储能深度报告：风光普及必由之路爆发将至群雄逐鹿

1、投资建议风光储结合是未来能源发展的方向，多重驱动力推动储能快速发展发展储能的核心驱动力：1）发电侧方面，储能可用于解决因风光发电的间歇性和波动性导致的电网不稳定以及弃风弃电问题；2）电网侧方面，储能系 统可提供辅助服务，维持电网稳定运转；3）用户侧方面，储能系统主要用于削峰平谷，节省电费；备用电源，防止断电影响设备运转；离网电源等；4） 储能梯次利用是退役动力电池的最优处理模式，储能系统可覆盖的动力电池梯次利用范围广。储能发展短期看政策，国内依赖政策、海外部分地区已启动。长期看成本：储能系统成本下降是关键短期看：发电侧，国内十余省份陆续出台“强配”政策；电网侧，国内逐渐完成辅助服务相关补偿机制

2、建设；用户侧，主要关注工商业场景，国内 家储暂时无性价比；海外部分地区电价高+电网不稳定，家储首先放量。长期看：电池占储能系统成本过半，降本要靠电池成本下降、循环寿命提升等途径，我们预计2025年，储能系统成本将下降到0.84元/Wh，届时全 球储能装机量将大幅提升。储能市场空间测算1）发电侧方面，预计到 2025年全球集中式光伏和风电新增装机为248.1GW，我们假设2025年光伏50%、风电60%的新增装机会配置储能系统，功率 配比30%，备电时长3小时，则2025年全球发电侧储能需求为123.2GWh；2）电网侧方面，选取调峰辅助服务预测电网侧储能市场空间，假设调峰补 偿费用0.55元/

3、KWh，储能系统每日充放两次，时长2小时，到25年，辅助服务需求每年增长10%，则2025年国内电网侧储能需求为4.8GWh；3）用户 侧方面，我们测算全国主要省份峰谷功率差之和为 255.6GW，假设储能覆盖其中30%，备电时长3小时，对应115GWh累计需求量，若在5年内达到该 装机量，2025年达到35GWh；2025年国内基站储能需求为8.6GWh；2025年海外家储需求为33.5GWh；2025年全球用户侧需合计求77.1GWh。总 体来看，2025年全球储能空间205.1GWh+投资建议储能复盘：碳中和背景下，储能是实现能源转型的必由之路1）能源转型背景下风光发电量提升，由此带来的

4、消纳问题使储能受到重视，各国积极推动政策支持储能发展，储能由实验、示范项目性质到如今已开 始商业化发展；2）当前储能新增规模中电化学储能占比高，以锂离子电池为主流技术；3）2019年我国电化学储能新增投运规模已居世界首位；4） 碳中和背景下储能政策支持力度大，叠加系统成本下降导致经济性显现，储能预期确定性增长。储能产业链梳理电池环节：行业集中度逐渐提升，未来向高安全、长寿命、低成本发展，磷酸铁锂将是主流路径，预计由动力电池龙头厂商领跑 PCS环节：关注三大核心竞争力（迭代降本能力、品牌力&可融资性、渠道能力），判断未来竞争格局与光伏逆变器趋同BMS环节：当前技术成熟度较低、缺乏行业标准、竞争格

5、局分散；未来储能电池BMS大概率延续动力电池BMS市场格局 EMS环节：需与电网进行交互，现有EMS公司主要是国网系，未来EMS核心竞争力看软件开发能力和能量优化策略设计能力 系统集成环节：国内系统集成商玩家众多，兼具集成能力、运维服务、当地渠道和品牌力的公司会胜出系统经济性拐点将至，各厂商争渡储能浪潮储能市场将极大提升电池需求，关注低成本电池提供商【宁德时代】、【比亚迪】、【亿纬锂能】、【德方纳米】、【派能科技】等；逆变器厂商擅 长电流变换管理，已具备海外品牌、渠道，关注【阳光电源】、【固德威】、【锦浪科技】等；海外储能已具经济性，先发龙头优势明显，关注【特 斯拉】、 【LG Chem】、

6、【SDI】、 【松下】等。风险提示：行业竞争加剧；技术进步不及预期；政策推进不及预期3储能行业拐点将至，能源转型必由之路政策驱动+成本导向技术探索政策驱动资料来源：CNESA，方正证券研究所4目录一. 储能：吹响能源革命号角-p61.1 储能按原理可分为物理储能、电化学储能等， 物理储能是当前主要储能方式-p71.2 锂离子电池是各类新储能技术中商业化进程 最快的技术之一 -p15二.多重驱动力促使储能快速发展-p162.1 发电侧：风光发电占比的持续提升依赖储能 支持-p192.2 电网侧：储能参与调峰调频-p212.3 用户侧：削峰填谷，防止断电损失-p282.4 梯次利用是退役动力电池的

7、最优处理模-p372.5 储能发展短期看政策-p43长期看系统成本下降-p50三.电化学储能市场空间测算-p523.1 市场空间测算：全球发电侧-p533.2 市场空间测算：国内电网侧辅助服务市场-p543.3 市场空间测算：国内用户侧 -p553.4 市场空间测算汇总 -p59五.储能产业链梳理-p815.1 储能电池环节-p845.2 PCS环节-p1035.3 BMS环节-P1225.4 EMS环节-P1315.5 系统集成环节 -P138四.储能复盘：走向碳中和的“必由之路”-p604.1 储能复盘：化石燃料为主的能源结构带来全球性问题，能源结构必须调整-p614.2 国内储能复盘：0

8、9年储能技术开始产业化探索-p704.3 碳中和 : 能源转型是碳中和关键一环，储能是必由之路-p77目录储能：吹响能源革命号角多重驱动力促使储能快速发展电化学储能市场空间测算储能复盘：走向碳中和的“必由之路”储能产业链梳理储能物理储能、电化学储能、电磁储能等物理储能抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、储氢等电化学储能锂离子电池为主，用于发电侧、电网侧、用户侧各类储能方式层出不穷6图表：各种储能类型介绍资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所图表：2020Q3全球储能结构资料来源：CNESA，方正证券研究所抽水蓄能压缩空气储能 飞轮储能电化学储能 熔融盐储热7额定功率下 放电时间应用场景运行特点对储

9、能的技术要求主要储能类型数时级以上电网削峰填谷、 负荷调节大规模能量吞吐大规模（100MW/100MWh以上） 深充深放（循环寿命5000次以上） 资源和环境友好成本低抽水蓄能 压缩空气 熔融盐 储氢分钟至小时级平滑可再生能源发电、 跟踪计划出力、二次调频、提高输配电设施利用率、削峰填谷充放电转换频繁、 秒级响应速度、 可观的能量一定的规模 高循环寿命便于集成的设备形态电化学储能秒级辅助一次调频、 提供系统阻尼、 电能质量动作周期随机 毫秒级响应速度 大功率充放电高功率 高相应速度高存储/高循环寿命高功率密度及紧凑型的设备形态飞轮储能 超级电容储能1.1 储能按原理可分为物理储能、电化学储能等

10、，物理储能是当前主要储能方式储能指通过一定方式将能量转换成较稳定的存在形态后进行储存，并按需释放。按照储能作用时间的长短，可以将储能系统分为数时级以 上、分钟至小时级、秒级等。按照储能的原理，可以分为物理储能、电化学储能、电磁储能等。物理储能包括抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、储氢等，主要应用于数时级以上的工作场景。电化学储能包括钠硫电池、液流电池、锂离 子电池等，主要应用于分钟至小时级的工作场景。电磁储能包括超级电容储能、超导储能等，主要应用于秒级的工作场景。截至2020年Q3，全球储能中抽水蓄能占比91.9%，电化学储能占比5.9%，其他的是飞轮储能、压缩空气储能等。图表：小时级以上储能介绍

11、81.1.1 物理储能一般承载大规模能量吞吐，发展方向在压缩空气储能目前物理储能的技术包括压缩空气储能技术、抽水蓄能等，其主要优点在于规模大、使用寿命长、维护费用低等，缺点是工程建设成本高、 转换效率较低、需依赖特定地理条件。从建设成本上看，压缩空气储能在3500-4000元/kW左右，抽水蓄能在4500-7200元/kW左右。压缩空气储能技术正在快速发展，主要有两种发展方向，一是液态压缩空气储能；二是超临界压缩空气储能。其主要原理为利用可再生能源 电能或电网夜间低谷电驱动压缩机压缩环境空气以储存能量，其中超临界压缩空气具有很高的能量密度，约为常规压缩空气储能系统能量密 度的18倍，大幅减小了

12、系统储罐体积，摆脱了对地理条件的限制。资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所储能种类工作原理技术经济指标优点缺点主要单位抽水蓄能上下水库的落差，势能 和电能相互转换。规模：数百兆瓦转换效率：75%80% 寿命：约80年成本：4500-7200元/kW技术成熟 规模大运行维护费用低地理资源条件 有要求建设周期长世界内普遍应用压缩空气储能技术空气的内能和电能相互转 换。规模：数百兆瓦转换效率：50%70% 寿命：40年成本：3500-4000元/kW技术成熟 规模大运行维护费用低效率低 系统复杂德国Huntorf电站 美国Mcintosh电站1.1.1 抽水蓄能是当前主要储能方式，但新增装机已停

13、滞抽水蓄能是当前应用最为广泛的储能电站，通过夜间过剩的电力驱动水泵将水位抬高，第二天白天电力需求大于电力供给时将水放出发电以 实现调峰目的，另外，抽水蓄能电站还担负调频、调相和事故备用等动态功能。蓄水电站的建设受制于地理环境，且由于抽水蓄能效率较低，在其他储能技术逐渐成熟的情况下，其新增装机增速逐年放缓。2019年由于部 分抽水蓄能退役停机而新增项目较少，新增净装机为-0.6GW，首次出现负增长。资料来源：CNESA，方正证券研究所图表：抽水蓄能原理图资料来源：全球新能源网，方正证券研究所-300-100100300500700900-50510152025201620172018201920

14、20Q1图表：2016年-2020年Q3全球蓄水储能装机规模全球抽水蓄能新增装机规模（GW）新增装机yoy91.1.1 飞轮储能商业化应用步伐领先，主要由海外公司研发秒级储能主要形式包括超级电容储能和飞轮储能，应用场景以辅助一次调频、提高电能质量为主。飞轮储能系统具有效率高、容量大、响应快和对环境友好等优点。飞轮储能是用物理的方法储能的技术，原理是利用高速旋转的飞轮所拥 有的惯性来储存能量。飞轮储能系统包括三个核心部分：飞轮、电动机-发电机和电力电子变换装置。其中，飞轮是整个产品的核心部件， 直接决定着储存能量的多少，电力电子变换装置决定了输入输出能量的大小。飞轮储能商业化应用步伐较超级电容领

15、先，主要研发机构是美国Active Power和Beacon公司，飞轮储能主要围绕二次调频等场景开展应 用。图表：超级电容储能与飞轮储能资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所储能种类工作原理优点缺点主要研究单位飞轮储能通过电动/发电互逆式双 向电机，电能与高速运转 飞轮的机械能之间的相互 转换与存储。响应速度快 功率密度高 长寿命等能量密度低 自放电率较高美国Active Power、Beacon等公 司；我国已经在300MW飞轮储能脉 冲发电机技术实现突破， 600MW样机正在研制中。由正负两电极、电解质溶液、分离器和集流器组成，超级电容器其中浸在电解液中的分离电容量大、工能量密度低美国U

16、SMSC计划、日本New器使阴阳电极保持分离，作温度范围宽、存在安全问题Sunshine计划和欧洲的PNGU计基于电极、电解液界面充充放电寿命长划均将超级电容器列入开发内容。放电进行储能等图表：飞轮储能系统架构10资料来源：CBEA，方正证券研究所1.1.2 电化学储能技术路径多样，钠硫电池和液流电池仍受制于成本和安全由于价格便宜，铅碳电池成为过去主流技术，广泛应用于后备电源，但由于循环寿命短、能量密度低、造成污染等问题，目前使用逐渐减少。钠硫电池最大优点在于资源禀赋较高，其原材料钠、硫比较容易获得，缺点是生产成本高，约为2000元/kWh，且存在安全隐患。液流电池由于电解液的原材料多样，有许

17、多发展路径，目前全钒液流较为成熟，美国的Primus和ESS公司在锌溴液流上有所突破，已取得金 融机构和政府部门资金支持。图表：电化学储能介绍（除锂离子电池）11资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所储能种类工作原理技术经济指标优点缺点主要研究单位钠硫电池在高温环境（300350），液态金属钠 为负极，单质硫为正极，充电时金属钠发生 氧化反应，钠离子通过陶瓷管扩散进入正极 与单质硫结合生成钠硫化物，以此将电能转化为化学能。循环寿命：4500次 能量效率：85%，能量密度：150-240kWh/m3，150- 230W/kg系统价格：2000元/kWh能量密度较大； 原材料钠、硫易得；成本高；

18、 存在安全隐 患国际：日本NGK公司等国内：中科院上海硅酸盐研究所液流电池液流电池的活性物质以液态形式。根据电解液又分为：全钒液流、多硫化钠液 流、锌溴液流、铁铬液流等体系。目前，全钒液流发展相对成熟。循环寿命1万次 能量效率70%运行环境温度15-40 能量密度15-25Whn系统价格：2000元/kWh电池寿命长功率和容量独立设计 安全性好效率低 能量密度 运行温度窗口窄 可靠性低国际：日本住友电工等。国内：北京普能世纪科技、大连融 科和武汉南瑞等铅碳电池铅碳电池是将非对称超级电容器与铅酸电池 采用内并联方式两者合一的混合物，作为一 种新型的超级电池，铅碳电池是将铅酸电池 和超级电容器两者

19、技术的融合，是一种既具 有电容特性又具有电池特性的双功能储能电 池。循环寿命：1200-1500次 比能量：30-55Wh/kg 比功率：500-600W/kg 能量转换效率：92%电池成本：750元/kWh比功率高没有易燃成分，安全性好成本较低，原材料资源丰富，可再 生回收利用率高循环寿命仍 短容量利用率 较低易析氢失水日本古河公司 美国 East Pann 浙江南都电源 超微公司圣阳公司资料来源：CNESA，方正证券研究所锂离子电池钠硫电池 铅蓄电池 液流电池12储能类型工作原理能量密度循环寿命成本安全性应用与技术情况三元锂电池以稳定地进 行锂离子嵌 入/ 脱嵌反 应的材料作 为电池的正

20、负极， 通过 锂离子在正 负极之间的 可逆转移实 现能量的储 存/释放210-250Wh/kg2000次+约800元/KWh较差应用范围广技术进步快，产业链相对完备磷酸铁锂电池110-160Wh/kg可达5000次 以上约600元/KWh较好钛酸锂电池25000次以上三元电池的 2-3倍较好国际：美国Altairnano公司 日本东芝公司等国内：珠海银隆、微宏动力等1.1.2 锂离子电池是电化学储能的主要路径，磷酸铁锂电池更适用于储能场景锂离子电池在现有电化学储能装机中占比90%，主要分为三元锂电池、磷酸铁锂电池等。磷酸铁锂电池特性更适用于储能场景，是目前电化学储能的发展趋势。磷酸铁锂电池能量

21、密度较低，但在循环寿命、安全性，成本方面有优势。三元锂电池的能量密度为210-250Wh/kg左右，磷酸铁锂电池能量密度为110-160Wh/kg左右；三元锂电池循环到2000次时，容量衰减较多，磷酸铁锂电池可做到循环次数更多但衰减较少；磷酸铁锂电池安全性要好于三元电池，可通过针刺实验，在高温环境仍可保持稳定结构，电池变形坏损时也不会发生冒烟、起火等事故；铁、磷 元素对环境友好，磷酸铁锂电池对环境无污染。图表：锂离子电池储能介绍图表：2020Q3全球电化学储能结构资料来源：阳光工匠光伏网，矩大锂电，第一电动网，中国电池联盟网，方正证券研究所1.1.2 电化学储能可应用于发电侧、电网侧、用户侧受

22、益于新能源汽车快速发展，锂电池成本快速下降，电化学储能是未来最有可能成为主流的储能技术路径。电化学储能可分为发电侧、电网侧和用户侧三大应用场景，主要作用包括：1）发电侧：调频、新能源消纳、黑启动，提升电能质量；2）电网 侧：提高电网稳定性、平滑网络需求、降低电网投资、电能交易及综合服务；3）用户侧：削峰填谷、需量管理、需求侧响应、后备电源、微 电网应用。图表：电化学储能应用场景新能源消纳提升电能质量提高电网稳定性降低电网投资电能交易与综合服务发 电 侧电 网 侧用 户 侧资料来源： 派能科技，方正证券研究所削峰填谷后备电源需量管理微电网需求侧响应131.1.3 各类储能方式层出不穷目前市面上还

23、出现了许多新型的储能方式，如混凝土块积木式重力储能、水力岩石重力储能以及热储能等。混凝土块积木式重力储能：在电力多余时，利用起重机将混凝土块吊至120米的高度，在电力短缺时，把混凝土块放下，通过发电机将重力 势能转化为电能。该项技术的输出功率在2.9秒内可迅速增加到100%，度电成本约5美分/KWh，在意大利已建有一座35MWh的储能电站。 目前该技术主要由Energy Vault公司开发，已获愿景基金支持。水力岩石重力储能：富余电力时，泵把水压入储水池中，岩石活塞被水压提起，当电力短缺时，闸门打开，岩石活塞下降将重力势能转化为 电能。按岩石密度2600kg/m折算，直径为125米的储能电站可

24、储电8GWh，较抽水蓄能能量密度更高、空间利用率更高。热储能：美国Antora Energy使用电力来驱动电阻式加热器，将碳块加热到2000以上后暴露在热伏板上，通过热伏发电机发电，该热伏发 电机可以捕获热存储介质的辐射光并将其转化为电能。目前项目已取得美国能源部和壳牌资金支持。图表：混凝土块积木式重力储能图表：水力岩石重力储能图表：热伏发电机资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所14资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所研发阶段商业化阶段投资规模要求技术风险度1.2 锂离子电池是各类新储能技术中商业化进程最快的技术之一各类储能技术成熟度飞轮储能超级

25、电容储能Supercapacitors energy storage液流电池Flow batteries钠硫电池Sodium-sulphur (NaS) batteries锂离子电池Lithium-based batteries铅酸电池Lead-acid batteriesPumped Storage Hydropower(PSH)抽水蓄能重力储能Gravity energystorageFlywheel energy storage示范应用阶段资料来源：Infineon，方正证券研究所15目录储能：吹响能源革命号角16多重驱动力促使储能快速发展电化学储能市场空间测算储能复盘：走向碳中和的“必

26、由之路”储能产业链梳理核心驱动力发电侧：风光发电占比的持续提升依赖储能支持电网侧：储能参与调峰调频用户侧：削峰填谷，防止断电损失动力电池退役再利用催化剂短期：国内外政策不断加码长期：储能系统成本下降图表：风电光伏发电量占比逐年升高图表：2008年-2019年全球电力结构2.1 风光发电占比快速提升2019年，全球可再生能源发电量占比26.9%，同比增长1.1个百分点，其中风电发电量占比5.3%，同比增长0.5个百分点；光伏发电量占 比2.7%，同比增长0.5个百分点。我国风光发电量占比明显提升。2014年，我国风电发电量为1534亿千瓦时，光伏发电量为250亿千瓦时，占发电量比重分别为2.65

27、%和 0.43%；截至2020年Q3，风电发电量为3317亿千瓦时，光伏发电量为2005亿千瓦时，发电量占比分别提升至6.13%和3.71%。100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019资料来源：BP，方正证券研究所石油 天然气 煤炭 核能 水力 太阳能 风力 其他（包括其他可再生能源） 0%1%2%3%4%5%6%7%4,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,0005000201420152016201720182019资

28、料来源：国家能源局，方正证券研究所2020Q3光伏发电量（亿千瓦时） 光伏发电量占比17风电发电量（亿千瓦时） 风电发电量占比2.1 消纳问题阻碍风光继续发展多数风光新增装机集中在远离负荷中心的西北地区，特高压等远距离输电设施尚不完善，电力供需出现不匹配，风光出现了消纳问题，某些地区 因此出现了不能并网、利用小时数持续降低等“弃风”、“弃光”现象 。消纳问题导致风电投资受限：国家能源局对发电及消纳条件进行了分析，评测各区域风电投资条件，将各个地区划分为红色、橙色和绿色区域， 其中红色预警区域为严格限制项目建设，橙色预警区域为限制新增项目建设。2017年，由于弃风现象严重，7个省市被限制进行项目

29、建设。为解决弃光现象，政府出台了2018中国市场光伏发电有关事项的通知（531新政），对光伏补贴作出限制：1）对包括户用光伏在内的分布 式光伏进行规模管理，2018年的上限为10GW；2）标杆上网电价，分布式全额上网、余电上网补贴统一下降0.05元/度；3）其三，暂不安排 2018年普通光伏电站，视光伏发电规模优化情况，再行研究启动领跑者基地建设。531新政导致国内新增光伏装机量大幅下降。图表：风电投资检测结果资料来源：国家能源局，方正证券研究所地区201720182019蒙东红色橙色橙色蒙西红色橙色橙色吉林红色红色绿色黑龙江红色绿色绿色甘肃红色绿色红色宁夏红色绿色绿色新疆（含兵团）红色红色红

30、色陕西绿色绿色绿色河北北网绿色绿色绿色山西绿色绿色绿色图表：2015-2020年中国光伏装机容量-50050100150010203040506020152016201720182019资料来源：国家能源局，方正证券研究所2020国内新增装机容量(GW)18YOY图表：光伏电站晴天功率图表：光伏电站阴天功率图表：风电出力具有逆负荷特征2.1 发电侧：储能可用于解决风光发电的间歇性、波动性问题风光发电作为新能源主力具有间歇性与波动性：风电光伏不同于传统能源， 其输出功率随光照强度、温度、风力等环境因素影响，随着风 电、光伏发电量所占比例不断增大，其发电的间歇性、随机波动性性将影响电力系统安全可靠

31、运行， 限制其大规模应用与并网：光伏发电日内峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，夜间出力为0。同时，光伏发电受天气影响大：以格尔木地区某50MW光储电站数据为 例，典型晴天光伏输出最大功率为41.8MW，日实际发电量为23.44万KWh；阴天为31.6MW，日实际发电量仅13.62万KWh。风电出力则具有逆负荷特征：风电出力日内高峰出现在凌晨，而此时的用电负荷较少。而储能系统可以跟踪新能源发电出力计划，在出力低谷时储能系统输出功率，在出力尖峰时，储能系统吸收功率。因此，储能系统可平抑 新能源发电的波动性，从而减少能源浪费，促进新能源的消纳从而减少发电机组的建设。资料来源：储能电站降低光伏电站弃光率

32、需求分析，方正证券研究所资料来源：电池储能技术在风电系统调峰优化中的应用，方正证券研究所资料来源：储能电站降低光伏电站弃光率需求分析，方正证券研究所19资料来源：方正证券研究所202.1 当前国内发电侧布置储能系统经济性不高目前发电侧盈利模式主要通过将原来无法利用的发电量存储起来，在合适的时机卖出赚取电价收益。基本假设：1）运维成本是每年需要支付的现金流，其他成本在建设完成时支付。2）储能系统容纳的发电量可以完全消纳，即总处理电 量等于总弃光减少量。经过测算，在当前时点储能系统成本为150万元/MWh、电池循环寿命为6000次、标杆电价为0.49元的情况下，IRR仅3%，经济性不高。 随着储能

33、系统成本的进一步下降以及循环寿命的提高，IRR将会大幅度上升。图表：发电侧经济性测算图表：发电侧敏感性分析（1）图表：发电侧敏感性分析（2）资料来源：方正证券研究所IRR循环寿命600070008000900010000储能系统成本130-0.38%1.88%4.04%6.12%8.12%1108.74%6.84%9.48%12.02%14.47%10010.57%8.55%11.36%14.06%16.67%9012.71%10.56%13.56%16.45%19.25%8015.26%12.94%16.18%19.30%22.34%IRR标杆电价0.490.350.30.250.2储能系统

34、成本1305.76%0.31%-1.80%-4.03%-6.39%1108.74%2.67%0.32%-2.16%-4.81%10010.57%4.12%1.62%-1.02%-3.83%9012.71%5.82%3.15%0.33%-2.68%8015.26%7.84%4.97%1.93%-1.31%项目参数光伏规模（MW）100配套比例10%储能时间（h）1储能容量（MWh）10储能系统成本（万元/MWh）150功率转换成本（万元/MWh）10土建成本（万元/MWh）7.5运维成本（万元/MWh）0.75其他成本（万元/MWh）22.5电站残值（万元/MWh）30储能投资成本（万元）190

35、0循环寿命n ( 次)6000放电深度DOD90%系统能量效率88%等效容量保持率 90%总处理电量（MWh）42768年减少弃光量（MWh）4276.8电价（元/KWh）0.49IRR3%一次调频 基本调峰基本无功调节2.2.1 电网侧：为保障电力系统稳定运行，需要电力辅助服务电力系统具有很高的稳定性要求，电能的发、配、用是瞬时完成，整个电力系统时刻处于一个动态的平衡状态。在稳态运行时，电力系统中发电机 发出的有功功率和负载消耗的有功功率相平衡，系统频率维持额定值。当电源功率与负荷功率产生差异时，系统频率会变化，会造成电网不稳定。电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除

36、正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供 的服务，基本辅助服务是机组为了保障电力系统的安全稳定性而必须提供的无偿辅助服务，是发电机组的义务，而有偿辅助服务是在基本辅助服务 之外提供的服务，主要的辅助服务包括调峰、调频等。图表：电力辅助服务结构资料来源：北极星电力网，方正证券研究所为了保障电力系统的安全稳定运 行，保证电能质量，发电机组必 须提供的辅助服务并网发电厂在基本辅助服务之外 提供的辅助服务基本辅助服务有偿辅助服务自动发电控制（AGC）有偿调峰黑启动21有偿无功调节旋转备用补偿图表：储能在电网辅助调峰中的应用2.2.1 电化学储能调峰已有示范案例电化学储能参与调

37、峰服务的流程：储能在独立参与调峰市场前，需要基于所配套的风电场或光伏电站次日的发电出力计划，预测储能次日的 充放电行为 ，获得其荷电状态 (SOC)预测值，进而决策其参与调峰市场的报价行为，之后根据电网运行的需求，集中出清调度。储能系统 在电网侧的辅助调峰应用可缓解电力设备的高峰容量需求，从而提高可再生新能源的电能传输与消纳能力，提高电网供电充裕性，增强电网 运行稳定性。电化学储能参与调峰的案例：张北风光储输一体化项目；深圳宝清4MW/16MWh锂离子电池储能电站可实现电网削峰填谷；大连 200MW/800MWh液流电池储能调峰电站；山西50MW/200MWh调峰调峰电站等。图表：储能参与调峰

38、市场的调度流程资料来源：储能在高占比可再生能源系统中的应用及关键技术，方正证券研究所资料来源：西北电网储能独立参与电网调峰的模拟分析，方正证券研究所22图表：储能调峰经济性测算232.2.1 电网侧调峰储能经济性测算电网侧调峰模式下，储能主要依靠提供调峰服务获取补偿收益。由于调峰属于容量型储能场景，且各省关于调峰补偿的规定不同，我们以 度电成本来计算其经济性。公式为：度电成本（元/KWh）= (储能系统成本+功率转换成本+土建成本+运维成本+其他成本-电站残值)/（循环寿命*放电深度*系统能量效率*等效容量保持率）（元/KWh）当前时点下，调峰的度电成本约为0.33元/KWh，部分省份调峰收益

39、可达0.5元/KWh，因此调峰市场已经有了一定的经济性。资料来源：方正证券研究所项目参数储能系统成本（万元/MWh，下同）150130110功率转换成本101010土建成本7.56.55.5运维成本1.51.31.1其他成本22.519.516.5电站残值302622总投资161.5141.3121.1循环寿命 ( 次)600060006000放电深度90%90%90%系统能量效率88%88%88%等效容量保持率90%90%90%总处理电量4276.84276.84276.8度电成本（元/KWh）0.380.330.282.2.2 储能可提供调频服务，经济指标为调频容量和调频里程电网频率由发电

40、功率和用电负荷大小决定，当两者不平衡时，频率发生变化将影响电网稳定性，将电网频率调整至正常的过程称之为调 频。调频的两个经济指标为调频容量和调频里程。调频容量指机组的AGC调节上限和下限差值，描述发电机组调频容量的机会成本。某机组在同一时间段只能提供能量、调频和备用服务 中的一种，因此维持某项辅助服务能力将导致机组丧失在其他市场中的获利机会，从而产生机会成本（容量成本）。调频里程：指发电机参与正/负调节“走过的路程之和”，即在给定时间段内机组实际调频出力相邻两点差值的绝对值之和。调频里程=tT |MileAt|，反映了机组跟踪负荷的实际贡献。图表：调频里程示意图出力上限AGC调节上限 运行点A

41、GC调节下限 出力下限24AGC可调 容量 范围图表：调频容量示意图资料来源：电力市场概论，方正证券研究所资料来源：电力市场概论，方正证券研究所2.2.2 电化学储能可与火电机组配合，提升调频效果除单独提供调频功能外，电化学储能系统还可与火电机组配合进行调频。火电机组加装储能后，可缩短机组响应时间，提高调节速率及精 度，可在相同时间内提供更多的调频里程，进而获得更多的补偿收益。机组调频效果主要以机组综合性能指标K值衡量，K值越高，AGC调频效果越好。K值主要受三个关键因素影响：响应速度K1、调节速率 K2、调节精度K3。以广东某机组安装储能前后的调频数据进行分析：加装储能后，调节速率提升最明显

42、，由0.86上升到4.95，综合K值由0.73上升到了2.96， 表明火储联合调频具有更好的经济性。图表：K值越高，经济效应越好资料来源：阳光电源，方正证券研究所资料来源：中国储能网，方正证券研究所6543210K1K2K3K图表：火电加装储能可以明显提升K值有储能无储能252.2.2 各省出台补偿细则，调频收益模式逐渐完善调频机制近两年在国内快速完善，福建、广东、蒙西、山西、京津唐、山东、甘肃等省均出台了调频补偿细则，以推动该细分市场 增长。目前各省市对调频的补偿方案一般有三种模式：一是调频里程+调频容量，二是投运时间+调频里程，三是单纯的调频里程。 其中，调频里程补偿=调频里程数*调频性能

43、*补偿价格，调频容量依据各省份的具体规定。26图表：调频收益模式地区福建广东蒙西山西京津唐山东甘肃江苏补偿方式调频里程+ 调频容量调频里程+ 调频容量调频里程+ 调频容量投运时间+ 调频里程调频里程调频里程调频里程调频里程调频里程调频里程* 12元/MW调频里程*调频性能*市场价格调频里程* 调频性能*（6-15元/MW）调频里程* 调频性能*（5-10元/MW）调频里程* 调频性能*（0-12元/MW）调频里程* 调频性能*（0-6元/MW）调频里程* 调频性能*（0-15元/MW）调频里程* 调频性能*（0-1元/MW）调频容量调频容量*调用率* 240元/MW(华东)960元/MW(省市

44、)调频容量*（平均节点电价- 核定成本）中标容量* 60元/MW资料来源：北极星储能网，方正证券研究所资料来源：方正证券研究所272.2.2 电网侧调频储能经济性测算电网侧调频模式下，储能主要依靠提供调频服务获取补偿收益。由于调频属于功率型储能场景，因此以里程成本进行测算。里程成本=总 投资/总调频里程 =(储能系统出力系数*系统能量效率*有效AGC调频效应系数）成本+功率转换成本+土建成本+运维成本+其他成本-电 站残值)/（有效调频效应次数*调频出力系数*系统能量效率*有效AGC调频响应系数）当前时点下，磷酸铁锂电池的里程成本约为4.82元/MW，我国ACG市场竞价范围一般为0-12元，因

45、此调频市场已有一定的获利空间。图表：储能调频经济性测算项目参数储能系统成本（万元/MWh，下同）150130110功率转换成本303030土建成本201412运维成本302725其他成本181513电站残值373228总投资211184162有效调频响应次数111调频出力系数0.80.80.8系统能量效率88%88%88%有效AGC调频响应系数622421622421622421为储能电站全生命周期总调频里程438184438184438184里程成本4.824.213.702.3.1 用户侧：储能系统可进行峰谷套利在峰谷电价制下，储能可用于峰谷电价套利，用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存

46、储电能，在用电高峰期使用存储好的电能，减少使 用高价的电网电能，从而降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。国内外不少地区电价均存在较高的峰谷价差，峰谷电价套利具备实施条件：以美国加州2021年1月18至19日电价为例，一天中最高价为36.66 美分/KWh，最低价为9.81美分/KWh，峰谷价差26.85美分/KWh，价差约合人民币1.73元/KWh。目前国内峰谷价差最高的地方是北京，价 差约为0.95元/KWh。图表： 用户侧储能削峰填谷示意图资料来源：中国能源网，方正证券研究所省市峰电谷电价差北京1.290.340.95广东1.160.380.78江苏1.070.310.76海南1.0

47、20.330.69浙江1.020.360.66山东0.940.320.63河南0.920.320.61上海0.920.320.60陕西0.820.220.60甘肃0.880.310.57天津0.910.350.57图表：国内部分高峰谷电价差异省市（元/KWh）资料来源：各省市政府官网，方正证券研究所4035302520151050280:001:052:103:154:205:256:307:358:409:4510:11:13:14:15:16:17:18:19:20:21:22:23:图表：加州ISO电价（美分/KWh）资料来源：LCG Consulting，方正证券研究所时间地区事故20

48、19年美国纽约曼哈顿大面积停电，停电导致部分地铁线路暂停运营， 交通堵塞，超7万用户被影响。2019年阿根廷首都布宜诺斯艾利斯，交通信号灯、地铁、城际铁路、 公交车等全部停运，影响人口超4400万。2018年巴西巴西北、东北部电力系统与主网解列，至少14州发生大 停电，导致18000MW负荷损失。2012年印度连续两天大规模停电事故，6.7亿人受到影响。2006年欧洲波及德国、法国、比利时、意大利、西班牙、奥地利、 荷兰和克罗地亚部分地区的电网、影响1千万人、长达两 个小时的停电事故。2003年美国东北部和加 拿大两天的大范围停电，5000万人受到影响，造成的经济损 失高达250-300亿美元

49、。图表：美国每年断电持续时间2.3.1海外部分地区电网不稳定，家储系统可减少停电损失海外部分地区电网不稳定，大规模停电频繁发生。据不完全统计，全球总计发生25次电网重大停电（每次损失800万千瓦），2019年 发生多起停电事故：1）阿根廷大停电：2019年6月16日，由于电力互联系统瘫痪，阿根廷全国大范围停电，影响人口超过4000万；2） 根据美国能源信息署汇总的数据，2019年，美国用电户在重大事件期间（如暴风雪或飓风）平均经历3.2小时的停电，在没有重大事件 的情况下1.5小时停电，平均中断4.7小时。家庭配置储能系统可有效保障在停电过程中的电力供应，在南非等海外电网不稳定地区受到欢迎。图

50、表：部分重大停电事故资料来源：EIA，方正证券研究所资料来源：CCTV，方正证券研究所292.3.1 电价高+电力交易机制齐全，海外家储率先发展目前家用电化学储能装机主要集中在海外，原因在于：1）我国居民电价为0.542元/kWh，较海外居民电价低，相比欧美等国的电价相差 数倍；2）我国电网较海外电网更稳定，我国大停电事故发生率由70年代末的年均19次降到近20年的0次，电网安全达到世界最高水平。 海外地区电网发生停电事故频率较高，因此需加装储能系统应对频发断电状况；3）国外电力交易机制更加完善，包括现货交易、期货交 易等方式均较完备，用户侧售电障碍较小。图表： 中国居民电价较低图表： 英国、

51、德州、北欧电力交易机制21.510.502.5墨西哥土耳其加拿大美国立陶宛爱沙尼亚芬兰斯洛文尼亚希腊瑞典智利新西兰奥地利日本澳大利亚爱尔兰意大利比利时世界各国居民电价（单位：元/千瓦时）资料来源：国家电网，方正证券研究所资料来源：国外典型电力市场交易结算机制及对中国的启示，方正证券研究所30市场交易类型交易特点英国远期合同物理性交易期货交易基荷、峰荷等多种类型日前交易物理性，统一边际出清实时交易物理性，申报调整电量和调整报价德州双边交易差价合同CRR金融性日前交易金融性RUC物理性，确定具体的开机计划实时交易物理性全电量出清、节点电价北欧期货交易与现货市场价格联动、按日结算期权交易金融性区域差

52、价合同金融性双边交易可选择物理性结算或金融性结算日前交易物理性，分区边际出清日内交易物理性，限价竞争，高低匹配撮合交 易实时交易物理性，按增/减报价边际出清项目方案零方案一方案二方案三家储投资成本（美元）95009500SGIP补贴（美元/Wh）0.250.25家储补贴（补贴）25002500PTC税负补贴（元/kWh）0.0220.022光伏投资成本（美元）45007500ITC税收减免（美元）11704420总投资（美元）3330700010080运维费用（美元）33.370100.8谷时电价（美元/kWh）0.100.100.100.10峰时电价（美元/kWh）0.370.370.370

53、.37谷时用电（kWh）12121212峰时用电（kWh）24242424每年净电费（美元）（考虑光伏补贴后）3641.093115.062661.071980.34每年电费收益（美元）0526.04980.031660.75投资回收周期（年）6.337.146.0710年总收益（美元）1930.382800.256527.5IRR7.84%5.08%8.84%31做晚上发电，夜间剩余13kWh需要购电。2.3.1国外部分地区家储已具有较高经济性我们以美国为例，测算家用储能经济性。按照美国能源署的信息，美国居民2020年10月，每个家庭每日用电33kWh，假设：1）谷时用电12kWh， 峰时用

54、电21kWh；2）加州SGIP补贴处于第五阶段，则安装储能可以享受0.25美元/Wh的补贴，即安装10kWh可享受2500美元补贴；3）光伏发电 可享受PTC税负补贴0.022美元/kWh；4）光伏和储能能享受ITC税负减免，相当于减少设备成本的26%；5）安装的储能设备储能容量为10kWh，售 价为9500美元；6）安装的光伏设备为1500美元/kW；7）光伏系统在谷时发电。 方案一：只安装光伏。假设一个加州家庭安装3kW的光伏，每日 工作4小时，则每天发电12kWh，将12kWh自发自用，夜间21kWh购电。方案二：只安装储能。假设一个加州家庭安装10kWh的储能设备，白天充电10kWh用

55、来晚上放电，夜间剩余11kWh购电。方案三：安装光伏+储能。假设一个加州家庭安装5kW的光伏和10kWh的储能设备，则白天发电20kWh，12kWh自发自用，将剩余的8kWh存储用资料来源：LCG Consulting，EIA，方正证券研究所图表： 家用储能经济性测算资料来源：考虑需量管理的用户侧储能优化配置，方正证券研究所图表：各省份变压器容量费用2.3.2 国内用户侧以工商业储能为主，大工业用户可通过需量管理与动态扩容降低用电成本目前我国用户侧电化学储能以工商业为主，截至2017年底，工商业电化学储能占用户侧电化学储能的73%。在我国，大部分地区针对大工业用户适用两部制电价，除根据用电量缴

56、纳电费之外，还需缴纳基本电费。大工业用户可以自行选择是按变 压器容量还是按最大需量（1个月中每15min 或30min 平均负荷的最大值）来缴纳基本电费。对于白天负荷大的工业用户，储能系统可在 谷时充电，在白天负荷尖峰时放电，降低申报的最大需求量，进而节约基本电费部分。如果工业用户负荷大，需对变压器进行扩容，用户 可以使用储能系统进行“动态扩容”，进而节约变压器扩容的投资成本。图表：电价与加入储能前后负荷曲线40302010050北京河北北网山西 蒙西吉林 蒙东 江苏 安徽 河南 湖南 四川 重庆 宁夏 广东 贵州 海南最大需量（元/千瓦月）变压器容量（元/千伏安月）32资料来源：地方发改委，

57、方正证券研究所2.3.2 国内工商业经济性测算工商业储能的获利来源主要有：1）采用两部制电价的工商业用户，基本电价按变压器容量或最大需要电量计费。对于新投用户，如果安 装储能系统，则变压器规划容量可适当降低，利用储能削峰填谷可减少用户的最大需要电量，因此可以减少基本电费；2）分时电价机制 下，用户通过储能系统在低谷电价时充电，在高峰电价时放电，实现峰谷套利减少购电费用。基本假设：1）10kV工商业用户建设100kW的储能系统；2）以浙江省工商业用户电价为例；3）储能系统用磷酸铁锂电池结论：如果不考虑置换费用、弃置处置成本和降损收益，一般工商业用户目前不具备经济性，大工业用户已经具备一定的经济性

58、。33图表：浙江省工商业用户电价图表：工商业储能经济性测算资料来源：用户侧电池储能系统的成本效益及投资风险分析，方正证券研究所资料来源：用户侧电池储能系统的成本效益及投资风险分析，方正证券研究所用电分类电压等级电度电价分时电价（元/kWh）每月基本电价（元/kWh）/kV/（元kWh-1）尖峰电价高峰电价低谷电价变压器容量最大需量大工业用电1100.664 41.082 40.900 40.416 43040200.664 41.057 10.877 10.400 43040350.634 41.044 40.865 40.392 430401100.612 41.011 40.836 40.

59、372 43040220 及以上0.607 41.001 40.820 40.368 43010一般工商业 及其他用电1 以下0.773 81.283 80.978 80.455 81100.739 61.237 60.939 60.427 6200.721 61.213 60.918 90.412 935 及以上0.712 61.201 60.908 60.405 6项目一般工商业大工业用户初始投资成本C1（万元）3672年运行维护费用C2（万元）0.51.1置换费用C3（万元）废弃处置成本C4（万元）减少变压器容量而节省的费用E1（万元）3.87.6每年减少的基本电费E2（万元）04.8峰

60、谷套利减少的电费E3（万元）2.84.6降损收益E4（万元）减少的停电损失E5（万元）0.40.8IRR-3%7%2.3.3 通信基站是用户侧储能应用的重要领域截至2019年底，中国三大运营商共用4G基站478万个。未来新建的通信基站将主要为5G基站。由于5G通信频谱分布在高频段，相比4G， 通信信号覆盖相同区域的前提下，5G基站的数量将比4G基站更多。按照功率和覆盖范围的不同，5G基站可分为宏基站和小基站，宏基站 一般建设在空旷地区，再通过小基站的补充，以“宏基站+小基站”的组网模式提升覆盖范围。根据工信部数据，截至2020年底，我国累计开通5G基站71.8万个。参考过去4G基站的建设节奏，