2024年储能年度策略报告：破土凌云节节高

摘要：中美欧储能需求支撑力强劲，大储、户储、工商储三花齐放中国：工商储开启发展新纪元，电改政策+经济性共同驱动大储持续高增工商储：工商储相较大储更加注重经济回报，在碳酸锂价格下跌、峰谷价差拉大的背景下，工商储在国内大部分省份已具备显著经济性，并且可通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重途径获利，叠加目前商业模式灵活丰富，各渠道均可实现投资，刺激工商储投资需求进一步释放。我们测算，在当前工商业储能系统约1.5元/wh的价格下，0.65元/kwh的充放电价差即可带来8.7%以上的IRR（6000循环），工商业储能经济性可观。大储：2023年储能中标及装机数据表现均十分喜人。政策方面对于配建储能的功率、时长甚至落地执行的要求有所趋严（例如光伏市场化项目）。经济性方面：光伏组件价格大幅下跌为安装储能腾挪出空间，辅助服务费用向用户侧传统、现货等市场化交易快速推开等电改进程正重构大储商业模式。尽管光伏装机波动可能影响短期高增确定性，但“3060”政策叠加日趋提升的经济性，将充分挖潜我国中长期储能潜力。美国：利率见顶及政策因素正在改善悲观预期，电网稳定性考量将支撑长期储能发展2023H1美国储能新增装机功率2.5GW，整体增速保持积极态势，但低于年初预期，主要受到利率上行、并网流程缓慢、IRA政策不清晰等因素影响。在电池价格大幅回落、ITC补贴政策逐步清晰、利率见顶预期的综合背景下，Q2大储需求有所回暖。根据EIA数据，2023/2024/2025年“>1MW”待建项目规模分别为8.35/14.91/8.62GW。考虑美国各州电网的输配电独立及灾害天气频发导致的电网供电稳定性弱，以及美国政府针对新能源巨大的IRA补贴力度和持续性，看好大储中长期持续健康发展。欧洲：在电价有所修复背景下户储依然具备良好经济性，去库或接近尾声保障能源安全独立、收获显著经济效益驱动户储近两年装机高增，成为近两年欧洲储能高增关键动力。欧洲为实现能源独立，制定长期能源结构转型目标，且电网基建落后，需要储能减轻新能源并网压力。目前欧洲主要国家电价虽已有明显下跌，但依然高于2020、2021年水平，我们以德国为例进行测算，在0.41欧元/kWh居民电价下，光储系统IRR依然高达26.31%。户储渠道库存自2023Q2以来处于持续去化中（厂商发货减缓、装机持续高增），预计2024年上半年库存水平将回归合理状态，看好2024年下半年国内厂商出货量重回快速增长通道。投资建议：关注三大主线方向下的公司：（1）渗透率快速提升的工商储细分赛道中快速放量的公司；（2）关注大储领域有独特竞争力，特别是拓展海外具备先发优势的公司；（3）关注品牌力强同时深耕海外渠道的优质户储公司风险提示：

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政策变动或不及预期风险、原材料涨价风险、储能实际装机不及预期风险

2全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进◼◼工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声投资建议及风险提示目录3全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量876543210中国4资料来源：CNESA，华福证券研究所图表：全球主要地区新增电化学储能装机（GW）2018 2019 2020 2021 20226.75.66.518.327.83.73.6

2.94.710.221.1350%300%250%200%150%100%50%0%-50%-100%0510152025300.92017

20182019202020212022

YoY4.62.43.210.513.70.10.71.1

0.71.62.37.3-100%0%100%200%300%400%500%0246810121416201720182019202020212022图表：全球储能装机规模（GW）新增装机新增电化学储能装机美国

欧洲

日韩

澳大利亚

其他图表：国内储能装机规模（GW）新增装机

新增电化学储能装机YoY2022年全球新增电化学储能装机规模21.1GW，同比+107.1%；2022年全球主要储能装机地区中，中国、美国、欧洲分别占全球新增装机36%、24%、26%，三大主要市场装机占比超85%。全球：储能市场空间预测5资料来源：IEA、IRENA，华福证券研究所测算全球储能发电侧2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E用户侧独立用户侧储能(工商业)2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E新增集中式装机（GW）渗透率储能功率配比容量时长（h）储能装机(GWh)1357%10%1.51.381757%13%1.52.3219716%16%1.67.7121718%17%1.710.6331824%19%1.826.1237930%22%1.947.4945240%24%286.85存量未配储装机（GW）渗透率储能功率配比平均时长（h）储能装机（GWh）12680.0%10%0.500.0014310.5%13%0.500.4715892.00%14%0.602.6717362.50%15%0.704.5619354.00%16%0.809.9121225.50%17%0.9017.8622777.50%18%1.0030.74新增发电侧装机（GWh） 1 3 10 15 36 65 118电网侧 2019A 2020A 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E年全社会用电量（亿千瓦时）YoY日全社会用电量（GWh）辅助服务需求占比渗透率储能装机需求（GWh）1707701.8%467861.50%0.4%2.46169062-1.0%463181.80%0.9%7.591792066.0%490982.5%1.4%17.51845823.0%505702.9%2.0%29.31901203.0%520883.2%3.3%55.01958233.0%536504.0%4.6%992016983.0%552605.2%6.0%172新增电网侧装机（GWh） 2.46 5.13 10.0 11.8 25.7 44 740.30装机量功率（GW）YoY平均时长（h）独立用户侧装机量（GWh）20.60.3930%20.80.5130%21.00.7650%21.51.1450%22.31.4830%23.01.9330%23.9分布式新能源+储能（户用储能） 2019A 2020A 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E新增分布式装机（GW） 40 48 80 113 182 230 288其中：工商业装机（GW） 22 18 38 53 91 114 134储能装机(GWh) 0.3 0.3 0.8 2.0 4.6 7.7 10.5其中：户用装机（GW） 18 30 42 60 91 116 154储能装机(GWh) 1.42 2.46 4.0 9.6 18.0 25.0 36.0新增纯户储装机（GW）容量时长（h）0.5220.4420.6221.0222.5024.0024.502新增纯户储装机（GWh） 1.04 0.87 1.23 2.05 5.00 8.00 9.00存量分布式未配储装机（GW） 118162 237337 493683 917储能装机(GWh)分布式新能源+储能装机量（GWh）新增用户侧0.192.940.263.951.217.282.4216.0184.5632.1346.6647.3509.3964.969合计新增装机（GWh） 7.3 12.6 28.5 44.5 96.1 159.4 260.1单价(元/Wh) 2.34 2.08 2.08 2.21 1.68 1.56 1.44市场规模（亿元） 172 262 593 984 1614 2486 3745YoY（右） 53% 126% 66% 64% 54% 51%2024年全球储能新增装机量159.4GWh，同比增长66%。2024年全球储能市场规模2486亿元，同比增长54%。全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进◼◼工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声投资建议及风险提示目录6中国工商储：初露锋芒，开启发展新纪元7资料来源：储能与电力市场，华福证券研究所工商储在我国处于发展初期，渗透空间广阔。根据储能与电力市场统计，2022年我国储能市场全年并网项目总规模7.762GW/16.428GWh，其中用户侧储能仅占比10%，渗透率提升空间广阔。（注：用户侧储能=户用储能+广义工商业储能，广义工商业储能=分布式光伏配储+工商业独立储能，可认为我国户用储能暂无市场，用户侧储能全部为工商业储能）工商储主要由投资经济性驱动，我们判断在经济性日益显著的时点下，工商储将迎来0-1发展。政策端：工商储补贴持续加码、电力市场化改革推进、分时电价政策不断完善，为工商储经济性提升提供重要前提。成本端：碳酸锂价格处于下跌通道，减轻投资成本压力。收益端：工商业储能收益来源以峰谷套利为主，还可通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重途径获利。在收益来源不断丰富背景下，商业模式逐步跑通，市场化前景可期。图表：2022年已并网储能项目的应用领域分布44%45%1%10%独立式可再生能源储能调频用户侧中国工商储：政策端利好频出，为收益提供重要前提保证8资料来源：贵州省发改委，四川省发改委，江苏省发改委，华福证券研究所发布时间地区政策文件主要内容2023年6月27贵州省《省发展改革委关于完善峰谷分时电价机制有关事项的通知》1、扩大实施范围。贵州省供电区域内执行两部制电价的工商业用户（包括市场化和代理购电用户）、电动汽车集中式充换电设施、电储能用电执行峰谷分时电价。2、优化峰谷时段划分。峰谷时段按每日24小时分为高峰、平段、低谷三段各8小时。峰时段：10：00-13：00、17：00-22：00；平时段：8：00-10：00、13：00-17：00、22：00-00：00；谷时段：00：00-8：00。3、扩大峰谷电价水平。峰平谷比价从现行的1.5:1:0.5调整为1.6:1:0.4。政府性基金及附加、基本电费不参与浮动。2023年5月24江苏省《省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知》1、优化工业用电季节性尖峰电价。为加大力度引导工业电力用户主动避峰，保障民生用电稳定供应，确保电力供需平稳，优化完善315千伏安及以上的工业用电夏、冬两季尖峰电价政策：每年7至8月，14:00-15:00和20:00-21:00，执行夏季尖峰电价，同时将17:00-18:00从峰期调整为平期；12月至次年1月，9:00-11:00和18:00-20:00，执行冬季尖峰电价。夏、冬两季尖峰电价，统一以峰段电价为基础，上浮20%。2、试行工业用电重大节日深谷电价。为适应以新能源为主体的新型电力系统建设，缓解重大节日期间电力阶段性供大于求的现象，鼓励和引导有调节能力的连续生产工业电力用户主动增加用电负荷，提升电力系统整体效能，对315千伏安及以上的工业用电试行重大节日深谷电价，每年春节、“五一

”国际劳动节、国庆节期间，11:00-15:00，在平段电价基础上，以峰段电价为计算基础，下浮20%。前述三个节假日具体时间以国家公布为准。2023年4月28四川省《四川省发展和改革委员会关于调整我省分时电价机制的通知》进一步匹配我省用电负荷特性，将尖峰电价执行月份从2个月调整为4个月，引导用户在夏冬两季负荷高峰时段主动错避峰用电。调整后的尖峰电价时段为：夏季7月、8月，尖峰时段：15:00-17:00；冬季1月、12月，尖峰时段：19:00-21:00。分时电价政策是工商业储能进行峰谷套利的基础。为引导工商业改变用电模式，在高峰时段少用电、低谷时段多用电，提高电力系统利用率，2021年7月发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，通知要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。各地不断完善分时电价政策，为峰谷套利提供重要支持。各地不断完善分时电价政策，设置高峰、平段、低谷等电价时段，山东、江苏、浙江、河南等多地在冬夏两季用电负荷高位时出台尖峰电价，江苏试行工业用电重大节日深谷电价。此外，多地延长尖峰、高峰时长，调整电价浮动比例，对高耗能企业执行1.5倍电价，使得峰谷价差进一步拉大。图表：各地分时电价调整政策中国工商储：政策端利好频出，为收益提供重要前提保证9资料来源：碳中和与可持续发展、南方能源观察、国家发改委、山西省能源局、广东省发改委、济南市发改委，华福证券研究所图表：虚拟电厂运作模式示意图，，发布时间发布单位文件名称要点2021年3月5日国家发改委、国家能源局《国家发展改革委国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。2021年7月23日国家发改委、国家能源局《国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》鼓励聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施，依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术，探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。2022年5月27日北京市《北京市“十四五”时期能源发展规划》发挥电力在能源互联网中的纽带作用，挖掘需求响应资源，聚集大型商务楼宇、电动汽车和储能设施等资源，建设虚拟电厂。2022年8月15日江苏省《江苏电力辅助服务管理实施细则》聚合商、虚拟电厂参与方式同电力用户独立参与。2023年4月13日济南市发改委《关于开展虚拟电厂建设与运营试点工作的通知》以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，以打造清洁低碳、安全高效的现代能源供给和消纳体系为指引，以市场机制为依托，以技术革新为动力，以源网荷储协同互动为重要举措，加快推进虚拟电厂建设增强电力系统调节和安全保障能力，扩大需求侧（储能）响应规模，提升我市新能源消纳及需求响应能力形成源网荷储良性循环发展模式。2023年5月19日国家发改委《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》充分发挥电力需求侧管理服务机构的资源整合能力。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。提升需求响应能力。到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3—5，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40的省份达到5或以上。到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。2023年6月5日广东省发改委、广东省能源局《广东省促进新型储能电站发展若干措施》积极推进虚拟电厂建设。推动新型储能电站与工业可控设备负荷、充换电设施、分布式光伏等资源聚合应用，配置“智能量测终端+多芯智能电表”，完成独立计量和智能控制，在广州、深圳等地开展虚拟电厂试点。统筹全省虚拟电厂接入、市场交易和协同控制，逐步培育形成百万千瓦级虚拟电厂响应能力。2023年6月23日山西省能源局《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》随着分布式电源、电动汽车、储能、微电网的快速发展，深化我省电力现货市场建设，进一步推进源网荷储协同互动，建立现货背景下的虚拟电厂市场化运营机制，有利于充分挖掘系统灵活性调节能力和需求侧资源，有利于各类资源的协调开发和科学配置，有利于提升系统运行效率和电源开发综合效益，有利于提升电力系统实时平衡和安全保供能力。图表：虚拟电厂相关政策梳理虚拟电厂协助工商业储能参与电力市场交易，丰富收益来源。由于部分工商业储能规模较小，无法直接满足电力市场交易的买方需求，虚拟电厂通过信息通信技术和软件系统，实现分布式能源的聚和与协调控制，参与电力市场和电网运行、接受电网调度指令、参与需求侧响应、提供电网辅助服务。电力市场化改革推进，多地落地虚拟电厂试点项目。近年来，我国虚拟电厂支持政策频出，逐步明确虚拟电厂在电力交易中的市场地位，提升需求侧响应能力。中国工商储：政策端利好频出，为收益提供重要前提保证10资料来源：光伏盒子，华福证券研究所省份地区补贴方式补贴标准安徽合肥放电2022年11月28日，《合肥市进一步促进光伏产业高质量发展若干政策实施细则》提出，对装机容量1兆瓦时及以上的新型储能电站，自投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/kWh补贴，连续补贴不超过2年，同一企业累计最高不超过300万元。芜湖放电2022年3月4日，《芜湖市人民政府关于加快光伏发电推广应用的实施意见》提出，对储能系统按实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/千瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元。补贴项目为自发文之日至2023年12月31日期间投产的项目，单个项目补贴年限为5年。广东深圳放电对已并网投运目装机规模1兆瓦以上的电化学储能项目，按照实际放电量给予最高0.2元kWh的支持，每个项目支持期限3年，资助总额最高300万元。投资2023年5月8日，《2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南(第批)》明确，储能新技术新产品示范应用推广支持工业园区储能、光储充示范等两个方向，按总投资的30给予事后资助，最高不超过1000万元。黄浦放电对装机容量1MW及以上的新型储能电站，给予0.2元/kWh放电补贴湖南长沙放电按储能电站的实际放电量，给予储能电站运营主体0.3元/kWh的奖励，单个企业年度奖励额度不超过300万元。江苏无锡高新区容量2022年10月1日，《关于无锡高新区(新吴区)关于节能降碳绿色发展的政策意见》明确，对实际投运的新建储能项目，按照项目装机容量给予使用单位一次性补贴0.1元/瓦，单个项目最高上限50万元。对以合同能源管理模式投资区外的新建储能项目投资方按照项目装机容量给予一次性补贴，补贴标准为0.05元/瓦，单个项目最高上限25万元。苏州工业园区放电2021年11月24日，《苏州市吴江区分布式光伏规模化开发实施方案》明确，对2021年7月至2023年底期间实际投运的储能项目，按照实际放电量给予运营主体补贴0.9元/千瓦时，补贴2年放电量。常州放电2023年1月28日，《常州市推进新能源之都建设政策措施》明确，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，自并网投运次月起按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时奖励，连续奖励不超过2年。浙江龙港放电对于实际投运储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴。义乌放电根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/kWh的补贴、补贴两年，补贴资金以500万元为上限

。永康容量对非居民用户侧储能项目(年利用小时数不低于600小时),按照储能设施按150元、120元、100元每千瓦逐年退坡补贴。瓯海区放电制造业企业安装用户侧储能项目，按照实际放电量给予0.8元/千瓦时的补贴，连续补贴两年含投运当年)。容量对容量在300kWh及以上的用户侧储能项目，给予0.1元/W的一次性建设补贴舟山普陀投资对开发建设新型储能项目的企业，每建成投运1个新型储能项目，补助资金30万元。杭州萧山区容量对“十四五”期间建成年利用小时数不低于600小时的区统调储能项目，按储能功率300元/千瓦给予投资经营主体一次性补贴。温州放电2021年11月10日，《温州市制造业千企节能改造行动方案(2021-2023)》提出，对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴。有效期至2023年12月31日。重庆铜梁区容量0.5元/kWh,连续3年。两江新区容量对在新区备案目建成投运的用户侧储能、独立储能、分布式光储、充换储一体化等项目，储能配置时长不低于2小时的，按照储能设施装机规模给予200元/kWh容是补贴，单个项目补贴最高不超过500万元。四川成都容量1.对入选的用户侧、电网侧、电源侧、虚拟电厂储能项目，年利用小时数不低于600小时的按照储能设施规模给予每年230元/千瓦补贴，单个项目最高不超过100万元，补贴3年。2.积极推进电源、电网、用户侧配套建设能示范建设，按储能设施规模200元千瓦给予补助。电池回收利用体系，按电池容量给予20元千瓦时补助。山西太原投资对新型储能项目(化学、压缩空气等给予补助，建成后，按投资额的2补贴最高不超过500万元。北京朝阳区投资对储能技术项目给予不超过总投资额20的补助。河北需求响应2023年4月6日，《关于进一步做好河北南部电网电力需求响应市场运营工作的通知》明确，实时需求响应容量补偿标准按照8元/千瓦·月。天津滨海高新区放电对在高新区实际投运的储能项目，按照实际放电量给予项目投资方资金补贴，补贴时间不超过24个月，补贴标准为0.5元/千瓦时，单个项目每年补贴不超过100万元。图表：工商业储能补贴政策政策补贴加码，进一步提升工商储经济性。多地对工商储给予放电、容量、投资等方式的补贴，其中浙江、江苏、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。对工商业储能的补贴体现出与光伏结合的特点，亦有利于地方招商、产业落地。中国工商储：上游原材料降价，投资成本压力缓解11资料来源：Wind，华福证券研究所碳酸锂价格进入下行通道，储能成本端压力释放。原材料碳酸锂价格从2022年底高位回落，目前价格已经跌至15万元/吨以下。未来随着供给端产能释放，价格仍有下降空间，原材料降本将进一步提升工商业储能经济性。图表：电池级碳酸锂均价（万元/吨）中国工商储：收益来源峰谷套利为主，收益模式日益丰富12资料来源：古瑞瓦特，华福证券研究所序号收益来源内容1峰谷套利工商业储能系统在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用，从而减少企业电费支出。2能量时移对于安装光伏的工商业主，配储可以提高光伏自发自用比例。在光伏发电输出较大的时候，将暂时无法自用的电能储存到电池中去，在光伏发电输出不足的时候，将电池中电能释放给电力负荷使用，实现对光伏电源的“削峰填谷”，最大化的提升光伏发电的自发自用比例，最大化降低用电成本，同时帮助企业减少碳排放。3需量/容量电价管理在两部制电价下，工商业储能可以帮助降低容量/需量电价。4后备电源工商业储能作为备用电源，可以替代传统的UPS电源的功能，为工商业园区内的关键不断电负载提供后备电源保障，应对突发停电事故，可以为工商业主节省部分UPS电源设备的投入成本、降低停电停产的经济损失。5参与虚拟电厂、负荷商聚合工商业储能可以被虚拟电厂、负荷聚合商等主体聚合，参与需求侧响应、电力辅助服务市场和电力现货交易市场等。工商业储能收益来源以峰谷套利为主。工商业用户可以在电价低时向储能电池充电，在电价高时由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，节省电费获得套利收益，这是当前工商业储能的主要收益来源。此外，工商业储能还能通过能量时移、需量/容量电价管理、充当后备电源等多重途径获利。工商业储能是虚拟电厂的重要聚合资源，进一步拓宽收益边界。作为用户侧灵活性资源，工商业储能一般容量较小，会受到入市门槛或难以满足买方调度需求等因素限制，可以通过被虚拟电厂、负荷聚合商等主体聚合的方式，参与需求侧响应、电力辅助服务市场和电力现货交易市场，增加获利渠道。图表：工商业储能收益来源中国工商储：峰谷价差拉大，显著提升工商业储能盈利能力13资料来源：储能与电力市场，华福证券研究所峰谷价差位于高位，且呈扩大趋势。以2023年8月为例，我国24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，近八成区域峰谷价差同比增长。其中峰谷价差超过1元/kWh的区域有8个，分别是广东（珠三角五市）、广东（江门市）、广东（惠州）、湖南、广东（东西两翼地区）、江苏、上海、重庆。图表：8月代理电价峰谷差对比珠江

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疆

夏

肃中国工商储：以江苏为例，工商业储能峰谷套利IRR测算资料来源：国网江苏，华福证券研究所单位：万元0123456789初始投资-300运营利润65.5765.5763.6758.2858.2854.4951.0051.0011.18运维成本-2.92-2.92-2.92-2.92-2.92-2.92-2.92-2.92-0.64其他成本-3.65-3.65-3.65-3.65-3.65-3.65-3.65-3.65-0.80电站残值15.00现金流-30059.0059.0057.1051.7151.7147.9244.4344.4324.74IRR9.42%参数储能设备成本1400储能电站成本(含设计及建设成本)（元/kWh1500储能功率

(MW)1储能时间（h）2充放价差1（元/kWh）0.86充放价差2（元/kWh）0.47平均充放价差（元/kWh）0.67放电深度（%）75%系统能量效率90%循环寿命（次）6000储能单日充放电次数（天）2前33%生命周期容量保持率90%33%-66%生命周期容量保持率80%66%-100%生命周期容量保持率70%运维成本（/系统成本）8%其他成本（/系统成本）10%电站残值（/系统成本）5%建设成本（万元）143000.280.200.000.401.000.800.601.20以江苏省为例，两充两放下测算峰谷套利IRR为9.42%。7月份江苏省高峰-低谷价差0.86元/kWh，高峰-平时价差0.47元/kWh，平均充放价差0.67元/kWh。假设（1）储能电站EPC成本1.5元/Wh，投资建设1MW电站，配储时长2h；（2）生命周期6000次，每日充放电2次；（3）放电深度75%，系统效率90%测算得到，全投资IRR为9.42%。图表：江苏省工商业峰谷套利测算相关参数图表：7月江苏35kv工商业两部制分时电价

(元KWh)1.13 1.13图表：江苏省工商业储能峰谷套利IRR测算中国工商储：峰谷价差敏感性测算15资料来源：国网江苏，华福证券研究所分别针对6000次与8000次循环下，工商业储能IRR进行敏感性测算在当前工商业储能系统约1.5元/wh的价格下，0.65元/kwh的充放电价差即可带来8.7%以上的IRR（6000循环），工商业储能经济性可观。且随储能成本持续下降，储能技术水平提升，目前已有多家企业推出的工商业储能产品循环寿命超8000次，1.5元/wh成本，0.65元/kwh价差下，IRR可达13.9%。图表：工商业峰谷价差套利敏感性测算6000次循环下IRR敏 平均充放价差（元/kWh）感性测算9.42%0.600.650.700.750.800.850.900.951.0014008.40%10.82%13.17%15.47%17.71%19.90%22.06%24.19%26.28%14507.37%9.74%12.04%14.29%16.48%18.62%20.73%22.80%24.84%工商业储能电站成本15006.40%8.73%10.98%13.17%15.31%17.41%19.47%21.49%23.48%(含设计及建设成本)15505.48%7.76%9.97%12.12%14.21%16.27%18.28%20.26%22.20%（元/kWh）16004.61%6.85%9.01%11.12%13.17%15.18%17.15%19.09%20.99%16503.78%5.97%8.10%10.17%12.18%14.15%16.08%17.98%19.84%17002.99%5.14%7.23%9.26%11.24%13.17%15.06%16.92%18.75%8000次循环下IRR敏平均充放价差（元/kWh）感性测算14.51%0.600.650.700.75 0.80 0.850.900.951.00140013.57%15.79%17.94%20.05%22.13%24.16%26.17%28.15%30.11%145012.64%14.80%16.91%18.97%20.99%22.97%24.93%26.86%28.76%工商业储能电站成本150011.76%13.87%15.93%17.94%19.91%21.85%23.76%25.64%27.50%(含设计及建设成本)155010.92%12.99%15.01%16.97%18.90%20.79%22.65%24.49%26.30%（元/kWh）160010.13%12.16%14.13%16.06%17.94%19.79%21.61%23.40%25.17%16509.37%11.36%13.30%15.19%17.03%18.84%20.62%22.37%24.10%17008.65%10.61%12.51%14.36%16.17%17.94%19.68%21.40%23.09%中国工商储：商业模式逐渐跑通，形式灵活多样16资料来源：《2023中国工商业储能发展白皮书》，华福证券研究所投资运作方资金来源工商业主能源服务方全投资业主直接投资合同能源管理融资租赁业主融资租赁投资合同能源管理+融资租赁纯租赁业主轻资产运作-在工商储收益来源不断丰富背景下，商业模式逐渐跑通，日益走向成熟。根据具体投资运作主体、融资方式的不同，工商储可分为五种商业模式。（1）具体运作主体为工商业主：此种模式下工商业主是储能的实际运作主体，能够直接自享储能峰谷套利、需求响应等收益，但需要向能源服务方（可以与设备销售商为同一单位）支付运营维护费用，接受由能源服务方提供的充放策略、投资管理、修理维护等软性服务。业主直接投资：由业主自行安装工商业储能系统，但需要承担初始投资成本和每年运营费用。业主融资租赁投资：业主能够通过融资租赁方式安装工商业储能系统，缓解初始投资的资金压力。业主纯租赁：业主不拥有设备的所有权，仅采用租赁方式获得设备使用权，属于轻资产运作方式。（2）具体运作主体为能源服务方：此种模式下能源服务商是储能项目的投资运作主体，通过为工商业主提供节能服务，获取投资收益。合同能源管理：由能源服务方投资建设工商业储能系统，直接负责工商储运作，为工商业主提供节能服务。合同能源管理+融资租赁：能源服务方在初始投资时可以引入第三方融资租赁公司，缓解初始投资占用大量流动资金的情况。图表：工商业储能商业模式分类中国工商储：市场空间预测装机量功率（GW

）0.0770.0920.0550.1660.4980.8961.523YoY20%-40%200%200%80%70%平均时长（h）2222333独立用户侧装机（GWh）0.150.180.110.331.492.74.6分布式新能源+储能2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E新增分布式装机（GW）13173755105116130渗透率1%2%2%7%13%18%24%储能功率配比10%10%10%14%18%20%22%容量时长（h）21.51.61.71.81.92分布式新能源+储能装机（GWh）0.0090.050.120.914.237.9113.73存量分布式未配储装机（GW）61.077.1113.7164.4255.0346.0438.6渗透率0.0%0.0%0.1%0.5%1.5%1.8%2.0%储能功率配比10%10%10%14%18%20%22%容量时长（h）1.51.51.61.71.81.92.0存量分布式储能装机(GWh)0.00.00.00.21.22.43.9分布式新能源+储能装机量（GWh）0.00.00.11.15.510.317.6新增用户侧0.20.20.21.47.013.022.2资料来源：国家能源局，华福证券研究所测算17用户侧独立用户侧(工商业)2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E预计2023/2024/2025年工商储新增装机7/13/22.2GWh，同比增长385%/86%/71%。工商储相较大储、户储而言最具投资经济敏感性，在碳酸锂价格下跌、峰谷价差拉大时点下，工商储已具备显著经济性，叠加目前商业模式灵活丰富，各渠道均可实现投资，刺激工商储投资需求进一步释放。2022年我国新增用户侧储能约1.4GWh，同比+479%，已处于市场规模爆发萌芽期；预计2023年装机7GWh以上，工商业储能市场发展进入高速爆发期。图表：工商储市场规模测算全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进◼◼工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声投资建议及风险提示目录18中国大储：表前储能是我国装机主力，后续项目储备丰富19资料来源：储能与电力市场、CNESA，华福证券研究所大储是我国储能装机的绝对贡献力量，增长势头强劲。2022年已并网储能项目中，独立式+可再生能源储能占比89%，大储在我国储能装机结构中占据绝对主导地位。2023

年1-10

月新型储能装机累计规模达13.5GW

，

同比增长1283%，远超去年全年装机量。考虑到季节性因素，Q4有望迎来储能建成投运的高峰。2023年9/10/11月新型储能中标18.37/7.55/20.52GWh，将于明年陆续落地，为后续新增装机规模增长注入强劲信心。12008001000150090035002400906802230015002200310020007200490010525171582160301,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0002023/012023/022023/032023/042023/052023/062023/072023/082023/092023/100.05.010.015.020.025.01 2 3 4 5 6 789 10

11当月中标（GW）当月中标（GWh）图表：2023年1-10月中国新型储能装机规模新型储能新增装机功率规模(MW) 新型储能新增装机容量规模(MWh)图表：2023年1-11月中国新型储能项目中标数据图表：2022年已并网储能项目的应用领域分布44%45%1%10%独立式可再生能源储能调频用户侧中国大储：系统和EPC降价，刺激装机需求释放20资料来源：储能与电力市场，华福证券研究所1.491.46 1.451.641.47 1.49

1.471.631.471.441.351.301.12 1.121.121.05 1.050.940.871.881.822.111.712.061.751.981.871.661.981.771.891.661.581.601.46 1.441.611.830.001.501.000.502.502.00储能系统

2hEPC

2h储能系统和EPC中标价格波动下降，提升储能项目可行性。受上游原材料碳酸锂价格变动影响，2023年以来储能系统价格下降明显，11月2小时储能系统平均报价创新低，为0.87元/Wh，同比下降41%。储能EPC价格由于受工程和系统接入复杂度、项目应用场景、项目规模大小等因素影响，项目之间报价差异较大，有所波动，但整体看来也处于降价通道。11月2小时储能EPC平均报价1.83元/Wh，同比下降7%。图表：我国储能项目加权平均中标价格（元/Wh）中国大储：光伏组件价格下跌，为储能腾出经济性空间21资料来源：Wind、PVInfolink、江苏省储能行业协会，华福证券研究所图表：182mm光伏组件报价（元/W）光伏组件价格降幅明显，配储压力得到缓解。2023年硅料价格一路下跌，从2022年底的40+美元/千克跌至8美元/千克左右，带动下游组件价格大幅下降。以182mm光伏组件为例，12月价格已经到达1元/W的水平，较去年同期下降50%以上。过去光储系统整体价格企高，打击业主方配储意愿，担心影响项目整体IRR。伴随储能系统价格也进入不到1元/Wh的时代，组件价格的下跌正好为储能系统让步，项目整体经济性得到保证。图表：国产多晶硅价格（美元/千克）50454035302520151050中国:现货价:国产多晶硅料(一级料)中国大储：保障性项目是装机基本盘，市场化项目配置时长更长22资料来源：CPIA、阳光工匠储能网，华福证券研究所新能源强制配储是大储装机增长的关键因素，对于保障性项目和市场化项目要求不同。强制配储规模与新能源装机规模紧密相关。2023年1-10月我国光伏累计装机142.56GW，同比增长144.78%。市场担忧今年光伏装机超预期，是将明年装机需求提前，若明年光伏装机增速放缓，会影响到大储的装机。在配储范围扩大和时长增加的背景下，新能源配储增速仍十分乐观。我们认为，对于强配这部分需求可从以下角度考虑：已有越来越多的省份出台集中式新能源强制配储措施，目前强制配储政策也延伸至分布式光伏领域，以进一步缓解配电网消纳和运行的压力。如浙江金华、浙江诸暨、江苏昆山等地已出台分布式光伏配储政策，比例在8%-30%之间。对于保障性并网项目的配置比例多在10%-20%之间，时长要求2小时，而超规模建设的市场化并网项目，对于配置时长有更高要求。2021年8月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。以内蒙古为例，保障性并网项目配储要求2小时，市场化并网项目配储要求4小时。5.00.010.015.020.025.01-2月

3月

4月

5月6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月2022

20233.532.521.510.5035%30%25%20%15%10%5%0%时长（小时）比例图表：我国光伏装机数据 图表：我国部分地区保障性光伏项目并网配储要求中国大储：独立储能+共享机制，大储收益前景逐渐清晰23资料来源：中国能建、CBES储能分会，华福证券研究所新能源业主新能源电站储能投资商/业主独立储能电站支付租金投资建设运营容量租赁投资建设运营电力市场交易、发电收益图表：独立储能共享机制示意图独立储能+共享机制，助推大储商业模式跑通。“独立”是储能电站的身份确认：独立储能以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，纳入电网并网运行及辅助服务管理，并按照其接入位置与电网和相关发电企业或电力用户等相方签订合同，约定各方权利义务。“共享”是储能电站的商业模式：目前各地积极鼓励新能源项目通过向共享储能电站租赁容量方式来落实配储要求，2023年9月山东省也出台了全国首个配建储能转独立储能试点文件，12月11日内蒙古也出台文件鼓励配建储能转独立储能，不断理顺大储商业模式。共享储能电站一般由第三方投资建设，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户的一种商业运营模式，新能源电站仅需支付租金、无需承担高昂投资成本，这部分容量租赁费用也是独立储能最基本的收益来源。此外，独立储能还形成了辅助服务、现货市场、容量电价补偿等盈利渠道，提升大储经济性。盈利模式内容容量租赁储能项目的投资方或业主将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给源、网、荷侧的目标用户，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金。辅助服务储能电站提供调峰、调频等辅助服务，获得辅助服务收益。现货套利在电力现货试点，独立储能电站利用分时价差，通过参与电力现货市场实现峰谷价差套利，既实现自身盈利，又实现新能源消纳。容量电价补偿各地国网电力公司、电力交易中心等有关部门，按照容量补偿电价，定期向电力用户收取容量电费，并将一定比例的费用补偿给独立储能等市场机组。图表：独立储能盈利模式中国大储：独立储能+共享机制，大储收益前景逐渐清晰24资料来源：CDCC，华福证券研究所独立储能具体收益模式因地制宜，大部分地区以“容量租赁+辅助服务”为基础。容量租赁是独立储能最主要的收益来源，其余收益依据各地区电力市场政策有所不同。（1）容量租赁：目前各地的容量租赁费用不等，山东在350元/KW·年，湖南容量租赁费用在450-600元/KW·年，河南容量租赁费用标准为260元/kWh·年；（2）辅助服务市场：当前大部分地区已经允许独立储能作为市场主体参与辅助服务市场，主要提供调峰及调频服务；（3）电力现货市场：山东省是较早允许独立储能进入现货市场的省份，目前已有20余座独立储能电站参与市场，总规模约200万KW；（4）容量补偿：目前我国还没有全国范围内的容量市场，山东、青海等部分区域在试点储能电站的容量电价收入。图表：各省份独立储能主要收益方式中国大储：市场空间预测25资料来源：国家能源局，华福证券研究所测算新能源发电侧 2019A 2020A 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E新增集中式装机（GW

）渗透率储能功率配比容量时长（h）储能装机(GWh)444%10%1.50.271044%13%1.50.97310%14%1.61.68321%16%1.74.615130%19%1.815.418040%22%1.930.121350%24%2.051.1存量未配储装机（GW

）渗透率储能功率配比平均时长（h）储能装机（GWh）4110%10%0.50.005110.5%13%0.50.175751.0%14%0.60.486342.5%16%0.71.727243.5%20%0.84.058065.5%23%0.99.188697.0%25%115.20新增发电侧装机（GWh） 0.3 1.0 2.1 6.3 19.5 39.3 66.3电网侧(电源侧辅助服务+电网侧） 2019A 2020A 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E62607全社会用电量（亿千瓦时，不含居民）YoY日全社会用电量（GWh）辅助服务需求占比渗透率储能装机需求（GWh）171531.5%0.4%0.9064161

71385

742402.5% 11.3% 4.0%17578

19558

203401.8% 2.0% 2.6%0.9% 1.3% 2.2%2.88 5.2 11.8772104.0%211533.9%3.3%27.5802984.0%220005.4%4.3%51835104.0%228807.0%5.4%86新增电网侧装机（GWh） 0.9 2.0 2.3 6.6 15.7 23.9 35.1预计2023/2024/2025年新增新能源发电侧储能19.5/39.3/66.3GWh，新增电网侧储能15.7/23.9/35.1GWh。政策+经济性共同支撑大储的增长，2023年储能中标及装机数据表现均十分喜人。政策方面对于配建储能的范围和时长有所扩大，经济性方面光伏组件价格下跌为安装储能让步、独立储能+共享机制理顺大储商业模式，我们看好未来大储需求的持续释放。图表：国内大储市场规模测算中国：储能市场空间预测26资料来源：国家能源局，华福证券研究所测算中国储能发电侧2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E用户侧独立用户侧储能(工商业)2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E新增集中式装机（GW）渗透率储能功率配比容量时长（h）储能装机(GWh)存量未配储装机（GW）渗透率储能功率配比平均时长（h）储能装机（GWh）444%10%1.50.274110%10%0.50.001044%13%1.50.95110.5%13%0.50.177310%14%1.61.65751.0%14%0.60.488321%16%1.74.66342.5%16%0.71.7215130%19%1.815.47243.5%20%0.84.0518040%22%1.930.18065.5%23%0.99.1821350%24%2.051.18697.0%25%115.20新增发电侧装机（GWh） 0.3 1.0 2.1 6.3 19.5 39.3 66.3电网侧 2019A 2020A 2021A 2022E 2023E 2024E 2025E年全社会用电量（亿千瓦时）YoY日全社会用电量（GWh）辅助服务需求占比渗透率储能装机需求（GWh）62607171531.5%0.4%0.90641612.5%175781.8%0.9%2.887138511.3%195582.0%1.3%5.2742404.0%203402.6%2.2%11.8772104.0%211533.9%3.3%27.5802984.0%220005.4%4.3%51835104.0%228807.0%5.4%86新增电网侧装机（GWh） 0.9 2.0 2.3 6.6 15.7 23.9 35.1装机量功率（GW）YoY平均时长（h）独立用户侧装机量（GWh）0.07720.150.09220%20.180.055-40%20.110.166200%20.330.498200%31.490.89680%32.71.52370%34.6分布式新能源+储能2019A2020A2021A2022E2023E2024E2025E新增分布式装机（GW）渗透率储能功率配比容量时长（h）分布式新能源+储能装机（GWh）存量分布式未配储装机（GW）渗透率储能功率配比容量时长（h）存量分布式储能装机(GWh)131%10%20.00961.00.0%10%1.50.0172%10%1.50.0577.10.0%10%1.50.0372%10%1.60.12113.70.1%10%1.60.0557%14%1.70.91164.40.5%14%1.70.210513%18%1.84.23255.01.5%18%1.81.211618%20%1.97.91346.01.8%20%1.92.413024%22%213.73438.62.0%22%2.03.9分布式新能源+储能装机量（GWh）0.00.00.11.15.510.317.6新增用户侧装机（GWh）0.20.20.21.47.013.022.2新增装机（GWh）1.33.24.714.342.176.2123.5单价(元/Wh) 1.8 1.6 1.6 1.7 1.4 1.3 1.2市场规模（亿元） 24 52 75 243 590 991 1483YoY（右） 117% 44% 225% 143% 68%50%2024年我国储能新增装机量76.2GWh，同比增长81%。2024年我国储能市场规模991亿元，同比增长68%。全球：储能市场蓬勃发展，中美欧为中坚力量中国：产业链利好频出，工商储与大储齐头并进◼◼工商储：盈利能力不断丰富，开启发展新纪元大储：配建储能要求趋严，商业模式日益明晰美国：电网稳定性需要提供长期需求，后续储备项目充足欧洲：户储不改良好经济性，去库或接近尾声投资建议及风险提示目录27美国：以大储为主的储能项目建设意愿高涨，实际装机量受多因素扰动286,0005,0004,0003,0002,0001,0000245877420%50%100%150%200%250%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,0002016 2017 2018 2019资料来源：Wood

Mackenzie、EIA，华福证券研究所20202021202223H1新增储能装机功率（MW)MW

YOY新增储能装机电量（MWh)MWh

YOY20004006008001,0001,2001,6001,4001月2月3月4月5月6月7月8月

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