（报告出品方/作者：华泰证券）一、经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统，需要源网荷储之间相互配合，共同助力维持电网的 稳定性。
储能作为电力系统的蓄水池，协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。
储能的 价值是依托于系统而存在的，在不同场景下储能需求有所差异，按照当前的应用场景划分， 主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：发电侧储能用于大规模风光并网，通过负荷 跟踪、平滑输出等解决新能源消纳问题，实现电网一次调频；电网侧储能可布置于电网枢 纽处，既提供调峰调频等电力辅助服务，也可联合周边新能源电站提升新能源消纳；用户 侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响 应，实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。
电化学储能适用场景丰富，新能源配储带动储能需求提升。
电化学储能在电网侧和用户侧 早已有应用，受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响，电化学储能在储能装 机占比仍处于低位。
随着场景逐步丰富，电化学储能规模及占比持续提升，截至 2020 年，全球电化学储能累计装机 14.2GW（同比+49.2%），占储能系统装机 的 7.4%；国内电化学储能累计装机 3.27GW（同比+91.2%），占整体储能的 9.2%。
值得注 意的是，20 年我国新增电化学储能装机达 1.56GW（同比+145%），配储政策释放储能需求， 国内新增储能装机首次突破 GW 大关。
动力电池协助培育储能产业链，安全和经济性为核心关注点。
动力电池多年发展为储能产 业链培育奠定基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。
储能项目共有安全和 经济性两大核心关注点，安全性影响竞争壁垒，经济性影响推广节奏。
安全是储能推广的 首要条件，随着准入门槛和流程标准提高，电池、BMS 和储能系统设计更具针对性，储能 的安全性有望持续提升。
经济性影响储能的推广节奏和产业链各环节话语权，经济性不满 足的情况下，储能建设多以强制配储为主，内生增长动力欠缺。
经济性：个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升电化学储能经济性仍有待提升，个别场景下已能满足收益要求。
经济性影响储能自发性推 广节奏和储能产业链各器件话语权，当前储能项目初始投资成本仍较高，拖累储能项目的 经济性。
此外，在储能实际运行过程中，售电收入的增值税、系统循环效率和储能寿命等 因素也会对储能项目产生影响。
我们按照储能获取收益的典型模式，测算不同模式下储能 电站收益情况，当前高电价差区域的峰谷电价模式项目 IRR 较高，原有高补贴光伏电站配 备的储能项目收益率已经满足商业化运营的收益要求。
模型假设：储能 EPC 成本下降，电池寿命及充放电效率提升储能 EPC 成本：储能的 EPC 建设成本与产品价格和放电时长均有关，20 年以来公示的储能项目 EPC 价格呈现下降态势，风电配储（1C，充电时间 1 小 时）的最低中标价格已经从 20 年初的 2.154 元/Wh 下降到 1.634 元/Wh，降幅达 24.1%。
光伏配储（0.5C，充电时间 2 小时）的最低中标价格从 20 年初的 1.448 元/wh 下降到年底 的 1.06 元/wh（降幅达 26.8%），其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池 倍率影响。
20 年底三家中标候选单位储能系统（0.5C，充电时间 2 小时）报价分别为 1.06-1.231 元/Wh， 考虑到土建等费用仍需资本投入，我们假设发电侧和电网侧 2 小时放电时长的储能 EPC 项 目平均建设成本为 1.3 元/Wh，用户侧储能因规模小，平摊到单 Wh 的土地成本和土建成本 较高，我们假设用户侧储能 EPC 建设成本约 1.6 元/wh。
电池寿命：储能电池在使用一段时间后，电池容量会发生衰减，影响储能系统全生命周期 的平均充电深度。
根据宁德时代储能产品说明书，在 25℃且 SoH（State of Health，电池 健康度）70%的限制条件下，不同冷却方案和充放电倍率下，储能电池的使用寿命在 5300 次-8000 次。
我们假设在储能循环 6120 次（储能系统运行约 17 年）的情况下，储能电池 全生命周期的平均充放电深度为 85%，因 Soh 降至 70%以下后，电池仍有回收以及梯次 利用价值，我们假设残值率为 10%。
循环效率：储能系统由电池、PCS（储能变流器）、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管 理系统）、支撑结构和其他电器元件构成。
各转换器件在运行中均有能量损耗，导致储能系 统的充电量和放电量之间存在差值。
从各公司的官网产品披露情况看，PCS 的循环效率在 95-99%之间，箱式储能系统的循环效率约 85%-88%以上，考虑箱式储能系统外仍有变压 器等能量耗损器件，我们假设基准条件下储能系统的循环效率为 85%。
需求场景：高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区 IRR 可达要求储能系统的需求场景多元，当前主要分为发电侧自用、电网侧辅助服务和用户侧峰谷调节 模式等。
储能在发电侧可以协助电源满足调度系统调节的需要，减少弃电量，增加售电收 入。
按照 2020 年 5 月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，发电侧储能电站可以 有两种不同的运作模式：（1）弃光严重时期作为自用容量，放电收益享受光伏电站的补贴 标准；（2）弃光不足时期作为调峰可用容量，享受 0.55 元/kWh 的充电补贴，放电收益按 标杆上网电价进行结算。
此外，对于高峰谷电价的区域，一般工商业和大工业客户可以通 过储能系统在谷电价充电，峰电价时期自用，降低自身的用能成本。
我们按照全年运行 360 天，每天一次充放电操作，测算不同场景下的储能电站收益情况。
发电自用模式：选择新疆、甘肃、浙江和西安平价电站进行测算，其中新疆地区光伏电站 的补贴电价采用原有三类资源区光伏电站补贴后上网电价 0.9 元/kwh，甘肃和浙江分别是 西部集中式基地和东南部分布式电站的代表。
辅助服务模式：电站可以用作调峰可用容量，辅助电网进行调峰调频，并获得调峰调频补 偿。
当前电力市场辅助服务市场的调峰和调频补偿额度以市场竞价为主，火电、水电等发 电企业与储能、综合能源服务商共同决定辅助服务价格。
以江苏《关于做好辅助服务（调 峰）市场试运行有关工作的通知》为例，调峰辅助服务最高限价为 0.6 元/kwh，未报价机 组临时调用价格为 0.15 元/kwh，对应的调频里程申报价格在 0.1-1.2 元/MW，辅助服务市 场报价范围波动大，火电等原有已装机电站的边际调节成本低，参与辅助市场的里程优势 明显，储能电站主要胜在响应速度，辅助服务市场对储能电站影响主要在于拓展收入
