（报告出品方：东方证券）国内储能电站：共享储能全速推进，跨市场交易经济性改善风光储大势所趋，电力储能高速增长“十四五”我国可再生能源将快速发展，“双高”（高比例可再生能源、高比例电力电子装备） 电力系统特征日趋显著。
同时，存量调节资源呈现枯竭化，转动惯量、电力和调峰平衡、频率调 节、电压支撑等问题将逐渐凸显，电网安全稳定运行面临重大挑战。
为提高电力系统的灵活性， 在电源侧和电网侧调节手段均难以满足大规模新能源并网消纳需求的情况下，储能必要性凸显。
新能源的大量接入，对电网的安全稳定运行造成了影响。
根据国家电网的测算，2035 年前，风、 光装机规模分别将达到 7 亿、6.5 亿千瓦，全国风电、太阳能日最大波动率预计分别达 1.56 亿、 4.16 亿千瓦，大大超出电源调节能力，迫切需要重新构建调峰体系，以具备应对新能源 5 亿千瓦 左右的日功率波动的调节能力。
解决电力系统灵活性问题，需要源网荷储共同发力。
发展储能技术是解决供需匹配问题、减小风 光波动性对电网冲击的必由之路。
一方面，通过削峰填谷，可以解决峰谷时段发电量与用电负荷 不匹配的问题；另一方面，可以参与提供电力辅助服务，解决风光发电的波动性和随机性导致的 电网不稳定；此外，通过储能系统的存储和释放能量，提供了额外的容量支撑；在一定程度上， 储能可以增加电量本地消纳，减少输电系统的建设成本。
截至 2021 年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到 209.4GW，同比增长 9%，电化学储能 中锂离子电池的累计装机规模最大为 23.2GW；中国已投运的储能项目累计装机规模达到 46.1GW，占全球总规模的 22%，同比增长 30%。
由于商业化应用较早、与传统电力系统应用场 景的深度结合，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都接近 90%，但是该比例在逐年下降。
与此同时，电化学储能的规模和占比快速提升：2013 年到 2020 年，全球和中国电化学储能累计 规模分别从 0.7GW 和 0.1GW 增长至 23.2GW 和 5.3GW。
2021 年，全球新增电化学储能装机 10.2GW，同比+83%，中国新增电化学储能装机 2.4GW ，同比+126%。
电芯价格走高，强制配储项目成本难以为继为促进新能源配置储能、减小对电网的冲击，各省市都推出了相关政策文件，对储能配置比例和 充电小时数有一定要求，对新能源项目配置储能从鼓励到要求配置。
配置比例一般为 10-20%， 配置时长通常为 2h。
我国已有 25 个省份发布文件明确新能源配置储能，浙江、青海、新疆、陕 西西安等地区推出了地方性补贴政策。
有 10 个省份公布了储能参与调峰服务的价格文件，鼓励了 电网侧储能的发展。
受上游原材料涨价影响，储能电池系统成本持续走高。
我们统计了2021年以来在北极星储能网公 开的储能项目中标信息，选择典型的新能源配储项目，计算得到项目EPC价格，我们发现，2021 年 11 月以来，储能项目投资成本持续走高，对项目经济性造成严重影响。
2022 年 4 月新能源配 储项目 EPC 价格已经达到 2.54 元/wh。
根据我们测算，发电侧配储受政策驱动，新能源电厂配置储能系统损失 2pcts 收益率。
假设 100MW 光伏电站，配置 10%*2h，循环次数 5000 次，每天充放电一次。
光伏电站运营周期 20 年，储能电池寿命 10 年，更换一次电池系统。
按照当前光伏电站 EPC 价格 4.15 元/W，储能系统 EPC价格 2元/Wh。
光伏电站 IRR为 7.16%，度电成本 0.3650元/kwh。
光储电站 IRR为 5.24%， 度电成本 0.3777 元/kwh。
即使储能系统初始投资成本降低至 1.4 元/wh，项目 IRR 仅有 5.34%。
因此，要想获得更高收益，必然需要储能参与多个市场。
目前的市场情况，光储电站收益主要来 自于发电收益，未来随着电力市场完善，光储电厂亦可获得辅助服务、新能源消纳和共享租赁的 收益。
共享储能多点获益，破解储能收益难题强制配储、供需偏紧情况下电池厂的顺价，结果是对集成商、运营商的利润进行挤压。
重重困难 下，强制配储的政策不会松动，产业链采取共享储能等方式进行自救。
共享储能项目体量更大， 降低初始投资的平均成本，可以接受电网调度，赚取租赁费的同时参与辅助服务形成收益。
共享 储能电站可以提供多种服务，实现多重收益，包括帮助新能源场站实现弃电增发、减免考核，为 系统提供调峰、调频、黑启动服务，参与电力现货市场交易等。
各省陆续出台有利于共享储能模式的政策。
湖南、山东是目前共享储能电站盈利模式较为典型的 省份，共享储能电站可以获得调峰补偿、租赁费用、电费收益和奖励电量。
青海省储能调峰补偿 标准 0.5 元/kWh，年利用小时数不少于 540 小时；宁夏省 2022、2023 年度储能试点项目的调峰 服务补偿价格为 0.8 元/kWh，年调用次数不低于 300 次；湖北、陕西等区域承诺储能租赁可视作 新能源储能配额；山西明确了共享储能电站可参与调峰、调频市场等。
当前投资水平下，共享储能电站具有经济性。
共享储能电站收益来自：（1）新能源电站租赁费， 假设 200 万元/年；（2）低价充电高价放电的电价差收入。
系统成本每降低 0.1 元/wh，IRR 提高 约 1pcts；租赁费每提高 10 万元/年，IRR 提高约 0.6pcts；充放电电价差超过 0.2 元/kwh，共享 储能电站有经济性。
目前，全国以湖南和山东两省为代表，共享储能电站进入较快速发展阶段。
湖南已经对外公布的 共享储能电站（含投运、在建、规划项目）装机规模已达 320MW/640MWh, 三期规划 800MW/1.6GWh；山东 2021 年 5 月 6 日启动了首批储能示范项目申报，并于 6 月 7 日公布了首 批 5 个储能调峰示范项目、2 个储能调频示范项目，总计规模 520MW/1041MWh。
全国各地已公 布的共享储能电站项目总装机规模已接近 10GW/20GWh。
关注政策催化下国内储能电站装机进度，相关产业链受益2021 年起陆续出台了储能纲领性指导性文件。
2021 年 7 月 23 日，国家发展改革委、国家能源局 近日联合印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，文件明确指出，到 2025年，实现新 型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上。
到 2030 年，实现新型储 能全面市场化发展。
2021 年 12 月发布了新版《两个细则》，明确了辅助服务市场的机制以及储 能参与电力市场的独立主体地位。
2022 年 1 月，发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》， 文件明确了发电侧、电网侧、用户侧储能的作用、商业模式。
再次确认储能作为独立主体参与电 力市场，提出了共享储能、容量电价、纳入输配电价、用户需求侧响应补偿等商业模式。
2022 年 6 月 7 日，发改委和能源局共同发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用 的通知》，对新型储能的总体要求、独立参与、联合参与、电网调峰、辅助服务、用户侧储能、 电价机制等方面提出指引，储能发展迎来新机遇。
政策明确独立储能主体地位，明确独立储能跨 市场交易模式。
政策提出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府 性基金及附加。
对于参与调峰或现货市场峰谷价差套利的储能电站，该政策将大幅降低充电成本。
预期在国家纲领性文件指引下，后续各省会逐步落地相关政策实施细则，具体指导储能电站的建 设、运行、考核，探索具有经济性的储能发展商业模式。
随着政策的细化和深入，储能电站收益 问题将得到解决，储能建设进度将加快。
储能装机快速增长，国内储能电站产业链将受益。
储能系统包括电池、逆变器、电池管理系统、 能量管理系统、温控、消防、电线电缆集装箱等。
其中电池和逆变器价值量占比最高。
根据我们的测算，预计 2021 年全球发电侧装机 20.33GWh，到 2025 年增长至 124.34 GWh。
电 池 pack 价格参考储能行业龙头公司宁德时代，并假设每年 5%的降幅；变流器价格参考行业招标 价格平均水平，并假设每年 5%的降幅。
测算得到 2025 年，储能电池市场空间 957 亿，变流器 146 亿，合计市场空间超过千亿。
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