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近两年来，随着各地电网侧储能项目的纷纷落地并网，电网侧储能规模在2018年曾实现爆发性增长，根据CNESA储能项目数据库的统计，2018年新增电网侧电化学储能规模206.8MW，占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%。IHS Markit曾在2019年6月预计至2019年底有望达到838MW，占储能电池总装机的比例提升至35%，居各类储能应用之首，这些项目将主要集中在江苏、湖南、河南和甘肃四个省份，其他省份装机总量虽小但普遍存在电网侧储能大需求，电网侧储能未来装机潜力巨大。 尽管2019年国家发改委明确电网侧储能不能计入输配电价成本，导致电网侧储能发展态势遭遇急刹车，但我们依然认为电网侧储能具有旺盛的生命力。2019年下半年以后仍有若干电网侧储能投运或继续推进。比如青海开创性地采用了共享储能项目模式，装机规模32MW/64MWh，已于2019年12月开建，其由上海电气作为独立主体建设，拟完全依靠市场化运营，无需通过输配电价疏导。 ►电网侧储能装机规模测算 电网侧储能可提供调峰、调频等多种服务，但在同一时间一般只能提供一种服务，我们以目前相对较高的调峰辅助服务市场测算储能空间，2018年调峰辅助服务市场达52.34亿元，我们以平均0.5元/kWh推算，平均每日调峰需求达28.68GWh，我们假设年需求增长30%、储能系统每日充放电2次、储能时长2.5个小时。 预测2024年空间：按保守、中性、乐观三种情景，假设三种情景下储能渗透率分别为10%、20%、30%，中性情景下储能装机可达5.54GW/13.84GWh。 据中关村储能协会CNESA统计，2018年、2019年的电网侧新增储能功率分别为207MW、114MW，我们按平均储能时长2.5小时估算其容量，进一步测算2020年2024年的中性预测下储能的年均复合增长率，约为85.6%。 3.2 “光充储”一体化充电桩前景可观，合资公司有望形成竞争力 “光充储”模式可实现电能的最优化综合应用。光伏系统将太阳能转换为电能，储能系统通过制定最优充放电策略，以减少充电站的电力成本。 两大盈利模式：峰谷价差套利+减少容量电费成本。 我国对于大容量工商业用电实行“容量电费+电量电费”模式，通过配置储能，一方面通过储能在低谷电价时充电，高峰电价时放电可减少电量电费，另一方面由于用电负荷的高峰用电时段一般时间很短，通过配置削减用电负荷的“高峰段”，可以减少容量电费成本。 ►“光充储”一体化优势明显 缓解充电高峰对电网的冲击，峰谷套利，收益可观。目前，我国对充电桩用电一般认定为工商业用电，同样实行峰谷电价，因此公共充电桩配套储能可以利用峰谷电价差减少购电成本、降低容量电价。储能系统充分发挥存储能量和优化配置的功能，在夜间用电低谷时充电并存储起来，在白天用电高峰时释放给充电桩，为电动汽车充电，一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的冲击，另一方面通过峰谷差价，可以给充电站带来非常可观的收益。 解决动力电池退役“痛点”问题，变废为宝。随着首批新能源汽车退役潮的到来，据中国电池联盟预测，2020年动力电池总退役量将达20.9GWh，届时将有一大批退役动力电池待处理。储能系统被公认是最安全、最经济、最环保的动力电池梯次利用方式，光充储一体化电站可将退役动力电池“变废为宝”，进行二次利用，可同时解决动力电池退役“痛点”问题和光充储电站的电池供应问题。深圳光储充一体化充电站即采用了退役电池作为储能电站的电池，经过严格的筛选、排查和修复工作，成功将退役电池用在了储能系统里，并顺利运行。 有效解决土地资源不足和电网接入困难时充电站的建设问题。在以往电动汽车充电站的建设中，主要是以电网为主导。没有电网资质的民资或个体企业，在建设充电站的过程中往往可能会面临土地资源不足或电网接入的问题。光充储一体化方案充分利用了新能源发电的灵活性，极大方便了特殊地区充电设施的建设。 |
