前言

这篇研报是9月写的，距离上次储能大涨已经过了一些时日。最近大储有了一些新的边际变化，值得关注，所以把它分享出来。

市面上对大储的总结比较零碎，各种政策利好也是让人一头雾水，什么容量补偿、容量电价、峰谷价差概念模糊。我这里一次性把国内大储的商业模式讲清楚，力求清晰明了，全文约5000字，希望能对大伙儿有帮助。

先说说最近的边际变化：

1. 装机量可能超预期（利好）：Q3的专家会议，市场的预期是今年大储装机量在10-12GWh。而最近北极星储能网不完全统计显示，全年装机可能达到13-15GWh；

2. 山东峰谷价差政策（利好）：前两天山东又出新政策，进一步加大峰谷价差，提高了储能项目的套利能力。

3. 锂电材料价格持续上涨（利空）：碳酸锂单价最高已经到了60万元，下游观望情绪加重。招标和备案可能看着很好，但是实际装机的积极性就不行了。最近锂价有所回落，但是经过券商测算，明年仍然是供给偏紧。可以关注一下钠电的替代逻辑。

一、国内储能如何盈利

1.储能主要有四种盈利模式：

一个100MW/200MWh项目的收入=现货价差套利（约2000万）+容量补偿（约600万）+容量租赁（约3000万）、辅助服务（约500-1000万）。

1）现货价差套利：峰谷价差套利，充电的时候以市场价充电，放电的时候作为发电机组向市场卖电。同时享受政策优惠，不承担一些费用，每度电可以省一毛五左右。

以广东省为例，每度电价差2毛5左右，再由于减少费用，可以有3毛左右价差。一个100MW的储能项目，每天发电两小时，假设一年发电360天，一年发电约7200KWh，一年套利价差=100MW*2*360*0.25=1800万收入。

2）容量补偿：电网侧独立储能电站容量电价机制，由政府或特定机构根据公允评估结果，直接制定容量补偿价格，据此向相关发电企业提供容量补偿费用以帮助其回收固定成本，补偿费用一般由电力用户分摊。

当前山东省执行的容量补偿，对于一个100MW/200MWh的储能电站，补偿的金额大概在600-700万左右，其他几个省可能参照这个标准。

3）容量租赁：新能源发电要求强配储能，独立储能电站通过容量租赁给新能源项目获取租赁费用，山东目前储能项目建成和备案较多，按照25元/KW/月比较合适，一个100MW的项目，一年收入25*12*100000=3000万元。

4）辅助服务：电网侧独立储能被电网直接调用，这些项目主要靠调峰调频获取辅助服务费，各地不一样，没有明确计费方法。如果有大型储能电站参与到一次调频和二次调频，一年收益能达到500万到1000万之间。

2.当前没有盈利的障碍：

有一点要明确的是，这些收益要有一个明确的承担方，那收益就可以稳定持续。如果没有稳定的承担方，或者政策模糊不清，没说清楚谁来付这个钱，这个收益就不太好稳定，比如之前市场给予厚望的容量补偿。

储能电站的收益率达到8%乃至10%，是这四方面的收入都在理论状态下打满，然而这四种收益目前都不能打满。

1）现货套利价差：目前现货电量占整个市场电力较低，价差也不够高。能否套利取决于全年是否都在发电，一年的发电效率大概百分之八十几到九十，这一块业务比较稳定；未来的成长空间在于峰谷价差能否加大。

2）容量补偿：目前大多数是工商业用户一起均摊，或者工商业用户和发电机组一起均摊，容量电价由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，实际上是由用户买了单。此前市场预计一个项目容量电价收入能达到3000万，实际上只有五六百万。

3）容量租赁：取决于能否租满，今年1-8月很多储能项目租赁率不到1/3，因此根本没赚什么钱。目前有的项目租赁率到了80%，随着新能源规划和储能规划相匹配，要看容量租赁率有没有上去。

4）辅助调峰：要大型储能项目才能参与，而且电网不一定用你的储能电站去调峰。对选址和关系有一定要求，比如储能电站建在电网主干部分，参与调频的机会就更多。

宁夏已经有制度上的保障了，只要你做储能电站，进入政府示范项目，给你保底两年总共600次的调峰调度。

因此，储能项目收益率的提升，需要看峰谷价差加大、容量补偿机制明确或者加钱、容量租赁率提升、辅助调峰次数得到保障，这四方面里面，提升容量租赁率最为直观。

3.最近政策刺激了个啥？

2022年8月31日山东《关于促进我省储能示范项目健康发展的通知》从新型储能的市场化、规模化和规范化三个方面，提出了12条措施。

（一）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。

（二）创新思路举措，鼓励新型储能规模化发展。包括3项措施：一是通过优先并网、优先消纳政策，引导新能源项目积极配置新型储能设施；二是支持新建新型储能项目转为独立储能项目，鼓励发展大型独立储能电站；三是给予优惠电价政策，促进储能多元化发展。

（三）加强制度管理，促进新型储能规范化发展。包括5项措施：一是完善备案管理机制，促进新型储能科学布局；二是建立技术监督机制，提升电站本质安全；三是优化调度运行机制，促进新型储能经济合理运行；四是建立配置容量考核机制，督促规范配置储能设施；五是健全安全管理机制，压紧压实各级管理责任。

简单来说，就是针对四种收入来源提供支持，价差套利有电价优惠、提高容量租赁率、容量补偿加钱、保障调峰。

二、项目的成本和收益率测算

1.成本结构

新能源配储EPC价格在1.6-1.8元/Wh，独立储能EPC投资大约在2-2.4元/Wh，比配储主要是多了升压站的投入。

假设储能成本2元/Wh，升压站成本约2毛/Wh，设备成本大约有1.4-1.5元/Wh左右，其中有9毛钱是电芯成本（宁德的要1块1），PCS变流器是1.5-2毛钱/W。

2.收益率测算

一个独立储能项目假设2元/Wh，规模100MW/200MWh，则建设总金额需要4亿元

①乐观情况：假设一个100MW项目各项收入拉满，一年收入6000万。相当于7年回本,。

6000*（1+8.2%）^7≈4亿，

毛算一下内部收益率在8%到9%之间，在8.2%左右。

②中性情况：如果一个项目不能拉满，则一年收入约4500万，相当于9年回本

（假设现货套利发电效率80%，一年收入1600万；容量补偿收入600万；租赁率60%，一年收入1800万；调峰服务500万）

4500*（1+6.5%）^9≈4亿

内部收益率在6.5%左右

③悲观情况：如果一个项目各方面不达预期，则一年收入约3500万，相当于11.4年回本

（假设现货套利发电效率75%，一年收入1500万；容量补偿收入低于预期，只有500万；租赁率40%，一年收入1200万；小项目不能经常拿到调峰业务，调峰服务300万）

3500*（1+2.4%）^11.4≈4亿

内部收益率在2.4%左右

券商吹票测算的收益率是乐观情况，当前大多数项目都是悲观情况（甚至都不如），随着政策落地未来很多项目可能是中性情况。

大型央企的可研内部收益率在6-8%，目前来讲，大储的实际经营情况还不理想，较难做到盈利。

三、备案量、招标量和装机量的景气度

1.安装储能的动力在提高：

一是盈利能力提高，

山东出台的容量补偿电价，甘肃、青海、四川、重庆这几个省预计在年底之前都会出台这个政策，刺激全国范围内的储能装机。广东的容量补偿力度大（2-3毛/Wh，一年2000-3000万，但是没有容量租赁），河南的容量租赁费力度大（每KWh是32元，山东等地是25元）

二是新能源强配进一步严格，

大基地的省份对文件的执行力度在进一步加强，12号上周青海发布的新能源开发方案，措辞严厉地提出“青海严禁只配风光不配储能”，新能源配储已经做到了风光和储能要求同期验收同期并网，甚至新疆已经执行先配储能再配风光。地方电力公司虽然不盈利，但是算政治账。

2.量：今年10-12GWh，明年大概率超过25GWh，十四五阶段储能的年复合增速在70-80%以上还是比较有信心的

以并网和验收为统一口径，全年预计国内大储装机在10-12GWh之间，今年1-6月份装了1个GWh，按照去年经验，90%项目都是下半年并网的（因此产业链业绩兑现在Q3Q4）。

定标情况：我们统计了一下几个主要电力集团的定标情况，大概有8个多GWh的项目在建设中，1-9月定标的项目大部分是在12月31号之前要建成，所以10-12GWh希望是比较大的。

招标情况：设备招标、工程项目招标在25GWh左右，不到30GWh，这些招标项目如果现在还没定标，大概是明年开始定标投建。

备案情况：注册（备案）的量已经远超80个GWh，年中的时候大概50-60GWh了，备案的项目规模很大，但是能否建成是不好说的。

四、产业链情况

最主要的环节：电芯、逆变器、变压器、BMS、温控消防、集成商、运营商（经营主体）

1.电芯

电芯行业280A能量密度高，零部件使用量少，可大幅节省成本投入，是未来的发展趋势。目前很多项目招标会直接要求280Ah的电芯。

价值量：电芯均价在9毛/Wh左右，宁德在1.1元/Wh左右。假设装机12GW，平均单价1元/Wh，电芯环节价值量约120亿元。

参与者：宁德280Ah产品是行业公认的标杆，在寿命、一致性等方面都比较好，相对于其他品牌有溢价；亿纬锂能280Ah电芯价格9毛出头；国轩和欣旺达有少部分280Ah产品，但是主做小电芯，不符合行业发展趋势。

2.逆变器（变流器）

价值量：1.5-2毛钱/W，各家价格都差不多

逆变器发展有两个路线，一个是集中式的路线，第二个是组串式的路线。

集中式的路线大机单体直流侧电压做到1500V，规模做到2.5MW以上，现在更受欢迎的是3.45MW，不论是国内还是北美的光储项目都受欢迎，目前做得比较好的阳光电源、上能电气、科华数据。其他竞争者和跟随者还没做到这么大的出货量。

组串式主要是华为在做，但是储能由于不赚钱，华为不做了，今年华为没什么大的项目。

3、变压器

价值量：110KV的升压站大概是1700-2000万来计算，220KV的升压站大概是2000万以上来计算，摊到一个百兆瓦时的项目上，成本接近2毛及以上。

以智光电气、金盘科技、新风光为代表的高压级联技术路线异军突起，在储能市场所占的份额也是日益提高，但是市场存在较大争议。

高压级联相当于电池簇在直流侧并入到一个相对复杂的逆变器之后，逆变器的交流电压能直接做到10KV甚至35KV，可用节省一个升压器，直接并网，在成本差不多的情况下在效率上能提高2个点。

但是它需要更为复杂的外部控制电路，反而又消耗了它的能量。总体来说并不能比传统集中式的做得更好，两个方案差不多。并且由于它直流侧的电压等级，对现场施工的要求更高，普通施工队做不了，所以现场交付和施工一直比较少。这个技术其实出现好多年了，只不过它一直比较小众，并没有真正在市场得到广泛认可。

华电有个200MWh的电站招标，预计明年年底之前投运，到时候能验证高压级联技术适不适合做大型储能电站。

4.BMS电池管理系统

价值量：被动均衡价格上每瓦时5分钱，主动均衡每瓦时均摊8分到1毛钱。

行业格局存在争议，未来可能都被电芯厂一体化去做了。

目前第三方厂家喜欢宣传主动均衡，但是电芯厂宁德时代比亚迪他们去做电池柜采用被动均衡，这两者的差别是被动均衡的效果一般，电流比较小只有一两百毫安，主动均衡可以做20A。但是被动均衡更简单，只需要mos开关控制，可控性高；主动均衡用了比较复杂的外部电路控制，消耗更大，故障率比被动均衡高20-30%。

5.消防温控

价值量：水冷单GW约5000万元。

消防温控是整个产业链毛利率最高的环节。

同飞供应阳光电源，高澜供应宁德时代，申菱环境供应华为，英维克突破海外头部集成商客户

6.集成商

集成商未来可能受到挤压。

一个是电芯厂搞集成化，他们可能会把直流侧的集成都自己做了，比如宁德时代推出一款电池柜，高度模块化，它既可以直接配套一个组串式逆变器，做成一个独立的小型储能系统并网，也可以放在一个大型的储能电池柜里面，放8个或者10个，组成一个大型的储能集装箱，用于大型项目的安装。现在它这个电池柜的毛利可以做到30%以上；

二个是逆变器厂商集成化，将交流侧的集成也一起做了，逆变器和升压器做逆变升压一体机。

未来大型储能项目集成可能就像搭积木一样，对集成商来说，他们以后可能就只做一下调试，对于他们来说是不利的。

7.运营商

储能的运营主体多为央企或者国企，是几大电力集团公司。以山东为例，独立电站都是五大六小电力集团来投资建设的。

民营企业备案的独立储能项目很多，实际投运的很少。短期内储能不盈利，民营没有动力去做，也缺乏竞争力。央企有政治任务在身，也更有竞争力。

代表企业：南网能源和南网科技

南网比较特殊，国网和南网的储能发展路径不一样，南网作为电力改革的试验田，允许它先做先试，南网储能和南网科技两个上市公司是作为项目的抓手。广东省和其他地方不一样，其他地方是新能源项目配储，各自想办法赚钱，而广东是由这两个上市公司统一建设，广东没有强制配储要求，新能源项目并网全部都要通过他们的储能，按照2-3毛/Wh 的容量租赁电价算；项目的容量补偿电价较高、调度率也比较高。