中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)進(jìn)入了新一輪爆發(fā)期，全國(guó)已有二十多個(gè)省市規(guī)定了儲(chǔ)能配置政策要求，新能源平均要按10%的比例配置儲(chǔ)能，國(guó)家為保證儲(chǔ)能收益。通過(guò)拉大電價(jià)價(jià)差的方式增加儲(chǔ)能收益。根據(jù)有關(guān)機(jī)構(gòu)預(yù)測(cè)：2021-2025，儲(chǔ)能裝機(jī)年復(fù)合增長(zhǎng)率將達(dá)到110.8%。
21省級(jí)行政區(qū)要求配置儲(chǔ)能
2021年7月發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》，明確了未來(lái)幾年的裝機(jī)量目標(biāo)。其中指出到2025年，裝機(jī)規(guī)模達(dá)到30GW，新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，新型儲(chǔ)能向全面市場(chǎng)化發(fā)展?！兑庖?jiàn)》要求大力推進(jìn)電源側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)、積極推動(dòng)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能合理化布局、積極支持用戶側(cè)儲(chǔ)能多元化發(fā)展。表達(dá)方式上體現(xiàn)出電源側(cè)儲(chǔ)能為當(dāng)前建設(shè)重點(diǎn)。
緊接著國(guó)家能源局印發(fā)《新型儲(chǔ)能項(xiàng)目管理規(guī)范（暫行）》和《電化學(xué)儲(chǔ)能電站并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議示范文本(試行)》，為新型儲(chǔ)能項(xiàng)目的開(kāi)展和實(shí)施提供了更加具體的規(guī)范要求和法律依據(jù)。
截止到2021年底，全國(guó)已有21個(gè)省級(jí)行政區(qū)在全省或部分地區(qū)明確了新增新能源發(fā)電項(xiàng)目規(guī)制性配儲(chǔ)能比例以及配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)。3個(gè)省份出臺(tái)鼓勵(lì)配儲(chǔ)政策。綜合來(lái)看，平均配儲(chǔ)比例約為10%，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)約為2h。其中，全省或部分地區(qū)要求配儲(chǔ)的省份2021年風(fēng)電光伏裝機(jī)量達(dá)到全國(guó)風(fēng)光裝機(jī)量的81%，為儲(chǔ)能裝機(jī)量增加的主要來(lái)源。
發(fā)電側(cè)配儲(chǔ)能主要靠政策推動(dòng)
民生證券預(yù)測(cè)，2021-2025，儲(chǔ)能裝機(jī)年復(fù)合增長(zhǎng)率將達(dá)到110.8%。國(guó)內(nèi)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)高增原因在于：風(fēng)光裝機(jī)高增速；儲(chǔ)能滲透率及儲(chǔ)能配比的持續(xù)提升；存量風(fēng)光電站也在參與配儲(chǔ)。
發(fā)電側(cè)配儲(chǔ)的商業(yè)模式主要為：1、光伏+儲(chǔ)能解決棄光；2、光伏+儲(chǔ)能解決棄光+參與市場(chǎng)化調(diào)峰輔助服務(wù)。僅光伏發(fā)電不用儲(chǔ)能，通過(guò)測(cè)算，內(nèi)部收益率為為8.48%。如果如果儲(chǔ)能加入光伏發(fā)電來(lái)解決棄光，且僅僅為解決棄光，民生證券的預(yù)測(cè)顯示，那么內(nèi)部收益率會(huì)下降至5.30%。
不過(guò)目前光伏+儲(chǔ)能還具有第三種盈利模式：光伏+儲(chǔ)能解決棄光+參與市場(chǎng)化調(diào)峰輔助服務(wù)。
按照這一模式。假設(shè)：在經(jīng)濟(jì)性測(cè)算中取調(diào)峰補(bǔ)償為500元/MWh，即0.5元/KWh計(jì)算。（全國(guó)多地已經(jīng)出臺(tái)調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，在測(cè)算時(shí)著重參考更具先進(jìn)性的南方電網(wǎng)以及南方電網(wǎng)管轄省份的補(bǔ)償值）。所有剩余容量充分用于調(diào)峰服務(wù)。
以首年為例，對(duì)于功率為1W的光伏發(fā)電設(shè)施，儲(chǔ)能設(shè)備解決棄光27Wh，其每天1次循環(huán)在一年中可以提供的總?cè)萘考s為70Wh，剩余43Wh全部參與調(diào)峰服務(wù)。充電補(bǔ)貼為0.2元/KWh（僅部分地區(qū)）。部分地區(qū)對(duì)于解決棄光的儲(chǔ)能設(shè)備根據(jù)其消納電量予以補(bǔ)貼。
上述假設(shè)下，內(nèi)部收益率為6.33%。在少部分具有充電補(bǔ)貼的地區(qū)，內(nèi)部收益率上升至6.64%。
當(dāng)內(nèi)部收益率大于6%時(shí)，項(xiàng)目具備經(jīng)濟(jì)性，但仍然低于不配儲(chǔ)能的內(nèi)部收益率。這也是新能源發(fā)電企業(yè)沒(méi)有自發(fā)配儲(chǔ)意愿的原因所在。所以目前光伏配儲(chǔ)主要由政策推動(dòng)。
但是也有轉(zhuǎn)機(jī)。隨著儲(chǔ)能設(shè)備價(jià)格下降，那么發(fā)電端配置儲(chǔ)能后內(nèi)部收益率有可能趕超光伏發(fā)電不配儲(chǔ)能的模式。目前國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能設(shè)備系統(tǒng)單位價(jià)格約1.5元/Wh，仍有下降空間。
另外，隨著電力定價(jià)市場(chǎng)化，也將進(jìn)一步提升配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性。其一，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)完善后，新能源+儲(chǔ)能的穩(wěn)定性電力供應(yīng)可較非穩(wěn)定的新能源電力獲得溢價(jià)，有望借鑒美國(guó)等成熟市場(chǎng)的交易模式，提升配儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性。其二，隨著綠電交易逐步實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)化定價(jià)，市場(chǎng)化的定價(jià)方式有望充分釋放出綠電的價(jià)格彈性，使交易價(jià)格超過(guò)原有上網(wǎng)電價(jià)對(duì)應(yīng)的附加收益，從而獲得進(jìn)一步的收益，會(huì)進(jìn)一步提升發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能的內(nèi)部收益率。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能調(diào)頻已經(jīng)盈利
頻率不穩(wěn)定可能導(dǎo)致?lián)p壞用電設(shè)備及電網(wǎng)設(shè)施。我國(guó)交流電頻率為50Hz，為保證電網(wǎng)的穩(wěn)定，要求頻率的上下波動(dòng)在0.2Hz以內(nèi)。用電負(fù)荷低于發(fā)電功率之時(shí)，頻率會(huì)上升，此時(shí)儲(chǔ)能進(jìn)行充電消納電力使得頻率回落；反之亦然。于是，儲(chǔ)能在電網(wǎng)側(cè)發(fā)揮的調(diào)頻空間為儲(chǔ)能帶來(lái)了另一種盈利模式。
因服務(wù)盈利模式明確，市場(chǎng)化程度高，這一種儲(chǔ)能模式收益也最高。目前各地儲(chǔ)能很多設(shè)施由電網(wǎng)公司推動(dòng)，也是因?yàn)檫@一原因。
以南方電網(wǎng)調(diào)峰服務(wù)市場(chǎng)交易模式舉例，所有上網(wǎng)主體均要按照上網(wǎng)電量繳納調(diào)頻費(fèi)，形成資金池；電站投資方通過(guò)與火電廠簽訂合約的方式在火電廠旁建設(shè)儲(chǔ)能調(diào)頻電站。根據(jù)提供的調(diào)頻服務(wù)，電網(wǎng)從將資金池中資金以調(diào)頻補(bǔ)貼方式給予電站，隨后電廠與電站分成。
對(duì)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能盈利的測(cè)算是這樣的：
假設(shè)：
1）火電機(jī)組調(diào)頻配儲(chǔ)比例為1.5%，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)為0.5h。目前中國(guó)主流的9MW，4.5MWh系統(tǒng)可以為600MW的火電機(jī)組提供調(diào)頻服務(wù)。
2）調(diào)頻儲(chǔ)能系統(tǒng)使用壽命為5年。功率型儲(chǔ)能設(shè)備要求設(shè)備擁有更短的充電時(shí)間，且調(diào)頻要求滿充滿放，使用過(guò)程中每天的循環(huán)次數(shù)也會(huì)更多，因此壽命相比容量型設(shè)備更短。
3）當(dāng)前性能領(lǐng)先的調(diào)頻儲(chǔ)能系統(tǒng)單位成本為8.89元/Wh。（來(lái)源于寶光股份下屬韶關(guān)電廠項(xiàng)目信息，經(jīng)濟(jì)性計(jì)算建立在使用性能最優(yōu)設(shè)備的假設(shè)之上）。
4）電站投資方所得到的收入分成為40%。
則當(dāng)儲(chǔ)能電站各項(xiàng)參數(shù)均處于行業(yè)領(lǐng)先的水平時(shí)，預(yù)計(jì)調(diào)頻之后所產(chǎn)生的內(nèi)部收益率約18.65%。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能參與調(diào)頻內(nèi)部收益率推算
就經(jīng)濟(jì)性來(lái)看，用于調(diào)峰的電化學(xué)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性劣于抽水蓄能。因?yàn)閺膹亩入姵杀镜慕嵌龋娀瘜W(xué)儲(chǔ)能的度電成本遠(yuǎn)高于抽水蓄能，且電化學(xué)儲(chǔ)能的規(guī)模與抽水蓄能相比過(guò)小。抽水蓄能度電成本約0.21-0.25元，磷酸鐵鋰電池度電成本約0.62-0.82元，即抽水蓄能的3-4倍。低成本使得抽水蓄能成為當(dāng)前的主要儲(chǔ)能方式，尤其是調(diào)峰。
但是調(diào)頻功能讓電化學(xué)儲(chǔ)能找到了用武之地。調(diào)頻已經(jīng)成為電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能主要增長(zhǎng)點(diǎn)。民生證券推測(cè)，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能2021-2025年年復(fù)合增長(zhǎng)率45.8%。
用戶側(cè)儲(chǔ)能需求最強(qiáng)勁
就用戶側(cè)儲(chǔ)能來(lái)說(shuō)，目前存在工商業(yè)光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)、獨(dú)立儲(chǔ)能、5G基站三個(gè)大的類項(xiàng)。其中工商業(yè)光儲(chǔ)一體化的度電成本已經(jīng)低于平時(shí)電價(jià)但高于僅光伏發(fā)電。
2021年9月，全國(guó)21個(gè)省級(jí)行政區(qū)由于雙控目標(biāo)完成晴雨表的發(fā)布開(kāi)始實(shí)施緊急性的工商業(yè)限電政策，催生了對(duì)備用電源的強(qiáng)烈需求。這也給用戶側(cè)儲(chǔ)能帶來(lái)了巨大的機(jī)會(huì)。國(guó)家能源局提出，2023年底，試點(diǎn)地區(qū)黨政機(jī)關(guān)建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于50%，學(xué)校、醫(yī)院、村委會(huì)等公共建筑屋頂不低于40%，工商業(yè)廠房屋頂不低于30%，農(nóng)村居民屋頂不低于20%。預(yù)計(jì)工商業(yè)分布式光伏的發(fā)展將有力帶動(dòng)光儲(chǔ)一體化微網(wǎng)的發(fā)展。
光儲(chǔ)一體化系統(tǒng)的本質(zhì)是微電網(wǎng)布局。目前的光儲(chǔ)、光充儲(chǔ)一體化項(xiàng)目以光伏作為電能的主要來(lái)源。通過(guò)在房頂或者空地布置分布式光伏發(fā)電設(shè)備，將發(fā)出的電力供應(yīng)給微網(wǎng)內(nèi)的用電負(fù)荷以及充電樁，并且將光伏發(fā)出的電力存儲(chǔ)進(jìn)儲(chǔ)能系統(tǒng)并且在需要時(shí)放電，減少資源的浪費(fèi)。光儲(chǔ)一體化中的儲(chǔ)能系統(tǒng)還可以起到峰谷套利的作用。由于工商業(yè)用電峰谷價(jià)差較大，因此可將儲(chǔ)能系統(tǒng)用于存儲(chǔ)光伏發(fā)電并且在用電高峰時(shí)放電，進(jìn)行峰谷價(jià)差套利提升經(jīng)濟(jì)性。
按照民生證券的推算，目前工商業(yè)光儲(chǔ)一體化一體化度電成本為0.32元，低于平時(shí)電價(jià)但略高于部分地區(qū)的谷時(shí)電價(jià)，具備一定經(jīng)濟(jì)性。同時(shí)考慮到企業(yè)配儲(chǔ)的核心動(dòng)力在于結(jié)合備用電源、保證生產(chǎn)的角度考慮，預(yù)計(jì)配儲(chǔ)動(dòng)力依然較為強(qiáng)烈。
獨(dú)立儲(chǔ)能目前最主要是利用削峰填谷來(lái)作為盈利模式，2021年部分省市工商業(yè)峰谷價(jià)差如下，均值落在0.7046元/KWh，在廣東省珠三角最高價(jià)差達(dá)1.2548元/KWh。
獨(dú)立工業(yè)削峰填谷儲(chǔ)能電站在峰谷價(jià)差>0.75元時(shí)經(jīng)濟(jì)性顯現(xiàn)。獨(dú)立削峰填谷電站可以在其使用年限內(nèi)帶來(lái)成本節(jié)省，經(jīng)濟(jì)性顯現(xiàn)。目前，國(guó)內(nèi)已經(jīng)有部分地區(qū)達(dá)到了0.75元以上的峰谷價(jià)差，如廣東、上海、河北等。
未來(lái)隨儲(chǔ)能投資成本下行，工商業(yè)經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步凸顯。預(yù)計(jì)投資成本下行至1.4、1.3、1.2元/Wh時(shí)，對(duì)應(yīng)10年期度電成本分別為0.68、0.64、0.59元 /KWh，1.2元/Wh下，峰谷價(jià)差在0.6元/KWh時(shí)即可具備經(jīng)濟(jì)性。
5G基站大量建設(shè)成為儲(chǔ)能新增長(zhǎng)點(diǎn)。能耗方面，5G基站的峰值功率在4G基站的3-4倍之間，對(duì)于電力的需求大幅提升。而且對(duì)儲(chǔ)能更有利的是，5G基站基本要求4小時(shí)電源應(yīng)急供應(yīng)。在更高的電力需求之下，如何提升5G基站的系統(tǒng)運(yùn)行效率、減少資源浪費(fèi)成為5G建設(shè)的重點(diǎn)，因此電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)柔性、智能、高效的技術(shù)特點(diǎn)使得其成為5G基站備用電源的合適選擇。
不過(guò)影響儲(chǔ)能容量的是5G迭代很快，峰值功耗以每年0.3KW的速度下降。根據(jù)項(xiàng)目數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，盡管能耗比更高，5G基站峰值功率往往大于4KW，預(yù)期隨著未來(lái)基站數(shù)量提升以及技術(shù)迭代，單個(gè)基站的能耗有望降低至2KW左右。與之對(duì)應(yīng)單個(gè)基站容量也等比下降。
2023年每萬(wàn)人享18個(gè)5G基站，2025年每萬(wàn)人享26個(gè)（工信部預(yù)期數(shù)據(jù)）。民生證券預(yù)計(jì)2022-2025年的裝機(jī)量分別為8.84，8.93，6.27，5.60GWh。新增裝機(jī)量的21-25年年復(fù)合增長(zhǎng)率約104.5%。
綜合來(lái)看，預(yù)計(jì)2022-2025年儲(chǔ)能新增裝機(jī)量（除5G應(yīng)用外）分別為13.05、29.11、47.92、103.46GWh。新增裝機(jī)量的21-25年年復(fù)合增長(zhǎng)率約104.5%。
新增裝機(jī)量中，以政策推動(dòng)的發(fā)電側(cè)占比最大。2022-2025年分別占總量的87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。其次為發(fā)電側(cè)。
