储能系列报告一海内外需求共振造就优质赛道

1、投资聚焦配置储能提升电灵性、促进能源消、少弃风弃损失的需择国内能配政动2022年机预，地商化策落更助推行业长高发洲源成短难显下欧户高利高速仍有可持性中期看美国亚、美市潜力未分放。创新之处我们立国储系调峰频本型详测算目储系用于调峰调和谷利经济时算共储能式能源电站储投双的济性益。我们据能并需峰频洲用光系渗率角度定量算全范内能装需。我们欧能结供失衡角论了来电价化势。我们算德居安户用储的IRR以投资收进步测算了民于能统格的受度。核心结论随着地助务分价能赁体策地据们测，储能与谷利RR达到.27储参调的IRR可到与调服的RR到9.4均备济。我们预计年底国内大型储能将出现抢装，2 年储能装机有望达到7.9G

2、W18.G，机和容分同增加227和276。计205全球能求为10782G/285.5GW，应率容量求2-25年CAGR分为803和7744。预计着洲源本大幅涨光成的低加欧各能源结构转进，动用光的速展预计2025欧天气格仍将在200以较高平高电或持续。根据们测国民仅装伏统其0年内RR为12资收为7.3装储统后RR至17投回收缩为.5即使储统本高.7或电下降50IRR可到8。投资建议我们议点注能池企鹏辉能源宁德南都电源于外户用储发德业股份派能科技昱能科时建关科士达科陆电子永福股份盛弘股份优储能业。正文目录储能刚需属性深层因析 7原因：能发持提升纳力 7原因：民电例升增负波动 9原因：能提电系统活必

3、选项 12国内：风光配储主地不断夯实 13配储策全贯执行 14发电：与助务破经性颈 15电网：能频利力突出 23用户：价场是强催剂 29共享能决济痛点 32中标格升善商利 35海外：能源危机带欧户储机遇 36供需衡来电将续 36高电奠欧户刚属性 40国内大储+海外户储主求增量 42储能求架析 42国内能求速升 43寻求源立升洲能需求 45全球能增振 49投资建议 50宁德代全锂龙，整产资打储生态 51派能技海市耕多年渠优明显 53南都源一化局聚焦能出发 56鹏辉源绑优客，储电快放量 58德业份逆器务速成，力拓洲场 60风险提示 62图表目录图表：球光机总发装的例 7图表：球再能发电占逐提（T）

4、 7图表：国能累装机比断长 7图表：国电伏电量占比 7 HYPERLINK l _TOC_250071 图表：219-0221历月光率 8 HYPERLINK l _TOC_250070 图表：219-0221历月风率 8图表：国部地弃风率 9图表：国部地弃光率 9 HYPERLINK l _TOC_250069 图表：国电结正在生化 9 HYPERLINK l _TOC_250068 图表0：020年国结构比 10 HYPERLINK l _TOC_250067 图表1各人居电量比 10 HYPERLINK l _TOC_250066 图表2典工、业、民电荷线 HYPERLINK l _TO

5、C_250065 图表3：022年季省市值荷历纪（单：千） HYPERLINK l _TOC_250064 图表4多市电增速于电增速 HYPERLINK l _TOC_250063 图表5我灵调源装占较低 12图表6储在电与平波的用式 12图表7储参发平抑动用果 12 HYPERLINK l _TOC_250062 图表8储配光现将天发量夜用电峰移 13 HYPERLINK l _TOC_250061 图表9储可节网应尖负的资 13 HYPERLINK l _TOC_250060 图表0各方府源配储政汇总 14图表1：2H1我新能功同高M） 15图表2：2H1我新能额能同高M） 15 HYPE

6、RLINK l _TOC_250059 图表3全多省布“四”间增能装规划 15 HYPERLINK l _TOC_250058 图表4部地调偿费计规则 16 HYPERLINK l _TOC_250057 图表5典调用技术度成对比 17 HYPERLINK l _TOC_250056 图表6：0MW40Mh系统峰电本算 17 HYPERLINK l _TOC_250055 图表7基不补用以储成的统R计算 18 HYPERLINK l _TOC_250054 图表8光一电益模构成 19 HYPERLINK l _TOC_250053 图表9光一模数假设 19 HYPERLINK l _TOC_2

7、50052 图表0光一模益构改时RR变（弃率） 20图表1电储参电调示图 20图表2电储参伏调示图 20 HYPERLINK l _TOC_250051 图表3基不利时数弃率调电储能置例算 21 HYPERLINK l _TOC_250050 图表4以201弃计算伏站峰能求 21 HYPERLINK l _TOC_250049 图表5基不利时数弃率调电储能置例算 22 HYPERLINK l _TOC_250048 图表6以201弃计算电峰能求 23 HYPERLINK l _TOC_250047 图表7电负各示意以响应措施 24 HYPERLINK l _TOC_250046 图表8电系频应

8、过程 25 HYPERLINK l _TOC_250045 图表9一调和调频区别 25 HYPERLINK l _TOC_250044 图表0各地GC调务补标准 25 HYPERLINK l _TOC_250043 图表1典调用技术里成对（M） 26 HYPERLINK l _TOC_250042 图表2：MW/MWh储统调里成测算 27 HYPERLINK l _TOC_250041 图表3电储上频区意图 28 HYPERLINK l _TOC_250040 图表4各电累机量GW） 29 HYPERLINK l _TOC_250039 图表5用侧峰示意图 30 HYPERLINK l _TO

9、C_250038 图表6：021年各工商及他电谷价表/Wh） 30 HYPERLINK l _TOC_250037 图表7：022年8月业1-0kW各区谷表（/kW） 31 HYPERLINK l _TOC_250036 图表8山省时走势 32 HYPERLINK l _TOC_250035 图表9基不峰差以成的统RR 32 HYPERLINK l _TOC_250034 图表0第方资储能式意图 33 HYPERLINK l _TOC_250033 图表1光电租能可自获更的 33 HYPERLINK l _TOC_250032 图表2储租相建IRR提幅敏性析 34 HYPERLINK l _T

10、OC_250031 图表3青省别电站度光况 34图表4共储电益模多化获高IRR 34图表5磷铁正格大上（/ 35图表6磷铁电价格势元吨） 35 HYPERLINK l _TOC_250030 图表7磷铁电材料本幅显单：元/W） 35图表8：2年8储站成构成 36图表9储系采标价上升 36 HYPERLINK l _TOC_250029 图表0欧天气大幅涨 36 HYPERLINK l _TOC_250028 图表1部欧国民电（/W） 37图表2天气欧电结的0 37图表3欧化燃度依俄斯口 37 HYPERLINK l _TOC_250027 图表4欧天气依赖在20-219期间显升 38图表5英发

11、装构变（位MW） 38图表6德发装构变（位MW） 38图表7英煤及发电明下（T） 39图表8德煤及发电明下（T） 39图表9欧天气及消量十立米） 39图表0欧天气及价预测 39 HYPERLINK l _TOC_250026 图表1欧寻建多元能供体系 40 HYPERLINK l _TOC_250025 图表2德光系数以假条件 40 HYPERLINK l _TOC_250024 图表3欧户光能系收测算 41 HYPERLINK l _TOC_250023 图表4欧户光能系累费支() 41 HYPERLINK l _TOC_250022 图表5基不电及光系成的RR感性析 42 HYPERLIN

12、K l _TOC_250021 图表6全储装求框分析 42 HYPERLINK l _TOC_250020 图表7预下年光伏机幅升单：GW） 43图表8钢价回电成下降 43图表9上年风量大增长 43 HYPERLINK l _TOC_250019 图表0：2年1-7月投运在及划模幅提M） 44 HYPERLINK l _TOC_250018 图表1我储装求预测 44 HYPERLINK l _TOC_250017 图表2欧储装速提升 46图表3：021年洲储能场局 46图表4德储新机量MW） 46图表5：EPoerEU计在200前增60GW伏装机 47 HYPERLINK l _TOC_250

13、016 图表6德家购本与储COE价将拉大单：分/W） 47 HYPERLINK l _TOC_250015 图表7欧光装期上（位GW） 48 HYPERLINK l _TOC_250014 图表8：020年国光储场况 48 HYPERLINK l _TOC_250013 图表9欧户储求测算 48图表0全储需算 49 HYPERLINK l _TOC_250012 图表1重公估表 50图表2宁时总及增速 51图表3宁时储务营及速 51图表4宁时近母净润增速 51图表5宁时近益率况 51 HYPERLINK l _TOC_250011 图表6宁时储务布历程 52 HYPERLINK l _TOC_

14、250010 图表7宁时各收入测 53 HYPERLINK l _TOC_250009 图表8宁时盈测 53图表9派科近业收及速 54图表0派科近归母利及速 54图表0派科近收益情况 54图表0派科储业务收况 54 HYPERLINK l _TOC_250008 图表0派科技202年募资投项基信息 55 HYPERLINK l _TOC_250007 图表0派科各务收预测 55 HYPERLINK l _TOC_250006 图表0派科盈预测 55图表0南电近营业入百元及速 56图表0南电归净利（万）增速 56图表0南电近收益情况 56图表0南能近各项用情况 56 HYPERLINK l _T

15、OC_250005 图表1南电各务收预测 57 HYPERLINK l _TOC_250004 图表1南电盈预测 57图表1鹏能近营业入增速 58图表1鹏能近归母利及速 58图表1鹏能近收益情况 59图表1鹏能近各项用情况 59 HYPERLINK l _TOC_250003 图表1鹏能源202年募资投项基信息 59图表1鹏能各务收预测 59 HYPERLINK l _TOC_250002 图表1鹏能盈预测 60图表1德股近营业入增速 60图表2德股近归母利及速 60图表2德股近收益情况 61图表2德股近各项用情况 61 HYPERLINK l _TOC_250001 图表2德股各务收预测 6

16、1 HYPERLINK l _TOC_250000 图表2德股盈预测 62储能刚需属性深层原因分析原因一：新能源发展持续提升消纳压力新能源发电在全球电力系统中的地位不断提升。全球电力系统正在经历从传统 能源新源型过光伏风装量总机中比已由2012的提至201的2.9据国能局201国风装量比到.，高于球均平。图表1：全球风光装机总发电装机的比例图表2全球可再生能电量占比逐渐提（TWh）石油天然气900800700600500400300200100风电装机量（GW）光伏装机量风电装机占比光伏装机占比12.08.06.04.02.030000250002000015000100005000煤炭核能水

17、电 可再生能源其他非水可再生能源发电量占比14.012.010.08.06.04.02.00201620172018201920200.00201620172018201920200.0EA新能源发电量仍有大升空间于电光发电赖源有利小时数较发量比装机221全范围可生源电（水电外）总电的为12.8，装比低8pct上我风及伏发电量占发量比为.较机例低14.c。图表3：我国新能源累装机占比不断增长图表4：我国风电光伏电量及占比100806040200火电装机（）水电装机（）核电装机（风电装机（）光伏装机（）20152016201720182019202020217,0006,0005,0004,00

18、03,0002,0001,000-风电发电量（亿千瓦时）光伏发电量（亿千瓦时风电发电量占比光伏发电量占比9.08.07.06.05.04.03.02.01.00.02015201620172018201920202021来源国能局国证研所国能局现阶段较高比例的弃风弃光，以及未来电网对更高比例的可再生能源并网消纳的调节问题是我国力业面临的重大挑战。022年上年全弃率为同比高.2 ct单看6月，国光同上了0.2 pc，伏纳仍有一定力。图表5：2019-2022H1我历月弃光率2019年2020年2021年2022年6.0%5.0%4.0%3.0%2.0%1.0%0.0%1月2月34月56月7月89

19、月101112月来源全新源纳测警，国证研所2022年半国率为.2比高06pct6单全弃率同比了0.8pc，电消形依较严。图表6：2019-2022H1我历月弃风率2019年2020年2021年2022年9.0%8.0%7.0%6.0%5.0%4.0%3.0%2.0%1.0%0.0%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月来源全新源纳测警，国证研所分地区来看部分西省份的弃风弃光问旧比较严重其中青省22年上年弃、光分别了6.和10.，甘弃达9.疆弃风率达.2，西区率达.6。图表7：全国及部分地弃风率图表8：全国及部分地弃光率16.0%14.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.

20、0%2.0%0.0% 全国新疆青蒙西甘肃2019202020212022H116.0%14.0%12.0%10.0%8.0%6.0%4.0%2.0%0.0% 全国甘肃青宁夏蒙西2019202020212022H1来源全新源纳测警，国证研所来源全新源纳测警，国证研所原因二：居民用电比例提升增加负荷波动在发电侧新能源比的升而带来的波动以外于我国电力消费结的化负荷端的用电波动在大纵对来近我国一业第产用电量占比续降而三业和民电比断高，至022年半已分别达到7和15。图表9：我国用电量结正在发生变化第一产业)第二产业)第三产业)城乡居生活电量0000000000002030405060708090001

21、 0H1nd横向对比发达国，我居民用电具有较大提空间。国业构以工业主服业居费处快发过中力消结呈出样特点，未来城市进程的续产业的转升级均提我国第三业和居用的比例图表10：2020年各国用结构对比工业用电)商业用电)居民用电009000908070605040302010013.414.637.130.025.034.416.132.226.133.434.330.868.244.251.724.934.330.8美国日本德国法国韩国中国来源中电科研院国券研所而在人均用量的角我国人均居用电量低于发达国，209 年数据仅美的6日的33。经快发带动费背下预我国用电绝值保上势头。图表11：各国人均居民电

22、量对比50004500400035003000250020001500100050004,7492019人均居民用电量(kWh/年)中国相对各国比例（1201008060402001002,2802,4081,67545521,461333276116美国1002,2802,4081,67545521,461333276116居民用电负荷难以测电网需逐步适来国第产居用比预计将续升电也要从应业荷适民用荷渡工商业居民用因使习的异备同负特工业工业电单规模较大行对律而民用因单规小分布散运极规增了对于荷预难。图表12：典型工业、工业、居民用电负荷线来考负发和户为分时价化国证研所极端天气的影响加了荷的波动

23、性球变煤暖步的背景下冬电暖备集中用一提了值负电造了大的时冲击而022年季热天使多省电峰值荷历新较021年峰值升显。图表13：2022年夏季部省市峰值负荷创历纪（单位：万千瓦）区域日期峰值负荷（万千瓦）备注湖北20288486201峰值负荷47.5山东20283107.8深圳20272521262江苏2027121200201峰值负荷100河北2026204268201峰值负荷49.2河南202620718上海2027143327浙江2027111090201峰值负荷102广东2027251400201峰值负荷150来源能杂，联券究所多地用电负荷增速于电量增速电面临更严峻挑战小化元化的用户终端在

24、电力系统中的占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大。在 2010-021十年多个市现用负增速于电增的势我们认这的势未仍将续从对网成更的击。图表14：多省市用电负增速高于用电量增速区域用电负荷（万千瓦）20102021CAGR用电量（亿千瓦时）20102021CAGR负荷增速与用电量增速差值广东65313006.140078666.00.61江苏60412406.83847115.90.79浙江41310228.72815546.81.99四川2015178.71593257.41.53安徽1814708.21082758.60.06重庆1052458.86261317.71.01广西1243

25、0178.79932267.60.81河南3706555.52343674.61.09河北2304195.82624244.41.24湖北21534166.51302425.00.36辽宁2083645.61752563.71.50山西18863816.21402685.21.30来源能杂，家源，统计，国计鉴国证究所原因三：储能是提升电力系统灵活性必然选项我国灵活调节电源重应对源荷高波动性力需加强升网性主要指高峰调能依于池能抽蓄能燃电等活节电的配合根中联020年5月布电组性运政研我活调节电装占足6三北地新源机集灵调电足节能先不较言然发比较的欧国灵电比较高美国、班、国比别为934、18。图表15

26、：我国灵活调节源装机占比较低0%0%0%0%0%美国西班牙德国中国来源中联国证研所配置储能可以促进能消纳减少弃风弃失储系参发的平抑波从头低力和伏电网波性幅升再能并网纳能力为规的再能源电送应提技术撑。图表16：储能在发电侧与平抑波动的应用式图表17：储能参与发电平抑波动应用效果来储在占可生源统中应及键国证券研究所来储在占可生源统中应及键国证券研究所配置储能可提供系惯支撑补充电网频能火电核和气等发方都过电输出能汽机的惯量以电出频波动，延缓波动势。但电组的转动量较小由转速较慢而光伏电具备转 动惯量（有转动备风光电源例的提，得电网应频率突时响应能 力大下电学能为表储方具快速响速以电网率 波动提电惯支，

27、并自响进调。图表18：储能配合光伏现将白天的发电量夜用电高峰转移lor oe配置储能可保障短尖供电大幅节省网投资传统网资设容需要能满尖负尖峰持时很此会成容的用低下问题。例如2019江大负荷为1.05千超过95最负持间只有小时在年行长比为0.满此峰负供所投达420亿左右而果用00千2时电储保障峰荷电所投资缩减为00左，幅省电投。图表19：储能可以节省网应对尖峰负荷的资lor oe配置储能是新能源电重要趋势着伏风发电例提波、间歇和灵调等天缺越明未的新源电目过配储能以善电量维电网定已基成行业的识。国内：风光配储主线地位不断夯实配储政策已全面贯彻执行多省区发布新能源储策助推电源侧储能装提升我新源置能的

28、政策在历鼓建可再能配储试工程到建伏风目要求批量配储的变根据极储网截至022年7有3个区发布新能配政中22年有5地发能源储策新光风电项目通过自建租用共能等方式的储比例位于 125配置储长一要求2小以。图表20：各地方政府新配置储能政策汇总来源北星能，联券所上半年储能投运规显上升根据CEA计222上年国网投运的化储项总为51个较年期加4个项目量著大，装机规为92M/91MW装机率额能分同比加0.2和61.。其用户储（3M机去年本平电侧（80W装同增长电源侧辅服务储（11MW、集中新能源能152MW以及分式及微储能（9.0W规提较分别比长1.6、8.33和10.3。图表21：2H1我国新增能功率同比

29、高增（MW）图表2222H1我国新能额定能量同比高（MWh）604020000年上半年年上半年5 4950005000500050000年上半年年上半年1 6 SASA“十四五期间储能行有望实现高速发展据CNS201我新储新增投规为.4G，而021国新规及建的型能模到.8G，并且其中兆瓦级大项目数量以往明增。据工信数据，021我国储能型电产为2GW；而022年半储池产为2GW，经到20全年水。外据们统的15个区十四”划预“四五”期间增能机过50.3G，业望现速发。图表23：全国多个省市布“十四五”期间增能装机规划时间省份政策名2025年储能规划（GW）202年8月江苏江苏省“十四五”新型储能发

30、展实施方案2.6202年7月江西江西省碳达峰实施方案1202年6月山东山东省能源保障网建设行动计划5202年6月广西广西可再生能源发展“十四五”规划2202年6月浙江浙江省“十四五”新型储能发展规划3山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书（征202年6月山西 6求意见稿）202年5月湖北湖北省能源发展“十四五”规划2202年4月广东广东省能源发展“十四五”规划2202年4月河北河北省“十四五”新型储能发展规划4202年3月安徽安徽省新型储能发展规划（202-05）3202年3月内蒙古内蒙古自治区“十四五”电力发展规划5202年2月青海青海省能源发展“十四五”规划6202年2月河南河南

31、省“十四五”现代能源体系和碳达峰碳中和规划2.2202年1月天津天津市可再生能源“十四五”发展规划0.5202年1月甘肃甘肃省能源发展“十四五”规划6总计503来源北星能，联券所发电侧：参与辅助服务突破经济性瓶颈发电侧配套储能最是解决风电光消纳问题但增加投资带来的站益率下降成为当前亟解的难题。家改、源于221年8发关于鼓励再能发企自建购调能增并网模通标储能在发电的业式渐晰来以灵的式来决风光兼消纳经济性文对储商模式优主体在下方：明确可生能源网纳的责任体，保性网由电网司承担市化并网发企承着成下网担消纳模比将序减励可再能企在障并网外建购储和调能。明确约监管机，网调度机将不定对能项目开调度测，保运营从

32、期营角选择能案从提储能目整质。励以10以长协议买能峰务有望障能目益长期稳定，得预的金流。发电侧配套经济性是当前主要制约储能参与辅助服务市场的经济性已初步显现。全国各地已陆续发布辅助服务市场规确调频服的偿准当能指和模障逐扫除未来储参辅服市的力将要项经性决。调峰一容调机组要有大量合各调补费规，调峰偿用在0.0.6/kh水，补偿用高到1元kWh。同时与峰储都规模求普在0MWMWh以，能组备2小时时，中徽福、湖要在0MW4Mh以上即能组备4小时时长。图表24：部分地区调峰偿费用计算规则地区储能规模准入门槛调峰补偿费（元/kWh）贵州0.2广西0.96山东5M/0h及以上0.4甘肃0.5新疆5M/0h以

33、上0.5江西0.6北10W4Mh及以上0.6江苏启停调峰2M/0Wh及以上0.6云南0.64青海10W2Mh及以上0.7广东0.93建10W4Mh及以上1河南0.-.7安徽10W4Mh及以上0.-.8山西20W4Mh及以上0.5095浙江低谷填谷：0.4 ，高峰填谷05，削峰填谷：05湖南紧急短时调峰：10W及以上深度调峰：0.2，紧急短时调：0.6辽宁深度调峰：0.-1，用户侧储双边交易：0.-.2吉林深度调峰：0.-1，用户侧储双边交易：0.-.2黑龙江深度调峰：0.-1，用户侧储双边交易：0.-.2来源北星力，家源方监局国证研所对比于峰灵性源的电本抽蓄电成最元池，磷酸锂于间但水蓄由地位限

34、不灵布于有要调场地元池率强受制循寿磷铁锂电池兼顾了放速和循环寿命，是最理想的峰源。图表25：典型调峰用储技术的度电成本对比.4.21.8.6.4.20抽水蓄能铅碳电池全钒液流电池钠硫电池磷酸铁锂电池三元锂电1.41.260.951.260.950.820.880.820.860.710.610.670.620.250.2110.80.60.40.20来储的电本里成分国证研所根据们测设用10W/4MWh储系于调虑现及补偿为0.6元/Wh系以一一的模运LOE为0.7元/kWh左右按照15使寿计算其IRR为9.采用两两”降至0.5元/kW，IR达2.5。图表26：10MW/40MWh储系统调峰度电成

35、本算参数类型参数名称设置值单位备注储能电站功率1000kW放电时间4h电池配置容量4000kWh年运营天数350天假设每年15天用于检修储能电站参数锂电池放电深度(DD)锂电池衰减率953每年放电时长越长，深度值越高残值率5仅有电池可回收金属循环次数500次使用年限1429年贴现率8电站单位投资成本1.89元/Wh成本占比成本测算电池组PCK1.2元/Wh635储能变流器(PS)0.5元/Wh132升压变0.5元/Wh2.6能量管理系统0.4元/Wh2.1EP-线路、施工、土建0.0元/Wh159前期开发、设计0.5元/Wh2.6电站投资总额7,560.0万元运维成本1万元/年每天：一充一放系

36、统工作年限1429年LCE0.7元/kh计算结果每天：两充两放系统工作年限7.4年LCE0.5元/kh来源国证研所算基于前部省的峰补费配相例的能采天一充一的模运行储能单成本低的下，15年电使用命间，其IRR显提。储单位本至1.6元/h且偿用为0.6元/hIRR达101若能位投成增至24元Wh，偿用到1元时其RR可到.6储能统初具经性。图表27：基于不同补偿用以及储能成本的统IRR计算补偿费用（元/kWh）储能单位投资（元/Wh）0.20.40.60.8117.71432293424851.25.11051722553581.43.27.71321982771.61.55.41011562201

37、.80.13.67.71241782-112.15.79.81452.2-210.74.07.71182.4-31-042.55.99.6来源国证研所算随着能发侧应不断广我认未光伏站益型发较大变该虑储降低光生收与调调产的益以及排放交产的益因的影。图表28：光储一体电站益模型构成来源国证研所我以201全平况作模输条年利小数163小弃光率均煤杆网价0.6元kWh考近期件格涨假光伏站价4.2元/。图表29：光储一体模型数假设类别参数设置值单位备注装机容量100MW利用小时数1,63h201全国平均光伏利用小时数弃光率2百分比光伏电站上网电价0.6元/kh全国平均燃煤标杆上网电价光伏电站单位投资4.2

38、元/W项目运营期限25年固定资产残值率5百分比储能配置比例10百分比储能功率10MW日储能能力-放电时间2小时储能容量20MWh循环次数500次按磷酸铁锂平均次数计算储能系统年运营天数350天假设每年15天用于检修储能单位投资1.9元/Wh电池残值5百分比调峰补偿标准0.6元/kh调频补偿标准6元/MW参与调频时间占比50百分比项目开发到减排签发812个，费用1-CCR项目开发费用20万元碳排放收益碳排放基准0.77tC2MW20万元采用22-01年碳排放基值，30MWh以上常规燃煤机组数据CCR价格4834元/tO2根据221年1月至今碳市场均价格来源国证研所算通过们模分弃光为条下果储仅与收

39、益率会现滑但能与调频供助务后系收率大提升超过无光的站益。图表30：光储一体模型益构成改变时IRR的变（弃光率2）收益模型构成变动幅度来源全投资IRR光伏电站+=6.3+有弃光+-022 ct弃光=6.1+储能消纳弃光+-083 ct加储能仅消纳弃光=5.8+储能消纳弃+调峰+0.5 pt储能调峰=6.3+储能消纳弃+调峰+调频+0.0 pt储能调频=7.3+储能消纳弃+调峰+调频+碳放收益+1.1 pt碳排放收益=8.4来源国证研所我们为来升储体电的益主途有两：分母端：持续降低系统造价。规化和术共同用下光伏统、电池保了年0上的本降按此度，来要3，置10能的伏电目可现平，本现益型分端低。分子端拓

40、展电站益源配储仅用善弃弃于能容量能现全用随着力助务场进一完储更参与网调峰调服得务补费并在排交易场建善售碳放指标得益打多收益源提收模分子。新能源消纳压力提振发电侧配储需求日前池能风电最要作是低弃光新源装机快增的景，能是决纳刚手。图表31：电池储能参与电调峰示意图图表32：电池储能参与伏调峰示意图来西电储独参调模拟国证研所来西电储独参调模拟国证研所2021年国均光为2最的藏25海1.之外大有弃地的光在5间全利小在100100h左。光伏、储能站年作50，置2小电储可以节日06电量，计算到置0例电池能能对5内的光。图表33：基于不同利用时数和弃光率的调电储能配置比例计算利用小时数弃光率80090010

41、00110012001300140015001600170011.01.01.01.01.01.02.02.02.02.022.02.02.03.03.03.04.04.04.04.033.03.04.04.05.05.06.06.06.07.044.05.05.06.06.07.08.08.09.09.055.06.07.07.08.09.0100010701140121066.07.08.09.010301110120012901370146078.09.01000110012001300140015001600170089.01030114012601370149016001710183

42、0194091030116012901410154016701800193020602190101140129014301570171018602000214022902430来源国证研所算根据021年地的利用时、光、计装量计需置能容量少大每弃电量考置2时池储。终算对21光状况，需要对全国光伏总装机配置 3.的储能机组，所需电池储能至少 9.6GW19.GW。图表34：以2021年弃计算光伏电站调峰能求省份2021累装机(GW)2021年用小时数2021弃光率需配置储功率(GW)需配置储容量需配置储比例贵州11379390.00.60.20.5山东33431,330.00.31.61.6河北2

43、9211,231.00.41.92.9山西14581,630.00.60.11.8陕西13141,822.00.21.43.9浙江18421,84-内蒙古14121,583.01.02.07.8江苏19161,50-青海16321,0413804.98.9257安徽17071,45-湖北9.31,55-宁夏13841,002.00.41.85.4江西9.11,25-新疆13541,331.00.01.13.7广东1021,61-甘肃11461,571.00.80.63.3河南15561,530.00.20.50.2黑龙江4.21,220.00.40.80.9湖南4.11,61-辽宁4.81,0

44、80.00.40.80.8云南3.71,600.00.20.30.4重庆0.3736-福建2.71,09-上海1.81,83-天津1.81,600.00.00.10.2广西3.21,79-西藏1.966719800.60.2189北京0.81,02-吉林3.61,361.00.80.72.4四川1.61,29-全国305.111,1632.009.6019.193.1来源国能局国证研所2021年国均风为3.除疆高13之，部有风区的弃风在6之间年利小在1420左以电储电全年工作350天置4时池储以节日560发量计得置10比例电储，够对6以的风。图表35：基于不同利用时数和弃风率的调电储能配置比例

45、计算利用小时数弃风率14001600180020002200240026002800300011.01.01.01.01.01.01.02.02.022.02.02.02.03.03.03.04.04.033.03.03.04.04.05.05.06.06.044.04.05.05.06.06.07.08.08.055.05.06.07.07.08.09.01000107066.06.07.08.09.0103011101200129077.08.09.010001100120013001400150088.09.0103011401260137014901600171099.01030116

46、012901410154016701800193010100011401290143015701710186020002140来源国证研所根据021年地的利用时、风、计装量计需置能容量少大每弃电量考置4时池储。终算对21风状况，需要对全国风电总装机配置 4.9 的储能机组，所需电池储能至少 16.19W/6.76Wh。2021累计2021年利2021弃需配置储能需配置储能需配置储装机(GW)2021累计2021年利2021弃需配置储能需配置储能需配置储装机(GW)用小时数风率功率(GW)容量（GWh)能比例省份河南1852,201.00.81.02.6河北25462,454.01.97.87.

47、0山西21232,772.00.93.53.7山东19421,981.00.71.01.9青海8.41,7410700.53.9113江苏22341,83-内蒙古39962,508.06.22490156陕西10211,002.00.91.42.8宁夏14551,532.00.11.52.8广东11951,26-湖南8.32,281.00.20.71.4广西7.12,45-福建7.52,36-湖北7.21,81-四川5.72,77-辽宁10872,442.00.51.93.2贵州5.81,510.00.40.50.7江西5.72,04-吉林6.52,092.00.21.74.8新疆24082,

48、097.02.71109115安徽5.12,59-甘肃17252,224.01.24.95.9重庆1.52,08-黑龙江8.52,661.00.61.33.1浙江3.42,31-上海1.72,89-天津1.31,69-云南8.12,180.00.20.70.2北京0.42,05-海南0.91,84-全国327.862,2463.1016.1964.764.9来源国能局国证研所根据我们的测算，使用电池储能应对 2021 年实际弃光、弃风状况，需配置 9.6GW19.9GWh的池能应弃以及16.9G/64.7GWh电储对弃，共计3.9GW来新能占进步应对风电能需将进一增。电网侧：储能调频盈利能力突

49、出电网侧储建设在配网，以提辅助服为要目的。助服务括峰旋转用AGC调AC自动压制黑动，其实调功主靠抽水蓄能电学能形目电侧能模超17G中大是抽蓄能，来电、流池比将逐提。AGC频电侧能实现重功国网运要稳在0Hz的频率就味系实发电负必稳在秒级的间隔由于电网运行程中负端发电端一在波动因实际电力统频率一变化的国对3W上电力统许率差0.2对小量系统允许偏为0.5。电力统荷不频成分合成因调需要对同荷量分阶段执行电力系统负主包含3种不同规律的变负荷：随机负荷分量动较小变周较短般10s以动区负荷以内每时动上次，一调主处的对；脉动负荷分量动较大变周较般为0s至15i浮在区域负的2.内每波动0到30，类荷包电、钢械；

50、持续负荷分量化浮在域荷的40右天动10次内引起负荷化主包工作息度居生规等。图表37：电网负荷各分示意图以及响应应措施来源北星力，联券所电网频偏正范后顺进惯响一次频二调来正，如果率未复常将行次频以频动的理及现式存在很大别。图表38：电力系统频率应过程来电储与洁源纳国联券究所惯性响应主依同电机储于转体转子能系跌的尼作用，能频变后靠系惯维几；一次调频利同发电组速等统备稳频更利统自身特性动节但能和，要衡机荷量；二次调频引发机外部备成部频作要赖AG自电控制，Atomtic Gnertin Contol能平长周负波，次频协调进对统速复常频非重。图表39：一次调频和二调频的区别类类别机理响应速度作用效果容量

51、需求一次调二次调利用系统固有负荷频率特性，及发电机调速器人为或通过自动控制系统(AC)增减机组负荷以恢复电网频率103smn平衡随机荷分量平衡分钟和更长周负荷波动属于有差调节，能够冲，但不能保证解决属于无差调节，能够决系统最高负荷13我国要求参与AC额定容量占总装机5以上，参与C容量占系统最高负荷1以上来电储系调技联证研所储能调频经济性突出调频是一种功率调节出的是调节里程地频服补费算要合频性数K而池能凭优的应度、响间K、节度K3，综合调性数K能足准门要池能算K为的23倍均大于。照地AC频服补标，高节里收达65元W。图表40：各地AGC调频务补偿标准地地区补偿方式可用时间调节里程调节容量准入门槛

52、容量补偿+里福建补偿/调节里程*2元调节容量*调用率*20/W(华综合调频性能指不小于053调频里程+调频广东容量调节里程*调节性*(.-5)/W中标容量*36元/MW调频里程+调蒙西容量投运时间+调山西里程/10/小调节里程*调节性能 12)/W调节深度*调节性能 10)/W调节里程*调节性能中标容量*0元MW所有新建AC单元/京津唐调节里程山东调节里程甘肃调节里程/W调节里程*调节性能 6)元MW调节里程*调节性能 15)/W/综合调频性能不于07可申报四川/合格贡献量*0元Mh/必须参与充放功率10W4Mh以上基本补偿+调江苏里程调频里程+调云南容量调节深度*调节性能2/MW调节里程*调

53、节性能*3-/元MW中标容量 1.)元MW容量*服务时长*(中标4元Mh、中标5元Mh)可申报综合调频性能指不小于03来源北星力，联券所调频于率调响应时率较池超电飞轮都以足求对用于频灵性源里程本钛锂池低级电容最酸锂池位中钛锂能量度低而成较高超级电器飞的电间低锂磷酸铁锂电池能够平衡成本放时长相应速度，是比较理的频电源。图表41：典型调频用储技术的里程成本对（元M）17.3912.759.089.788.4617.3912.759.089.788.4612.749.236.346.086.184150108645200磷酸铁锂电池三元锂电池钛酸锂电池超级电容器飞轮来储的电本里成分国证研所假设用M/

54、MWh储统用调样虑贴现以里补费为4.5元/MW下如响应min的AGC频令程成为6.59元/果响应 2min的GC令里本可低至4.39元/M，RR为9.考到部地区调频偿用为6-5元/M，具经性。图表42：9MW/6MWh储能系统调频里程成本测算类别参数设置值单位备注储能电站功率9MW放电时间0.7考虑4mn时长，可以满足长h15n二次调频需求电池配置容量6MWh年运营天数300天假设每年使用天数30天储能电站参数锂电池放电深度(DD)80放电时间短，对应深度低锂电池衰减率3每年残值率5循环次数500次使用年限5年贴现率8电站单位投资成本3.09元/Wh成本占比电池组PCK1.0元/Wh486储能

55、变流器(PS)0.0元/Wh290升压变0.0元/Wh9.7成本测算能量管理系统0.4元/Wh1.4EP-线路、施工、土建0.0元/Wh9.7前期开发、设计0.5元/Wh1.6电站投资总额1,863.0万元运维成本1.0万元/年每天：应对3min级别AGC调频指令每天可输出调节里程2,60MW计算结果里程成本每天：应对2min级别AGC调频指令6.9元/MW每天可输出调节里程3,40MW里程成本4.9元/MW来源国证研所算储能调频需求与电源总装机正相关电池能要行量制过次二调实现调下频应放电电作保有够的量够定出率此池量在频结时保在50 SOC位行充电作为电池命效要充放深度过，般放都留10 SC余

56、。电池放输率P相同，放电间t为次频二次频要间和此电储总量满如下要求：Q=上频放容+10OC+调率电+1SOC=2Pt+0Q10Q图表43：电池储能上下频区示意图来电储系调技联证研所我们用池能台600M（用e替火机组行次，设定组数下额转速000/mi，组速不率额负从0到转速般为36设置次频理荷围3P别算二次调频所要电储功及容：一次频响间5s稳定间0s火机准频死为fSQ 0.033z或2r/i当过频死后进一调频所调电功率为P1=电组荷化=3Pe*00M=18W所需量1为免电池充保足够调深根次调频定40，池定全SOC上限为10，设容为Q1=2Pt+SC限+SOC上限=2*8M40s1010Q计算到.

57、8 =04MW，即1=05Mh二次调频：AC 功能在 30s 启动，至少持续到 15mn，功率调节范围 501P功爬力1 Pe/i际电组功爬能高3 Pe/mi，电储可在2s内到定率此储输功完可以满二调功要，即2 =1=1M。所需量2至持续5min则置量为Q2=2Pt+SC限+SOC上限=2*8M（1mi0）+0Q10Q计算到.8 =87MW，即2=1.87Mh能够完成次、二调功能的电储能总求在一次、次调频池率容量础，率最值，量累值计总功及量求P=maxP1,2)=ax(8MW8MW)=8MW Q=Q1+2=05MW+10875h=11.75Mh根据算能完成600W火机一次动作电储功和量为18W

58、/1MW，能机组率储时长67h。在之实项火电于频能通常照组定力池容按.5h配际过中到.5h电量的循次太缩电池寿的题因我认为来置定力、放长40in的统会主方。截止021年国电源装达237G其中电机297比最高到5但能装机比增至7未来着能占提，电调频需将一增照我以00MW火机一次二调需计结果为所有源置定力、放长40in电储能统237GW电装机需要71W/4GWh的能电源并会着源装机增持提。据中科院预内能频量将持年合未年频机求12G图表44：各类电源累计机量（GW）水电装机(GW)火电装机(GW)核电装机(GW)风电装机(GW)光伏装机(GW)2,5002,0001,5001,000500-2012

59、201320142015201620172018201920202021nd用户侧：电价市场化是最强催化剂用户侧储能在所有式市场化程度最经济驱动规模增长峰谷套是最主要的盈利模式。021年7，家改发了家改关进步完分时电价机的通知要完善分时价机制扩了储能在户侧的谷差套利空间政对用侧能项经性优主体现下2方：善谷价年或年计大统谷差过40的电价差则不于1；他方则不于3:。立峰价制峰电在段价础上浮例则不于。图表45：用户侧削峰填示意图来源北星力，联券所绘制用户侧储能削峰填谷的经济性主要取决于峰谷价差。我们测算对于典型储能池谷在0.7元/h以将备利济根据在201初的销售电，国少地部分区备谷利间。图表46：2

60、021年初各地工商业及其他用电谷价表（元/kWh）来源北星力，联券所而2022年8月全电代理电谷差过07元/kWh的区有18个，8月内谷差高地区海省1.0元W全范内谷套利空间较021年呈明大趋过部地峰谷格例有知中要的4:1或3:1的平，仅有12省设了尖电机，体看，全国范内谷差利有较提空。图表47：2022年8月工业1-10kW各地区峰谷电表（元/kWh）省市尖峰电价1高峰电价2平段电价3低谷电价4最大谷价（1-4）峰平价差（2-3）峰谷电倍数尖峰电上浮比海南省1.421.750.100.471.00.54.02000广东省（珠三角五市）1.121.130.230.921.20.94.42443