报告出品/作者：申万宏源、朱栋，王霖，王子越
以下为报告原文节选
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1.中美储能市场举足轻重，渗透率迎来加速提升
1.1当前时点，为何要重视中美大储市场
21年全球电化学储能新增装机突破11GW，中国和美国为新增装机最大的两个地区。根据CNESA的数据，21年全球电化学储能新增投运装机规模达到11.12GW，同比增长135%，新增项目主要集中在中美表前储能及欧洲户储。20-21年，全球新型储能新增投运地区分布中，中美欧合计占比超过80%，占据主导地位。中国和美国连续两年成为全球电化学储能新增规模最大的两个地区，贡献市场主要增量。
中美储能市场渗透率迎来加速提升，行业进入高景气度阶段。基于对中美储能市场政策、产业趋势和产品技术的边际变化研究，我们发现：1）政策端，中美对于储能发展均出台诸多鼓励政策，覆盖储能补贴、储能主体市场地位确立、储能参与电力市场激励政策等诸多方面；2）产业端，随着中美光伏新增装机有望在23年恢复快速增长，并且储能锂电成本端压力逐步缓解，储能项目大规模开发期即将到来；3）行业技术端，大容量电芯及长循环寿命技术不断成熟，产业化进展顺利，钠电也即将在23年开启产业化。
1.2政策利好：22年政策频出，23年成效渐现
1.2.1 中国：储能规划目标不断上修，政策打开储能经济性空间
从国家到地方，十四五规划均明确了储能装机的目标。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》和《十四五新型储能发展实施方案》两篇纲领性文件在22年前后发布，国家层面明确到25年新型储能装机目标达到30GW。22年以来，各省出台了各自的十四五能源规划，从已公布的16个省看，目前地方规划的新型储能装机规模合计超过40GW。根据中电联统计，各省规划的25年新型储能发展目标合计有望超过60GW。根据我们测算，按照新建的集中式风光项目配储20%和2h的要求，25年电化学储能累计装机有望达到50GW。从国家到地方的储能装机目标逐步明确，未来5年储能发展的确定性随之增强。
源网侧容量租赁模式逐步落地
容量租赁增厚独立储能收益，山东和河南先后出台支持储能容量租赁的政策。22年8月，河南发布《关于印发河南省十四五新型储能实施方案的通知》，其中明确建立共享储能容量租赁制度，容量租赁参考价为200元/kWh*年，并支持签订10年以上的长期租赁协议和合同。22年9月，山东印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，文件指出山东省电力交易中心将按月度组织撮合储能容量租赁。容量租赁模式的鼓励政策逐步落地，配合各地强制配储要求，独立储能容量租赁的收益空间将逐步打开。
用户侧峰谷价差拉大
分时电价机制优化，多地峰谷价差不断拉大。自2H21以来，全国超过20个省调整分时电价政策，适度拉大峰谷价差水平并建立尖峰电价机制，以此鼓励工商业用户配置储能。根据GGII，峰谷价差超过0.7元/度的地区有21个省市，除去1.5倍代理购电价格，也有15个省市最大峰谷价差超0.7元/度。目前国内工商业储能收入主要来源两部分，一部分是峰谷价差套利，另一部分是利用剩余容量参与电力辅助市场竞标，提供需求侧响应服务。峰谷价差套利的收入是工商业储能收入的大头，收入占比可达80%以上。我们预计，在限电趋紧，分布式光伏渗透率提升以及电价市场化改革的推进下，国内工商业储能发展有望进入快车道。根据GGII预计，22年/25年国内工商业储能装机有望分别突破1GWh/5GWh。
1.2.2 美国：IRA法案通过，政策效果将逐渐显现
补贴延长+抵免增加，储能迎政策边际利好。22年8月，美国通过通胀削减法案（IRA），对光伏及储能均提出新的政策支持：1）光伏：法案的通过提供了长达十年的税收抵免政策，同时税收抵免比例从26%提升至30%，若满足相关条件，最高税收抵免可提升至70%；2）储能：之前光伏配储在补贴范围内，IRA首次将独立储能纳入补贴范围。除此之外，对于满足条件的大储项目，税收抵免比例提升，表前电力储能的发展进一步得到政策倾斜。
1.3产业趋势：上游量价瓶颈打开，储能大规模建设提速
1.3.1 趋势一：中美光伏装机有望提速
硅料产能释放打开光伏装机弹性。2022年光伏终端需求增长旺盛，国内多晶硅现货价从年初的24万元/吨涨至8月的超30万元/吨，预计2022年国内多晶硅供应量为92万吨，可支撑交流侧装机240-250GW，下游地面电站的装机增长仍受制于硅料供应瓶颈和价格。
2023年将迎硅料产能释放大年，结合Solarzoom相关统计，全球硅料名义产能将从22年底的128万吨增长至23年底的240万吨，预计23年多晶硅全球供应量约为147万吨，可支撑超400GW的交流侧装机。23年起硅料新增产能开始批量释放，对应硅料价格开启下行通道，也为对组价价格敏感度较高的集中式电站项目的建设带来了弹性。
国内风光大基地建设有望加快，关注大基地配储进展。根据国家能源局、发改委文件，我国第一批风光大基地共涉及18省份，规模总计97GW，目前90%以上已开工建设。第二批风光大基地规划到2030年建设风光基地总装机约455GW，其中十四五规划建设风光基地总装机约200GW，十五五规划建设风光基地总装机约255GW。目前风光大基地计划将煤电作为支撑电源，其与新能源的联合送出可减少新能源的随机波动，发挥电力基础保障和系统调节作用。与此同时，由于火电提速需要时间，响应速度不如新型储能，新建项目配套一定比例的新型储能可进一步提升电力稳定外送的能力。随着23年第一批风光大基地陆续进入装机运行期，配储项目有望随之加快建设。
1H22美国光伏短期受供应链扰动，2023年储能有望随光伏一同爆发。美国光伏装机主要由住宅、非住宅和公用事业组成，其中公用事业装机是主要增量需求。根据SEIA预计，美国光伏累计装机规模将从目前的129GW增长到2027年的336GW，其中未来5年公用事业类光伏将新增162GW装机。短期美国光伏装机受到供应链扰动，根据SEIA数据，美国1Q22/2Q22公用事业光伏装机分别达2.2GW/2.7GW，1H22的新增装机处于2019年以来的最低水平。但与此同时，订单需求仍然不断迸发，1H22美国新签署超过10GW的公用事业光伏合同，订单量创2019年以来的新高。目前美国给予了部分东南亚国家的太阳能组件2年的特定关税豁免，我们预计23年美国公用事业光伏装机有望恢复较快增长，而美国公用事业光伏配储比例较高，未来储能需求将同步爆发。
1.3.2 趋势二：电池成本有望下行
碳酸锂价格在22年上半年大幅上涨至40-50万元/吨，目前价格涨势趋缓但依旧维持50万元以上高位，23年锂资源新增供给将逐步释放，根据天齐锂业H股招股说明书，23年精炼锂供给将超过需求，并且未来5年供给过剩情况将持续扩大，碳酸锂现货价格有望进入下行通道，预计23年有望回落至40万元/吨左右。
近年来锂电池价格整体呈下降态势，年降幅近15%，21年储能电芯价格降至接近0.7元/wh，系统造价成本降至1.5元/wh，成本端的下降推升了更多投资方参与的热情。22年在上游原材料价格大幅上涨的背景下，电池价格跟随上涨；23年随着主要原材料碳酸锂价格的下行，电池价格也将重回下降通道，将有力推动大储项目建设进程。
1.3.3趋势三：中美储能项目开发达百GWh级
中国多省份发布储能示范项目，23年迎装机并网高峰。根据储能与电力市场统计，2022年至今已启动的独立储能项目总规模达34GW/70GWh，其中超过30%的项目进入EPC/设备招标、建设阶段。自2021年以来，多个省份出台多批储能示范项目，而示范项目对于22年底和23年年中均有明确储能并网投运目标，未来储能项目进入实质性建设的规模将继续扩大。22年集采方式已经成为国内储能开发商的重要采购手段，根据储能与电力市场统计，截止22年11月，已完成集采招投标的储能系统+EPC规模为15GWh。部分央企布局储能系统集成，电池簇和PCS集采规模显著增大，电芯和电池簇集采规模达6GWh，PCS集采规模约4GW。我们预计，储能项目中标至项目建设完工周期约3-6个月，23年中国储能装机并网规模将迎来高峰期，中标企业的业绩将从预期阶段走向兑现阶段。
截止3Q22，美国约有14GW/37GWh的储能项目处于开发中。根据美国清洁能源协会统计，截止3Q22，美国正在开发的清洁电力项目共132GW（相当于可支持3400万美国家庭的电力需求），其中光伏/陆风/海风/电池储能分别占59%/17%/13%/11%。美国正在开发的14GW/37GWh储能项目地区分布上，约5.5GW位于加利福尼亚州，超过2.7GW在德克萨斯州，内华达州和亚利桑那州均为1.4GW左右。
1.4技术进步：电芯大容量/长循环/钠电
1.4.1 电力储能电池专用化，大容量电芯得到认可
针对大储场景要求，大容量储能电芯在行业内的开发不断成熟。大储项目具有追求低成本、大容量和安全性的特点。280Ah及以上大电芯相比50/100Ah电芯在电力储能的适配优势明显：1）pack端零部件使用量减少，拥有天然的成本优势；2）高集成度使得体积能量密度更高；3）后端集成和EPC装配工艺简化，大幅节省土地基建、集装箱等方面的成本投入；4）同等容量下并联电池数少，方便BMS的安全管理。以40尺2.5MWh风冷储能集装箱为例，单个集装箱约需要120Ah的电芯6510个，280Ah的电芯2790个，并联数目可减少一半以上。宁德时代自2020年量产推出280Ah磷酸铁锂电芯以来，目前国内已超过10家电芯企业对外销售其280Ah磷酸铁锂电池产品，部分厂商开始规模生产300Ah等更大容量储能电芯，大容量储能电芯产品逐渐在行业内走向成熟。
大容量电芯愈加得到下游项目建设方和投资方青睐，有望催化大储渗透率提升。电池技术演变方向之一就是单体电芯容量不断提高，方形电芯从50/100Ah向280Ah升级成为储能电池专用化的重要发展方向。目前政府政策和储能项目的招标开始向大容量电芯倾斜，部分项目招标明确要求采用容量不低于280Ah的电芯。2021年2月，大同市政府发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，指定储能产品的起点标准要达到单体电芯容量280Ah及以上。2022年，多个集采和储能项目招标均要求储能单体电芯不低于200或280Ah。未来随着行业内更多企业的跟进和布局，大容量电芯有望成为大型ESS市场的主流方案。
1.4.2 储能电芯循环寿命提升明显，有望显著改善度电成本
动力电池侧重能量密度的提升，而储能电池更为侧重循环寿命的提高。电力储能项目投资关注点短期内以初始投资成本为主，中长期的趋势来看，将更看中全生命周期成本。电力储能对储能系统循环寿命和倍率性能要求更高，而电力储能应用分为容量型和功率型，其中容量型应用注重电池充放的经济性，要求电芯和系统具备高循环寿命和宽泛的工作温度范围。功率型应用注重短时调频的实时响应，要求电池能短时间高倍率充放电。目前容量型应用是电力储能主流，在电力储能初始投资成本压力较大的情况下，更高循环寿命的电芯意味着全生命周期度电成本的降低。我们认为，随着国内大型储能建设的驱动因素逐渐由政策驱动转向政策+经济性联合驱动，项目投资方将更加青睐循环寿命高的电池，储能行业竞争将从重视初始投资成本转向重视度电成本。
22年多家公司推出高循环寿命的产品，有望显著改善储能LCOS。行业内储能电芯的循环寿命一般在6000-8000次。目前行业内多家公司陆续推出高循环寿命的产品，例如宁德时代EnerC和EnerOne两款液冷储能系统均可实现最高12000次循环，中创新航22年9月在成都成功下线循环寿命达12000次的电芯。当前我国大部分电化学储能电站度电成本（LCOS）在0.5元/kWh以上，抽水蓄能电站度电成本在0.21-0.25元/kWh。我们测算，随着电芯循环寿命的提升，远期储能LCOS有望下降至0.3元/kWh左右，接近抽水蓄能的LCOS。
1.4.3 钠电蓄势待发，23年有望成为发展元年
钠离子电池在储能领域大有可为。钠离子电池成本具有显著优势，同时安全性更高、低温性能和倍率性能更好，但与锂离子电池相比，钠离子电池能量密度低、当前循环次数也略低。我们预计，
国内企业多点开花。传统锂电企业的钠电布局由宁德时代主导，其一代钠电池电芯单体能量密度高达160Wh/kg，二代有望突破200Wh/kg，预计2023年形成基本产业链。据传艺科技公开披露，公司4.5GWh钠电产线、5万吨电解液产线将于2023年投产，预估钠电出货价0.6-0.7元/Wh，预估成本0.35-0.45元/Wh，对应毛利率30%-40%。2023年国内钠电量产出货量有望达到8GWh。
2. 三大对比观中美，储能发展启新章
中美储能市场为全球储能标杆市场，两者占全球市场规模的60-70%。通过对比两个储能市场的发展现状、政策经济性和风光渗透率，我们希望分析未来中美储能渗透率变化趋势和产业链投资机会。同时，针对未来中美大储市场的生态环境和商业逻辑如何演绎的问题，我们希望站在当前时点，给出一些前瞻性思考供参考。
2.1 中美储能市场的发展现状对比
从市场体量看，20-21年中美储能装机同时迎来快速增长。20年，中国与美国电化学储能新增装机分别达到1.56GW/1.47GW，同比增长145%/188%；21年，中国与美国电化学储能新增装机分别达到2.26GW/3.51GW，同比增长45%/138%，新增装机规模均创新高。
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