1、1证券研究报告作者：行业评级：上次评级：行业报告 | 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明强于大市强于大市维持2022年04月16日（评级）分析师 孙潇雅 SAC执业证书编号：S09独立储能商业模式独立储能商业模式+表前市场需求探讨：表前市场需求探讨：政策驱动经济性政策驱动经济性&需求，看好国内表前市场投资机会需求，看好国内表前市场投资机会行业专题研究摘要2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明22年以来，受碳酸锂涨价影响，市场担心储能系统的成本上涨会削弱储能（尤其是装机容量更大、经济性相对更弱的国内表前市场）的经济性，最终削弱行业装机量需求；但另一方面，我们发现国内多
2、省（市）加速出台对储能行业的刺激政策，给国内表前市场带来了需求支撑。本篇报告将基于当前时点的政策变化，探讨本篇报告将基于当前时点的政策变化，探讨1）国内电网侧独立储能的商业模式及经济性；）国内电网侧独立储能的商业模式及经济性；2）国内发电侧储能的需求变化；并结合海外表前）国内发电侧储能的需求变化；并结合海外表前市场需求，挖掘全球表前市场爆发背景下的投资机会。市场需求，挖掘全球表前市场爆发背景下的投资机会。 电网侧独立储能的发展背景电网侧独立储能的发展背景21年中国新能源并网比例加速提高，电网对储能参与调峰年中国新能源并网比例加速提高，电网对储能参与调峰+调频的需求随之上升。调频的需求随之上升。
3、21年风光等新能源发电占比明显提高，使我国电力系统呈现“双峰双高”&“双侧随机性”特征，电网对调峰+调频的需求迫切。为刺激电化学储能参与电网侧调峰、调频服务，21年至今国家及多地出台相关政策，明确储能的独立主体身份+独立储能参与辅助服务市场的补偿标准，从而确定了电网侧独立储能的商业模式可行性及经济性。 电网侧独立储能的商业模式及经济性测算电网侧独立储能的商业模式及经济性测算商业模式：参与调峰（电力现货市场或辅助服务市场）商业模式：参与调峰（电力现货市场或辅助服务市场）+调频（辅助服务市场），未来将增加容量租赁模式增加收入。调频（辅助服务市场），未来将增加容量租赁模式增加收入。电网侧独立储能作为
4、新型市场主体，为电网提供深度调峰、快速调频等辅助服务获得收益，当前已有至少19个省（市）明确调峰调频补偿标准（即来自辅助服务市场的收入）。往未来看，独立储能有望向新能源电站进行容量租赁获得租金，形成增量收入。经济性测算：基于现有价格机制经济性测算：基于现有价格机制+系统成本涨价（假设系统成本系统成本涨价（假设系统成本2元元/Wh），经济性排序：同时参与调峰），经济性排序：同时参与调峰+调频调频单独参与调频单独参与调频单独参与调峰。单独参与调峰。 调峰：假设每年工作调峰：假设每年工作300天，每天完全充放电天，每天完全充放电1次，循环次数次，循环次数6000次。次。1）测算度电成本）测算度电成本
5、=0.63元元/KWh，在8个省（市）已具备经济性；此外，在电力现货市场中，当上网电价峰谷价差度电成本时，同样具备经济性；2）以南网调峰价格机制）以南网调峰价格机制0.792元元/KWh测算，测算，IRR=2.07%。 调频：假设每次参与调频用时调频：假设每次参与调频用时1.8分钟，间隔时间分钟，间隔时间2分钟，全生命周期分钟，全生命周期10年。年。1）测算里程成本）测算里程成本=3.47元元/MW，在多个省（市）具备经济性；此外，部分省（市）针对一次调频亦出台了相关补偿机制，进一步增加调频的经济性；2）以补偿价格）以补偿价格7.5元元/MW测算，测算，IRR=14.91%。zWbWnVgZi
6、XiYjVsVlXaQaO8OsQrRnPoMiNnNqMlOpOxP9PqQxOxNqMoNxNoMqR摘要3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 同时参与调峰同时参与调峰+调频：更高频的充放电使用下，假设全生命周期缩小至调频：更高频的充放电使用下，假设全生命周期缩小至8年；调峰年运行年；调峰年运行300天，每日完全充放电天，每日完全充放电1次，调频年运行比例为次，调频年运行比例为80%。以补偿价格调峰。以补偿价格调峰0.792元元/KWh、调频、调频7.5元元/MW计算，计算，IRR=18.61%，具备高经济性。，具备高经济性。 国内电网侧储能装机量测算：国内电网侧储能装机量测算：基于电
7、网侧储能的三个主要应用场景调峰、二次调频、一次调频进行测算。 调峰：调峰：核心假设：国内社会用电量22-25年每年同增5.5%；21年调峰需求占比0.5%，逐年增加0.3pct；储能渗透率21年1%，逐年增加0.5pct。考虑调峰用储能的年充放电时长，预计预计2121- -2525年国内调峰场景下电网侧储能需求将为年国内调峰场景下电网侧储能需求将为0.8/1.8/3.0/4.6/6.3GWh0.8/1.8/3.0/4.6/6.3GWh，CAGR+69%CAGR+69%。 二次调频：二次调频：核心假设：国内最大用电负荷22-25年每年同增8%；21年二次调频需求占比为3%，逐年增加0.5pct；
8、储能渗透率21-25年2%/3%/3.5%/4%/4.5%。预计预计2121- -2525年国内二次调频场景下储能需求将为年国内二次调频场景下储能需求将为0.7/1.4/1.9/2.7/3.6GWh0.7/1.4/1.9/2.7/3.6GWh，CAGR+50%CAGR+50%。 一次调频：一次调频：核心假设：国内新能源发电未配储装机量基于20年未配储新能源发电装机量、21-25年新能源发电装机量、发电侧强配比例测算；一次调频需求占比10%；储能渗透率21-25年0%/5%/10%/15%/20%。预计预计2121- -2525年国内一次调频场景下储能需求将为年国内一次调频场景下储能需求将为0.
9、0/1.3/3.0/5.0/7.3GWh0.0/1.3/3.0/5.0/7.3GWh，有望成为电网侧储能装机量最大增量，有望成为电网侧储能装机量最大增量。 合计电网侧储能装机量：合计电网侧储能装机量：考虑部分储能项目同时为三个场景提供服务，保守预计合计装机量为三个场景装机量之和的80%。预计预计20212021- -20252025年电网侧独立储能需求将达年电网侧独立储能需求将达1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh，CAGR+85%CAGR+85%。 看好国内储能表前市场需求高增长看好国内储能表前市场需求高增长电网侧高经济性电网侧高经济性
10、+ +发电侧强配比例上升，预计国内表前市场将持续高增长。发电侧强配比例上升，预计国内表前市场将持续高增长。22年碳酸锂价格大幅上涨（由21年4-12月均价约13.8万元/吨涨至22年3月50+万元/吨），测算当前储能系统单位成本较21年均价上涨约0.23元/Wh，导致市场担心将影响国内表前储能市场的需求、全球表前储能装机量不及预期。但我们认为，国内表前市场需求被削弱的可能性不大： 电网侧：电网侧：政策变化已使独立储能具备高经济性，预计21-25年国内电网侧储能CAGR+87%；摘要4请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 发电侧：发电侧：强制配储地区占比（当前已覆盖25个省（市）、强配比例（1
11、0%、2小时以上）等政策明显加速，保障国内表前市场的装机需求。我们基于新增风光发电站强配政策+存量风光发电站为减少弃风弃光及辅助服务市场分摊费用而配储的装机量，测算国内发电侧装机量：预计预计2121- -2525年国内发电侧储能装机量有望达到年国内发电侧储能装机量有望达到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh，CAGR+95%CAGR+95%。合计：合计：我们预计预计2121- -2525年国内表前市场装机量有望达年国内表前市场装机量有望达5.9/17.8/31.5/52.3/82.2GWh5.9/17.8/31.5/52.3/
12、82.2GWh，CAGR+93%CAGR+93%。 投资建议：看好全球储能表前市场相关产业链投资建议：看好全球储能表前市场相关产业链+ +独立储能运营商投资机会独立储能运营商投资机会政策驱动下，预计政策驱动下，预计2222- -2525年国内表前市场的需求将持续高增长，并基于我们此前对全球储能表前市场需求的测算，我们年国内表前市场的需求将持续高增长，并基于我们此前对全球储能表前市场需求的测算，我们预计预计2121- -2525年全球表年全球表前市场装机量有望达前市场装机量有望达15.3/53.9/96.6/156.5/265.8GWh15.3/53.9/96.6/156.5/265.8GWh，
13、CAGR+104%CAGR+104%。因此，我们看好：因此，我们看好：1 1）全球储能表前市场需求高增长下，相关产业链的投资机会；）全球储能表前市场需求高增长下，相关产业链的投资机会；2 2）电网侧独立储能高经济性下，相关运营商的投资机会。）电网侧独立储能高经济性下，相关运营商的投资机会。相关产业链：相关产业链： 电池：电池：看好电芯性能、循环寿命、电池组一致性更强，市占率更高的电池企业【宁德时代】、【亿纬锂能】；建议关注业务覆盖国内表前&海外表后市场，受益下游需求高景气的【鹏辉能源】；建议关注从Wh级别至MWh级别实现全覆盖的储能电池弹性标的【派能科技】。 储能变流器：储能变流器：看好受益大
14、型储能（表前+工商业）高增速的【阳光电源】。 温控：温控：发电侧储能大容量、电网侧储能高功率趋势下，建议关注先发优势+非标性优势明显的【英维克】，建议关注有望凭借温度高精度控制能力，打开市场份额的【同飞股份】。独立储能运营商：独立储能运营商：建议关注1）在建300MW/600MWh独立储能项目的【万里扬】；2）重点开拓新能源发电+共享储能商业模式，储备项目包括如东100MW/200MWh集中式共享储能项目+安徽400MW/800MWh集中式共享储能项目的【林洋能源】。风险提示：风险提示：储能需求不及预期；政策力度不及预期；锂电池成本上涨幅度超预期；其他储能方式发展超预期；测算具有一定主观性，仅
15、供参考。储能需求不及预期；政策力度不及预期；锂电池成本上涨幅度超预期；其他储能方式发展超预期；测算具有一定主观性，仅供参考。一一、电网侧独立储能发展背景、电网侧独立储能发展背景5请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明6新能源并网比例加速提高，电网安全面临新挑战新能源并网比例加速提高，电网安全面临新挑战数据来源：国家统计局，中国能源产业发展网，中国产业经济信息网，国务院国资委，电缆网，北极星光伏网，天风证券研究所 中国新能源并网比例加速提高，中国新能源并网比例加速提高，2121年风光新增装机占全国新增发电装机量年风光新增装机占全国新增发电装机量58.1%58.1%。从中国发电结构看，煤电发电量占
16、比从2015年的72%下降至21年的61%，而新能源发电占比提升明显，21年风电、光伏发电占比达到8%、4%。从新增装机占比看，21年风电、光伏发电新增装机占全国新增装机的27%、31.1%。 风电、光伏等新能源发电占比提高后，我国电力系统呈现“双峰双高”风电、光伏等新能源发电占比提高后，我国电力系统呈现“双峰双高”& &“双侧随机性”，电网的运行安全性面临新的挑战。“双侧随机性”，电网的运行安全性面临新的挑战。随着新能源大规模接入，电力系统将呈现显著的 “双峰双高”“双峰双高”（双峰电网夏、冬季负荷高峰；双高高比例可再生能源、高比例电力电子装备）和 “双侧随机性”“双侧随机性”（风电、光伏发
17、电具有波动性和间歇性，因此发电占比提升后，供电侧也将出现随机波动的特性，能源电力系统由传统的需求侧单侧随机系统向双侧随机系统演进）。72.2%69.8%69.6%69.3%68.8%8.5%8.2%7.6%7.2%6.9%4.8%5.2%5.4%5.5%5.9%14.5%16.8%17.4%18.0%18.4%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%200182019水电核电风电天然气原油原煤61%16%2%4%8%5%5%煤电水电生物质及其他太阳能发电风电核电其他图：图：2021年中国发电结构年中国发
18、电结构图：图：2015-2019年中国发电结构年中国发电结构7“双峰双高”“双峰双高”&“双侧随机性”催生电网侧对电化学储能的需求“双侧随机性”催生电网侧对电化学储能的需求数据来源： 储能在电力系统调频调峰中的应用张晓晨，储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术黎淑娟，天风证券研究所 风电、光伏并网比例增加带来的电力系统“双峰双高”风电、光伏并网比例增加带来的电力系统“双峰双高”& &“双侧随机性”问题，对电网的安“双侧随机性”问题，对电网的安全性挑战包括全性挑战包括1 1）影响电网的稳定运行；）影响电网的稳定运行；2 2）影响电网电能的质量；）影响电网电能的质量；3 3）影响电网的经济调
19、度。）影响电网的经济调度。 影响电网的稳定运行：影响电网的稳定运行：电力系统需要时刻保持平衡稳定，而具有波动性和间歇性的新能源并网增大，将造成电压出现波动或者闪变现象，还会影响着系统的潮流分布，若风能、光伏并网点功率超出规定范围，电力系统将无法稳定运行。 影响电网电能的质量：影响电网电能的质量：新能源发电并网时所产生的冲击电流，会使得电网电压下降，且出力不稳定也会造成电网电压波动。因此，随着新能源机组容量的扩大，电网电压的波动会影响电网的频率稳定性，给系统和新能源机组的稳定运行带来挑战。 影响电网的经济调度：影响电网的经济调度：电网侧为了应对新能源出力不稳定的现象，系统需要预留一定的容量当作备
20、用，以增加新能源的接纳能力，因而增加了经济负担。 在此背景下，为保证电力系统的稳定运行，电网对电化学储能的需求亦有了快速增长的趋势。在此背景下，为保证电力系统的稳定运行，电网对电化学储能的需求亦有了快速增长的趋势。电化学储能具有响应速度快、功率及能量密度大、动态性能好等特点，因而运用在电网侧，可以改善负荷走向、降低峰谷差、增大新能源的接入比例、通过参与系统频率的调节改善电网的稳定性。电网侧储能具体可参与工作包括：电网侧储能具体可参与工作包括： 调峰：调峰：负荷低谷时刻充电，高峰时刻放电，均衡区域负荷，减小峰谷负荷差。 调频：调频：电池储能系统具有快速的充放电响应能力，可通过快速释放或者吸收有功
21、和无功来调节变电站供电区域电网频率和电压，提高电能质量，保证供电区域电压和频率的稳定。 备用电源：备用电源：实现变电站配电侧孤岛运行供电，提高供电安全保障能力，辅助电网实现黑启动。图：储能参与电网调峰的应用图图：储能参与电网调峰的应用图图：储能参与电网调频的应用图图：储能参与电网调频的应用图8电网侧对电化学储能的需求电网侧对电化学储能的需求1：调峰：调峰数据来源： 用于缓解电网调峰压力的储能系统规划方法综述徐国栋等，参与调峰的储能系统配置方案及经济性分析李军徽等，北极星电力新闻网，天风证券研究所 需求来源：目前电网的调峰形势为在负荷尖峰时段有足够的旋转备用空间，但在需求来源：目前电网的调峰形势
22、为在负荷尖峰时段有足够的旋转备用空间，但在负荷低谷时期，机组的向下调节灵活性严重不足，从而导致大量弃风产生。负荷低谷时期，机组的向下调节灵活性严重不足，从而导致大量弃风产生。风电、光伏出力的不确定性导致电网备用需求增加+风电出力的反调峰特性以及光伏出力与高峰负荷的不匹配性，导致电网净负荷峰谷差增大。因此给电网的安全运行和电力供应保障带来了挑战部分地区出现了较为严重的弃风、弃光问题。 解决方法：包括水电等调峰电源建设、燃煤机组灵活性改造、储能系统建设等。解决方法：包括水电等调峰电源建设、燃煤机组灵活性改造、储能系统建设等。 水电等调峰电源建设：水电等调峰电源建设：抽水蓄能电站是电力系统重要的调峰
23、电源之一，具有调峰填谷双重功能，反应迅速、运行灵活、启停方便。但抽水蓄能电站选址困难，对地势要求大，投资周期较大，损耗较高。 燃煤机组灵活性改造：燃煤机组灵活性改造：对机组设备进行技术改造，提高燃煤机组爬坡速度、降低最小稳定出力，以增加电厂调峰能力。但灵活性改造会对燃煤机组的安全运行、节能减排、运行成本等带来负面影响，造成减排压力的上升和发电成本的上涨。 储能系统建设（包括火储联合调峰、独立储能两种）：储能系统建设（包括火储联合调峰、独立储能两种）：1）火储联合调峰：在火电站引入储能系统参与调峰服务，可减少并优化火电机组的频繁增减出力，从而有效缓解火电厂的调峰压力，依托于火电厂提高新能源消纳能
24、力；2）独立储能：电化学储能作为独立主体，参与深度调峰市场。图：储能辅助参与调峰原理图：储能辅助参与调峰原理9电网侧对电化学储能的需求电网侧对电化学储能的需求2：调频：调频数据来源： 光伏发电厂及其一次调频控制方法与流程，北极星储能网，天风证券研究所 需求来源：当电力系统发电出力与系统负荷不平衡时，频率将随之发生变化，当局部区域电力系统频率出现持续波动时，就可能需求来源：当电力系统发电出力与系统负荷不平衡时，频率将随之发生变化，当局部区域电力系统频率出现持续波动时，就可能会影响电网稳定。会影响电网稳定。新能源发电具有波动性、不确定性，且对电网不表现出惯性，大规模接入后显著加剧电网调频压力，尤其
25、是当电网发生冲击性负荷扰动时，传统电源的调频容量及响应速度将难以满足调频需求。 传统的电网调频主要包含一次调频和二次调频。传统的电网调频主要包含一次调频和二次调频。 一次调频：新能源机组不具备惯性，无法进行一次调频。一次调频：新能源机组不具备惯性，无法进行一次调频。一次调频为通过发电机组调节系统的自身频率修正电网频率的波动。新能源机组通常采用电力电子变换器并网，不具备惯性和阻尼，因此缺乏一种与配电网有效的“同步”机制。 二次调频：是指发电机组的的调频器，对于变动幅度较大（二次调频：是指发电机组的的调频器，对于变动幅度较大（0.5-1.5%），变动周期较长（），变动周期较长（10s-30min）
26、的频率偏差所作的调整。）的频率偏差所作的调整。实现方法之一为采用自动控制系统（AGC），将发电设备向用户供电的频率调整到一定范围内（500.2Hz）。 解决办法：火电机组调节误差大、抽水蓄能受地势限制等，因而当前主流方法为火储联合调频、独立储能等。解决办法：火电机组调节误差大、抽水蓄能受地势限制等，因而当前主流方法为火储联合调频、独立储能等。 火储联合调频：火储联合调频：储能系统的响应时间仅为两秒钟，应用于联合调频，对煤电企业的调频性能拉升明显。 独立储能：独立储能：作为独立主体，为电网提供调频辅助服务。图：火电机组调频中调节偏差较大图：火电机组调频中调节偏差较大图：储能的图：储能的AGC调节
27、性能明显好于火电调节性能明显好于火电10出于电网侧对储能的需求，国家及多地出台政策确立独立储能商业模式出于电网侧对储能的需求，国家及多地出台政策确立独立储能商业模式数据来源：国家能源局，国际能源网，北极星储能网，北极星智能电网，索比储能网，浩博电池官网，天风证券研究所 基于近年我国电源结构变化、电力装机规模持续扩大、清洁能源发展迅猛的情况，辅助服务市场（针对调峰&调频）建设面临新的挑战。2121年至今，国家及多地出台相关政策，确定储能的独立主体身份（确立了独立储能的商业模式），且从政策趋势看，独年至今，国家及多地出台相关政策，确定储能的独立主体身份（确立了独立储能的商业模式），且从政策趋势看，
28、独立储能参与辅助服务市场的收益呈现上升趋势：立储能参与辅助服务市场的收益呈现上升趋势： 国家层面：国家层面：2121年年1212月，储能的独立主体身份得到确认。月，储能的独立主体身份得到确认。21年12月，国家能源局印发新版电力辅助服务管理办法，核心变化包括：确认储能独立主体身份、丰富辅助服务交易品种（针对促进新能源消纳，新增了转动惯量、爬坡、稳定切机/切负荷等交易品种）、扩大“付费群体”（辅助服务成本由原来仅发电侧承担向用户侧扩展）。 地方层面：地方层面： 明确储能调峰调频补偿标准：明确储能调峰调频补偿标准：截至21年9月，已有至少19个省（市）明确调峰调频补偿标准。 电力现货市场试点省份扩
29、大至电力现货市场试点省份扩大至1414个，部分省份现货市场电价差超过调峰补偿标准：个，部分省份现货市场电价差超过调峰补偿标准：17年，我国选取8个省份启动电力现货市场建设试点工作，21年开展第二批现货试点，将试点省份扩大至14个。以山东省为例，电力现货市场运行过程中，日最高价差超过1元/kwh，参与电力现货市场进行峰谷价差套利的收益超出调峰补偿标准（山东补偿标准为0.2元/kwh）。 提高独立储能调峰调频补偿标准：提高独立储能调峰调频补偿标准：以南方电网为例，22年3月南方能监局编制南方区域电力辅助服务管理实施细则(征求意见稿)，其中明确独立储能电站的调峰调频补偿标准（以广东为例，储能深度调峰
30、补偿标准为约为0.792 元/千瓦时，较20年版提高 0.292 元/千瓦时）；并明确其他辅助服务（如一次调频、AGC、无功调节等）品种的补偿标准。 多省份提出电网侧共享储能发展目标或开展共享储能招标：多省份提出电网侧共享储能发展目标或开展共享储能招标：22年3月，国网浙江省电力有限公司透露，至23年该公司将推动浙江建成400MW以上的电网侧大型（共享）储能；22年3月，广西电网发布共享储能公开招标信息等。二、电网侧独立储能商业模式及经济性测算二、电网侧独立储能商业模式及经济性测算11请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明12商业模式：主要为参与调峰、调频市场获得收益，容量租赁有望成为增量收入
31、商业模式：主要为参与调峰、调频市场获得收益，容量租赁有望成为增量收入数据来源：国际能源网，北极星储能网，经济形势报告网，Lazard，天风证券研究所 注：字母代表的是美国各电力市场 2121年政策层面明确独立储能的市场主体地位后，独立储能商业模式正式形成。年政策层面明确独立储能的市场主体地位后，独立储能商业模式正式形成。电网侧独立储能电站作为新型市场主体，可以接受调度机构统一调管，凭借有功、无功、四象限连续可调及百毫秒级快速响应调节的优点，可以为电网提供深度调峰、快速调频、旋转备用、有偿无功调节和黑启动等辅助服务，获得收益。 国外：调频和调峰是当前主要国家储能电站的主要应用场景；国内：电网侧独
32、立储能项目仍在发展初期，从政策看，独立储能项国外：调频和调峰是当前主要国家储能电站的主要应用场景；国内：电网侧独立储能项目仍在发展初期，从政策看，独立储能项目也同样主要依靠调峰、调频获得收益（已有至少目也同样主要依靠调峰、调频获得收益（已有至少1919个省（市）明确调峰调频补偿标准）。个省（市）明确调峰调频补偿标准）。 往未来看：国内独立储能除了参加调峰、调频市场外，通过向新能源电站进行容量租赁获得租金有望成为增量收入。往未来看：国内独立储能除了参加调峰、调频市场外，通过向新能源电站进行容量租赁获得租金有望成为增量收入。容量租赁是指为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能获得租
33、金，新能源电站可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入。在此模式下，独立储能的商业模式转变为调峰+调频+收取容量租金，收入进一步增加。图：调频和调峰是国外电池储能的主要应用场景（美元图：调频和调峰是国外电池储能的主要应用场景（美元/kW/年）年）6445382648293243974356255642627429305738576820300500600CAISOERCOTISO-NEMISONYISOPJM澳大利亚加拿大德国调峰调频备用容量需求响应旋转/非旋转备用账单管理
34、与其他13调峰经济性：度电成本调峰经济性：度电成本0.63元元/KWh，在部分省（市）已具备经济性，在部分省（市）已具备经济性数据来源：储能的度电成本和里程成本分析何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，北极星太阳能光伏网，财政部，朱寰等，天风证券研究所 调峰原理为负荷侧低谷时充电、高峰时放电，评估单位为充放电量（调峰原理为负荷侧低谷时充电、高峰时放电，评估单位为充放电量（KWhKWh）。）。 收入：收入：1）直接参与电力现货市场，赚取上网电价的峰谷价差；2）参与辅助服务市场，赚取调峰的度电补偿。 成本：成本：度电成本=总投资/总处理电量，并引入折现率计算。22年以来，原材料涨价使储能系统单价涨
35、幅较大，我们保守假设用于调峰的独立储能系统成本涨至2元/Wh，并基于我们的核心假设，测算得到度电成本=0.63元/KWh。 经济性评估：根据部分省（市）调峰价格，目前独立储能参与调峰在经济性评估：根据部分省（市）调峰价格，目前独立储能参与调峰在8 8个省个省（市）已具备经济性；此外，对于参与电力现货市场的省（市），当上网电（市）已具备经济性；此外，对于参与电力现货市场的省（市），当上网电价峰谷价差价峰谷价差 度电成本时，同样具备经济性。度电成本时，同样具备经济性。核心假设成本储能系统成本（元/KWh）2000设计DOD下的循环寿命（次）6000每日充放电次数1年工作天数300放电深度90%逆变
36、器成本占比20%储能系统年衰减1.2%折现率3.25%度电成本（元/KWh）0.63电网调峰价格电力现货市场青海0.5元/KWh湖南储能调峰：0.2元/kWh，紧急调峰：0.45-0.6元/kWh山东0.15元/kWh广东0.792元/kWh（南网征求意见）新疆0.55元/kWh东北三省0.4元-1元/kWh（辽宁）安徽储能调峰：0.3元-0.8元/kWh江西独立储能调峰：0.2-0.6元/KWh甘肃储能调峰：不超过0.5元/kWh陕西紧急性削峰需求响应补贴最高35元/kW次；经济性非居民需求响应补贴最高15元/kW次。天津填谷固定补贴1.2元/kWh、竞价补贴1.2-2元/kWh，削峰采用固
37、定补贴价格模式上海河南四川浙江山西江苏广西0.396元/kWh（南网征求意见）云南0.6624元/kWh（南网征求意见）贵州0.2376元/kWh（南网征求意见）蒙西福建表：独立储能参与调峰的度电成本测算表：独立储能参与调峰的度电成本测算表：部分省（市）独立储能参与调峰的价格机制表：部分省（市）独立储能参与调峰的价格机制14调峰经济性：以调峰经济性：以0.792/KWh补偿标准计算，全生命周期补偿标准计算，全生命周期IRR=2.07%数据来源： 储能的度电成本和里程成本分析何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，北极星太阳能光伏网，索比储能网，天风证券研究所 基于我们的假设，并以南网“两个细节”
38、征求意见中广东独立储能参与调峰市场的补偿标准（0.792元/KWh）作为度电补偿标准计算，独立储能项目参与调峰的全生命周期独立储能项目参与调峰的全生命周期2020年（循环次数年（循环次数60006000次，每年完全充放电次，每年完全充放电300300次）的次）的IRRIRR为为2.07%2.07%，独立储能仅，独立储能仅参与调峰尽管在某些省（市）具备经济性，但项目内部收益率偏低。参与调峰尽管在某些省（市）具备经济性，但项目内部收益率偏低。年份0617181920可用容量（kWh）1.00 0.99 0.98 0.97 0.95 0.94 0.93 0
39、.92 0.91 0.90 0.89 0.88 0.87 0.86 0.85 0.84 0.83 0.82 0.81 0.80 每日充放电量（kWh）0.90 0.89 0.88 0.87 0.86 0.85 0.84 0.83 0.82 0.81 0.80 0.79 0.78 0.77 0.77 0.76 0.75 0.74 0.73 0.72 年充放电量（kWh）270.00 266.90 263.83 260.79 257.79 254.83 251.90 249.00 246.14 243.31 240.51 237.74 235.01 232.31 229.63 226.99 224
40、.38 221.80 219.25 216.73 补偿标准（元/kWh）0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 0.79 价差电费（元/kWh）213.84 211.38 208.95 206.55 204.17 201.82 199.50 197.21 194.94 192.70 190.48 188.29 186.13 183.99 181.87 179.78 177.71 175.67 173.65 171.65 增值税（元）(24.60)
41、(24.32)(24.04)(23.76) (23.49) (23.22) (22.95) (22.69) (22.43) (22.17) (21.91) (21.66) (21.41) (21.17) (20.92) (20.68) (20.44) (20.21) (19.98) (19.75)税后收入（元）189.24 187.06 184.91 182.78 180.68 178.61 176.55 174.52 172.51 170.53 168.57 166.63 164.71 162.82 160.95 159.10 157.27 155.46 153.67 151.90 运维费用
42、（元）20.00 19.77 19.54 19.32 19.10 18.88 18.66 18.44 18.23 18.02 17.82 17.61 17.41 17.21 17.01 16.81 16.62 16.43 16.24 16.05 更新设备（元）0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 300.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 储能折旧（元）90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 9
43、0.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 90.00 毛利润（元）79.24 77.29 75.37 73.47 71.59 69.73 67.89 66.08 64.28 (237.49)60.75 59.02 57.31 55.61 53.94 52.28 50.65 49.03 47.43 45.85 税前利润（元）79.24 77.29 75.37 73.47 71.59 69.73 67.89 66.08 64.28 (237.49)60.75 59.02 57.31 55.61 53.94 52.28 50.65 49
44、.03 47.43 45.85 所得税（元）19.81 19.32 18.84 18.37 17.90 17.43 16.97 16.52 16.07 0.00 15.19 14.75 14.33 13.90 13.48 13.07 12.66 12.26 11.86 11.46 净利润（元）59.43 57.97 56.53 55.10 53.69 52.30 50.92 49.56 48.21 (237.49)45.57 44.26 42.98 41.71 40.45 39.21 37.98 36.77 35.57 34.39 净现金流（元）(2000)149.43 147.97 146.
45、53 145.10 143.69 142.30 140.92 139.56 138.21 (147.49) 135.57 134.26 132.98 131.71 130.45 129.21 127.98 126.77 125.57 124.39 注：未考虑补贴IRRIRR2.07%2.07%表：独立储能参与调峰的全生命周期表：独立储能参与调峰的全生命周期IRR测算测算15调频经济性：里程成本调频经济性：里程成本3.47元元/MW，在大部分省（市）具备高经济性，在大部分省（市）具备高经济性数据来源：储能的度电成本和里程成本分析何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，财政部，天风证券研究所 调频原
46、理为短时间内（电化学储能可做到百毫秒级别）完成高精度、指定功调频原理为短时间内（电化学储能可做到百毫秒级别）完成高精度、指定功率的输出，评估单位为里程（率的输出，评估单位为里程（MWMW）。）。 收入：收入：参与辅助服务市场，赚取调频（一次调频+二次调频）的里程补偿。 成本：成本：里程成本=总投资/总调频里程，并引入折现率计算。22年以来，原材料涨价使储能系统单价涨幅较大，我们保守假设用于调频的独立储能系统成本涨至2元/Wh，并基于我们的核心假设，测算得到里程成本=3.47元/MW。 经济性评估：根据部分省（市）调频价格，相较于调峰而言独立储能参与调经济性评估：根据部分省（市）调频价格，相较于
47、调峰而言独立储能参与调频具有更高的经济性；此外，部分省（市）针对一次调频亦出台了相关补偿频具有更高的经济性；此外，部分省（市）针对一次调频亦出台了相关补偿机制，进一步增加调频的经济性。机制，进一步增加调频的经济性。表：独立储能参与调频的度电成本测算表：独立储能参与调频的度电成本测算表：部分省（市）独立储能参与调频的价格机制表：部分省（市）独立储能参与调频的价格机制项目成本储能系统成本（万元/MWh）200调频出力系数80%系统能量效率80%储能电站有效调频响应的持续时间（min）1.80 储能有效调频响应的间隔时间（min）2.00 系统寿命（年）10.00 电站年运行比例90%折现率2.77
48、%里程成本（元/MW）3.47电网调频价格一次调频补偿福建AGC调频0.1-12元/MW山东AGC调频：0-12元/MW广东AGC调频：80元/MWh（南网征求意见）江苏0.1-1.2元/MW山西AGC调频：申报价格为5-10元/MW蒙西AGC调频：2-12元/MW京津唐AGC调频：012元/MW浙江AGC调频：调频容量0-10元/MW，调频里程0-15元/MW甘肃AGC调频：0-15元/MW云南AGC调频：40元/MWh（南网征求意见）四川AGC调频：不超过50元/MWh广西AGC调频：20元/MWh（南网征求意见）贵州AGC调频：80元/MWh（南网征求意见）海南AGC调频：80元/MWh
49、（南网征求意见）16调频经济性：以调频经济性：以7.5元元/MW补偿标准计算，全生命周期补偿标准计算，全生命周期IRR=14.91%数据来源： 储能的度电成本和里程成本分析何颖源，阳光工匠光伏网，北极星储能网，北极星太阳能光伏网，天风证券研究所 基于我们的假设，同时基于各省独立储能参与调频的价格多位于0-15元/MW之间，假设调频补偿标准为7.5元/MW计算，则对则对应独立储能项目参与调频的全生命周期应独立储能项目参与调频的全生命周期1010年（循环次数年（循环次数60006000次，年衰减次，年衰减2%2%）IRRIRR达到达到14.91%14.91%，经济性高于仅参与调峰。，经济性高于仅参
50、与调峰。 部分省份明确一次调频服务的价格机制，有望进一步增加独立储能参与调频市场的收入及经济性。部分省份明确一次调频服务的价格机制，有望进一步增加独立储能参与调频市场的收入及经济性。如21年12月山西明确独立储能电站一次调频服务报价范围为5-10元/MW；南方电网在征集意见稿中亦明确了一次调频的价格机制。表：独立储能参与调频的全生命周期表：独立储能参与调频的全生命周期IRR测算测算年份0可用容量（MWh）1.00 0.98 0.95 0.93 0.91 0.89 0.86 0.84 0.82 0.80 日调频里程（MW）218.27 213.04 207.92 202.9
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