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新能源的消纳问题愈发突出，能源转型面临严峻挑战。
虽然今天新能源+储能已经得到广泛认可，但是市场还是习惯把光伏、风电等新能源当成主角，而储能仅仅是配角。新能源行业毫无疑问是一片繁荣，前景可期。然而，随着风电、光伏等装机量的快速增长，新能源的消纳问题愈发突出，能源转型面临严峻挑战。基于此，我们越发看到发展大型储能的重要性与紧迫性。大型储能成为最优解——把风和光存下来1、新能源发展浩浩荡荡，燃眉之急由谁解？过去十余年，我国的能源转型取得了全球瞩目的成绩。根据国家能源局数据，截至2021年，我国风光累计装机容量占比达到26.7%，风光发电量占比11.7%。展望未来，新能源发电占比还将持续提升，直至成为主要电力来源，而传统火电慢慢退居二线，终极角色是作为调峰和补充产能。但在新旧能源角色互换过程中，新能源的消纳问题成为其继续发力向上的主要障碍。图1：2021年新能源装机渗透率达到26.7%（单位：万千瓦），资料来源：Wind，华宝证券众所周知，风电、光伏是间歇性能源，容易受到气候天气影响，是典型的“靠天吃饭”。一旦遭遇极端天气，新能源出力的不确定性容易导致局部时段的缺电问题。不管是2021年的全国大范围拉闸限电，还是2022年夏季的错峰用电，缺电问题都严重影响了经济发展和居民生活。背后的本质就是新能源替代传统能源的过程中，新能源的并网消纳出现问题。另一方面，光伏、风电的出力高峰往往与用电需求不一致，随着更多新能源接入电网，将给电力系统带来较大的冲击，严重时候会导致电网频率崩溃，造成大面积停电。根据全球能源互联网发展合作组织研究数据，当新能源的渗透率由20%向上提升将会造成电力系统净负荷的波动幅度陡增，给电网的安全性带来挑战。以山西省为例，作为新能源装机大省，山西近年来火电机组一次调频次数已上升至每日数百次之多。
图2：电网净负荷波动随新能源渗透率提高而增大，资料来源：全球能源互联网发展合作组织首先，新能源发电侧配置储能可以平衡新能源的随机性和波动性，从而有效避免当新能源出力下降，或用电负荷升高时因发电容量不足引发停电问题。比如风光储一体化工程。其次，在电网上配置储能，相当于增加了“缓冲器”，可以有效保障发电端和用电端动态平衡。最后，随着火电等传统可调节电力的占比不断降低，需要引入储能作为新的调节能力来源，从而加强电力系统的灵活性。不过，目前储能的装机速度还远远赶不上可再生能源发展的速度，仍然存在明显的缺口。并且，我们正处于电气化深化的时代，未来电气化的场景将会越来越丰富。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2060年，电能占终端用能的比重有望达到66%。浓缩成一句话，光伏、风电份额的不断增加，储能不仅仅是新能源发展的重要前提，还将深入参与能源转型过程，成为电力系统的关键组成部分。
图3：储能成为新型电力系统的重要组成部分，资料来源：光大证券2、为什么是大型储能？按照《“十四五”可再生能源发展规划》，到2030年，我国风电、光伏总装机容量将达到12亿千瓦以上。面对如此大规模新能源的接入，电网消纳压力可想而知，电力系统迫切需要大型储能来解决新能源消纳问题，以提高电力系统和能源系统的安全性和稳定性。何谓大型储能？顾名思义是指功率和容量较大的储能。根据国标《电化学储能电站设计规范》，大型储能电站定义为功率30MW且容量30MWh及以上的储能电站。储能主要应用场景涵盖发电侧（风电场、光伏电站、传统电站等）、电网侧（电网公司等）与用电侧（家庭、工商业等）。而大型储能更多的应用于发电侧和电网侧。
图5：2022年10月国内部分省最大峰谷电价差（元/度），资料来源：北极星储能网，方正证券其次，电力辅助服务市场机制不断完善，大型储能的收益来源更加丰富，比如提供辅助服务收益、容量租赁、容量补偿等。这意味着过去大型储能收益来源单一的问题迎来改善空间，未来可以通过多做“副业”挣钱。举例来说，我国正积极探索“共享储能”模式，来增加储能电站的收益来源。自2021年以来，宁夏、青海、山东等多个省份先后在政策中明确提出建设发展共享储能，并制定详细的租赁价格指导。比如河南印发的《河南省“十四五”新型储能实施方案》中，规定储能租赁指导价为200元/kWh/年。所谓共享储能，是将独立分散的电源侧、电网侧储能资源进行整合，并交由电网进行统一协调，为多个新能源电站提供服务，从而提高储能资源利用率和收益能力。对新能源企业而言，其可以在服务期限内享有储能充放电权力来满足自身消纳需求，无需单独建设储能电站，从而大幅减低初始资金投入。对共享储能投资商而言，储能项目建成之后，容量租赁费用成为稳定的收入来源。同时，共享储能还能参与电力辅助服务来获取调峰、调频等辅助服务费。当然，面对客观现实，就是中国储能市场发展较晚，不可否认仍然处于商业化初期，配置储能的经济性没有得到充分发挥，未来商业盈利模式还需进一步完善。再从储能成本端分析，根据BNEF数据，从2010年到2020十年间，锂电池组平均价格从1100美元/kWh降至137美元/kWh，降幅达89%。接下来锂电池储能系统要发挥其更大效能，核心驱动力还是依赖成本进一步下探。2022年1月29日，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施发案》，提出到2025年电化学储能系统成本降低30%以上的发展目标，进一步满足构建新型电力系统需求。
图7：抽水储能装机规模预测（万千瓦），资料来源：Wind，长江证券
图8：2025年储能锂电池出货量预测，资料来源：高工储能，安信证券4、哪些环节将更收益？展望未来，新能源装机仍会保持快速提升的趋势，与之配套的大型储能迎来确定性增长，其中产业链核心环节将率先受益行业成长红利。抽水储能产业链上游主要为设备制造商，包括水泵水轮机、发电机和主变压器等核心设备制造企业。其中水轮机主要供应商为东方电气、哈尔滨电气、浙富控股等；水泵主要供应商为凌霄泵业、大元泵业等；变压器主要供应商为保变电气、新华都等。抽水蓄能产业链中游主要为电站设计建设及电站运营公司，电站设计、建设主要企业是中国电建和中国能建，电站运营主要包括国家电网和南方电网。
图10：锂电池储能产业链一览，资料来源：兴业证券 
