2022-储能·深度1：全球分区域&应用市场空间、经济性及商业模式探讨-solarbe文库

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证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 01 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明2022年 2月 24日储能 ·深度 1全球分区域应用市场空间、经济性及商业模式探讨邓永康 /叶天琳证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明摘要 1、中国储能市场或迎来快速增长， 2021-2023CAGR预计达到 106.1，主要由发电侧带动。  经济性电网调频工商业储能商业模式已跑通，发电侧仍主要靠政策驱动 a 发电侧配储之后，储能通过减少弃光调峰服务，光储的整体 IRR降至 6.33，低于光伏发电的 8.48，经济性不明显，因此现阶段主要靠政策驱动。 b 电网侧调频服务经济性凸显，理想情况下其 IRR约为 18。电网调频服务对于性能要求高，且在部分的地区市场化交易程度高（调频指令中标顺序受性能指标影响），未来市场化交易模式有望在全国普及。 c 工商业储能光伏配储方面，光储一体化系统度电成本约 0.32元，略高于仅光伏发电 0.27元，但工商业企业在目前双碳以及限电背景下有备用电源保证生产的需求，因此有意愿为光伏配置储能。削峰填谷电站方面，峰谷价差大于 0.7元 /KWh时，可以在生命周期内收回成本。市场规模 a 发电侧 21年底， 21省明确了 22、 23年规制性配储比例约为 10；平均配储时长 2h；预计配储比例逐年递增，存量配储渗透率由 1升至 5，预计 22-25年新增储能装机总量为 12.64、 27.99、 46.38、 100.79GWh， 21-25CAGR110.8。 b 电网侧调频成为电网侧储能主要增长点，预计调频渗透率由 15逐年上升至 70，调峰渗透率由 0.025逐年上升至 0.04，预计 22-25年储能装机 1.67、 2.63、 3.46、 3.82GWh。 c 工商业光储一体化随着经济性部分显露以及备用电源需求增长，预计 22-25年配储渗透率由 1.5逐年增至 4.5，存量渗透率由 0.08逐年增至 1，预计新增装机量为 0.11、 0.31、 0.59、 1.19GWh。工商业削峰填谷由于其经济性凸显，预计渗透率由 0.006逐年增至 0.22， 22-25年新增装机量为 0.31、 0.87、 0.96、 1.49GWh。 d 5G基站应用预计 22-25年的装机量为 8.84、 8.93、 6.27、 5.60GWh。总计国内 2022-2025年装机总量（除 5G以外）分别为 13.05、 29.11、 47.92、 103.46GWh， 21-25年 CAGR104.5。 2、美国储能市场未来快速增长，表前表后共同发力， 2021-2025CAGR89.2  经济性市场化电力交易户用电价较高，美国表前表后经济性均已跑通 a 表前光伏电站配储经济性凸显，日运营 200天的情况下可达到全生命周期内 IRR18.76。美国峰谷价差明显，更大的储能配置可以充分发挥其削峰填谷，峰谷套利的作用，因此美国的配储比例往往达到 100，其充电时长多为 2-4小时。 1 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 b 表后户用储能方面，光伏储能的配置模式可以为普通家庭在 25年周期内节省 30电力费用。工商业储能方面，其光伏储能模式的度电成本 LCOE约为 0.31美元，低于其参考上网电价，意味着企业自发自用电力的成本低于从电网购电，即使有多余电力上网，也可溢价售电。  市场规模 a 表前由于美国储能时长经济性突出，预计储能渗透率由 40逐年上升至 70；以 100功率配比，存量装机渗透率由 1逐年上升至 15，预计 22-25年表前装机量为 18.36、 40.26、 61.56、 115.92GWh， 21-25年 CAGR88.9。 b 表后由于经济性凸显，预计户用储能渗透率由 20逐年增加至 70， 21-25年 CAGR87.7。工商业储能渗透率预计由 18逐年上升至 30， 21-25年 CAGR96.3。则 22-25年表后装机量 3.26、 6.59、 9.84、 20.50GWh， 21-25年 CAGR91.7。总计 2022-2025年装机量为 21.62、 46.85、 71.40、 136.42GWh，其 2021-2025年 CAGR89.3。 3、欧洲澳洲政策经济性推动，全球储能市场快速增长欧洲由于各国储能优惠政策的实施，尤以户用侧补贴为主，预计 2022-2025储能装机规模分别达到 7.51、 14.34、 25.05、 54.07GWh， 21-23年 CAGR103.21。澳洲表前大型项目不断落地，表后高电价促使装机量高速增加，预计 22-25年装机量将达到 6.18、 12.13、 19.56、 34.73GWh， 21-23年 CAGR 116.2。全球预计 2022-2025年全球储能装机规模将达到 52.58、 112.67、 180.33、 361.56GWh， 21-23年 CAGR112.8。 4、商业模式海外盈利性相对更高、表后盈利有望高于表前海外市场对于价格的承受能力普遍高于国内海外装机量增长由自身经济性优越推动，而国内主要靠政策强制推行。表后市场安装储能的动机为降本，对经济性的要求低于商业化运营的表前市场，用户在可以节省成本的前提下即有意愿配储；另，用电电价高于上网电价，进一步提升了表后配储经济性，上游企业利润空间高于表前市场。 6、投资建议下游市场维持高增速，推荐含储量高的逆变器公司【阳光电源】、【德业股份】、【固德威】、【盛弘股份】（首次覆盖）；关注储能消防的消防领域龙头【青鸟消防】，以及储能温控有望快速放量的【英维克】。风险提示政策落地不及预期风险、设备端供给不及预期风险、原材料价格上行风险等； 2 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明目录 C O N T E N T S 中国储能经济性及市场规模02 美国储能经济性及市场规模03 储能装机简介01 澳洲储能市场规模04 欧洲储能市场规模05 3 储能市场商业模式06 风险提示07 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告储能解决电力供需不平衡问题，锂电将是未来主流 01. 4 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明  储能的本质是为了解决供电生产的连续性和用电需求的间断性之间的矛盾，实现电力在发电侧、电网侧以及用户侧的稳定运行。  表前（发电侧电网侧），随着传统发电方式逐渐被新能源发电取代，风光装机不断增长，弃风弃光问题随之而来。同时随新能源装机占比持续提升，发电设备总体的间歇性和不稳定性增强，调峰调频需求愈加强烈。储能为解决弃风弃光调峰调频需求的有效方案。  表后（工商业户用），储能通过对于电能在时间维度上的调度进行削峰填谷 /峰谷套利，可平滑需求为终端用户节省用电成本。 01 资料来源全国新能源消纳监测预警中心， OE能源，民生证券研究院配置储能本质为解决新能源占比提升带来的电力供需不平衡问题 5 图 1中国弃电情况图 2调峰原理简介证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 02 资料来源民生证券研究院储能分类简介  表前包含所有非用户侧主体，如发电侧，电网侧等。由于海外市场表后发电侧和电网侧的界限较为模糊，因此不做区分，统一按照表前装机口径计算预测。发电侧新能源发电的配置储能。国内发电侧主要通过解决弃电提高发电收入以及参与调峰辅助服务获取补贴实现经济性，但是目前经济性不明显，因此更多靠政策驱动。海外市场主要靠削峰填谷从而实现峰谷价差套利实现经济性。电网侧电网调频装机、电网调峰装机。电网调频、调峰储能装机均通过参加对应的电网辅助服务获取辅助服务补贴实现经济性。  表后包含户用用户和工商业用户。国内户用装机较少，海外市场户用和工商业储能装机并重发展。工商业分布式光伏配置储能、独立削峰填谷储能。工商业光伏配置储能，可节省工商业企业的用电费用保证特殊情况下的电力供应；独立削峰填谷电站则纯粹通过峰谷价差套利，电价谷时充电电价峰时放电，节省企业用电成本。经济性同样通过节省用电成本体现。户用家用光伏配置储能。目前中国户用储能装机仍是空白；海外户用储能通过存储光伏发电为家庭用户提供电力，使得在光伏发电无法工作的时段如夜间或阴雨天依然可以保证电力自给自足。经济性通过节省用电费用实现。应用场景发电侧电网侧工商业户用位置新能源电站旁大型火电站旁工商业企业园区家庭住宅核心功能减少弃电、调峰、平滑输出调频、调峰削峰填谷、备用电源存储光伏发电、保证能源自给收益模式增加发电收入获取调峰补贴获取调频补贴 /获取调峰补贴峰谷套利、节省用电成本节省用电成本 6 表 1储能应用场景分类证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 03 资料来源 CNESA、民生证券研究院  目前中国储能仍然以抽水蓄能为主，电化学储能发展势头良好。截至 2020年，电化学储能装机量占比为 7.5，累计装机规模达到 14.2GW，同比增长 49.6 ％。电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术。  电化学储能中，锂离子电池占比最大，其中再以磷酸铁锂电池为最主流的锂离子电池形式。截至 2020年底，电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大，达到了 13.1GW，电化学储能和锂离子电池的累计规模均首次突破 10GW大关。  中国、美国和欧洲占据了全球电化学储能市场的主导地位， 2020年三者新增投运装机量占全球电化学新增投运总规模的 86％。储能发展趋势 90.3 7.5 2.2 抽水蓄能电化学储能其他 92.0 锂离子电池铅蓄电池液流电池超级电容钠硫电池其他 33.0 30.0 23.0 6.0 3.0 5.0 中国美国欧洲日韩澳大利亚其他 7 图 3中国各式储能发展现状（ 2020年）证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明证券研究报告中国弃风弃光电量提升，发电侧配储为最大增量 02. 8 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明  截止 2021年，全国弃风弃光电量上网价值达 100亿元，亟待通过储能解决。 2021年全国光伏发电量同比增长 25.1；平均弃光率为 2，与 2020年持平。风电发电量同比增长 40.5，弃风率 3.1。弃电总量约为 267.48亿 KWh，较 2020年增长约 22.7。由于新能源发电量大幅上涨，弃电量将在未来一段时间保持上升趋势。储能系统通过对谷时发电的存储并在峰时放电，可以有效降低弃光率。  剩余容量应用于电网调峰也是配储重要应用之一。新能源配储容量往往大于其解决弃风弃光所需要的容量，因此剩余容量可用以参与市场化调峰辅助服务，提升储能利用率。通过在电网负荷低时充电并在负荷高峰放电，起到削峰填谷作用，缓解电网压力。  此外，发电侧储能还具有平滑输出曲线的作用，缓解电网负担。光伏发电具有较强的不稳定性，其功率变化速度较快，通过储能系统的不断充放，削弱其发电功率的剧烈波动，从而使得输出曲线更加平滑，有利于电网进行预测调度。 01 资料来源 X技术专利网， OE能源网，民生证券研究院发电侧储能旨在解决 2弃光率以及参与调峰服务图 5 平滑输出示意图图 4 调峰示意图 9 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 02 资料来源中国政府网，民生证券研究院宏观、地方政策辅助新能源发电配储快速铺开省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求省级行政区配置比例要求河北 10 湖南 10-20， 2h 安徽 10， 1h 青海 10， 2h 山西 5-20 海南 10 福建 10 内蒙古 15， 2/4h 辽宁 10-15 贵州 10 江西 10， 1h 广西 5-10， 2h 吉林已有部分项目按 10 云南鼓励山东 10， 2h 宁夏 10， 2h 江苏鼓励陕西 10-20， 2h 河南 10， 2h 新疆 10-15， 2h 浙江鼓励甘肃 5-20， 2h 湖北 10 天津 10-15  目标框架 2021年 7月发改委、能源局发布关于加快推动新型储能发展的指导意见，明确了未来几年的装机量目标。其中指出到 2025年，装机规模达到 30GW，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，新型储能向全面市场化发展。内容方面，意见要求大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展。篇幅与表述方式上体现出电源侧储能为当前建设重点。  管理规范 2021年 9月国家能源局印发新型储能项目管理规范（暂行）。 2021年 10月国家能源局、国家市场监督管理总局印发电化学储能电站并网调度协议示范文本试行。两份文件为新型储能项目的开展和实施提供了更加具体的规范要求和法律依据。  地区落实截止 2021年底，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能比例以及配储时长。 3个省份出台鼓励配储政策。综合来看，平均配储比例约为 10，配储时长约为 2h。其中，全省或部分地区要求配储的省份 2021年风电光伏装机量达到全国风光装机量的 81，为储能装机量增加的主要来源。 10 表 2中国各地储能配置政策要求证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 03 资料来源 CPIA，民生证券研究院 2022-2025年储能装机需求高增，新能源发电装机规模 CAGR14.5 表 3 发电侧储能装机预测假设中国光伏发电 2022-2025年新增装机量分别为 80、 100、 120、 140GW，风电新增装机分别为 52、 54、 56、 58GW。随规制配储的不断推广，更多省份将在全省或部分地区推出配储政策，由此预计在未来 2年新增风光装机量中，全省规制配储省份对应风光装机占总量比例分别达到 60， 70，部分地区要求省份所占风光装机量达 20，鼓励配储地区风光装机量占 10。短期随政策推行，预计 2022、 2023年发电侧配储功率比例为 10，充电时长为 2小时，长期随成本下降带来的经济性提升， 2024、 2025年平均配储功率比例预计达到 12、 20。 11 发电侧单位 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 光伏新增装机 GW 48 65 80 100 120 140 风电新增装机 GW 32 50 52 54 56 58 规制配储能地区对应新增装机量 GW 57.5 79.2 107.8 140.8 178.2 储能渗透率 25 50 80 100 100 储能配比 10 10 11 12 20 部分规制配储能地区对应装机量 GW 35.65 27.72 32.34 35.2 19.8 储能渗透率 10 20 50 70 80 储能配比 10 10 11 12 20 发电侧单位 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 鼓励配储能地区对应装机量 GW 11.5 13.2 13.86 储能渗透率 10 15 30 储能配比 10 10 10 其他地区对应装机量 GW 10.35 5.28 储能渗透率 5 10 储能配比 10 10 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 04 资料来源 CPIA，民生证券研究院预测 2021-2025年预计新增新能源发电配储 CAGR111 表 4 发电侧储能装机预测 2022、 2023年，规制配储省份的储能渗透率逐渐上升至 50、 80；部分地区规制配储的省份 2022、 2023年储能渗透率为 20、 50；鼓励配储省份 2022、 2023年的储能渗透率分别为 15、 30，预计 2024年之后所有省份均将出台规制配储政策，即 2024年起无鼓励配储地区； 2022年其他地区储能渗透率 10，预计 2023年全国所有地区均会出台储能相关政策，即 2023年起无无政策普通地区。由上述假设，我们预计 2022-2025年新增新能源发电装机对应配储为 9.53、 23.36、 39.71、 77.62 GWh， 2021-2025CAGR111 12 发电侧单位 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 规制配储能地区对应新增装机量 GW 57.5 79.2 107.8 140.8 178.2 储能渗透率 25 50 80 100 100 储能配比 10 10 11 12 20 规制配储能地区对应储能装机 GWh 2.88 7.92 18.97 33.79 71.28 部分规制配储能地区对应装机量 GW 35.65 27.72 32.34 35.2 19.8 储能渗透率 10 20 50 70 80 储能配比 10 10 11 12 20 部分规制配储能地区对应储能装机 GWh 0.71 1.11 3.56 5.91 6.34 发电侧单位 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 鼓励配储能地区对应装机量 GW 11.5 13.2 13.86 储能渗透率 10 15 30 储能配比 10 10 10 鼓励配储能地区对应储能装机 GWh 0.23 0.40 0.83 普通地区对应装机量 GW 10.35 5.28 储能渗透率 5 10 储能配比 10 10 普通地区对应储能装机 GWh 0.10 0.11 新增发电装机对应储能装机量 GWh 0.66 3.92 9.53 23.36 39.71 77.62 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 05 资料来源民生证券研究院预测 2021-2025发电侧新增储能装机量 CAGR110.8 表 5 发电侧储能装机预测汇总存量新能源配储装机量测算方面，假设功率配比与配储时长和新增发电装机保持一致。预计中国光伏风电 2022-2025年未配储新能源发电装机量分别为 598、 714、 837、 967GW。存量配储渗透率于 2022-2025年分别达到 1、 1.2、 1.4、 1.6，随着 2024年成本降低， 2025年预计渗透率快速增长至 5。综合来看，国内发电侧储能装机高增原因在于 1、风光装机的高增速； 2、储能渗透率及储能配比的持续提升； 3、存量风光电站配储。 2022-2025年发电侧新增储能装机量总计分别达 10.97、 25.36、 42.92、 96.96 GWh。 21-25年 CAGR达 110.8。存量发电侧装机对应储能需求 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 未配储能的风光装机 GW 496.04 598.20 711.24 831.83 961.72 储能渗透率 1.00 1.20 1.40 1.60 5.00 储能配比 10 10 10 12 20 充放电时长 h 2 2 2 2 2 存量发电装机对应储能安装量 GWh 0.99 1.44 1.99 3.19 19.23 新增发电装机对应储能装机量 GWh 0.66 6.00 13.82 28.82 39.71 77.62 当年新增储能装机 GWh 7.14 15.25 30.81 42.90 96.85 13 存量发电侧装机对应储能需求 2020 2021 2022E 2023E 2024E 未配储能的风光装机 GW 496.04 598.92 714.10 837.42 967.29 储能渗透率 1.00 1.20 1.40 1.60 5.00 储能配比 10 10 10 12 充放电时长 h 2 2 2 2 存量发电装机对应储能安装量 GWh 0.99 1.44 2.00 3.22 19.35 新增发电装机对应储能装机量 GWh 0.66 3.92 9.53 23.36 39.71 77.62 当年新增储能装机 GWh 4.91 10.97 25.36 42.92 96.96 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 06 资料来源从利润分配和竞争格局看光伏投资机会储能的度电成本和里程成本分析，民生证券研究院假设新能源配储仅解决弃光后 IRR较仅光伏下降约 3.2pct，低至 5.30 表不同盈利模式下 IRR测算发电侧配储的商业模式主要为 1、解决弃光； 2、解决弃光同时提供辅助服务。为测算经济性，我们将两种商业模式与纯光伏模式进行比较。  仅光伏发电假设光伏设备每 W成本为 4.00元（集中电站）。光伏设备使用年限为 25年且每年性能线性衰减 0.55，其平均每年等效利用小时数为 1200小时，中国上网电价平均 0.37元 /KWh，增值税税率为 13，所得税税率为 25。银行贷款期限为 15年，贷款比例 70，贷款利率 3.8。基于上述假设，测算光伏发电内部收益率 IRR为 8.48。  光伏储能解决弃光假设每年弃光率为 2，增加储能设备后，可以带来 2的额外电费收入，但是将增加储能设备的成本。储能设备每 Wh单价约为 1.8元，以 10功率配比 2h时长配储，每 W光伏对应储能设备成本为 0.37元，充放电深度为 95，每天循环次数一次，每年性能线性衰减 5。假设储能设备使用年限为 10年，其银行贷款期限为 10年，贷款比例为 70，贷款利率为 3.8，其余假设相同。上述假设下，测算得光伏储能解决弃光 IRR为 5.30。类型项目价格光伏发电成本组件外其他成本（元 /W） 2.39 组件（元 /W） 1.60 集中式逆变器（元 /W） 0.10 固定支架（元 /W） 0.29 建安费用（元 /W） 0.61 一次设备（元 /W） 0.41 二次设备（元 /W） 0.07 电缆价格（元 /W） 0.20 类型项目价格光伏发电成本一次性土地费用（元 /W） 0.15 电网接入成本（元 /W） 0.28 管理费用（元 /W） 0.26 合计（元 /W） 4.00 储能系统成本储能系统成本（元） 0.30 功率转换成本（元） 0.05 土建成本（元） 0.02 合计 0.37 14 表 6 光伏、储能设备成本假设证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 07 资料来源北极星电力新闻网，民生证券研究院假设新能源配储现阶段主要经济模式 IRR仅为 6.33 假设在经济性测算中取调峰补偿为 500元 /MWh，即 0.5元 /KWh计算。（全国多地已经出台调峰补偿标准，在测算时着重参考更具先进性的南方电网以及南方电网管辖省份的补偿值）。所有剩余容量充分用于调峰服务。以首年为例，对于功率为 1W的光伏发电设施，储能设备解决弃光 27Wh，其每天 1次循环在一年中可以提供的总容量约为 70Wh，剩余 43Wh全部参与调峰服务。充电补贴为 0.2元 /KWh（仅部分地区）。部分地区对于解决弃光的储能设备根据其消纳电量予以补贴。上述假设下，光伏储能解决弃光参与市场化调峰辅助服务 IRR为 6.33。在少部分具有充电补贴的地区， IRR上升至 6.64。  光伏新能源第三种盈利模式光伏储能解决弃光参与市场化调峰辅助服务表 7 光伏、储能系统其他经济性假设其他假设值调峰补贴 0.5元 /KWh 充电补贴（若有） 0.2元 /KWh 贷款比例 70 贷款利率 3.8 光伏设备贷款年限 15年所得税率 25 增值税率 13 其他假设值上网电价 0.37元 /KWh 光伏组件首年衰减 2/年光伏组件线性衰减 0.55/年储能设备线性衰减 3/年储能设备性能报废点 70 充放电深度 95 系统能量效率 90 15 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 08 资料来源民生证券研究院测算主要收入模式 IRR仅 6.33，经济性存在缺陷图 6 不同盈利模式下 IRR测算目前光伏配储主流盈利模式收益率仍不及仅光伏发电，光伏发电内部收益率 IRR为 8.48，配储解决弃光后下降至 5.30，计算调峰补贴后回升至 6.33。存在充电补贴的地区内部收益率为 6.64，仍低于仅光伏发电。当 IRR大于 6时，项目具备经济性，但是配储后收益率在低于不配储的情况下，企业没有自发配储意愿。因此在现阶段，光伏配储主要由政策推动。 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 仅光伏光伏储能解决弃光光伏储能解决弃光调峰光伏储能解决弃光调峰补贴不同场景 IRR测算 16 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 09 资料来源民生证券研究院测算储能单位价格下降协同电力市场化，发电侧配储有望迎来经济性储能设备价格的下降有望带来发电侧储能市场放量。当储能单位价格下降至 0.7元 /Wh以下时，光储调模式收益率开始赶超纯光伏发电（ 8.31）。目前国内储能设备系统单位价格约 1.5元 /Wh，仍有下降空间。在主要关注的光伏发电储能解决弃光调峰的盈利模式下，储能加入开始为光伏电站带来正收益，自发性光伏配储比例将大幅提升。随着电力定价市场化，交易模式有望向美国等地靠拢新能源上网电价有望通过绿电获取进一步收益，提升配储经济性。 1电力现货市场完善后，新能源储能的稳定性电力供应可较非稳定的新能源电力获得溢价，有望借鉴美国等成熟市场的交易模式，提升配储经济性。 2随着绿电交易逐步实现市场化定价，市场化的定价方式有望充分释放出绿电的价格弹性，使交易价格超过原有上网电价对应的附加收益，从而获得进一步的收益。图 7 储能投资敏感性 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00 1.5 1.3 1.1 0.9 0.7 0.5 储能系统单位成本（元 /Wh）光储调 IRR 仅光伏 IRR 17 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 10 资料来源中国招标投标网，科陆电子，民生证券研究院电网侧储能目前多用于电网调频储能调频的目的在于稳定电网、提高电能质量，多位于火电厂旁，以满足火电厂的储能调频需求。在中国目前的发电方式中，火电因其输出稳定占主导地位且，占据了大量的电网资源。因此，其频率波动会给电网带来巨大压力，频率不稳定可能导致损坏用电设备及电网设施。我国交流电频率为 50Hz，为保证电网的稳定，要求频率的上下波动在 0.2Hz以内。用电负荷低于发电功率之时，频率会上升，此时储能进行充电消纳电力使得频率回落；反之亦然。目前，国内最常见的储能调频设施为 9MW， 4.5MWh调频电站，布置在火电厂附近可以为 2台常见的 300MW机组或 1台 600MW机组提供调频服务。图 8 调频示意图年份项目名称项目规模（ MW）项目规模（ MWh） 2017 山西平朔煤矸石发电有限公司 2300MW发电机组 AGC储能辅助调频系统项目 9 4.5 2018 内蒙杭锦 9MW储能调频项目 9 4.5内蒙古新丰 AGC储能调频项目 9 4.5 2019 广东茂名臻能热电 AGC储能辅助调频项目 9 4.5 广东粤江公司 330MW机组 AGC储能辅助调频项目 9 4.5 2020 华能集团科林热电厂 9MW/4.5MWh储能调频项目 9 4.5 2021 华电国际莱城发电厂储能调频项目 9 4.5 表 8 部分代表性调频储能项目 18 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明调频市场为辅助服务市场的一部分，该市场最大的特点为市场化交易程度高，以广东省为例，电网调频指令通过市场化竞标的方式决定调频指令执行的中标方，其中标参考指标为（报价 /性能指标 K），按照由低到高的顺序依次中标。而后根据电站参与调频的里程与容量按月对其发放补偿，其补偿计算方式为 𝑅月度调频容量补偿 𝑖1 𝑛 𝐶i调频容量 𝐿𝑀𝑃𝑖日前 −𝐶核定成本 𝑅月度调频里程补偿 𝑖1 𝑛 𝐷𝑖 𝑄𝑖 𝐾𝑖 其中，容量补偿计算中的 LMP为上一自然月市场平均节点电价，里程补偿计算中的 D为调频里程， Q为结算价格（报价）， K为性能指标。由此，经济性与收益完全由性能决定，技术领先的企业因此可以获得高收益率。未来该种市场化的电力辅助服务交易模式有望推广至全国。参考宝光韶关电厂项目，当 K值达到 1.4-1.6时，中标率可以达到 100，其调频报价为 12元 /MW。 11 电网侧调频服务盈利模式明确，市场化程度高，性能直接决定收益 19 资料来源广东调频辅助服务市场交易实施细则，民生证券研究院证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 12 资料来源民生证券研究院测算经济性驱动电网调频装机， IRR最高达 18.65 南方电网调峰服务市场交易模式所有上网主体均要按照上网电量缴纳调频费，形成资金池；电站投资方通过与火电厂签订合约的方式在火电厂旁建设储能调频电站。根据提供的调频服务，电网从将资金池中资金以调频补贴方式给予电站，随后电厂与电站分成。假设 1）火电机组调频配储比例为 1.5，配储时长为 0.5h。目前中国主流的 9MW， 4.5MWh系统可以为 600MW的火电机组提供调频服务。 2）调频储能系统使用寿命为 5年。功率型储能设备要求设备拥有更短的充电时间，且调频要求满充满放，使用过程中每天的循环次数也会更多，因此寿命相比容量型设备更短。 3）当前性能领先的调频储能系统单位成本为 8.89元 /Wh。（来源于宝光股份下属韶关电厂项目信息，经济性计算建立在使用性能最优设备的假设之上）。 4）电站投资方所得到的收入分成为 40。则当储能电站各项参数均处于行业领先的水平时，预计调频 IRR约 18.65。表 9 电网储能调频计算过程年份初始投资 /等额本息元 /W/年运维成本（元 /0.5Wh/年）销项增值税（元 /W/年）所得税（元 /W/年）电池功率系数调频收入元 /W/年电站投资人分成（元 /W/年）现金流（元） 0 1200.00 100.0 1200.00 1 602.53 160.00 206.75 269.57 97.5 4492.80 1797.12 558.27 2 602.53 160.00 190.84 248.83 90.0 4147.20 1658.88 456.67 3 602.53 160.00 174.94 228.10 82.5 3801.60 1520.64 355.07 4 602.53 160.00 159.04 207.36 75.0 3456.00 1382.40 253.47 5 602.53 160.00 143.13 186.62 67.5 3110.40 1244.16 151.87 合计 IRR 18.65 20 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明电网侧应用电化学储能调峰经济性劣于抽水蓄能。电化学储能可以应用于电网调峰，与发电侧配储参与调峰服务逻辑相同，其调峰响应速度等部分性能指标虽然优于抽水蓄能，但是其调峰容量远低于抽水蓄能，难以满足电网侧调峰需求，因此建设储能电站专门用于电网侧储能调峰经济性较弱。从度电成本的角度，电化学储能的度电成本远高于抽水蓄能，且电化学储能的规模与抽水蓄能相比过小。抽水蓄能度电成本约 0.21-0.25元，磷酸铁锂电池度电成本约 0.62-0.82元，即抽水蓄能的 3-4倍。低成本使得抽水蓄能成为当前的主要储能方式。电化学储能虽度电成本高、规模小，但短时调峰作用不容忽视。虽然有以上两方面缺陷，且充电时长仅 2小时，但可以用于短时应急调峰、或因地理位置等原因无法布置抽水蓄能电站且电力短缺的地区，未来依旧具备一定发展潜力。 13 资料来源储能的度电成本和里程成本分析，民生证券研究院电网侧储能调峰抽蓄 VS电化学，经济性 VS短时调峰表 10 电化学与抽水蓄能成本对比抽水蓄能磷酸铁锂电池储能寿命（年） 50 寿命（年） 7 系统能量成本（万元 /MWh） 120-170 系统能量成本（万元 /MWh） 150-230 电站运维成本（万元 /MWh） 120 功率转换成本（万元 /MWh） 10 其他成本（万元 /MWh） 20 土建成本（万元 /MWh） 5 系统能量效率 76 电站运维成本（万元 /MWh） 15 年运行比例 90 其他成本（万元 /MWh） 15 LCOS（元 /KWh） 0.21-0.25 充放电深度 DOD 90-95 系统效率 88 LCOS（元 /KWh） 0.62-0.82 21 证券研究报告 * 请务必阅读最后一页免责声明 14 资料来源国家能源局，民生证券研究院预测调频成为电网侧储能主要增长点，电网侧 2021-2025年 CAGR45.8 至 2025年，电网侧储能装机增长主要由储能调频装机带来，未来 4年储能调频装机量分别达到 0.80、 1.54、 2.15、 2.28GWh，随电网对于频率稳定的要求不断提高且电化学储能调频的性能优势不断凸显，更高的性能指标（ K值）带来的更高中标率有望大幅推动调频辅助市场下的电化学储能需求，渗透率预 2022- 2025年分别为 15、 30、 50、 70，伴随火电装机的缓慢增长，储能调频累计装机量在未来两年分别达到 2.91、 6.00GW，配储时长为 0.5h。至 2025年，电网侧调峰装机新增分别为 0.87、 1.08、 1.31、 1.55GWh。电网侧备用电源、应急电源等应用对于电网侧调峰装机的需求逐渐增加，预计 2022- 2025年的储能调峰渗透率分别为 0.025、 0.03、 0.035、 0.04。 2022-2025年，电网侧总计新增装机 1.67、 2.63、 3.46、 3.82GWh， 2021-25年 CAGR45.8 表 11 中国储能调频调峰装机规模测算单位 2020 2021 2022 2023 2024E 2025E 火电装机 GW 1245.17 1257.62 1295.35 1334.21 1374.24 1415.46 水电装机 GW 370.16 377.56 396.44 416.26 437.08 458.93 核电装机 GW 49.89 51.39 52.93 54.52 56.15 57.84 （火电）调频需求占比 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 调频需求装机 GW 18.68 18.86 19