中國儲能網(wǎng)訊：儲能產(chǎn)業(yè)進入了新一輪爆發(fā)期，全國已有二十多個省市規(guī)定了儲能配置政策要求，新能源平均要按10%的比例配置儲能，國家為保證儲能收益。通過拉大電價價差的方式增加儲能收益。根據(jù)有關機構預測：2021-2025，儲能裝機年復合增長率將達到110.8%。
21省級行政區(qū)要求配置儲能
2021年7月發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，明確了未來幾年的裝機量目標。其中指出到2025年，裝機規(guī)模達到30GW，新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，新型儲能向全面市場化發(fā)展。《意見》要求大力推進電源側儲能項目建設、積極推動電網(wǎng)側儲能合理化布局、積極支持用戶側儲能多元化發(fā)展。表達方式上體現(xiàn)出電源側儲能為當前建設重點。
緊接著國家能源局印發(fā)《新型儲能項目管理規(guī)范（暫行）》和《電化學儲能電站并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議示范文本(試行)》，為新型儲能項目的開展和實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，全國已有21個省級行政區(qū)在全省或部分地區(qū)明確了新增新能源發(fā)電項目規(guī)制性配儲能比例以及配儲時長。3個省份出臺鼓勵配儲政策。綜合來看，平均配儲比例約為10%，配儲時長約為2h。其中，全省或部分地區(qū)要求配儲的省份2021年風電光伏裝機量達到全國風光裝機量的81%，為儲能裝機量增加的主要來源。
發(fā)電側配儲能主要靠政策推動
民生證券預測，2021-2025，儲能裝機年復合增長率將達到110.8%。國內(nèi)發(fā)電側儲能裝機高增原因在于：風光裝機高增速；儲能滲透率及儲能配比的持續(xù)提升；存量風光電站也在參與配儲。
發(fā)電側配儲的商業(yè)模式主要為：1、光伏+儲能解決棄光；2、光伏+儲能解決棄光+參與市場化調(diào)峰輔助服務。僅光伏發(fā)電不用儲能，通過測算，內(nèi)部收益率為為8.48%。如果如果儲能加入光伏發(fā)電來解決棄光，且僅僅為解決棄光，民生證券的預測顯示，那么內(nèi)部收益率會下降至5.30%。
不過目前光伏+儲能還具有第三種盈利模式：光伏+儲能解決棄光+參與市場化調(diào)峰輔助服務。
按照這一模式。假設：在經(jīng)濟性測算中取調(diào)峰補償為500元/MWh，即0.5元/KWh計算。（全國多地已經(jīng)出臺調(diào)峰補償標準，在測算時著重參考更具先進性的南方電網(wǎng)以及南方電網(wǎng)管轄省份的補償值）。所有剩余容量充分用于調(diào)峰服務。
以首年為例，對于功率為1W的光伏發(fā)電設施，儲能設備解決棄光27Wh，其每天1次循環(huán)在一年中可以提供的總容量約為70Wh，剩余43Wh全部參與調(diào)峰服務。充電補貼為0.2元/KWh（僅部分地區(qū)）。部分地區(qū)對于解決棄光的儲能設備根據(jù)其消納電量予以補貼。
上述假設下，內(nèi)部收益率為6.33%。在少部分具有充電補貼的地區(qū)，內(nèi)部收益率上升至6.64%。
當內(nèi)部收益率大于6%時，項目具備經(jīng)濟性，但仍然低于不配儲能的內(nèi)部收益率。這也是新能源發(fā)電企業(yè)沒有自發(fā)配儲意愿的原因所在。所以目前光伏配儲主要由政策推動。
但是也有轉(zhuǎn)機。隨著儲能設備價格下降，那么發(fā)電端配置儲能后內(nèi)部收益率有可能趕超光伏發(fā)電不配儲能的模式。目前國內(nèi)儲能設備系統(tǒng)單位價格約1.5元/Wh，仍有下降空間。
另外，隨著電力定價市場化，也將進一步提升配儲經(jīng)濟性。其一，電力現(xiàn)貨市場完善后，新能源+儲能的穩(wěn)定性電力供應可較非穩(wěn)定的新能源電力獲得溢價，有望借鑒美國等成熟市場的交易模式，提升配儲經(jīng)濟性。其二，隨著綠電交易逐步實現(xiàn)市場化定價，市場化的定價方式有望充分釋放出綠電的價格彈性，使交易價格超過原有上網(wǎng)電價對應的附加收益，從而獲得進一步的收益，會進一步提升發(fā)電側儲能的內(nèi)部收益率。
電網(wǎng)側儲能調(diào)頻已經(jīng)盈利
頻率不穩(wěn)定可能導致?lián)p壞用電設備及電網(wǎng)設施。我國交流電頻率為50Hz，為保證電網(wǎng)的穩(wěn)定，要求頻率的上下波動在0.2Hz以內(nèi)。用電負荷低于發(fā)電功率之時，頻率會上升，此時儲能進行充電消納電力使得頻率回落；反之亦然。于是，儲能在電網(wǎng)側發(fā)揮的調(diào)頻空間為儲能帶來了另一種盈利模式。
因服務盈利模式明確，市場化程度高，這一種儲能模式收益也最高。目前各地儲能很多設施由電網(wǎng)公司推動，也是因為這一原因。
以南方電網(wǎng)調(diào)峰服務市場交易模式舉例，所有上網(wǎng)主體均要按照上網(wǎng)電量繳納調(diào)頻費，形成資金池；電站投資方通過與火電廠簽訂合約的方式在火電廠旁建設儲能調(diào)頻電站。根據(jù)提供的調(diào)頻服務，電網(wǎng)從將資金池中資金以調(diào)頻補貼方式給予電站，隨后電廠與電站分成。
對電網(wǎng)側儲能盈利的測算是這樣的：
假設：
1）火電機組調(diào)頻配儲比例為1.5%，配儲時長為0.5h。目前中國主流的9MW，4.5MWh系統(tǒng)可以為600MW的火電機組提供調(diào)頻服務。
2）調(diào)頻儲能系統(tǒng)使用壽命為5年。功率型儲能設備要求設備擁有更短的充電時間，且調(diào)頻要求滿充滿放，使用過程中每天的循環(huán)次數(shù)也會更多，因此壽命相比容量型設備更短。
3）當前性能領先的調(diào)頻儲能系統(tǒng)單位成本為8.89元/Wh。（來源于寶光股份下屬韶關電廠項目信息，經(jīng)濟性計算建立在使用性能最優(yōu)設備的假設之上）。
4）電站投資方所得到的收入分成為40%。
則當儲能電站各項參數(shù)均處于行業(yè)領先的水平時，預計調(diào)頻之后所產(chǎn)生的內(nèi)部收益率約18.65%。
電網(wǎng)側儲能參與調(diào)頻內(nèi)部收益率推算
就經(jīng)濟性來看，用于調(diào)峰的電化學儲能的經(jīng)濟性劣于抽水蓄能。因為從從度電成本的角度，電化學儲能的度電成本遠高于抽水蓄能，且電化學儲能的規(guī)模與抽水蓄能相比過小。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前的主要儲能方式，尤其是調(diào)峰。
但是調(diào)頻功能讓電化學儲能找到了用武之地。調(diào)頻已經(jīng)成為電網(wǎng)側儲能主要增長點。民生證券推測，電網(wǎng)側儲能2021-2025年年復合增長率45.8%。
用戶側儲能需求最強勁
就用戶側儲能來說，目前存在工商業(yè)光儲一體化系統(tǒng)、獨立儲能、5G基站三個大的類項。其中工商業(yè)光儲一體化的度電成本已經(jīng)低于平時電價但高于僅光伏發(fā)電。
2021年9月，全國21個省級行政區(qū)由于雙控目標完成晴雨表的發(fā)布開始實施緊急性的工商業(yè)限電政策，催生了對備用電源的強烈需求。這也給用戶側儲能帶來了巨大的機會。國家能源局提出，2023年底，試點地區(qū)黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發(fā)電比例不低于50%，學校、醫(yī)院、村委會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%。預計工商業(yè)分布式光伏的發(fā)展將有力帶動光儲一體化微網(wǎng)的發(fā)展。
光儲一體化系統(tǒng)的本質(zhì)是微電網(wǎng)布局。目前的光儲、光充儲一體化項目以光伏作為電能的主要來源。通過在房頂或者空地布置分布式光伏發(fā)電設備，將發(fā)出的電力供應給微網(wǎng)內(nèi)的用電負荷以及充電樁，并且將光伏發(fā)出的電力存儲進儲能系統(tǒng)并且在需要時放電，減少資源的浪費。光儲一體化中的儲能系統(tǒng)還可以起到峰谷套利的作用。由于工商業(yè)用電峰谷價差較大，因此可將儲能系統(tǒng)用于存儲光伏發(fā)電并且在用電高峰時放電，進行峰谷價差套利提升經(jīng)濟性。
按照民生證券的推算，目前工商業(yè)光儲一體化一體化度電成本為0.32元，低于平時電價但略高于部分地區(qū)的谷時電價，具備一定經(jīng)濟性。同時考慮到企業(yè)配儲的核心動力在于結合備用電源、保證生產(chǎn)的角度考慮，預計配儲動力依然較為強烈。
獨立儲能目前最主要是利用削峰填谷來作為盈利模式，2021年部分省市工商業(yè)峰谷價差如下，均值落在0.7046元/KWh，在廣東省珠三角最高價差達1.2548元/KWh。
獨立工業(yè)削峰填谷儲能電站在峰谷價差>0.75元時經(jīng)濟性顯現(xiàn)。獨立削峰填谷電站可以在其使用年限內(nèi)帶來成本節(jié)省，經(jīng)濟性顯現(xiàn)。目前，國內(nèi)已經(jīng)有部分地區(qū)達到了0.75元以上的峰谷價差，如廣東、上海、河北等。
未來隨儲能投資成本下行，工商業(yè)經(jīng)濟性有望進一步凸顯。預計投資成本下行至1.4、1.3、1.2元/Wh時，對應10年期度電成本分別為0.68、0.64、0.59元 /KWh，1.2元/Wh下，峰谷價差在0.6元/KWh時即可具備經(jīng)濟性。
5G基站大量建設成為儲能新增長點。能耗方面，5G基站的峰值功率在4G基站的3-4倍之間，對于電力的需求大幅提升。而且對儲能更有利的是，5G基站基本要求4小時電源應急供應。在更高的電力需求之下，如何提升5G基站的系統(tǒng)運行效率、減少資源浪費成為5G建設的重點，因此電化學儲能系統(tǒng)柔性、智能、高效的技術特點使得其成為5G基站備用電源的合適選擇。
不過影響儲能容量的是5G迭代很快，峰值功耗以每年0.3KW的速度下降。根據(jù)項目數(shù)據(jù)統(tǒng)計，盡管能耗比更高，5G基站峰值功率往往大于4KW，預期隨著未來基站數(shù)量提升以及技術迭代，單個基站的能耗有望降低至2KW左右。與之對應單個基站容量也等比下降。
2023年每萬人享18個5G基站，2025年每萬人享26個（工信部預期數(shù)據(jù)）。民生證券預計2022-2025年的裝機量分別為8.84，8.93，6.27，5.60GWh。新增裝機量的21-25年年復合增長率約104.5%。
綜合來看，預計2022-2025年儲能新增裝機量（除5G應用外）分別為13.05、29.11、47.92、103.46GWh。新增裝機量的21-25年年復合增長率約104.5%。
新增裝機量中，以政策推動的發(fā)電側占比最大。2022-2025年分別占總量的87.6%、89.0%、89.6%、93.7%。其次為發(fā)電側。
