电气设备与新能源行业储能深度报告：风光普及必由之路爆发将至群雄逐鹿-20210512-方正证券-162正式版.doc

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1、证券研究报告电气设备与新能源行业/行业深度报告2021年5月12日储能深度报告：风光普及必由之路，爆发将至群雄逐鹿分析师：申建国登记编号：S1220517110007联系人：周敦伟登记编号：S1220120110035投资建议风光储结合是未来能源发展的方向，多重驱动力推动储能快速发展发展储能的核心驱动力：1）发电侧方面，储能可用于解决因风光发电的间歇性和波动性导致的电网不稳定以及弃风弃电问题；2）电网侧方面，储能系统可提供辅助服务，维持电网稳定运转；3）用户侧方面，储能系统主要用于削峰平谷，节省电费；备用电源，防止断电影响设备运转；离网电源等；4）储能梯次利用是退役动力电池的最优处理模式，储能

2、系统可覆盖的动力电池梯次利用范围广。储能发展短期看政策，国内依赖政策、海外部分地区已启动。长期看成本：储能系统成本下降是关键1）短期看：发电侧，国内十余省份陆续出台“强配”政策；电网侧，国内逐渐完成辅助服务相关补偿机制建设；用户侧，主要关注工商业场景，国内家储暂时无性价比；海外部分地区电价高+电网不稳定，家储首先放量。2）长期看：电池占储能系统成本过半，降本要靠电池成本下降、循环寿命提升等途径，我们预计2025年，储能系统成本将下降到0.84元/Wh，届时全球储能装机量将大幅提升。储能市场空间测算1）发电侧方面，预计到 2025年全球集中式光伏和风电新增装机为248.1GW，我们假设2025年

3、光伏50%、风电60%的新增装机会配置储能系统，功率配比30%，备电时长3小时，则2025年全球发电侧储能需求为123.2GWh；2）电网侧方面，选取调峰辅助服务预测电网侧储能市场空间，假设调峰补偿费用0.55元/KWh，储能系统每日充放两次，时长2小时，到25年，辅助服务需求每年增长10%，则2025年国内电网侧储能需求为4.8GWh；3）用户侧方面，我们测算全国主要省份峰谷功率差之和为 255.6GW，假设储能覆盖其中30%，备电时长3小时，对应115GWh累计需求量，若在5年内达到该装机量，2025年达到35GWh；2025年国内基站储能需求为8.6GWh；2025年海外家储需求为33.

4、5GWh；2025年全球用户侧需合计求77.1GWh。总体来看，2025年全球储能空间205.1GWh+2投资建议储能复盘：碳中和背景下，储能是实现能源转型的必由之路1）能源转型背景下风光发电量提升，由此带来的消纳问题使储能受到重视，各国积极推动政策支持储能发展，储能由实验、示范项目性质到如今已开始商业化发展；2）当前储能新增规模中电化学储能占比高，以锂离子电池为主流技术；3）2019年我国电化学储能新增投运规模已居世界首位；4）碳中和背景下储能政策支持力度大，叠加系统成本下降导致经济性显现，储能预期确定性增长。储能产业链梳理电池环节：行业集中度逐渐提升，未来向高安全、长寿命、低成本发展，磷酸

5、铁锂将是主流路径，预计由动力电池龙头厂商领跑PCS环节：关注三大核心竞争力（迭代降本能力、品牌力&可融资性、渠道能力），判断未来竞争格局与光伏逆变器趋同BMS环节：当前技术成熟度较低、缺乏行业标准、竞争格局分散；未来储能电池BMS大概率延续动力电池BMS市场格局EMS环节：需与电网进行交互，现有EMS公司主要是国网系，未来EMS核心竞争力看软件开发能力和能量优化策略设计能力系统集成环节：国内系统集成商玩家众多，兼具集成能力、运维服务、当地渠道和品牌力的公司会胜出系统经济性拐点将至，各厂商争渡储能浪潮储能市场将极大提升电池需求，关注低成本电池提供商【宁德时代】、【比亚迪】、【亿纬锂能】、【德方纳

6、米】、【派能科技】等；逆变器厂商擅长电流变换管理，已具备海外品牌、渠道，关注【阳光电源】、【固德威】、【锦浪科技】等；海外储能已具经济性，先发龙头优势明显，关注【特斯拉】、 【LG Chem】、 【SDI】、 【松下】等。风险提示：行业竞争加剧；技术进步不及预期；政策推进不及预期3储能行业拐点将至，能源转型必由之路技术探索政策驱动政策驱动+成本导向资料来源：CNESA，方正证券研究所4目录p 一. 储能：吹响能源革命号角-p61.1 储能按原理可分为物理储能、电化学储能等，物理储能是当前主要储能方式-p71.2 锂离子电池是各类新储能技术中商业化进程最快的技术之一 -p15p 二.多重驱动力促

7、使储能快速发展-p162.1 发电侧：风光发电占比的持续提升依赖储能支持-p192.2电网侧：储能参与调峰调频-p212.3用户侧：削峰填谷，防止断电损失-p282.4 梯次利用是退役动力电池的最优处理模-p37 2.5 储能发展短期看政策-p43长期看系统成本下降-p50p 三.电化学储能市场空间测算-p52 3.1 市场空间测算：全球发电侧-p533.2 市场空间测算：国内电网侧辅助服务市场-p543.3市场空间测算：国内用户侧 -p553.4市场空间测算汇总 -p59p 四.储能复盘：走向碳中和的“必由之路”-p604.1 储能复盘：化石燃料为主的能源结构带来全球性问题，能源结构必须调整

8、-p614.2 国内储能复盘：09年储能技术开始产业化探索-p704.3 碳中和 : 能源转型是碳中和关键一环，储能是必由之路-p77五.储能产业链梳理-p81 5.1储能电池环节-p84 5.2 PCS环节-p103 5.3 BMS环节-P1225.4 EMS环节-P1315.5系统集成环节-P138目录储能：吹响能源革命号角多重驱动力促使储能快速发展电化学储能市场空间测算储能复盘：走向碳中和的“必由之路”储能产业链梳理储能物理储能、电化学储能、电磁储能等物理储能抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、储氢等电化学储能锂离子电池为主，用于发电侧、电网侧、用户侧各类储能方式层出不穷61.1 储能按原理可

9、分为物理储能、电化学储能等，物理储能是当前主要储能方式储能指通过一定方式将能量转换成较稳定的存在形态后进行储存，并按需释放。按照储能作用时间的长短，可以将储能系统分为数时级以上、分钟至小时级、秒级等。按照储能的原理，可以分为物理储能、电化学储能、电磁储能等。物理储能包括抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、储氢等，主要应用于数时级以上的工作场景。电化学储能包括钠硫电池、液流电池、锂离子电池等，主要应用于分钟至小时级的工作场景。电磁储能包括超级电容储能、超导储能等，主要应用于秒级的工作场景。截至2020年Q3，全球储能中抽水蓄能占比91.9%，电化学储能占比5.9%，其他的是飞轮储能、压缩空气储能等。图

10、表：各种储能类型介绍额定功率下应用场景运行特点对储能的技术要求主要储能类型放电时间大规模（100MW/100MWh以上）抽水蓄能数时级以上电网削峰填谷、大规模能量吞吐深充深放（循环寿命5000次以上）压缩空气负荷调节资源和环境友好熔融盐成本低储氢平滑可再生能源发电、充放电转换频繁、一定的规模高循环寿命分钟至小时级跟踪计划出力、二次调频、秒级响应速度、电化学储能便于集成的设备形态提高输配电设施利用率、削峰填谷可观的能量辅助一次调频、动作周期随机高功率高相应速度飞轮储能秒级提供系统阻尼、毫秒级响应速度高存储/高循环寿命超级电容储能电能质量大功率充放电高功率密度及紧凑型的设备形态资料来源：中国电力科

11、学院，方正证券研究所图表：2020Q3全球储能结构 抽水蓄能 压缩空气储能 飞轮储能 电化学储能 熔融盐储热资料来源：CNESA，方正证券研究所71.1.1 物理储能一般承载大规模能量吞吐，发展方向在压缩空气储能目前物理储能的技术包括压缩空气储能技术、抽水蓄能等，其主要优点在于规模大、使用寿命长、维护费用低等，缺点是工程建设成本高、转换效率较低、需依赖特定地理条件。从建设成本上看，压缩空气储能在3500-4000元/kW左右，抽水蓄能在4500-7200元/kW左右。压缩空气储能技术正在快速发展，主要有两种发展方向，一是液态压缩空气储能；二是超临界压缩空气储能。其主要原理为利用可再生能源电能或

12、电网夜间低谷电驱动压缩机压缩环境空气以储存能量，其中超临界压缩空气具有很高的能量密度，约为常规压缩空气储能系统能量密度的18倍，大幅减小了系统储罐体积，摆脱了对地理条件的限制。图表：小时级以上储能介绍储能种类工作原理技术经济指标优点缺点主要单位利上下水库的落差，势能规模：数百兆瓦技术成熟地理资源条件转换效率：75%80%抽水蓄能规模大有要求世界内普遍应用和电能相互转换。寿命：约80年运行维护费用低建设周期长成本：4500-7200元/kW规模：数百兆瓦技术成熟空气的内能和电能相互转转换效率：50%70%效率低德国Huntorf电站压缩空气储能技术规模大换。寿命：40年系统复杂美国Mcintos

13、h电站运行维护费用低成本：3500-4000元/kW资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所81.1.1 抽水蓄能是当前主要储能方式，但新增装机已停滞抽水蓄能是当前应用最为广泛的储能电站，通过夜间过剩的电力驱动水泵将水位抬高，第二天白天电力需求大于电力供给时将水放出发电以实现调峰目的，另外，抽水蓄能电站还担负调频、调相和事故备用等动态功能。蓄水电站的建设受制于地理环境，且由于抽水蓄能效率较低，在其他储能技术逐渐成熟的情况下，其新增装机增速逐年放缓。2019年由于部分抽水蓄能退役停机而新增项目较少，新增净装机为-0.6GW，首次出现负增长。图表：抽水蓄能原理图资料来源：全球新能源网，方正证券研究

14、所2520151050-5图表：2016年-2020年Q3全球蓄水储能装机规模 全球抽水蓄能新增装机规模（GW）新增装机yoy20162017201820192020Q1资料来源：CNESA，方正证券研究所900%700%500%300%100%-100%-300%91.1.1 飞轮储能商业化应用步伐领先，主要由海外公司研发秒级储能主要形式包括超级电容储能和飞轮储能，应用场景以辅助一次调频、提高电能质量为主。飞轮储能系统具有效率高、容量大、响应快和对环境友好等优点。飞轮储能是用物理的方法储能的技术，原理是利用高速旋转的飞轮所拥有的惯性来储存能量。飞轮储能系统包括三个核心部分：飞轮、电动机-发电

15、机和电力电子变换装置。其中，飞轮是整个产品的核心部件，直接决定着储存能量的多少，电力电子变换装置决定了输入输出能量的大小。飞轮储能商业化应用步伐较超级电容领先，主要研发机构是美国Active Power和Beacon公司，飞轮储能主要围绕二次调频等场景开展应用。图表：超级电容储能与飞轮储能储能种类工作原理优点缺点主要研究单位通过电动/发电互逆式双美国Active Power、Beacon等公响应速度快司；向电机，电能与高速运转能量密度低飞轮储能功率密度高我国已经在300MW飞轮储能脉飞轮的机械能之间的相互自放电率较高长寿命等冲发电机技术实现突破，转换与存储。600MW样机正在研制中。由正负两电

16、极、电解质溶液、分离器和集流器组成，超级电容器其中浸在电解液中的分离电容量大、工能量密度低美国USMSC计划、日本New器使阴阳电极保持分离，作温度范围宽、存在安全问题Sunshine计划和欧洲的PNGU计基于电极、电解液界面充充放电寿命长划均将超级电容器列入开发内容。放电进行储能等资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所图表：飞轮储能系统架构资料来源：CBEA，方正证券研究所101.1.2 电化学储能技术路径多样，钠硫电池和液流电池仍受制于成本和安全由于价格便宜，铅碳电池成为过去主流技术，广泛应用于后备电源，但由于循环寿命短、能量密度低、造成污染等问题，目前使用逐渐减少。钠硫电池最大优点在于

17、资源禀赋较高，其原材料钠、硫比较容易获得，缺点是生产成本高，约为2000元/kWh，且存在安全隐患。液流电池由于电解液的原材料多样，有许多发展路径，目前全钒液流较为成熟，美国的Primus和ESS公司在锌溴液流上有所突破，已取得金融机构和政府部门资金支持。图表：电化学储能介绍（除锂离子电池）储能种类工作原理技术经济指标优点缺点主要研究单位在高温环境（300350），液态金属钠循环寿命：4500次为负极，单质硫为正极，充电时金属钠发生能量效率：85%能量密度较大；成本高；国际：日本NGK公司等钠硫电池氧化反应，钠离子通过陶瓷管扩散进入正极，能量密度：150-240kWh/m3，150-存在安全隐

18、原材料钠、硫易得；国内：中科院上海硅酸盐研究所与单质硫结合生成钠硫化物，以此将电能转230W/kg患化为化学能。系统价格：2000元/kWh液流电池的活性物质以液态形式。循环寿命1万次效率低能量效率70%电池寿命长能量密度国际：日本住友电工等。根据电解液又分为：全钒液流、多硫化钠液液流电池运行环境温度15-40功率和容量独立设计运行温度窗国内：北京普能世纪科技、大连融流、锌溴液流、铁铬液流等体系。能量密度15-25Whn安全性好口窄科和武汉南瑞等目前，全钒液流发展相对成熟。系统价格：2000元/kWh可靠性低铅碳电池是将非对称超级电容器与铅酸电池循环寿命：1200-1500次循环寿命仍日本古河

19、公司采用内并联方式两者合一的混合物，作为一比功率高比能量：30-55Wh/kg短美国 East Pann种新型的超级电池，铅碳电池是将铅酸电池没有易燃成分，安全性好铅碳电池比功率：500-600W/kg容量利用率浙江南都电源和超级电容器两者技术的融合，是一种既具成本较低，原材料资源丰富，可再能量转换效率：92%较低超微公司有电容特性又具有电池特性的双功能储能电生回收利用率高电池成本：750元/kWh易析氢失水圣阳公司池。资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所111.1.2 锂离子电池是电化学储能的主要路径，磷酸铁锂电池更适用于储能场景锂离子电池在现有电化学储能装机中占比90%，主要分为三元锂

20、电池、磷酸铁锂电池等。磷酸铁锂电池特性更适用于储能场景，是目前电化学储能的发展趋势。磷酸铁锂电池能量密度较低，但在循环寿命、安全性，成本方面有优势。 三元锂电池的能量密度为210-250Wh/kg左右，磷酸铁锂电池能量密度为110-160Wh/kg左右； 三元锂电池循环到2000次时，容量衰减较多，磷酸铁锂电池可做到循环次数更多但衰减较少；磷酸铁锂电池安全性要好于三元电池，可通过针刺实验，在高温环境仍可保持稳定结构，电池变形坏损时也不会发生冒烟、起火等事故；铁、磷元素对环境友好，磷酸铁锂电池对环境无污染。图表：锂离子电池储能介绍图表：2020Q3全球电化学储能结构储能类型工作原理能量密度循环寿

21、命成本安全性应用与技术情况三元锂电池以稳定地进210-2000次+约800元较差行锂离子嵌250Wh/kg/KWh应用范围广入 / 脱嵌反技术进步快，产业链相对完备锂离子电池磷酸铁锂电池应的材料作110-可达5000次约600元较好为电池的正160Wh/kg以上/KWh钠硫电池负极，通过锂离子在正铅蓄电池负极之间的25000次以三元电池的国际：美国Altairnano公司钛酸锂电池可逆转移实较好日本东芝公司等液流电池上2-3倍现能量的储国内：珠海银隆、微宏动力等存/释放资料来源：阳光工匠光伏网，矩大锂电，第一电动网，中国电池联盟网，方正证券研究所资料来源：CNESA，方正证券研究所121.1.

22、2 电化学储能可应用于发电侧、电网侧、用户侧受益于新能源汽车快速发展，锂电池成本快速下降，电化学储能是未来最有可能成为主流的储能技术路径。电化学储能可分为发电侧、电网侧和用户侧三大应用场景，主要作用包括：1）发电侧：调频、新能源消纳、黑启动，提升电能质量；2）电网侧：提高电网稳定性、平滑网络需求、降低电网投资、电能交易及综合服务；3）用户侧：削峰填谷、需量管理、需求侧响应、后备电源、微电网应用。图表：电化学储能应用场景发电用电网户侧侧侧新能源消纳提高电网稳定性削峰填谷后备电源降低电网投资需量管理微电网提升电能质量电能交易与综合服务需求侧响应资料来源： 派能科技，方正证券研究所131.1.3 各

23、类储能方式层出不穷目前市面上还出现了许多新型的储能方式，如混凝土块积木式重力储能、水力岩石重力储能以及热储能等。混凝土块积木式重力储能：在电力多余时，利用起重机将混凝土块吊至120米的高度，在电力短缺时，把混凝土块放下，通过发电机将重力势能转化为电能。该项技术的输出功率在2.9秒内可迅速增加到100%，度电成本约5美分/KWh，在意大利已建有一座35MWh的储能电站。目前该技术主要由Energy Vault公司开发，已获愿景基金支持。水力岩石重力储能：富余电力时，泵把水压入储水池中，岩石活塞被水压提起，当电力短缺时，闸门打开，岩石活塞下降将重力势能转化为电能。按岩石密度2600kg/m折算，直

24、径为125米的储能电站可储电8GWh，较抽水蓄能能量密度更高、空间利用率更高。热储能：美国Antora Energy使用电力来驱动电阻式加热器，将碳块加热到2000以上后暴露在热伏板上，通过热伏发电机发电，该热伏发电机可以捕获热存储介质的辐射光并将其转化为电能。目前项目已取得美国能源部和壳牌资金支持。图表：混凝土块积木式重力储能图表：水力岩石重力储能图表：热伏发电机资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所资料来源：中国电力科学院，方正证券研究所141.2 锂离子电池是各类新储能技术中商业化进程最快的技术之一各类储能技术成熟度投资规模要求技术风险度超级电容

25、储能Supercapacitorsenergy storage研发阶段飞轮储能重力储能Gravity energyFlywheel energy storagestorage液流电池 Flow batteries钠硫电池Sodium-sulphur (NaS) batteries示范应用阶段资料来源：Infineon，方正证券研究所锂离子电池Pumped StorageLithium-based batteriesHydropower(PSH)铅酸电池抽水蓄能Lead-acidbatteries商业化阶段15目录储能：吹响能源革命号角多重驱动力促使储能快速发展电化学储能市场空间测算储能复盘：走

26、向碳中和的“必由之路”储能产业链梳理核心驱动力发电侧：风光发电占比的持续提升依赖储能支持电网侧：储能参与调峰调频用户侧：削峰填谷，防止断电损失动力电池退役再利用催化剂短期：国内外政策不断加码长期：储能系统成本下降162.1 风光发电占比快速提升2019年，全球可再生能源发电量占比26.9%，同比增长1.1个百分点，其中风电发电量占比5.3%，同比增长0.5个百分点；光伏发电量占比2.7%，同比增长0.5个百分点。我国风光发电量占比明显提升。2014年，我国风电发电量为1534亿千瓦时，光伏发电量为250亿千瓦时，占发电量比重分别为2.65%和0.43%；截至2020年Q3，风电发电量为3317

27、亿千瓦时，光伏发电量为2005亿千瓦时，发电量占比分别提升至6.13%和3.71%。图表：2008年-2019年全球电力结构 石油 天然气 煤炭 核能 水力 太阳能 风力 其他（包括其他可再生能源） 100% 90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%200820092010201120122013201420152016201720182019资料来源：BP，方正证券研究所图表：风电光伏发电量占比逐年升高光伏发电量（亿千瓦时）风电发电量（亿千瓦时）光伏发电量占比风电发电量占比4,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,00050002014201

28、520162017201820192020Q3资料来源：国家能源局，方正证券研究所7%6%5%4%3%2%1%0%172.1 消纳问题阻碍风光继续发展多数风光新增装机集中在远离负荷中心的西北地区，特高压等远距离输电设施尚不完善，电力供需出现不匹配，风光出现了消纳问题，某些地区因此出现了不能并网、利用小时数持续降低等“弃风”、“弃光”现象 。消纳问题导致风电投资受限：国家能源局对发电及消纳条件进行了分析，评测各区域风电投资条件，将各个地区划分为红色、橙色和绿色区域，其中红色预警区域为严格限制项目建设，橙色预警区域为限制新增项目建设。2017年，由于弃风现象严重，7个省市被限制进行项目建设。为解决

29、弃光现象，政府出台了2018中国市场光伏发电有关事项的通知（531新政），对光伏补贴作出限制：1）对包括户用光伏在内的分布式光伏进行规模管理，2018年的上限为10GW；2）标杆上网电价，分布式全额上网、余电上网补贴统一下降0.05元/度；3）其三，暂不安排2018年普通光伏电站，视光伏发电规模优化情况，再行研究启动领跑者基地建设。531新政导致国内新增光伏装机量大幅下降。图表：风电投资检测结果地区201720182019蒙东红色橙色橙色蒙西红色橙色橙色吉林红色红色绿色黑龙江红色绿色绿色甘肃红色绿色红色宁夏红色绿色绿色新疆（含兵团）红色红色红色陕西绿色绿色绿色河北北网绿色绿色绿色山西绿色绿色绿

30、色资料来源：国家能源局，方正证券研究所图表：2015-2020年中国光伏装机容量60国内新增装机容量(GW)YOY150%5040100%3050%20100%0-50%201520162017201820192020资料来源：国家能源局，方正证券研究所182.1 发电侧：储能可用于解决风光发电的间歇性、波动性问题风光发电作为新能源主力具有间歇性与波动性：风电光伏不同于传统能源， 其输出功率随光照强度、温度、风力等环境因素影响，随着风电、光伏发电量所占比例不断增大，其发电的间歇性、随机波动性性将影响电力系统安全可靠运行， 限制其大规模应用与并网：光伏发电日内峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，夜间

31、出力为0。同时，光伏发电受天气影响大：以格尔木地区某50MW光储电站数据为例，典型晴天光伏输出最大功率为41.8MW，日实际发电量为23.44万KWh；阴天为31.6MW，日实际发电量仅13.62万KWh。风电出力则具有逆负荷特征：风电出力日内高峰出现在凌晨，而此时的用电负荷较少。而储能系统可以跟踪新能源发电出力计划，在出力低谷时储能系统输出功率，在出力尖峰时，储能系统吸收功率。因此，储能系统可平抑新能源发电的波动性，从而减少能源浪费，促进新能源的消纳从而减少发电机组的建设。图表：光伏电站晴天功率图表：光伏电站阴天功率图表：风电出力具有逆负荷特征资料来源：储能电站降低光伏电站弃光率需求分析，方

32、正证券研究所资料来源：储能电站降低光伏电站弃光率需求分析，方正证券研究所资料来源：电池储能技术在风电系统调峰优化中的应用，方正证券研究所192.1 当前国内发电侧布置储能系统经济性不高目前发电侧盈利模式主要通过将原来无法利用的发电量存储起来，在合适的时机卖出赚取电价收益。基本假设：1）运维成本是每年需要支付的现金流，其他成本在建设完成时支付。2）储能系统容纳的发电量可以完全消纳，即总处理电量等于总弃光减少量。经过测算，在当前时点储能系统成本为150万元/MWh、电池循环寿命为6000次、标杆电价为0.49元的情况下，IRR仅3%，经济性不高。随着储能系统成本的进一步下降以及循环寿命的提高，IR

33、R将会大幅度上升。图表：发电侧经济性测算项目参数光伏规模（MW）100配套比例10%储能时间（h）1储能容量（MWh）10储能系统成本（万元/MWh）150功率转换成本（万元/MWh）10土建成本（万元/MWh）7.5运维成本（万元/MWh）0.75其他成本（万元/MWh）22.5电站残值（万元/MWh）30储能投资成本（万元）1900循环寿命n ( 次)6000放电深度DOD90%系统能量效率88%等效容量保持率 90%总处理电量（MWh）42768年减少弃光量（MWh）4276.8电价（元/KWh）0.49IRR3%资料来源：方正证券研究所图表：发电侧敏感性分析（1）IRR循环寿命6000

34、70008000900010000130-0.38%1.88%4.04%6.12%8.12%1108.74%6.84%9.48%12.02%14.47%储能系统成本10010.57%8.55%11.36%14.06%16.67%9012.71%10.56%13.56%16.45%19.25%8015.26%12.94%16.18%19.30%22.34%图表：发电侧敏感性分析（2）IRR标杆电价0.490.350.30.250.21305.76%0.31%-1.80%-4.03%-6.39%1108.74%2.67%0.32%-2.16%-4.81%储能系统成本10010.57%4.12%1.62%-1.02%-3.83%9012.71%5.82%3.15%0.33%-2.68%8015.26%7.84%4.97%1.93%-1.31%资料来源：方正证券研究所202.2.1 电网侧：为保障电力系统稳定运行，需要电力辅助服务电力系统具有很高的稳定性要求，电能的发、配、用是瞬时完成，整个电力系统时刻处于一个动态的平衡状态。在稳态运行时，电力系统中发电机发出的有功功率和负载消耗的有功功率相平衡，系统频率维持额定值。当电源功率与负荷功率产生差异时，系统频率会变化，会造成电网不稳定。电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、