国家能源局: 中大型储能电站审慎选择梯次利用动力电池
市场快讯2023-06-07
2. 2023年国内大储盈利预期改善大基地加速储能受益装机增长
2.1 大储盈利模式逐渐清晰，盈利预期改善
政策明确独立市场主体地位，储能盈利模式逐渐清晰。2022 年 6 月发改委印发《“十 四五”可再生能源发展规划》，规划明确了储能独立市场地位，完善储能参与各类电力市场 的交易机制。独立储能开始可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，进一步细化 了独立储能参与电力市场的盈利方式。各地纷纷出台“共享储能”相关政策，租赁储能容量 明确可视作可再生能源储能配额，储能获利模式逐渐清晰。2022 年 11 月 25 日，国家能源 局发布《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》，围绕容量补偿、现货市场、辅助服务市 场作出指引。2018 年我国启动首批电力现货试点，本次发布的文件从全国范围内提出电力 现货市场基本规则，意味着现货市场即将从试点走向全面铺开，而储能是现货市场最受益方 向之一。
1) 进一步推行现货交易将进一步打开储能的市场空间，现货价差有望进一步拉开并直 接提高储能的收益率; 2) 储能同样具备应急保供能力，也将是市场化容量机制的收益方之一; 3) 储能在参与调频辅助服务方面具有很明显的优势，逐步推进调频辅助服务和现货市 场联合出清，将进一步实现调频辅助服务市场化定价，发挥储能调频优势，提高储 能收益率; 4) 电力市场用户、负荷聚合商、虚拟电厂等广泛参与到吸纳或市场中来，储能将极大 丰富上述主体参与现货市场的灵活性，预计未来用户侧市场将迎来蓬勃发展。 独立储能经济性显现，收益模式主要分为两种。1)在电力现货市场未建立的地区，如 青海、宁夏和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰 补偿+容量租赁为主。2)在山东等建立了电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货 市场套利+容量租赁+容量补偿为主。以山东为例，现货市场套利+容量租赁+容量补偿机制 可使独立储能实现盈利。
独立储能已初步具备盈利能力。以山东 100MW/200MWh 独立储能电站为例(全生命周期 10 年，循环次数 6000 次，年衰减 1.5%)，其储能盈利模式为现货市场套利+容 量租赁+容量补偿。山东省容量租赁标准采用市场竞价方式，制定最高限价及最低保底价， 假设成交价为 200 元/kW*年，容量电价为 0.0991 元/kWh，假设现货市场价差维持在 0.35 元/kWh，年工作天数为 300 天，储能系统成本为 1.6 元/Wh，则其全投资 IRR 可达 7.20%。
2.2 新能源装机量大增，带动大储快速放量
硅料供给释放推动价格下跌，光伏装机意愿增强，大储附带受益。自 2022 年底，由 于产业链上下博弈，硅料价格迎来大幅下挫后的反弹波动，组件价格开标项目价格也呈现 出下探趋势。但短期价格博弈不改硅料产能供需格局。根据 Solarzoom 数据，全球硅料 名义产能将从 2022 年底的 128 万吨增长至 23 年底的 240 万吨，预计 23 年多晶硅全球 供应量约为 147 万吨，可支撑超 400GW 的交流侧装机。从产能扩张的节奏看，下半年扩 张将持续加快，预计四季度的增长幅度尤其可观。因此预计 2023 年全年硅料价格将较 22 年底 30 万元/吨高点大幅下降，组件价格预计将回归至合理水平。而对组件价格敏感度较 高的集中式电站项目预计将迎来放量，国内大储将依托强制配储政策迎来装机量增长。
22 年下半年大储招标提速，风光大基地贡献较大。2022 年 6 月国家发改委、能源局 等发布《“十四五”可再生能源规划》明确新型储能可作为独立储能参与电力市场后，大 储逐步具备盈利预期，大储招标随即加速。从招标主要贡献地区看，新疆、内蒙古、山东、 宁夏等风光基地集中地区提供了大部分储能招标量。
推动风光大基地开工，储能装机预计进一步受益。2023 年 4 月 12 日，国家能源局印 发《2023 年能源工作指导意见》，指出推动第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大 型风电光伏基地项目并网投产，建设第二批、第三批项目，积极推进光热发电规模化发展; 稳妥建设海上风电基地，谋划启动建设海上光伏，大力推进分散式陆上风电和分布式光伏 发电项目建设。随着风光大基地的推动，预计储能将通过配储形式受益增长。 2023 年储能装机预计将达 16GW。《2023 年能源工作指导意见》指出 2023 年全 年风电、光伏装机增加 1.6 亿千瓦。若按 10%，2 小时粗略计算，则预计 2023 年储能将 新增 16GW/32GWh，同比增长 119%/101%。根据 CNESA 的预测，未来五年预计保守 场景下年均新增储能装机 16.8GW，理想场景下年均新增储能装机 25.1GW。
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