2022-8-23储能市场概况及商业模式东方新能源团队2022-8-23一、储能市场概况1.1储能行业：适应以新能源为主体的新型电力系统为目的2022-8-23p一低：转动惯量降低。高比例新能源并网运行将取代机械转动惯量大、抗扰能力强的同步发电机组，导致系统等效惯量大幅降低。p三高：高比例可再生能源+高比例的电力电子设备+高送受电占比。可再生能源装机量和发电量占比提高；新能源发电机组中涉及大量电力电子设备，大量电力电子器件接入电网会影响电网的频率性能；受限于资源分布不均衡，新型电力系统的送受电比例将提高p双峰：我国用电需求已呈现冬、夏“双峰”特征。未来，随着电能替代推进和人民生活水平提高，“双峰”特征将更加凸显，叠加水电丰枯季节特性、新能源反调峰特性，电力保障供应难度逐年加大；p双随机：即供给侧随机性和需求侧随机性。能源电力系统将由传统的需求侧单侧随机系统向双侧随机系统演进数据来源：《高比例新能源和电力电子设备电力系统的宽频振荡研究综述》，国家能源局，《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》，东方证券研究所050001000015000200002500030000350001月1日2月1日3月1日4月1日5月1日6月1日7月1日8月1日9月1日10月1日11月1日12月1日日最高负荷日最低负荷图：上海市日最高、最低负荷曲线（MW）夏季高峰冬季高峰图：“三高”电力系统结构示意图图：三北地区用电负荷与发电出力曲线0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%0200004000060000800001000001200001400002006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027202820292030全社会用电量（亿千瓦时）yoy1.2中国电力需求：双碳目标下电力需求迎来新一轮高速增长2022-8-23p电力需求与经济发展密切相关，大致分为三个阶段ü2011年以前，电力需求急剧增加：中国经济快速增长，特别是化工、钢铁、建材、有色金属等重化工业快速增长，导致了电力需求急剧增加ü2012-2020年，电力消费增速回落：中国经济从高速增长进入中高速增长、从高速发展转向高质量发展，第三产业比重提升、重化工业产业进入饱和期，黑色金属、建材行业等高耗能行业用电量减少ü2021年以后，电力需求增速提升：双碳目标下，中国将加大“两新一重”建设力度，加快构建双循环新发展格局，电力需求迎来新增长。2021年全社会用电量8.3万亿千瓦时，预计2030年达到12.3万亿千瓦时数据来源：wind、中电联、东方证券研究所图：全社会用电量（亿千瓦时）10.7%5.4%5.1%1.2中国电力供给：可再生能源并网，日波动率增大，电网失稳风险增加2022-8-23p“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，储能将极具吸引力。p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。数据来源：《高比例新能源和电力电子设备电力系统的宽频振荡研究综述》，国家能源局，《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》，东方证券研究所类别2017年2035年1小时最大波动日最大波动1小时最大波动日最大波动风电9443179465015600光伏180049201520041600表：新能源增加电网调节难度（单位：万千瓦）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202025E2030E水电火电核电风电太阳能发电其他0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%20202025E2030E水电火电核电风电太阳能发电其他图：全国发电量占比（单位：万亿千瓦时）图：全国发电装机占比（单位：GW）1.2如何增加电力系统灵活性？源-网-荷-储，共同发力2022-8-23数据来源：《火电机组灵活性改造的激励机制研究》，《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，东方证券研究所电网火电水电核电储能电站抽水蓄能源：发电端风电光伏网：电网端终端用户荷：用户端储：储能装置ü煤电：灵活性改造ü气电：新增机组ü输电网：柔性直流ü配电网：微电网ü工业用户：需求侧响应ü抽水蓄能ü新型储能：电化学储能、压缩空气等1.2如何增加电力系统灵活性？源-网-荷-储，共同发力2022-8-23数据来源：《火电机组灵活性改造的激励机制研究》，《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，东方证券研究所环节方法优势劣势资源成本源火电灵活性改造1.调峰能力提升显著2.周期短见效快3.单位调节容量投资小配套政策与机制依赖性较高煤电：300-500元/kw燃气机组调控时效好，出力调节范围0-100%，爬坡速率较快建设成本高，天然气价格高气电：3300元/kwLCOE约为0.72元/kWh调峰水电开停机迅速、功率调节快选址条件、建设规模有限10000元/kw网柔性输电提高电网的功率传输能力以及潮流和电压的可控性成本高，是传统技术的1.8倍；仍处于示范运行阶段总工程造价20亿元互联互济利用各地区用电的非同时性进行负荷调整，减少备用容量和装机容量更为经济地增强系统抵御事故的能力，提高电网安全水平和供电可靠性；有助于系统承受较大的负荷冲击和电源波动，改善电能质量，吸纳更多风光波动性电源微电网可根据电力系统或微电网自身的需要实现孤岛模式与并网模式间的无缝转换，有利于提高电力系统的可靠性、电能质量以及灵活性投资成本高，缺乏相应的标准，市场机制不完善荷需求侧响应潜力大，前景好1.价格信号传导机制形成需要较长时间2.提升效果存在不确定性3.需求侧资源可控性相对较差4.响应效果难以精确计量，有争议广东省政策规定，市场化交易电力用户参与需求响应的服务费价格标准定为20元/千瓦·天储抽水蓄能不仅提升灵活性，还能作为事故备用和黑启动电源1.投资成本高，价格疏导困难2.抽发损失25%，使用成本高5000元/kw电化学储能1.全自动化控制，响应快速2.控制精度高，可全容量调节1.缺乏转动惯量2.前期投资高，性价比较低1700-2200元/kw1.2新型储能：以电化学为代表，增速快、空间大2022-8-23p从能量的角度分类，储能技术主要可以分为热储能、电储能和氢储能几大类，其中电储能包括机械储能、电化学储能和电磁储能，是最常用的储能方式。根据储能时长的不同，可以将储能的应用场景分为容量型、能量型、功率型和备用型。不同的储能技术适用于不同的场景。p机械储能以抽水蓄能为主，目前技术成熟，建设成本相对较低，转换效率约70%-80%，但对选址环境、地形条件及水文环境要求较高，建设周期长达3-5年，响应速度基本在分钟级别的水平；p电化学储能主要以锂电池、铅酸电池等为主，其中锂电池储能相对来讲拥有更高的能量密度，转换效率可超90%，产业链配套更加成熟，相较于其他电化学储能在技术、成本上更具优势；p电磁储能则更适用于放电时间短且迅速的功率型储能。资料来源：储能头条，新材料在线，东方证券研究所新型储能：除抽蓄以外的其他储能方式锂电储能：占新型储能的76%（2020年中国新增储能装机口径）图：储能技术分类表：储能技术性能对比1.3国内发电侧储能空间：政策催化下国内储能电站装机进度，相关产业链受益2022-8-23p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124.34GWh。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。数据来源：BNEF，公司公告，东方证券研究所注：蓝色为根据行业公司测算的假设值图：国内发电侧储能产业链市场空间测算2020E2021E2022E2023E2024E2025E发电侧装机容量（GWh）6.7720.3336.4357.3189.14124.34发电侧装机功率（GW）3.4710.1618.2227.2940.5254.06电池pack单价（元/wh）0.810.820.900.850.810.77电池PACK市场空间（亿元）55166327489722957变流器单价（元/w）0.350.330.320.300.290.27变流器市场空间（亿元）123458821161461.3电网侧储能空间：容量空间随储能渗透率提高加速扩张2022-8-23p储能在电网侧的价值主要体现在电力辅助服务。调频与负荷波动有关，对于调频中储能的需求，我们考虑调频配套需求与最大负荷的配套比例：根据业内预测，一般调频功率配套需求2~3%，我国目前调频配套需求较低，约1%。p储能在电力辅助服务市场的渗透率约为2%，未来随着储能相关政策的促进和电力辅助服务市场的完善，储能的渗透率将逐年快速提升。根据估算结果，全球2025年电网侧调频需求带动的储能需求为6.9GWh。数据来源：国家能源局，东方证券研究所图：电网侧调频储能新增装机量空间测算20202021E2022E2023E2024E2025E中国最大负荷/亿kw10.7611.111.512.112.813.9调频配套需求/%1.0%1.0%1.2%1.3%1.4%1.5%调频容量/GW10.811.113.815.718.020.8储能调频渗透率/%2%3%5%10%15%20%储能调频容量/GW0.20.30.71.62.74.2备电时长/h0.50.50.50.50.50.5中国新增调频储能容量/GWh0.10.20.30.81.32.1全球新增储能功率/GW0.71.12.35.29.013.9全球新增调频储能容量/GWh0.40.61.22.64.56.91.3电网侧储能空间：容量空间随储能渗透率提高加速扩张2022-8-23p电网侧调峰，调峰需求与日发电量相关，预期未来调峰配套需求比例增加，储能再调峰中的渗透率逐渐提升。根据估算结果，全球2025年电网侧调峰需求产生的储能需求为20GWh。数据来源：国家能源局，东方证券研究所图：电网侧调峰储能新增装机量20202021E2022E2023E2024E2025E年发电量/TWh26823.227091.427362.327636.027912.328191.5日发电量/TWh73.574.275.075.776.577.2调峰需求1.0%1.3%1.5%1.8%2.0%2.5%储能调峰渗透率/%1.5%1.8%2.0%2.2%2.4%2.6%储能调峰容量/GWh17.422.530.036.750.270.2新增储能调峰容量/GWh6.35.17.56.713.520.01.3户用侧储能空间：紧跟户用分布式光伏，低渗透率、高增速2022-8-23p市场空间测算：根据家庭数量测算分布式光伏装机量，考虑家庭储能的渗透率得到安装家庭储能的数量，假设平均每户装机量可以得到全球及各市场的家庭储能装机量。2025年全球家庭储能容量空间达56.27GWh，2021-2025年复合增速52%，其中，欧洲市场最大，2025年新增装机27.85GWh，复合增速62%；美国市场2025年新增装机8.05GWh，复合增速71%；澳洲市场2025年新增装机3.7GWh，复合增速38%。p户用储能天花板测算：假设家家户户都安装储能系统，户用储能市场天花板广阔。根据各国都人口数和平均家庭人口数可以得到家庭数量，根据市场主流的产品带电量假设的平均系统带电量，测算得到美国户用储能空间达到1.3亿家庭/1725GWh，欧洲户用储能空间达到3.1亿家庭/2727GWh，澳大利亚户用储能空间达到803万家庭/60GWh。数据来源：BNEF，WoodMackenzie，wind，美国智库人口资料局，东方证券研究所注：红色为实际值，蓝色为假设值图：户用储能装机量测算新增容量/GWh2021E2022E2023E2024E2025E全球10.6417.1430.3543.8856.27美国0.931.963.865.678.05欧洲4.028.7615.4721.5727.85澳洲1.031.922.543.383.70其他4.654.498.4813.2616.67美国欧洲澳大利亚人口数（人）332,213,000743,836,35425,683,563平均家庭人口数2.62.43.2家庭数(万个）1277730993803平均家庭储能带电量（kwh）13.58.87.5家庭储能装机量（GWh）1725272760图：户用储能天花板测算1.4储能上下游产业介绍2022-8-23正极材料负极材料电解液隔膜结构件程序开发半导体零部件磷酸铁碳酸锂天然石墨人造石墨六氟磷酸锂溶剂添加剂新型锂盐聚烯烃聚乙烯添加剂铜箔铝箔铝盖板其他电池储能逆变器电池管理系统（BMS）能量管理系统（EMS）其他设备•集装箱•电容电缆储能系统集成新能源电站传统电站电网公司家庭工商业用户发电侧电网侧用电侧上游-原材料中游-电池与系统下游-应用场景半导体电容PCB板变压器电感•温控•消防1.4储能上游：高端技术制造业企业2022-8-23数据来源：中商产业研究院，CNESA全球储能项目库，东方证券研究所p主要为高端技术制造业企业，包括储能电池电芯/模组、电池管理系统BMS、储能变流器系统PCS及其它软硬件等。p电池电芯/模组：大多由动力电池厂商利用原有动力电池生产线技术改造后生产储能电芯，主要代表为宁德时代、力神、海基、亿纬、上海电气国轩、比亚迪等。pBMS电池管理系统：是储能系统“中枢”，对电池进行动态管理，主要由专业电子控制元件制造企业进行生产，但电池电芯企业也逐步涉足，采用自主研发“BMS+PACK”模式，BMS主要代表为高特电子、协能科技、科工电子等。pPCS储能变流系统是连接电池系统与电网或负载之间的实现电能双向转换的装置，大多由光伏逆变器厂家进行研发生产，主要代表为阳光电源、科华数据、索英，上能，南瑞继保、盛弘，许继，英博，智光等。宁德时代,59.7%比亚迪,16.0%中航锂电,4.3%国轩高科,4.0%双登集团,3.2%时代上汽,…亿纬锂能,1.4%天津力神,1.2%瑞普能源,1.1%其他,7.4%图：2021年中国储能电池企业市场格局0100200300400500600700上能电气科华数能索英电气南瑞继保阳光电源盛宏股份华自科技智光储能汇川技术许继MW图：2021年逆变器市场排名1.4储能中游：储能系统集成、运营以及渠道商2022-8-23数据来源：CNESA全球储能项目库，东方证券研究所p主要为储能系统集成、运营以及渠道商。储能系统主要包括电池组、储能变流器（PCS）、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）和集装箱及舱内设备储能系统。p集成商是储能产业链的重要环节，起到承上启下的重要作用，向上衔接电池电芯等上游设备材料生产厂家，向下按照应用侧需求，选择用户适应性的储能技术和产品，将各个单元组合起来，为户用、工商业、发电侧、电网侧等各类场景打造‘一站式’解决方案。p2021年国内装机排名：海博思创、电工时代、科华数据、阳光电源、新源智储、融和元储、远景能源、平高集团等。图中国储能系统集成商2021年度国内新增投运装机量排行榜0100200300400500600海博思创电工时代科华数能阳光电源新源智储融和元储远景能源平高集团库博能源天合储能MWh1.4储能下游：电力系统储能应用需求侧2022-8-23数据来源：东方证券研究所p主要是电力系统储能应用需求侧，包括发电侧、电网侧、用户侧，终端用户有独立发电商、电网公司、工商业用户、家庭用户等。p发电侧储能：主要由发电集团或新能源发电企业进行投资建设，采用“火电+储能”、“新能源+储能”等传统能源和新能源搭配储能的形式，主要代表是各大发电集团、风电光伏项目投资方。p电网侧储能：主要由电网企业进行投资建设，实现负荷削峰填谷，对电网调度和稳定运行提供帮助，主要代表是国网公司等电网相关企业。p用户侧储能：主要由工商业用户、家庭用户投资建设，或采取合同能源管理模式，主要围绕峰谷电价套利、削峰填谷、优化容量电费、备用电源、提高电能质量等需求进行盈利。主要应用场景有工业储能、家用储能、5G基站等。2022-8-232、储能应用场景与商业模式电化学储能：不同应用场景储能商业模式对比2022-8-23储能系统集成新能源电站传统电站电网公司家庭工商业用户发电侧电网侧用户侧下游-应用场景商业模式驱动力光伏、风电集中式电站：按照装机容量配置储能（通常为10%装机容量配置2小时储能）。收益模式为存储弃风、弃光发电量增量上网，但大部分项目靠该收入无法涵盖储能成本，风光项目整体IRR下降。火储联合调频：在火电站内加配电化学储能电站，增加调度能力，赚取辅助服务费。各省强制要求风光集中式电站达到一定储能配比要求后方能并网。从离散分布到共享储能。电网侧独立储能电站：投资建设储能电站，收入端按电网调度次数收取辅助服务费（度电价格为各省制定），成本端为电站折旧与维修费用。收益是辅助服务费：进入输配电价，向终端用户（工商业）传导。价格机制理顺后发展有望加快。工商业：峰谷价差套利。工业侧分时价差拉大，经济性提升，21年10月底至今，需求大幅增加。收益是辅助服务费：发电侧储能产生的辅助服务费用由未提供服务的电源主体承担。传统能源集团跑马圈地中。2.1发电侧商业模式：可再生能源并网2022-8-23p在发电侧，储能设备最主要的用途是集中式可再生能源并网。可再生能源由于自然资源地理分布的不均匀、发电高峰时段与用电高峰时段的不完全重合、以及日内波动和不可预测性等，给电网的供需匹配提出挑战。而储能设备与可再生能源发电设备的配合可以实现出力稳定，最大程度上减少弃风弃光。p根据全国新能源消纳检测预警中心的统计数据，截至2020年底我国风电、光伏的并网装机分别达到2.8和2.5亿千瓦；2020年全年风电、太阳能累计发电量7270亿千瓦时；全年全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率（消纳率）96.5%；弃光电量18.3亿千瓦时，光伏发电利用率（消纳率）98.0%。从分省弃风弃光电量情况分布图中可以看到，部分可再生能源丰富、但是用电需求相对较低的地区（如青海、新疆、西藏等）弃风弃光率显著高于全国平均水平。数据来源：全国新能源消纳监测预警中心，东方证券研究所图：2020年全国分省弃风电量及弃风率统计图图：2020年全国分省弃光电量及弃光率统计图图：光伏和光储系统运行曲线2.1发电侧商业模式：共享储能模式，租赁+辅助服务收益提升2022-8-23p6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》，明确独立储能主体地位，明确独立储能跨市场交易模式。政策提出多个独立储能电站收益来源：（1）中长期市场和现货市场；（2）签订顶峰时段和低谷时段市场合约实现移峰填谷；（3）参与辅助服务，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊p共享储能模式是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置，交由电网进行统一协调，推动源网荷各端储能能力全面释放。电网在其中主要起三个作用：保证共享储能电站满充满放；将电费在新能源场站和投资方进行配置；参与电网侧辅助服务。弊端主要在于共享模式的利润低。青海共享储能站在需要弃风弃光时用低价把电力卖给共享储能的第三方电站，储能电站完成充电，在用电高峰时系统放电，电站按标杆电价售出。对于储能电站投资方，由于买卖电价的差值较小，共享储能电站利润空间小，收益率得不到保证。数据来源：国际储能网，东方证券研究所图：共享储能合作模式新能源场站电网共享储能电站电力用户弃风弃光时充电下达指令放电电网与负荷有需要时容量租赁费辅助服务费2.2电网侧配储商业模式：广东新政，允许电网侧储能通过辅助服务费向下游传导2022-8-23p12月1日，广东省发改委批复同意执行《广东省电网企业代理购电实施方案（试行）》。重点如下：代理购电价格=平均上网电价+辅助服务费用+保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益分摊三部分。其中现阶段辅助服务费用=储能、抽水蓄能电站的费用+需求侧响应等费用，由全体工商业用户共同分摊。该方案自今年12月1日起实施。p本次广东省将电网侧储能、抽水蓄能辅助服务成本逐步向下游分摊，本质上是为电网侧调峰调频设施费用转嫁提供出口，利好电网侧储能发展。数据来源：科士达官网，国网能源院新能源与统计研究所，东方证券研究所图：广东省新代理购电政策下的辅助服务市场机制2.3户用侧商业模式：户用分布式光伏装机↑×储能渗透率↑2022-8-23p户用储能绝大部分是与户用分布式光伏搭配使用，所以其需求=海外分布式光伏×储能渗透率，本轮海外家储是：海外分布式光伏超预期+储能渗透率“双β”。p分布式光伏装机：清洁能源转型是全球趋势，短期内海外特别是欧洲面临能源价格上涨、俄乌战争引起天然气供应短缺，能源安全问题受到重视，光伏装机大超预期p储能渗透率：欧洲各国为刺激分布式光伏储能装机、缓解电网压力，出台系列补贴政策，同时能源价格上涨引起居民用电价格提高，户用储能经济性大幅改善，户用储能市场普及度明显提高数据来源：东方证券研究所户用分布式光伏新增装机（GW）户用储能新增分布式光伏-户用存量分布式光伏-户用经济性短期：电价上涨中期：户储补贴长期：成本下降电力供应短期：能源涨价中期：技术降本长期：能源转型储能渗透率（%）用电稳定性需求约90%约10%2.4工商业：高耗能企业电价上涨+分时电价机制+拉闸限电，点燃工商业储能需求2022-8-23p自2021年10月15日起，取消一般工商业及其它用电、大工业用电的目录销售电价。取消目录销售电价后，用户到户电价由市场交易购电价格（或电网企业代理购电平均上网电价）、辅助服务费用、输配电价、政府性基金及附加等构成。按照原类别、电压等级、时段分别设定的高峰、平段、低谷分时销售电价，调整为以市场交易购电价格（或电网企业代理购电平均上网电价）为基础，按照统一规定的比例分别确定。p自2021年12月1日起，高耗能用户代理购电价格按其他用户代理购电价格的1.5倍执行。对于315千伏安及以上大工业用户执行尖峰电价政策，每年7-8月日最高气温超过35℃（不含）时执行尖峰电价。数据来源：江苏省发改委，东方证券研究所2.4工商业侧商业模式：用户进入电力市场，峰谷价差增大，经济性显现2022-8-23p在现行电力市场价格机制下，工商业用户安装储能的投资回收期由6.9年缩短至3.9年，IRR由7%提升至21%，经济性显著提高，工商业用户投资意愿增强。以江苏省高耗能工业用户为例，研究了政策变化前后工商业用户安装储能的经济性。假设用户安装10MW/20MWh储能系统，放电深度80%，系统初始投资成本为1.6元/Wh，电池寿命10年，每日进行2充2放设置，每年运行360天，假设折现率5%。p政策变化之前，根据江苏省分时电价机制，储能系统可以进行2充2放，分别在低谷和平段充电，在2个高峰时放电，通过套利获得收入，投资回收期6.9年，项目IRR为7%。新政策出台后，工商业企业进入电力市场，高耗能企业购电价格是一般用户的1.5倍，用电成本明显增加。叠加新的分时机制，尖峰时段峰谷价差更大，套利空间增大。投资回收期缩短至3.9年，项目IRR提升至21%。资料来源：国家电网，江苏省发改委，东方证券时间0123456789101.峰谷价差拉大前峰谷套利（万元）412398383376368360353345337330峰平套利（万元）229221213209205200196192188183总收益（万元）641619597585573561549537525513现金流折现（万元）-3200611562515481449419390363338315累计现金流（万元）-3200-2589-2028-1512-1031-582-1642265899281243投资回收期6.9IRR7%2.峰谷价差拉大后尖峰低谷套利（万元）76737169686765646261尖峰平段套利（万元）51494746454443424140峰谷套利（万元）572552532521511500490479468458峰平套利（万元）316305294288283277271265259253总收益（万元）1015980944925906888869850831812现金流折现（万元）-3200967889816761710662617575536499累计现金流（万元）-3200-2233-1344-52923394316052223279833343832投资回收期3.9IRR21%2022-8-233、电化学储能技术比较3.1储能电芯VS动力电芯：电芯需求差异2022-8-23p动力电池的核心指标：高能量密度、单向输出功率特性、较宽的温度适应性、低成本、大容量。p储能电池从核心指标：安全、寿命和成本、高效率、大容量。数据来源：东方证券研究所寿命和成本高效率大容量•看储能电芯的成本要看LOCE成本而非一次投资成本，简单的计算公式为LCOE成本=（电池价格元/kwh）/循环次数=单次循环度电成本。•储能系统+EPC造价成本在2000元/kwh的情况下，6000次循环对应LCOE为0.33元/度/次，20000次循环对应LCOE为0.1元/度/次（基本达到光+储电站经济性拐点）。•电芯的充放电效率，单体电芯目前的充放电效率接近100%，但成组之后整站的充放电效率的理论水平在85%•充放电效率还有提升空间，目前大部分项目的充放电效率在75%-80%左右•目前发电&电网端电芯最低容量不低于250Ah，最好在300-320Ah之间，与主流大功率的PCS更好配合。•大电芯的主要优势：1.储能电站的一致性要求要比动力电池高一个数量级，原因是不一致性会影响电站寿命和效率，目前规避不一致的方法是，要求簇内电池提升单只容量。2.大容量降低单体电芯成本3.1不同应用场景储能电池对比2022-8-23p对电池性能要求：电网侧>风光配储（功率能量兼备）>火储联合调频（功率型、低成本）>家用储能（安全性）>百兆瓦独立储能电站（能量型、长寿命）p风光配储：技术要求最高，能量功率要兼顾p火储调频：功率型频繁充放电p用户侧储能：安全第一p百兆瓦独立储能电站：主要参与调峰辅助服务市场，通常使用大容量磷酸铁锂电池数据来源：东方证券研究所风光配储火储调频用户侧储能百兆瓦独立储能电站•兼具功率性能和能量性能：风光不确定性产生调峰需求，同时两个细则要求具有风光电站具备一次调频能力，因此储能系统要能兼顾调峰和调频，兼具功率性能和能量性能；•大容量：需具备装机总量规模；•功率特性：调频需要具备1C或以上能够短时充放电的功率特性，持续时间10s以上。•功率特性：大功率浅充浅放，频率快响应特性，爬坡快；•寿命较长：山西的调频电站每天充放电几百次，最多达2000次，电池只能使用一年到一年半；•目前功率型电池比能量型贵20-50%，能参与的电芯企业少。•安全要求特别高，特斯拉内部有一套特别严格的规则，远高于现有的国家标准和UL9540a相关国际标准的要求，想要供应特斯拉必须通过严格的安全性测试。•高能量密度。•核心要求：寿命长，储能电站投资回收期较长，因此需要电池具有较长的使用寿命（至少长于投资回收期）才能保障合理收益。当前储能电站投资回收期6-8年，一般电池质保10-12年•价格低。3.1电池技术：从储能与动力场景对比看磷酸铁锂优势2022-8-23p典型的锂电池如磷酸铁锂电池及三元锂电池，都可同时应用于储能与动力电池两个行业，事实上目前储能市场用的锂电池多为动力电池产业链直接生产，但是我们也应该看到，需求侧的差异导致二者应用的场景不同，技术指标倾向性不尽相同。p储能电池一般安装在固定场地，空间相对宽裕，但容量一般远大于动力电池，充放电倍率跨度也较大，因此更加追求高循环寿命、高安全性及低成本，而用动力电池则要求高能量密度、高充放倍率、防震动等。数据来源：《高比例新能源和电力电子设备电力系统的宽频振荡研究综述》，国家能源局，《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》，东方证券研究所图：储能电池与动力电池的应用场景和技术指标对比类型项目储能电池动力电池场景需求应用领域源-网-荷各环节电动汽车、电动自行车布置空间宽裕受限防震动要求低高整体寿命大于10年5-8年安全性高较高成本要求低适中技术指标典型容量100kWh-100MWh15-100kWh循环寿命2500-12000次1000-2000次能量密度135-150Wh/kg150-200Wh/kg充放电倍率0.25C-2C1CBMS系统2-3层集中式1-2层分布式PCS系统有无3.1电池技术：从储能与动力场景对比看磷酸铁锂优势2022-8-23p磷酸铁锂电池凭借高安全性、高循环寿命、低成本优势已成为储能场景的首选，2019年新增储能锂电池中磷酸铁锂电池占比85%以上。数据来源：《高比例新能源和电力电子设备电力系统的宽频振荡研究综述》，国家能源局，《新能源电力系统电力电量平衡问题研究》，东方证券研究所类型电压（V）磷酸铁锂（Wh/kg）循环寿命成本优点缺点磷酸铁锂（LFP）3.2130-1502500-12000低高安全、长寿命低温性能较差、电压低镍钴锰酸锂（NCM）3.6-3.9150-220800-2000较高高能量密度、性能稳定价格高镍钴铝酸锂（NCA）3.6170-200500-1000较高高能量密度、低温性能好高温性能较差、安全性稍差钴酸锂（LCO）3.7-3.9140-160500-1000高充放电稳定、工艺简单价格高、循环寿命低锰酸锂（LMO）3.880-100500-1000低价格低、安全性好能量密度低图：磷酸铁锂电池技术特点最适合储能场景2022-8-234、其他储能相关业务4.1GW级大规模电力储能—抽水蓄能：最主要储能方式，十四五目标规模翻倍2022-8-23p抽水蓄能电站是为了解决电网高峰、低谷之间供需矛盾产生的，是间接储存电能的一种方式。它利用下半夜过剩的电力驱动水泵，将水从下水库抽到上水库储存，在白天和前半夜将水放出发电，并流入下水库。整个过程中部分能量会损耗，但仍然比增建煤电发电设备来满足高峰用电而在低谷时压荷、停机这种情况成本更低。p抽水蓄能电站还承担调频、调相和事故备用等动态功能。抽水蓄能电站既是电源点，又是电力用户，又是电网运营管理的重要工具。常规水电站最主要的功能是发电，即向电力系统提供电能，通常年利用小时达到3000-5000小时；抽水蓄能电站的年利用小时数一般在1200小时左右，抽水与发电的综合利用效率约75%。p抽水蓄能发展规划明确，增量显著。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中指出，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到62GW以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到120GW左右。资料来源：《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，东方证券研究所我国抽水蓄能装机规划抽水蓄能技术原理4.2GW级大规模电力储能—压缩空气：短期与抽蓄竞争尚处劣势2022-8-23p压缩空气储能技术，是一种利用压缩空气来储能的技术。目前，压缩空气储能技术，是继抽水蓄能之后，第二大被认为适合GW级大规模电力储能的技术。其工作原理是，在用电低谷时段，利用电能将空气压缩至高压并存于洞穴或压力容器中，使电能转化为空气的内能存储起来；在用电高峰时段，将高压空气从储气室释放，进入燃烧室燃烧利用燃料燃烧加热升温后，驱动涡轮机发电。p压缩空气储能与抽蓄具有一定的竞争性，但当前阶段仍难形成完全替代。当前压缩空气储能LCOE是抽蓄的近两倍，经济性较差；两者无论在技术性能、建设要求还是环境影响上都不具有明显的互补性或替代性，两者同样都对选址有严格要求，建设周期较长且均可能对生态环境造成潜在的负面影响；就技术性能而言，两者同样适合大功率、长时间尺度的容量型储能，而压缩空气储能当前额定功率还远逊于抽水蓄能。资料来源：压缩机网，东方证券研究所压缩空气储能技术原理依据报告2022-8-23p《储能市场加速开启，商业模式未来可期——储能行业专题报告1》，发布时间2021年8月25日p《新能源配储大势所趋，海外户储需求火爆——储能行业2022年中期策略》，发布时间2022年06月15日风险提示2022-8-23p政策风险。p产业链原材料价格大幅波动的风险。p假设条件变化影响测算结果。谢谢！2022-8-23特此声明：禁止任何公众媒体或者其他机构未经我司协议授权私自刊载或者转发我司的证券研究报告及其摘要、或我司证券分析师和相关工作人员的评论意见。提示我司证券研究业务客户请勿将我司证券研究报告及评论意见等证券研究服务内容转发给他人，提示我司证券研究业务客户慎重使用公众媒体刊载的证券研究报告。免责声明：本内容仅发送给东方证券研究所指定客户接收方。其内容可能包含某些依据法律规定具有专属性或需要保密的信息。任何未经东方证券股份有限公司书面同意或授权而对所载内容及其附件进行使用、披露、分发、复制或其他类似不当行为均被严格禁止，且东方证券股份有限公司有权就任何不当行为要求行为人赔偿全部损失。除非法律另有规定，任何情况下，对于行为人擅自使用该内容所包含的信息所引起的损失、损害等后果，东方证券股份有限公司概不承担任何责任。