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2020年儲能呈現爆發(fā)式增長，今年依舊延續(xù)了這一趨勢，但是電化學儲能如何參與配儲，何時能盈利，仍是一個懸而未決的問題。近日，東吳證券一份儲能行業(yè)深度報告以并網側（發(fā)電側）、用戶側、電網側、輔助服務四個方向追蹤并給出了四個方向的盈利模式以及實現經濟性時間點的推斷。

從2020年來看，全球新增鋰電儲能裝機占比中，可再生能源并網配儲占比48%，用戶側儲能29%（包括工商業(yè)和戶用），電網側用于調峰調頻的儲能新增裝機占15%左右，用于輔助服務的新增儲能占8%。
2021年并網側儲能系統成本為1.5元/Wh左右

并網側主要是指大電站配儲。以全球來看，2020年并網側的儲能應用裝機占所有儲能新增裝機的48%，達到2.6GW/5.5GWh，同比增長156%，而且也將持續(xù)成為后續(xù)幾年的儲能發(fā)力最大的方向。

2020年我國并網側新增儲能0.5GW，同比增長405%。隨著大電站配儲比例的提升，2020年我國風/光利用小時數為2097h/1160h，風光發(fā)電的利用水平有很大改善。隨著我國對可再生能源電站做出配儲相關規(guī)定，并網側儲能裝機總量將會有更大的增長。

報告測算后認為，2021年并網側儲能系統成本為1.5元/Wh左右，是儲能經濟性的拐點。報告提出，假設100MW的運營規(guī)模，配儲20%X2h，循環(huán)次數為7000次，每天充放一次，按照配儲后電站4.5元/W的綜合成本計算，1）一類地區(qū)發(fā)電小時數為1100h，上網電價為0.51元/kWh以上具備經濟性；2）二類地區(qū)發(fā)電小時數為1300h，上網電價為0.42元/kWh以上具備經濟性；3）三類地區(qū)發(fā)電小時數為1600h，上網電價為0.36元/kWh以上具備經濟性。
東吳證券建議，如果要繼續(xù)提升大電站配儲的經濟性，需要從提高循環(huán)次數和降低成本兩方面入手。以100MW的運營規(guī)模、配儲20%X2h為例，假設發(fā)電小時候為1300h，上網電價為0.34元/kWh，1）若配儲后電站單瓦成本4.5元/W，則循環(huán)次數提升為9000次以上比較具備經濟性；2）若循環(huán)次數為7000次，配儲后電站成本下降至3.6元/W以下具備經濟性。

用戶側儲能主要為自發(fā)自用+峰谷價差套利

儲能在用戶側主要是指與工商業(yè)、戶用等分布式電源配套或作為獨立儲能電站應用。2020年全球用戶側儲能新增裝機中分應用裝機占比29%。其中工商業(yè)為1.1GW/2.5GWh，戶用為0.4GW/1.0GWh，合計1.5GW/3.5GWh。

用戶側儲能主要用于滿足電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、節(jié)約容量電費、提升電能質量等。目前海外因為使用市場化電價，自發(fā)自用已經具備高經濟性。這跟海外電價 遠高于國內有關。
東吳證券認為，峰谷價差套利，需要價差在0.7元/kWh以上才具有經濟性。

假設循環(huán)壽命為5000次，儲能固定成本1.55元/Wh，在電價谷值0.25元/kWh時充電，在電價峰值0.95元/kWh時放電，即峰谷價差達到0.7元/kWh時，儲能的收益率達到9.82%，具備經濟性。
7月29日國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》規(guī)定，上年或當年電網預計最大系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。文件精神以拉大峰谷電價為主導，刺激用戶側儲能發(fā)展。

從2021年國內工商業(yè)電價來看，50%的地區(qū)可以達到3:1峰谷價差要求，價差值在0.5-0.7元/kWh，東吳證券據此測算的套利收益率為-0.6%-9.8%。若峰谷電價差提高到4:1，即價差值在0.75-1.05元/kWh，則峰谷價差套利收益率為12.4%-27.9%，這時候已經具備較高的經濟性。

按報告測算，目前有8個省市峰谷差率超過40%，具備儲能峰谷套利空間。8個省市分別是廣東、江蘇、山東、浙江、北京、江西、河南、湖南。

磷酸鐵鋰可做電網側儲能主力

電網側主要是指電力市場用于調峰調頻服務的項目，共占15%。2020年全球電網側新增儲能裝機806MW，同比增長58%。就我國來說，電網側儲能所占比例更高，為27%，在2020年新增裝機數字是446MW，同比增長46%。
雖然目前電網側調峰主要是依靠燃氣輪機機組和抽水蓄能機組，但隨著儲能成本下降，電化學儲能調峰的應用已經日漸增多。

報告對抽水蓄能、磷酸鐵鋰、三元、鉛蓄電池的度電成本進行對比，分別是0.27元/kWh、0.59元/kWh、0.78元/kWh、0.94元/kWh，以此來推算，在2021年抽水蓄能仍有較大優(yōu)勢，磷酸鐵鋰在服務費0.7元元/kWh以上的收益率可觀，若成本下降到0.3元元/kWh以內，才能有望大量參與電網調峰調頻。

在電網側調峰方面，已經有多地出臺政策，鼓勵儲能參與調峰。報告認為，調峰服務費以0.4-0.6元/kWh為主。報告認為，適當下降調峰申報價格，能使調峰向自主參與的方向發(fā)展。

儲能系統參與調頻，報告認為，電化學儲能具備明顯優(yōu)勢。報告給出了磷酸鐵鋰、三元電池、超級電容的儲能里程成本對比測算，三者分別為5.13元/W、6.42元/W、13.29元/W。目前功率型磷酸鐵鋰電池已在電力調頻輔助服務市場中獲得較好收益。

國內多地采用容量補償和里程補償相結合的AFC調頻服務補償方式，補償價格為5-8元/MW。

5G基站將是值得儲能深耕的良田

輔助服務主要是5G基站配儲。就全球來說，分應用裝機占比8%左右。2020年全球在輔助服務市場新增儲能429MW。其中中國新增271MW。

因為5G基站功耗較大，其單機功耗是4G基站的2.5-3.5倍，配儲已經具備必要性。而且5G單機一般需配儲3-4小時。磷酸鐵鋰電池因為安裝成本低、使用壽命長成為5G基站儲能首選。

截至2020年底，我國已經建成超過71.8萬個5G基站，占全球的70%左右。2021年規(guī)劃新增60萬個，全球則大約新增85.7萬個。儲能在這一領域大有可為。 

原標題：峰谷差0.7元儲能可盈利！儲能數據詳解！