新型儲能正掀起新一輪發展熱潮。
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資人說
（touzirenshuo）
席捲全球的高溫與乾旱，正令全球河流乾涸。
在歐洲，多瑙河的水位降到了過去一個世紀的最低水平，以至於埋葬在多瑙河深處的十幾艘德國“二戰”船艦殘骸，再次露出水面，殘骸中甚至還有近一萬枚未爆炸的炮彈。
在羅馬，一座有2000年曆史的橋樑地基出現在臺伯河面；
在西班牙，瓜達法爾石陣從馬德里以西的水域升起，這是一處有四五千年曆史的巨石紀念碑，就像英國的巨石陣；
在捷克，易北河中的“飢餓之石”顯露了出來，刻於1616年的銘文寫著：“視我者請哭泣”，以提醒當地居民歉收將至，來年艱難。
在中國，8月的乾旱天氣，也導致一些地區的工廠停產，水電佔據主要供應的四川省，正在遭遇電力缺口。
極端氣溫和俄烏戰爭正令能源供應遇到風險。
歐洲電價是市場化定價，價格正飆升。法國電價在今年已經上漲了11倍，一度電約7。73元人民幣；
德國基準電價也比去年上漲了10倍，達到了800歐元/兆瓦時的新高；英國電力運營商為了緊急填補電力缺口，以一度電79元的天價，從比利時購買了電力。
要想降低綜合用電成本，系統性發展儲能是解決手段之一。
面對高昂電價，海外戶用光伏+儲能市場非常成熟，家庭儲能正快速爆發。
家儲可以自發自用，還可以參與電網的輔助服務，降低用電成本。
家儲亦是分散式能源的重要組成部分，推動電力系統由集中式供能，向集中式與分散式共同供能轉變。
戶用儲能是海外市場高速增長的基石。
對於國內來說，儲能市場的爆發機會來自於政策推動。在發電側，2021年多數省份要求風電、光伏電站強制配備10%-20%功率、時長2小時以上的儲能，是行業主要的增長點。
另一方面，在電網側推動的獨立電站儲能，與在用電側推動的峰谷、尖峰電價，也有積極的推動作用。
在不同的驅動力下，2021年全球電化學儲能新增規模在10吉瓦左右，美國、中國和歐洲三大市場分別佔比34%、24%和22%，歐美戶用儲能也佔據了不小的比例，而中國90%是集中式儲能。
以下，Enjoy：
儲能的三大應用場景——電力系統三側
海外：電價高昂，戶用儲能勢如破竹
國內：能源結構轉型帶動需求大爆發
儲能的三大應用場景——電力系統三側
對於儲能行業來說，一個最需要理清楚的問題就是——誰為儲能買單？
由於市場規則和政策不同，在國
內與海外，為此買單的主體是不太一樣的。
在分析這個問題之前，我們先來看看儲能在電力系統中的接入場景有哪些？
儲能的應用場景主要分為發電側、電網側和用電側，具體包括：
發電側：電力“削峰填谷”、輔助動態執行、減少棄風棄光率等等
發電側是國內儲能市場的主要需求來源。
由於光伏、風電具有間歇性、波動性，需要儲能來“削峰填谷”，平滑控制發電出力，以此滿足併網需求，以及降低棄風棄光率，截止2021年，全國棄風棄光電量上網價值達100億元。
電網側：調頻、備用容量等，提高電網執行的穩定性和可靠性
應用於電網側的儲能專案，很多情況下會安裝在變電站及其附近，針對突發的線路阻塞、負荷增加等問題，可以透過儲能輔助動態執行，緩解電網阻塞、提高輸配電網供電安全性和靈活性。
用電側：電力峰谷價差套利、容量費用管理、自發供電等
用電側儲能市場主要在海外，應用最廣泛的場景是峰谷價差套利，以及還有作為備用應急電源、光伏自發電使用等。
在實施峰谷電價政策的市場中，主要是“谷存峰放”，即透過低電價時給儲能系統充電、高電價時放電，實現峰谷電價差套利。
對於安裝光伏的家庭和工商業使用者，配置儲能可以更好地利用光伏電力，降低用電成本。
不過無論在哪一側，經濟賬都是能計算出來的。
例如在最典型的峰谷價差套利場景中，成本包括儲能電站初始建設成本、運維成本、更換成本，收益來自於峰谷電價差，專案經濟性主要受電池成本和電價影響，我們在下文會詳細分析。
同時，不同的應用場景也可以配套不同型別的儲能技術。
例如在電網側的調頻需求中，飛輪儲能就比較合適，因為它的響應時間更快。
但在目前的電力市場中，一次調頻是不盈利的，只能在二次調頻中尋找一些機會。而在長時儲能場景中，液流電池可能更具優勢。
不過，無論是飛輪還是液流電池，當下的成本還很高、技術不夠成熟，所以目前真正能商業化、大規模應用的新型儲能，主要還是鋰離子電池。
以下我們針對海外和國內市場的分析，主要就是針對鋰離子電池儲能。
海外：電價高昂，戶用儲能勢如破竹
在特斯拉為人熟知的電動車之外，其實還佈局了另外2大業務——太陽能板Solar Roof負責生產電力，儲能裝置Powerwall和Megapack負責儲存電力。
在交付第三款車型Model X之前，特斯拉就進入了儲能市場，在2015年推出了Tesla Powerwall（家用）和Tesla Powerpack（商用）電池組。
Powerwall的構想是一套能夠自給自足的微電網
——與其家用光伏發電系統（太陽能屋頂或太陽能電池板）連線，在光照充足的白天給Powerwall充電，在晚上用電高峰或停電時為家庭供電，Powerwall像是一個大號的“充電寶”，可以多個連線在一起使用。
Powerwall有三種操作模式——太陽能自用、備用電源、基於時間的控制。
太陽能自用就是自發自用，可以節約電費開支。
備用電源就是在停電情況下能夠充當備用電力。
最有意思的是基於時間的控制（Time-Based Control），當所在電網採取分時電價的時候，Powerwall會給予不同時間的電力價格，在最便宜的時候為電池充電，在最貴的時候放電，默默地給你賺錢。
稍微多說一句，就是目前的單向電力結構
（發電端-主幹網-配網-使用者端）
，在未來需要改變。
單向電力結構對高比例風光電的消納，以及當電動車滲透率大幅升高後的用電高峰，均存在一定的處理難度。
因此為了適應新能源的大趨勢，擁有一定數量的微電網和局域電網，也是未來電網發展的重要方向。
回到特斯拉Powerwall，這一套裝置的購置、安裝綜合成本，差不多在1萬美元，美國政府對於戶用儲能設施給予了可觀的優惠，比如最大的激勵措施是聯邦太陽能稅收抵免，可以讓安裝成本下降26%，其次是一些州的退稅和激勵，比如加州的措施幾乎可以覆蓋Powerwall總成本的近90%。
對於商用電池組Megapack，特斯拉的主要客戶是各地政府，比如美國德州就是其重要客戶，因為德州電網獨立於美國其他電網，有很大的削峰填谷需求。
特斯拉商用電池組Megapack
為什麼歐美對儲能需求的迫切性要高於國內？
主要在於中國其實電價很便宜、同時電網基礎設施也非常好。有些儲能專案對於國內來說，是可上可不上的，改善幅度不大。但對於海外來說，安不安裝儲能會帶來質的改變。
目前全球戶用儲能市場出貨量，海外還是佔主導，歐洲是最大的市場。
歐洲整體電價昂貴，海外很多國家的電力系統是私有化的，採取電價交易市場的模式。
對於使用者來說，也是波動分時電價的模式，比如澳大利亞以前出現過，在電力供應非常充足消納有限的情況下，出現了負電價。
所以海外對儲能的需求，尤其在戶用儲能方面有極大的應用價值，
峰谷電價差套利是成熟可行的模式。
比如遇到暴風雪或者大雨造成電力線路區域性負荷太重時，儲能不僅可以保證供應，並且在那個時間段電價會非常昂貴，電價差空間很大。
而歐洲對光伏發電推行淨計量政策，使用者可以根據向電網輸送的電量，從自己的電費賬單中扣除一部分，只計算淨消費，這一政策大大提高了分散式光伏自發自用餘電上網的經濟性。
美國電價也完全由市場供需決定，因此各地電價差異很大。
不同季節，或是同一季節內峰谷價差同樣非常大。
全美電網共由8個區域電網組成，西部，東部則形成了電網聯盟，加上德州電網，目前形成了3大電網的格局。
全美還有很多區域性的電力排程中心，分別負責各自的電力排程，並對電價進行管理。
但因為市場化交易，在遇到自然災害等極端情況下，部分地區電價則會因為電力資源稀缺而飆升。
比如在2021年，德州受寒流影響停電，因為各個電網系統較為獨立，難以全國協調。
根據EIA統計，2020年美國平均每客戶斷電時長高達492小時，其中惡劣天氣及突發情況導致的停電時長為373小時。
當然，從城市化角度來看，歐美戶型以house（獨棟別墅）為主，有自己的屋頂，有足夠的空間去裝自己的光伏-戶用儲能系統。
近年來特別是受俄烏衝突等事件影響，天然氣成本飆升，電價成本短期內快速上漲，歐洲各國2022年5月的電價較2021年初上漲100%-330%，而2022年全年預計法國、德國、比利時和荷蘭等歐洲經濟體的基礎能源價格，將保持在150-170歐元/MWh以上的高位。
同時，歐美人均用電量遠高於中國，在戶儲的主要國家美國、德國、澳大利亞2020年年人均用電量分別為12235/9857/6771KWh，遠超中國人均5297KWh的用量。
由此，歐美戶儲的收益率，在不考慮補貼的情況下也可以達到15%以上，回收期在6-9年以內。
據東吳證券測算，以德國為例，假設規模5KW，配儲50%*2h，戶用光伏+儲能成本為2。06歐元/W，以0。4歐元/KWh零售電價，以及0。06歐元/KWh上網電價測算後，IRR達22。55%。
如果你生活在美國加州，假設規模5KW，配儲30%*4h，戶用光伏+儲能成本為4。63美元/W，以0。6美元/KWh峰值電價，以及0。23美元/KWh平均用電電價測算後，IRR達18。9%。
這一切都是海外儲能高速增長的基石。
全球戶儲新增裝機規模在過去幾年，均持續保持著50%以上的高增速，主要集中在高電價國家或地區。
其中，德國、美國、日本和澳大利亞的戶用儲能合計佔比達74。8%。
預計到2025年，全球戶儲滲透率有望達到28%，美國和歐洲是最重要的兩個增長點。
美國有望實現從2021年的8%，提升至2025年的36%，歐洲則有望到56%。
並且隨著俄烏戰爭和全球極端天氣頻現，電價不斷上漲，以及儲能電池等系統成本的下降，光伏-儲能的IRR會進一步提升。
國內：能源結構轉型帶動需求大爆發
國內的新型儲能市場正處於爆發期。
儲能專案的應用場景分三類：發電側、電網側和用電側，我們來逐一分析。
對於發電側和電網側儲能，它們的商業模式雖有差別，但本質用途都是削峰填谷、調峰調頻，保障電網穩定性，可被統稱為“電錶前”儲能。
至於具體是在發電側還是在電網側配置儲能，主要是“誰來買單”的問題。
發電側的儲能裝機，是當下市場爆發的源動力，主要來自於政策對風電、光伏電站的強制配儲要求。
各省的規定不盡相同，一般要求的配置比例在10%-20%，容量時長2小時以上。
這裡的強制配儲，用電力行業的話說就是強制具備“一次調頻”的能力，一次調頻不在補償之內。
光伏、風電等新能源本身，不像傳統的火電和水電，是有轉動慣量的，轉動慣量可以帶來整個電力系統的穩定。
但光伏一照射就有電，沒有了就沒電，在這種情況下，需要人為構建一個轉動慣量，就是強制配儲的由來。
據中信證券測算，到2025年全球有望配儲約200GWh，對應2022-2025年CAGR+46。4%，測算依據是將發電側裝機需求劃分為光伏配儲與風電配儲，其中光伏配儲又劃分為分散式與集中式兩部分。
在發電側配置儲能，很長一段時間是成本項，相當於增加了光伏或風電站的建設成本。
如今隨著電池成本的下降，以及政策補貼，在發電側配置儲能已基本具備經濟性。
據民生證券測算，光儲電站可實現專案IRR 8%以上。
例如一個典型的光伏電站，儲能系統可用作減少棄光率，同時參與調頻服務：
核心假設：
裝機規模100MW，參考目前政策要求，一般儲能配置功率為電站功率的10%-20%，配置時長為2小時，因此假設配置儲能系統容量為15MW/30MWh。
參考多篇知網文獻、行業協會及部分上市公司資料，考慮到專案地點、型別不同初始投資成本差異較大，假設典型光伏電站單位初始投資成本約3。8元/W，典型儲能單位初始全投資成本為1。8元/Wh。
假設光儲電站部分設施共用，其中固定資產佔比約80%，年均運維費用約佔投資的1%。
考慮到磷酸鐵鋰路線為國內儲能的主流路線，因此假設儲能採用磷酸鐵鋰電池，由於不含貴金屬回收價值較低，假設儲能殘值與光伏電站殘值一致，均為5%。
假設電站運營期為25年，其中逆變器壽命為15年，儲能系統僅儲存棄光電量時壽命為15年，參與調頻服務時壽命為5年。
在光儲電站實現減少棄光率+參與調頻服務時，可實現專案IRR 8。2%。
而針對“二次調頻”，擁有一個更細的補償方式，試圖建立一個市場機制，部分省市正在做一些試點。
如果參與二次調頻，相當於儲能參與火電、水電等發電機組市場化競爭，誰中標取決於誰的價格低、誰的反應速度快，此時儲能的優勢就體現出來了，整體仍然是為電網的穩定性服務。
對於電網側，由於國家發改委、國家能源局在2019年規定，抽水蓄能、電儲能設施不計入輸配電定價成本，也就是不計入上網電價，抑制了電網企業投資新型儲能的動力，更多新增裝機進入發電側。
但在2021年，政策有所調整和完善。據財新報道，國家發改委、能源局下發的《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》釋放訊號，不僅透露將建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，同時也明確了下一步探索將電網替代性儲能設施成本收益，納入輸配電價回收，這意味著電網側儲能成本未來有望得到疏導。
新型儲能商業模式的核心，在於建立良好的電力市場環境。
針對“誰為儲能買單”的問題，主要本著“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，比如一次調頻、二次調頻包括調峰等輔助服務，都是由發電企業、電力市場化、電力使用者等共同分擔，避免出現投資方與受益方的錯配和成本轉嫁。
隨著2021年風光等新能源發電佔比明顯提高，我國電力系統已經呈現出“雙峰雙高”
（雙峰：電網夏、冬季負荷高峰；雙高：高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）
、“雙側隨機性”
（風電、光伏發電具有波動性和間歇性，發電佔比提升後，供電側也將出現隨機波動的特性，能源電力系統由傳統的需求側單側隨機，向雙側隨機發展）
特徵，電網對調峰+調頻的需求越來越迫切。
為刺激電化學儲能參與電網側調峰、調頻服務，國家及各省密集出臺相關政策，明確儲能的獨立主體身份+獨立儲能參與輔助服務市場的補償標準，
從而確定了電網側獨立儲能的商業模式可行性及經濟性。
獨立儲能電站放電時相當於發電主體，充電時相當於購電主體。據天風證券測算，如果同時參與調峰+調頻市場，獨立儲能電站的全生命週期IRR可上升至18。61%。
核心假設：
儲能專案：建設成本（200萬元/MWh）、迴圈壽命（6000次）；
由於同時參與調峰+調頻需要更高頻的充放電，因此年衰減將達到3%，對應全生命週期縮小為8年；
調峰執行比例：每日完全充放電1次，放電深度90%；
調頻執行比例：由於每日完成1次調峰（完全充放電）需要4小時，因此當天用於調頻時長為20小時，保守預計調頻的年執行比例為80%。
對於電網側儲能的裝機需求測算：
調峰需求：隨著風光發電佔比由19年的8。6%上升至21年的12%，預計未來仍將進一步提升。
由於風光發電的波動性、間歇性，增加了調峰需求。
預計25年需求達6。3GWh，21-25年CAGR+69%。
一次調頻需求：由於風電、光伏等新能源發電不具備一次調頻能力，危害電網的頻率安全和穩定性，需要配備一次調頻能力（主要為加裝儲能）。
以國內新能源發電未配儲部分的裝機量為測算基準。
預計25年需求達7。3GWh，有望成為電網側儲能裝機量最大增量。
二次調頻需求：最大用電負荷增大，使電網對二次調頻的需求持續提高，以匹配發電功率與用電負荷。
預計25年需求達3。6GWh，21-25年CAGR+50%。
對於用電側，不像海外屬於電力市場化交易，電價高昂，國內由於電價低廉，戶用儲能市場空間還不太大，處於市場早期。
目前的商業模式主要是工商業透過峰谷價差機制獲得收益。
中國工商業使用者的用電量佔總用電量的70%。
比如水泥廠的成本結構中，電費佔了70-80%，一家10萬噸產能的水泥廠，年度電費一般在2億左右，電解鋁也是類似的情況。
在巨大的電力消耗面前，電價的峰谷差價就非常可觀。國家發改委在7月的新規中要求，調高峰谷差價的比例（4：1），也就是說比如最高的時候電價0。8元，那對應最低就只有0。2元，峰谷差價就超過0。6元了。
另外，部分省份還在推廣“尖峰電價”機制，它的價差比原先的峰谷電價還要高。
例如在江蘇省，有兩個低谷階段、兩個高峰階段，中間還有一小段尖峰階段，尖峰電價可能是你低谷用電的5倍價格以上。
這種情況下，儲能的作用就發揮出來了，相當於把低谷電價和尖峰電價起到了時移作用，用電量越大越明顯。
如果按照10萬噸級的水泥廠來測算，電價差價在0。65元左右，基本上4-5年儲能的收益就非常明顯。
據東方證券分析，
對於一般工商業來說，“兩充兩放”是套利場景下的執行策略，一般儲能配置時長約3小時。
不同地區的峰谷時段差異較大，一般情況下劃分為5-6個時段，其中2個高峰，2-3個平段，1個低谷。高峰一般持續時長約2-3小時，2個高峰間夾雜一個2-3小時的平段。
執行策略中一充一放在低谷高峰，另一個一充一放在平段高峰。
隨著中國電氣化率越來越高，負荷的峰谷差也越來越大。
例如浙江在2020年最大峰谷差達33140MW，最大峰谷差率超50%。
而在未來，隨著電動車的滲透率越來越高，電動車充電高峰期與電網用電高峰期吻合，也需要透過峰谷價差來引導負荷的時移。
如今，隨著光伏、風電發電量佔比越來越高，系統性佈局儲能的緊迫性也越來越強。
從動力電池到儲能電池，中國電化學儲能已進入規模化發展階段。
但要想實現高速增長的目標，還需要釐清利益分配、成本疏導等市場化機制，打通發電側、電網側、用電側儲能的商業模式。
結合海外戶用儲能和國內源網側配儲的強烈需求，新型儲能正掀起新一輪發展熱潮。
國內電化學儲能電池2021年出貨量較2020年增長超4倍，而全球新增儲能規模也同比增長了117%。
這將極大利好電池、變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）等創業企業，能誕生全球級的新興公司。
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