商业模式不清晰是主因，本质上是成本分摊问题
国内表前市场储能发展滞后的本质原因是商业模式不清晰。美国储能通过获得RA合同（容量电价）、PPA电价（较可再生能源溢价）， 并参与辅助服务市场，获得稳定且可观的盈利，最终是终端用户通过电价为储能付费。但国内电价机制仍未市场化，储能的大部分成本 由可再生能源企业内部消化，无疑对商业模式的确定性、产业链盈利空间造成影响。
政策几经波折，商业模式完善带动装机高增长
国内储能市场2018年在电网侧大规模投资带动下，呈现爆发式增长；但2019年5月，《输配电定价成本监审办法》出台，不允许储能设 施成本纳入输配电价，进而导致电网侧投资热情下降。2020年，多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件，在2020- 2021年带动国内储能市场修复；2022年独立储能成为国内新的商业模式，拉动储能装机增速再度抬升。
02、展望：从量到利，多因子共振的景气加速
1-9月储能中标超10GWh，反映需求有积极变化
2021年国内储能装机量在4GWh左右，2022年从中标量口径来看，预计会有显著增长。根据索比储能网统计，2022年1-9月国内储能 系统中标10.8GWh，EPC中标12.6GWh，项目中标已经临近并网落地，预计2022年装机量有望突破10GWh。
需求启动的原因，是独立储能形成完整的盈利框架
2022年以前，国内储能多数是电源侧项目，存在明显弊端，一是储能作为可再生能源的成本项，定价不清晰；二是储能仅满足并网要 求，诸多项目没有实际充放电；导致存在劣币驱逐良币。2022年独立储能成为主流，盈利模式更加清晰，包括容量租赁比例、容量补 偿、现货价差和辅助服务收益，能够使得新能源建设规模增长，传导至储能的盈利和规模增长。
然而目前经济性仍不足，因租赁率偏低和政策不确定
今年实际运行的山东示范项目，经济性仍有所不足，100MW/200MWh的 项目造价在3.6-4亿元，每年能够获得容量租赁费600万、容量补偿600万、 现货价差收益2000万左右，合计约3200万，IRR不足4%。容量租赁比例偏低、容量补偿政策波动大，是导致经济性不足的主要原因。
容量租赁：强配理论空间大，执行取决于迫切性
据不完全统计，目前已有16个省份发布了可再生能源强制配储的计划，目前平均在10%的功率、2h的备电时长；结合各省“十四五” 新能源装机规划，在考虑地面电站、分布式强制配储的情况下，可测算储能至少需要100GWh。值得一提的是，目前已披露的18个省份 储能“十四五”规划目标为52GW（约100GWh），国家层面的目标是2025年累计装机30GW。地方执行强配储能的力度，也需要视电源平衡的实际情况而定，从消纳率来看，内蒙、甘肃、陕西、山东、山西、湖南等可能相对迫切。
容量租赁：降本趋势下，配储经济性问题将得以解决
要求可再生能源强制配储的前提是项目经济性，2022年由于光伏组件价格处于高位，配储后的经济性较差，也影响了集中式电站建设 和独立储能容量租赁的比例。不过从敏感性分析来看，在1.8元/Wh的储能系统价格下，光伏组件价格下降至1.8元/W左右即能够实现 5.4%的IRR，若组件价格下降至1.65元/W，则项目IRR抬升至6%；这也就意味着技术进步和降本趋势下，风、光是具备配储条件的。
容量租赁：从经济性角度考量，租赁要好于自建
对于可再生能源企业而言，自建储能、租赁独立储能主要是出于经济性考虑：1）从自建转为租赁，可以减小可再生能源运营企业的初 始投资压力；2）在容量租赁价格200元/KWh/年以下的情况下，租赁能够比自建实现更高的IRR水平；3）政策方面，出于鼓励储能与 电网连接的考虑，政策鼓励独立储能，包括参与现货交易时免输配电价和基金附加，给予独立储能容量补偿等。
现货价差：独立储能套利机制逐步完善，增厚盈利
在容量租赁之外，电力现货市场的价差套利是独立储能另一个重要的收入来源点。山东是国内首个允许独立储能参与到电力现货市场的 省份，山东的现货价差达到0.4元/KWh，且得益于475号文免除独立储能充电的输配电价和政府性基金及附加，现货价差能够获得可观 收益。在平均价差0.4元/KWh、循环寿命6000次、储能租赁比例35%的情况下，独立储能的IRR能够达到5.7%。 不过现货市场套利也存在不确定性，主要是对峰谷电价的预测偏差，导致实际价差可能不及预期。
容量电价：长期引导方向，中期或以试点形式开展
关于独立储能构建容量电价政策，并纳入输配电成本核算，是发改委在 2021年4月就明确的方向；后广东出台过具体文件，山东正式出台过容 量补偿标准，从山东政策变化频繁可以看出，容量电价仍有经济性问题。 参考抽水蓄能的容量电价，预计独立储能的容量电价或是以地方示范形 式开展；或是不进行全成本补偿，结合现货/辅助服务盈利。
用户侧储能：分时电价改革，峰谷价差有望拉大
用户侧削峰填谷的经济性核心取决于峰谷电价差，从全国各地的数据看，北京峰谷价差最大，最高超过1元/Wh；江苏、广东、浙江等 地接近0.8元/Wh，大多数地区在0.6-0.7元/Wh，最低在0.3-0.4元/Wh。2021年7月，发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的 通知》，要求各地统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地 方原则上不低于3:1。后续随地方政策陆续支撑，国内有望有更多的省份达到0.7元/KWh以上的峰谷价差。
03、投资：弹性为先，重视“从零到一”机会
储能EPC：循环寿命、系统效率是差异化的关键
储能EPC目前来看仍有差异化，原因是储能系统涉及到数千颗电芯的集成、复杂的充放电策略，且经济性对系统循环寿命、能量转换效 率的敏感性高。目前储能电芯能够实现7000-8000次的循环，但系统层面的差距可能是4000次与6000次，对经济性影响较大。储能EPC有低压塔式、高压级联、智能模块等不同技术路线，目前看传统方案是低压塔式，高压级联通过减少变压器提高转换效率、通 过串联高电压方案减少损耗；智能模块则通过EMS、BMS、热管理的精确控制，算法对电芯容量的模拟，实现循环和效率的提升。
储能温控：技术升级、价值量提升的零部件环节
储能温控同样是国内储能的弹性方向，且相较于行业增长，温控的阿尔法一是来自技术进步，从风冷走向液冷，价值量有望提升；二是 参与的企业为传统行业龙头，企业质地较优，目前的格局相对稳定。
储能电池&逆变器：优质龙头持续受益于国内增长
储能锂电池、逆变器为储能系统中价值量最大的环节，分别占到60%、 10%的成本比重。从竞争格局上看，电池方面宁德时代份额约40%，亿 纬、鹏辉、南都、海基、中航、海辰等有可观份额；逆变器方面上能、 科华、索英、阳光、盛弘等出货靠前。
