電力是經(jīng)濟發(fā)展的先行產(chǎn)業(yè)，各個國家低碳發(fā)展的進(jìn)程規(guī)劃中，電力行業(yè)都必須先于整個經(jīng)濟體實現(xiàn)低碳甚至脫碳發(fā)展。

根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)的測算， 以 2060 年實現(xiàn)碳中和為目標(biāo)，未來 40 年，我國能源活動的碳排放減排任務(wù)高達(dá) 87 億噸，在總體減排任務(wù)中占比過半。為了達(dá)到這一減排目標(biāo)，能源消費需要電能替代，而電能的生產(chǎn)需要大規(guī)模發(fā)展清潔能源，與清潔能源發(fā)展相配套，電力系統(tǒng)需要持續(xù)升級轉(zhuǎn)型。

總結(jié)來看，這些替代與轉(zhuǎn)型將主要體現(xiàn)在以下幾大方向：?

1、持續(xù)提高清潔能源，尤其是非水可再生能源的發(fā)電占比。?

2、提高電氣化水平，包括交通領(lǐng)域的電氣化，工業(yè)替代，電代煤等。?

3、提高電能利用效率，包括電網(wǎng)持續(xù)升級提升電力傳輸效率，儲能、分布式能源建設(shè)等。?

4、進(jìn)一步提升煤電利用效率降低碳排放。

僅煤電內(nèi)部比較來看，我國清潔煤電供應(yīng)體系處于領(lǐng)先水平。在多輪改造升級下，國內(nèi)大多數(shù)煤電廠的運行時間在 15 年以內(nèi)，現(xiàn)役煤電機組的平均運行時間小于全球平均水平，因此盡管煤電面臨轉(zhuǎn)型退出壓力，但是退出過程不可能一蹴而就，仍有必要繼續(xù)加強煤電的清潔低碳發(fā)展。

今天想和大家分享這個主題：儲能投資需關(guān)注的細(xì)節(jié)

主要從以下幾方面來做探討：

1、中長期來看，在電力系統(tǒng)中建設(shè)儲能項目已經(jīng)勢在必行。

2、政策層面，支持新型儲能發(fā)展的頂層設(shè)計已經(jīng)推出。

3、電價政策是儲能實現(xiàn)市場化發(fā)展的關(guān)鍵。

4、新型儲能大規(guī)模發(fā)展的核心驅(qū)動仍然是探索出更加清晰的商業(yè)模式以及成本進(jìn)一步下降。

在現(xiàn)有裝機結(jié)構(gòu)和技術(shù)手段中，火電靈活性改造可以為電網(wǎng)提供一定靈活性?；痣婌`活性改造不僅可以改善電力系統(tǒng)的可靠性，火電廠進(jìn)行一定的前期改造投入后也可以獲取相應(yīng)的收益。過去幾年東北電網(wǎng)作為試點，在火電靈活性改造中取得了一定成效。

2016 年東北電網(wǎng)正式啟動兩批火電靈活性改造，2017 年這些項目陸續(xù)投運，到了 2018 年初，遼寧、吉林、黑龍江的棄風(fēng)率分 別從 15%、44%、36%下降到了 2.4%、8.1%、8.5%，風(fēng)電消納情況的改善與該區(qū)域電力輔助服務(wù)試點和火電靈活性改造緊密相關(guān)。

1、中長期來看，在電力系統(tǒng)中建設(shè)儲能項目已經(jīng)勢在必行。

1）電力系統(tǒng)靈活性提升路線圖

開發(fā)現(xiàn)有火電機組的靈活性盡管能緩解部分靈活性問題，但一方面煤電機組本身的啟停時間、爬坡速率都不具備優(yōu)勢，調(diào)節(jié)成本較高，能夠提供的靈活性有限；同時煤電機組改造的經(jīng)濟性也難以保證。從調(diào)節(jié)能力來看，以鋰電池為代表的新型儲能系統(tǒng)，響應(yīng)速度在毫秒級，具有上下調(diào)節(jié)能力，且適用場景非常廣泛，極具應(yīng)用 潛力。

2）儲能的主要類型

儲能按照不同方式有多種分類，應(yīng)用最多的是機械類儲能中的抽水蓄能與電化學(xué)儲能中的鋰電池儲能，目前也將除抽水蓄能外的電儲能技術(shù)歸納為新型儲能。截至 2020 年我國已投運的儲能項目累計裝機規(guī)模 35.6GW，其中抽水蓄能占絕對主導(dǎo)地位，為 31.79GW。新型儲能中的電化學(xué)儲能規(guī)模位列第二，為 3269.2MW（即 3.3GW），在電化學(xué)儲能技術(shù)中，又以鋰離子電池的規(guī)模最大，累計規(guī)模為 2902.4MW（即 2.9GW）。

3）主要儲能類型對比

2、政策層面，支持新型儲能發(fā)展的頂層設(shè)計已經(jīng)推出。

國內(nèi)新型儲能過去幾年的初步發(fā)展情況與政策波動高度相關(guān)。規(guī)?；耐黄剖菑?2017 年開始的， 首先是在具有一定自發(fā)性的用戶側(cè)啟動。

2018 電網(wǎng)側(cè)將儲能投資納入輸配電價分?jǐn)?，帶動了電網(wǎng)側(cè)儲能項目爆發(fā)式增長，但 2019 年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確規(guī)定，儲能建設(shè)成本不允許納入輸配電價，電網(wǎng)側(cè)投資陷 入停滯。

2020 年各地鼓勵或明確要求新能源發(fā)電項目要按一定比例配套儲能，從規(guī)模來看，這樣的政策又刺激了電源側(cè)儲能的快速增長。雖然發(fā)展歷史還比較短，但由于缺乏合理商業(yè)模式的支撐，新型儲能的發(fā)展呈現(xiàn)出高波動且相對無序的狀態(tài)。

2021 年發(fā)改委發(fā)布了《加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，完善了新型儲能發(fā)展的政策機制，給予了裝機目標(biāo)指引：到 2025 年實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達(dá) 30GW 以上。

1）國內(nèi)電化學(xué)儲能新增裝機規(guī)模及增速

截至 2020 年國內(nèi)電化學(xué)儲能的累計裝機規(guī)模約 3.2GW，當(dāng)年的裝機規(guī)模首次突破了 GW 級大關(guān)。根據(jù)行業(yè)協(xié)會 CNESA 的預(yù)測，在“十四五”后期，即 2024 年和 2025 年，電化學(xué)儲能行業(yè)將形成一輪高增長，保守場景和樂觀場景下，累計裝機規(guī)模將 分別達(dá)到 32.7GW 和 55.9GW 以配合風(fēng)、光在 2025 年的裝機目標(biāo)。即使按照保守場景，“十四五”期間，國內(nèi)電化學(xué)儲能的規(guī)模都將呈現(xiàn) 10 倍的增長。

3、電價政策是儲能實現(xiàn)市場化發(fā)展的關(guān)鍵。

近期發(fā)改委提出要進(jìn)一步完善分時電價機制，合理拉大峰谷電價差并建立尖峰電價上浮機制；而在電網(wǎng)側(cè)，電網(wǎng)建設(shè)儲能的成本有可能納入輸配電價體系。電價涉及到儲能項目的商業(yè)模式、投資回收期等關(guān)鍵指標(biāo)，明確電價機制后，新型儲能市場才有望實現(xiàn)比較清晰的市場化規(guī)?；陌l(fā)展模式。

4、新型儲能大規(guī)模發(fā)展的核心驅(qū)動仍然是探索出更加清晰的商業(yè)模式以及成本進(jìn)一步下降。

儲能的應(yīng)用貫穿電力系統(tǒng)發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)，每個環(huán)節(jié)的盈利模式各有差異。由于國內(nèi)新型儲能的發(fā)展尚在起步階段，結(jié)合下表可以看出，各環(huán)節(jié)的商業(yè)模式都還處于探索期。

現(xiàn)行發(fā)電側(cè)儲能的模式是將建設(shè)成本引導(dǎo)向項目業(yè)主方，同時保證配套儲能的電源優(yōu)先并網(wǎng)，但配套儲能的成本由項目業(yè)主承擔(dān)，使得項目收益與成本難以匹配。

用戶側(cè)儲能具有小體量、分散式、自發(fā)性的投資特點，主要應(yīng)用于削峰填谷或者配套分布式場景，成本分?jǐn)傊饕蕾囐嵢》骞葧r段電價差額的利潤，但開發(fā)相對緩慢且價格敏感度高。

電網(wǎng)側(cè)對儲能的輔助服務(wù)需求很清晰，可通過獨立或聯(lián)合電源企業(yè)提供服務(wù)獲取收益，通過區(qū)域發(fā)電企業(yè)按發(fā)電量和系數(shù)分?jǐn)傆嬋牍╇姵杀荆娋W(wǎng)側(cè)儲能作為獨立主體的商業(yè)模式以及市場化定價和交易機制都還很大的細(xì)化空間，電網(wǎng)側(cè)主體與其它應(yīng)用場景的項目主體尚處于階段性博弈階段。

產(chǎn)業(yè)鏈方面，以鋰電池類型為例，儲能系統(tǒng)主要由電池系統(tǒng)（Battery System, BS）、功率轉(zhuǎn)換系統(tǒng)（Power Conversion System, PCS）、電池管理系統(tǒng)（Battery Management System, BMS）、監(jiān)控系統(tǒng)組成。

在目前的發(fā)展階段，儲能系統(tǒng)報價差異很大，主流的光伏配儲能項目，系統(tǒng)報價水平大致 在 1.6-1.8 元/Wh，但也有低至 1 元/Wh 的價格出現(xiàn)。新型儲能系統(tǒng)中，電池系統(tǒng)的占比超過 60%，是后續(xù)系統(tǒng)降本的主要來源。得益于國內(nèi)動力鋰電池 已經(jīng)形成的良好基礎(chǔ)，鋰電池價格繼續(xù)下降的趨勢是非常明確的。此外，考慮儲能的應(yīng)用特性，以及鈉離子電池在原材料成本上的優(yōu)勢，也有可能在技術(shù)成熟后實現(xiàn)儲能場景的規(guī)?；瘧?yīng)用。

1）動力鋰電池降價預(yù)期

2）不同儲能類型造價對比(100MW/4h 項目)

3）儲能用電池路線對比

總結(jié)：

中長期來看，隨著滲透率的快速提升，以及我國現(xiàn)有的火電、水電裝機靈活性有限的特點，在電力系統(tǒng)中建設(shè)儲能項目已經(jīng)勢在必行。由于缺乏合理商業(yè)模式的支撐，新型儲能的發(fā)展呈現(xiàn)出高波動且相對無序的狀態(tài)。除規(guī)模指引外，電價政策是儲能實現(xiàn)市場化發(fā)展的關(guān)鍵。在政策之外，新型儲能大規(guī)模發(fā)展的核心驅(qū)動仍然是探索出更加清晰的商業(yè)模式以及成本進(jìn)一步下降。如果想做儲能方面的生意，需要關(guān)注以上這些細(xì)節(jié)。

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