2022儲能與能源革命的未來

2022

再論儲能與能源革命的未來

目

錄儲能解決的是什么問題，空間多大？儲能發(fā)展處于什么階段，何時爆發(fā)？儲能產(chǎn)業(yè)鏈有哪些標的，彈性幾何？

01儲能解決的是什么問題，空間有多大？

01

定義儲能：靈活性電源，應作為“發(fā)電廠 看待按裝機的場景劃分，儲能可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)（工商業(yè)和戶用）；按照儲能解決的問題劃分，包括，1）可再生能源的發(fā)電波動：光伏發(fā)電曲線與需求不匹配，午間發(fā)電功率極大但夜間陡然下降；同時難以預測，實際出力與預測曲線存在偏差；2）電力供需不匹配帶來的電價差套利：夜間電力需求可能小于最低電力產(chǎn)能，電價較低；日間峰值需求可能大于電力產(chǎn)能，電價較高；3）輔助服務市場：包括調(diào)頻、備電、黑啟動等。圖：儲能解決電源側(cè)偏差和電力峰谷的問題 圖：可再生能源預測曲線與實際曲線存在偏差

01解決可再生能源波動，需要依賴儲能裝置，值得一提的是，可再生能源發(fā)電占比越高，儲能的配置比例也越高（還需要結(jié)合地方電力條件）；目前國內(nèi)多按15-20%的功率比×2h進行配置，美國儲能配比則達到30-40%*4h，部分項目甚至達到60-70%的功率配比。圖：新能源占比越高，儲能配套比例越高

市場空間-中期：新能源轉(zhuǎn)型驅(qū)動儲能指數(shù)級增長圖表：國內(nèi)配套比例15-20%，美國配置比例高80%70%60%50%40%30%20%10%0%80706050403020100CACANVNVNVCAAZ AZ2018 2020NV2021NV2022NV2023PPA電價（美元/MWh）儲能功率比例分地區(qū)2020年政策內(nèi)蒙古光伏儲能容量不低于5%+1h，年底并網(wǎng)山西新增光伏配備15%-20%儲能湖南28家企業(yè)配套風電20%功率，同步投產(chǎn)山東光伏儲能按裝機規(guī)模20%，2h湖北風電項目10%容量，同步投產(chǎn)青海風電項目10%容量配套

01全球光伏、風電裝機持續(xù)增長，預計2025年分別達到450、140GW，復合增速分別達到30%、18%；目前新增新能源項目的儲能滲透率在10%左右，在假設(shè)2025年達到45%的背景下，測算得儲能在2025年的裝機功率、容量有望分別達到70GW、210GWh；2020年全球儲能裝機、出貨分別為11、20GWh，則未來五年行業(yè)有望實現(xiàn)70%以上的復合增長，2025年儲能出貨量沖擊300GWh。圖：按新能源裝機估算，2025年全球儲能沖300GWh市場空間-中期：2025年全球儲能沖擊300GWh0%10%20%30%40%0100200300400圖：預計2025年全球光伏、風電裝機450、140GW500 50%2016A2025E2017A 2018A 2019A 2020A光伏 風電儲能滲透率CAGR：光伏30%、風電20%0501001502002503002018A2025E2019A裝機功率

GW2020A裝機容量

GWh出貨量

GWhCAGR：裝機80%，出貨70%

01市場空間-長期：100%可再生，需要多少儲能-5,00005,00010,00015,00020,00025,0000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00可再生能源電化學儲能天然氣核能大型水電煤炭進口其他由于不同地區(qū)的資源稟賦、電源結(jié)構(gòu)不盡相同，要準確計算儲能的需求空間難度較大，我們選擇以加州當前是實際數(shù)據(jù)為例，來進行大致的估算：1）加州目前日內(nèi)需求峰值功率為43GW，低谷為26GW，全天電力需求合計810GWh；2）當前加州可再生能源發(fā)電量占比約20%，假設(shè)未來達到100%；3）可再生能源午間發(fā)電功率高于需求功率，其余低于需求，對于儲能即A1=A2+A3，同時滿足功率=max（B1，B2），由此計算需配套26GW，183GWh的儲能，即儲能需求=可再生能源功率40%*7h=總用電量*23%。圖：當前加州單日各種電源出力曲線（MW） 圖：100%可再生能源條件下需求、出力曲線（MW）70,00060,00050,00040,00030,00020,00010,00000:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:00總需求曲線100%可再生能源A1=183GWhA2=86GWhA3=97GWhB1=26GWB1=21GW

01市場空間-長期：100%可再生，需要多少儲能表：全球儲能市場潛在空間測算表：從電力需求角度出發(fā)估算的儲能潛在空間以加州的數(shù)據(jù)為例可知，當所有電力都由新能源提供的條件下，大約需要配置一天25%左右的儲能裝置，考慮到季節(jié)性波動，可能更大。預計2050年全球一天的電力需求在166TWh，假設(shè)其中70%由光伏、風電提供，其中儲能的配置比例為 ，則累計需要3.5萬GWh儲能，按20年的更換周期計算，對應穩(wěn)態(tài)需求1800GWh（增量階段有望超過2000GWh），對應2萬億的市場空間，相當于新能源車的30-40%。測算單位2019A2050-中性2050-樂觀全球電力年需求TWh27,00540,50760,753：年復合增長%1.3%2.7%全球電力日需求TWh74111166光伏+風電占比%60%70%儲能備電量占比%25%30%儲能存量GWh16,64734,954儲能年增量GWh8321,748儲能需求遠期穩(wěn)態(tài)裝機量 價值量-GWh -億元戶用2623,146工商業(yè)3504,194電網(wǎng)1,13613,632合計1,74820,972全球光伏裝機2020E2021E戶用18%13%工商業(yè) 18% 19%

電網(wǎng)65%68%合計100%100%

01表：全球季節(jié)性儲能的需求測算圖：南澳大利亞州可再生能源與需求差額的季節(jié)性波動當可再生能源高比例接入時，有可能需要考慮季節(jié)性儲能的需求，理論上蘊含較大的市場空間。市場空間-長期：高比例可再生能源，考慮季節(jié)性季節(jié)性儲能需求測算數(shù)值單位平均需求負荷1.6GW一年用電小時數(shù)8,760h南澳大利亞州 一年用電量14TWh季節(jié)性儲能需求300GWh占比2%%一年用電量60,753TWh考慮互補10%%全球-2050E 季節(jié)性儲能占比2%%季節(jié)性儲能需求130,036GWh按20年壽命6,502GWh

01對比不同技術(shù)路線的儲能，抽水蓄能、壓縮空氣、飛輪儲能、液流電池、鉛炭電池均存在明顯且難以解決的短板；鋰電/鈉電儲能有望成為主流方案，因協(xié)同新能源車發(fā)展；儲氫未來可期；鋰電適用于高頻調(diào)節(jié)、儲能適用于跨時段調(diào)節(jié)，有所互補。表：不同儲能技術(shù)路線的優(yōu)劣勢對比技術(shù)路線：鋰電主流方案，儲氫未來可期對比單位抽水蓄能壓縮空氣飛輪儲能鋰離子電池全釩液流電池鉛炭電池氫能投資成本元/KWh500-20001000-15005000-150001000-15002000-3000800-1200制氫成本可循環(huán)壽命次>10000>10000百萬次3000-100005000-100001000-3000降至20元/kg使用年限年40-6030-405-208-2015-205-815-20轉(zhuǎn)換效率%70-80%45-75%85-95%85-90%>70%70-85%30-50%制約因素-地理條件建設(shè)周期地理條件效率太低自放電儲存時間短經(jīng)濟性環(huán)境溫度系統(tǒng)復雜經(jīng)濟性能量密度低壽命短轉(zhuǎn)換效率低氫能消納適用場景 - 長時間調(diào)節(jié) 長時間調(diào)節(jié) 短時間調(diào)節(jié) 全場景適用 全場景適用 短中時長 長時間調(diào)節(jié)

01技術(shù)路線：鋰電主流方案，儲氫未來可期元/KWh抽水蓄能火電調(diào)峰鋰電池鋰電池-遠期氫能氫能-遠期度電成本0.15-0.250.02-0.060.3-0.40.15-0.201.5-2.00.5-0.6億元年億度元/KWh億元億度元/KWh項目名稱投資額折舊年限電力損耗電價假設(shè)年均成本年發(fā)電量度電成本抽水蓄能鋰電單位當前未來電池成本元/KWh1,200800鋰電儲能江蘇句容96.1404.50.33.813.50.28循環(huán)壽命次5,0008,000山東濰坊81.2404.40.33.313.10.25度電成本元/KWh0.300.13吉林敦化浙江天荒坪77.971.240407.811.30.30.34.35.223.431.60.180.16火電靈活性度電儲能成本測算 氫燃料電池轉(zhuǎn)換效率假設(shè)制氫效率75%55%60%65%70%75%80%氫燃料造價3.01.511.401.311.231.161.102.51.421.311.221.141.071.022.01.341.231.141.060.990.931.51.261.151.060.980.910.851.01.171.060.970.890.820.770.51.090.980.890.810.740.68其他成本元/KWh300200安徽桐城 74.9 40 7.2 0.3 4.0 21.4 0.19氫燃料電池合計元/KWh1,5001,000

01技術(shù)路線：鋰電快速降本，逐步成主流增量方案2007A2008A2009A2010A2011A2012A2013A2014A2019A2020E2021E鉛酸電池 鎳氫電池 鋰離子電池儲能裝機累計新增GW2020A存量占比2020A增量占比合計191.18.0抽水蓄能172.690.3%1.620%電化學儲能14.37.5%6.177%——鋰離子13.26.9%6.075%——鉛酸0.50.3%0.11%——其他0.60.3%0.01%從儲能裝機的存量上看，抽水蓄能占據(jù)主流，存量達到170GW左右，電化學儲能存量8.2GW，為第二大體量的技術(shù)路線；不過從增量上看，2019年電化學儲能新增裝機占比達到接近80%，發(fā)展趨勢向好；在電化學儲能中，鋰電池占據(jù)優(yōu)勢，一方面是鋰電池性能最好（倍率變化時容量穩(wěn)定，鉛酸不穩(wěn)定）；另一方面是在動力電池快速產(chǎn)業(yè)化的背景下，鋰電池成本快速下降、循環(huán)壽命提升，進而在經(jīng)濟性上也逐步具備優(yōu)勢。圖：二次電池歷年售價對比及展望（元/Wh） 表：全球新增的儲能裝機分技術(shù)路線情況5.04.54.03.53.02.52.01.51.00.50.0熔融鹽儲熱 3.4 1.8% 0.57%壓縮空氣及飛輪 0.9 0.5% 0.00%

02儲能發(fā)展處于什么階段，何時爆發(fā)？

02儲能商業(yè)模式眾多，對于驅(qū)動儲能行業(yè)增長的核心要素排序，我們認為，好的商業(yè)模式比系統(tǒng)價格下降更為重要。從儲能項目的現(xiàn)金流模型出發(fā)，會發(fā)現(xiàn)其與光伏、風電項目的高度相似性，一是初始投資大、運維成本低，二是回報周期長，且投資屬性下對IRR的敏感度高。對于此類投資，最為重要的是在相對清晰的現(xiàn)金流預期下，具備投資的經(jīng)濟性。儲能的成本，是充放電一次的成本；儲能的收益，取決于商業(yè)模式圖：典型儲能項目的凈現(xiàn)金流曲線（一充一放，萬元）儲能爆發(fā)驅(qū)動力：IRR

“可預見性”+ 高收益”1,0007505002500-250-500-750-1,00001234 567 89 10 11 12 13 14凈現(xiàn)金流量累計現(xiàn)金流

02現(xiàn)狀：中國、美國、歐洲、日本多點開花22961321056215191,0831840%110%-48%230%414%15%121-16%109%-500%0%500%1000%1500%2000%02004006008001,0001,200中國（MW）2012A 2013A 2014A 2015A 2016A國內(nèi)新增儲能裝機（MW）2017A 2018A 2019A 2020A增速0%50%100%150%200%250%01,0002,0003,0004,0002017A2018A2020A美國（MWh）住宅非住宅2019A電源側(cè)同比0%50%100%150%3,5003,0002,5002,0001,5001,00050002016A2021E歐洲（MWh）2017A住宅2018A工商業(yè)2019A電表前2020A同比分國家數(shù)據(jù)類型數(shù)據(jù)來源2017A2018A2019A2020A中國裝機功率CNESA0.10.60.51.1裝機容量CNESA0.92.7美國裝機功率WoodMac0.30.30.51.5裝機容量WoodMac0.50.81.13.5歐洲裝機功率WoodMac0.40.90.61.1裝機容量EASE0.61.11.11.8韓國裝機功率IEA0.41.00.60.3裝機容量WoodMac0.11.60.5日本裝機功率WoodMac0.20.20.2裝機容量WoodMac0.30.40.5澳洲裝機功率CNESA0.20.20.30.1裝機容量WoodMac0.40.50.5全球裝機功率CNESA0.93.72.94.7IEA1.93.33.14.7BNEF3.93.45.3裝機容量BNEF8.56.810.7

02美國市場在2020H1前比較平淡，住宅需求占比較高，2020H2以來進入爆發(fā)式增長階段，拉動2020年增速超過200%，2021年增速有望保持在200%左右，裝機容量從2020年的3.5GWh，增長至2021年的10GWh以上，且將呈現(xiàn)電源側(cè)、住宅需求共振的狀態(tài)。圖：美國儲能季度裝機量及結(jié)構(gòu)（MWh）圖：美國儲能市場將延續(xù)爆發(fā)趨勢（MWh）美國：2020H2邁入爆發(fā)期，2021年延續(xù)高增500%400%300%200%100%0%-100%02004006008001,0002017Q12017Q22017Q32017Q42018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q2住宅非住宅表前市場同比350%300%250%200%150%100%50%0%16,00014,00012,00010,0008,0006,0004,0002,00002017A2018A住宅（MWh）2019A非住宅2020A表前市場2021E同比

02圖：加州現(xiàn)貨電價波動情況（美分/KWh）美國：以加州為例，電價波動極大帶來儲能空間51015202001A2002A2003A2004A2005A2006A2007A2008A2009A2010A2011A2012A2013A2014A2015A2016A2017A2018A2019A加州平均零售電價（美分/kwh）圖：加州平均零售電價及現(xiàn)貨交易電價本身加州的電力機制與條件是儲能項目發(fā)展的基礎(chǔ)：加州現(xiàn)貨交易電價的峰值不斷創(chuàng)新高，2020年峰值現(xiàn)貨價格平均超60美分/kwh0204060800:000:551:502:453:404:355:306:257:208:159:1010:0511:0011:5512:5013:4514:4015:3516:3017:2518:2019:1520:1021:0522:0022:5523:50整體 住宅 商業(yè) 工業(yè)加州現(xiàn)貨交易電價-2020年平均（美分/kwh）

02圖：加州電網(wǎng)側(cè)儲能成本逐步低于燃氣美國：電網(wǎng)側(cè)RA合同機制，經(jīng)濟性已經(jīng)實現(xiàn)圖：考慮RA合同及輔助服務收益，電網(wǎng)側(cè)具備經(jīng)濟性加州公用事業(yè)委員會根據(jù)調(diào)峰缺口制定靈活性電源的采購計劃近兩年電化學儲能取代天然氣機組成為最經(jīng)濟的靈活性調(diào)節(jié)方式加州電網(wǎng)側(cè)儲能（2MW/8MWH）1. 項目收益：Resource

Adequate（后備,4小時）：1.4萬美元/MW/月調(diào)峰：24小時預測性競價，

平均0.7萬美元/月/8MWH調(diào)頻：15分鐘的調(diào)頻，

價格在150-600美元/度電價格項目年收入合計：100萬美元，項目投資400萬美元，IRR≥10%

02PPA模式是指電力用戶（通常是企業(yè)）與發(fā)電廠直接簽署電力采購合同，通常會約定期限、電量、電價（含綠證價格）等細則，成為電力買賣與銀行融資的基礎(chǔ)，PPA模式的核心特征，一是電價確定（固定/跟隨通脹/上下限），二是有電力消納的保障機制。以前期招標的加州Eland項目為例，該項目光伏裝機400MW，配套300MW*4h的儲能，簽訂PPA為40美元/MWh，其中光伏PPA為20美元/kwh，該項目計劃在2023年并網(wǎng)，目前美國儲能項目投資額為310美元/kwh，考慮近些年的價格下降，預計該項目IRR比較可觀。圖：近兩年在海外加速興起的PPA模式 表：加州Eland項目儲能投資IRR分析美國：電源側(cè)PPA模式，實現(xiàn)“可預見+高收益”以加州Eland項目為例，IRR對儲能價格、發(fā)電小時數(shù)敏感性分析發(fā)電小時數(shù)4,0005,0006,0007,0008,0002,1004.7%5.2%5.7%6.1%6.4%儲能系統(tǒng)2,0005.2%5.7%6.3%6.7%7.0%1,9005.7%6.3%6.9%7.4%7.6%價格元/kwh1,8006.2%6.9%7.6%8.1%8.4%1,7006.9%7.6%8.3%8.9%9.2%

02歐洲儲能市場近兩年保持穩(wěn)定增長，2019年增速較低與英國市場2018年的搶裝有關(guān)，核心驅(qū)動歐洲儲能放量的戶用市場增長持續(xù)性較強，德國是歐洲戶用儲能市場的領(lǐng)導者，近些年保持50%以上的復合增長；此外意大利、英國、奧地利、瑞士等國家的增速也較快。過去幾年歐洲電源側(cè)市場的占比較低，未來有望成為重要的增量貢獻。歐洲：住宅儲能需求占據(jù)主導，電源側(cè)有望發(fā)力圖：歐洲儲能市場歷年裝機量及結(jié)構(gòu)（MWh）圖：2019年歐洲戶用儲能分國家裝機（MWh）496,

66%89,

12%38,

5%20,

3%37,

5%65

,9%德國意大利英國奧地利瑞士其他160%140%120%100%80%60%40%20%0%3,5003,0002,5002,0001,5001,00050002016A2020A2021E2017A住宅2018A工商業(yè)2019A電表前同比

02儲能市場增長的核心驅(qū)動邏輯在于“可行的商業(yè)模式+可觀的投資回報率”，對于戶用儲能而言，多數(shù)情況下所賺取的是“自用電價”與“補貼電價”的價差；因而從全球來看，1）戶用儲能發(fā)展較好的地區(qū)往往是家庭電價較高的地區(qū)，例如德國、日本、意大利、英國等；2）伴隨光伏補貼政策的退出，“自用電價”與“補貼電價”價差拉大，進而會催生戶用儲能需求的持續(xù)增長。圖：全球主要國家和地區(qū)的家庭用電價格圖：德國EEG自2018年以來加速下調(diào)（Ct/KWh）歐洲：高居民電價與FIT退坡，驅(qū)動儲能需求0.400.350.300.250.200.150.100.050.00德國中國日本 意大利 英國 西班牙 歐盟 澳大利亞 美國家庭用電價格（美元/KWh）14131211109876Aug-14Dec-14Apr-15Aug-15Dec-15Apr-16Aug-16Dec-16Apr-17Aug-17Dec-17Apr-18Aug-18Dec-18Apr-19Aug-19Dec-19Apr-20Aug-20Dec-20固定電價模式<10kw固定電價模式<40kw

02除了可再生能源占比需要達到一定體量，靈活性電源的方案選擇也是影響儲能放量的重要因素；歐洲目前的可再生能源占比很高，但儲能發(fā)展平平，核心原因在于歐洲有大量的燃煤、燃氣的電源可用于靈活性調(diào)節(jié)，且跨過電力輸送占比同樣較高；不過，從趨勢上看，燃煤、燃氣存在碳排放，將逐步退出；而電化學儲能較天然氣逐步具備經(jīng)濟性，也將實現(xiàn)替代。圖：歐洲主要國家具備很強的靈活電源能力表：德國靈活性電源方案選擇后續(xù)的變化歐洲：靈活電源的低碳化方案，助推二度爆發(fā)0%50%100%150%200%德國丹麥西班牙英國20202025E靈活調(diào)節(jié)電源/可再生能源跨國輸電能力德國靈活調(diào)節(jié)電源變化燃煤電廠計劃于2038年前關(guān)閉所有燃煤電廠燃氣裝機從2020年的87吉瓦減少到2040年的46吉瓦天然氣調(diào)峰燃料和碳價格不斷上漲，將被電化學儲能替代系統(tǒng)靈活性資源從2020年的122吉瓦增加到2030年的202吉瓦、2040年的260吉瓦電化學儲能2030年的26吉瓦、2040年的89吉瓦

02國內(nèi)儲能市場在2017年以前較為平淡，2018年在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動下，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，裝機功率突破600MW，對應容量接近900MWh；2019年5月，《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》出臺，不允許儲能設(shè)施成本納入輸配電價，進而導致電網(wǎng)側(cè)投資熱情下降，2019年國內(nèi)亦出現(xiàn)下滑。2020年，多地出臺可再生能源項目在電源側(cè)配套儲能的政策文件，推動國內(nèi)儲能市場二度向上。圖：國內(nèi)儲能市場歷年裝機量（MWh）中國：用戶側(cè)先行，向電網(wǎng)、電源側(cè)過渡圖：2020年國內(nèi)以發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)需求為主38%19%22%21%發(fā)電側(cè)電網(wǎng)側(cè)輔助服務 用戶側(cè)22961321056215191,0831840%110%-48%230%414%15%121-16%109%-500%0%500%1000%1500%2000%02004006008001,0001,2002012A 2013A 2014A 2015A 2016A 2017A 2018A國內(nèi)新增儲能裝機（MW）2019A 2020A增速

02發(fā)改委發(fā)布《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》：1）允許儲能同時參與各類電力市場，因地制宜建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制；2）包括電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收，完善峰谷電價政策；3）在競爭性配置、項目核準（備案）、并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務補償考核等方面給予適當傾斜。圖：伴隨電改逐步推進，電力市場化有利于儲能發(fā)展中國：拐點是商業(yè)模式，首要依賴于電力改革圖：通過儲能進行需量管理，減少企業(yè)容量電價

02電源側(cè)也是儲能應用的重要場景，且具備內(nèi)生的偏消費屬性，用戶側(cè)峰谷價差需求空間，本質(zhì)上取決于各地峰谷負荷錯峰幅度，錯峰幅度越大，削峰填谷的空間也越大；根據(jù)國家電網(wǎng)的數(shù)據(jù)，2019年日間功率波動超過10GW的地區(qū)包括山東、江蘇、浙江、廣東、四川等地，全國33個省市合計接近200GW。由此估算錯峰需求所對應的儲能潛在裝機容量在240-480GWh。圖：全國各省峰、谷負荷及波動情況（粗略估計）表：國內(nèi)用戶側(cè)鋰電儲能需求空間測算中國：分時電價改革，用戶側(cè)發(fā)力，象征意義更強0510152025120100806040200南網(wǎng)北

天

冀

河

山

蒙

蒙

山

遼

吉

黑

上

江

浙

安

福

江

河

湖

湖

廣

廣

海

重

四

貴

云

西

陜

甘

青

寧

新京

津

北

北

西

西

東

東

寧

林

龍

海

蘇

江

徽

建

西

南

北

南

東

西

南

慶

川

州

南

藏

西

肅

海

夏

疆江峰值負荷 谷值負荷 峰谷功率波動用戶側(cè)儲能需求估算數(shù)量單位估算數(shù)據(jù)全國主要省份峰谷功率差360GW錯峰功率差200GW假設(shè)一電化學儲能配套率60%%備電時長假設(shè)2h對應儲能容量需求240GWh假設(shè)二電化學儲能配套率80%%備電時長假設(shè)3h對應儲能容量需求480GWh

02發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》；明確可再生能源消納的責任主體，預計近兩年仍以電網(wǎng)公司為主，后續(xù)伴隨光伏、儲能成本下降，可再生能源企業(yè)主導的比例提升，電源側(cè)儲能建設(shè)主體明晰；配置比例超預期，文件要求保障性并網(wǎng)以外的項目鼓勵按照功率15%掛鉤（鼓勵20%以上），時長4小時以上，將顯著抬升國內(nèi)需求；鼓勵調(diào)峰能力購買的協(xié)議簽訂在10年以上，保障了儲能項目收益的穩(wěn)定性；懲罰機制開始浮現(xiàn)，除了未履行建設(shè)責任企業(yè)的懲罰外，也會不定期對相關(guān)項目開展調(diào)度測試表：根據(jù)最新發(fā)改委政策調(diào)整的國內(nèi)儲能需求測算中國：發(fā)電側(cè)政策落地，市場化規(guī)模需配置儲能國內(nèi)儲能裝機測算單位2020A2021E2022E2023E2024E2025E可再生能源光伏GW52.158.380.0100.0125.0156.3：戶用 GW10.020.030.036.043.251.8：保障性戶用 %10%20%30%40%風電GW36.040.045.050.060.070.0保障性規(guī)模GW90.0105.0120.0135.0150.0市場化規(guī)模GW0.01.219.845.1市場化儲能需求GWh0.00.00.711.927.1

02目前市場化規(guī)模配套儲能的成本較高，光伏項目IRR會從6.4%下降到2.0%左右，不過考慮到技術(shù)進步，預計2024年光儲EPC成本將與目前的光伏EPC接近，屆時會實現(xiàn)光儲平價上網(wǎng)，市場化規(guī)模有望迎來爆發(fā)。中國：發(fā)電側(cè)政策落地，光儲平價期待2024年指標首年年均資本金IRR6.43%凈利率8.32%25.11%凈利潤342939單W利潤0.030.09現(xiàn)金流貼現(xiàn)值14911凈資產(chǎn)1142010106ROE3.00%9.29%建設(shè)成本假設(shè)：光伏組件1.78并網(wǎng)逆變器0.22升壓設(shè)備0.26支架(普通支架）0.30電纜設(shè)備0.20入網(wǎng)外接線路0.20調(diào)試&入網(wǎng)檢測0.10土建、支架、安裝0.35土地費用0.20路條費用0.00EPC利潤0.20合計（含稅）3.81指標首年年均資本金IRR1.99%凈利率-9.37%15.85%凈利潤-386593單W利潤-0.040.06現(xiàn)金流貼現(xiàn)值7531凈資產(chǎn)1421012575ROE-2.71%4.71%0電費收入財務成本0.16建設(shè)成本假設(shè)：光伏組件1.78并網(wǎng)逆變器0.25升壓設(shè)備0.26支架(普通支架）0.30電纜設(shè)備0.20入網(wǎng)外接線路0.20調(diào)試&入網(wǎng)檢測0.10土建、支架、安裝0.35儲能成本（分攤W）0.90土地費用0.20路條費用0.00EPC利潤0.20合計（含稅）4.74指標首年年均資本金IRR6.44%凈利率12.81%27.78%凈利潤5521088單W利潤0.060.11現(xiàn)金流貼現(xiàn)值14759凈資產(chǎn)1146110142ROE4.82%10.73%電費構(gòu)成0.43電費收入財務成本0.13建設(shè)成本假設(shè)：光伏組件1.20并網(wǎng)逆變器0.20升壓設(shè)備0.24支架(普通支架）0.28電纜設(shè)備0.19入網(wǎng)外接線路0.19調(diào)試&入網(wǎng)檢測0.09土建、支架、安裝0.33儲能成本（分攤W）0.72土地費用0.19路條費用0.00EPC利潤0.19合計（含稅）3.822021年-不配置儲能2021年-配置15%*4h儲能2024年-配置15%*4h儲能

02表：國內(nèi)部分省份關(guān)于鼓勵、優(yōu)先支持配套儲能項目的相關(guān)文件中國：強制配套模式是近兩年國內(nèi)高增的主要驅(qū)動地區(qū)覆蓋范圍考核性質(zhì)具體內(nèi)容青海省新建投運項目約束力較強（原則上）新能源按功率10%，備電2h配置儲能，水電+新能源按1：2：0.2配置儲能；0.1元/KWh運營補貼，2021-2022年執(zhí)行海南省保障性規(guī)模約束力強（且同步配套）需同步配套建設(shè)備案規(guī)模10%的儲能裝置新疆喀什具體批次項目約束力強2021年新疆喀什地區(qū)競爭優(yōu)選共550MW，要求配置儲能不低于2小時貴州省具體批次項目約束力強2021年風電項目第一批5.77GW，在配置一定比例儲能、經(jīng)濟可行情況下加快建設(shè)甘肅省在建及存量項目約束力較強（鼓勵）新能源存量項目約6GW，鼓勵按5%-20%功率、不小于2小時配套儲能；配置儲能的業(yè)主，后續(xù)競爭性配置給予支持山東省具體批次項目約束力強首批示范項目規(guī)模約50萬千瓦，按照功率不低于10%、時長不低于2小時配置或租賃儲能廣西省保障性規(guī)模約束力較強（加分）陸上風電、集中式光伏項目評競爭性配置儲能配置比例5%-10%或更高，時長不低于2小時河南省保障性規(guī)模約束力強2021年風電、光伏項目，I類區(qū)要求配置項目10%、2小時儲能（300MW/600MWh）；II類區(qū)要求配置項目15%、2小時儲能（150MW/300MWh）；III類區(qū)要求配置項目20%、2小時儲能陜西省新建投運項目約束力強（共享）2021年起新增集中式風電，陜北地區(qū)按照10%配置；新增集中式光伏，關(guān)中地區(qū)和延安市按照10%、榆林市按照20%；省級層面統(tǒng)籌規(guī)劃共享式儲能電站天津市保障性規(guī)模約束力強2021-2022年建設(shè)的風電、光伏項目，應承諾配置儲能，光伏配比不低于10%，風電不低于15%，時長不低于1小時寧夏省新建及存量項目約束力較強（原則上）2021年起，新核準/備案項目配置比例不低于10%、2小時以上的儲能；2022年12月底前，存量項目完成儲能配置安徽省保障性規(guī)模約束力強2021年競爭性配置光伏4GW、風電1GW；儲能電站配置比例不低于10%、時長1小時內(nèi)蒙古保障性規(guī)模約束力較強（鼓勵）2021年保障性并網(wǎng)規(guī)模的項目，集中式風電和光伏10GW，儲能比例提出了最低15%（2h）的要求山西省部分地區(qū)保障性規(guī)模約束力中等（建議）2021年、2022年山西新增風電、光伏11.2GW，其中大同、朔州、忻州、陽泉四市建議配置10%及以上的儲能河北省保障性規(guī)模約束力強2021年風電、光伏保障性并網(wǎng)項目為風電1.2GW、光伏11.4GW，按不低于容量的10%、15%配置儲能，時長2小時江蘇省市場化規(guī)模約束力強2021年保障性并網(wǎng)規(guī)模以外的光伏項目，長江以南地區(qū)按8%配置、長江以北地區(qū)按10%配置，時長2小時

022020年以來地方密集出臺的鼓勵優(yōu)先配套儲能政策激發(fā)了市場需求的增加，不過從商業(yè)模式上看，優(yōu)先配套儲能對于可再生能源企業(yè)而言，都是額外的成本項，以一類地區(qū)為例，無儲能條件下，0%/10%棄光率對應IRR分別為10.7%、7.6%，若搭配15%功率比例、2h備電時長的鋰電池儲能，對于0%棄光率的項目，IRR下降3.5pct左右；若棄光率由10%改善至5%，對應IRR下降1.8pct；由于優(yōu)先配套模式下，儲能對于可再生能源項目屬于成本項，這也導致在儲能招標時，價格成為主要導向，2020年儲能報價明顯降低。表：增配儲能對于光伏項目IRR的影響測算 表：2020年以來國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能報價趨于激烈中國：強制配套模式缺乏收益模式，引發(fā)價格戰(zhàn)項目單位光伏光伏+儲能項目規(guī)模MW100100光伏成本元/W3.53.5儲能成本-折算到W元/W0.5——功率配比%15%——備電時長h2.0——儲能容量MWh30——度電單價元/kwh1,700項目總成本元/W3.54.0棄光率%0%10%0%5%IRR%10.70%7.64%7.21%5.89%日期項目產(chǎn)品價格2018年大致區(qū)間儲能系統(tǒng)設(shè)備2元/Wh2019年大致區(qū)間儲能系統(tǒng)EPC1.8-1.9元/Wh2020年大致區(qū)間不含施工1.7元/Wh2020年初華潤濉溪儲能系統(tǒng)EPC2.15元/Wh2020年1月山東東明電池及管理系統(tǒng)1.6-1.65元/Wh2020年4月華能新泰儲能系統(tǒng)EPC1.54元/Wh

2020年5月 三峽新能源 儲能系統(tǒng)EPC 1.699元/Wh

02綜合來看，在地方政府密集出臺儲能配套政策的背景下，我們認為國內(nèi)短期的儲能需求將主要集中在電源側(cè)保障性項目的儲能配置，伴隨電網(wǎng)側(cè)“容量電價”、“輸配電價”政策出臺及完善，電網(wǎng)側(cè)將成為“又好又快”發(fā)展的主力，到2024年伴隨國內(nèi)光伏、風電進入儲能平價，市場化項目配置儲能的爆發(fā)潛力可觀。估算到2025年國內(nèi)儲能裝機需求將達到50-55GWh，較2020年實現(xiàn)70%-80%的復合增長。表：國內(nèi)電力儲能中期需求測算（GWh）中國：國內(nèi)拐點已至，2025年展望50GWh國內(nèi)儲能裝機測算單位2020A2021E2022E2023E2024E2025E可再生能源光伏GW52.158.380.0100.0125.0156.3：戶用 GW10.020.030.036.043.251.8：保障性戶用 %10%20%30%40%風電GW36.040.045.050.060.070.0保障性規(guī)模GW90.0105.0120.0135.0150.0市場化規(guī)模GW0.01.219.845.1滲透率%4%10%20%18%16%14%保障性功率比例%15%16%17%18%19%20%備電時長h2.02.02.02.02.02.0儲能需求 GWh1.12.97.17.88.28.4市場化儲能需求 GWh0.00.00.711.927.1電網(wǎng)側(cè)儲能需求 GWh1.01.53.09.012.616.4用戶側(cè)儲能需求 GWh0.60.81.21.62.33.2國內(nèi)儲能裝機合計 GWh2.75.211.319.135.055.1同比 %96%117%69%83%58%

02儲能的商業(yè)模式，核心要解決的問題是：1）儲能的收益來源是什么，也就是誰來承擔儲能的成本；2）儲能的收益穩(wěn)定性怎么樣？表：儲能商業(yè)模式的本質(zhì)是如何對儲能定價、誰為儲能成本買單

儲能驅(qū)動力：關(guān)鍵跟蹤指標是商業(yè)模式和經(jīng)濟性應用場景國家商業(yè)模式儲能收益誰為儲能成本買單核心跟蹤指標可再生能源波動中國棄電消納棄風棄光電量儲存于電池，適當時機并網(wǎng)消納項目標桿電價價值創(chuàng)造，影響其他電源收益限電率和季節(jié)性優(yōu)先配套無無發(fā)電企業(yè)商業(yè)模式/政策電網(wǎng)調(diào)峰根據(jù)電網(wǎng)指令，賺取電網(wǎng)所確定的調(diào)節(jié)價格協(xié)議調(diào)峰價格通過電網(wǎng)分攤至發(fā)電企業(yè)商業(yè)模式/政策電網(wǎng)建設(shè)電網(wǎng)公司建設(shè)儲能，并納入輸配電成本無終端用戶商業(yè)模式/政策分布式發(fā)電與分布式項目結(jié)合，提高分布式項目自用比例（自用-上網(wǎng)）電價電網(wǎng)經(jīng)濟性美國PPA電價光伏+儲能項目，給予高于光伏的定價超額收益終端用戶經(jīng)濟性歐洲戶用光伏與戶用項目結(jié)合，提高戶用項目自用比例（自用-上網(wǎng)）電價電網(wǎng)經(jīng)濟性輔助服務市場中國削峰填谷谷電價、平電價充電，峰電價放電；容量電價峰谷價差、容量電價按效果付費商業(yè)模式/政策美國輔助服務調(diào)峰、輸配升級延緩、備用、調(diào)頻、黑啟動等多元化收入按效果付費商業(yè)模式/政策

03儲能產(chǎn)業(yè)鏈有哪些標的，彈性幾何？

03儲能系統(tǒng)包括容量器件（電芯、PACK、BMS）、功率器件（PCS）以及其他配套設(shè)施（電纜、消防、空調(diào)、升壓變）等；PCS價值量占比在