电化学储能乘风而起
电化学储能迎来密集的政策支持。双碳目标推动我国新型电力系统建设，为更好消纳新能源，需要更多的电力系统灵活性，电化学储能作为一种灵活性资源，由于响应快速、配置灵活、建设周期与新能源电站匹配，且不受选址条件限制，得到政策大力支持，国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策相继密集出台。
电化学储能未来市场空间广阔。2021年，我国以锂电池储能为代表的电化学储能新增装机达到2.3GW，同比增加46%；电化学储能在我国储能累计装机中占比也快速提升，从2018年的3.4%提升到2021年的12%。国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，提出到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上；包括青海、山东等12省及南方电网公布的“十四五”储能发展目标，新型储能装机规模合计已达55.2GW，未来市场空间在万亿元以上。
电化学储能技术路线多样。主要的电化学储能有锂离子电池储能、液流电池储能、铅蓄电池储能以及钠离子电池储能。锂电池储能随着成本的下降和技术的成熟，进入商业化应用阶段，在电化学储能中装机占比达93.3%。液流电池特性比较适合长时储能场景，目前处于商业化初期；钠离子电池理论成本比锂离子电池低30-40%，目前处于产业化初期阶段。
电化学储能应用场景包括电源侧、电网侧和用户侧。新能源强制配储政策是推动电化学储能在电源侧发展的重要驱动力。随着电力市场建设的推进，电网侧独立储能迎来爆发式发展，其收益来源有容量租赁费、调峰辅助服务/现货市场交易峰谷价差、调频辅助服务、容量补偿费等；我们测算，在部分地区，独立储能已经具备经济性，如山东地区独立储能全投资IRR达6.4%。用户侧储能则依靠分时电价套利；我们测算，当用户侧每天两充两放平均价差达到 0.65元/KWh 时，储能全投资IRR达6.1%，满足此价差的浙江、江苏、上海、安徽、广东、海南等中东部地区用户侧储能具备经济性。
业务机会：优先关注储能产业链相关企业股权和债权投资机会。独立储能项目贷机会优先关注收益来源主要为确定性更强的容量租赁费、容量补偿费的区域的储能电站，如山东、宁夏等地。用户侧储能项目贷则重点关注峰谷价差较高的浙江、江苏、上海、安徽、广东、海南。
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