储能行业专题分析

储能行业专题分析1.22年强配储能为增长主要推手23年储能迎来成本下降1.1储能装机快速增长，锂电池储能发展迅速2022年中国累计新型储能装机13.1GW/27.1GWh。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）截至2022年底数据，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW。其中，新型储能累计装机规模达45.7GW，同比增长率达80%。中国已投运电力储能项目装机规模59.8GW。其中，新型储能累计装机规模达13.1GW/27.1GWh，功率规模同比增长128%，能量规模同比增长141%。2022年中国新增新型储能装机7.3GW/15.9GWh，居世界第一。2022年中国新增投运电力储能项目达16.5GW。其中，新增新型储能装机7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。从地区看，中国是2022年全球新型储能项目新增占比最大的市场，占比高达36%。2022年中国新型储能占比提升9.4%，锂离子电池增长迅速。截至2022年底，中国新型储能累计装机占所有储能累计装机比例达21.9%，同比2021年提升9.4个pct。新型储能中，锂离子电池占绝对主导地位，新增占比达97%，致使锂离子电池截至2022年的累计装机占新型储能比例同比提升4.3pct。此外，压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮等其它技术路线的项目在规模上有所突破，应用模式逐渐增多。1.22022年装机以表前为主，强制配储政策为主要原因从应用场景看，2022年储能应用场景仍以新能源配储及电网侧独立储能为主。根据中电联统计口径，截至2022年底，已投运的电化学储能电站累计装机主要分布在电源侧，占比达48.4%，其次为电网侧38.72%和用户侧12.88%。2022年各应用场景新增装机占比基本保持不变，电源侧占比49.24%，其次为电网侧43.13%和用户侧7.63%。从具体场景看，新能源配储为电源侧主要场景，独立储能为电网侧主要场景。2022年新能源配储和集采项目招标合计占比高达82%。根据储能与电力市场统计，2022年国内储能市场招标总容量超44GWh。其中完成招投标的独立储能项目共计20.93GWh，占比48%；集采项目15.13GWh，占比34%。从地域分布看，内蒙古、新疆、甘肃是可再生能源配储的主要实施地区；宁夏、山东、湖南、湖北得益于储能示范项目的推动则以独立储能为主，可再生能源配储需求主要通过租赁储能容量进行满足。2022年强制配储仍为装机主要推手。根据中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储利用率低，利用系数仅为6.1%，低于电化学储能项目平均等效系数12.2%。此外，由于2022年锂电池成本居高不下，以及储能商业模式的不明朗，各省新能源强制配储政策仍为2022年装机主要驱动力。从各省要求上看，国内主要省份强制配储要求为新能源装机规模的10-20%，连续充放电时长2-4h。1.3储能上游价格较2022年下降显著成本端压力开始缓解供需格局趋缓，推动锂价快速下跌。供给端，在2022年高锂价刺激下，各企业争相投资扩产，澳洲锂矿扩产、南美盐湖产能扩张、国内锂资源开发加快。根据上海有色网数据，中国碳酸锂产能已有约54万吨，产量34万吨，同比增长39.1%。需求端，新能源汽车需求增速放缓导致对锂资源需求放缓。同时，一季度消费者对于特斯拉等车厂的降价预期致使观望情绪发酵，进一步助推锂需求放缓。即便近期观望情绪有所减弱，难改供需格局趋势。根据天齐锂业招股书，23年精炼锂供给将超过需求，并且未来5年供给过剩情况将持续扩大。供过于求局面下，锂价顺应下跌。锂价快速下滑，电池成本压力有所缓解，带动储能系统价格降低。2022年碳酸锂价格持续上涨，一度涨至11月高点59万元/吨。2023年以来碳酸锂价格快速下行，截至目前国内电池级碳酸锂市场成交价均价跌至25万元/吨，带动电芯及终端招标价格下降。据CNESA统计23年4月储能系统招标价格已下降至约1.25元/Wh，储能EPC价格已低于1.8元/Wh，相比22年普遍超2元/Wh的EPC价格已有大幅下降。此外，由于锂价下降向下游传导有一定延迟，预计短期内储能系统价格仍将呈下降趋势。电池及系统成本的下降将有力激发下游投资建设储能的积极性，有力推动大储项目建设进程，加大投资工商业储能意愿。2.23年国内大储盈利预期改善大基地加速储能受益装机增长2.1大储盈利模式逐渐清晰，盈利预期改善政策明确独立市场主体地位，储能盈利模式逐渐清晰。2022年6月发改委印发《“十四五”可再生能源发展规划》，规划明确了储能独立市场地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制。独立储能开始可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，进一步细化了独立储能参与电力市场的盈利方式。各地纷纷出台“共享储能”相关政策，租赁储能容量明确可视作可再生能源储能配额，储能获利模式逐渐清晰。2022年11月25日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，围绕容量补偿、现货市场、辅助服务市场作出指引。2018年我国启动首批电力现货试点，本次发布的文件从全国范围内提出电力现货市场基本规则，意味着现货市场即将从试点走向全面铺开，而储能是现货市场最受益方向之一。1）进一步推行现货交易将进一步打开储能的市场空间，现货价差有望进一步拉开并直接提高储能的收益率；2）储能同样具备应急保供能力，也将是市场化容量机制的收益方之一；3）储能在参与调频辅助服务方面具有很明显的优势，逐步推进调频辅助服务和现货市场联合出清，将进一步实现调频辅助服务市场化定价，发挥储能调频优势，提高储能收益率；4）电力市场用户、负荷聚合商、虚拟电厂等广泛参与到吸纳或市场中来，储能将极大丰富上述主体参与现货市场的灵活性，预计未来用户侧市场将迎来蓬勃发展。独立储能经济性显现，收益模式主要分为两种。1）在电力现货市场未建立的地区，如青海、宁夏和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰补偿+容量租赁为主。2）在山东等建立了电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货市场套利+容量租赁+容量补偿为主。以山东为例，现货市场套利+容量租赁+容量补偿机制可使独立储能实现盈利。独立储能已初步具备盈利能力。以山东100MW/200MWh独立储能电站为例（全生命周期10年，循环次数6000次，年衰减1.5%），其储能盈利模式为现货市场套利+容量租赁+容量补偿。山东省容量租赁标准采用市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价，假设成交价为200元/kW*年，容量电价为0.0991元/kWh，假设现货市场价差维持在0.35元/kWh，年工作天数为300天，储能系统成本为1.6元/Wh，则其全投资IRR可达7.20%。2.2新能源装机量大增，带动大储快速放量硅料供给释放推动价格下跌，光伏装机意愿增强，大储附带受益。自2022年底，由于产业链上下博弈，硅料价格迎来大幅下挫后的反弹波动，组件价格开标项目价格也呈现出下探趋势。但短期价格博弈不改硅料产能供需格局。根据Solarzoom数据，全球硅料名义产能将从2022年底的128万吨增长至23年底的240万吨，预计23年多晶硅全球供应量约为147万吨，可支撑超400GW的交流侧装机。从产能扩张的节奏看，下半年扩张将持续加快，预计四季度的增长幅度尤其可观。因此预计2023年全年硅料价格将较22年底30万元/吨高点大幅下降，组件价格预计将回归至合理水平。而对组件价格敏感度较高的集中式电站项目预计将迎来放量，国内大储将依托强制配储政策迎来装机量增长。22年下半年大储招标提速，风光大基地贡献较大。2022年6月国家发改委、能源局等发布《“十四五”可再生能源规划》明确新型储能可作为独立储能参与电力市场后，大储逐步具备盈利预期，大储招标随即加速。从招标主要贡献地区看，新疆、内蒙古、山东、宁夏等风光基地集中地区提供了大部分储能招标量。推动风光大基地开工，储能装机预计进一步受益。2023年4月12日，国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》，指出推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展；稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏，大力推进分散式陆上风电和分布式光伏发电项目建设。随着风光大基地的推动，预计储能将通过配储形式受益增长。2023年储能装机预计将达16GW。《2023年能源工作指导意见》指出2023年全年风电、光伏装机增加1.6亿千瓦。若按10%，2小时粗略计算，则预计2023年储能将新增16GW/32GWh，同比增长119%/101%。根据CNESA的预测，未来五年预计保守场景下年均新增储能装机16.8GW，理想场景下年均新增储能装机25.1GW。3．工商业储能盈利性大幅增强需求响应政策扩展应用领域缺电电问题暴露出电力系统备用率不足，未来2-3年缺电问题严峻。2022年夏季西南、华东缺电暴露出电力系统备用率不足。2022年各电源新增装机普遍低于预期，其中煤电新增装机规模同比下滑31%，新增光伏装机主要为发电能力相对较差的分布式，2023-2024年水电、核电新增装机进一步减少，惯性影响下预计2-3年内缺电问题严峻。4月28日，中电联发布《2023年一季度全国电力供需形势分析预测报告》，对今年夏天电力供需形势做出判断：（1）用电量：今年二季度电力消费增速将明显回升，拉动上半年全社会用电量同比增长6%左右。正常气候情况下，预计2023年全年全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。（2）最高用电负荷：正常气候情况下，预计全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右；若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。增长幅度约6.2%~7.8%。（3）气温及降水：气象部门预计今年夏季（6月至8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2～5成，可能出现区域性气象干旱，将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。根据中电联数据，2022年我国水电、煤电、气电、生物质、核电装机容量分别净增加2256万、1464万、591万、325万和227万千瓦，总计4864万千瓦。风电、太阳能分别净增加3673万和8607万千瓦。考虑到风电、太阳能几乎无法提供顶峰供电能力，其余电源净增加量依然与8000万~1亿千瓦的最高负荷增长有明显差别。由于我国火电大规模核准从去年下半年启动，今年仍无法大规模投产，预计今年全国系统备用率仍将进一步下降，下降幅度约2.7%~3.8%，与2022年下降幅度相当。考虑到去年西南、华东等地已经明显缺电，且今年西南和华中部分地区降水仍然偏少，今年缺电形势存在进一步加剧的可能。根据电规总院的预测，2023年、2024年我国电力供需整体处于偏紧状态，其中北方地区由于新能源的快速增长，整体电力供需处于缓解态势，南方则由于新能源资源较差以及火电装机投产尚需时间等因素影响，电力供需紧张加剧。尖峰负荷加剧使得仅依赖电源侧大量投资解决缺电问题效果变差，需要用户侧更多参与调节。随着新能源比例和第三产业、城乡居民用电量比例不断上升，尖峰负荷会变的更加突出、时间更短，仅靠发电侧投资解决高峰时段供不应求的问题经济性太差，因此需求侧资源参与保障供应。工商业储能低谷时段充电、高峰时段放电的策略，可以在不影响企业总用电量的情况下保证高峰时段供应，同时保证企业正常生产运营，是有效的解决缺电问题的手段，但过去这一功能主要受到三方面问题的制约：（1）经济性问题：用户侧电价灵活性不足，充放电价差太小导致工商业储能经济性不足；（2）有序用电问题：我国解决缺电问题的主要手段是有序用电，即通过行政手段按照一定的规则轮流停电，导致企业停电时间过长，工商业储能无法发挥解决缺电问题的能力；（3）需量电费问题：大工商业企业一般实行两部制电价，需要根据其最高用电负荷缴纳需量电费，工商业储能充电时可能提高需量电价。当下时点来看，这三大制约因素均有望得到解决。3.1峰谷价差拉大，工商业储能投资回收期缩短工商业储能应用领域主要分为单独配置、光储一体和微电网。工商业储能系统较大储容量较小，功能相对简单，主要由电池、BMS、PCS（通常采用双向变流）、EMS及其他电气电路和保护、监控系统组成。不同于大储，工商业储能系统EMS通常不需要考虑电网调度需求，主要为本地提供电力，只需具备局域网内的能量管理和自动切换功能。工商业储能的应用场景主要包括单独配置储能、光储一体、微电网等。单独配置储能主要应用于削峰填谷以节约用电费用，光储一体主要应用于提高分布式光伏自发自用率，微电网领域主要是为离网型微电网平滑新能源发电和备电和为并网型微电网实现能源优化和节能减排。工商业储能运营模式主要分为自建和合同能源管理模式。1）业主自建：工商业用户自行安装储能。用户自行承担初始投资成本及每年设备维护成本；2）合同能源管理（市面较常见）：能源服务企业协助用户安装储能，能源企业投资建设储能资产并负责后期运维，能源服务企业与用电企业分享储能收益，目前一般按照90%:10%或85%:15%等比例。此模式对业主方而言仅需提供场地，按服务效果付费，但对投资方而言存在资金压力、收益波动和安全运行的风险，具备一定资金及产品服务壁垒，因此能源服务方一般以对储能建设和运营经验较多的综合能源公司、能源集团、储能设备商为主。2022年工商业储能占比仅为全国储能能量口径6.7%。用户侧储能主要包含工商业储能及户用储能，我国用户侧储能以工商业储能为主。根据中电联公布的数据推算，2022年工商业及产业园区用储能新增装机容量约523MWh，约占2022年新增电化学储能电站总能量口径的6.7%，占比较小。从装机地区看，用户侧项目主要在浙江、广东、江苏、安徽等地。当前工商业经济性主要来源于峰谷价差套利。对于未使用光伏用户，经济性主要体现在利用储能进行峰谷套利；对于光伏用户而言，则可以通过自发自用节省购电成本。目前工商业储能的经济性主要来源于峰谷套利，同时还来自于能量时移、需量管理、备电需求以及未来的电力现货市场套利及电力辅助服务。平均峰谷价差逐渐拉大，为工商业储能套利提供可能性。2021年7月26日，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，各省响应出台拉大峰谷价差。根据CNESA数据，2022年全国30省市平均峰谷价差已达到0.70元/kWh。自2023年以来，峰谷价差进一步拉大，全国30省份1-6月平均峰谷价差达0.78/0.75/0.72/0.69/0.68/0.69元每度，除4月和5月以外，其他月份峰谷价差较2022年均有所上涨。进入6月峰谷价差持续维持高位。2023年6月，17省份尖/峰谷价差超0.7元/kWh，其中5个省份尖/峰谷价差超0.9元。广东、海南、浙江尖/峰谷价差持续维持高位，分别为1.35/1.24/0.97元/kWh。两充两放缩短投资回收周期。以工商业储能配置时长2小时、每年可工作330天计算，则两充两放的情况下10年充放6600次，基本达到锂电池寿命，是比较合理的充放电策略。我们以5MW/10MWh规模为例，假设其初始成本为1.6元/Wh，放电深度90%，充放电损耗90%，年运维费用为初始投资的1%。考虑第三方工商业储能模式，即全部由第三方储能运营商投资运营，用户和运营商按15%和85%的比例分成。在此假设下，假设每天两充两放平均价差为0.7元/kWh，则第三方运营商全投资收益率可达到6.9%，基本具备投资价值。我国各省峰谷电价设置主要有四种模式：（1）谷时段处于白天，可进行一次峰谷和一次峰平套利：以新能源比例较高的西北部分省份，如宁夏、甘肃、青海等地为代表，通常整个白天均为谷时段，早上和晚上为峰时段。这些地区可以设置两充两放策略，但仅能进行一次峰—谷和一次峰—平套利，且由于本地电价水平较低，价差不明显。以甘肃110kV两部制电价为例，峰-谷价差仅为0.15元/kWh，峰-平价差0.063元/kWh，经济性较差。（2）中午和凌晨均设置谷时段，可进行两次峰谷套利：以浙江、新疆、山西等省份为代表，通常在午间和凌晨设置低谷时段，早上和下午（或晚间）设置高峰或尖峰时段，这样可以享受两次峰-谷套利，是最适合工商业峰谷套利的地区。浙江省110kV两部制电价两次峰—谷平均价差为0.7元/kWh，如果两次尖峰—谷套利，价差则为0.9元/kWh，完全具备投资价值。（3）凌晨为谷时段，中午为平段，可进行一次峰谷和一次峰平套利：其余大多数省份，通常凌晨为谷时段，午间为平时段，这些省份只能进行一次峰—谷和一次峰—平套利，但由于部分发达省份电价水平较高且电价水平差距较大，仍有可能具备峰谷套利经济性。如广东省110kV两部制用户平均价差0.68元/kWh，7—9月实行尖峰电价时平均价差0.97元/kWh，年平均价差达到0.75元/kWh。（4）仅中午设置谷时段，仅能进行一次峰谷套利：代表省份是山东省，虽然中午设置为低谷甚至深谷，但由于高峰期紧贴深谷，仅能进行一次峰谷套利，经济性不突出。3.2电改推动需求侧资源发展工商业储能成关键环节停电限电将直接影响企业生产，备电焦虑助长工商业储能需求。2021年全国多地出现拉闸限电乱象，2022年以来，四川、山东、浙江、江苏、安徽等省先后发布限电通知。电力虽占大多数行业成本比重不高，但停电限电将直接导致企业停产。引发而来的除停工时造成的经济损失外，更有启停效率、成本等多种不利于生产的因素。因此以高耗能企业为代表的工商业用户具有备电需求。而储能系统可在停电或限电时可替代UPS电源实现备电，若叠加分布式光伏，则可实现电的自发自用，尽可能减少突发停电造成的经济损失。电改推动需求侧资源发挥更大作用。随着缺电现象愈演愈烈，电力体制改革加速，推动需求侧资源发挥更大作用。5月19日，国家发改委发布了《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，对新形势下需求侧管理政策进行整合和提升。首先，在定义上，电力负荷管理包括需求响应和有序用电等措施，需求响应是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。此外，本次政策还提出要鼓励需求侧响应主体常态化参与各类电能量、辅助服务市场、应急备用服务、容量市场或容量补偿等市场，丰富收益来源，并建立完善与电力市场衔接机制。有序用电逐渐转变为市场化机制，工商业储能有更大发挥空间。5月19日政策对有序用电和需求侧管理机制进行了重大调整，明确要用市场化手段、经济激励为主的方式来提高需求侧响应能力，一方面除了电能量市场外，通过推动需求侧资源进入辅助服务市场和容量市场，使得需求侧资源有更丰富的收益来源。仍以上述浙江5MW/10MWh为例，假设浙江按照杭州萧山4元/kWh标准参与需求侧响应，并假设一年参与20次需求侧响应，放电深度90%，在不考虑容量电费的情况下，可使得全投资IRR由6.9%提升至10.9%。目前需求侧响应时长正处于逐步完善并加速发展的过程中，需求侧响应市场基础制度和标准规范逐渐出台，预计未来需求侧响应等将成为工商业储能盈利模式的重要补充。更加关键的是，有序用电将作为托底手段，工商业储能保电能力将得到充分发挥。此次政策明确有序用电的实施条件，则规定必须在“提升发电出力、市场组织、需求响应、应急调度”等措施后仍无法满足电力电量平衡，才可以实施。与此前版本表述最明显的区别是，有序用电需要先用市场化措施，失效后才可以由行政手段接入，这将充分释放工商业储能保电能力。3.3输配电价改革鼓励用户进行需量管理新增潜在重要收益来源2023年5月15日，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》。这预示着第三监管周期输配电价改革终于落地。此次输配电价改革力度较大，其中比较关键的点有：（1）提高容（需）量电价，降低电量电价本轮输配电价改革的一大亮点是普遍提高了容（需）量电价，而降低了电量电价。其中除了容（需）量和电量电价同时降低的省份外，只有广东、北京、山西、四川等省份是降低了容（需）量电价而提高了电量电价，剩余省份均不同程度提高了需量电价。这一改革的目的，实际上是推动工商业企业更多的对其用电负荷进行管理。（2）给与优惠条款：每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。这条政策主要目的是推动工商业企业进行最高负荷管理，在保持总用电规模的前提下，尽量降低最高用电负荷即可享受相应的优惠。我们以前文所述浙江5MW/10MWh工商业储能为例，假设公司配储规模为变压器容量的20%，即变压器容量为25MW，假设接入110kV电网，每月变压器等效利用率为40%，不配储的情况下最高用电负荷为变压器容量的70%，在配储的情况下最多可以将最高用电负荷降低至变压器容量的50%。在此假设下，采用工商业储能降低需量电费，第一年理论最大节省需量电费可达218.4万元，在考虑DoD和储能衰减等情况下，最大可将工商业储能全投资IRR从6.9%提升至17.8%，收益率大幅提高。当然，这是一种比较理想的简单估算，控制最高用电负荷可能会导致工商业储能充放电策略发生变化，进而导致峰谷价差套利空间减小，从而使得实际收益率难以达到理想值。但不论如何，新的需量电费规则为工商业储能提供了可能的额外收益，也提高了用户侧提高需量管理的意愿，进而降低电力系统调节压力。4．关键结论与投