拐点已至，详解国内储能发展路径

文章首发-公众号：钻石研报。来源：长江证券。

储能是2021年有重大变化的细分市场，美国在机制理顺下呈现爆发式增长，欧洲、澳洲、日本等也将延续景气，国内也迎来明确的政策拐点，行业发展进入新阶段。在本周专题中，我们就国内储能的发展现状及可期待的政策变化进行梳理：回顾国内储能市场的发展可以看出，2017年前国内储能以示范项目为主，规模体量较小，预计用户侧、分布式及微网是主要需求。2018年迎来第一轮需求爆发，主要的驱动力是电网侧储能，商业模式依托于国家电网将储能成本纳入输配电成本，不过这一模式在2019年终止，也影响了2019年的需求释放。2020年国内储能迎来第二轮爆发，可以看出电源侧直接配套或间接配套项目是主要增量，得益于地方政策的发力。

国内储能的发展方向，在年初发改委发布的《加快推动新型储能发展的指导意见》已经明确指出，包括：

1）允许储能同时参与各类电力市场，因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制；

2）包括电网侧独立储能电站容量电价机制，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，完善峰谷电价政策；

3）电源侧项目在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

其中，已经落地的是峰谷电价（国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知）、电源侧机制（关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知）。

1、用户侧：经济性有所提升，优质项目是关键

用户侧削峰填谷是最为成熟的储能商业模式。《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》要求各地统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。考虑政策执行后峰谷电价差拉大，理论上部分省份有望达到0.7-0.8元/KWh的峰谷价差。

由此估算来看，对于选择容量电价的项目，假设储能价格1500元/KWh，循环寿命5000次，可以得出在工商业峰谷电价差从0.7元/KWh拉大至0.8元/KWh的过程中，电价分成比例超过30%的项目也能够具备经济性，而自主建设（没有电价分成）的项目经济性将非常突出。大工业峰谷电价差从0.6元/KWh拉大至0.7元/KWh的过程中，电价分成比例超过20%的项目也能够具备经济性。

用户侧储能经济性提升逻辑上将推动相关项目需求的增长，但实际执行中，可能更多需要考虑优质项目的获取问题，即满足用电量大、存在错峰需求且资金宽裕的项目，事实上有一定的稀缺性，因而用户侧储能的成长速度仍有待进一步观察。

二、发电侧：明确消纳责任，奠定长期成长空间

发电侧配置储能是储能最大的需求应用场景，但过去消纳责任主体并未明确，在《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中，发改委、能源局明确了可再生能源并网消纳的责任主体：

1）每年新增的并网消纳规模内，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担；

2）伴随新能源发电成本下降、调峰成本下降，电网承担的消纳规模和比例有序调减；

3）保障性并网责任以外，有意愿建设的可再生能源发电企业，鼓励自愿的自建储能或调峰资源增加并网规模，或者购买储能或调峰能力增加并网规模。

对于市场化并网的储能配置要求，文件鼓励按照功率15%挂钩（时长4小时以上）配建调峰能力，如果按功率20%以上挂钩，则优先并网；企业也可以通过合建调峰资源，向抽水蓄能、化学储能、灵活性改造火电等主体购买调峰能力等方式满足条件。

由此，我们可以对市场化规模配置储能的需求进行估算，考虑到：

1）结合国内光伏、风电装机容量的估算，以及对于保障性规模的假设，我们认为国内在2021-2023年建设的可再生能源项目仍将以保障性规模为主，2024年起市场化规模将快速增加。

2）从经济性的角度考虑，若按照15%的功率、4h配置储能，对当前可再生能源项目的经济性有较大影响；但假设2024年光伏组件价格降至1.2元/W，BOS成本每年下降2%-3%，双面等技术带动发电量增厚，同时储能系统价格降至1200元/KWh，则可测算出整个可再生能源项目的IRR将重返6%-7%，这意味着光储平价在国内开始实现。

因此，我们认为发电侧市场化规模配置需求将在2024年呈现爆发式增长，2025年有望贡献25-30GWh的储能装机需求。

三、电网侧：需求迫切已然呈现，静待政策落地

电网侧是非常适合体现储能价值的应用场景，以美国加州为例，通过赋予储能RA合同（容量电价合同）和辅助服务的收益补偿，加州的储能项目收益稳定性强（RA合同通常有5-20年不等的期限），且经济性突出（低于天然气），是美国储能需求的重要分支。

国内对于电网侧储能的需求也非常迫切，2018年国家电网通过将储能成本纳入输配电成本的方式，推动了国内储能的高质量增长，但由于政策限制不得不在2019年停滞。2020年以来，电网侧储能的需求因缺乏商业模式，事实上更多转嫁由电源侧企业进行承担相关任务。据不完全统计，2020年大约有7-8个省份出台了要求、鼓励可再生能源配置储能的项目，2021年涉及相关政策的省份达到了18-20个。

地方能源局出台的储能配置政策，无疑将是短期国内储能需求增长的主力，但这一模式的弊端在于缺乏储能盈利的模式以及严格的监督机制，进而难以保证储能项目的质量，容易造成“劣币驱逐良币”的现象。解决的路径莫过于在电网侧出台“容量电价机制”或“储能设施成本收益纳入输配电价回收”，考虑到《指导意见》中已经给出了相应的改革方向，我们有理由相信，电网侧储能有望成为国内储能中期高质量发展的中坚力量。

四、需求预测：国内拐点已至，2025年展望50GWh

综合来看，在地方政府密集出台储能配套政策的背景下，我们认为国内短期的储能需求将主要集中在电源侧保障性项目的储能配置，伴随电网侧“容量电价”、“输配电价”政策出台及完善，电网侧将成为“又好又快”发展的主力，到2024年伴随国内光伏、风电进入储能平价，市场化项目配置储能的爆发潜力可观。估算到2025年国内储能装机需求将达到50-55GWh，较2020年实现70%-80%的复合增长。