電力設(shè)備與新能源行業(yè)市場(chǎng)前景及投資研究報(bào)告：國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)能如日方升

國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)：春風(fēng)送暖，如日方升——長(zhǎng)江證券研究所電力設(shè)備與新能源研究小組2022-10-17?證券研究報(bào)告

?評(píng)級(jí)

看好

維持目

錄現(xiàn)狀：商業(yè)模式優(yōu)化，新一輪增長(zhǎng)的拐點(diǎn)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(jī)會(huì)01020301現(xiàn)狀：商業(yè)模式優(yōu)化，新一輪增長(zhǎng)的拐點(diǎn)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)發(fā)展滯后，但發(fā)電量占比臨近拐點(diǎn)01圖：2021年新增裝機(jī)（上）和歷年發(fā)電量占比（下）120100806040200??相較于可再生能源的引領(lǐng)全球，國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能的發(fā)展是有所滯后的。從裝機(jī)量上看，2021年國(guó)內(nèi)光伏、風(fēng)電裝機(jī)合計(jì)超100GW，但儲(chǔ)能新增裝機(jī)4GWh左右；而美國(guó)風(fēng)光裝機(jī)約40GW，儲(chǔ)能卻并網(wǎng)了10.5GWh。從可再生能源發(fā)電量占比上看，國(guó)內(nèi)雖低于美國(guó)（尤其是加州）、歐洲，但也已非常接近臨界點(diǎn)，儲(chǔ)能等調(diào)峰產(chǎn)能的增加迫在眉睫。圖：國(guó)內(nèi)、美國(guó)、歐洲的儲(chǔ)能裝機(jī)量對(duì)比（GWh）國(guó)內(nèi)美國(guó)歐洲12108光伏風(fēng)電15%10%5%6420%02011A

2012A

2013A

2014A

2015A

2016A

2017A

2018A

2019A

2020A中國(guó)

美國(guó)

歐洲2017A2018A2019A2020A2021A中國(guó)美國(guó)歐洲資料：CNESA，Woodmac

，長(zhǎng)江證券研究所資料：BNEF，國(guó)家能源局

，長(zhǎng)江證券研究所

注：上圖單位GW、下圖為風(fēng)電+光伏的發(fā)電量占比商業(yè)模式不清晰是主因，本質(zhì)上是成本分?jǐn)倖栴}01?國(guó)內(nèi)表前市場(chǎng)儲(chǔ)能發(fā)展滯后的本質(zhì)原因是商業(yè)模式不清晰。美國(guó)儲(chǔ)能通過獲得RA合同（容量電價(jià)）、電價(jià)（較可再生能源溢價(jià)），并參與輔助服務(wù)市場(chǎng)，獲得穩(wěn)定且可觀的盈利，最終是終端用戶通過電價(jià)為儲(chǔ)能付費(fèi)。但國(guó)內(nèi)電價(jià)機(jī)制仍未市場(chǎng)化，儲(chǔ)能的大部分成本由可再生能源企業(yè)內(nèi)部消化，無疑對(duì)商業(yè)模式的確定性、產(chǎn)業(yè)鏈盈利空間造成影響。圖：國(guó)內(nèi)、美國(guó)表前市場(chǎng)儲(chǔ)能商業(yè)模式對(duì)比容量電價(jià)終端電價(jià)強(qiáng)配/租賃現(xiàn)貨價(jià)差輔助服務(wù)電價(jià)美國(guó)大儲(chǔ)國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)可再生能源發(fā)電機(jī)組儲(chǔ)能市場(chǎng)成本分?jǐn)偸袌?chǎng)交易所有發(fā)電機(jī)組資料：

長(zhǎng)江證券研究所政策幾經(jīng)波折，商業(yè)模式完善帶動(dòng)裝機(jī)高增長(zhǎng)01?國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)2018年在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動(dòng)下，呈現(xiàn)爆發(fā)式增長(zhǎng)；但2019年5月，《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》出臺(tái)，不允許儲(chǔ)能設(shè)施成本納入輸配電價(jià)，進(jìn)而導(dǎo)致電網(wǎng)側(cè)投資熱情下降。2020年，多地出臺(tái)可再生能源項(xiàng)目在電源側(cè)配套儲(chǔ)能的政策文件，在2020-2021年帶動(dòng)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)修復(fù)；2022年獨(dú)立儲(chǔ)能成為國(guó)內(nèi)新的商業(yè)模式，拉動(dòng)儲(chǔ)能裝機(jī)增速再度抬升。圖：國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能需求增長(zhǎng)復(fù)盤（GWh）12500%400%300%200%100%0%立儲(chǔ)能模式成型108《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》出臺(tái)，不允許儲(chǔ)能設(shè)施成本納入輸配電價(jià)地方強(qiáng)配陸續(xù)出電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資帶動(dòng)，電網(wǎng)將儲(chǔ)能納入輸配電成本6420-100%2017A2018A2019A2020A2021A同比2022E國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)（GWh）資料：CNESA

，長(zhǎng)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(chǔ)能中標(biāo)超10GWh，反映需求有積極變化02?2021年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)量在4GWh左右，2022年從中標(biāo)量口徑來看，預(yù)計(jì)會(huì)有顯著增長(zhǎng)。根據(jù)索比儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2022年1-9月國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能系統(tǒng)中標(biāo)10.8GWh，EPC中標(biāo)12.6GWh，項(xiàng)目中標(biāo)已經(jīng)臨近并網(wǎng)落地，預(yù)計(jì)2022年裝機(jī)量有望突破10GWh。表：2022年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能中標(biāo)量顯著抬升索比儲(chǔ)能網(wǎng)品類科目項(xiàng)目數(shù)功率單位個(gè)2022H1372022年7月2022年8月2022年9月241.02.215儲(chǔ)能系統(tǒng)GWGWh個(gè)3.60.40.70.51.3容量6.6中標(biāo)量：不可累加項(xiàng)目數(shù)功率17EPCGWGWh1.81.22.50.91.62.24.9容量3.6資料：索比儲(chǔ)能網(wǎng)

，長(zhǎng)江證券研究所需求啟動(dòng)的原因，是獨(dú)立儲(chǔ)能形成完整的盈利框架02?2022年以前，國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能多數(shù)是電源側(cè)項(xiàng)目，存在明顯弊端，一是儲(chǔ)能作為可再生能源的成本項(xiàng)，定價(jià)不清晰；二是儲(chǔ)能僅滿足并網(wǎng)要求，諸多項(xiàng)目沒有實(shí)際充放電；導(dǎo)致存在劣幣驅(qū)逐良幣。2022年獨(dú)立儲(chǔ)能成為主流，盈利模式更加清晰，包括容量租賃比例、容量補(bǔ)償、現(xiàn)貨價(jià)差和輔助服務(wù)收益，能夠使得新能源建設(shè)規(guī)模增長(zhǎng)，傳導(dǎo)至儲(chǔ)能的盈利和規(guī)模增長(zhǎng)。圖：國(guó)內(nèi)獨(dú)立儲(chǔ)能市場(chǎng)的盈利模式容量租賃租賃比例取決于新能源建設(shè)節(jié)奏，和地方強(qiáng)配比例、執(zhí)行力度容量補(bǔ)償補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)由地方、能監(jiān)辦制定，傳導(dǎo)至終端用戶電價(jià)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能現(xiàn)貨價(jià)差取決于現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)差和規(guī)模，與可再生能源、試點(diǎn)擴(kuò)容有關(guān)地方設(shè)定調(diào)峰、調(diào)頻等補(bǔ)償機(jī)制，由發(fā)電機(jī)組共同承擔(dān)輔助服務(wù)資料：

長(zhǎng)江證券研究所然而目前經(jīng)濟(jì)性仍不足，因租賃率偏低和政策不確定02表：2022年山東獨(dú)立儲(chǔ)能示范項(xiàng)目的盈利模型??今年實(shí)際運(yùn)行的山東示范項(xiàng)目，經(jīng)濟(jì)性仍有所不足，100MW/200MWh的商業(yè)模式科目運(yùn)營(yíng)規(guī)模系統(tǒng)單價(jià)系統(tǒng)造價(jià)租賃標(biāo)準(zhǔn)租賃比例年收益單位MWh元/KWh萬元數(shù)值200項(xiàng)目造價(jià)在3.6-4億元，每年能夠獲得容量租賃費(fèi)600萬、容量補(bǔ)償600萬、現(xiàn)貨價(jià)差收益2000萬左右，合計(jì)約3200萬，IRR不足4%。項(xiàng)目參數(shù)1,80036,000150容量租賃比例偏低、容量補(bǔ)償政策波動(dòng)大，是導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)性不足的主要原因。元/KWh·年%表：2022年山東獨(dú)立儲(chǔ)能示范項(xiàng)目的盈利水平收益一：容量租賃20%收益規(guī)模山東示范項(xiàng)目萬元600100MW/200MWh補(bǔ)償單價(jià)年收益元/KW萬元60收益二：容量補(bǔ)償600容量租賃參考價(jià)為300元/KW/年，2022H1項(xiàng)目租賃比例20%，對(duì)應(yīng)每年600萬元充放價(jià)差全年充放次數(shù)年收益元/KWh次0.4按照火電機(jī)組容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的1/6進(jìn)行補(bǔ)償，100MW項(xiàng)目年補(bǔ)償600萬元（6月以前與火電相同，年收益3000萬）容量補(bǔ)償收益三：現(xiàn)貨價(jià)差300萬元2,0403,2403.4%平均價(jià)差約0.4元/kWh左右，475號(hào)文免除獨(dú)立儲(chǔ)能充電的輸配電價(jià)和政府性基金，按年充放300次、效率86%計(jì)算，年收入2000萬元現(xiàn)貨市場(chǎng)年收益年收益合計(jì)IRR萬元收益率目前在3200萬元左右%資料：儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)

，長(zhǎng)江證券研究所資料：儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)

，長(zhǎng)江證券研究所容量租賃：比例主要受強(qiáng)制配儲(chǔ)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(shí)長(zhǎng)（h）省份年份能源類型光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)電光伏功率比例15%備電時(shí)長(zhǎng)（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(fēng)電光伏、風(fēng)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(fēng)電-河南15%光伏、風(fēng)電風(fēng)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(fēng)電光伏、風(fēng)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(fēng)電10%光伏10%內(nèi)蒙古青海光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)電光伏15%2.02.0-光伏、風(fēng)電光伏、風(fēng)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(fēng)電-廣西海南2021年10月2021年3月光伏10%1.01.04.0風(fēng)電20%天津新疆2022年6月2022年3月風(fēng)電15%光伏10%光伏、風(fēng)電20-25%資料：

地方能源局，長(zhǎng)江證券研究所容量租賃：強(qiáng)配理論空間大，執(zhí)行取決于迫切性02??據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目前已有16個(gè)省份發(fā)布了可再生能源強(qiáng)制配儲(chǔ)的計(jì)劃，目前平均在10%的功率、2h的備電時(shí)長(zhǎng)；結(jié)合各省“十四五”新能源裝機(jī)規(guī)劃，在考慮地面電站、分布式強(qiáng)制配儲(chǔ)的情況下，可測(cè)算儲(chǔ)能至少需要100GWh。值得一提的是，目前已披露的18個(gè)省份儲(chǔ)能“十四五”規(guī)劃目標(biāo)為52GW（約100GWh），國(guó)家層面的目標(biāo)是2025年累計(jì)裝機(jī)30GW。地方執(zhí)行強(qiáng)配儲(chǔ)能的力度，也需要視電源平衡的實(shí)際情況而定，從消納率來看，內(nèi)蒙、甘肅、陜西、山東、山西、湖南等可能相對(duì)迫切。圖：主要省份“十四五”新能源規(guī)劃和儲(chǔ)能配比圖：國(guó)內(nèi)新能源發(fā)電消納較低的省份10080604020030252015105100%95%90%85%80%75%0光伏風(fēng)電新能源儲(chǔ)能配置儲(chǔ)能配置風(fēng)電：2021A光伏：2021A風(fēng)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(zhǎng)江證券研究所

注：儲(chǔ)能配置規(guī)模為右軸，單位：GW、GWh資料：能源局

，長(zhǎng)江證券研究所容量租賃：降本趨勢(shì)下，配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性問題將得以解決02?要求可再生能源強(qiáng)制配儲(chǔ)的前提是項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性，2022年由于光伏組件價(jià)格處于高位，配儲(chǔ)后的經(jīng)濟(jì)性較差，也影響了集中式電站建設(shè)和獨(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格下，光伏組件價(jià)格下降至1.8元/W左右即能夠?qū)崿F(xiàn)5.4%的IRR，若組件價(jià)格下降至1.65元/W，則項(xiàng)目IRR抬升至6%；這也就意味著技術(shù)進(jìn)步和降本趨勢(shì)下，風(fēng)、光是具備配儲(chǔ)條件的。表：不同組件、儲(chǔ)能價(jià)格下，光伏配儲(chǔ)的IRR測(cè)算表：不同組件價(jià)格、配儲(chǔ)要求下的IRR測(cè)算儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格（元/Wh）儲(chǔ)能配置比例（功率配比×備電時(shí)長(zhǎng)）光伏配儲(chǔ)項(xiàng)目的光伏配儲(chǔ)項(xiàng)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(jià)格（元/W）1.81.71.61.5光伏組件價(jià)格（元/W）1.61.51.41.3資料：

長(zhǎng)江證券研究所資料：

長(zhǎng)江證券研究所容量租賃：從經(jīng)濟(jì)性角度考量，租賃要好于自建02?對(duì)于可再生能源企業(yè)而言，自建儲(chǔ)能、租賃獨(dú)立儲(chǔ)能主要是出于經(jīng)濟(jì)性考慮：1）從自建轉(zhuǎn)為租賃，可以減小可再生能源運(yùn)營(yíng)企業(yè)的初始投資壓力；2）在容量租賃價(jià)格200元/KWh/年以下的情況下，租賃能夠比自建實(shí)現(xiàn)更高的IRR水平；3）政策方面，出于鼓勵(lì)儲(chǔ)能與電網(wǎng)連接的考慮，政策鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能，包括參與現(xiàn)貨交易時(shí)免輸配電價(jià)和基金附加，給予獨(dú)立儲(chǔ)能容量補(bǔ)償?shù)?。表：容量租賃價(jià)格在200元/KWh以下時(shí)有經(jīng)濟(jì)性表：獨(dú)立儲(chǔ)能從政策層面能獲得更多支持省份具體內(nèi)容容量租賃價(jià)格（元/KWh/年）租賃-自建的IRR差值發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)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(guó)家推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能參與各類電力市場(chǎng)，除調(diào)峰市場(chǎng)和電力現(xiàn)貨市場(chǎng)外，還包括電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)，簽訂頂峰時(shí)段和低谷時(shí)段的市場(chǎng)合約，提供有功平衡服務(wù)、無功平衡等輔助服務(wù)，提供電網(wǎng)事故時(shí)的快速有功響應(yīng)服務(wù)等0.0%儲(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格（元/Wh）-0.1%-0.1%-0.2%容量租賃：建議價(jià)格為200元/KWh·年河南山東獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加獨(dú)立儲(chǔ)能容量補(bǔ)償按月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行，能源局

，長(zhǎng)江證券研究所資料：長(zhǎng)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(jì)性改善02?積極看好獨(dú)立儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性改善和需求的進(jìn)一步增長(zhǎng)：1）在光伏、風(fēng)電持續(xù)降本下，地面電站需求有望重返高增，打開儲(chǔ)能配置空間。2）獨(dú)立儲(chǔ)能容量租賃比例達(dá)到35%、系統(tǒng)價(jià)格降至1800元/KWh的情況下，獨(dú)立儲(chǔ)能IRR接近6%；若系統(tǒng)價(jià)格下降至1600元/KWh（且仍可實(shí)現(xiàn)6000次循環(huán)壽命），則在25%的租賃比例下，也能實(shí)現(xiàn)6%以上的IRR（不過儲(chǔ)能商業(yè)模式較風(fēng)光不確定性更大，理論上需要更高的溢價(jià)）。3）以山東為例測(cè)算來看，2021年山東集中式光伏+風(fēng)電裝機(jī)4.1GW，強(qiáng)配比例為10%、2h，對(duì)應(yīng)需要儲(chǔ)能容量0.8GWh，但是35%的租賃比例即可實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性，也就是支撐的獨(dú)立儲(chǔ)能裝機(jī)為2.4GWh，是存在可觀空間的。表：不同系統(tǒng)價(jià)格、租賃比例下的儲(chǔ)能IRR測(cè)算圖：山東省理論配儲(chǔ)空間測(cè)算（GW、GWh）76543210容量租賃比例獨(dú)立儲(chǔ)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(chǔ)能系統(tǒng)價(jià)格（元/KWh）2019A2020A2021A光伏：分布式儲(chǔ)能空間：含分布式2022H1光伏：集中式風(fēng)電儲(chǔ)能空間：不含分布式資料：

長(zhǎng)江證券研究所資料：國(guó)家能源局

，長(zhǎng)江證券研究所現(xiàn)貨價(jià)差：獨(dú)立儲(chǔ)能套利機(jī)制逐步完善，增厚盈利02??在容量租賃之外，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)差套利是獨(dú)立儲(chǔ)能另一個(gè)重要的收入點(diǎn)。山東是國(guó)內(nèi)首個(gè)允許獨(dú)立儲(chǔ)能參與到電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的省份，山東的現(xiàn)貨價(jià)差達(dá)到0.4元/KWh，且得益于475號(hào)文免除獨(dú)立儲(chǔ)能充電的輸配電價(jià)和政府性基金及附加，現(xiàn)貨價(jià)差能夠獲得可觀收益。在平均價(jià)差0.4元/KWh、循環(huán)壽命6000次、儲(chǔ)能租賃比例35%的情況下，獨(dú)立儲(chǔ)能的IRR能夠達(dá)到5.7%。不過現(xiàn)貨市場(chǎng)套利也存在不確定性，主要是對(duì)峰谷電價(jià)的預(yù)測(cè)偏差，導(dǎo)致實(shí)際價(jià)差可能不及預(yù)期。圖：山東省日前市場(chǎng)的現(xiàn)貨價(jià)差達(dá)到0.4元/KWh表：現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差、循環(huán)壽命對(duì)儲(chǔ)能IRR的影響6005004003002001000現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差（元/KWh）獨(dú)立儲(chǔ)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(chǎng)分時(shí)均價(jià)（元/MWh）資料：山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，長(zhǎng)江證券研究所資料：

長(zhǎng)江證券研究所

注：建立在容量租賃比例35%的假設(shè)下現(xiàn)貨價(jià)差：電力現(xiàn)貨市場(chǎng)加速建設(shè)，容量預(yù)計(jì)可觀02表：現(xiàn)貨市場(chǎng)套利的潛在市場(chǎng)空間分析?電力現(xiàn)貨市場(chǎng)目前在國(guó)內(nèi)正如火如荼的推進(jìn)，第一批8個(gè)省預(yù)計(jì)將進(jìn)入長(zhǎng)周期連續(xù)試運(yùn)行，第二批6個(gè)省也將全部進(jìn)入結(jié)算試運(yùn)行；其余省份以及省間試運(yùn)行也在積極推進(jìn)?，F(xiàn)貨市場(chǎng)套利預(yù)計(jì)蘊(yùn)含可觀的空間，假設(shè)2025年全國(guó)非居民及第一產(chǎn)業(yè)全部匹配現(xiàn)貨交易，現(xiàn)貨占總電量的5%-8%，套利時(shí)段4h，可測(cè)算出日套利空間在227-371GWh?，F(xiàn)貨市場(chǎng)全國(guó)電力需求-2021A全國(guó)電力需求-2025E非居民+一產(chǎn)占比非居民+一產(chǎn)用電中期現(xiàn)貨占比單位萬億KWh萬億KWh%謹(jǐn)慎8.3樂觀8.39.59.7表：全國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)正積極推進(jìn)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(dòng)試運(yùn)行，南方區(qū)域電力市場(chǎng)啟動(dòng)試運(yùn)行，研究編制京津冀電力現(xiàn)貨市場(chǎng)、長(zhǎng)三角區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)方案現(xiàn)貨年交易電量峰谷時(shí)段占比萬億KWh%0.40.7已全部啟動(dòng)模擬試運(yùn)行，預(yù)計(jì)年底全部進(jìn)入結(jié)算試運(yùn)行原則上2022年實(shí)現(xiàn)現(xiàn)貨市場(chǎng)長(zhǎng)周期連續(xù)試運(yùn)行17%68,15922717%年套利電量GWh111,176371日套利電量GWh資料：國(guó)家，國(guó)家能源局，長(zhǎng)江證券研究所資料：Wind

，長(zhǎng)江證券研究所輔助服務(wù)：準(zhǔn)入、補(bǔ)償機(jī)制逐步清晰，增量盈利模式02?輔助服務(wù)市場(chǎng)同樣有積極變化，國(guó)內(nèi)各大電網(wǎng)相繼發(fā)布“兩個(gè)細(xì)則”，引入儲(chǔ)能參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用等市場(chǎng)，逐步形成商業(yè)模式。表：各大電網(wǎng)相繼發(fā)布“兩個(gè)細(xì)則”納入儲(chǔ)能省份發(fā)布時(shí)間政策方向調(diào)頻具體內(nèi)容將“調(diào)頻輔助服務(wù)（AGC）”變更為“自動(dòng)功率控制（APC）服務(wù)”，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為火電機(jī)組5元/MW、水電機(jī)組和直控新型儲(chǔ)能取2.5元/MW抽水蓄能、獨(dú)立儲(chǔ)能，暫時(shí)還不能參與輔助服務(wù)；火電功率50%-70%上限0.3元/KWh風(fēng)電要求日前準(zhǔn)確率≥85%，10天預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率≥70%，超短期功率預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率≥90%調(diào)峰華北電網(wǎng)2022年9月新能源功率預(yù)測(cè)光伏要求日前準(zhǔn)確率≥85%，10天預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率≥75%，超短期功率預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率≥90%容量補(bǔ)償調(diào)頻提供服務(wù)的主體為火電機(jī)組，依據(jù)調(diào)節(jié)深度的不同從10元/MW·日-950元/MW·日一次調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)數(shù)值為400元/兆瓦時(shí)；新型儲(chǔ)能AGC補(bǔ)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(diào)峰新型儲(chǔ)能深度調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為160元/兆瓦時(shí)；可調(diào)節(jié)負(fù)荷削峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，取800元/兆瓦時(shí)；為可調(diào)節(jié)負(fù)荷調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，取240元/兆瓦時(shí)可中斷負(fù)荷旋轉(zhuǎn)備用補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，取1000元/兆瓦時(shí)備用容量補(bǔ)償調(diào)頻明確納入輸配電價(jià)疏導(dǎo)或參加其他疏導(dǎo)機(jī)制的，相關(guān)輔助服務(wù)補(bǔ)償有關(guān)條款另行制定獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與一次調(diào)頻、

AGC

服務(wù)、無功電壓均可獲得相應(yīng)補(bǔ)償費(fèi)用分?jǐn)偠鄶?shù)補(bǔ)償費(fèi)用均由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體和市場(chǎng)化電力用戶按照各50%比例分?jǐn)?，現(xiàn)階段獨(dú)立儲(chǔ)能電站不參輔助服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)用的分?jǐn)傎Y料：國(guó)家能源局，長(zhǎng)江證券研究所容量電價(jià)：長(zhǎng)期引導(dǎo)方向，中期或以試點(diǎn)形式開展02表：目前抽蓄采用容量電價(jià)??關(guān)于獨(dú)立儲(chǔ)能構(gòu)建容量電價(jià)政策，并納入輸配電成本核算，是在容量電價(jià)抽水蓄能具體定價(jià)政策2021年4月就明確的方向；后廣東出臺(tái)過具體文件，山東正式出臺(tái)過容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，從山東政策變化頻繁可以看出，容量電價(jià)仍有經(jīng)濟(jì)性問題。參考抽水蓄能的容量電價(jià)，預(yù)計(jì)獨(dú)立儲(chǔ)能的容量電價(jià)或是以地方示范形式開展；或是不進(jìn)行全成本補(bǔ)償，結(jié)合現(xiàn)貨/輔助服務(wù)盈利。按40年經(jīng)營(yíng)期，內(nèi)部收益率6.5%核算容量電價(jià)，納入銷售電價(jià)表：指引容量電價(jià)方向，廣東、山東率先跟進(jìn)日期文件主要內(nèi)容健全新型儲(chǔ)能價(jià)格機(jī)制，包括電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制，探索將電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收，完善峰谷電價(jià)政策2021年4月《加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》代理購(gòu)電用戶：10千伏及以上工商業(yè)用戶價(jià)格機(jī)制：電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電用戶電價(jià)包括代理購(gòu)電價(jià)格、輸配電價(jià)、政府性基金及附加，其中代理購(gòu)電價(jià)格包括平均上網(wǎng)電價(jià)、輔助服務(wù)費(fèi)用、新增損益分?jǐn)?；輔助服務(wù)費(fèi)用即包括儲(chǔ)能、抽水蓄能電站的費(fèi)用和需求側(cè)響應(yīng)等費(fèi)用（相關(guān)費(fèi)用由全體工商業(yè)用戶共同分?jǐn)偅?021年12月廣東省《電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電實(shí)施方案（試行）》最初山東對(duì)于新型儲(chǔ)能的容量補(bǔ)償參照火電機(jī)組，100MW/200MWh項(xiàng)目年補(bǔ)償收益接近3600萬元；6月山東已進(jìn)行修正，儲(chǔ)能容量補(bǔ)償需要考慮K/24的系數(shù)（K為等效小時(shí)數(shù)，通常為2），因此容量補(bǔ)償年收益降至300萬左右；本次文件給予2倍標(biāo)準(zhǔn)補(bǔ)償，即達(dá)到600萬元/年2022年9月山東省《新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》資料：，能源局

，長(zhǎng)江證券研究所用戶側(cè)儲(chǔ)能：削峰填谷+需量管理構(gòu)建內(nèi)生盈利模式02???國(guó)內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能調(diào)峰，更多是自發(fā)的經(jīng)濟(jì)性行為，典型的商業(yè)模式包括：1）削峰填谷：即夜間谷電價(jià)或白天平電價(jià)時(shí)充電，上午及傍晚峰值電價(jià)時(shí)放電，賺取充放電價(jià)差；2）需量管理，以容量電價(jià)為例：部分省份對(duì)于大工業(yè)用電、工商業(yè)用電采取兩部制電價(jià)，即容量電價(jià)與電度電價(jià)，其中容量電價(jià)由業(yè)主最大需量或最大變壓器容量決定；采用儲(chǔ)能方案后，通過調(diào)峰可以減小企業(yè)的最大需量，進(jìn)而減少容量電價(jià)的支出，帶來相對(duì)收益。圖：儲(chǔ)能在用戶側(cè)削峰填谷示意圖圖：通過儲(chǔ)能進(jìn)行需量管理，減少企業(yè)容量電價(jià)資料：北極星儲(chǔ)能網(wǎng)，長(zhǎng)江證券研究所資料：北極星電力網(wǎng)，長(zhǎng)江證券研究所用戶側(cè)儲(chǔ)能：分時(shí)電價(jià)改革，峰谷價(jià)差有望拉大02?用戶側(cè)削峰填谷的經(jīng)濟(jì)性核心取決于峰谷電價(jià)差，從全國(guó)各地的數(shù)據(jù)看，北京峰谷價(jià)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(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求各地統(tǒng)籌考慮當(dāng)?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機(jī)占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，峰谷電價(jià)價(jià)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(guó)內(nèi)有望有更多的省份達(dá)到0.7元/KWh以上的峰谷價(jià)差。圖：全國(guó)各地工商業(yè)、大工業(yè)峰谷價(jià)差（元/kwh）圖：全國(guó)各地大工業(yè)/部分工商業(yè)容量電價(jià)情況1.21.00.80.60.40.260504030201000.0北

天

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青海

安徽

河北

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上海

山西

寧夏北

南網(wǎng)

網(wǎng)江工商業(yè)峰谷價(jià)差大工業(yè)峰谷價(jià)差最大需量（元/千瓦·月）變壓器容量（元/千伏安·月）資料：地方，長(zhǎng)江證券研究所資料：地方，長(zhǎng)江證券研究所用戶側(cè)儲(chǔ)能：峰谷價(jià)差0.7元以上的地區(qū)具備經(jīng)濟(jì)性02?假設(shè)儲(chǔ)能價(jià)格1800元/KWh，循環(huán)壽命6000次，可以得出在工商業(yè)峰谷電價(jià)差在0.7元/KWh以上的地區(qū)，在電價(jià)分成比例10%情況下，能夠具備經(jīng)濟(jì)性（IRR達(dá)到7%以上），而自主建設(shè)（沒有電價(jià)分成）的項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性將更為突出。表：考慮容量電價(jià)收益的用戶側(cè)儲(chǔ)能IRR測(cè)算峰谷價(jià)差（元/KWh）國(guó)內(nèi)工商業(yè)儲(chǔ)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(chǔ)能網(wǎng)，長(zhǎng)江證券研究所用戶側(cè)儲(chǔ)能：預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)存量裝機(jī)空間240-480GWh02?峰谷價(jià)差拉大將顯著提升用戶側(cè)削峰填谷的經(jīng)濟(jì)性，進(jìn)而帶來國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能需求空間的擴(kuò)容，定量分析來看，目前國(guó)內(nèi)主要省份的峰值負(fù)荷合計(jì)在1000-1200GW，假設(shè)憑借最大系統(tǒng)峰谷差率達(dá)到30%，考慮一定的冗余下，預(yù)計(jì)對(duì)應(yīng)的錯(cuò)峰功率將達(dá)到200GW，假設(shè)其中60-80%的錯(cuò)峰需要電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)節(jié)，備電時(shí)長(zhǎng)2-3h，則對(duì)應(yīng)的用戶側(cè)儲(chǔ)能市場(chǎng)空間達(dá)到240-480GWh，提供了廣闊的增長(zhǎng)空間。圖：全國(guó)各省峰、谷負(fù)荷及波動(dòng)情況（粗略估計(jì)）表：國(guó)內(nèi)用戶側(cè)鋰電儲(chǔ)能需求空間測(cè)算120100806040200252015105用戶側(cè)儲(chǔ)能需求估算全國(guó)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(shè)一錯(cuò)峰功率差電化學(xué)儲(chǔ)能配套率備電時(shí)長(zhǎng)假設(shè)h對(duì)應(yīng)儲(chǔ)能容量需求電化學(xué)儲(chǔ)能配套率備電時(shí)長(zhǎng)假設(shè)24080%3GWh%0北冀山蒙遼黑江安江湖廣海四云陜青新假設(shè)二h京北西東寧龍?zhí)K徽西北東南川南西海疆江對(duì)應(yīng)儲(chǔ)能容量需求480GWh峰值負(fù)荷谷值負(fù)荷峰谷功率波動(dòng)資料：國(guó)家電網(wǎng)，長(zhǎng)江證券研究所

單位：GW資料：國(guó)家電網(wǎng)，長(zhǎng)江證券研究所需求測(cè)算：預(yù)計(jì)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能2025年超100GWh02國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)測(cè)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(fēng)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(chǎng)化規(guī)模滲透率可再生能源調(diào)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(chǎng)化備電時(shí)長(zhǎng)h2.02.0調(diào)峰資源需求調(diào)峰資源需求GWhGWhGWh%1.93.28.713.99.021.629.250.865%0.00.01.0調(diào)峰資源需求合計(jì)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(cè)-獨(dú)立儲(chǔ)能租賃比例儲(chǔ)能需求儲(chǔ)能需求儲(chǔ)能需求%40%45%表前市場(chǎng)表后市場(chǎng)GWhGWhGWhGWh%37.28.073.317.816.0107.1101%電源側(cè)用戶側(cè)1.51.60.82.04.08.0國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能裝機(jī)合計(jì)同比4.211.5173%24.5112%53.2117%166%資料：CNESA

，CPIA，長(zhǎng)江證券研究所03投資：彈性為先，重視“從零到一”機(jī)會(huì)儲(chǔ)能EPC：循環(huán)壽命、系統(tǒng)效率是差異化的關(guān)鍵03??儲(chǔ)能EPC目前來看仍有差異化，原因是儲(chǔ)能系統(tǒng)涉及到數(shù)千顆電芯的集成、復(fù)雜的充放電策略，且經(jīng)濟(jì)性對(duì)系統(tǒng)循環(huán)壽命、能量轉(zhuǎn)換效率的敏感性高。目前儲(chǔ)能電芯能夠?qū)崿F(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(duì)經(jīng)濟(jì)性影響較大。儲(chǔ)能EPC有低壓塔式、高壓級(jí)聯(lián)、智能模塊等不同技術(shù)路線，目前看傳統(tǒng)方案是低壓塔式，高壓級(jí)聯(lián)通過減少變壓器提高轉(zhuǎn)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(duì)電芯容量的模擬，實(shí)現(xiàn)循環(huán)和效率的提升。表：儲(chǔ)能IRR對(duì)系統(tǒng)循環(huán)壽命、轉(zhuǎn)換效率的敏感性圖：儲(chǔ)能EPC有4-5種不同的技術(shù)方案系統(tǒng)轉(zhuǎn)