2023電化學儲能收益分析深度報告

電化學儲能收益分析深度報告2023內(nèi)容目錄雙碳目標下新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴張，儲能成必要環(huán)節(jié) 5雙碳目標下新能源裝機占比持續(xù)提升，消納問題凸顯 5電化學儲能發(fā)展前景廣闊，政策加碼有望推動產(chǎn)業(yè)持續(xù)升溫 6以電化學儲能為主的新型儲能技術(shù)優(yōu)勢明顯，裝機規(guī)模高速增長 6產(chǎn)業(yè)鏈：“原材料-設備及系統(tǒng)-場景應用”，電池及儲能系統(tǒng)為成本核心91.2.3.政策規(guī)劃助推儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展 源網(wǎng)側(cè)：收益機制亟待探索，共享獨立儲能或為最優(yōu)模式 11火儲聯(lián)合調(diào)頻：傳統(tǒng)區(qū)域發(fā)展速度減緩，市場向新區(qū)域拓展 11“新能源+儲能”快速擴張，發(fā)電側(cè)自建儲能面臨一定壓力 13“多方受益多方買單”（共享）獨立儲能或為最優(yōu)模式 15規(guī)范化與市場化進程加速推進，“運營模式”最優(yōu)者有望脫穎而出 15共享獨立儲能“一站多用”，助力收入渠道擴展 15經(jīng)濟性測算：電力現(xiàn)貨市場下具備投資價值，容量租賃影響較大 18用戶側(cè)：需求側(cè)響應+峰谷價差套利，開辟儲能新空間 21需求響應機制必要性凸顯，峰谷價差拉大為儲能提供套利空間 21經(jīng)濟性測算：價差在0.39元/KWh以上具備盈利能力 22投資建議：商業(yè)模式逐漸明朗，盈利持續(xù)改善，規(guī)模放量在即 23萬里揚：拓展儲能業(yè)務板塊，重點發(fā)展獨立儲能電站，項目儲備豐富 23林洋能源：項目儲備豐富，產(chǎn)業(yè)鏈拓展鑄就核心競爭力 24三峽能源：大規(guī)模布局儲能業(yè)務，風光儲一體化協(xié)同發(fā)展 25文山電力：南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻資產(chǎn)注入，打造優(yōu)質(zhì)儲能平臺 26寶光股份：全面進軍儲能行業(yè)，多場景應用快速拓展 26南網(wǎng)科技：南網(wǎng)旗下全流程儲能系統(tǒng)技術(shù)服務供應商 27圖表目錄圖1：2021年各類電源裝機增長量占比 5圖2：2021年全國各類電源裝機結(jié)構(gòu) 5圖3：2021年全國電源出力占比 5圖4：典型日風電出力曲線 6圖5：典型日光伏出力曲線 6圖6：新型儲能裝機占比不斷提高 7圖7：電化學儲能應用場景圖 8圖8：2014-2021全球電化學儲能裝機及同比增速（GW） 8圖9：2014-2021全國電化學儲能裝機及同比增速（GW） 8圖10：電化學儲能產(chǎn)業(yè)鏈概況 9圖11：儲能電站投資成本結(jié)構(gòu) 9圖12：西部省份某發(fā)電機組跟蹤電網(wǎng)AGC指令的響應過程 11圖13：儲能系統(tǒng)跟蹤電網(wǎng)AGC調(diào)頻響應過程 11圖14：截至2020年7月國內(nèi)各地區(qū)火儲項目規(guī)模及占比 11圖15：火儲聯(lián)合調(diào)頻項目運營及收入機制 12圖16：2021年各地新增儲能調(diào)頻項目情況 13圖17：某風電項目配儲前后棄風率變化情況 14圖18：配儲對風電項目初始投資影響情況（設配儲前為1） 14圖19：配儲對光伏項目初始投資影響情況（設配儲前為1） 14圖20：2021-2025年風電裝機量增長預測（億千瓦） 14圖21：2021-2025年光伏裝機量增長預測（億千瓦） 14圖22：風電企業(yè)自建儲能與容量租賃情況下單位投資成本增量對比（元/KW） 15圖23：獨立儲能電站有望同時滿足發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)儲能需求 16圖24：各區(qū)域電力現(xiàn)貨市場建設情況 16圖25：2021年各地新增獨立儲能電站項目情況 17圖26：山東省調(diào)頻輔助服務市場運行及結(jié)算規(guī)則 19圖27：2025年獨立儲能電站單位投資成本將降低30%以上(元/Wh) 20圖28：磷酸鐵鋰動力電池價格走勢情況（元/Wh） 20圖29：“十四五”時期用戶側(cè)儲能發(fā)展規(guī)劃 21圖30：公司產(chǎn)業(yè)鏈布局情況 24圖31：三峽能源慶云儲能電站示范項目效果圖 25圖32：截至2021年底公司各類型能源裝機量（萬千瓦） 26圖33：寶光股份儲能業(yè)務范圍概況 27圖34：公司儲能系統(tǒng)技術(shù)服務業(yè)務營收情況 27圖35：公司儲能技術(shù)服務發(fā)展概況 28表1：“十四五”期間各省份風、光新增裝機規(guī)劃情況 5表2：西北區(qū)域各省(區(qū))棄風棄光原因模擬結(jié)果對比 6表3：各類儲能技術(shù)特點及應用場景分類 7表4：各類型儲能電池性能參數(shù)對比 8表5：近期儲能相關政策規(guī)劃 10表6：典型地區(qū)儲能“十四五”規(guī)劃 10表7：廣東調(diào)頻輔助服務補償規(guī)則變動情況 12表8：性能調(diào)整后補償額下降情況 12表9：全國部分省市可再生能源強制配儲要求 13表10《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》相關內(nèi)容 15表11：部分地區(qū)調(diào)峰輔助服務補償價格（包含歷史水平） 16表12：部分地區(qū)調(diào)頻輔助服務結(jié)算規(guī)則及補償價格 17表13：不同儲能電站類型對比 17表14：核心數(shù)據(jù)及相關假設 18表15：不考慮電力現(xiàn)貨市場與容量租賃情況下項目收益與成本拆分 18表16：部分地區(qū)儲能容量租賃開展情況 18表17：三峽能源慶云儲能示范項目現(xiàn)貨市場收益與成本來源 19表18：不同模式下獨立儲能電站收益水平對比 20表19：2022年4月各省市電網(wǎng)代理購電峰谷價差及峰平價差情況（元/KWh） 21表20：核心數(shù)據(jù)及相關假設 22表21：用戶側(cè)儲能項目收益率測算結(jié)果 22表22：萬里揚已投運及儲備儲能電站項目情況 23表23：公司儲能項目儲備情況 25表24：公司已投運及儲備儲能項目 26表25：公司儲能業(yè)務商業(yè)模式分類 27表26：公司儲能系統(tǒng)技術(shù)服務相關環(huán)節(jié)具體內(nèi)容 28表27：公司項目布局及儲備情況 29雙碳目標下新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴張，儲能成必要環(huán)節(jié)雙碳目標下新能源裝機占比持續(xù)提升，消納問題凸顯年我國可再生能源新增1.3476.1%2021年底，我國可再生能源發(fā)電10.6344.8%。圖1：2021年各類電源裝機增長量占比 圖2：2021年全國各類電源裝機結(jié)構(gòu)資料來源：國家能源局公眾號，天風證券研究所 資料來源：國家能源局公眾號，天風證券研究所新能源發(fā)電量與傳統(tǒng)能源相比仍存在較大差距，“十四五”期間新能源裝機容量有望持續(xù)增長。雖然可再生能源裝機占比已接近50%，但由于其出力穩(wěn)定性不足，發(fā)電量與傳統(tǒng)能源仍存在較大差距，根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2021年全年火電發(fā)電量占發(fā)電量比例高達67.4%，光伏風電貢獻比例僅11.7%左右。因此我們預計“十四五”期間新能源裝機容量有望持續(xù)增長。圖3：2021年全國電源出力占比資料來源：中電聯(lián)，國家能源局，天風證券研究所2022418日，國家能源局綜合司下發(fā)《關于開展省級“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)206億千瓦，“十四五”期間增長空間仍然廣闊。表省份風電（萬千瓦）光伏（萬千瓦）合計（萬千瓦）省份風電（萬千瓦）光伏（萬千瓦）合計（萬千瓦）寧夏45014001850甘肅248032005680海南--500黑龍江--3000江蘇10539161969天津110400510西藏-872-山東70534284133浙江44412831727河南100010002000河北202632105236青海80730003807陜西--4519內(nèi)蒙古511532628377吉林--2085四川60010001600遼寧--1619北京11190201湖北49815022000廣東200020004000江西190324514貴州50020432543資料來源：智匯光伏公眾號，貴州省能源局，天風證券研究所80%，且呈現(xiàn)一定的反調(diào)峰特性；光伏發(fā)電受晝夜、天氣、移動云層變化的影/給電網(wǎng)帶來較大考驗。圖4：典型日風電出力曲線 圖5：典型日光伏出力曲線 資料來源天風證券研究所

資料來源：《考慮新能源資源及出力特性的全局備用容量優(yōu)化方法》蔡乾等，天風證券研究所（統(tǒng)調(diào)峰能力不足和傳輸容量受限）的影響占比正在發(fā)生變化，截至2020年，傳輸容量受限的導致棄風棄光占比已經(jīng)很小，而調(diào)峰能力不足問題將會越來越嚴重。表2：西北區(qū)域各省(區(qū))棄風棄光原因模擬結(jié)果對比棄風原因 棄光原因省區(qū)調(diào)峰能力不足 傳輸容量受限 調(diào)峰能力不足 傳輸容量受限2015年2020年2015年2020年2015年2020年2015年2020年陜西-95.7%-4.3%-89.6%-10.4%甘肅52.1%74.2%47.9%25.8%39.6%69.9%60.4%30.1%寧夏85.8%94.2%14.2%4.8%89.5%96.6%10.5%3.4%青海-96.5%-3.5%69.8%93.2%30.1%6.7%新疆74.1%92.3%25.8%7.7%73.0%90.1%27.0%9.8%資料來源：國家能源局，天風證券研究所電化學儲能發(fā)展前景廣闊，政策加碼有望推動產(chǎn)業(yè)持續(xù)升溫以電化學儲能為主的新型儲能技術(shù)優(yōu)勢明顯，裝機規(guī)模高速增長傳統(tǒng)抽水蓄能難以完全滿足新能源裝機規(guī)模快速擴張下的調(diào)峰調(diào)頻需求。儲能技術(shù)根據(jù)儲能系統(tǒng)存儲能量的形式以及其構(gòu)成機理的不同可以分為抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲（物理儲能（化學儲能）等。傳統(tǒng)的抽水抽水蓄能受地理位置響應速度較慢因此，伴隨未來新能源裝機規(guī)?？焖贁U張，抽水蓄能恐難以完全滿足調(diào)峰調(diào)頻需求。在此背景下，以電化學儲能為主的新型儲能近年來快速發(fā)展，裝機占比不斷提高。圖6：新型儲能裝機占比不斷提高資料來源：中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟，天風證券研究所更具優(yōu)勢。表3：各類儲能技術(shù)特點及應用場景分類技術(shù)類型轉(zhuǎn)換效率響應時間優(yōu)點缺點抽水蓄能70%-85%分鐘級壽命長，規(guī)模大，損耗低，無污染受制于自然條件，建設周期長壓縮空氣60%左右分鐘級容量大、周期長，啟動靈活，爬坡速率高受地理條件的影響飛輪儲能90%以上毫秒級無污染、維護簡單，可持續(xù)工作成本高，對場地有一定要求超導磁儲能95%以上毫秒級功率密度高，響應速度快成本高，要求低溫超級電容儲能95%以上毫秒級充放電速度快，壽命長能量密度低，電介質(zhì)耐壓低電化學儲能70%-95%秒級能量密度高，響應快壽命有限、成本高資料來源：《儲能在電力系統(tǒng)調(diào)頻調(diào)峰中的應用》張曉晨，《超導磁儲能變流器在微網(wǎng)中的控制策略研究》王云，天風證券研究所壓縮空氣儲能：具有儲能容量大、壽命周期長、爬坡速率高等優(yōu)點，但其能量轉(zhuǎn)換效60%左右，且需要特定地理條件，環(huán)境要求較高。飛輪儲能：國內(nèi)飛輪儲能系統(tǒng)主要還處在實驗室研發(fā)和樣機研制階段，理論研究比較豐富，工程應用研究進展較為緩慢，進入市場的成熟飛輪產(chǎn)品還相對較少，因此短期內(nèi)難以大規(guī)模推廣。也很高，但受限于價格昂貴的超導材料和低溫制冷系統(tǒng)，短期內(nèi)難以商業(yè)化。超級電容儲能：在充放電速度、功率密度高等方面較其他儲能方式有所提升，但存在電介質(zhì)耐壓低等問題，存儲能量的大小和保持的時間長度都因漏電流等因素而受到限制。電化學儲能：通過化學反應將化學能和電能進行相互轉(zhuǎn)換來儲存能量，根據(jù)材料不同主要可分為鉛酸蓄電池、鈉硫電池、液流電池和鋰離子電池等形式，一方面，電池儲能的能量密度與能量轉(zhuǎn)換效率較高，且響應速度較快，能夠有效滿足電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻需求；另一方面，其功率和能量可以根據(jù)不同應用需求靈活配置，幾乎不受外部氣候及地理因素的影響。其中，鋰離子電池經(jīng)過多年發(fā)展，綜合性能參數(shù)與技術(shù)成熟度來看，或為當下綜合性最好的電池體系，具備大規(guī)模推廣條件。表4：各類型儲能電池性能參數(shù)對比電池類型能量密度（Wh/kg）額定功率（MW）循環(huán)次數(shù)（次）充放電效率（%）自放電（%/天）鋰離子電池150-2000-0.11000-10000950.1-0.3鉛酸電池35-500-20500-1500800.1-0.3鎳鉻電池150-2000-402500700.2-0.6鈉硫電池150-2400.05-8250090-20全釩液流電池25-350.03-31000080小資料來源：《儲能在電力系統(tǒng)調(diào)頻調(diào)峰中的應用》張曉晨，天風證券研究所在發(fā)電側(cè)可提高發(fā)電的穩(wěn)定性,并提高發(fā)電質(zhì)量;在輸電環(huán)節(jié),可降低輸電的成本;在配電環(huán)節(jié),可以緩解企業(yè)和用戶用電壓力,促進電網(wǎng)的升級擴容;在送電環(huán)節(jié),可通過峰谷差套利,進而減少企業(yè)和用戶用電成本。圖7：電化學儲能應用場景圖資料來源：黎沖等《電化學儲能商業(yè)化及應用現(xiàn)狀分析》，天風證券研究所20141GW202120.4GW56.2%；中國的電化學儲能裝機規(guī)模同樣連續(xù)多年保持快速增長趨勢，2014-20210.13GW增長至5.12GW69.0%。圖8：2014-2021全球電化學儲裝機及同比增速（GW） 圖9：2014-2021全國電化學儲裝機及同比增速（GW）-設備及系統(tǒng)-儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游為各種原材料，包括正極材料、負極材料、電解液、隔膜、電子元器件、（BMS（PCS（EMS圖10：電化學儲能產(chǎn)業(yè)鏈概況資料來源：中商情報網(wǎng)，天風證券研究所電池及儲能系統(tǒng)為儲能電站成本核心。儲能電站投資主要包括設備購置費、安裝工程費、87%4%7%。圖11：儲能電站投資成本結(jié)構(gòu)資料來源：云南省能源研究院公眾號，天風證券研究所政策規(guī)劃助推儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展近期國家級儲能相關政策頻繁出臺，對我國電化學儲能做出一系列政策規(guī)劃，推動其規(guī)范化、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展。面對新能源裝機大規(guī)模擴張所帶來的調(diào)峰調(diào)頻需求，國家近年來陸續(xù)出臺儲能相關政策，從電價機制、項目管理、市場交易、技術(shù)攻關、商業(yè)模式、發(fā)展目標等多個角度制定一系列頂層規(guī)劃，探索儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展路徑，推動其向規(guī)范化、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展。表5：近期儲能相關政策規(guī)劃時間 政策名稱 要點時段市場合約，發(fā)揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，2022.6.7

《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》

設施成本收益納入輸配電價回收。根據(jù)電力市場運營和各省區(qū)電力發(fā)展需要，根據(jù)電力市場運營和各省區(qū)電力發(fā)展需要，建立健全容量補償機制（容量市《中國南方區(qū)域電力市場運營202530 場規(guī)則（征求意見稿》機制；探索建立市場化的輸電權(quán)分配和交易機制。2022.5.30

《關于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》

完善調(diào)峰調(diào)頻電源補償機制，推動新型儲能快速發(fā)展，研究儲能成本回收機制2022.3.21

方案》

推動新型儲能規(guī)?；a(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展。支持各類儲能技術(shù)、調(diào)控技術(shù)攻關，充分考慮建設大容量、長時儲能、綜合應《關于加強南方區(qū)域新型儲能2022.2.24 支持各類儲能技術(shù)、調(diào)控技術(shù)攻關，充分考慮建設大容量、長時儲能、綜合應《關于加強南方區(qū)域新型儲能2022.2.24 發(fā)展應用監(jiān)管工作的通知》力市場。2021年7月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確2025年30GW的發(fā)展目標，未來五年將實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；D(zhuǎn)變，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。新版《指導意見》發(fā)布后，各地基于區(qū)域能源30GW47GW。表6：典型地區(qū)儲能“十四五”規(guī)劃時間 地區(qū) 政策名稱 要點 裝機規(guī)（GW）2021.8.12

《青海打造國家清潔能源產(chǎn)業(yè)高地行動方案》

6GW左右，62021.10.13湖南五”規(guī)劃》《關于加快推動湖南省電化學儲能發(fā)展的實施最高負荷的2%以上到2023年建成電化學儲能電站1.5GW/3GWh以上1.5意見》2021.11.19浙江《關于浙江省加快新型儲能示范應用的實施意十四五力爭實現(xiàn)2GW左右新型儲能示范項目發(fā)展目標2見》2021.8.19 山東2021.8.19 山東《山東省能源發(fā)展“十四十四五期間：儲能發(fā)展目標4.5GW，需求響應能力達到4.5南方電網(wǎng)《南方電網(wǎng)“十四五”電“十四五”期間，南方五省區(qū)將推動新能源配套儲能2021.11.11網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃》2020GW要求所有納入備案管理的接入10千伏及以上電壓等級公用電網(wǎng)的電化學儲能《關于加強電化學儲能電站安2022.5.25 全管理的通知》健全風險分級管控和隱患排查治理雙重預防機制，依法承擔安全責任。2021.12.24

《關于加快推動新型儲能發(fā)展的實施意見》

到2025年建成并網(wǎng)新型儲能規(guī)模達到5GW以上，獨立5共享儲能電站不低于5萬千瓦，時長不低于4小時資料來源：中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟，天風證券研究所

合計 39源網(wǎng)側(cè)：收益機制亟待探索，共享獨立儲能或為最優(yōu)模式火儲聯(lián)合調(diào)頻：傳統(tǒng)區(qū)域發(fā)展速度減緩，市場向新區(qū)域拓展通過下達指令調(diào)節(jié)發(fā)電機組功率AGCAGC指令間的功率差值。圖12：西部省份某發(fā)電機組跟電網(wǎng)AGC指令的響應過程 圖13：儲能系統(tǒng)跟蹤電網(wǎng)AGC調(diào)頻響應過程 資料來源《電儲能提升火電機組調(diào)頻性能研究》肖春梅，天風證券研究所 資料來源《電儲能提升火電機組調(diào)頻性能研究》肖春梅，天風證券研究所加補償政策影響下，火儲聯(lián)合調(diào)頻市場快速發(fā)展。根據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，截至2020758（727MW，且項目地集中于廣東、內(nèi)蒙、山西等地。圖14：截至2020年7月國內(nèi)各地區(qū)火儲項目規(guī)模及占比資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所規(guī)模的快速擴張，總體資金池將被迅速瓜分。圖15：火儲聯(lián)合調(diào)頻項目運營及收入機制資料來源：星河能源資訊公眾號，天風證券研究所2020形式將K值的實際影響降低，綜合性能k值越高，在市場價格、調(diào)頻里程不變的情況下，獲得的里程補償額降幅將越大。表7：廣東調(diào)頻輔助服務補償規(guī)則變動情況變動內(nèi)容 2018年《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則（試行》 2020年《廣東調(diào)頻輔助服務市場交易規(guī)則》調(diào)頻里程價格 申報價格6-15元/MW 申報價格5.5-15元/MW（每年進行一次評估修改申報價格上下限）里程補償里程補償nR月度=∑(Di×Qi×ki)i=1??×??× √??，????≥??Ri={?? ???? ??Di×Qi×ki，ki＜1n，R月度=∑(Ri)i=1（m為規(guī)則發(fā)布后的自然年數(shù)）?????i個調(diào)節(jié)周期調(diào)節(jié)里程；????-i個調(diào)節(jié)周期市場結(jié)算價格；ki?i個交易周期綜合調(diào)頻性能容量補償 未中標發(fā)電單位3.56元/MWh，中標發(fā)電單位12元/MWh資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所表8：性能調(diào)整后補償額下降情況m=1(2021年) m=1(2021年) m=2（2022年）

所有發(fā)電單位3.56元/MWh（現(xiàn)貨電能量市場連續(xù)運行后，按照機會成本進行容量補償）性能調(diào)整??+??√??√??

降幅 √?? 降幅31.7342.26%1.4451.93%2.51.5836.73%1.3645.71%21.4129.29%1.2637.00%1.51.2218.35%1.1423.69%資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所在此情況下，火儲聯(lián)合調(diào)頻市場開始向其他區(qū)域拓展，據(jù)儲能與電力市場統(tǒng)計，2021（1540個項目。圖16：2021年各地新增儲能調(diào)頻項目情況資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所“新能源儲能”快速擴張，發(fā)電側(cè)自建儲能面臨一定壓力面尚不成熟。因此，20192020年出臺的《省級難以為繼。在調(diào)峰壓力持續(xù)存在背景下，建儲任務向電源側(cè)轉(zhuǎn)移。（區(qū)5%-20%214小時。各地配儲要求明確化推動儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)?？焖贁U張。表9：全國部分省市可再生能源強制配儲要求配儲要求風電光伏風電光伏備電時長風電光伏備電時長風電光伏備電時長天津15%10%-寧夏10%10%2h山西10%10-15%-湖南15%5%2h上海20%-4h陜西10-20%10-20%2h廣西20%15%2h成都10%10%-江蘇-8-10%2h福建-10%-義烏-10%2h河北10-15%10-15%2h海南-10%1h江西-10%1h河南10-20%10-20%2h湖北10%10%2h內(nèi)蒙古15%15%2h/4h臨安10-20%10-20%-山東10%10%2h遼寧15%10%4h甘肅5-10%5-10%2h青海10%10%2h安徽10%10%1h阿克蘇-10%-

省市區(qū)

配儲要求

省市區(qū)

配儲要求資料來源：北極星太陽能光伏網(wǎng)，上海市發(fā)改委，新能源網(wǎng)，中國電力網(wǎng)，北極星風力發(fā)電網(wǎng)，運城市人民政府，臨安區(qū)人民政府，KE科日光伏網(wǎng)，天風證券研究所“繁榮發(fā)展”背后成本矛盾突出，發(fā)電側(cè)自建儲能面臨一定壓力。新能源企業(yè)可能更傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產(chǎn)品，而僅使儲能作為可再生能源優(yōu)先并網(wǎng)的工具；電等。以某棄風嚴重區(qū)域風電配套儲能站為例，配置額定功率10%、4小時的儲能前后，其棄風率分別為20.6%/19.7%，差別較小。圖17：某風電項目配儲前后棄風率變化情況資料來源：中國電力網(wǎng)，天風證券研究所上述情況下，傳統(tǒng)“新能源+儲能”模式不但難以達到促進風光消納及調(diào)峰調(diào)頻的目的，20%28-10%；而風電場配建同樣容量的儲15%-20%。因此，對于源網(wǎng)側(cè)儲能，發(fā)電側(cè)自建儲能面臨一定困境，發(fā)展壓力較大。圖18：配儲對風電項目初始投影響情況（設配儲前為1） 圖19：配儲對光伏項目初始投影響情況（設配儲前為1） 資料來源：中國電力網(wǎng)，天風證券研究所 資料來源：中國電力網(wǎng)，天風證券研究所202517億5.36CAGR512021-2025年CR達159%按照配儲比例5%-67GW20215.12GW的總裝機規(guī)模，裝機缺口仍然較大。圖20：2021-2025年風電裝機增長預測（億千瓦） 圖21：2021-2025年光伏裝機增長預測（億千瓦） 風證券研究所

證券研究所（共享）獨立儲能或為最優(yōu)模式“十三五”以來，我國新型儲能產(chǎn)業(yè)“探索初期”將過。2022223場化交易機制，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用。在規(guī)范化與市場化加速推進的背景下，“運營模式”最優(yōu)者有望脫穎而出。表基本原則 具體內(nèi)容立足安全，規(guī)范管理 加強新型儲能安全風險防范。明確新型儲能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)安全責任主體，建立健全新型儲能技術(shù)標準、管理、監(jiān)測、評估體系、保障新型儲能項目建設運行的全過程安全。市場主導，有序發(fā)展明確新型儲能獨立市場地位，立足安全，規(guī)范管理 加強新型儲能安全風險防范。明確新型儲能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)安全責任主體，建立健全新型儲能技術(shù)標準、管理、監(jiān)測、評估體系、保障新型儲能項目建設運行的全過程安全。資料來源：國家能源局，天風證券研究所輔助服務市場放開，獨立儲能是更加貼合政策導向的獨立市場主體。2021年底新發(fā)布的推動儲能作為獨立主體參與各類電力市場獨立儲能電站除了能夠作2021新能源發(fā)電企業(yè)可通過租賃儲能容量，滿足新增新能源裝機調(diào)峰能力建設需求時（%配儲比例，總投資成本可降低%左右，差距明顯。圖22：風電企業(yè)自建儲能與容量租賃情況下單位投資成本增量對比（元/KW）資料來源：中國電力網(wǎng)，Wind，天風證券研究所收入渠道拓寬助力解決經(jīng)濟性難題。圖23：獨立儲能電站有望同時滿足發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)儲能需求資料來源：北極星儲能網(wǎng)，天風證券研究所表11：部分地區(qū)調(diào)峰輔助服務補償價格（包含歷史水平）地區(qū)補償價格地區(qū)補償價格福建≤1000元/MWh浙江400-500元/MWh湖南≤200元/MWh青海500元/MWh安徽≤800元/MWh東北400-1000元/MWh江蘇≤600元/MWh江西≤600元/MWh貴州≤200元/MWh河南300-700元/MWh山東200-400元/MWh華北≤600元/MWh資料來源：北極星儲能網(wǎng)，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所電力現(xiàn)貨市場助力成本疏導，市場化機制有望打破資金盤掣肘。202267日，兩部容量電價機制，探索將電網(wǎng)替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收，加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場圖24：各區(qū)域電力現(xiàn)貨市場建設情況16另外，獨立儲能電站未來或?qū)⑴c調(diào)頻輔助服務，收益來源有望進一步增加。2022年518日，山西能源監(jiān)管辦印發(fā)《山西電力一次調(diào)頻市場交易實施細則（試行》的通知，（火儲AGC調(diào)頻結(jié)算規(guī)則。表12：部分地區(qū)調(diào)頻輔助服務結(jié)算規(guī)則及補償價格地區(qū) 里程補償 容量補調(diào)節(jié)里程×12元/MW（快速）福建調(diào)節(jié)里程×16元/MW（慢速）

調(diào)節(jié)容量×調(diào)用率×240元/MW（華東）/960元/MW（省市）廣東廣東 調(diào)節(jié)里程×調(diào)節(jié)性能×（5.5-15元/MW） 中標容量×3.56元/MW山西 可用容量×補償計算時間×調(diào)節(jié)性能×30元/MW蒙西 調(diào)節(jié)里程×調(diào)節(jié)性能×（2-12元/MW）山西 可用容量×補償計算時間×調(diào)節(jié)性能×30元/MW京津唐 調(diào)節(jié)深度×調(diào)節(jié)性能×（0-12元/MW） -山東山東 調(diào)節(jié)深度×調(diào)節(jié)性能×（0-12元/MW） -四川 合格貢獻量×50元/MWh -甘肅 四川 合格貢獻量×50元/MWh -江蘇 調(diào)節(jié)深度×調(diào)節(jié)性能×2元/MW 中標容量×（0.1-1.2元.MW）云南云南 調(diào)節(jié)里程×調(diào)節(jié)性能×（3-8元/MW） 容量×服務時長×4元/MWh（未中標）/5元/MWh（中標）資料來源：北極星儲能網(wǎng)，天風證券研究所規(guī)模迅速擴張。根據(jù)儲能與電力市場數(shù)據(jù)，獨立儲能電站2021年規(guī)劃、在建、投運總項13817GW/34GWh20余省市。圖25：2021年各地新增獨立儲能電站項目情況表13：不同儲能電站類型對比

資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所儲能電站類型運營模式責任主體收入渠道資金來源火儲聯(lián)合調(diào)頻依附于火電機組，通過火電機組考火電廠商、儲能投參與調(diào)頻輔助服務發(fā)電機組分攤新能源強制配儲

核分數(shù)來增加其補償費用，進而按約定比例與火電廠商分成依附于新能源發(fā)電機組，提高其出力水平，減免考核

資建設方新能源發(fā)電廠商、- -儲能投資建設方獨立儲能電站

以獨立市場主體身份參與各類電力市場

儲能投資建設方

（共享電力輔助服務/參與電力現(xiàn)貨市場交易等

新能源運營商/發(fā)電機組分攤/電力現(xiàn)貨市場等資料來源：北極星儲能網(wǎng)，星河能源資訊，國家能源局，天風證券研究所經(jīng)濟性測算：電力現(xiàn)貨市場下具備投資價值，容量租賃影響較大（共享）儲能電站仍處于起步階段，各地區(qū)及項目運營模式與價格機制存（一期MW為參考，通過測算其收益水平變化，為解析獨立（共享）儲能電站盈利模式與盈利能力提供參考。根據(jù)風電財經(jīng)數(shù)據(jù)，三峽慶云100MW/200MWh儲能示范電站EPC總承包工程中標價格為174萬元/MWh。表14：核心數(shù)據(jù)及相關假設運營數(shù)據(jù)單位投資成本174萬元/MWh年備電時長800小時年平均衰減率2%電站綜合效率83%運營維修比例1%項目經(jīng)營期10年資本假設貸款比率70%貸款年限8年貸款利率4.9%固定資產(chǎn)殘值10%所得稅率25%折舊年限10年民等，北極星儲能網(wǎng)，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所調(diào)峰補償模式（不考慮容量租賃）綜合上述分析，調(diào)峰補償收益為當前國內(nèi)各地區(qū)獨立儲能電站項目的基本收益渠道，在不考慮容量租賃的情況下，對此模式項目收益水平進行測算，即使在不考慮充放電損耗成本的情況下，項目全投資IRR也僅為-4.5%，因此該模式下獨立儲能電站尚不具備盈利能力。表15：不考慮電力現(xiàn)貨市場與容量租賃情況下項目收益與成本拆分調(diào)峰補償50%調(diào)峰補償50%200元/MWh給予補償獎勵電量

11.6交易充放電損耗成本充放電損耗成本 示范項目充放電量損耗按工商業(yè)及其他用電單一制電價執(zhí)行。資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所調(diào)峰補償模式（考慮容量租賃）山東、廣西、河南等地區(qū)已取得實質(zhì)性進展。表16：部分地區(qū)儲能容量租賃開展情況地區(qū) 相關內(nèi)容山東 部分項目正在推進對外容量租賃，當前儲能電站租賃費用約300元/KW·年鼓勵新能源租賃儲能容量，建議租賃費用標準為鼓勵新能源租賃儲能容量，建議租賃費用標準為260元/KWh·年（全國首次政策制河南定層面提出租賃費用標準）廣西 國電投廣西公司將全容量租賃武鳴共享儲能電站（50W10W，租賃期0年儲能租賃可視同可再生能源儲能配額，通過容量租賃，可獲得儲能租賃可視同可再生能源儲能配額，通過容量租賃，可獲得450-600元/KW·年湖南的租賃費用資料來源：儲能與電力市場公眾號，北極星電力網(wǎng)，電力革新社公眾號，天風證券研究所數(shù)據(jù)，當前山東獨立儲能電站租賃費用約為0元kw·年，經(jīng)測算項目全投資IRR3.24%IRR0.58%8.289.88年，該模式下獨立儲能電站初步具備投資價值?，F(xiàn)貨市場交易模式（不考慮容量租賃）目前山東省電力現(xiàn)貨市場建設走在前列，并積極推動獨立儲能電站參與現(xiàn)貨交易。截至2022年2月25日，三峽能源慶云儲能示范項目已完成山東電力交易中心的注冊，并通過公示，正式進入現(xiàn)貨市場。在此模式下，儲能電站以自調(diào)度模式參與電能量市場，通過電力交易平臺申報運行日自調(diào)度曲線，并以現(xiàn)貨市場價格出清。項目收益渠道主要包括放電電量收益和容量補償費用，成本主要為充電電量電費。表17：三峽能源慶云儲能示范項目現(xiàn)貨市場收益與成本來源收入來源 計算規(guī)則收益端放電電量收益 即上網(wǎng)電量收益，按照發(fā)電時段現(xiàn)貨價格結(jié)容量補償費用容量補償費用獨立儲能設施月度可用容量=λSE×（有效充放電容量/2）(λSE1.0)，后期視電力現(xiàn)貨市場實際運行情況調(diào)整成本端充電電量電費充電電量電費 即下網(wǎng)電量費用，按照電網(wǎng)公司代理單一制電價結(jié)算資料來源：北極星電力網(wǎng)，天風證券研究所IRRIRR7.959.47力明顯改善，初步具備投資價值?，F(xiàn)貨市場交易模式（考慮容量租賃）300元/kw/+容量租賃模式下，項目全投資IRR達13.01%，資本IRR達26.50%，全投資回收期5.25年，資本金回收期3.22年，項目整體收益率可觀，具備較強的投資價值。同時，新型儲能的合理成本疏導機制仍在積極探索過程中，目前國內(nèi)山西、南方區(qū)域等均推出相關政策，明確新型儲能可參與調(diào)頻輔助服務，這或?qū)⒗_全國各地獨立儲能電站參與電力輔助服務的序幕。若綜合考慮參與電力現(xiàn)貨交易+容量租賃+調(diào)頻輔助服務，按照IRR19.68%IRR46.26%4.04年，資本金回收1.87年。圖26資料來源：儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所表18：不同模式下獨立儲能電站收益水平對比全投資回收期資本金回收期收益模式推廣程度全投資IRR資本IRR（年）（年）調(diào)峰補償模式全國普遍推廣-4.5%-18.86%--調(diào)峰補償+容量租賃模式山東、河南、廣西、湖南等3.24%0.58%8.289.88電力現(xiàn)貨交易模式山東等4.00%2.57%7.959.47電力現(xiàn)貨交易+容量租賃模式山東等（推進中）13.01%26.50%5.253.22電力現(xiàn)貨交易+容量租賃待落地19.68%46.26%4.041.87+調(diào)頻輔助服務模式資料來源：北極星電力網(wǎng)，儲能與電力市場公眾號，電力革新社公眾號，天風證券研究所EPC1.47-1.95元/Wh30%根據(jù)儲能電站成90%圖5年獨立儲能電站單位投資成本將降低以上元/Wh) 圖：磷酸鐵鋰動力電池價格勢情況（元/）資料來源：儲能與電力市場公眾號，國家發(fā)改委，天風證券研究所 資料來源：Wind，天風證券研究所用戶側(cè)：需求側(cè)響應峰谷價差套利，開辟儲能新空間需求響應機制必要性凸顯，峰谷價差拉大為儲能提供套利空間在新型電力系統(tǒng)環(huán)境圖資料來源：國家發(fā)改委，天風證券研究所隨著電力系統(tǒng)峰谷差的逐充分發(fā)揮電價信號的作用，引導電力用戶盡量在高峰時段少用電、低谷時段多用電，從而達到移峰填谷、緩解電力供需矛盾、保障電力安全供應等目的。20217提出進一步優(yōu)化20%。29個省份實施了不同的分時電價機制，峰谷40.7元/kWh，其中廣東省珠三角五市達到1.36元/kWh，為全國執(zhí)行電網(wǎng)代購電以來實現(xiàn)的最大價差。各地區(qū)峰谷價差不斷拉大，為用戶側(cè)儲能提供了可觀的套利空間。表19：2022年4月各省市電網(wǎng)代理購電峰谷價差及峰平價差情況（元/KWh）地區(qū)最大峰谷價差峰平價差地區(qū)最大峰谷價差峰平價差地區(qū)最大峰谷價差峰平價差廣東1.360.55重慶0.780.40貴州0.540.27海南1.040.56廣西0.770.30山西0.530.28浙江0.990.63山東0.750.29河北0.520.20吉林0.940.36黑龍江0.730.37上海0.490.12安徽0.910.53天津0.710.34寧夏0.490.24遼寧0.910.33河南0.690.37云南0.480.24湖北0.900.69蒙東0.680.34青海0.410.15江蘇0.850.38福建0.590.29江西0.400.20四川0.820.41北京0.560.30甘肅0.360.19湖南0.790.40陜西0.550.27寧德0.260.120.39元/KWh以上具備盈利能力收入端：用戶側(cè)儲能的理論收益來源包括峰谷價差套利、降低需求電費、需求相應獲利等：峰谷價差套利：即基于分時電價的價格機制，賺取峰期電價與谷期電價（平期電價）峰谷價差套利已成為用戶側(cè)儲能的主要收入來源。負荷無關；其二是按照用戶最大負荷收取費用?？紤]到不同地區(qū)與用戶所選模式與電價標準不同，該收入來源目前具有較強的不確定性。指電網(wǎng)公司通過調(diào)度用戶儲能系統(tǒng)的容量來實現(xiàn)對電網(wǎng)整體負荷供需在當前需求響應激勵機制尚未明確的背景下，該收入來源具有較強的不確定性。成本端：EPC單位投資成本大多在150-200萬元/MWh之間。我們假設工程單位投資成本為170萬元/MWh。1%。表20：核心數(shù)據(jù)及相關假設運營數(shù)據(jù)單位投資成本170萬元/MWh年運行天數(shù)330天年平均衰減率2%電站綜合效率83%日充放電次數(shù)兩充兩放收入來源僅考慮價差套利運營維修比例1%項目經(jīng)營期10年資本假設貸款比率70%貸款年限8年貸款利率4.9%固定資產(chǎn)殘值10%所得稅率25%折舊年限10年民等，北極星儲能網(wǎng)，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所0.39元/KWh0.6元/KWhIRRIRR達表21：用戶側(cè)儲能項目收益率測算結(jié)果平均價差 全投資回收期資本金回收期（元/KWh）全投資IRR資本IRR（年）（年）0.393.32%0.67%8.199.860.455.81%7.36%7.168.590.507.80%12.79%6.496.470.559.71%18.08%5.934.350.6011.57%23.30%5.463.440.6513.38%28.47%5.062.840.7015.14%33.52%4.722.500.7516.85%38.53%4.422.210.8018.54%43.51%4.161.960.8520.19%48.47%3.921.780.9021.82%53.42%3.721.640.9523.43%58.37%3.531.511.0025.01%63.25%3.361.41民等，北極星儲能網(wǎng)，儲能與電力市場公眾號，天風證券研究所一步提高其收益水平。202530GW的發(fā)展目標，并推動其規(guī)范化與市場化發(fā)展；建議關注【萬里揚】【林洋能源】【三峽能源】【文山電力】【寶光股份】【南網(wǎng)科技】等萬里揚：拓展儲能業(yè)務板塊，重點發(fā)展獨立儲能電站，項目儲備豐富20221651%的股份。4個發(fā)電側(cè)儲能電站40MW計裝機約1000MW，其中廣東省肇慶市項目裝機約100MW、浙江省義烏市項目裝機約300MW300MW300MW一期100MW/200MWh）已進入浙江省新型儲能示范項目,政府將給予容量補償，補貼期暫定3年（按200元、180元、170元/千瓦·年。同時，用戶側(cè)儲能電站電力系統(tǒng)向清潔低碳、安全高效轉(zhuǎn)型。表22：萬里揚已投運及儲備儲能電站項目情況儲能電站 項目規(guī)模已投運項目發(fā)電側(cè)儲能電站發(fā)電側(cè)儲能電站 40MW儲備項目廣東省肇慶市獨立儲能電站廣東省肇慶市獨立儲能電站 100MW浙江省海鹽縣獨立儲能電站 300MW浙江省義烏市獨立儲能電站浙江省海鹽縣獨立儲能電站 300MW浙江省江山市獨立儲能電站 300MW儲備項目合計儲備項目合計 1000MW資料來源：公司公告，天風證券研究所萬里揚能源公司擁有自研的基于“電力大數(shù)據(jù)平臺+市場鏡像仿真引擎+（一平臺雙引擎）最大化。另外，萬里揚能源公司通過參與全國電力市場現(xiàn)貨交易，積累了豐富的運營經(jīng)驗和充沛的客戶資源，具備良好的市場開拓能力。儲能業(yè)務有望開拓公司新的增長點。林洋能源：項目儲備豐富，產(chǎn)業(yè)鏈拓展鑄就核心競爭力2015建立了公司在儲能領域的技術(shù)積累及有望在儲能市場的新一輪增長中搶占先機。電池供應+產(chǎn)品及系統(tǒng)解決方案+項目投資運營，產(chǎn)業(yè)鏈拓展鑄就核心競爭力。限公司，投資30億元，建設年產(chǎn)能10GWh的儲能專用磷酸鐵鋰電池生產(chǎn)基地項目，目前該項目正在有序推進中。景，提供一體化、有針對性的儲能系統(tǒng)解決方案。產(chǎn)品包括電池管理系統(tǒng)（S儲能變流器（PCS、能源管理系統(tǒng)（EMS、溫度及消防控制系統(tǒng)等。公司專注于BMS+PCS+EMS的3S系統(tǒng)設計，以核心技術(shù)和產(chǎn)品解決方案打造競爭力。圖30：公司產(chǎn)業(yè)鏈布局情況資料來源：Wind，公司公告，天風證券研究所/風電新能源發(fā)電配套儲能，打造“集中式共享儲能”新型商業(yè)模式。2021年以來，公司在儲能業(yè)務領域簽署了多項合作協(xié)議，3GWh：與國網(wǎng)南通綜合能源服務有限公司簽訂項目合作協(xié)議，打造如東100MW/200MWh光伏、海上/陸上風電等新能源發(fā)電項目配套的集中式共享儲能電站以及大型工業(yè)企業(yè)用戶側(cè)儲能電站項目開展深度合作。與安徽省蚌埠五河縣人民政府簽訂投資合作協(xié)議，通過“風光儲+”模式與地方特色相結(jié)合的方式，共同投資建設1.5GW光伏發(fā)電項目、0.5GW風力發(fā)電項目、540MW/1080MWh集中式共享儲能電站。開發(fā)協(xié)議，光伏＋風電＋抽蓄＋電化學儲能總建設規(guī)模不少于3GW，其中包含不少200MWh電化學儲能項目。80MW/160MWh的儲能共享電站。表23：公司儲能項目儲備情況儲備項目 儲能電站規(guī)模安徽省蚌埠五河縣“風光儲+”項目 540MW/1080MWh安徽省蚌埠五河縣“風光儲+”項目 540MW/1080MWh荊門市百萬千瓦級水風光一體化重大基地項目 200MWh江蘇啟東儲能共享電站江蘇啟東儲能共享電站 80MW/160WMh資料來源：公司公告，天風證券研究所三峽能源：大規(guī)模布局儲能業(yè)務，風光儲一體化協(xié)同發(fā)展6月成立三峽新能源(慶云)儲能電站示范項目的建設與運營。該項目位于山東省德州市慶云縣，項目規(guī)劃總?cè)萘窟_300MW/600MWh，其中首期工程（100MW/200MWh）202120222具備一定先發(fā)優(yōu)勢。圖31：三峽能源慶云儲能電站示范項目效果圖資料來源：經(jīng)濟網(wǎng)，天風證券研究所20211426.92457.52841.19大體量風圖32：截至2021年底公司各類型能源裝機量（萬千瓦）資料來源：公司公告，天風證券研究所文山電力：南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻資產(chǎn)注入，打造優(yōu)質(zhì)儲能平臺202256公司主營業(yè)務將轉(zhuǎn)變?yōu)槌樗钅堋⒄{(diào)峰水電和電網(wǎng)側(cè)獨立儲能業(yè)務。調(diào)峰調(diào)頻公司為儲能領域開拓者，技術(shù)儲備充足。調(diào)峰調(diào)頻公司儲能科研團隊早在200920112020了儲能行業(yè)由冷到熱的發(fā)展。430MW/62MWh470MW/940MWh。表24：公司已投運及儲備儲能項目

已投運項目東莞楊屋電池儲能站 10MW/20MWh深圳寶清電池儲能站東莞楊屋電池儲能站 10MW/20MWh東莞黎貝電池儲能電站 5MW/10MWh廣州芙蓉電池儲能電站廣州芙蓉電池儲能電站 5MW/10MWh儲備項目電網(wǎng)側(cè)百兆瓦級獨立儲能站（電網(wǎng)側(cè)百兆瓦級獨立儲能站（3個） 470MW/940MWh資料來源：公司公告，天風證券研究所寶光股份：全面進軍儲能行業(yè)，多場景應用快速拓展2021年初，公司成立子公司寶光智中，以儲能調(diào)頻業(yè)務為切入點，正式全面進軍儲能行業(yè)。角度自上而下構(gòu)建的儲能EMS系統(tǒng)，與產(chǎn)業(yè)鏈核心位置建立起領先優(yōu)勢。從最初的單一儲能控制系統(tǒng)經(jīng)從成立之初單一產(chǎn)品模式發(fā)展成了行業(yè)內(nèi)產(chǎn)品較為全面的儲能公司。圖33：寶光股份儲能業(yè)務范圍概況資料來源：公司公告，天風證券研究所

表25：公司儲能業(yè)務商業(yè)模式分類商業(yè)模式 簡介公司核心競爭力，目前前期研發(fā)成本已投完，未來可