【行业观察】新型储能发展实施方案落地关注全国两会期间政策叠加

　　隔板黑白显象管浮栅雪崩注入尊龙-人生就是搏!循环乘积码近日，国家能源局发改委正式印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，文件提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段尊龙-人生就是搏!尊龙-人生就是搏!、具备大规模商业化应用条件。到2030年，新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。

　　近年来两会政府工作报告中曾多次涉及“节能减排”、“优化能源结构”、“发展可再生能源”、“推广新能源车”等内容。十三届全国人大五次会议和全国政协十三届五次会议计划于2022年3月5日和3月4日在北京召开，确保经济稳增长以及新能源相关的利好政策有望向市场释放超预期的积极信号。

　　在技术创新方面，《方案》要求以多元化技术、全过程安全技术、智慧调控技术作为重点发展方向，开展储能新材料、新技术、新装备攻关，加速实现核心技术自主化，推动产学研用各环节有机融合，加快创新成果转化，提升新型储能领域创新能力。《方案》提出，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上;火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用;兆瓦级飞轮储能等机械储能技术逐步成熟;氢储能尊龙-人生就是搏!、热(冷)储能等长时间尺度储能技术取得突破。

　　新型电力系统正在经历从“源-网-荷”到“源-网-荷-储”变化，储能在电力系统中的重要程度已经被充分认识，发展储能是开发风光资源过程中必不可缺的部分。方案提出，要持续优化建设布局，促进新型储能与电力系统各环节融合发展，支撑新型电力系统建设。推动新型储能与新能源、常规电源协同优化运行，充分挖掘常规电源储能潜力，提高系统调节能力和容量支撑能力。

　　《实施方案》进一步细化电源侧、电网侧、用户侧各类应用场景发展模式。在电源侧，要推动系统友好型新能源电站建设，要加快新型储能开发，配合风光电源建设，进而支撑高比例可再生能源基地外送，促进沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地、大规模海上风电开发消纳，提升常规电源调节能力。在电网侧，要合理布局电网侧新型储能或风光储电站，增强电网薄弱区域供电保障能力。在用户侧，灵活多样发展用户侧新型储能，如依托分布式新能源、微电网、增量配网等配置新型储能，探索电动汽车在分布式供能系统中应用，提高用能质量，降低用能成本。

　　方案明确，要加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立市场主体地位，加快新型储能市场化步伐。一是营造良好市场环境，推动新型储能参与各类电力市场，完善适合新型储能的辅助服务市场机制，因地制宜完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制。二是研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制。三是创新新型储能商业模式，探索共享储能、云储能、储能聚合等商业模式应用。市场化、商业化的发展要依赖技术进步、成本下降以及合理的价格机制。本方案中提出了诸多针对储能的定价机制。

　　提升电力系统灵活性需多措并举，充分挖掘电源侧、电网侧、用户侧灵活性资源。随着我国电力负荷峰谷差率不断拉大和新能源装机占比不断提升，可控的传统电源占比相应不断降低，储能对于提升电力系统灵活性的重要意义不断凸显，利好政策也频频出台。2021年7月，国家发改委和国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年实现新型储能装机规模30GW以上的发展目标。2021年8月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年和2030年实现抽水蓄能投产62GW和120GW的发展目标。

　　当前较为成熟的储能灵活性资源主要为抽水蓄能和电化学储能。抽水蓄能具有寿命长、单位投资小的特点，但同时存在对地理地形条件要求严格，对地址土壤形成一定安全隐患等问题。尽管当前电化学储能单位投资成本仍相对较高，但其配置灵活，响应速度快且不受外部条件限制。近十年来，受益于新能源汽车产业的发展，锂离子电池成本下降迅速，电化学储能开始加速发展。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截止2020年，我国已投运储能项目累计装机规模35.6GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，达31.8GW，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，达3.3GW，同比增长高达91.2%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，达2.9GW。

　　2021年7月15日，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出2025年新型储能装机目标达30GW以上。由于具备技术成熟、成本较低、不受自然条件限制、响应迅速等优点，电化学储能将在新型储能中占据绝对主力。

　　2020年底，我国已投运电化学储能累计3.27GW，根据银河证券预测，截止2025年该数字达到44.2GW，十四五期间年均增长约68.4%。电化学储能5年增长12.5倍空间。

　　近年来，随着市场复苏以及社会对于储能作为主流电力技术的接受程度越来越高，全球储能市场已经经历了快速增长期。据伍德麦肯兹（WoodMackenzie）统计，2013年-2020年，全球电化学储能装机以CAGR66%的速度保持高增态势。美国、欧洲、日韩等国家和地区采用税收优惠和补贴的方式促进储能成本下降和规模应用。

　　抽水蓄能长期增长空间大。截至2021年底，我国已投产抽蓄装机规模36GW，同比增长13.2%。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，规划2025年/2030装机将达到62GW/120GW，据此推算，未来十年CAGR为14.2%。

　　电化学储能参与调峰辅助服务收益取决于平均调峰电价和循环天数的乘积，根据测算，当平均调峰电价达0.7元/kWh，且循环天数达300天以上时，电化学储能参与调峰辅助服务收益才足以覆盖自身增加的成本。根据《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则的通知》，火电厂负荷率30%-35%对应的调峰报价上限仅为0.4元/kWh。在该调峰电价（参考0.5元/kWh情景）下，电化学储能即使每天参与调峰服务也无法覆盖自身增加的成本，也表明火电灵活性改造（对应负荷率30%）的成本经济性优于电化学储能。由于调峰辅助服务需求具有显著的季节性特征，例如“三北”地区的调峰辅助服务需求缺口主要出现在冬季，大部分时候系统调峰资源相对充足，调峰价格较低。另以河南省为例，2020年启动调峰辅助服务300天，交易电量44.43亿千瓦时，合计补偿费用6.9亿元，计算得出平均调峰价格仅为0.16元/kWh。

　　随着我国风电光伏大基地建设的推进，我国“三北”地区新能源装机占比将进一步提升，这些地区的燃煤机组灵活性改造剩余空间将缩紧，且剩余机组的改造成本将提升。部分省区的新能源装机占比已增大到较高水平，这些省区的系统调峰服务需求将显著提升，一方面将增大系统调峰辅助服务启动次数，另一方面将推高调峰辅助服务的边际出清价格，从而改善电化学储能调峰收益。此外，值得注意的是，高比例新能源将降低燃煤机组的在运容量，由于燃煤机组启停时间较长且启停成本较高，部分省区将需要依靠新增储能来解决燃煤机组难以解决的高比例新能源所面临的调峰问题。

　　新能源进入市场将增大新能源发电侧配储需求，以减少偏差费用和增大价格套利收益。随着我国新能源装机占比的不断提升和电力市场建设的推进，新能源发电将难以全额保障性消纳，更多的新能源发电将不得不通过电力市场交易进行定价和消纳。目前，我国共有14个省份和地区出台了新能源保障利用小时数政策，21个省份长期组织含新能源的可再生能源参与电力直接交易，山西、山东、甘肃、蒙西还组织可再生能源参加电力现货交易。新能源固有的不确定性使得新能源难以像传统电源按市场交易约定合同进行发电，新能源发电交易合同偏差部分面临现货市场价格风险。电化学储能可增加新能源场站出力可控性，可一定程度上规避现货市场价格风险。同时，新能源较低的边际成本使得电力市场在新能源出力较多时出清价格较低，新能源出力不足时出清价格偏高，增大了电力市场价格波动。电化学储能可将部分低价时段的新能源电量转移到高价时段售出，增大价格套利收益。

　　本次方案突出了发展电化学储能、抽汽储能、压缩空气储能等新型储能的规模化应用的重要性，安排了多个项目试点。从技术创新、应用场景尊龙-人生就是搏!、价格疏导、政策保障等多方面激励新型发展，将促进“十四五”期间我国储能行业的爆发性发展。

　　电源侧配储能需求确定。目前我国对于风光、发电保障性并网规模内的电源侧灵活资源配置并没有全国性的强制要求，但是绝大多数省份的要求配置10%-15%功率，2小时以上的储能。市场化规模部分，能源局要求配置15%*4小时的灵活性资源，电化学储能将是重要组成部分。2021年电源侧开始配储能率会快速上升。

　　用户侧需求潜力巨大。当前我国户用分布式光伏配储率较低，但是在美国户用光伏配储积极性高，主要原因是美国用电成本高，储能经济性高。随着峰谷电差拉大以及储能度电成本的降低，预计我国储能户用储能渗透率将逐步提升，商业储能市场也将快速增长。

　　随着峰谷电差拉大以及储能度电成本的降低，预计我国户用储能渗透率将逐步提升，商业储能市场也将快速增长。根据英大证券测算，预计2021、2022、2025年国内新增储能需求为6.63GWh、15.49GWh、56.99GWh，其中用户侧弹性较大，也具有一定不确定性；单考虑电源侧的配储需求，预计今明两年将达到10GW以上，且“十四五”期间将维持高速增长。

　　储能变流器、逆变器：锦浪科技、阳光电源、固德威、德业股份、禾望电气、科士达、科华数据。

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