储能行业分析研究.docx

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1、储能行业分析研究国内市场规模高增，大储占比提升是趋势储能的应用场景可分为发电侧、输配电侧、用户侧。其中，发电侧储能主要用于平抑新能源波动，跟踪发电计划，缓解弃风弃光；接入位置为集中式新能源电站旁；下游客户为EPC承包商与大型发电集团。输配电侧储能主要用于保证电网安全可靠运行，调峰、调频、黑启动、等电网辅助服务；接入位置为独立建设或位于传统电站旁；下游客户为EPC承包商、电网公司。用户侧储能主要用于峰谷套利，需量管理，动态扩容，需求侧响应；接入位置为家庭或工厂；下游客户为经销商、工商业用户、居民用户。国内新型储能项目装机规模高速增长，表前市场占据主体。根据CNESA,2023年国内新增投运新型储

2、能项目装机规模达6.9GW15.3GWh,与2023年同期相比,增长率均超过180%。新增投运项目时长仍以12小时为主，4小时以上的项目开始增多。根据储能与电力市场，在2023全年并网的储能项目中，锂离子电池仍然是绝对的主力，占比高达93%。从2023年已并网项目的应用领域来看，可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达45%和44%O大储主要应用场景在发电侧与输配电侧，大储占比提升是趋势。大储是指功率/规模较大的储能（我们定义为50MW/100MWh以上）,主要应用场景在发电侧与输配电侧，少部分应用在工商业储能。我国表前市场占据主体，大储规模效应、效率与管理优势明显。同

3、时，2023年7月，国家发改委、国家能源局联合发布的关于加快推动新型储能发展的指导意见提到，对于配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，可在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。激励机制下发电侧收入有望受益提升，“新能源+储能”项目需求受到拉动。随着风光储一体化项目及集中式共享储能迅猛发展，大储需求有望被显著拉动。图衰2:中国电化学储能新增装机量需求维度：新能源配储提供基本盘，多因素驱动助高增新能源配储：各地提出配储要求，提供储能需求基本盘保障性并网项目贡献国内储能需求的基本盘。保障性并网项目是各省（区、市）完

4、成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，具体规模由各省根据各省情况测算，是各省份完成非水电最低消纳责任权重所必需的底线目标。保障性并网项目由电网公司实行保障性并网，但是要求需要通过消纳/技术/电价等指标，竞争上网额度。我们认为保障性并网项目会贡献国内储能需求的基本盘。多地陆续发布新能源配储政策。据我们统计，截至目前已有28个省份（自治区）发布了配储政策，保障性并网项目配储要求由各地发改委/能源局决定,配储比例普遍在10%20%,配储时长普遍在24小时，两者均存在一定的提升趋势。三北地区中的甘肃、新疆、内蒙古、河北、吉林整体配储要求更高，大基地增加后储能需求提升有望更加明显。多省分布式

5、光伏也需配备储能，带动户储需求增长。截至2023年2月，已有7个省份发布了分布式配储政策，其中5个省份明确提出了配储要求。山东省分布式配储要求最高，在15%以上。2023年8月，山东省印发山东省风电、光伏发电项目并网保障实施办法（试行）（征求意见稿）要求，整县分布式光伏项目根据各县（市、区）规划要求积极配置储能设施,保障并网。浙江、宁夏要求配储比例10%,广东、江苏要求配储比例8%。分布式光伏配储带动户储需求增长。市场化项目：配储要求更高，相较风光装机更为敏感电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出保障性并网规模的项目进入市场化并网项目，需要自建更多的储能项目。我们认为保障性并网

6、项目将会贡献国内储能需求的基本盘；市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源增速。市场化并网项目：超额建设规模需要配储，上网电价按照指导价结算，配储比例要求更高。市场化并网项目针对保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后并网，与保障性并网只是在并网条件上有差异。据发改委、能源局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，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，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。图衰8:储

7、能对于风光装机规模或感性分析（电量）市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源增速。经过我们预测，在所有电站均为平价电站，保障性并网项目配储10%,储能时长2小时，市场化并网项目配储15-20%,储能时长4小时，全国保障性并网项目总规模IooGW的假设下，风光并网总规模超过IOOGW后,储能规模随着风光并网规模增长的速度将加快。具体到市场化并网项目配储17.5%时，当风光并网规模低于IOoGW,并网规模每增加10GW储能规模将增加1GW,当风光规模高于100GW,并网规模每增加IOGW储能规模将增加1.75GW。硅料降价：大基地建设节奏或超预期，储能需求受益明显硅料价格进入下

8、降通道，集中式大基地需求受益最明显。截至3月31日，光伏级多晶硅价格为24.76美元/千克，相比于22年8月的高点降幅达35.4%。我们预计23年光伏装机量130GW,风电装机量70GW,从结构上看，对组件价格更为敏感的集中式电站是增量主体。若大基地建设节奏超预期，假设各比预期高IOGW,则按照大基地平均更高的配储比例，或可带来2.6GW6GWh左右的储能装机增量。火电退役：老旧火电机组提升，后续储能需求有支撑火电占比下降，可再生能源发电占比有望大幅提升。“十四五”可再生能源发展规划提出，2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右；“十四五”期间，可再生能源发电量增量在全社会用电量

9、增量中的占比超过50%,风电和太阳能发电量实现翻倍。据IEA预测，在实现双碳”目标的预设下，到2060年，中国的太阳能和风能发电量相对于2023年将增加7倍,占总发电量比例从25%提升至2030年的40%和2060年的80%,其中，太阳能发电的占比由2023年的4%提升至45%o可再生能源发电比例的提升是政策推进和度电成本(1COE)下降综合作用的结果，目前光伏发电和陆上风电已初步具备在1COE上和燃煤电厂竞争的能力，火电占比将逐步下降，可再生能源发电占比有望大幅提升。火电机组退役带来更多的电化学储能需求。从火电新增发电设备的历史数据上看，2005-2010年时我国火电建设的高峰期，且2006

10、年新增火电发电设备容量达9244万kW的峰值。按照20年设计寿命计算，对应20252030年起，我国将进入火电机组退役的高峰期。参考美国随着天然气发电厂逐步退役，从而实现可再生能源配合储能系统替代原有天然气发电的案例，且考虑到后续国内风光大基地的建成投运，预计20252030年国内电化学储能的需求提升。（详见我们于2023年10月20日发布的报告储能协助能量时移，护航能源变革）。K12:20012023年火电新增发电设备及其增速规模预测：预计23年装机规模有望达到17.9GW/41.1GWh我们预计23年新型储能装机规模有望达到17.9GW41.1GWh.据北极星储能网统计，国内2023年单年

11、新增规划在建的新型储能项目规模达101.8GW2592GWh,并且大部分项目都将在近12年内完工并网，这些规模数字已显著超国家发改委、国家能源局于2023年7月发布的关于加快推动新型储能发展的指导意见中设置的2025年实现30GW装机的目标。我们预计23年新型储能新增规模有望达到17.9GW41.1GWh,增速达到158.8%1684%,我们预计2325年新型储能新增规模复合增速有望达到93.0%(GW)103.5%(GWh)。结构优化：共享储能助力降本，协助理顺商业模式共享储能协助降本增效，规模效应明显。根据各地风电建设要求，新能源电站可以通过租用共享储能方式，满足配储要求。共享储能位于电网

12、侧，规模高于发电侧小型储能，PCS、BMS、箱体及EPC建设均有规模效应，有助于实现成本优化。此外，大型储能电站多建在110KV/220KV并网点，相较于建在35KV并网点的发电侧储能更容易被调度系统调用，增加调峰和调频收入。针对发电侧改进模式，针对电网侧提升收入来源。按照配储要求，发电侧通过租用储能换来风光核准/运营便利，需要付出对应租金成本。共享储能相较于发电侧自用模式，可以在辅助服务市场获得辅助服务收益，实现模式优化;相较于传统的电网侧储能，能够获得租金收入，拓展收入来源。如我们测算新疆调峰用储能项目IRR约6.22%,若按照20年折旧支付租金，则回报率可达11.86%,显著提升储能项目

13、IRR。辅助服务价格多在028元/千瓦时以上，收入租金规模在高于总投资的1/15即可满足6%以上的IRR要求。我们梳理了部分省份(土也区)的调峰补偿价格，价格区间范围较大。比如，在2023年6月发布的南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则中，广东、广西、云南、贵州、海南调峰补偿价格分别为0.792/0.396/0.6624/0.2376/0.5952元/kWh,不同省份之间存在显著差异，较多省份调峰补偿价格具有较强吸引力。我们测算，当辅助服务价格在0.28元/kWh时，收入租金规模在高于总投资的1/15即可满足6%以上的IRR要求。发电侧租金承受力：公司资本成本在4.5%以上时，能够承

14、受13年折旧租金。对于发电侧，租用份额可以减轻现金流压力，我们用租金现值/初始投资成本计算，发现当公司资本成本高于4.5%时，能够承受13年折旧租金。困衰33:上能电汽储能PCS储售情况通过我们上面的测算，当租金折旧年限为13-15年时，共享储能针对储能运营方及发电侧均为效率更优的方案。项目测算：山东理想情况下回报率可达11.93%。2023年9月，山东省能源局发布关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施的通知，措施提出，依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括4项措施：一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场,获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁

15、收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。发电方租赁需求：电力交易中心承担租赁撮合市场，多配备储能电站有望优先并网具体来讲，租赁规范方面，储能项目在山东电力交易中心统一登记，组织发电企业与储能运营方合同期限不低于2年。权益倾斜方面，配储电站并网时序倾斜已落地，电网企业将按照储能容量比例由高到低安排并网顺序，配储比例多的电站可以优先并网。租赁费方面，预计仍以倒算方式确定，当前山东项目针对容量租赁费大概Iooo1500万元MWh共享储能方：交易+容量租赁模式盈利。政策给予储能主体地位，电力现货市场赚取

16、价格差，规定充电电量不承担输配电价以及政府性基金附加，电力市场价格波动以及交易影响共享储能利润，根据山东电网披露，当前日内价格波动差为0.448元wh,仍可提供可观的回报。规定对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。当前参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用为0.09917Ekwh,双倍补偿约0.2元/kwh。我们测算当极端情况下（储能公司拿到全部电价差），回报率可达11.93%。敏感性分析：维持发电侧租金按照15年折旧计算/电网侧容量核定比例为50%的情况下，改变储能建设成本和日内电价差假设，我们看到当日内电价差在0.15元以上时，储能初始投资成本在2.2元kwh以下时，可以保障IRR达到6%以上。当储能EPC成本下降到1.8元/Wh,0.10元的日内电价差也可以满足投资方的运营要求。图表34:阳光电源光伏逆