万亿可期！测算国内储能在用户侧、发电侧的市场空间

集中式光储：光伏平价大时代的必经之路

西北地区弃风弃光率仍高于全国平均水平，储能有望加速渗透。风能和太阳能等新能源发电具具有不规律变化的特点，为维持电力供需平衡和电网的稳定性需限制部分新能源的出力。据国家能源局统计，近年来全国弃风弃光率呈下降趋势，2019年1-9月，全国弃风率4.2%，同比下降3.5个百分点；弃光率1.9%，同比下降1个百分点。2019年上半年，弃风仍较为严重的地区是新疆、甘肃和内蒙古，弃风率分别为17.0%、10.1%和8.2%；弃光主要集中在西藏、新疆、甘肃和青海，弃光率分别为25.7%、10.6%、6.9%和6.3%。

随着可再生能源占比的增加，其波动性与地理位置上的限制凸显，减少弃风弃电最直接的方式是配置相应的储能系统，根据电网调度要求和实际发电负荷合理实时改变运行模式，将可再生能源发电从非高峰（金麒麟分析师）时段转向高峰时段，调配电 能供应与需求之间的平衡。例如CAISO“鸭曲线”，将多余电能存储于电池储能系统中按需放出，减少发电损失，起到削峰填谷的作用。

传统平滑新能源不稳定性的方案中，新能源机组分摊费用远高于补偿费用。从能源类型的角度来看，参与辅助服务的能源类型主要包括火电、水电、风电、光伏、核电，其中火电机组补偿费用最高为62.65亿元，但同时分摊费用也最高。我们构造分摊费用/补偿费用指标来进行对比，风电分摊费用/补偿费用值高达34.26，核电和光伏发电也远高于传统火电。即新能源场站通过配置相应的储能系统，可满足自身辅助服务需求，有效降低分摊费用。

储能若替代传统备用，将有效提高容量价值。国内新能源（风电、光伏发电）通过保留有功备用或者配置储能设备，并利用相应的有功控制系统实现一次调频功能。光伏电站若要参与低频响应，在不考虑限电情况下需预留 10%的容量，按每天备用8h计算，则100MW光伏电站每天少发8万 KWh，每年少发电2800万KWh。通过配置储能设备替代备用容量也可提高系统容量价值。

目前国内已经有大量风、光储电站示范项目投入使用。我国首个风光储输示范工程位于河北省张家口市北部，于2011年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳问题。近年来，青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。

我们针对国内集中式光伏+储能系统进行经济性测算，基本假设如下：

1、投资主体为三类资源区光伏新能源场站，应用场景包括削峰填谷和替代一次调频备用余量；

2、根据不同地区利用小时数和限电比例不同，100MW光伏容量分别配置43、30和19MWh储能系统用于削峰填谷，同时配置9MWh储能系统用于替代 一次调频备用余量。储能系统单位成本为1500元/KWh，电芯选用磷酸铁锂，放电深度95%，容量衰减20%，循环寿命5000次，日循环1次，运行时间为15年；

3、贷款利率6%，自有资金比例为0.3，所得税率为25%，折现率7.5%。

集中式光储结合经济性测算：

当仅用于削峰填谷时，三类资源区的储能系统装机量分别为43、30和19MWh，上网电价分别为0.4/0.45和0.55 元，度电成本均为0.63 元/KWh，但均未达预 期收益。当要求的irr=8%时，三类资源区储能系统成本需分别降至851、957和1170元/KWh。

当用于削峰填谷和替代有功备用时，三类资源区的储能系统装机量分别为 51、38和27MWh，其他条件相同。可以发现三类资源区储能项目的投资回收期分别为9、8和6年，Ⅱ类资源区和Ⅲ类资源区项目内含报酬率均达到 8%，Ⅲ类资源区项目内含报酬率为11.9%。

第一阶段：当储能系统成本为1500元/KWh时，在市场渗透率为30%的条件下，现有光伏存量市场储能装机规模为33.41GW，市场规模合计为 501.09亿元。假设储能成本降至1500元/KWh之前，光伏市场年新增量为 45GW，在相同渗透率条件下，年新增储能装机8.10GWh，年新增市场规模为121.50亿元。

第二阶段：当系统成本降至1000元/KWh时，在市场渗透率为60%的条件下，储能装机规模为109.75GW，市场规模合计为1097.49亿元。假设储能成本降至1000元/KWh之前，光伏市场年新增量为50GW，在相同渗透率条件下，年新增储能装机36.00GWh，年新增市场规模为360.00亿元。

用户侧：经济性凸显进行时，万亿市场空间值得期待

储能能量时移，峰谷价差套利。一般情况下，由于白天用电侧负荷曲线比晚上高，部分地区实施分时电价机制，将一天24h分为峰时段、平时段和谷时段， 电价依次降低，从而形成峰谷电价差。储能出现之前，电力用户降低电费的传统方式主要为：减少消费或被动改变消费时段；储能通过能量时移，在低谷电价时间段充电，在高峰电价时间段放电，满足用电需求，同时利用峰谷价差进行套利。

高价差刺激储能部署，国内价格激励较弱。用户应用储能须有足够的价差激励，即峰谷电价差可覆盖储能度电成本。部分发达国家（如美国、德国和澳大利亚）峰谷价差较高，为用户侧储能装机提供机会。以美国为例，居民用户的峰谷价差平均为0.15美元/KWh，高于当前0.10美元/KWh的储能度电成本。但在国内大部分地区，峰谷电价差仍远不足以覆盖储能度电成本。

用电类别说明：深圳（大量需求）指深圳市大量工商业及其他用电（101 至3000kVA）；深圳（高需求）指高需求工商业及其他用电（3001kVA 及以上）；广东（广州5市）指广州、珠海、佛山、中山和东莞五市；广东（8市）指汕头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名和肇庆8市；广东（5市）指云浮、河源、梅州、韶关和清远5市。

储能需量管理，降低基本电费。理论上仅通过削峰填谷套利，储能在国内用电侧难以实现经济性。大工业用户普遍采用两部制电价计费，电费分为基本电费和电度电费。其中，基本电费与耗电量无关，仅与变压器容量或最大需量相关；电度电费与耗电量呈正比。当储能应用于大工业用户侧时，除实现一般削峰填谷套利降低电量电费外，同时也可进行需量管理，降低基本电费，带来双重收益。

峰谷-峰平价差平均值修正。考虑到用电侧储能系统工作模式为一日2充2放， 仅存在一次谷时段充电、峰时段放电的机会，另一次则为平时段充电、峰时段放电（即夜晚谷时段充电，早上峰时段放电，午间平时段充电，傍晚峰时段放电），因此取峰谷价差与峰平价差平均值建模更为合理。

以上海市电价为例，我们针对国内大工业用电侧储能经济性进行测算，基本假设如下：

1、 配置1MW / 4MWh储能系统，电芯为磷酸铁锂，单位成本为1800元/KWh；

2、 充放电深度95%，容量衰减20%，循环寿命5000次，无残值；

3、 折现率7.5%，贷款利率6%，自有资金比例为0.3；

测算结论：对于价差和基本电价均较高的上海市大工业用户，储能用于削峰填 谷和需量管理可实现经济性。项目投资回收期为4年，内含报酬率高达 16.44%， 生命周内度电成本为0.64元/Wh。

进一步我们将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，目前在广东（部分地 区）、上海、江苏、海南和山东地区，大工业用户配置储能系统的 irr 可以达到8%。

未来核心驱动因素在于成本下降。电价差影响项目收益，储能系统价格影响项 目成本。在当前储能系统成本下，各地区经济性差异在于不同的价差水平，说 明当前价格激励是用户安装储能系统关键因素。但未来多数国家将尝试降低整 个电力系统成本，以刺激经济增长，终端价差将进一步缩小。因此降低储能成本则是推进未来储能部署唯一可行的方法。

我们预计未来储能部署将分为两个阶段，第一阶段：当用户侧储能系统成本降至1500元/KWh时，除宁夏、青海甘肃、陕西和河北外，其他样本地区储能项目可达到8%的内含报酬率，对应度电成本降低0.10元/KWh至 0.54 元/KWh， 降幅达到15.63%；第二阶段：当成储能系统成本降至1000元/KWh时，所有样本地区均可实现8%内含报酬率，除宁夏外其他地区可实现10%内含报酬率， 对应度电成本降低0.26元/KWh 至0.38元/KWh，降幅达40.63%。

对应装机规模与市场规模预测：

第一阶段：当用户侧储能系统成本降至 1500 元/KWh 时，市场渗透率为 30%的 条件下，储能装机规模为 213.49GW，市场规模合计为 3202.38 亿元。

第二阶段：当系统成本降至 1000 元/KWh 时，市场渗透率为 60%的条件下，所 有样本地区 irr 超过 8%，储能装机规模为 517.64 GW，市场规模合计为 5176.40 亿元。

储能市场具体到32个电力区：以1800元/kWh为起点，当目标irr=8%时，各省市大工业储能系统价格（元/kWh横轴）、装机规模（GWh纵轴）和市场规模 （亿元）出现明显分化。假设市场渗透率为30%，在目标irr下，当储能系统成 本为1800 元/kWh时，在可实现目标irr的地区中，广东省、江苏省和山东省市场规模排名前三，分别对应670、662和757亿元。

当目标irr=10%时，各省市大工业储能系统价格（元/kWh 横轴）、装机规模（GWh纵轴）和市场规模（亿元）分化更为明显。假设市场渗透率为 60%，在目标irr下，当储能系统成本为1800元/kWh 时，在可实现目标irr的地区中，江苏省、 广东省和山东省市场规模依然排名前三，分别对应 1324、1309和1263亿元。

天然的平价要求，储能产业链如何应对？储能系统产业链梳理

在保证安全的前提下，持续的降成本是行业面临的长期挑战。从产业链来看， 储能系统集成位于产业链中游，成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效， 另一方面则通过系统结构的设计优化。

从储能系统成本构成来看，目前电池成本约占 60%，PCS占比20%，BMS占比5%，EMS占比5%-10%，其它配件5%。根据BNEF预计，2018年储能系统成本为364美元/KWh，到2025年，储能系统成本有望降至203 美元/KWh；到2030年，储能系统成本有望降至165美元/KWh，相较于 2018年降幅达54.7%。目前电池成本占系统成本比重最高，系统成本下降的关键是电池环节的降本增效，预计2025年电池成本将降至95美元/KWh，与2018年成本相比降幅在54%左右。同时随着市场规模的扩大和技术创新，储能 PCS、BES、EMS和EPC成本同样具有下降空间。