行業(yè)預(yù)測：2021—2025年儲能裝機(jī)年復(fù)合增長110.8%

文/國際能源網(wǎng)團(tuán)隊(duì)

儲能產(chǎn)業(yè)進(jìn)入了新一輪爆發(fā)期，全國已有20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，國家才能夠保證儲能收益，通過拉大電價價差的方式增加儲能收益。根據(jù)有關(guān)機(jī)構(gòu)預(yù)測2021—2025年，儲能裝機(jī)年復(fù)合增長率將達(dá)到110.8%。

1 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(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確了未來幾年的裝機(jī)量目標(biāo)。其中指出到2025年，裝機(jī)規(guī)模達(dá)到30吉瓦，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(jìn)電源側(cè)儲能項(xiàng)目建設(shè)、積極推動電網(wǎng)側(cè)儲能合理化布局、積極支持用戶側(cè)儲能多元化發(fā)展。表達(dá)方式上體現(xiàn)出電源側(cè)儲能為當(dāng)前建設(shè)重點(diǎn)。

緊接著國家能源局印發(fā)《新型儲能項(xiàng)目管理規(guī)范（暫行）》和《電化學(xué)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(xiàng)目的開展和實(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(xiàng)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2小時。其中，全省或部分地區(qū)要求配儲的省份2021年風(fēng)電光伏裝機(jī)量達(dá)到全國風(fēng)光裝機(jī)量的81%，為儲能裝機(jī)量增加的主要來源。

2 發(fā)電側(cè)配儲能主要靠政策推動

民生證券預(yù)測，2021—2025，儲能裝機(jī)年復(fù)合增長率將達(dá)到110.8%。國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)高增原因在于：風(fēng)光裝機(jī)高增速；儲能滲透率及儲能配比的持續(xù)提升；存量風(fēng)光電站也在參與配儲。

發(fā)電側(cè)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(wù)。僅光伏發(fā)電不用儲能，通過測算，內(nèi)部收益率為8.48%。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(yù)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(wù)。

按照這一模式。假設(shè)：在經(jīng)濟(jì)性測算中取調(diào)峰補(bǔ)償為500元/兆瓦時，即0.5元/千瓦時計(jì)算。全國多地已經(jīng)出臺調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，在測算時著重參考更具先進(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，對于功率為1瓦的光伏發(fā)電設(shè)施，儲能設(shè)備解決棄光27瓦時，其每天1次循環(huán)在一年中可以提供的總?cè)萘考s為70瓦時，剩余43瓦時全部參與調(diào)峰服務(wù)。充電補(bǔ)貼為0.2元/千瓦時部分地區(qū)對于解決棄光的儲能設(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，項(xiàng)目具備經(jīng)濟(jì)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。

隨著儲能設(shè)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(shè)備系統(tǒng)單位價格約1.5元/瓦時，仍有下降空間。

另外，隨著電力定價市場化，也將進(jìn)一步提升配儲經(jīng)濟(jì)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(yīng)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(jì)性。其二，隨著綠電交易逐步實(shí)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(yīng)的附加收益，從而獲得進(jìn)一步的收益，會進(jìn)一步提升儲能的內(nèi)部收益率。

3 電網(wǎng)側(cè)儲能調(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。我國交流電頻率為50赫茲，為保證電網(wǎng)的穩(wěn)定，要求頻率的上下波動在0.2赫茲以內(nèi)。用電負(fù)荷低于發(fā)電功率之時，頻率會上升，此時儲能進(jìn)行充電消納電力使得頻率回落；儲能在電網(wǎng)側(cè)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(wù)盈利模式明確，市場化程度高，這一種儲能模式收益也最高。也是因?yàn)檫@一原因，目前各地儲能很多設(shè)施由電網(wǎng)公司推動。

以南方電網(wǎng)調(diào)峰服務(wù)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(fèi)，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(shè)儲能調(diào)頻電站。根據(jù)提供的調(diào)頻服務(wù)，電網(wǎng)將資金以調(diào)頻補(bǔ)貼方式給予電站，隨后電廠與電站分成。

就經(jīng)濟(jì)性來看，用于調(diào)峰的電化學(xué)儲能的經(jīng)濟(jì)性劣于抽水蓄能。因?yàn)閺某杀镜慕嵌龋娀瘜W(xué)儲能的度電成本遠(yuǎn)高于抽水蓄能，且電化學(xué)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(dāng)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(xué)儲能找到了用武之地。調(diào)頻已經(jīng)成為電網(wǎng)側(cè)儲能主要增長點(diǎn)。民生證券推測，電網(wǎng)側(cè)儲能2021—2025年年復(fù)合增長率為45.8%。

4 用戶側(cè)儲能需求最強(qiáng)勁

就用戶側(cè)儲能來說，目前存在工商業(yè)光儲一體化系統(tǒng)、獨(dú)立儲能、5G基站3個大的類別。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(biāo)完成晴雨表的發(fā)布，催生了對備用電源的強(qiáng)烈需求，這也給用戶側(cè)儲能帶來了巨大的機(jī)會。國家能源局提出，截止到2023年年底，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(xiàng)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(shè)備，將發(fā)出的電力供應(yīng)給微網(wǎng)內(nèi)的充電樁，并且將光伏發(fā)出的電力存儲進(jìn)儲能系統(tǒng)并且在需要時放電，減少資源的浪費(fèi)。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(jìn)行峰谷價差套利提升經(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(jì)性。同時考慮到企業(yè)配儲的核心動力在于結(jié)合備用電源，從生產(chǎn)的角度考慮，預(yù)計(jì)配儲動力依然較為強(qiáng)烈。

目前獨(dú)立儲能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0.704 6元/千瓦時，在廣東省珠三角最高價差達(dá)1.254 8元/千瓦時。

獨(dú)立工業(yè)削峰填谷儲能電站在峰谷價差＞0.75元時經(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)帶來成本節(jié)省，顯現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。目前，國內(nèi)已經(jīng)有部分地區(qū)達(dá)到了0.75元以上的峰谷價差，如廣東、上海、河北等。

5G基站大量建設(shè)成為儲能新增長點(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(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。

不過影響儲能容量的是5G迭代很快，峰值功耗以每年0.3千瓦的速度下降。根據(jù)項(xiàng)目數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，盡管能耗比較高，5G基站峰值功率往往大于4千瓦，預(yù)期隨著未來基站數(shù)量提升以及技術(shù)迭代，單個基站的能耗有望降低至2千瓦左右，與之對應(yīng)單個基站容量也會等比下降。

預(yù)計(jì)2023年每萬人享18個5G基站，2025年每萬人享26個。民生證券預(yù)計(jì)2022—2025年的裝機(jī)量分別為8.84，8.93，6.27，5.60千兆瓦時。新增裝機(jī)量的2021—2025年年復(fù)合增長率約104.5%。

綜合來看，預(yù)計(jì)2022—2025年儲能新增裝機(jī)量（除5G應(yīng)用外）分別為13.05，29.11，47.92，103.46千兆瓦時。