儲能行業(yè)專題報告：電改及缺電背景下工商業(yè)儲能迎來爆發(fā)

　　2. 2023年國內(nèi)大儲盈利預(yù)期改善大基地加速儲能受益裝機(jī)增長

　　2.1 大儲盈利模式逐漸清晰，盈利預(yù)期改善

　　政策明確獨(dú)立市場主體地位，儲能盈利模式逐漸清晰。2022 年 6 月發(fā)改委印發(fā)《“十 四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，規(guī)劃明確了儲能獨(dú)立市場地位，完善儲能參與各類電力市場 的交易機(jī)制。獨(dú)立儲能開始可以簽訂峰谷不同時段的市場合約來進(jìn)行現(xiàn)貨套利，進(jìn)一步細(xì)化 了獨(dú)立儲能參與電力市場的盈利方式。各地紛紛出臺“共享儲能”相關(guān)政策，租賃儲能容量 明確可視作可再生能源儲能配額，儲能獲利模式逐漸清晰。2022 年 11 月 25 日，國家能源 局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則(征求意見稿)》，圍繞容量補(bǔ)償、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市 場作出指引。2018 年我國啟動首批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)，本次發(fā)布的文件從全國范圍內(nèi)提出電力 現(xiàn)貨市場基本規(guī)則，意味著現(xiàn)貨市場即將從試點(diǎn)走向全面鋪開，而儲能是現(xiàn)貨市場最受益方 向之一。

　　1) 進(jìn)一步推行現(xiàn)貨交易將進(jìn)一步打開儲能的市場空間，現(xiàn)貨價差有望進(jìn)一步拉開并直 接提高儲能的收益率; 2) 儲能同樣具備應(yīng)急保供能力，也將是市場化容量機(jī)制的收益方之一; 3) 儲能在參與調(diào)頻輔助服務(wù)方面具有很明顯的優(yōu)勢，逐步推進(jìn)調(diào)頻輔助服務(wù)和現(xiàn)貨市 場聯(lián)合出清，將進(jìn)一步實現(xiàn)調(diào)頻輔助服務(wù)市場化定價，發(fā)揮儲能調(diào)頻優(yōu)勢，提高儲 能收益率; 4) 電力市場用戶、負(fù)荷聚合商、虛擬電廠等廣泛參與到吸納或市場中來，儲能將極大 豐富上述主體參與現(xiàn)貨市場的靈活性，預(yù)計未來用戶側(cè)市場將迎來蓬勃發(fā)展。 獨(dú)立儲能經(jīng)濟(jì)性顯現(xiàn)，收益模式主要分為兩種。1)在電力現(xiàn)貨市場未建立的地區(qū)，如 青海、寧夏和湖南等多個省市出臺了獨(dú)立儲能電站調(diào)峰補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)。獨(dú)立儲能收益模式以調(diào)峰 補(bǔ)償+容量租賃為主。2)在山東等建立了電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，獨(dú)立儲能收益模式以現(xiàn)貨 市場套利+容量租賃+容量補(bǔ)償為主。以山東為例，現(xiàn)貨市場套利+容量租賃+容量補(bǔ)償機(jī)制 可使獨(dú)立儲能實現(xiàn)盈利。

　　獨(dú)立儲能已初步具備盈利能力。以山東 100MW/200MWh 獨(dú)立儲能電站為例(全生命周期 10 年，循環(huán)次數(shù) 6000 次，年衰減 1.5%)，其儲能盈利模式為現(xiàn)貨市場套利+容 量租賃+容量補(bǔ)償。山東省容量租賃標(biāo)準(zhǔn)采用市場競價方式，制定最高限價及最低保底價， 假設(shè)成交價為 200 元/kW*年，容量電價為 0.0991 元/kWh，假設(shè)現(xiàn)貨市場價差維持在 0.35 元/kWh，年工作天數(shù)為 300 天，儲能系統(tǒng)成本為 1.6 元/Wh，則其全投資 IRR 可達(dá) 7.20%。

　　2.2 新能源裝機(jī)量大增，帶動大儲快速放量

　　硅料供給釋放推動價格下跌，光伏裝機(jī)意愿增強(qiáng)，大儲附帶受益。自 2022 年底，由 于產(chǎn)業(yè)鏈上下博弈，硅料價格迎來大幅下挫后的反彈波動，組件價格開標(biāo)項目價格也呈現(xiàn) 出下探趨勢。但短期價格博弈不改硅料產(chǎn)能供需格局。根據(jù) Solarzoom 數(shù)據(jù)，全球硅料 名義產(chǎn)能將從 2022 年底的 128 萬噸增長至 23 年底的 240 萬噸，預(yù)計 23 年多晶硅全球 供應(yīng)量約為 147 萬噸，可支撐超 400GW 的交流側(cè)裝機(jī)。從產(chǎn)能擴(kuò)張的節(jié)奏看，下半年擴(kuò) 張將持續(xù)加快，預(yù)計四季度的增長幅度尤其可觀。因此預(yù)計 2023 年全年硅料價格將較 22 年底 30 萬元/噸高點(diǎn)大幅下降，組件價格預(yù)計將回歸至合理水平。而對組件價格敏感度較 高的集中式電站項目預(yù)計將迎來放量，國內(nèi)大儲將依托強(qiáng)制配儲政策迎來裝機(jī)量增長。

　　22 年下半年大儲招標(biāo)提速，風(fēng)光大基地貢獻(xiàn)較大。2022 年 6 月國家發(fā)改委、能源局 等發(fā)布《“十四五”可再生能源規(guī)劃》明確新型儲能可作為獨(dú)立儲能參與電力市場后，大 儲逐步具備盈利預(yù)期，大儲招標(biāo)隨即加速。從招標(biāo)主要貢獻(xiàn)地區(qū)看，新疆、內(nèi)蒙古、山東、 寧夏等風(fēng)光基地集中地區(qū)提供了大部分儲能招標(biāo)量。

　　推動風(fēng)光大基地開工，儲能裝機(jī)預(yù)計進(jìn)一步受益。2023 年 4 月 12 日，國家能源局印 發(fā)《2023 年能源工作指導(dǎo)意見》，指出推動第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大 型風(fēng)電光伏基地項目并網(wǎng)投產(chǎn)，建設(shè)第二批、第三批項目，積極推進(jìn)光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展; 穩(wěn)妥建設(shè)海上風(fēng)電基地，謀劃啟動建設(shè)海上光伏，大力推進(jìn)分散式陸上風(fēng)電和分布式光伏 發(fā)電項目建設(shè)。隨著風(fēng)光大基地的推動，預(yù)計儲能將通過配儲形式受益增長。 2023 年儲能裝機(jī)預(yù)計將達(dá) 16GW?！?023 年能源工作指導(dǎo)意見》指出 2023 年全 年風(fēng)電、光伏裝機(jī)增加 1.6 億千瓦。若按 10%，2 小時粗略計算，則預(yù)計 2023 年儲能將 新增 16GW/32GWh，同比增長 119%/101%。根據(jù) CNESA 的預(yù)測，未來五年預(yù)計保守 場景下年均新增儲能裝機(jī) 16.8GW，理想場景下年均新增儲能裝機(jī) 25.1GW。