站在2021年年末展望2022年，本文将梳理储能行业基本面并更新投资建议。

1、从行业层面看，储能的应用场景及核心驱动力？

▶ 应用场景：发电系统中，储能可分为表前（海外称之为front of the meter）包括发电侧、电网侧、和表后（behind the meter）包括工商业、家储。此外，储能还应用于5G基站、便携式储能、游艇/房车等领域。

▶ 核心驱动力：储能在电表前起到了减少弃风弃光、稳定电网的作用，电表后起到了节约电费、应急备用的作用，各应用场景下安装储能系统对效率的提高效果没有异议，核心驱动力来自经济性（无政策补贴下经济性比较难实现，如美国ITC（太阳能投资税减免）政策、德国对户用光储的优惠政策、澳洲arena项目投资补贴等）以及中国的政策端强制配储。

2、从市场层面看，中欧美三大市场目前销售情况如何？

▶ 中、欧、美、韩为当前储能主要市场。2020年中国、美国、欧洲、韩国新增装机分别为2.4GWh/2.5GWh/1.9GWh/2.2GWh，对应YoY+267%/+289%/+19%/+30%。

▶ 预量有望达到40GWh/100GWh，22年行业下游需求有望实现翻倍以上增长。储能市场初步完成0-1的跨越，进入全面爆发阶段。

3、从投资层面看，储能行业的爆发将带来怎样的投资机会？

▶ 投资储能实际是投资行业β。当前看，储能行业的技术壁垒较低，构建壁垒的路径不清晰，较难判断、也不必过度在乎中期层面的市场格局，2-3年储能行业的高增速已经为相关标的带来了足够的业绩增长空间。

▶ 投资建议：打包配置储能占比高、业绩弹性相对大的个股获得β收益。

1）下游应用广而杂，使得短期格局恶化的概率小（比如pcs阳光的大头在大型电站、德业在家储、盛弘在工商业、拓邦在便携式储能，并不直面竞争）。

2）横向对比，产品壁垒比较低，使得真正竞争力超强的企业短期含储量未必高（好公司未必有储能的高弹性）。

3）基于以上两点，我们认为储能的投资机会来自于行业β，即来自业绩弹性（储能收入占比高、海外销售占比高、C端产品销售占比高），相对弱化竞争壁垒和格局，没办法也没有必要重仓个股获取α的超额收益，打包买入是最好选择。

1、从行业层面看，储能的主要应用场景及核心驱动力？

1.1、应用场景：发电侧、电网侧、用电侧、5G基站、便携式储能

从电力系统的角度看，储能设备主要应用在发电侧、电网侧、用电侧三个场景中，此外，5G基站、便携式储能等亦是储能的应用场景：

1）发电侧：

▶ 新能源发电：减少弃风弃光、平滑发电波动。

减少弃风弃光：在光伏、风电电站出力的高峰时段，对超过调度需求的电能予以储存，并在光伏、风电电站出力不足时段予以输出电能。

平滑发电波动：储能系统可以在光伏、风电电站出力的高峰时段储存部分电能，并在出力不足时输出电能，达到平滑发电波动的效果。

▶ 火电等传统发电：一次调频、调峰等。

2）电网侧：为电网提供电力辅助服务，主要作用为调频、调峰、备用容量。

▶ 调频（AGC）：将发电设备向用户供电的频率调整到一定范围内（50±0.2Hz），以维持电网稳定运行，避免损害各类电器。

▶ 调峰：在用电负荷较高时快速提供发电能力以“削峰”，而在负荷较低时降低发电功率或者作为用电设备减小供需差值以“填谷”，从而提高电网供电的充裕性，增强电网运行稳定性。

▶ 备用容量：负荷备用（旋转备用）和事故备用，事故备用容量可在电力系统发生事故时保障供电的安全稳定，负荷备用则可在冲击性负荷超过发电设备最大供电能力时提供应急增量。

3）用电侧：主要作用为光储合用发电、削峰填谷套利、降低容量电价、应对停电事故。

▶ 光储合用发电：通过光伏+储能配套的模式实现电力自发自用，光伏所发电力被用户自己使用，多余电量可以接入电网进行回售。

▶ 削峰填谷套利：安装储能系统后，用户在电价谷时对储能系统进行充电，在峰时无需从电网购电，而直接从储能电池中取电，从而避开高峰电价。

▶ 降低容量电价：部分地区对于大工业用电、工商业用电采取两部制电价，除了根据用电量缴纳电度电费（电度电价）之外，还需要缴纳基本电费（容量电价）。容量电价的单位为元/kW·月，配置储能后，用户在用电低谷时提前储存电量，即可减小企业在高峰时的最大需量功率，进而减少容量电价的支出。

▶ 应对停电事故：海外电网存在老化问题，越来越多新能源发电的接入使得对海外对电网改造的需求更加迫切，用电侧安装储能设备可以在遭遇停电事故时保障电力供应。

4）5G基站配储：

储能在通信基站的作用为后备电源+用电高峰期供电。通信基站必须设置后备电源，通常以电池柜装配在基站机房中，在基站断电的情况下提供应急电力，为基站的正常工作和通讯畅通提供保障。在5G时代，基站还需要使用电力储能设备完成高峰期的供电。

5）便携式储能：

简单理解为“大号充电宝”，带电量为200Wh-2000Wh，主要应用系户外活动和应急用电，弥补了充电宝和柴油发电机之间的GAP。

1.2、驱动力：电力系统配储能的驱动力核心还是来自于经济性

由于中欧美的电价机制、政策情况等不同，三地对储能的应用场景需求也有不同。

1）中国

▶ 发电侧：尚未具有经济性，主要驱动力来自政策要求风光配储，未来看电价市场化改革。

尚未具备经济性：我们以25年周期测算，国内发电侧配储IRR约为4.5%（假设储能可以100%实现利用，每年工作1200小时，以总投资额150万元/MWh），而国内对发电侧的投资，一般要求仅光伏、风电发电IRR在8%左右，配储后IRR在6%-7%。因此，基于目前国内电价（约0.358元/度），风光配储尚不具备经济性。

部分省下达风光配储强制要求，成为当前发电侧主要驱动力：国内部分省在下达2021-2022年风光建设指标时，强制要求风电光伏配建10-15%、1-2小时储能设施作为项目并网条件。

未来看电价市场化改革：目前发电侧配储经济性较差，主要系国内电价多年采用标杆上网电价机制，我们认为，若国内电价机制能实现市场化改革，那么未来发电侧配储的经济性将会有改善。事实上我国的电价市场化改革已初见苗头，21年10月国家发改委明确表示，将有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

▶电网侧：

盈利模式优于发电侧。

调峰：补贴下经济性可期，未来度电成本下降将带来经济性。我国对调峰的补偿价格在0.5元/度电左右，而目前锂电储能度电成本在0.5-0.6元/度电，实现调峰经济性可期；且后续随着锂电池成本的不断降低、循环寿命提升、电池容量增大，锂电储能度电成本仍将持续降低，经济性将有望继续提高。

调频：主要依靠提供调频服务获取补偿收益，目前已具经济性。目前磷酸铁锂储能电站的里程成本已可降至6元/MW以内，具备平等参与电力市场服务交易的竞争力，且锂电储能的调节速度快、调节质量高、配置灵活性强，在收益性方面更具有优势（AGC补偿费用=调节深度*调节性能*单位里程调频价格），将是未来新建独立或联合调频储能电站的优先选择。

▶ 用电侧：

国内主要应用为工商业配储、利用峰谷价差套利。

户用：国内民用电价格较低，且住宅多为楼房高层，发展户用光伏+储能的空间较小。

工商业：具备经济性，预计未来峰谷价差加大预期下，经济性将进一步增强。工商业屋顶光伏发电高峰时段与用电高峰时段相近，且光伏发电量通常远低于日常用电负荷，因此不存在光伏为储能充电的场景，配储仅用于峰谷套利。测算口径下，国内工商业配储的LCOS=0.64元/度电，而目前国内已有16个省份的峰谷价差超过0.7元/度电。

由于中国市场部分已对部分应用场景的驱动力进行了描述，针对欧美市场我们将仅介绍与中国市场不同的地方，不做过多赘述。

2）欧洲：以德国为例，户用光伏配储具备经济性

▶ 德国电力系统灵活性存量充足，表前市场发展空间受限，极大降低其他市场主体参与峰谷套利和调频市场的需求。

▶ 高电价+高户用光伏装机量，使得户用储能具备高经济性：

德国居民电价已连续上涨12年，2020年达到0.32欧元/度，由于可再生能源附加费和输配电费连年上涨，近10年电费复合增长率2.78%，居民用电成本过高，且无峰谷差别；

2020年德国户用光伏累计装机31.23GW，装机数130万户，居欧洲第一，为户用储能奠定发展基础（通过增配储能提升晚间用电场景自用率，可降低总体电费水平）；

德国各州政府出台多种优惠政策，如允许购置户用储能设备成本用于抵免个人所得税或直接获得补贴等，赋予了户用储能市场经济性；

根据我们的测算，目前户用光储LCOS=0.28欧元/度电，低于居民电费0.32欧元/度，具备启动经济性。

3）美国：表前市场高增，发电侧+电网侧均具备经济性

▶ 美国电网基础弱，需依赖电力辅助服务完成新能源消纳。美国电网基础设施建设多在数十年前，存在线路老旧等问题，且改造成本高，因此联邦目前无法实现全国各地之间的调度，新能源消纳问题需要各地自行解决。由于独立发电厂（Independent Power Producer，简称IPP）是美国风光电站的最大投资方，占比83%，且多数独立发电厂的天然气调峰电站不足，因此必须要配置储能。

▶ 电池储能可参与电力批发&辅助服务市场，盈利模式确立。随着2018年FERC841号法案的通过，电池储能被允许平等的参与电力辅助服务和电力批发市场，2018年12月，区域电网运营商提交了对应的修正方案。自此，大型电池储能系统具有了清晰的盈利模式，即PPA或电力辅助服务，分别对应发电侧和电网侧，此后电池储能装机正式进入高增期。

▶ 电网侧光储优于天然气。美国发电量中40%来自天然气，随光伏、锂电池成本降低，当前在电网侧，光储项目的调峰效果与经济性均优于天然气。根据lazards数据，2020年光储调峰成本为143$/MWh，低于天然气调峰的175$/MWh。

▶ 发电侧光储PPA已具经济性。由于美国多数地区的弃光率较低，因此仅靠消除弃电损失带来的收益率较低；利用储能把光伏电站变成可持续向用电方出售绿电的PPA（用电方和供电方签署长期购电协议，事先制定电价，供电方要满足用电方的实时电力需求）模式更具优势。与国内10%、2h的储能配置不同，当前美国多数新能源+储能项目的储能功率配比在20%-50%，按不同功率配比进行测算，可知当储能功率配比控制在50%以内时，光储电站相较天然气电站具有相对优势。

2、从市场层面看，中欧美三大市场目前销售情况如何？

2.1、看现在：

中、欧、美、韩为当前储能主要市场。2020年中国、美国、欧洲、韩国新增装机分别为2.4GWh/2.5GWh/1.9GWh/2.2GWh，对应YoY+267%/+ 289%/+19%/+30%。

▶ 中国：政策支持+电化学储能成本下降，是20年国内储能装机量增长的主要原因；

▶ 欧洲：增量主要贡献自德国&英国市场。

1）德国：如前文所述，户用储能是德国市场的主要增长点；

2）英国：可再生能源发电量不断增加、国家和地方电网日益受限，表前、表后市场均成为主要增长点；

▶ 美国：增量主要来自于ITC（太阳能投资税减免）政策带来的储能经济性，使得独立储能电站的大规模建设+极端天气下户用储能需求增长；

▶ 韩国：补贴政策推动下成为全球首个储能起量的市场，18年新增装机量远超其他国家和地区；但近年由于储能电站的安全事故较多，储能市场需求量有所下滑，且21年起韩国储能补贴政策有所退坡，预计未来韩国市场难以持续高增速。

2.2、看未来：

预计中、欧、美三大市场将持续爆发，21、22年全球储能出货量有望达到40GWh/100GWh，22年行业下游需求将有翻倍以上增长。

我们从两个维度验证市场景气度：电池厂排产+各市场需求情况。

1）看电池厂排产：

▶ 21年：国内主要电池厂储能出货量预计在30GWh左右，考虑到国外电池厂竞争格局，预计全球储能出货量在40GWh左右；

▶ 22年：国内主要电池厂储能出货量预计在74GWh左右，考虑到国外电池厂竞争格局，预计全球储能出货量在100GWh左右。

2）看各市场需求情况：

▶ 中国：政策支持+电力机制改革等因素刺激下，21年储能装机量有望达到8GWh（国家能源局口径），22年有望达到20GWh；

▶ 欧洲：预计德国、英国仍会是欧洲表后、表前市场的主要增长点，21年储能装机量有望达2.1GWh（EASE口径）；

▶ 美国：1-9月新增装机量已达4.6GW，按配2小时计算，已达9.1GWh；预计21年储能装机量有望超过12GWh，22年有望达到30GWh；

*考虑到装机产量比、项目确认装机量存在时间差等因素，实际上储能电池出货量到储能装机量之间有约60%-70%的差额，因此比对电池厂的出货指引，我们对各市场需求具有一定的合理性。

3、从投资层面看，随着储能行业的爆发，相关标的业绩弹性有多大？

3.1、锂电储能系统介绍：由电池、PCS、BMS、EMS等组成，其中电池的成本占比最高

电池组的成本占比近60%，PCS占10-20%，其他成本约占20-30%。

▶ 电池组；

▶ 储能变流器（PCS），负责交直流的双向转换；

▶ 电池管理系统（BMS），负责电池的监测、评估、保护、均衡等；

▶ 能量管理系统（EMS），负责数据搜集、网络监控、能量调度等；

▶ 其他电气设备，包括零部件、温控等。