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第一部分：國內(nèi)儲能政策及經(jīng)濟(jì)性分析
　　我國電化學(xué)儲能政策解讀與展望
　　當(dāng)前解讀一：強(qiáng)制配儲是當(dāng)前我國儲能發(fā)展的核心驅(qū)動(dòng)力，儲能政策已在邊際改善新能源配儲成本壓力。儲能逐步成為剛需，在用戶電價(jià)上漲受到較多制約的情況下，我們認(rèn)為強(qiáng)制配儲政策是要求新能源逐步承擔(dān)與傳統(tǒng)電源相近的調(diào)節(jié)責(zé)任，并負(fù)擔(dān)更多系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本。相較于過去新能源場站自建小規(guī)模儲能，當(dāng)前政策趨向引導(dǎo)發(fā)展較大單體規(guī)模的獨(dú)立儲能電站，以發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)和便于電網(wǎng)集中統(tǒng)一調(diào)度。相應(yīng)地，各地政策也在引導(dǎo)賦予儲能獨(dú)立市場地位，不斷破除儲能參與輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場等機(jī)制障礙，拓寬了儲能收益渠道，并取消了儲能充電的輸配電價(jià)、政府基金及附加等額外成本。
　　當(dāng)前解讀二：國內(nèi)儲能加速發(fā)展不在于儲能單獨(dú)盈利能力，而是主要取決于“新能源+儲能”的綜合收益率能否滿足投資回報(bào)要求。隨著光伏、儲能上游原材料價(jià)格下行帶來光伏和儲能成本下降，以及儲能政策邊際改善帶來儲能收入增加，“新能源+儲能”的綜合收益率有望不斷改善，強(qiáng)制配儲政策執(zhí)行剛性預(yù)計(jì)不斷增強(qiáng)，且配儲比例和時(shí)長也將逐步提高，國內(nèi)儲能相應(yīng)將迎來加速發(fā)展。
　　近中期展望：調(diào)節(jié)服務(wù)市場化是實(shí)現(xiàn)儲能經(jīng)濟(jì)性重點(diǎn)，預(yù)計(jì)儲能收益及構(gòu)成因各地市場化改革進(jìn)程和方案差別而呈現(xiàn)較大區(qū)域差異。加速現(xiàn)貨市場建設(shè)、推動(dòng)輔助服務(wù)市場化和探索容量機(jī)制是提升儲能經(jīng)濟(jì)性的重要手段，用戶電價(jià)承受力是各地電力體制改革的核心關(guān)切，如何分?jǐn)傉{(diào)節(jié)服務(wù)成本會呈現(xiàn)較大區(qū)域差異。展望看，北方地區(qū)預(yù)計(jì)可能將更多調(diào)節(jié)成本疏導(dǎo)到新能源側(cè)，儲能可能相應(yīng)逐步由強(qiáng)制政策推動(dòng)轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌龌瘷C(jī)制驅(qū)動(dòng)。
　　我國電化學(xué)儲能經(jīng)濟(jì)性分析
　　電源與電網(wǎng)儲能：儲能通過減少新能源棄用、調(diào)峰、調(diào)頻等單一渠道實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性仍有壓力，暫不足以支撐儲能大規(guī)模發(fā)展。減少新能源棄用方面，我們測算表明儲能僅用于消納棄用新能源的經(jīng)濟(jì)性不佳，除開當(dāng)前新能源棄用率普遍較低外，新能源出力的季節(jié)不均衡特性也會導(dǎo)致配儲的利用率偏低。調(diào)峰方面，我們測算表明電化學(xué)儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)仍難以實(shí)現(xiàn)合理收益，原因在于調(diào)峰年平均價(jià)格偏低或調(diào)用次數(shù)不足。調(diào)頻方面，我們測算表明電化學(xué)儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)有望具有較好經(jīng)濟(jì)性，但調(diào)頻市場容量相對有限，難以支撐儲能大規(guī)模發(fā)展。
　　獨(dú)立儲能：預(yù)計(jì)當(dāng)前共享儲能發(fā)展趨勢是發(fā)電集團(tuán)建設(shè)獨(dú)立儲能用于內(nèi)部共享，而強(qiáng)制配儲退出仍需儲能大幅降本。以山東為現(xiàn)狀樣本看，我們測算共享儲能在較為理想條件下可實(shí)現(xiàn)資本金收益率7.3%，其中容量租賃收入占總收入的43.8%，實(shí)際總收入仍存不少風(fēng)險(xiǎn)。當(dāng)前獨(dú)立儲能發(fā)展需要依賴新能源企業(yè)的容量租賃收入，第三方投建共享儲能可能面臨較高的租賃收入風(fēng)險(xiǎn)，當(dāng)前共享儲能發(fā)展阻力最小路徑是發(fā)電集團(tuán)自建獨(dú)立儲能用于內(nèi)部共享。近期展望看，“新能源+儲能”經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵在于新能源降本幅度大于配儲附加成本，我們測算表明單瓦容量新能源配儲成本大致為0.30元/W。中期展望看，強(qiáng)制配儲政策退出需要獨(dú)立儲能不再依賴容量租賃收入，不考慮輔助服務(wù)收入時(shí)，我們以山東算例測算實(shí)現(xiàn)6.5%收益率要求儲能單位投資降至1.17-1.35元/Wh；若疊加的輔助服務(wù)年收入從300萬元增加到1500萬元時(shí)，對應(yīng)要求的單位投資可由1.47元/Wh增至1.85元/Wh。需要指出的是，當(dāng)前測算條件較為理想，對儲能產(chǎn)品質(zhì)量和運(yùn)營水平要求較高。
　　用戶儲能：我國部分省區(qū)工商業(yè)儲能峰谷價(jià)差套利已初具經(jīng)濟(jì)性，相關(guān)需求更大規(guī)模釋放仍有待儲能進(jìn)一步降本。根據(jù)我們測算，按照每日2充2放策略，在峰谷價(jià)差超過0.7元/kWh，且循環(huán)次數(shù)超過5000次時(shí)，電化學(xué)儲能通過峰谷套利收益具有經(jīng)濟(jì)性。在我們理想測算條件下，每日2充2放策略下儲能投資回收期可達(dá)5.8年，實(shí)際仍需儲能進(jìn)一步降本。
　　我國電化學(xué)儲能投資思路
　　儲能集成參與者眾多，預(yù)計(jì)客戶資源優(yōu)勢是短期競爭重點(diǎn)。國內(nèi)獨(dú)立儲能預(yù)計(jì)漸成主流，且其投資運(yùn)營發(fā)展阻力最小的方式是由發(fā)電或電網(wǎng)央國企投資運(yùn)營。相應(yīng)地，客戶資源優(yōu)勢預(yù)計(jì)是儲能EPC和集成商競爭重點(diǎn)。
　　儲能商業(yè)模式仍處完善期，成本競爭仍是各環(huán)節(jié)競爭核心。國內(nèi)儲能短期仍面臨較大盈利壓力，當(dāng)前儲能項(xiàng)目仍更重視控制初始投資成本，成本競爭是產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)難以避開的重點(diǎn)。同時(shí)不少上游企業(yè)將選擇價(jià)格策略來搶占市場份額，市場初期預(yù)計(jì)自主生產(chǎn)制造能力強(qiáng)的企業(yè)更具先發(fā)優(yōu)勢，體現(xiàn)在成本控制力更優(yōu)、產(chǎn)品迭代能力更強(qiáng)。
　　國內(nèi)儲能投資建議：
　　1.具有客戶資源優(yōu)勢的儲能投資、EPC和儲能集成企業(yè)，建議關(guān)注【南網(wǎng)科技】、【南網(wǎng)儲能】、【許繼電氣】、【平高電氣】、【國電南瑞】、【寶光股份】、【智光電氣】、【新風(fēng)光】、【科陸電子】、【中天科技】、【林洋能源】、【永福股份】；
　　2.具有成本競爭優(yōu)勢的電池和PCS企業(yè)，建議關(guān)注【南都電源】、【上能電氣】、【科華數(shù)據(jù)】、【盛弘股份】；
　　3.儲能安全要求不斷提升利好的溫控消防企業(yè)，建議關(guān)注【英維克】