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2020年儲能呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，今年依舊延續(xù)了這一趨勢，但是電化學(xué)儲能如何參與配儲，何時能盈利，仍是一個懸而未決的問題。近日，東吳證券一份儲能行業(yè)深度報告以并網(wǎng)側(cè)（發(fā)電側(cè)）、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、輔助服務(wù)四個方向追蹤并給出了四個方向的盈利模式以及實現(xiàn)經(jīng)濟性時間點的推斷。

從2020年來看，全球新增鋰電儲能裝機占比中，可再生能源并網(wǎng)配儲占比48%，用戶側(cè)儲能29%（包括工商業(yè)和戶用），電網(wǎng)側(cè)用于調(diào)峰調(diào)頻的儲能新增裝機占15%左右，用于輔助服務(wù)的新增儲能占8%。
2021年并網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)成本為1.5元/Wh左右

并網(wǎng)側(cè)主要是指大電站配儲。以全球來看，2020年并網(wǎng)側(cè)的儲能應(yīng)用裝機占所有儲能新增裝機的48%，達到2.6GW/5.5GWh，同比增長156%，而且也將持續(xù)成為后續(xù)幾年的儲能發(fā)力最大的方向。

2020年我國并網(wǎng)側(cè)新增儲能0.5GW，同比增長405%。隨著大電站配儲比例的提升，2020年我國風(fēng)/光利用小時數(shù)為2097h/1160h，風(fēng)光發(fā)電的利用水平有很大改善。隨著我國對可再生能源電站做出配儲相關(guān)規(guī)定，并網(wǎng)側(cè)儲能裝機總量將會有更大的增長。

報告測算后認為，2021年并網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)成本為1.5元/Wh左右，是儲能經(jīng)濟性的拐點。報告提出，假設(shè)100MW的運營規(guī)模，配儲20%X2h，循環(huán)次數(shù)為7000次，每天充放一次，按照配儲后電站4.5元/W的綜合成本計算，1）一類地區(qū)發(fā)電小時數(shù)為1100h，上網(wǎng)電價為0.51元/kWh以上具備經(jīng)濟性；2）二類地區(qū)發(fā)電小時數(shù)為1300h，上網(wǎng)電價為0.42元/kWh以上具備經(jīng)濟性；3）三類地區(qū)發(fā)電小時數(shù)為1600h，上網(wǎng)電價為0.36元/kWh以上具備經(jīng)濟性。
東吳證券建議，如果要繼續(xù)提升大電站配儲的經(jīng)濟性，需要從提高循環(huán)次數(shù)和降低成本兩方面入手。以100MW的運營規(guī)模、配儲20%X2h為例，假設(shè)發(fā)電小時候為1300h，上網(wǎng)電價為0.34元/kWh，1）若配儲后電站單瓦成本4.5元/W，則循環(huán)次數(shù)提升為9000次以上比較具備經(jīng)濟性；2）若循環(huán)次數(shù)為7000次，配儲后電站成本下降至3.6元/W以下具備經(jīng)濟性。

用戶側(cè)儲能主要為自發(fā)自用+峰谷價差套利

儲能在用戶側(cè)主要是指與工商業(yè)、戶用等分布式電源配套或作為獨立儲能電站應(yīng)用。2020年全球用戶側(cè)儲能新增裝機中分應(yīng)用裝機占比29%。其中工商業(yè)為1.1GW/2.5GWh，戶用為0.4GW/1.0GWh，合計1.5GW/3.5GWh。

用戶側(cè)儲能主要用于滿足電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、節(jié)約容量電費、提升電能質(zhì)量等。目前海外因為使用市場化電價，自發(fā)自用已經(jīng)具備高經(jīng)濟性。這跟海外電價 遠高于國內(nèi)有關(guān)。
東吳證券認為，峰谷價差套利，需要價差在0.7元/kWh以上才具有經(jīng)濟性。

假設(shè)循環(huán)壽命為5000次，儲能固定成本1.55元/Wh，在電價谷值0.25元/kWh時充電，在電價峰值0.95元/kWh時放電，即峰谷價差達到0.7元/kWh時，儲能的收益率達到9.82%，具備經(jīng)濟性。
7月29日國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》規(guī)定，上年或當(dāng)年電網(wǎng)預(yù)計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。文件精神以拉大峰谷電價為主導(dǎo)，刺激用戶側(cè)儲能發(fā)展。

從2021年國內(nèi)工商業(yè)電價來看，50%的地區(qū)可以達到3:1峰谷價差要求，價差值在0.5-0.7元/kWh，東吳證券據(jù)此測算的套利收益率為-0.6%-9.8%。若峰谷電價差提高到4:1，即價差值在0.75-1.05元/kWh，則峰谷價差套利收益率為12.4%-27.9%，這時候已經(jīng)具備較高的經(jīng)濟性。

按報告測算，目前有8個省市峰谷差率超過40%，具備儲能峰谷套利空間。8個省市分別是廣東、江蘇、山東、浙江、北京、江西、河南、湖南。

磷酸鐵鋰可做電網(wǎng)側(cè)儲能主力

電網(wǎng)側(cè)主要是指電力市場用于調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)的項目，共占15%。2020年全球電網(wǎng)側(cè)新增儲能裝機806MW，同比增長58%。就我國來說，電網(wǎng)側(cè)儲能所占比例更高，為27%，在2020年新增裝機數(shù)字是446MW，同比增長46%。
雖然目前電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰主要是依靠燃氣輪機機組和抽水蓄能機組，但隨著儲能成本下降，電化學(xué)儲能調(diào)峰的應(yīng)用已經(jīng)日漸增多。

報告對抽水蓄能、磷酸鐵鋰、三元、鉛蓄電池的度電成本進行對比，分別是0.27元/kWh、0.59元/kWh、0.78元/kWh、0.94元/kWh，以此來推算，在2021年抽水蓄能仍有較大優(yōu)勢，磷酸鐵鋰在服務(wù)費0.7元元/kWh以上的收益率可觀，若成本下降到0.3元元/kWh以內(nèi)，才能有望大量參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻。

在電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰方面，已經(jīng)有多地出臺政策，鼓勵儲能參與調(diào)峰。報告認為，調(diào)峰服務(wù)費以0.4-0.6元/kWh為主。報告認為，適當(dāng)下降調(diào)峰申報價格，能使調(diào)峰向自主參與的方向發(fā)展。

儲能系統(tǒng)參與調(diào)頻，報告認為，電化學(xué)儲能具備明顯優(yōu)勢。報告給出了磷酸鐵鋰、三元電池、超級電容的儲能里程成本對比測算，三者分別為5.13元/W、6.42元/W、13.29元/W。目前功率型磷酸鐵鋰電池已在電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場中獲得較好收益。

國內(nèi)多地采用容量補償和里程補償相結(jié)合的AFC調(diào)頻服務(wù)補償方式，補償價格為5-8元/MW。

5G基站將是值得儲能深耕的良田

輔助服務(wù)主要是5G基站配儲。就全球來說，分應(yīng)用裝機占比8%左右。2020年全球在輔助服務(wù)市場新增儲能429MW。其中中國新增271MW。

因為5G基站功耗較大，其單機功耗是4G基站的2.5-3.5倍，配儲已經(jīng)具備必要性。而且5G單機一般需配儲3-4小時。磷酸鐵鋰電池因為安裝成本低、使用壽命長成為5G基站儲能首選。

截至2020年底，我國已經(jīng)建成超過71.8萬個5G基站，占全球的70%左右。2021年規(guī)劃新增60萬個，全球則大約新增85.7萬個。儲能在這一領(lǐng)域大有可為。 

原標(biāo)題：峰谷差0.7元儲能可盈利！儲能數(shù)據(jù)詳解！