電力設備與新能源行業(yè)市場前景及投資研究報告：國內大儲能如日方升

國內大儲：春風送暖，如日方升——長江證券研究所電力設備與新能源研究小組2022-10-17?證券研究報告

?評級

看好

維持目

錄現(xiàn)狀：商業(yè)模式優(yōu)化，新一輪增長的拐點展望：從量到利，多因子共振的景氣加速投資：彈性為先，重視“從零到一”機會01020301現(xiàn)狀：商業(yè)模式優(yōu)化，新一輪增長的拐點國內儲能裝機發(fā)展滯后，但發(fā)電量占比臨近拐點01圖：2021年新增裝機（上）和歷年發(fā)電量占比（下）120100806040200??相較于可再生能源的引領全球，國內儲能的發(fā)展是有所滯后的。從裝機量上看，2021年國內光伏、風電裝機合計超100GW，但儲能新增裝機4GWh左右；而美國風光裝機約40GW，儲能卻并網(wǎng)了10.5GWh。從可再生能源發(fā)電量占比上看，國內雖低于美國（尤其是加州）、歐洲，但也已非常接近臨界點，儲能等調峰產能的增加迫在眉睫。圖：國內、美國、歐洲的儲能裝機量對比（GWh）國內美國歐洲12108光伏風電15%10%5%6420%02011A

2012A

2013A

2014A

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2016A

2017A

2018A

2019A

2020A中國

美國

歐洲2017A2018A2019A2020A2021A中國美國歐洲資料：CNESA，Woodmac

，長江證券研究所資料：BNEF，國家能源局

，長江證券研究所

注：上圖單位GW、下圖為風電+光伏的發(fā)電量占比商業(yè)模式不清晰是主因，本質上是成本分攤問題01?國內表前市場儲能發(fā)展滯后的本質原因是商業(yè)模式不清晰。美國儲能通過獲得RA合同（容量電價）、電價（較可再生能源溢價），并參與輔助服務市場，獲得穩(wěn)定且可觀的盈利，最終是終端用戶通過電價為儲能付費。但國內電價機制仍未市場化，儲能的大部分成本由可再生能源企業(yè)內部消化，無疑對商業(yè)模式的確定性、產業(yè)鏈盈利空間造成影響。圖：國內、美國表前市場儲能商業(yè)模式對比容量電價終端電價強配/租賃現(xiàn)貨價差輔助服務電價美國大儲國內大儲可再生能源發(fā)電機組儲能市場成本分攤市場交易所有發(fā)電機組資料：

長江證券研究所政策幾經(jīng)波折，商業(yè)模式完善帶動裝機高增長01?國內儲能市場2018年在電網(wǎng)側大規(guī)模投資帶動下，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長；但2019年5月，《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺，不允許儲能設施成本納入輸配電價，進而導致電網(wǎng)側投資熱情下降。2020年，多地出臺可再生能源項目在電源側配套儲能的政策文件，在2020-2021年帶動國內儲能市場修復；2022年獨立儲能成為國內新的商業(yè)模式，拉動儲能裝機增速再度抬升。圖：國內儲能需求增長復盤（GWh）12500%400%300%200%100%0%立儲能模式成型108《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺，不允許儲能設施成本納入輸配電價地方強配陸續(xù)出電網(wǎng)側大規(guī)模投資帶動，電網(wǎng)將儲能納入輸配電成本6420-100%2017A2018A2019A2020A2021A同比2022E國內儲能裝機（GWh）資料：CNESA

，長江證券研究所

注：原數(shù)據(jù)為功率，折算為容量02展望：從量到利，多因子共振的景氣加速1-9月儲能中標超10GWh，反映需求有積極變化02?2021年國內儲能裝機量在4GWh左右，2022年從中標量口徑來看，預計會有顯著增長。根據(jù)索比儲能網(wǎng)統(tǒng)計，2022年1-9月國內儲能系統(tǒng)中標10.8GWh，EPC中標12.6GWh，項目中標已經(jīng)臨近并網(wǎng)落地，預計2022年裝機量有望突破10GWh。表：2022年國內儲能中標量顯著抬升索比儲能網(wǎng)品類科目項目數(shù)功率單位個2022H1372022年7月2022年8月2022年9月241.02.215儲能系統(tǒng)GWGWh個3.60.40.70.51.3容量6.6中標量：不可累加項目數(shù)功率17EPCGWGWh1.81.22.50.91.62.24.9容量3.6資料：索比儲能網(wǎng)

，長江證券研究所需求啟動的原因，是獨立儲能形成完整的盈利框架02?2022年以前，國內儲能多數(shù)是電源側項目，存在明顯弊端，一是儲能作為可再生能源的成本項，定價不清晰；二是儲能僅滿足并網(wǎng)要求，諸多項目沒有實際充放電；導致存在劣幣驅逐良幣。2022年獨立儲能成為主流，盈利模式更加清晰，包括容量租賃比例、容量補償、現(xiàn)貨價差和輔助服務收益，能夠使得新能源建設規(guī)模增長，傳導至儲能的盈利和規(guī)模增長。圖：國內獨立儲能市場的盈利模式容量租賃租賃比例取決于新能源建設節(jié)奏，和地方強配比例、執(zhí)行力度容量補償補償標準由地方、能監(jiān)辦制定，傳導至終端用戶電價國內儲能現(xiàn)貨價差取決于現(xiàn)貨市場的價差和規(guī)模，與可再生能源、試點擴容有關地方設定調峰、調頻等補償機制，由發(fā)電機組共同承擔輔助服務資料：

長江證券研究所然而目前經(jīng)濟性仍不足，因租賃率偏低和政策不確定02表：2022年山東獨立儲能示范項目的盈利模型??今年實際運行的山東示范項目，經(jīng)濟性仍有所不足，100MW/200MWh的商業(yè)模式科目運營規(guī)模系統(tǒng)單價系統(tǒng)造價租賃標準租賃比例年收益單位MWh元/KWh萬元數(shù)值200項目造價在3.6-4億元，每年能夠獲得容量租賃費600萬、容量補償600萬、現(xiàn)貨價差收益2000萬左右，合計約3200萬，IRR不足4%。項目參數(shù)1,80036,000150容量租賃比例偏低、容量補償政策波動大，是導致經(jīng)濟性不足的主要原因。元/KWh·年%表：2022年山東獨立儲能示范項目的盈利水平收益一：容量租賃20%收益規(guī)模山東示范項目萬元600100MW/200MWh補償單價年收益元/KW萬元60收益二：容量補償600容量租賃參考價為300元/KW/年，2022H1項目租賃比例20%，對應每年600萬元充放價差全年充放次數(shù)年收益元/KWh次0.4按照火電機組容量補償標準的1/6進行補償，100MW項目年補償600萬元（6月以前與火電相同，年收益3000萬）容量補償收益三：現(xiàn)貨價差300萬元2,0403,2403.4%平均價差約0.4元/kWh左右，475號文免除獨立儲能充電的輸配電價和政府性基金，按年充放300次、效率86%計算，年收入2000萬元現(xiàn)貨市場年收益年收益合計IRR萬元收益率目前在3200萬元左右%資料：儲能與電力市場

，長江證券研究所資料：儲能與電力市場

，長江證券研究所容量租賃：比例主要受強制配儲的執(zhí)行力度影響02省份年份能源類型光伏功率比例10%10%備電時長（h）省份年份能源類型光伏、風電光伏、風電光伏、風電光伏、風電光伏、風電光伏、風電光伏、風電光伏功率比例15%備電時長（h）4.04.02.02.02.02.02.02.02.01.03.0-2022年1月2021年7月2021年11月2.02.02.0-2022年1月寧夏山東山西湖北湖南10%光伏、風電光伏、風電光伏河北15%10%2021年9月2021年6月2022年3月10%10-15%10%2021年9月2021年6月2021年10月10%風電-河南15%光伏、風電風電10%2.02.02.02.01.02.0-20%15%10%江蘇江西遼寧光伏5%光伏8%2022年3月2021年8月2022年3月2021年5月光伏、風電光伏、風電光伏10%2021年3月2022年5月2021年7月2022年3月2021年1月光伏10%安徽福建甘肅10%光伏15%10%風電10%光伏10%內蒙古青海光伏、風電光伏、風電光伏15%2.02.0-光伏、風電光伏、風電光伏10%2.02.02.02.0-10%2021年5月5%10-20%10%陜西2021年6月15%風電-廣西海南2021年10月2021年3月光伏10%1.01.04.0風電20%天津新疆2022年6月2022年3月風電15%光伏10%光伏、風電20-25%資料：

地方能源局，長江證券研究所容量租賃：強配理論空間大，執(zhí)行取決于迫切性02??據(jù)不完全統(tǒng)計，目前已有16個省份發(fā)布了可再生能源強制配儲的計劃，目前平均在10%的功率、2h的備電時長；結合各省“十四五”新能源裝機規(guī)劃，在考慮地面電站、分布式強制配儲的情況下，可測算儲能至少需要100GWh。值得一提的是，目前已披露的18個省份儲能“十四五”規(guī)劃目標為52GW（約100GWh），國家層面的目標是2025年累計裝機30GW。地方執(zhí)行強配儲能的力度，也需要視電源平衡的實際情況而定，從消納率來看，內蒙、甘肅、陜西、山東、山西、湖南等可能相對迫切。圖：主要省份“十四五”新能源規(guī)劃和儲能配比圖：國內新能源發(fā)電消納較低的省份10080604020030252015105100%95%90%85%80%75%0光伏風電新能源儲能配置儲能配置風電：2021A光伏：2021A風電：22年1-5月光伏：22年1-5月-僅地面電站-地面電站+分布式資料：能源局

，長江證券研究所

注：儲能配置規(guī)模為右軸，單位：GW、GWh資料：能源局

，長江證券研究所容量租賃：降本趨勢下，配儲經(jīng)濟性問題將得以解決02?要求可再生能源強制配儲的前提是項目經(jīng)濟性，2022年由于光伏組件價格處于高位，配儲后的經(jīng)濟性較差，也影響了集中式電站建設和獨立儲能容量租賃的比例。不過從敏感性分析來看，在1.8元/Wh的儲能系統(tǒng)價格下，光伏組件價格下降至1.8元/W左右即能夠實現(xiàn)5.4%的IRR，若組件價格下降至1.65元/W，則項目IRR抬升至6%；這也就意味著技術進步和降本趨勢下，風、光是具備配儲條件的。表：不同組件、儲能價格下，光伏配儲的IRR測算表：不同組件價格、配儲要求下的IRR測算儲能系統(tǒng)價格（元/Wh）儲能配置比例（功率配比×備電時長）光伏配儲項目的光伏配儲項目的IRR敏感性分析IRR敏感性分析2.01.91.81.71.620%5.4%5.8%6.2%6.7%7.1%7.6%30%4.6%5.0%5.3%5.7%6.1%6.6%40%3.8%4.1%4.5%4.8%5.2%5.6%50%3.1%3.4%3.7%4.0%4.3%4.7%60%2.4%2.7%3.0%3.2%3.6%3.9%2.01.94.6%4.9%5.3%5.7%6.1%6.5%4.7%5.0%5.4%5.8%6.2%6.6%4.7%5.1%5.4%5.8%6.2%6.7%4.8%5.2%5.5%5.9%6.3%6.8%4.9%5.2%5.6%6.0%6.4%6.8%1.81.7光伏組件價格（元/W）1.81.71.61.5光伏組件價格（元/W）1.61.51.41.3資料：

長江證券研究所資料：

長江證券研究所容量租賃：從經(jīng)濟性角度考量，租賃要好于自建02?對于可再生能源企業(yè)而言，自建儲能、租賃獨立儲能主要是出于經(jīng)濟性考慮：1）從自建轉為租賃，可以減小可再生能源運營企業(yè)的初始投資壓力；2）在容量租賃價格200元/KWh/年以下的情況下，租賃能夠比自建實現(xiàn)更高的IRR水平；3）政策方面，出于鼓勵儲能與電網(wǎng)連接的考慮，政策鼓勵獨立儲能，包括參與現(xiàn)貨交易時免輸配電價和基金附加，給予獨立儲能容量補償?shù)取１恚喝萘孔赓U價格在200元/KWh以下時有經(jīng)濟性表：獨立儲能從政策層面能獲得更多支持省份具體內容容量租賃價格（元/KWh/年）租賃-自建的IRR差值發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加2001800.3%0.2%0.1%0.1%0.0%1600.5%0.4%0.3%0.2%0.2%1400.7%0.6%0.5%0.4%0.4%2.01.91.81.71.60.1%國家推動獨立儲能參與各類電力市場，除調峰市場和電力現(xiàn)貨市場外，還包括電力中長期市場，簽訂頂峰時段和低谷時段的市場合約，提供有功平衡服務、無功平衡等輔助服務，提供電網(wǎng)事故時的快速有功響應服務等0.0%儲能系統(tǒng)價格（元/Wh）-0.1%-0.1%-0.2%容量租賃：建議價格為200元/KWh·年河南山東獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加獨立儲能容量補償按月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行，能源局

，長江證券研究所資料：長江證券研究所資料：容量租賃：比例提升、成本下降，助推經(jīng)濟性改善02?積極看好獨立儲能的經(jīng)濟性改善和需求的進一步增長：1）在光伏、風電持續(xù)降本下，地面電站需求有望重返高增，打開儲能配置空間。2）獨立儲能容量租賃比例達到35%、系統(tǒng)價格降至1800元/KWh的情況下，獨立儲能IRR接近6%；若系統(tǒng)價格下降至1600元/KWh（且仍可實現(xiàn)6000次循環(huán)壽命），則在25%的租賃比例下，也能實現(xiàn)6%以上的IRR（不過儲能商業(yè)模式較風光不確定性更大，理論上需要更高的溢價）。3）以山東為例測算來看，2021年山東集中式光伏+風電裝機4.1GW，強配比例為10%、2h，對應需要儲能容量0.8GWh，但是35%的租賃比例即可實現(xiàn)經(jīng)濟性，也就是支撐的獨立儲能裝機為2.4GWh，是存在可觀空間的。表：不同系統(tǒng)價格、租賃比例下的儲能IRR測算圖：山東省理論配儲空間測算（GW、GWh）76543210容量租賃比例獨立儲能IRR敏感性分析20%1.7%3.4%5.4%25%2.4%4.2%6.3%30%3.1%4.9%7.1%35%3.8%5.7%8.0%40%4.5%6.5%8.8%2,0001,8001,600儲能系統(tǒng)價格（元/KWh）2019A2020A2021A光伏：分布式儲能空間：含分布式2022H1光伏：集中式風電儲能空間：不含分布式資料：

長江證券研究所資料：國家能源局

，長江證券研究所現(xiàn)貨價差：獨立儲能套利機制逐步完善，增厚盈利02??在容量租賃之外，電力現(xiàn)貨市場的價差套利是獨立儲能另一個重要的收入點。山東是國內首個允許獨立儲能參與到電力現(xiàn)貨市場的省份，山東的現(xiàn)貨價差達到0.4元/KWh，且得益于475號文免除獨立儲能充電的輸配電價和政府性基金及附加，現(xiàn)貨價差能夠獲得可觀收益。在平均價差0.4元/KWh、循環(huán)壽命6000次、儲能租賃比例35%的情況下，獨立儲能的IRR能夠達到5.7%。不過現(xiàn)貨市場套利也存在不確定性，主要是對峰谷電價的預測偏差，導致實際價差可能不及預期。圖：山東省日前市場的現(xiàn)貨價差達到0.4元/KWh表：現(xiàn)貨市場價差、循環(huán)壽命對儲能IRR的影響6005004003002001000現(xiàn)貨市場價差（元/KWh）獨立儲能IRR敏感性分析0.2-7.8%-2.5%0.3%2.0%3.2%0.3-4.3%0.6%3.1%4.6%5.6%0.4-1.0%3.5%5.7%7.1%7.9%0.52.2%6.3%8.2%9.4%10.2%4,0005,0006,0007,0008,000循環(huán)壽命（次）日前市場分時均價（元/MWh）資料：山東電力現(xiàn)貨市場，長江證券研究所資料：

長江證券研究所

注：建立在容量租賃比例35%的假設下現(xiàn)貨價差：電力現(xiàn)貨市場加速建設，容量預計可觀02表：現(xiàn)貨市場套利的潛在市場空間分析?電力現(xiàn)貨市場目前在國內正如火如荼的推進，第一批8個省預計將進入長周期連續(xù)試運行，第二批6個省也將全部進入結算試運行；其余省份以及省間試運行也在積極推進。現(xiàn)貨市場套利預計蘊含可觀的空間，假設2025年全國非居民及第一產業(yè)全部匹配現(xiàn)貨交易，現(xiàn)貨占總電量的5%-8%，套利時段4h，可測算出日套利空間在227-371GWh。現(xiàn)貨市場全國電力需求-2021A全國電力需求-2025E非居民+一產占比非居民+一產用電中期現(xiàn)貨占比單位萬億KWh萬億KWh%謹慎8.3樂觀8.39.59.7表：全國電力現(xiàn)貨市場試點正積極推進85.9%8.285.9%8.3第一批廣東蒙西浙江山西山東福建四川甘肅所處階段第二批上海江蘇安徽遼寧河南湖北所處階段其他萬億KWh%5%8%2022年6月底前，省間現(xiàn)貨交易啟動試運行，南方區(qū)域電力市場啟動試運行，研究編制京津冀電力現(xiàn)貨市場、長三角區(qū)域電力市場建設方案現(xiàn)貨年交易電量峰谷時段占比萬億KWh%0.40.7已全部啟動模擬試運行，預計年底全部進入結算試運行原則上2022年實現(xiàn)現(xiàn)貨市場長周期連續(xù)試運行17%68,15922717%年套利電量GWh111,176371日套利電量GWh資料：國家，國家能源局，長江證券研究所資料：Wind

，長江證券研究所輔助服務：準入、補償機制逐步清晰，增量盈利模式02?輔助服務市場同樣有積極變化，國內各大電網(wǎng)相繼發(fā)布“兩個細則”，引入儲能參與調峰、調頻、備用等市場，逐步形成商業(yè)模式。表：各大電網(wǎng)相繼發(fā)布“兩個細則”納入儲能省份發(fā)布時間政策方向調頻具體內容將“調頻輔助服務（AGC）”變更為“自動功率控制（APC）服務”，補償標準為火電機組5元/MW、水電機組和直控新型儲能取2.5元/MW抽水蓄能、獨立儲能，暫時還不能參與輔助服務；火電功率50%-70%上限0.3元/KWh風電要求日前準確率≥85%，10天預測準確率≥70%，超短期功率預測準確率≥90%調峰華北電網(wǎng)2022年9月新能源功率預測光伏要求日前準確率≥85%，10天預測準確率≥75%，超短期功率預測準確率≥90%容量補償調頻提供服務的主體為火電機組，依據(jù)調節(jié)深度的不同從10元/MW·日-950元/MW·日一次調頻補償標準數(shù)值為400元/兆瓦時；新型儲能AGC補償數(shù)值為360元/兆瓦·月華東電網(wǎng)南方電網(wǎng)2022年8月2022年6月調峰新型儲能深度調峰補償標準為160元/兆瓦時；可調節(jié)負荷削峰補償標準，取800元/兆瓦時；為可調節(jié)負荷調峰補償標準，取240元/兆瓦時可中斷負荷旋轉備用補償標準，取1000元/兆瓦時備用容量補償調頻明確納入輸配電價疏導或參加其他疏導機制的，相關輔助服務補償有關條款另行制定獨立儲能電站參與一次調頻、

AGC

服務、無功電壓均可獲得相應補償費用分攤多數(shù)補償費用均由發(fā)電側并網(wǎng)主體和市場化電力用戶按照各50%比例分攤，現(xiàn)階段獨立儲能電站不參輔助服務補償費用的分攤資料：國家能源局，長江證券研究所容量電價：長期引導方向，中期或以試點形式開展02表：目前抽蓄采用容量電價??關于獨立儲能構建容量電價政策，并納入輸配電成本核算，是在容量電價抽水蓄能具體定價政策2021年4月就明確的方向；后廣東出臺過具體文件，山東正式出臺過容量補償標準，從山東政策變化頻繁可以看出，容量電價仍有經(jīng)濟性問題。參考抽水蓄能的容量電價，預計獨立儲能的容量電價或是以地方示范形式開展；或是不進行全成本補償，結合現(xiàn)貨/輔助服務盈利。按40年經(jīng)營期，內部收益率6.5%核算容量電價，納入銷售電價表：指引容量電價方向，廣東、山東率先跟進日期文件主要內容健全新型儲能價格機制，包括電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，完善峰谷電價政策2021年4月《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》代理購電用戶：10千伏及以上工商業(yè)用戶價格機制：電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶電價包括代理購電價格、輸配電價、政府性基金及附加，其中代理購電價格包括平均上網(wǎng)電價、輔助服務費用、新增損益分攤；輔助服務費用即包括儲能、抽水蓄能電站的費用和需求側響應等費用（相關費用由全體工商業(yè)用戶共同分攤）2021年12月廣東省《電網(wǎng)企業(yè)代理購電實施方案（試行）》最初山東對于新型儲能的容量補償參照火電機組，100MW/200MWh項目年補償收益接近3600萬元；6月山東已進行修正，儲能容量補償需要考慮K/24的系數(shù)（K為等效小時數(shù)，通常為2），因此容量補償年收益降至300萬左右；本次文件給予2倍標準補償，即達到600萬元/年2022年9月山東省《新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》資料：，能源局

，長江證券研究所用戶側儲能：削峰填谷+需量管理構建內生盈利模式02???國內用戶側儲能調峰，更多是自發(fā)的經(jīng)濟性行為，典型的商業(yè)模式包括：1）削峰填谷：即夜間谷電價或白天平電價時充電，上午及傍晚峰值電價時放電，賺取充放電價差；2）需量管理，以容量電價為例：部分省份對于大工業(yè)用電、工商業(yè)用電采取兩部制電價，即容量電價與電度電價，其中容量電價由業(yè)主最大需量或最大變壓器容量決定；采用儲能方案后，通過調峰可以減小企業(yè)的最大需量，進而減少容量電價的支出，帶來相對收益。圖：儲能在用戶側削峰填谷示意圖圖：通過儲能進行需量管理，減少企業(yè)容量電價資料：北極星儲能網(wǎng)，長江證券研究所資料：北極星電力網(wǎng)，長江證券研究所用戶側儲能：分時電價改革，峰谷價差有望拉大02?用戶側削峰填谷的經(jīng)濟性核心取決于峰谷電價差，從全國各地的數(shù)據(jù)看，北京峰谷價差最大，最高超過1元/Wh；江蘇、廣東、浙江等地接近0.8元/Wh，大多數(shù)地區(qū)在0.6-0.7元/Wh，最低在0.3-0.4元/Wh。2021年7月，

發(fā)布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求各地統(tǒng)籌考慮當?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調節(jié)能力等因素，峰谷電價價差原則上不低于4:1；其他地方原則上不低于3:1。后續(xù)隨地方政策陸續(xù)支撐，國內有望有更多的省份達到0.7元/KWh以上的峰谷價差。圖：全國各地工商業(yè)、大工業(yè)峰谷價差（元/kwh）圖：全國各地大工業(yè)/部分工商業(yè)容量電價情況1.21.00.80.60.40.260504030201000.0北

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上海

山西

寧夏北

南網(wǎng)

網(wǎng)江工商業(yè)峰谷價差大工業(yè)峰谷價差最大需量（元/千瓦·月）變壓器容量（元/千伏安·月）資料：地方，長江證券研究所資料：地方，長江證券研究所用戶側儲能：峰谷價差0.7元以上的地區(qū)具備經(jīng)濟性02?假設儲能價格1800元/KWh，循環(huán)壽命6000次，可以得出在工商業(yè)峰谷電價差在0.7元/KWh以上的地區(qū)，在電價分成比例10%情況下，能夠具備經(jīng)濟性（IRR達到7%以上），而自主建設（沒有電價分成）的項目經(jīng)濟性將更為突出。表：考慮容量電價收益的用戶側儲能IRR測算峰谷價差（元/KWh）國內工商業(yè)儲能IRR分析0.40-2.2%-1.5%-0.6%0.3%0.45-0.9%0.0%0.8%1.8%2.8%4.0%0.500.5%1.3%2.2%3.2%4.3%5.6%0.551.7%2.6%3.6%4.6%5.8%7.1%0.603.0%3.9%4.9%6.0%7.2%8.6%0.654.2%5.1%6.2%7.3%8.6%10.1%0.705.3%0.756.5%0.807.6%2,0001,9001,8001,7001,6001,5006.3%7.6%8.7%7.5%8.7%10.0%11.3%12.8%14.6%投資成本元/KWh8.7%10.0%11.4%13.1%1.3%10.0%11.6%2.4%資料：北極星儲能網(wǎng)，長江證券研究所用戶側儲能：預計國內存量裝機空間240-480GWh02?峰谷價差拉大將顯著提升用戶側削峰填谷的經(jīng)濟性，進而帶來國內儲能需求空間的擴容，定量分析來看，目前國內主要省份的峰值負荷合計在1000-1200GW，假設憑借最大系統(tǒng)峰谷差率達到30%，考慮一定的冗余下，預計對應的錯峰功率將達到200GW，假設其中60-80%的錯峰需要電化學儲能調節(jié)，備電時長2-3h，則對應的用戶側儲能市場空間達到240-480GWh，提供了廣闊的增長空間。圖：全國各省峰、谷負荷及波動情況（粗略估計）表：國內用戶側鋰電儲能需求空間測算120100806040200252015105用戶側儲能需求估算全國主要省份峰谷功率差數(shù)量36020060%2單位GWGW%估算數(shù)據(jù)假設一錯峰功率差電化學儲能配套率備電時長假設h對應儲能容量需求電化學儲能配套率備電時長假設24080%3GWh%0北冀山蒙遼黑江安江湖廣海四云陜青新假設二h京北西東寧龍?zhí)K徽西北東南川南西海疆江對應儲能容量需求480GWh峰值負荷谷值負荷峰谷功率波動資料：國家電網(wǎng)，長江證券研究所

單位：GW資料：國家電網(wǎng)，長江證券研究所需求測算：預計國內儲能2025年超100GWh02國內儲能裝機測算單位GWGW%2020A52.12021A58.32022E87.535.010%50.0120.00.02023E120.049.015%80.0155.03.42024E156.063.720%2025E202.882.830%光伏：戶用10.020.0：保障性戶用風電可再生能源GWGWGW%36.040.090.095.0180.020.035%120.0200.064.845%保障性規(guī)模市場化規(guī)模滲透率可再生能源調峰需求4%10%2.00.712%10%2.015%10%2.028%10%2.0功率比例%11%12%保障性市場化備電時長h2.02.0調峰資源需求調峰資源需求GWhGWhGWh%1.93.28.713.99.021.629.250.865%0.00.01.0調峰資源需求合計0.710%20%0.40.60.61.61.93.29.722.965%占比20%20%1.950%20%8.060%35%16.63.9電網(wǎng)側-獨立儲能租賃比例儲能需求儲能需求儲能需求%40%45%表前市場表后市場GWhGWhGWhGWh%37.28.073.317.816.0107.1101%電源側用戶側1.51.60.82.04.08.0國內儲能裝機合計同比4.211.5173%24.5112%53.2117%166%資料：CNESA

，CPIA，長江證券研究所03投資：彈性為先，重視“從零到一”機會儲能EPC：循環(huán)壽命、系統(tǒng)效率是差異化的關鍵03??儲能EPC目前來看仍有差異化，原因是儲能系統(tǒng)涉及到數(shù)千顆電芯的集成、復雜的充放電策略，且經(jīng)濟性對系統(tǒng)循環(huán)壽命、能量轉換效率的敏感性高。目前儲能電芯能夠實現(xiàn)7000-8000次的循環(huán)，但系統(tǒng)層面的差距可能是4000次與6000次，對經(jīng)濟性影響較大。儲能EPC有低壓塔式、高壓級聯(lián)、智能模塊等不同技術路線，目前看傳統(tǒng)方案是低壓塔式，高壓級聯(lián)通過減少變壓器提高轉換效率、通過串聯(lián)高電壓方案減少損耗；智能模塊則通過EMS、BMS、熱管理的精確控制，算法對電芯容量的模擬，實現(xiàn)循環(huán)和效率的提升。表：儲能IRR對系統(tǒng)循環(huán)壽命、轉換效率的敏感性圖：儲能EPC有4-5種不同的技術方案系統(tǒng)轉