想做储能生意的看过来：储能投资需关注的细节
电力是经济发展的先行产业，各个国家低碳发展的进程规划中，电力行业都必须先于整个经济体实现低碳甚至脱碳发展。
根据全球能源互联网的测算， 以 2060 年实现碳中和为目标，未来 40 年，我国能源活动的碳排放减排任务高达 87 亿吨，在总体减排任务中占比过半。为了达到这一减排目标，能源消费需要电能替代，而电能的生产需要大规模发展清洁能源，与清洁能源发展相配套，电力系统需要持续升级转型。
总结来看，这些替代与转型将主要体现在以下几大方向：
1、持续提高清洁能源，尤其是非水可再生能源的发电占比。
2、提高电气化水平，包括交通领域的电气化，工业替代，电代煤等。
3、提高电能利用效率，包括电网持续升级提升电力传输效率，储能、分布式能源建设等。
4、进一步提升煤电利用效率降低碳排放。
仅煤电内部比较来看，我国清洁煤电供应体系处于领先水平。在多轮改造升级下，国内大多数煤电厂的运行时间在 15 年以内，现役煤电机组的平均运行时间小于全球平均水平，因此尽管煤电面临转型退出压力，但是退出过程不可能一蹴而就，仍有必要继续加强煤电的清洁低碳发展。
今天想和大家分享这个主题：储能投资需关注的细节
主要从以下几方面来做探讨：
1、中长期来看，在电力系统中建设储能项目已经势在必行。
2、政策层面，支持新型储能发展的顶层设计已经推出。
3、电价政策是储能实现市场化发展的关键。
4、新型储能大规模发展的核心驱动仍然是探索出更加清晰的商业模式以及成本进一步下降。
在现有装机结构和技术手段中，火电灵活性改造可以为电网提供一定灵活性。火电灵活性改造不仅可以改善电力系统的可靠性，火电厂进行一定的前期改造投入后也可以获取相应的收益。过去几年东北电网作为试点，在火电灵活性改造中取得了一定成效。
2016 年东北电网正式启动两批火电灵活性改造，2017 年这些项目陆续投运，到了 2018 年初，辽宁、吉林、黑龙江的弃风率分 别从 15%、44%、36%下降到了 2.4%、8.1%、8.5%，风电消纳情况的改善与该区域电力辅助服务试点和火电灵活性改造紧密相关。
1、中长期来看，在电力系统中建设储能项目已经势在必行。
1）电力系统灵活性提升路线图
开发现有火电机组的灵活性尽管能缓解部分灵活性问题，但一方面煤电机组本身的启停时间、爬坡速率都不具备优势，调节成本较高，能够提供的灵活性有限；同时煤电机组改造的经济性也难以保证。从调节能力来看，以锂电池为代表的新型储能系统，响应速度在毫秒级，具有上下调节能力，且适用场景非常广泛，极具应用 潜力。
2）储能的主要类型
储能按照不同方式有多种分类，应用最多的是机械类储能中的抽水蓄能与电化学储能中的锂电池储能，目前也将除抽水蓄能外的电储能技术归纳为新型储能。截至 2020 年我国已投运的储能项目累计装机规模 35.6GW，其中抽水蓄能占绝对主导地位，为 31.79GW。新型储能中的电化学储能规模位列第二，为 3269.2MW（即 3.3GW），在电化学储能技术中，又以锂离子电池的规模最大，累计规模为 2902.4MW（即 2.9GW）。
3）主要储能类型对比
2、政策层面，支持新型储能发展的顶层设计已经推出。
国内新型储能过去几年的初步发展情况与政策波动高度相关。规模化的突破是从 2017 年开始的， 首先是在具有一定自发性的用户侧启动。
2018 电网侧将储能投资纳入输配电价分摊，带动了电网侧储能项目爆发式增长，但 2019 年出台的《输配电定价成本监审办法》明确规定，储能建设成本不允许纳入输配电价，电网侧投资陷 入停滞。
2020 年各地鼓励或明确要求新能源发电项目要按一定比例配套储能，从规模来看，这样的政策又刺激了电源侧储能的快速增长。虽然发展历史还比较短，但由于缺乏合理商业模式的支撑，新型储能的发展呈现出高波动且相对无序的状态。
2021 年发改委发布了《加快推动新型储能发展的指导意见》，完善了新型储能发展的政策机制，给予了装机目标指引：到 2025 年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。
1）国内电化学储能新增装机规模及增速
截至 2020 年国内电化学储能的累计装机规模约 3.2GW，当年的装机规模首次突破了 GW 级大关。根据行业协会 CNESA 的预测，在“十四五”后期，即 2024 年和 2025 年，电化学储能行业将形成一轮高增长，保守场景和乐观场景下，累计装机规模将 分别达到 32.7GW 和 55.9GW 以配合风、光在 2025 年的装机目标。即使按照保守场景，“十四五”期间，国内电化学储能的规模都将呈现 10 倍的增长。
3、电价政策是储能实现市场化发展的关键。
近期发改委提出要进一步完善分时电价机制，合理拉大峰谷电价差并建立尖峰电价上浮机制；而在电网侧，电网建设储能的成本有可能纳入输配电价体系。电价涉及到储能项目的商业模式、投资回收期等关键指标，明确电价机制后，新型储能市场才有望实现比较清晰的市场化规模化的发展模式。
4、新型储能大规模发展的核心驱动仍然是探索出更加清晰的商业模式以及成本进一步下降。
储能的应用贯穿电力系统发、输、配、用各个环节，每个环节的盈利模式各有差异。由于国内新型储能的发展尚在起步阶段，结合下表可以看出，各环节的商业模式都还处于探索期。
现行发电侧储能的模式是将建设成本引导向项目业主方，同时保证配套储能的电源优先并网，但配套储能的成本由项目业主承担，使得项目收益与成本难以匹配。
用户侧储能具有小体量、分散式、自发性的投资特点，主要应用于削峰填谷或者配套分布式场景，成本分摊主要依赖赚取峰谷时段电价差额的利润，但开发相对缓慢且价格敏感度高。
电网侧对储能的辅助服务需求很清晰，可通过独立或联合电源企业提供服务获取收益，通过区域发电企业按发电量和系数分摊计入供电成本，但电网侧储能作为独立主体的商业模式以及市场化定价和交易机制都还很大的细化空间，电网侧主体与其它应用场景的项目主体尚处于阶段性博弈阶段。
产业链方面，以锂电池类型为例，储能系统主要由电池系统（Battery System, BS）、功率转换系统（Power Conversion System, PCS）、电池管理系统（Battery Management System, BMS）、监控系统组成。
在目前的发展阶段，储能系统报价差异很大，主流的光伏配储能项目，系统报价水平大致 在 1.6-1.8 元/Wh，但也有低至 1 元/Wh 的价格出现。新型储能系统中，电池系统的占比超过 60%，是后续系统降本的主要来源。得益于国内动力锂电池 已经形成的良好基础，锂电池价格继续下降的趋势是非常明确的。此外，考虑储能的应用特性，以及钠离子电池在原材料成本上的优势，也有可能在技术成熟后实现储能场景的规模化应用。
1）动力锂电池降价预期
2）不同储能类型造价对比(100MW/4h 项目)
3）储能用电池路线对比
总结：
中长期来看，随着渗透率的快速提升，以及我国现有的火电、水电装机灵活性有限的特点，在电力系统中建设储能项目已经势在必行。由于缺乏合理商业模式的支撑，新型储能的发展呈现出高波动且相对无序的状态。除规模指引外，电价政策是储能实现市场化发展的关键。在政策之外，新型储能大规模发展的核心驱动仍然是探索出更加清晰的商业模式以及成本进一步下降。如果想做储能方面的生意，需要关注以上这些细节。
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