怎么看储能板块的投资机会？

分别从储能发展的必要性和经济可行性两个角度阐述行业发展的催化因素：

一、长期储能发展存在必要性

“碳中和”背景下，叠加供需结构性失衡所导致的传统能源价格持续高位，风光发电作为更低成本的电力来源，已经成为了近几年最主要的新增装机主力，全球可再生能源发电量持续提升。以我国为例，2021年，风光水新增装机容量合计126GW，占比接近71.5%；风光水发电量占总发电量比例约为27.7%。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，“十四五期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍”，风光装机仍有巨大可成长空间。美欧等发达国家的风光水发电量占比也已达到较高水平。

在以火电为主导的传统电力系统中，用电负荷存在波动但电源出力连续可控，电网采取“源随荷动”的实时平衡模式。但是风光发电则受自然条件影响大，机组出力存在波动性和不可控性，出力曲线往往与需求曲线并不一致，因此风光发电机组渗透率的提升对源荷平衡提出新挑战，而储能则是新型电力系统下实现“源-荷-网”平衡的核心手段，在表前（发电侧、电网侧）、表后（用户侧）均可应用。

二、短期经济性提升推动需求加速释放

加装储能需要额外的资本开支，因此储能项目是否具有经济可行性是市场化需求的基础，经济性的提升会推动装机积极性提升。

1）中国

1.1）表前：储能参与调峰调频、保证电力系统平衡稳定运行

在发电侧，出于平滑新能源发电的出力曲线的考虑，我国多个省市地区已经发布了强制配储相关政策，普遍要求新能源发电项目配储比例不低于10%，备电时长2h。但由于发电侧储能缺乏有效的盈利模式，自建储能项目会造成风光发电项目的整体收益率下降，在光伏产业链价格高企的局面下，加装储能会进一步压制装机积极性。而在电网侧，储能项目参与调峰调频可以获得一定的补偿收益，且在大部分省市均具备经济可行性。共享储能商业模式的出现将发电侧和电网侧结合起来，提供了更优的解决方案。

2021年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模，鼓励多渠道增加调峰资源。同年12月，国家能源局发布《电力辅助服务管理办法》，加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。

两项政策明确了独立储能的市场地位和盈利模式：一方面，新能源发电企业通过每年支付服务费/租赁费用而无需承担建设成本，从而实现比自建储能项目更高的全生命周期收益率。另一方面，独立储能参与调峰调频的补偿标准得到强化，通过出借调峰调频能力实现了较高的经济可行性。以调峰补偿为例，南网今年3月发布的《南方区域电力辅助服务管理实施细则》中，广东的标准为0.792元/kwh，较2020年提高了0.292元/kwh。

1.2）表后：峰谷电价套利，降低用电成本

根据测算，当储能系统成本为1.5元/Wh时，峰谷价差需达到0.7元/kwh以上，储能项目才具备一定的经济吸引力。2021年以来，随着国内电力市场改革持续深化，企业用电成本趋于上行同时峰谷价差扩大。根据国际能源网的统计数据，2022年1-7月，全国28个省市样本中，17个地区的平均峰谷电价差超过了0.7元/kwh。

2）海外：

海外储能需求的催化因素与国内相似，一方面，中长期新能源发电渗透率提升对电网造成压力，推升储能装机的必要性，多国政策支持储能发展；另一方面，海外电价的市场化程度更高，传统能源供需矛盾加剧推动电价快速上行，欧洲居民电价涨幅超过30%，储能的经济性优势进一步放大，用电侧储能的需求更加迫切。

综合来看，短期居民及企业突破用电限制固然是推动储能需求加速释放的重要因素，但全生命周期经济性提升才是核心。在经济性优势前提下，叠加新能源并网容量持续增长的背景，储能长期需求成长具备较高确定性。