随着中国碳中和“3060”目标的提出，以及全球各国对于气候变化的重视，光伏风电的发展在全球进入快车道。展望2022年，储能在构建新型电力系统中如何起到至关重要的作用？储能的成本下降路径是怎样？发展空间有多大？本次会议由瑞银证券电力新能源分析师严亦舒为大家深入分析！
双碳目标驱动光伏行业长期快速发展
2020年中国提出来2030年碳达峰2060年碳中和目标，意味着整个光伏行业未来会进入快速发展的通道来实现这一目标。为实现这一目标，2025年非化石能源占一次能源消费比重需要达到20%，2030年需要达到25%以上，以此目标倒推回来，十四五期间每年至少需要新增100GW的风电和光伏，十五五期间每年至少需要新增200GW的风电和光伏，才可以达到目标。
虽然长期增长趋势比较确定，但是2021年整个产业链也遇到了一些波动，比如供需错配带来的成本上涨，最主要是硅料环节，受限于硅料产能供需失衡。
2021年硅料价格从年初的84元每公斤，最高上涨到270元每公斤，硅片电池组件价格也纷纷上涨，以传导成本上涨，受到整个产业链成本上涨影响，平价项目回报率水平I2降到了6%以下。
终端电站运营商需求相对比较疲弱，组建电池的开工率也一直维持在较低的水平。
展望2022年，产业链供需会恢复到相对平衡的状态，成本会有所回落，硅料环节的新增产能应该会在2022年集中投产，预计到2022年底，硅料的名义产能可以达到97万吨，相比于2021年底的58万吨，是有较大幅度的增长，有效的产量可以达到80~85万吨，相当于270~290GW，因此硅料的供需失衡会得到显著的缓解，甚至可能会从供需紧缺过度到供需平衡，甚至过度到一定程度的供需过剩，硅料价格也会有显著的回落。预计到2022年下半年三四季度左右，可以看到硅料价格的明显回落。
随着硅料和组件成本下降，终端电站I2会有显著的提升。测算下来，如果硅料价格每降30块钱每公斤，组件价格可以降低一毛钱每瓦，终端电站的I2可以提升0.3~0.5%左右，因此现在比如说是5.5左右的I2有可能会提升到7%左右，所以这个项目的经济性会变得更加好，需求应该得到有效的释放。
2022年全年，光伏装机预测全球装机会达到200GW，国内装机会达到80GW，其中国内的需求会受到整县推进、风光大基地、保障性规模的驱动，所以成本驱动是核心因素，但是政策也是比较大的推动力。
首先看保障性规模，各省上报加总已经达到150GW以上，其中90GW要在2022年底要求全部并网，假设60%是光伏，40%是风电，50GW的光伏要在今年并网，风光大基地是从2021年启动以来，第一批的100GW风光项目已经在近期有序开工。第二批项目也在上报阶段，由于风光电源相对有间歇性和波动性，为了降低发电侧的弃风和弃光率，维持电网的稳定运转，风光大基地，同时也要求配备储能装置，形成风光水火储一体化。
从经济性上来看，分布式项目现在也具备了更好的经济性。在当前的硅料价格下，分布式项目的成本是3块5每瓦，集中式电站的项目成本在当前的硅料价格下是4块2每瓦，因为分布式的土地成本，路条费支架成本等等更加低，所以从成本上来说更有优势。
从电价上来说，去年以来政府是放开了电价的上浮范围，允许电价上浮20%，所以随着煤价的高起，涨电价的预期也越来越强。今年以来各个省份的交易电价都有所上浮，所以工商业用户尤其是用电多的企业，也更有动力在屋顶装光伏板，来达到自发自用，节省电费的目的。
从经济性的角度，整线推进也更具备经济性，用户和工商业用户也更有自发的动力去建分布式项目。所以我们认为分布式项目也会成为2022年，甚至整个十四五期间的国内光伏发展大的驱动力。中国光伏协会的预测分布式项目在十四五期间可能达到中国光伏需求的1/3以上，这几项加起来今年的确定性比较强，弹性会比较大。
看整个产业链的供需情况，今年整个产业链会从去年的供需紧缺过渡到供需平衡，甚至一些板块一定程度上出现供需过剩。因为在碳中和的背景下，无论是产业内的已有玩家，还是行业外的玩家，对于整个光伏长期需求发展都非常乐观，所以导致不可避免的出现新的进入者。
硅料板块今年新增的供给还是可能达到550GW左右。新增供给因为硅料的供应能力有限，不会完全开出来，但整个硅片行业还是会不可避免的出现一定程度的供需过剩。另一方面产能过剩对于行业内的玩家有风险也有机遇。比如对于头部的硅片玩家来说，因为产能效率比较高，成本比较低，相对来说会更有优势，尤其是整个行业，现在硅片尺寸越做越大，从166~182~210，大尺寸占比多的头部厂商，会更有优势。
双碳目标驱动电池储能长期快速发展
随着N型电池的推广，N型硅片需求也在提升，硅片的质量和纯度要求也越来越高。对于头部厂商来说，因为头部厂商的良率纯度都比较高，所以也是优势，但二三线厂商的成本相对更高，尤其是低效率高成本的产能占比比较大，并且小尺寸占比也比较高，在纯度和良率的提升上，相对会不那么具备竞争优势。所以在产能过剩的情况下，小厂商或者低效率高成本的厂商会有加速淘汰加速出清的风险。
电池和组件环节，组建环节会看到比较大的盈利弹性，2021年电池和组件受损比较严重，尤其是非一体化厂商，电池和组件，非一体化厂商，几乎去年全部都是亏损的，因为成本太高，组件和电池整体市场比较分散，议价能力也比较弱，所以很难把成本上涨转降下去。
现在的光伏玻璃成本在飙涨，天然气气价纯碱价格都是非常高的水平，但与此同时玻璃价格还维持在比较低迷的水平，导致去年年底有将近1万吨左右的新产能递延到2022年，占到整个行业将近20%的比例，递延到2022年的产量，如果今年的利润率水平还不是很好的话，还会继续递延，所以新增供给可能比市场想要小。
随着需求整个行业的需求复苏，玻璃的库存在下降，最近两三周已经看到玻璃的库存从顶点30天已经逐渐下降到27、28天左右的水平，所以需求在好转，供给比大家想的好，整个行业的供需格局会没有市场想的那么悲观。
随着新能源大幅开发利用，对于电力系统的消纳能力和稳定性也提出了一些挑战，因为新能源本身是间歇不稳定的，需要储能来平滑新能源，所以新能源配合储能可以增强新能源发电的稳定性、可控性和连续性，为电网提供稳定的支撑。
但是过去10年受阻于技术的不成熟，成本太高以及定价机制的缺乏，整个储能市场过去10年的发展是相对比较缓慢的。
2020年全球储能容量是191GW，但是抽水蓄能仍然是非常主要的形式，占到整个储能容量的90%，电化学储能容量是14.2GW只占到7.5%，因为这是抽水蓄能天然是有优势，比如说抽水蓄能可以长时间的储存大量电力，而且单瓦运营成本比较低，但抽水蓄能也有它的劣势。比如应用受地点限制比较大，只能在西部或者西北有海拔落差的地方建抽水蓄能，建设周期可能需要5年以上，初始投资也比较高，投资回收期比较长。
所以相比之下，电化学储能电池储能能量密度更高，寿命更长，充放电的速度也更快，效率更高，更适合电力的日内适宜调峰调频等等应用。电化学储能中目前还是以三元锂电池和磷酸铁锂电池为两种主要的形式。三元铁锂电池因为电压比较高，能量密度比较高，曾经是主导整个储能的市场，但是因为三元锂电池成本比较高，安全性问题比较大，所以越来越多的电池制造商选择用磷酸铁锂电池，后者的成本比较低，而且寿命比较长，安全性也比较可靠。
过去10年电池储能成本还下降了很多，过去10年下降了90%左右，2020年也下降了10%，主要得益于电池成本降低。
现在电化学储能成本还处在高位，没有办法得到非常广泛的使用。电化学储能目前的度电成本大概是5毛钱每度，光伏度电成本现在是3毛钱每度电，所以光伏加储能成本现在仍然能高达8毛钱每度电，这还远高于火电的度电成本，火电现在度电成本是三毛钱每度电，所以离光伏加储能或者风电加储能平价上网还是有比较大的距离，所以需要电化学储能进一步降低成本。
储能电池成本下降主要有三个主要的决定因素，第一个需要增加充放电循环次数以及电池的循环寿命，可以有效的摊薄储能度电成本。第二个提高能量密度，这也可以通过技术的改进，通过电池效率提升，稀释单瓦成本。第三个提升储能变流器的能量转换效率，以及整个储能系统的放电深度，意味着整个放电过程中能量损失可以得到减少，从而能量转换成本降低。
除了这三点主要因素，其他因素也很重要，比如改进生产工艺，电池制造商的批量生产，还有退役动力电池回收利用等等，这都是降低储能的成本途径。更进一步从成本拆分角度来看，电芯占到整个储能系统的价值量是最大的，占到储能系统50%左右的成本，而我们预计电池将引领整个成本的下降。
比如随着能量密度提升，充放电效率提升，电芯成本将从2020年7毛钱每瓦时降到2025年的5毛5每瓦时，降幅可以达到20%以上。另外一方面储能变流器，PCS占到整个产业链价值量是小于电芯的，大概占到15%左右，预计储能变流器成本可能从2020年的3毛6每瓦降到2025年的2毛6每瓦。
总体看下来，预计储能系统的装机成本可能会从2020年的1块6每瓦时下降到2025年的1块3每瓦时，这是整个装机成本成本下降另一个关键因素，是循环寿命的提高，预计整个储能的循环寿命在2025年前将得到非常大的提高。
储能长期市场空间展望
储能的应用场景非常广泛，从表前市场，比如发电侧的调峰调频，电网侧辅助服务等等，到表后降低用户的成本，用户工商业配储能自发自用等等。可再生能源加储能一直是储能领域最主要的应用，2020年可再生能源加储能的应用占到整个储能各种类型应用占比的48%。用户和工商业，电网的辅助服务，还有电网和发电侧的调峰，各自只占到8%和7%。展望未来，预计可再生能源辅助服务是储能关键驱动因素之一，调峰容量可能迅速上升为另一个主要的驱动因素。
蓬勃新能源预计是2025年可再生能源加储能在中国新增的储能容量中的占比可能保持在40%左右，调峰容量占比也可能从2020年的7%上升到2025年的37%。
最终整个储能的需求打开，要依赖于发电侧和电网侧，依赖于调峰调频能源套利等等形式，来达到整个大的需求增长。
除了成本下降，驱动储能市场快速发展的因素之一还是政策，因为储能的成本下降不是一蹴而就的，需要一定时间，但是政策上的推动可以有助于储能尽快的增加渗透率和配比。
从用户侧来说，鉴于成本比较高，政策启动政策激励的因素主要还是拉大峰谷价差，通过拉大峰谷价差可以激励用户侧安装储能系统。
中国的峰谷价差算下来是2.86:1，以峰谷价差来计算，用户侧配储能I2只有6%左右，不是非常有吸引力，这也是为什么2021年7月份，国家发改委发布了进一步优化储能分时电价机制的指导方针，这是中国首次提出分时电价概念。
从发电侧和电网侧来说，以国内市场光加储的应用为例，如果是光伏平价项目，配20%两个小时的储能，即便是1块7毛5的组件价格，I2也只有5.5左右，但是美国市场光加储的I2可以做到10%以上，因为储能可以享受到补贴，在美国市场储能配光伏是可以享受到 ITC补贴，在加州这种几率比较高的州，补贴会更多一些，所以I2甚至可能达到15%以上，对于光加储的经济性是很好的提高。
在目前独立储能电站还不能享受补贴，美国重建更好法案也提议给储能独立的补贴，过去它必须要跟光伏配套，现在重建更好法案是独立补贴给到储能，一旦通过会对美国的储能市场是非常积极的刺激，在欧洲项目也可以享受到储能设施的直接或者间接的补贴。
2019年5月份，国家对电网输配电价的政策有了变动，新的政策规定，电化学储能不计入电网的输配电价成本，变动对于电网侧配储能打击非常大，因为储能带来的成本等于疏导不下去，因为政府出台变动的考虑主要是因为电网加成是弊端，配储能的成本可能会传导到终端用户，这也是和政府降电价的趋势相违背的。
所以从这个角度来看，电网的成本加成要想恢复到2019年前的政策有一定难度。
目前来看政策的核心政策之一，是明确储能参与辅助服务机制。所谓辅助服务，调峰调频启动都算辅助服务。首先第一个是要明确储能的身份问题，虽然各类政策中明确了储能参与电力市场的独立身份，但是相关规则并不明确，包括储能参与市场的交易、结算、调度、并网，这些规则并没有得到明确，阻碍了储能的商业化发展。
第二个储能补偿机制需要合理化，现在储能不论加在电网侧还是发电侧，是纯成本项，需要各个地方去探索，使得储能放在发电侧也好，电网侧也好，是能够具有一定的回报和经济性。目前各个地方政府有做过的探索和应用，但是并没有得到全国广泛的推广，这也是未来的大的发展方向。
未来通过储能通过参与辅助服务市场，可以得到一定的补偿收益，目前还是存在一定的机制壁垒，但未来这块是会逐渐的有改善空间。
2021年12月底，国家能源给予发布了电力并网运行管理规定，还有电力辅助服务管理规定，辅助管理办法，随着两个细则的出台，整个辅助服务的市场规模会逐渐得到大幅增长。可以从海外市场吸取经验，海外市场现在的体量是中国的三倍以上，主要原因在于海外市场用户和工商业的终端电价比较高，所以储能的需求比较高，自发会有一定的需求。
另外海外的峰谷价差比较大，回报比较有吸引力，装储能的回报比较有吸引力。中央政府和地方政府都给予了储能政策支持。比如对于储能加光伏的ITC补贴，还有欧洲国家对于储能补贴，再有批发市场电力交易系统，比较先进的交易平台。
中国随着支持性政策和定价机制出台，是有望提高储能项目的回报率。
最后整个储能产业链的投资角度，从价值量来看，电芯仍然是价值量最大的环节，占到整个储能系统成本占比50%左右，储能变流器占到15%左右的价值量，能量管理系统，冷凝系统结构件等等。
从技术壁垒上来说，电新的技术壁垒比较高，所以老牌的动力电池电芯制造商会进入电网侧的储能比较有优势。储能变流器的制造商和储能系统集成商的渠道优势比较强，所以有一定的先发优势。
最主要的是储能变流器和系统集成商，这些玩家比较懂电网，这是专注于电新的厂商所不具备的，我们认为目前各市场上头部的玩家都各自有自己的优势，基于储能整个非常广阔的需求市场，以及目前非常低的市占率，我们觉得头部玩家会受益于市占率的提升，竞争力没那么强的三四线厂商会逐渐丢掉市占率，整个储能行业的集中度会逐渐的提升。所以我们认为整个储能行业的发展会进入到快速的通道，叠加上光伏快速降本增效，我们认为光伏加储能可以共同助力整个电力系统快速实现碳中和。
