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新型电力系统建设加速，电化学储能赛道爆发

核心内容

新型电力系统建设是实现“双碳”战略的重要支撑，随着全球可再生能源发电量及新增装机容量持续提升，电网转型升级与电化学储能技术发展成为关键投资方向。电化学储能作为新型电力系统的重要组成部分，其技术成熟度、经济性及政策支持推动了该赛道的爆发式增长。

主要观点

• 全球风光发电成本持续下降：2010-2020年，全球光伏/陆上风电/海上风电度电成本降幅分别为85%/56%/48%，光伏和陆上风电已进入平价上网阶段。
• 风光发电占比提升：2012-2020年，全球太阳能和风电发电量占比提升7.4PCT至10.2%，新增装机占比提升17.2PCT至52.5%。
• 中国风光发电发展迅速：2011-2020年，中国风电和太阳能发电量占比提升8.0PCT至9.5%，新增装机占比提升19.7PCT至24.3%。
• 全球可再生能源投资占比上升：2020年全球可再生能源投资占比达45%，电网侧资本开支超2500亿美元。
• 中国碳排放趋势：2011年之前碳排放增长较快，2013年以来增速基本降为零，近三年保持在90-100亿吨水平。
• 电化学储能发展迅速：全球电化学储能累计装机从2016年的1%提升至2020年的7%，2021年新增装机量创历史新高。
• 政策驱动储能发展：2021年《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，2030年全面市场化。
• 电化学储能技术成熟度：锂电池是当前应用最广的电化学储能技术，具备寿命长、能量密度高等优点。
• 储能经济性提升：预计2023年光储电站IRR可达到8%，具备显著经济性。

关键信息

新型电力系统建设

• 双碳战略：中国碳中和路径分为三个阶段，2020-2030年为碳排放达峰，2030-2045年为快速减排，2045-2060年为深度脱碳。
• 电网转型：从“源随荷动”向“源网荷储”转变，提升电网可靠性与稳定性。
• 投资机遇：电网数字化转型、新能源并网保护及监控、配网升级、储能系统建设等成为重点投资方向。

电化学储能发展

• 技术优势：电化学储能具备地理位置限制小、建设周期短、成本持续下降等优势，预计成为未来主流。
• 应用场景：包括容量型、能量型、功率型和备用型储能，满足不同时间尺度和场景需求。
• 成本预测：2020年储能系统均价为299美元/千瓦时，预计2030年降至167美元/千瓦时，年复合降幅达6%。
• 政策支持：2021年国家发改委和能源局发布政策鼓励新能源发电企业自建或购买调峰储能能力，提升储能渗透率。

储能需求预测

• 中国发电侧储能：预计2025年新增装机达28GW/70GWh，2030年新增装机达106GW/319GWh，渗透率从9%提升至87%。
• 全球发电侧储能：预计2025年新增装机达71GW/178GWh，2030年新增装机达271GW/812GWh，渗透率从6%提升至81%。
• 中国电网侧储能：预计2025年新增装机需求达5GWh，2030年达21GWh，渗透率从1.70%提升至11.7%。
• 全球电网侧储能：预计2025年新增装机需求达16GWh，2030年达70GWh，渗透率从1.5%提升至11.5%。

投资建议

• 电网侧：关注电网数字化转型、新能源并网保护及监控、配网升级、储能系统建设等方向。
• 发电侧：关注新能源电站监控及协调控制、火电灵活性改造等方向。
• 受益公司：包括国电南瑞、四方股份、许继电气、思源电气、宏力达、中国西电、安靠智电、炬华科技、林洋能源、海兴电力、威胜信息等。

风险提示

• 技术风险：储能技术仍需进一步成熟与优化。
• 政策风险：政策支持力度可能变化。
• 市场风险：市场需求可能受经济环境影响。
• 成本风险：储能系统成本下降速度可能不及预期。