国内储能未来空间有多大?——可期万亿市场 - 深圳电子展

2021深圳国际电力元件、可再生能源管理展览会将于9月9日至11日在深圳国际会展中心（宝安新馆）举行，邀您关注今日深圳电子展新资讯：

        在海外储能市场中，国内储能领先企业已出海航洋，尤以欧美发达国家为代表海外储能市场在过去几年得到了蓬勃发展。国内储能市场初探，在他山之石指引下，未来国内储能将何去何从？

        据报道：在第一阶段，到2025年我国大部分地区用户侧储能可实现平价，储能市场空间可达6500亿。在存量市场渗透率为30%情况下，我国储能装机规模可达435.1GWh，市场规模达6526.5亿元。其中，存量市场储能装机394.6GWh，市场规模可达5919.0亿元。假设此阶段电池：光伏配置比例为15%，在放电时长4h，年新增集中式光伏8.1GW，渗透率为30%，则所需储能8.1GWh，年新增市场规模达121.5亿元。

        在第二阶段，到2030年我国大部分地区光储结合可实现平价，储能市场空间可达1.2万亿以上。在存量市场渗透率为60%情况下，我国储能装机规模可达1186.8GWh，市场规模达12070.8亿元。其中，存量市场储能装机930.3GW，市场规模可达9303.3亿元，假设此阶段电池：光伏配置比例为30%，放电时长4h，年新增集中式光伏50GW，渗透率为60%，则所需储能36.0GWh，年新增市场规模达360.0亿元。

        与市场预期不同之处

        虽2019年国内储能产业链遇冷，但海外储能市场却出现几近翻倍增长，究其原因主要系电力市场交易规则及政策补贴两方面的异同所致。使得国内储能市场有“天然的平价压力”，而随着国内电芯产能持续释放，储能系统集成进一步优化，国内储能系统度电成本及IRR测算都将迎来拐点。

        “为什么要发展储能？”≈吃饭为啥需要碗

        储能本质是平抑电力供需矛盾，新能源发展创造新的储能需求。电能自身不能储存，而任何时刻其生产量和需求量需严格相等，因此传统电源生产连续性和用电需求间断性的不平衡持续存在。此外，全球范围内可再生能源装机量和发电量占比不断提升（尤其是风能和太阳能），2019年上半年，德国风光发电量占比已超过30%。但可再生能源发电存在固有的间歇性和波动性，导致弃风弃光现象，增加供需不匹配程度且影响电网的稳定性，储能技术可平抑电能供需矛盾，提高风光消纳维持电网稳定。

        国内储能未来空间究竟有多大？——可期万亿市场

        我国国家层面政策为储能发展提供方向。2017年五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，明确了十三五和十四五时期储能发展“两步走”的战略。2019年针对该指导意见，进一步提出了细化的2019-2020行动计划，从而进一步推进“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡的目标，同时为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化发展转变的目标奠定基础。

        部分省市开始出台用户侧补贴政策和新能源发电侧技术要求。目前针对储能出台补贴政策的有合肥和苏州。2018年合肥政策针对符合政策的光伏储能系统，按储能实际充电量给予1元/KWh的补贴。2019年苏州针对工业园区的储能项目，按放电量补贴3年，补贴标准0.3元/KWh。2019年6月新疆针对光伏储能试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的15%、且储能时长不低于2小时来配置，总装机规模不超过350MW。

        基于我国提供储能补贴的省市较少，通过搭建“光储发电+网电套利”模型，进行工商业光储项目经济性测算。工商业配置光伏+储能替代部分网电，满足自身用电需求，综合考虑峰谷电价差与时段划分复杂度，以江苏省为例进行建模，各电价时段和电流流向如表所示。通过计算配置光储系统前后支付电费差额，作为光储系统运营效益，对未来工商业光储系统经济性进行测算，基本假设如下：

        1、江苏省年利用小时数为1063h，配置150KW光伏系统，预计平均每天可以发500~600度电，单位成本为4000元/KW；蓄电池采用磷酸铁锂电池，总容量600KWh，单位成本为1500元/KWh。

        2、放电深度95%，容量衰减20%，循环寿命5000次，日运行2次，运行时间为8年，残值按照光伏系统剩余价值计算。

        3、折现率7.5%，贷款利率6%，自有资金比例为0.3。

        测算结论：在上述假设条件下，江苏省工商业用户应用光储系统可实现经济性，生命周期内项目内含报酬率9.92%，自有资金内含报酬率为18.17%，投资回收期为6年。

        进一步将模型应用于其他地区进行测算，可以发现，第一阶段：当用户侧光伏成本在4000元/KW，储能系统成本为1500元/KWh时，北京、浙江、江苏和广东（部分地区）内的工商业用户配置储能系统可达到8%收益率，假设市场渗透率为30%，储能装机规模为140.70GW，市场规模合计为2215.49亿元。

        进一步测算可得：第二阶段，当光伏成本降至3000元/KWh，储能系统成本降至1000元/KWh时，除青海、云南和宁夏外样本地区储能系统均可实现8%内含报酬率。在市场渗透率为60%的条件下，储能装机规模为302.94GW，市场规模合计为3029.43亿元。

文章来源：国信证券

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