就商業(yè)化而言，目前的新型儲(chǔ)能市場(chǎng)，“期望”與“現(xiàn)實(shí)”之間還存在不小差距。
（本文來源：微信公眾號(hào)“能源評(píng)論?首席能源觀”ID:CEO_ER）
7月23日，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局印發(fā)《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，文件提出，到 2025 年，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(wàn)千瓦以上。
根據(jù)中國(guó)“雙碳”目標(biāo)的分階段任務(wù)，到2030年，風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億千瓦以上。如果按照15%的儲(chǔ)能配備比例，2030年儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模有望達(dá)到1.8億千瓦以上?！冻樗钅苤虚L(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035）》也提出，到2030年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十四五”再翻一番，達(dá)到1.2億千瓦左右。如此算下來，到2030年，新興儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到6000萬(wàn)千瓦以上。
截至2020年年底，我國(guó)新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模在300萬(wàn)千瓦左右。從2020年的300萬(wàn)千瓦到2025年的3000萬(wàn)千瓦以上，再到2030年6000萬(wàn)千瓦以上，儲(chǔ)能的裝機(jī)規(guī)模不斷擴(kuò)張，市場(chǎng)前景不言而喻。
現(xiàn)實(shí)是，當(dāng)下的儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)發(fā)展尚不成熟，市場(chǎng)上獨(dú)立的儲(chǔ)能主體寥寥無幾。儲(chǔ)能要實(shí)現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展，將廣闊的市場(chǎng)前景變?yōu)椤板X景”，還急需找到穩(wěn)定的盈利模式。
產(chǎn)業(yè)鏈：中上游在盈利
新型儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈圍繞電池開展，主要包括上游的原材料及零部件供應(yīng)商，中游的電池、變流器、管理系統(tǒng)、其他設(shè)備和系統(tǒng)集成商，以及下游的發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)應(yīng)用場(chǎng)景。
在這條產(chǎn)業(yè)鏈上，電池是核心。電池和變流器在系統(tǒng)成本中占比最高，超過60%，參與者主要是動(dòng)力電池制造商、光伏逆變器廠商和電力企業(yè)。
動(dòng)力電池制造商將動(dòng)力電池的生產(chǎn)制造、系統(tǒng)集成經(jīng)驗(yàn)遷移到儲(chǔ)能電池；儲(chǔ)能變流器與光伏逆變器需要的零部件高度相似，光伏逆變器廠商也具備生產(chǎn)儲(chǔ)能變流器的能力；光伏企業(yè)、電池企業(yè)和電力企業(yè)則運(yùn)用專業(yè)的知識(shí)和項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，將各個(gè)組件組合成適用于不同運(yùn)行場(chǎng)景的集成系統(tǒng)。
從近期上市公司披露的半年報(bào)中可以看到，坊間調(diào)侃的“儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)， 淘金的沒掙到錢，賣鏟子的倒先把錢掙了”有一定的現(xiàn)實(shí)性，做電池、變流器和系統(tǒng)集成的企業(yè)市場(chǎng)遍布海內(nèi)外，是儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈上賺到錢的一方。根據(jù)中關(guān)村產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的統(tǒng)計(jì)，2020年國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能變流器供應(yīng)商前十名累計(jì)出貨量1.27吉瓦。比如，寧德時(shí)代2021年上半年儲(chǔ)能系統(tǒng)收入46.93億元，同比增長(zhǎng)727.36%，毛利率高達(dá)36.60%。
短期來看，受供需格局錯(cuò)配影響，2021年以來部分鋰電池材料價(jià)格迎來大幅上漲，中游企業(yè)也面臨儲(chǔ)能電池成本上漲、盈利空間收窄的局面，目前市場(chǎng)已傳出多家電池廠商漲價(jià)的消息。國(guó)泰君安對(duì)此分析，一方面電池企業(yè)會(huì)通過長(zhǎng)單模式進(jìn)一步平滑后續(xù)價(jià)格波動(dòng)的影響，另一方面龍頭電池企業(yè)或?qū)⑼ㄟ^直接漲價(jià)或者建立終端售價(jià)與主要材料價(jià)格之間的聯(lián)動(dòng)機(jī)制，來傳導(dǎo)成本壓力，電池企業(yè)盈利能力后續(xù)有望逐步恢復(fù)。
長(zhǎng)期來看，一系列政策將幫助新型儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)市場(chǎng)化發(fā)展，這同時(shí)意味著行業(yè)的競(jìng)爭(zhēng)也會(huì)更加激烈。一旦儲(chǔ)能電池實(shí)現(xiàn)規(guī)?；逃茫姵貜S商需要在提高電池循環(huán)壽命、降低成本以及提升電池安全性方面下功夫，以保持一定的競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。
產(chǎn)業(yè)鏈：下游三大應(yīng)用場(chǎng)景
儲(chǔ)能的功能大致體現(xiàn)在四個(gè)方面：削峰填谷、電力輔助、容量支撐、輸電資產(chǎn)。具體到儲(chǔ)能的終端應(yīng)用場(chǎng)景，可以從發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三個(gè)方面來看。
在發(fā)電側(cè)，儲(chǔ)能的市場(chǎng)客戶主要是光伏電廠、風(fēng)電廠以及火電廠。對(duì)于“新能源+儲(chǔ)能”組合，儲(chǔ)能可以有效平滑新能源場(chǎng)站出力波動(dòng)，降低新能源隨機(jī)性和波動(dòng)性對(duì)電網(wǎng)運(yùn)行的影響；對(duì)于“火電+儲(chǔ)能”組合，儲(chǔ)能也可以分擔(dān)火電機(jī)組的調(diào)頻壓力，提高發(fā)電單元整體調(diào)節(jié)能力。
在電網(wǎng)側(cè)，儲(chǔ)能的市場(chǎng)客戶是電網(wǎng)企業(yè)。儲(chǔ)能系統(tǒng)可以實(shí)現(xiàn)削峰填谷以及調(diào)頻、調(diào)壓等功能，保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行；也可以作為事故備用電源，在突發(fā)電源或電網(wǎng)緊急事故時(shí)，借助儲(chǔ)能本身的能量?jī)?chǔ)備進(jìn)行緊急功率支援和應(yīng)急響應(yīng)，提升電網(wǎng)安全性和穩(wěn)定性。
在用戶側(cè)，儲(chǔ)能市場(chǎng)客戶主要是工商業(yè)用戶和居民用戶。工商業(yè)用戶可以通過儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)峰谷價(jià)差套利，這在客觀上有利于緩解電力供需緊張，降低電網(wǎng)峰谷差，提高電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)能力；居民側(cè)分布式能源和儲(chǔ)能聯(lián)合運(yùn)行，即便在配電網(wǎng)發(fā)生故障的情況下，短時(shí)間內(nèi)依然有可靠的電力供給，從而有效降低電網(wǎng)故障導(dǎo)致的停電影響。
從應(yīng)用場(chǎng)景入手，電廠、電網(wǎng)和工商業(yè)用戶都對(duì)儲(chǔ)能有需求，但這需求究竟是靠自建還是靠租賃儲(chǔ)能項(xiàng)目來解決，還有個(gè)經(jīng)濟(jì)性的考量。
用戶側(cè)：商業(yè)模式明朗
與依靠補(bǔ)貼開啟發(fā)展之路的電動(dòng)汽車產(chǎn)業(yè)不同，新型儲(chǔ)能市場(chǎng)的發(fā)展并沒有依靠大規(guī)模補(bǔ)貼，一開始走的就是以市場(chǎng)化為主的路子。
用戶側(cè)儲(chǔ)能是最先發(fā)展起來的。2018年之前，用戶側(cè)儲(chǔ)能一直是我國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)增長(zhǎng)的領(lǐng)頭羊。工商業(yè)用戶端的儲(chǔ)能系統(tǒng)是我國(guó)用戶側(cè)儲(chǔ)能的主要應(yīng)用形式，其盈利方式體現(xiàn)在峰谷差價(jià)套利、減少基本電費(fèi)、需求側(cè)響應(yīng)補(bǔ)貼、降低增容費(fèi)用?；谶@樣的盈利方式，此前用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目也主要集中在江蘇、廣東等一些峰谷電價(jià)差較高且工商業(yè)較為發(fā)達(dá)的省份。
峰谷差價(jià)套利是工商業(yè)用戶端儲(chǔ)能最主要的盈利來源，對(duì)于削峰填谷這種容量性儲(chǔ)能場(chǎng)景，通常需要比較儲(chǔ)能的度電成本和峰谷價(jià)差，以此來衡量?jī)?chǔ)能項(xiàng)目投資是否有經(jīng)濟(jì)性。
從2020年12月底制定了峰谷分時(shí)電價(jià)的15個(gè)地區(qū)看，工商業(yè)及其他峰谷價(jià)差平均值為0.51～0.55元/千瓦時(shí)；中位值為0.48～0.52元/千瓦時(shí)，其中北京是峰谷價(jià)差最大的地區(qū)，達(dá)到0.99～1.00元/千瓦時(shí)，上海峰谷價(jià)差夏季達(dá)到0.81～0.83 元/千瓦時(shí)。7月26日，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，峰谷價(jià)差進(jìn)一步拉大。目前我國(guó)的電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本約為0.51元/千瓦時(shí)，與峰谷價(jià)差比較得出，用戶側(cè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)效應(yīng)已經(jīng)顯現(xiàn)，但距離規(guī)模應(yīng)用的0.3～0.4元/千瓦時(shí)的度電成本還有差距。
目前，多個(gè)省份已出臺(tái)需求響應(yīng)補(bǔ)貼，鼓勵(lì)儲(chǔ)能設(shè)施等負(fù)荷量大的用戶和負(fù)荷集成商參與電力需求響應(yīng)。比如，江蘇的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為出清價(jià)格設(shè)置4元/千瓦時(shí)價(jià)格上限，填谷日前需求響應(yīng)執(zhí)行1.2元/千瓦時(shí)年度固定補(bǔ)貼單價(jià)，實(shí)時(shí)需求響應(yīng)執(zhí)行4元/千瓦時(shí)年度固定補(bǔ)貼單價(jià)。未來，用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求響應(yīng)的盈利性會(huì)更為凸顯。
據(jù)上海申銀萬(wàn)國(guó)證券研究所電力設(shè)備及新能源組主管韓啟明介紹，未來在微電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)與多能互補(bǔ)相繼試點(diǎn)推進(jìn)中，用戶端儲(chǔ)能商業(yè)模式將更加豐富。
源側(cè)網(wǎng)側(cè)：經(jīng)濟(jì)性待突破
新能源發(fā)電配備儲(chǔ)能系統(tǒng)就是要解決棄風(fēng)棄光問題，促進(jìn)可再生能源的并網(wǎng)。電源側(cè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性就與上網(wǎng)電價(jià)、儲(chǔ)能系統(tǒng)的日放電量和年工作天數(shù)有關(guān)。
而電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能主要用于電力輔助服務(wù)，以調(diào)峰和調(diào)頻為主。
調(diào)頻屬于功率型儲(chǔ)能場(chǎng)景，對(duì)應(yīng)比較的是儲(chǔ)能的里程成本。調(diào)頻指的是當(dāng)用電負(fù)荷發(fā)生小幅度波動(dòng)時(shí)，會(huì)導(dǎo)致發(fā)電機(jī)頻率增加或減小，發(fā)電機(jī)組需要通過調(diào)速器和AGC（自動(dòng)發(fā)電控制） 調(diào)節(jié)發(fā)電頻率，恢復(fù)到額定頻率。根據(jù)一些學(xué)者的研究結(jié)果，鋰電儲(chǔ)能在調(diào)頻服務(wù)上已經(jīng)具備經(jīng)濟(jì)性，里程成本為6.34～9.08元/兆瓦。
調(diào)峰屬于容量型儲(chǔ)能場(chǎng)景，對(duì)應(yīng)比較的是儲(chǔ)能的度電成本。調(diào)峰指的是更長(zhǎng)時(shí)間跨度、更大功率范圍內(nèi)調(diào)節(jié)發(fā)電量與用戶負(fù)荷的匹配。在調(diào)峰服務(wù)上，鋰電儲(chǔ)能的度電成本為0.62～0.82元/千瓦時(shí)，是抽水蓄能的3～4倍，經(jīng)濟(jì)性競(jìng)爭(zhēng)力較弱。但抽水儲(chǔ)能受環(huán)境限制，若未來鋰電儲(chǔ)能成本再降，其在調(diào)峰服務(wù)上的競(jìng)爭(zhēng)力將會(huì)有所提升。
有機(jī)構(gòu)測(cè)算過發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能和電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性，發(fā)現(xiàn)兩者都已經(jīng)初步顯現(xiàn)出經(jīng)濟(jì)性，有待儲(chǔ)能系統(tǒng)成本降低后，經(jīng)濟(jì)性會(huì)有明顯突破。
一個(gè)顯著的問題是，儲(chǔ)能項(xiàng)目多是采取“開發(fā)商投資+運(yùn)營(yíng)”的模式， 開發(fā)商負(fù)責(zé)項(xiàng)目投資建設(shè)運(yùn)行和維護(hù)，業(yè)主提供場(chǎng)地和電網(wǎng)接入，開發(fā)商投資壓力大，推進(jìn)項(xiàng)目緩慢。且容量電價(jià)機(jī)制、儲(chǔ)能成本如何納入輸配電價(jià)回收等問題尚未解決，市場(chǎng)各方也在觀望中。
8月10日，國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購(gòu)買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)自建儲(chǔ)能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模，允許發(fā)電企業(yè)購(gòu)買儲(chǔ)能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模。這在一定程度上激發(fā)了新能源發(fā)電廠和電網(wǎng)企業(yè)投資儲(chǔ)能項(xiàng)目的積極性，儲(chǔ)能資產(chǎn)預(yù)計(jì)將從“政策要求”向“具備盈利模式”轉(zhuǎn)變。
其實(shí)，對(duì)新型儲(chǔ)能商業(yè)化的探索遠(yuǎn)不止這些，新型儲(chǔ)能的多維應(yīng)用能否完全施展出來，關(guān)鍵還在于經(jīng)濟(jì)性，這有賴于政策支持，也有待于電力市場(chǎng)價(jià)格的進(jìn)一步理順。
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