【研报】储能技术路线选择：从长时储能需求说起.pdf-solarbe文库

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请务必阅读正文之后的免责条款部分 [Table_Main] [Table_Title] 产业研究月报 2022.10.21 ，储能技术路线选择（一）从长时储能需求说起 [Table_Summary] 储能装机量需求弹性巨大，国内储能的未来将是多技术路线并存的市场化竞争。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，从产业史上来看和光伏产业更为相似。研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。海外借鉴德国户用光伏与储能的发展依赖经济性。德国光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高，新增装机以经济性驱动的户用为主；相应地，随储能系统成本的下降，用电侧储能装机占比持续提升，单户规模约8.5kWh，与非光伏发电时段的单户用电量基本匹配。经测算（俄乌冲突之前），德国500€/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期4.28年，具备良好经济效益。国内展望发电侧的政策性配储规模的核心是合理的IRR。目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理 IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6。国内展望用户侧的经济性体现在峰谷电价差和充放电次数。国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等，按照我们的测算，广东、浙江、江苏三省储能系统投资回报期仅3-5年。 [Table_Author] 产业研究中心作者肖洁电话021-38674660 邮箱xiaojiegtjas.com 资格证书编号S0880513080002 作者鲍雁辛电话0755-23976830 邮箱baoyanxingtjas.com 资格证书编号S0880513070005 [Table_DocReport] 往期回顾轻运动、重社交，下一轮城市中产户外运动消费红利 2022.10.20 氢能专题系列报告（三）从制氢成本和氢气供求结构看氢市场潜力 2022.09.22 年轻中产的“剧本杀”，下一个冰雪产业 2022.08.29 氢能专题系列报告（二）氢催化剂，触媒而起 2022.08.24 钠离子电池系列报告（四）负极明珠蒙尘引关注，降本峰回路转在当前 2022.08.20 产业深度产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of 18 目录引言 . 4 1. 万亿储能市场电化学储能迎来机遇 . 5 2. 经济性考量借鉴海外光伏储能发展史 7 2.1. 德国户用光伏与储能的发展依赖经济性 7 2.2. 英国领跑欧洲表前储能市场，主要基于光伏装机的高速成长 10 2.3. 国内经济性促使分布式光伏配套更高比例的储能 .11 3. 国内储能的空间短期看政策波动、长期看经济性 13 3.1. 发电侧政策性配储规模的核心是合理的IRR 14 3.2. 用户侧峰谷电价差套利 . 15 xOtNmMwOwO9P8QbRmOpPmOmOeRmNsQlOpMoObRnMtPvPqQvNxNsPnO 产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 18 图表目录图12020年底全球储能累计装机规模抽水蓄能占比超90 5 图22020全球电化学储能新增装机达4.72GW . 5 图32021中国电化学储能新增装机达1.87GW . 5 图4IEA2030年光伏、风电、电动车预测 . 6 图52021年德国光伏累计装机量达59.9GW . 7 图6户用光伏为德国主流装机类型 7 图7德国平均商业电价持续上涨 8 图8德国平均居民电价持续上涨 8 图9德国电化学储能新增装机以表后为主 8 图10俄乌冲突开始前后德国电价走势（€/MWh） . 8 图11俄乌冲突开始前后英国电价走势（￡/MWh） . 8 图12德国户用电化学储能新增装机功率与容量规模 . 9 图13户用储能产品占地不足0.2平米 . 9 图14英国光伏发电于2014-2016年经历高速成长期 11 图15英国电化学储能新增装机配置时长近1h 11 图16分布式光伏具备出色IRR（） 11 图172030年中国光伏新增装机有望突破100GW（GW） 11 图18国内集中式光伏初始投资变化趋势（元/W） 12 图19国内分布式光伏初始全投资变化趋势（元/W） 12 图20中国储能需求测算 13 图21全球储能需求测算 14 图222021年分地区全社会用电量（亿千瓦时） 16 图23主要省份峰谷电价时段划分均支持日循环2次 16 表12021-2030年光伏、风电累计装机复合增速分别达20.42、17.54 6 表22020年主要国家或地区风光发电量占比（） . 7 表3德国户用光伏新增装机配储接近10、2h . 9 表4德国户用储能静态投资回收期6.22年（俄乌冲突之前） 10 表5储能电池系统销售单价呈下降趋势,销量增势强劲 10 表6储能IRR模拟测算关键假设 . 12 表7中性假设下，储能IRR已达 8.6 . 12 表82021-2030年光伏和储能系统投资成本下降趋势 14 表9预期2030年光伏配储IRR测算关键假设 15 表10发电侧配储经济性敏感性分析 15 表112021年主要省份全社会用电量分布（亿千瓦时） 16 表12大峰谷价差省份储能系统投资回报期仅3-5年 16 产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 18 引言储能的技术路线选择成为市场关注的焦点。6月29日，国家能源局发布防止电力生产事故的十二五项重点要求（2022年版）（征求意见稿），指出，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。煤炭的清洁高效利用和火电的灵活性改造，给了储能市场更多“性价比” 的约束。国内储能的未来一定是市场化竞争、多技术路线并存。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的充分竞争，从产业史上来看和光伏产业更为相似。放在产业大背景里去看技术路线的差异、演变和未来，我们希望完成系列报告之后可以回答以下类似的细节问题 1、氢能领域丰田选择金属双极板，巴拉德选择石墨及复合板，作为双极板厂商哪个才更有未来 2、钠电负极厂商，面对性能强成本高的硬碳、性能弱成本低的软碳，更优的选择是什么 3、钒电体系承袭于氢能，除一致的材料降本之外，叠加了钒的提纯。如果储能的终极是液流体系（全钒、锌溴、铁铬、有机），钒的上游资源企业是否具备在提纯领域快速降成本的能力但无论如何，研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 18 1. 万亿储能市场电化学储能迎来机遇全球能源互联网发展合作组织预测，2060年全社会用电量将达 17 万亿千瓦时，人均用电量达到12700千瓦时，清洁能源和新能源装机占比将达90以上。随新能源大规模接入，为克服风光电的间歇性、波动性，整个电力系统正从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”转化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。市场格局电化学储能占比迅速提升,锂电仍为主流。储能目前主要集中在抽水蓄能和锂离子电池储能两种形式。无论是全球市场还是中国市场，抽水蓄能的累计装机规模仍占据最大比重，主要得益于较低的成本和满足长时储能的需求，但其份额持续下降；电化学储能的累计装机占比呈现出持续增长的态势，其中，2020年全球电化学储能装机规模增速稳定在50，中国电化学储能累计装机规模同比增长91，预计“十四五”时期市场将稳步、快速增长。图12020年底全球储能累计装机规模抽水蓄能占比超90 资料来源CNESA，国泰君安证券研究图22020全球电化学储能新增装机达 4.72GW 图32021中国电化学储能新增装机达 1.87GW 资料来源CNESA，国泰君安证券研究资料来源CNESA，国泰君安证券研究按照IEA公布的2050年净零排放全球能源行业路线图的指引，要求到2030年，全球太阳能光伏发电新增装机达到630GW，风力发电的年新增装机达到390GW，这是2020年创纪录新增装机数据的4倍。我们按照中国光伏/风电装机全球占比40简单测算（252GW、156GW）。抽水蓄能, 90.3 熔融盐储热, 1.8 飞轮储能, 0.2 空气压缩储能, 0.2 锂离子电池, 6.9 钠硫电池, 0.3 铅蓄电池, 0.3 液流电池, 0.1 超级电容, 0.0 其他, 0.0 电化学储能， 7.5 -50 0 50 100 150 200 250 0 1000 2000 3000 4000 5000 2017 2018 2019 2020 新增装机（MW）增速（） -100 0 100 200 300 400 0 500 1000 1500 2000 2017 2018 2019 2020 2021 新增装机（MV）增速（）产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 18 图4IEA2030年光伏、风电、电动车预测资料来源2050年净零排放全球能源行业路线图假设1我们以2021-2025年复合增速5，2026-2030年复合增速3作为用电量的测算，2025年同比2020年累计新增发电量2 万亿度电都需要由清洁能源来提供，约占全社会总发电量的20以上。假设2我们按照2030年光伏新增装机252GW倒算，2021-2030光伏新增装机的复合增速在17.56，累计装机复合增速20.42。如果以更合理的制造业生产逻辑拟合，2021-2025年假设新增装机复合增速25，2026- 2030年新增装机复合增速依然有10。假设3我们按照2030年风电新增装机156GW倒算，2021-2030年风电新增装机的复合增速在8.04，累计装机复合增速17.54。基于碳达峰测算如果光伏风电发电量占比在2025年达到25-30的临界上（2020年仅占比5-7），间歇性能源对于电网的冲击下，储能成为解决电网消纳问题的必然选择。面对2021年国内1.87GW的电化学储能新增装机量来讲，需求增速弹性巨大。表12021-2030年光伏、风电累计装机复合增速分别达 20.42、17.54 国内光伏风电 2020 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 10年复合增速光伏新增装机（GW）-线性 50 58.78 69.10 81.23 95.49 112.25 131.96 155.12 182.35 214.37 252 17.56 光伏新增装机（GW）-25/10 50 62.50 78.13 97.66 122.07 152.59 167.85 184.63 203.09 223.40 245.74 光伏累计装机（GW）-线性 250 308.78 377.87 459.10 554.59 666.84 798.79 953.91 1136 1351 1603 20.42 光伏累计装机（GW）-25/10 250 312.50 390.63 488.28 610.35 762.94 930.79 1115.4 1318.5 1541.9 1787.7 风电新增装机（GW） 72 77.79 84.04 90.80 98.10 105.98 114.50 123.70 133.65 144.39 156 8.04 风电累计装机（GW） 280 357.79 441.83 532.63 630.72 736.70 851.20 974.91 1108.6 1253 1409 17.54 全社会发电量（亿度） 74170 77878.5 81772 85861 90154 94662 97502 100427 103440 106543 109739 2021-2025 年为 5 2026-2030 年为 3 光伏发电量（亿度）-25/10 1421 3934.38 4918 6147 7684 9605 11719 14043 16600 19413 22507 风电发电量（亿度） 4146 7456.30 9207.7 11100 13144 15353 17739 20317 23102 26111 29363 全球新能源车全球新能源汽车销量（万辆）-线性 300 401.28 536.75 717.95 960.32 1284.5 1718.2 2298.2 3074.1 4111.9 5500 33.76 全球新能源汽车销量（万辆）-50/20 300 450.00 675.00 1012.5 1518.8 2278.1 2733.8 3280.5 3936.6 4723.9 5668.7 动力电池装机量（GW 136 2493.3 资料来源国泰君安证券研究、IEA 产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 18 2. 经济性考量借鉴海外光伏储能发展史 2020年风光发电占比最高的国家包括瑞典（19）、德国（18）、葡萄牙（18）、英国（17）和芬兰（17）等，欧洲平均占比在12-13（国内的数据5-7）。由于葡萄牙、瑞典、芬兰装机规模过小不具备参考意义，我们主要关注德国和英国，其中以德国作为表后储能装机参考、以英国作为表前储能装机参考。表 22020年主要国家或地区风光发电量占比（）国家风光占比国家风光占比国家风光占比瑞典 19 法国 8 美国 7 德国 18 波兰 7 葡萄牙 18 罗马尼亚 7 中国 5 芬兰 17 土耳其 7 日本 7 英国 17 捷克 6 西班牙 15 匈牙利 6 希腊 14 挪威 6 比利时 11 瑞士 5 世界总计 6 意大利 11 乌克兰 3 经合组织国家 8 奥地利 10 欧洲其他 10 非经合组织国家 4 荷兰 10 欧洲总计 12 欧盟 13 资料来源BP，国泰君安证券研究 2.1. 德国户用光伏与储能的发展依赖经济性光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高。德国于1990 年制定“1000户屋顶计划”，拉开其光伏产业发展的序幕；1998年，政府进一步提出“10万屋顶计划”；2000年，德国通过可再生能源法，并于2004年、2008年、2012年对该法案进行了三次修订，明确光伏发电强制上网电价，使德国光伏装机容量快速增长，成为世界光伏标杆国家。2010-2012年，德国光伏发电新增装机量连续三年超7GW。随着光伏电站装机成本的下降，德国政府也逐渐削减上网电价补贴，装机容量增速逐渐趋于稳定。2018年，政府提出 2040 年可再生能源在总电力需求中的份额增加到80的目标，2021年，该目标被提前至2030年。伴随着愈发激进的政策目标的提出，光伏新增装机规模逐年提升。截至2021年底，德国光伏装机量达59.9GW，2021年新增装机5.3GW，新增装机以分布式为主，户用光伏装机占比呈上升趋势。图52021年德国光伏累计装机量达 59.9GW 图6户用光伏为德国主流装机类型资料来源SolarPowerEurope，REN21，国泰君安证券研究资料来源EUPD，REN21，国泰君安证券研究 0 10 20 30 40 50 60 70 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 前年累计（GW）当年新增（GW） 0 1 2 3 4 5 6 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 户用（GW）其他（GW）产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 18 储能装机方面，用电侧储能占比持续提升，结构特征显著。储能技术进步以及规模化带来的投资成本下降，叠加逐年上涨的高昂电费，推动了德国表后储能市场的蓬勃发展。据Energie Consulting统计，至2020 年底，近 70的德国户用光伏发电项目都附带电池储能系统，户用储能装机已超30万个，单户规模约为8.5kWh。图7德国平均商业电价持续上涨图8德国平均居民电价持续上涨资料来源BDEW，国泰君安证券研究资料来源BDEW，国泰君安证券研究图9德国电化学储能新增装机以表后为主资料来源BNEF，国泰君安证券研究图 10俄乌冲突开始前后德国电价走势（€/MWh）图 11俄乌冲突开始前后英国电价走势（￡/MWh）资料来源EPEXSPOT，国泰君安证券研究资料来源EPEXSPOT，国泰君安证券研究 -5 0 5 10 15 20 25 0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 平均电价（€/kWh）增长率（） -4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 平均电价（€/kWh）增长率（） 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 2016 2017 2018 2019 2020 2021 表后（GWh）表前（GWh）产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 18 随用电侧储能占比提升，德国电化学储能装机功率与容量的配比趋向 1kW/2kWh。综合近年光伏和储能系统新增装机数据来看，德国户用光伏装机倾向于配置10、2h储能，和当前我国政策中对集中式光伏发电项目所要求的配比相似。图12德国户用电化学储能新增装机功率与容量规模表3德国户用光伏新增装机配储接近 10、2h 年份光伏（GW）储能（GW）配储比例配置时长（小时） 2014 0.99 0.042 4.24 1.64 2015 1.02 0.064 6.27 1.67 2016 0.82 0.084 10.24 1.83 2017 1.01 0.127 12.57 1.91 2018 2.15 0.164 7.63 1.98 2019 3.38 0.249 7.37 1.96 2020 3.75 0.552 14.72 1.85 资料来源EUPD，BNEF，国泰君安证券研究资料来源EUPD，BNEF，国泰君安证券研究单户光伏与储能装机并无必然联系。以户用屋顶光伏200W/平米，100平米/户的屋顶面积测算，单户光伏系统装机规模约 20kW。单户储能装机平均8.5kWh，和非光伏发电时段的单户用电量基本匹配，户用储能系统占用空间较小，用户接受度高。图13户用储能产品占地不足 0.2平米资料来源企业官网，国泰君安证券研究储能系统成本呈下降趋势，已具备良好经济效益。依据派能科技招股书披露数据，除2020年上半年略有回升外，2017-2019年储能电池系统销售单价逐年下降,销量增势强劲。经测算，德国500€/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期6.22年，获利能力较强。 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 GW GWh 品牌 S on n en 产品 S o n n en Co r e 功率 / 容量（ k w / k w h ） 4 .8 / 1 0 价格（美元） 9500 规格（英寸） 2 7 * 1 1 * 6 8 占地面积（ m2 ） 0 .1 9 体积（ m3 ） 0 . 3 3 品牌 Tesl a 产品 Power wa ll 功率 / 容量（ k w/ k wh ） 5 / 1 3 .5 价格（美元） 7500 规格（英寸） 2 9 .6 * 5 .7 5 * 4 5 .3 占地面积（ m2 ） 0 . 1 1 体积（ m3 ） 0 .1 3 产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 18 表4德国户用储能静态投资回收期6.22年（俄乌冲突之前）户用光伏系统户用光伏系统投资成本（€/kW） 1000 单户光伏系统装机规模（kW） 20 初始投资成本（€） 20000 FIT 上网电费（€/kWh） 0.1 年总利用小时数（小时） 1400 年光伏发电量（kWh） 28000 年光伏发电收益（€） 2800 静态投资回收期（年） 7.14 户用储能系统户用储能系统投资成本（€/kWh） 500 单户储能系统装机规模（kWh） 8.5 初始投资成本（€） 4250 居民电价（€/kWh） 0.32 年储能电量（kWh） 3102.5 单户年节省电费（€） 682.5 静态投资回收期（年） 6.22 资料来源BMU，国泰君安证券研究表 5储能电池系统销售单价呈下降趋势,销量增势强劲企业产品类别项目 2017 2018 2019 2020 2021 派能科技储能电池系统销售收入（万元） 13,160.34 39,267.25 74,452.48 104,462.74 198,792.52 销售单价（元/Wh） 2.03 1.62 1.51 1.44 1.29 销量（MWh） 64.83 242.39 493.06 727.05 1,540.35 艾罗能源储能电池销售收入（万元） - - 9,391.86 11,066.82 38,330.37 销售单价（元/Wh） - - 1.70 2.31 1.95 销量（MWh） - - 55.16 48.00 196.99 首航新能储能电池销售收入（万元） - - 208.86 677.64 21,721.36 销售单价（万元/件） - - 0.46 0.51 0.62 销量（件） - - 452.00 1,341.00 35,140.00 三晶股份户用储能一体机销售收入（万元） - - 6.72 1,171.08 21,442.57 销售单价（万元/台） - - 1.34 1.41 2.29 销售单价（元/Wh） 2.19 2.06 2.16 销量（台） - - 5.00 829.00 9,371.00 资料来源派能科技招股书，艾罗能源招股书，首航新能招股书，三晶股份招股书，国泰君安证券研究 2.2. 英国领跑欧洲表前储能市场，主要基于光伏装机的高速成长光伏发电装机于2014-2016年经历高速成长期。2014年，英国发布“光伏发电战略”，重点扶持分布式（屋顶式）光伏系统。2016年 4 月，再生能源义务法案（RO）对所有光伏项目的补贴终止；2018年，英国终止支持屋顶太阳能项目计划。产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 18 随全社会光伏发电量占比大幅提升，英国的电化学储能装机于2016- 2019年出现显著增长。截至2020年底英国表前电化学储能装机规模近 570MW，占欧洲储能表前装机规模的47。英国储能表前装机平均配置时长近1小时，主要起提升并网灵活性（能量时移）与电网稳定性（辅助服务）的作用，经济性考量相对较弱。2020年，能量时移和辅助服务储能新增装机分别为175MW和62MW，合计占同年新增装机的80.6。图14英国光伏发电于 2014-2016年经历高速成长期图15英国电化学储能新增装机配置时长近 1h 资料来源BNEF，国泰君安证券研究资料来源SolarPowerEurope，REN21，国泰君安证券研究 2.3. 国内经济性促使分布式光伏配套更高比例的储能经济性驱动下，分布式储能装机空间可观。2017年以前，集中式光伏IRR 高于分布式光伏，主要基于补贴因素；2018年以后，分布式光伏IRR实现反超，装机热情高涨。基于德国光伏及储能的发展历史，分布式储能装机量主要基于工业企业的用电量和峰谷电价差，体现经济性，最高可配比到光伏装机的4-5倍，想象空间巨大。早期分布式装置 90以上的电量全部供给周边高用电密集度的工业，后期随着组件成本的持续下降，分布式光伏IRR进一步提升，则低用电密度的工商业，利用分布式大储能的模式也将体现经济性。图16分布式光伏具备出色IRR（）图172030年中国光伏新增装机有望突破 100GW（GW）资料来源国泰君安证券研究资料来源国家能源局，CPIA，国泰君安证券研究 0 5 10 15 20 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 前年累计（GW）新增（GW） 0 200 400 600 800 2016 2017 2018 2019 2020 MW MWh 0 5 10 15 20 25 30 35 2019 2020 2021 2022E 2023E 2025E 2027E 2030E 集中式分布式 0 20 40 60 80 100 120 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2027E 2030E 集中式分布式产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 18 图 18国内集中式光伏初始投资变化趋势（元/W）图 19国内分布式光伏初始全投资变化趋势（元/W）资料来源CPIA 资料来源CPIA 政策催化推动行业发展。国家政策的支持对于行业的发展起重要作用，集中式光伏上网指导电价和分布式光伏度电补贴都在我国光伏产业发展初期起到极大的推进作用。2018年补贴退坡，装机量也相应下降。截至2020 年，国内风光发电量占全社会总用电量的 7.5，对电网的冲击并不大。根据我们的测算，风光电发电量占比将在2025年达到25-30 的临界上，政策推动电网侧和发电侧配套储能比例的提升。国内用电侧储能经济性已现。我们以10MW/40MWh储能系统为例进行测算，在未考虑税收优惠时，储能IRR 达 8.60，在考虑税收优惠的情况下IRR已达10.46。表6储能IRR模拟测算关键假设成本假设收益假设总初始成本（元/KWH） 2000 每日循环次数（次/天） 2 年运营费用比例 2 每次充放电时长（小时） 4 储能系统残值比例 20 容量衰减（/年） 2 增值税率 13 放电效率 90 所得税率 25 高峰电价（元/KWH） 0.9297 保险费率 0.10 平段电价（元/KWH） 0.5318 进项税抵扣率 13 低谷电价（元/WKH） 0.2139 峰谷价差（元/KWH） 0.7158 峰平价差（元/KWH） 0.3979 全年运行天数（天） 360 年限假设杠杆假设运营期（年） 10 贷款比例 80 折旧期（年） 10 贷款年限（年） 10 折旧方法直线贷款利率 6 还款方式等额本息资料来源国泰君安证券研究表7中性假设下，储能 IRR已达8.6 IRR 峰谷价差（元）（高峰时段上涨） 0.6158 0.6658 0.7158 0.7658 0.8158 0.8658 初始投资成本（元/KWH） 1400 17.47 25.95 34.69 43.62 52.69 61.88 1600 9.03 16.62 23.48 31.05 38.79 46.66 1800 2.78 8.79 15.07 21.57 28.24 35.06 2000 -1.98 3.19 8.60 14.23 20.05 26.02 2200 -5.71 -1.20 3.52 8.45 13.55 18.81 2400 -8.70 -4.72 -0.55 3.80 8.32 12.99 资料来源国泰君安证券研究产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 18 3. 国内储能的空间短期看政策波动、长期看经济性储能政策缺乏统领性的、可量化计算的国家政策，多为各省市依据自身情况制定。发电侧各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10、2h。电网侧各地依据本地情况出台政策，通过调峰、调频辅助服务的价格机制完善来促进储能发展。用电侧1）分布式光伏配储2022年起，部分地方分布式光伏也开始要求配储，依照目前整县推进的模式，其实类似集中式光伏的配储要求。部分地方对分布式光伏配储能项目提供额外补贴，但更多还是作为必须的配储要求发布。2）峰谷价差套利部分地方出台配置储能用户的峰谷电价优惠，但主要还是通过加大峰谷价差，以此鼓励工商业用户配储。暂未见针对户用（家庭）的储能优惠政策。3）5G基站未明确配储要求，部分地方对配储基站的峰谷电价做出调整（2020年山东降低低谷电价）。图20中国储能需求测算资料来源国泰君安电新电池、储能的未来发展道路新能源行业2022年投资策略产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 18 图21全球储能需求测算资料来源国泰君安电新电池、储能的未来发展道路新能源行业2022年投资策略 3.1. 发电侧政策性配储规模的核心是合理的IRR 目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储 10、2h （0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030 年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6。表82021-2030年光伏和储能系统投资成本下降趋势光伏系统（元/W）储能系统（元/Wh）集中式分布式 2021 4.15 3.74 1.81 2022 3.93 3.53 1.68 2023 3.70 3.28 1.55 2024 3.60 3.16 1.44 2025 3.49 3.04 1.36 2026 3.44 3.02 1.29 2027 3.38 2.99 1.23 2028 3.34 2.94 1.18 2029 3.31 2.90 1.13 2030 3.27 2.85 1.09 资料来源CPIA，BNEF，国泰君安证券研究产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 18 表9预期2030年光伏配储 IRR测算关键假设成本假设年限假设年运营费用比例 1 运营期 20 固定资产残值比例 5 折旧期 15 增值税率 13 折旧方法直线所得税率 25 杠杆假设保险费率 0.1 贷款比例 70 进项税抵扣率 13 贷款年限 15 税收优惠政策三免两减半贷款利率 6 收益假设关键变量初始年发电量（kWh/平米） 220 光伏投资成本（元/W） 3.27 单位面积瓦数（W/平米） 200 储能投资成本（元/Wh） 1.08 年发电利用小时数（h） 1100 配储容量（Wh） 0.60 每年发电量衰减 1 上网电价（元/kWh） 0.391 资料来源国泰君安证券研究表 10发电侧配储经济性敏感性分析上网电价（元/kWh） 0.200 0.300 0.391 0.500 0.600 0.700 0.800 配储容量（Wh） 0.20 -9.97 1.10 9.64 18.98 27.96 37.17 46.48 0.40 -11.27 -0.83 7.75 16.43 24.78 33.39 42.13 0.60 -12.42 -2.56 6.04 14.19 21.99 30.05 38.27 0.80 -13.45 -4.10 4.32 12.21 19.51 27.08 34.82 1.00 -14.38 -5.49 2.58 10.45 17.30 24.42 31.73 2.00 - -10.79 -4.32 3.41 9.16 14.58 20.18 3.00 - -14.34 -8.93 -2.47 3.44 8.30 12.78 4.00 - - -12.24 -6.69 -1.60 3.46 7.69 5.00 - - -14.73 -9.86 -5.40 -0.95 3.48 资料来源国泰君安证券研究 3.2. 用户侧峰谷电价差套利国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等。我们可以以广东、江苏、浙江三省第二产业的 30和第三产业的合计用电量，作为峰谷电价差套利的储能市场规模。产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分 16 of 18 图222021年分地区全社会用电量（亿千瓦时）资料来源中电联，国泰君安证券研究表 112021年主要省份全社会用电量分布（亿千瓦时）第一产业用电量第二产业用电量第三产业用电量城乡居民用电量广东 141.75 4712.74 1696.56 1315.58 江苏 64.50 5047.00 1118.20 871.40 浙江 24.19 3868.79 880.20 740.94 资料来源wind、泰君安证券研究图 23主要省份峰谷电价时段划分均支持日循环2次资料来源国泰君安证券研究表 12大峰谷价差省份储能系统投资回报期仅 3-