随着凛冬迫近，俄乌之间日益浓重、难以散去的硝烟让西欧人渐渐感到无法呼吸。

在冲突持续、“北溪”管道被炸的背景下，欧洲的能源危机正愈演愈烈，不少欧洲人都在发愁，如何度过这个“战后最寒冷的冬天”。

早在8月，欧洲能源价格就已似脱缰野马般狂奔。德法两国电价日常创出新高，从去年同期的不足100欧元/兆瓦时飙升至最高峰值1000欧元/兆瓦时。国际货币基金组织发布也发布报告称，即使欧洲留存的燃料储备能够度过这个冬天，但2023年将再次面临天然气和电力出现创纪录价格的风险。

事实上，在俄乌冲突之前，欧洲的能源问题便已十分严重，作为全球ESG投资的先锋，欧盟对传统石化能源相当排斥，也正是因为传统石化能源的过早退出，清洁能源供给不稳定，导致了此次欧洲能源危机。

长期来看，传统石化能源比重的降低已是板上钉钉、无法逆转的趋势。清洁能源的供给稳定的重要性日益增加，不过，但凡提到清洁能源供给的稳定性，储能便是那个永远绕不过的话题。

本文以储能为主体展开，探讨了我们为什么需要储能，我们需要什么样的储能的问题，并分别从国内外两个视角，观察大储与户储的机遇所在，最后对业内龙头公司进行分析。

为什么需要储能？

在讨论一切有关电力的问题之前，我们需要先明白，电网是需要时刻保持平衡的系统，外送线路的容量和调峰调频余量均会限制电网消纳能力，造成限电弃电现象，而伴随着清洁能源部署的推进，波动会越来越大。

首先，随着电力系统中风能光伏日内发电波动明显，调节难度增加。

要构建以可再生能源为主体的新型电力系统，风能与光伏发电必不可少。然而风光的产出受自然环境影响，导致日内发电量波动大，且由于天气多变，发电量更加难以预测。

同时，目前已有的电力系统均为以火电为主的电力系统设计的，当风光发电大规模并网后，会影响电力系统的可靠性，原有系统不能应对未来复杂的情况，电力系统的调节难度大幅增加，导致弃电现象。

如东地区部分风电场出力率曲线图

其次，风光装机量大幅提升，电网消纳压力骤增。

复盘风电光伏发展历史，在2015至2016年间，风光装机量大幅提升，电网配套没有及时跟上，导致全国光伏/风电弃电率一度高达10%/15%以上，主要能源基地的弃电率甚至在30%以上，在后期限制高弃电区域装机、调度系统全力保障新能源并网和电网建设等措施多管齐下，弃电率持续下降。

在30/60战略下，又到了风光装机快速增长的风口，对电网消纳能力提出了更高要求。据研究机构统计，2030年风电光伏累计装机或达12亿千瓦以上。参考历史，随着装机数量快速上涨，会对电网的消纳产生很大的压力，弃电率也会随之提升。

光伏装机及各地弃光率情况图

资料来源：全国新能源消纳监测预警重心

储能系统提高发电稳定性与调度灵活性，增加电网调节余量，协助电网减少弃电，已成电力系统不可或缺部分。

在配套储能系统后，可以通过实时调整，跟踪风电场、光伏电站的总发电功率，在其出力曲线尖峰时吸收功率，在其出力曲线低谷时输出功率。提高风光系统发电稳定性的同时，也提高了电网系统的调度灵活性，一举两得。

其次，居民用电比例提升，负荷端波动增大。

除发电侧新能源比例的提升而带来的波动以外，由于我国电力消费结构的变化，负荷端的用电波动不断增大。

纵向对比来看，近年来我国第一产业和第二产业用电量占比持续下降，而第三产业和居民用电占比不断提高，截至2022年上半年，已分别达到17%和15%。

我国用电结构变化趋势

资料来源：Wind，国联证券研究所

横向对比来看，与发达国家相比，我国居民用电具有较大的提升空间。我国产业结构仍然以工业为主，服务业及居民消费处于快速发展过程中；电力消费结构呈现出同样的特点，未来城市化进程的继续和产业的转型升级均会提升我国第三产业和居民用电的比例。

除正常电力消费结构变化外，极端天气的存在也加剧了负荷的波动性。在全球气候变化、燃煤供暖逐步取消的背景下，居民冬季电采暖设备的集中使用进一步提升了峰值负荷，对电网造成了极大的瞬时冲击，电网面临着更加严峻的挑战。

由于我国灵活调节电源比重低，应对高波动能力需加强。

储能，成为提升电力系统灵活性必然选项。

提升电网灵活性主要指提高调峰和调频能力，依赖于电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源的配合。而作为我国主要灵活调节电源的火电资源，有着调节能力先天不足、容配比显著低于海外的明显短板，叠加高电能安全要求，导致国内电网调节压力高于海外。同时考虑到现有调节能力和用户侧对稳定性的要求，传统的火电作为灵活性资源不足以满足未来电力系统的要求，应对波动能力亟待加强。

各国灵活调节电源装机量

资料来源：中电联，国联证券研究所

配置储能可应对短时尖峰供电，大幅节省电网投资。

尖峰供电时间是指用电量高的时间段，此时用电用户多，用电量大。电网会出现出现供电不足，系统频率下降的情况。采用储能可在用电负荷低谷时充电，在用电尖峰时放电以降低负荷尖峰，降低电网投资。

以2019年江苏为例，超过95%最高负荷持续时间只有55小时，在全年运行时长的占比仅为0.6%，但满足此尖峰负荷供电所需投资高达420亿左右；而如果采用500万千瓦/2小时的电池储能以保障尖峰负荷供电，所需投资缩减为200亿左右，可大幅节省电网投资。

配置储能，成为业内共识。

随着风光发电比例的提升，其波动性、间歇性和非灵活调节等先天缺陷越发明显。在未来的新能源发电项目中，通过配置储能以改善用电质量，维持电网稳定，已经成为行业内的共识。

需要什么样的储能

储能作为电力的“蓄水池”，起到了协助电力系统保持稳定输出的作用。而储能方法的选择，也是围绕着“稳定”展开，各地需依据所处场景、储能时间长短需求，选择适用储能调控路线。

电网系统需要达到时刻平衡，对频率级别的稳定提出了要求。光伏、风电等可再生能源输出频率波动较大，为了稳定发电系统输出，减少变压器的击穿风险，便需要电化学储能帮助。

电化学储能有着响应速度快的特点，同时具备高低穿功能，可实现一次、二次调频和快速功率控制等多种运行模式，维持瞬时平衡，快速响应电网调度的能力更强。

解决日度间波动，则需要抽水、压缩空气储能。

日度间波动已超过4小时储能时间，属于长时储能范畴，对储能容量与储能系统可靠性提出了更高的要求，而抽水储能与压缩空气储能可以较好解决日度间波动。

每天不同时间点用电量曲线/机组发电曲线

抽水蓄能是当前最成熟、度电成本最低的储能技术。通过将电能与机械能相互转化，在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库，将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电，可以较好地缓释日度间波动。

但是，虽然抽水蓄能不易老化和储能容量较大，但抽水蓄能选址受限，且开发周期较长，只能建造在山与丘陵存在的地方，并必须有着一定的高度差，而且抽水蓄能电站建造成本较高、开发周期约7年，较适合西南地区建设。

随着技术提升，压缩空气储能极具前景。压缩空气储能系统是一种能够实现大容量、长时间电能储蓄的电力储能系统。通过压缩空气存储多余的电能，在需要时，将高压气体释放到膨胀机做功发电，可以较好地缓释日度间波动。

但是，虽然压缩空气储能可以随着大规模应用快速降本，但压缩储能的效率仍然处在一个较低的水平，当前已运行的压缩空气储能项目效率在50%-70%之间，距离抽水蓄能的76%左右的转化效率还有一定的差距，这一定程度上影响了该技术路线的经济性，但随着技术的进步，效率也会逐步提升。

如果为了解决季度间波动，则更多需要氢能、火电参与调节。

我国全社会用电量总体呈现“两峰两谷”的特点，冬夏高、春秋低。因冬季寒冷、夏季炎热气候，每年7月到8月、11月到来年1月是用电高峰时期，主要是因为空调的使用增加了用电负荷，随着居民用电占比的提升，预计未来季度间用电量差异将愈发显著。

我国全社会用电量呈现“两峰两谷”

资料来源：国家能源局，华泰研究

氢能和灵活性调节火电，是调节季度间波动的重要形式。

氢能的优势主要在高度环保和高能量密度，可进行电力调节。《“十四五”现代能源体系规划》将氢能在可再生能源消纳、电网调峰等场景示范应用列为科技创新示范工程。目前，氢能发展的桎梏在于其存储技术和转换效率。

火电机组因长期缺乏合理的市场化补偿机制，导致火电机组的灵活性价值难以充分发挥，极大制约了灵活性改造的积极性。但经过改造后，正在从传统的主体电源向既提供电力、电量，又提供辅助服务的调节性电源转变，有望在季度间调节中发挥更加重要的作用。

国内配储主线不断夯实

随着技术的持续进步与成本的不断降低，新型储能有望成为未来主要的储能形式。多省区发布新能源配储政策，助推电源侧储能装机提升。

我国新能源配置储能的政策正在经历从鼓励建立可再生能源配套储能试点工程，到新建光伏、风电项目强制要求批量化配置储能的转变。

资料来源：北极星储能网，国联证券研究所

发电侧、电网侧和用户侧对储能的旺盛需求，促进项目落地。

发电侧：技术降本仍需推进，经济性拐点即将到达

据浙商证券研究显示，在当前组件、电芯价格下，集中式光伏电站系统建设成本约4.1元/W、储能系统建设成本约2.1元/Wh，尚未达到经济性拐点，技术降本仍需持续推进。而当光伏电站系统成本降至3.5元/W、储能系统成本降至1.7元/Wh以下时，度电成本可降至0.4元/kWh以下，开始具备经济性。

不过，随着储能在发电侧的应用不断推广，未来的光伏电站收益模型将发生较大变化，会考虑到储能降低弃光产生的收益、参与调峰调频产生的收益、以及碳排放交易产生的收益等因素的影响，叠加技术发展降低成本，经济性拐点即将到达。

电网侧：调频盈利能力突出。

调频是指电力系统频率偏离目标频率时，并网主体通过调速系统、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。我国电网的额定频率为50Hz，电网发电功率和负荷功率不匹配时会导致电网频率的改变。为了将频率稳定在 50Hz附近，需要进行调频。

各地调频服务补偿费计算需要综合调频性能参数K，而电池储能凭借优异的响应速度K1、响应时间K2、调节精度K3，综合调频性能参数K均能满足准入门槛要求，电池储能计算K值为火电的2~3倍，且均大于1。按照各地AGC调频服务补偿标准，最高调节里程收入可达6~15元/MW。

截止2021年底，我国各类电源总装机已达2377GW，其中新能源装机占比已增长至27%。未来随着新能源占比持续提升，电网调频需求将进一步增加。根据中科院预测，国内储能调频装机量将保持 8%的年复合增速，未来年调频装机需求1.5~2GW，成为储能设备又一大增长点。

用户侧：电价市场化成为最强催化剂。

用户侧储能在所有方式中市场化程度最高，经济性驱动规模增长，峰谷套利成为最主要的盈利模式。

用户侧储能削峰填谷的经济性主要取决于峰谷价差。2022年8月，全国电网代理购电峰谷价差超过0.7元/kWh的省区有18个，全国范围内峰谷价差套利空间较2021年呈现明显扩大趋势，整体来看，全国范围内峰谷价差套利仍有较大提升空间。

用户侧削峰填谷示意图

资料来源：北极星电力网

考虑到储能EPC建设成本基本位于1500-2000元/kWh之间，在峰谷价差大于0.7元/kWh时，按照20年使用寿命计算，储能电站的内部收益率基本均可大于8%。伴随技术进步，建设成本会进一步降至1500元/kWh，此时，在峰谷价差为0.6元/kWh时亦具有经济性。未来电价完全市场化后，峰谷差会进一步增大，储能电站对于成本的价格接受度逐渐提高，将提升用户侧储能的渗透率。

海外能源危机带来“户储”机遇

当前欧洲的能源危机和美国的电力需求，给“户储”带来了爆发机遇。

1、欧洲：供需失衡导致电价高企，奠定储能刚需属性

欧洲各国持续高通胀，在2021年下半年就已将能源价格推至高位，而今年年初的俄乌冲突造成全球范围内的化石能源供应紧缺，国际煤、石油和天然气价格自年初以来迅速攀升，受能源价格上涨影响，欧洲电力价格持续走高。

2021年，欧洲天然气发电量占比19.8%，且天然气占欧洲一次能源消费结构中的25%，在欧洲能源结构中地位十分重要。而燃油及核电机组无法及时填补天然气的缺口，导致在当前天然气供应受限的情况下，欧洲当前的发电结构难以在短期内通过自身的调节缓解用电紧张的局面。

也正是电价长期保持高位以及持续增长的居民人均用电量将使居民对光储系统安装成本接受度较高。

相比于只安装光伏系统，配套储能设施会显著缩短投资回收期。根据IEA的预测，2025年前欧洲天然气价格仍将处于较高水平。随着光储系统的有效利用率的不断增加，安装光储系统的经济性愈发明显，根据测算，安装光储系统5.5年的支出即可抵消购电支出，远低于只安装光伏系统7.3年的投资回收期。欧洲的高昂用电成本显著抬升了居民对于储能系统价格的接受程度，国内出海欧洲厂商的利润空间明显提升。

欧洲户用光伏储能系统累计费用支出

资料来源：Solaranlagen，中国储能网

2、美国：成熟电力市场叠加相关政策，促进储能快速发展

政策是美国供电侧储能发展一大驱动力，布局力度全球领先。

美国作为全球最大的储能市场，长期依靠积极政策驱动储能市场高速发展。纽约州、新泽西州、加利福尼亚州、俄勒冈州、马萨诸塞州等州均已制定了明确的储能装机目标数量，并配备相应行政约束或法律约束条款。而其他地区即使没有制定明确具有约束力的储能装机目标，也宣告了大规模采购的公告，稳定发电侧大型储能装机需求。

除大储外，政策出台也在助力用户侧储能装机。2021年5月，拜登提出的预算方案中，首次包括了制定针对独立部署储能项目的ITC政策，政策力度向储能倾斜，预计用户侧储能项目需求将稳步提升。

美国针对储能的ITC税收抵免政策

资料来源：NREL，浙商证券研究所

成熟电力市场，为储能发展奠定坚实基础。

20世纪90年代开始，美国推进电力放松管制改革，多条法令等不断颁布。纠正了在垄断性输电线路开放中的不正当歧视，市场逐步开放输电网络。并对电力市场参与者提出信息公开要求，并对信息公开做量化规定；明确区域电网运行中心与独立系统运行中心实行统一的实时运行模式等等。

在此法律框架下，美国本土经历了加州能源危机、批发电力市场建设放缓、电网运行出现安全停电事故等问题，市场机制逐步完善，形成了加州、中西部、新英格兰、纽约、西北、PJM东南、西南、SPP、德州10个区域电力市场，成为国际上成熟电力市场的典型代表之一。

成熟的电力现货以及辅助服务市场，普遍推行的分时电价机制，带来较大的峰谷价差，凸显了配置储能系统的经济性，为储能系统落地的经济性提供了良好的支撑。

谁将成为“储能之王”？

无疑，国内外的旺盛需求和行业发展阶段，给储能行业带来了巨大发展机遇。那么到底哪些公司会乘风起飞，成为“储能之王”？

1、宁德时代：锂电龙头整合产业资源打造储能生态

宁德时代作为全球领先的新能源创新科技公司，在新能源领域各业务线均有建树，而储能业务自公司成立之初便是公司重点发展业务之一。2011年，公司成立伊始便中标国家电网张北风光储输示范项目，正式步入储能领域。2021年公司储能业务实现营业收入136.24亿元，同比增长601.01%，储能业务占总营收的比例达到10.45%。

近年来，宁德时代通过自身超大的规模与品牌优势，整合产业资源，在国内外储能领域建立了覆盖上中下游的完整的储能产业链。在国内市场上，公司与国家电网、国家电投、国网综能等众多国内大型储能厂商建立了合作关系。在海外市场方面，与 Nextera、Fluence等国际前十大储能需求客户深度开展业务合作。公司储能产品远销全球35个国家和地区。2021年宁德时代储能电池出货量第一，行业龙头地位稳固。

同时，宁德时代注重技术储备。近年来公司研发费用投入持续增长，2021年公司研发费用同比增长115.48%，占总营收的比例达到5.9%。大量的研发投入使得公司在储能领域具有充足的技术储备，公司自主研发的安全、高效、经济的电化学储能系统，能够广泛适配发电、电网和用电领域，使得宁德时代能够为不同需求的用户提供一流的储能解决方案。

宁德时代相关人员对奇偶派表示，在三季度公司的储能毛利率水平已经有较好的改善，会继续投入研发，建立覆盖上中下游的完整的储能产业链。而且目前市场对大储与户储的需求都很大，在全球储能市场增长明显提速的当下，储能业务会快速起量。

2、派能科技：深耕海外市场多年，渠道优势明显

伴随着海外家用储能需求日益旺盛，派能科技绑定了一批优质海外客户。公司与欧洲最大的储能系统集成商Sonnen、英国最大的光伏供应商Segen等公司深度绑定，海外市场营收迅速增长。产品已获得中国、欧盟、北美、澳洲、日本等国际地区的认证，市场占有率行业领先。

派能科技作为行业领先的储能产品提供商，始终坚持垂直化产业布局理念，谋求电芯、模组及储能电池系统一体化发展。而垂直化布局也恰好迎合了海外储能行业产品认证周期较长的特点，多年的耕耘使得公司具有较全的资质认证，让公司在行业内拥有较深的护城河。

派能科技在投资者交流会上表示，公司有着自主创新的研发技术优势与产业链垂直整合的综合服务优势，拥有很强的储能系统集成解决方案设计能力，并且会抓住优质核心客户资源，进一步发展储能业务。

3、鹏辉能源：绑定优质客户，储能电池快速放量

鹏辉能源是国内最早从事储能电池的公司之一，近年来公司明确加速转型储能战略，集中公司资源配置建设储能业务，力争通过储能业务实现公司业绩高速增长。

相较于锂离子电池，钠离子电池能量密度略低但成本优势十分明显。由于储能领域对电池能量密度要求不高，因此钠离子电池在储能领域具有更加广阔的应用前景。鹏辉能源近年来不断加大钠离子电池的研发投入力度，加快布局钠离子电池材料产业链，有利于未来公司钠离子电池产品的开发和大规模量产。

在储能领域，鹏辉能源积累了中国铁塔、中国移动、南方电网、阳光电源、天合光能等众多优质客户。近年来，鹏辉能源不断加快产能建设节奏，预计随着储能市场规模的不断攀升以及公司储能电池产能的建成投产，储能业务将有望实现迅速增长。

鹏辉能源相关人士对奇偶派表示，在欧洲天然气价格波动加大，电价高企的情况下，光伏储能行业景气度将会进一步提升，目前客户对公司户储产品的需求十分强烈。也会根据市场情况积极推进公司产能，扩大产能规模。

写在最后

碳中和、碳达峰趋势下，光伏风电装机继续加速，在风光大规模并网的同时，也对电力系统提出了更高的要求。而储能正是应对新能源发展引起电网波动性增大的必然选项，并且由于储能设备基数极低，将在很长的一段时间内保持高增速。

从需求侧来看，国内储能政策推进带来的大型储能规模化装机，以及欧洲能源危机提振的分布式户储，作为储能需求最为突出的两个Alpha，推动着储能系统的快速落地。

在可预见的未来，技术进步与市场化政策完善将不断推进，伴随着各国家、各地区辅助服务、分时电价、储能租赁具体费用的出台，发电侧、电网侧、用户侧储能的经济性将持续提升，有望以一个低廉的价格，真正实现协助能量时移，护航能源变革！