在歐洲，多瑙河的水位降到了過去一個(gè)世紀(jì)的*水平，以至于埋葬在多瑙河深處的十幾艘德國“二戰(zhàn)”船艦殘骸，再次露出水面，殘骸中甚至還有近一萬枚未爆炸的炮彈。

 

在羅馬，一座有2000年歷史的橋梁地基出現(xiàn)在臺伯河面；在西班牙，瓜達(dá)法爾石陣從馬德里以西的水域升起，這是一處有四五千年歷史的巨石紀(jì)念碑，就像英國的巨石陣；在捷克，易北河中的“饑餓之石”顯露了出來，刻于1616年的銘文寫著：“視我者請哭泣”，以提醒當(dāng)?shù)鼐用袂甘諏⒅粒瑏砟昶D難。

 

在中國，8月的干旱天氣，也導(dǎo)致一些地區(qū)的工廠停產(chǎn)，水電占據(jù)主要供應(yīng)的四川省，正在遭遇電力缺口。

 

極端氣溫和俄烏戰(zhàn)爭正令能源供應(yīng)遇到風(fēng)險(xiǎn)。歐洲電價(jià)是市場化定價(jià)，價(jià)格正飆升。法國電價(jià)在今年已經(jīng)上漲了11倍，一度電約7.73元人民幣；德國基準(zhǔn)電價(jià)也比去年上漲了10倍，達(dá)到了800歐元/兆瓦時(shí)的新高；英國電力運(yùn)營商為了緊急填補(bǔ)電力缺口，以一度電79元的天價(jià)，從比利時(shí)購買了電力。

 

要想降低綜合用電成本，系統(tǒng)性發(fā)展儲能是解決手段之一。面對高昂電價(jià)，海外戶用光伏+儲能市場非常成熟，家庭儲能正快速爆發(fā)。家儲可以自發(fā)自用，還可以參與電網(wǎng)的輔助服務(wù)，降低用電成本。家儲亦是分布式能源的重要組成部分，推動電力系統(tǒng)由集中式供能，向集中式與分布式共同供能轉(zhuǎn)變。戶用儲能是海外市場高速增長的基石。

 

對于國內(nèi)來說，儲能市場的爆發(fā)機(jī)會來自于政策推動。在發(fā)電側(cè)，2021年多數(shù)省份要求風(fēng)電、光伏電站強(qiáng)制配備10%-20%功率、時(shí)長2小時(shí)以上的儲能，是行業(yè)主要的增長點(diǎn)。另一方面，在電網(wǎng)側(cè)推動的獨(dú)立電站儲能，與在用電側(cè)推動的峰谷、尖峰電價(jià)，也有積極的推動作用。

 

在不同的驅(qū)動力下，2021年全球電化學(xué)儲能新增規(guī)模在10吉瓦左右，美國、中國和歐洲三大市場分別占比34%、24%和22%，歐美戶用儲能也占據(jù)了不小的比例，而中國90%是集中式儲能。今天這篇深度分析文章，是“碳中和”科創(chuàng)匯的第4篇，我們來關(guān)注“誰來為儲能買單？”我們從介紹儲能的應(yīng)用場景——電力系統(tǒng)的發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)開始，再來分析海外市場的發(fā)展情況，以及國內(nèi)市場中配儲的經(jīng)濟(jì)性。以下，Enjoy：

 

儲能的三大應(yīng)用場景——電力系統(tǒng)三側(cè)

 

海外：電價(jià)高昂，戶用儲能勢如破竹

 

國內(nèi)：能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型帶動需求大爆發(fā)

 

1

 

儲能的三大應(yīng)用場景——電力系統(tǒng)三側(cè)

 

對于儲能行業(yè)來說，一個(gè)最需要理清楚的問題就是——誰為儲能買單？

 

由于市場規(guī)則和政策不同，在國內(nèi)與海外，為此買單的主體是不太一樣的。在分析這個(gè)問題之前，我們先來看看儲能在電力系統(tǒng)中的接入場景有哪些？

 

儲能的應(yīng)用場景主要分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)，具體包括：

 

發(fā)電側(cè)：電力“削峰填谷”、輔助動態(tài)運(yùn)行、減少棄風(fēng)棄光率等等

 

發(fā)電側(cè)是國內(nèi)儲能市場的主要需求來源。由于光伏、風(fēng)電具有間歇性、波動性，需要儲能來“削峰填谷”，平滑控制發(fā)電出力，以此滿足并網(wǎng)需求，以及降低棄風(fēng)棄光率，截止2021年，全國棄風(fēng)棄光電量上網(wǎng)價(jià)值達(dá)100億元。

 

電網(wǎng)側(cè)：調(diào)頻、備用容量等，提高電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和可靠性

 

應(yīng)用于電網(wǎng)側(cè)的儲能項(xiàng)目，很多情況下會安裝在變電站及其附近，針對突發(fā)的線路阻塞、負(fù)荷增加等問題，可以通過儲能輔助動態(tài)運(yùn)行，緩解電網(wǎng)阻塞、提高輸配電網(wǎng)供電安全性和靈活性。

 

用電側(cè)：電力峰谷價(jià)差套利、容量費(fèi)用管理、自發(fā)供電等

 

用電側(cè)儲能市場主要在海外，應(yīng)用最廣泛的場景是峰谷價(jià)差套利，以及還有作為備用應(yīng)急電源、光伏自發(fā)電使用等。在實(shí)施峰谷電價(jià)政策的市場中，主要是“谷存峰放”，即通過低電價(jià)時(shí)給儲能系統(tǒng)充電、高電價(jià)時(shí)放電，實(shí)現(xiàn)峰谷電價(jià)差套利。對于安裝光伏的家庭和工商業(yè)用戶，配置儲能可以更好地利用光伏電力，降低用電成本。

 

 

 

不過無論在哪一側(cè)，經(jīng)濟(jì)賬都是能計(jì)算出來的。例如在最典型的峰谷價(jià)差套利場景中，成本包括儲能電站初始建設(shè)成本、運(yùn)維成本、更換成本，收益來自于峰谷電價(jià)差，項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性主要受電池成本和電價(jià)影響，我們在下文會詳細(xì)分析。

 

同時(shí)，不同的應(yīng)用場景也可以配套不同類型的儲能技術(shù)。例如在電網(wǎng)側(cè)的調(diào)頻需求中，飛輪儲能就比較合適，因?yàn)樗捻憫?yīng)時(shí)間更快。但在目前的電力市場中，一次調(diào)頻是不盈利的，只能在二次調(diào)頻中尋找一些機(jī)會。而在長時(shí)儲能場景中，液流電池可能更具優(yōu)勢。

 

 

 

不過，無論是飛輪還是液流電池，當(dāng)下的成本還很高、技術(shù)不夠成熟，所以目前真正能商業(yè)化、大規(guī)模應(yīng)用的新型儲能，主要還是鋰離子電池。以下我們針對海外和國內(nèi)市場的分析，主要就是針對鋰離子電池儲能。

 

 

 

2

 

海外：電價(jià)高昂，戶用儲能勢如破竹

 

在特斯拉為人熟知的電動車之外，其實(shí)還布局了另外2大業(yè)務(wù)——太陽能板Solar Roof負(fù)責(zé)生產(chǎn)電力，儲能設(shè)備Powerwall和Megapack負(fù)責(zé)儲存電力。

 

在交付第三款車型Model X之前，特斯拉就進(jìn)入了儲能市場，在2015年推出了Tesla Powerwall（家用）和Tesla Powerpack（商用）電池組。

 

Powerwall的構(gòu)想是一套能夠自給自足的微電網(wǎng)——與其家用光伏發(fā)電系統(tǒng)（太陽能屋頂或太陽能電池板）連接，在光照充足的白天給Powerwall充電，在晚上用電高峰或停電時(shí)為家庭供電，Powerwall像是一個(gè)大號的“充電寶”，可以多個(gè)連接在一起使用。

 

 

 

Powerwall有三種操作模式——太陽能自用、備用電源、基于時(shí)間的控制。太陽能自用就是自發(fā)自用，可以節(jié)約電費(fèi)開支。備用電源就是在停電情況下能夠充當(dāng)備用電力。

 

最有意思的是基于時(shí)間的控制（Time-based Control），當(dāng)所在電網(wǎng)采取分時(shí)電價(jià)的時(shí)候，Powerwall會給予不同時(shí)間的電力價(jià)格，在*的時(shí)候?yàn)殡姵爻潆姡谧钯F的時(shí)候放電，默默地給你賺錢。

 

 

 

稍微多說一句，就是目前的單向電力結(jié)構(gòu)（發(fā)電端-主干網(wǎng)-配網(wǎng)-用戶端），在未來需要改變。單向電力結(jié)構(gòu)對高比例風(fēng)光電的消納，以及當(dāng)電動車滲透率大幅升高后的用電高峰，均存在一定的處理難度。因此為了適應(yīng)新能源的大趨勢，擁有一定數(shù)量的微電網(wǎng)和局域電網(wǎng)，也是未來電網(wǎng)發(fā)展的重要方向。

 

 

 

回到特斯拉Powerwall，這一套設(shè)備的購置、安裝綜合成本，差不多在1萬美元，美國政府對于戶用儲能設(shè)施給予了可觀的優(yōu)惠，比如*的激勵措施是聯(lián)邦太陽能稅收抵免，可以讓安裝成本下降26%，其次是一些州的退稅和激勵，比如加州的措施幾乎可以覆蓋Powerwall總成本的近90%。

 

對于商用電池組Megapack，特斯拉的主要客戶是各地政府，比如美國德州就是其重要客戶，因?yàn)榈轮蓦娋W(wǎng)獨(dú)立于美國其他電網(wǎng)，有很大的削峰填谷需求。

 

為什么歐美對儲能需求的迫切性要高于國內(nèi)？

 

主要在于中國其實(shí)電價(jià)很便宜、同時(shí)電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施也非常好。有些儲能項(xiàng)目對于國內(nèi)來說，是可上可不上的，改善幅度不大。但對于海外來說，安不安裝儲能會帶來質(zhì)的改變。

 

目前全球戶用儲能市場出貨量，海外還是占主導(dǎo)，歐洲是*的市場。歐洲整體電價(jià)昂貴，海外很多國家的電力系統(tǒng)是私有化的，采取電價(jià)交易市場的模式。對于用戶來說，也是波動分時(shí)電價(jià)的模式，比如澳大利亞以前出現(xiàn)過，在電力供應(yīng)非常充足消納有限的情況下，出現(xiàn)了負(fù)電價(jià)。

 

 

 

所以海外對儲能的需求，尤其在戶用儲能方面有極大的應(yīng)用價(jià)值，峰谷電價(jià)差套利是成熟可行的模式。比如遇到暴風(fēng)雪或者大雨造成電力線路局部負(fù)荷太重時(shí)，儲能不僅可以保證供應(yīng)，并且在那個(gè)時(shí)間段電價(jià)會非常昂貴，電價(jià)差空間很大。

 

而歐洲對光伏發(fā)電推行凈計(jì)量政策，用戶可以根據(jù)向電網(wǎng)輸送的電量，從自己的電費(fèi)賬單中扣除一部分，只計(jì)算凈消費(fèi)，這一政策大大提高了分布式光伏自發(fā)自用余電上網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性。

 

 

 

美國電價(jià)也完全由市場供需決定，因此各地電價(jià)差異很大。不同季節(jié)，或是同一季節(jié)內(nèi)峰谷價(jià)差同樣非常大。全美電網(wǎng)共由8個(gè)區(qū)域電網(wǎng)組成，西部，東部則形成了電網(wǎng)聯(lián)盟，加上德州電網(wǎng)，目前形成了3大電網(wǎng)的格局。

 

 

 

全美還有很多區(qū)域性的電力調(diào)度中心，分別負(fù)責(zé)各自的電力調(diào)度，并對電價(jià)進(jìn)行管理。但因?yàn)槭袌龌灰祝谟龅阶匀粸?zāi)害等極端情況下，部分地區(qū)電價(jià)則會因?yàn)殡娏Y源稀缺而飆升。

 

比如在2021年，德州受寒流影響停電，因?yàn)楦鱾€(gè)電網(wǎng)系統(tǒng)較為獨(dú)立，難以全國協(xié)調(diào)。根據(jù)EIA統(tǒng)計(jì)，2020年美國平均每客戶斷電時(shí)長高達(dá)492小時(shí)，其中惡劣天氣及突發(fā)情況導(dǎo)致的停電時(shí)長為373小時(shí)。

 

 

 

當(dāng)然，從城市化角度來看，歐美戶型以house（獨(dú)棟別墅）為主，有自己的屋頂，有足夠的空間去裝自己的光伏-戶用儲能系統(tǒng)。

 

 

 

近年來特別是受俄烏沖突等事件影響，天然氣成本飆升，電價(jià)成本短期內(nèi)快速上漲，歐洲各國2022年5月的電價(jià)較2021年初上漲100%-330%，而2022年全年預(yù)計(jì)法國、德國、比利時(shí)和荷蘭等歐洲經(jīng)濟(jì)體的基礎(chǔ)能源價(jià)格，將保持在150-170歐元/MWh以上的高位。

 

同時(shí)，歐美人均用電量遠(yuǎn)高于中國，在戶儲的主要國家美國、德國、澳大利亞2020年年人均用電量分別為12235/9857/6771KWh，遠(yuǎn)超中國人均5297KWh的用量。

 

由此，歐美戶儲的收益率，在不考慮補(bǔ)貼的情況下也可以達(dá)到15%以上，回收期在6-9年以內(nèi)。據(jù)東吳證券測算，以德國為例，假設(shè)規(guī)模5KW，配儲50%*2h，戶用光伏+儲能成本為2.06歐元/W，以0.4歐元/KWh零售電價(jià)，以及0.06歐元/KWh上網(wǎng)電價(jià)測算后，IRR達(dá)22.55%。

 

 

 

如果你生活在美國加州，假設(shè)規(guī)模5KW，配儲30%*4h，戶用光伏+儲能成本為4.63美元/W，以0.6美元/KWh峰值電價(jià)，以及0.23美元/KWh平均用電電價(jià)測算后，IRR達(dá)18.9%。

 

這一切都是海外儲能高速增長的基石。全球戶儲新增裝機(jī)規(guī)模在過去幾年，均持續(xù)保持著50%以上的高增速，主要集中在高電價(jià)國家或地區(qū)。其中，德國、美國、日本和澳大利亞的戶用儲能合計(jì)占比達(dá)74.8%。

 

預(yù)計(jì)到2025年，全球戶儲滲透率有望達(dá)到28%，美國和歐洲是最重要的兩個(gè)增長點(diǎn)。美國有望實(shí)現(xiàn)從2021年的8%，提升至2025年的36%，歐洲則有望到56%。

 

并且隨著俄烏戰(zhàn)爭和全球極端天氣頻現(xiàn)，電價(jià)不斷上漲，以及儲能電池等系統(tǒng)成本的下降，光伏-儲能的IRR會進(jìn)一步提升。

 

 

 

3

 

國內(nèi)：能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型帶動需求大爆發(fā)

 

國內(nèi)的新型儲能市場正處于爆發(fā)期，我們在上一篇，分析了光伏、風(fēng)電占比提升后，對儲能系統(tǒng)的要求。

 

儲能項(xiàng)目的應(yīng)用場景分三類：發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)，我們來逐一分析。

 

對于發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能，它們的商業(yè)模式雖有差別，但本質(zhì)用途都是削峰填谷、調(diào)峰調(diào)頻，保障電網(wǎng)穩(wěn)定性，可被統(tǒng)稱為“電表前”儲能。至于具體是在發(fā)電側(cè)還是在電網(wǎng)側(cè)配置儲能，主要是“誰來買單”的問題。

 

發(fā)電側(cè)的儲能裝機(jī)，是當(dāng)下市場爆發(fā)的源動力，主要來自于政策對風(fēng)電、光伏電站的強(qiáng)制配儲要求。各省的規(guī)定不盡相同，一般要求的配置比例在10%-20%，容量時(shí)長2小時(shí)以上。

 

這里的強(qiáng)制配儲，用電力行業(yè)的話說就是強(qiáng)制具備“一次調(diào)頻”的能力，一次調(diào)頻不在補(bǔ)償之內(nèi)。光伏、風(fēng)電等新能源本身，不像傳統(tǒng)的火電和水電，是有轉(zhuǎn)動慣量的，轉(zhuǎn)動慣量可以帶來整個(gè)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定。但光伏一照射就有電，沒有了就沒電，在這種情況下，需要人為構(gòu)建一個(gè)轉(zhuǎn)動慣量，就是強(qiáng)制配儲的由來。

 

 

 

據(jù)中信證券測算，到2025年全球有望配儲約200GWh，對應(yīng)2022-2025年CAGR+46.4%，測算依據(jù)是將發(fā)電側(cè)裝機(jī)需求劃分為光伏配儲與風(fēng)電配儲，其中光伏配儲又劃分為分布式與集中式兩部分。

 

在發(fā)電側(cè)配置儲能，很長一段時(shí)間是成本項(xiàng)，相當(dāng)于增加了光伏或風(fēng)電站的建設(shè)成本。如今隨著電池成本的下降，以及政策補(bǔ)貼，在發(fā)電側(cè)配置儲能已基本具備經(jīng)濟(jì)性。

 

據(jù)民生證券測算，光儲電站可實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目IRR 8%以上。例如一個(gè)典型的光伏電站，儲能系統(tǒng)可用作減少棄光率，同時(shí)參與調(diào)頻服務(wù)：

 

核心假設(shè)：

 

裝機(jī)規(guī)模100MW，參考目前政策要求，一般儲能配置功率為電站功率的10%-20%，配置時(shí)長為2小時(shí)，因此假設(shè)配置儲能系統(tǒng)容量為15MW/30MWh。

 

參考多篇知網(wǎng)文獻(xiàn)、行業(yè)協(xié)會及部分上市公司數(shù)據(jù)，考慮到項(xiàng)目地點(diǎn)、類型不同初始投資成本差異較大，假設(shè)典型光伏電站單位初始投資成本約3.8元/W，典型儲能單位初始全投資成本為1.8元/Wh。假設(shè)光儲電站部分設(shè)施共用，其中固定資產(chǎn)占比約80%，年均運(yùn)維費(fèi)用約占投資的1%。

 

考慮到磷酸鐵鋰路線為國內(nèi)儲能的主流路線，因此假設(shè)儲能采用磷酸鐵鋰電池，由于不含貴金屬回收價(jià)值較低，假設(shè)儲能殘值與光伏電站殘值一致，均為5%。

 

假設(shè)電站運(yùn)營期為25年，其中逆變器壽命為15年，儲能系統(tǒng)僅儲存棄光電量時(shí)壽命為15年，參與調(diào)頻服務(wù)時(shí)壽命為5年。

 

 

 

在光儲電站實(shí)現(xiàn)減少棄光率+參與調(diào)頻服務(wù)時(shí)，可實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目IRR 8.2%。

 

 

 

而針對“二次調(diào)頻”，擁有一個(gè)更細(xì)的補(bǔ)償方式，試圖建立一個(gè)市場機(jī)制，部分省市正在做一些試點(diǎn)。如果參與二次調(diào)頻，相當(dāng)于儲能參與火電、水電等發(fā)電機(jī)組市場化競爭，誰中標(biāo)取決于誰的價(jià)格低、誰的反應(yīng)速度快，此時(shí)儲能的優(yōu)勢就體現(xiàn)出來了，整體仍然是為電網(wǎng)的穩(wěn)定性服務(wù)。

 

對于電網(wǎng)側(cè)，由于國家發(fā)改委、國家能源局在2019年規(guī)定，抽水蓄能、電儲能設(shè)施不計(jì)入輸配電定價(jià)成本，也就是不計(jì)入上網(wǎng)電價(jià)，抑制了電網(wǎng)企業(yè)投資新型儲能的動力，更多新增裝機(jī)進(jìn)入發(fā)電側(cè)。

 

但在2021年，政策有所調(diào)整和完善。據(jù)財(cái)新報(bào)道，國家發(fā)改委、能源局下發(fā)的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》釋放信號，不僅透露將建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站容量電價(jià)機(jī)制，同時(shí)也明確了下一步探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益，納入輸配電價(jià)回收，這意味著電網(wǎng)側(cè)儲能成本未來有望得到疏導(dǎo)。

 

新型儲能商業(yè)模式的核心，在于建立良好的電力市場環(huán)境。針對“誰為儲能買單”的問題，主要本著“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔(dān)”的原則，比如一次調(diào)頻、二次調(diào)頻包括調(diào)峰等輔助服務(wù)，都是由發(fā)電企業(yè)、電力市場化、電力用戶等共同分擔(dān)，避免出現(xiàn)投資方與受益方的錯配和成本轉(zhuǎn)嫁。

 

隨著2021年風(fēng)光等新能源發(fā)電占比明顯提高，我國電力系統(tǒng)已經(jīng)呈現(xiàn)出“雙峰雙高”（雙峰：電網(wǎng)夏、冬季負(fù)荷高峰；雙高：高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）、“雙側(cè)隨機(jī)性”（風(fēng)電、光伏發(fā)電具有波動性和間歇性，發(fā)電占比提升后，供電側(cè)也將出現(xiàn)隨機(jī)波動的特性，能源電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)的需求側(cè)單側(cè)隨機(jī)，向雙側(cè)隨機(jī)發(fā)展）特征，電網(wǎng)對調(diào)峰+調(diào)頻的需求越來越迫切。

 

為刺激電化學(xué)儲能參與電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)，國家及各省密集出臺相關(guān)政策，明確儲能的獨(dú)立主體身份+獨(dú)立儲能參與輔助服務(wù)市場的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，從而確定了電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能的商業(yè)模式可行性及經(jīng)濟(jì)性。

 

獨(dú)立儲能電站放電時(shí)相當(dāng)于發(fā)電主體，充電時(shí)相當(dāng)于購電主體。據(jù)天風(fēng)證券測算，如果同時(shí)參與調(diào)峰+調(diào)頻市場，獨(dú)立儲能電站的全生命周期IRR可上升至18.61%。

 

核心假設(shè)：

 

儲能項(xiàng)目：建設(shè)成本（200萬元/MWh）、循環(huán)壽命（6000次）；由于同時(shí)參與調(diào)峰+調(diào)頻需要更高頻的充放電，因此年衰減將達(dá)到3%，對應(yīng)全生命周期縮小為8年；

 

調(diào)峰運(yùn)行比例：每日完全充放電1次，放電深度90%；

 

調(diào)頻運(yùn)行比例：由于每日完成1次調(diào)峰（完全充放電）需要4小時(shí)，因此當(dāng)天

 

用于調(diào)頻時(shí)長為20小時(shí)，保守預(yù)計(jì)調(diào)頻的年運(yùn)行比例為80%。

 

 

 

對于電網(wǎng)側(cè)儲能的裝機(jī)需求測算：

 

調(diào)峰需求：隨著風(fēng)光發(fā)電占比由19年的8.6%上升至21年的12%，預(yù)計(jì)未來仍將進(jìn)一步提升。由于風(fēng)光發(fā)電的波動性、間歇性，增加了調(diào)峰需求。預(yù)計(jì)25年需求達(dá)6.3GWh，21-25年CAGR+69%。

 

一次調(diào)頻需求：由于風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電不具備一次調(diào)頻能力，危害電網(wǎng)的頻率安全和穩(wěn)定性，需要配備一次調(diào)頻能力（主要為加裝儲能）。以國內(nèi)新能源發(fā)電未配儲部分的裝機(jī)量為測算基準(zhǔn)。預(yù)計(jì)25年需求達(dá)7.3GWh，有望成為電網(wǎng)側(cè)儲能裝機(jī)量*增量。

 

二次調(diào)頻需求：*用電負(fù)荷增大，使電網(wǎng)對二次調(diào)頻的需求持續(xù)提高，以匹配發(fā)電功率與用電負(fù)荷。預(yù)計(jì)25年需求達(dá)3.6GWh，21-25年CAGR+50%。

 

 

 

對于用電側(cè)，不像海外屬于電力市場化交易，電價(jià)高昂，國內(nèi)由于電價(jià)低廉，戶用儲能市場空間還不太大，處于市場早期。目前的商業(yè)模式主要是工商業(yè)通過峰谷價(jià)差機(jī)制獲得收益。

 

中國工商業(yè)用戶的用電量占總用電量的70%。比如水泥廠的成本結(jié)構(gòu)中，電費(fèi)占了70-80%，一家10萬噸產(chǎn)能的水泥廠，年度電費(fèi)一般在2億左右，電解鋁也是類似的情況。

 

在巨大的電力消耗面前，電價(jià)的峰谷差價(jià)就非常可觀。國家發(fā)改委在7月的新規(guī)中要求，調(diào)高峰谷差價(jià)的比例（4:1），也就是說比如*的時(shí)候電價(jià)0.8元，那對應(yīng)*就只有0.2元，峰谷差價(jià)就超過0.6元了。

 

 

 

另外，部分省份還在推廣“尖峰電價(jià)”機(jī)制，它的價(jià)差比原先的峰谷電價(jià)還要高。例如在江蘇省，有兩個(gè)低谷階段、兩個(gè)高峰階段，中間還有一小段尖峰階段，尖峰電價(jià)可能是你低谷用電的5倍價(jià)格以上。

 

這種情況下，儲能的作用就發(fā)揮出來了，相當(dāng)于把低谷電價(jià)和尖峰電價(jià)起到了時(shí)移作用，用電量越大越明顯。如果按照10萬噸級的水泥廠來測算，電價(jià)差價(jià)在0.65元左右，基本上4-5年儲能的收益就非常明顯。

 

據(jù)東方證券分析，對于一般工商業(yè)來說，“兩充兩放”是套利場景下的運(yùn)行策略，一般儲能配置時(shí)長約3小時(shí)。不同地區(qū)的峰谷時(shí)段差異較大，一般情況下劃分為5-6個(gè)時(shí)段，其中2個(gè)高峰，2-3個(gè)平段，1個(gè)低谷。高峰一般持續(xù)時(shí)長約2-3小時(shí)，2個(gè)高峰間夾雜一個(gè)2-3小時(shí)的平段。運(yùn)行策略中一充一放在低谷高峰，另一個(gè)一充一放在平段高峰。

 

隨著中國電氣化率越來越高，負(fù)荷的峰谷差也越來越大。例如浙江在2020年*峰谷差達(dá)33140MW，*峰谷差率超50%。而在未來，隨著電動車的滲透率越來越高，電動車充電高峰期與電網(wǎng)用電高峰期吻合，也需要通過峰谷價(jià)差來引導(dǎo)負(fù)荷的時(shí)移。

 

 

 

如今，隨著光伏、風(fēng)電發(fā)電量占比越來越高，系統(tǒng)性布局儲能的緊迫性也越來越強(qiáng)。從動力電池到儲能電池，中國電化學(xué)儲能已進(jìn)入規(guī)模化發(fā)展階段。

 

但要想實(shí)現(xiàn)高速增長的目標(biāo)，還需要厘清利益分配、成本疏導(dǎo)等市場化機(jī)制，打通發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)儲能的商業(yè)模式。

 

 

 

結(jié)合海外戶用儲能和國內(nèi)源網(wǎng)側(cè)配儲的強(qiáng)烈需求，新型儲能正掀起新一輪發(fā)展熱潮。國內(nèi)電化學(xué)儲能電池2021年出貨量較2020年增長超4倍，而全球新增儲能規(guī)模也同比增長了117%。這將極大利好電池、變流器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）等創(chuàng)業(yè)企業(yè)，能誕生全球級的新興公司。

 

在儲能系列的下一篇里，我們將分析針對長時(shí)儲能場景下，液流電池的市場機(jī)會。如果您在儲能領(lǐng)域從業(yè)或創(chuàng)業(yè)，也歡迎與我們深度交流。