智氪·新能源储能，新能源的又一个「扛把子」( 四 ) 文|范亮编辑|黄绎达过去

过去独立储能通过峰谷价差参与电力市场时，其从电网购电的价格，主要由上网电价+输配电价格+政府性基金及附加等构成。
根据中泰证券统计，输配电价和政府性基金及附加合计占购电价格的比例超过30% ，以江苏省为例，上网电价、输配电价、政府性基金及附加分别为0.4594、0.2110、0.0294元/kWh ，输配电价及政府性基金占用电价格比例为34.35% 。
若储能购电时不承担输配电价和政府性基金及附加，这一规定将大幅降低储能充电成本，提高峰谷电价差收益。

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图：独立储能购电价构成资料来源：36氪整理

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图：普通用户购电价构成资料来源：36氪整理
另外，根据各地公布的调峰补偿费用来看，整体也处于上升趋势。如南方区域的广东、广西等地在2022年的调峰补偿已明显高于2020年。以上的两种措施均会明显提高社会资本参与独立储能的收益，进而促进储能市场的发展。

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图：南方区域深度调峰补偿标准变化资料来源：36氪
储能空间有多大
不过，对于储能商业化的进程，二级市场并不是很担心。
投资者们早已开始为储能未来的光明前景下注，无论是去年大热的钠电池，还是今年异军突起的钒电池与重力蓄能，相关的概念股已经受到资本市场的热捧。
那么，储能的空间到底有多大？
根据天风证券测算，未来几年储能市场规模仍主要由发电侧强制配储贡献。预计21-25年国内发电侧储能装机量有望达到4.7/14.3/25.2/42.4/68.4GWh ， 4年复合增长率达到95% 。

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在电网侧，预计2021-2025年电网侧独立储能需求将达1.2/3.5/6.3/9.8/13.8GWh ，复合增长率约为85% 。

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图：国内电网侧独立储能装机量预测资料来源：天风证券， 36氪整理
也就是说， 2025年国内仅发网侧及电网侧的储能装机需求就会达到80GWh 。不过，与新能源汽车动力电池的装机量相比，储能仍是小巫见大巫。根据中汽协预测， 2025年国内动力电池出货量将会达到500GWh 。
但是，根据政策规划， 2025年仅是储能实现规模化发展的起点，根据海通证券预测，随着全球风光等清洁能源在能源系统占比的持续提高，储能未来的市场规模大概率会超过动力电池，达到1000-2000GWh 。
在储能市场具有确定性的、长期的增长下，正如前文分析，电池储能作为目前灵活性最强、成本适中的储能方式，将会在政策支持下，逐渐接棒“抽水蓄能” ，成为储能市场的主力。
那么，哪些行业将会因此受益呢？
从电池储能系统的具体构成来看，主要包括电池、电池管理系统（BMS）、变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、屏柜电缆以及土建安装等几大部分。
其中，电池在初始投资成本中的占比约为60% ，其次变流器占比约为20% ， BMS和EMS合计占比约15% 。储能系统投资成本占比最高的环节，自然也是价值量最高的环节，因此电池、变流器、BMS及EMS相关的企业将会最先受益。

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图：储能系统结构及成本构成资料来源：国信证券， 36氪整理

智氪·新能源 储能，新能源的又一个「扛把子」( 四 )

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