为实现“双碳”目标，推进高质量发展，能源变革是关键。作为高科技战略产业，储能是国家构建新型电力系统、达成“双碳”战略目标的重要技术保障，对于确保能源安全、实现绿色转型、推进创新发展具有不可替代的作用。受益于新能源汽车拉动，我国成为全球锂电池产业链供应链的重要高地，为储能产业发展壮大奠定了很好的基础。未来储能产业在碳达峰碳中和进程中将发挥关键作用。在政策红利和技术革新的双向加持下，巨大的市场容量也为融资租赁业带来了历史性机遇。
一、理清内涵定方向，电化学储能或成“最佳”赛道
储能是指通过介质或设备把能量以某种形式存储起来，在需要时再以特定的形式释放出来的过程，其在电力领域存储的主要是电能。
根据能量存储形式的不同，分为机械储能、化学储能、电磁储能、热储能和氢储能等。
其中，机械储能中的抽水蓄能是目前最主要、最成熟的储能方式，但受地理选址和建设施工的局限，抽水蓄能未来发展空间有限。以锂离子电池为代表的电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术，具备长期经济性。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，电化学储能成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。
二、立足数据看价值，储能对实现“双碳”目标意义重大
发展储能是高比例可再生能源下的必然要求，是碳中和时代的必然呼唤。根据“十四五”能源规划，到2025年，我国非化石能源消费比重提高到20%左右，非化石能源发电量比重达到39%左右，电能占终端用能比重达到30%左右。新能源的大量接入，对电网的安全稳定运行造成了影响，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源5亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。发展储能可以很好地解决新能源大规模并网引起的发电高峰和用电高峰错配及电网不稳定问题，通过削峰填谷促进新能源消纳，缓解电网的调峰压力。此外，储能可以提供调频服务，解决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，提升系统安全稳定水平。
2021年，虽然面临新冠疫情和供应链短缺的双重压力，全球新型储能市场依然保持着高速增长态势。全球新增投运电力储能项目装机规模18.3GW，同比增长185%，其中，新型储能的新增投运规模最大，并且首次突破10GW，达到10.2GW，是2020年新增投运规模的2.2倍，同比增长117%。美国、中国和欧洲依然引领全球储能市场的发展，三者合计占全球市场的80%。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。
三、透过政策看发展，行业发展有望迈入“快车道”
储能行业目前正处于从示范性项目为主到全面产业化的过渡阶段，预计会在“十四五”期间维持较高增速。国家发改委和国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）中指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。据CNESA统计，2020年底我国新型储能累计装机仅3.3GW。与规划目标相比，“十四五”我国新型储能累计装机容量将增长约9倍。
储能行业发展的主导因素目前仍处于政策引导多于经济性本身。国家政策引导储能大规模发展，地方政府纷纷响应推出配储政策。截至2021年末，全国已有21个省级行政区在全省或部分地区明确了新增新能源发电项目规制性配储比例及配储时长的要求，3个省份出台鼓励配储政策。综合来看，各地平均的配储比例约为10%，配储时长2小时。仅2022年上半年，国家共发布储能相关政策52项，各省份地区共发布储能相关政策437项。
随着一系列政策落地，储能项目招标明显提速。
增速方面，根据广发证券相关统计，2021年国内新型储能招标功率和容量达7.42GW、10.13GWh。2022年1-8月国内储能招标功率和容量达13.82GW、27.70GWh，已达到去年全年的186.32%、273.45%，同比提升465.44%、496.17%。
价格方面，2022年以来，在上游锂电材料价格大幅攀升、共享储能等商业模式推广应用、电网对新型储能安全性要求提升等多重因素作用下，储能系统和EPC中标价格均有所回升。目前储能系统报价在1.45元/Wh-1.65元/Wh左右；储能EPC报价因涉及不同的升压、接网、外送工程，价格差异较大，EPC均价范围在1.6元/Wh-2.5元/Wh之间，部分项目可能超3元/Wh。随着共享储能、独立储能等新兴模式的兴起，有望为储能构建起合理收益，行业有望迈入发展快车道。
四、找准路径谋突破，融资租赁业务可关注四大方向
共享储能电站
共享储能是独立储能运营的一类商业模式。独立储能指的是独立储能电站，其独立性体现在可以以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。共享储能是由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。共享储能本质是引入建设储能电站的第三方投资商，业主无需承担建设储能电站成本，只需每年支付租赁费，有利于减轻一次性投入的资本开支，缓解资金压力；第三方共享储能的投资商需承担建设储能电站的费用，收益来源为稳定的租赁费用，若考虑调峰辅助服务的收益，经济性较好，收益可观，适合融资租赁业务切入。
产业链中上游企业
储能电池是电化学储能的主要载体，是储能产业链上的核心环节，其成本约占储能系统的70%左右，其中磷酸铁锂电池是储能电池行业的主流。受益于新能源汽车、清洁能源储能等下游需求快速扩张，锂电池需求量及出货量快速增长，行业以宁德时代和比亚迪领跑，竞争格局集中，龙头企业融资租赁需求不高。但对于储能电池产业链中上游，细分行业多，市场空间广阔，适租客群较大，例如上游的正负极材料，近年来出货量逐年上涨，市场需求大，融资租赁业务有一定市场空间。
火电灵活性改造
火电灵活性改造是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，本质核心是收益模式的变化。随着发电量计划的放开、燃料和上网电价的双侧波动以及中长期电力交易的拓展，许多电厂的盈利模式发生了根本转变，灵活性改造收入占比迅速攀升。火电灵活性改造项目一般投资额相对较大，通过调峰补偿收益回收投资周期较长。在火电厂自身不出资建设的情况下，建设方将有明确的资金需求，也为融资租赁公司提供了参与机会。
工商业用户侧储能
我国多个省区的一般工商业和大工业峰谷价差超过0.7元/kWh，且广东、浙江等地区的工商业峰谷价差甚至超过1元/kWh。即使考虑到用户侧峰谷电价波动，电化学储能在我国部分省区工商业用户情景已具备经济性，有望优先在峰谷电价价差较大区域得到较快发展。目前电化学储能已经发展出“发电侧、电网侧、用户侧”的储能配置格局，部分融资租赁同业也已开展针对中小工商业用户的融资租赁产品服务，相信随着未来在用户侧储能技术的更加成熟、成本的下降等众多利好因素加持下，用户侧储能融资租赁有望迎来春天。
