2021年下半年以來，全球主要經(jīng)濟體陸續(xù)提出長期“碳中和"目標，減排已成全球共識。2021年9月，在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上提出2030碳達峰、2060碳中和的目標，歐盟領(lǐng)導(dǎo)人那么于12月歐盟冬季峰會上就2050年前實現(xiàn)碳中和的減排目標達成一致，美國總統(tǒng)拜登也在此前的競選綱領(lǐng)中提出爭取在2050年前實現(xiàn)碳中和。從設(shè)定的時間節(jié)點來看，全球主要經(jīng)濟體實現(xiàn)碳中和的時間僅剩30-40年，減排進程急需加速。
能源轉(zhuǎn)型是各經(jīng)濟體實現(xiàn)長期碳排放目標的必經(jīng)之路?；茉吹氖褂檬侨蛱寂欧诺闹饕獊碓穿o根據(jù)國際能源署(IEA)的統(tǒng)計，2021年石油、煤炭﹑天然氣等傳統(tǒng)化石能源在全球―次能源消費中的占比仍高達85%，可再生能源的占比僅為10%。而假設(shè)想在2050年實現(xiàn)凈零排放，可再生能源的消費占比需提升至30%左右，能源轉(zhuǎn)型任重而道遠。
為了實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型，全球電氣化率與可再生能源發(fā)電占比仍需大幅提升。一方面，為了減少化石能源的使用，工業(yè)、交通、供熱等各領(lǐng)域的電氣化水平需進―步提高。根據(jù)國際可再生能源署〔IRENA〕的測算，為實現(xiàn)減排目標，2050年電力在終端能源消費中的占比需從目前的不到20%提升至接近50%e。另一方面，在電力裝機結(jié)構(gòu)中，光伏、風(fēng)電等可再生能源將逐漸取代傳統(tǒng)的火電裝機。2021年，可再生能源在全球發(fā)電里中的占比約為26%，未來這一比例需提升至70%乃至更高。
隨著全球電氣化程度的提升，儲能將在電力系統(tǒng)中發(fā)揮更加重要的作用。與石油、煤炭等傳統(tǒng)的化石能源不同，電力的生產(chǎn)與消費需要同時進行，能里無法直接以電能的形式進行儲存。因此，當(dāng)發(fā)電端的輸出與用電端的負載不匹配時，電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性將面臨挑戰(zhàn)，此時就需要儲能系統(tǒng)通過充電或者放電的形式進行調(diào)節(jié)。
搭配儲能的可再生能源裝機才能實現(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源裝機的徹底取代。傳統(tǒng)的火電裝機可根據(jù)電網(wǎng)的要求調(diào)節(jié)自身出力，而風(fēng)電、光伏那么具有天然的間歇性與波動性﹐因此僅靠可再生能源自身難以實現(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源裝機的徹底取代。近年來，全球風(fēng)電、光伏等可再生能源的裝機占比與發(fā)電占比持續(xù)提升，對電力體系的沖擊也愈加明顯。因此，“可再生能源+儲能"才是未來的終極解決方案，可在減少碳排放的同時維持電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性與可靠性。
電力系統(tǒng)中的儲能通常可分為物理儲能與化學(xué)儲能兩大類。其中，物理儲能是將電能轉(zhuǎn)化為機械能(勢能、動能)進行儲存，例如抽水蕃能﹑壓縮空氣儲能、飛輪儲能等；而化學(xué)儲能那么是將電能轉(zhuǎn)化為化學(xué)能，主要包括各種電/池儲能方案﹐例如鋰離子電池、鉛酸電池﹑鈉硫電池等。
電化學(xué)儲能開展加速，有望成為未來主要的儲能形式。目前抽水蕃能是全球電力系統(tǒng)中主要的儲能形式，根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)的統(tǒng)計﹐截至2021年底，全球已累計投運電力儲能工程189.8GW。其中抽水蕃能的占比為90.9%，電化學(xué)儲能占比僅為6.9%。雖然抽水蕃能規(guī)模大、壽命長﹑技術(shù)成熟，但只有具備特定自然地形條件的地區(qū)才能進行建設(shè)，因此持續(xù)增長的電力儲能需求仍需由其他的儲能形式進行填補。從新增裝機情況來看﹐近年來電化學(xué)儲能已成為主流，2021至2021年全球電化學(xué)儲能裝機由不到1GW提升至超過13GW，奉獻了全球電力儲能裝機的主要增量。
在各類電化學(xué)儲能技術(shù)中，鋰電池儲能在循環(huán)次數(shù)、能里密度、響應(yīng)速度等方面均具有較大的優(yōu)勢，但此前高昂的本錢制約了其在儲能領(lǐng)域的大規(guī)模應(yīng)用。近年來，隨著產(chǎn)能規(guī)模的持續(xù)擴張，全球鋰離子電池的本錢快速下降。根據(jù)彭博新能源財經(jīng)(Bloomberg NEF)的統(tǒng)計，2021年全球鋰離子電池平均價格已降至137美元/千瓦時，較2021年下降近80%。伴隨著本錢的不斷下降，鋰電池儲能的應(yīng)用空間已經(jīng)翻開。根據(jù)CNESA的初步統(tǒng)計，2021年鋰電池在電化學(xué)儲能在運裝機中的占比已從2021年的65%提升至90%。
在本錢下降以外，近年來針對儲能的鋰電池技術(shù)也取得了較快的進展。相較于動力電池，儲能電池對能里密度的要求相對較低，對于循環(huán)壽命與平安性的要求那么相對較高。假設(shè)假設(shè)新能源汽車的使用壽命為5-8年，那么動力電池的循環(huán)壽命只需到達1000-2000次，而儲能電池的充放電更為頻繁，如果想實現(xiàn)十年以上的運行周期，那么電池的循環(huán)壽命需超過3000次。因此，應(yīng)用于儲能領(lǐng)域的鋰離子電池往往需要進行針對性的設(shè)計研發(fā)。近年來，不少海內(nèi)外鋰電池廠商已在儲能領(lǐng)域取得較大突破，生產(chǎn)的儲能專用鋰電池能夠?qū)崿F(xiàn)5000次以上的循環(huán)壽命。例如寧德時代已宣布研發(fā)出可實現(xiàn)15。0次循環(huán)內(nèi)“零衰減"的儲能專用磷酸鐵鋰電池，其單體循環(huán)壽命可達萬次。
綜上，我們認為當(dāng)前鋰電池儲能開展的條件已經(jīng)根本成熟﹐鋰電池本錢的不斷下降與技術(shù)的持續(xù)進步將助力其在儲能領(lǐng)域更大規(guī)模的應(yīng)用。
雖然從整個電力系統(tǒng)的角度出發(fā)﹐儲能是能源轉(zhuǎn)型過程中必不可少的環(huán)節(jié)，然而在傳統(tǒng)的電力體制下儲能的定位并不明確，這在極大程度上制約了儲能規(guī)?；拈_展。儲能既可作為電力的提供者，又可作為電力的消費者，在電力體系的各環(huán)節(jié)均可發(fā)揮作用。例如在發(fā)電側(cè)，儲能可用于調(diào)嵋調(diào)頻或作為備用電源﹔在電網(wǎng)側(cè)，儲能可緩解電網(wǎng)阻塞﹑降低輸配網(wǎng)絡(luò)投資﹔在用電側(cè)，儲能可降低用戶的綜合電費支出，提升用電的可靠性。因此，儲能為電力系統(tǒng)帶來的收益表達在多個環(huán)節(jié)、涵蓋各個方面，但在目前的電力體制下儲能系統(tǒng)通常只被定義為功能單一的主體，無法為其發(fā)揮的多種功能進行足夠的補償。換言之﹐承當(dāng)儲能成本的投資方往往不是儲能收益的享受者，因此配置儲能的積極性較弱，例如可再生能源開發(fā)商是儲能系統(tǒng)的投資者，收益卻主要由電網(wǎng)環(huán)節(jié)享受。
因此，假設(shè)能通過合理的機制設(shè)計使儲能系統(tǒng)的收益與投資本錢相匹配·各環(huán)節(jié)投資儲能系統(tǒng)的積極性有望禎調(diào)動，儲能市場的空間將快速翻開。近年來，各國陸續(xù)對傳統(tǒng)的電力體制進行了改革，明確了儲能在電力市場中的定位與收益來源，儲能的開展模式逐漸清晰。以美國為例，2021年聯(lián)邦能源管理委員會755號法令(FERC Order NO.755)要求各區(qū)域輸電組織(RTO)以及獨立系統(tǒng)運營商(ISO)放開對儲能工程參與調(diào)頻效勞的限制并為其效勞提供合理的補償。2021年，聯(lián)邦能源管理委員會841號法令(FERC Order NO.841)進一步要求RT。與ISO移除儲能參與容里市場、能里市場、輔助效勞市場的障礙，給予儲能平等的市場地位。
如前所述，風(fēng)力、太陽能發(fā)電的不穩(wěn)定性是配置儲能的重要原因，因此長期來看新能源發(fā)電刨需要承當(dāng)一定的儲能本錢。在初期，由于新能源的度電本錢尚不能與傳統(tǒng)化石能源競爭，各國往往采用固定電價全額上網(wǎng)的形式鼓勵新能源的開展。隨著技術(shù)的進步，過去十年間風(fēng)電、光伏的發(fā)電本錢已有巨大的下降。根據(jù)IRENA的統(tǒng)計，2021年光。、陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電的平均度電本錢分別為，115美元/kWh，較2021年下降82%/38%/29%，已經(jīng)到達與傳統(tǒng)化石能源相當(dāng)?shù)膮^(qū)間。
綜上所述，我們認為全球范圍內(nèi)儲能大規(guī)模開展的條件已經(jīng)具備。根據(jù)儲能系統(tǒng)所處環(huán)節(jié)的不同，可將其分為供電側(cè)(Front-of-the-Meter)以及用戶側(cè)(Behind-the-Meter)兩大類，其中供電側(cè)主要包括發(fā)電側(cè)儲能與電網(wǎng)側(cè)儲能，用戶側(cè)那么可分為戶用儲能與工商業(yè)儲能。據(jù)第三方研究機構(gòu)IHS Markit統(tǒng)計，過去幾年新增儲能裝機中供電側(cè)與用戶側(cè)的比例根本相當(dāng)，大致為60:40。
供電側(cè)儲能與用戶側(cè)儲能在投資主體、收益來源、商業(yè)模式等方面存在較大差異，因此以下我們將分別探討海內(nèi)外供電側(cè)、用戶側(cè)儲能的開展現(xiàn)狀與驅(qū)動因素。整體上看，供電側(cè)儲能開展的核心在于電力機制的設(shè)計與儲能本錢的傳導(dǎo)，用戶側(cè)t諸能的主要驅(qū)動力那么是儲能系統(tǒng)自身的經(jīng)濟性。我們認為目前供電側(cè)儲能與用戶側(cè)儲能的開展模式均已較為成熟，未來兩者有望保持均衡開展。
如前所述，收益與本錢的不匹配是制約儲能大規(guī)模開展的主要問題之一，需要通過合理的機制設(shè)計加以解決。目前局部海外興旺地區(qū)的供電側(cè)儲能開展模式已經(jīng)較為成熟，這與其電力開展階段、市場化程度以及市場參與主體密切相關(guān)?？紤]到目前國內(nèi)電力體系與海外興旺地區(qū)存在較大差異，短期內(nèi)國內(nèi)供電側(cè)儲能的開展模式仍有待進一步明確。但長期來看，我們認為海外地區(qū)的開展經(jīng)驗可以作為一個有價值的參考，預(yù)計“十四五”期間國內(nèi)供電側(cè)儲能的機制將逐步成熟，行業(yè)有望實現(xiàn)長期可持續(xù)的開展。
從所處開展階段來看，海外興旺地區(qū)的電力體系與國內(nèi)存在較大差異，首先表達在電力總需求上。根據(jù)BP的統(tǒng)計，2021年金融危機后海外興旺地區(qū)的電力需求增長已陷入停帶，1985年至2021年0ECD國家的發(fā)電里年均增速超過2%，而此后十年間OECD國家的總發(fā)電里根本沒有變化與之相對，非OECD國家的總發(fā)電里在2021年金融危機后仍然保持了超過5%的平均增速，甚至略高于金融危機前的增速。
在電力需求增長停滯的背景下，近年來興旺地區(qū)的局部火電機組開始逐漸退役。美國、歐盟(28國)的火電總裝機里分別于2021、2021年到達峰值，此后開始逐步下行，與此同時風(fēng)電、光伏等新能源裝機那么開始加速。換言之，在這些興旺地區(qū)，近年來電力的總供給已經(jīng)趨于穩(wěn)定，變化主要表達在結(jié)構(gòu)上，即新能源裝機對存里火電裝機的替代。而如前所述，只有搭配儲能的新能源才能實現(xiàn)對傳統(tǒng)化石能源裝機的徹底取代，因此海外興旺地區(qū)的電力系統(tǒng)對儲能的需求更加迫切。
與海外興旺地區(qū)相比，目前國內(nèi)的電力供給處于相對過剩的狀態(tài)?！笆濉奔啊笆濉逼陂g，國內(nèi)火電裝機仍然保持較快增長，新增火電裝機里分別到達億千瓦，在新增電力裝機總量中的占比分別為53%/35%。隨著火電裝機里由2021年的7.10億千瓦增長至2021年的億千瓦，其利用小時數(shù)那么從超過5000小時一路下滑至2021年的4216小時。因此，與海外興旺地區(qū)相比，國內(nèi)新能源裝機主要表達在增量，還未到替代存里火電裝機的階段，配置儲能的必要性相對較弱。
除了開展階段不同，海外興旺地區(qū)電力市場化的程度也明顯高于國內(nèi)。歐洲、美國等興旺地區(qū)的電力市場化進程起步于上世紀九十年代，目前在發(fā)電側(cè)與用電側(cè)均已實現(xiàn)較高程度的市場化。而國內(nèi)的電力市場化改革在“十三五”期間才開始加速，2021年3月國務(wù)院下發(fā)的關(guān)于進一步深化電力體制改革的假設(shè)干意見奠定了“管住中間、放開兩頭的基調(diào)，要求輸、配電以外的環(huán)節(jié)逐步實現(xiàn)市場化競爭。
在海外興旺地區(qū)市場化的電力體制下，發(fā)電側(cè)的本錢能夠從電力批發(fā)市場較為順暢地傳導(dǎo)至終端電力用戶，因此儲能增加的額外本錢將由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)以及電力用戶共同承當(dāng)。而在國內(nèi)目前的電力體制下，供電側(cè)的儲能成本根本上只由發(fā)電企業(yè)承當(dāng)，2021年電網(wǎng)企業(yè)明確規(guī)定儲能投資不納入輸配電價(電網(wǎng)側(cè)不承當(dāng)儲能本錢)，2020-2021年政府工作報告連續(xù)三年提出降低一般工商業(yè)平均電價的具體里化要求(用戶側(cè)不承當(dāng)儲能本錢)。
最后，從業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu)來看，海外大型電力集團往往同時涉及發(fā)電、輸配電、售電等多個環(huán)節(jié)，一體化程度相對較高。根據(jù)美國能源信息署(EIA)的統(tǒng)計，雖然電力市場化改革以來獨立發(fā)電商(IPP)的裝機容童及發(fā)電里占比持續(xù)提升，但2021年公用事業(yè)公司(Utility)仍然占據(jù)了美國55%左右的裝機里與發(fā)電里。歐洲的情況也較為類似，法國電力(EDF)、意大利國家電力(ENEL)、德國意昂集團(E.0N)等大型電力集團均同時涉足市場化的發(fā)電、售電業(yè)務(wù)，以及受監(jiān)管的輸配電業(yè)務(wù)。
在一體化模式下，儲能本錢與收益的不匹配性很大程度上將被消除。同時涉足發(fā)輸配售各個環(huán)節(jié)的大型電力集團既是儲能本錢的承當(dāng)者，又是儲能收益的享受者。因此，只要儲能工程能夠在整個電力系統(tǒng)中發(fā)揮作用，大型電力集團就有較強的投資動力。而在國內(nèi)，發(fā)電側(cè)與電網(wǎng)側(cè)的界限較為明顯，國電投、華能、華電等大型發(fā)電集團根本只涉足發(fā)電業(yè)務(wù)，電網(wǎng)企業(yè)那么覆蓋輸電、配電、售電環(huán)節(jié)，供電側(cè)儲能本錢的承當(dāng)方存在一定爭議。
綜上所述，我們認為現(xiàn)階段海外供電側(cè)儲能的開展背景相對更加成熟，已逐漸形成較為清晰的開展模式。美國加州是全球可再生能源轉(zhuǎn)型最為堅決的地區(qū)之一，2021年9月加州參議院通過的SenateBill100明確提出2030年可再生能源發(fā)電占比超過60%、2045年實現(xiàn)100%可再生能源發(fā)電的目標。在該目標的驅(qū)使下，近年來加州儲能市場實現(xiàn)了跨越式的開展，根據(jù)EIA的儲能工程數(shù)據(jù)庫，截至2021年底加州已累計投運47個電池儲能工程(僅包括供電側(cè)及大型工商業(yè)工程)，工程總功率達255MW，總裝機里為650MWh，占比超過全美儲能裝機容里的1/3。而根據(jù)第三方咨詢機構(gòu)Wood Mackenzie的初步統(tǒng)計，2021年加州新增儲能裝機超過2.8GWh，接近全美新增儲能裝機里的80%其中供電側(cè)儲能的增里約為因此，以下我們以美國加州為例探討海外供電側(cè)儲能的開展模式。
我們認為順暢的本錢傳導(dǎo)機制與豐富的收益來源是推動加州供電側(cè)儲能市場爆發(fā)的主要因素。發(fā)電側(cè)/電網(wǎng)側(cè)儲能工程在加州電力市場中可作為非發(fā)電資源(Non Generator Resource)或需求側(cè)響應(yīng)資源(Demand Response Resource)參與市場，并通過峰谷套利、輔助效勞、備用電源、輸配電價等多種方式獲取相應(yīng)收益。
隨著光伏在電力裝機中的占比持續(xù)提升，近年來加州的電力供需結(jié)構(gòu)發(fā)生了顯著改變。近十年來，加州電力結(jié)構(gòu)明顯向可再生能源傾斜，光伏奉獻了主要的電力裝機增里。2021-2021年，光伏在加州電力總裝機中的占比由0.2%提升至14.1%，發(fā)電量占比那么由0.04%提升至13.1%。與此同時，傳統(tǒng)的火電機組開始逐步退役，燃氣裝機的占比由此前的60%以上逐步下降至2021年的50.6%。
在加州高度市場化的電力體制下，電力供給結(jié)構(gòu)的改變直接影響了電力批發(fā)市場的價格曲線，主要表達在峰谷價差的拉大。根據(jù)加州獨立系統(tǒng)運營商(CAIS0)的年度統(tǒng)計報告，近年來加州電力系統(tǒng)凈負載曲線(總負載減去風(fēng)電、光伏出力量)的形態(tài)發(fā)生了明顯改變，早晚頂峰(光伏發(fā)電里小)與午間低谷(光伏發(fā)電里大)之間的差距明顯變大。2021年電力凈負載頂峰與低谷之間的差值不到0000MW.而2021年的差值已接近15000MW。與此同時，近年來加州電力批發(fā)市場的峰谷價差同樣顯著拉大，從2021年的約30美元/MWh提升至2021年的約50美元/MWh。
更高的郵谷價羞意味著更大的營利空間，有助于提升儲能工程的收益。不同于傳統(tǒng)的火電機組，風(fēng)電、光伏等可再生能源的發(fā)電邊際本錢接近于0.因此在光伏發(fā)電的高峰期，理論上電力批發(fā)市場的電價可以趨向于0。實際上，近年來加電力批發(fā)市場已經(jīng)常出現(xiàn)負電價的情況，每年五月前后電力現(xiàn)貨市場中有10%左右的時間區(qū)間內(nèi)實時電價為負。在市場化的電力機制下，儲能工程可通過低電價時神、電價時放電的套利策略獲取收益，因此日益拉大的峰谷價差有利于儲能工程潛在收益率的提升。
電力輔助效勞是指正常電力生產(chǎn).輸送、使用外，為維護電力系統(tǒng)平安穩(wěn)定，保證電能質(zhì)里所需的效勞，包括調(diào)岫、調(diào)頻、備用等主要類型。隨著風(fēng)電、光伏等波動性電源對電網(wǎng)的沖擊日益加大，近年來加州電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運行正面臨越來越大的挑戰(zhàn)，燃氣機組的逐漸遇役那么進一一步加劇了這個問題。因此，加州電力市場對輔助效勞的需求不斷增長，2021年起加州電力批發(fā)市場中輔助效勞的費用已超過1.5億美元，在總批發(fā)電價中的占比提升至1.7%左右。
電力輔助效勞是加州供電側(cè)儲能工程另一個重要的收益來源。如前所述，2021年美國聯(lián)邦能源管理委員會755號法令(FERC Order NO.755)要求各區(qū)域輸電組織(RTO)以及獨立系統(tǒng)運營商(ISO)放開對儲能工程參與調(diào)頻效勞的限制并為其效勞提供合理的補償，而加州獨立系統(tǒng)運營商(CAIS。)是最早落實該法令的IS。之一。目前，加州電力市場輔助效勞包括向上調(diào)頻(Reg Up)、向下調(diào)頻(Reg Down)、同步備用容里(Spinning Reserve)以及非同步備用容里(Non Spinning Reserve)四種類型。CAISO每天會計算所需的輔助效勞容童，提供輔助效勞的市場主體可在日前市場或?qū)崟r市場進行競價，并以最終的出清價格獲得補償。相較于燃氣機組，電池儲能在爬坡速度與調(diào)節(jié)精度上具有較大優(yōu)勢，因此一般用于提供收益更高的調(diào)頻效勞。
隨著輔助效勞需求的不斷增長，近年來各類輔助效勞的平均出清價格呈明顯上升趨勢，儲能工程的收益亦有望隨之提升。
除了市場化的峰谷套利、輔助效勞收益，加州大型公用事業(yè)公司的儲能設(shè)施還可被納入電網(wǎng)資產(chǎn)，通過政府核定的輸配電價收回本錢。目前，加州電力系統(tǒng)主要由大型私營公用事業(yè)公司主導(dǎo)(Investor Owned Utility，IOU)，公用事業(yè)公司在加州總發(fā)電量中的占比約為40%，在售電童中的占比那么接近90%，其中PG&E、SCE、SDG&E三家大型I0U的占比就超過60%。這些涵蓋發(fā)輸配售各個環(huán)節(jié)的大型公用事業(yè)公司既是供電側(cè)儲能本錢的承當(dāng)者，又是項目收益的享受者。
在“放開兩頭，管住中間”的電力市場化體制下，輸配電環(huán)節(jié)受到較強的政府監(jiān)管。為了在能源轉(zhuǎn)型的過程中保持穩(wěn)定的電網(wǎng)體系，2021年加州立法機構(gòu)通過了AB2514法案，直接要求PG&E、SCE、SDG&E三家大型I0U在2021年前采購超過1325MW的儲能工程。目前該目標已提前完成，實際的采購量超過1500MW。對于大型公用事業(yè)公司，儲能設(shè)施可作為局部傳統(tǒng)輸配網(wǎng)絡(luò)的替代方案，其投資本錢可通過政府核定的輸配電價進行回收。
類似于其他IS。的容量市場，加州電力監(jiān)管機構(gòu)CPUC要求電力需求方(Load Serving Entities，LSE，包括各類公用事業(yè)公司、售電商等)保有一定里的備用電源，儲能設(shè)施可作為備用電源的一種。各LSE在采購備用電源時往往通過競價的方式，按照中標工程的功率按月支付固定費用。根據(jù)CPUC公布的采購結(jié)果，2021-2022年備用容里的平均價格大約在每月3美元/kW上下。
綜上所述，在以加州為例的海外興旺地區(qū)電力體制下，供電側(cè)儲能的收益來源較為豐富，既可通過市場化的峰谷套利、輔助效勞獲取收益，也通過納入受監(jiān)管的輸配電環(huán)節(jié)回收本錢。整體來看，海外供電側(cè)儲能的開展模式已經(jīng)較為成熟，各類業(yè)主的投資積極性正持續(xù)升溫。
相較于海外興旺地區(qū)，我們認為國內(nèi)供電側(cè)儲能仍處于開展初期，相關(guān)機制還有待進一步確立。從近期密集出臺的各類文件來看，“十四五"期間國內(nèi)供電側(cè)儲能的開展模式正逐漸清晰，短期內(nèi)新能源強制配套儲能或?qū)⒊蔀檫^渡性的手段，長期來看發(fā)電側(cè)儲能的收益方式將逐漸豐富，電網(wǎng)側(cè)儲能亦有望重新起步。
目標確立，可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重成為主要引導(dǎo)指標。2021年2月，國家能源局下發(fā)關(guān)于征求2021年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重和2022--2030年預(yù)期目標建議的函次性下達了2021-2030年各地區(qū)年度可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重。具體而言，文件對各省級行政區(qū)域(西藏不作考核)分別設(shè)置了總里和非水電兩類消納責(zé)任權(quán)重，2030年各省將實現(xiàn)統(tǒng)一的可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重40%，非水可再生能源的消納權(quán)重那么因省而異，但都需在2021年預(yù)期完成情況(12.7%)的根底上每年提升1.47%。我們認為非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重將成為“十四五”期間各省開展新能源的主要引導(dǎo)指標。
為了實現(xiàn)消納權(quán)重的目標，各省一方面需新增風(fēng)電、光伏裝機容里，另一方面那么需通過多種途徑促進本省可再生能源的消納。雖然近年來全國范圍內(nèi)的新能源消納情況持續(xù)改善，但在青海、新疆等新能源大省，風(fēng)電、光伏的消納仍然存在一定壓力。以全國新能源發(fā)電占比最高的青海為例，近兩年其棄風(fēng)棄光率逆勢上行，分別由2021年的1.6%/14.8%上升至2021年的4.7%/8.0%。
政策定調(diào):儲能將成為“十四五”期間各省新能源消納的.重要途徑。2021年2月26日，國家能源局下發(fā)?關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知(征求意見稿)?，作為“十四五"期間首份風(fēng)電、光伏開發(fā)建設(shè)指導(dǎo)意見，本次征求意見稿對“十四五”期間新能源開展具有重要的定調(diào)作用。
相較于往年，本次文件的一個重要不同點在于提出了建立多元化的新能源并網(wǎng)消納體系，主要包括保障性與市場化兩種機制。其中，保障性并網(wǎng)是針對各地落實非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增裝機，該局部由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)。而對于超出保障性消納規(guī)模的工程，那么需通過自建、合建共享或購置效勞等市場化方式落實新增并網(wǎng)消納條件；隨后才可由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)，具體的落實方式包括抽水蕃能、儲熱型光熱發(fā)電、火電調(diào)峰、電化學(xué)儲能、可調(diào)節(jié)負荷等。因此，對于保障性消納額度較為緊張的省份，儲能的必要性將明顯提升。.
在上述非水可再生能源消納責(zé)任權(quán)重要求下，未來十年全國風(fēng)電、光伏裝機增量有望超過1200GW，供電側(cè)儲能發(fā)展空間巨大。根據(jù)我們的測算，2021年全國非水可再生能源消納比例約為11.4%，為實現(xiàn)2025/2030年的消納責(zé)任權(quán)重目標，十四五/+五五期間全國范圍內(nèi)需新增非水可再生能源發(fā)電里8541/11353億千瓦時。假設(shè)新增非水可再生能源發(fā)電里中風(fēng)電、光伏的占比分別為40%/55%(其余5%由生物質(zhì)能等其他能源形式奉獻)，風(fēng)電、光伏的年利用小時數(shù)分別為210/1300小時，那么十四五/十五五期間新增風(fēng)電裝機需達163/216GW.新增光伏裝機需到達361/480GW。假設(shè)按照10%/2h的比例配置儲能，那么未來十年新能源發(fā)電所需的新增儲能裝機里將超過120GW/240GWh，供電側(cè)儲能開展空間巨大。
2021年以來多地政府、省網(wǎng)公司出臺相關(guān)文件，要求/鼓勵可再生能源發(fā)電工程配置一定比例的儲能，儲能或成“十四五”期間新能源發(fā)電標配。據(jù)不完全統(tǒng)計，目前對新能源配.套儲能比例提出具體量化要求的省份已超過十個，大多數(shù)省份的儲能配置比例在10%20%之間。
在近期各地下發(fā)的文件中，我們認為2021年1月青海省發(fā)改委下發(fā)的?支持儲能產(chǎn)業(yè)開展的假設(shè)干措施(試行)?具有較好的示范意義。在面臨較大新能源消納壓力的背景下，青海本次下發(fā)的文件對省內(nèi)“新能源+儲能"的開展模式進行了較為明確的指引，具體包括以下四個方面。
強制配套:新建新能源工程配套的儲能容里原那么上不低于工程裝機里的10%，儲能時長不低于2小時；
優(yōu)先保障消納:確保儲能設(shè)施的利用小時數(shù)不低于540小.時，且釋放電里無需參加市場化交易；
優(yōu)化儲能交易:配套儲能設(shè)施可降低新能源發(fā)電工程的并網(wǎng)運行管理考核費用，并通過提供電力輔助效勞獲取相應(yīng)回報；
地方補貼:兩年內(nèi)給予自發(fā)自儲設(shè)施出售電童元/kWh的運營補貼，使用青海省產(chǎn)儲能電池60%以上的工程可額外享受0.05元/kWh的補貼。
短期內(nèi)國內(nèi)新能源發(fā)電側(cè)儲能的收益來源較為有限，預(yù)計強制配套將成為過渡性的手段。一方面，目前國內(nèi)的新能源發(fā)電原那么上不參與市場化交易(各地實際執(zhí)行情況存.在差異)，而是以固定的上網(wǎng)電價全額消納，儲能進行市場化套利的空間較小。另一方面，目前國內(nèi)的電力輔助效勞市場尚處于起步期，電力輔助效勞費用難以傳導(dǎo)至電網(wǎng)側(cè)與用戶側(cè)。從當(dāng)前各地能監(jiān)局出臺的“兩個細”來看，整體思路都是將電力輔助效勞費用在各類電源之間分攤。一般而言，火電等出力可調(diào)的機組可通過提供電力輔助效勞獲取補償，相關(guān)的費用那么主要由風(fēng)電、光伏等波動性電源承當(dāng)?？紤]到2021年起終端用戶的電價整體上呈下行趨勢，目前電力輔助效勞市場僅僅是發(fā)電側(cè)的“零和博弈”甚至是“負和博弈”。因此，對于新能源發(fā)電工程的投資業(yè)主，現(xiàn)階段儲能的投資本錢較難通過后續(xù)運營進行收回，預(yù)計各地將主要通過強制配套、優(yōu)先消納等外部措施促使I程業(yè)主投資儲能設(shè)施。
長期來看，我們認為“十四五”期間國內(nèi)電力市場化的進程將持續(xù)推進，儲能本錢在電力體系各環(huán)節(jié)中的傳導(dǎo)將更為順暢。隨著新能源裝機占比的提升，電力系統(tǒng)需要的儲能設(shè)施規(guī)模將持續(xù)增長，假設(shè)僅讓發(fā)電側(cè)承當(dāng)投資本錢既不合理也不現(xiàn)實。通過比擬海外成熟電力市場的經(jīng)驗，我們認為供電側(cè)儲能本錢由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承當(dāng)是長期趨勢。事實上，能源局2021年底印發(fā)的?完善電力輔助效勞補償(市場)機制工作方案?中也明確提出在2021-2021年“探索建立電力中長期交易涉及的電力用戶參與電力輔助效勞分擔(dān)共享機制”，2021-2021年“配合現(xiàn)貨交易試點，開展電力輔助效勞市場建設(shè)”。此外，在2021-2021年連續(xù)三年提出具體的降低工商業(yè)電價目標之后(10%/10%/5%)，2021年政府工作報告的表述變?yōu)椤霸试S所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續(xù)推動降低一般工商業(yè)電價”。
因此，預(yù)計未來發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的市場化價格傳導(dǎo)機制將更加順暢，一旦“十四五”期間相關(guān)政策細那么落地，國內(nèi)供電側(cè)儲能工程的收益有望得到提升，儲能投資將由“外部因素推動”向“自身經(jīng)濟性驅(qū)動”轉(zhuǎn)變。
國內(nèi)的電網(wǎng)側(cè)儲能的爆發(fā)始于2021年，根據(jù)中國化學(xué).與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會發(fā)布的報告，在2021年新增的613MW電化學(xué)儲能裝機中，電網(wǎng)側(cè)儲能的裝機功率占比到達24%。此外據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，目前全國已有十余個省市開展了電網(wǎng)側(cè)儲能的建設(shè)，總工程規(guī)模已超IGW。
儲能本錢暫不計入輸電價，2021年后國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)儲能建設(shè)暫緩。發(fā)改委、國家電網(wǎng)2021年先后下發(fā)的兩份文件使電網(wǎng)側(cè)儲能進入了停滯期。其中，發(fā)改委2021年5月正式印發(fā)的?輸配電定價本錢監(jiān)審方法?明確規(guī)定電儲能設(shè)施不得計入輸配電價；國家電網(wǎng)2021年11月下發(fā)的?關(guān)于進一步嚴格控制投資的通知?那么規(guī)定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能設(shè)施建設(shè)。
電網(wǎng)“碳達峰、碳中和"行動方案發(fā)布，“十四五”期間電網(wǎng)側(cè)儲能有望重啟。電網(wǎng)是支撐電力系統(tǒng)朝清潔能源轉(zhuǎn)型的重要環(huán)節(jié)，碳中和目標提出以來電網(wǎng)企業(yè)在促進清潔能源消納上的動作明顯加快。2021年3月國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)陸續(xù)發(fā)布“碳達峰、碳中和”行動方案，其中多處提到儲能，充分表達了電網(wǎng)企業(yè)對儲能的重視，“十四五”期間電網(wǎng)側(cè)儲能有望重新起步。
相較于供電側(cè)儲能，用戶側(cè)儲能的投資主體更為明確，主要為家庭、工商企業(yè)等終端電力用戶。因此，我們認為用戶側(cè)儲能的核心驅(qū)動因素為儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟性，即節(jié)省的綜合用電費用能否覆蓋初始的儲能系統(tǒng)投資本錢。對于終端電力用戶，配套儲能的分布式光伏可作為傳統(tǒng)電網(wǎng)供電的替代方案，其經(jīng)濟性正逐漸顯現(xiàn)，預(yù)計未來的滲透率將快速提升。我們預(yù)計短期內(nèi)戶用儲能將在海外興旺地區(qū)率先起步，而國內(nèi)的用戶側(cè)儲能時機那么主要集中在I商業(yè)環(huán)節(jié)。
近年來海外戶用儲能行業(yè)保持高速增長，興旺地區(qū)市場率先起步。根據(jù)第三方研究機構(gòu)IHS Markit的統(tǒng)計，2021年以來全球戶用儲能裝機保持每年50%左右的高速增長。2021年前三季度全球戶用儲能系統(tǒng)出貨量已達3GWh，超過2021年全年水平，在疫情的影響下實現(xiàn)了超過40%的增長。從地區(qū)分布來看，全球戶用儲能市場主要集中在歐洲、美國、日本、澳洲等興旺地區(qū)。我們認為海外興旺地區(qū)戶用儲能市場大規(guī)模開展的條件已經(jīng)具備，行業(yè)整體的高增速有望持續(xù)。
海外興旺地區(qū)獨立住宅比例較高，具備安裝戶用光儲系統(tǒng)的根底條件。安裝戶用光伏系統(tǒng)的前提是擁有獨立的屋頂，因此集中居住的公寓一般不具備安裝戶用光儲系統(tǒng)的條件。根據(jù)各地區(qū)統(tǒng)計機構(gòu)的普查數(shù)據(jù)，歐盟/美國/日本/奧大利亞的住戶總里中居住在獨立/半獨立式住宅中的比例均超過50%，以獨立住宅為主的住房結(jié)構(gòu)是這些地區(qū)戶用光儲系統(tǒng)大規(guī)模開展的前提。
海外興旺地區(qū)居民用電本錢較高，降低綜合用電本錢是安裝戶用儲能系統(tǒng)的主要驅(qū)動力。從用電量上看，基于國際能源署(IEA)與世界銀行的數(shù)據(jù)口徑，2021年全球人均用電里為2938kWh，而歐盟/美國/日本/奧大利亞的人均用電量分別為全球的2.1/4.1/2.5/2.9倍。假設(shè)只考慮居民用電里，那么2021年歐盟/美國/日本/奧大利亞的人均居民用電里分別為1814/4474/2061/2372kWh，分別為同期中國人均居民用電量的2.5/6.3/2.9/3.3倍。
從電價上看，海外興旺地區(qū)的居民電價也明顯高于國內(nèi)。目前國內(nèi)居民電價相對較低，主要原因在于工商業(yè)用電對居民用電進行交叉補貼。但在全球范圍內(nèi)，由于居民供電涉及到更多的終端配電環(huán)節(jié)，供電本錢較高，因此海外居民用電價格通常顯著高于工商業(yè)用電。根據(jù)Global Petrol Prices的統(tǒng)計，2021年德國/美國/日本/奧大利亞的平均居民電價分別為0.3870.149/0.2840.263美元/kWh，為國內(nèi)同期居民電價的4.6/1.8/3.4/3.1倍。
近年來，海外興旺地區(qū)終端居民電價呈持續(xù)上升趨勢。以德國為例，根據(jù)德國能源與水務(wù)行業(yè)協(xié)會(BDEW)的統(tǒng)計，2006至2021年德國平均居民電價由歐元/4kWh提升至歐元kWh，年均復(fù)合增速高達3.5%。與此同時，電力批發(fā)市場的價格那么根本保持穩(wěn)定甚至略有下降，居民電價的上升主要是由于輸配網(wǎng)絡(luò)本錢與可再生能源附加費的不斷提升。日本、奧大利亞的情況也較為類似，過去十余年間居民電價的上升幅度明顯高于居民收入的增長。
綜上所述，海外興旺地區(qū)居民用電本錢的不斷增長將進一步推升戶用儲能系統(tǒng)的需求。根據(jù)EIA的測算，2021年美國居民電價中發(fā)電側(cè)本錢的占比僅為58%其余42%的成本來源于電網(wǎng)的輸配電環(huán)節(jié)。搭配儲能的戶用光伏系統(tǒng)可視為傳統(tǒng)電網(wǎng)公司供電的替代方案，減少居民向電網(wǎng)公司的外部購電量，從而防止高昂的輸配電費用與可再生能源附加稅費，最終降低綜合用電本錢。在理想情況下，通過配置適宜比例的儲能系統(tǒng)，居民家庭甚至可實現(xiàn)100%的電力自給自足。
隨著電網(wǎng)系統(tǒng)的日益老化，海外興旺地區(qū)居民供電的可靠性正經(jīng)受較大挑戰(zhàn)。海外興旺地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)的頂峰期集中在上世紀八十年代之前，目前已進入集中老化期。根據(jù)美國能源部2021年的估計，美國近70%輸電線路與變壓器的壽命已超過25年，接近設(shè)備的使用年限上限。與此同時，隨著市場化程度的不斷提升，近年來海外興旺地區(qū)電力體系以追求效率為主要導(dǎo)向，在電力根底設(shè)施與系統(tǒng)可靠性上的投入明顯缺乏。因此，近年來海外興旺地區(qū)的供電可靠性正面臨越來越大的挑戰(zhàn)，以美國為例，2000年后大型電力事故的發(fā)生次數(shù)開始明顯上升。
近年來，全球各地頻發(fā)的大型停電事件或成為相關(guān)地區(qū)居民安裝戶用光儲系統(tǒng)的重要催化因素。據(jù)不完全統(tǒng)計，近年來海外興旺地區(qū)發(fā)生的大型停電事故已達十余起，每起事故中涉及的居民人數(shù)高達數(shù)十萬乃至上百萬。戶用光儲系統(tǒng)能夠在某些極端情況下提升供電可靠性，這或?qū)⑻岣呔用駥粲霉鈨ο到y(tǒng)的接受度。例如在2021年南奧大規(guī)模停電事件發(fā)生后，當(dāng)?shù)貞粲脙δ芟到y(tǒng)的安裝量出現(xiàn)了明顯的躍升。
因此，我們認為經(jīng)濟性并非居民用戶安裝戶用光儲系統(tǒng).的唯一考里因素，提升用電可靠性也將成為海外戶用光儲推.廣的重要驅(qū)動因素。換言之，即便節(jié)省的電費難以完全覆蓋初始投資本錢，仍將有局部用戶為了保障電力供給的穩(wěn)定性而選擇安裝戶用儲能系統(tǒng)。
隨著早期補貼政策的陸續(xù)退出，海外戶用光伏逐漸由“全額上網(wǎng)”向“自發(fā)自用"轉(zhuǎn)變。在早期，德國、日本等地主要通過標桿上網(wǎng)電價政策(Feed-in Tariff，F(xiàn)iT)推動戶用光伏的開展，即以固定價格全額收購光伏系統(tǒng)所發(fā)電里，因此儲能系統(tǒng)的必要性不大。隨著光伏本錢的斷降低，目前海外興旺地區(qū)戶用光伏的早期補貼政策正陸續(xù)退出，“自發(fā)自用”是未來.戶用光伏的長期方向。以日本為例，針對戶用光伏的F訂電價由2021財年的42日元/kWh逐漸退坡至2021財年的21日元/kWh。
“自發(fā)自用”模式下，戶用光伏配套儲能的必要性明顯提升。在FiT政策退出后，假設(shè)沒有儲能系統(tǒng)，那么光伏白天的多余發(fā)電里無法得到充分利用，戶用光伏工程的收益性將受到不利影響。因而無論是新增工程還是F訂政策到期后的存里戶用光伏工程，配套儲能的比例均有望快速提升。日本針對戶用光伏的發(fā)電里收購政策始于2021年，購置的期限那么為10年，因此2021年起將有大量戶用光伏工程的FiT政策陸續(xù)到期。根據(jù)日本經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)省的統(tǒng)計，2021至2023年共有165萬套戶用光伏系統(tǒng)面臨FiT政策的退出，對應(yīng)裝機里為6.7GW，預(yù)計這些工程將產(chǎn)生大里的配套儲能需求。
綜上所述，我們認為海外戶用儲能市場大規(guī)模開展的條件已經(jīng)具備，從滲透率角度看，戶用儲能仍處于爆發(fā)初期，市場遠未飽和。以海外戶用儲能開展領(lǐng)先的地區(qū)為例，截至2021年底德國、美國、日本、澳大利亞的累計戶用儲能裝機里大致在1GWh上下，假設(shè)以每戶10kWh的容量推算，那么戶用儲能的總安裝量在10萬套這個量級。以此估算，戶用儲能在德國、美國、日本、奧大利亞存里獨立住宅中的滲透率處于0.1%-1%日的水平，如果以目前戶用光伏5%-20%的滲透率水平作為參照，那么戶用儲能滲透率的提升空間在十倍以上。因此，即便是在開展較早的海外興旺地區(qū)，戶用儲能的滲透率也才剛剛起步，市場遠未飽和，行業(yè)的高速增長有望持續(xù)。
隨著本錢的持續(xù)下降，戶用儲能系統(tǒng)自身的經(jīng)濟性正日益顯現(xiàn)，對補貼政策的依賴性逐步降低。以德國為例，2021年3月1日德國復(fù)興信貨銀行(KfW)與德國環(huán)境部推出了針對戶用儲能的補貼措施，與戶用光伏搭配的儲能系統(tǒng)(需接入電網(wǎng))可獲得低息貸款以及初始投資成本30%的補貼。自2021年3月起，補貼幅度逐步退坡并最終于2021年底到期而根據(jù)德國光伏行業(yè)協(xié)會(BSW)的統(tǒng)計，2021至2021年德國戶用儲能新增裝機由4萬套增長至萬套，仍然保持50%左右的高速增長。由此可見，補貼的退出并沒有對德國戶用儲能造成太大影響，主要原因在于系統(tǒng)本錢的持續(xù)下降。據(jù)統(tǒng)計，2021至2021年.德國鋰電池戶用儲能系統(tǒng)的單位價格下降了近50%，本錢的下降提升了戶用儲能的自身經(jīng)濟性，從而有效刺激了終端居民用戶的安裝需求。因此，我們認為海外興旺地區(qū)戶用光儲系統(tǒng)自身的經(jīng)濟性已經(jīng)顯現(xiàn)，補貼的逐步退出不會行業(yè)增速造成過大擾動。
工商業(yè)用戶是我國電力的主要消費者。由于經(jīng)濟結(jié)構(gòu)等多方面的原因，國內(nèi)工業(yè)用電的占比明顯高于全球平均水平。根據(jù)中電聯(lián)的統(tǒng)計，2021年全社會用電量中一產(chǎn)/二產(chǎn)/三產(chǎn)/居民用電的占比分別為1.1%/68.2%/16.1%/14.6%。其中，第二產(chǎn)業(yè)中的工業(yè)用電量到達萬億千瓦時，占全社會用電里的67%，明顯高于全球40%左右的平均水平(IEA口徑)。
交又補貼導(dǎo)致國內(nèi)工商業(yè)電價顯著高于居民電價，工商業(yè)用戶降低用電本錢的訴求較強。理論上大型工商業(yè)用戶的供電本錢低于居民用戶，但我國長期以來通過工商業(yè)電價補貼居民電價，導(dǎo)致目前國內(nèi)工商業(yè)用戶的用電本錢明顯較高。根據(jù)國家能源局公布的?全國電力價格情況監(jiān)管通報?，2021年我國一般工商業(yè)及其他用電的平均電價為0.7263元/千瓦時，大工業(yè)用戶的平均電價為0.5912元/千瓦時，分別比居民平均電價0.5331元/千瓦時高36%/1%。而大多數(shù)海外地區(qū)的電價情況那么恰好相庾，以美國為例，2021年美國的工業(yè)、商業(yè)平均電價僅為居民平均電價的52%/82%。
儲能系統(tǒng)能夠在國內(nèi)工商業(yè)用戶的兩部制峰谷電價體系中發(fā)揮明顯作用。不同于居民用戶的單一制電價，國內(nèi)大局部地區(qū)的工商業(yè)用戶均實施兩部制電價，用戶的電費包括根本電價與電度電價兩個局部。其中，根本電價局部按照電力用戶的變壓器容里(kV.A)以及最大需童(kW)進行計算，為每個月固定的費用，電度電價那么根據(jù)用戶的實際用電里進行計算。對于工商業(yè)用戶，儲能系統(tǒng)具有調(diào)峰的作用，可使實際的用電功率曲線更加平滑，從而降低用戶的尖峰功率以及最大需量，起到降低根本電價的作用。此外，目前全國較多地區(qū)工商業(yè)用電已實行峰谷電價，儲能系統(tǒng)可將用戶高峰時間的用電里平移至低谷時段，從而降低每月的電度電價。
綜上，我們認為國內(nèi)用戶側(cè)儲能的開展空間主要表達在工商業(yè)環(huán)節(jié)，只要儲能系統(tǒng)能夠有效降低綜合用電費用，I商業(yè)用戶就有配置儲能的潛在動機。隨著儲能本錢的不斷降低以及電價機制的逐步完善，國內(nèi)工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性有望逐漸顯現(xiàn)。
市場化程度提升，峰谷電價形成機制逐步完善。針對國內(nèi)工商業(yè)用電本錢相對較高的現(xiàn)象，2021年起每年的政府工作報告都提出降低一般工商業(yè)電價的目標，2021/19/20年分別提出了具體的幅度10%/10%/5%。而在2021年的政府工作報告中，相關(guān)的表述那么為“允許所有制造業(yè)企業(yè)參與電力市場化交易，進一步清理用電不合理加價，繼續(xù)推動降低一般工商業(yè)電價”，我們預(yù)計之后降電價的方式將從此前偏硬性的要求向市場化的手段轉(zhuǎn)變。事實上，發(fā)改委2021年下發(fā)的?關(guān)于創(chuàng)新和完善促進綠色開展價格機制的意見?中就曾明確提出“加大峰谷電價實施力度，運用價格信號引導(dǎo)電力削峰填谷”、“擴大頂峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導(dǎo)用戶錯峰用電”、“利用峰谷電價差、輔助效勞補償?shù)仁袌龌瘷C制促進儲能開展"等要求。因此，預(yù)計未來國內(nèi)I商業(yè)電價的峰谷價差或?qū)⑦M一步擴大，儲能的收益空間也將進一步提升。
預(yù)計國內(nèi)商業(yè)儲能將率先在頂峰谷價差的地區(qū)啟動。根據(jù)各省發(fā)改委公布的最新執(zhí)行電價，上海、湖北、江蘇等地大工業(yè)用戶(最高電壓等級)的夏季峰谷價差超過0.7元/kWh，在這些地區(qū)工商業(yè)儲能有望實現(xiàn)較好的經(jīng)濟性。以制造業(yè)企業(yè)眾多的江蘇為例，2021年11月江蘇發(fā)改委發(fā)布的?關(guān)于江蘇電網(wǎng)2021-2022年輸配電價和銷售電價有關(guān)事項的通知?對大工業(yè)電價進行了整體下調(diào)，但峰谷價差那么進一步拉大，此外還明確提出“拉大峰谷價差，充分發(fā)揮峰谷電價移峰填谷作用，鼓勵儲能產(chǎn)業(yè)開展”的要求。近年來江蘇工商業(yè)儲能開展不斷加速，根據(jù)相關(guān)機構(gòu)的統(tǒng)計，截至2021年底江蘇用戶側(cè)儲能的累計裝機里已接近0.9GWh。
未來，國內(nèi)用戶側(cè)儲能的收益來源亦有望得到進一步的豐富，除了直接降低電費以外，需求側(cè)響應(yīng)、輔助效勞等形式都可成為工商業(yè)儲能潛在的收益來源。近年來，合肥、蘇州、西安等地還推出了針對用戶側(cè)儲能工程的直接補貼，國內(nèi)工商業(yè)儲能的開展有望持續(xù)提速。
一般而言，電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)(BMS)、能里管理系統(tǒng)(EMS)、儲能變流器(PCS)以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。其中，電池組是儲能系統(tǒng)的主要構(gòu)成局部，電池管理系統(tǒng)主要負責(zé)電池的監(jiān)測、保護以及均衡，能里管理系統(tǒng)起到數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控、能童調(diào)度的作用，而儲能變流器那么控制儲能電池組的充放電過程與電流的交直流變換。
電池與變流器長儲能系統(tǒng)的核心環(huán)節(jié)。其中，電池是儲能系統(tǒng)主要的構(gòu)成環(huán)節(jié)，占據(jù)儲能系統(tǒng)50%以上的本錢。根據(jù)美國能源部2021年進行的測算，對于IMW/2h的磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)，電池、變流器在總本錢中的占比分別為49%/9%。隨著儲能時長的增加，儲能系統(tǒng)的單位本錢將有所下降，其中電池的本錢占比逐漸提升，其他環(huán)節(jié)的占比那么相應(yīng)攤薄。變流器那么是連接電源、電池與電網(wǎng)的核心環(huán)節(jié)，雖然本錢占比相對不大，但在儲能系統(tǒng)中起到控制中心與信息交互中心的作用，.是儲能系統(tǒng)正常運行的前提。
儲能產(chǎn)業(yè)鏈主要包括設(shè)備提供商，系統(tǒng)集成商/安裝商，以及下游終端用戶三個環(huán)節(jié)。如前所述，電池與變流器是儲能系統(tǒng)的核心環(huán)節(jié)，因此電池廠商與逆變器廠商是目前儲能市場的主要參與者，近年來專業(yè)的儲能系統(tǒng)集成商也開始陸續(xù)涌現(xiàn)。
由于面對的終端用戶不同，供電側(cè)儲能與用戶側(cè)儲能市場在銷售模式上存在一定的差異，主要表達在銷售渠道以及價格敏感度這兩個方面。
供電側(cè)儲能的終端客戶一般為大型電力企業(yè)或EPC承包商，且單個工程的體里較大，往往通過集采、招標的形式直接向儲能設(shè)備提供商進行采購。同時，對于供電側(cè)儲能，初始投資本錢將直接影響工程的整體收益率，因此投資業(yè)主對價格的敏感度較高，儲能供給商的議價空間相對有限。從近期國內(nèi)風(fēng)/光儲工程的招投標結(jié)果來看，行業(yè)競爭日趨劇烈，中標價格呈明顯下降趨勢。2021年初風(fēng)電配套儲能工程的報價尚在2元/Wh以上；而在2021年底局部工程的最低報價已經(jīng)接近1元/Wh。
因此，我們認為供電側(cè)儲能廠商的核心競爭力主要表達在規(guī)模體里、I程經(jīng)驗以及本錢把控能力。具有規(guī)模優(yōu)勢的行業(yè)龍頭在工程獲取、交付能力、本錢控制等方面具有明顯的優(yōu)勢，有望在競爭中占據(jù)領(lǐng)先地位。
用戶側(cè)儲能的終端用戶為分散的個體家庭或工商企業(yè)，客戶數(shù)里眾多，單體安裝量較小，且通常不具備自主安裝的能力。因此，儲能廠商需要通過安裝商/經(jīng)銷商渠道將產(chǎn)品銷售至終端用戶，這些安裝商/經(jīng)銷商通常具備較強的本地化效勞能力，可為終端用戶提供選型、設(shè)計、安裝、售后維護等全方位效勞。
此外，家庭或小型工商業(yè)用戶對光伏、儲能產(chǎn)品的價格敏感度相對較低，愿意為高端產(chǎn)品支付一定的溢價。對于該類客戶，產(chǎn)品的經(jīng)濟性或性價比只是考童因素之一，品牌、外觀、可靠性、平安性、智能化程度等其他因素也將極大地影響用戶的最終選擇，局部用戶愿意為更好的產(chǎn)品品質(zhì)或者更信任的品牌支付一定的溢價。以特斯拉的第二代戶用儲能產(chǎn)品P。werwall2為例，自2021年10月推出以來，其價格經(jīng)歷了屢次上調(diào)，由最初的5500美元調(diào)升至2021年1月的7500美元，價格累計上張36%。而Enphase.SolarEdge等走高端路線的戶用逆變器廠商，其產(chǎn)品的單瓦價格也是國內(nèi)廠商的2-3倍。由此可見，雖然降本是光伏、儲能行業(yè)的長期方向，但小功率戶用/工商業(yè)產(chǎn)品仍然具有一定的消費品屬性，尤其是在興旺地區(qū)。正如在家電市場中高端產(chǎn)品的價格往往能夠數(shù)倍于普通產(chǎn)品，在戶用光儲領(lǐng)域，高端產(chǎn)品也能夠享受一定程度的溢價。
因此，我們認為用戶側(cè)儲能廠商的核心競爭力表達在產(chǎn)品品質(zhì)、品牌形象以及渠道積累。在供電側(cè)儲能領(lǐng)域，實力雄厚的行業(yè)新進入者或許可以憑借假設(shè)干個大型工程快速翻開局面，而戶用儲能領(lǐng)域那么往往需要長期的積累。一方面，戶用儲能廠商需要根據(jù)用戶的實際需求對產(chǎn)品的設(shè)計與性能進行持續(xù)迭代升級；另一方面，戶用儲能廠商需要與安裝商/經(jīng)銷商渠道建立長期穩(wěn)定的合作關(guān)系。因此，在產(chǎn)品研發(fā)、銷售渠道上布局較早的廠商或?qū)⒕哂忻黠@的先發(fā)優(yōu)勢。
