21省級行政區要求配置儲能

2021年7月發改委、能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確了未來幾年的裝機量目標。其中指出到2025年，裝機規模達到30GW，新型儲能從商業化初期向規?；l展轉變，新型儲能向全面市場化發展?！兑庖姟芬蟠罅ν七M電源側儲能項目建設、積極推動電網側儲能合理化布局、積極支持用戶側儲能多元化發展。表達方式上體現出電源側儲能為當前建設重點。

緊接著國家能源局印發《新型儲能項目管理規范(暫行)》和《電化學儲能電站并網調度協議示范文本(試行)》，為新型儲能項目的開展和實施提供了更加具體的規范要求和法律依據。

截止到2021年底，全國已有21個省級行政區在全省或部分地區明確了新增新能源發電項目規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%。國內發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提升;存量風光電站也在參與配儲。發電側配儲的商業模式主要為：1、光伏+儲能解決棄光;2、光伏+儲能解決棄光+參與市場化調峰輔助服務。僅光伏發電不用儲能，通過測算，內部收益率為為8.48%。如果如果儲能加入光伏發電來解決棄光，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+參與市場化調峰輔助服務。

按照這一模式。假設：在經濟性測算中取調峰補償為500元/MWh，即0.5元/KWh計算。(全國多地已經出臺調峰補償標準，在測算時著重參考更具先進性的南方電網以及南方電網管轄省份的補償值)。所有剩余容量充分用于調峰服務。

以首年為例，對于功率為1W的光伏發電設施，儲能設備解決棄光27Wh，其每天1次循環在一年中可以提供的總容量約為70Wh，剩余43Wh全部參與調峰服務。充電補貼為0.2元/KWh(僅部分地區)。部分地區對于解決棄光的儲能設備根據其消納電量予以補貼。

上述假設下，內部收益率為6.33%。在少部分具有充電補貼的地區，內部收益率上升至6.64%。當內部收益率大于6%時，項目具備經濟性，但仍然低于不配儲能的內部收益率。這也是新能源發電企業沒有自發配儲意愿的原因所在。所以目前光伏配儲主要由政策推動。

但是也有轉機。隨著儲能設備價格下降，那么發電端配置儲能后內部收益率有可能趕超光伏發電不配儲能的模式。目前國內儲能設備系統單位價格約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濟性。其一，電力現貨市場完善后，新能源+儲能的穩定性電力供應可較非穩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，提升配儲經濟性。其二，隨著綠電交易逐步實現市場化定價，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，會進一步提升發電側儲能的內部收益率。

電網側儲能調頻已經盈利

頻率不穩定可能導致損壞用電設備及電網設施。我國交流電頻率為50Hz，為保證電網的穩定，要求頻率的上下波動在0.2Hz以內。用電負荷低于發電功率之時，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，儲能在電網側發揮的調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公司推動，也是因為這一原因。

以南方電網調峰服務市場交易模式舉例，所有上網主體均要按照上網電量繳納調頻費，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頻電站。根據提供的調頻服務，電網從將資金池中資金以調頻補貼方式給予電站，隨后電廠與電站分成。

對電網側儲能盈利的測算是這樣的：

假設：

1)火電機組調頻配儲比例為1.5%，配儲時長為0.5h。目前中國主流的9MW，4.5MWh系統可以為600MW的火電機組提供調頻服務。

2)調頻儲能系統使用壽命為5年。功率型儲能設備要求設備擁有更短的充電時間，且調頻要求滿充滿放，使用過程中每天的循環次數也會更多，因此壽命相比容量型設備更短。

3)當前性能領先的調頻儲能系統單位成本為8.89元/Wh。(來源于寶光股份下屬韶關電廠項目信息，經濟性計算建立在使用性能最優設備的假設之上)。

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均處于行業領先的水平時，預計調頻之后所產生的內部收益率約18.65%。

電網側儲能參與調頻內部收益率推算

就經濟性來看，用于調峰的電化學儲能的經濟性劣于抽水蓄能。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，尤其是調峰。

但是調頻功能讓電化學儲能找到了用武之地。調頻已經成為電網側儲能主要增長點。民生證券推測，電網側儲能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，目前存在工商業光儲一體化系統、獨立儲能、5G基站三個大的類項。其中工商業光儲一體化的度電成本已經低于平時電價但高于僅光伏發電。

2021年9月，全國21個省級行政區由于雙控目標完成晴雨表的發布開始實施緊急性的工商業限電政策，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，試點地區黨政機關建筑屋頂總面積可安裝光伏發電比例不低于50%，學校、醫院、村委會等公共建筑屋頂不低于40%，工商業廠房屋頂不低于30%，農村居民屋頂不低于20%。預計工商業分布式光伏的發展將有力帶動光儲一體化微網的發展。

光儲一體化系統的本質是微電網布局。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電設備，將發出的電力供應給微網內的用電負荷以及充電樁，并且將光伏發出的電力存儲進儲能系統并且在需要時放電，減少資源的浪費。光儲一體化中的儲能系統還可以起到峰谷套利的作用。由于工商業用電峰谷價差較大，因此可將儲能系統用于存儲光伏發電并且在用電高峰時放電，進行峰谷價差套利提升經濟性。

按照民生證券的推算，目前工商業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的谷時電價，具備一定經濟性。同時考慮到企業配儲的核心動力在于結合備用電源、保證生產的角度考慮，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。

獨立工業削峰填谷儲能電站在峰谷價差>0.75元時經濟性顯現。獨立削峰填谷電站可以在其使用年限內帶來成本節省，經濟性顯現。目前，國內已經有部分地區達到了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，工商業經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。根據項目數據統計，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(工信部預期數據)。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%。其次為發電側。