新能源侧的储能空间如何展望？

以山西市场为例，将辅助服务单价折算为度电收益。

经测算，调频收入较高的如广东、蒙西地区，可达0.9元/kWh。

我国不同地区的调峰、调频服务价格差别较大，主要与各电网所在区域的灵活性资源稀缺程度有关，东北地区由于风电较多且火电机组调峰能力较差，调峰单价最高（1元/kWh），广东区域由于电网波动性大，所以调频单价最高（0.91元/kWh）。

2.3.2 三种应用场景及其假设

我们考虑典型的地面光伏电站是否配置储能，以及是否能够获取辅助服务收益，假设了三种应用场景，以测算配置储能的经济性，三种场景分别为：无储能、有储能（减少弃电）、有储能（减少弃电同时提供辅助服务）。

○场景1：100MW光伏电站，无储能，弃电率5%。

○场景2：100MW光伏电站，配置储能（15MW/30MWh），弃电率降为0，不参与辅助服务，储能每日一充一放。

○场景3：100MW光伏电站，配置储能（15MW/30MWh），弃电率降为0，参与辅助服务，储能每日两充两放，辅助服务度电收益为0.55元/kWh（按新疆政策）。

2.3.3 项目IRR测算

经测算，按30%自有资金考虑，三种场景下自有资金IRR分别为9.91%、7.35%、9.02%，度电成本分为0.23、0.27、0.28元/kWh。

场景2配置储能后尽管可以降低弃电，但不足以覆盖储能成本，收益率有较大下滑，场景3配置储能可以在降低弃电同时获取辅助服务收益，收益率小幅下降，但仍能维持在8%以上。

2.3.4 经济性敏感性分析

储能成本、配备储能后的发电增益和辅助服务价格是影响储能经济性的3个重要因素。

对于场景2（有储能，无辅助服务），在其他参数不变的条件下，改变储能成本和配备储能后的发电增益。若配置储能能够减少10%的弃电量，在储能成本为2元/Wh时，配置储能可以使自有资金IRR提升1.89%，达到8.30%；当储能成本为1元/Wh时，配置储能可以使自有资金IRR提升2.26%，达到9.68%。

若改变储能成本和电站成本，当电站成本降到3元/W，储能成本下降到2元/Wh后，每降低0.5元/Wh，自有资金IRR都将提升1%以上，且随着储能成本的降低，提升速率增加。

随着新能源场站建设成本和储能成本不断下探，对于弃电率较高的新能源场站，配备储能的经济性已经显露。

对于场景3（有储能，有辅助服务），在其他参数不变的条件下，改变储能成本和辅助服务价格。发现当储能成本和辅助服务价格在当前水平（分别对应2元/Wh和0.55元/kWh时），辅助服务价格每增加0.1元/kWh，自有资金IRR约提高0.47%。随着储能成本的下降，辅助服务价格的升高对资本金IRR的放大作用更为显著，当储能成本为1元/Wh时，辅助服务价格每增加0.1元，自有资金IRR将提高约0.5%。

若考虑电站成本和储能成本，当电站建设成本低于3.40元/W时，只要储能成本低于3元/Wh，自有资金IRR都将超过8%。与场景2相同，储能成本越低，自有资金IRR的提升速率越快，储能成本下降到2元/Wh后，每降低0.5元/Wh，自有资金IRR都将提升1.2%以上。

对比场景2和场景3，随着储能成本和电站成本的降低，储能系统提供辅助服务带来的自有资金IRR的增幅越来越大。储能系统参与辅助服务市场带来的经济效益将随着储能成本和电站成本的下降更加显著。

03新能源侧储能有望开启快速增长之路

○新能源配置储能的容量配比如何确定？

储能的核心参数主要包括功率（MW）和容量（MWh），容量为功率与利用小时的乘积，因此储能利用小时和功率共同决定了容量。如储能容量选择偏小，则可能无法满足新能源平滑曲线、电网调峰调频的需求，如容量偏大，则可能造成储能利用率低，造成无效投资。

从已投运工程及各地关于储能的政策要求来看，储能功率一般为新能源装机的5%～20%左右，储能持续时间大多为2小时，少数为1小时。

2019年6月28日，新疆发改委和新疆能监办正式联合发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，要求试点范围内3GW光伏电站原则上按照不低于光伏电站装机容量15%，且额定功率下的储能时长不低于2小时配置，据此推算储能总装机不低于350MW/700MWh，共5个试点，至2020年6月已投运4家，均采用磷酸铁锂电池。

2020年4月湖南省电力公司发布《关于做好储能项目站址初选工作的通知》，湖南省境内28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设备，储能功率为新能源装机的15%，储能时长2小时。

此之前国内其他地区也已有一些风光储能项目陆续投运。

接下来我们预测2024年新能源配置储能的需求空间，需要注意的是，并不是所有的新能源电站都一定要配置储能系统，比较适合配置储能的场景包括弃风弃光率较高的地区，以及电网要求的以配置储能作为并网前置条件的大型电站项目。另一个趋势是在新能源汇集后集中配置储能，目前业内已经提出在风电、光伏汇集并网点设置集中储能装置，以最大程度提高储能系统的利用率。综上我们预计储能渗透率将会逐步提高，但并不会达到100%，最终渗透率取决于灵活性资源的发展及电网优化调度能力。

核心假设：

○ 风电、光伏的年均增长率分别为15%、20%。

○ 储能系统功率为新能源容量的15%，储能时长2小时。

○ 保守、中性、乐观三种场景下的储能渗透率分别为10%、20%、30%

预测2024年空间：中性情景下储能累计空间可达27.95GW/55.91GWh，年均复合增长率149%，预计2020年新增装机0.87GWh，但在2024年有望实现年度新增33.49GWh。

04储能产业链解析：电池为核、系统集成能力是长期竞争力

4.1 储能系统是以电池为核心的综合能源控制系统

电化学储能系统以电池（PACK）为核心，一般以集装箱的形式布置。大型电站一般还需配套升压装置及附属的生产控制楼，升压装置用来与电网相连，附属楼用来供生产检修设备及人员工作。

4.2 电池、变流系统（PCS）及BMS占据产业链主要利润

储能系统成本以电池为主，主要包括电池、变流系统（PCS）、电池管理系统（BMS）等。其中电池成本占比约为67%，对储能电站成本影响最大，其次为变流系统及BMS，分别占据成本的10%、9%左右。

国内的储能项目招标方式比较多样，标段颗粒度由细到粗可分为电池招标、储能系统招标、储能电站PC（采购加施工）招标。从近期招标结果来看，电池的中标价最低为0.86元/kWh，储能系统最低1.49元/kWh，储能电站采购及施工中标价最为为1.94元/kWh。

○ 产业链利润分配情况

假设储能系统造价为2元/Wh，系统集成份额按照电池PACK、BMS、逆变器、EMS、屏柜电缆、土建安装份额之和考虑。

可以看到储能电池是现阶段的产业链利润分配最大份额所在，每GWh储能系统中，电池可贡献利润约2.65亿元。

储能逆变器现阶段仍有较高的利润水平，每GWh储能系统贡献利润约0.39亿元。其核心技术——交直流转换技术与光伏逆变器同源，现阶段已较为成熟。

电池管理系统（BMS）为产业链中的细分行业，但其技术壁垒较高，BMS的好坏直接决定了电芯的充放电效果及寿命，现阶段仍需投入大量的研发成本，因而BMS虽然毛利率较高，但研发成本吞噬了大量利润，现阶段净利率水平并不高，后续行业龙头有望实现高额回报率。

单独的系统集成业务在2019年处于微亏状态，主要原因是行业初期系统集成的专业化水平较低，且系统集成商位于产业链中下游，在储能发展初期，商业模式不够清晰的情况下，承担着较大风险。

但是我们认为储能系统集成较电动汽车电池系统复杂度更甚，涉及电池管理、能量管理、热管理、运行策略等多方面因素，且大容量储能装置的电芯数量高达数万个，是电动汽车的上百倍，储能的系统集成将极大程度影响项目的成本及收益水平。因此长远来看，优秀的系统集成商亦可凭借其技术壁垒获取利润。

4.3 行业格局轮廓初现，宁德时代领衔

根据中关村储能协会（CNESA）统计，国内2019年储能技术供应商（主要为电池）排名中宁德时代名列第一，出货量约386MWh。

国内2019年储能逆变器市场排名中阳光电源名列第一，出货量约188MW。

国内2019年系统集成商市场排名中阳光电源名列第一，出货量约91MW