【储能】储能数据详解峰谷差0.7元可盈利东吴证券.doc

储能数据详解 峰谷差0.7元可盈利 | 东吴证券 2020年储能呈现爆发式增长，今年依旧延续了这一趋势，但是电化学储能如何参与配储，何时能盈利，仍是一个悬而未决的问题。近日，东吴证券一份储能行业深度报告以并网侧（发电侧）、用户侧、电网侧、辅助服务四个方向追踪并给出了四个方向的盈利模式以及实现经济性时间点的推断。 从2020年来看，全球新增锂电储能装机占比中，可再生能源并网配储占比48%，用户侧储能29%（包括工商业和户用），电网侧用于调峰调频的储能新增装机占15%左右，用于辅助服务的新增储能占8%。 CCTC?01 2021年并网侧储能系统成本为1.5元/Wh左右 并网侧主要是指大电站配储。以全球来看，2020年并网侧的储能应用装机占所有储能新增装机的48%，达到2.6GW/5.5GWh，同比增长156%，而且也将持续成为后续几年的储能发力最大的方向。 2020年我国并网侧新增储能0.5GW，同比增长405%。随着大电站配储比例的提升，2020年我国风/光利用小时数为2097h/1160h，风光发电的利用水平有很大改善。随着我国对可再生能源电站做出配储相关规定，并网侧储能装机总量将会有更大的增长。 报告测算后认为，2021年并网侧储能系统成本为1.5元/Wh左右，是储能经济性的拐点。报告提出，假设100MW的运营规模，配储20%X2h，循环次数为7000次，每天充放一次，按照配储后电站4.5元/W的综合成本计算，1）一类地区发电小时数为1100h，上网电价为0.51元/kWh以上具备经济性；2）二类地区发电小时数为1300h，上网电价为0.42元/kWh以上具备经济性；3）三类地区发电小时数为1600h，上网电价为0.36元/kWh以上具备经济性。 东吴证券建议，如果要继续提升大电站配储的经济性，需要从提高循环次数和降低成本两方面入手。以100MW的运营规模、配储20%X2h为例，假设发电小时候为1300h，上网电价为0.34元/kWh，1）若配储后电站单瓦成本4.5元/W，则循环次数提升为9000次以上比较具备经济性；2）若循环次数为7000次，配储后电站成本下降至3.6元/W以下具备经济性。 CCTC?02 用户侧储能主要为自发自用+峰谷价差套利 储能在用户侧主要是指与工商业、户用等分布式电源配套或作为独立储能电站应用。2020年全球用户侧储能新增装机中分应用装机占比29%。其中工商业为1.1GW/2.5GWh，户用为0.4GW/1.0GWh，合计1.5GW/3.5GWh。 用户侧储能主要用于满足电力自发自用、峰谷价差套利、节约容量电费、提升电能质量等。目前海外因为使用市场化电价，自发自用已经具备高经济性。这跟海外电价?远高于国内有关。 东吴证券认为，峰谷价差套利，需要价差在0.7元/kWh以上才具有经济性。 假设循环寿命为5000次，储能固定成本1.55元/Wh，在电价谷值0.25元/kWh时充电，在电价峰值0.95元/kWh时放电，即峰谷价差达到0.7元/kWh时，储能的收益率达到9.82%，具备经济性。 7月29日国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》规定，上年或当年电网预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。文件精神以拉大峰谷电价为主导，刺激用户侧储能发展。 从2021年国内工商业电价来看，50%的地区可以达到3:1峰谷价差要求，价差值在0.5-0.7元/kWh，东吴证券据此测算的套利收益率为-0.6%-9.8%。若峰谷电价差提高到4:1，即价差值在0.75-1.05元/kWh，则峰谷价差套利收益率为12.4%-27.9%，这时候已经具备较高的经济性。 按报告测算，目前有8个省市峰谷差率超过40%，具备储能峰谷套利空间。8个省市分别是广东、江苏、山东、浙江、北京、江西、河南、湖南。 CCTC?03 磷酸铁锂可做电网侧储能主力 电网侧主要是指电力市场用于调峰调频服务的项目，共占15%。2020年全球电网侧新增储能装机806MW，同比增长58%。就我国来说，电网侧储能所占比例更高，为27%，在2020年新增装机数字是446MW，同比增长46%。 虽然目前电网侧调峰主要是依靠燃气轮机机组和抽水蓄能机组，但随着储能成本下降，电化学储能调峰的应用已经日渐增多。 报告对抽水蓄能、磷酸铁锂、三元、铅蓄电池的度电成本进行对比，分别是0.27元/kWh、0.59元/kWh、0.78元/kWh、0.94元/kWh，以此来推算，在2021年抽水蓄能仍有较大优势，磷酸铁锂在服务费0.7元元/kWh以上的收益率可观，若成本下降到0.3元元/kWh以内，才能有望大量参与电网调峰调频。 在电网侧调峰方面，已经有多地出台政策，