中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：全球儲(chǔ)能過去幾年快速實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目示范向市場(chǎng)化發(fā)展的模式轉(zhuǎn)變，海外市場(chǎng)上，得益于鋰電池的成本下降與循環(huán)次數(shù)提升，戶用移動(dòng)儲(chǔ)能快速發(fā)展并開始替代小型柴油發(fā)電機(jī)。同時(shí)，歐洲戶用儲(chǔ)能在能源價(jià)格暴漲、供給不穩(wěn)定性增加的情況下，需求出現(xiàn)激增。國內(nèi)，針對(duì)新能源發(fā)電配套的儲(chǔ)能/調(diào)頻要求，帶來了相應(yīng)的政策市場(chǎng)，目前儲(chǔ)能項(xiàng)目備案量龐大，未來如果碳酸鋰、多晶硅等上游材料價(jià)格下降，加上配套收益政策落實(shí)，項(xiàng)目收益將顯著改善，儲(chǔ)能裝機(jī)可能也會(huì)爆發(fā)。
摘要
儲(chǔ)能將深度參與能源變革。新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程中，發(fā)電側(cè)體現(xiàn)為風(fēng)電、光伏等可再生能源占比持續(xù)提升，這將造成兩大挑戰(zhàn)，一是發(fā)電側(cè)間歇性、波動(dòng)性加大，發(fā)/用電失衡概率大幅提升；二是電力系統(tǒng)可調(diào)容量、慣量下降，系統(tǒng)應(yīng)對(duì)失衡的能力弱化。儲(chǔ)能是實(shí)現(xiàn)高比例新能源接入后,電力系統(tǒng)保持安全穩(wěn)定運(yùn)行的必然選擇。此外，戶用光伏是發(fā)展較快的方向，戶儲(chǔ)一體化模式逐步具有經(jīng)濟(jì)性。
戶外移動(dòng)儲(chǔ)能率先發(fā)展，海外戶用儲(chǔ)能市場(chǎng)爆發(fā)。海外市場(chǎng)上，得益于鋰電池的成本下降與循環(huán)次數(shù)提升，過去幾年，戶用移動(dòng)儲(chǔ)能快速發(fā)展并在小型柴油發(fā)電機(jī)市場(chǎng)開始替代。同時(shí)，近3年歐洲能源價(jià)格暴漲，而俄烏沖突進(jìn)一步惡化了歐洲能源供需，能源安全、經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)是更為強(qiáng)烈的新能源裝機(jī)推動(dòng)因素，光伏+儲(chǔ)能的模式被歐洲市場(chǎng)快速接納并加速滲透。2021年歐洲戶儲(chǔ)裝機(jī)約1GW/2GWh，同比增長56%/72%，但目前戶儲(chǔ)滲透率仍然較低，今年以來，歐洲戶儲(chǔ)市場(chǎng)需求激增，處于供不應(yīng)求狀態(tài)。戶用儲(chǔ)能是典型的ToC市場(chǎng)，盈利彈性更大。
國內(nèi)大儲(chǔ)能收益率、運(yùn)行模式逐步理順，可能會(huì)迎來大發(fā)展。此前國內(nèi)儲(chǔ)能需求更多來自新能源發(fā)電項(xiàng)目的強(qiáng)制配套，對(duì)成本很敏感。通過示范探索，國內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益渠道逐步進(jìn)化，未來可能包括峰谷套利、輔助服務(wù)、容量租賃等。同時(shí)，獨(dú)立/共享儲(chǔ)能模式打破了原來源-網(wǎng)-荷側(cè)等按并網(wǎng)點(diǎn)的分類標(biāo)準(zhǔn)和收益界限，契合電網(wǎng)互聯(lián)互通、動(dòng)態(tài)平衡的運(yùn)行特征，可能加速儲(chǔ)能大規(guī)模發(fā)展。目前國內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目備案容量龐大，如果上游資源價(jià)格回調(diào)，可能會(huì)加速發(fā)展。
投資建議：推薦與關(guān)注派能科技、陽光電源、錦浪科技、固德威、德業(yè)股份、祥鑫科技、泰嘉股份、奧?？萍?、寧德時(shí)代、億緯鋰能、國軒高科、鵬輝能源、蔚藍(lán)鋰芯、思源電氣、東方日升、永福股份、四方股份、遠(yuǎn)東股份、盛弘股份、平高電氣、科士達(dá)、林洋能源。
風(fēng)險(xiǎn)提示：商業(yè)模式及市場(chǎng)機(jī)制風(fēng)險(xiǎn)，儲(chǔ)能裝機(jī)不達(dá)預(yù)期，原材料價(jià)格波動(dòng)。
一、儲(chǔ)能將深入?yún)⑴c能源變革
新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程中，發(fā)電側(cè)體現(xiàn)為風(fēng)電、光伏等可再生能源占比持續(xù)提升，這將造成兩大挑戰(zhàn)，一是發(fā)電側(cè)間歇性、波動(dòng)性加大，發(fā)/用電失衡概率大幅提升；二是電力系統(tǒng)可調(diào)容量、慣量下降，系統(tǒng)應(yīng)對(duì)失衡的能力弱化。
不附加儲(chǔ)能的情況下，電網(wǎng)的風(fēng)光消納閾值在15%上下，當(dāng)風(fēng)光滲透率由20%向上提升將會(huì)造成系統(tǒng)凈負(fù)荷的波動(dòng)幅度、劇烈程度陡增。電網(wǎng)穩(wěn)定性造成的消納能力弱化是新能源消納的潛在制約因素，大規(guī)模儲(chǔ)能配置成為新能源發(fā)電滲透率進(jìn)一步提升的必然選擇。此外，海外用戶側(cè)光伏儲(chǔ)能的一體模式是發(fā)展較快的方向，在能源價(jià)格上漲、電池成本下降和循環(huán)次數(shù)提升的背景下，戶儲(chǔ)逐步具備經(jīng)濟(jì)性。
二、 海外戶儲(chǔ)市場(chǎng)爆發(fā)，空間巨大
1、歐洲能源結(jié)構(gòu)正在加速轉(zhuǎn)型
天然氣、石油等傳統(tǒng)能源仍占主要份額，能源自給率較低。
歐盟能源供給仍然以油氣為主，2020年化石能源占比接近70%（其他主要為可再生能源、核能等）。
歐洲傳統(tǒng)化石能源進(jìn)口依存度偏高，并在不斷上升：1990-2019年間，歐盟能源消費(fèi)量增加0.7%（2020年下降8.1%），需求規(guī)模整體企穩(wěn)，同期能源生產(chǎn)量下降22.7%（2020年下降7.1%），2020年歐盟能源進(jìn)口比例達(dá)到57%，其中天然氣、石油、煤炭消費(fèi)量中進(jìn)口比例分別達(dá)到90%、97%、70%，而俄羅斯又是歐洲能源的第一大供應(yīng)商，2020年由俄羅斯進(jìn)口能源在歐盟占比達(dá)到24.4%。
傳統(tǒng)能源價(jià)格暴漲，供給不確定性增加，歐洲需要加快能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。
2021年疫情影響減弱后，歐洲能源需求恢復(fù)，油、氣、電價(jià)就已經(jīng)進(jìn)入上行通道。2021年歐洲大部分地區(qū)天然氣價(jià)格漲幅達(dá)到400%+，電價(jià)漲幅在200-300%。
2022年俄烏危機(jī)進(jìn)一步加劇歐洲能源供需的惡化。歐洲天然氣、煤炭化石能源價(jià)格大幅上升，用能成本陡增，同時(shí)面臨斷供壓力。
2022年5月18日，歐委會(huì)發(fā)布REPowerEU方案，以期提升能源供給獨(dú)立性，減少對(duì)俄羅斯進(jìn)口能源依賴。具體的執(zhí)行方向包括：1）節(jié)約能源，提升能源效率；2）推動(dòng)向可再生能源轉(zhuǎn)型；3）多元化能源進(jìn)口；4）并將為上述方向提供資金、政策支持，預(yù)計(jì)至2027年，REPowerEU將增加2100億歐元投資，至2030年達(dá)到3000億歐元。
相較Ff55等往期政策，REPowerEU行動(dòng)目標(biāo)更加積極，在維持過去2030年減少55%溫室氣體排放、2050年實(shí)現(xiàn)氣候中和預(yù)期不變的前提下，調(diào)升2030年可再生能源整體目標(biāo)由40%至45%。REPower EU方案是俄烏危機(jī)后提出的，是針對(duì)歐洲地緣政治與歐洲能源危機(jī)進(jìn)行的方向性、長期性的調(diào)整和選擇。
2022年5月18日，歐委會(huì)發(fā)布REPowerEU方案，以期提升能源供給獨(dú)立性，減少對(duì)俄羅斯進(jìn)口能源依賴。具體的執(zhí)行方向包括：1）節(jié)約能源，提升能源效率；2）推動(dòng)向可再生能源轉(zhuǎn)型；3）多元化能源進(jìn)口；4）并將為上述方向提供資金、政策支持，預(yù)計(jì)至2027年，REPowerEU將增加2100億歐元投資，至2030年達(dá)到3000億歐元。
相較Ff55等往期政策，REPowerEU行動(dòng)目標(biāo)更加積極，在維持過去2030年減少55%溫室氣體排放、2050年實(shí)現(xiàn)氣候中和預(yù)期不變的前提下，調(diào)升2030年可再生能源整體目標(biāo)由40%至45%。REPower EU方案是俄烏危機(jī)后提出的，是針對(duì)歐洲地緣政治與歐洲能源危機(jī)進(jìn)行的方向性、長期性的調(diào)整和選擇。
2、經(jīng)濟(jì)性、能源安全刺激下，戶儲(chǔ)需求爆發(fā)
2.1 模式概況
海外戶用儲(chǔ)能大部分與分布式光伏配套，光儲(chǔ)系統(tǒng)由光伏組件、儲(chǔ)能電池、逆變器/變流器構(gòu)成。參考屋頂資源及用戶負(fù)荷，通常光伏組件配置容量在5-20kW，電池蓄電容量在5-20kWh。依據(jù)電池、光伏組件耦合位置可分為共交流母線、共直流母線等結(jié)構(gòu)。
運(yùn)行過程中，用戶用電主要由光伏發(fā)電供應(yīng)，儲(chǔ)能電池在光伏發(fā)電較多時(shí)充電，在弱光或夜間放電，滿足用戶連續(xù)用能需求。并網(wǎng)模式下，電網(wǎng)提供用電輔助，并消納部分多余電能。分布式電源+儲(chǔ)能的模式大幅降低了用戶對(duì)電網(wǎng)的依賴性，用能安全性、獨(dú)立性都更好。
成本上，戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)主要成本項(xiàng)目由光伏系統(tǒng)、儲(chǔ)能電池、變流設(shè)備構(gòu)成。2016-2020年間德國戶用系統(tǒng)成本下降24%，雖然在最近兩年由于供應(yīng)鏈擾動(dòng)造成了階段性的價(jià)格抬升，但預(yù)計(jì)未來整體仍將繼續(xù)下降。
戶用光儲(chǔ)系統(tǒng)主要經(jīng)濟(jì)收益來自兩方面：
自用收益；等于系統(tǒng)發(fā)電自用量×居民電價(jià)。相較獨(dú)立的分布式光伏系統(tǒng)，光+儲(chǔ)可以將多余發(fā)電量存儲(chǔ)、滿足無光或弱光時(shí)期的用電需求，增加了可以自用的電量。居民電價(jià)越高，自用收益越大，因此戶用光伏+儲(chǔ)能主要的下游市場(chǎng)目前仍然是歐、美、澳、日等高電價(jià)地區(qū)。
并網(wǎng)收益：發(fā)電量用于并網(wǎng)時(shí)，收益為并網(wǎng)電量×并網(wǎng)電價(jià)，目前在大部分地區(qū)，上網(wǎng)電價(jià)即便疊加補(bǔ)貼后，仍然不及居民電價(jià)，發(fā)電量優(yōu)先自用。
2.2 戶儲(chǔ)需求爆發(fā)，潛在空間巨大
歐洲能源結(jié)構(gòu)加速轉(zhuǎn)型背景下，戶用儲(chǔ)能今年進(jìn)入爆發(fā)，其推動(dòng)因素主要是經(jīng)濟(jì)性和能源自主。
消費(fèi)電價(jià)上漲，戶儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性優(yōu)化。參考目前歐洲大部分地區(qū)電價(jià)水平及光伏、儲(chǔ)能系統(tǒng)報(bào)價(jià)，戶用光儲(chǔ)LCOE已經(jīng)有明顯的成本優(yōu)勢(shì)。在市場(chǎng)機(jī)制允許的情況下，利用峰谷充放也有收益空間（部分分時(shí)電價(jià)地區(qū)）。以德國為例，目前居民用電價(jià)格在30-40歐分，單戶年用電量在3000-5000kWh，電費(fèi)支出約1000-2000歐元。而對(duì)5kW+7kWh戶儲(chǔ)系統(tǒng)，單套設(shè)備投資額大致為1-1.5萬歐，以1200-1300h發(fā)電小時(shí)數(shù)估算，年有效發(fā)電量在6000kWh以上，除了滿足自用外，余電可以FIT電價(jià)上網(wǎng)獲取部分收益。估算大部分情況下，5-7年可收回項(xiàng)目投資（實(shí)際回報(bào)期除電價(jià)、設(shè)備投資等因素外，戶用電量、晝夜電量分布等也有較大影響，且不同地區(qū)提供差異化補(bǔ)貼，大幅縮短回收期）。
自發(fā)電+備電提升供電可靠性。分布式光伏增配儲(chǔ)能后形成一定的離網(wǎng)自供能力，組件功率、電池容量越大，自供能力越強(qiáng)，用能安全性更有保障。俄烏沖突加大了歐洲市場(chǎng)對(duì)能源供給可靠性的重視程度，戶用光伏+儲(chǔ)能的獨(dú)立供能方案被加速認(rèn)可。此外在一些電網(wǎng)相對(duì)薄弱的地區(qū)，用戶側(cè)儲(chǔ)能也扮演了備電的角色。
配合大電網(wǎng)調(diào)度運(yùn)行。從大電網(wǎng)角度看，用戶側(cè)儲(chǔ)能形成了電力需求響應(yīng)能力，市場(chǎng)化電價(jià)能夠引導(dǎo)儲(chǔ)能發(fā)揮作用，改變負(fù)荷曲線（用電緊張，電價(jià)高，用戶側(cè)儲(chǔ)能放電；供電充分，電價(jià)低，用戶側(cè)充電），提升大電網(wǎng)的安全裕度。
歐洲戶用光儲(chǔ)市場(chǎng)爆發(fā)。目前戶用光儲(chǔ)兼顧了投資業(yè)主（經(jīng)濟(jì)性、用能安全）和電網(wǎng)運(yùn)營（系統(tǒng)穩(wěn)定）的多方需求,歐洲戶儲(chǔ)市場(chǎng)進(jìn)入爆發(fā)期。2021年歐洲戶儲(chǔ)裝機(jī)1GW/2GWh，同比增長56%/72%，其中德國是最主要的戶儲(chǔ)市場(chǎng)，占據(jù)歐洲70%以上的市場(chǎng)份額，2021年德國戶儲(chǔ)銷量約15萬臺(tái)，同比增長45%，累計(jì)銷量43萬臺(tái)，2022年4月末，戶儲(chǔ)安裝量進(jìn)一步增至50萬套上下（2.5GW/4.4GWh）。
滲透率較低，潛在空間巨大。據(jù)BVES預(yù)測(cè)，2022年德國戶儲(chǔ)新增安裝套數(shù)有望達(dá)到27萬套，估算對(duì)應(yīng)裝機(jī)1.3GW/2.4GWh。目前德國住宅公寓數(shù)目大致為4000萬套，屋頂數(shù)目約為1/4（基本穩(wěn)定，十年負(fù)荷增速低于1%），假設(shè)到2025年戶儲(chǔ)滲透率達(dá)到40%，則對(duì)應(yīng)戶儲(chǔ)安裝套數(shù)超過400萬套，仍以5kW/8.5kWh的典型規(guī)格估算，累計(jì)裝機(jī)容量將達(dá)到21GW/36GWh。如果仍以德國占?xì)W洲50-70%的份額估算，歐洲2025年累計(jì)戶儲(chǔ)裝機(jī)容量預(yù)計(jì)在35GW/60GWh上下。
2.3 C端屬性更明顯，盈利空間豐厚
儲(chǔ)能系統(tǒng)銷售階段可分為一體模式（儲(chǔ)能電池+逆變器集成銷售）、分體模式（儲(chǔ)能電池、逆變器單獨(dú)配置），目前歐洲市場(chǎng)以分體為主。在交付系統(tǒng)安裝商后，完成終端安裝配置及調(diào)試運(yùn)行。
由于戶儲(chǔ)直接面C端消費(fèi)者，對(duì)產(chǎn)品品質(zhì)要求更高，有完整的測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)要求，同時(shí)渠道、品牌是企業(yè)獲取市場(chǎng)份額、取得產(chǎn)品溢價(jià)的關(guān)鍵。2022年以來歐洲市場(chǎng)戶儲(chǔ)裝機(jī)需求激增，而電芯、逆變器供給相對(duì)有限，目前安裝周期普遍在幾個(gè)月以上，終端客戶對(duì)戶儲(chǔ)系統(tǒng)價(jià)格有較高的接納度。核心設(shè)備供應(yīng)商、經(jīng)銷商業(yè)務(wù)規(guī)模、盈利空間都有較大的潛力。
3、戶外移動(dòng)儲(chǔ)能已經(jīng)在興起
便攜式儲(chǔ)能是近幾年興起的新興細(xì)分市場(chǎng)，下游應(yīng)用領(lǐng)域主要是戶外活動(dòng)（露營等）、應(yīng)急領(lǐng)域（日本需求較大）等，需求也主要集中在歐美和日本。近2年國內(nèi)疫情導(dǎo)致國內(nèi)的城市近郊露營需求大幅提升，也在帶動(dòng)便攜式儲(chǔ)能需求的快速提升。
據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)統(tǒng)計(jì)，2016-2020年全球便攜移動(dòng)儲(chǔ)能市場(chǎng)規(guī)模由0.6億增長至42.6億，復(fù)合增速達(dá)到190%，預(yù)計(jì)到2026年可能達(dá)到882億，仍將維持高速增長。
三、國內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)將逐步啟動(dòng)
1、模式在逐步理順，儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)提速
1.1 收益來源明確
在發(fā)展初期，儲(chǔ)能對(duì)電源、電網(wǎng)更多是帶來直接的成本負(fù)擔(dān)，同時(shí)由于系統(tǒng)規(guī)模龐大，單一企業(yè)的小容量的儲(chǔ)能配置收益更加有限，且在尚未構(gòu)建完整的市場(chǎng)機(jī)制的情況下，儲(chǔ)能帶來的收益由系統(tǒng)共享，成本支出和收益方的不匹配造成在現(xiàn)階段從單一企業(yè)視角出發(fā)，缺乏配置儲(chǔ)能的自發(fā)動(dòng)力。
政策持續(xù)關(guān)注，引導(dǎo)理清儲(chǔ)能業(yè)務(wù)模式。今年年初發(fā)改委能源局公布《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》，提出分三階段推動(dòng)新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期進(jìn)入規(guī)?；l(fā)展，2030年實(shí)現(xiàn)全面市場(chǎng)化的總體思路。
6月7日，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》，要點(diǎn)包括：1）建立儲(chǔ)能參與的市場(chǎng)機(jī)制，堅(jiān)持以市場(chǎng)化方式形成價(jià)格，保障合理收益；2）滿足計(jì)量控制條件及安全運(yùn)營標(biāo)準(zhǔn)的新型儲(chǔ)能可作為獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)，鼓勵(lì)配建儲(chǔ)能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場(chǎng)；3）優(yōu)化配建儲(chǔ)能調(diào)度運(yùn)行機(jī)制、拉大峰谷價(jià)差鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能、建立電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能價(jià)格機(jī)制（容量電價(jià)、儲(chǔ)能成本收益納入輸配電價(jià)）；4）完善政策規(guī)劃、加強(qiáng)技術(shù)支持、強(qiáng)化組織領(lǐng)導(dǎo)、做好監(jiān)督管理等。
整體上，目前國內(nèi)儲(chǔ)能項(xiàng)目盈利渠道包括峰谷套利、調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)收益、容量租賃等。
市場(chǎng)峰谷套利：峰、谷、尖峰時(shí)點(diǎn)價(jià)差提供套利，2021年7月《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》發(fā)布要求完善峰谷電價(jià)機(jī)制，目前國內(nèi)大部分地區(qū)峰谷價(jià)差已經(jīng)拉開了0.7元/kWh以上，部分地區(qū)超過1元/kWh，尖峰電價(jià)更高，儲(chǔ)能套利空間更大。
輔助服務(wù)收益：2021年底能源局修訂發(fā)布《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》、《電力輔助服務(wù)管理辦法》將輔助服務(wù)主體擴(kuò)大到新型儲(chǔ)能。輔助服務(wù)收益為電網(wǎng)約定的輔助服務(wù)費(fèi)用，目前各地差異較大，以調(diào)峰為例大致分布于0.1~0.9元/kWh。實(shí)際這部分收益還需要考慮電網(wǎng)調(diào)度優(yōu)先級(jí)等。
容量/電量租賃：由于電網(wǎng)的互聯(lián)互通、實(shí)時(shí)動(dòng)態(tài)平衡，各次側(cè)的儲(chǔ)能發(fā)揮的功能并不能完全割裂。儲(chǔ)能需求方可以通過租賃模式實(shí)現(xiàn)自身項(xiàng)目的儲(chǔ)能配套，儲(chǔ)能項(xiàng)目獲得容量、電量租賃收益。
1.2 獨(dú)立/共享儲(chǔ)能優(yōu)勢(shì)明顯，引導(dǎo)儲(chǔ)能從成本導(dǎo)向轉(zhuǎn)向品質(zhì)導(dǎo)向
獨(dú)立/共享儲(chǔ)能可能是實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能投資、收益合理匹配的有效模式，也將享受一定的政策優(yōu)惠。6月《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》中，指出“具備獨(dú)立計(jì)量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和電力市場(chǎng)運(yùn)營機(jī)構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能，作為獨(dú)立主體參與電力市場(chǎng)?！保瑫r(shí)“鼓勵(lì)以配建形式存在的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標(biāo)準(zhǔn)時(shí)，可選擇轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目”。
收益渠道更多：以此前占比最高的新能源配儲(chǔ)為例，由于和發(fā)電項(xiàng)目大部分是同一投資主體，配建儲(chǔ)能基本上是成本增量，項(xiàng)目方實(shí)際配套意愿不強(qiáng)，招標(biāo)對(duì)價(jià)格敏感。而若儲(chǔ)能項(xiàng)目作為獨(dú)立主體，收益渠道更為多樣化，一方面允許靈活參與多個(gè)新能源場(chǎng)站的并網(wǎng)外送，同時(shí)可以參與電力中長期市場(chǎng)和現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)。
是政策的引導(dǎo)方向：《通知》已經(jīng)明確了“獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加”，并將“研究建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電價(jià)機(jī)制”等。
2021年末，國內(nèi)備案共享儲(chǔ)能項(xiàng)目達(dá)84個(gè)，總建設(shè)規(guī)模超12GW/24GWh，當(dāng)前統(tǒng)計(jì)或已超過200個(gè)項(xiàng)目完成備案/公示，總?cè)萘考s在60GWh上下。獨(dú)立/共享儲(chǔ)能打破了原來電源、電網(wǎng)、用戶側(cè)等按并網(wǎng)點(diǎn)的分類標(biāo)準(zhǔn)和收益界限，是契合電網(wǎng)運(yùn)行特征的實(shí)際需求的業(yè)務(wù)模式，是政府鼓勵(lì)的方向，增長可能更快，同時(shí)也可能將儲(chǔ)能只看成本轉(zhuǎn)向更加重視儲(chǔ)能系統(tǒng)質(zhì)量。
1.3 儲(chǔ)能項(xiàng)目建設(shè)提速
2021年，國內(nèi)新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)容量2.4GW，累計(jì)容量達(dá)到5.7GWh，同比增加75%（主要為電化學(xué)儲(chǔ)能）。2022年上半年完成電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)約0.4GW，同比增加70%。結(jié)構(gòu)上，大部分仍然集中在電源側(cè)。
風(fēng)光電源快速發(fā)展，雖然目前風(fēng)光滲透率還不高，當(dāng)前的電網(wǎng)架構(gòu)具備一定的消納能力，但是考慮裝機(jī)量的快速增長，儲(chǔ)能配套需求的增速會(huì)比風(fēng)光裝機(jī)更快（風(fēng)光滲透率越高，儲(chǔ)能配套比例越高）。電源側(cè)儲(chǔ)能需求相對(duì)明確，模式可能自建或租賃。
此外，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能可能在成本納入輸配電價(jià)、輔助服務(wù)體系有效運(yùn)行的情況下，也有較快的發(fā)展。國內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能可能更多是工商業(yè)應(yīng)用，尤其在峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉大后，對(duì)不具備調(diào)整用電時(shí)段裕度的工商業(yè)企業(yè)，將有更強(qiáng)的配置儲(chǔ)能的意愿。
2、上游價(jià)格回調(diào)后，成本端可能有較大的下降空間
鋰電儲(chǔ)能系統(tǒng)工程建設(shè)成本大致為約1.5-2元/Wh，其中儲(chǔ)能系統(tǒng)占90%以上。儲(chǔ)能系統(tǒng)中又以電池占比最高，大致為50%-70%（考慮電芯漲價(jià)后，占比提升），其他系統(tǒng)組件、管理系統(tǒng)分別占20%、15%。
碳酸鋰等：直接推高儲(chǔ)能系統(tǒng)成本的主要是電芯，2021年以來碳酸鋰的價(jià)格快速拉升，目前電池級(jí)在47萬上下，仍然在高位。此外2020年開始的缺芯造成IGBT等器件價(jià)格提升，也小幅度的增加了儲(chǔ)能成本。
多晶硅等：此外，由于目前大部分儲(chǔ)能項(xiàng)目還是在發(fā)電側(cè)與新能源電站配套，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價(jià)格在高位也間接影響儲(chǔ)能的接納度。
假設(shè)2023年整體上碳酸鋰、硅料、芯片等今年的緊供需環(huán)節(jié)能有一定程度緩和，儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本端也會(huì)有一定下降。而硅料單噸價(jià)格每回落1萬，對(duì)應(yīng)終端價(jià)格能夠下降約2.5-3分/W，形成的一部分收益空間可能用于儲(chǔ)能的配置。
四、投資建議
全球儲(chǔ)能正在經(jīng)歷從項(xiàng)目示范向市場(chǎng)化的過渡，尤其海外戶用儲(chǔ)能在傳統(tǒng)能源價(jià)格暴漲、供給不穩(wěn)定性增加的情況下，需求激增。國內(nèi)方面，新能源快速滲透帶來了剛性需求，而針對(duì)此前制約儲(chǔ)能發(fā)展的模式問題也形成了初步的收益和運(yùn)營方案，目前儲(chǔ)能項(xiàng)目備案量龐大，在碳酸鋰、多晶硅等上游材料價(jià)格下降以及配套收益政策逐項(xiàng)落實(shí)的情況下，裝機(jī)容量可能爆發(fā)，項(xiàng)目收益也將改善。相應(yīng)的，市場(chǎng)參與方可能逐步從成本優(yōu)先轉(zhuǎn)向性價(jià)比，形成更為良性的競(jìng)爭(zhēng)。
推薦與關(guān)注派能科技、陽光電源、錦浪科技、固德威、德業(yè)股份、祥鑫科技、泰嘉股份、奧海科技、寧德時(shí)代、億緯鋰能、國軒高科、鵬輝能源、蔚藍(lán)鋰芯、思源電氣、東方日升、永福股份、四方股份、遠(yuǎn)東股份、盛弘股份、平高電氣、科士達(dá)、林洋能源。
