读正文之后的免责条款部分

or]报告作者

董琦(分析师)

8 021-38674711

dongqi020832@gtjas.com

证书编号 S0880520110001

庞钧文(分析师)

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pangjunwen@gtjas.com

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周天乐(分析师)

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Zhoutianle@gtjas.com

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韩朝辉(研究助理)

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hanchaohui@gtjas.com

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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..
1.2. 核心矛盾已转向“供应安全”，电力闯关远未结束.
1.3. 储能是未来电力系统的核心，给新能源插上翅膀.
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..
2.2. 储能企业百家争鸣，储能业务多元化布局..
2.3. 商业模式日渐完善，盈利空间逐渐打开.
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..... 14
3.2. 锂离子电池将是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....
4. 风险提示. 21

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。

图 1：我国 2021 年能源结构一览

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

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。

图 2：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

数据来源：Wind，国泰君安证券研究，2025 和2030 年为预测值

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%。

图 3： 2021 年风光累计装机占比已经达到 26%，而发电量占比仅 10%

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

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。

图 4：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

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

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：

 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”；

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）；

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。

图 5：用电旺季主要集中在夏季（7、8 月）和冬季（12、1 月）

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 6：风电在用电高峰夏季出力相对较弱

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 7：太阳能在用电高峰冬季出力相对较弱

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图 8：我国电源出力情况一览

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

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，截止 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。

图 9：2017-2021 年全国储能装机规模持续增加

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 10：2017-2021年新增储能中新型储能占比逐步提升

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

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。

图 11：国内电化学储能装机规模有望快速增加(单位：GW)

数据来源：CESA，国泰君安证券研究

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。

图 12：中国储能技术提供商 2021年度全球市场储能电池出货量排行榜(单位：MWh)

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 13：中国储能系统集成商 2021年度国内市场储能系统出货量排行榜(单位：MWh)

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

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。

表 1: 电池企业储能电芯2022-2024产线规划布局

企业生产基地		储能电芯产线规划
企业生产基地		2022E	2023E	2024E	合计
宁德时代	江苏溧阳/厦门/青海/肇庆/贵州/江西宜春/山东济宁/ 河南洛阳基地	105	140	97	342
亿纬锂能	湖北荆门/云南曲靖/云南玉溪/四川成都/辽宁沈阳/ 南通启东基地	68.5	65	85	218.5
瑞浦兰钧	浙江温州/佛山南海/浙江嘉善基地	42	25	45	112
海辰储能	福建厦门/重庆铜梁基地	15	55	25	95
欣旺达	义乌/枣庄/德阳什郊基地		65	30	95
鹏辉能源	广州番禺/广东珠海/河南驻马店/浙江衢州/广西柳州基地	10	9	5	24
海基新能源	江苏无锡基地	4	2	2	8
合计		244.5	361	289	894.5

资料来源：公司公告，国泰君安证券研究

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。

表 2: 储能系统集成企业产能规划布局

企业	生产基地	产品	合计规划产能投产时间
阳光电源	合肥	PCS	15GW	2024年
科华数能	张北工厂	储能系统集成	15GW	1
智光电气	广州市南沙区	储能系统集成产线	1.2/1.5/9.3GW h	现有/2022年底/后续规划
远景能源	合浦智慧储能制造基地	储能电池	1/2GWh	2023年4月/后续
远景能源	襄州零碳产业园项目	储能电池装备	3GWh	2023年8月底
上能电气	惠山工业转型集聚区	储能变流器、氢能变换系统	5GW	2024年6月
融和元储	苏州融储科技有限公司	储能电池PACK	2/3GWh	2022年11月/后续
盛弘股份	苏州	储能设备（工商业和电网侧）	5GW	-
奇点能源	华北能量块制造生产基地	储能系统	5/10GWh	2022年/2024年
金盘科技	桂林/武汉数字化工厂	储能系列产品	1.2/2.7GWh	2022年/2023年
新能易事特	扬州	储能和电池系统	1GW
锦浪科技	宁波	储能逆变器	11万台
新风光	山东省汶上县经济开发区	高中低压PCS装置	年产900台	2024年
宝丰集团	银川苏银产业园	电池及储能集装系统	200GWh	-
	其他有扩产计划的企业	海博思创、天合储能

资料来源：公司公告，国泰君安证券研究

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。

表 3：国内大储目前共有四种盈利渠道

收益来源类型	具体内容
容量租赁费用	将容量租赁给新能源场站，获取租金
电力现货市场	参与电力现货市场，进行高低价差套利
电力辅助服务	提供调峰调频等辅助服务，获取收益
容量补偿电价	探索建立针对储能电站的容量电价机制

资料来源：国泰君安证券研究

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。

表 4: 各省市出台政策鼓励与引导容量租赁

省份	政策名称	发布时间	政策要求
河南	《河南省"十四五"新型储能实施方案的通知》	2022/4/24 2022/8/21	租赁费每年260（4月份）/200（8月份）元/kWh
浙江	《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》《关于印发合肥市“十四五”	2022/6/10	允许新型储能设施投资企业按市场化运营方式向光伏投资企业租售储能容量
安徽	能源高质量发展规划的通知》	2022/8/30	鼓励租赁共享储能
山东	《胶州市整市分布式光伏开发工作指导意见》	2022/8/29	鼓励配置或租赁≥15%*2h储能
山东	《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》	2022/9/1	全国首个支持政策，创新容量租赁机制
海南	《把碳达峰碳中和建设工作	2022/10/31	在关键电网节点及周边支持企业投资建设运营独立共享储

纳入儋州市经济社会发展整	能设施，并积极推动风电、光伏发电项目优先租赁共享储
体布局的意见建议》	能设施

资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

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。

图 14：电力现货试点工作进程有序推进

资料来源：国家发改委，国家能源局，国泰君安证券研究

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。

表 5:各省份积极推出容量补偿电价相关政策

省份	政策名称	发布时间	政策要求
山东	《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》	2022/3/28	山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）
	《2022年全省迎峰度夏有序用电方案》	2022/6/7	参与需求响应可按3档分别获得不同的容量补偿和能量补偿。其中容量补偿，分别为不超过2元/(kW·月)、3元/(kW月)、4 元/(kW·月)
	《关于进一步做好 2022 年下半年山东省电力市场结算试运行工作有关事项的通知》	2022/6/30	容量补偿电价按照基准价(99.1 元/MWh，下同)乘以谷系数 K1(K1取值0-50%)收取；在发电能力紧张的时段，容量补偿电价按照基准价乘以峰系数K2(K2取值150%-200%)收取
	《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》	2022/9/1	补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行
		《关于发布 2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》	2022/11/16	明确了2023年不同季节同类补偿分时峰谷系数K1/K2取值及执行时段;由于容量电价带来的电价差将达到0.18829元/kWh （0.09912.0-0.09910.1)；结合峰谷时段，如配置2小时的储
新疆	《关于建立新能源开发管理工作机制的通知》	2022/7/4	容量电价、电源侧电力辅助服务补偿等新型储能价格机制
甘肃	《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》	2022/9/20	电机组或未参与调峰容量市场交易的火电机组、新能源电场、水电厂、市场化电力用户”之间进行分摊
广东	质量发展的若干措施（征求意见稿）》《长沙市人民政府办公厅关于支持	2022/10/28	最高0.2元/kWh的支持，每个项目支持期限3年，资助总额最高300万元
湖南	先进储能材料产业做大做强的实施《青海电力现货市场容量补偿实施		/kWh 的奖励，单个企业年度奖励额度不超过 300 万元对直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组、新能源（风
青海	细则》	2022/11/8	电、光伏）场站和储能电站提供容量补偿

资料来源：各省份发改委、能源局，北极星储能网，国泰君安证券研究

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。

图 15：电池在储能电站成本结构中地位显著

资料来源：阳光电源公告，国泰君安证券研究

图 16：锂电池企业产线产能持续增加（GWh）

资料来源：起点锂电，各公司公告，国泰君安证券研究

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。

表 6：储能电站IRR 随投资成本波动更大

项目	投资成本		容量补偿费用		容量租赁费用		上网电价		充电电价
项目	-10%	+10%	-10%	+10%	-10%	+10%	-10%	+10%	-10%	+10%
IRR波动	+24.7%	-26.8%	-4.7%	+4.7%	-12.1%	+11.9%	-16.6%	+17.4%	+2.8%	-2.9%

资料来源：国泰君安证券研究

图 17：投资成本变化 10%，IRR 波动约 26%

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

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。

图 18：共享储能商业模式更加多元化

	传统新能源配储	共享储能
电站类型	自建	共享 (租赁)
服务对象	单一新能源场站	所有新能源场站
商业模式	通过提升自身发电量增加收入	容量租赁+参与电力市场+响应电网调度+容量补偿

数据来源：青海省电力公司，国泰君安证券研究

图 19：2022 年 10月新增共享储能项目7.61GW

数据来源：CNESA，国泰君安证券研究

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。

表 7：光伏租赁储能容量可将 IRR 维持在 6.71%

项目	光伏无储能	光伏+配储
光伏容量		100MW
年利用小时数		1600
上网电价		0.37元/Wh
光伏侧成本		4.2元/Wh
储能功率/容量	/	10MW/20MWh 10MW/20MWh
储能侧成本	/	1.5元/Wh /
容量租赁成本	/	/ 100元/kWh/年

资料来源：国泰君安证券研究（光伏计算依据地区：第一资源区；弃光率：5%；折旧年限：20年；折旧率：4.75%；运维成本：0.07 元/Wh；配储计算折旧率：4.75%；配储方式：锂离子电池储能；放电深度：80%）

表 8: 新能源配储的储能成本为 1.4 元/Wh时 IRR 相较共享储能租赁成本为 100元/(kWh·年)时降低 0.82%

	储能成本（元/Wh）
IRR	0.8	1	1.2	1.4	1.6	1.8

储能租赁（元/kWh年）	100	0.08%	-0.23%	-0.53% -0.82%	-1.11% -1.39%
	110	0.22%	-0.09%	-0.39% -0.68%	-0.97% -1.25%
	120	0.36%	0.05%	-0.25% -0.54%	-0.83% -1.11%
	130	0.50%	0.19%	-0.11% -0.40%	-0.69% -0.97%
	140	0.64%	0.33%	0.03% -0.26%	-0.55% -0.83%
	150	0.78%	0.47%	0.17% -0.12%	-0.41% -0.69%

资料来源：国泰君安证券研究（计算依据同表 7）

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。

图 20：2021 年中国抽水蓄能+电化学储能占98.4%

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 21：中国电化学储能装机迅速增长

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

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 170USD/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。

图 22:2022 年 10 月新增锂离子电池储能项目 9.66GW

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 23: 2022 年 10月锂离子电池储能新增功率占总新增电化学储能项目96.6%

资料来源：CNESA，国泰君安证券研究

图 24:2030 年锂离子储能电站成本有望下降至170 USD/kWh

资料来源：BNEF，国泰君安证券研究

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。

图 25：储能电池舱分布较为密集，存在电池安全风险

数据来源：《锂离子电池储能电站早期安全预警及防护》

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。

图 26：温度控制等运行环境管理不足为储能电站事故重要诱因温度影响电池寿命、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。

数据来源：《锂离子电池储能电站早期安全预警及防护》，国泰君安证券研究

图 27：锂电池最佳工作温度区间为 15-35℃

数据来源：NREL

图 28：锂电池过充热失控发展过程迅速

数据来源：《锂离子电池储能电站早期安全预警及防护》

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。

表 9：液冷、相变冷却、热管冷却散热效果较好

项目	风冷	液冷	相变冷却	热管冷却
散热效率	中	高	高	高
散热速度	中	较高	较高	高
温降	中	较高	高	高
温差	较高	低	低	低
复杂度	中	较高	中	中
寿命	长	中	长	长
成本	低	较高	较高	较高

数据来源：《大容量锂离子电池储能系统的热管理技术现状分析》，国泰君安证券研究

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。

图 29：液冷冷却效果优于风冷

数据来源：semanticscholar

图 30：液冷能耗大幅低于风冷

数据来源：北极星储能网

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。

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评级说明

1.投资建议的比较标准

投资评级分为股票评级和行业评级。

以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的 12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深 300 指数涨跌幅为基准。

2.投资建议的评级标准

报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300 指数的涨跌幅。

	评级	说明
股票投资评级	增持	相对沪深300 指数涨幅15%以上
	谨慎增持	相对沪深300 指数涨幅介于5%～15%之间
	中性	相对沪深 300 指数涨幅介于-5%～5%
	减持	相对沪深300 指数下跌5%以上
行业投资评级	增持	明显强于沪深 300 指数
	中性	基本与沪深300 指数持平
	减持	明显弱于沪深300 指数

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