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储能发展背景：当前，大量新能源发电电源接入电网系统，其间歇性和波动性破坏了电网“源随荷动”的平衡，传统电网系统难以应对新能源发电带来的负荷压力，新能源电力消纳成为电网稳定运营的首要难题。储能系统具备的充放电双向性，能够有效解决新能源消纳问题。当新能源发电量超过电力系统能够承载的上限时，储能系统能够及时存储过剩电量；而当新能源发电量因为天气等原因低于电力系统能够承载的下限时，储能系统能够及时释放存储的电能，从而提升新能源发电电源接入电力系统的稳定性。具体地而言，储能技术可根据电力系统的需求，在电源侧、电网侧、配电侧和用电侧进行灵活的部署，在各个环节都具有明显的应用效果。当前，中国、美国、欧洲为主要储能装机增量市场。2022年全球新型储能装机规模超20.4GW，累计装机规模约45.7GW。

储能方式多样：目前，市场上根据能量转换方式的不同可以将储能分为了物理储能、电化学储能和其他储能方式：物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、重力储能和飞轮储能等，其中抽水蓄能容量大、度电成本低，是目前物理储能中应用最多的储能方式；电化学储能是近年来发展迅速的储能类型，主要包括锂电池储能、钠电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能等，其中锂电池具有循环特性好、响应速度快的特点，是目前电化学储能中的主要储能方式；其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等，目前因制造成本较高等原因应用较少，仅建设有示范性工程。

工商储渗透率可期，大储前途明朗。工商业储能是指写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利。国内各地主动拉大用电侧峰谷价差，拓宽工商业储能盈利空间，间接带动工商业储能发展。以10MW的工商业储能项目为例进行计算，单位投资额2元/Wh，峰谷价差0.6元/kWh，项目的IRR约7.6%。随着政策端的引导，未来各地峰谷价差将会进一步扩大，同时规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性凸显。进一步测算得到：初始投资成本为1.8元/Wh、峰谷价差为1元/kWh时，储能项目的IRR可达26.6%，静态投资回收期仅为3.4年，此时项目盈利能力显著提升、流动性风险大幅降低。大储是用于电源侧、电网侧及配电侧的大型储能设备，作用是：负荷调节和平滑新能源发电，弥补线路损耗，补偿配电侧功率，提升稳定能力。政策强制配储驱动了大基地储能装机量提升，但目前配储对于风光发电站来说仍然是成本项，政策强制配储成为核心驱动力。目前大储依靠强制配储尚未做到有盈利的模式，独立储能因其共享的特性成为政策主推方向。由于盈利存在不确定性，同时很多项目是通过内部协调租赁的方式，独立储能最大业主仍为各大央企。独立式储能电站收益模式主要有两种：1）容量租赁+现货市场套利；2）容量租赁+调峰辅助服务。以100MW的独立式储能电站为例进行计算，储能EPC总承包平均成本1.8元/Wh计算，配储时长2h，当独立储能电站的年收入为6000万元，IRR约4.7%；当独立储能电站的年收入为8000万元，IRR约12.9%，投资回收期约5.5年，项目盈利能力显著提升。随着储能行业趋于成熟，独立式储能的投资前景可期。基于风电和光伏未来三年的装机量，通过假设配储的渗透率、配储比例、配储时长，预计2023/2024/2025年国内配储合计装机量约为41.8/70.9/106.1GWh，2022-2025年复合增长率达57%。建议重点关注盈利能力提升的储能电芯龙头和优质储能集成商等板块。

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来源：国际能源网/储能头条