2022储能需求端全产业链分析.docx

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1、2022储能需求端全产业链分析高电价地区已具备经济性，降本仍为关键随着全球碳中和进程加快，新能源发电占比逐渐增多，储能重要性凸显。现阶段，经济性或为抑制储能放量关键因素。因此，我们在本章节对不同情景下储能经济性进行测算，以对欧洲、美国储能装机是否源自自发性需求进行研判，并探寻中国储能迎来内生需求时间节点，进而为美国、欧洲、中国储能未来需求测算提供依据。我们以单位净电价（注：我们将上网价格与充电价格的差值定义为单位净电价）与储能系统价格为关键变量，分别对每日一充一放、两充两放情景下储能经济性进行测算，测算结果如下表（关键假设：储能系统配储时长为2h,循环寿命6000次，年运行天数300天）。在一

2、充一放情景下，当系统价格在L7元/Wh及以下，单位净电价在0.7元/kWh及以上时，电化学储能系统将普遍具备较佳经济性。若能实现每日两充两放，则系统价格在L9元/Wh及以下，单位净电价在0.6元/Wh及以上时，便可具备经济性。目前，海外因电价峰谷价差较大、电价平均水平高、补贴支持力度大，即使储能系统价格较高，亦可实现经济效益。对于中国，因电价较低、峰谷价差不足、补贴力度小等因素，储能经济性仍较差，储能市场化应用仍在探索阶段。2021年以来，中国对于新型储能支持力度逐渐加大，通过多方面政策完善储能商业模式（拉大峰谷价差、支持电化学储能参与调峰辅助服务、探索将电网替代型储能设施成本纳入输配电价回收

3、、研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制、免除向电网送电的独立储能电站输配电价和政府性基金及附加、地方政府对分布式储能进行补贴等），以此促进储能经济性，助其尽快实现市场化发展。除商业模式不完善外，储能系统成本高、利用小时数不足为储能经济效益差的主要瓶颈。我们预计随关键原材料价格边际下行，储能系统成本将逐渐降低；利用小时数问题，则将伴随商业模式完善、储能市场主体地位被确认等，逐渐解决。图表59:电化学储能IRR敏感度测算（每日一充一放）横岫：单位冷电价（元/kWh）0.30.40.50.60.70.80.911.1蚁轴：僻能系统价格（元/2.1-5.9%-2.6%0.0%1.7%3.3%4.7%

4、6./*7.4%8.1.9-4.8%-1.5%0.9%2.74.3%5.9%7.8.7%10./I1.7-3.7%-0.3%1.9%3.8%5.6%7.2%8.8%W.Jf11.7%1.5-2.3%0.93.1%5.27.0%8.W.5%12.13.711.3-0.8%2.24.6%6.SK8.9%10.8%12.7%14.5%16.2%1.10.9%3.9%6.5%9.0%11.3%13.4%15.5%17.6%19.6%资料来源：华鑫证券研究沸算S4160:电化学储能IRR敏感度测算（每日两充两放）横轴：单位分电价（元/kWh）0.30.40.50.60.70.80.911.1K:储胞系统

5、价格（元/Wh）2.1-7.0%-1.7%2.2%5.3%8.2%10.9%13.5%16.018.5%1.9-5.2%0.2%3.8%7.H10.2%13.1g15.9%18.6%21.2%1.7-3.n2.05.8%9.3%12.6%15.7%18.7%21.624.4%1.5-0.7%4.1%8.2%12.0%15.5%18.9%22.2%25.3%28.4%1.31.7%6.6%11.IK15.”19.2%22.9%26.5%30.0%33.5%1.14.5%9.9%14.9%19.523.9%28.1%32.2%36.2%40.2%资料来香：华套证券研究测算对于采用两部制电价的工商业

6、用户，储能可助其实现峰谷价差套利的同时，降低最大需量，实现多元化经济收益。根据我们测算，对于成本为1.5元/Wh的储能系统，若能同时实现峰谷价差套利+需量费用管理，IRR可超过10%,经济效益极佳。图表61:一谷套利+需量费用管理IRR敏感性测算（每日一充一放）横峰谷价皂（kWh）0.30.40.50.60.70.80.911.1软轴：最大客量曾用（元/k*月）3211.2%12.8%14.3%15.8%17.3%18.8%20.221.n23.1%3411.8%13.4%14.9%16.4%17.9%19.4%20.8%22.2%23.6%3612.414.0%15.5%17.0%18.5%

7、19.9%21.4%22.8%24.2%3813.1%14.6%16.1%17.6%19.1%20.5%21.923.4%24.8%4013.7%15.2%16.7%18.2%19.7%21.1%22.5、23.外25.3%4214.315.8%17.3%18.8%20.21.7%23.1%24.5%25.外资料来源：华公汪谷研究测对于参与调频辅助服务市场的机组，其收益按照调节里程测算，故我们对调频储能单位里程成本测算。核心假设如下：储能功率为1MW,配储时长0.5小时，系统单位成本为3元/Wh,电池使用寿命为5年，年运维费用为初始投资1%,储能调频响应时间为L8分钟，间隔时间2分钟，调频出力

8、系数为0.8,年运行数300天，贴现率为8%。在我们假设条件下，测算得出调频储能里程成本约为4.58元/MW。目前，全国辅助服务市场已渐趋成熟，按效果付费、“谁收益谁承担”等模式逐渐普及，调频储能已有较大获益空间。以湖北省为例，其调频里程补偿二调节里程*综合调频性能指标（KP）*出清价格*调节系数，其中，综合调频性能指标（KP）二调节速率（Kl）*调节精度（K2）*调节时间（K3）,上限为3,储能可达到理论上限；调频里程价格下限为5元/MW；储能调节系数为0.7。因此，在最低报价下，储能可获得理论补偿为10.5元/MW,远高于单位里程成本。此外，当报价相同时，将根据KP决定出清顺序，储能KP可

9、达到理论上限，故将优先出清，利用小时数具有保障。图表62:电化学储能里程成本测算第0年第1隼第2年第3年第4年第5年储能系统成本（元）(1,500,000)00000运维费用（元）/(15.0)(15,000)(15,000)(15.000)(15.000)运律费用现值（元）/(13,889)(12,860)(11.907)(11.025)(10,209)费期合计（无）(1,559,891)调频里程（MW）/9094790947909479094790947调然里程现值（MN）/84,21177,97372,19766.84961,897里程成本（元/MW）4.30资料来it：华在证券研究测算

10、美国：政策持续发力，储能有望持续领跑全球2021年美国电化学储能装机3.5GWyoy+133.3%,连续两年超过翻倍增长。2022年美国储能继续维持高增长态势，一季度装机0.96GWyoy+240%o展望未来，随拜登政府对新能源及储能补贴力度加大，预计美国储能将维持高增速。从装机场景来看，美国储能以表前为主，88%装机为表前储能，主要原因为电网老旧，同时新能源发电占比逐年提升，需配备储能以协助消纳，满足电网调度需求。工商业与户用储能目前占比较低，但随补贴力度加大，叠加美国当地电力市场成熟，经济性凸显，增速或将高于表前储能。用表63:美国2015-202201电化学储葩氧机量明-64:2021年

11、美国电化学储能各场景裳机分布fM*4:IEA1WoodMackenzie.隼髭il承崎为青料朱瑟：WoodItocken2ie.华B证亲”比按照发电功率，将美国新能源项目分为三类，分别为大型集中式（5000kw）.工商业（IlHOOOkw）、户用项目（10kw）。集中式储能目前以加州、德州、PJM为主，其中，加州储能主要为新能源配套装机，德州、PJM则以独立储能参与调频辅助服务市场为主。根据我们前文总结内容，高储能装机量（增量/存量）、良好经济性为储能需求爆发必要条件，高新能源发电量占比、成熟电力市场为实现经济效益必要条件，美国现有多地区具备储能发展良好土壤，例如加州、德州、爱荷华州、俄克拉荷

12、马州等。展望下一阶段，我们认为，加州储能需求将持续高增，德州发展潜力或高于加州，其他多州亦将实现突破。除表中所列地区外，美国其他州发电占比达73%,新能源发电占比仅为40%,长期新能源替代空间大，具有较好发展潜力。预计2025年美国表前储能需求将达64GWh,2021-2025年CAGR达62%。图表65:美国辱分地区2022年5月发电量情况图衰66:美国2025年*前储能需求测算2O21A2O23C20242025E喧B地区*fttt*(GWh)Xt*(GWh)加施8y占比*中入eftH工(OT)1696739035604303M3415.06446.557314、127128.57.69.

13、77.45216.198460%SAS%69%70%E3.8597.29152n20%226%28%30%33.23.3343.5隹衍隼州3.8405.178742*t只2电*t鱼（M）9231532MS3X745043格伊拆州2.8005.51050.8、f814*枭31.6383.68444.5%KtiHtKfcao132.7明尼办达M1.5183.86339.3%mm2K26、J北达K也出1.4113.486405%暂触觉比20%22%226、2%5.90801117814.4617X“他25.311251.73510.1、tH(h)3323.3343.5H62.093343,502183%寿又岂川鱼（Bh）7.9313.24103513.74色计武M(gh)9232325378344.0964.17*科表4