本报告导读：
　　能源转型阶段，能源“不可能三角”的核心矛盾在低碳清洁和供应安全中反复强化，而储能正是打通两者的关键一环。双碳目标导向下，电力闯关远未结束，需重视储能的战略地位和增长空间。
　　摘要：
　　在能源“不可能三角“框架内理解储能的重要意义。
　　能源“不可能三角”的核心矛盾已转向“供应安全”，电力闯关远未结束。碳达峰有两个明确的量化指标——25&30年清洁能源占比分别达到20%和25%，据此，我们测算，在2025年之前老能源的需求将延续稳步增长，2025~2030年间，预计煤炭和原油有望实现需求达峰并缓步退坡。需要注意的是，全球能源贸易格局重塑带来的能源价格中枢上移将对我国油气进口带来制约，我们认为能源保供是碳达峰之前的主旋律。
　　储能是未来电力系统的核心，给新能源插上翅膀。储能可以对新能源电力即时储存和释放来削峰填谷，实现时间维度的相对自主可控。主要分为抽水蓄能（目前约占九成）和电化学储能，根据碳达峰行动方案，预计2030年前，抽水蓄能和电化学储能的装机规模都将达到亿千瓦级别，其中电化学储能具有数十倍的发展空间，需重视以锂电池为主的新型储能的高成长性。
　　储能产业链解析：规模扩张下的盈利格局优化。
　　国内大储以独立（共享）储能为主，盈利来源主要包括容量租赁费用、电力现货市场、电力辅助服务及容量补偿电价。在政策与并网进度的推进下，未来容量租赁的比例有望逐渐提高。独立储能电站的收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利，因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间。调峰、调频、黑启动等电力辅助服务政策持续推进，电力辅助服务为独立储能系统带来额外利润。容量补偿电价政策持续推出，进一步推动新型储能行业发展。
　　锂电池供需结构有望边际改善，推动储能系统成本下降。在储能系统的成本结构中，电池占比高达60%，锂电池的成本变动对储能系统的成本产生巨大影响。根据国内锂电池企业的扩产计划，23年锂电池企业预计建成约200GWh的产线，未来三年预计实现约1800GWh的产能。电池供不应求的局面或逐渐扭转，供需结构的改善有望降低电池价格，最终实现储能电站成本的减少。
　　据测算，在投资成本、容量补偿费用、容量租赁费用、上网电价、充电电价等项中，投资成本变化对IRR波动的影响最大。投资成本变化10%，IRR波动约26%。因此由供需结构的变化带来的电池价格降低，有望对储能电站IRR带来积极的影响。
　　技术：电化学储能增长迅速，储能温控实现高增。
　　行业持续高景气，新型技术层出不穷。展望未来，新增储能装机规模预计保持快速攀升。储能企业乘风加快产能布局，电芯产能进入规模化增长阶段，系统集成成为企业新的业绩增长点。在商业模式方面，以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向。在储能技术方面，我们认为锂离子电池储能将是国内大储的主要载体；对于系统集成方式，目前集中式储能应用最广，交流侧多分支并联技术未来潜力巨大。
　　液冷有望成为储能温控主流技术路线，预计2025年液冷渗透率有望达50%。目前温控市场仍以风冷系统为主，主要由于其成本较低且结构简单易用，在散热要求不高的中小型储能电站得以广泛应用，预计2022年风冷系统占比或达到85%。液冷系统冷却效果较风冷好，全周期成本低，有望在大型储能电站快速得到应用，目前处于渗透率逐步提升阶段，预计渗透率有望从2022年的15%提升至2025年的50%。
　　风险提示：新能源装机进度不及预期，政策配套不及预期，储能招标数量不及预期，储能装机进度不及预期，原材料价格回落不及预期等。
　　

研究报告全文：宏观宏观研究研TableMainInfoTableAuthor究20230221报告作者储能能源不可能三角的破局之道董琦分析师021-38674711宏观联合行业产业突围系列一dongqi020832gtjascom专证书编号S0880520110001本报告导读TableGuide题庞钧文分析师研能源转型阶段能源不可能三角的核心矛盾在低碳清洁和供应安全中反复强化而储能正是打通两者的关键一环双碳目标导向下电力闯关远未结束需重视储能的021-38674703究战略地位和增长空间pangjunwengtjascom证书编号摘要S0880517120001TableSummary在能源不可能三角框架内理解储能的重要意义周天乐分析师能源不可能三角的核心矛盾已转向供应安全电力闯关远未结束碳达峰有两个明确的量化指标2530年清洁能源占比分别达到20和250755-23976003据此我们测算在2025年之前老能源的需求将延续稳步增长20252030Zhoutianlegtjascom年间预计煤炭和原油有望实现需求达峰并缓步退坡需要注意的是全球证书编号S0880520010003能源贸易格局重塑带来的能源价格中枢上移将对我国油气进口带来制约我们认为能源保供是碳达峰之前的主旋律韩朝辉研究助理储能是未来电力系统的核心给新能源插上翅膀储能可以对新能源电力即时储存和释放来削峰填谷实现时间维度的相对自主可控主要分为抽水蓄021-38038433能目前约占九成和电化学储能根据碳达峰行动方案预计年前2030hanchaohuigtjascom抽水蓄能和电化学储能的装机规模都将达到亿千瓦级别其中电化学储能具证书编号S0880121120065有数十倍的发展空间需重视以锂电池为主的新型储能的高成长性储能产业链解析规模扩张下的盈利格局优化TableReport证国内大储以独立共享储能为主盈利来源主要包括容量租赁费用电力相关报告现货市场电力辅助服务及容量补偿电价在政策与并网进度的推进下未券美国通胀高粘性还将持续多久来容量租赁的比例有望逐渐提高独立储能电站的收入的相当部分来自于电20230215研力现货市场的高低价差套利因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现究货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间调峰调频黑启动等信贷强社融弱中的三个背离电力辅助服务政策持续推进电力辅助服务为独立储能系统带来额外利润20230211报容量补偿电价政策持续推出进一步推动新型储能行业发展白银的宿命与反抗告20230203锂电池供需结构有望边际改善推动储能系统成本下降在储能系统的成本八大问题看疫后居民预期结构中电池占比高达60锂电池的成本变动对储能系统的成本产生巨大影响根据国内锂电池企业的扩产计划23年锂电池企业预计建成约200GWh20230201的产线未来三年预计实现约1800GWh的产能电池供不应求的局面或逐渐70年代逆全球化中英美产业政策的应对扭转供需结构的改善有望降低电池价格最终实现储能电站成本的减少20230121据测算在投资成本容量补偿费用容量租赁费用上网电价充电电价等项中投资成本变化对IRR波动的影响最大投资成本变化10IRR波动约26因此由供需结构的变化带来的电池价格降低有望对储能电站IRR带来积极的影响技术电化学储能增长迅速储能温控实现高增行业持续高景气新型技术层出不穷展望未来新增储能装机规模预计保持快速攀升储能企业乘风加快产能布局电芯产能进入规模化增长阶段系统集成成为企业新的业绩增长点在商业模式方面以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向在储能技术方面我们认为锂离子电池储能将是国内大储的主要载体对于系统集成方式目前集中式储能应用最广交流侧多分支并联技术未来潜力巨大液冷有望成为储能温控主流技术路线预计2025年液冷渗透率有望达50目前温控市场仍以风冷系统为主主要由于其成本较低且结构简单易用在散热要求不高的中小型储能电站得以广泛应用预计2022年风冷系统占比或达到85液冷系统冷却效果较风冷好全周期成本低有望在大型储能电站快速得到应用目前处于渗透率逐步提升阶段预计渗透率有望从2022年的15提升至2025年的50风险提示新能源装机进度不及预期政策配套不及预期储能招标数量不及预期储能装机进度不及预期原材料价格回落不及预期等请务必阅读正文之后的免责条款部分专题研究目录1储能是解开能源不可能三角的钥匙311能源转型初期不可能三角矛盾持续激化312核心矛盾已转向供应安全电力闯关远未结束313储能是未来电力系统的核心给新能源插上翅膀42储能产业链解析规模扩张下的盈利格局优化821装机容量快速增加新增装机有望持续攀升822储能企业百家争鸣储能业务多元化布局923商业模式日渐完善盈利空间逐渐打开113技术前景共享与锂电齐飞温控系统有效护航1431共享储能是未来国内大储的主要商业模式1432锂离子电池将是国内大储的主要载体1633温度影响储能安全温控系统重要性凸显184风险提示21请务必阅读正文之后的免责条款部分2of22专题研究1储能是解开能源不可能三角的钥匙11能源转型初期不可能三角矛盾持续激化在能源领域我们常说能源存在不可能三角即低碳清洁供给充足成本低廉不可兼得具体来看我们在过去面对的是传统经济低廉的传统能源供应充足但需要舍弃低碳清洁我们当下正处于转型经济加速低碳转型但是供应安全和成本低廉接连遭受挑战如近几年的限电频发21年的电价上浮未来经济是什么样子的我们将采用低碳清洁的新能源作为发电的主要载体以储能特高压确保能源的供应安全但是系统成本的提升是历史的必然因此能源不可能三角的归宿是牺牲成本保证低碳和供应2021年我国能源消费结构中清洁能源占比约166风光水核为主按照双碳目标在2030和2060年这一比重应分别达到25和80以上这种历史性变革带来的投资机遇值得投资者长期重视一方面老能源在长期低资本开支下产能释放接近极限同时国内稳增长叠加全球能源困局加剧我国保供压力另一方面能源转型带来了新能源巨大的发展空间而能源供应问题给新能源建设方向提供了新的指引因此能源转型初期新老能源的景气共振持续性将远超市场预期图1我国2021年能源结构一览112035257489560185煤炭原油天然气水电核电风电太阳能生物质能热能数据来源Wind国泰君安证券研究12核心矛盾已转向供应安全电力闯关远未结束双碳目标的提出让市场对于新老能源转换的节奏有一个不切实际的预期市场认为老能源在近几年内就会实现需求达峰然后开始逐步被新能源取代实际情况是从碳中和元年2021年开始虽然新能源建设持续加码但是老能源的需求并没有受到影响反而极端天气和地缘局势让我们再次意识到老能源作为能源安全支柱的重要性请务必阅读正文之后的免责条款部分3of22专题研究再次正视双碳目标我们的看法是老能源退出要慢新能源建设要快保供是碳达峰之前的第一要义碳达峰有两个明确的量化指标2025年和2030年清洁能源占比分别达到20和25根据我们测算在2025年之前老能源的需求不会退坡其中煤炭293303亿吨标煤原油97102亿吨标煤天然气4757亿吨标煤在20252030年间预计煤炭和原油有望实现需求达峰并缓步退坡需要注意的是全球能源贸易格局重塑带来的能源价格中枢上移将对我国油气进口带来制约因此煤炭的需求可能会进一步提升我们认为能源保供是碳达峰之前的第一要义图2老能源退出要慢新能源建设要快保供是碳达峰之前的第一要义亿吨标准煤7060504030201002005年2010年2015年2020年2025年2030年原煤原油天然气水电核电风电太阳能生物质能数据来源Wind国泰君安证券研究2025和2030年为预测值13储能是未来电力系统的核心给新能源插上翅膀时空错配起步伊始风光电出力尚未成气候风光电的问题在于两个方面其一虽然增长幅度快但由于未具规模因此对于发电侧的贡献尚且不足因此我们看到近几年虽然用电增速维持在5附近但是风光电的增速贡献仅1左右其二由于在时间和空间两个维度受限导致实际出力与装机量不成比例相应的我们看到2021年风光累计装机占比已经达到26而发电量占比仅10请务必阅读正文之后的免责条款部分4of22专题研究图32021年风光累计装机占比已经达到26而发电量占比仅108068670605465040未具规模出力不足30时空错配出力受限1631652013812980104922220火电水电风电太阳能核电发电量占比装机容量占比数据来源Wind国泰君安证券研究安全考量推动核电有序发展气候问题导致水电稳定性受限近十年水电和核电的新增装机占比相对稳定没有明显增长主要是两个方面的考虑对于核电由于存在放射性废料因此存在一定的政治风险政府在加强监管的同时推动其有序发展近五年的装机年均增速仅-139对于水电由于其极强的季节性特征因此比较依赖气候因素稳定性常常遭受挑战近两年的局部限电都与来水不足有关因此在未来的新型电力体系框架下这两类电能被定位为风光电的补充和调峰图4近十年水电和核电的新增装机占比相对稳定没有明显增长70发电新增设备容量构成63960493504031230263270228180201601241339910561919020火电水电核电风电太阳能2010年2015年2021年数据来源Wind国泰君安证券研究风光电的另一个问题在于季节性的供需错配由于居民三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高二产在年底由于赶工迎来用电旺季导致用电侧存在明显的季节性特征相应的未来如果以风光作为我国电力体系的核心那么季节性供需错配将成为常态风电在用电高峰夏季出力相对较弱太阳能在冬季出力有所不足请务必阅读正文之后的免责条款部分5of22专题研究因此能源多样性的战略意义凸显为了弥补风电的季节性缺口水电需要承担夏季调峰的重任为了平滑太阳能的冬季出力不足火电气电为主核电等主要能源也需搭把手未来的电力体系运作方式应当如下核电是优先级最高的电源年均工作7802个小时基本实现满发但受限于安全性无法实现大幅扩张因此可作为电力系统中的先锋队风光水电都存在稳定性不足的问题需要配置储能特高压等新基建来保驾护航同时相互之间存在季节性互补的特点这三大能源应成为我国未来电力体系的核心其中水电是夏季调峰的核心火电是我国能源安全的底线碳达峰之前核心地位无法动摇往2060年去看随着储能技术逐步完善煤电将逐步退出相对清洁的气电燃氢将成为冬季调峰的主要手段图5用电旺季主要集中在夏季78月和冬季121月亿千瓦时全社会用电量当月值90008000700060005000400030001月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2018年2019年2020年2021年季节性均值数据来源Wind国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分6of22专题研究图6风电在用电高峰夏季出力相对较弱亿千瓦时发电量风电当月值700060005000400030002000100012月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2018年2019年2020年2021年季节性数据来源Wind国泰君安证券研究图7太阳能在用电高峰冬季出力相对较弱亿千瓦时发电量太阳能当月值20001800160014001200100080060040012月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2018年2019年2020年2021年季节性数据来源Wind国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分7of22专题研究图8我国电源出力情况一览小时年100007802800060004448362240002232200011940火电水电核电风电太阳能发电设备平均利用小时数数据来源Wind国泰君安证券研究2储能产业链解析规模扩张下的盈利格局优化21装机容量快速增加新增装机有望持续攀升国内大储发展迅猛装机容量快速增加根据CNESA截止2021年底全国累计储能装机规模达到461GW同比增长2949其中新型储能装机63GW同比增长564新型储能中90为电化学储能装机功率56GW同比增长7792021年中国新增储能装机105GW同比增长22812017-2021年中国新增储能装机年均复合增长率高达657据储能与电力市场22年国内储能新增投运量超12GWh据CESA22年国内新型储能新增投运装机621GW1432GWh储能行业整体装机规模持续高景气同时以电化学储能为代表的新型储能技术高速发展推动新型储能在整体储能装机规模中占比逐渐提升图92017-2021年全国储能装机规模持续增加图102017-2021年新增储能中新型储能占比逐步提升资料来源CNESA国泰君安证券研究资料来源CNESA国泰君安证券研究展望未来新增储能装机规模预计保持快速攀升根据CESA对国网和南网新型电力系统建设目标情况的分析预测预计到2025年我国新型储能装机规模将突破50GW其中电化学储能累计装机将达到40GW2025年后预计可再生能源请务必阅读正文之后的免责条款部分8of22专题研究发电年装机增量将保持在100GW电化学储能的年装机增量将保持在12-15GW预计到2030年电化学储能装机规模将达到约110GW国内双碳目标下可再生能源的快速增长将助推储能行业蓬勃发展图11国内电化学储能装机规模有望快速增加单位GW数据来源CESA国泰君安证券研究22储能企业百家争鸣储能业务多元化布局众多企业纷纷布局储能行业尤其是电池与电力设备公司储能电池脱胎于动力电池且产线有一定通用性动力电池企业有发力储能电池的天然优势其中2021年宁德时代排名全球储能电池市场出货量第一电力设备企业大多从储能变流器等电力部件供应做起具备天然的渠道与技术优势并陆续转型储能系统集成商其中代表性企业有电工时代阳光电源科华数据等图12中国储能技术提供商2021年度全球市场储能图13中国储能系统集成商2021年度国内市场储能电池出货量排行榜单位MWh系统出货量排行榜单位MWh资料来源CNESA国泰君安证券研究资料来源CNESA国泰君安证券研究储能企业加快产能布局电芯产能进入规模化增长阶段电池厂商纷纷扩建电池生产基地其中宁德时代亿纬锂能瑞浦兰钧海辰储能欣旺达鹏辉能源和海基新能源等7家企业储能电池扩产规模较大预计22-24年新开工产线分别为342GWh2185GWh112GWh95GWh95GWh24GWh8GWh合计开工产线对应产能8945GWh电池行业扩产潮预计仍将继续以满足日益增长请务必阅读正文之后的免责条款部分9of22专题研究的储能需求储能行业有望持续高景气发展表1电池企业储能电芯2022-2024产线规划布局储能电芯产线规划企业生产基地2022E2023E2024E合计江苏溧阳厦门青海肇庆贵州江西宜春山东济宁宁德时代10514097342河南洛阳基地湖北荆门云南曲靖云南玉溪四川成都辽宁沈阳亿纬锂能68565852185南通启东基地瑞浦兰钧浙江温州佛山南海浙江嘉善基地422545112海辰储能福建厦门重庆铜梁基地15552595欣旺达义乌枣庄德阳什邡基地653095广州番禺广东珠海河南驻马店浙江衢州广西柳州鹏辉能源109524基地海基新能源江苏无锡基地4228合计24453612898945资料来源公司公告国泰君安证券研究储能业务呈现多元化布局态势系统集成成为企业新的业绩增长点储能行业的迅速发展吸引了其他类型企业纷纷切入储能赛道其中包括阳光电源科华数据智光电气远景能源上能电气盛弘股份金盘科技等电气机械制造企业这些企业利用现有技术优势生产储能变流器储能系统集成产线等以上企业规划产能分别约15GW15GW12GWh6GWh5GW5GWh39GWh其他企业包括海博思创天合储能新能易事特锦浪科技新风光宝丰集团等也有后续的扩产计划新能源行业的快速发展带动储能需求的急剧增长部分非传统储能企业抓住行业机遇承担储能系统集成商等角色有望推动储能业务高质量多元化发展表2储能系统集成企业产能规划布局企业生产基地产品合计规划产能投产时间阳光电源合肥PCS15GW2024年科华数能张北工厂储能系统集成15GW-121593GW现有2022年底后续规智光电气广州市南沙区储能系统集成产线h划合浦智慧储能制造基地储能电池12GWh2023年4月后续远景能源襄州零碳产业园项目储能电池装备3GWh2023年8月底上能电气惠山工业转型集聚区储能变流器氢能变换系统5GW2024年6月融和元储苏州融储科技有限公司储能电池PACK23GWh2022年11月后续储能设备工商业和电网盛弘股份苏州5GW-侧奇点能源华北能量块制造生产基地储能系统510GWh2022年2024年金盘科技桂林武汉数字化工厂储能系列产品1227GWh2022年2023年新能易事扬州储能和电池系统1GW-特锦浪科技宁波储能逆变器11万台-请务必阅读正文之后的免责条款部分10of22专题研究新风光山东省汶上县经济开发区高中低压PCS装置年产900台2024年宝丰集团银川苏银产业园电池及储能集装系统200GWh-其他有扩产计划的企业海博思创天合储能资料来源公司公告国泰君安证券研究23商业模式日渐完善盈利空间逐渐打开目前国内大储商业模式基本成型但当下盈利能力尚不突出具体而言国内大储以独立共享储能为主盈利来源主要包括容量租赁费用电力现货市场电力辅助服务及容量补偿电价由于目前盈利能力尚不突出国内大储建设的最大驱动力仍是政策端的推动国家积极出台政策发力储能建设从建设方向配置比例商业模式等多方面对我国储能发展提供支撑开启了储能应用的良好开端并有望催生出多种相关应用的盈利模式表3国内大储目前共有四种盈利渠道收益来源类型具体内容容量租赁费用将容量租赁给新能源场站获取租金电力现货市场参与电力现货市场进行高低价差套利电力辅助服务提供调峰调频等辅助服务获取收益容量补偿电价探索建立针对储能电站的容量电价机制资料来源国泰君安证券研究在政策与并网进度的推进下未来容量租赁的比例有望逐渐提高国家发改委能源局在关于加快推动新型储能发展的指导意见中鼓励探索建设共享储能发展容量租赁各省份也积极出台相关政策推动独立储能容量租赁另外独立储能相较新能源场站自配储能电站规模更大接入电压等级更高便于电网统一调控与考核具备系统性全局性优势因此并网进度的推进也为独立储能的容量租赁提供了巨大的需求表4各省市出台政策鼓励与引导容量租赁省份政策名称发布时间政策要求河南省十四五新型储能2022424河南租赁费每年2604月份2008月份元kWh实施方案的通知2022821诸暨市整市推进分布式光允许新型储能设施投资企业按市场化运营方式向光伏投资浙江2022610伏规模化开发工作方案企业租售储能容量关于印发合肥市十四五安徽能源高质量发展规划的通2022830鼓励租赁共享储能知胶州市整市分布式光伏开2022829鼓励配置或租赁152h储能发工作指导意见山东关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措202291全国首个支持政策创新容量租赁机制施海南把碳达峰碳中和建设工作20221031在关键电网节点及周边支持企业投资建设运营独立共享储请务必阅读正文之后的免责条款部分11of22专题研究纳入儋州市经济社会发展整能设施并积极推动风电光伏发电项目优先租赁共享储体布局的意见建议能设施资料来源各省份发改委能源局北极星储能网国泰君安证券研究独立储能电站的收入的相当部分来自于电力现货市场的高低价差套利因此电力现货试点省份的推广以及参与电力现货的电量增加有助于扩大独立储能电站的利润空间2017年我国选取了广东浙江等8个省份启动电力现货市场建设试点工作2021年我国新增了上海江苏等6个试点省份将试点省份总量扩大到了14个2022年江西能源局发布江西省能源局关于加快推动电力现货市场建设工作的通知拟将江西设立为第15个电力现货市场建设省份未来参与的地区有望逐步扩展至全国同时参与电力现货市场的电量逐年增加交易电量占比逐年提升有望进一步扩大储能电站的收入来源图14电力现货试点工作进程有序推进资料来源国家发改委国家能源局国泰君安证券研究调峰调频黑启动等电力辅助服务政策持续推进电力辅助服务为独立储能系统带来额外利润2021年12月21日国家能源局印发了电力辅助服务管理办法推动构建新型电力系统规范电力辅助管理深化电力辅助服务市场机制建设容量补偿电价政策持续推出能够保障新型储能收入稳定进一步推动新型储能行业发展目前针对抽水蓄能国家已经出台了较为完善的容量电价机制同时对于发展空间更大的新型储能国家也在不断参考抽水蓄能建立适用新型储能特点的容量电价政策推动新型储能稳定健康发展表5各省份积极推出容量补偿电价相关政策省份政策名称发布时间政策要求山东容量市场运行前参与电力现货市场的发电机组容量补关于电力现货市场容量补偿电价2022328偿费用从用户侧收取电价标准暂定为每千瓦时00991元含有关事项的通知税参与需求响应可按3档分别获得不同的容量补偿和能量补偿2022年全省迎峰度夏有序用电方202267其中容量补偿分别为不超过2元kW月3元kW月4案山东元kW月关于进一步做好2022年下半年容量补偿电价按照基准价991元MWh下同乘以谷系数山东省电力市场结算试运行工作有2022630K1K1取值0-50收取在发电能力紧张的时段容量补偿关事项的通知电价按照基准价乘以峰系数K2K2取值150-200收取关于促进我省新型储能示范项目补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标202291健康发展的若干措施准的2倍执行请务必阅读正文之后的免责条款部分12of22专题研究明确了2023年不同季节同类补偿分时峰谷系数K1K2取值及关于发布2023年容量补偿分时执行时段由于容量电价带来的电价差将达到018829元kWh20221116峰谷系数及执行时段的公告0099120-0099101结合峰谷时段如配置2小时的储能系统将能最大容量利用尖峰深谷价差关于建立新能源开鼓励新型储能参与电力市场探索建立电网侧独立储能电站新疆202274发管理工作机制的通知容量电价电源侧电力辅助服务补偿等新型储能价格机制容量补偿费用在在调峰能力未降至额定容量50以下的火甘肃省电力辅助服务市场运营暂甘肃2022920电机组或未参与调峰容量市场交易的火电机组新能源电场行规则水电厂市场化电力用户之间进行分摊深圳市关于促进绿色低碳产业高装机规模1MW以上的电化学储能项目按照实际放电量给予广东质量发展的若干措施征求意见20221028最高02元kWh的支持每个项目支持期限3年资助总额稿最高300万元长沙市人民政府办公厅关于支持按储能电站的实际放电量给予储能电站运营主体03元湖南先进储能材料产业做大做强的实施2022117kWh的奖励单个企业年度奖励额度不超过300万元意见青海电力现货市场容量补偿实施对直接参与青海电力现货市场竞价的火电机组新能源风青海2022118细则电光伏场站和储能电站提供容量补偿资料来源各省份发改委能源局北极星储能网国泰君安证券研究锂电池供需结构有望边际改善推动储能系统成本下降在储能系统的成本结构中电池占比高达60锂电池的成本变动对储能系统的成本产生巨大影响根据国内锂电池企业的扩产计划23年锂电池企业预计建成约200GWh的产线未来三年预计实现约1800GWh的产能电池供不应求的局面或逐渐扭转供需结构的改善有望降低电池价格最终实现储能电站成本的减少图15电池在储能电站成本结构中地位显著图16锂电池企业产线产能持续增加GWh资料来源阳光电源公告国泰君安证券研究资料来源起点锂电各公司公告国泰君安证券研究据测算在投资成本容量补偿费用容量租赁费用上网电价充电电价等项中投资成本变化对IRR波动的影响最大投资成本变化10IRR波动约26因此由供需结构的变化带来的电池价格降低有望对储能电站IRR带来积极的影响表6储能电站IRR随投资成本波动更大请务必阅读正文之后的免责条款部分13of22专题研究投资成本容量补偿费用容量租赁费用上网电价充电电价项目-1010-1010-1010-1010-1010IRR波动247-268-4747-121119-16617428-29资料来源国泰君安证券研究图17投资成本变化10IRR波动约26数据来源Wind国泰君安证券研究3技术前景共享与锂电齐飞温控系统有效护航31共享储能是未来国内大储的主要商业模式以共享储能模式运行的独立储能电站成为国内大储主要发展方向共享储能与独立储能是从两个不同的角度对不依附于新能源电站而存在的储能电站的表述独立储能电站是以独立的主体身份直接参与电网或新能源发电侧的调度共享储能是指由第三方厂商负责投资运维并将储能电站的容量或功率出租给目标用户的一种商业运营模式根据CNESA数据统计2022年10月新增独立储能项目761GW备案在建运行功率规模占总新增储能项目规模72而强配储能项目仅占25共享储能已成为国内大储的主体图18共享储能商业模式更加多元化数据来源青海省电力公司国泰君安证券研究请务必阅读正文之后的免责条款部分14of22专题研究图192022年10月新增共享储能项目761GW数据来源CNESA国泰君安证券研究共享储能模式减少了新能源场站储能开支有利于维持IRR根据我们的测算假设一个年利用小时数1600小时弃光率5的100MW光伏电站以42元W计算光伏侧成本不配储能时IRR为688若按10-2h配建电化学储能按15元Wh计算储能侧成本则光伏配储的IRR下降至574若以100元kWh年的价格向独立储能电站租赁相同的容量可将IRR维持在671我们对IRR与不同光伏配储的储能侧成本以及储能租赁价格进行了灵敏度分析结果表明在储能租赁费用为100元kWh年的条件下光伏配储储能的成本只有低至08元Wh的情况下IRR会高于共享储能的模式共享储能模式相较强配储能更具有经济性表7光伏租赁储能容量可将IRR维持在671项目光伏无储能光伏配储光伏共享储能光伏容量100MW年利用小时数1600上网电价037元Wh光伏侧成本42元Wh储能功率容量10MW20MWh10MW20MWh储能侧成本15元Wh容量租赁成本100元kWh年IRR688574671资料来源国泰君安证券研究光伏计算依据地区第一资源区弃光率5折旧年限20年折旧率475运维成本007元Wh配储计算折旧率475配储方式锂离子电池储能放电深度80表8新能源配储的储能成本为14元Wh时IRR相较共享储能租赁成本为100元kWh年时降低082储能成本元WhIRR08112141618请务必阅读正文之后的免责条款部分15of22专题研究100008-023-053-082-111-139110022-009-039-068-097-125储能租赁120036005-025-054-083-111元kWh年130050019-011-040-069-097140064033003-026-055-083150078047017-012-041-069资料来源国泰君安证券研究计算依据同表732锂离子电池将是国内大储的主要载体抽水蓄能与电化学储能是国内主要的储能技术电化学储能发展迅猛现有储能技术路线包括物理储能抽水蓄能压缩空气储能飞轮储能电化学储能锂离子电池铅碳电池液流电池钠硫电池电磁储能超级电容超导储能相变储能熔融盐储热高温相变储热氢储能根据CNESA数据统计截止2021年底中国储能项目累计装机规模达461GW其中抽水蓄能占比863电化学储能占比121合计占比984虽然抽水蓄能技术成熟但其受地理资源条件制约并且能量密度较低发展空间有限而电化学储能尤其是锂离子电池储能具有寿命长能量密度高效率高等优点根据CNESA数据2017年至2021年中国电化学储能装机由039GW增长至558GW2022年10月电化学储能项目新增10GW备案在建运行电化学储能发展前景广阔图202021年中国抽水蓄能电化学储能占984图21中国电化学储能装机迅速增长资料来源CNESA国泰君安证券研究资料来源CNESA国泰君安证券研究锂离子电池储能或将是国内大储的主要载体对于储能行业发展最成熟的模式发展最快这是下游盈利的压力及对储能电站安全性和成熟度的严苛要求所共同决定的国内的锂离子电池储能已有较大的规模根据CNESA数据2022年10月国内锂离子电池储能项目新增966GW备案在建运行功率规模占电化学储能的966锂离子电池已成为国内最主要的电化学储能技术根据北极星储能网报道国内备案的单体最大的锂离子电池项目为中核汇能山西能源有限公司在山西灵石经济技术开发区规划的400MW800MWh共享储能项目而最大的钠离子电池储能项目为三峡能源安徽阜阳南部风光储基地300MW600MWh储能项目其中钠离子电池规模30MW60MWh而全球最大的液流电池储能项请务必阅读正文之后的免责条款部分16of22专题研究目大连融科的全钒液流电池项目一期100MW400MWh于10月31正式并网锂离子电池储能单体规模及总规模已远超钠离子电池及液流电池储能根据彭博新能源财经BNEF预测2030年锂离子电池储能电站成本有望降低至170USDkWh同时2028-2030年锂离子电池循环次数有望达到15000次锂电池储能的降本增效将使得锂离子电池发展进入快车道未来将成为国内大储的主要载体图222022年10月新增锂离子电池储能项目966GW资料来源CNESA国泰君安证券研究图232022年10月锂离子电池储能新增功率占总新增电化学储能项目966资料来源CNESA国泰君安证券研究图242030年锂离子储能电站成本有望下降至170USDkWh请务必阅读正文之后的免责条款部分17of22专题研究资料来源BNEF国泰君安证券研究33温度影响储能安全温控系统重要性凸显储能电池舱分布密集存在电池热失控安全风险目前我国电化学储能电站建设形式主要采用预制舱式锂离子电池可分为电池单体模组电池簇和电池舱四个层次一定数量的电池单体可通过排列集成为一个电池模组多个电池模组可经过电气连接构成电池簇多个电池簇与变流器等设备共同组成电池舱大型储能系统一般电池数量较多电池单体可高达数万个且排列较为密集单个储能舱容量可达05-2MWh储能舱电池密集分布的特点存在一定的安全风险若电池单体因故障发生热失控反应则可能导致周围电池发生连锁热失控图25储能电池舱分布较为密集存在电池安全风险数据来源锂离子电池储能电站早期安全预警及防护温度环境过高或过低为储能电站事故重要诱因储能电站安全事故诱因主要包括运行环境外部激源电池本体管理系统等方面其中运行环境管理不足可能由于散热不足导致过热水分粉尘等导致接触电阻增大及绝缘性能下降等外部激源包括绝缘失效造成的电流冲击及短路等问题电池本体缺陷可能存在制造过程中产生的毛刺颗粒等瑕疵电池使用时间过长老化等或导致电池过充过放过热短路等问题管理系统缺陷主要为储能系统安全状态监测及预警系统不完善等图26温度控制等运行环境管理不足为储能电站事故重要诱因请务必阅读正文之后的免责条款部分18of22专题研究运行环境外部激源电池本体管理系统事低温环境BMSPCSEMS外部短路制造瑕疵故高温环境异常电冲击诱温度差异热冲击电池老化因水分粉尘管理体系缺陷低温充电局部大电流不一致性毛刺颗系统缺陷散热不足等欧姆热等粒产热增加等电池过放过充内短路过热过电流滥用内部演化外部表现安SEI膜分解快速升温全事PE膜熔化电池膨胀或裂开故负极与电解液反应防爆阀打开释放气体正极与电解液反应烟气着火或爆炸数据来源锂离子电池储能电站早期安全预警及防护国泰君安证券研究温度影响电池寿命容量及稳定性温度控制系统重要性凸显低温环境下电池内化学反应速率将下降电解液内离子扩散率和电导率降低固体电解质界面膜处的阻抗增加同时低温充电时易导致锂枝晶生长甚至刺破隔膜出现短路高温环境下锂电池寿命减少容量降低且锂电池内部的SEI膜易分解负极材料会与电解液产生反应隔膜熔融正极材料和电解液发生分解导致锂离子通道发生闭塞引起正负极直接接触短路从而释放大量热量与气体以熵增趋势迅速发生热失控锂电池最佳工作温度区间为15-35要维持该温度区间温度控制系统必不可少图27锂电池最佳工作温度区间为15-35图28锂电池过充热失控发展过程迅速数据来源NREL数据来源锂离子电池储能电站早期安全预警及防护根据散热性质的不同储能温控技术可分为风冷液冷热管冷却和相变冷却四种方式目前风冷和液冷已在储能系统中逐步应用相变冷却与热管冷却方案在储能领域仍处于起步阶段短期来看风冷占据主要市场液冷较风冷的冷却效果好全周期成本低有望成为中长期主流趋势请务必阅读正文之后的免责条款部分19of22专题研究储能温控技术发展迅速风冷与液冷为主要技术路线储能温控技术主要包括风冷液冷相变冷却热管冷却对储能温控技术的选择需要综合考虑系统的冷却效率安全性经济性运行环境等各方面综合来看风冷结构简单可实现快速交付部署但冷却效率低受外部环境影响较大液冷散热效率高能耗低但初始成本高有液体泄漏风险相变冷却与热管冷却散热效率高寿命长但成本亦相对较高目前风冷与液冷技术已成为储能温控领域主流的技术路径相变冷却与热管冷却目前实际应用范围较少在储能领域的应用仍处于研发起步阶段表9液冷相变冷却热管冷却散热效果较好项目风冷液冷相变冷却热管冷却散热效率中高高高散热速度中较高较高高温降中较高高高温差较高低低低复杂度中较高中中寿命长中长长成本低较高较高较高数据来源大容量锂离子电池储能系统的热管理技术现状分析国泰君安证券研究短期风冷占据主要市场液冷较风冷的冷却效果好全周期成本低有望成为中长期主流趋势液冷系统的液体介质导热系数可达空气数十部冷却效果明显优于风冷系统例如在相同的100W功率下当电流逐步增大到4A时风冷系统下的电芯温度可达液冷系统的2-4倍从成本来看目前风冷液冷的价值量分别约为3000万元GWh8000万元GWh液冷系统初始投资成本较大但在能耗方面为达到相同的电池平均温度风冷的能耗可达液冷的2-3倍同时液冷能够延长电池约20使用寿命采用液冷的储能系统全周期平均成本较风冷可低约10-20短期来看风冷系统凭借初始成本优势仍占据主要市场中长期来看液冷系统有望凭借更好的冷却性能成为主流趋势图29液冷冷却效果优于风冷图30液冷能耗大幅低于风冷数据来源semanticscholar数据来源北极星储能网请务必阅读正文之后的免责条款部分20of22