五矿 | 电力钟声系列2：能源转型卡点在储能，储能卡点在哪？

本篇储能深度报告主要探讨了以下问题：

◆  为什么说能源转型卡点在储能？最能反应中国消纳严峻性的三组数据是什么？

◆  储能度电成本LCOS目前什么水平？3年后可能到什么水平？有哪些关键影响因素？如何跟踪？

◆  储能商业模式构建，需要电改怎么改？

◆  为什么Megapack 15年/20年质保值得国内厂商学习？

◆  展望终局，储能天花板在哪？为什么我们认为未来3年储能有望从强配驱动转为经济性驱动？

我们认为当前储能二级市场估值与基本面严重背离，迎布局良机。对于储能投资标的选择，建议国内优于海外（国内市场是基本盘），大储优于户储（未来独立储能占主导），头部优于二线（目前价格战激烈）。

报告摘要

是时候关注储能了！2024年伯克希尔股东大会上，巴菲特表示“当前光伏还无法成为主要电力来源的原因，是储能问题还没解决”。能源转型卡点是否真的在储能？如果是，那么储能发展的卡点又在哪？

能源转型至今，中美欧均面临新能源消纳难题。2015年巴黎协定后全球能源转型进入加速期，各国双碳政策及可再生能源LCOE大幅降低是主要驱动力。2023年中国/美国/欧盟风光发电量占比分别达到15.6%/15.6%/26.5%，均出现了不同程度的消纳问题。当前中国消纳问题最为严峻，表现在三方面：1）风光发展速度远超规划；2）风光利用率跌破95%消纳红线；3）风光现货电价大幅下降，2024年部分省份光伏现货电价跌至6分钱。美国加州出现净负荷曲线由“鸭子”变“峡谷”的状况，即将面临时间维度的消纳限制。欧洲受风光高渗透率影响，2023年电力市场负电价次数激增。

储能的规模化发展，是风光渗透率进一步提升的关键。电力系统对储能的需求愈发迫切，2023年全球累计储能装机289.2GW，虽然其中新型储能装机从2018年7.6GW快速增长至2023年91.3GW，但储能总体规模仅为风光的11.9%，明显还差了个数量级，解决消纳问题需要依靠储能进一步规模化发展。

从度电成本模型出发，找到储能发展的两大卡点。储能平准化度电成本LCOS反应了储能电站全生命周期每完成一度电充放所需的综合成本，是判断储能经济性的核心指标。通过分析独立储能LCOS模型，我们找到了除锂价以外，影响LCOS的两大关键变量“年循环次数”和“电池日历寿命”。

卡点一：电力现货市场。理论上，电力现货市场峰谷价差套利应该是储能收益的主要来源，未来2年中国电力现货市场有望大面积铺开，使独立储能电站“年循环次数”得到保障。除了现货以外，目前独立储能收入还来自于容量租赁、辅助服务收入、容量补偿、中长期市场等。随着现货市场推进和多种收益机制完善，中国储能投建持续高景气，2024年1-6月招标容量62.9GWh，同增94.2%。

卡点二：电池日历寿命。近两年中国能量型储能实际运行寿命不足8年，远低于设计值。提升电池日历寿命需要电池材料创新和系统集成管理优化，随着24年宁德时代、蔚来等企业纷纷推出长寿命电池产品，以及行业对储能寿命愈发重视，我们认为解决“电池日历寿命”问题并不是件遥远的事。

储能二级市场估值与基本面严重背离，迎布局良机。我们预计储能行业两大卡点均有望在未来3年左右实现突破， 2H/4H储能LCOS有望从当前的0.84/0.62元/kWh降低至0.44/0.34元/kWh。当中国储能产业从强配驱动转为经济性驱动，未来储能装机有望复刻2018-2023年光伏装机指数级增长且连年超预期的历程。目前二级市场储能板块估值处在历史低点，明显和基本面背离，随着市场风险偏好回升，储能作为优质成长赛道极具投资价值。对于储能投资标的选择，建议国内优于海外，大储优于户储，头部优于二线。

报告目录

报告正文

1  为什么说能源转型卡点在储能

“当前光伏还无法成为主要电力来源的原因，是储能问题还没解决”——沃伦·巴菲特

在每年的“投资界春晚”伯克希尔股东大会上，巴菲特都会随机选择并回答股东提出的任何问题。5月4日举办的2024年度会议上，一名投资者问到“为什么伯克希尔选择在内达华投资建设新的天然气电厂，而不是选择建设光伏？”

对于这个问题，巴菲特副手格雷格回答道：“毫无疑问光伏是个巨大的机遇，我们会积极参与投资，但能源转型不会在一夜之间发生。无论是光伏还是风电都面临间歇性问题，需要依赖储能。为了确保供电稳定可靠，当前我们还不能完全脱离化石能源。目前具备经济性的储能电站时长为4小时，考虑到夜晚没有光照，4小时显然不够，可靠性和经济性之间需要找到平衡点。”

巴菲特补充道：“能源转型和电力保供必须两者兼顾，当前光伏还无法成为主要电力来源的原因是储能问题还没解决。我的朋友比尔盖茨投资了储能电池项目，正在研究如何延长储能电池寿命，但技术突破仍然需要时间，我们需要尊重事物的客观发展规律。”

全球能源转型进展如何？

2015年巴黎协定后，全球能源转型形成共识

2015年在巴黎举行的COP21（第21届联合国气候变化大会）上，全世界近200个缔约方共同签署了《巴黎协定》，该协定是一份具有法律约束力的国际条约，设定了本世纪下半叶全球实现温室气体净零排放的目标，是全球应对气候变化的重要里程碑。

在巴黎协定之后，全球主要国家及经济体均制定了各自的碳中和目标及路线规划，例如欧盟2019年颁布了《欧洲绿色协议》，明确2050年实现碳中和；中国2020年在联合国大会正式提出“2030年碳达峰，2060年碳中和”目标；美国2021年发布了《2050年净零排放长期战略》。

可再生能源LCOE大幅降低，技术进步带来的经济性是风光发展的主要驱动力

平准化度电成本（LCOE，Levelized Cost of Electricity）是国际通用的一个电力行业定量指标，用于评估发电机组在其全生命周期内每产生一度电所需的综合成本。得益于光伏组件光电转化效率不断提升、风机大型化等技术进步，风光产业持续规模化降本，新能源度电成本大幅降低。2009-2023年，全球光伏度电成本从2.77元/kWh下降至0.32元/kWh，降低了88.5%；全球陆风度电成本从0.87元/kWh下降至0.29元/kWh，降低了66.5%；全球海风度电成本从1.49元/kWh下降至0.55元/kWh，降低了63.4%。

光伏、风电度电成本较煤电、气电有了明显经济性优势，这是近年来可再生能源能够大规模替代传统化石能源的主要驱动力。2015年后全球能源转型进入快车道，可再生能源装机规模迅速增长，全球风光合计新增装机规模从2015年115.2GW，大幅增长至2023年461.8GW，年均复合增速达到19.0%。

随着规模不断增长，风电光伏在全球电力系统中已占据一定份额

从装机量的角度看，全球风光累计装机从2015年645GW，已增长至2023年2436GW，全球风光合计装机占比从2015年10.3%增长至2023年27.2%。从发电量的角度看，全球风光发电量合计占比从2015年4.5%增长至2023年13.3%。

中国、美国、欧盟是推动全球能源转型的主要力量

中美欧作为全球GDP最高的三大经济体，发电量也位居全球前三，2023年中美欧发电量分别达到9.5/4.3/2.7万亿kWh，分别占全球总发电量的32.1%/14.5%/9.2%，合计占全球总发电量的55.8%。近年来，随着能源转型推进，中美欧各自的发电结构发生了显著变化，煤电、天然气等化石能源占比不断下降，风电、光伏等可再生能源占比快速增长。

中国传统电源结构以煤电、水电为主，2015-2023年，中国风光装机量占比从11.6%提升至36.0%，中国风光发电量占比从4.0%提升至15.6%。

美国传统电源结构以天然气、煤电、核电为主，2015-2023年，美国风光装机量占比从9.0%提升至23.5%，美国风光发电量占比从5.2%提升至15.6%。

欧盟传统电源结构以天然气、煤电、核电、水电为主，2015-2023年，欧盟风光装机量占比从24.9%提升至44.1%，欧盟风光发电量占比从12.6%提升至26.5%。

当前中美欧均面临新能源消纳难题

中国：三组数据判断中国当前消纳问题严重程度

1）中国风光发展速度远超规划

在2020年12月12日的联合国气候雄心峰会上，习总书记发表了题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布了关于中国双碳战略的一系列具体目标，首次提出“到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”此后，2030年风光累计装机1200GW的目标也被写入双碳“1+N”政策体系的“1”当中。

以2020年底中国风光累计装机数据测算，想实现这一目标，2020-2030年年均风光合计新增装机需要达到67GW。的确这一目标比较保守，当时业内较为乐观的预测，“十四五”期间国内年均风光合计新增装机也只在120-140GW，而2023年中国实际的风光合计新增装机达到了惊人的293GW。截至2023年底，中国风光累计装机便达到了1051GW，中国风光发展速度远超规划，按照当前发展态势，中国2030年风光装机目标在2024年便有望提前实现。

2）24年2月中国风光利用率跌破“消纳红线”

风光超速发展，2024年中国风光利用率大幅下滑。在经历了2023年底的风光历史性并网高峰后，2024年2月，全国风光利用率分别骤降至93.7%和93.4%，跌破“95%消纳红线”。

所谓的“95%消纳红线”最早出现在2018年10月发改委、能源局印发的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》当中，文件提出了实现全国风光利用率95%以上的目标。在十三五初期，中国弃风弃光现象较为严重，风光利用率仅有90%左右，此后通过完善辅助服务市场、省间电力市场，中国风光利用率在2018年后有了大幅改善，基本一直维持在95%以上。早期的风光项目均为电网负责保量保价收购，消纳责任在电网，所以在2018年之后，风光利用率95%便被业内当作一条默认的“红线”，可以被看作是新能源保障性收购机制下对电网的一种要求。

在2024年初，未公布2月利用率数据前，市场便传出95%消纳红线将会放开的消息，引发激烈讨论，部分观点认为放开红线限制，有望进一步带动风光装机量增长，但我们认为放开消纳红线这一举措背后反映的问题其实是电网已经难堪重负。事实上，目前官方披露的风光利用率数据仅包含非市场化部分的新能源电量（即保障性收购的部分），市场化交易部分不计入考核，所以实际的弃风弃光情况可能比披露的数据更严重。对于风光消纳问题，过去一直喊“狼来了狼来了”，却一直“没来”，这次是“狼真的来了”，我们认为当下不宜对后续风光装机增长过于乐观。

放开“消纳红线”靴子落地，在2024年5月出台的《2024-2025年节能降碳行动方案》中提到，“科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”。我们认为，虽然全国风光利用率数据在2024年3月后有所回升，但青海、甘肃等风光大省利用率已经降至90%新红线附近，消纳形势不容乐观。

3）比利用率更重要的指标是风光现货电价，2024年2月以来同样大幅下跌

电力现货市场最重要的作用是“发现价格”，通过不同时间点的真实供需情况，形成真正的分时电价，形成峰谷价差，并为中长期交易提供价格风向标。目前中国已实现电力现货市场长周期不间断运行的省份有五个，分别是山东、山西、甘肃、蒙西、广东。

在电力现货市场中，通常新能源高发时段，电力供给宽松，该时段对应的现货电价也较低。我们认为判断消纳形势，比利用率更重要的指标是风光现货电价，2024年2月以来，部分省份风光现货市场结算电价大幅下降，部分市场化新能源机组面临全面亏损的风险。以新能源发展较快的山东为例，2024年3月山东电力现货实时市场31天中出现了25天中午时段负电价，现货市场出现负电价意味着该时点出现了弃风弃光的情况，即电力供给大于需求，即使电价为负也没有更多的用电需求了。2024年3月山东光伏平均结算电价仅为61.19元/MWh，即在现货市场中平均每度光伏仅卖6分钱，同比下降65.1%。虽然山东的市场化新能源机组仅有10%电量参与现货市场结算，但如此低的现货电价最终一定会传导至中长期市场，导致新能源中长期交易电价大幅下降。

其他现货省份如甘肃，在2024年3月以来同样面临了现货市场光伏极端低价的情况。6分/kWh的电价明显低于光伏2毛左右的度电成本，如此低的新能源电价必然是不可持续的。中国的新能源消纳问题已摆上台面不得不面对，电力体制改革需要提速，我们认为改革方向有二：

◆一是收紧可再生能源消纳权重、碳配额，以体现绿电环境溢价，避免风光建设急刹车风险；

◆二是加快储能等灵活性资源发展，关键在于加快电力现货市场建设。

美国：鸭子曲线变峡谷，新能源消纳面临时间空间双重限制

1）美国加州地区弃光率大幅上升，过去影响消纳的主因是电网阻塞

美国分为7大区域电力市场，每个市场由独立系统运营商（ISO）或区域输电组织（RTO）负责规划运行。我们以美国西部加利福尼亚州所在的加州独立系统运营商（CAISO）为研究对象，加州光照资源丰富，是美国能源转型步伐较快的地区，加州制定了2045年实现全州电力100%来自可再生能源这一较为激进的目标。截至2024年4月底，加州已投运19.1GW光伏和8.1GW风电，相较2017年底分别增加了71.1%和29.5%。

随着风光装机增长，美国加州地区出现了弃风弃光率大幅上升的情况，从月度数据看，2022年之前CAISO弃光率基本能维持在10%以内，但2022年4月/2023年3月/2024年3月弃光率分别达到了16.4%/22.3%/19.4%。目前美国加州地区同样面临着光伏消纳难的问题，弃风弃光原因分为两类，一类是电网阻塞，一类是系统需求不足。从CAISO披露的数据可以看出，过去导致加州地区弃风弃光的主要原因是电网阻塞导致的经济性弃电。风光电站通常建在远离电力负荷的区域，由于美国电网跨区输电能力欠缺，在新能源高发时段容易出现输电通道容量不够的情况，但增加了额外电网成本的光伏又不具备经济性，所以只能弃掉。可以说美国加州地区过去两年新能源消纳面临着空间上的限制。

2）随着净负荷曲线由“鸭子”变为“峡谷”，时间维度的消纳限制接踵而至

由于新能源发电具有间歇性，光伏只能在白天有日照的时间段发电，为了满足电力系统的用电需求，传统电源出力需要配合新能源出力变化进行实时调节，传统电源需要满足的调节需求被称为净负荷（净负荷=总负荷-风光出力）。随着新能源尤其是光伏装机增长，美国加州电力系统中午时段净负荷逐年下降，由于总负荷和净负荷曲线构成的形状酷似一只鸭子，因此得名“鸭子曲线”。以每年3月的CAISO典型净负荷曲线为例，2024年3月加州地区中午时段净负荷进一步下降，“鸭子曲线”正在演变成“峡谷曲线”，净负荷的剧烈变化给电力系统的调度运营带来了巨大挑战。当电力系统净负荷低于0时，意味着仅风光出力便能满足该时刻所有用电需求，除非通过储能电站储存起来，否则多余的光伏电量只能选择弃掉。

显然未来美国加州新能源消纳不仅仅需要面临空间维度的限制（电网阻塞），也将面临时间维度的限制（缺少储能）。

欧洲：风光渗透率创新高，电力市场负电价次数激增

欧洲目前已经形成覆盖大多数国家，可实现大范围电力资源优化配置的统一电力市场，在统一的市场框架下，整个电力市场又被分为若干个竞价区域（Bidding Zones）。这些竞价区域通常以国界为限，根据电网物理架构进行划分，不同竞价区域可能存在不同的市场电价，这取决于各竞价区域的装机结构、供需状况和跨区输电能力。

2023年欧盟整体风光发电量占比已经达到26.5%，部分国家占比更高，例如德国风光发电量占比达到了惊人的38.7%。受风光高渗透率影响，欧洲目前同样面临着愈发严峻的消纳问题，2023年欧洲电力市场各竞价区域出现负电价次数从2022年的558次激增至6470次。其中德国以及瑞典、芬兰等北欧国家由于可再生能源占比较高，负电价出现数量也更多。

储能的规模化发展，是风光渗透率进一步提升的关键

电力系统对储能的需求愈发迫切

全球能源转型发展至今，随着风光发电量占比不断提升，新能源的三大主要市场中国、美国、欧洲均开始面临新能源消纳难题。

光伏只能在有日照的白天发电，出力高峰通常在中午时段，所以光伏凭借更低的度电成本，去实现中午时段煤电气电的替代是顺理成章的事情。但是当风光渗透率上升到一定程度，中午时段能替换的煤电气电都已经替换掉了，想用光伏去替换夜间时段的煤电气电，就必须有储能配合。储能将中午光伏所发的电存下来，在夜间放电，才能实现对煤电气电进一步更高比例的替代。如巴菲特所说，如果储能问题不解决，光伏就无法成为主要的电力来源。

和风光装机规模相比，储能还差了一个数量级

根据CNESA数据，2023年全球累计储能装机289.2GW，主要分为抽水蓄能193.8GW、熔融盐储热4.0GW、新型储能91.3GW。抽水蓄能技术成熟，已在电力系统中广泛应用多年，由于建设周期通常超过5年，近年来增长并不明显。新型储能则贡献了主要增量，新型储能全球累计装机从2018年7.6GW增长至2023年91.3GW，五年增长了十倍有余。但储能的总体规模和风光对比，明显还差了一个数量级，2023年全球储能累计装机占风光累计装机的比例仅为11.9%，未来还需要更大规模的储能建设。

近两年中国上马了大批抽水蓄能项目，据中电联统计，截止2023年11月，中国抽水蓄能在建（核准）项目规模超过了200GW，这批项目有望在2030年左右陆续投运，但是由于抽水蓄能电站建设需要高差较大的山地地形和合适的水源条件，站址资源有限，抽水蓄能有明显的发展上限。据中电联预测2060年中国风光发电量占比将超过60%，我们认为届时仅中国对储能的需求便有望达到每年上千GWh级别，从更长远的视角看，没有规模限制的新型储能才是解决消纳问题的答案。

正所谓“能源转型卡点在储能”，未来风光渗透率能否进一步提升，很大程度需要看储能的发展进程，尤其是新型储能。

2  从度电成本模型出发，找到储能发展的两大卡点

聚焦新型储能，“一锂独大”局面有望持续

新型储能技术路线众多，主要包含锂电储能、压缩空气储能、钒液流储能、飞轮储能等。根据CNESA数据，2023年全球已投运新型储能中，锂电储能占比高达96.9%。锂电储能不管从装机规模、技术成熟度，还是商业化进展来看，都占据着绝对主导地位。中国电科院首席技术专家惠东在2024年初宁德时代发布会上表示，虽然锂电储能在时长、寿命、安全性等方面仍存在一些问题，但相较于其他新型储能技术路线，其盈利前景仍是最可观的，商业化进度也是最成熟的，预计行业在相当长的时间内仍会呈现“一锂独大”的格局。

锂电储能应用场景表前占主导，中国是最大市场

锂电储能具有装机便捷、应用灵活的特点，可以安装在电力系统各个环节，按应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧（工商业、户储）等类别，其中电源侧、电网侧由于安装在电力用户表计之前，所以又被称为表前储能。根据BNEF数据，2023年全球锂电储能新增装机44.4GW/95.9GWh，其中表前储能（电源侧+电网侧）的大型储能电站占主导，占比达到72%，工商业储能和户用储能则分别占比5%和17%。

从全球锂电储能新增装机地区分布来看，中国目前已经成为引领全球的最大市场。2020年中国多数省份推出了新能源强制配储政策，让彼时还在纠结降本和规模化孰“鸡”孰“蛋”的中国锂电储能产业直接搭上风光平价后快速发展的顺风车，2023年中国新增锂电储能装机22.0GW/46.5GWh，占全球的比例达到了50%，美国和欧洲则分别占比17%和21%。

以中国独立储能电站为例，拆解LCOS模型

电力行业通用的度电成本模型同样适用于分析储能的经济性，储能的平准化度电成本被称为LCOS（Levelized Cost of Storage），和LCOE类似，其反应了储能电站在全生命周期内每完成一度电充放所需的综合成本。LCOS主要由三类成本构成，装机成本、运维成本、电力损耗成本。

独立储能是指具备独立计量、控制等技术条件，以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议、由电力调度机构调度管理的储能电站。2023年中国投运装机中电网侧独立储能占比达到了56%，中国锂电储能应用场景从2023年之前的电源侧强制配储为主，开始向电网侧独立储能转变。我们以中国的锂电独立储能电站为例，搭建度电成本模型，站在电站投资方的角度去分析其经济性，找出影响LCOS的关键变量。

带入投资方视角的重要性

想充分理解储能电站的经济可行性，我们需要尽可能站在电站投资方的角度去思考。想象一下，目前有一个100MW/400MWh的独立储能项目摆在面前，我们需要投入多少资金？能够获得多少收益？项目是赚钱还是亏钱？为解决这些问题，我们以当下的技术条件、建设成本为依据设定核心假设参数，建立项目现金流模型，最终测算出当前独立储能项目资本金IRR、项目NPV以及最重要的储能度电成本LCOS。

核心假设依据及合理性

装机成本假设

“随容量变化的装机成本”主要包含电芯、温控、消防设备等，是跟随储能配置时长变动而变化的成本。

“随功率变化的装机成本”主要包含PCS、EMS、变压器、土建施工、并网调试等，是根据装机功率确定的成本。

参考2024年6月的储能项目中标价格，我们将这两个参数分别设定为0.40元/Wh和1.60元/Wh，那么该4H储能项目“EPC综合造价”为0.40+1.60/4=0.80元/Wh。

运行数据假设

“年循环次数”指储能系统每年完成等效充放电循环（DoD90%）的次数。据中电联统计，2023年中国独立储能平均等效充放电次数为172次，根据当前中国独立储能运行现状，该参数设定为200次。即便在电力市场和储能运营机制较为成熟的美国，24Q1美国ERCOT区域的储能电站平均每天也只能完成0.74次充放循环，即全年等效充放电次数约270次。

“度电综合收益”指全生命周期内每完成一次充放电所获得的平均收益。以独立储能收益机制发展较快的山东省为例，2023年山东独立储能电站可获得“现货电能量交易+容量租赁+容量补偿”三部分收益。2023年山东独立储能通过现货市场交易可获得度电收益约0.35元/kWh；容量租赁指将电站容量作为并网条件租赁给新能源电站，目前价格在每年150元/kW左右，对于4H储能电站，转换为度电收益约0.10元/kWh；山东电力市场设置了容量补偿机制，根据最新政策，独立储能容量补偿度电收益约0.08元/kWh。综合看，按目前的情况独立储能电站度电综合收益设定为0.50元/kWh较为合理，甚至已经是较为乐观的水平。

维护成本假设

“电站寿命”假设为30年。储能电站中除了储能系统以外的主要电气设备（如变压器、断路器），以及场地、建筑物等基建工程的设计寿命通常可达到30年。

“电池日历寿命”假设为8年。目前磷酸铁锂储能电池的设计循环寿命通常超过8000次，设计日历寿命一般可达10年，但2023年独立储能电站年充放电次数仅172次，即便实现较为理想的每天一充一放，日历寿命下电新的总循环次数也不会超过4000次，远低于设计的8000次循环寿命，所以能量型储能电站电池寿命需要关注的是日历寿命这一参数。过去招标的大部分储能系统整体质保年限仅有5年，实际运行寿命不足8年，综上我们假设每8年就需要对电池进行整体更换。

当前技术成本条件下，独立储能电站投资收益为负

在当前技术条件、建设成本以及较为乐观的收入假设下，我们测算出一个100MW/400MWh独立储能电站项目的全生命周期现金流。作为投资方，我们需要在第0年投入9600万，收获一组长达30年的未来现金流，其中在第9、17、25年需要分别追加三笔投入更换电池。最终可测算出该项目资本金IRR为-12.7%，项目NPV为-8995万元，投资收益为负，项目不具备经济可行性。

LCOS可用于快速衡量储能经济性

简单理解，对于储能电站来说，完成一次充放电循环获得的收益要大于成本，才具备经济性。我们用项目“全生命周期费用”的净现值，除以项目“全生命周期发电量”的净现值，可以测算出该独立储能电站LCOS约为0.62元/kWh。前文我们对于该项目“度电综合收益”的假设为0.50元/kWh，度电成本大于度电收益，项目不具备经济性是显然的。未来在电力市场成熟后，电力现货市场峰谷价差套利将成为储能的主要收入来源，在不考虑容量补偿的情况下，我们可以将现货市场峰谷价差和储能LCOS作对比，来大致衡量储能电站的经济性。

不同假设条件下，独立储能LCOS是什么水平？

为了对比不同条件下独立储能的LCOS水平，我们进行了以下10个情景的测算。

情景1-5是基于2H储能电站测算，情景6-10是基于4H储能电站测算；

情景1和情景6是基于“基准条件”进行测算，与前文案例基于当前条件的假设保持一致；

情景2和情景7是基于“高锂价”条件进行测算，与前文案例区别在于“随容量变化的装机成本”从0.40元/Wh，上调至1.00元/Wh，对应是2022年碳酸锂价格高位时的水平；

情景3和情景8是基于“高循环”条件进行测算，与前文案例区别在于“年循环次数”从200次上调至350次，基本实现每天一充一放，与目前部分省份独立储能政策制定的目标匹配；

情景4和情景9是基于“长寿命”条件进行测算，与前文案例区别在于“电池日历寿命”从8年上调至15年；

情景5和情景10是基于“中期乐观”条件进行测算，假设“随容量变化的装机成本”保持当前价格，“年循环次数”和“电池日历寿命”均达到上述情景中的最优，是我们认为3年左右有希望能实现的LCOS水平，即2H/4H储能LCOS有望分别达到0.44元/kWh和0.34元/kWh。

近两年锂价下跌带动LCOS大幅下降，但未来装机成本降幅将放缓

由于2022年碳酸锂价格飙升至近60万元/吨历史高位，导致磷酸铁锂储能电池价格升至1.00元/Wh，后续随着锂价下降，储能电池价格也大幅下降至2024年0.35元/Wh，相较2022年降低了65%。同时，2H储能系统中标均价则从2022年1.52元/Wh大幅下降至2024年0.62元/Wh，降幅达到59%，2H储能EPC中标均价则从2022年1.90元/Wh大幅下降至2024年1.30元/Wh，降幅达到32%。值得注意的是，储能EPC中除了储能系统以外的成本出现大幅上涨，我们认为原因除了2024年铜等原材料价格大幅上涨以外，也在于储能电站规模和建设要求不断提升，会带来升压站和附属设施成本的增加，比如10MW储能电站仅需配套35kV升压站，而100MW储能电站则需配套110kV甚至220kV升压站。

“随容量变化的装机成本”主要是电池成本，对比“高锂价”情景和“基准条件”情景，当这一参数设置为1.00元/Wh和0.40元/Wh时，2H储能LCOS分别为1.43元和0.84元，4H储能LCOS分别为1.21元和0.62元。可见过去两年碳酸锂价格大幅下降，带动了LCOS的大幅下降。

展望未来，想实现储能LCOS的进一步降低，指望初始建设成本继续大幅下降是不现实的，我们认为虽然装机成本尤其是锂价是个高度敏感的参数，但是未来对进一步降低储能度电成本的贡献有限，我们需要找到其他降本路径。

找到另外两大关键变量——“年循环次数”和“电池日历寿命”

在前文100MW/400MWh储能电站模型的基础上，通过对核心参数的敏感性分析，发现对LCOS影响较大的另外两个变量是“年循环次数”和“电池日历寿命”。对于2H储能电站，若年循环次数从200次上升至350次，电池日历寿命从8年上升至15年，LCOS可以从0.84元下降至0.44元；对于4H储能电站，LCOS则可以从0.62元下降至0.34元。

这两大关键变量分别对应储能发展的两大卡点

提高储能电站“年循环次数”，需要“电力现货市场”

中国储能电站利用率低有多方面的原因：1）配建储能质量差，投资方投建储能只是为了风光并网指标，在购买设备时追求绝对低价，甚至使用废旧电池，消防设施更是能省则省，出于安全考虑，导致运营方和电网均不敢调用；2）新能源配储电站单个体量太小，占用电网调度资源严重，调度起来比较繁琐；3）缺少商业模式，充放电没有收益，例如部分新能源配储只能服务单一风光电站，无法独立并网，难以接受电网调度。

随着储能容量租赁模式的推广，越来越多风光电站不再选择自己配储，而是通过租赁容量完成并网指标。当百MW级别的独立储能电站数量越来越多，当储能需要真正用起来，且成为独立市场主体需要自付盈亏的时候，储能设备质量差和体量小的问题就有了很大改善，但是商业模式仍然是个问题。储能电站只有在放电收入大于充电成本时，即具备充放电条件，交易员才会向交易平台申报充放电曲线，再由储能电站集控人员下发充放指令，最终完成一次充放电循环。以上流程实现的前提是，有一个可以体现峰谷价差的电力现货市场。可以说“电力现货市场”已经成为当前限制储能发展的一个卡点。

“电池日历寿命”是另一个卡点

衡量电池寿命有两个参数，分别是日历寿命（Calender Life）和循环寿命（Cycle Life），其中任一一个参数耗尽，即代表电池寿命结束。

“日历寿命”是指电池从生产出厂开始，即使在未使用或很少使用的情况下，能保持其设计性能的时间长度。日历寿命反应了电池的化学成分和结构随着时间的推移而逐渐老化的速度。

“循环寿命”是指电池在正常使用条件下，经历多少次充放电循环后，其性能会下降到某一特定水平，通常为额定容量的一定百分比，比如80%。

目前磷酸铁锂储能电池的设计循环寿命通常超过8000次，设计日历寿命一般可达10年。对于功率型储能，如用于火电联合调频的储能，通常以“循环寿命”作为寿命上限；对于能量型储能，主要用于日内调峰，按平均每天一充一放计算，全生命周期循环总次数远低于设计值，所以通常以“日历寿命”作为寿命上限。

在很多电池厂商发布新品时，常常把“循环寿命”当作卖点推销，却很少提及“日历寿命”，其实对于能量型储能电站来说，更应该关注后者。根据中国电科院数据，目前中国功率型储能实际运行寿命平均不足3年，而预期寿命是10年。能量型储能实际运行平均寿命不足8年，而预期寿命是15年。电池系统实际循环寿命和电池单体实验循环的寿命之比平均不足0.5，预期是0.85以上。“电池日历寿命”不足则是当前限制储能发展的另一个卡点。

安全性是经济性的前提，不能忽视

在展开分析储能行业两大卡点之前，需要说明的是，本文更多是从经济性角度去分析储能行业卡点，没有过多篇幅阐述安全性，但不代表安全性不重要。在电力钟声系列1中我们便总结过中国电力工业的一大特点是“安全第一”，储能作为电力系统重要组成部分，同样需要遵循这一原则。储能行业在过去野蛮生长、价格跌穿成本线、行业无序竞争的背后隐藏着极大的质量安全问题，这需要更完善的行业标准、政策监管和技术进步来解决。

3  储能发展卡点一：电力现货市场

储能最重要的灵活性价值需要现货市场来体现

在电力钟声系列1中，我们通过电力多维价值体系，推演了理想状况下不同类型电源的价值构成。储能本身没有发电能力，需要充电，所以其电能量价值可以理解为负；储能可以将中午时段低价甚至是无法消纳的新能源电量挪至晚高峰高价时段发出，具有极高的灵活性价值；储能往往是在晚高峰或者缺电时放电，具有顶峰能力，所以也具备相当的可靠性价值。灵活性价值需要依靠电力现货市场、辅助服务市场来体现，可靠性价值则需要依靠容量补偿、容量市场来体现。

随着新能源，尤其是光伏的发展，未来电力系统中，储能需要承担大量的调峰任务，其次才是调峰、爬坡、备用等辅助服务。调峰的市场需求远大于调频，辅助服务市场规模有限，所以想要捋顺储能商业模式，提高储能循环次数，我们需要更多关注电能量市场的发展，尤其是可以形成真实峰谷价差的电力现货市场。

理论上，电力现货市场应该是储能收益的主要来源

正所谓“无现货，不市场”。电力现货市场最重要的作用是“发现价格”，通过不同时间点、不同空间节点的真实供需情况，形成真正的分时电价，形成峰谷价差，并为中长期交易提供价格风向标。传统电力中长期市场中，大部分交易往往是年度一口价形式，不同时间点电价相同，没有峰谷价差，这导致储能、火电调峰、需求侧响应等系统灵活性资源的价值无法体现。即使部分省份中长期市场人为划分峰谷平段电价区间，也可能和真实供需不匹配，反而造成价格信号错乱。可以说没有现货市场的灵活性资源都是无源之水，难以准确定价，也没有盈利模式。

电力现货市场通过形成峰谷价差，利用市场机制去引导储能完成调峰，并获得较为准确合理的调峰收益。当系统调峰需求大的时候，峰谷价差就会增加，储能调峰收益就会增加。而电力辅助服务市场是一种计划机制，由调度机构发布调峰需求，再由可提供调峰服务的机组要么以固定价格完成履约，要么竞价完成履约。随着风光占比提升，未来系统调峰需求大幅增加，如果只依靠计划性的辅助服务机制去推动调峰，一是计划赶不上变化，“拍脑袋”定的量容易和实际需求发生偏差，二是难以实现调峰收益的准确定价。未来辅助服务的调峰市场将更多融入到电力现货市场，在一个成熟完善的终极电力市场中，储能调峰收益的主要来源应该是电力现货市场。

电力现货是对整个市场机制的底层颠覆，进展较慢但已明确推进时间表

2015年新一轮电改启动至今，中国已经建立了较为成熟的电力中长期交易市场。在2021年新版“两个细则”发布后，各地区的辅助服务市场也已经不断完善。但是电力现货市场目前仍然只有5个省份实现长周期连续结算试运行，其中广东、山西、山东已转正，甘肃、蒙西连续运行2年以上。

电力现货不是新增一个市场这么简单，而是对整个电力交易调度运行体系的底层颠覆。建立电力现货市场的难点在于，需要在保证系统安全稳定运行前提下，根据市场出清结果完成实时调度，实现中长期市场带曲线交易，以及统筹多方主体利益。目前中国电力现货市场建设进展明显偏慢，需要提速，2023年10月发改委明确了各试点省份启动试运行时间表，未来2年电力现货市场有望在全国各省大面积铺开。

在电力现货市场铺开前，独立储能能有哪些收入来源？

目前电力系统对于储能的需求是非常迫切的，在电力现货市场铺开前，为了推动储能发展，提高储能利用率，各省均出台了一系列和储能相关的电力市场政策。在现货市场“真空期”，关于独立储能的多种收益机制均有助于提高LCOS模型中的关键参数“年循环次数”，提升储能经济性。

除了现货市场以外，在大多数没有启动现货的省份，目前独立储能电站的收入主要来自于容量租赁、辅助服务市场（调峰、调频）、容量补偿、具备分时电价的中长期市场等，同时河南等省份还出台了保障独立储能年调用次数不低于350次的规定。

容量租赁是目前独立储能收入的主要来源

2020年以来，大部分省份出台了强制配储政策，新建风光项目必须按一定比例配置储能，配储成为风光并网发电的必要前置条件，但源侧配储出现了体量零散、场景单一、利用率低、调度效率低等问题。考虑节约用地、规模效应、效率提升、风险防控等多方面因素，2023年以来，广东、江苏、广西、四川、河南、天津、浙江等地区纷纷出台政策，明确新能源项目可通过自建、共建或租赁等方式灵活配置储能。目前，大多数地区提倡储能容量租赁合同覆盖新能源项目全生命周期，参考价格为每年150-400元/kw不等。容量租赁制度源于新能源强制配储政策，本质上是一种对储能电站的补贴，只是补贴金额来自于新能源电站，而非国家。目前容量租赁收入是独立储能电站收入的主要来源，以山东为例，2023年山东独立储能电站收入有45%来自容量租赁。

辅助服务调峰是重要的过渡模式，调频市场则需求有限

辅助服务费用是指，为了维持电力系统安全稳定运行，根据电力调度机构指令，可调节发电机组或电力负荷等并网主体接受调度后所获得的补偿。根据2021年出台的新版“两个细则”，电力辅助服务的种类可分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急恢复服务，有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等。

在国外成熟的电力市场中，因为现货市场的存在，辅助服务是没有调峰这一类别的。在中国现货市场尚未成熟的阶段，调峰辅助服务对于储能是一种重要的收入来源，但毕竟辅助服务市场是种计划性机制，市场容量和调度机构发布的需求有关，具有不确定性。目前调峰、调频是主要的两类辅助服务需求，储能电站均能参与，在没有现货的省份调峰辅助服务补偿价格大多在0.3-0.5元/kwh区间，现货省份调峰辅助服务与现货市场融合。调频市场则由于市场需求有限，对储能电站来说调频收入有限，例如部分省份调频市场日均需求约50万千瓦，而独立储能规模超过200万千瓦。

容量补偿只有少数省份具备，亟需全国性政策

储能和煤电类似，具备电力顶峰能力，是电力系统中重要的容量价值提供者，理论上储能也应该获得类似煤电容量电价的补偿收益。早在2022年印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》就提出过“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”，2023年底发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》中也提出了“支持电力现货市场连续运行的地区，研究建立适应当地的发电侧容量电价机制”。

目前中国只有少数省份的独立储能电站可获得容量补偿，例如山东对参与电力现货市场的独立储能电站可以获得每年100元/kW容量补偿；而甘肃的容量补偿则是嵌入辅助服务市场中，独立储能电站可参与辅助服务调峰容量市场竞价，上限为每天300元/MW；新疆2023年5月开始试行独立储能容量电价补偿，2023-2025年标准分别为0.2/0.16/0.128元/kWh；内蒙古2023年11月开始对于纳入示范项目的独立储能电站给予上限0.35元/kwh的容量补偿，补偿期暂按10年考虑；河北2024年1月提出关于独立储能电站容量电价政策，针对2024年并网项目，给予容量补偿50-100元/kW，但该政策为临时政策，期限仅1年。

显然独立储能已经成为新型电力系统中的重要组成部分，储能的灵活性价值想得到充分体现需要现货市场，但尚需时日。对于电力市场政策制定者来说，不妨针对储能的可靠性价值，单独出台全国性储能容量补偿电价政策，使独立储能电站能够获得与容量相关、可预期且可持续的现金流，合理补偿独立储能固定成本已成为推动独立储能行业发展迫在眉睫的需求。

中长期市场分时电价机制逐步启动，既是现货启动前奏也给予储能新的收益来源

在传统的电力中长期市场中，年度、季度的双边协商和挂牌交易均为一口价交易方式，交易标的为年度或者季度的总电量，默认总电量按曲线平均分解至每日，这导致传统中长期交易难以体现电能的分时价值，传统“一口价”模式的电力中长期市场也无法和电力现货市场协调运行。

其实早在2021年山西便已经开始探索中长期市场分时段交易，将每日的中长期合同分成24个时段，以每个时段的电量为交易标的，开设24个子市场，各子市场互不影响，在24个子市场分别组织发电侧与用户侧开展电量交易，各市场主体可根据自身需求自由确定各时段的交易电量，各市场主体24个时段的交易电量依次组合形成的阶梯式曲线即为中长期交易曲线。

江苏在2024年年度中长期交易规则中规定，在电力现货市场运行月份组织开展中长期分时段交易，由24个时段交易结果形成各市场主体的中长期合同曲线。

新疆也在2024年首次以带电力曲线方式组织年度电力交易，所有成交电量每日24时形成电力曲线，市场化成交价格将按照“尖、峰、平、谷、深谷”分别定价，并按照新疆分时电价政策要求拉开各时段价差。

类似的中长期市场分时电价机制也在出现在了甘肃、浙江等省份2024年中长期交易规则中，人为划分“峰、平、谷”时段，不同时段具有不同的交易基准价，例如甘肃规定峰平谷交易基准价为燃煤基准价乘以分时系数，峰段/平段/谷段系数分别为1.5/1.0/0.5。

随着越来越多省份在电力中长期市场中启用分时电价机制，中长期市场具备了峰谷价差，独立储能则能以用户和发电双重身份参与市场交易，在电价低估时段充电等同于批发用户，在电价高峰时段放电，等同于发电企业，实现峰谷价差套利获得收入。电力中长期市场分时电价机制既可以被看作现货市场启动前奏，也给予了独立储能电站一个新的收益来源。

对现货市场和多种收益机制不断完善的预期，推动独立储能建设持续高景气

正是由于各省现货市场持续推进，以及储能多种收益机制的完善，存量储能电站利用率不断提高，新建独立储能电站可预期的“年循环次数”也在不断提升。

2024年以来储能电站招标持续高景气，2024年1-6月中国储能完成招标容量62.9GWh，同比增长94.2%，其中独立储能占比过半，独立储能电站完成招标容量33.6GWh，同比增长292%。当储能电站“年循环次数”和“度电综合收益”得到保障，当独立储能电站经济性得到明显改善，不需要强制配储，自然会吸引资本流入，储能产业才能实现快速且高质量的发展。

我们认为限制储能发展的第一个卡点“电力现货市场”正在逐步打通，预计未来还会有更多储能相关的电改政策推出，前文储能度电成本模型中的关键参数“年循环次数”从200次提升至350次，大概率能在未来三年内实现，这将带动储能LCOS进一步降低。

4  储能发展卡点二：电池日历寿命

储能电站主要采用磷酸铁锂电池，经济性受限于“电池日历寿命”

根据正极材料不同，主流锂电池可分为磷酸铁锂电池（LFP）和三元锂电池（NCM）两种路线。磷酸铁锂电池在安全性、循环性能以及性价比方面有显著优势，能量密度较低的劣势对于大型储能电站来说并不关键，所以目前磷酸铁锂电池是储能电站的首选。根据BNEF数据，全球储能电池中磷酸铁锂占比从2020年的33%上升至2023年的84%，预计未来5年占比会维持在90%以上。

工程应用上，评价磷酸铁锂电池系统的使用寿命以及老化情况一般采用循环寿命（Cycle Life）和日历寿命（Calender Life）两个指标。其中，循环寿命一般是指磷酸铁锂电池在标准温度、充放电倍率等工况条件下，进行常规循环或进行特定充放电深度循环，达到寿命终止时所循环的次数。日历寿命是指电池在设定温度环境下，保持开路状态时达到寿命终止的时间，是电池一直保持在备用状态时的寿命。

对于能量型储能电站而言，日历寿命比循环寿命更重要。磷酸铁锂电池作为储能设备时其充放电的深度、频次存在不确定性，受电力系统需求的影响，对于大部分磷酸铁锂储能系统的应用场景，储能的实际充放电循环次数远低于设计值，但是由于储能系统需一直保持在备用状态，其日历老化一直在发生，所以“电池日历寿命”是限制储能经济性的另一个关键卡点。

磷酸铁锂电池充放电原理

想要分析磷酸铁锂电池的寿命，我们需要理解其充放电的技术原理。

磷酸铁锂电池一般采用LiFePO4作为正极材料，石墨作为负极材料，有机锂盐作为电解质。在电池充电时，正极LiFePO4脱离出锂离子形成FePO4，锂离子在电场力的作用下，进入电解液，穿过隔膜，再经电解液迁移到石墨晶体的表面，最后嵌入石墨晶格中。同时，电子则从正极集流体出发，沿着外电路流向石墨负极，最终使负极达到电荷平衡状态。

放电则正好相反，锂离子从石墨晶体中脱嵌而出，进入电解液，穿过隔膜，再经电解液迁移到磷酸铁锂晶体表面，最后重新嵌入到磷酸铁锂的晶格内。同时，电子通过外电路从负极流回正极。

磷酸铁锂电池容量衰减原理

锂电池容量及性能衰退通常是多种副反应过程共同作用的结果，与众多物理及化学机制相关，综合近年来国内外的研究进展，锂电池老化的主要原因有：

1）负极析锂导致活性锂离子损失。析锂是指锂从电解液沉积到电极表面的过程，析锂会导致不可逆的锂离子存量损失，从而导致可用容量减少。当负极电位超过0V的阈值（相对于 Li/Li+）时，负极表面就会发生析锂，锂离子嵌入石墨负极的速率过慢或锂离子传输至负极的速率过快都可能引发析锂。

2）SEI膜生长导致活性锂离子损失。SEI膜是在锂离子电池负极表面形成的一层钝化膜，具有离子导电性且阻止电子通过，将电解液与负极隔开。磷酸铁锂电池在首次充电后，电极与电解液接触发生电解液的分解反应并生成的SEI膜并不稳定，在后续充放电循环过程中，SEI膜会频繁分解和再生。由于SEI膜的生成需要消耗电解液中的活性锂离子，SEI膜的增厚、膨胀会使得电池电极反应的活性下降以及电池容量的降低。SEI膜生成是日历老化的主要原因之一。

3）集流体腐蚀导致内阻增加。集流体是锂离子电池中的关键组成部件，负责承载活性物质、汇集并输出，目前应用较为广泛的集流体是铜和铝。过放电会造成铜制集流体溶解并沉积在负极材料表面，阻碍负极的嵌锂和脱锂，并导致SEI膜加厚，最终导致内阻增大。

4）电极活性材料损失导致容量衰减。锂离子电池长时间工作过程中，锂离子在正极和负极材料中反复脱出与嵌入，电极的插层颗粒会因此长时间处于收缩膨胀状态，由此引起的机械应力可能会造成材料内部晶格的坍塌和改变，从而导致正负极极片可嵌入的锂离子容量减小，导致电池有效充放电容量降低。

5）电解液分解导致内阻增加。电解液为离子导体，能够起到在正负电极间传导锂离子的作用，随着循环次数增加，电解液会随着时间的推移发生一定的氧化或分解反应，使得其传质能力减弱，引起电池内阻增加。

6）隔膜退化导致短路或容量衰退。隔膜是锂离子电池的关键材料，隔膜能够隔绝电子，在充放电过程中锂离子通过扩散传播，从物理上分隔正负极。隔膜老化主要体现为隔膜孔堵塞，阻碍电极之间的离子传输，从而导致功率衰减及阻抗上升。隔膜老化原因有电解质分解物及活性材料堵塞，锂枝晶刺穿隔膜，以及高温或循环引起的结构退化。

影响“循环寿命”和“日历寿命”的因素

影响磷酸铁锂电池循环寿命的因素主要有：温度、充放电倍率以及充放电深度。当电池处在高温、高充放电倍率，以及高充放电深度条件下工作时，磷酸铁锂电池容量衰减速度会更快。当磷酸铁锂电池处于高充电倍率或是过充的状态下时，电池的负极材料表面会快速聚集 Li+并将其还原形成金属锂枝晶，造成容量损失甚至刺穿隔膜引发热失控。高温、高倍率充放电也更容易导致正极活性物质发生分解，以及SEI 膜更快的生成与沉积。通过补充活性锂离子的方法可以实现电池寿命的延长。

影响磷酸铁锂电池日历寿命的因素主要有：SOC、温度以及备用搁置时间。当电池处于高SOC状态、较高温度或是长时间连续处于备用状态时，磷酸铁锂电池的反应活性较高，电极与环境发生不可逆反应的速率会加快并导致容量的下降。而较长的备用搁置时间则是因为延长了不可逆反应的时间使得容量的下降发生累积。通过适时的充放电，改变电极材料的化学环境，可以延缓不可逆反应的发生。除电池电极材料本身因素外，电池辅助材料的老化也是加速电池日历老化的因素之一，例如当电池外密封材料发生老化，空气混入电池内部也会导致电池活性物质损失。

电池日历寿命突破，曙光初现

近两年行业对于功率型储能的日历寿命预期是10年，但实际运行寿命平均不足3年，对于能量型储能的日历寿命预期是15年，但实际运行寿命平均不足8年。除了受储能电芯本身的寿命影响以外，储能系统集成下形成的整体电芯管理能力也很重要，如温度控制、运维策略、电池一致性管理等。

虽然在过去储能实际日历寿命远低于设计值，但我们认为随着技术的进步，解决这一问题并不是件遥远的事。宁德时代在2020年成功研发“3年零衰减”的超长寿命电池后，于2024年推出了“首5年容量零衰减，首5年功率零衰减”的天恒储能系统，其实验室实测循环寿命超过15000次。据外媒NOTEBOOKCHECK报道，宁德可为天恒储能系统提供20年质保，足以体现电池在日历寿命方面的进步。

动力电池领域的日历寿命突破同样值得关注。由于电池日历寿命对于蔚来汽车换电Baas服务成本极其重要，所以2024年蔚来联合宁德时代提出了长寿命电池解决方案，目标是实现电池使用15年后健康度依旧可以保持在85%以上。蔚来实现电池日历寿命15年的原因，一方面来自电池本征研发的突破，通过正极、负极和电解液材料创新，降低电池衰退速度；另一方面来自电池运营管理的优化，通过换电站水冷系统实现恒温充电，并利用云端算法对换电体系内每块电池进行跟踪保养。蔚来长寿命电池的推出，也侧面证明了储能电池日历寿命这一卡点可能即将迎来重大突破。

行业对日历寿命愈发重视，Megapack 15年/20年质保值得国内厂商学习

在2022年部分发电集团集采对于储能系统的招标要求仅为整体质保3年，2024年国内大多数储能电站招标质保要求仍然只有5年，但是我们也发现有个别独立储能项目已经开始在招标中明确“电池日历寿命不应小于10年”的要求了。我们认为这是一个好现象，一方面说明电池技术的确在不断进步，另一方面说明当储能电站真正开始需要用起来，投资方需要考量其经济性的时候，行业对于“电池日历寿命”的重视程度开始逐步提升了。

其实在海外，储能电站运营方通常对储能系统质保寿命的要求基本都在10年以上。以特斯拉的Megapack为例，特斯拉为购买Megapack的客户提供了长达15年的标准保修，另外可以选择增值服务将保修年限延长至20年。即便2024年7月Megapack的2H/4H储能系统官网售价高达1.79元/Wh和1.65元/Wh，是国内储能系统价格的两倍有余，对于电站投资运营方来说，更长的质保年限才能让储能电站全生命周期收益更有保障。建议国内厂商向海外厂商学习，在研发上重视储能系统寿命的提升，通过提供更长年限质保解决储能经济性“痛点”。

5  总结与建议

未来3年，中国储能产业有望从强配驱动转为经济性驱动

我们预计储能行业两大卡点“电力现货市场”和“电池日历寿命”，均有希望在未来3年左右实现突破，届时2H/4H储能LCOS有望分别降低至0.44元/kWh和0.34元/kWh。当储能卡点打通，当中国储能发展从强配驱动转为经济性驱动，储能装机有望复刻2018-2023年光伏装机指数级增长且连年超预期的历程。

展望终局，预计全球储能还有10倍以上天花板

做个简单测算，假设光伏年利用小时数1400h，每天利用小时按4h计算的话，100MW光伏电站一天的发电量为400MWh。目前风光强制配储比例大多为20%/2h，对应20MW/40MWh储能，一天只能存下40MWh的电量。

400MWh：40MWh=10：1，也就是按目前的强制配储比例，只能做到中午10度光伏存下来1度，可理解为目前光储配比仅为1：0.1。

当远期整个电力系统存量调节资源耗尽，调无可调的时候，中午每新增1度光伏，就需要配1度的增量调节资源，假设70%为储能，那么可以理解为远期光储配比需要达到1：0.7。

假如未来全球光伏年装机天花板在1000GW（2023年全球光伏装机346GW），那么全球储能年装机天花板就是1000*4*0.7=2800GWh（2023年全球锂电储能装机89GWh），我们预计储能远期还有10倍以上天花板，成长空间足够广阔。

目前储能产业发展还离不开政策保驾护航

目前中国储能产业仍处发展初期，离不开政策保驾护航，产业政策不宜大起大落，有稳定的收益和政策预期，才能吸引更多资金投资储能建设。例如强制配储政策虽褒贬不一，但也的确起到了迈出规模化发展第一步的作用，在电力市场尚未完善，且储能尚未实现经济性突破前，建议维持强制配储政策，鼓励通过更有效率的容量租赁模式实现对储能电站的持续补贴。

其次，加快电力现货市场建设、推动储能容量补偿全国性政策出台，以及完善储能多重收益机制，都需要更强有力推进电力体制改革。2015年新一轮电改至今已接近10年，新形势下电力系统面临的主要矛盾已然不同，进一步深化电力体制改革，才能解决能源转型中遇到的种种问题。

对储能电站投资运营方的建议

关于项目选择，首先要考虑项目商业模式是否可持续。例如工商业储能目前主要依赖代理购电较高的峰谷价差实现套利，但代理购电仅为过渡模式，较高的峰谷价差不可持续，未来当电力用户真正进入市场，峰谷价差必然没有这么高，所以工商业储能项目在做可行性研究时最大的坑就是对未来峰谷价差及收入的假设过于乐观。对于独立储能电站项目，除了关注所在省份独立储能参与电力市场的政策进展之外，更重要的是对项目所在省份所在电网节点的风光发展及消纳趋势作至少20年维度的长期研判。

此外，作为电站投资方，要了解影响项目全生命周期收益率的核心产品参数。在设备招标阶段，对储能系统产品的电池寿命、循环效率、消防设计、运维售后作详细评估，切忌招标时只看价格不看质量和售后。

对储能企业的建议

不管是当下还是未来，大型独立储能电站都将是储能最主要的应用场景，而中国将是全球最大的市场，所以对于储能企业来说，短期国内市场是基本盘，要重视国内市场。随着国内储能利用率提升，将利于技术研发有足够积累的企业，通过“卷产品”“卷技术”“卷质量”“卷售后”脱颖而出，实现“良币”驱逐“劣币”。

在稳固国内基本盘的基础上，建议储能企业积极出海，坚持长期主义。随着全球光伏装机增长，海外美欧等主要市场也都接近了消纳出现问题的临界点，海外储能需求增长不一定像国内这么迅猛，可能呈现相对温和但持久的增长趋势。

对于储能企业出海，有三个具体建议：

一是要有战略定力，海外渠道、团队建立，以及客户积累，都需要较长培育期；

二是要坚持高品质优服务，储能产品质量和电站收益高度挂钩，高品质产品和优质售后服务才能持续积累口碑；

三是要坚持本土化，要融入本地，提前谋划海外产能，提前对未来可能的贸易争端做准备。

对于一二级投资者的建议

在二级市场，储能板块跟随整个新能源板块经历了2020-2023年的一轮史诗级行情后，目前估值已跌至历史最低点。从基本面看，光伏、锂电等板块的确面临着需求降速后带来的供给过剩问题，这是产业发展到一定规模后必然面临的阵痛，出清需要时间。然而我们认为储能产业目前的发展阶段和2017年左右的光伏类似，一旦电力现货市场和电池寿命两大卡点取得突破，储能将进入和光伏类似的平价后需求指数级放量的阶段。考虑到储能需求仍在快速增长，且具备足够高的天花板，是非常优质的早期成长赛道，目前储能板块估值显然是和基本面背离的，具备极高的投资价值。二级市场的低估会传导至一级市场，一级市场同样存在着处在不同阶段的优质储能企业值得投资。

当然储能行业从强配驱动转为经济性驱动过程中，仍然会面临阶段性供给过剩和激烈的价格战，真正有产品、技术、运维、售后实力的厂商才能留在“牌桌上”。综合考虑成长空间和确定性，对于当前时点投资标的选择，建议国内优于海外（国内市场是基本盘），大储优于户储（未来独立储能占主导），头部优于二线（目前价格战激烈）。

风险提示

1）储能产业及电力市场政策波动风险；2）电池技术进步速度不及预期风险；3）储能技术路线转变风险；4）产业竞争加剧风险；5）国际贸易摩擦风险；6）LCOS度电模型测算偏差风险；7）政策遗漏或理解偏差风险。

以上内容节选自五矿证券已经发布的研究报告《五矿证券电力钟声系列2：能源转型卡点在储能，储能卡点在哪？》，对外发布时间：2024/07/24，具体分析内容（包括风险提示等）请详见完整版报告。若因对报告的摘编产生歧义，应以完整版报告内容为准。

张鹏（分析师）    登记编码：S0950523070001     

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