谁为储能买单？ |【经纬科创汇*碳中和】

2022-08-31 04:08

席卷全球的高温与干旱，正令全球河流干涸。

在欧洲，多瑙河的水位降到了过去一个世纪的最低水平，以至于埋葬在多瑙河深处的十几艘德国“二战”船舰残骸，再次露出水面，残骸中甚至还有近一万枚未爆炸的炮弹。

在塞尔维亚普拉霍沃，多瑙河上露出了“二战”德国军舰的残骸。图片来源：NYT

在罗马，一座有2000年历史的桥梁地基出现在台伯河面；在西班牙，瓜达法尔石阵从马德里以西的水域升起，这是一处有四五千年历史的巨石纪念碑，就像英国的巨石阵；在捷克，易北河中的“饥饿之石”显露了出来，刻于1616年的铭文写着：“视我者请哭泣”，以提醒当地居民歉收将至，来年艰难。

在中国，8月的干旱天气，也导致一些地区的工厂停产，水电占据主要供应的四川省，正在遭遇电力缺口。

极端气温和俄乌战争正令能源供应遇到风险。欧洲电价是市场化定价，价格正飙升。法国电价在今年已经上涨了11倍，一度电约7.73元人民币；德国基准电价也比去年上涨了10倍，达到了800欧元/兆瓦时的新高；英国电力运营商为了紧急填补电力缺口，以一度电79元的天价，从比利时购买了电力。

在法国，多条河流干涸或是水温过高，导致无法有效冷却核反应堆，从而导致核电输出下降，令电力供应变得更加紧张。图片来源：WSJ

要想降低综合用电成本，系统性发展储能是解决手段之一。面对高昂电价，海外户用光伏+储能市场非常成熟，家庭储能正快速爆发。家储可以自发自用，还可以参与电网的辅助服务，降低用电成本。家储亦是分布式能源的重要组成部分，推动电力系统由集中式供能，向集中式与分布式共同供能转变。户用储能是海外市场高速增长的基石。

对于国内来说，储能市场的爆发机会来自于政策推动。在发电侧，2021年多数省份要求风电、光伏电站强制配备10%-20%功率、时长2小时以上的储能，是行业主要的增长点。另一方面，在电网侧推动的独立电站储能，与在用电侧推动的峰谷、尖峰电价，也有积极的推动作用。

在不同的驱动力下，2021年全球电化学储能新增规模在10吉瓦左右，美国、中国和欧洲三大市场分别占比34%、24%和22%，欧美户用储能也占据了不小的比例，而中国90%是集中式储能。今天这篇深度分析文章，是“碳中和”科创汇的第4篇，我们来关注“谁来为储能买单？”我们从介绍储能的应用场景——电力系统的发电侧、电网侧、用电侧开始，再来分析海外市场的发展情况，以及国内市场中配储的经济性。以下，Enjoy：

储能的三大应用场景——电力系统三侧
海外：电价高昂，户用储能势如破竹
国内：能源结构转型带动需求大爆发

储能的三大应用场景——电力系统三侧

对于储能行业来说，一个最需要理清楚的问题就是——谁为储能买单？

由于市场规则和政策不同，在国内与海外，为此买单的主体是不太一样的。在分析这个问题之前，我们先来看看储能在电力系统中的接入场景有哪些？

储能的应用场景主要分为发电侧、电网侧和用电侧，具体包括：

发电侧：电力“削峰填谷”、辅助动态运行、减少弃风弃光率等等

发电侧是国内储能市场的主要需求来源。由于光伏、风电具有间歇性、波动性，需要储能来“削峰填谷”，平滑控制发电出力，以此满足并网需求，以及降低弃风弃光率，截止2021年，全国弃风弃光电量上网价值达100亿元。

电网侧：调频、备用容量等，提高电网运行的稳定性和可靠性

应用于电网侧的储能项目，很多情况下会安装在变电站及其附近，针对突发的线路阻塞、负荷增加等问题，可以通过储能辅助动态运行，缓解电网阻塞、提高输配电网供电安全性和灵活性。

用电侧：电力峰谷价差套利、容量费用管理、自发供电等

用电侧储能市场主要在海外，应用最广泛的场景是峰谷价差套利，以及还有作为备用应急电源、光伏自发电使用等。在实施峰谷电价政策的市场中，主要是“谷存峰放”，即通过低电价时给储能系统充电、高电价时放电，实现峰谷电价差套利。对于安装光伏的家庭和工商业用户，配置储能可以更好地利用光伏电力，降低用电成本。

不过无论在哪一侧，经济账都是能计算出来的。例如在最典型的峰谷价差套利场景中，成本包括储能电站初始建设成本、运维成本、更换成本，收益来自于峰谷电价差，项目经济性主要受电池成本和电价影响，我们在下文会详细分析。

同时，不同的应用场景也可以配套不同类型的储能技术。例如在电网侧的调频需求中，飞轮储能就比较合适，因为它的响应时间更快。但在目前的电力市场中，一次调频是不盈利的，只能在二次调频中寻找一些机会。而在长时储能场景中，液流电池可能更具优势。

不过，无论是飞轮还是液流电池，当下的成本还很高、技术不够成熟，所以目前真正能商业化、大规模应用的新型储能，主要还是锂离子电池。以下我们针对海外和国内市场的分析，主要就是针对锂离子电池储能。

海外：电价高昂，户用储能势如破竹

在特斯拉为人熟知的电动车之外，其实还布局了另外2大业务——太阳能板Solar Roof负责生产电力，储能设备Powerwall和Megapack负责储存电力。

在交付第三款车型Model X之前，特斯拉就进入了储能市场，在2015年推出了Tesla Powerwall（家用）和Tesla Powerpack（商用）电池组。

Powerwall的构想是一套能够自给自足的微电网——与其家用光伏发电系统（太阳能屋顶或太阳能电池板）连接，在光照充足的白天给Powerwall充电，在晚上用电高峰或停电时为家庭供电，Powerwall像是一个大号的“充电宝”，可以多个连接在一起使用。

Powerwall有三种操作模式——太阳能自用、备用电源、基于时间的控制。太阳能自用就是自发自用，可以节约电费开支。备用电源就是在停电情况下能够充当备用电力。

最有意思的是基于时间的控制（Time-Based Control），当所在电网采取分时电价的时候，Powerwall会给予不同时间的电力价格，在最便宜的时候为电池充电，在最贵的时候放电，默默地给你赚钱。

稍微多说一句，就是目前的单向电力结构（发电端-主干网-配网-用户端），在未来需要改变。单向电力结构对高比例风光电的消纳，以及当电动车渗透率大幅升高后的用电高峰，均存在一定的处理难度。因此为了适应新能源的大趋势，拥有一定数量的微电网和局域电网，也是未来电网发展的重要方向。

回到特斯拉Powerwall，这一套设备的购置、安装综合成本，差不多在1万美元，美国政府对于户用储能设施给予了可观的优惠，比如最大的激励措施是联邦太阳能税收抵免，可以让安装成本下降26%，其次是一些州的退税和激励，比如加州的措施几乎可以覆盖Powerwall总成本的近90%。

对于商用电池组Megapack，特斯拉的主要客户是各地政府，比如美国德州就是其重要客户，因为德州电网独立于美国其他电网，有很大的削峰填谷需求。

特斯拉商用电池组Megapack

为什么欧美对储能需求的迫切性要高于国内？

主要在于中国其实电价很便宜、同时电网基础设施也非常好。有些储能项目对于国内来说，是可上可不上的，改善幅度不大。但对于海外来说，安不安装储能会带来质的改变。

目前全球户用储能市场出货量，海外还是占主导，欧洲是最大的市场。欧洲整体电价昂贵，海外很多国家的电力系统是私有化的，采取电价交易市场的模式。对于用户来说，也是波动分时电价的模式，比如澳大利亚以前出现过，在电力供应非常充足消纳有限的情况下，出现了负电价。

所以海外对储能的需求，尤其在户用储能方面有极大的应用价值，峰谷电价差套利是成熟可行的模式。比如遇到暴风雪或者大雨造成电力线路局部负荷太重时，储能不仅可以保证供应，并且在那个时间段电价会非常昂贵，电价差空间很大。

而欧洲对光伏发电推行净计量政策，用户可以根据向电网输送的电量，从自己的电费账单中扣除一部分，只计算净消费，这一政策大大提高了分布式光伏自发自用余电上网的经济性。

美国电价也完全由市场供需决定，因此各地电价差异很大。不同季节，或是同一季节内峰谷价差同样非常大。全美电网共由8个区域电网组成，西部，东部则形成了电网联盟，加上德州电网，目前形成了3大电网的格局。

全美还有很多区域性的电力调度中心，分别负责各自的电力调度，并对电价进行管理。但因为市场化交易，在遇到自然灾害等极端情况下，部分地区电价则会因为电力资源稀缺而飙升。

比如在2021年，德州受寒流影响停电，因为各个电网系统较为独立，难以全国协调。根据EIA统计，2020年美国平均每客户断电时长高达492小时，其中恶劣天气及突发情况导致的停电时长为373小时。

当然，从城市化角度来看，欧美户型以house（独栋别墅）为主，有自己的屋顶，有足够的空间去装自己的光伏-户用储能系统。

近年来特别是受俄乌冲突等事件影响，天然气成本飙升，电价成本短期内快速上涨，欧洲各国2022年5月的电价较2021年初上涨100%-330%，而2022年全年预计法国、德国、比利时和荷兰等欧洲经济体的基础能源价格，将保持在150-170欧元/MWh以上的高位。

同时，欧美人均用电量远高于中国，在户储的主要国家美国、德国、澳大利亚2020年年人均用电量分别为12235/9857/6771KWh，远超中国人均5297KWh的用量。

由此，欧美户储的收益率，在不考虑补贴的情况下也可以达到15%以上，回收期在6-9年以内。据东吴证券测算，以德国为例，假设规模5KW，配储50%*2h，户用光伏+储能成本为2.06欧元/W，以0.4欧元/KWh零售电价，以及0.06欧元/KWh上网电价测算后，IRR达22.55%。

如果你生活在美国加州，假设规模5KW，配储30%*4h，户用光伏+储能成本为4.63美元/W，以0.6美元/KWh峰值电价，以及0.23美元/KWh平均用电电价测算后，IRR达18.9%。

这一切都是海外储能高速增长的基石。全球户储新增装机规模在过去几年，均持续保持着50%以上的高增速，主要集中在高电价国家或地区。其中，德国、美国、日本和澳大利亚的户用储能合计占比达74.8%。

预计到2025年，全球户储渗透率有望达到28%，美国和欧洲是最重要的两个增长点。美国有望实现从2021年的8%，提升至2025年的36%，欧洲则有望到56%。

并且随着俄乌战争和全球极端天气频现，电价不断上涨，以及储能电池等系统成本的下降，光伏-储能的IRR会进一步提升。

国内：能源结构转型带动需求大爆发

国内的新型储能市场正处于爆发期，我们在上一篇《能源革命下一站，新型储能大爆发中》，分析了光伏、风电占比提升后，对储能系统的要求。

储能项目的应用场景分三类：发电侧、电网侧和用电侧，我们来逐一分析。

对于发电侧和电网侧储能，它们的商业模式虽有差别，但本质用途都是削峰填谷、调峰调频，保障电网稳定性，可被统称为“电表前”储能。至于具体是在发电侧还是在电网侧配置储能，主要是“谁来买单”的问题。

发电侧的储能装机，是当下市场爆发的源动力，主要来自于政策对风电、光伏电站的强制配储要求。各省的规定不尽相同，一般要求的配置比例在10%-20%，容量时长2小时以上。

这里的强制配储，用电力行业的话说就是强制具备“一次调频”的能力，一次调频不在补偿之内。光伏、风电等新能源本身，不像传统的火电和水电，是有转动惯量的，转动惯量可以带来整个电力系统的稳定。但光伏一照射就有电，没有了就没电，在这种情况下，需要人为构建一个转动惯量，就是强制配储的由来。

据中信证券测算，到2025年全球有望配储约200GWh，对应2022-2025年CAGR+46.4%，测算依据是将发电侧装机需求划分为光伏配储与风电配储，其中光伏配储又划分为分布式与集中式两部分。

在发电侧配置储能，很长一段时间是成本项，相当于增加了光伏或风电站的建设成本。如今随着电池成本的下降，以及政策补贴，在发电侧配置储能已基本具备经济性。

据民生证券测算，光储电站可实现项目IRR 8%以上。例如一个典型的光伏电站，储能系统可用作减少弃光率，同时参与调频服务：

核心假设：

装机规模100MW，参考目前政策要求，一般储能配置功率为电站功率的10%-20%，配置时长为2小时，因此假设配置储能系统容量为15MW/30MWh。
参考多篇知网文献、行业协会及部分上市公司数据，考虑到项目地点、类型不同初始投资成本差异较大，假设典型光伏电站单位初始投资成本约3.8元/W，典型储能单位初始全投资成本为1.8元/Wh。假设光储电站部分设施共用，其中固定资产占比约80%，年均运维费用约占投资的1%。
考虑到磷酸铁锂路线为国内储能的主流路线，因此假设储能采用磷酸铁锂电池，由于不含贵金属回收价值较低，假设储能残值与光伏电站残值一致，均为5%。
假设电站运营期为25年，其中逆变器寿命为15年，储能系统仅储存弃光电量时寿命为15年，参与调频服务时寿命为5年。

在光储电站实现减少弃光率+参与调频服务时，可实现项目IRR 8.2%。

而针对“二次调频”，拥有一个更细的补偿方式，试图建立一个市场机制，部分省市正在做一些试点。如果参与二次调频，相当于储能参与火电、水电等发电机组市场化竞争，谁中标取决于谁的价格低、谁的反应速度快，此时储能的优势就体现出来了，整体仍然是为电网的稳定性服务。

对于电网侧，由于国家发改委、国家能源局在2019年规定，抽水蓄能、电储能设施不计入输配电定价成本，也就是不计入上网电价，抑制了电网企业投资新型储能的动力，更多新增装机进入发电侧。

但在2021年，政策有所调整和完善。据财新报道，国家发改委、能源局下发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》释放信号，不仅透露将建立电网侧独立储能电站容量电价机制，同时也明确了下一步探索将电网替代性储能设施成本收益，纳入输配电价回收，这意味着电网侧储能成本未来有望得到疏导。

新型储能商业模式的核心，在于建立良好的电力市场环境。针对“谁为储能买单”的问题，主要本着“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，比如一次调频、二次调频包括调峰等辅助服务，都是由发电企业、电力市场化、电力用户等共同分担，避免出现投资方与受益方的错配和成本转嫁。

随着2021年风光等新能源发电占比明显提高，我国电力系统已经呈现出“双峰双高”（双峰：电网夏、冬季负荷高峰；双高：高比例可再生能源、高比例电力电子装备）、“双侧随机性”（风电、光伏发电具有波动性和间歇性，发电占比提升后，供电侧也将出现随机波动的特性，能源电力系统由传统的需求侧单侧随机，向双侧随机发展）特征，电网对调峰+调频的需求越来越迫切。

为刺激电化学储能参与电网侧调峰、调频服务，国家及各省密集出台相关政策，明确储能的独立主体身份+独立储能参与辅助服务市场的补偿标准，从而确定了电网侧独立储能的商业模式可行性及经济性。

独立储能电站放电时相当于发电主体，充电时相当于购电主体。据天风证券测算，如果同时参与调峰+调频市场，独立储能电站的全生命周期IRR可上升至18.61%。

核心假设：

储能项目：建设成本（200万元/MWh）、循环寿命（6000次）；由于同时参与调峰+调频需要更高频的充放电，因此年衰减将达到3%，对应全生命周期缩小为8年；
调峰运行比例：每日完全充放电1次，放电深度90%；
调频运行比例：由于每日完成1次调峰（完全充放电）需要4小时，因此当天
用于调频时长为20小时，保守预计调频的年运行比例为80%。

对于电网侧储能的装机需求测算：

调峰需求：随着风光发电占比由19年的8.6%上升至21年的12%，预计未来仍将进一步提升。由于风光发电的波动性、间歇性，增加了调峰需求。预计25年需求达6.3GWh，21-25年CAGR+69%。

一次调频需求：由于风电、光伏等新能源发电不具备一次调频能力，危害电网的频率安全和稳定性，需要配备一次调频能力（主要为加装储能）。以国内新能源发电未配储部分的装机量为测算基准。预计25年需求达7.3GWh，有望成为电网侧储能装机量最大增量。

二次调频需求：最大用电负荷增大，使电网对二次调频的需求持续提高，以匹配发电功率与用电负荷。预计25年需求达3.6GWh，21-25年CAGR+50%。

对于用电侧，不像海外属于电力市场化交易，电价高昂，国内由于电价低廉，户用储能市场空间还不太大，处于市场早期。目前的商业模式主要是工商业通过峰谷价差机制获得收益。

中国工商业用户的用电量占总用电量的70%。比如水泥厂的成本结构中，电费占了70-80%，一家10万吨产能的水泥厂，年度电费一般在2亿左右，电解铝也是类似的情况。

在巨大的电力消耗面前，电价的峰谷差价就非常可观。国家发改委在7月的新规中要求，调高峰谷差价的比例（4:1），也就是说比如最高的时候电价0.8元，那对应最低就只有0.2元，峰谷差价就超过0.6元了。

另外，部分省份还在推广“尖峰电价”机制，它的价差比原先的峰谷电价还要高。例如在江苏省，有两个低谷阶段、两个高峰阶段，中间还有一小段尖峰阶段，尖峰电价可能是你低谷用电的5倍价格以上。

这种情况下，储能的作用就发挥出来了，相当于把低谷电价和尖峰电价起到了时移作用，用电量越大越明显。如果按照10万吨级的水泥厂来测算，电价差价在0.65元左右，基本上4-5年储能的收益就非常明显。

据东方证券分析，对于一般工商业来说，“两充两放”是套利场景下的运行策略，一般储能配置时长约3小时。不同地区的峰谷时段差异较大，一般情况下划分为5-6个时段，其中2个高峰，2-3个平段，1个低谷。高峰一般持续时长约2-3小时，2个高峰间夹杂一个2-3小时的平段。运行策略中一充一放在低谷高峰，另一个一充一放在平段高峰。

随着中国电气化率越来越高，负荷的峰谷差也越来越大。例如浙江在2020年最大峰谷差达33140MW，最大峰谷差率超50%。而在未来，随着电动车的渗透率越来越高，电动车充电高峰期与电网用电高峰期吻合，也需要通过峰谷价差来引导负荷的时移。