碳中和至儲(chǔ)能風(fēng)起

1、正文目錄 HYPERLINK l _TOC_250025 與市場(chǎng)不同的觀點(diǎn) 5 HYPERLINK l _TOC_250024 經(jīng)濟(jì)性拖累前期推廣節(jié)奏，能源轉(zhuǎn)型持續(xù)催生儲(chǔ)能需求 6 HYPERLINK l _TOC_250023 儲(chǔ)能協(xié)助提升系統(tǒng)價(jià)值，電力系統(tǒng)中需求場(chǎng)景多元 6 HYPERLINK l _TOC_250022 經(jīng)濟(jì)性：個(gè)別場(chǎng)景經(jīng)濟(jì)性已符合要求，內(nèi)生增長(zhǎng)動(dòng)力仍需提升 7 HYPERLINK l _TOC_250021 模型假設(shè)：儲(chǔ)能 EPC 成本下降，電池壽命及充放電效率提升 7 HYPERLINK l _TOC_250020 需求場(chǎng)景：高棄電率、高補(bǔ)貼、高峰谷電價(jià)差地區(qū) IRR

2、 可達(dá)要求 8敏感性分析：補(bǔ)貼水平EPC 建設(shè)成本當(dāng)?shù)仉妰r(jià)電池循環(huán)壽命充放電深度循環(huán)效率 10 HYPERLINK l _TOC_250019 路徑推演：自發(fā)性需求分區(qū)域釋放，技術(shù)進(jìn)步穩(wěn)步推進(jìn) 12 HYPERLINK l _TOC_250018 區(qū)域特征：高上網(wǎng)電價(jià)區(qū)域內(nèi)生需求率先釋放 12 HYPERLINK l _TOC_250017 建設(shè)成本：技術(shù)持續(xù)推動(dòng)產(chǎn)業(yè)鏈降本，海外直接從補(bǔ)貼入手 13 HYPERLINK l _TOC_250016 補(bǔ)貼：各地補(bǔ)貼或零星出現(xiàn)，配儲(chǔ)電站權(quán)益增加是主流 14 HYPERLINK l _TOC_250015 循環(huán)壽命：超長(zhǎng)續(xù)航電池仍在推進(jìn)，系統(tǒng)協(xié)助延長(zhǎng)

3、循環(huán)次數(shù) 15 HYPERLINK l _TOC_250014 循環(huán)效率：針對(duì)性設(shè)計(jì)釋放潛力，項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)助力效率提升 15 HYPERLINK l _TOC_250013 儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性穩(wěn)步提升，23 年新能源自發(fā)配儲(chǔ)需求或逐步崛起 16 HYPERLINK l _TOC_250012 儲(chǔ)能增加系統(tǒng)靈活性，系統(tǒng)價(jià)值、容量作用、安全價(jià)值并存 18 HYPERLINK l _TOC_250011 系統(tǒng)價(jià)值：增加電網(wǎng)消納能力，降低電站系統(tǒng)棄電率 18 HYPERLINK l _TOC_250010 容量作用：降低客戶容量電費(fèi)，協(xié)助電廠極限調(diào)頻 20 HYPERLINK l _TOC_250009 安全價(jià)值

4、：協(xié)助數(shù)據(jù)與通信領(lǐng)域，保障電力供應(yīng)穩(wěn)定性 22 HYPERLINK l _TOC_250008 儲(chǔ)能市場(chǎng)增長(zhǎng)空間廣闊，經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)有望來臨 23 HYPERLINK l _TOC_250007 新能源配儲(chǔ)需求旺盛，支撐儲(chǔ)能快速增長(zhǎng) 23 HYPERLINK l _TOC_250006 市場(chǎng)空間：降本與政策鼓勵(lì)雙管齊下，儲(chǔ)能是未來的高成長(zhǎng)賽道 24 HYPERLINK l _TOC_250005 測(cè)算驗(yàn)證：新能源配儲(chǔ)打底，25 年儲(chǔ)能電池需求有望超 60GWh 25 HYPERLINK l _TOC_250004 話語(yǔ)權(quán)：前期電池占核心地位，后期系統(tǒng)集成有望成行業(yè)制高點(diǎn) 26 HYPERLINK

5、l _TOC_250003 重點(diǎn)推薦標(biāo)的 30 HYPERLINK l _TOC_250002 寧德時(shí)代（300750 CH，增持，435.84 元）：儲(chǔ)能業(yè)務(wù)有望快速放量 30 HYPERLINK l _TOC_250001 億緯鋰能（300014 CH，買入，目標(biāo)價(jià)：117.65 元）：各業(yè)務(wù)多點(diǎn)開花 32 HYPERLINK l _TOC_250000 風(fēng)險(xiǎn)提示 34圖表目錄圖表 1： 儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景分類 6圖表 2： 2020 年全球電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)占比提升至 7.4% 6圖表 3： 2020 年國(guó)內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)占比提升至 5.28% 6圖表 4： 2020 年風(fēng)電儲(chǔ)能 EPC

6、價(jià)格情況（單位：元/wh） 7圖表 5： 2020 光伏儲(chǔ)能 EPC 價(jià)格情況（單位：元/wh） 7圖表 6： 寧德時(shí)代儲(chǔ)能電池使用壽命情況 8圖表 7： 各儲(chǔ)能器件循環(huán)效率情況 8圖表 8： 儲(chǔ)能模型假設(shè)表 8圖表 9： 各類典型模式儲(chǔ)能收益率測(cè)算 10圖表 10： 發(fā)電自用儲(chǔ)能收益率敏感性分析 11圖表 11： 工商業(yè)儲(chǔ)能收益率敏感性分析 11圖表 12： 各地新建風(fēng)電光伏項(xiàng)目上網(wǎng)指導(dǎo)價(jià) 12圖表 13： 部分省市一般工商業(yè)峰谷價(jià)差情況 12圖表 14： 部分省份儲(chǔ)能電站調(diào)峰度電收益（最高申報(bào)價(jià)格） 12圖表 15： 電池在儲(chǔ)能系統(tǒng)中成本重要來源 13圖表 16： 國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能電池價(jià)格仍處于下

7、降區(qū)間 13圖表 17： SGIP 補(bǔ)貼計(jì)劃補(bǔ)貼情況（2017 年版） 13圖表 18： 加州地區(qū) SGIP 補(bǔ)貼儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)情況 14圖表 19： 紐約地區(qū)儲(chǔ)能裝機(jī)情況 14圖表 20： 海外儲(chǔ)能補(bǔ)貼政策 14圖表 21： 儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)補(bǔ)貼情況 14圖表 22： 寧德時(shí)代長(zhǎng)壽命 LFP 電芯循環(huán)表現(xiàn) 15圖表 23： 特斯拉百萬英里電池循環(huán)表現(xiàn) 15圖表 24： BYD CubeT28 液冷解決方案 15圖表 25： 華為組串式儲(chǔ)能系統(tǒng) 15圖表 26： 1500V 儲(chǔ)能系統(tǒng)降本增效表現(xiàn) 16圖表 27： 2021-2025 年各主要參數(shù)假設(shè) 16圖表 28： 十四五期間各省發(fā)電側(cè)配儲(chǔ)項(xiàng)目收益率

8、測(cè)算 17圖表 29： 電力系統(tǒng)概覽 18圖表 30： 各類儲(chǔ)能方式優(yōu)缺點(diǎn)比較 18圖表 31： 光伏風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)量 19圖表 32： 光伏風(fēng)電發(fā)電量情況 19圖表 33： 光伏裝機(jī)及各地棄光率情況 19圖表 34： 風(fēng)電裝機(jī)及各地棄風(fēng)率情況 19圖表 35： 晴天情況下光伏電站的輸出功率波動(dòng)量（1min 級(jí)別） 20圖表 36： 多云情況下光伏電站的輸出功率波動(dòng)量（1min 級(jí)別) 20圖表 37： 新能源配儲(chǔ)效益測(cè)算 20圖表 38： 各地容量電價(jià)情況 20圖表 39： 儲(chǔ)能對(duì)機(jī)組調(diào)頻指標(biāo)的提升作用 21圖表 40： 火儲(chǔ)調(diào)頻系統(tǒng)接線示意圖 21圖表 41： 輔助服務(wù)市場(chǎng)調(diào)頻補(bǔ)償情況 21

9、圖表 42： 2019H1 電力輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用情況 22圖表 43： 2019H1 電力輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用結(jié)構(gòu) 22圖表 44： 5G 基站建設(shè)配套儲(chǔ)能需求預(yù)測(cè) 22圖表 45： 磷酸鐵鋰電池與鉛酸電池性能特點(diǎn)對(duì)比 22圖表 46： CPIA 預(yù)計(jì)十四五期間國(guó)內(nèi)光伏新增裝機(jī) CAGR 為 13-18% 23圖表 47： CPIA 預(yù)計(jì)十四五期間全球光伏新增裝機(jī) CAGR 為 16-20% 23圖表 48： 各省份裝機(jī)和配儲(chǔ)情況 23圖表 49： 20-25 年我國(guó)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī) CAGR 有望超 60% 24圖表 50： 20-25 年我國(guó)儲(chǔ)能新增裝機(jī) CAGR 有望超 50% 24圖表 51：

10、 20-50 年全球電化學(xué)儲(chǔ)能市場(chǎng)年化復(fù)合增速底線為 18% 24圖表 52： 十四五期間風(fēng)光配儲(chǔ)需求測(cè)算 25圖表 53： 電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲(chǔ)能投運(yùn)量測(cè)算 25圖表 54： 儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)企業(yè) 26圖表 55： 儲(chǔ)能成本拆分（2019 年） 27圖表 56： 全球主要電池廠商儲(chǔ)能電池出貨情況 27圖表 57： 2020 國(guó)內(nèi)市場(chǎng)儲(chǔ)能電池出貨量 27圖表 58： 2020 年儲(chǔ)能變流器（PCS）出貨量 27圖表 59： 2020 國(guó)內(nèi)市場(chǎng)儲(chǔ)能集成商排名（功率口徑） 28圖表 60： 2020 國(guó)內(nèi)市場(chǎng)儲(chǔ)能集成商排名（能量口徑） 28圖表 61： 用戶側(cè)儲(chǔ)能產(chǎn)品測(cè)試與認(rèn)證情況 28圖表 62：

11、寧德時(shí)代動(dòng)力電池出貨量穩(wěn)居全球首位 30圖表 63： 2021Q1 寧德時(shí)代裝機(jī)量市占率提升至 31.5% 30圖表 64： 寧德在全球儲(chǔ)能市場(chǎng)出貨占比快速提升 30圖表 65： 寧德時(shí)代儲(chǔ)能業(yè)務(wù)快速增長(zhǎng) 30圖表 66： 寧德時(shí)代儲(chǔ)能公司合作及供貨情況 31圖表 67： 寧德時(shí)代簽訂的磷酸鐵鋰合作協(xié)議情況 31圖表 68： 鋰離子電池收入快速提升 32圖表 69： 微網(wǎng)儲(chǔ)能系統(tǒng) 32圖表 70： 通信基站后備電源儲(chǔ)能 32圖表 71： 億緯鋰能磷酸鐵鋰產(chǎn)業(yè)鏈投資及儲(chǔ)能投入情況 33圖表 72： 億緯鋰能公開披露的儲(chǔ)能訂單情況 33圖表 73： 重點(diǎn)推薦標(biāo)的情況（截至 5 月 26 日） 33

12、圖表 74： 本報(bào)告提及公司匯總 34與市場(chǎng)不同的觀點(diǎn)儲(chǔ)能業(yè)務(wù)的核心有二，安全性和經(jīng)濟(jì)性，安全性影響市場(chǎng)壁壘，經(jīng)濟(jì)性決定推廣節(jié)奏。 安全性主要受儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)影響，劣幣驅(qū)逐良幣導(dǎo)致的安全隱憂，本質(zhì)上也是經(jīng)濟(jì)性問題。隨著儲(chǔ)能系統(tǒng)認(rèn)證以及施工全流程標(biāo)準(zhǔn)化，安全性有望逐步提升。相較于安全性，經(jīng)濟(jì)性影響終端用戶的儲(chǔ)能推廣節(jié)奏和儲(chǔ)能核心元器件的選擇。我們從第一性原理出發(fā)，結(jié)合儲(chǔ)能實(shí)際運(yùn)行條件，抽絲剝繭儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性影響指標(biāo)，探究?jī)?chǔ)能項(xiàng)目推廣節(jié)奏和各器件話語(yǔ)權(quán)。1、 儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性如何？哪些場(chǎng)景需求會(huì)率先滿足經(jīng)濟(jì)性要求？什么器件對(duì)儲(chǔ)能需求影響最大？未來的推廣節(jié)奏怎么樣？?jī)?chǔ)能項(xiàng)目在高上網(wǎng)電價(jià)新能源電站配儲(chǔ)、高峰

13、谷電價(jià)以及有補(bǔ)貼區(qū)域的 IRR 已滿足運(yùn)營(yíng)商的投資門檻，滿足當(dāng)?shù)亟ㄔO(shè)要求的儲(chǔ)能電站的需求有望逐步釋放。平價(jià)電站配儲(chǔ)項(xiàng)目的 IRR尚不能滿足運(yùn)營(yíng)商的投資門檻，平價(jià)項(xiàng)目配儲(chǔ)需求仍將以政策驅(qū)動(dòng)為主。儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 主要受當(dāng)?shù)仉妰r(jià)、補(bǔ)貼等外部因素和電池循環(huán)壽命、EPC 建設(shè)成本、充放電深度和循環(huán)效率等儲(chǔ)能內(nèi)部因素影響，當(dāng)前電價(jià)和補(bǔ)貼等外部因素變動(dòng)對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目收益水平影響較大。按照內(nèi)部因素的潛在優(yōu)化空間，我們測(cè)算得儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 內(nèi)部影響因素排序?yàn)椋篍PC 建設(shè)成本電池循環(huán)壽命充放電深度循環(huán)效率，前三因素均與電池有關(guān)。結(jié)合各項(xiàng)因素的潛在降本節(jié)奏和各省的上網(wǎng)電價(jià)水平，我們預(yù)計(jì) 23 年起部分省份新能源配

14、儲(chǔ) Irr 有望升至 6%以上，儲(chǔ)能項(xiàng)目?jī)?nèi)生增長(zhǎng)動(dòng)力逐步增強(qiáng)。2、 除了項(xiàng)目自身的經(jīng)濟(jì)性水平，儲(chǔ)能系統(tǒng)的哪些價(jià)值助力其普及？?jī)?chǔ)能依托系統(tǒng)而存在，價(jià)值不止于充放電價(jià)差和輔助服務(wù)收入，儲(chǔ)能的系統(tǒng)、容量和安全等多重價(jià)值也將促進(jìn)其普及。系統(tǒng)價(jià)值：電網(wǎng)是需要瞬時(shí)平衡的復(fù)雜系統(tǒng)，儲(chǔ)能作為電力系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)容量，可以協(xié)助機(jī)組進(jìn)行調(diào)頻，減少電站系統(tǒng)外部可調(diào)節(jié)余量需求，協(xié)助降低的棄電量或高于儲(chǔ)能項(xiàng)目的充電量，在可調(diào)節(jié)容量不足且高棄電區(qū)域，儲(chǔ)能對(duì)于系統(tǒng)的增益價(jià)值更為顯著。容量?jī)r(jià)值：兩部制電價(jià)包括容量電價(jià)和電度電價(jià)兩部分，前者按照給客戶配備的容量上限收費(fèi)，協(xié)助國(guó)網(wǎng)收回變壓器和線路改造擴(kuò)容成本。儲(chǔ)能作用有二，其一協(xié)助

15、高用能時(shí)期電力供應(yīng)，減少變壓器容量投入，增加利用率，協(xié)助電網(wǎng)及用戶降本；其次是對(duì)于擴(kuò)大生產(chǎn)規(guī)模的公司，加配儲(chǔ)能較擴(kuò)容施工更為快捷靈活，協(xié)助工商業(yè)用戶按照自身節(jié)奏擴(kuò)大產(chǎn)能。安全價(jià)值：儲(chǔ)能保障系統(tǒng)電力供應(yīng)，協(xié)助高價(jià)值項(xiàng)目平穩(wěn)運(yùn)行，5G 及數(shù)據(jù)中心后備電源需求旺盛，電池逐步由鉛酸轉(zhuǎn)向磷酸鐵鋰，支撐儲(chǔ)能需求。3、 如何看待儲(chǔ)能賽道，21 年強(qiáng)制配儲(chǔ)的需求有多少，25 年需求空間如何？什么環(huán)節(jié)的話語(yǔ)權(quán)更高？十四五期間可再生能源裝機(jī)快速提升，儲(chǔ)能系統(tǒng)的重要性凸顯，強(qiáng)制配儲(chǔ)政策有望帶動(dòng)儲(chǔ)能需求快速釋放。CNESA 預(yù)計(jì) 20-25 年儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī) CAGR 有望超 60%，BNEF 預(yù)計(jì) 2020-2050

16、 年儲(chǔ)能裝機(jī) CAGR 有望達(dá)到 18%，儲(chǔ)能行業(yè)是長(zhǎng)雪坡賽道。我們根據(jù)各省份的強(qiáng)制配儲(chǔ)要求和裝機(jī)占比情況，測(cè)算得 21 年風(fēng)光配儲(chǔ)需求達(dá) 8.31GW（20 年新增儲(chǔ)能裝機(jī) 1.56GW），對(duì)應(yīng)電池需求約 16.6GWh，儲(chǔ)能需求有望大幅提升。23 年發(fā)電側(cè)自用儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性逐步符合要求后，配儲(chǔ)比例有望提升，預(yù)計(jì) 25 年儲(chǔ)能電池需求或超 64GWh。國(guó)內(nèi)市場(chǎng)：政策驅(qū)動(dòng)階段，成本重要性凸顯，結(jié)合我們 IRR 敏感性測(cè)試，EPC 建設(shè)成本和循環(huán)壽命等均主要由電池環(huán)節(jié)決定，我們認(rèn)為初期電池企業(yè)的話語(yǔ)權(quán)較高。隨著儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性逐步滿足要求，內(nèi)生增長(zhǎng)動(dòng)力增強(qiáng)，電站控制系統(tǒng)及循環(huán)效率等重要性逐漸顯現(xiàn)，有整體解

17、決方案的廠商有望脫穎而出。儲(chǔ)能標(biāo)準(zhǔn)化是行業(yè)發(fā)展趨勢(shì)，隨著儲(chǔ)能要求提升，龍頭公司的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)更為顯著。海外市場(chǎng)：電力市場(chǎng)化交易下儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性較高，經(jīng)濟(jì)性已經(jīng)滿足要求，認(rèn)證和渠道重要性凸顯。經(jīng)濟(jì)性拖累前期推廣節(jié)奏，能源轉(zhuǎn)型持續(xù)催生儲(chǔ)能需求儲(chǔ)能協(xié)助提升系統(tǒng)價(jià)值，電力系統(tǒng)中需求場(chǎng)景多元電力是需要維持瞬時(shí)平衡的復(fù)雜系統(tǒng)，需要源網(wǎng)荷儲(chǔ)之間相互配合，共同助力維持電網(wǎng)的穩(wěn)定性。儲(chǔ)能作為電力系統(tǒng)的蓄水池，協(xié)助電力系統(tǒng)進(jìn)行電量與電力的實(shí)時(shí)平衡。儲(chǔ)能的價(jià)值是依托于系統(tǒng)而存在的，在不同場(chǎng)景下儲(chǔ)能需求有所差異，按照當(dāng)前的應(yīng)用場(chǎng)景劃分，主要包括發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三個(gè)方向：發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能用于大規(guī)模風(fēng)光并網(wǎng)，通過負(fù)荷跟蹤、平滑輸

18、出等解決新能源消納問題，實(shí)現(xiàn)電網(wǎng)一次調(diào)頻；電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能可布置于電網(wǎng)樞紐處，既提供調(diào)峰調(diào)頻等電力輔助服務(wù)，也可聯(lián)合周邊新能源電站提升新能源消納；用戶側(cè)儲(chǔ)能在分布式發(fā)電、微網(wǎng)及普通配網(wǎng)系統(tǒng)中通過能量時(shí)移實(shí)現(xiàn)用戶電費(fèi)管理與需求側(cè)響應(yīng)，實(shí)現(xiàn)電能質(zhì)量改善、應(yīng)急備用和無功補(bǔ)償?shù)雀郊觾r(jià)值。圖表1： 儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景分類應(yīng)用場(chǎng)景細(xì)分場(chǎng)景場(chǎng)景描述發(fā)電側(cè)能量時(shí)移通過儲(chǔ)能方式實(shí)現(xiàn)用電電荷削峰填谷機(jī)組效率釋放機(jī)組容量，提高機(jī)組效率負(fù)荷跟蹤AGC 調(diào)頻備用容量針對(duì)變化緩慢的持續(xù)變動(dòng)負(fù)荷進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整快速精確的功率響應(yīng)提高發(fā)電側(cè)調(diào)頻能力預(yù)留有功功率儲(chǔ)備保證電能質(zhì)量與系統(tǒng)穩(wěn)定平滑出力平滑風(fēng)電等出力波動(dòng)性較大的新能源電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻調(diào)峰與

19、火電機(jī)組捆綁參與調(diào)頻服務(wù)能量時(shí)移通過儲(chǔ)能方式實(shí)現(xiàn)用電電荷削峰填谷備用容量通過較小的裝機(jī)容量有效提高電網(wǎng)輸配電能力用戶側(cè)電價(jià)管理基于分時(shí)電價(jià)體系調(diào)節(jié)電力負(fù)荷容量費(fèi)用工業(yè)用戶降低最高用電功率降低容量費(fèi)用電能質(zhì)量用戶側(cè)儲(chǔ)能系統(tǒng)平滑電壓和頻率波動(dòng)，提高電能質(zhì)量資料來源：國(guó)家電網(wǎng)，北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，電化學(xué)儲(chǔ)能適用場(chǎng)景豐富，新能源配儲(chǔ)帶動(dòng)儲(chǔ)能需求提升。電化學(xué)儲(chǔ)能在電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)早已有應(yīng)用，受儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性影響和以火電為主的能源結(jié)構(gòu)影響，電化學(xué)儲(chǔ)能在儲(chǔ)能裝機(jī)占比仍處于低位。隨著場(chǎng)景逐步豐富，電化學(xué)儲(chǔ)能規(guī)模及占比持續(xù)提升，根據(jù) CNESA數(shù)據(jù)，截至 2020 年，全球電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī) 14.2GW（同比+49.

20、2%），占儲(chǔ)能系統(tǒng)裝機(jī)的 7.4%；國(guó)內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī) 3.27GW（同比+91.2%），占整體儲(chǔ)能的 9.2%。值得注意的是，20 年我國(guó)新增電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)達(dá) 1.56GW（同比+145%），配儲(chǔ)政策釋放儲(chǔ)能需求，國(guó)內(nèi)新增儲(chǔ)能裝機(jī)首次突破 GW 大關(guān)。圖表2： 2020 年全球電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)占比提升至 7.4%圖表3： 2020 年國(guó)內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)占比提升至 5.28%抽水蓄能-左軸其他-左軸電化學(xué)儲(chǔ)能-左軸電化學(xué)儲(chǔ)能增速-右軸9.2%5.3%1.3%3.4%1.0%GW抽水蓄能-左軸電化學(xué)儲(chǔ)能-左軸GW200190180170160150140130120110100其他-左

21、軸電化學(xué)儲(chǔ)能增速-右軸5.2%7.4%1.7%3.7%1.0%140%120%100%80%60%40%20%0%20162017201820192020403530252015105020162017201820192020200%180%160%140%120%100%80%60%40%20%0%注：圖中數(shù)字為電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)占比資料來源：CNESA，資料來源：CNESA，動(dòng)力電池協(xié)助培育儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈，安全和經(jīng)濟(jì)性為核心關(guān)注點(diǎn)。動(dòng)力電池多年發(fā)展為儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈培育奠定基礎(chǔ)，儲(chǔ)能系統(tǒng)的針對(duì)性的設(shè)計(jì)進(jìn)一步帶動(dòng)儲(chǔ)能普及。儲(chǔ)能項(xiàng)目共有安全和經(jīng)濟(jì)性兩大核心關(guān)注點(diǎn)，安全性影響競(jìng)爭(zhēng)壁壘，經(jīng)濟(jì)性影響推廣節(jié)奏。

22、安全是儲(chǔ)能推廣的首要條件，隨著準(zhǔn)入門檻和流程標(biāo)準(zhǔn)提高，電池、BMS 和儲(chǔ)能系統(tǒng)設(shè)計(jì)更具針對(duì)性，儲(chǔ)能的安全性有望持續(xù)提升。經(jīng)濟(jì)性影響儲(chǔ)能的推廣節(jié)奏和產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)話語(yǔ)權(quán)，經(jīng)濟(jì)性不滿足的情況下，儲(chǔ)能建設(shè)多以強(qiáng)制配儲(chǔ)為主，內(nèi)生增長(zhǎng)動(dòng)力欠缺。根據(jù) CNESA，我國(guó)新建的風(fēng)光發(fā)電測(cè)項(xiàng)目多為強(qiáng)制配儲(chǔ)項(xiàng)目，缺乏模式和價(jià)格引導(dǎo)機(jī)制，經(jīng)濟(jì)性影響下低價(jià)的無序競(jìng)爭(zhēng)仍有可能發(fā)生，發(fā)生劣幣驅(qū)逐良幣現(xiàn)象。劣幣驅(qū)逐良幣帶來的安全隱憂，本質(zhì)上也是經(jīng)濟(jì)性問題。經(jīng)濟(jì)性：個(gè)別場(chǎng)景經(jīng)濟(jì)性已符合要求，內(nèi)生增長(zhǎng)動(dòng)力仍需提升電化學(xué)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性仍有待提升，個(gè)別場(chǎng)景下已能滿足收益要求。經(jīng)濟(jì)性影響儲(chǔ)能自發(fā)性推廣節(jié)奏和儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈各器件話語(yǔ)權(quán)，當(dāng)前儲(chǔ)能

23、項(xiàng)目初始投資成本仍較高，拖累儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。此外，在儲(chǔ)能實(shí)際運(yùn)行過程中，售電收入的增值稅、系統(tǒng)循環(huán)效率和儲(chǔ)能壽命等因素也會(huì)對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目產(chǎn)生影響。我們按照儲(chǔ)能獲取收益的典型模式，測(cè)算不同模式下儲(chǔ)能電站收益情況，當(dāng)前高電價(jià)差區(qū)域的峰谷電價(jià)模式項(xiàng)目 IRR 較高，原有高補(bǔ)貼光伏電站配備的儲(chǔ)能項(xiàng)目收益率已經(jīng)滿足商業(yè)化運(yùn)營(yíng)的收益要求。模型假設(shè)：儲(chǔ)能 EPC 成本下降，電池壽命及充放電效率提升儲(chǔ)能 EPC 成本：儲(chǔ)能的 EPC 建設(shè)成本與產(chǎn)品價(jià)格和放電時(shí)長(zhǎng)均有關(guān)，根據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，20 年以來公示的儲(chǔ)能項(xiàng)目 EPC 價(jià)格呈現(xiàn)下降態(tài)勢(shì)，風(fēng)電配儲(chǔ)（1C，充電時(shí)間 1 小時(shí)）的最低中標(biāo)價(jià)格已經(jīng)從 20 年初

24、的 2.154 元/Wh 下降到 1.634 元/Wh，降幅達(dá) 24.1%。光伏配儲(chǔ)（0.5C，充電時(shí)間 2 小時(shí)）的最低中標(biāo)價(jià)格從 20 年初的 1.448 元/wh 下降到年底的 1.06 元/wh（降幅達(dá) 26.8%），其中示例項(xiàng)目的風(fēng)光配儲(chǔ)價(jià)格不同主要受放電時(shí)長(zhǎng)和電池倍率影響。20 年底三家中標(biāo)候選單位儲(chǔ)能系統(tǒng)（0.5C，充電時(shí)間 2 小時(shí)）報(bào)價(jià)分別為 1.06-1.231 元/Wh，考慮到土建等費(fèi)用仍需資本投入，我們假設(shè)發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè) 2 小時(shí)放電時(shí)長(zhǎng)的儲(chǔ)能 EPC 項(xiàng)目平均建設(shè)成本為 1.3 元/Wh，用戶側(cè)儲(chǔ)能因規(guī)模小，平攤到單 Wh 的土地成本和土建成本較高，我們假設(shè)用戶側(cè)儲(chǔ)能

25、 EPC 建設(shè)成本約 1.6 元/wh。圖表4： 2020 年風(fēng)電儲(chǔ)能 EPC 價(jià)格情況（單位：元/wh）圖表5： 2020 光伏儲(chǔ)能 EPC 價(jià)格情況（單位：元/wh）資料來源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，資料來源：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，電池壽命：儲(chǔ)能電池在使用一段時(shí)間后，電池容量會(huì)發(fā)生衰減，影響儲(chǔ)能系統(tǒng)全生命周期的平均充電深度。根據(jù)寧德時(shí)代儲(chǔ)能產(chǎn)品說明書，在 25且 SoH（State of Health，電池健康度）70%的限制條件下，不同冷卻方案和充放電倍率下，儲(chǔ)能電池的使用壽命在 5300次-8000 次。我們假設(shè)在儲(chǔ)能循環(huán) 6120 次（儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行約 17 年）的情況下，儲(chǔ)能電池全生命周期的平均充放電

26、深度為 85%，因 Soh 降至 70%以下后，電池仍有回收以及梯次利用價(jià)值，我們假設(shè)殘值率為 10%。圖表6： 寧德時(shí)代儲(chǔ)能電池使用壽命情況電池名稱解決方案使用條件循環(huán)壽命充放電倍率280Ah LFP風(fēng)冷解決方案25、70%Ret80000.5/1280Ah LFP水冷解決方案25、70%Ret80000.5/1100Ah-4.3U LFP家庭儲(chǔ)能25、70%Ret60000.5100Ah-3U LFP家庭儲(chǔ)能25、70%Ret53001資料來源：寧德時(shí)代官網(wǎng)，循環(huán)效率：儲(chǔ)能系統(tǒng)由電池、PCS（儲(chǔ)能變流器）、EMS（能源管理系統(tǒng)）、BMS（電池管理系統(tǒng)）、支撐結(jié)構(gòu)和其他電器元件構(gòu)成。各轉(zhuǎn)換器

27、件在運(yùn)行中均有能量損耗，導(dǎo)致儲(chǔ)能系統(tǒng)的充電量和放電量之間存在差值。從各公司的官網(wǎng)產(chǎn)品披露情況看，PCS 的循環(huán)效率在95-99%之間，箱式儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)效率約 85%-88%以上，考慮箱式儲(chǔ)能系統(tǒng)外仍有變壓器等能量耗損器件，我們假設(shè)基準(zhǔn)條件下儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)效率為 85%。圖表7： 各儲(chǔ)能器件循環(huán)效率情況廠商項(xiàng)目型號(hào)最大效率陽(yáng)光電源儲(chǔ)能變流器SC50HV98.6%林洋能源儲(chǔ)能變流器LYC62596.5%林洋能源儲(chǔ)能變流器LYC625TL98%林洋能源儲(chǔ)能變流器LYC650TL98.5%科陸電子箱式儲(chǔ)能系統(tǒng)CL5231F88.0%昆蘭新能源箱式儲(chǔ)能系統(tǒng)iCube100085%資料來源：公司官網(wǎng)，我

28、們以 10MWh 儲(chǔ)能電站為例，測(cè)算儲(chǔ)能電站項(xiàng)目的收益情況，各項(xiàng)假設(shè)明細(xì)如下：圖表8： 儲(chǔ)能模型假設(shè)表項(xiàng)目假設(shè)值單價(jià)（元/Wh）1.3（發(fā)電及電網(wǎng)側(cè)）/1.6（用戶側(cè)）容量（MWh）10充放電深度85%循環(huán)效率85%循環(huán)壽命（次）6120總成本（萬元）1300（發(fā)電及電網(wǎng)側(cè)）/1600（用戶側(cè)）20 年后殘值率10%增值稅13%資料來源：需求場(chǎng)景：高棄電率、高補(bǔ)貼、高峰谷電價(jià)差地區(qū) IRR 可達(dá)要求儲(chǔ)能系統(tǒng)的需求場(chǎng)景多元，當(dāng)前主要分為發(fā)電側(cè)自用、電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)和用戶側(cè)峰谷調(diào)節(jié)模式等。儲(chǔ)能在發(fā)電側(cè)可以協(xié)助電源滿足調(diào)度系統(tǒng)調(diào)節(jié)的需要，減少棄電量，增加售電收入。按照 2020 年 5 月發(fā)布的新疆電

29、網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能管理暫行規(guī)則，發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能電站可以有兩種不同的運(yùn)作模式：（1）棄光嚴(yán)重時(shí)期作為自用容量，放電收益享受光伏電站的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)；（2）棄光不足時(shí)期作為調(diào)峰可用容量，享受 0.55 元/kWh 的充電補(bǔ)貼，放電收益按標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算。此外，對(duì)于高峰谷電價(jià)的區(qū)域，一般工商業(yè)和大工業(yè)客戶可以通過儲(chǔ)能系統(tǒng)在谷電價(jià)充電，峰電價(jià)時(shí)期自用，降低自身的用能成本。我們按照全年運(yùn)行 360天，每天一次充放電操作，測(cè)算不同場(chǎng)景下的儲(chǔ)能電站收益情況。發(fā)電自用模式：選擇新疆、甘肅、浙江和西安平價(jià)電站進(jìn)行測(cè)算，其中新疆地區(qū)光伏電站的補(bǔ)貼電價(jià)采用原有三類資源區(qū)光伏電站補(bǔ)貼后上網(wǎng)電價(jià) 0.9 元/kwh，甘肅和浙江分別

30、是西部集中式基地和東南部分布式電站的代表，根據(jù)關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見（征求意見稿），西安地區(qū)針對(duì)光伏儲(chǔ)能系統(tǒng)補(bǔ)貼，每充一度電享受 1 元/kwh 的補(bǔ)貼。輔助服務(wù)模式：電站可以用作調(diào)峰可用容量，輔助電網(wǎng)進(jìn)行調(diào)峰調(diào)頻，并獲得調(diào)峰調(diào)頻補(bǔ)償。當(dāng)前電力市場(chǎng)輔助服務(wù)市場(chǎng)的調(diào)峰和調(diào)頻補(bǔ)償額度以市場(chǎng)競(jìng)價(jià)為主，火電、水電等發(fā)電企業(yè)與儲(chǔ)能、綜合能源服務(wù)商共同決定輔助服務(wù)價(jià)格。以江蘇關(guān)于做好輔助服務(wù)（調(diào)峰）市場(chǎng)試運(yùn)行有關(guān)工作的通知為例，調(diào)峰輔助服務(wù)最高限價(jià)為 0.6 元/kwh，未報(bào)價(jià)機(jī)組臨時(shí)調(diào)用價(jià)格為 0.15 元/kwh，對(duì)應(yīng)的調(diào)頻里程申報(bào)價(jià)格在 0.1-1.2 元/MW，輔助服務(wù)市場(chǎng)報(bào)價(jià)范

31、圍波動(dòng)大，火電等原有已裝機(jī)電站的邊際調(diào)節(jié)成本低，參與輔助市場(chǎng)的里程優(yōu)勢(shì)明顯，儲(chǔ)能電站主要?jiǎng)僭陧憫?yīng)速度，輔助服務(wù)市場(chǎng)對(duì)儲(chǔ)能電站影響主要在于拓展收入來源。根據(jù)新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能管理暫行規(guī)則，新疆地區(qū)調(diào)峰可用容量采用固定補(bǔ)償金額 0.55/kWh，我們以此測(cè)算調(diào)峰輔助服務(wù)模式收益。因?qū)Ｓ玫恼{(diào)頻儲(chǔ)能系統(tǒng)通常采用 2C 電池，系統(tǒng)投資成本與和收益規(guī)模仍有較大不確定性，此處并未測(cè)算。峰谷電價(jià)管理模式：一般工商業(yè)及大工業(yè)用戶是社會(huì)用能主體，用電高峰多處于峰電價(jià)時(shí)期，用能成本較高。工商業(yè)及大工業(yè)用戶可以通過儲(chǔ)能系統(tǒng)在谷電價(jià)時(shí)期充電，峰電價(jià)時(shí)期放電自用，協(xié)助降低企業(yè)的用能成本。此外，我們選用北京地區(qū)（峰谷價(jià)差最

32、高）和山東地區(qū)（峰谷價(jià)差中等）的峰谷電價(jià)，測(cè)算儲(chǔ)能系統(tǒng)的收益水平。經(jīng)濟(jì)性是影響儲(chǔ)能自發(fā)性需求的重要因素。參考中國(guó)神華發(fā)布的產(chǎn)業(yè)基金公告（編號(hào)：臨 2019-062），設(shè)立的國(guó)能基金可投資光伏、風(fēng)電和儲(chǔ)能等項(xiàng)目，股東回報(bào)要求門檻降至 6%以上，一定程度上反映了運(yùn)營(yíng)商對(duì)于項(xiàng)目回報(bào)的要求。我們認(rèn)為經(jīng)濟(jì)性是影響儲(chǔ)能推廣的重要因素，原有高上網(wǎng)電價(jià)且存在棄光棄風(fēng)的電站、高峰谷電價(jià)差以及儲(chǔ)能扶持政策地區(qū)的儲(chǔ)能項(xiàng)目自發(fā)需求或?qū)⒅鸩结尫?。發(fā)電自用模式：原有高補(bǔ)貼電價(jià)的新疆地區(qū)的 IRR 達(dá)到了 11.36%，受益于當(dāng)?shù)?1 元/kwh的度電補(bǔ)貼，西安地區(qū)的 IRR 達(dá)到了 25.22%，甘肅和浙江儲(chǔ)能系統(tǒng) IR

33、R 均低于 6%，當(dāng)前儲(chǔ)能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性尚不能激發(fā)投資者自發(fā)購(gòu)置需求；輔助服務(wù)模式：新疆地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格較高（0.55 元/kwh），IRR 亦接近了 6%，考慮到輔助服務(wù)市場(chǎng)逐步走向市場(chǎng)化，新疆的固定調(diào)峰補(bǔ)償金額已經(jīng)接近江蘇省調(diào)峰可用容量?jī)r(jià)格上限（0.6 元/KWh），我們認(rèn)為調(diào)峰輔助服務(wù)仍將以靈活性改造的火電為主，在解決儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)主體身份后，部分火電靈活性調(diào)節(jié)不足或有高固定價(jià)格區(qū)域電化學(xué)儲(chǔ)能需求或增加。峰谷電價(jià)管理模式：峰谷電價(jià)管理模式的經(jīng)濟(jì)性與當(dāng)?shù)氐姆骞入妰r(jià)差息息相關(guān)，當(dāng)前固定電價(jià)模式下，北京用戶側(cè)峰谷電價(jià)管理 IRR 可達(dá) 12.23%（峰谷價(jià)差 1.13 元），山東省用戶側(cè)峰

34、谷電價(jià)管理 IRR 可達(dá) 4.52%（對(duì)應(yīng)峰谷電價(jià)差為 0.72 元/Wh）?？紤]到未來電力市場(chǎng)化交易逐步普及，受套利行為反饋，峰谷電價(jià)差額及持續(xù)時(shí)間仍有不確定性，或影響用戶側(cè)電價(jià)管理模式需求。圖表9： 各類典型模式儲(chǔ)能收益率測(cè)算發(fā)電自用容量調(diào)峰可用容量峰谷電價(jià)管理收益模式新疆補(bǔ)貼電站甘肅浙江西安新疆北京山東全年運(yùn)行天數(shù)（天）360360360360360360360運(yùn)行時(shí)間（年份）17171717171717充放電深度85%85%85%85%85%85%85%循環(huán)效率85%85%85%85%85%85%85%日充電量（kWh）8500850085008500850085008500日放電量（

35、kWh）6141.256141.256141.256141.256141.256141.256141.25充電價(jià)格（元/kWh）-0.25950.290.32充電（調(diào)峰）補(bǔ)償（補(bǔ)貼）價(jià)格（元/kWh）-1.000.55-放電電價(jià)（元/kWh）0.900.30450.4130.350.25951.421.04日充電（調(diào)峰）收益（萬元/天）-不含稅-00.740.19-0.25-0.28日放電收益（萬元/天）-不含稅0.480.160.220.190.140.870.64全天收益/降本（萬元）-不含稅0.480.160.220.930.320.620.36全年收益/降本（萬元）-不含稅173.11

36、58.5779.44334.41116.93224.52130.38回收期（年）6.7619.9814.733.5010.016.4111.04IRR11.36%-1.41%1.38%25.22%5.73%12.23%4.52%注：西安關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見（征求意見稿）要求，同一項(xiàng)目年度補(bǔ)貼最高不超過 50 萬元，對(duì)應(yīng)儲(chǔ)能裝機(jī)上限約為 1.67MWh（運(yùn)行 300天）；西安政策提出對(duì)光儲(chǔ)項(xiàng)目，每充一度電補(bǔ)貼 1 元，本表格中按照發(fā)電自用模式處理。注：調(diào)峰可用容量充放電價(jià)均按照當(dāng)?shù)孛禾可暇W(wǎng)電價(jià)處理。注：發(fā)電自用容量均采用了國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)

37、事項(xiàng)的通知披露的當(dāng)?shù)仫L(fēng)電光伏指導(dǎo)電價(jià)資料來源：能源局，預(yù)測(cè)敏感性分析：補(bǔ)貼水平EPC 建設(shè)成本當(dāng)?shù)仉妰r(jià)電池循環(huán)壽命充放電深度循環(huán)效率 環(huán)境因素：廣東平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR 最高，峰谷電價(jià)超 0.75 元/wh 區(qū)域工商業(yè)配儲(chǔ)已滿足收益率要求。儲(chǔ)能依托于系統(tǒng)而存在，當(dāng)?shù)氐纳暇W(wǎng)電價(jià)及峰谷電價(jià)差是儲(chǔ)能系統(tǒng)外最重要的變量，顯著影響儲(chǔ)能的收益率水平。從電價(jià)敏感性測(cè)算看，高上網(wǎng)電價(jià)區(qū)域（廣東 0.4529元/Kwh）的發(fā)電側(cè)自用容量模式 IRR 約 2.32%，儲(chǔ)能系統(tǒng)降本后，存在棄電的風(fēng)電光伏電站配儲(chǔ)需求或逐步釋放；峰谷電價(jià)差超 0.75 元/Wh 的區(qū)域用戶側(cè)管理 IRR 亦超過 6%，滿足安全標(biāo)準(zhǔn)的工

38、商業(yè)儲(chǔ)能電站也有望逐步建設(shè)。補(bǔ)貼與建設(shè)成本是影響經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵變量，電池技術(shù)創(chuàng)新以及系統(tǒng)優(yōu)化持續(xù)將帶動(dòng)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性提升。為比較不同因素對(duì)于儲(chǔ)能項(xiàng)目收益率的影響，我們選取典型區(qū)域上網(wǎng)電價(jià)（甘肅、浙江）和峰谷價(jià)差（山東）情況，針對(duì)發(fā)電自用模式以及峰谷電價(jià)管理模式，對(duì)各主要影響因素當(dāng)前數(shù)值以及潛在的可能性，進(jìn)行敏感性測(cè)試，探究建設(shè)情況對(duì)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的影響。按照 IRR 影響程度排序，補(bǔ)貼水平、EPC 建設(shè)成本、電池循環(huán)壽命以及循環(huán)效率對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)收益影響較大。以當(dāng)前情形測(cè)算，若每度充電補(bǔ)貼在 0.25 元以上時(shí)，甘肅和浙江電站的發(fā)電自用模式儲(chǔ)能電站 IRR 均能超過 6%。此外，從各項(xiàng)影響因素看，EPC 建

39、設(shè)成本、循環(huán)次數(shù)、循環(huán)效率和充放電深度均與電池有關(guān)，彰顯電池環(huán)節(jié)在儲(chǔ)能系統(tǒng)中的重要地位。圖表10： 發(fā)電自用儲(chǔ)能收益率敏感性分析上網(wǎng)電價(jià)上網(wǎng)電價(jià)（元/kwh）0.24230.270.30.330.360.390.420.450.4529IRR（%）-3.19%-2.38%-1.54%-0.73%0.06%0.81%1.54%2.26%2.32%IRR 增幅（pct）0.811.662.473.254.004.745.455.52補(bǔ)貼充電補(bǔ)貼（元/kwh）-0.050.100.150.200.250.300.350.40甘肅平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）-1.41%0.40%2.09%3.67%5.

40、17%6.60%7.98%9.31%10.60%IRR 增幅（pct）1.823.505.086.588.019.3910.7212.01浙江平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）1.38%3.00%4.53%5.99%7.39%8.74%10.04%11.31%12.56%IRR 增幅（pct）1.623.164.616.017.368.679.9411.18EPC 建設(shè)成本EPC 價(jià)格（元/Wh）1.301.251.201.151.101.051.000.950.90甘肅平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）-1.41%-1.08%-0.73%-0.35%0.05%0.49%0.96%1.46%2.02%IRR

41、增幅（pct）0.330.681.061.471.902.372.883.43浙江平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）1.38%1.77%2.19%2.65%3.13%3.65%4.22%4.83%5.49%IRR 增幅（pct）0.400.821.271.762.282.843.454.11循環(huán)次數(shù)循環(huán)次數(shù)（次）6,1206,4806,8407,2007,5607,9208,2808,6409,000甘肅平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）-1.41%-0.88%-0.41%0.01%0.38%0.71%1.01%1.28%1.52%IRR 增幅（pct）0.531.001.421.792.122.422.69

42、2.93浙江平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）1.38%1.85%2.27%2.63%2.96%3.24%3.50%3.73%3.93%IRR 增幅（pct）0.480.891.261.581.872.122.352.55充放電深度充放電深度85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%甘肅平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）-1.41%-1.31%-1.22%-1.12%-1.02%-0.92%-0.82%-0.72%-0.62%IRR 增幅（pct）0.100.200.290.390.490.590.690.79浙江平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）1.38%1.49%1

43、.61%1.73%1.85%1.96%2.08%2.20%2.32%IRR 增幅（pct）0.120.240.350.470.590.710.830.95循環(huán)效率循環(huán)效率85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%甘肅平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）-1.41%-1.36%-1.31%-1.27%-1.22%-1.17%-1.12%-1.07%-1.02%IRR 增幅（pct）0.050.100.150.200.240.290.340.39浙江平價(jià)電站配儲(chǔ) IRR（%）1.38%1.43%1.49%1.55%1.61%1.67%1.73%1.78%1.8

44、4%IRR 增幅（pct）0.060.120.180.230.290.350.410.47注 1：發(fā)電側(cè)配儲(chǔ)收益與各地上網(wǎng)電價(jià)有關(guān)，不同上網(wǎng)電價(jià)下儲(chǔ)能 IRR 如第一欄所示注 2：儲(chǔ)能收益率受當(dāng)?shù)厣暇W(wǎng)電價(jià)影響明顯，我們以甘肅和浙江兩地的平價(jià)電站配儲(chǔ)為例，計(jì)算各自影響資料來源：預(yù)測(cè)圖表11： 工商業(yè)儲(chǔ)能收益率敏感性分析峰谷電價(jià)差峰谷電價(jià)差（元/kwh）0.500.550.600.650.700.750.800.850.90IRR（%）1.16%2.27%3.33%4.34%5.32%6.26%7.18%8.07%8.94%IRR 增幅（pct）1.112.173.184.165.106.026.

45、917.78EPCEPC 價(jià)格（元/Wh）1.601.551.501.451.401.351.301.251.20建設(shè)成本峰谷電價(jià)管理 IRR4.52%4.90%5.30%5.72%6.17%6.65%7.15%7.69%8.26%IRR 增幅（pct）0.380.781.211.652.132.633.173.74循環(huán)次數(shù)循環(huán)次數(shù)（次）6,1206,4806,8407,2007,5607,9208,2808,6409,000峰谷電價(jià)管理 IRR4.52%4.93%5.28%5.59%5.86%6.10%6.31%6.49%6.65%IRR 增幅（pct）0.410.771.081.351.5

46、81.791.972.14充放電深度峰谷價(jià)差85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%峰谷電價(jià)管理 IRR4.52%4.71%4.90%5.10%5.29%5.48%5.68%5.87%6.07%IRR 變動(dòng)情況（pct）0.190.390.580.770.971.161.361.55充放電效率峰谷價(jià)差85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%88.0%88.5%89.0%峰谷電價(jià)管理 IRR4.52%4.64%4.76%4.88%5.01%5.13%5.25%5.37%5.49%IRR 變動(dòng)情況（pct）0.120.250.3

47、70.490.610.730.850.97注:1 用戶側(cè)峰谷電價(jià)管理的儲(chǔ)能收益與當(dāng)?shù)胤骞入妰r(jià)差有關(guān)，不同峰谷電價(jià)差下儲(chǔ)能 IRR 如第一欄所示注 2：我們以山東為例（峰谷電價(jià)差 0.7145 元），測(cè)算不同因素對(duì)儲(chǔ)能 IRR 影響資料來源：預(yù)測(cè)路徑推演：自發(fā)性需求分區(qū)域釋放，技術(shù)進(jìn)步穩(wěn)步推進(jìn)區(qū)域特征：高上網(wǎng)電價(jià)區(qū)域內(nèi)生需求率先釋放各省份上網(wǎng)電價(jià)差異明顯，高上網(wǎng)電價(jià)區(qū)域內(nèi)生需求有望率先釋放。根據(jù)能源局發(fā)布的國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于 2021 年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知，各省間風(fēng)光平價(jià)項(xiàng)目上網(wǎng)電價(jià)差異較大，西部資源區(qū)如新疆上網(wǎng)電價(jià)低至 0.2423 元/kwh，廣東等高上網(wǎng)電價(jià)區(qū)域可達(dá) 0.45

48、29 元/kwh，儲(chǔ)能項(xiàng)目 IRR 對(duì)當(dāng)?shù)厣暇W(wǎng)電價(jià)敏感，高電價(jià)區(qū)域自發(fā)性配儲(chǔ)需求有望率先釋放。圖表12： 各地新建風(fēng)電光伏項(xiàng)目上網(wǎng)指導(dǎo)價(jià)元/kwh 0.500.450.400.350.300.250.200.150.100.050.00新 寧 蒙 蒙 甘 青 云 山 貴 陜 北 河 天 冀 吉 黑 遼 河 安 江 福 四 山 重 廣 浙 江 上 湖 海 湖 廣疆 夏 西 東 肅 海 南 西 州 西 京 北 津 北 林 龍 寧 南 徽 蘇 建 川 東 慶 西 江 西 海 北 南 南 東江資料來源：能源局，多省峰谷電價(jià)差在 0.75 元/kwh 以上，調(diào)峰補(bǔ)償仍將以火電為主。峰谷電價(jià)套利是用戶側(cè)電

49、化學(xué)儲(chǔ)能早期推廣的激勵(lì)因素，受限于儲(chǔ)能成本較高，峰谷電價(jià)管理節(jié)約的電費(fèi)不足以滿足電化學(xué)儲(chǔ)能支出成本。以北京、江蘇等為代表的 4 省市一般工商業(yè)或大工業(yè)用電的峰谷價(jià)差超過 0.75 元/kWh，當(dāng)前用戶側(cè)峰谷電價(jià)套利空間仍在。根據(jù) 21 年 4 月 21 日能源局發(fā)布的關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見（征求意見稿），峰谷電價(jià)政策仍將繼續(xù)完善，為用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展創(chuàng)造更大空間，高峰谷電價(jià)且地價(jià)便宜地區(qū)用戶側(cè)電價(jià)管理需求有望釋放。根據(jù)表 9 測(cè)算，調(diào)峰補(bǔ)償在 0.55 元/kwh 時(shí)，IRR 尚未達(dá)到 6%（約 5.73%），考慮到僅有江蘇、安徽、江西、湖南等少數(shù)省份調(diào)峰申報(bào)上限超過 0.55 元/k

50、wh，我們認(rèn)為短期內(nèi)調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)仍將以火電為主。圖表13： 部分省市一般工商業(yè)峰谷價(jià)差情況圖表14： 部分省份儲(chǔ)能電站調(diào)峰度電收益（最高申報(bào)價(jià)格）元/kWh 1.61.41.21.00.80.60.40.20.0峰 谷價(jià)差元/kWh 1.41.21.00.80.60.40.20.0 浙 廣京 江 東江 山 海 上 安 河 新 甘 云 山 寧 天 河蘇 東 南 海 徽 南 疆 肅 南 西 夏 津 北江蘇東北安徽江西湖南新疆青海甘肅山東注：選取不滿 1KV 的電價(jià)數(shù)據(jù)。上海為夏季兩部制數(shù)據(jù)；廣東為珠三角五城數(shù)據(jù)；安徽為 7-9 月數(shù)據(jù)；云南為枯水期數(shù)據(jù)；河北為河北南網(wǎng)數(shù)據(jù)。資料來源：北極星電力

51、網(wǎng)，資料來源：能源局，建設(shè)成本：技術(shù)持續(xù)推動(dòng)產(chǎn)業(yè)鏈降本，海外直接從補(bǔ)貼入手技術(shù)推動(dòng)儲(chǔ)能成本下降，國(guó)內(nèi)鐵鋰電池降本遠(yuǎn)快于海外。根據(jù) BNEF 數(shù)據(jù)，2010 年至 2019年，全球鋰離子電池組的平均價(jià)格已經(jīng)從 1100 美元/kWh 下降至 175 美元/kWh，降幅達(dá) 84%，電池組價(jià)格下降顯著增加了電化學(xué)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性。儲(chǔ)能系統(tǒng)成本仍處于下降區(qū)間， BNEF 預(yù)計(jì) 2025 年儲(chǔ)能系統(tǒng)平均價(jià)格降至 203 美元/kWh，有望較 2019 年下降 39%，電池是帶動(dòng)儲(chǔ)能降本的主力。BNEF 儲(chǔ)能成本統(tǒng)計(jì)范圍為全球范圍內(nèi)的鋰電項(xiàng)目，部分項(xiàng)目亦采用了海外高價(jià)位電池。根據(jù)高工鋰電統(tǒng)計(jì)，2020 年磷酸

52、鐵鋰電池價(jià)格下降了 26.09%，考慮國(guó)內(nèi)完善的動(dòng)力電池產(chǎn)業(yè)鏈，儲(chǔ)能投資成本下降速度或快于海外水平。圖表15： 電池在儲(chǔ)能系統(tǒng)中成本重要來源圖表16： 國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能電池價(jià)格仍處于下降區(qū)間$/kWh蓄電池-左軸系統(tǒng)-左軸元/Wh4003503002502001501005020180PCS-左軸其他-左軸增長(zhǎng)率-右軸0%-1%-2%-3%3.02.5-4%-5%1.5-6%-7%1.0-8%-9%0.5-10%0.02.020192020E2021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E14Q114Q214Q314Q415Q115Q215Q315Q

53、416Q116Q216Q316Q417Q117Q217Q317Q418Q118Q218Q318Q419Q119Q219Q319Q420Q120Q220Q320Q4資料來源：BNEF，資料來源：高工鋰電，海外多地為儲(chǔ)能提供補(bǔ)貼，直接提升儲(chǔ)能電站的經(jīng)濟(jì)性。儲(chǔ)能系統(tǒng)降本是循序漸進(jìn)的，美國(guó)加州等地區(qū)在減稅、儲(chǔ)能補(bǔ)助推出扶持政策，直接降低了儲(chǔ)能的建設(shè)成本，帶動(dòng)儲(chǔ)能系統(tǒng)普及。2017 年 10 月，美國(guó)推出 ITC 政策（Investment Tax Credit，投資稅收減免），由光伏充電的儲(chǔ)能項(xiàng)目可按照儲(chǔ)能設(shè)備投資額的 30%抵扣應(yīng)納稅，直接提升儲(chǔ)能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性。 2020 年開始，新裝居民及商業(yè)用戶光

54、伏設(shè)備減免比例將降為 26%（2020 年）、22%（2021年），從 2022 年開始，僅商業(yè)用戶光伏設(shè)備可享受 10%的減免比例，促進(jìn)儲(chǔ)能項(xiàng)目平穩(wěn)發(fā)展。此外， 2008 年美國(guó)加州 SGIP 計(jì)劃（Self-Generation Incentive Program）將儲(chǔ)能納入補(bǔ)貼范圍，分布式光伏電站配備的儲(chǔ)能$2.5/W 的補(bǔ)貼，2009 年補(bǔ)貼范圍拓展至分布式儲(chǔ)能電站，隨著技術(shù)進(jìn)步 SGIP 補(bǔ)貼逐步降低，并在每一年按照申請(qǐng)時(shí)間劃分不同階段，各階段補(bǔ)貼逐步下降，加快儲(chǔ)能建設(shè)節(jié)奏。圖表17： SGIP 補(bǔ)貼計(jì)劃補(bǔ)貼情況（2017 年版）單位：美元/wh第一階段第二階段第三階段第四階段第五階

55、段普通預(yù)算大型儲(chǔ)能(10kW)0.500.400.350.300.25大型儲(chǔ)能(同時(shí)申請(qǐng)投資稅收抵免)0.360.290.250.220.18居民儲(chǔ)能(320 萬度循環(huán)效率提升0.30%系統(tǒng)集成成本（電池模組、BMS、集裝箱、BCP 等）減少410 萬變流升壓系統(tǒng)單瓦成本減少150 萬外部直流、交流線纜成本減少40 萬土地成本減少350 萬建設(shè)成本減少50 萬降本總和1000 萬注：測(cè)算條件為項(xiàng)目容量 100MW/200MWh，循環(huán) 6000 次。資料來源：陽(yáng)光電源，儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性穩(wěn)步提升，23 年新能源自發(fā)配儲(chǔ)需求或逐步崛起儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性穩(wěn)步提升，帶動(dòng)儲(chǔ)能自發(fā)性需求。受益于電池降本以及針對(duì)性設(shè)計(jì)，儲(chǔ)

56、能 EPC價(jià)格有望持續(xù)下降，考慮到潛在降本空間，我們預(yù)計(jì)系統(tǒng)降本速度或逐步減慢，預(yù)計(jì) 25 年儲(chǔ)能系統(tǒng)單位Wh 成本或降至 0.9 元。儲(chǔ)能電池技術(shù)進(jìn)步降低儲(chǔ)能衰減速度，我們預(yù)計(jì)電池循環(huán)次數(shù)和全生命周期平均充放電深度均有望提升，25 年儲(chǔ)能電池有望達(dá)到循環(huán)壽命 7920次，對(duì)應(yīng)全生命周期充放電深度 87.5%。循環(huán)效率提升主要受益于儲(chǔ)能各環(huán)節(jié)優(yōu)化，我們預(yù)計(jì) 25 年整體循環(huán)效率有望達(dá)到 89%。圖表27： 2021-2025 年各主要參數(shù)假設(shè)20202021E2022E2023E2024E2025EEPC 成本（元/Wh） 1.31.151.0510.950.9循環(huán)壽命（次） 61206480

57、6840720075607920循環(huán)效率85%86%87%88%89%89%充放電深度85.0%85.5%86.0%86.5%87.0%87.5%資料來源：預(yù)測(cè)各省份收益率差異明顯，23 年起部分省份新能源配儲(chǔ)有望升至 6%以上。結(jié)合各省份可再生能源上網(wǎng)電價(jià)以及表 27 儲(chǔ)能參數(shù)假設(shè)，我們測(cè)算出各省份在不同年份的收益率水平。23年起湖南和廣東新能源配儲(chǔ) IRR 已經(jīng)超過 6%，后續(xù)年份達(dá)到收益率要求省份逐步增多，自發(fā)性配儲(chǔ)需求有望在十四五末期大幅提升。20202021E2022E2023E2024E2025E廣東2.32%3.94%5.30%6.21%7.19%8.10%湖南2.21%3.81

58、%5.17%6.07%7.04%7.94%海南1.78%3.34%4.66%5.54%6.49%7.37%湖北1.42%2.95%4.24%5.11%6.03%6.89%上海1.41%2.94%4.24%5.10%6.02%6.88%江西1.38%2.91%4.20%5.05%5.98%6.84%浙江1.38%2.90%4.19%5.05%5.98%6.83%廣西1.36%2.88%4.17%5.03%5.95%6.80%重慶0.96%2.45%3.71%4.55%5.45%6.28%山東0.91%2.39%3.65%4.48%5.38%6.21%四川0.87%2.35%3.60%4.43%5

59、.33%6.16%福建0.82%2.29%3.54%4.37%5.26%6.09%江蘇0.76%2.23%3.47%4.30%5.19%6.01%安徽0.58%2.03%3.26%4.08%4.96%5.77%河南0.43%1.87%3.09%3.90%4.77%5.58%遼寧0.39%1.83%3.04%3.85%4.72%5.52%黑龍江0.38%1.81%3.03%3.83%4.70%5.51%吉林0.36%1.79%3.00%3.81%4.68%5.48%冀北0.31%1.73%2.94%3.74%4.61%5.41%天津0.12%1.53%2.73%3.52%4.38%5.17%河北

60、0.11%1.52%2.72%3.51%4.36%5.15%北京0.01%1.41%2.60%3.38%4.23%5.02%陜西-0.14%1.24%2.42%3.20%4.04%4.81%貴州-0.27%1.11%2.27%3.04%3.88%4.65%山西-0.79%0.53%1.66%2.40%3.21%3.95%云南-0.83%0.49%1.61%2.36%3.16%3.90%青海-1.00%0.31%1.41%2.15%2.94%3.67%甘肅-1.41%-0.14%0.94%1.65%2.42%3.13%蒙東-1.58%-0.32%0.74%1.45%2.21%2.91%蒙西-2.