近日全球首个“二氧化碳+飞轮储能示范项目”在四川省德阳市建成，标志着我国这一储能技术迈开了工程化应用的步伐。这个“零碳超级充电宝”占地18000平方米，约为两个半足球场大小，储能规模0MW/20MWh，能在2小时内存满2万度电。

民生证券表示，长期来看，储能度电成本仍有待继续下降。若当前储能度电成本可以降低至0.2元/kwh及以下，则光储结合相比火电或具备经济性，而其二者结合提供的电也更加稳定可控。但各地区发电成本、上网电价不同，或存在一定差异性。

德邦证券认为近期新能源板块的回调主要受交易兑现、经济悲观预期等影响，与个股关系不大。看好储能未来的发展空间，未来3至5年，储能的爆发率有望超过新能源车。目前储能是0到1的阶段，如同三年前的新能源车。

顶层设计加码，储能迎超级风口

双碳战略下，全球能源结构调整势在必行，风光电高比例接入电网，为电网安全造成冲击，储能可平抑风光电不稳定性，已渐成刚需。因此，全球政策对储能装机高度倾斜，以保障电力系统安全性：欧洲国家石油、天然气等自然资源受限，故大力发展新能源，并对储能进行相应补贴，现户用储能已率先起量；美国通过税收减免、财政补贴、强制配储等方式支持储能，现已成为全球最大储能市场；国内2021年出台储能顶层政策，随后不断完善实施细则，推动行业发展。投资角度看，欧洲户储行情已率先演绎，美国针对分布式项目延长ITC税收减免，有望接棒欧洲户储，维持户储高增速；大型储能方面，美国加州、德州等地区新能源发电占比高、电力系统成熟，需求确定性强，中国则在发电侧要求强配储能，亦有较高确定性。相对而言，大型储能量级高于户用储能，下阶段应重点关注受益于美国、中国大型储能放量标的，户储则将维持较高增速，具持续性投资机会。

多场景刚性需求，储能经济性迎拐点

储能在不同场景下发挥作用，需求渐趋刚性。发电侧，储能与风光电配合装机，解决新能源消纳问题，并平抑其波动性；电网侧，储能参与辅助服务市场，维护电力系统安全、稳定；用电侧，工商业用户利用储能进行峰谷价差套利，同时可协助电力系统实现削峰填谷。

储能经济性由度电成本与发电收益共同决定，度电成本方面，应重点关注储能系统降本情况及循环次数提升情况；发电收益方面，应重点关注新能源发电占比情况及电力市场建设情况，新能源发电占比高的地区，储能利用率将更高，电力市场成熟度则决定了储能能否以公允价值足量上网。目前，国内储能度电成本显著低于海外，但由于电力市场不成熟，储能商业模式较差，仍无法实现经济性；欧美地区新能源发电占比高、电力市场成熟，叠加补贴政策影响，储能已具备良好经济性。

展望未来，钠电池、钒电池等新技术百花齐放，锂电池持续降本，运营商可在不同应用场景下选择最优技术路径，降低度电成本。收益方面，国内新能源发电占比稳步提升，国家出台一系列政策完善储能商业模式，增厚经济效益，储能经济性边际向好，渐迎拐点；海外储能补贴不断加码，叠加完善的电力市场机制，储能经济效益将维持高水平，装机规模爆发在即。

行业高速推进，开启万亿级蓝海市场

在全球友好政策叠加产业链蓬勃发展的加持下，储能万亿级市场已悄然而至。美国、中国、欧洲作为最大储能市场，仍将保持优势地位，预计2025年三地电力系统储能需求分别为84、76、27GWh，2021-2025年CAGR分别为68%、111%、77%。叠加其他地区储能、便携式及基站储能等，预计2025年全球储能需求将达288GWh，2021-2025年CAGR达53%。根据BNEF，预计2025年储能系统成本将为1.4元/Wh左右，则届时全球储能市场空间将达4032亿元。

电池、PCS价值量大，凸显投资价值

电池、PCS为储能产业链中价值量及壁垒最高的两个环节，分别占系统成本70%、6%，对应2025年全球市场空间分别为2822亿元、242亿元。目前，储能电池主要玩家为动力电池厂商，PCS主要参与者为光伏逆变器厂商，中国企业凭借技术、产能、渠道等优势占据较高市场份额，展望未来有望持续提升。储能为我国动力电池、光伏逆变器厂商带来极佳的第二曲线，受储能行业高增速带动，储能业务占比较高的企业将拥有更高的业绩弹性与较高的估值溢价，凸显投资价值。

原标题：储能板块方兴未艾！爆发力不亚于新能源车