电力设备与新能源行业市场前景及投资研究报告：储能大储,工商业储能

证券研究报告|电力设备|2024年3月28日电

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报储能思系列之二：大储——大储往何处去报告摘要

投资聚焦：从量/价/政策角度细说大储和独立储能的三个维度：✓

量：招标规模有待回暖，中标规模同比双增。✓

利：解读与拆解三大盈利模式；✓

政策：以山西省为风向标，解读政策动向；

对比分析：通过中外对比，透过现状看趋势。1）储能电力币场化：成本与收益权衡之下的最优选择。2）独立储能：国内进步空间很大，收益结构逐步看齐。

建议关注：大储方面深耕多年优势企业：阳光电源、宁德时代、上能电气、盛弘股份、科华数据、禾望电气、威腾电气、亿纬锂能、南都电源、华自科技等；受益于光储充业务持续拓展的企业：星云股份、苏文电能等；同时建议关注受益于海外大储需求共振的具有海外储能业务的企业：阳光电源、阿特斯、通润装备、德业股份、固德威、派能科技等；大储相关配套企业：英维克、同飞股份、国安达、青鸟消防等；其他新型储能：中国天楹。

风险提示：行业政策推进不及预期，行业竞争加剧，储能降本不及预期2目录CONTENT1

大储：量的变化——料峭春风吹酒醒2

独立储能：独立储能的中场战事中外对比：下一站独立储能34

盈利预测&风险提示01大储—量的变化：料峭春风吹酒醒招标上：招标需求春寒料峭，市场态势即将回暖据集邦咨询数据显示，从整体情况来看，2024年2月新增招标2.1GW/5.2GWh，平均储能时长为2.7小时。2月正逢春节假期，受春节假期影响，储能招标市场需求环比有所下降，预计3月的招标市场将有所回暖。⚫

EPC项目：在2月新增的招标规模（2.1GW/5.2GWh）中，EPC项目新增招标量2GW/4.9GWh，平均储能时长为2.4小时，同比增长418%/513%。⚫

储能系统项目：2月储能系统新增招标量为59MW/378MWh，平均储能时长为6.5小时，同比增长250%/980%，环比下降92%/980%。出现该情况的主要原因系受三峡水利2024年度用户侧储能设备框采未公布功率容量规划所致，储能系统平均配储时长出现异常拉升。预计在排除干扰项目后，整体平均储能时长约为3小时。图：2024年2月中国储能新增招标量5数据：集邦咨询，方正证券研究所中标上：2月中标量风潮涌动，各类型项目平分春色⚫

从能量容量规模上看，2024年2月新增中标2.1GW/7GWh，能量容量中标呈现同环比激增，平均储能时长上涨至3.4小时。受大唐集团-2024年度2GWhLFP储能系统框采开标，叠加国家电投青海省海南州储能电站项目共计1.32GWh的集中开标，推动中标储能容量端实现同环比激增⚫

从中标项目类型上看，2月各类型中标量分布较为平均，独立储能、可再生能源配储和框采/集采能量容量占比分别为36%、36%、28%。独立储能项目新增中标量为1.3GW/2.5GWh，同比增长68%/68%。独立储能中，EPC中标项目居多，主要电池技术路线仍为LFP；框采/集采项目新增中标量为2GWh。图：2024年2月中国储能新增中标量2.1GW6数据：集邦咨询，方正证券研究所中标上：同比双增显强势，倍率分布有新变⚫

储能EPC中标项目：2024年2月新增储能EPC中标量1.5GW/3.3GWh，平均储能时长为2.1小时，同比增幅为72%/92%。平均中标价分别为：1.19元/Wh（0.25C）、1.17元/Wh（0.5C），2.83元/Wh（1C）。⚫

储能系统中标项目：2024年2月，储能系统新增中标量540MW/3.7GWh，平均储能时长为6.9小时，同比增长109%/380%。4小时储能系统价格已稳定在0.7元/Wh以下。2024年2月储能系统加权平均价分别为：0.69元/Wh（0.25C，受个别小规模项目高中标价格影响，环比略有上涨），1.27元/Wh（0.5C）；1.15元/Wh（1C）⚫

储能系统中标项目中，从倍率（储能时长）上看，0.25倍率（4小时储能时长）在占比上快速提升，在2024年1-2月数据中占比达39.9%。图：2024年2月储能系统中标价格区间（元/Wh）图：不同倍率的储能系统中标项目能量容量占比变化趋势7数据：集邦咨询，方正证券研究所02独立储能—独立储能的中场战事套利市场电价差，调频交易得酬答，容量租赁待明法⚫

电力现货市场套利：《山西省电力现货市场交易实施细则V13》对独立储能参与电力现货市场交易给出了相关规定。独立储能电站可在电价低谷时充电，电价高峰放电，赚取电价差。⚫

一次调频辅助服务：《山西独立储能电站一次调频交易细则》规定山西独立储能可以参与电力一次调频交易，按照5元/MW—10元/MW给予补偿。⚫

容量租赁：目前对于租赁年限和租赁价格暂无政策规定；国内其他省份规定的租期一般在1-10年，最长可达20年，指导价格100-300元/kWh/年不等。表：核心参数设置说明项目参数据中标均价设置表：山西省独立储能电站收益模式EPC单价：1.6元/Wh储能系统采购：1.107元/Wh电池采购单价:0.620元/Wh初建成本据《山西省太原市招商引资若干措施的通知》盈利模式容量租赁相关政策收入说明按初建成本的2%补助最高不超过500

据市场调研情况，容量租赁周期多为3年;基于对容量万元。

租赁市场供需预测，设定租赁比例每3年下降5%政策补贴容量租赁《2023年全省电力市场交易

租赁期限取3年/次，工作方案》

价格120元/kWh/年初始容量租赁率80%，年租金120元

容量租赁不影响现货市场套利，项目运营方享有已租/kWh

赁容量的使用权。系统容量的80%参与现货市场套利，峰谷价差0.56元/kWh现货市场电力现货市场

《山西省电力现货市场交易

现货市场平均峰谷价差0.56元/kWh交易实施细则V13》预留系统容量的20%参与一次调频，

一次调频市场容量需求上限为运行日新能源场站预测中标里程为4MW，申报单价5元/MW

最大发电出力的10%一次调频税率《山西独立储能电站一次调频交易细则》一次调频5元/MW一10元/MW增值税13%;城市建设与教育税附加共12%;所得税率25%税法相关规定无风险收益率2.98%9数据：储能中国网，EESA数据库，方正证券研究所套利市场电价差，调频交易得酬答，容量租赁待明法1.现货市场套利收入=参与现货市场的储能能量容量*现货市场加权平均峰谷价差*年运行天数（损耗部分输配电价与政府基金及附加在成本项中减扣）2.据《山西省一次调频交易细则》，“市场主体i第j次参与一次调频辅助服务的收益为：Rij,=Kij*Dij*CiR”；即一次调频辅助服务收益=申报价格*调节里程*调频次数*K（一次调频性能指标）*年运行天数；其中，K=k1*k2*k3（K1、K2、K3最大值均为2，K值理论区间：1≤K＜8；参考山西省电力能建勘测院及山西省晋中市忻朔区100MW/200MWh独立储能项目可行性研究报告，本次测算K值取5.5。（一次调频充放电平进平出，因系统效率产生的损耗电费在成本项中减扣）3.容量租赁收入=租赁单价（取2023年我国容量租赁实际中标价均值）*租赁容量*租赁期限（3年/租赁期）建设期0运营期10(换电芯)200000表：山西省独立储能收益成本测算(万元)120可用容量(kWh)200000443196000160000政策补贴现货市场套利容量租赁2,18319202288022281.560228862017821.2002288110763771.收入调频残值收入总收入44363916696初建成本320002.1建设成本更换电池成本调频充放电损耗现货市场充放电损耗含运维、人工、耗材总成本10000353562352.成本2.2充电损耗2.3运营成本6451981104811146-4,451-4.45111371236514132953200010805.3113,404税前收益-31,557-31,5573.利润税后净收益10数据：储能中国网，中国能建山西电力勘测设计院，EESA数据库，方正证券研究所分析&结论:为何变量在一次调频？⚫

一次调频在山西省独立储能收益中占比最高，为38.83%;其次是现货市场套利，为34.02%，容量租赁占比26.78%，政策补贴占比0.38%⚫

一次调频是山西省独立储能收益中占比最高的项目，收益最为可观。一次调频收益与K值(性能指标)、调频单价、调用次数有直接关系;其中，K值不仅决定着市场主体参与一次调频的资格，还决定了其中标排序价格，对调频收益更有着直接影响。当K值上升为7、日调用次数达到1000次时候，调频收益为3640万元，IRR上升到9.93%，经济性大幅提升。⚫

山西省一次调频交易细则中提到，一次调频市场总需求量为运行日新能源装机最大出力的10%，故独立储能只能预留部分容量做调频用。山西是我国新能源装机大省，其十四五发展规划指出2025年山西新能源装机占比将达到50%，2030年达到60%，届时对一次调频资源的需求量将会更大，预计一次调频政策将长期稳定实施图：山西省独立储能收益占比图：山西省独立储能收益成本测算(万元)k值调用次数1357380次197.6260592.87809881383.21820500次600次800次1000次130015602080260031293621844161248156029125203640政策补贴现货市场套利容量租赁调频11数据：储能中国网，EESA数据库，方正证券研究所政策端：储能电站收益多，进三市场，得四方利表：山西储能应用场景表：电力市场政策可参与对应交易的储能技术类型需求侧市场收益模式获取收益方式可获取对应收益省份甘肃、蒙西、山东、山西、广东非现货结算试运行省份AGC调频

一次调频调峰现货市场√现货省份现货价差收

现货低价充电、现货高价放

磷酸铁锂、全钒液流、电，获取现货价差收益。火储联合调频√√益压缩空气电能量收益待现货市场开展后，获取现

磷酸铁锂、全钒液流、货价差收益。

压缩空气非现货省份收益独立储能可控负荷√√√通过响应二次调频需求，获取二次调频里程收益(全部省份)和调频容量收益(部分省份)。四川、重庆、宁夏、青海、甘肃、湖北、江西、山西、福建、安徽、浙江、江苏、山东、河北南网、南方区域√磷酸铁锂、全钒液流、压缩空气飞轮储能、超容储能二次调频收益一次调频收益磷酸铁锂、全钒液流、压缩空气飞轮储能、超容储能表：相关优势通过响应一次调频需求，获取一次调频里程收益。山西规模化采购储能设备和建设施工减少前期建设成辅助服务收益1、调峰电量收益:通过调峰时段充电、非调峰时段放电，获取调峰补偿收益；2、调峰磷酸铁锂、全钒液流、域、新疆、宁夏、青海、甘肃、湖容量收益:甘肃、西北储能可通过提供储能调峰容量获取收益。本。多源发电时空互补，降低全网储能配置容量，从而实现增效西北、东北、华东、华北、南方区经济优势调峰收益压缩空气北、江西、河南、湖南、福建、安徽、浙江、贵州通过提供旋转备用容量，获

磷酸铁锂、全钒液流、取旋转备用收益。

压缩空气利用共享降低新能源电站弃电率实现双方利益共享和分摊。稳定共享储能电站收益旋转备用浙江、南方区域使用优势调节优势1、山东、重庆储能基于可用容量，按月获取固定容量补

磷酸铁锂、全钒液流、容量补偿收益山东、重庆、蒙西、新疆偿；2、蒙西、新疆储能按照放电量，获取容量补偿。压缩空气容量收益调节供需使用，通过竞争方式促进电力交易，实现电力资源高效利用，调节偏差优化配置将储能容量以双方协商确定的年固定价格租赁给新能源场站，满足新能源场站配储需求，储能获取容量租赁收益。甘肃、广东、山西、吉林、山东、浙江、蒙西、四川、江苏、湖北、安徽、河南、湖南、新疆、广西磷酸铁锂、全钒液流、压缩空气容量租赁收益12数据：中国储能网，北极星储能网，方正证券研究所各省份储能IRR各有不同，差距大源自调频收益以0.5C磷酸铁锂独立储能为例：EPC单价取1.6元/Wh，20年生命周期，第10年更换电池，更换电池费用为EPC单价的50%；容量租赁费用取250元/kW·年，收益测算结果如下图，从测算结果可以看出，宁夏、甘肃储能IRR较高，广东、山西储能IRR较低。主要原因是除容量租赁市场外，广东、山西主要收益为现货收益，调频收益较少，综合收益有限；同时，广东可以获得南方区域的调峰收益，收益率略高于山西；甘肃、宁夏调频资源匮乏，储能调频中标率高，可以通过高额的调频收益提升整体收入水平表：典型省份独立储能收益情况项目税后IRR范围(不

项目税后IRR范围(含容量租赁收含容量租赁收益)

益)省份广东主要收益占比收益关键影响因素储能容量租赁价格、储能站所在节点现货价差,储能边际替代率系数机制。容量租赁收益:52.7%现贷收益:31.9%调频收益:6.2%调峰收益:9.2%0%-1%9%-10%容量租赁收益:28.5%现货收益:26.0%调频收益:45.5%(调峰收益:宁夏调峰市场收益和现货市场收益互斥,调峰收益约占总收益的25.9%)二次调频总资金空间、储能容量租赁价格、未来现货价差。宁夏山西10%6-11%(-1)%-0%17%-18%7%-8%容量租赁收益:48.8%现货收益:43.0%一次调频收益:8.2%储能容量租赁价格、现货价差、一次调频市场储能分配比例。容量租赁收益:35.3%现货收益:7.7%调频收益:57.0%(调峰容量收益:甘肃调峰容量收益和容量租赁收益互斥,调峰容量收益约占总收益的13.6%)二次调频总资金空间、储能容量租赁价格、现货价差。甘肃8%6-9%13%-14%13数据：清能互联，方正证券研究所容量租赁往何处去？以山东省100MW/200MW·h锂电池储能电站为例，在目前政策和市场情况下，其收益主要有容量租赁、容量补偿和现货市场价差套利。按独立储能电站容量出租率100%、每年租赁价格260元/kW、全年270次等效循环、电价差0.37元/(kW·h)计算运营期内收益情况，收益回收期较长，税前内部收益率为4.56%，投资回收期为13.76年；税后内部收益率为3.21%，投资回收期为15.17年。表：电网侧储能基准数据及成本收益计算项目类别项目参数综合效率83%充放电深度0.85年平均衰减率2%寿命20年基本参数运维费用质保期外30元（kW·h），质保期内12元（kW·h），保险费投资成本的0.25%270次年平均运行次数储能功率100MW储能容量200MW·h0.1元（kW·h）0.47元（kW·h）270次充电电价放电电价年平均运行次数运营参数容量补偿价格每年650万元每年260元/kW4亿元容量租赁价格总投资贷款比例70%成本垫款年限20年贷款利率4.90%项目投资财务内部收益率FIRR（所得税前）项目投资回收期（所得税前）项目投资财务内部收益率FIRR（所得税后）项目投资回收期（所得税后）项目投资财务净现值FNPV（所得税后，折现率为7%）4.56%13.76年收益3.21%15.17年-9963万元14数据：《多场景下新型储能项目盈利模式分析及成本补偿机制建议》，方正证券研究所容量租赁往何处去？➢

投资成本：IRR对投资成本具有高度敏感性。其他条件理想状况下，投资补贴达到200元/（kW·h）以上，IRR上升幅度较高。➢

容量租赁价格：IRR对容量租赁价格具有敏感性。其他条件理想状况下，适度调高容量租赁价格有利于提升独立储能电站经济性。➢

充放电次数：IRR对充放电次数具有较高敏感性。其他条件理想状况下，将充放电次数提升至400次以上可以获得较高回报率。➢

充放电价差：IRR对充放电价格具有高度敏感性。其他条件理想状况下，将充放电价差提升至0.5元/（kW·h）以上可以获得较高回报率。图：投资成本对IRR的影响图：容量租赁价格对IRR的影响图：充放电次数对IRR的影响图：充放电价差对IRR的影响15数据：《多场景下新型储能项目盈利模式分析及成本补偿机制建议》，方正证券研究所03中外对比—下一站独立储能他山之石—美国储能的道路？美国储能电力市场化发展美国经验：储能市场化程度较高，其中表前市场占据主导地位。表前市场表后市场电能量市场电力辅助市场峰谷套利和输配电价套利获益分时电价机制虚拟电厂社区储能1.包括调频、备用、黑启动等日前和实时市场竞价，获得出清收益2.调频和备用可以通过日前市场和实时市场进行竞价，最终根据实际出清价格获得收益3.黑启动主要通过签订长期协议获益带来发电侧配储/独立储能的高经济性，从而促进绿电和储能的相关交易，给市场带来商业积极性，提高渗透率。当前储能成本中的材料利用效率和锂电池组空间利用效率无法短时间提升从而降低核心成本输配电的合理度电收益大于储能度电成本是储能提高使用率的根本要素市场化可以将储能成本弱化，同时也可以市场化拉大峰谷价差，强化电力资源使用带动储能调配资源可以以更大的批发电价峰谷价差、差价合同等，带来发电侧配储/独立储能的高经济性，从而促进绿电和储能的相关交易，给市场带来商业积极性，提高渗透率17数据：艾瑞咨询，方正证券研究所国内外对比—--下一站独立储能⚫

国外现货市场、辅助服务市场比较完善，电网侧独立储能收益立储能经济性较好；与国外相比，国内独立储能存在收益较丰富，加上政府出台了一系列补贴政策，电网侧独少、收益不稳定、经济性差的问题。⚫

工商业商业模式和大储商业模式有区别，运营对业主来说同样重要，对资金方实力要求较高，需要运营方资金实力充沛表：国内外电源侧储能收益机制对比表：国内外电网侧独立储能收益机制对比美国中国国外典型国家中国项目美国英国山东省甘肃省湖南省新能源全电量参与中长期和现货市场（甘肃）新能源10%参与现货市场（山东）新能源存在限电（青海）项目新能源签

新能源商订

业化运营批发市场约30%，平衡市场约30%，调频市场约20%，容量市场和嵌入式补贴约20%容量租赁或容量市

容量租赁占50%场约50%、调频约

、电价差套利30%（不稳定）、

和调峰辅助服现货市场约46%，辅助服收益结构

务约30%，资源充足性规划约24%容量租赁约38%，现货市场约44%，容量补偿约18%现货市场约20%务约50%根据调度指令，减少新能源在低电价时段发电的比例协助新能源减少功率预测偏差和现货市场套利对符合条件的项目提供

给予示范性项目