电气设备新能源行业寻找中国特斯拉专题之一：储能开启下一个万亿大市场.docx

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1、投资摘要关键结论与投资建议在海外储能市场中，国内储能领先企业已出海航洋，尤以欧美兴旺国家为代表 海外储能市场在过去几年得到了蓬勃开展。国内储能市场初探，在他山之石指 引下，未来国内储能将何去何从？此篇报告主耍观点是勾画国内储能市场开展 蓝图，根据国内32个电力区电价族，以各电力度电本钱及IRR为锚，测算国 内未来在用户侧、发电侧的储能市场空间，并梳理储能相关产业链，给出相应 投资建议。我们认为：国内在第一阶段，到2025年我国大局部地区用户侧储能可实现平 价，储能市场空间可达6500亿。在存量市场渗透率为30%情况下，我国储能 装机规模可达435.1 GWh,市场规模达6526.5亿元。其中，

2、存量市场储能装机 394.6GWh,市场规模可达5919.0亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为15%, 在放电时长4h,年新增集中式光伏8.1GW,渗透率为30%,那么所需储能8.1GWh, 年新增市场规模达121.5亿元。在第二阶段，到2030年我国大局部地区光储结合可实现平价，储能市场空间可 达1.2万亿以上。在存量市场渗透率为60%情况下，我国储能装机规模可达 1186.8GWh,市场规模达12070.8亿元。其中,存量市场储能装机930.3GW, 市场规模可达9303.3亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为30%,放电时长 4h,年新增集中式光伏50GW,渗透率为60%,那么所需储能

3、36.0GWh,年新 增市场规模达360.0亿元。建议关注在光储结合、储能系统及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、 宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能。与市场预期不同之处我们认为，虽2019年国内储能产业链遇冷，但海外储能市场却出现几近翻倍增 长，究其原因主要系电力市场交易规那么及政策补贴两方面的异同所致。使得国 内储能市场有“天然的平价压力”，而随着国内电芯产能持续释放，储能系统集成 进一步优化，国内储能系统度电本钱及IRR测算都将迎来拐点。面对国内未来 十年万亿储能市场，我们梳理了储能相关产业链及投资逻辑，建议在光储行业 寻找中国的特斯拉，布局光储相关优势标的。建议关注在光储结合、

4、储能系统 及锂电池出货龙头。建议重点关注阳光电源、宁德时代、天奈科技、国轩高科、 亿纬锂能。股价变化的催化因素第一，光伏行业补贴及政策出现重大有利变化；第二，新能源锂电池下游产能量超预期；第三，储能行业集中度提升，产业链龙头效应加剧；核心假设或逻辑的主要风险第一，国内储能政策改善不及预期；第二，国内新能源汽车补贴超预期下调；第三，国家经济增速下滑带动下游用电行业不景气；图17 ：国内储能市场空间测算（亿，图片版）阶段太工支舄户餐偌做I集中式元it I存量市场年新增先仅父能素计增量市合计第一阶段：品份 凸15co之仪 浮迷涉谩率储和装机GWh21349.19147.7030%3341121530

5、.308.10.40.5021570.80吉场配模：化元3202.382215.49501.095918.96121.50607.506526.46占比49%K1%二M二阶段：依枪 格1000乙kWh高冽蚌他能装札:GWh517.64302.9460%10975930.3336.00256.501186.83吉均枇康:之元5176.403029.431097.499303.32360.002767.5012070.8243% r.m 123%1100%资料来源：国信证券经济研究所整理资料来源:国信证券经济研究所测算表2 :国内储能市场空间测算（亿，表格版）阶段大工业用户侧储能存量渗透工商业光储

6、集中式光储合计增量渗透新增光储合计储熊系统本钱：元/KWh1500第一阶段用渗透率：%30%户侧平价储能装机：GWh213.5147.7033.41394.68.10435.1市场规模：亿元3202.42215.5501.15919.0121.56526.5储能系统本钱：元/KWh1000第二阶段：光渗透率：%60%储平价储能装机：GWh517.6302.9109.8930.336.01186.8市场规模：亿元5176.43029.41097.59303.32360.012070.8发电侧：风、光+储能模式为新能源大未来分布式光储：拆解“特斯拉户用光伏”实例,看国内市场空间几何政策强制规定，美

7、国户用光伏市场驶入快车道。根据加州能源委员会公布的 2019建筑能效标准要求,从2020年1月1日开始,所有在加利福尼亚州新建的三层及三层以下的低层住宅（包括独栋）都将被要求强制安装住宅光伏 系统，并对装机规模也做出了规定：如果同时安装了储能系统，那么光伏装机规 模可在上述方程计算结果的基础上减少25%,且单户住宅的储能系统容量至少 为7.5 KWh,多户住宅的存储系统容量至少为住宅户数*7.5 KWho对于加州户用光伏需求的测算：未来10年，每年至少有750MW-1.25GW户用 装机规模。其中新增市场：2020年新政实施后，美国加州新增住宅将为户用光 伏市场带来300-500MW/年装机增

8、量。2018年美国居民用户平均用电量 10972KWh,加州光照资源充分，光伏有效年利用小时数1800-2200%那么100% 光伏发电对应户均装机量约5-6KWo表2 :新增住宅带来的美国户用光伏的测算（MW ）资料来源:EIA、国信证券经济研究所整理三层以下新建住宅数量 （户）500005500060000650007000075000800002.5125137.5150162.5175187.52003.5175192.5210227.5245262.5280每户装机规模4.5225247.5270292.5315337.5360(KW)5.5275302.5330357.538541

9、2.54406.5325357.5390422.5455487.55207.5375412.5450487.5525562.5600加州户用光伏存量市场中：每年有450-720MW规模。根据19952018年加州 独栋住宅建筑许可发放数量估算加州目前独栋住宅数量约180万套。假设在2030 年，这些存量独栋能有合计80%装户用光伏，5-8KW 每户算，每年有450- 720MW的户用光伏规模。图18 :美国加州住宅光伏新增装机规模预测（MW ）存量住宅装机新增住宅装机资料来源：EIA、国信证券经济研究所整理美国政策及经济性助力下，户用光储系统得到快速开展。以特斯拉为例，2018 年，特斯拉安装

10、了 1GWh的储能系统，2019年目标是将装机容量翻倍到2GWh 以上。特斯拉的Powerwall（针对住宅用户）基于NMC锂电池产品。针对居民用 户的储能系统，与屋顶光伏系统同时应用。它可以存储光伏电站在白天发的电 量，并在夜间释放使用。据特斯拉表示，Powerwall的单位装机容量为13.5KWh； 其峰值功率/持续功率分别为7KW/5KW,而电力转换效率达90%,且保证使用 生命周期为10年。资料来源：特斯拉官网、国信证券经济研究所整理资料来源：特斯拉官网、国信证券经济研究所整理资料来源：太平洋汽车网、国信证券经济研究所整理在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉光储方案已经

11、初具经 济性。截至2020年2月，加利福尼亚州的太阳能电池板平均本钱为3.06美元 /Wo考虑到太阳能电池板系统的大小为3-10KW,加利福尼亚州的光伏系统平 均安装本钱在6.41 -21.36万元之间，光伏系统平均价格为10.68万元。扣除26% 的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳能激励措施后，系统本钱降 至万元，假设光伏系统工作寿命为25年，年有效利用小时为1900h, 实际用电量为有效发电量的75%,考虑未来运维费用和发电量时间价值，光伏 屋顶全生命周期内的度电本钱为1.07元/KWh。根据特斯拉提供的4种不同规模的屋顶光储系统，分别为小型（光伏装机 3.8KW）、中型（光

12、伏装机7.6KW）、大型（光伏装机11.4KW）和超大型（光伏 装机15.2KW）,同时匹配1、2、3和4套储能系统，光储系统价格在15.27 42.77万元之间，扣除26%的联邦投资税收抵免（ITC）以及其他州和地方太阳 能激励措施后，系统本钱降至万元。由于配置储能系统，有理由假 设实际用电量为有效发电量的100%,其他条件与加州户用光伏相同，测算出小 型、中型、大型和超大型的特斯拉屋顶光储系统全生命周期内的度电本钱分别 为 1.52、1.20、11.1 和 1.07 元/KWh,储能溢价分别为 0.45、0.13、0.04 和 0 元/KWh。说明含有储能系统的大型特斯拉屋顶光伏，可以与当

13、前普通户用光伏 在LCOE相竞争。表3：特斯拉屋顶光储产品参数小型中型大型超大型屋顶面积平方英尺1000-20002000-30003000-40004000+光伏装机规模KW3.87.611.415.2特斯拉屋顶/组件价格美元11273205463031939093储能系统数量套1234储能系统价格美元7600141002060027100储能安装及其他优惠美元3000-75-3062-4916需支付金额美元21873345714785761277ITC美元-6536-10371-14357-18383系统总价美元15337242003350042894发电小时数小时190019001900

14、1900年发电量KWh7220144402166028880加州平均居民电价美元/KWh0.18840.18840.18840.1884年节约电费美元1360.252720.54080.745440.99系统寿命年25252525资料来源:特斯拉官网、国信证券经济研究所整理如测算得，在不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”的情况下，特斯拉11.4KW 光储系统度电本钱仅为1.11人民币/KWh，较单纯户用光伏系统的度电本钱仅相差3.6%，户用光储结合系统方案经济性在美国已得到显现。表4 :不同机组类型参数比照（币种：人民币）资料来源:特斯拉官网、加州光伏网、国信证券经济研究所预测系统尺寸系统本钱（

15、原始本钱）系统本钱（在ITC之后）单瓦本钱LCOE:元/KWh特斯拉方案溢价：%（不考 虑屋顶价值，仅考虑光储）加州光伏系统3千瓦6.414.7415.811.0681454千瓦8.546.3215.811.0682245千瓦10.687.9015.811.0681766瓦12.829.4815.811.0681457千瓦14.9511.0615.811.0681908千瓦17.0912.6415.811.0681659千瓦19.2214.2315.811.06819710千瓦21.3615.8115.811.068176特斯拉光储系统3.8千瓦5.3010.7128.171.5231.56%

16、7.6千瓦9.8416.8922.231.2013.25%11.4千瓦14.3823.3820.511.116.00%15.2千瓦42.7729.9419.701.072.11%特斯拉2019年储能装机容量到达1.65GWh。前三季度分别为229MWh、 415MWh. 477MWh,全年装机1.65GWh,同比增长接近60%,超过2017、 2018年装机总量之和。2019年全球电化学储能新增装机为15.9GWh,意味着 特斯拉占据全球储能的市场份额到达10.4%。同比增速-600%600 -特斯拉储能系统装机500 -400 -300 -200 -100 -16Q3 16Q4 17Q1 1

17、7Q2 17Q3 17Q4 18Q1 18Q2 18Q3 18Q4 19Q1 19Q2 19Q3 19Q4图21 :特斯拉储能系统装机量（MWh ）及同比增速-500%-400%-300%-200%-100%-100%-0%资料来源：公司公告，国信证券经济研究所整理我国国家层面政策为储能开展提供方向。2017年五部委联合发布关于促进储 能技术与产业开展的指导意见，明确了十三五和十四五时期储能开展“两步走” 的战略。2019年针对该指导意见，进一步提出了细化的2019-2020行动计划， 从而进一步推进“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡的目标，同时为“十四五”期间实现储能由商业化初

18、期向规模化开展转变的目标奠定基础。局部省市开始出台用户侧补贴政策和新能源发电侧技术要求。目前针对储能出 台补贴政策的有合肥和苏州。2018年合肥政策针对符合政策的光伏储能系统， 按储能实际充电量给予1元/KWh的补贴。2019年苏州针对工业园区的储能项 目，按放电量补贴3年，补贴标准0.3元/KWh。2019年6月新疆针对光伏储 能试点工程，储能系统原那么上按照不低于光伏电站装机容量的15%、且储能时 长不低于2小时来配置，总装机规模不超过350MW。表5:国内储能支持政策时间主体政策内容及对储能产业的影响2011年3月2017年3月十一届全国人 大四次会议 国家能源局国家“十二五” 规划纲要

19、 关于促进储能技 术与产业开展的 指导意见（征求意 见稿）2018年9月17日2019年3月24日合肥市人民政 府苏州工业园区 管委会关于进一步促 进光伏产业持续 健康开展的意见苏州工业园区 绿色开展专项引 导资金管理方法2019年5月24日2019年6月25日国家发改委、国 家能源局国家发改委、科 技部、工信部和 国家能源局2019年6月28日新疆自治区发 改委、国家能源 局新疆监管输配电定价成 本监审方法贯彻落实v关 于促进储能技术 与产业开展的指 导意见2019- 2020年行动计 划关于开展发电 侧光伏储能联合 运行工程试点的首次提到“6者能”，要求在“十二五”期间指导新能源、智能电网

20、、储能行业的开展建设以及规划新能源重 点建设工程，对推动储能行业的快速开展有积极意义。未来1。年内分两个阶段推进相关工作,第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡；第二阶段 实现商业化初期向规模化开展转变。“十三五”期间，建成批不同技术类型、不同应用场景的试点示 范项口；探索一批可推广的商业模式。储能产业开展进入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键 作用初步显现。“十四五”期间，储能工程广泛应用，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新 增长点。储能产业规模化开展，储能在推动能源变革和能源互联网开展中的作用全面展现。支持光伏储能系统应用。政策发布后建成运行的光伏储能系统，工程中组件、储能

21、电池、逆变器采用工 信部相关行业规范条件公告企业产品或合肥市推荐应用光伏产品导向目录推荐产品的，自工程投运 次月起对储能系统按实际充电量给予投资人1元/千瓦时补贴，同一工程年度最高补贴100万元。明确 对园区节能改造、循环经济和能源互联网工程及其它支撑园区绿色开展的重点工程给与资金补 贴。其中，针对在园区备案实施、且已并网投运的分布式燃机工程、储能工程，自工程投运后按发电 量（放电量）补贴3年,每千瓦时补贴业主单位0.3元。园区希望通过补贴政策，鼓励支持建设一批 用户侧储能工程，在不增加公共资源消耗的前提下满足企业的用能需求，同时可以利用储能削峰填谷， 提升现有电网资源利用效率，实现多方共赢。

22、抽水蓄熊电站 、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用，将不得计入输配电定价本钱。此外， 对于租赁期满后，用户无偿移交给电网企业的电储能资产，这局部折旧费也不被计入输配电定价本钱。 这说明如果在短期内没有其它盈利模式出现，未来几年电网侧储能的开展会受影响。行动计划是指导意见的落实文件，一共包括六项工作，分别是：加强先进储能技术研发和智能制造升 级、完善落实促进储能技术与产业开展的政策、推进抽水蓄能开展、推进储能工程示范和应用、推进 新能源汽车动力电池储能化应用、加快推进储能标准化。行动计划的印发，为“后指导意见”时期如何 推动储能产业的开展明确了具体的任务和分工，从而进一步推进“十三五”期

23、间实现储能由研发示范向 商业化初期过渡的目标，同时为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化开展转变的目标奠定基 础。试点工程全部布局在南疆四地州，储能系统原那么上按照不低于光伏电站装机容量的15%、且储能时长 不低于2小时来配置，总装机规模不超过350MW。试点工程需在2019年10月31 口前建成，所有 光伏电站将从2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年。通知（资料来源:国信证券经济研究所整理基于我国提供储能补贴的省市较少，我们通过搭建“光储发电+网电套利”模型， 进行工商业光储工程经济性测算。工商业配置光伏+储能替代局部网电，满足自 身用电需求，综合考虑峰谷电价差与时段划

24、分复杂度，以江苏省为例进行建模， 各电价时段和电流流向如表所示。通过计算配置光储系统前后支付电费差额， 作为光储系统运营效益,对未来工商业光储系统经济性进行测算,基本假设如 下：1、江苏省年利用小时数为1063h,配置150KW光伏系统，预计平均每天可以 发500-600度电，单位本钱为4000元/KW；蓄电池采用磷酸铁锂电池， 总容量600KWh,单位本钱为1500元/KWh。2、放电深度95%,容量衰减20%,循环寿命5000次，日运行2次，运行时 间为8年，残值按照光伏系统剩余价值计算。3、折现率7.5%,贷款利率6%,自有资金比例为0.3。表6：江苏省工商业用电情况时段时间段电价用电时

25、长 （h）用电量 （度）原电流流向光伏电流流向光伏+储能电流流向峰时段8:00-12:001.064.00800.00电网一负载光伏+电网一 负载光伏+储能一负载电网T负载光伏+电网-负载光伏+电网-负载+储能平时段12:00-17:000.643.00600.00资料来源:能源局、国信证券经济研究所整理峰时段17:00-21:001.064.00350.00电网一负载电网一 负载储能一负载平时段21:0024:000.641.0050.00电网一负载电网一负载储能一负载谷时段0:00-8:000.29电网储能充电表7 ：江苏省光储系统经济性测算运行年数12345678资料来源:国信证券经济研

26、究所测算原用电费（峰时段8:0012:00）-848.64-848.64-848.64-848.64-848.64-848.64-848.64-848.64电情电费（平时段12:00-17:00-381.90-381.90-381.90-381.90-381.90-381.90-381.90-381.90/兄电费（峰时段17:00-21:00-371.28-371.28-371.28-371.28-371.28-371.28-371.28-371.28电费（平时段21肘024:00-31.83-31.83-31.83-31.83-31.83-31.83-31.83-31.83日电费合计：元-1

27、633.65-1633.65-1633.65-1633.65-1633.65-1633.65-1633.65-1633.65年运行天数（天）300.00300.00300.00300.00300.00300.00300.00300.00工厂年电费支出合计：万元-49.01-49.01-49.01-49.01-49.01-49.01-49.01-49.01光伏光伏+储能初始投资：万元-45.00+储运维人工等：万元-0.80-0.80-0.80-0.80-0.80-0.80-0.80H匕资金本钱：万元-16.91-16.91-16.91-16.91-16.91-16.91-16.91工程现金流出

28、：万元-150.00-0.80-0.80-0.80-0.80-0.80-0.80-0.80现金流出：万元-45.00-17.71-17.71-17.71-17.71-17.71-17.71-17.71光伏年发电量：万KWh17.8217.7317.6417.5517.4617.3717.28储能年放电量：万KWh32.4931.7130.9330.1529.3728.5927.81节省电费（峰时段8:00-12:00）848.64848.64848.64848.64848.64848.64848.64支付电费（平时段12:0017:00-531.16-530.72-532.20-533.67-

29、535.15-536.62-538.09节省电费（峰时段17:00-21:00371.28371.28371.28371.28371.28371.28371.28节省电费（平时段21:0024:0031.8331.8331.8331.8331.8331.8331.83谷时段支付电费-177.95-173.68-169.41-165.14-160.87-156.60-152.33日电费合计：元-709.11-704.41-701.61-698.81-696.02-693.22-690.42工厂年电费支出合计：万元-94.01-21.27-21.13-21.05-20.96-20.88-20.80

30、-20.71投资工程全年收益万元/年-150.0027.7427.8827.9628.0428.1328.2128.30收益工程累计收益：万元-150.00-122.26-94.39-66.43-38.38-10.2517.9646.26工程irr9.92%全年收益：万元/年-45.0010.8310.9711.0511.1411.2211.3011.39累计收益：万元-45.00-34.17-23.20-12.15-1.0210.2021.5132.90自有资金irr18.17%测算结论：在上述假设条件下,工苏省工商业用户应用光储系统可实现经济性， 生命周期内工程内含报酬率9.92%，自有资

31、金内含报酬率为18.17%，投资回 收期为6年。进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，第一阶段：当用户侧 光伏本钱在4000元/KW,储能系统本钱为1500元/KWh时，北京、浙江、江 苏和广东（局部地区）内的工商业用户配置储能系统可到达8%收益率，假设市 场渗透率为30%,储能装机规模为140.70GW,市场规模合计为2215.49亿元。图22 :局部省市当前储能irr ( % )和峰谷价差谷平价差均值20%20%当前储能行8% 10%15%10%5%0%添，裕峪-5%轮 容，琮资料来源：国信证券经济研究所整理进一步测算可得：第二阶段，当光伏本钱降至3000元/KWh，储能系统本

32、钱降 至1000元/KWh时，除青海、云南和宁夏外样本地区储能系统均可实现8%内 含报酬率。在市场渗透率为60%的条件下，储能装机规模为302.94GW，市场 规模合计为3029.43亿元。图23 :光伏系统本钱3000元/KWh时，irr=8%时，各地区储能系统本钱 iiT=8%时系统本钱 iiT=8%时系统本钱资料来源：国信证券经济研究所整理表13 :分布式工商业光储系统市场规模预测资料来源:国信证券经济研究所整理第一阶段第二阶段光伏系统本钱：元/KW40003000储能系统本钱：元/KWh15001000装机容量：GWh140.70302.94渗透率30%60%市场规模：亿元2215.4

33、93029.43集中式光储：光伏平价大时代的必经之路西北地区弃风弃光率仍高于全国平均水平，储能有望加速渗透。风能和太阳能 等新能源发电具具有不规律变化的特点，为维持电力供需平衡和电网的稳定性 需限制局部新能源的出力。据国家能源局统计，近年来全国弃风弃光率呈下降 趋势,2019年1-9月，全国弃风率4.2%,同比下降3.5个百分点;弃光率1.9%, 同比下降1个百分点。2019年上半年，弃风仍较为严重的地区是新疆、甘肃和 内蒙古，弃风率分别为17.0%、10.1%和8.2%；弃光主要集中在西藏、新疆、 甘肃和青海，弃光率分别为25.7%、10.6%、6.9%和6.3%。随着可再生能源占比的增加，

34、其波动性与地理位置上的限制凸显，减少弃风弃 电最直接的方式是配置相应的储能系统，根据电网调度要求和实际发电负荷合 理实时改变运行模式，将可再生能源发电从非高峰时段转向高峰时段，调配电 能供应与需求之间的平衡。例如CAISO“鸭曲线”，将多余电能存储于电池储能 系统中按需放此减少发电损失，起到削峰填谷的作用。图24 :国内弃风弃电率逐年降低图25 ： 2019年上半年五省弃光率和弃风率仍偏高传统平滑新能源不稳定性的方案中，新能源机组分摊费用远高于补偿费用。从 能源类型的角度来看，参与辅助服务的能源类型主要包括火电、水电、风电、光 伏、核电，其中火电机组补偿费用最高为62.65亿元，但同时分摊费用

35、也最高。 我们构造分摊费用/补偿费用指标来进行比照，风电分摊费用/补偿费用值高达 34.26,核电和光伏发电也远高于传统火电。即新能源场站通过配置相应的储能 系统，可满足自身辅助服务需求，有效降低分摊费用。传统平滑新能源不稳定性的方案中，新能源机组分摊费用远高于补偿费用。从 能源类型的角度来看，参与辅助服务的能源类型主要包括火电、水电、风电、光 伏、核电，其中火电机组补偿费用最高为62.65亿元，但同时分摊费用也最高。 我们构造分摊费用/补偿费用指标来进行比照，风电分摊费用/补偿费用值高达 34.26,核电和光伏发电也远高于传统火电。即新能源场站通过配置相应的储能 系统，可满足自身辅助服务需求

36、，有效降低分摊费用。图26 :各类型机组电力辅助服务补偿分摊费用（亿元）火电 62.65风电 6.72核电 9.6水电9.28光伏12.25其他| 0.48补偿分摊图27 ：华北地区提供补偿费用比例资料来源：能源局、国信证券经济研究所整理资料来源：能源局、国信证券经济研究所整理储能假设替代传统备用，将有效提高容量价值。国内新能源（风电、光伏发电）通过保存有功备用或者配置储能设备，并利用相应的有功控制系统实现一次调 频功能。光伏电站假设要参与低频响应,在不考虑限电情况下需预留10%的容量， 按每天备用8h计算，那么100MW光伏电站每天少发8万KWh,每年少发电 2800万KWh。通过配置储能设

37、备替代备用容量也可提高系统容量价值。资料来源：CESA、国信证券经济研究所整理1 Add Co*TvwUMial u Ac New 0 4 ICXt2 Md ifMfgy Stwot Nasu 心3 Rmnv Sm刖!6 Qpeor Un Bach io 0.1 LOU29 ：容量价值储能替代传统备用能源容量 050.4C(Mwefi9innl Reiources0.3020.1 0资料来源：IEA2019年、国信证券经济研究所整理目前国内已经有大量风、光储电站示范工程投入使用。我国首个风光储输示范 工程位于河北省张家口市北部，于2011年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、 钛酸锂、阀控铅酸等

38、多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，有 效解决了新能源的消纳问题。近年来，青海共和光伏发电储能工程、鲁能集团 海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能工程投入使用。表8:国内局部光储示范工程资料来源:北极星储能网、国信证券经济研究所预测工程名称装机容量储能系统功率/容量技术类型辽宁卧牛石风电场储能示范电站风电49.5MW5MW/10MWh全帆液流电池甘肃酒泉“电网友好型新能源发电”示范工程风电48MW1MW/1MWh磷酸铁锂青海格尔木时代新能源光储电站光伏50MW15MW/18MWh磷酸铁锂吉林风蓄储能示范工程200MW1MW/0.5MWh锂电池张家口风光储示范工程风电

39、500MW、光伏100MW70MW多技术路线二连浩特可再生能源微电网示范工程风电1820MW、光伏565MW、光热150MW160MW多技术青海共和光伏发电储能工程光伏20MW16MW/64MWh磷酸铁锂、三元、液流鲁能集团海西多能互补集成优化示范工程光伏200MW、风电400MW、光热50MW50MW/100MWh磷酸铁锂上海并网微电网2MW光伏+50KW风电1000KW/3MWh锂电池国网节能公司新疆光伏储能工程光伏60MW10MW/20MWh磷酸铁锂新华圣树光伏储能联合运营试点工程光伏180MW40MW/80MWh磷酸铁锂我们针对国内集中式光伏+储能系统进行经济性测算，基本假设如下：1、

40、投资主体为三类资源区光伏新能源场站，应用场景包括削峰填谷和替代一 次调频备用余量；2、根据不同地区利用小时数和限电比例不同，100MW光伏容量分别配置43、 30和19MWh储能系统用于削峰填谷，同时配置9MWh储能系统用于替代 一次调频备用余量。储能系统单位本钱为1500元/KWh,电芯选用磷酸铁 锂，放电深度95%,容量衰减20%,循环寿命5000次，日循环1次，运 行时间为15年；3、贷款利率6%,自有资金比例为0.3,所得税率为25%,折现率7.5%。集中式光储结合经济性测算：当仅用于削峰填谷时，三类资源区的储能系统装机量分别为43.30和19MWh, 上网电价分别为0.4/0.45和

41、0.55元，度电本钱均为0.63元/KWh,但均未达预 期收益。当要求的irr=8%时，三类资源区储能系统本钱需分别降至851、957和 1170 元/KWh。表9 :不同资源区100MW光伏+储能系统经济性测算结果（仅用于削峰填谷）资源区类资源区，类资源区山类资源区装机容量（MWh）433019上网电价（元/KWh）0.40.450.55度电本钱（元/KWh）0.630.630.63工程回收期-12irr-3.28%lm=8%对应储能系统本钱8519571170（元/KWh）lm=10%对应储能系统本钱7728691062（元/KWh）资料来源:国信证券经济研究所测算当用于削峰填谷和替代有功

42、备用时，二类资源区的储能系统装机量分别为51、 38和27MWh,其他条件相同。可以发现三类资源区储能工程的投资回收期分 别为9、8和6年，H类资源区和HI类资源区工程内含报酬率均到达8%, m类 资源区工程内含报酬率为11.9%o表10 :不同资源区100MW光伏+储能系统经济学测算结果（用于削峰填谷和替代备用）资源区类资源区”类资源区川类资源区装机容量（MWh）513827上网电价（元/KWh）0.40.450.55度电本钱（元/KWh）0.630.630.63工程回收期986irr7.38%8.87%11.90%回收期754irr11.01%16.00%25.37%资料来源:国信证券经济

43、研究所测算第一阶段：当储能系统本钱为1500元/KWh时，在市场渗透率为30%的条件 下，现有光伏存量市场储能装机规模为33.41GW,市场规模合计为501.09亿 元。假设储能本钱降至1500元/KWh之前，光伏市场年新增量为45GW,在相 同渗透率条件下，年新增储能装机8.10GWh,年新增市场规模为121.50亿元。第二阶段：当系统本钱降至1000元/KWh时、在市场渗透率为60%的条件下， 储能装机规模为109.75GW,市场规模合计为1097.49亿元。假设储能本钱降 至1000元/KWh之前，光伏市场年新增量为50GW,在相同渗透率条件下，年 新增储能装机36.00GWh,年新增市场规模为360.00亿元