2021年下半年以来，全球主要经济体陆续提出长期“碳中和"目标，减排已成全球共识。2021年9月，在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出2030碳达峰、2060碳中和的目标，欧盟领导人那么于12月欧盟冬季峰会上就2050年前实现碳中和的减排目标达成一致，美国总统拜登也在此前的竞选纲领中提出争取在2050年前实现碳中和。从设定的时间节点来看，全球主要经济体实现碳中和的时间仅剩30-40年，减排进程急需加速。
能源转型是各经济体实现长期碳排放目标的必经之路。化石能源的使用是全球碳排放的主要来源﹐根据国际能源署(IEA)的统计，2021年石油、煤炭﹑天然气等传统化石能源在全球―次能源消费中的占比仍高达85%，可再生能源的占比仅为10%。而假设想在2050年实现净零排放，可再生能源的消费占比需提升至30%左右，能源转型任重而道远。
为了实现能源转型，全球电气化率与可再生能源发电占比仍需大幅提升。一方面，为了减少化石能源的使用，工业、交通、供热等各领域的电气化水平需进―步提高。根据国际可再生能源署〔IRENA〕的测算，为实现减排目标，2050年电力在终端能源消费中的占比需从目前的不到20%提升至接近50%e。另一方面，在电力装机结构中，光伏、风电等可再生能源将逐渐取代传统的火电装机。2021年，可再生能源在全球发电里中的占比约为26%，未来这一比例需提升至70%乃至更高。
随着全球电气化程度的提升，储能将在电力系统中发挥更加重要的作用。与石油、煤炭等传统的化石能源不同，电力的生产与消费需要同时进行，能里无法直接以电能的形式进行储存。因此，当发电端的输出与用电端的负载不匹配时，电力系统的稳定性将面临挑战，此时就需要储能系统通过充电或者放电的形式进行调节。
搭配储能的可再生能源装机才能实现对传统化石能源装机的彻底取代。传统的火电装机可根据电网的要求调节自身出力，而风电、光伏那么具有天然的间歇性与波动性﹐因此仅靠可再生能源自身难以实现对传统化石能源装机的彻底取代。近年来，全球风电、光伏等可再生能源的装机占比与发电占比持续提升，对电力体系的冲击也愈加明显。因此，“可再生能源+储能"才是未来的终极解决方案，可在减少碳排放的同时维持电力系统的稳定性与可靠性。
电力系统中的储能通常可分为物理储能与化学储能两大类。其中，物理储能是将电能转化为机械能(势能、动能)进行储存，例如抽水蕃能﹑压缩空气储能、飞轮储能等；而化学储能那么是将电能转化为化学能，主要包括各种电/池储能方案﹐例如锂离子电池、铅酸电池﹑钠硫电池等。
电化学储能开展加速，有望成为未来主要的储能形式。目前抽水蕃能是全球电力系统中主要的储能形式，根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)的统计﹐截至2021年底，全球已累计投运电力储能工程189.8GW。其中抽水蕃能的占比为90.9%，电化学储能占比仅为6.9%。虽然抽水蕃能规模大、寿命长﹑技术成熟，但只有具备特定自然地形条件的地区才能进行建设，因此持续增长的电力储能需求仍需由其他的储能形式进行填补。从新增装机情况来看﹐近年来电化学储能已成为主流，2021至2021年全球电化学储能装机由不到1GW提升至超过13GW，奉献了全球电力储能装机的主要增量。
在各类电化学储能技术中，锂电池储能在循环次数、能里密度、响应速度等方面均具有较大的优势，但此前高昂的本钱制约了其在储能领域的大规模应用。近年来，随着产能规模的持续扩张，全球锂离子电池的本钱快速下降。根据彭博新能源财经(Bloomberg NEF)的统计，2021年全球锂离子电池平均价格已降至137美元/千瓦时，较2021年下降近80%。伴随着本钱的不断下降，锂电池储能的应用空间已经翻开。根据CNESA的初步统计，2021年锂电池在电化学储能在运装机中的占比已从2021年的65%提升至90%。
在本钱下降以外，近年来针对储能的锂电池技术也取得了较快的进展。相较于动力电池，储能电池对能里密度的要求相对较低，对于循环寿命与平安性的要求那么相对较高。假设假设新能源汽车的使用寿命为5-8年，那么动力电池的循环寿命只需到达1000-2000次，而储能电池的充放电更为频繁，如果想实现十年以上的运行周期，那么电池的循环寿命需超过3000次。因此，应用于储能领域的锂离子电池往往需要进行针对性的设计研发。近年来，不少海内外锂电池厂商已在储能领域取得较大突破，生产的储能专用锂电池能够实现5000次以上的循环寿命。例如宁德时代已宣布研发出可实现15。0次循环内“零衰减"的储能专用磷酸铁锂电池，其单体循环寿命可达万次。
综上，我们认为当前锂电池储能开展的条件已经根本成熟﹐锂电池本钱的不断下降与技术的持续进步将助力其在储能领域更大规模的应用。
虽然从整个电力系统的角度出发﹐储能是能源转型过程中必不可少的环节，然而在传统的电力体制下储能的定位并不明确，这在极大程度上制约了储能规模化的开展。储能既可作为电力的提供者，又可作为电力的消费者，在电力体系的各环节均可发挥作用。例如在发电侧，储能可用于调嵋调频或作为备用电源﹔在电网侧，储能可缓解电网阻塞﹑降低输配网络投资﹔在用电侧，储能可降低用户的综合电费支出，提升用电的可靠性。因此，储能为电力系统带来的收益表达在多个环节、涵盖各个方面，但在目前的电力体制下储能系统通常只被定义为功能单一的主体，无法为其发挥的多种功能进行足够的补偿。换言之﹐承当储能成本的投资方往往不是储能收益的享受者，因此配置储能的积极性较弱，例如可再生能源开发商是储能系统的投资者，收益却主要由电网环节享受。
因此，假设能通过合理的机制设计使储能系统的收益与投资本钱相匹配·各环节投资储能系统的积极性有望祯调动，储能市场的空间将快速翻开。近年来，各国陆续对传统的电力体制进行了改革，明确了储能在电力市场中的定位与收益来源，储能的开展模式逐渐清晰。以美国为例，2021年联邦能源管理委员会755号法令(FERC Order NO.755)要求各区域输电组织(RTO)以及独立系统运营商(ISO)放开对储能工程参与调频效劳的限制并为其效劳提供合理的补偿。2021年，联邦能源管理委员会841号法令(FERC Order NO.841)进一步要求RT。与ISO移除储能参与容里市场、能里市场、辅助效劳市场的障碍，给予储能平等的市场地位。
如前所述，风力、太阳能发电的不稳定性是配置储能的重要原因，因此长期来看新能源发电刨需要承当一定的储能本钱。在初期，由于新能源的度电本钱尚不能与传统化石能源竞争，各国往往采用固定电价全额上网的形式鼓励新能源的开展。随着技术的进步，过去十年间风电、光伏的发电本钱已有巨大的下降。根据IRENA的统计，2021年光。、陆上风电、海上风电的平均度电本钱分别为，115美元/kWh，较2021年下降82%/38%/29%，已经到达与传统化石能源相当的区间。
综上所述，我们认为全球范围内储能大规模开展的条件已经具备。根据储能系统所处环节的不同，可将其分为供电侧(Front-of-the-Meter)以及用户侧(Behind-the-Meter)两大类，其中供电侧主要包括发电侧储能与电网侧储能，用户侧那么可分为户用储能与工商业储能。据第三方研究机构IHS Markit统计，过去几年新增储能装机中供电侧与用户侧的比例根本相当，大致为60:40。
供电侧储能与用户侧储能在投资主体、收益来源、商业模式等方面存在较大差异，因此以下我们将分别探讨海内外供电侧、用户侧储能的开展现状与驱动因素。整体上看，供电侧储能开展的核心在于电力机制的设计与储能本钱的传导，用户侧t诸能的主要驱动力那么是储能系统自身的经济性。我们认为目前供电侧储能与用户侧储能的开展模式均已较为成熟，未来两者有望保持均衡开展。
如前所述，收益与本钱的不匹配是制约储能大规模开展的主要问题之一，需要通过合理的机制设计加以解决。目前局部海外兴旺地区的供电侧储能开展模式已经较为成熟，这与其电力开展阶段、市场化程度以及市场参与主体密切相关。考虑到目前国内电力体系与海外兴旺地区存在较大差异，短期内国内供电侧储能的开展模式仍有待进一步明确。但长期来看，我们认为海外地区的开展经验可以作为一个有价值的参考，预计“十四五”期间国内供电侧储能的机制将逐步成熟，行业有望实现长期可持续的开展。
从所处开展阶段来看，海外兴旺地区的电力体系与国内存在较大差异，首先表达在电力总需求上。根据BP的统计，2021年金融危机后海外兴旺地区的电力需求增长已陷入停带，1985年至2021年0ECD国家的发电里年均增速超过2%，而此后十年间OECD国家的总发电里根本没有变化与之相对，非OECD国家的总发电里在2021年金融危机后仍然保持了超过5%的平均增速，甚至略高于金融危机前的增速。
在电力需求增长停滞的背景下，近年来兴旺地区的局部火电机组开始逐渐退役。美国、欧盟(28国)的火电总装机里分别于2021、2021年到达峰值，此后开始逐步下行，与此同时风电、光伏等新能源装机那么开始加速。换言之，在这些兴旺地区，近年来电力的总供给已经趋于稳定，变化主要表达在结构上，即新能源装机对存里火电装机的替代。而如前所述，只有搭配储能的新能源才能实现对传统化石能源装机的彻底取代，因此海外兴旺地区的电力系统对储能的需求更加迫切。
与海外兴旺地区相比，目前国内的电力供给处于相对过剩的状态。“十二五”及“十三五”期间，国内火电装机仍然保持较快增长，新增火电装机里分别到达亿千瓦，在新增电力装机总量中的占比分别为53%/35%。随着火电装机里由2021年的7.10亿千瓦增长至2021年的亿千瓦，其利用小时数那么从超过5000小时一路下滑至2021年的4216小时。因此，与海外兴旺地区相比，国内新能源装机主要表达在增量，还未到替代存里火电装机的阶段，配置储能的必要性相对较弱。
除了开展阶段不同，海外兴旺地区电力市场化的程度也明显高于国内。欧洲、美国等兴旺地区的电力市场化进程起步于上世纪九十年代，目前在发电侧与用电侧均已实现较高程度的市场化。而国内的电力市场化改革在“十三五”期间才开始加速，2021年3月国务院下发的关于进一步深化电力体制改革的假设干意见奠定了“管住中间、放开两头的基调，要求输、配电以外的环节逐步实现市场化竞争。
在海外兴旺地区市场化的电力体制下，发电侧的本钱能够从电力批发市场较为顺畅地传导至终端电力用户，因此储能增加的额外本钱将由发电企业、电网企业以及电力用户共同承当。而在国内目前的电力体制下，供电侧的储能成本根本上只由发电企业承当，2021年电网企业明确规定储能投资不纳入输配电价(电网侧不承当储能本钱)，2020-2021年政府工作报告连续三年提出降低一般工商业平均电价的具体里化要求(用户侧不承当储能本钱)。
最后，从业务结构来看，海外大型电力集团往往同时涉及发电、输配电、售电等多个环节，一体化程度相对较高。根据美国能源信息署(EIA)的统计，虽然电力市场化改革以来独立发电商(IPP)的装机容童及发电里占比持续提升，但2021年公用事业公司(Utility)仍然占据了美国55%左右的装机里与发电里。欧洲的情况也较为类似，法国电力(EDF)、意大利国家电力(ENEL)、德国意昂集团(E.0N)等大型电力集团均同时涉足市场化的发电、售电业务，以及受监管的输配电业务。
在一体化模式下，储能本钱与收益的不匹配性很大程度上将被消除。同时涉足发输配售各个环节的大型电力集团既是储能本钱的承当者，又是储能收益的享受者。因此，只要储能工程能够在整个电力系统中发挥作用，大型电力集团就有较强的投资动力。而在国内，发电侧与电网侧的界限较为明显，国电投、华能、华电等大型发电集团根本只涉足发电业务，电网企业那么覆盖输电、配电、售电环节，供电侧储能本钱的承当方存在一定争议。
综上所述，我们认为现阶段海外供电侧储能的开展背景相对更加成熟，已逐渐形成较为清晰的开展模式。美国加州是全球可再生能源转型最为坚决的地区之一，2021年9月加州参议院通过的SenateBill100明确提出2030年可再生能源发电占比超过60%、2045年实现100%可再生能源发电的目标。在该目标的驱使下，近年来加州储能市场实现了跨越式的开展，根据EIA的储能工程数据库，截至2021年底加州已累计投运47个电池储能工程(仅包括供电侧及大型工商业工程)，工程总功率达255MW，总装机里为650MWh，占比超过全美储能装机容里的1/3。而根据第三方咨询机构Wood Mackenzie的初步统计，2021年加州新增储能装机超过2.8GWh，接近全美新增储能装机里的80%其中供电侧储能的增里约为因此，以下我们以美国加州为例探讨海外供电侧储能的开展模式。
我们认为顺畅的本钱传导机制与丰富的收益来源是推动加州供电侧储能市场爆发的主要因素。发电侧/电网侧储能工程在加州电力市场中可作为非发电资源(Non Generator Resource)或需求侧响应资源(Demand Response Resource)参与市场，并通过峰谷套利、辅助效劳、备用电源、输配电价等多种方式获取相应收益。
随着光伏在电力装机中的占比持续提升，近年来加州的电力供需结构发生了显著改变。近十年来，加州电力结构明显向可再生能源倾斜，光伏奉献了主要的电力装机增里。2021-2021年，光伏在加州电力总装机中的占比由0.2%提升至14.1%，发电量占比那么由0.04%提升至13.1%。与此同时，传统的火电机组开始逐步退役，燃气装机的占比由此前的60%以上逐步下降至2021年的50.6%。
在加州高度市场化的电力体制下，电力供给结构的改变直接影响了电力批发市场的价格曲线，主要表达在峰谷价差的拉大。根据加州独立系统运营商(CAIS0)的年度统计报告，近年来加州电力系统净负载曲线(总负载减去风电、光伏出力量)的形态发生了明显改变，早晚顶峰(光伏发电里小)与午间低谷(光伏发电里大)之间的差距明显变大。2021年电力净负载顶峰与低谷之间的差值不到0000MW.而2021年的差值已接近15000MW。与此同时，近年来加州电力批发市场的峰谷价差同样显著拉大，从2021年的约30美元/MWh提升至2021年的约50美元/MWh。
更高的邮谷价羞意味着更大的营利空间，有助于提升储能工程的收益。不同于传统的火电机组，风电、光伏等可再生能源的发电边际本钱接近于0.因此在光伏发电的高峰期，理论上电力批发市场的电价可以趋向于0。实际上，近年来加电力批发市场已经常出现负电价的情况，每年五月前后电力现货市场中有10%左右的时间区间内实时电价为负。在市场化的电力机制下，储能工程可通过低电价时神、电价时放电的套利策略获取收益，因此日益拉大的峰谷价差有利于储能工程潜在收益率的提升。
电力辅助效劳是指正常电力生产.输送、使用外，为维护电力系统平安稳定，保证电能质里所需的效劳，包括调岫、调频、备用等主要类型。随着风电、光伏等波动性电源对电网的冲击日益加大，近年来加州电力系统的稳定运行正面临越来越大的挑战，燃气机组的逐渐遇役那么进一一步加剧了这个问题。因此，加州电力市场对辅助效劳的需求不断增长，2021年起加州电力批发市场中辅助效劳的费用已超过1.5亿美元，在总批发电价中的占比提升至1.7%左右。
电力辅助效劳是加州供电侧储能工程另一个重要的收益来源。如前所述，2021年美国联邦能源管理委员会755号法令(FERC Order NO.755)要求各区域输电组织(RTO)以及独立系统运营商(ISO)放开对储能工程参与调频效劳的限制并为其效劳提供合理的补偿，而加州独立系统运营商(CAIS。)是最早落实该法令的IS。之一。目前，加州电力市场辅助效劳包括向上调频(Reg Up)、向下调频(Reg Down)、同步备用容里(Spinning Reserve)以及非同步备用容里(Non Spinning Reserve)四种类型。CAISO每天会计算所需的辅助效劳容童，提供辅助效劳的市场主体可在日前市场或实时市场进行竞价，并以最终的出清价格获得补偿。相较于燃气机组，电池储能在爬坡速度与调节精度上具有较大优势，因此一般用于提供收益更高的调频效劳。
随着辅助效劳需求的不断增长，近年来各类辅助效劳的平均出清价格呈明显上升趋势，储能工程的收益亦有望随之提升。
除了市场化的峰谷套利、辅助效劳收益，加州大型公用事业公司的储能设施还可被纳入电网资产，通过政府核定的输配电价收回本钱。目前，加州电力系统主要由大型私营公用事业公司主导(Investor Owned Utility，IOU)，公用事业公司在加州总发电量中的占比约为40%，在售电童中的占比那么接近90%，其中PG&E、SCE、SDG&E三家大型I0U的占比就超过60%。这些涵盖发输配售各个环节的大型公用事业公司既是供电侧储能本钱的承当者，又是项目收益的享受者。
在“放开两头，管住中间”的电力市场化体制下，输配电环节受到较强的政府监管。为了在能源转型的过程中保持稳定的电网体系，2021年加州立法机构通过了AB2514法案，直接要求PG&E、SCE、SDG&E三家大型I0U在2021年前采购超过1325MW的储能工程。目前该目标已提前完成，实际的采购量超过1500MW。对于大型公用事业公司，储能设施可作为局部传统输配网络的替代方案，其投资本钱可通过政府核定的输配电价进行回收。
类似于其他IS。的容量市场，加州电力监管机构CPUC要求电力需求方(Load Serving Entities，LSE，包括各类公用事业公司、售电商等)保有一定里的备用电源，储能设施可作为备用电源的一种。各LSE在采购备用电源时往往通过竞价的方式，按照中标工程的功率按月支付固定费用。根据CPUC公布的采购结果，2021-2022年备用容里的平均价格大约在每月3美元/kW上下。
综上所述，在以加州为例的海外兴旺地区电力体制下，供电侧储能的收益来源较为丰富，既可通过市场化的峰谷套利、辅助效劳获取收益，也通过纳入受监管的输配电环节回收本钱。整体来看，海外供电侧储能的开展模式已经较为成熟，各类业主的投资积极性正持续升温。
相较于海外兴旺地区，我们认为国内供电侧储能仍处于开展初期，相关机制还有待进一步确立。从近期密集出台的各类文件来看，“十四五"期间国内供电侧储能的开展模式正逐渐清晰，短期内新能源强制配套储能或将成为过渡性的手段，长期来看发电侧储能的收益方式将逐渐丰富，电网侧储能亦有望重新起步。
目标确立，可再生能源电力消纳责任权重成为主要引导指标。2021年2月，国家能源局下发关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022--2030年预期目标建议的函次性下达了2021-2030年各地区年度可再生能源电力消纳责任权重。具体而言，文件对各省级行政区域(西藏不作考核)分别设置了总里和非水电两类消纳责任权重，2030年各省将实现统一的可再生能源电力消纳责任权重40%，非水可再生能源的消纳权重那么因省而异，但都需在2021年预期完成情况(12.7%)的根底上每年提升1.47%。我们认为非水可再生能源消纳责任权重将成为“十四五”期间各省开展新能源的主要引导指标。
为了实现消纳权重的目标，各省一方面需新增风电、光伏装机容里，另一方面那么需通过多种途径促进本省可再生能源的消纳。虽然近年来全国范围内的新能源消纳情况持续改善，但在青海、新疆等新能源大省，风电、光伏的消纳仍然存在一定压力。以全国新能源发电占比最高的青海为例，近两年其弃风弃光率逆势上行，分别由2021年的1.6%/14.8%上升至2021年的4.7%/8.0%。
政策定调:储能将成为“十四五”期间各省新能源消纳的.重要途径。2021年2月26日，国家能源局下发?关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(征求意见稿)?，作为“十四五"期间首份风电、光伏开发建设指导意见，本次征求意见稿对“十四五”期间新能源开展具有重要的定调作用。
相较于往年，本次文件的一个重要不同点在于提出了建立多元化的新能源并网消纳体系，主要包括保障性与市场化两种机制。其中，保障性并网是针对各地落实非水可再生能源消纳责任权重所必需的新增装机，该局部由电网企业保障并网。而对于超出保障性消纳规模的工程，那么需通过自建、合建共享或购置效劳等市场化方式落实新增并网消纳条件；随后才可由电网企业保障并网，具体的落实方式包括抽水蕃能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等。因此，对于保障性消纳额度较为紧张的省份，储能的必要性将明显提升。.
在上述非水可再生能源消纳责任权重要求下，未来十年全国风电、光伏装机增量有望超过1200GW，供电侧储能发展空间巨大。根据我们的测算，2021年全国非水可再生能源消纳比例约为11.4%，为实现2025/2030年的消纳责任权重目标，十四五/+五五期间全国范围内需新增非水可再生能源发电里8541/11353亿千瓦时。假设新增非水可再生能源发电里中风电、光伏的占比分别为40%/55%(其余5%由生物质能等其他能源形式奉献)，风电、光伏的年利用小时数分别为210/1300小时，那么十四五/十五五期间新增风电装机需达163/216GW.新增光伏装机需到达361/480GW。假设按照10%/2h的比例配置储能，那么未来十年新能源发电所需的新增储能装机里将超过120GW/240GWh，供电侧储能开展空间巨大。
2021年以来多地政府、省网公司出台相关文件，要求/鼓励可再生能源发电工程配置一定比例的储能，储能或成“十四五”期间新能源发电标配。据不完全统计，目前对新能源配.套储能比例提出具体量化要求的省份已超过十个，大多数省份的储能配置比例在10%20%之间。
在近期各地下发的文件中，我们认为2021年1月青海省发改委下发的?支持储能产业开展的假设干措施(试行)?具有较好的示范意义。在面临较大新能源消纳压力的背景下，青海本次下发的文件对省内“新能源+储能"的开展模式进行了较为明确的指引，具体包括以下四个方面。
强制配套:新建新能源工程配套的储能容里原那么上不低于工程装机里的10%，储能时长不低于2小时；
优先保障消纳:确保储能设施的利用小时数不低于540小.时，且释放电里无需参加市场化交易；
优化储能交易:配套储能设施可降低新能源发电工程的并网运行管理考核费用，并通过提供电力辅助效劳获取相应回报；
地方补贴:两年内给予自发自储设施出售电童元/kWh的运营补贴，使用青海省产储能电池60%以上的工程可额外享受0.05元/kWh的补贴。
短期内国内新能源发电侧储能的收益来源较为有限，预计强制配套将成为过渡性的手段。一方面，目前国内的新能源发电原那么上不参与市场化交易(各地实际执行情况存.在差异)，而是以固定的上网电价全额消纳，储能进行市场化套利的空间较小。另一方面，目前国内的电力辅助效劳市场尚处于起步期，电力辅助效劳费用难以传导至电网侧与用户侧。从当前各地能监局出台的“两个细”来看，整体思路都是将电力辅助效劳费用在各类电源之间分摊。一般而言，火电等出力可调的机组可通过提供电力辅助效劳获取补偿，相关的费用那么主要由风电、光伏等波动性电源承当。考虑到2021年起终端用户的电价整体上呈下行趋势，目前电力辅助效劳市场仅仅是发电侧的“零和博弈”甚至是“负和博弈”。因此，对于新能源发电工程的投资业主，现阶段储能的投资本钱较难通过后续运营进行收回，预计各地将主要通过强制配套、优先消纳等外部措施促使I程业主投资储能设施。
长期来看，我们认为“十四五”期间国内电力市场化的进程将持续推进，储能本钱在电力体系各环节中的传导将更为顺畅。随着新能源装机占比的提升，电力系统需要的储能设施规模将持续增长，假设仅让发电侧承当投资本钱既不合理也不现实。通过比拟海外成熟电力市场的经验，我们认为供电侧储能本钱由电力系统各环节共同承当是长期趋势。事实上，能源局2021年底印发的?完善电力辅助效劳补偿(市场)机制工作方案?中也明确提出在2021-2021年“探索建立电力中长期交易涉及的电力用户参与电力辅助效劳分担共享机制”，2021-2021年“配合现货交易试点，开展电力辅助效劳市场建设”。此外，在2021-2021年连续三年提出具体的降低工商业电价目标之后(10%/10%/5%)，2021年政府工作报告的表述变为“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价”。
因此，预计未来发电侧与用电侧的市场化价格传导机制将更加顺畅，一旦“十四五”期间相关政策细那么落地，国内供电侧储能工程的收益有望得到提升，储能投资将由“外部因素推动”向“自身经济性驱动”转变。
国内的电网侧储能的爆发始于2021年，根据中国化学.与物理电源行业协会储能应用分会发布的报告，在2021年新增的613MW电化学储能装机中，电网侧储能的装机功率占比到达24%。此外据北极星储能网统计，目前全国已有十余个省市开展了电网侧储能的建设，总工程规模已超IGW。
储能本钱暂不计入输电价，2021年后国内电网侧储能建设暂缓。发改委、国家电网2021年先后下发的两份文件使电网侧储能进入了停滞期。其中，发改委2021年5月正式印发的?输配电定价本钱监审方法?明确规定电储能设施不得计入输配电价；国家电网2021年11月下发的?关于进一步严格控制投资的通知?那么规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。
电网“碳达峰、碳中和"行动方案发布，“十四五”期间电网侧储能有望重启。电网是支撑电力系统朝清洁能源转型的重要环节，碳中和目标提出以来电网企业在促进清洁能源消纳上的动作明显加快。2021年3月国家电网、南方电网陆续发布“碳达峰、碳中和”行动方案，其中多处提到储能，充分表达了电网企业对储能的重视，“十四五”期间电网侧储能有望重新起步。
相较于供电侧储能，用户侧储能的投资主体更为明确，主要为家庭、工商企业等终端电力用户。因此，我们认为用户侧储能的核心驱动因素为储能系统的经济性，即节省的综合用电费用能否覆盖初始的储能系统投资本钱。对于终端电力用户，配套储能的分布式光伏可作为传统电网供电的替代方案，其经济性正逐渐显现，预计未来的渗透率将快速提升。我们预计短期内户用储能将在海外兴旺地区率先起步，而国内的用户侧储能时机那么主要集中在I商业环节。
近年来海外户用储能行业保持高速增长，兴旺地区市场率先起步。根据第三方研究机构IHS Markit的统计，2021年以来全球户用储能装机保持每年50%左右的高速增长。2021年前三季度全球户用储能系统出货量已达3GWh，超过2021年全年水平，在疫情的影响下实现了超过40%的增长。从地区分布来看，全球户用储能市场主要集中在欧洲、美国、日本、澳洲等兴旺地区。我们认为海外兴旺地区户用储能市场大规模开展的条件已经具备，行业整体的高增速有望持续。
海外兴旺地区独立住宅比例较高，具备安装户用光储系统的根底条件。安装户用光伏系统的前提是拥有独立的屋顶，因此集中居住的公寓一般不具备安装户用光储系统的条件。根据各地区统计机构的普查数据，欧盟/美国/日本/奥大利亚的住户总里中居住在独立/半独立式住宅中的比例均超过50%，以独立住宅为主的住房结构是这些地区户用光储系统大规模开展的前提。
海外兴旺地区居民用电本钱较高，降低综合用电本钱是安装户用储能系统的主要驱动力。从用电量上看，基于国际能源署(IEA)与世界银行的数据口径，2021年全球人均用电里为2938kWh，而欧盟/美国/日本/奥大利亚的人均用电量分别为全球的2.1/4.1/2.5/2.9倍。假设只考虑居民用电里，那么2021年欧盟/美国/日本/奥大利亚的人均居民用电里分别为1814/4474/2061/2372kWh，分别为同期中国人均居民用电量的2.5/6.3/2.9/3.3倍。
从电价上看，海外兴旺地区的居民电价也明显高于国内。目前国内居民电价相对较低，主要原因在于工商业用电对居民用电进行交叉补贴。但在全球范围内，由于居民供电涉及到更多的终端配电环节，供电本钱较高，因此海外居民用电价格通常显著高于工商业用电。根据Global Petrol Prices的统计，2021年德国/美国/日本/奥大利亚的平均居民电价分别为0.3870.149/0.2840.263美元/kWh，为国内同期居民电价的4.6/1.8/3.4/3.1倍。
近年来，海外兴旺地区终端居民电价呈持续上升趋势。以德国为例，根据德国能源与水务行业协会(BDEW)的统计，2006至2021年德国平均居民电价由欧元/4kWh提升至欧元kWh，年均复合增速高达3.5%。与此同时，电力批发市场的价格那么根本保持稳定甚至略有下降，居民电价的上升主要是由于输配网络本钱与可再生能源附加费的不断提升。日本、奥大利亚的情况也较为类似，过去十余年间居民电价的上升幅度明显高于居民收入的增长。
综上所述，海外兴旺地区居民用电本钱的不断增长将进一步推升户用储能系统的需求。根据EIA的测算，2021年美国居民电价中发电侧本钱的占比仅为58%其余42%的成本来源于电网的输配电环节。搭配储能的户用光伏系统可视为传统电网公司供电的替代方案，减少居民向电网公司的外部购电量，从而防止高昂的输配电费用与可再生能源附加税费，最终降低综合用电本钱。在理想情况下，通过配置适宜比例的储能系统，居民家庭甚至可实现100%的电力自给自足。
随着电网系统的日益老化，海外兴旺地区居民供电的可靠性正经受较大挑战。海外兴旺地区电网建设的顶峰期集中在上世纪八十年代之前，目前已进入集中老化期。根据美国能源部2021年的估计，美国近70%输电线路与变压器的寿命已超过25年，接近设备的使用年限上限。与此同时，随着市场化程度的不断提升，近年来海外兴旺地区电力体系以追求效率为主要导向，在电力根底设施与系统可靠性上的投入明显缺乏。因此，近年来海外兴旺地区的供电可靠性正面临越来越大的挑战，以美国为例，2000年后大型电力事故的发生次数开始明显上升。
近年来，全球各地频发的大型停电事件或成为相关地区居民安装户用光储系统的重要催化因素。据不完全统计，近年来海外兴旺地区发生的大型停电事故已达十余起，每起事故中涉及的居民人数高达数十万乃至上百万。户用光储系统能够在某些极端情况下提升供电可靠性，这或将提高居民对户用光储系统的接受度。例如在2021年南奥大规模停电事件发生后，当地户用储能系统的安装量出现了明显的跃升。
因此，我们认为经济性并非居民用户安装户用光储系统.的唯一考里因素，提升用电可靠性也将成为海外户用光储推.广的重要驱动因素。换言之，即便节省的电费难以完全覆盖初始投资本钱，仍将有局部用户为了保障电力供给的稳定性而选择安装户用储能系统。
随着早期补贴政策的陆续退出，海外户用光伏逐渐由“全额上网”向“自发自用"转变。在早期，德国、日本等地主要通过标杆上网电价政策(Feed-in Tariff，FiT)推动户用光伏的开展，即以固定价格全额收购光伏系统所发电里，因此储能系统的必要性不大。随着光伏本钱的断降低，目前海外兴旺地区户用光伏的早期补贴政策正陆续退出，“自发自用”是未来.户用光伏的长期方向。以日本为例，针对户用光伏的F订电价由2021财年的42日元/kWh逐渐退坡至2021财年的21日元/kWh。
“自发自用”模式下，户用光伏配套储能的必要性明显提升。在FiT政策退出后，假设没有储能系统，那么光伏白天的多余发电里无法得到充分利用，户用光伏工程的收益性将受到不利影响。因而无论是新增工程还是F订政策到期后的存里户用光伏工程，配套储能的比例均有望快速提升。日本针对户用光伏的发电里收购政策始于2021年，购置的期限那么为10年，因此2021年起将有大量户用光伏工程的FiT政策陆续到期。根据日本经济产业省的统计，2021至2023年共有165万套户用光伏系统面临FiT政策的退出，对应装机里为6.7GW，预计这些工程将产生大里的配套储能需求。
综上所述，我们认为海外户用储能市场大规模开展的条件已经具备，从渗透率角度看，户用储能仍处于爆发初期，市场远未饱和。以海外户用储能开展领先的地区为例，截至2021年底德国、美国、日本、澳大利亚的累计户用储能装机里大致在1GWh上下，假设以每户10kWh的容量推算，那么户用储能的总安装量在10万套这个量级。以此估算，户用储能在德国、美国、日本、奥大利亚存里独立住宅中的渗透率处于0.1%-1%日的水平，如果以目前户用光伏5%-20%的渗透率水平作为参照，那么户用储能渗透率的提升空间在十倍以上。因此，即便是在开展较早的海外兴旺地区，户用储能的渗透率也才刚刚起步，市场远未饱和，行业的高速增长有望持续。
随着本钱的持续下降，户用储能系统自身的经济性正日益显现，对补贴政策的依赖性逐步降低。以德国为例，2021年3月1日德国复兴信货银行(KfW)与德国环境部推出了针对户用储能的补贴措施，与户用光伏搭配的储能系统(需接入电网)可获得低息贷款以及初始投资成本30%的补贴。自2021年3月起，补贴幅度逐步退坡并最终于2021年底到期而根据德国光伏行业协会(BSW)的统计，2021至2021年德国户用储能新增装机由4万套增长至万套，仍然保持50%左右的高速增长。由此可见，补贴的退出并没有对德国户用储能造成太大影响，主要原因在于系统本钱的持续下降。据统计，2021至2021年.德国锂电池户用储能系统的单位价格下降了近50%，本钱的下降提升了户用储能的自身经济性，从而有效刺激了终端居民用户的安装需求。因此，我们认为海外兴旺地区户用光储系统自身的经济性已经显现，补贴的逐步退出不会行业增速造成过大扰动。
工商业用户是我国电力的主要消费者。由于经济结构等多方面的原因，国内工业用电的占比明显高于全球平均水平。根据中电联的统计，2021年全社会用电量中一产/二产/三产/居民用电的占比分别为1.1%/68.2%/16.1%/14.6%。其中，第二产业中的工业用电量到达万亿千瓦时，占全社会用电里的67%，明显高于全球40%左右的平均水平(IEA口径)。
交又补贴导致国内工商业电价显著高于居民电价，工商业用户降低用电本钱的诉求较强。理论上大型工商业用户的供电本钱低于居民用户，但我国长期以来通过工商业电价补贴居民电价，导致目前国内工商业用户的用电本钱明显较高。根据国家能源局公布的?全国电力价格情况监管通报?，2021年我国一般工商业及其他用电的平均电价为0.7263元/千瓦时，大工业用户的平均电价为0.5912元/千瓦时，分别比居民平均电价0.5331元/千瓦时高36%/1%。而大多数海外地区的电价情况那么恰好相庾，以美国为例，2021年美国的工业、商业平均电价仅为居民平均电价的52%/82%。
储能系统能够在国内工商业用户的两部制峰谷电价体系中发挥明显作用。不同于居民用户的单一制电价，国内大局部地区的工商业用户均实施两部制电价，用户的电费包括根本电价与电度电价两个局部。其中，根本电价局部按照电力用户的变压器容里(kV.A)以及最大需童(kW)进行计算，为每个月固定的费用，电度电价那么根据用户的实际用电里进行计算。对于工商业用户，储能系统具有调峰的作用，可使实际的用电功率曲线更加平滑，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，起到降低根本电价的作用。此外，目前全国较多地区工商业用电已实行峰谷电价，储能系统可将用户高峰时间的用电里平移至低谷时段，从而降低每月的电度电价。
综上，我们认为国内用户侧储能的开展空间主要表达在工商业环节，只要储能系统能够有效降低综合用电费用，I商业用户就有配置储能的潜在动机。随着储能本钱的不断降低以及电价机制的逐步完善，国内工商业储能的经济性有望逐渐显现。
市场化程度提升，峰谷电价形成机制逐步完善。针对国内工商业用电本钱相对较高的现象，2021年起每年的政府工作报告都提出降低一般工商业电价的目标，2021/19/20年分别提出了具体的幅度10%/10%/5%。而在2021年的政府工作报告中，相关的表述那么为“允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价”，我们预计之后降电价的方式将从此前偏硬性的要求向市场化的手段转变。事实上，发改委2021年下发的?关于创新和完善促进绿色开展价格机制的意见?中就曾明确提出“加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷”、“扩大顶峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电”、“利用峰谷电价差、辅助效劳补偿等市场化机制促进储能开展"等要求。因此，预计未来国内I商业电价的峰谷价差或将进一步扩大，储能的收益空间也将进一步提升。
预计国内商业储能将率先在顶峰谷价差的地区启动。根据各省发改委公布的最新执行电价，上海、湖北、江苏等地大工业用户(最高电压等级)的夏季峰谷价差超过0.7元/kWh，在这些地区工商业储能有望实现较好的经济性。以制造业企业众多的江苏为例，2021年11月江苏发改委发布的?关于江苏电网2021-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知?对大工业电价进行了整体下调，但峰谷价差那么进一步拉大，此外还明确提出“拉大峰谷价差，充分发挥峰谷电价移峰填谷作用，鼓励储能产业开展”的要求。近年来江苏工商业储能开展不断加速，根据相关机构的统计，截至2021年底江苏用户侧储能的累计装机里已接近0.9GWh。
未来，国内用户侧储能的收益来源亦有望得到进一步的丰富，除了直接降低电费以外，需求侧响应、辅助效劳等形式都可成为工商业储能潜在的收益来源。近年来，合肥、苏州、西安等地还推出了针对用户侧储能工程的直接补贴，国内工商业储能的开展有望持续提速。
一般而言，电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统(BMS)、能里管理系统(EMS)、储能变流器(PCS)以及其他电气设备构成。其中，电池组是储能系统的主要构成局部，电池管理系统主要负责电池的监测、保护以及均衡，能里管理系统起到数据采集、网络监控、能童调度的作用，而储能变流器那么控制储能电池组的充放电过程与电流的交直流变换。
电池与变流器長储能系统的核心环节。其中，电池是储能系统主要的构成环节，占据储能系统50%以上的本钱。根据美国能源部2021年进行的测算，对于IMW/2h的磷酸铁锂电池储能系统，电池、变流器在总本钱中的占比分别为49%/9%。随着储能时长的增加，储能系统的单位本钱将有所下降，其中电池的本钱占比逐渐提升，其他环节的占比那么相应摊薄。变流器那么是连接电源、电池与电网的核心环节，虽然本钱占比相对不大，但在储能系统中起到控制中心与信息交互中心的作用，.是储能系统正常运行的前提。
储能产业链主要包括设备提供商，系统集成商/安装商，以及下游终端用户三个环节。如前所述，电池与变流器是储能系统的核心环节，因此电池厂商与逆变器厂商是目前储能市场的主要参与者，近年来专业的储能系统集成商也开始陆续涌现。
由于面对的终端用户不同，供电侧储能与用户侧储能市场在销售模式上存在一定的差异，主要表达在销售渠道以及价格敏感度这两个方面。
供电侧储能的终端客户一般为大型电力企业或EPC承包商，且单个工程的体里较大，往往通过集采、招标的形式直接向储能设备提供商进行采购。同时，对于供电侧储能，初始投资本钱将直接影响工程的整体收益率，因此投资业主对价格的敏感度较高，储能供给商的议价空间相对有限。从近期国内风/光储工程的招投标结果来看，行业竞争日趋剧烈，中标价格呈明显下降趋势。2021年初风电配套储能工程的报价尚在2元/Wh以上；而在2021年底局部工程的最低报价已经接近1元/Wh。
因此，我们认为供电侧储能厂商的核心竞争力主要表达在规模体里、I程经验以及本钱把控能力。具有规模优势的行业龙头在工程获取、交付能力、本钱控制等方面具有明显的优势，有望在竞争中占据领先地位。
用户侧储能的终端用户为分散的个体家庭或工商企业，客户数里众多，单体安装量较小，且通常不具备自主安装的能力。因此，储能厂商需要通过安装商/经销商渠道将产品销售至终端用户，这些安装商/经销商通常具备较强的本地化效劳能力，可为终端用户提供选型、设计、安装、售后维护等全方位效劳。
此外，家庭或小型工商业用户对光伏、储能产品的价格敏感度相对较低，愿意为高端产品支付一定的溢价。对于该类客户，产品的经济性或性价比只是考童因素之一，品牌、外观、可靠性、平安性、智能化程度等其他因素也将极大地影响用户的最终选择，局部用户愿意为更好的产品品质或者更信任的品牌支付一定的溢价。以特斯拉的第二代户用储能产品P。werwall2为例，自2021年10月推出以来，其价格经历了屡次上调，由最初的5500美元调升至2021年1月的7500美元，价格累计上张36%。而Enphase.SolarEdge等走高端路线的户用逆变器厂商，其产品的单瓦价格也是国内厂商的2-3倍。由此可见，虽然降本是光伏、储能行业的长期方向，但小功率户用/工商业产品仍然具有一定的消费品属性，尤其是在兴旺地区。正如在家电市场中高端产品的价格往往能够数倍于普通产品，在户用光储领域，高端产品也能够享受一定程度的溢价。
因此，我们认为用户侧储能厂商的核心竞争力表达在产品品质、品牌形象以及渠道积累。在供电侧储能领域，实力雄厚的行业新进入者或许可以凭借假设干个大型工程快速翻开局面，而户用储能领域那么往往需要长期的积累。一方面，户用储能厂商需要根据用户的实际需求对产品的设计与性能进行持续迭代升级；另一方面，户用储能厂商需要与安装商/经销商渠道建立长期稳定的合作关系。因此，在产品研发、销售渠道上布局较早的厂商或将具有明显的先发优势。
