中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
市場(chǎng)概況：2021年國(guó)內(nèi)新增儲(chǔ)能裝機(jī)中大儲(chǔ)占比超95%，大儲(chǔ)（區(qū)別于戶用的小功率儲(chǔ)能，應(yīng)用在新能源電站、電網(wǎng)等場(chǎng)景的 儲(chǔ)能功率更大，簡(jiǎn)稱為“大儲(chǔ)”）在國(guó)內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)中占據(jù)主導(dǎo)地位。
根據(jù)BNEF，2021年全球電化學(xué)儲(chǔ)能新增裝機(jī)為10GW/22GWh，分別同比+85.19%/+103.70%；同年中國(guó) 新增裝機(jī)為2.5GW/4.6GWh，分別同比+82.08%/+88.49%，從功率看，中國(guó)占全球新增的25%。
大儲(chǔ)在國(guó)內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)中占據(jù)主導(dǎo)地位。區(qū)別于戶用的小功率儲(chǔ)能，應(yīng)用在新能源電站、電網(wǎng)等場(chǎng)景的 儲(chǔ)能功率更大，本報(bào)告簡(jiǎn)稱為“大儲(chǔ)”。根據(jù)CESA，2021年我國(guó)集中式新能源+儲(chǔ)能、電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ) 能占當(dāng)期電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)的96%，大儲(chǔ)在我國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能市場(chǎng)中發(fā)揮著舉足輕重的作用。
近兩年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能政策密集出臺(tái)
2021年來，多項(xiàng)儲(chǔ)能政策密集出臺(tái)，從數(shù)量上來看：2022H1共發(fā)布國(guó)家性政策52項(xiàng)：供給側(cè)相關(guān)政策共23項(xiàng)，其中產(chǎn)業(yè)側(cè)相關(guān)政策占比居多，共17個(gè)，鼓 勵(lì)技術(shù)側(cè)發(fā)展的政策有6項(xiàng)；需求側(cè)政策18項(xiàng)，市場(chǎng)機(jī)制相關(guān)政策11項(xiàng)。2022H1各省份地區(qū)共發(fā)布儲(chǔ)能相關(guān)政策437項(xiàng)：供給側(cè)相關(guān)政策177項(xiàng)，其中產(chǎn)業(yè)側(cè)政策占比居多，共 142項(xiàng)，技術(shù)側(cè)發(fā)布政策35項(xiàng)。需求側(cè)政策156項(xiàng)。市場(chǎng)機(jī)制政策53項(xiàng)，補(bǔ)貼類政策51項(xiàng)。
國(guó)家層面：總綱要及發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)政策落地
近兩年國(guó)內(nèi)政策方向主要針對(duì)發(fā)電側(cè)（并網(wǎng)側(cè)）、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)：從總綱要而言，2021年7月指出：2025年要實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機(jī)規(guī)模達(dá) 3000萬千瓦以上，到2030年實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能全面市場(chǎng)化發(fā)展。2022年3月再次重申“2025年實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能 規(guī)?；?030年實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)化”，本次重申刪除了具體規(guī)模要求，發(fā)展不設(shè)上限。發(fā)電側(cè)（并網(wǎng)側(cè)）上要求保障性規(guī)模之外的按照15%*4h的調(diào)峰能力，用戶側(cè)提出分時(shí)電價(jià)機(jī)制、部分地區(qū) 拉大峰谷價(jià)差到4:1，電網(wǎng)側(cè)提出儲(chǔ)能獨(dú)立第三方地位，參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)等。
省市層面：出臺(tái)新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)要求
各省規(guī)定了保障性規(guī)模內(nèi)的強(qiáng)制配儲(chǔ)要求。2021年來已有23個(gè)省市區(qū)提出新能源配儲(chǔ)需求，配儲(chǔ)比例要求 多在10%-20%之間，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)要求多在2h以上（部分省配置要求高達(dá)4h）。特別地，河北、浙江永康、山 東棗莊等地對(duì)分布式光伏也已提出配儲(chǔ)要求。強(qiáng)制配儲(chǔ)帶來國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能市場(chǎng)快速增長(zhǎng)。
發(fā)電側(cè)：國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)招標(biāo)井噴式增長(zhǎng)，千億市場(chǎng)已現(xiàn)端倪
當(dāng)前國(guó)內(nèi)市場(chǎng)，政策仍是核心驅(qū)動(dòng)力，2021年來大儲(chǔ)招標(biāo)持續(xù)增長(zhǎng)。作為大型地面電站配套建設(shè)儲(chǔ)能，在 降本短期難以滿足的因素下，但當(dāng)前經(jīng)濟(jì)性仍不足，政策仍然是項(xiàng)目開發(fā)核心驅(qū)動(dòng)力。根據(jù)我們不完全統(tǒng)計(jì)， 2022年上半年公開招標(biāo)已超過20GWh，隨2022年下半年地面光伏需求啟動(dòng)，儲(chǔ)能招標(biāo)和安裝將逐步加速。
招標(biāo)容量時(shí)間分布來看，2022年6月后招標(biāo)提速明顯。2022年以來國(guó)內(nèi)大儲(chǔ)項(xiàng)目招標(biāo)量出現(xiàn)井噴式增長(zhǎng)， 2022年6月來隨著系列政策的落地，大儲(chǔ)經(jīng)濟(jì)性有所好轉(zhuǎn)，項(xiàng)目招標(biāo)隨之加速啟動(dòng)。據(jù)我們不完全統(tǒng)計(jì)，1- 7 月 公 開 招 標(biāo) 項(xiàng) 目 已 超 過 20GWh ， 其 中 1-7 月 啟 動(dòng) 的 大 儲(chǔ) 項(xiàng) 目 設(shè) 備 系 統(tǒng) 及 EPC 招 標(biāo) 容 量 分 別 為 606/409/2019/946/1363/2693/3008MWh，6-7月招標(biāo)容量分別占比24.39%/27.24%。
用戶側(cè)：依靠?jī)?chǔ)能降低用電成本
國(guó)內(nèi)因峰谷價(jià)差拉大，工商業(yè)儲(chǔ)能或節(jié)約用電成本。國(guó)內(nèi)分布式儲(chǔ)能不是剛性需求，但隨峰谷價(jià)差拉大，依 靠?jī)?chǔ)能降低用電成本的需求不斷提升。我們假設(shè)50kW/100kWh的儲(chǔ)能項(xiàng)目；電池循環(huán)壽命5000次，每天 充放1次，則運(yùn)營(yíng)20年左右，儲(chǔ)能成本為1.9元/Wh。收益為：在電價(jià)谷值0.25元/kWh時(shí)充電，在電價(jià)峰值 0.95元/kWh時(shí)放電，即峰谷價(jià)差達(dá)到0.7元/kWh時(shí)，以節(jié)約電費(fèi)作為儲(chǔ)能收益來計(jì)算IRR可達(dá)到9.78%左右。
高價(jià)格刺激新型商業(yè)模式出現(xiàn)
漲價(jià)后電站收益率下降，刺激共享儲(chǔ)能模式發(fā)展
儲(chǔ)能漲價(jià)使得電站收益率下降，強(qiáng)制配儲(chǔ)要求下，刺激獨(dú)立/共享儲(chǔ)能模式發(fā)展。假設(shè)100MW的運(yùn)營(yíng)規(guī)模， 配儲(chǔ)10%*2h，考慮到組件成本上漲，因此電站成本為4元/W，儲(chǔ)能成本為1.8元/W配儲(chǔ)后電站綜合成本為 4.36元/W（漲價(jià)前為4.1元/W），則較漲價(jià)前收益率下降2pct左右。因此漲價(jià)會(huì)影響一定的需求，但國(guó)內(nèi) 是強(qiáng)制配儲(chǔ)，獨(dú)立/共享儲(chǔ)能的模式將得以推廣。共享儲(chǔ)能指以電網(wǎng)為紐帶，將獨(dú)立分散的電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、 用戶側(cè)儲(chǔ)能電站資源進(jìn)行全網(wǎng)的優(yōu)化配置，交由電網(wǎng)進(jìn)行統(tǒng)一協(xié)調(diào)，推動(dòng)源網(wǎng)荷各端儲(chǔ)能能力全面釋放。
獨(dú)立/共享儲(chǔ)能有望成為我國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)主要形式
獨(dú)立儲(chǔ)能電站建設(shè)如火如荼。現(xiàn)在大部分大儲(chǔ)項(xiàng)目是電網(wǎng)旗下子公司招標(biāo)建設(shè)并運(yùn)營(yíng)，是中國(guó)當(dāng)前市場(chǎng)下儲(chǔ) 能盈利的很好的模式，這個(gè)商業(yè)模式可能再國(guó)內(nèi)成為主流。根據(jù)儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)統(tǒng)計(jì)，2022年上半年并網(wǎng)投 運(yùn)的獨(dú)立儲(chǔ)能電站共2座、啟動(dòng)施工建設(shè)的項(xiàng)目共17個(gè)、進(jìn)入/完成EPC和儲(chǔ)能設(shè)備招標(biāo)的項(xiàng)目共64個(gè)，總計(jì) 規(guī)模9.24GW/18.55GWh；目前投運(yùn)+建設(shè)的僅占7%左右，EPC/設(shè)備采購(gòu)的占22%左右，71%項(xiàng)目還處在 規(guī)劃可研階段。隨需求提升，后期開工率有保證，行業(yè)長(zhǎng)期發(fā)展有望持續(xù)向好。
政策支持方向明確，經(jīng)濟(jì)性有望進(jìn)一步提升
政策方向1：取消儲(chǔ)能充電“兩費(fèi)”：2022.6.7《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》：免除儲(chǔ)能充電輸配電價(jià)、政府基金 附加，充放電價(jià)差“再提升”：獨(dú)立儲(chǔ)能電站充電結(jié)算電價(jià)不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加”，避免充 電&放電過程重復(fù)征收兩項(xiàng)“中間價(jià)格”（以山東為例，政府性基金附加為0.0273元/kWh，輸配電價(jià)為 0.1717元/kWh，兩項(xiàng)便吞食掉0.2元/kWh峰谷價(jià)差）。
政策方向2：容量電價(jià)陸續(xù)推出： 風(fēng)光新能源的固定成本回收不確定性較大。固定成本回收缺乏穩(wěn)定預(yù)期，會(huì)使得發(fā)電投資風(fēng)險(xiǎn)增加，難以有 效引導(dǎo)充足的發(fā)電容量投資，從長(zhǎng)期來看無法保證發(fā)電容量充裕性，從而危及電力系統(tǒng)安全及電力市場(chǎng)穩(wěn)定。 因此，在許多國(guó)家建立競(jìng)爭(zhēng)性電力批發(fā)市場(chǎng)的過程中，需要設(shè)計(jì)相應(yīng)的發(fā)電容量成本回收機(jī)制。2021年《關(guān) 于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中指出“要健全新型儲(chǔ)能價(jià)格機(jī)制，建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站容量電 價(jià)機(jī)制，逐步推動(dòng)儲(chǔ)能電站參與電力市場(chǎng)”。2022年6月，山東首創(chuàng)容量補(bǔ)償電價(jià)，提出參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng) 的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，標(biāo)志著儲(chǔ)能建設(shè)至少具備容量補(bǔ)償電價(jià)的“保底收益”。
中美大儲(chǔ)發(fā)展路徑差異明顯
美國(guó)是全球規(guī)模最大的大儲(chǔ)市場(chǎng)
2021年美國(guó)裝機(jī)高增，是全球規(guī)模最大的大儲(chǔ)市場(chǎng)。2021年美國(guó)大儲(chǔ)新增3.5GW/9.7GWh，同增 300%/424% ， 累 計(jì) 裝 機(jī) 5.7GW/13.5GWh ， 是 全 球 第 一 的 大 儲(chǔ) 市 場(chǎng) ；2021 年 中 國(guó) 大 儲(chǔ) 新 增 2.2GW/4.2GWh，同增88%/113%，累計(jì)裝機(jī)4.4GW/7.6GWh。平均配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)上，兩國(guó)均呈上升趨勢(shì)，美 國(guó)因市場(chǎng)化PPA定價(jià)機(jī)制，更高的配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)能獲得更高的PPA溢價(jià)，2021年平均配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)為2.6h，高于中國(guó) 的1.9h。
2025年美國(guó)儲(chǔ)能空間達(dá)48.7GW/149.3GWh
我們測(cè)算得到2022/2025年美國(guó)大儲(chǔ)新增容量需 圖表：美國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)需求測(cè)算 求分別為7.7/48.7GW，21.1/149.3GWh： 集中式光伏配儲(chǔ)：我們預(yù)計(jì)2022/2025年美 國(guó)集中式光伏需求為22.5/69.9GW，累計(jì)裝 機(jī)分別為78.7/199.0GW，獨(dú)立儲(chǔ)能新增裝機(jī) 為0/4GW，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)為2.8/3.1h；分布式光伏配儲(chǔ)：我們預(yù)計(jì)2022/2025年美 國(guó)分布式光伏需求為7.5/30.0GW，累計(jì)裝機(jī) 為 42.7/90.4GW ， 獨(dú) 立 儲(chǔ) 能 新 增 裝 機(jī) 為 0.3/2.2GW，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)為2.6/3.0h； 風(fēng)電配儲(chǔ)：我們預(yù)計(jì)2022/2025年美國(guó)風(fēng)電 總需求為 14.7/21.1GW ， 累 計(jì) 裝 機(jī) 為 135.4/185.3GW，配儲(chǔ)時(shí)長(zhǎng)為1.8/2.0h； 儲(chǔ)能總需求：基于上述假設(shè)，我們測(cè)算得 2022/2025 年 美 國(guó) 儲(chǔ) 能 市 場(chǎng) 總 需 求 為 7.7/48.7GW ， 21.1/149.3GWh ， 2022- 2025年CAGR分別為84.98%/91.83%。
新規(guī)范新技術(shù)應(yīng)用層出不窮
大儲(chǔ)蓄勢(shì)待發(fā)，相關(guān)標(biāo)的有望受益
儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈涉及環(huán)節(jié)眾多，多個(gè)公司有望受益。1）儲(chǔ)能系統(tǒng)：包含電池、PCS、BMS、EMS等多個(gè)環(huán)節(jié)， 具體標(biāo)的包括寧德時(shí)代、億緯鋰能、陽光電源、南都電源、科士達(dá)、科華數(shù)據(jù)等，其中龍頭公司寧德時(shí)代、 比亞迪、陽光電源、錦浪科技等出口海外較多；2）工程EPC、并網(wǎng)檢測(cè)、后期運(yùn)維：具體標(biāo)的包括南網(wǎng)科 技、阿特斯、林洋能源、寶光電氣、萬里揚(yáng)、電科院等。
電池：電芯大容量方向演進(jìn)，中國(guó)儲(chǔ)能廠商加速布局
儲(chǔ)能電池材料體系以磷酸鐵鋰為主，電池向大容量方向持續(xù)演進(jìn)。根據(jù)工信部要求，儲(chǔ)能型電池能量密度 ≥145Wh/kg，電池組能量密度≥110Wh/kg。循環(huán)壽命≥5000次且容量保持率≥80%。當(dāng)前的電化學(xué)儲(chǔ)能 尤其是鋰電儲(chǔ)能技術(shù)進(jìn)入了一個(gè)新變革周期，大電芯、高電壓、水冷/液冷等新產(chǎn)品新技術(shù)逐漸登上舞臺(tái)， 儲(chǔ)能系統(tǒng)向大容量方向在持續(xù)演進(jìn)，同時(shí)鈉離子電池在未來憑借成本優(yōu)勢(shì)可能占據(jù)一席之位。
全球儲(chǔ)能電芯中國(guó)廠商出貨領(lǐng)先，寧德時(shí)代出貨量全球第一。根據(jù)測(cè)算，2021年全球儲(chǔ)能電芯出貨量 59.9GWh，其中寧德時(shí)代作為最大電芯供應(yīng)商占據(jù)榜首，出貨量16.7GWh，占比達(dá)27.9%；派能科技作為 戶儲(chǔ)龍頭，出貨1.5GWh，占比2.6%。我們預(yù)計(jì)2022年全球出貨114.9GWh，同增91.9%，其中寧德時(shí)代出 貨45.0GWh，同增169.5%；派能科技出貨3.5GWh，同增127.3%。
