请务必阅读正文之后的免责条款部分[Table_Main][Table_Title]产业研究月报2022.10.21，储能技术路线选择（一）：从长时储能需求说起[Table_Summary]储能装机量需求弹性巨大，国内储能的未来将是多技术路线并存的市场化竞争。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的竞争格局，从产业史上来看和光伏产业更为相似。研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。海外借鉴：德国户用光伏与储能的发展依赖经济性。德国光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高，新增装机以经济性驱动的户用为主；相应地，随储能系统成本的下降，用电侧储能装机占比持续提升，单户规模约8.5kWh，与非光伏发电时段的单户用电量基本匹配。经测算（俄乌冲突之前），德国500€/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期4.28年，具备良好经济效益。国内展望：发电侧的政策性配储规模的核心是合理的IRR。目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。国内展望：用户侧的经济性体现在峰谷电价差和充放电次数。国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等，按照我们的测算，广东、浙江、江苏三省储能系统投资回报期仅3-5年。[Table_Author]产业研究中心作者：肖洁电话：021-38674660邮箱：xiaojie@gtjas.com资格证书编号：S0880513080002作者：鲍雁辛电话：0755-23976830邮箱：baoyanxin@gtjas.com资格证书编号：S0880513070005[Table_DocReport]往期回顾轻运动、重社交，下一轮城市中产户外运动消费红利2022.10.20氢能专题系列报告（三）：从制氢成本和氢气供求结构看氢市场潜力2022.09.22年轻中产的“剧本杀”，下一个冰雪产业2022.08.29氢能专题系列报告（二）：氢催化剂，触媒而起2022.08.24钠离子电池系列报告（四）：负极明珠蒙尘引关注，降本峰回路转在当前2022.08.20产业深度产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分2of18目录引言：...............................................................................................41.万亿储能市场：电化学储能迎来机遇...........................................52.经济性考量：借鉴海外光伏储能发展史........................................72.1.德国户用光伏与储能的发展依赖经济性..................................72.2.英国领跑欧洲表前储能市场，主要基于光伏装机的高速成长102.3.国内：经济性促使分布式光伏配套更高比例的储能...............113.国内储能的空间：短期看政策波动、长期看经济性....................133.1.发电侧：政策性配储规模的核心是合理的IRR......................143.2.用户侧：峰谷电价差套利.....................................................15xOtNmMwOwO9P8QbRmOpPmOmOeRmNsQlOpMoObRnMtPvPqQvNxNsPnO产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分3of18图表目录图1：2020年底全球储能累计装机规模抽水蓄能占比超90%....................................5图2：2020全球电化学储能新增装机达4.72GW...............................................5图3：2021中国电化学储能新增装机达1.87GW...............................................5图4：IEA：2030年光伏、风电、电动车预测.................................................6图5：2021年德国光伏累计装机量达59.9GW.................................................7图6：户用光伏为德国主流装机类型........................................................7图7：德国平均商业电价持续上涨..........................................................8图8：德国平均居民电价持续上涨..........................................................8图9：德国电化学储能新增装机以表后为主..................................................8图10：俄乌冲突开始前后德国电价走势（€/MWh）...........................................8图11：俄乌冲突开始前后英国电价走势（￡/MWh）...........................................8图12：德国户用电化学储能新增装机功率与容量规模.........................................9图13：户用储能产品占地不足0.2平米.....................................................9图14：英国光伏发电于2014-2016年经历高速成长期........................................11图15：英国电化学储能新增装机配置时长近1h..............................................11图16：分布式光伏具备出色IRR（%）......................................................11图17：2030年中国光伏新增装机有望突破100GW（GW）......................................11图18：国内集中式光伏初始投资变化趋势（元/W）..........................................12图19：国内分布式光伏初始全投资变化趋势（元/W）........................................12图20：中国储能需求测算................................................................13图21：全球储能需求测算................................................................14图22：2021年分地区全社会用电量（亿千瓦时）............................................16图23：主要省份峰谷电价时段划分均支持日循环2次........................................16表1：2021-2030年光伏、风电累计装机复合增速分别达20.42%、17.54%........................6表2：2020年主要国家或地区风光发电量占比（%）...........................................7表3：德国户用光伏新增装机配储接近10%、2h...............................................9表4：德国户用储能静态投资回收期6.22年（俄乌冲突之前）................................10表5：储能电池系统销售单价呈下降趋势,销量增势强劲......................................10表6：储能IRR模拟测算关键假设.........................................................12表7：中性假设下，储能IRR已达8.6%.....................................................12表8：2021-2030年光伏和储能系统投资成本下降趋势........................................14表9：预期2030年光伏配储IRR测算关键假设..............................................15表10：发电侧配储经济性敏感性分析......................................................15表11：2021年主要省份全社会用电量分布（亿千瓦时）......................................16表12：大峰谷价差省份储能系统投资回报期仅3-5年........................................16产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分4of18引言：储能的技术路线选择成为市场关注的焦点。6月29日，国家能源局发布《防止电力生产事故的十二五项重点要求（2022年版）（征求意见稿）》，指出，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池。煤炭的清洁高效利用和火电的灵活性改造，给了储能市场更多“性价比”的约束。国内储能的未来：一定是市场化竞争、多技术路线并存。储能的下游是电网、电站运营、户用等，与车用锂电（认证周期长、一致性要求高）进入壁垒高、集中度高不同，很难出现寡头的格局，更多是以经济性和成本优势为核心的充分竞争，从产业史上来看和光伏产业更为相似。放在产业大背景里去看技术路线的差异、演变和未来，我们希望完成系列报告之后可以回答以下类似的细节问题：1、氢能领域丰田选择金属双极板，巴拉德选择石墨及复合板，作为双极板厂商哪个才更有未来？2、钠电负极厂商，面对性能强成本高的硬碳、性能弱成本低的软碳，更优的选择是什么？3、钒电体系承袭于氢能，除一致的材料降本之外，叠加了钒的提纯。如果储能的终极是液流体系（全钒、锌溴、铁铬、有机），钒的上游资源企业是否具备在提纯领域快速降成本的能力？但无论如何，研究储能的技术路线的选择和投资机会，必须以“长时储能需求和经济性”作为研究的出发点，储能时长才真正意义上代表了储能的市场空间。产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分5of181.万亿储能市场：电化学储能迎来机遇全球能源互联网发展合作组织预测，2060年全社会用电量将达17万亿千瓦时，人均用电量达到12700千瓦时，清洁能源和新能源装机占比将达90%以上。随新能源大规模接入，为克服风光电的间歇性、波动性，整个电力系统正从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”转化，储能将成为新型电力系统的第四大基本要素。市场格局：电化学储能占比迅速提升,锂电仍为主流。储能目前主要集中在抽水蓄能和锂离子电池储能两种形式。无论是全球市场还是中国市场，抽水蓄能的累计装机规模仍占据最大比重，主要得益于较低的成本和满足长时储能的需求，但其份额持续下降；电化学储能的累计装机占比呈现出持续增长的态势，其中，2020年全球电化学储能装机规模增速稳定在50%，中国电化学储能累计装机规模同比增长91%，预计“十四五”时期市场将稳步、快速增长。图1：2020年底全球储能累计装机规模抽水蓄能占比超90%资料来源：CNESA，国泰君安证券研究图2：2020全球电化学储能新增装机达4.72GW图3：2021中国电化学储能新增装机达1.87GW资料来源：CNESA，国泰君安证券研究资料来源：CNESA，国泰君安证券研究按照IEA公布的《2050年净零排放：全球能源行业路线图》的指引，要求到2030年，全球太阳能光伏发电新增装机达到630GW，风力发电的年新增装机达到390GW，这是2020年创纪录新增装机数据的4倍。我们按照中国光伏/风电装机全球占比40%简单测算（252GW、156GW）。抽水蓄能,90.3%熔融盐储热,1.8%飞轮储能,0.2%空气压缩储能,0.2%锂离子电池,6.9%钠硫电池,0.3%铅蓄电池,0.3%液流电池,0.1%超级电容,0.0%其他,0.0%电化学储能，7.5%-500501001502002500100020003000400050002017201820192020新增装机（MW）增速（%）-1000100200300400050010001500200020172018201920202021新增装机（MV）增速（%）产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分6of18图4：IEA：2030年光伏、风电、电动车预测资料来源：《2050年净零排放：全球能源行业路线图》假设1：我们以2021-2025年复合增速5%，2026-2030年复合增速3%作为用电量的测算，2025年同比2020年累计新增发电量2万亿度电都需要由清洁能源来提供，约占全社会总发电量的20%以上。假设2：我们按照2030年光伏新增装机252GW倒算，2021-2030光伏新增装机的复合增速在17.56%，累计装机复合增速20.42%。如果以更合理的制造业生产逻辑拟合，2021-2025年假设新增装机复合增速25%，2026-2030年新增装机复合增速依然有10%。假设3：我们按照2030年风电新增装机156GW倒算，2021-2030年风电新增装机的复合增速在8.04%，累计装机复合增速17.54%。基于碳达峰测算：如果光伏风电发电量占比在2025年达到25-30%的临界上（2020年仅占比5-7%），间歇性能源对于电网的冲击下，储能成为解决电网消纳问题的必然选择。面对2021年国内1.87GW的电化学储能新增装机量来讲，需求增速弹性巨大。表1：2021-2030年光伏、风电累计装机复合增速分别达20.42%、17.54%国内光伏风电20202021E2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E10年复合增速光伏新增装机（GW）-线性5058.7869.1081.2395.49112.25131.96155.12182.35214.3725217.56%光伏新增装机（GW）-25%/10%5062.5078.1397.66122.07152.59167.85184.63203.09223.40245.74光伏累计装机（GW）-线性250308.78377.87459.10554.59666.84798.79953.9111361351160320.42%光伏累计装机（GW）-25%/10%250312.50390.63488.28610.35762.94930.791115.41318.51541.91787.7风电新增装机（GW）7277.7984.0490.8098.10105.98114.50123.70133.65144.391568.04%风电累计装机（GW）280357.79441.83532.63630.72736.70851.20974.911108.61253140917.54%全社会发电量（亿度）7417077878.581772858619015494662975021004271034401065431097392021-2025年为5%2026-2030年为3%光伏发电量（亿度）-25%/10%14213934.3849186147768496051171914043166001941322507风电发电量（亿度）41467456.309207.71110013144153531773920317231022611129363全球新能源车全球新能源汽车销量（万辆）-线性300401.28536.75717.95960.321284.51718.22298.23074.14111.9550033.76%全球新能源汽车销量（万辆）-50%/20%300450.00675.001012.51518.82278.12733.83280.53936.64723.95668.7动力电池装机量（GW)1362493.3资料来源：国泰君安证券研究、IEA产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分7of182.经济性考量：借鉴海外光伏储能发展史2020年风光发电占比最高的国家包括瑞典（19%）、德国（18%）、葡萄牙（18%）、英国（17%）和芬兰（17%）等，欧洲平均占比在12-13%（国内的数据5-7%）。由于葡萄牙、瑞典、芬兰装机规模过小不具备参考意义，我们主要关注德国和英国，其中以德国作为表后储能装机参考、以英国作为表前储能装机参考。表2：2020年主要国家或地区风光发电量占比（%）国家风光占比国家风光占比国家风光占比瑞典19%法国8%美国7%德国18%波兰7%葡萄牙18%罗马尼亚7%中国5%芬兰17%土耳其7%日本7%英国17%捷克6%西班牙15%匈牙利6%希腊14%挪威6%比利时11%瑞士5%世界总计6%意大利11%乌克兰3%经合组织国家8%奥地利10%欧洲其他10%非经合组织国家4%荷兰10%欧洲总计12%欧盟13%资料来源：BP，国泰君安证券研究2.1.德国户用光伏与储能的发展依赖经济性光伏发电景气度与政策导向高度同频，对补贴依赖度较高。德国于1990年制定“1000户屋顶计划”，拉开其光伏产业发展的序幕；1998年，政府进一步提出“10万屋顶计划”；2000年，德国通过《可再生能源法》，并于2004年、2008年、2012年对该法案进行了三次修订，明确光伏发电强制上网电价，使德国光伏装机容量快速增长，成为世界光伏标杆国家。2010-2012年，德国光伏发电新增装机量连续三年超7GW。随着光伏电站装机成本的下降，德国政府也逐渐削减上网电价补贴，装机容量增速逐渐趋于稳定。2018年，政府提出2040年可再生能源在总电力需求中的份额增加到80%的目标，2021年，该目标被提前至2030年。伴随着愈发激进的政策目标的提出，光伏新增装机规模逐年提升。截至2021年底，德国光伏装机量达59.9GW，2021年新增装机5.3GW，新增装机以分布式为主，户用光伏装机占比呈上升趋势。图5：2021年德国光伏累计装机量达59.9GW图6：户用光伏为德国主流装机类型资料来源：SolarPowerEurope，REN21，国泰君安证券研究资料来源：EUPD，REN21，国泰君安证券研究0102030405060702006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021前年累计（GW）当年新增（GW）01234562014201520162017201820192020户用（GW）其他（GW）产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分8of18储能装机方面，用电侧储能占比持续提升，结构特征显著。储能技术进步以及规模化带来的投资成本下降，叠加逐年上涨的高昂电费，推动了德国表后储能市场的蓬勃发展。据EnergieConsulting统计，至2020年底，近70%的德国户用光伏发电项目都附带电池储能系统，户用储能装机已超30万个，单户规模约为8.5kWh。图7：德国平均商业电价持续上涨图8：德国平均居民电价持续上涨资料来源：BDEW，国泰君安证券研究资料来源：BDEW，国泰君安证券研究图9：德国电化学储能新增装机以表后为主资料来源：BNEF，国泰君安证券研究图10：俄乌冲突开始前后德国电价走势（€/MWh）图11：俄乌冲突开始前后英国电价走势（￡/MWh）资料来源：EPEXSPOT，国泰君安证券研究资料来源：EPEXSPOT，国泰君安证券研究-5%0%5%10%15%20%25%0.000.050.100.150.200.25201020112012201320142015201620172018201920202021平均电价（€/kWh）增长率（%）-4%-2%0%2%4%6%8%10%12%14%00.050.10.150.20.250.30.35201020112012201320142015201620172018201920202021平均电价（€/kWh）增长率（%）00.20.40.60.811.21.4201620172018201920202021表后（GWh）表前（GWh）产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分9of18随用电侧储能占比提升，德国电化学储能装机功率与容量的配比趋向1kW/2kWh。综合近年光伏和储能系统新增装机数据来看，德国户用光伏装机倾向于配置10%、2h储能，和当前我国政策中对集中式光伏发电项目所要求的配比相似。图12：德国户用电化学储能新增装机功率与容量规模表3：德国户用光伏新增装机配储接近10%、2h年份光伏（GW）储能（GW）配储比例配置时长（小时）20140.990.0424.24%1.6420151.020.0646.27%1.6720160.820.08410.24%1.8320171.010.12712.57%1.9120182.150.1647.63%1.9820193.380.2497.37%1.9620203.750.55214.72%1.85资料来源：EUPD，BNEF，国泰君安证券研究资料来源：EUPD，BNEF，国泰君安证券研究单户光伏与储能装机并无必然联系。以户用屋顶光伏200W/平米，100平米/户的屋顶面积测算，单户光伏系统装机规模约20kW。单户储能装机平均8.5kWh，和非光伏发电时段的单户用电量基本匹配，户用储能系统占用空间较小，用户接受度高。图13：户用储能产品占地不足0.2平米资料来源：企业官网，国泰君安证券研究储能系统成本呈下降趋势，已具备良好经济效益。依据派能科技招股书披露数据，除2020年上半年略有回升外，2017-2019年储能电池系统销售单价逐年下降,销量增势强劲。经测算，德国500€/kWh系统成本下的户用储能系统静态投资回收期6.22年，获利能力较强。00.20.40.60.811.22014201520162017201820192020GWGWh品牌Sonnen产品SonnenCore功率/容量（kw/kwh）4.8/10价格（美元）9500规格（英寸）271168占地面积（m2）0.19体积（m3）0.33品牌Tesla产品Powerwall功率/容量（kw/kwh）5/13.5价格（美元）7500规格（英寸）29.65.7545.3占地面积（m2）0.11体积（m3）0.13产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分10of18表4：德国户用储能静态投资回收期6.22年（俄乌冲突之前）户用光伏系统户用光伏系统投资成本（€/kW）1000单户光伏系统装机规模（kW）20初始投资成本（€）20000FIT上网电费（€/kWh）0.1年总利用小时数（小时）1400年光伏发电量（kWh）28000年光伏发电收益（€）2800静态投资回收期（年）7.14户用储能系统户用储能系统投资成本（€/kWh）500单户储能系统装机规模（kWh）8.5初始投资成本（€）4250居民电价（€/kWh）0.32年储能电量（kWh）3102.5单户年节省电费（€）682.5静态投资回收期（年）6.22资料来源：BMU，国泰君安证券研究表5：储能电池系统销售单价呈下降趋势,销量增势强劲企业产品类别项目20172018201920202021派能科技储能电池系统销售收入（万元）13,160.3439,267.2574,452.48104,462.74198,792.52销售单价（元/Wh）2.031.621.511.441.29销量（MWh）64.83242.39493.06727.051,540.35艾罗能源储能电池销售收入（万元）--9,391.8611,066.8238,330.37销售单价（元/Wh）--1.702.311.95销量（MWh）--55.1648.00196.99首航新能储能电池销售收入（万元）--208.86677.6421,721.36销售单价（万元/件）--0.460.510.62销量（件）--452.001,341.0035,140.00三晶股份户用储能一体机销售收入（万元）--6.721,171.0821,442.57销售单价（万元/台）--1.341.412.29销售单价（元/Wh）2.192.062.16销量（台）--5.00829.009,371.00资料来源：派能科技招股书，艾罗能源招股书，首航新能招股书，三晶股份招股书，国泰君安证券研究2.2.英国领跑欧洲表前储能市场，主要基于光伏装机的高速成长光伏发电装机于2014-2016年经历高速成长期。2014年，英国发布“光伏发电战略”，重点扶持分布式（屋顶式）光伏系统。2016年4月，再生能源义务法案（RO）对所有光伏项目的补贴终止；2018年，英国终止支持屋顶太阳能项目计划。产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分11of18随全社会光伏发电量占比大幅提升，英国的电化学储能装机于2016-2019年出现显著增长。截至2020年底英国表前电化学储能装机规模近570MW，占欧洲储能表前装机规模的47%。英国储能表前装机平均配置时长近1小时，主要起提升并网灵活性（能量时移）与电网稳定性（辅助服务）的作用，经济性考量相对较弱。2020年，能量时移和辅助服务储能新增装机分别为175MW和62MW，合计占同年新增装机的80.6%。图14：英国光伏发电于2014-2016年经历高速成长期图15：英国电化学储能新增装机配置时长近1h资料来源：BNEF，国泰君安证券研究资料来源：SolarPowerEurope，REN21，国泰君安证券研究2.3.国内：经济性促使分布式光伏配套更高比例的储能经济性驱动下，分布式储能装机空间可观。2017年以前，集中式光伏IRR高于分布式光伏，主要基于补贴因素；2018年以后，分布式光伏IRR实现反超，装机热情高涨。基于德国光伏及储能的发展历史，分布式储能装机量主要基于工业企业的用电量和峰谷电价差，体现经济性，最高可配比到光伏装机的4-5倍，想象空间巨大。早期分布式装置90%以上的电量全部供给周边高用电密集度的工业，后期随着组件成本的持续下降，分布式光伏IRR进一步提升，则低用电密度的工商业，利用分布式+大储能的模式也将体现经济性。图16：分布式光伏具备出色IRR（%）图17：2030年中国光伏新增装机有望突破100GW（GW）资料来源：国泰君安证券研究资料来源：国家能源局，CPIA，国泰君安证券研究05101520201320142015201620172018201920202021前年累计（GW）新增（GW）020040060080020162017201820192020MWMWh0%5%10%15%20%25%30%35%2019202020212022E2023E2025E2027E2030E集中式分布式0204060801001202013201420152016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2027E2030E集中式分布式产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分12of18图18：国内集中式光伏初始投资变化趋势（元/W）图19：国内分布式光伏初始全投资变化趋势（元/W）资料来源：CPIA资料来源：CPIA政策催化推动行业发展。国家政策的支持对于行业的发展起重要作用，集中式光伏上网指导电价和分布式光伏度电补贴都在我国光伏产业发展初期起到极大的推进作用。2018年补贴退坡，装机量也相应下降。截至2020年，国内风光发电量占全社会总用电量的7.5%，对电网的冲击并不大。根据我们的测算，风光电发电量占比将在2025年达到25-30%的临界上，政策推动电网侧和发电侧配套储能比例的提升。国内用电侧储能经济性已现。我们以10MW/40MWh储能系统为例进行测算，在未考虑税收优惠时，储能IRR达8.60%，在考虑税收优惠的情况下IRR已达10.46%。表6：储能IRR模拟测算关键假设成本假设收益假设总初始成本（元/KWH）2000每日循环次数（次/天）2年运营费用比例2%每次充放电时长（小时）4储能系统残值比例20%容量衰减（/年）2%增值税率13%放电效率90%所得税率25%高峰电价（元/KWH）0.9297保险费率0.10%平段电价（元/KWH）0.5318进项税抵扣率13%低谷电价（元/WKH）0.2139峰谷价差（元/KWH）0.7158峰平价差（元/KWH）0.3979全年运行天数（天）360年限假设杠杆假设运营期（年）10贷款比例80%折旧期（年）10贷款年限（年）10折旧方法直线贷款利率6%还款方式等额本息资料来源：国泰君安证券研究表7：中性假设下，储能IRR已达8.6%IRR峰谷价差（元）（高峰时段上涨）0.61580.66580.71580.76580.81580.8658初始投资成本（元/KWH）140017.47%25.95%34.69%43.62%52.69%61.88%16009.03%16.62%23.48%31.05%38.79%46.66%18002.78%8.79%15.07%21.57%28.24%35.06%2000-1.98%3.19%8.60%14.23%20.05%26.02%2200-5.71%-1.20%3.52%8.45%13.55%18.81%2400-8.70%-4.72%-0.55%3.80%8.32%12.99%资料来源：国泰君安证券研究产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分13of183.国内储能的空间：短期看政策波动、长期看经济性储能政策缺乏统领性的、可量化计算的国家政策，多为各省市依据自身情况制定。发电侧：各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h。电网侧：各地依据本地情况出台政策，通过调峰、调频辅助服务的价格机制完善来促进储能发展。用电侧：1）分布式光伏配储：2022年起，部分地方分布式光伏也开始要求配储，依照目前整县推进的模式，其实类似集中式光伏的配储要求。部分地方对分布式光伏配储能项目提供额外补贴，但更多还是作为必须的配储要求发布。2）峰谷价差套利：部分地方出台配置储能用户的峰谷电价优惠，但主要还是通过加大峰谷价差，以此鼓励工商业用户配储。暂未见针对户用（家庭）的储能优惠政策。3）5G基站：未明确配储要求，部分地方对配储基站的峰谷电价做出调整（2020年山东：降低低谷电价）。图20：中国储能需求测算资料来源：国泰君安电新《电池、储能的未来发展道路——新能源行业2022年投资策略》产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分14of18图21：全球储能需求测算资料来源：国泰君安电新《电池、储能的未来发展道路——新能源行业2022年投资策略》3.1.发电侧：政策性配储规模的核心是合理的IRR目前，各地依据本地情况出台配储比例政策，常见要求配储10%、2h（0.2wh）。长期来看，配储规模的增长弹性取决于光伏和储能装置成本的持续下价，理论上是维持光储一体化资产的合理IRR。我们按照2030年光伏和储能的成本测算，配储0.6wh的IRR可以达到6%。表8：2021-2030年光伏和储能系统投资成本下降趋势光伏系统（元/W）储能系统（元/Wh）集中式分布式20214.153.741.8120223.933.531.6820233.703.281.5520243.603.161.4420253.493.041.3620263.443.021.2920273.382.991.2320283.342.941.1820293.312.901.1320303.272.851.09资料来源：CPIA，BNEF，国泰君安证券研究产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分15of18表9：预期2030年光伏配储IRR测算关键假设成本假设年限假设年运营费用比例1%运营期20固定资产残值比例5%折旧期15增值税率13%折旧方法直线所得税率25%杠杆假设保险费率0.1%贷款比例70%进项税抵扣率13%贷款年限15税收优惠政策三免两减半贷款利率6%收益假设关键变量初始年发电量（kWh/平米）220光伏投资成本（元/W）3.27单位面积瓦数（W/平米）200储能投资成本（元/Wh）1.08年发电利用小时数（h）1100配储容量（Wh）0.60每年发电量衰减1%上网电价（元/kWh）0.391资料来源：国泰君安证券研究表10：发电侧配储经济性敏感性分析上网电价（元/kWh）0.2000.3000.3910.5000.6000.7000.800配储容量（Wh）0.20-9.97%1.10%9.64%18.98%27.96%37.17%46.48%0.40-11.27%-0.83%7.75%16.43%24.78%33.39%42.13%0.60-12.42%-2.56%6.04%14.19%21.99%30.05%38.27%0.80-13.45%-4.10%4.32%12.21%19.51%27.08%34.82%1.00-14.38%-5.49%2.58%10.45%17.30%24.42%31.73%2.00--10.79%-4.32%3.41%9.16%14.58%20.18%3.00--14.34%-8.93%-2.47%3.44%8.30%12.78%4.00---12.24%-6.69%-1.60%3.46%7.69%5.00---14.73%-9.86%-5.40%-0.95%3.48%资料来源：国泰君安证券研究3.2.用户侧：峰谷电价差套利国内用户侧的峰谷电价差套利，我们认为主要体现在小工业和商业。按照地区分布，主要是长三角和珠三角。储能装置的经济性体现在两峰两谷（平），每天可以有效充放电两次的区域，比如广东、浙江、江苏等。我们可以以广东、江苏、浙江三省第二产业的30%和第三产业的合计用电量，作为峰谷电价差套利的储能市场规模。产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分16of18图22：2021年分地区全社会用电量（亿千瓦时）资料来源：中电联，国泰君安证券研究表11：2021年主要省份全社会用电量分布（亿千瓦时）第一产业用电量第二产业用电量第三产业用电量城乡居民用电量广东141.754712.741696.561315.58江苏64.505047.001118.20871.40浙江24.193868.79880.20740.94资料来源：wind、泰君安证券研究图23：主要省份峰谷电价时段划分均支持日循环2次资料来源：国泰君安证券研究表12：大峰谷价差省份储能系统投资回报期仅3-5年广东浙江江苏单位投资成本（元/Wh）1.40设备配置容量（kWh）200.00充放电效率95%每日循环次数（次）2循环模式峰谷+峰平充放电次数（次）6000（10年）年工作时间（天）330增值税率13%高峰电价（元/kWh）1.271.011.17平段电价（元/kWh）0.760.780.70低谷电价（元/kWh）0.300.410.32峰谷+峰平平均日收益279.83158.16251.560100020003000400050006000700080009000广东山东江苏浙江河北内蒙古河南新疆四川福建安徽山西辽宁湖北广西湖南云南陕西江西上海贵州甘肃重庆北京宁夏黑龙江天津青海吉林海南西藏0246810121416182022广东省峰谷电价时段划分0246810121416182022江苏省峰谷电价时段划分0246810121416182022浙江省峰谷电价时段划分产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分17of18总投资成本（元）280000.00平均年收益（元）83979.7749046.5975862.88静态投资回报期（年）3.335.713.69资料来源：国泰君安证券研究产业深度请务必阅读正文之后的免责条款部分18of18本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的惟一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。国泰君安证券研究上海深圳北京地址上海市静安区新闸路669号博华广场20层深圳市福田区益田路6009号新世界中心34层北京市西城区金融大街甲9号金融街中心南楼18层邮编200041518026100032电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888E-mail：gtjaresearch@gtjas.com