国海证券-电化学储能研究框架：以中美欧为例.pdf-solarbe文库

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电化学储能研究框架以中美欧为例国海证券研究所李航证券分析师邱迪证券分析师王刚联系人 S0350521120006 S0350522010002 S0350122020033 lih11ghzq.com.cn qiudghzq.com.cn wangg06ghzq.com.cn 证券研究报告 2022年 12月 21日电力设备请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 2 相关报告电气设备行业深度研究 2022年一季度美国公用事业储能安装量同比高增（推荐） *电气设备 *李航，邱迪 2022-06-13 电气设备行业深度研究储能报告系列之四户用储能旺盛需求持续性探究及投资思路（推荐） *电气设备 *李航，邱迪 2022-05-18 电气设备行业深度研究储能报告系列之三储能助力温控企业开启重要增长极（推荐） *电气设备 *李航，邱迪 2022-04-25 电气设备行业深度研究储能报告系列之二我国电化学储能收益机制及经济性测算（推荐） *电气设备 *李航，邱迪 2022-02-23 电气设备行业深度研究储能报告系列之一从调峰、调频角度看我国电化学储能需求空间（推荐） *电气设备 *李航，邱迪 2022-01-21 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 3 重点关注公司及盈利预测重点公司代码股票名称 2022/12/21 EPS PE 投资评级股价 2021 2022E 2023E 2021 2022E 2023E 300750.SZ 宁德时代 406.82 6.88 10.69 17.31 85.51 38.06 23.50 买入 002594.SZ 比亚迪 260.80 1.06 3.20 5.00 252.94 81.50 52.16 买入 300014.SZ 亿纬锂能 89.16 1.54 1.62 3.68 76.74 55.04 24.23 买入 300068.SZ 南都电源 22.31 -1.60 0.84 1.11 / 26.67 20.18 未评级 300438.SZ 鹏辉能源 73.60 0.43 1.5 2.67 109.86 49.07 27.57 买入 002518.SZ 科士达 47.83 0.64 0.92 1.18 39.22 51.99 40.53 买入 688063.SH 派能科技 289.02 2.04 6.87 16.38 96.57 42.07 17.64 买入 300274.SZ 阳光电源 95.48 1.08 1.98 3.74 135.00 48.22 25.53 买入 002121.SZ 科陆电子 8.76 -0.47 0.04 0.18 / 202.78 48.83 未评级 300693.SZ 盛弘股份 50.31 0.55 0.84 1.38 66.38 59.93 36.39 未评级 605117.SH 德业股份 316.82 3.70 5.31 7.87 74.00 59.66 40.26 买入 300763.SZ 锦浪科技 165.37 1.93 2.87 5.64 119.97 57.60 29.33 未评级 688390.SH 固德威 285.69 3.18 4.11 9.49 144.68 69.57 30.10 未评级 688248.SH 南网科技 51.00 0.30 0.38 0.79 77.00 134.21 64.56 买入 000400.SZ 许继电气 18.66 0.72 0.88 1.08 36.33 21.29 17.23 未评级 002335.SZ 科华数据 44.15 0.95 1.05 1.43 38.27 41.91 30.88 未评级 300827.SZ 上能电气 54.50 0.45 0.47 1.47 202.00 115.22 36.99 未评级 002169.SZ 智光电气 7.56 0.44 -0.06 0.27 27.64 / 27.71 未评级 688663.SH 新风光 39.03 0.90 1.06 1.57 52.43 36.96 24.79 未评级 688676.SH 金盘科技 33.18 0.57 0.68 1.15 57.28 48.51 28.75 未评级 002837.SZ 英维克 29.56 0.63 0.59 0.84 64.90 50.10 35.19 买入 300990.SZ 同飞股份 85.87 2.52 1.63 2.76 50.70 52.63 31.07 未评级 301018.SZ 申菱环境 33.69 0.67 0.96 1.46 39.52 34.97 23.13 未评级资料来源 Wind资讯，国海证券研究所（未评级公司采用 wind一致预期数据）请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 4 核心提要第一部分国内储能政策及经济性分析  我国电化学储能政策解读与展望  当前解读一强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，并负担更多系统调节成本。相较于过去新能源场站自建小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地，各地政策也在引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并取消了储能充电的输配电价、政府基金及附加等额外成本。  当前解读二国内储能加速发展不在于储能单独盈利能力，而是主要取决于 “ 新能源储能 ” 的综合收益率能否满足投资回报要求。随着光伏、储能上游原材料价格下行带来光伏和储能成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加， “ 新能源储能 ” 的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高，国内储能相应将迎来加速发展。  近中期展望调节服务市场化是实现储能经济性重点，预计储能收益及构成因各地市场化改革进程和方案差别而呈现较大区域差异。加速现货市场建设、推动辅助服务市场化和探索容量机制是提升储能经济性的重要手段，用户电价承受力是各地电力体制改革的核心关切，如何分摊调节服务成本会呈现较大区域差异。展望看，北方地区预计可能将更多调节成本疏导到新能源侧，储能可能相应逐步由强制政策推动转变为市场化机制驱动。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 5 核心提要第一部分国内储能政策及经济性分析  我国电化学储能经济性分析  电源与电网储能储能通过减少新能源弃用、调峰、调频等单一渠道实现经济性仍有压力，暂不足以支撑储能大规模发展。减少新能源弃用方面，我们测算表明储能仅用于消纳弃用新能源的经济性不佳，除开当前新能源弃用率普遍较低外，新能源出力的季节不均衡特性也会导致配储的利用率偏低。调峰方面，我们测算表明电化学储能参与调峰辅助服务仍难以实现合理收益，原因在于调峰年平均价格偏低或调用次数不足。调频方面，我们测算表明电化学储能参与调频辅助服务有望具有较好经济性，但调频市场容量相对有限，难以支撑储能大规模发展。  独立储能预计当前共享储能发展趋势是发电集团建设独立储能用于内部共享，而强制配储退出仍需储能大幅降本。以山东为现状样本看，我们测算共享储能在较为理想条件下可实现资本金收益率 7.3，其中容量租赁收入占总收入的 43.8，实际总收入仍存不少风险。当前独立储能发展需要依赖新能源企业的容量租赁收入，第三方投建共享储能可能面临较高的租赁收入风险，当前共享储能发展阻力最小路径是发电集团自建独立储能用于内部共享。近期展望看， “ 新能源储能 ” 经济性的关键在于新能源降本幅度大于配储附加成本，我们测算表明单瓦容量新能源配储成本大致为 0.30元 /W。中期展望看，强制配储政策退出需要独立储能不再依赖容量租赁收入，不考虑辅助服务收入时，我们以山东算例测算实现 6.5收益率要求储能单位投资降至 1.17-1.35元 /Wh；若叠加的辅助服务年收入从 300万元增加到 1500万元时，对应要求的单位投资可由 1.47元 /Wh增至 1.85元 /Wh。需要指出的是，当前测算条件较为理想，对储能产品质量和运营水平要求较高。  用户储能我国部分省区工商业储能峰谷价差套利已初具经济性，相关需求更大规模释放仍有待储能进一步降本。根据我们测算，按照每日 2充 2放策略，在峰谷价差超过 0.7元 /kWh，且循环次数超过 5000次时，电化学储能通过峰谷套利收益具有经济性。在我们理想测算条件下，每日 2充 2放策略下储能投资回收期可达 5.8年，实际仍需储能进一步降本。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 6 核心提要第一部分国内储能政策及经济性分析  我国电化学储能投资思路  储能集成参与者众多，预计客户资源优势是短期竞争重点。国内独立储能预计渐成主流，且其投资运营发展阻力最小的方式是由发电或电网央国企投资运营。相应地，客户资源优势预计是储能 EPC和集成商竞争重点。  储能商业模式仍处完善期，成本竞争仍是各环节竞争核心。国内储能短期仍面临较大盈利压力，当前储能项目仍更重视控制初始投资成本，成本竞争是产业链各环节难以避开的重点。同时不少上游企业将选择价格策略来抢占市场份额，市场初期预计自主生产制造能力强的企业更具先发优势，体现在成本控制力更优、产品迭代能力更强。  国内储能投资建议 1. 具有客户资源优势的储能投资、 EPC和储能集成企业，建议关注【南网科技】、【南网储能】、【许继电气】、【平高电气】、【国电南瑞】、【宝光股份】、【智光电气】、【新风光】、【科陆电子】、【中天科技】、【林洋能源】、【永福股份】； 2. 具有成本竞争优势的电池和 PCS企业，建议关注【南都电源】、【上能电气】、【科华数据】、【盛弘股份】； 3. 储能安全要求不断提升利好的温控消防企业，建议关注【英维克】、【同飞股份】、【申菱环境】、【高澜股份】、【青鸟消防】、【国安达】； 4. 现货交易相关服务软件企业，建议关注【国能日新】。  风险提示 1）新能源降本不及预期； 2）新能源建设规模不及预期； 3）利空政策超预期； 4）疫情等各种不可控风险超预期； 5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 7 核心提要第二部分美国表前储能需求及市场分析  美国表前储能特征、驱动力回顾  美国储能以表前储能为主，表前储能呈现三方面特征 1）高度集中在加州等少数地区； 2） “ 光伏储能 ” 成为储能发展的重要形式； 3）应用场景趋向移峰填谷。区域分布方面，加州累计并网储能规模占近一半份额，前三个州占比近 80；发展形式方面，当前以 “ 光伏储能 ” 混合形式为主，且以现有光伏改建配储项目居多，筹备项目也以 “ 光伏储能 ” 项目为主。应用场景方面，呈现持续时间加长趋势，且筹备项目时长均值在 3h以上，相应移峰填谷逐步成为储能最主要应用场景。  驱动力回顾电力调节资源需求是表前储能发展的根源性需求，成熟市场机制和用户电价承受能力是储能实现经济性的重要支撑，但扶持政策对于储能早期发展仍是重要助力。调节资源需求方面，高光伏渗透率引起的 “ 鸭型 ” 曲线问题，是加州 “ 光伏储能 ” 根源性驱动力。成熟市场机制方面，同时参与电能量市场和辅助市场可显著改善储能收益情况，且预计容量机制为加州储能提供近半收入。扶持政策方面，之前投资税收抵免（ ITC）政策仅适用于 “ 光伏储能 ” 项目，是推动光储混合形式发展的重要原因。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 8 核心提要第二部分美国表前储能需求及市场分析  美国表前储能持续性分析  储能发展持续性的核心逻辑在于能源转型已转变为政策和经济双轮驱动，储能经济性也有望随政策配套完善而不断改善。能源转型方面，储能需求源自新旧能源转换带来的调节资源需求，技术进步和化石能源价格上涨推动新能源比价优势不断凸显，新能源已具备在政策驱动外自发发展的经济逻辑。但同时，新能源发展节奏与各地区的可再生能源政策目标紧密相关，未来美国表前储能发展依然存在较大的区域差异。储能经济性方面，传统电力机制主要是围绕传统可控的发电资源设计，电化学储能作为新型调节资源，其经济性对政策支持和电力机制设计十分敏感。由于政策和机制设计是服务于能源转型的宏观政策目标，储能经济性的政策环境有望不断改善，从而驱动储能加速发展。  因素一 IRA法案扩围 ITC政策到独立储能，且增大 ITC政策的力度和持续时间，有望加速美国储能发展。储能应用场景具有多元化特点， ITC政策扩围有利于释放更多场景储能需求，尤其是 “ 鸭型 ” 曲线之外的其他类型移峰填谷需求，独立储能相应有望加速发展。  因素二 “ 新能源储能 ” 正成为美国更多州新增电力装机主力， EIA数据显示 2023/2024年美国规划建设的储能规模正持续增长。强化政策情形，以加州为代表地区加速零碳电力转型， “ 新能源储能 ” 是实现零碳电力的关键方案。常规政策情形，新能源性价比不断增强叠加 IRA政策刺激，将驱动更多州加速新能源发展和传统电源退役，两者产生的调节资源缺口将驱动储能加速增长。规划数据方面，表前储能建设具有较强计划特征， EIA月度电力数据显示 2023年美国储能规划并网规模逐月增长， 2024年规划值在今年 9月出现激增。  因素三 ITC新政策将提升储能经济性。按照之前 2023年 22ITC条件测算，我们预计加州储能 IRR平均值可达 9.79。 IRA法案预计将增大加州表前储能 IRR平均值至 13.12，并提升储能投资方对市场收益波动的承受能力。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 9 核心提要第二部分美国表前储能需求及市场分析  美国表前储能市场格局分析  储能行业存在明显的垂直整合趋势，上下游纷纷进入集成环节。储能产业链从上游电池、 PCS等核心设备企业到下游开发商，普遍出现垂直整合趋势，产业链上下游的竞合关系更加复杂多元。  下游开发商一超多强，较多新进入者为中上游企业开拓客户提供机遇期。现有格局方面，大型储能开发商市场一超多强， NextEra Energy份额优势突出。趋势变化方面，份额头部企业多数为 2021年开始投资大型储能项目，美国储能市场开发商格局处于早期阶段，预计更多开发商不断涌入，中上游供应链企业的客户开拓仍存大量机遇。  中游集成商竞争激烈，新进入开发商增多和集成商去中介化趋势或为国内集成商带来新机遇。国内企业参与美国储能市场主要集中在设备供应，集成商是切入美国储能市场的重要入口，相应分为国内集成商和海外集成商两条路径。海外集成商方面， Fluence、 NextEra Energy等海外头部集成商普遍拥有客户资源优势， Powin Energy、 LGES等企业通过并购正补齐技术短板。国内集成商方面，受益于国内产业链、成本竞争优势，国内储能集成商与海外集成商为竞合关系，也为部分海外集成商提供代工服务。随着美国市场新进开发商增多和集成商去中介化趋势，国内储能集成商有望迎来更多机遇。  上游国内电池环节竞争优势明显，其它环节或有望通过直接出海迎新发展机遇。电池环节上，相较三元电池，国内磷酸铁锂电池在价格竞争力、安全性上优势不断凸显，海外主流集成商预计加速转向铁锂路线。除开宁德时代，亿纬锂能、南都电源、海辰储能、鹏辉能源等电池企业也纷纷加速走出去。其它环节上，尽管跟随国内集成商间接出海是国内储能产业链出口美国的重要路径，但这条路径也相对竞争更为激烈。考虑到美国储能市场集成商格局总体仍以海外企业占优，国内储能企业通过积极开拓海外集成商客户，有望迎来更多机遇。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 10 核心提要第二部分美国表前储能需求及市场分析  美国表前储能投资思路  美国表前储能是经济性驱动的市场，在 IRA政策刺激下有望加速发展。  国内集成商以技术和性价比优势见长，预计有望受益于美国市场新进入开发商增多和集成商去中介化趋势，集成商建议重点关注【阳光电源】、【比亚迪】、【科陆电子】，建议关注【东方日升】、【天合光能】、【科华数据】、【盛弘股份】。  受益于磷酸铁锂在储能系统占比提升，国内优质储电池及储能集成企业在美国频传订单捷报，电池环节建议重点关注【宁德时代】、【南都电源】、【亿纬锂能】，建议关注【鹏辉能源】。  受益于液冷技术占比快速提升，国内头部温控企业同样有望加速出海，温控环节建议重点关注【英维克】、【同飞股份】，建议关注【松芝股份】、【高澜股份】。  风险提示 1）美国自身新能源政策变动风险； 2）中美贸易摩擦导致国内出口限制风险； 3）美国市场国际竞争加剧； 4）国内企业出口竞争格局恶化； 5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 11 核心提要第三部分欧洲户用储能需求及市场分析  欧洲户用储能发展驱动力分析  欧洲居民电价已在 2022年年初显著上涨，俄乌冲突进一步加剧能源价格高位波动和欧洲能源安全隐忧。 2022年欧洲居民电价上涨的起点并非俄乌冲突， 2021年下半年能源危机席卷全球， 2021年年底欧洲居民新合同电价也开始相应显著上涨。俄乌冲突导致欧洲天然气价格和电力期货价格高位大幅波动，直接或间接推动居民电价。据能源价格指数网站数据， 2022 年 11月欧洲多国首都居民电价仍超过 0.5欧元 /kWh。  经济性驱动户用储能通过居民电价与户用光伏上网电价的价差套利，高电价和户用光伏 “ 自消费 ” 政策是其实现经济性的前提。不少欧洲国家居民电价是类似国内电信服务的固定套餐价格，户用储能套利主要来自居民电价和白天户用光伏发电直接上网电价的差额。当前并网型户用光伏电价政策主要有 “ 净计量 ” 和 “ 自消费 ” 两大类，前者的户用光伏余电上网电价接近或等于居民用电价格，如美国大部分州；后者的户用光伏余电上网电价一般大幅低于居民电价，如德国、英国，因此户用光伏 “ 自消费 ” 也是户储经济性驱动的重要政策基础。基准情境下，在户用光伏 FiT为 0.07欧元 /kWh，居民电价 0.40欧元 /kWh，德国单独户用光伏和配储后的投资回收期分别为 7.2年和 6.8年。  补贴驱动欧洲部分国家实施户用光伏和储能补贴政策，且在俄乌冲突下进一步加强了相关政策，有力促进了户用储能推广应用。例如，据中关村储能联盟资讯， 2020年奥地利启动光储补贴计划，拥有储能系统的户主可返还 200欧元 /kWh资金；据 PV tech资讯， 2020年意大利规定与翻新或改造项目相关的光伏和储能系统的税收减免提高到 110。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 12 核心提要第三部分欧洲户用储能需求及市场分析  欧洲户用储能发展持续性分析  欧洲多国首都居民电价保持高位，天然气短期供过于求但危机并未解除。 2022年 9-10月欧洲多国首都居民电价仍在上涨，尽管 11月有所回落，但德国、意大利、荷兰等多国仍超过 0.5欧元 /kWh，与天然气和和电力期货价格快速下行趋势相背离。近期天然气和电力期货价格下行主要系异常高温引起天然气供暖需求减少，且经济放缓与天然气限制使用措施也减少对天然气的需求。我们推测，居民电价高位是因为电力零售商新签居民电价合同对应的远期购电成本仍在上涨，这部分成本主要不是取决于短期电力期现货价格，而是大量未公开价格的远期电力合约，这部分合约新签价格可能水涨船高。但同时，批发电价下行和各国限价政策已开始抑制居民电价持续上涨。  近中期看加速能源绿色转型政策难免会持续推高欧洲相关国家电力成本和居民用电价格。一方面，化石燃料价格高涨固然与当前俄乌冲突引起的能源危机有关，但其根源则是欧盟未立先破的能源战略转型，且欧洲天然气供应由管道气转为 LNG也将提升用气和发电成本。另一方面，新能源短期过快发展将快速提升系统平衡成本和补贴费用，也将带来电力成本持续上升。  中远期看随着光伏持续发展及其渗透率稳步提升，户用光储一体化预计将成为各国户用光伏发展的主流方向。欧洲正加速能源转型以增强能源独立性，屋顶光伏逐步成为强制性政策要求。 2022年 5月欧盟 REPowerEUR提出实施 “ 屋顶太阳能计划 ” ，分阶段在新建公共和商业建筑、住宅安装太阳能电池板。随着光伏渗透率提升，中远期欧洲预计将面临类似美国加州净负荷 “ 鸭型 ” 曲线问题，由于户用光伏发电和居民用电天然存在时间错配，户用光储一体化预计将成为趋势。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 13 核心提要第三部分欧洲户用储能需求及市场分析  欧洲户用储能市场分析  预计户用储能市场 2022年实现翻倍以上增长， 2023-2025年后维持高速增长。据高工锂电预测数据， 2021年户储需求为 6.4GWh， 2022年预计为 15GWh，同比增长 134.4； 2025年预计达 100GWh， 2023-2025年复合增速为 88.2。  小电芯、高压化是户用储能产品发展重要趋势，小电芯短缺有望逐步缓解。使用相同容量的电池，高压系统电流较小，转化效率更高；系统设计方面，高压混合逆变器的电路拓扑结构更为简化，尺寸小重量轻，故障率下降。在户储高景气吸引下，小电芯短缺问题已逐步改善。  欧洲户用储能投资思路  户用储能投资可聚焦于相关业务比重较高的企业，对于电池环节更看中户用储能业务占比，对于 PCS环节更看重户用储能 PCS和分布式光伏逆变器业务占比。电池环节建议重点关注【派能科技】、【鹏辉能源】、【科士达】； PCS环节建议重点关注【德业股份】、【锦浪科技】、【阳光电源】、【固德威】。  风险提示 1）欧洲新能源政策变动风险； 2）欧洲居民电价下降超预期； 3）欧洲对华贸易政策限制风险； 4）竞争格局恶化； 5）重点关注公司未来业绩的不确定性。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 14 目录  一、电化学储能基本概念  二、国内储能政策及经济性分析  三、美国表前储能需求及市场分析  四、欧洲户用储能需求及市场分析请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 15 目录一、电化学储能基本概念 1.1 引入一个概念灵活性调节资源 1.2 电化学储能是未来重要的灵活性调节资源 1.3 不同类型电化学储能所适合的应用场景不同请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 16 1.1 引入一个概念灵活性调节资源资料来源中国电力系统灵活性的多元提升路径研究袁家海，高比例新能源发展趋势下提升新型电力系统灵活性黄豫，季节性储能未来高比例可再生能源电力系统必备技术姜海洋，国海证券研究所图电力系统灵活性不足原理表电力系统各时间尺度调节需求时间尺度时间范围系统调节需求超短周期毫秒至秒级一次调频短周期分钟至小时级二次调频、备用等日内小时级至天调峰、经济调度多日及周多天多日机组组合跨季节月及数月灵活性调节资源是构建新型电力系统的重要组成。传统电力系统以可控的火电、水电等常规电源为主体电源，通过控制常规电源出力实时响应电力需求变化。新型电力系统的主体电源转变为一次能源不可控的新能源，新能源供给与电力需求的不匹配需要大量灵活性调节资源作为媒介来满足电力系统固有的实时供需平衡特性要求。电力系统实时供需平衡是通过不同时间尺度的系统调节相互配合实现的，包括短周期的调频和日内的调峰等，以响应不同时间尺度的供给和需求变化。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 17 1.2 电化学储能是未来重要的灵活性调节资源表电力系统主要灵活性资源图我国电力系统灵活性提升路线图类别灵活性资源电源侧资源可控的传统电源燃煤发电、燃气发电、水电、核电等、相对可控的可再生能源（光热、生物质、地热等）电网侧资源柔性输电、互联互济、微电网等用户侧资源可控负荷、电动汽车等储能资源抽水蓄能、电化学储能、飞轮储能、超级电容器等储能是我国构建新型电力系统的重要灵活性资源。储能对于提升电力系统灵活性的重要意义不断凸显，利好政策也频频出台。 2021年 7月，国家发改委和国家能源局印发关于加快推动新型储能发展的指导意见，提出到 2025年实现新型储能装机规模 30GW以上的发展目标。 2021年 9月，国家能源局印发抽水蓄能中长期发展规划（ 2021-2035年），提出到 2025年和 2030 年实现抽水蓄能投产 62GW以上和 120GW左右的发展目标。资料来源中国电力系统灵活性的多元提升路径研究袁家海，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 18 1.3不同类型电化学储能所适合的应用场景不同表电化学储能类型及应用场景类型储能时长应用场景容量型 ≥ 4h 调峰能量型约 12h 调峰、调频、备用功率型 ≤ 30min 调频备用型 ≥ 15min 备用电源储能按照时长分为容量型、能量型、功率型和备用型，不同类型电化学储能所适合的应用场景有所区别。其中，容量型、功率型专用性较强，前者一般要求连续储能时长不低于 4h，主要用于移峰填谷或离网储能，可提升电力系统效率和设备利用率；后者的连续储能时长一般在 1530min，主要用于调频或者平滑新能源出力波动。能量型储能介于容量型和功率型之间，一般为复合储能场景，可用于调峰、调频、备用等多重功能。备用型的连续储能时长一般不低于 15min，主要作为不间断备用电源，用于数据中心和通讯基站等场景。储能按安装位置分为电源侧、电网侧和用户侧，三者之间的功能存在较多重叠。通常调峰和调频主要由电源侧和电网侧储能提供，在共享储能发展趋势下预计将弱化电源侧和电网侧储能的界限；备用电源主要用于用户侧。此外，用户侧储能通常还可用于峰谷分时套利及提升用电可靠性等场景，其中峰谷分时套利的实质与调峰相同，同样会起到对电力需求进行移峰填谷的功能。资料来源储能的度电成本和里程成本分析何颖源，国海证券研究所请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 19 目录二、国内储能政策及经济性分析 2.1 我国电化学储能政策解读与展望 2.2 电源和电网侧储能主要商业模式及经济性 2.3 国内独立储能主要商业模式及经济性 2.4 用户侧储能主要商业模式及经济性 2.5 国内电化学储能投资思路及风险提示请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 20 2.1当前政策解读强制配储政策是当前储能发展重要驱动力资料来源中国政府网，山东能源局网站，国海证券研究所文件名时间主要内容国家发展改革委国家能源局关于印发 “ 十四五 ” 新型储能发展实施方案的通知 2022.01 1）加大 “ 新能源储能 ” 支持力度； 2）探索推广共享储能模式。国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知 2022.05 1）符合要求的新型储能可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场； 2）独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。山东能源局关于印发关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施的通知 2022.09 1）示范项目作为独立储能可参与电力现货市场； 2）对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿； 3）示范项目容量可在全省范围内租赁使用。表我国新型储能重要政策  强制配储是当前我国储能发展的重要驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。  强制配储是我国当前储能发展的重要驱动力，配储仍将是新能源企业的成本项。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，相关企业负担更多系统调节成本。尽管受到煤价上涨和供需形势趋紧影响，我国多地电价出现上涨，但平抑电价较快上涨对于各地政府降低工商业经营成本和优化营商环境具有重要意义，我们认为相应储能成本疏导到用户侧将需要时间。  当前储能政策已在边际改善新能源配储成本，重点是鼓励独立储能发展和拓宽储能收益渠道。相较于过去新能源场站自建小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地，各地政策引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并取消了储能充电的输配电价、政策基金及附加等额外成本。不过新能源共享租赁独立储能仍是强制配储政策的变体，以山东为代表的实践中，新能源企业租赁储能但不能分享其使用权和收益，共享储能仍是新能源企业成本项。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 21 2.1 当前政策解读储能发展关键在于 “新能源储能 ”综合收益率  预计电化学储能容量电价缓步推进，包括发电侧的电力容量成本回收机制和电网侧的输配电价两条路径。  电力容量成本回收机制有望加速推进，电化学储能预计受益但短中期力度渐进提升。此处所指电力容量成本回收机制对应电源侧，主要用于解决利用率较低的发电资源因收入不足退出、致使电力系统发电容量不足的问题。我们认为，从我国国情看，当前电力容量成本回收机制预计更多聚焦在解决火电企业可持续经营问题上，同时也为火电逐步由主体电源转变为调节性电源提供支撑机制。在用户侧电价上涨受限的条件下，有限的补偿资金预计更多倾斜火电，储能受益预计是个渐进过程。从山东实践看，用户侧的容量补偿电价提供资金来源，相应资金主要用于补偿火电，储能的容量补偿收益仅为火电的 1/6。  预计独立储能纳入输配电价的规模有限，且电网替代性储能纳入输配电价也会审慎推进。此处所指独立储能为起调峰调频作用的电化学储能，预计独立储能近中期较难大规模获得抽水蓄能同等的容量电价政策支持，我们判断的逻辑核心在于，一是电化学储能仍需进一步降本；二是输配电价机制更适宜便于成本监审的成熟技术；三是电价受限下输配电价可疏导成本规模也有限。此外，尽管电网替代性储能纳入输配电价顺理成章，但由于电网替代性储能成本监审和作用评估的复杂性，为避免盲目低效投资，我们认为相关政策推进的力度和进度将较为审慎，预计沿用先试点再逐步推广模式；同时这类储能的单体规模短期不会较大，常见规模预计为 5-15MW。  国内储能加速发展主要取决于“新能源储能”的综合收益率能否满足投资回报要求  “新能源储能”的综合收益率是储能加速发展的关键。储能相关政策呈现边际渐进式改善趋势，有望不断降低新能源强制配储成本，但储能加速发展不一定在于储能单独盈利能力，而是主要在于“新能源储能”的综合收益率能否满足发电企业的投资回报要求。  新能源上游价格下行和储能收入增加是“新能源储能”的综合收益率提升的主要方式。随着光伏上游原材料价格下行带来组件成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加，“新能源储能”的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高，国内储能相应将迎来加速增长。请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 22 2.1政策近中期展望预计调节服务市场化是实现储能经济性的重点  加速现货市场建设、推动辅助服务市场化和探索容量机制是提升储能经济性的重要手段。  电力现货市场为储能提供日内价差套利空间，现货市场正从试点走向全国。电力现货市场可形成小时及更小时间尺度价格，短时价格变动有利于体现电化学储能日内调节价值。相较偏向行政化的调峰市场，现货市场可一定程度减少政策干预，提供更为稳定的收益预期。 2022年 11月，国家能源局发布了电力现货市场基本规则（征求意见稿）电力现货市场监管办法（征求意见稿），面向社会公开征求意见，这两份文件的出台意味着电力现货市场从试点向全国推广再进一步。  电力辅助服务市场化丰富了储能收益来源，辅助服务新规正从全国总方针走向各地区细化落地。电化学储能凭借灵活性高、响应速度快、环境资源约束小等优势，在电力辅助服务中具有较大应用空间。我国辅助服务市场化程度相对有限， 2021年 12月国家能源局印发的 “ 两个细则 ” 从全国层面进一步明确了辅助服务市场化的方向，提出在现阶段以调峰辅助服务市场化交易为主的基础上，持续推动调频、备用、转动惯量、爬坡等品种以市场竞争方式确定辅助服务提供主体，有望丰富储能收益来源。此后，南方能监局、西北能监局等各机构进一步细化了辅助服务在所属地区的落地细则。  容量机制可保障储能合理收益，发电侧容量补偿机制有望在更多地方拓展试点。容量收入是实现调节资源固定成本回收的有效手段，我们认为电化学储能作为调节资源，一般更适宜在发电侧容量补偿机制中获取报酬。我国华北、山东、西北等地区正开展容量市场建