贵州省提出配套储能要求 强配将带来装机增量 能行业市场现状与发展前景预测

据贵州省政府网站11月2日披露，贵州省能源局日前发布关于公开征求《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(征求意见稿)》意见建议的公告。

公告提出，支持煤电一体化项目优先并网，对未纳入煤电新能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，应按不低于新能源装机规模10%(挂钩比例可根据实际动态调整)满足2小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求;对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。

目前各地大多以行政手段对强配储能提出了要求，国金证券认为在电力发用电两端的预测趋于复杂后，配套灵活性调节资源对绿电运营的经济性助益未来会进一步体现。

因此，随着技术升级带来的系统成本下降，以及共享储能这类一次性投资较小、风险可控的租赁模式推广， 绿电企业配储或购买调节容量的自主意愿度将得到提升。

同时国金证券指出，强配要求下，电源侧仍会是增量装机的主要来源：大基地建设有强配储能需求，目前多数省份要求配套比例在10%~15%，即使考虑电厂配套其他灵活性调节资源对该指标的替代，以及共享储能模式下需求测算转至电网侧，保守估计2024年前实际配储比例低于10%，22~25年仍将带来3.3/5.7/8.5/10.6GW的装机增量，占三侧全部增量的约80%。

根据国家能源局预测，2025年新型储能装机规模将超过3000万千瓦，年均增速达50%以上。国家能源局相关负责人表示，国内新型储能技术将深刻改变未来电力系统结构和电力生产与消费格局。

中国能源研究会能源政策研究中心主任林卫斌在研讨会上表示，按照“三步走”的构建，预计风光新能源发电量占总发电量的比例到2030年将超过20%、2040年达到35%左右、2040年超过煤电成为第一大主体电源。

要实现从现在的12%到超过20%、35%的比例提升，甚至将来在碳中和情景下，风光新能源发电量占比达到60%左右，其中一个非常重要的支撑条件是要依靠储能的发展。

据中研普华研究报告《2022-2027年中国储能行业市场现状与发展前景预测报告》分析

全球碳中和的大环境下，对储能的需求与日俱增。随着储能订单的爆发和项目的集中开工，近日关于储能企业暂停订单的消息也不断传出，而其中的主要原因在于电芯不断涨价，又陷入了一“芯”难求的境地。

在年底并网的要求下，储能电池的需求大增。而今年以来，新能源汽车一直处于高景气周期，对动力电池也持续处于高需求状态。这意味着储能企业还需要与新能源车企“抢”电池。

业内普遍认为，储能电池市场供应的缓解中期看供需，长期看经济;从根本来讲，仍需解决供需错配问题，但产能完全释放需要一定时间。

根据国家发改委今年6月介绍，截至2021年底，国内抽水蓄能装机容量达到3639万千瓦，较2012年增加近80%。当前国内新型储能市场尚未形成稳定的收益模式。

专家指出，未来可再生能源大比例接入电力系统已经成为大势所趋，这其中储能的发展将是维持整个电力系统安全稳定的重要支撑，这也为储能产业的发展带来了巨大的机遇。

同时，储能行业仍面临着成本扰动、盈利困难和技术条件制约等问题。而在常规的抽水蓄能和新型储能技术以外，车网协同、与地下储气库联动，以及生物质和垃圾储能，也都是值得关注的产业方向。

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