碳中和至储能风起

1、正文目录 HYPERLINK l _TOC_250025 与市场不同的观点 5 HYPERLINK l _TOC_250024 经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求 6 HYPERLINK l _TOC_250023 储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元 6 HYPERLINK l _TOC_250022 经济性：个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升 7 HYPERLINK l _TOC_250021 模型假设：储能 EPC 成本下降，电池寿命及充放电效率提升 7 HYPERLINK l _TOC_250020 需求场景：高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区 IRR

2、 可达要求 8敏感性分析：补贴水平EPC 建设成本当地电价电池循环寿命充放电深度循环效率 10 HYPERLINK l _TOC_250019 路径推演：自发性需求分区域释放，技术进步稳步推进 12 HYPERLINK l _TOC_250018 区域特征：高上网电价区域内生需求率先释放 12 HYPERLINK l _TOC_250017 建设成本：技术持续推动产业链降本，海外直接从补贴入手 13 HYPERLINK l _TOC_250016 补贴：各地补贴或零星出现，配储电站权益增加是主流 14 HYPERLINK l _TOC_250015 循环寿命：超长续航电池仍在推进，系统协助延长

3、循环次数 15 HYPERLINK l _TOC_250014 循环效率：针对性设计释放潜力，项目经验助力效率提升 15 HYPERLINK l _TOC_250013 储能经济性稳步提升，23 年新能源自发配储需求或逐步崛起 16 HYPERLINK l _TOC_250012 储能增加系统灵活性，系统价值、容量作用、安全价值并存 18 HYPERLINK l _TOC_250011 系统价值：增加电网消纳能力，降低电站系统弃电率 18 HYPERLINK l _TOC_250010 容量作用：降低客户容量电费，协助电厂极限调频 20 HYPERLINK l _TOC_250009 安全价值

4、：协助数据与通信领域，保障电力供应稳定性 22 HYPERLINK l _TOC_250008 储能市场增长空间广阔，经济性拐点有望来临 23 HYPERLINK l _TOC_250007 新能源配储需求旺盛，支撑储能快速增长 23 HYPERLINK l _TOC_250006 市场空间：降本与政策鼓励双管齐下，储能是未来的高成长赛道 24 HYPERLINK l _TOC_250005 测算验证：新能源配储打底，25 年储能电池需求有望超 60GWh 25 HYPERLINK l _TOC_250004 话语权：前期电池占核心地位，后期系统集成有望成行业制高点 26 HYPERLINK

5、l _TOC_250003 重点推荐标的 30 HYPERLINK l _TOC_250002 宁德时代（300750 CH，增持，435.84 元）：储能业务有望快速放量 30 HYPERLINK l _TOC_250001 亿纬锂能（300014 CH，买入，目标价：117.65 元）：各业务多点开花 32 HYPERLINK l _TOC_250000 风险提示 34图表目录图表 1： 储能应用场景分类 6图表 2： 2020 年全球电化学储能累计装机占比提升至 7.4% 6图表 3： 2020 年国内电化学储能累计装机占比提升至 5.28% 6图表 4： 2020 年风电储能 EPC

6、价格情况（单位：元/wh） 7图表 5： 2020 光伏储能 EPC 价格情况（单位：元/wh） 7图表 6： 宁德时代储能电池使用寿命情况 8图表 7： 各储能器件循环效率情况 8图表 8： 储能模型假设表 8图表 9： 各类典型模式储能收益率测算 10图表 10： 发电自用储能收益率敏感性分析 11图表 11： 工商业储能收益率敏感性分析 11图表 12： 各地新建风电光伏项目上网指导价 12图表 13： 部分省市一般工商业峰谷价差情况 12图表 14： 部分省份储能电站调峰度电收益（最高申报价格） 12图表 15： 电池在储能系统中成本重要来源 13图表 16： 国内储能电池价格仍处于下

7、降区间 13图表 17： SGIP 补贴计划补贴情况（2017 年版） 13图表 18： 加州地区 SGIP 补贴储能项目装机情况 14图表 19： 纽约地区储能装机情况 14图表 20： 海外储能补贴政策 14图表 21： 储能运营补贴情况 14图表 22： 宁德时代长寿命 LFP 电芯循环表现 15图表 23： 特斯拉百万英里电池循环表现 15图表 24： BYD CubeT28 液冷解决方案 15图表 25： 华为组串式储能系统 15图表 26： 1500V 储能系统降本增效表现 16图表 27： 2021-2025 年各主要参数假设 16图表 28： 十四五期间各省发电侧配储项目收益率

8、测算 17图表 29： 电力系统概览 18图表 30： 各类储能方式优缺点比较 18图表 31： 光伏风电累计装机量 19图表 32： 光伏风电发电量情况 19图表 33： 光伏装机及各地弃光率情况 19图表 34： 风电装机及各地弃风率情况 19图表 35： 晴天情况下光伏电站的输出功率波动量（1min 级别） 20图表 36： 多云情况下光伏电站的输出功率波动量（1min 级别) 20图表 37： 新能源配储效益测算 20图表 38： 各地容量电价情况 20图表 39： 储能对机组调频指标的提升作用 21图表 40： 火储调频系统接线示意图 21图表 41： 辅助服务市场调频补偿情况 21

9、图表 42： 2019H1 电力辅助服务补偿费用情况 22图表 43： 2019H1 电力辅助服务补偿费用结构 22图表 44： 5G 基站建设配套储能需求预测 22图表 45： 磷酸铁锂电池与铅酸电池性能特点对比 22图表 46： CPIA 预计十四五期间国内光伏新增装机 CAGR 为 13-18% 23图表 47： CPIA 预计十四五期间全球光伏新增装机 CAGR 为 16-20% 23图表 48： 各省份装机和配储情况 23图表 49： 20-25 年我国储能累计装机 CAGR 有望超 60% 24图表 50： 20-25 年我国储能新增装机 CAGR 有望超 50% 24图表 51：

10、 20-50 年全球电化学储能市场年化复合增速底线为 18% 24图表 52： 十四五期间风光配储需求测算 25图表 53： 电网侧和用户侧储能投运量测算 25图表 54： 储能产业链各环节企业 26图表 55： 储能成本拆分（2019 年） 27图表 56： 全球主要电池厂商储能电池出货情况 27图表 57： 2020 国内市场储能电池出货量 27图表 58： 2020 年储能变流器（PCS）出货量 27图表 59： 2020 国内市场储能集成商排名（功率口径） 28图表 60： 2020 国内市场储能集成商排名（能量口径） 28图表 61： 用户侧储能产品测试与认证情况 28图表 62：

11、宁德时代动力电池出货量稳居全球首位 30图表 63： 2021Q1 宁德时代装机量市占率提升至 31.5% 30图表 64： 宁德在全球储能市场出货占比快速提升 30图表 65： 宁德时代储能业务快速增长 30图表 66： 宁德时代储能公司合作及供货情况 31图表 67： 宁德时代签订的磷酸铁锂合作协议情况 31图表 68： 锂离子电池收入快速提升 32图表 69： 微网储能系统 32图表 70： 通信基站后备电源储能 32图表 71： 亿纬锂能磷酸铁锂产业链投资及储能投入情况 33图表 72： 亿纬锂能公开披露的储能订单情况 33图表 73： 重点推荐标的情况（截至 5 月 26 日） 33

12、图表 74： 本报告提及公司汇总 34与市场不同的观点储能业务的核心有二，安全性和经济性，安全性影响市场壁垒，经济性决定推广节奏。 安全性主要受储能标准影响，劣币驱逐良币导致的安全隐忧，本质上也是经济性问题。随着储能系统认证以及施工全流程标准化，安全性有望逐步提升。相较于安全性，经济性影响终端用户的储能推广节奏和储能核心元器件的选择。我们从第一性原理出发，结合储能实际运行条件，抽丝剥茧储能项目经济性影响指标，探究储能项目推广节奏和各器件话语权。1、 储能项目的经济性如何？哪些场景需求会率先满足经济性要求？什么器件对储能需求影响最大？未来的推广节奏怎么样？储能项目在高上网电价新能源电站配储、高峰

13、谷电价以及有补贴区域的 IRR 已满足运营商的投资门槛，满足当地建设要求的储能电站的需求有望逐步释放。平价电站配储项目的 IRR尚不能满足运营商的投资门槛，平价项目配储需求仍将以政策驱动为主。储能项目 IRR 主要受当地电价、补贴等外部因素和电池循环寿命、EPC 建设成本、充放电深度和循环效率等储能内部因素影响，当前电价和补贴等外部因素变动对储能项目收益水平影响较大。按照内部因素的潜在优化空间，我们测算得储能项目 IRR 内部影响因素排序为：EPC 建设成本电池循环寿命充放电深度循环效率，前三因素均与电池有关。结合各项因素的潜在降本节奏和各省的上网电价水平，我们预计 23 年起部分省份新能源配

14、储 Irr 有望升至 6%以上，储能项目内生增长动力逐步增强。2、 除了项目自身的经济性水平，储能系统的哪些价值助力其普及？储能依托系统而存在，价值不止于充放电价差和辅助服务收入，储能的系统、容量和安全等多重价值也将促进其普及。系统价值：电网是需要瞬时平衡的复杂系统，储能作为电力系统的灵活调节容量，可以协助机组进行调频，减少电站系统外部可调节余量需求，协助降低的弃电量或高于储能项目的充电量，在可调节容量不足且高弃电区域，储能对于系统的增益价值更为显著。容量价值：两部制电价包括容量电价和电度电价两部分，前者按照给客户配备的容量上限收费，协助国网收回变压器和线路改造扩容成本。储能作用有二，其一协助

15、高用能时期电力供应，减少变压器容量投入，增加利用率，协助电网及用户降本；其次是对于扩大生产规模的公司，加配储能较扩容施工更为快捷灵活，协助工商业用户按照自身节奏扩大产能。安全价值：储能保障系统电力供应，协助高价值项目平稳运行，5G 及数据中心后备电源需求旺盛，电池逐步由铅酸转向磷酸铁锂，支撑储能需求。3、 如何看待储能赛道，21 年强制配储的需求有多少，25 年需求空间如何？什么环节的话语权更高？十四五期间可再生能源装机快速提升，储能系统的重要性凸显，强制配储政策有望带动储能需求快速释放。CNESA 预计 20-25 年储能累计装机 CAGR 有望超 60%，BNEF 预计 2020-2050

16、 年储能装机 CAGR 有望达到 18%，储能行业是长雪坡赛道。我们根据各省份的强制配储要求和装机占比情况，测算得 21 年风光配储需求达 8.31GW（20 年新增储能装机 1.56GW），对应电池需求约 16.6GWh，储能需求有望大幅提升。23 年发电侧自用储能经济性逐步符合要求后，配储比例有望提升，预计 25 年储能电池需求或超 64GWh。国内市场：政策驱动阶段，成本重要性凸显，结合我们 IRR 敏感性测试，EPC 建设成本和循环寿命等均主要由电池环节决定，我们认为初期电池企业的话语权较高。随着储能经济性逐步满足要求，内生增长动力增强，电站控制系统及循环效率等重要性逐渐显现，有整体解

17、决方案的厂商有望脱颖而出。储能标准化是行业发展趋势，随着储能要求提升，龙头公司的竞争优势更为显著。海外市场：电力市场化交易下储能经济性较高，经济性已经满足要求，认证和渠道重要性凸显。经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统，需要源网荷储之间相互配合，共同助力维持电网的稳定性。储能作为电力系统的蓄水池，协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。储能的价值是依托于系统而存在的，在不同场景下储能需求有所差异，按照当前的应用场景划分，主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：发电侧储能用于大规模风光并网，通过负荷跟踪、平滑输

18、出等解决新能源消纳问题，实现电网一次调频；电网侧储能可布置于电网枢纽处，既提供调峰调频等电力辅助服务，也可联合周边新能源电站提升新能源消纳；用户侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响应，实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。图表1： 储能应用场景分类应用场景细分场景场景描述发电侧能量时移通过储能方式实现用电电荷削峰填谷机组效率释放机组容量，提高机组效率负荷跟踪AGC 调频备用容量针对变化缓慢的持续变动负荷进行动态调整快速精确的功率响应提高发电侧调频能力预留有功功率储备保证电能质量与系统稳定平滑出力平滑风电等出力波动性较大的新能源电网侧调频调峰与

19、火电机组捆绑参与调频服务能量时移通过储能方式实现用电电荷削峰填谷备用容量通过较小的装机容量有效提高电网输配电能力用户侧电价管理基于分时电价体系调节电力负荷容量费用工业用户降低最高用电功率降低容量费用电能质量用户侧储能系统平滑电压和频率波动，提高电能质量资料来源：国家电网，北极星储能网，电化学储能适用场景丰富，新能源配储带动储能需求提升。电化学储能在电网侧和用户侧早已有应用，受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响，电化学储能在储能装机占比仍处于低位。随着场景逐步丰富，电化学储能规模及占比持续提升，根据 CNESA数据，截至 2020 年，全球电化学储能累计装机 14.2GW（同比+49.

20、2%），占储能系统装机的 7.4%；国内电化学储能累计装机 3.27GW（同比+91.2%），占整体储能的 9.2%。值得注意的是，20 年我国新增电化学储能装机达 1.56GW（同比+145%），配储政策释放储能需求，国内新增储能装机首次突破 GW 大关。图表2： 2020 年全球电化学储能累计装机占比提升至 7.4%图表3： 2020 年国内电化学储能累计装机占比提升至 5.28%抽水蓄能-左轴其他-左轴电化学储能-左轴电化学储能增速-右轴9.2%5.3%1.3%3.4%1.0%GW抽水蓄能-左轴电化学储能-左轴GW200190180170160150140130120110100其他-左

21、轴电化学储能增速-右轴5.2%7.4%1.7%3.7%1.0%140%120%100%80%60%40%20%0%20162017201820192020403530252015105020162017201820192020200%180%160%140%120%100%80%60%40%20%0%注：图中数字为电化学储能累计装机占比资料来源：CNESA，资料来源：CNESA，动力电池协助培育储能产业链，安全和经济性为核心关注点。动力电池多年发展为储能产业链培育奠定基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。储能项目共有安全和经济性两大核心关注点，安全性影响竞争壁垒，经济性影响推广节奏。

22、安全是储能推广的首要条件，随着准入门槛和流程标准提高，电池、BMS 和储能系统设计更具针对性，储能的安全性有望持续提升。经济性影响储能的推广节奏和产业链各环节话语权，经济性不满足的情况下，储能建设多以强制配储为主，内生增长动力欠缺。根据 CNESA，我国新建的风光发电测项目多为强制配储项目，缺乏模式和价格引导机制，经济性影响下低价的无序竞争仍有可能发生，发生劣币驱逐良币现象。劣币驱逐良币带来的安全隐忧，本质上也是经济性问题。经济性：个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升电化学储能经济性仍有待提升，个别场景下已能满足收益要求。经济性影响储能自发性推广节奏和储能产业链各器件话语权，当前储能

23、项目初始投资成本仍较高，拖累储能项目的经济性。此外，在储能实际运行过程中，售电收入的增值税、系统循环效率和储能寿命等因素也会对储能项目产生影响。我们按照储能获取收益的典型模式，测算不同模式下储能电站收益情况，当前高电价差区域的峰谷电价模式项目 IRR 较高，原有高补贴光伏电站配备的储能项目收益率已经满足商业化运营的收益要求。模型假设：储能 EPC 成本下降，电池寿命及充放电效率提升储能 EPC 成本：储能的 EPC 建设成本与产品价格和放电时长均有关，根据北极星储能网统计，20 年以来公示的储能项目 EPC 价格呈现下降态势，风电配储（1C，充电时间 1 小时）的最低中标价格已经从 20 年初

24、的 2.154 元/Wh 下降到 1.634 元/Wh，降幅达 24.1%。光伏配储（0.5C，充电时间 2 小时）的最低中标价格从 20 年初的 1.448 元/wh 下降到年底的 1.06 元/wh（降幅达 26.8%），其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池倍率影响。20 年底三家中标候选单位储能系统（0.5C，充电时间 2 小时）报价分别为 1.06-1.231 元/Wh，考虑到土建等费用仍需资本投入，我们假设发电侧和电网侧 2 小时放电时长的储能 EPC 项目平均建设成本为 1.3 元/Wh，用户侧储能因规模小，平摊到单 Wh 的土地成本和土建成本较高，我们假设用户侧储能

25、 EPC 建设成本约 1.6 元/wh。图表4： 2020 年风电储能 EPC 价格情况（单位：元/wh）图表5： 2020 光伏储能 EPC 价格情况（单位：元/wh）资料来源：北极星储能网，资料来源：北极星储能网，电池寿命：储能电池在使用一段时间后，电池容量会发生衰减，影响储能系统全生命周期的平均充电深度。根据宁德时代储能产品说明书，在 25且 SoH（State of Health，电池健康度）70%的限制条件下，不同冷却方案和充放电倍率下，储能电池的使用寿命在 5300次-8000 次。我们假设在储能循环 6120 次（储能系统运行约 17 年）的情况下，储能电池全生命周期的平均充放电

26、深度为 85%，因 Soh 降至 70%以下后，电池仍有回收以及梯次利用价值，我们假设残值率为 10%。图表6： 宁德时代储能电池使用寿命情况电池名称解决方案使用条件循环寿命充放电倍率280Ah LFP风冷解决方案25、70%Ret80000.5/1280Ah LFP水冷解决方案25、70%Ret80000.5/1100Ah-4.3U LFP家庭储能25、70%Ret60000.5100Ah-3U LFP家庭储能25、70%Ret53001资料来源：宁德时代官网，循环效率：储能系统由电池、PCS（储能变流器）、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管理系统）、支撑结构和其他电器元件构成。各转换器

27、件在运行中均有能量损耗，导致储能系统的充电量和放电量之间存在差值。从各公司的官网产品披露情况看，PCS 的循环效率在95-99%之间，箱式储能系统的循环效率约 85%-88%以上，考虑箱式储能系统外仍有变压器等能量耗损器件，我们假设基准条件下储能系统的循环效率为 85%。图表7： 各储能器件循环效率情况厂商项目型号最大效率阳光电源储能变流器SC50HV98.6%林洋能源储能变流器LYC62596.5%林洋能源储能变流器LYC625TL98%林洋能源储能变流器LYC650TL98.5%科陆电子箱式储能系统CL5231F88.0%昆兰新能源箱式储能系统iCube100085%资料来源：公司官网，我

28、们以 10MWh 储能电站为例，测算储能电站项目的收益情况，各项假设明细如下：图表8： 储能模型假设表项目假设值单价（元/Wh）1.3（发电及电网侧）/1.6（用户侧）容量（MWh）10充放电深度85%循环效率85%循环寿命（次）6120总成本（万元）1300（发电及电网侧）/1600（用户侧）20 年后残值率10%增值税13%资料来源：需求场景：高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区 IRR 可达要求储能系统的需求场景多元，当前主要分为发电侧自用、电网侧辅助服务和用户侧峰谷调节模式等。储能在发电侧可以协助电源满足调度系统调节的需要，减少弃电量，增加售电收入。按照 2020 年 5 月发布的新疆电

29、网发电侧储能管理暂行规则，发电侧储能电站可以有两种不同的运作模式：（1）弃光严重时期作为自用容量，放电收益享受光伏电站的补贴标准；（2）弃光不足时期作为调峰可用容量，享受 0.55 元/kWh 的充电补贴，放电收益按标杆上网电价进行结算。此外，对于高峰谷电价的区域，一般工商业和大工业客户可以通过储能系统在谷电价充电，峰电价时期自用，降低自身的用能成本。我们按照全年运行 360天，每天一次充放电操作，测算不同场景下的储能电站收益情况。发电自用模式：选择新疆、甘肃、浙江和西安平价电站进行测算，其中新疆地区光伏电站的补贴电价采用原有三类资源区光伏电站补贴后上网电价 0.9 元/kwh，甘肃和浙江分别

30、是西部集中式基地和东南部分布式电站的代表，根据关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见（征求意见稿），西安地区针对光伏储能系统补贴，每充一度电享受 1 元/kwh 的补贴。辅助服务模式：电站可以用作调峰可用容量，辅助电网进行调峰调频，并获得调峰调频补偿。当前电力市场辅助服务市场的调峰和调频补偿额度以市场竞价为主，火电、水电等发电企业与储能、综合能源服务商共同决定辅助服务价格。以江苏关于做好辅助服务（调峰）市场试运行有关工作的通知为例，调峰辅助服务最高限价为 0.6 元/kwh，未报价机组临时调用价格为 0.15 元/kwh，对应的调频里程申报价格在 0.1-1.2 元/MW，辅助服务市场报价范

31、围波动大，火电等原有已装机电站的边际调节成本低，参与辅助市场的里程优势明显，储能电站主要胜在响应速度，辅助服务市场对储能电站影响主要在于拓展收入来源。根据新疆电网发电侧储能管理暂行规则，新疆地区调峰可用容量采用固定补偿金额 0.55/kWh，我们以此测算调峰辅助服务模式收益。因专用的调频储能系统通常采用 2C 电池，系统投资成本与和收益规模仍有较大不确定性，此处并未测算。峰谷电价管理模式：一般工商业及大工业用户是社会用能主体，用电高峰多处于峰电价时期，用能成本较高。工商业及大工业用户可以通过储能系统在谷电价时期充电，峰电价时期放电自用，协助降低企业的用能成本。此外，我们选用北京地区（峰谷价差最

32、高）和山东地区（峰谷价差中等）的峰谷电价，测算储能系统的收益水平。经济性是影响储能自发性需求的重要因素。参考中国神华发布的产业基金公告（编号：临 2019-062），设立的国能基金可投资光伏、风电和储能等项目，股东回报要求门槛降至 6%以上，一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。我们认为经济性是影响储能推广的重要因素，原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区的储能项目自发需求或将逐步释放。发电自用模式：原有高补贴电价的新疆地区的 IRR 达到了 11.36%，受益于当地 1 元/kwh的度电补贴，西安地区的 IRR 达到了 25.22%，甘肃和浙江储能系统 IR

33、R 均低于 6%，当前储能系统的经济性尚不能激发投资者自发购置需求；辅助服务模式：新疆地区调峰补偿价格较高（0.55 元/kwh），IRR 亦接近了 6%，考虑到辅助服务市场逐步走向市场化，新疆的固定调峰补偿金额已经接近江苏省调峰可用容量价格上限（0.6 元/KWh），我们认为调峰辅助服务仍将以灵活性改造的火电为主，在解决储能参与辅助服务市场主体身份后，部分火电灵活性调节不足或有高固定价格区域电化学储能需求或增加。峰谷电价管理模式：峰谷电价管理模式的经济性与当地的峰谷电价差息息相关，当前固定电价模式下，北京用户侧峰谷电价管理 IRR 可达 12.23%（峰谷价差 1.13 元），山东省用户侧峰

34、谷电价管理 IRR 可达 4.52%（对应峰谷电价差为 0.72 元/Wh）。考虑到未来电力市场化交易逐步普及，受套利行为反馈，峰谷电价差额及持续时间仍有不确定性，或影响用户侧电价管理模式需求。图表9： 各类典型模式储能收益率测算发电自用容量调峰可用容量峰谷电价管理收益模式新疆补贴电站甘肃浙江西安新疆北京山东全年运行天数（天）360360360360360360360运行时间（年份）17171717171717充放电深度85%85%85%85%85%85%85%循环效率85%85%85%85%85%85%85%日充电量（kWh）8500850085008500850085008500日放电量（

35、kWh）6141.256141.256141.256141.256141.256141.256141.25充电价格（元/kWh）-0.25950.290.32充电（调峰）补偿（补贴）价格（元/kWh）-1.000.55-放电电价（元/kWh）0.900.30450.4130.350.25951.421.04日充电（调峰）收益（万元/天）-不含税-00.740.19-0.25-0.28日放电收益（万元/天）-不含税0.480.160.220.190.140.870.64全天收益/降本（万元）-不含税0.480.160.220.930.320.620.36全年收益/降本（万元）-不含税173.11

36、58.5779.44334.41116.93224.52130.38回收期（年）6.7619.9814.733.5010.016.4111.04IRR11.36%-1.41%1.38%25.22%5.73%12.23%4.52%注：西安关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见（征求意见稿）要求，同一项目年度补贴最高不超过 50 万元，对应储能装机上限约为 1.67MWh（运行 300天）；西安政策提出对光储项目，每充一度电补贴 1 元，本表格中按照发电自用模式处理。注：调峰可用容量充放电价均按照当地煤炭上网电价处理。注：发电自用容量均采用了国家发展改革委关于 2021 年新能源上网电价政策有关

37、事项的通知披露的当地风电光伏指导电价资料来源：能源局，预测敏感性分析：补贴水平EPC 建设成本当地电价电池循环寿命充放电深度循环效率 环境因素：广东平价电站配储 IRR 最高，峰谷电价超 0.75 元/wh 区域工商业配储已满足收益率要求。储能依托于系统而存在，当地的上网电价及峰谷电价差是储能系统外最重要的变量，显著影响储能的收益率水平。从电价敏感性测算看，高上网电价区域（广东 0.4529元/Kwh）的发电侧自用容量模式 IRR 约 2.32%，储能系统降本后，存在弃电的风电光伏电站配储需求或逐步释放；峰谷电价差超 0.75 元/Wh 的区域用户侧管理 IRR 亦超过 6%，满足安全标准的工

38、商业储能电站也有望逐步建设。补贴与建设成本是影响经济性的关键变量，电池技术创新以及系统优化持续将带动储能经济性提升。为比较不同因素对于储能项目收益率的影响，我们选取典型区域上网电价（甘肃、浙江）和峰谷价差（山东）情况，针对发电自用模式以及峰谷电价管理模式，对各主要影响因素当前数值以及潜在的可能性，进行敏感性测试，探究建设情况对储能经济性的影响。按照 IRR 影响程度排序，补贴水平、EPC 建设成本、电池循环寿命以及循环效率对储能系统收益影响较大。以当前情形测算，若每度充电补贴在 0.25 元以上时，甘肃和浙江电站的发电自用模式储能电站 IRR 均能超过 6%。此外，从各项影响因素看，EPC 建

39、设成本、循环次数、循环效率和充放电深度均与电池有关，彰显电池环节在储能系统中的重要地位。图表10： 发电自用储能收益率敏感性分析上网电价上网电价（元/kwh）0.24230.270.30.330.360.390.420.450.4529IRR（%）-3.19%-2.38%-1.54%-0.73%0.06%0.81%1.54%2.26%2.32%IRR 增幅（pct）0.811.662.473.254.004.745.455.52补贴充电补贴（元/kwh）-0.050.100.150.200.250.300.350.40甘肃平价电站配储 IRR（%）-1.41%0.40%2.09%3.67%5.

40、17%6.60%7.98%9.31%10.60%IRR 增幅（pct）1.823.505.086.588.019.3910.7212.01浙江平价电站配储 IRR（%）1.38%3.00%4.53%5.99%7.39%8.74%10.04%11.31%12.56%IRR 增幅（pct）1.623.164.616.017.368.679.9411.18EPC 建设成本EPC 价格（元/Wh）1.301.251.201.151.101.051.000.950.90甘肃平价电站配储 IRR（%）-1.41%-1.08%-0.73%-0.35%0.05%0.49%0.96%1.46%2.02%IRR

41、增幅（pct）0.330.681.061.471.902.372.883.43浙江平价电站配储 IRR（%）1.38%1.77%2.19%2.65%3.13%3.65%4.22%4.83%5.49%IRR 增幅（pct）0.400.821.271.762.282.843.454.11循环次数循环次数（次）6,1206,4806,8407,2007,5607,9208,2808,6409,000甘肃平价电站配储 IRR（%）-1.41%-0.88%-0.41%0.01%0.38%0.71%1.01%1.28%1.52%IRR 增幅（pct）0.531.001.421.792.122.422.69

42、2.93浙江平价电站配储 IRR（%）1.38%1.85%2.27%2.63%2.96%3.24%3.50%3.73%3.93%IRR 增幅（pct）0.480.891.261.581.872.122.352.55充放电深度充放电深度85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%甘肃平价电站配储 IRR（%）-1.41%-1.31%-1.22%-1.12%-1.02%-0.92%-0.82%-0.72%-0.62%IRR 增幅（pct）0.100.200.290.390.490.590.690.79浙江平价电站配储 IRR（%）1.38%1.49%1

43、.61%1.73%1.85%1.96%2.08%2.20%2.32%IRR 增幅（pct）0.120.240.350.470.590.710.830.95循环效率循环效率85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%甘肃平价电站配储 IRR（%）-1.41%-1.36%-1.31%-1.27%-1.22%-1.17%-1.12%-1.07%-1.02%IRR 增幅（pct）0.050.100.150.200.240.290.340.39浙江平价电站配储 IRR（%）1.38%1.43%1.49%1.55%1.61%1.67%1.73%1.78%1.8

44、4%IRR 增幅（pct）0.060.120.180.230.290.350.410.47注 1：发电侧配储收益与各地上网电价有关，不同上网电价下储能 IRR 如第一栏所示注 2：储能收益率受当地上网电价影响明显，我们以甘肃和浙江两地的平价电站配储为例，计算各自影响资料来源：预测图表11： 工商业储能收益率敏感性分析峰谷电价差峰谷电价差（元/kwh）0.500.550.600.650.700.750.800.850.90IRR（%）1.16%2.27%3.33%4.34%5.32%6.26%7.18%8.07%8.94%IRR 增幅（pct）1.112.173.184.165.106.026.

45、917.78EPCEPC 价格（元/Wh）1.601.551.501.451.401.351.301.251.20建设成本峰谷电价管理 IRR4.52%4.90%5.30%5.72%6.17%6.65%7.15%7.69%8.26%IRR 增幅（pct）0.380.781.211.652.132.633.173.74循环次数循环次数（次）6,1206,4806,8407,2007,5607,9208,2808,6409,000峰谷电价管理 IRR4.52%4.93%5.28%5.59%5.86%6.10%6.31%6.49%6.65%IRR 增幅（pct）0.410.771.081.351.5

46、81.791.972.14充放电深度峰谷价差85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%峰谷电价管理 IRR4.52%4.71%4.90%5.10%5.29%5.48%5.68%5.87%6.07%IRR 变动情况（pct）0.190.390.580.770.971.161.361.55充放电效率峰谷价差85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%峰谷电价管理 IRR4.52%4.64%4.76%4.88%5.01%5.13%5.25%5.37%5.49%IRR 变动情况（pct）0.120.250.3

47、70.490.610.730.850.97注:1 用户侧峰谷电价管理的储能收益与当地峰谷电价差有关，不同峰谷电价差下储能 IRR 如第一栏所示注 2：我们以山东为例（峰谷电价差 0.7145 元），测算不同因素对储能 IRR 影响资料来源：预测路径推演：自发性需求分区域释放，技术进步稳步推进区域特征：高上网电价区域内生需求率先释放各省份上网电价差异明显，高上网电价区域内生需求有望率先释放。根据能源局发布的国家发展改革委关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知，各省间风光平价项目上网电价差异较大，西部资源区如新疆上网电价低至 0.2423 元/kwh，广东等高上网电价区域可达 0.45

48、29 元/kwh，储能项目 IRR 对当地上网电价敏感，高电价区域自发性配储需求有望率先释放。图表12： 各地新建风电光伏项目上网指导价元/kwh 0.500.450.400.350.300.250.200.150.100.050.00新 宁 蒙 蒙 甘 青 云 山 贵 陕 北 河 天 冀 吉 黑 辽 河 安 江 福 四 山 重 广 浙 江 上 湖 海 湖 广疆 夏 西 东 肃 海 南 西 州 西 京 北 津 北 林 龙 宁 南 徽 苏 建 川 东 庆 西 江 西 海 北 南 南 东江资料来源：能源局，多省峰谷电价差在 0.75 元/kwh 以上，调峰补偿仍将以火电为主。峰谷电价套利是用户侧电

49、化学储能早期推广的激励因素，受限于储能成本较高，峰谷电价管理节约的电费不足以满足电化学储能支出成本。以北京、江苏等为代表的 4 省市一般工商业或大工业用电的峰谷价差超过 0.75 元/kWh，当前用户侧峰谷电价套利空间仍在。根据 21 年 4 月 21 日能源局发布的关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿），峰谷电价政策仍将继续完善，为用户侧储能发展创造更大空间，高峰谷电价且地价便宜地区用户侧电价管理需求有望释放。根据表 9 测算，调峰补偿在 0.55 元/kwh 时，IRR 尚未达到 6%（约 5.73%），考虑到仅有江苏、安徽、江西、湖南等少数省份调峰申报上限超过 0.55 元/k

50、wh，我们认为短期内调峰辅助服务市场仍将以火电为主。图表13： 部分省市一般工商业峰谷价差情况图表14： 部分省份储能电站调峰度电收益（最高申报价格）元/kWh 1.61.41.21.00.80.60.40.20.0峰 谷价差元/kWh 1.41.21.00.80.60.40.20.0 浙 广京 江 东江 山 海 上 安 河 新 甘 云 山 宁 天 河苏 东 南 海 徽 南 疆 肃 南 西 夏 津 北江苏东北安徽江西湖南新疆青海甘肃山东注：选取不满 1KV 的电价数据。上海为夏季两部制数据；广东为珠三角五城数据；安徽为 7-9 月数据；云南为枯水期数据；河北为河北南网数据。资料来源：北极星电力

51、网，资料来源：能源局，建设成本：技术持续推动产业链降本，海外直接从补贴入手技术推动储能成本下降，国内铁锂电池降本远快于海外。根据 BNEF 数据，2010 年至 2019年，全球锂离子电池组的平均价格已经从 1100 美元/kWh 下降至 175 美元/kWh，降幅达 84%，电池组价格下降显著增加了电化学储能的经济性。储能系统成本仍处于下降区间， BNEF 预计 2025 年储能系统平均价格降至 203 美元/kWh，有望较 2019 年下降 39%，电池是带动储能降本的主力。BNEF 储能成本统计范围为全球范围内的锂电项目，部分项目亦采用了海外高价位电池。根据高工锂电统计，2020 年磷酸

52、铁锂电池价格下降了 26.09%，考虑国内完善的动力电池产业链，储能投资成本下降速度或快于海外水平。图表15： 电池在储能系统中成本重要来源图表16： 国内储能电池价格仍处于下降区间$/kWh蓄电池-左轴系统-左轴元/Wh4003503002502001501005020180PCS-左轴其他-左轴增长率-右轴0%-1%-2%-3%3.02.5-4%-5%1.5-6%-7%1.0-8%-9%0.5-10%0.02.020192020E2021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E14Q114Q214Q314Q415Q115Q215Q315Q

53、416Q116Q216Q316Q417Q117Q217Q317Q418Q118Q218Q318Q419Q119Q219Q319Q420Q120Q220Q320Q4资料来源：BNEF，资料来源：高工锂电，海外多地为储能提供补贴，直接提升储能电站的经济性。储能系统降本是循序渐进的，美国加州等地区在减税、储能补助推出扶持政策，直接降低了储能的建设成本，带动储能系统普及。2017 年 10 月，美国推出 ITC 政策（Investment Tax Credit，投资税收减免），由光伏充电的储能项目可按照储能设备投资额的 30%抵扣应纳税，直接提升储能项目经济性。 2020 年开始，新装居民及商业用户光

54、伏设备减免比例将降为 26%（2020 年）、22%（2021年），从 2022 年开始，仅商业用户光伏设备可享受 10%的减免比例，促进储能项目平稳发展。此外， 2008 年美国加州 SGIP 计划（Self-Generation Incentive Program）将储能纳入补贴范围，分布式光伏电站配备的储能$2.5/W 的补贴，2009 年补贴范围拓展至分布式储能电站，随着技术进步 SGIP 补贴逐步降低，并在每一年按照申请时间划分不同阶段，各阶段补贴逐步下降，加快储能建设节奏。图表17： SGIP 补贴计划补贴情况（2017 年版）单位：美元/wh第一阶段第二阶段第三阶段第四阶段第五阶

55、段普通预算大型储能(10kW)0.500.400.350.300.25大型储能(同时申请投资税收抵免)0.360.290.250.220.18居民储能(320 万度循环效率提升0.30%系统集成成本（电池模组、BMS、集装箱、BCP 等）减少410 万变流升压系统单瓦成本减少150 万外部直流、交流线缆成本减少40 万土地成本减少350 万建设成本减少50 万降本总和1000 万注：测算条件为项目容量 100MW/200MWh，循环 6000 次。资料来源：阳光电源，储能经济性稳步提升，23 年新能源自发配储需求或逐步崛起储能经济性稳步提升，带动储能自发性需求。受益于电池降本以及针对性设计，储

56、能 EPC价格有望持续下降，考虑到潜在降本空间，我们预计系统降本速度或逐步减慢，预计 25 年储能系统单位Wh 成本或降至 0.9 元。储能电池技术进步降低储能衰减速度，我们预计电池循环次数和全生命周期平均充放电深度均有望提升，25 年储能电池有望达到循环寿命 7920次，对应全生命周期充放电深度 87.5%。循环效率提升主要受益于储能各环节优化，我们预计 25 年整体循环效率有望达到 89%。图表27： 2021-2025 年各主要参数假设20202021E2022E2023E2024E2025EEPC 成本（元/Wh） 1.31.151.0510.950.9循环寿命（次） 61206480

57、6840720075607920循环效率85%86%87%88%89%89%充放电深度85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%资料来源：预测各省份收益率差异明显，23 年起部分省份新能源配储有望升至 6%以上。结合各省份可再生能源上网电价以及表 27 储能参数假设，我们测算出各省份在不同年份的收益率水平。23年起湖南和广东新能源配储 IRR 已经超过 6%，后续年份达到收益率要求省份逐步增多，自发性配储需求有望在十四五末期大幅提升。20202021E2022E2023E2024E2025E广东2.32%3.94%5.30%6.21%7.19%8.10%湖南2.21%3.81

58、%5.17%6.07%7.04%7.94%海南1.78%3.34%4.66%5.54%6.49%7.37%湖北1.42%2.95%4.24%5.11%6.03%6.89%上海1.41%2.94%4.24%5.10%6.02%6.88%江西1.38%2.91%4.20%5.05%5.98%6.84%浙江1.38%2.90%4.19%5.05%5.98%6.83%广西1.36%2.88%4.17%5.03%5.95%6.80%重庆0.96%2.45%3.71%4.55%5.45%6.28%山东0.91%2.39%3.65%4.48%5.38%6.21%四川0.87%2.35%3.60%4.43%5

59、.33%6.16%福建0.82%2.29%3.54%4.37%5.26%6.09%江苏0.76%2.23%3.47%4.30%5.19%6.01%安徽0.58%2.03%3.26%4.08%4.96%5.77%河南0.43%1.87%3.09%3.90%4.77%5.58%辽宁0.39%1.83%3.04%3.85%4.72%5.52%黑龙江0.38%1.81%3.03%3.83%4.70%5.51%吉林0.36%1.79%3.00%3.81%4.68%5.48%冀北0.31%1.73%2.94%3.74%4.61%5.41%天津0.12%1.53%2.73%3.52%4.38%5.17%河北

60、0.11%1.52%2.72%3.51%4.36%5.15%北京0.01%1.41%2.60%3.38%4.23%5.02%陕西-0.14%1.24%2.42%3.20%4.04%4.81%贵州-0.27%1.11%2.27%3.04%3.88%4.65%山西-0.79%0.53%1.66%2.40%3.21%3.95%云南-0.83%0.49%1.61%2.36%3.16%3.90%青海-1.00%0.31%1.41%2.15%2.94%3.67%甘肃-1.41%-0.14%0.94%1.65%2.42%3.13%蒙东-1.58%-0.32%0.74%1.45%2.21%2.91%蒙西-2.