12月21日，国海证券发布一篇能源行业的研究报告，报告指出，以中美欧为例。

报告具体内容如下：

我国电化学储能政策解读与展望

【资料图】

当前解读一：强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。储能逐步成为刚需，在用户电价上涨受到较多制约的情况下，我们认为强制配储政策是要求新能源逐步承担与传统电源相近的调节责任，并负担更多系统调节成本。相较于过去新能源场站自建小规模储能，当前政策趋向引导发展较大单体规模的独立储能电站，以发挥规模效应和便于电网集中统一调度。相应地，各地政策也在引导赋予储能独立市场地位，不断破除储能参与辅助服务市场、现货市场等机制障碍，拓宽了储能收益渠道，并取消了储能充电的输配电价、政府基金及附加等额外成本。

当前解读二：国内储能加速发展不在于储能单独盈利能力，而是主要取决于“新能源+储能”的综合收益率能否满足投资回报要求。随着光伏、储能上游原材料价格下行带来光伏和储能成本下降，以及储能政策边际改善带来储能收入增加，“新能源+储能”的综合收益率有望不断改善，强制配储政策执行刚性预计不断增强，且配储比例和时长也将逐步提高，国内储能相应将迎来加速发展。

近中期展望：调节服务市场化是实现储能经济性重点，预计储能收益及构成因各地市场化改革进程和方案差别而呈现较大区域差异。加速现货市场建设、推动辅助服务市场化和探索容量机制是提升储能经济性的重要手段，用户电价承受力是各地电力体制改革的核心关切，如何分摊调节服务成本会呈现较大区域差异。展望看，北方地区预计可能将更多调节成本疏导到新能源侧，储能可能相应逐步由强制政策推动转变为市场化机制驱动。

我国电化学储能经济性分析

电源与电网储能：储能通过减少新能源弃用、调峰、调频等单一渠道实现经济性仍有压力，暂不足以支撑储能大规模发展。减少新能源弃用方面，我们测算表明储能仅用于消纳弃用新能源的经济性不佳，除开当前新能源弃用率普遍较低外，新能源出力的季节不均衡特性也会导致配储的利用率偏低。调峰方面，我们测算表明电化学储能参与调峰辅助服务仍难以实现合理收益，原因在于调峰年平均价格偏低或调用次数不足。调频方面，我们测算表明电化学储能参与调频辅助服务有望具有较好经济性，但调频市场容量相对有限，难以支撑储能大规模发展。

独立储能：预计当前共享储能发展趋势是发电集团建设独立储能用于内部共享，而强制配储退出仍需储能大幅降本。以山东为现状样本看，我们测算共享储能在较为理想条件下可实现资本金收益率7.3%，其中容量租赁收入占总收入的43.8%，实际总收入仍存不少风险。当前独立储能发展需要依赖新能源企业的容量租赁收入，第三方投建共享储能可能面临较高的租赁收入风险，当前共享储能发展阻力最小路径是发电集团自建独立储能用于内部共享。近期展望看，“新能源+储能”经济性的关键在于新能源降本幅度大于配储附加成本，我们测算表明单瓦容量新能源配储成本大致为0.30元/W。中期展望看，强制配储政策退出需要独立储能不再依赖容量租赁收入，不考虑辅助服务收入时，我们以山东算例测算实现6.5%收益率要求储能单位投资降至1.17-1.35元/Wh；若叠加的辅助服务年收入从300万元增加到1500万元时，对应要求的单位投资可由1.47元/Wh增至1.85元/Wh。需要指出的是，当前测算条件较为理想，对储能产品质量和运营水平要求较高。

用户储能：我国部分省区工商业储能峰谷价差套利已初具经济性，相关需求更大规模释放仍有待储能进一步降本。根据我们测算，按照每日2充2放策略，在峰谷价差超过0.7元/kWh，且循环次数超过5000次时，电化学储能通过峰谷套利收益具有经济性。在我们理想测算条件下，每日2充2放策略下储能投资回收期可达5.8年，实际仍需储能进一步降本。

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