储能政策解读电话会会议纪要

20210815 储能政策解读电话会会议纪要

四月份出台的加快推动新型储能发展意见中，首次提出十四五储能发展目标， 超过 50%复合增长。
到十四五末，核心关键指标看 1 毛钱的储能度电成本， 超过 1 万个循环，储能系统的售价低于 1 元/瓦时， 基本支持光储平价， 光伏成为主能源。 科技部认为技术上没有问题的，后
续光储平价目标在 2027、 2028 年。

后面为了落实四月份的指导意见，发改委颁布了分时电价，发改委领导认为十四五储能装机3 千万千瓦是保守目标，实际上储能的需求远远高于这个目标。产业存在痛点， 包括安全、商业模式等，这些痛点聚焦于储能定价和储能电力市场，定价这边，发改委领导认为在电源侧、电网侧和用户侧都应该有政策支持，具体到产业链的落实还是要看各地的细则目标，各地情况不一样。

上周出台局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力 增加并网规模的通知》，属于发展意见的一个解读，储能竞争性配置， 对于自建调峰资源情形，超过电网企业保障性并网以外的规模，初期按照功率 15%的挂钩比例配建调峰能力，按照 20%以上挂钩比例进行配建的优先并网， 超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照 15%挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照 20% 以上挂钩比例购买保障性并网以外的规模。各地新建的风光都配有 5%-10%储能，去年以来按照供应 15%挂钩，还需要慢慢的过渡机制，但没有解决痛点问题，后面的政策会跟上。用户侧核心还是要解决安全管理问题。Q： 用户侧已经出了峰谷电价的政策，但是在发电端还处于鼓励的状态，发电端优先并网，成本过高的话是不是会导致投资积极性降低？

成本过高肯定会有影响， 短期风光的快速发展对电网有挑战，风光配储能，最早是一部分风光企业积极跟电网企业合作，加了一部分储能，投资完后并网，风光成本已经到 1 毛 6 了，
相对于电网能有 1 毛钱的空间，风光企业少量配储能会对收益有影响。

没有强制风光企业配储能，只是一部分风光企业愿意配储能，额外投资布局，这部分叫保证并网，按各地不同原则去做的。现在肯定满足不了风光项目，之后就只是看谁配电网配的多，谁在配电网之后还能产生足够收益，还是希望设风光的门槛，然后让市场去选择怎么去并网。

大家如果找不到储能的盈利模式， 储能单单是成本的话，反而会限制风光的发展。
Q： 储能这块有没有成熟的技术？
储能是个短期概念，三类不同的跑道， 一个是做能量型的，支持风光平价，标杆技术也是常用技术就是抽水蓄能， 90%都是抽蓄， 剩余的就是铁锂，这块抽蓄和磷酸铁锂是标杆技术，抽蓄平均成本未来还会再降， 电力大规模储能还是用抽蓄； 锂电的储能成本今年因为价格上涨受影响， 去年开始技术成本其实也是下降的， 去年上半年， 平均规模储能项目 1.2-1.8 元，今年因为成本上涨，用户端到 1.3-1.5 元，小规模的储能项目 2 元左右的。 降到 1 元/瓦时以内，目前来看没有太大疑问，最贵的是电芯，动力电池这块市场也很公开，像一线宁德其实已经降到 3 毛钱左右， 降本从技术上来看已经没有太多问题了。只是项目还没有建设起来。储氢，储热等技术路线，还能做到更便宜，但标准也不太一样。目前抽蓄和铁锂 4 小时初始投资相差不大，光伏 25 年， 锂电至少更换 1-2 次，抽蓄 40 年不需要更换。

Q： 抽蓄还有多少空间？
可以开发的容量是很大的， 200Gwh 左右，但还是要看具体项目，如果太贵，基本超过 7k/8k的话开发意义就不大， 新能源储能很快就能把成本做到抽蓄以下。

Q： 新技术把成本降到抽蓄以下需要多久？
个人认为在光储平价，十五五末。

Q： 这次政策比较仓促？国家到底怎么考虑的？
17 年发了指导意见，当时把储能位置放得很高，去年提出两个一体化发展，出现了很多规模化储能的立项，当时跟国外情况差不多， 技术评价后， 大规模能源风光开始建设，也发现了一些问题，一个是安全问题，另一个是可持续发展模式，包括定价机制等等，储能作为能源性资产，它的定价机制波动性非常强。 今年政策指向性非常强， 看政策是很仓促，但实际上发电企业相关的政策可以追溯到 19 年， 当时执行的并不好，这次算是重申 19 年的政策，把电价落地， 连续 20 多个省出台了相关政策，现在是把这些地方的政策进一步上升到国家，通过储能去规范风光。它不是一个孤立的政策， 是个后续的补充政策，不算很突兀。 但资本市场反应比较大， 碳中和关键问题就在储能，储能属于卡脖子问题，强调碳中和就是强调储能， 实际资本市场的反应短期来看有点过度解读，储能目前总量非常小的，目前的总量跟风光和动力电池相比还是小规模， 短期不会对业务产生结构性变化。这还只是指导政策，具体还是要看每个省出台的细则。Q： 电化学储能成本？ 钠离子电池对储能影响？

要看价差多少，现在提的两个指标， 储能 1.5 元成本，峰谷差价对应 7 毛 5 价差，如果涉及到长时间储能，可能有 4 毛-5 毛价差。 具体模型假设有一定技术风险， 包括用户情况、 项目开发难度等等， 价差如果不够的话没办法去做配置。

钠离子电池还处于相对早期，技术状况不是特别透明，基本路线可能和成本没法均衡， 循环次数还是要靠正极材料突破。钠离子电池的吸引力在于材料成本上能突破天花板，不过这个技术还是需要时间去优化工艺，目前很难判断， 钠离子和铁锂产生竞争或替代还是需要至少五年以上的时间， 不排除在铁锂做的不理想的领域可以应用钠离子，借此打开市场。 长期还是比较看好钠离子这个方向的。

Q： 对比国外，国内户用储能发展前景？
国外和国内情况不太一样，国外社区家用，峰谷价差明显，国内目前来看，户用储能有两个问题： 一个是收益不好，峰谷定价套利和用户侧储能投资错配； 第二个是安全性，对安全要求高。 未来户用储能还是要看电价政策，把储能商业模式厘清。 户用这边不会出现快速增长，还是遵循市场规律，是一个渐进式。电源侧快于用户侧。

Q： 电价涨价可能性？
基本上能源局不管电价， 电价是看发改委， 总体国家是要降低电价，从和发改委沟通来看没感觉要涨价，可能峰谷价差会有变动，但平均电价上涨可能性不高。

Q： 火电改造与储能的竞争关系？
现在大部分还是火电，但比例在下降，火电的改造成本很低的，比储能低很多， 但火电运营成本很高。 从现在电源市场竞争来看， 还是火电作为能源主力、 储能为补充， 两者并不是竞争关系。