共享儲能為國內大儲主流模式

工業、工商業和居民用電負荷特征差異大，用電負荷曲線與發電曲線并不完全適配，對削峰填谷、平抑電網波動、實現電力電量平衡的需求迫在眉睫。

經濟性：共享儲能為國內大儲主流模式，IRR為7.48%

國內大型儲能商業模式目前以共享儲能為主。共享儲能本質上是引入第三方投資商，潛在收益來源包括容量租賃費用、現貨市場、輔助服務、容量電價補償。

【資料圖】

在共享儲能模式下，業主無需承擔建設儲能電站成本，只需每年支付租賃費，有利于減輕一次性投入的資本開支，緩解資金壓力；第三方共享儲能的投資商需承擔建設儲能電站的費用，收益來源為穩定的租賃費用，若考慮調峰輔助服務的收益，經濟性較好，收益可觀。

經濟性方面，

業主方：按25年維度計算，在僅光伏電站場景IRR為7.84%的項目中，配套共享儲能的IRR為6.62%，高于光伏+自建儲能模式的6.45%，為目前強制配儲情況下的最優解。

第三方儲能投資商（僅考慮租賃費用+調峰補償）：假設以20年維度（期間更新一次儲能設備），若全容量參與調峰輔助服務（一年參與270次調峰服務），IRR可達到7.48%，具備良好經濟效應。后續隨著商業模式進一步優化，經濟性有望抬升。

敏感性分析：成本對IRR的影響

光伏配儲：以光伏組件1.7元/w，儲能EPC成本1.8元/wh計算，國內光伏配儲的IRR為6.45%；光伏配儲整體經濟性受到儲能、光伏成本的影響；

1）假設組件成本保持穩定，儲能系統成本每降低0.05元/w，對應IRR提升約0.08%-0.1%；

2）假設儲能系統成本保持穩定，光伏組件價格每降低0.05元/w，對應IRR提升約0.2%-0.3%。

共享儲能第三方投資者：需承擔儲能建設費用，以儲能成本1.8元/wh計算，IRR為7.5%。儲能系統成本每下跌0.05元/w，對應IRR提升約2.2%-2.4%。若儲能系統成本持續下降，IRR將不斷優化。

敏感性分析：原材料價格對成本的影響

根據中商情報網數據，儲能系統中，電池模組占比接近55%，PCS/BMS/EMS等占比分別為12%/9%/6%，電池是儲能系統中占比最大的環節。參考動力電池成本構成，假設碳酸鋰約占儲能電池成本的20%，屬于主要的上游原材料。

核心假設：1、不考慮產業鏈價格博弈，假設其余環節價值量不變，碳酸鋰降價直接反映在終端價格；2、以儲能EPC成本1.8元/wh為例，假設50萬元/噸的碳酸鋰占儲能電池成本20%。

敏感性分析：根據我們測算，在其余環節價值量不變的前提下，碳酸鋰價格每下降5萬元/噸，對應到儲能EPC成本降幅為0.02元/wh。以碳酸鋰價格20萬元/噸為例，對應儲能EPC成本為1.67元/wh，相較于之前儲能EPC成本（碳酸鋰50萬元/噸）下降0.13元/wh。

趨勢判斷：價格企穩后需求有望釋放。假設其他條件不變，碳酸鋰價格變化直接反映到終端，以碳酸鋰價格從50萬元/噸下降到25萬元/噸為例，對應儲能EPC成本下降0.1元/wh，帶來國內大型儲能系統經濟性IRR提升4-5%。此前產業鏈博弈碳酸鋰價格下跌，多數企業持觀望態度，目前碳酸鋰價格已呈現向上反轉態勢，我們預計后續待產業鏈價格企穩后，企業排產環比將有所改善，下游儲能裝機需求有望起量。

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