中國儲能網(wǎng)訊：全球儲能過去幾年快速實現(xiàn)項目示范向市場化發(fā)展的模式轉(zhuǎn)變，海外市場上，得益于鋰電池的成本下降與循環(huán)次數(shù)提升，戶用移動儲能快速發(fā)展并開始替代小型柴油發(fā)電機。同時，歐洲戶用儲能在能源價格暴漲、供給不穩(wěn)定性增加的情況下，需求出現(xiàn)激增。國內(nèi)，針對新能源發(fā)電配套的儲能/調(diào)頻要求，帶來了相應(yīng)的政策市場，目前儲能項目備案量龐大，未來如果碳酸鋰、多晶硅等上游材料價格下降，加上配套收益政策落實，項目收益將顯著改善，儲能裝機可能也會爆發(fā)。
摘要
儲能將深度參與能源變革。新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程中，發(fā)電側(cè)體現(xiàn)為風(fēng)電、光伏等可再生能源占比持續(xù)提升，這將造成兩大挑戰(zhàn)，一是發(fā)電側(cè)間歇性、波動性加大，發(fā)/用電失衡概率大幅提升；二是電力系統(tǒng)可調(diào)容量、慣量下降，系統(tǒng)應(yīng)對失衡的能力弱化。儲能是實現(xiàn)高比例新能源接入后,電力系統(tǒng)保持安全穩(wěn)定運行的必然選擇。此外，戶用光伏是發(fā)展較快的方向，戶儲一體化模式逐步具有經(jīng)濟性。
戶外移動儲能率先發(fā)展，海外戶用儲能市場爆發(fā)。海外市場上，得益于鋰電池的成本下降與循環(huán)次數(shù)提升，過去幾年，戶用移動儲能快速發(fā)展并在小型柴油發(fā)電機市場開始替代。同時，近3年歐洲能源價格暴漲，而俄烏沖突進一步惡化了歐洲能源供需，能源安全、經(jīng)濟性優(yōu)勢是更為強烈的新能源裝機推動因素，光伏+儲能的模式被歐洲市場快速接納并加速滲透。2021年歐洲戶儲裝機約1GW/2GWh，同比增長56%/72%，但目前戶儲滲透率仍然較低，今年以來，歐洲戶儲市場需求激增，處于供不應(yīng)求狀態(tài)。戶用儲能是典型的ToC市場，盈利彈性更大。
國內(nèi)大儲能收益率、運行模式逐步理順，可能會迎來大發(fā)展。此前國內(nèi)儲能需求更多來自新能源發(fā)電項目的強制配套，對成本很敏感。通過示范探索，國內(nèi)儲能項目的收益渠道逐步進化，未來可能包括峰谷套利、輔助服務(wù)、容量租賃等。同時，獨立/共享儲能模式打破了原來源-網(wǎng)-荷側(cè)等按并網(wǎng)點的分類標準和收益界限，契合電網(wǎng)互聯(lián)互通、動態(tài)平衡的運行特征，可能加速儲能大規(guī)模發(fā)展。目前國內(nèi)儲能項目備案容量龐大，如果上游資源價格回調(diào)，可能會加速發(fā)展。
投資建議：推薦與關(guān)注派能科技、陽光電源、錦浪科技、固德威、德業(yè)股份、祥鑫科技、泰嘉股份、奧?？萍肌幍聲r代、億緯鋰能、國軒高科、鵬輝能源、蔚藍鋰芯、思源電氣、東方日升、永福股份、四方股份、遠東股份、盛弘股份、平高電氣、科士達、林洋能源。
風(fēng)險提示：商業(yè)模式及市場機制風(fēng)險，儲能裝機不達預(yù)期，原材料價格波動。
一、儲能將深入?yún)⑴c能源變革
新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建過程中，發(fā)電側(cè)體現(xiàn)為風(fēng)電、光伏等可再生能源占比持續(xù)提升，這將造成兩大挑戰(zhàn)，一是發(fā)電側(cè)間歇性、波動性加大，發(fā)/用電失衡概率大幅提升；二是電力系統(tǒng)可調(diào)容量、慣量下降，系統(tǒng)應(yīng)對失衡的能力弱化。
不附加儲能的情況下，電網(wǎng)的風(fēng)光消納閾值在15%上下，當風(fēng)光滲透率由20%向上提升將會造成系統(tǒng)凈負荷的波動幅度、劇烈程度陡增。電網(wǎng)穩(wěn)定性造成的消納能力弱化是新能源消納的潛在制約因素，大規(guī)模儲能配置成為新能源發(fā)電滲透率進一步提升的必然選擇。此外，海外用戶側(cè)光伏儲能的一體模式是發(fā)展較快的方向，在能源價格上漲、電池成本下降和循環(huán)次數(shù)提升的背景下，戶儲逐步具備經(jīng)濟性。
二、 海外戶儲市場爆發(fā)，空間巨大
1、歐洲能源結(jié)構(gòu)正在加速轉(zhuǎn)型
天然氣、石油等傳統(tǒng)能源仍占主要份額，能源自給率較低。
歐盟能源供給仍然以油氣為主，2020年化石能源占比接近70%（其他主要為可再生能源、核能等）。
歐洲傳統(tǒng)化石能源進口依存度偏高，并在不斷上升：1990-2019年間，歐盟能源消費量增加0.7%（2020年下降8.1%），需求規(guī)模整體企穩(wěn)，同期能源生產(chǎn)量下降22.7%（2020年下降7.1%），2020年歐盟能源進口比例達到57%，其中天然氣、石油、煤炭消費量中進口比例分別達到90%、97%、70%，而俄羅斯又是歐洲能源的第一大供應(yīng)商，2020年由俄羅斯進口能源在歐盟占比達到24.4%。
傳統(tǒng)能源價格暴漲，供給不確定性增加，歐洲需要加快能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型。
2021年疫情影響減弱后，歐洲能源需求恢復(fù)，油、氣、電價就已經(jīng)進入上行通道。2021年歐洲大部分地區(qū)天然氣價格漲幅達到400%+，電價漲幅在200-300%。
2022年俄烏危機進一步加劇歐洲能源供需的惡化。歐洲天然氣、煤炭化石能源價格大幅上升，用能成本陡增，同時面臨斷供壓力。
2022年5月18日，歐委會發(fā)布REPowerEU方案，以期提升能源供給獨立性，減少對俄羅斯進口能源依賴。具體的執(zhí)行方向包括：1）節(jié)約能源，提升能源效率；2）推動向可再生能源轉(zhuǎn)型；3）多元化能源進口；4）并將為上述方向提供資金、政策支持，預(yù)計至2027年，REPowerEU將增加2100億歐元投資，至2030年達到3000億歐元。
相較Ff55等往期政策，REPowerEU行動目標更加積極，在維持過去2030年減少55%溫室氣體排放、2050年實現(xiàn)氣候中和預(yù)期不變的前提下，調(diào)升2030年可再生能源整體目標由40%至45%。REPower EU方案是俄烏危機后提出的，是針對歐洲地緣政治與歐洲能源危機進行的方向性、長期性的調(diào)整和選擇。
2022年5月18日，歐委會發(fā)布REPowerEU方案，以期提升能源供給獨立性，減少對俄羅斯進口能源依賴。具體的執(zhí)行方向包括：1）節(jié)約能源，提升能源效率；2）推動向可再生能源轉(zhuǎn)型；3）多元化能源進口；4）并將為上述方向提供資金、政策支持，預(yù)計至2027年，REPowerEU將增加2100億歐元投資，至2030年達到3000億歐元。
相較Ff55等往期政策，REPowerEU行動目標更加積極，在維持過去2030年減少55%溫室氣體排放、2050年實現(xiàn)氣候中和預(yù)期不變的前提下，調(diào)升2030年可再生能源整體目標由40%至45%。REPower EU方案是俄烏危機后提出的，是針對歐洲地緣政治與歐洲能源危機進行的方向性、長期性的調(diào)整和選擇。
2、經(jīng)濟性、能源安全刺激下，戶儲需求爆發(fā)
2.1 模式概況
海外戶用儲能大部分與分布式光伏配套，光儲系統(tǒng)由光伏組件、儲能電池、逆變器/變流器構(gòu)成。參考屋頂資源及用戶負荷，通常光伏組件配置容量在5-20kW，電池蓄電容量在5-20kWh。依據(jù)電池、光伏組件耦合位置可分為共交流母線、共直流母線等結(jié)構(gòu)。
運行過程中，用戶用電主要由光伏發(fā)電供應(yīng)，儲能電池在光伏發(fā)電較多時充電，在弱光或夜間放電，滿足用戶連續(xù)用能需求。并網(wǎng)模式下，電網(wǎng)提供用電輔助，并消納部分多余電能。分布式電源+儲能的模式大幅降低了用戶對電網(wǎng)的依賴性，用能安全性、獨立性都更好。
成本上，戶用光儲系統(tǒng)主要成本項目由光伏系統(tǒng)、儲能電池、變流設(shè)備構(gòu)成。2016-2020年間德國戶用系統(tǒng)成本下降24%，雖然在最近兩年由于供應(yīng)鏈擾動造成了階段性的價格抬升，但預(yù)計未來整體仍將繼續(xù)下降。
戶用光儲系統(tǒng)主要經(jīng)濟收益來自兩方面：
自用收益；等于系統(tǒng)發(fā)電自用量×居民電價。相較獨立的分布式光伏系統(tǒng)，光+儲可以將多余發(fā)電量存儲、滿足無光或弱光時期的用電需求，增加了可以自用的電量。居民電價越高，自用收益越大，因此戶用光伏+儲能主要的下游市場目前仍然是歐、美、澳、日等高電價地區(qū)。
并網(wǎng)收益：發(fā)電量用于并網(wǎng)時，收益為并網(wǎng)電量×并網(wǎng)電價，目前在大部分地區(qū)，上網(wǎng)電價即便疊加補貼后，仍然不及居民電價，發(fā)電量優(yōu)先自用。
2.2 戶儲需求爆發(fā)，潛在空間巨大
歐洲能源結(jié)構(gòu)加速轉(zhuǎn)型背景下，戶用儲能今年進入爆發(fā)，其推動因素主要是經(jīng)濟性和能源自主。
消費電價上漲，戶儲經(jīng)濟性優(yōu)化。參考目前歐洲大部分地區(qū)電價水平及光伏、儲能系統(tǒng)報價，戶用光儲LCOE已經(jīng)有明顯的成本優(yōu)勢。在市場機制允許的情況下，利用峰谷充放也有收益空間（部分分時電價地區(qū)）。以德國為例，目前居民用電價格在30-40歐分，單戶年用電量在3000-5000kWh，電費支出約1000-2000歐元。而對5kW+7kWh戶儲系統(tǒng)，單套設(shè)備投資額大致為1-1.5萬歐，以1200-1300h發(fā)電小時數(shù)估算，年有效發(fā)電量在6000kWh以上，除了滿足自用外，余電可以FIT電價上網(wǎng)獲取部分收益。估算大部分情況下，5-7年可收回項目投資（實際回報期除電價、設(shè)備投資等因素外，戶用電量、晝夜電量分布等也有較大影響，且不同地區(qū)提供差異化補貼，大幅縮短回收期）。
自發(fā)電+備電提升供電可靠性。分布式光伏增配儲能后形成一定的離網(wǎng)自供能力，組件功率、電池容量越大，自供能力越強，用能安全性更有保障。俄烏沖突加大了歐洲市場對能源供給可靠性的重視程度，戶用光伏+儲能的獨立供能方案被加速認可。此外在一些電網(wǎng)相對薄弱的地區(qū)，用戶側(cè)儲能也扮演了備電的角色。
配合大電網(wǎng)調(diào)度運行。從大電網(wǎng)角度看，用戶側(cè)儲能形成了電力需求響應(yīng)能力，市場化電價能夠引導(dǎo)儲能發(fā)揮作用，改變負荷曲線（用電緊張，電價高，用戶側(cè)儲能放電；供電充分，電價低，用戶側(cè)充電），提升大電網(wǎng)的安全裕度。
歐洲戶用光儲市場爆發(fā)。目前戶用光儲兼顧了投資業(yè)主（經(jīng)濟性、用能安全）和電網(wǎng)運營（系統(tǒng)穩(wěn)定）的多方需求,歐洲戶儲市場進入爆發(fā)期。2021年歐洲戶儲裝機1GW/2GWh，同比增長56%/72%，其中德國是最主要的戶儲市場，占據(jù)歐洲70%以上的市場份額，2021年德國戶儲銷量約15萬臺，同比增長45%，累計銷量43萬臺，2022年4月末，戶儲安裝量進一步增至50萬套上下（2.5GW/4.4GWh）。
滲透率較低，潛在空間巨大。據(jù)BVES預(yù)測，2022年德國戶儲新增安裝套數(shù)有望達到27萬套，估算對應(yīng)裝機1.3GW/2.4GWh。目前德國住宅公寓數(shù)目大致為4000萬套，屋頂數(shù)目約為1/4（基本穩(wěn)定，十年負荷增速低于1%），假設(shè)到2025年戶儲滲透率達到40%，則對應(yīng)戶儲安裝套數(shù)超過400萬套，仍以5kW/8.5kWh的典型規(guī)格估算，累計裝機容量將達到21GW/36GWh。如果仍以德國占歐洲50-70%的份額估算，歐洲2025年累計戶儲裝機容量預(yù)計在35GW/60GWh上下。
2.3 C端屬性更明顯，盈利空間豐厚
儲能系統(tǒng)銷售階段可分為一體模式（儲能電池+逆變器集成銷售）、分體模式（儲能電池、逆變器單獨配置），目前歐洲市場以分體為主。在交付系統(tǒng)安裝商后，完成終端安裝配置及調(diào)試運行。
由于戶儲直接面C端消費者，對產(chǎn)品品質(zhì)要求更高，有完整的測試標準要求，同時渠道、品牌是企業(yè)獲取市場份額、取得產(chǎn)品溢價的關(guān)鍵。2022年以來歐洲市場戶儲裝機需求激增，而電芯、逆變器供給相對有限，目前安裝周期普遍在幾個月以上，終端客戶對戶儲系統(tǒng)價格有較高的接納度。核心設(shè)備供應(yīng)商、經(jīng)銷商業(yè)務(wù)規(guī)模、盈利空間都有較大的潛力。
3、戶外移動儲能已經(jīng)在興起
便攜式儲能是近幾年興起的新興細分市場，下游應(yīng)用領(lǐng)域主要是戶外活動（露營等）、應(yīng)急領(lǐng)域（日本需求較大）等，需求也主要集中在歐美和日本。近2年國內(nèi)疫情導(dǎo)致國內(nèi)的城市近郊露營需求大幅提升，也在帶動便攜式儲能需求的快速提升。
據(jù)中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會統(tǒng)計，2016-2020年全球便攜移動儲能市場規(guī)模由0.6億增長至42.6億，復(fù)合增速達到190%，預(yù)計到2026年可能達到882億，仍將維持高速增長。
三、國內(nèi)儲能市場將逐步啟動
1、模式在逐步理順，儲能項目建設(shè)提速
1.1 收益來源明確
在發(fā)展初期，儲能對電源、電網(wǎng)更多是帶來直接的成本負擔，同時由于系統(tǒng)規(guī)模龐大，單一企業(yè)的小容量的儲能配置收益更加有限，且在尚未構(gòu)建完整的市場機制的情況下，儲能帶來的收益由系統(tǒng)共享，成本支出和收益方的不匹配造成在現(xiàn)階段從單一企業(yè)視角出發(fā)，缺乏配置儲能的自發(fā)動力。
政策持續(xù)關(guān)注，引導(dǎo)理清儲能業(yè)務(wù)模式。今年年初發(fā)改委能源局公布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，提出分三階段推動新型儲能從商業(yè)化初期進入規(guī)模化發(fā)展，2030年實現(xiàn)全面市場化的總體思路。
6月7日，發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，要點包括：1）建立儲能參與的市場機制，堅持以市場化方式形成價格，保障合理收益；2）滿足計量控制條件及安全運營標準的新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，鼓勵配建儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場；3）優(yōu)化配建儲能調(diào)度運行機制、拉大峰谷價差鼓勵用戶側(cè)儲能、建立電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制（容量電價、儲能成本收益納入輸配電價）；4）完善政策規(guī)劃、加強技術(shù)支持、強化組織領(lǐng)導(dǎo)、做好監(jiān)督管理等。
整體上，目前國內(nèi)儲能項目盈利渠道包括峰谷套利、調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)收益、容量租賃等。
市場峰谷套利：峰、谷、尖峰時點價差提供套利，2021年7月《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》發(fā)布要求完善峰谷電價機制，目前國內(nèi)大部分地區(qū)峰谷價差已經(jīng)拉開了0.7元/kWh以上，部分地區(qū)超過1元/kWh，尖峰電價更高，儲能套利空間更大。
輔助服務(wù)收益：2021年底能源局修訂發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》、《電力輔助服務(wù)管理辦法》將輔助服務(wù)主體擴大到新型儲能。輔助服務(wù)收益為電網(wǎng)約定的輔助服務(wù)費用，目前各地差異較大，以調(diào)峰為例大致分布于0.1~0.9元/kWh。實際這部分收益還需要考慮電網(wǎng)調(diào)度優(yōu)先級等。
容量/電量租賃：由于電網(wǎng)的互聯(lián)互通、實時動態(tài)平衡，各次側(cè)的儲能發(fā)揮的功能并不能完全割裂。儲能需求方可以通過租賃模式實現(xiàn)自身項目的儲能配套，儲能項目獲得容量、電量租賃收益。
1.2 獨立/共享儲能優(yōu)勢明顯，引導(dǎo)儲能從成本導(dǎo)向轉(zhuǎn)向品質(zhì)導(dǎo)向
獨立/共享儲能可能是實現(xiàn)儲能投資、收益合理匹配的有效模式，也將享受一定的政策優(yōu)惠。6月《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》中，指出“具備獨立計量、控制等技術(shù)條件，接入調(diào)度自動化系統(tǒng)可被電網(wǎng)監(jiān)控和調(diào)度，符合相關(guān)標準規(guī)范和電力市場運營機構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場?！?，同時“鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，通過技術(shù)改造滿足同等技術(shù)條件和安全標準時，可選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能項目”。
收益渠道更多：以此前占比最高的新能源配儲為例，由于和發(fā)電項目大部分是同一投資主體，配建儲能基本上是成本增量，項目方實際配套意愿不強，招標對價格敏感。而若儲能項目作為獨立主體，收益渠道更為多樣化，一方面允許靈活參與多個新能源場站的并網(wǎng)外送，同時可以參與電力中長期市場和現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)。
是政策的引導(dǎo)方向：《通知》已經(jīng)明確了“獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加”，并將“研究建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制”等。
2021年末，國內(nèi)備案共享儲能項目達84個，總建設(shè)規(guī)模超12GW/24GWh，當前統(tǒng)計或已超過200個項目完成備案/公示，總?cè)萘考s在60GWh上下。獨立/共享儲能打破了原來電源、電網(wǎng)、用戶側(cè)等按并網(wǎng)點的分類標準和收益界限，是契合電網(wǎng)運行特征的實際需求的業(yè)務(wù)模式，是政府鼓勵的方向，增長可能更快，同時也可能將儲能只看成本轉(zhuǎn)向更加重視儲能系統(tǒng)質(zhì)量。
1.3 儲能項目建設(shè)提速
2021年，國內(nèi)新型儲能新增裝機容量2.4GW，累計容量達到5.7GWh，同比增加75%（主要為電化學(xué)儲能）。2022年上半年完成電化學(xué)儲能裝機約0.4GW，同比增加70%。結(jié)構(gòu)上，大部分仍然集中在電源側(cè)。
風(fēng)光電源快速發(fā)展，雖然目前風(fēng)光滲透率還不高，當前的電網(wǎng)架構(gòu)具備一定的消納能力，但是考慮裝機量的快速增長，儲能配套需求的增速會比風(fēng)光裝機更快（風(fēng)光滲透率越高，儲能配套比例越高）。電源側(cè)儲能需求相對明確，模式可能自建或租賃。
此外，電網(wǎng)側(cè)儲能可能在成本納入輸配電價、輔助服務(wù)體系有效運行的情況下，也有較快的發(fā)展。國內(nèi)用戶側(cè)儲能可能更多是工商業(yè)應(yīng)用，尤其在峰谷價差進一步拉大后，對不具備調(diào)整用電時段裕度的工商業(yè)企業(yè)，將有更強的配置儲能的意愿。
2、上游價格回調(diào)后，成本端可能有較大的下降空間
鋰電儲能系統(tǒng)工程建設(shè)成本大致為約1.5-2元/Wh，其中儲能系統(tǒng)占90%以上。儲能系統(tǒng)中又以電池占比最高，大致為50%-70%（考慮電芯漲價后，占比提升），其他系統(tǒng)組件、管理系統(tǒng)分別占20%、15%。
碳酸鋰等：直接推高儲能系統(tǒng)成本的主要是電芯，2021年以來碳酸鋰的價格快速拉升，目前電池級在47萬上下，仍然在高位。此外2020年開始的缺芯造成IGBT等器件價格提升，也小幅度的增加了儲能成本。
多晶硅等：此外，由于目前大部分儲能項目還是在發(fā)電側(cè)與新能源電站配套，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格在高位也間接影響儲能的接納度。
假設(shè)2023年整體上碳酸鋰、硅料、芯片等今年的緊供需環(huán)節(jié)能有一定程度緩和，儲能系統(tǒng)的成本端也會有一定下降。而硅料單噸價格每回落1萬，對應(yīng)終端價格能夠下降約2.5-3分/W，形成的一部分收益空間可能用于儲能的配置。
四、投資建議
全球儲能正在經(jīng)歷從項目示范向市場化的過渡，尤其海外戶用儲能在傳統(tǒng)能源價格暴漲、供給不穩(wěn)定性增加的情況下，需求激增。國內(nèi)方面，新能源快速滲透帶來了剛性需求，而針對此前制約儲能發(fā)展的模式問題也形成了初步的收益和運營方案，目前儲能項目備案量龐大，在碳酸鋰、多晶硅等上游材料價格下降以及配套收益政策逐項落實的情況下，裝機容量可能爆發(fā)，項目收益也將改善。相應(yīng)的，市場參與方可能逐步從成本優(yōu)先轉(zhuǎn)向性價比，形成更為良性的競爭。
推薦與關(guān)注派能科技、陽光電源、錦浪科技、固德威、德業(yè)股份、祥鑫科技、泰嘉股份、奧?？萍?、寧德時代、億緯鋰能、國軒高科、鵬輝能源、蔚藍鋰芯、思源電氣、東方日升、永福股份、四方股份、遠東股份、盛弘股份、平高電氣、科士達、林洋能源。
