为什么我们需要储能？

弃电率：储能增加电网调节余量，协助减少电网弃电

电网是需要瞬时平衡的系统，外送线路的容量和调峰调频余量均限制了电网消纳能力。在 电网运行过程中，外送线路容量有限，变压器变电功率限制了输出的最大电力，主变受阻 时需限制机组输出功率，造成限电。此外，调度系统需要为电源和负荷波动留出余量，全 额消纳意味着有充足灵活性电源/负荷调节，灵活性改造的火电和储能调节余量也是可再生 能源消纳的限制因素，可调节余量不足也会限制光伏电站的输出功率，造成限电弃电现象。

风光日内出力波动明显，调节难度增大。要构建以可再生能源为主体的新型电力系统，必 然要大幅提升可再生能源发电在全社会发电中的占比，尤其是风力发电和太阳能发电。然 而风力发电和太阳能发电受自然环境影响较大，日内出力波动大，且由于天气难以预测， 风光的出力更难以预测。目前已有的电力系统均是为以火电为主的电力系统而设计的，出 力波动大的风光大规模并网后，会影响电力系统的可靠性，原有的针对火电的电力系统备 用等灵活性资源将不能应对未来复杂的情况，电力系统的调节难度大幅增加。

可再生能源波动性提升，调节压力凸显。根据中国电科院的储能实证研究，光伏电站发力 波动大，多云情况下波动量提升明显，为保障电网中有足够调节能力，保障稳定运行，电 网采用限制输出功率方式来降低整体波动性，2017 年青海光伏电站采样的 268 天发电数 据里，有 235 天发生限制输出功率的情况。

风光装机量大幅提升拖累电网消纳水平，30/60 战略下电网消纳压力凸显。复盘风电光伏 发展历史，15-16 年光伏风电装机大幅提升，2016 年全国光伏/风电弃电率一度升高至 10/15%以上，主要能源基地的弃电率在 30%以上，16 年以后限制高弃电区域装机、调度 系统全力保障新能源并网和电网建设等措施多管齐下，弃电率持续下降。30/60 战略下装 机中枢已定，2030 年非化石能源在一次能源占比将达到 25%，2030 年风电光伏累计装机 或达 12 亿千瓦以上，2021 年底风光累计装机量仅为 6.35 亿千瓦，我们预计“十四五” 期间风光装机仍需快速新增，“十四五”弃电率或将提升。

火电调节潜力低于天然气机组，后续弃电率或有压力。据朱军辉、衡乔针对广东省电力系 统分析所得论文数据对比，天然气机组在电厂调度灵活性方面的三个指标均优于国产煤电 机组，火电的调节能力先天不足。根据北极星太阳能光伏网，目前欧洲光伏电站普遍按 1.2-1.4 的容配比设计，美国、印度大约在 1.4 倍，日本甚至达到了 2 倍的容配比，而国内 均值在 1.2 倍左右。据世界银行数据，2020 年欧洲企业每月停电次数约 0.3 次；据国家能 源局数据，我国 2020 年全国平均停电频次为 0.22 次。从国内情况看，火电资源调节能力 先天不足、国内容配比显著低于海外，叠加高电能安全要求，我们认为国内电网调节压力 高于海外。考虑到现有调节能力和用户侧对稳定性的要求，我国的弃电率或将提升，传统 的火电作为灵活性资源恐不足以满足电力系统的要求。

储能抑制光伏出力的波动性，提升电网调度灵活性，系统增益发电或远高于储能电量。光 伏出力受光照强度和天气情况影响，波动性较大，能源基地在可调节余量和上网通道不足 时，限制光伏电站总出力功率，导致弃电。一方面，储能可以增加光伏系统出力（输出功 率）的稳定性，降低对电网调节余量需求，减少电站的辅助服务支出，降低调度系统对电 站的功率限制，在下游需求高时增加对电网的放电量，降低光伏电站弃电。

趋势：能源结构复杂多样，储能均为不可或缺一环

构筑能源互联网体系，未来电网结构更为复杂。对于未来能源结构展望，未来电网将具备 超复杂性（Extreme complexity），国网提出了能源互联网，通过提升电网输电能力和信息 化水平，满足电网复杂性要求；海外也有提到平衡区（Balance Area，简称 BA），增加各 电网区域内控制能力，协助区域内电功率能够保持近乎瞬时的净功率平衡。BA 理念可把分 布式电源的使用同来自电网的各种压力解耦，并提供一种可以更具体地应用分布式电源提 升大容量系统韧性（且不降低配电的可靠性）的结构。在该结构下，大电网的运行部门不 要求配电层次上任何详细的可观性，同时还可避免事故扩大化和不断增加的赛博安全漏洞。 斯坦福大学马克·雅各布森（Mark Jacobson）团队于 2022 年 6 月发表论文《为 145 个 国家/地区提供全球变暖、空气污染和能源不安全的低成本解决方案》，其结论是：从 BAU （business-as-usual）能源完全过渡到可再生的风-水-太阳能（WWS:wind-water-solar）， 在全球范围内，WWS 将使终端能源需求降低 56.4%，购电人每年的能源成本降低 62.7%， 社会每年的能源成本降低 92.0%。145 个国家转型的净现值为 61.5 万亿美元，其中中国 需要投入的资本成本为 13.3 万亿美元，5.5-6 年可回收成本。相比传统的 BAU，世界平均 用电量将增加 85%。WWS 相关的 95%的技术已经成熟，不确定性之一在于向 WWS 的转 变能否获得足够的政策支持。

从能源体系角度，我们需要什么样的储能？

储能技术主要可以分为四类，物理储能、电化学储能、化学燃料储能与热储能。物理储能 包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等。电化学储能是指二次电池储能， 形式多样，包括锂离子电池、铅酸电池、钠离子电池、全钒液流电池等。化学燃料储能目 前是指氢储能。

抽水蓄能据绝对主导地位，市场份额接近 90%。截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目 累计装机规模 46.1GW，同比增长 30%，占全球市场总规模的 22%。其中，抽水蓄能的累 计装机规模最大，为 39.8GW，同比增长 25%，所占比重与去年同期相比再次下降，下降了 3 个百分点；市场增量主要来自新型储能，累计装机规模达到 5729.7MW，同比增长 75%。

抽水蓄能：从发展规模来看，我们预计抽水蓄能在未来十年仍将占据主导地位。目前抽水 蓄能占据主导地位，已投运抽水蓄能装机近 4000 万千瓦。《国家电网有限公司构建以新能 源为主体的新型电力系统行动方案（2021-2030 年）》提出要加快已开工的 4133 万千瓦抽 水蓄能电站建设，“十四五”新开工 3000 万千瓦以上抽蓄电站，2025 年公司经营区抽水 蓄能装机超过 5000 万千瓦，2030 年达到 1 亿千瓦。

目前抽水蓄能是最为经济的一种储能方式，但资源受限、工期冗长，未来成本有抬升趋势。 目前抽水蓄能全生命周期度电成本大概在 0.21-0.25 元之间，而电化学储能度电成本普遍 在 0.6 元以上。但是抽水蓄能对地理位置要求较高，资源受限且工期较长，一般从规划可 研到建成投运时间在 8-9 年左右。且随着可用资源越来越少，优质资源逐步耗尽，投资成 本有走高趋势，抽水蓄能远期发展存在天花板。

飞轮储能：飞轮储能优势明显但面临技术瓶颈，短期内尚不具备规模化生产能力。飞轮储 能是指利用高速旋转的飞轮实现电能与动能相互转化的物理储能方式，飞轮储能的优势在 于能量密度高、使用寿命长、支持高频次充放电、安全性能好等，其作为典型的短时高频 储能技术是未来新型储能的重要发展方向。但是目前我国飞轮储能技术仍处于发展初期， 面临入网检测、规模化生产、运营运维等多重技术瓶颈，同时也难以避免放电时间短、飞 轮系统难以小型化、度电成本高等问题。根据 CNESA 数据，截止 2021 年底，我国飞轮 储能累计装机量仅占储能累计装机量的 0.1%，短期内仍难以大范围推广。

压缩空气储能：压缩空气储能适合大容量、长时间储能应用领域，但难以避免热量散失问 题。压缩空气储能的原理是在电力过剩时将空气压缩储存在地下洞穴中，在需要用电时加 热高压空气进入膨胀机，通过带动发电机运转实现空气势能与电能的转换。压缩空气储能 具备建设周期短（12-18 个月）、站址布局相对灵活（占地面积 100 亩以内）等优点，能够 满足大规模长时间储能场景的需求，但是难以避免压缩空气过程中的热能损耗问题，导致 储能效率较低。

氢储能：氢储能作为化学燃料储能代表，前景广阔但能量转换效率不足。氢储能的工作原 理是在电力过剩时通过电解水等方式将电能转化为化学能，在电力输出不足时通过燃料电 池实现氢气与氧气的反应，将化学能重新转化为电能反哺电网。氢储能的优势在于能够在 较长时间内保持非常低的自放电率，能够降低长时间储能成本，并且基本不会产生碳排放。 但是氢储能技术包含“电-氢-电”两次能量转换过程，导致全周期效率较低，目前氢储能 发电系统的系统效率仅为 35%左右。 电化学储能：电化学储能集多种优点于一身，看好电化学储能市场前景。与上述储能方式 相比，电化学储能同时具备技术成熟、充放电响应快、不受空间地形限制、产能布局灵活、 建设周期短等多重优势，包括铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池、液流电池等在内的多层 次产品矩阵使得可根据不同应用场景及需求对功率和能量进行灵活配置，可广泛用于电源 侧、电网侧及负荷侧调节，市场前景广阔。

此外，我们认为从广义上看，调节不仅需要储能，灵活性改造的源侧和负荷侧都是可以调 节的方式。如针对火电进行灵活性改造，能够协助调节新能源接入，在终端需求较低时降 低发电量。改变高耗能产业的生产时间，提升需求侧响应能力，均有助于促进电网的稳定 运行。

适用场景：依据场景需求，优选适用路线

储能调控方式多样，产品选择需要使用场景需求。储能作为电力的蓄水池，协助增加电网 的调节能力，以调节时间看，电力体系需要解决频率波动，日度/月度电量调节需求。 频率调节协助平衡各项发电设施的频率波动作用，作为可调节余量，维持整个电网瞬时功 率的稳定。频率调节对于调节精度要求较高，需要储能有较快的反应速度，电化学储能的 优势明显。 电网亦需要调节电量供需时间上不匹配问题，将白天的电转移到晚上，将淡季的电往旺盛 的月份去转（2010 年以来国内高峰月份用电量高出低谷月份约 40%）。日度调节协助将日 内电力进行调节，电化学储能、抽水蓄能和灵活性调节火电是解决主体。此外，考虑到因 生产节奏和温度不同，月度间用电需求存在差异，需要通过灵活性调节的火电以及氢能等 协助进行长时间调节。

频率波动：解决瞬时平衡问题，电化学储能优势明显

电网需要达到瞬时平衡，维持频率稳定是首要需求。可再生能源输出频率波动较多，调频 增加台区内调节余量，减少变压器的击穿风险，实现电网稳定。电化学储能响应速度快， 从调频要求看，是核心要求。储能系统具备高低穿功能，同时实现一次、二次调频和快速 功率控制等多种运行模式，快速响应电网调度，支撑电网能力更强。 发电侧：增加火电机组调节频率，优化新能源发电曲线。根据中国储能网统计，加配储能电 站的火电机组，在调节速度和调节精度等方面均显著优于无储能机组，加配储能后，火电的 输出曲线更为符合调度系统要求，新能源输出曲线波动性也明显下降，实现输出功率优化。

电网侧：调频性能是重要指标，储能协助提升调节性能参数。从辅助服务市场定价模式看， 调频收益除了需要考核调节里程外，调节性能也是重要的考核点，配储后有助于提升机组 调频收益。

用电侧：协助用户侧快速扩容，节约电费。终端客户用电曲线亦有起伏，传统用电模式下 需要为潜在用电高峰设置充裕的变压器容量，提高变电站固定建设成本。通过储能平滑用 户侧的用电曲线，减少额外的电网建设和用户容量电费支出，将节省的电网建设费用，内 化为用户侧所节约的用电成本，协助用电侧和电网侧共享电网优化效益。此外，在实际经 营过程中，充电站和工厂扩容受到主变和配网线路等多处环节制约，电网核准-施工等流程 亦需要时间，储能协助终端用户快速扩容，安装节奏更为灵活。

日度间波动：调峰市场协助调节，关注可调节负荷

用电量呈现明显的差异，部分机组无法调整输出功率，存在垃圾电的情况。需要日度间调 整。典型情况下，日内负荷波动大，且与可再生能源出力曲线变动不一致，若不进行调节 将出现垃圾电。据中电联 2021 年 7 月发布的《煤电机组灵活性改造标准体系预研报告》， 我国目前大部分燃煤锅炉低负荷稳燃能力在 40~50%额定负荷左右，为满足灵活性需求， 锅炉需要进一步增强低负荷稳燃能力，德国的煤电机组经过改造后最小出力可低至 25- 30%。若调峰深度继续下探将面临两个严峻的考验：安全和环保，即保证机组自身的安全 和保证氮氧化物达到超低排放标准。综上，常规火电机组并非完全灵活，调节深度有限， 并非最佳的灵活性资源，还需要更为灵活的调节资源进行日度间调整。

日度调节需求反映为峰谷电价差+调峰可用容量。峰谷电价套利是用户侧电化学储能早期 推广的激励因素，受限于储能成本较高，峰谷电价管理节约的电费不足以满足电化学储能 支出成本。以广东、湖南等为代表的四地区一般工商业或大工业用电的峰谷价差超过 1 元 /kWh，当前用户侧峰谷电价套利空间仍在。调峰可用容量看报价情况，当前仍较低。

利用退役天然气或煤电机组改建储能电站逐渐兴起，浙江、加州、澳大利亚等均已有案例。 2021 年 7 月发改委、能源局发布的《发布关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提 出，大力推进电源侧储能项目建设，探索利用退役火电机组的既有厂址和输变电设施建设 储能或风光储设施。2022 年 8 月 15 日，浙能集团萧山电厂电化学储能电站（第一阶段 50MW/100MWh）并网，为国内首个利用退役机组既有设施场地建设的集中调控的站房式 独立统调大型电化学储能示范电站。据中电联《煤电机组灵活性运行与延寿运行研究》， 国内外火电机组寿命按一般经验确定为 30 年。21 世纪初，我国开始大规模建设火电机组， 2021 年 6000 千瓦及以上火电厂发电设备高达 13 亿千瓦，改建空间充足，火电机组退役 后储能的度电成本条件有望改善，我们预计 2025 年后国内电化学储能需求会增加。 他山之石：2022 年 8 月，澳大利亚公司 Greenspot 向新南威尔士州规划和环境部提出的 在废弃的燃煤电站——瓦勒拉旺（Wallerawang）发电站上建造 500MW/100MWh 的电池 储能系统的申请已获批准。瓦勒拉旺发电站的 1 至 8 号发电机组退役后，该电池储能系统 被命名为“瓦勒拉旺 9 号”，将继承原有燃煤电站的丰富遗产，其与 330KV 的瓦勒拉旺变 电站相邻，并拥有高压输电网络、公路、铁路、水利、数据网络等一系列配套设施。以上 设施极大地降低了该储能电站的成本，使其极具投资价值和竞争力。在美国加州，随着新 能源接入，原有的天然气峰值发电厂的利用率逐步下降，提高调度成本，且不符合加州承 诺的 2045 年无碳排放电力要求，美国储能运营商 Fluence 旗下的 100MW/400MWh 储能 系统已在招标中替代天然气峰值发电设施。

抽水蓄能和高耗能产品也能满足部分日内调节需求。据 CNESA 数据，2021 年底国内储 能市场累计装机规模中抽水蓄能占比 86.3%。抽水蓄能启停时间短、调节速度快，但受地 理条件限制大，可用于日内调节。随着电动汽车销量的提升，因其操作灵活性高、内置通 信和控制技术、容量利用率低，也能用于峰谷套利等日内调节。

季度间波动：氢能、抽水蓄能、灵活性火电参与调节

用电量季度间波动大，差异逐渐显著。我国全社会用电量总体呈现“两峰两谷”的特点， 冬夏高、春秋低，2 月受春节因素影响较大。据国家能源局数据，2020 年 12 月与次年 2 月社会用电量之差高达 3074.04 亿千瓦时，2020 年 12 月为 2021 年 2 月用电量的 1.58 倍。 而 2016 年 12 月与次年 2 月社会用电量之差仅为 862.91 亿千瓦时。因夏季炎热气候， 2022 年 8 月全社会用电量创历史新高，达到 8520 亿千瓦时，预计季度间用电量差异将愈 发显著。

氢能和灵活性调节火电是调节季度间波动的重要形式。氢能的优势主要在高度环保和高能 量密度，可进行电力调节。《“十四五”现代能源体系规划》将氢能在可再生能源消纳、电 网调峰等场景示范应用列为科技创新示范工程。目前，氢能发展的桎梏在于其存储技术和 转换效率。火电机组经过改造后可在季度间调节中发挥重要作用，正在从传统的主体电源 向既提供电力、电量，又提供辅助服务的调节性电源转变，但因长期缺乏合理的市场化补 偿机制，导致火电机组的灵活性价值难以充分发挥，从而极大制约了灵活性改造的积极性。

能源结构变化中，配储是提升调节能力的关键措施

电网投资的本质是稳定性与投资强度的权衡，消纳责任逐步往新能源发电侧转移。电网是 需要瞬时平衡的系统，能源转型背景下电网不稳定因素大幅引入，电网投资是决定新能源 接入和消纳的基础。一个不发生弃电、从不出故障的电网是极其昂贵的，电网投资需要考 虑投资支出以及稳定性，电网投资的本质是稳定与成本之间的权衡。原有的消纳措施是保 障风光消纳、通过增加火电灵活性改造能力/增加配电网建设，实现在低弃电率下的新能 源消纳。火电已实现了 50%的灵活性改造，后续继续提升空间有限，配储是解决潜在弃电 率提升的关键措施。

各地提出配储要求，减少潜在弃电率提升带来的损失

消纳责任转向发电侧共担，保障性并网项目和市场化并网项目措施略有不同。在《国家清 洁能源消纳三年行动计划任务（2018-2020）》带动下，国内调度系统大力保障清洁能源消 纳，国内清洁能源利用率逐年提升。根据 2020 年国网社会责任报告，20 年风电、光伏发 电利用率均达到 97.1%，21 年国网承诺加强清洁能源并网消纳，与往年年初设定风电光伏 利用率目标不同，今年并未限定具体利用率指标，我们认为消纳责任逐步转向电网与社会 共担。从项目准备上看，电网每年参考自身调节能力，设置保障性并网项目规模，超出保 障性并网规模的项目进入市场化并网项目，需要自建更多的储能项目。 保障性并网项目：21 年规模为 90GW，配储要求低，需通过竞价来获取项目规模。保障 性并网项目由电网公司实行保障性并网，但是要求需要通过消纳/技术/电价等指标，竞争 上网额度。规模制定机制：保障性并网项目是各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责 任权重所必需的新增并网项目，具体规模由各省根据各省情况测算，是各省份完成非水电 最低消纳责任权重所必需的底线目标。从实际落地要求看，保障性并网项目配储要求由各 地发改委/能源局决定，配储比例约 10%-15%，时长为 2h； 我们认为将会贡献国内储能 需求的基本盘。

市场化并网项目：超额建设规模需要配储，上网电价按照指导价结算，配储比例要求更高。 市场化并网项目针对保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，通过自建、合建共享或购 买服务等市场化方式落实并网条件后并网，与保障性并网只是在并网条件上有差异。据发 改委、能源局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》， 为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照 功率 15%的挂钩比例（时长 4 小时以上，下同）配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例 进行配建的优先并网。内蒙古自治区人民政府办公厅《关于推动全区风电光伏新能源产业 高质量发展的意见》中对保障性并网项目和市场化项目均提出 15%的配储比例，但储能时 长分别要求 2/4 小时以上。

市场化并网项目配储要求更高，后续储能装机增速预计将高于新能源增速。经过我们预测， 在所有电站均为平价电站，保障性并网项目配储 10%，储能时长 2 小时，市场化并网项目 配储 15-20%，储能时长 4 小时，全国保障性并网项目总规模 100GW 的假设下，风光并 网总规模超过 100GW 后，储能规模随着风光并网规模增长的速度将加快。具体到市场化 并网项目配储 17.5%时，当风光并网规模低于 100GW，并网规模每增加 10GW 储能规模 将增加 1GW，当风光规模高于 100GW，并网规模每增加 10GW 储能规模将增加 1.75GW。

配储要求加严，支撑整体储能需求

储能规模：储能电站同步新能源建设，整县推进逐步配储

整县推进分布式光伏配储拉动户储需求。2022 年 8 月，山东省印发《山东省风电、光伏 发电项目并网保障实施办法（试行）（征求意见稿）》要求，整县分布式光伏项目根据各县 （市、区）规划要求积极配置储能设施，保障并网。山东省平阴县《关于进一步加强分布 式光伏项目备案、建设及并网管理的意见》要求整县分布式开发按照“光伏+储能”方式 推进，根据具体消纳情况配建或租赁不低于 15%、2 小时的储能设施。2022 年 3 月，河 北省印发《屋顶分布式光伏建设指导规范（试行）》要求，屋顶分布式光伏项目逐步按照 “光伏+储能”方式开发建设，以确保电网安全运行和用户供用电安全为原则，统筹考虑 负荷特性和电能质量要求进行储能配置。2022 年 6 月，浙江省诸暨市印发《诸暨市整市 推进分布式光伏规模化开发工作方案》，要求分布式光伏开发的同时，按不低于光伏装机 容量 10%的要求总体配套建设光伏储能设施容量。分布式光伏配储要求从政策方面进一步 给予了储能需求有力支撑。

建设节奏：建设周期有考核，推进节奏加快

政策对储能项目建成速度提出要求，建设节奏加快。多省份/地区逐步提出了对于储能项目 建设节奏的明确要求，2021 年 7 月，宁夏印发《关于加快促进自治区储能健康有序发展 的通知》要求，从 2021 年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运， 存量项目在 2022 年 12 月底前完成储能设施投运。2021 年 12 月 31 日,河北省发改委下发 了《关于下达河北省 2021 年风电、光伏发电市场化并网项目计划的通知》中明确配套储 能项目应与风电、光伏发电项目同期建设、同期投产。2021 年 10 月，湖南省发展改革委 员会下发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》，明确配储新增项目(2021 年 1 月 1 日后取得建设指标的项目)配建储能电站应与主体工程同步投产使用,存量项目(2021 年 1 月 1 日前取得)应于 2022 年底前落实配建储能容量。《辽宁省 2022 年光伏发电示范项 目建设方案（征求意见稿）》明确自光伏发电示范项目建设计划下发之日起 6 个月内，项 目业主须完成开工相关必要手续，无法按时完成的届时取消建设规模。

细则完善：充点电价完善，辅助服务上限提升

2021 年 7 月国家发展改革委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意 见》， “大力推进”发电侧储能，“积极推进”电网侧储能，“积极支持”用户侧储能，发 电储能核心地位不变。意见中针对新能源配储项目，在项目核准备案、并网以及运营中调 度、保障利用小时数和辅助服务补偿上均给与政策倾斜，激发发电侧自发性配置需求，新 能源配储考核力度加强，有望减少行业劣币驱逐良币现象。 1）输配电价：独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基 金及附加。 2）共享储能：允许发电侧以共享储能方式落地，降低储能建设成本 0.1 元/KWh（增加 IRR 1pct），辅助服务收入和潜在租金收入更多。 3）辅助服务上限：南网深度调峰辅助服务价格提升至 0.792 元/kwh。

老旧火电机组提升，后续储能需求有支撑

他山之石：美国电化学储能电站取代天然气调峰电站

峰值发电站逐步退役，电网侧储能优势逐步显现。2018 年 9 月 10 日，美国加利福尼亚州 州长杰里·布朗（Jerry Brown）签署了清洁能源法案。这份名为《加利福尼亚州可再生能 源组合标准方案：温室气体减排》的清洁能源法案（SB100），提出了“三步走”的规划： 2026 年可再生能源供电占全州供电的 50%；2030 年之前该比例提高到 60%；到 2045 年 年底，供加州终端消费者使用的零售电力和政府采购电力必须 100%来自可再生能源和零 碳能源。该法案的生效，意味着加州朝着“2045 年全面实现清洁能源供电”的目标正式 启航，也意味着原有的天然气峰值发电厂利用率将逐步下降，并走向退役。 据美国能源署（EIA）数据，美国 22-26 年计划退役火电厂功率达 55.5GW。取而代之的 是可再生能源发电量占比的提升，调度需求大幅增加，届时电化学储能系统将成为代替原 有天然气峰值发电站的优势方案。

已有实践：2021 年 5 月，能源开发商 AES 公司旗下的储能技术提供商和系统集成商 Fluence 公司于年初开通了一个 100MW/400MWh 的 Alamitos 电池储能系统。该 4 小时电 化学储能系统开创了美国电力公司在竞争性招标过程中选择电池储能替代天然气发电调峰 的先河，实践证明了电池储能系统可以替代采用开放循环涡轮发电机的天然气峰值发电厂。

配套储能：Wood Mackenzie 预测，受大型项目建设的提振，美国在 2021 年可能部署总 储能容量将近 12GWh 储能系统（20 年为 3.5GWh）。据 EIA 预测，2021 年美国新增 3.1GW 的电池储能容量，同比增加 200%，主要系电池存储应用成本的下降，以及风光配 储的经济性提升，推动了电池存储的扩张。22-23 年美国计划新增光伏和储能系统装机将 占到总新增发电装机量的 60%，预计增加 10GW 的储能容量，其中超过 60%的部分用于 配套光伏系统。

独立储能：重建美国美好提案将独立的储能电站纳入 ITC 抵扣范围，最小容量为 5kWh， 覆盖了表前表后大部分市场。美国《通胀削减法案》（IRA）最终纳入了这一政策，并于 2022 年 8 月 16 日正式生效。据 Wood Mackenzie 公司预测，独立部署的储能系统在获得 ITC 政策支持后可以在未来五年内将储能市场的规模扩展 20-25%。

国内：火电电站逐步退役后，电化学储能需求有支撑

从火电新增发电设备的历史数据上看，2005-2010 年时我国火电建设的高峰期，且 2006 年新增火电发电设备容量达 9244 万 kW 的峰值。按照 20 年设计寿命计算，对应 2025- 2030 年起，我国将进入火电机组退役的高峰期。参考美国随着天然气发电厂逐步退役， 从而实现可再生能源配合储能系统替代原有天然气发电的案例，且考虑到后续国内风光大 基地的建成投运，预计 2025-2030 年国内电化学储能的需求提升。

结构：共享储能实现结构优化，提升经济性水平

共享储能协助降本增效，模式逐步理顺

共享储能协助降本增效，规模效应明显。根据各地风电建设要求，新能源电站可以通过租 用共享储能方式，满足配储要求。共享储能位于电网侧，规模高于发电侧小型储能，PCS、 BMS、箱体及 EPC 建设均有规模效应，有助于实现成本优化。此外，大型储能电站多建 在 110KV/220KV 并网点，相较于建在 35KV 并网点的发电侧储能在更容易被调度系统调 用，增加调峰和调频收入。 针对发电侧改进模式，针对电网侧提升收入来源。按照配储要求，发电侧通过租用储能换 来风光核准/运营便利，需要付出对应租金成本。共享储能相较于发电侧自用模式，可以在 辅助服务市场获得辅助服务收益，实现模式优化；相较于传统的电网侧储能，能够获得租 金收入，拓展收入来源。如我们测算新疆调峰用储能项目 IRR 约 6.22%，若按照 20 年折 旧支付租金，则回报率可达 11.86%，显著提升储能项目 IRR。

辅助服务价格多在 0.28 元/千瓦时以上，收取 15 年折旧及以上租金即可满足要求。我们 梳理了部分省份（地区）的调峰补偿价格，价格区间范围较大。比如，在 2022 年 6 月发 布的《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》中，广东、广西、云南、贵 州、海南调峰补偿价格分别为
0.792/0.396/0.6624/0.2376/0.5952 元/kWh，不同省份之间 存在显著差异，较多省份调峰补偿价格具有较强吸引力。我们测算，当辅助服务价格在 0.28 元/kWh 时，收取 15 年折旧及以上租金即可满足 6%以上的 IRR 要求。

发电侧租金承受力：公司资本成本在 4.5%以上时，能够承受 13 年折旧租金。对于发电侧， 租用份额可以减轻现金流压力，我们用租金现值/初始投资成本计算，发现当公司资本成本 高于 4.5%时，愿意接受低于 13 年折旧的租金。当租金折旧年限为 13-15 年时，共享储能 针对储能运营方及发电侧均为效率更优的方案。

项目测算：山东、河南已实现政策落地

山东：理想情况下回报率可达 11.93%

2022 年 9 月，山东省能源局发布《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》 的通知，措施提出，依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括 4 项措施：一是支持 示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全 省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按 2 倍标准 给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得 辅助服务收益。

发电方租赁需求：电力交易中心承担租赁撮合市场，多配备储能电站有望优先并网

具体来讲，租赁规范方面，储能项目在山东电力交易中心统一登记，组织发电企业与储能 运营方合同期限不低于 2 年。权益倾斜方面，配储电站并网时序倾斜已落地，电网企业将 按照储能容量比例由高到低安排并网顺序，配储比例多的电站可以优先并网。租赁费方面， 预计仍以倒算方式确定，当前山东项目针对容量租赁费大概 1000-1500 万元/MWh。

共享储能方：交易+容量租赁模式盈利

政策给予储能主体地位，电力现货市场赚取价格差，规定充电电量不承担输配电价以及政 府性基金附加，电力市场价格波动以及交易影响共享储能利润，根据山东电网披露，当前 日内价格波动差为 0.448 元/wh，仍可提供可观的回报。规定对参与电力现货市场的示范 项目按 2 倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。当前参与电力现货市场的发电机组容 量补偿费用为 0.0991 元/kwh，双倍补偿约 0.2 元/kwh。我们测算当极端情况下（储能公 司拿到全部电价差），回报率可达 11.93%。

敏感性分析：维持发电侧租金按照 15 年折旧计算/电网侧容量核定比例为 50%的情况下， 改变储能建设成本和日内电价差假设，我们看到当日内电价差在 0.15 元以上时，储能初始 投资成本在 2.2 元/kwh 以下时，可以保障 IRR 达到 6%以上。当储能 EPC 成本下降到 1.8 元/Wh，0.10 元的日内电价差也可以满足投资方的运营要求。

河南：理想情况下回报率可达 11.09%

河南省出台了《 “十四五”新型储能实施方案》，政策较为简单，一贯表明了对于储能的 支持态度，增量信息主要系首次在政策中租赁费，电站收益详情如下： 1）收益：发电侧的容量租赁和电网侧辅助服务收益，暂未提及电网侧容量租赁。2）容量 租赁：新建并网新能源项目，要购买一定挂钩比例储能规模，租赁费为每年 200 元/kWh； 3）调峰补偿费：报价上限暂为 0.3 元/千瓦时，并研究开展备用、爬坡等辅助服务交易。4） 调用次数：每年调用完全充放电次数原则上不低于 350 次。

敏感性分析：河南省因收取的租金较高，可以看到当辅助服务价格再 0.2 元/kwh 以上时， EPC 建成本低于 2.2 元/kwh 即可满足 6%以上的回报率。

前期共享储能主要由谈判协商的盈利模式，规定回报率 6%以上，此次山东和河南共享储 能汇报政策落地，开启了共享储能规范化建设进程。从后续催化看，电网侧储能政策有望 在其它省份逐步推广，当前仍有配储电站权益/成本疏导机制/电网侧储能容量电价等政策 有待落地，量方面有望继续超市场预期；共享储能项目盈利逐步提升，加快供应链出清， 有成本优势的公司盈利也有支撑。考虑实际情况，我们预计仍可以实现 8%以上的回报率。

后续倾斜：配储权益落地，电网替代性储能设施提振需求

配储是建设光伏项目必备“路条”，权益倾斜将带来后续催化。对于配套建设或共享模式 落实新型储能的新能源发电项目，动态评估其系统价值和技术水平，可在竞争性配置、项 目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考 核等方面给予适当倾斜，将带来后续催化。 具体来说，并网时序和系统调度安排会影响光伏电站的弃电率，通过降低光伏弃电率可以 增加发电收入，配储电站的弃电率有望提升（我们测算配 10%储能约可降低弃电率 4.68%， 假设考虑政策倾斜后可额外降低弃电率 5.32%）。另外，通过明确/提升保障利用小时数可 以增加发电收入，降低市场化交易比例，提高平均度电价格。我们测算，当前情况下，降 低弃电率+增加保障利用小时数等权益落地后，会增加光伏项目 IRR0.2pct。

电网替代性储能设施，建设费用也有望纳入输配电价回收，支撑大型储能需求。 电网侧替代性储能设施：对于减少电网波动性具有重要作用。电网替代性储能是指建设在 电网侧适当位置的储能电站，作为电网公司的一种输配电固定设施，进行削峰填谷转移负 荷，具有替代输配电设备投资、提升线路的传输容量等多种功能。替代储能能够在低谷时 段充电、高峰时段放电，从而产生峰谷套利收益；同时能够发挥调频、调峰、备用、黑启 动、调压等辅助功能，对于减少电网波动性、维持电网安全可靠运行具有重要作用。

根据廖菁等在《基于收益和价值测算的替代性储能成本回收机制研究》一文中的测算， 1KW/2KWh 电网侧储能一年所产生的整体价值为 615.31 元，而当前情况下（假设峰谷价 差为 0.45 元 / 千瓦时，初始投资成本为 2005 元 / 千瓦）财务效益仅有 377.2 元 / 每年， 无法满足在电池寿命期限内回收成本。2021 年 7 月，国家发展改革委、国家能源局发布 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳 入输配电价回收。随着对平滑电网波动性的需求增加，有关政策正在逐步致力于缓解当前 电网侧储能投资和发展困境，电网替代性储能设施需求有望随经济性提升而大幅增长。

产业链：大型储能技术要求提升，行业有望进入良性循环

共享储能建设标准抬升，劣币驱逐良币现象有望减少。随国内配储政策完善，设备要求逐 步提升。发改委、能源局等部门印发政策文件，提出健全储能标准体系、技术标准，加强 项目安全管理等；地方在顶层意见指导下，关于共享储能建设标准的意见相继推出，提升 共享储能技术和安全要求。从电网要求看，共享储能由于规模大且需要接入 110/220KV 并 网点，对于产业链零部件的要求更高，以山东共享储能为例，全部采用宁德时代电池，未 有梯次利用和小厂商电池进入；PCS 环节也是有成本优势的上能电气占据 60%份额，随 着大型储能逐步推广，市场格局有望实现提前出清，有产品和成本优势厂商有望直接受益。

展望：逻辑逐步理顺，戴维斯双击可期

储能指数大幅提升，背后原因是基本面与预期差共振向上

复盘：储能指数走势整体与光伏、新能车相似，21 年涨幅达 43%。储能电池/PCS 多由传 统动力电池/逆变器公司提供，整体走势与光伏/新能源车类似。以长维度看，2015 年以来 储能板块逐步从“伪”需求向内生需求转变，储能指数增幅达 492%，远高于光伏及新能 源车指数。 储能指数大幅提升，背后原因是基本面与预期差共振向上。基本面：21 年国内储能需求 约 3-4GW，翻倍以上增长，美国储能需求 12-14GWh，同比增长约 240%。预期差：储能 板块逐步从伪需求迈向真实需求，强制配储+成本分摊机制逐步理顺，正外部性逐步内化， 行业预期差带动增长。

板块行情：景气度不仅影响短期业绩，跨过拐点后续增速是核心关注

行业导入期迈向验证放量期，行业所在阶段是核心考量。考虑到储能所在阶段，储能的景 气度不仅影响短期业绩，跨过拐点后续增速是核心考量。从本轮欧洲户储行情的背后逻辑 来看，俄乌战争导致天然气价格上涨，电价提升后光储经济性提升，欧洲有业务的相关公 司量/单价均提升，EPS 和 PE 共振向上。从国内大型储能市场看，风光配储提供需求底层 支撑，政策完善利好共享储能需求，要求加严改善竞争格局，行业也有望逐步进入到业绩 兑现期。

基本面和预期差共振向上，戴维斯双击可期

当前通过政策设计，已理顺运营端盈利模式，后续潜在政策落地后发电侧模式也有望理顺， IRR 增加，储能内生发展动力有望提升。运营方 IRR 提升为设备端提供盈利空间，考虑大 型储能带来的壁垒提升，监管要求加严，国内储能设备厂有望逐步盈利。后续潜在发电侧 权益倾斜政策以及电网侧储能回收有望提供预期差。考虑储能盈利提升和运营方逻辑理顺， 国内大型储能戴维斯双击可期。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

精选报告来源：【未来智库】。