会议要点

1. 探究储能经济性的未来提升

电力市场改革加速储能经济性：电力市场改革（电力现货和容量电价）的推进，为储能提供了利用峰谷套利获取收益的商业模式。

政策与收益模式优化：政策优惠（如容量补偿），能显著提高储能项目的收益率，预计到2023年底储能项目的收益率将提升至约2.6%。

未来收益率提升潜力：随着成本降低和市场环境改善（特别是现货市场的发展），预计到2024年储能项目的收益率可达5.6%。

2. 储能市场潜力与挑战

储能利用率低是经济性不佳的主要原因，国内储能电站年均充放电次数仅为212次，且有的地区远低于这一水平。

电力现货市场和服务市场政策的不成熟是储能设施闲置的原因之一，有些地区现货市场发展较快，如山东和山西，已能保障储能年充电次数超过200次。

储能在电量和容量市场的边际改善有待提高，已有部分省份开始实施容量补偿或容量电价政策，预示储能市场接入有潜在改善。

3. 储能经济性在电改中的增长潜力

储能市场经济性：海外储能项目通过现货市场交易和辅助服务获得稳定且丰厚的收入，中国储能项目收益丰富但现行收益模式存在局限，容量租赁非市场化收入或将降低。

储能项目收益模式：海外储能依靠电量交易和辅助服务双重收入，中国需平衡容量补偿和辅助服务，不同收入结构影响项目经济性。

政策变动影响：电力现货市场价差、上下限政策放宽及储能清算参与度对储能项目经济性影响显著，长期看提升发电端风光发电比重和用户侧充电桩渗透率将增强储能收益。

4. 电改促储能经济性提升空间

调用次数增加潜力：当前模型仅预设年度调用次数200次，实际有提升至少1/3的潜力，随着市场的成熟和交易能力的提高，调用次数的增加将是短期内发生的可预期变化。

利用电价波动进行套利：2/3的时候，电价至少出现单峰或双峰，为调峰提供机会，但由于市场和预测能力未成熟，许多套利机会未被充分利用。

投资收益率改善预期：在电价差不变的情况下，调用次数若提升到240次，可使项目投资回报率从4.2%增加到5.3%，即使不考虑政策因素，也有明显的收益改善。

5. 储能经济性提升与政策影响

短期内储能容量价值具有提升潜力，多省已实施相关补偿政策，如山东年均补偿可达68元/千瓦。若以煤电补偿标准施于储能，年补偿有望提升至84-140元/千瓦。

容量租赁价格呈下降趋势，从年初的300元/千瓦降至228元/千瓦。容量补偿及租赁料下降带动储能项目经济性提升。

预计2023年储能电芯成本降低将显著改善项目性能；2024年EPC成本有进一步下降空间，预计可提升储能项目内部收益率至5.7%。储能项目经济性正在改善，将推动行业发展。

6. 储能项目经济性展望分析

储能项目并网点的地理优势对未来收益至关重要，优质并网点可显著提升项目利用率和经济性。

业主提前布局储能站点，并考虑全生命周期内的设备更换与市场成熟度，预计储能项目的经济性将随时间大幅提升。

储能市场参与者的产品差异化将随着市场化程度的提升而增大，技术壁垒较高的企业竞争优势明显。

会议实录

1. 探究储能经济性的未来提升

近期，我们见证了电力改革尤其在电力现货和容量电价方面取得显著进展。昨天最新消息显示，山西将成为全国首个正式投入运营的现货市场，并且这一模式将从省级开始逐渐向全国推广。越来越多的地区可能会通过电力现货市场获取更高的收入，峰谷套利成为储能行业一个重要应用场景。电力现货市场为这一模式的实现提供了强有力的支持。

除了电力现货外，容量电价也于去年11月在火电行业得到应用，使得功率机组能够通过为电网提供支援获得收益，这已成为常规模式。我们相信，储能的功率价值未来也将逐步显现，并能够获得更多类似的收益。因此，电力市场现货交易和容量电价等电力改革举措，实际上将会极大促进储能收益模式的提升。储能目前面临的最大问题是低利用率，尤其在风电和光伏项目中，大型储能电站虽装机容量大，但调用频率低，收益率不高。这使得储能更多地成为成本项而非盈利项。我们认为储能的商业化进程至关重要。如果无法提升储能的经济性，未来将只能依赖自上而下的政策推动，而缺乏自下而上的内生性增长。这对于储能的未来规模扩张和质量提升都将产生不利影响。

目前，储能盈利模式的逐渐升级以及相关项目和模式的改变，已经开始验证上述逻辑的正确性。我们电芯组的储能研究专家梁丰硕先生将利用PPT向投资者详细介绍储能未来发展方面的观点。接下来请梁丰硕老师开始阐述。好的，感谢贺老师。各位投资者晚上好，我是国联电信的研究员梁丰硕。今天我们主要关注的是储能的经济性问题。在储能投资领域，不论是一级市场还是二级市场，无论是编写报告还是行业分析，人们普遍将国内大型独立储能项目的内部收益率测算得相对乐观。

然而，行业内部人士普遍认为当前储能项目并不盈利，为何会出现这种状况？主要原因是众多模型假设条件与实际情况的背离。这种差异部分原因是因为整个行业起步阶段，可获得的信息有限，且政策的不确定性过大，导致测算偏差。不过，随着近一年行业运行情况的观察，越来越多的运营数据被披露，使我们能更准确地调整测算模型，以更符合现实。

据我们的测算，到2023年初，国内独立储能项目的内部收益率可能在0.59%至2.6%之间。这一差距主要体现在是否获得容量补偿。若没有获得容量补偿，预计收益率很难达到1%，但若在23年初能获得容量补偿，则收益率可达到2.6%。随着未来两三年成本的进一步降低，收益率可能进一步提高到4%左右。预计到2024年，考虑到现货市场等因素的边际变化，我们预期项目收益率可提高到5.6%这一较理想水平。

2. 储能市场潜力与挑战

接下来，我们将分别从以下几个角度进行交流和汇报：当前国内外储能行业的多元化商业模式、短期内电能价值和容量价值的边际改善，以及为何在经济性不佳的情况下仍有超前建设储能设施的现象。

首先，储能经济性不理想的主要原因是整体的利用率过低。今年上半年，我国储能电站的平均利用率相当于每年只能完成212次满功率的充放电循环。与人们在模型中常用的300次充放电频次相比，差距非常大。这个数字还是各类包括用户侧利用率较高的电站的平均值。如果仅考虑独立储能，使用频次可能甚至不足100次或50次。

那么，这个问题是如何解决的呢？之前独立储能电站一年只能做到150次充放电的状况，我们认为是因为电力现货市场和辅助服务市场，尤其是调控调频市场的政策不够成熟。缺乏明确的参与市场机制，就会导致建成的电站无法得到有效运用，空置不用。但对于那些现货市场建设推进迅速的地区，如山东、山西等地，他们的独立储能设施至少能保证年充放电200次以上，这一点是可以保证的。

因此，我们预期，随着现货市场建设的推进，全国平均的充放电次数能够从150次提升至200次左右是有可能实现的。

至于容量市场方面，我们注意到，从去年10月和11月开始，煤电行业已经设定了容量电价。后续储能是否能获得类似待遇，我们认为是有机会的。一些省份已经开始实施针对储能的容量补偿或容量电价政策。

3. 储能经济性在电改中的增长潜力

首先，我们看到国家能源局在出台煤电容量电价政策的过程中，并未将储能或其他具有灵活性资源的主体排除在外。因此，我们预见在未来可能会看到储能经济性的提升。

在国际市场，储能项目能够盈利且收益率颇佳是因为其使用率或每年的调用次数可得到保障。以英国为例，可以保证每天至少一次的电力循环，年度则可按300次测算。此外，海外市场的储能收益模式非常丰富：一方面，可以通过现货市场套取价格差实现套利；另一方面，还能通过调频等辅助服务，以及提供备用服务来获得额外价值。

但是，观察国内运营模式，看似收益模式也是多元化的。例如，我们有融资租赁、现货市场推广，储能的参与，以及用户侧共同分摊辅助服务成本等方式。同时，还有容量补偿政策通过终端用户电价回收成本。

通过对比山东模式与国外（美国、英国和澳洲）的项目，我们发现国内项目的收入结构有显著差异。例如，通过电能量交易的收入约占一半，这在国际上是正常的。国外项目会同时获得调频辅助服务的收入，但在山东，储能项目只能参与现货市场或辅助服务市场之一，而非同时，并行参与，因而少了一部分收入。

有趣的是，国国家有额外的容量租赁收入，这与海外调频服务获得的收益类似，因为这些收入最终主要由新能源电站出资，并维持电力系统稳定。因此，随着电力市场改革的深入，我们认为储能的收入结构趋势可能是辅助服务收入的逐渐增加，同时非市场化的容量租赁收入将逐渐降低，使得整体收入结构更市场化。

除此之外，我们还有容量补偿，这在国外没有，但国外的备用服务有相似的收入来源。国内的容量补偿可能与海外的备用服务有可比性。

考虑到电能量收入和参与现货市场的长期价值改善，以及经验表明，这将是储能主要的收入来源；因此，从长远来看，非常关键。储能的收入结构简化为两部分：充放电可获得的价差以及一年内可进行多少次充电。目前国内外在这方面存在较大差距。以山东的模型为例，储能可获得的理论上最大价差约为0.35元人民币每度电，而英国则可达到0.7元人民币每度电。

在构建模型时，我们将这个价差假设为0.30元人民币，但长期看，受到风光发电量占比提升、充电桩渗透率提升影响，以及现货市场报价上下限的政策放宽等因素的影响，这个价差有可能会进一步扩大。目前，国内现货市场价格上限普遍较低，大多地区为1.5元人民币每度电，但海外价格上下限则可能高达七八元人民币。

因此，我们可以预期，随着这些条件的变化，明年储能项目的实际收益率有望看到提升。

4. 电改促储能经济性提升空间

当前电力改革的推进无疑为电价价差的扩大提供了改善的预期。不过必须认识到，这些变化随着电力改革的深入会逐渐积累，属于长期趋势。短期内，更可能的变化是年调用次数的增加。

目前，我们模型假定的年调用次数为200次，这一参数基于之前提到的全国平均水平。然而，通过右边这张图及其分析显示，山东省过去一年中的电价走势呈现三种类型。其中绿色平滑曲线占比约为三分之一，这意味着在除平滑时段外的二分之三时间，至少存在单峰或双峰价格波动，提供了选择性充放电机会，并有可能进行更频繁的电价套利。

当前未能触达更高调用次数可能是因为电力市场起步阶段，市场参与者对电价预测的能力较弱，因此很多充放电套利机会在实际运行中被浪费。市场主体通过提高交易能力，可以优化这些参数，而不是仅仅依赖国家政策推进和利益协调来扩大价差，后者相对困难。

综上所述，我们预计储能的年调用次数有较好的提升潜力。例如，在我们的敏感性分析中，假设200次调用次数和0.3元每千瓦时的电价差，预期的内部收益率（IRR）为4.2%。假设年调用次数增加到240次，即不到上文虽提及的二分之三水平，即可以将IRR提高约一个百分点，达到5.3%。这样的收益率提升在短期内就显而易见，且是潜在的边际变化。

5. 储能经济性提升与政策影响

首先讲的是电量价值，我们之后会讨论容量价值，这是短期内更易改善的方面。目前，在内蒙古、山东、甘肃和新疆，已经有为独立储能提供容量电价或容量补偿的政策。例如，山东的储能项目通过实际运营，能获得大约68元/千瓦每年的容量补偿，按200兆瓦时储能电站计算，每年可增收约600万元。我们认为这其中存在提升空间。以煤电机组的容量补偿定价为例，国家的回收周期是10年，旨在回收30%至50%的固定建设成本。若此定价机制应用于储能，与当前造价相对应，每千瓦年的容量电价可以提升至84至140元，要高于现行的68元，显示出明显的提升潜力。

容量价值一方面可通过政策得到的容量电价或补偿，另一方面还涉及所谓的容量租赁价格，在当前储能电站收入结构中占据很大比重，几乎占到一半。随着电站成本的下降，这一收入来源也将下降。例如，今年年初容量租赁价格大约是300元/千瓦每年，但最近央国企及其子公司的储能容量租赁招标显示，价格已降至大约228元/千瓦每年，与投资成本下降相匹配。

大部分省份还未开始执行容量补偿，如果未来从零开始实施容量补偿，对那些未有相关政策地区的储能项目经济性将有显著提升。以60元/千瓦每年的补偿计算，对应的收益率为4.2%，若剔除该补偿，当前租赁费不变，收益率仅为1.5%。因此，对于未实现容量补偿或定价的地区，推进相关政策将大幅提升储能项目的吸引力。

2023年，最大的边际变化可能是储能电芯成本显著降低，对项目经济性改善影响巨大。我们的关键假设包括储能EPC价格从年初的1.9元/瓦下降到年底的1.4元/瓦，容量租赁价格也有所下调。即使投资成本和租赁收入均降低，预计到年底若有容量补偿，项目收益率能从2.6%提升至4.2%。

展望2024年，整个EPC造价仍有下降空间。我们预计EPC价格可能再下降0.1元/瓦，从而帮助整体容量租赁价格进一步降至200元/千瓦每年。此外，预计现货交易缓冲次数将增加。如果容量补偿保持稳定，预计2024年储能项目的内部收益率（IR）可以达到较优的5.7%水平。

6. 储能项目经济性展望分析

另外，我们也想解释一下，为什么即便在储能项目经济性较差的情况下，仍有众多业主动力充足地进行储能建设。我们认为，储能项目的地理位置—是否为一处优质的并网点，是否靠近关键输电线路、大型风电站，或易产生电网波动的地区—对后续响应电网调度及项目收益会有显著影响。这一点可以参考这张图，英国数据显示，不同位置下利用率有明显差异。

许多储能业主其实是央企或能源集团，他们认为储能设备寿命大约为10年，而光伏电池等配套设备的寿命至少为20年。因此，在考虑储能项目全生命周期时，电池中途必须更换一次。他们选择提前占领优质的并网点，等到10年后更换电池时，价格将有显著下降。届时，随着我国电力市场的成熟，收入机制将更完善，项目经济性有望大幅改善。因此，这些业主愿意提前进行投资建设。

我们认为，这不仅有助于项目经济性的改善，缓解价格战，还能进一步释放市场需求。更重要的是，这将深远地影响行业格局和市场集中度。在当前储能项目尚未广泛参与市场交易的情况下，产品间差异并不明显。但一旦参与市场，各家产品的电价预测能力、充放电循环效率就会在经济性上体现出显著差异，进而加大产品间差距。

我们观察到，海外的储能集成商通常通过提供电价预测软件，参与电力现货市场投标等服务来增加自己的竞争力。在这样的背景下，拥有技术壁垒的头部厂商与仅作为集成商的尾部厂商间的差距将进一步扩大。

我们对当前一些低估的行业龙头，如阳光电源，以及在市场格局中占优的环节，比如PCS制造商、温控厂商及同煤股份、高粱股份等，持比较看好的态度。同时，我们也看好那些在海外具有优势的储能企业，如清盘科技、能源电源及客户电子等。

关于储能后续的商业模式及展望，我们认为在电改的大背景下，储能改进空间依然较大。目前已经观察到很多积极变化，我们将继续关注这一领域。看好储能相关公司在经济性提升后，未来业绩提升的潜力