中国储能网讯：大储招标持续高增长，根据EESA统计，23年国内大储累计招标超30GW/60GWh，同比+125%/68.5%，当下“十四五”已经过半，为了探讨未来新能源装机情况，把脉发电侧大储未来空间与释放节奏，储能领跑者联盟于2024年1月2日特别邀请资深专家通过线上会议的形式进行分享与探讨，以下是会议核心观点与访谈记录。
核心观点
1、个人判断24年新能源指标可能会略有萎缩、下滑至1.5亿千瓦左右（150GW）；25年在叠加部分“十五五”大基地项目的提前释放后，预期新能源整体指标释放会在1.8亿千瓦至2.25亿千瓦左右。24、25年将会是新能源电站项目集中落地期，预期每年装机增速在20%以上。
2、未来电源侧配储的比重有望继续提高。23年整体电源侧平均配储约18%-22%、2个小时，个人判断后续整体配比或将达到20%-25%，伴随着新能源装机的增长，需求有望不断增长。
访谈记录
Q：“五大六小”等发电企业如何制定其“十四五”新能源及储能装机目标？
新能源装机目标：从发展的目标来讲，各大集团实际上是按照“十三五”时期提出的“双碳目标”、结合自身集团的火电与新能源装机情况、资源禀赋、资产结构/投资能力等情况制定的“十四五”新能源装机目标。
•目标装机量：有的企业“十四五”期间新增新能源发电装机目标可能近1亿千瓦（100GW），有的企业可能是4000万-5000万千瓦（40GW-50GW）。
•目标设立与“双碳政策”匹配性：大部分发电企业在设立目标时，都会把完成“双碳目标”的时间节点向前赶一赶。按照2030“碳达峰”的这个目标线来看，大部分企业会提前3-5年左右的时间完成目标。也就是部分本身新能源发电占比高、资产结构好、投资能力强的企业可能在“十四五”末期就能够安装完成“碳达峰”所需求的新能源装机目标。对于火电资产占比较高的发电企业，其制定的目标可能是在2027或者2028年达到“碳达峰”状态。
•各地方政府指标释放、配合情况：从区域来看，除了个别因为消纳、送出等原因导致的新能源发展相对授权的区域以外，大部分地区，尤其是中东部地区指标释放是非常积极的，甚至部分地区已经把“十五五”期间的指标拿到“十四五”来释放，提前给到开发的业主。
•目标的执行情况：不同的企业执行的情况不同，整体都是在努力地按照“十四五”各企业制定的目标去推进，虽然中间经历、面临了包括退补、组件价格较高、海风建设难度大等各种困难与问题，但是整体的建设速度基本与目标相匹配，甚至从指标的角度来看，都是超预期完成的。
储能装机目标：最初的时候并没有制定比较明确/有确切值的储能装机目标，储能的装机是根据各省在新能源装机的时候，根据当地的电网能力、新能源装机结构、地方政策等因素，因地制宜地来发展、安装储能。这也给了储能招标、装机不断超预期的空间。
Q：对于23年新能源装机量的看法？
按照目前市场上一些协会的初步统计，23年整体装机量约2亿千瓦（200GW）。前三季度装机约1.6亿千瓦，已经完成了国家能源局年初工作报告中全年新增风光1.6亿千瓦的目标了。
Q：对于24、25年新能源指标与装机量的看法？
招标方面：
部分地区已经提前将“十五五”的指标下放至“十四五”，对于这些地区而言，后面两年的主要任务更偏向于指标的优化工作，统计一些因为土地、环境等等因素无法落地的指标，释放新的指标来替补短期无法落地的指标。同时，由于招标量基数的增大，后面两年也不会像前三年一样有非常大幅度的增长，之前单一年份的大基地、集中式电站、分布式电站累计指标容量可能达到2亿千瓦。
个人判断， 24年指标释放可能在1.5亿千瓦左右；25年可能会叠加部分“十五五”时期大基地项目（2亿千瓦）的提前释放、在24年的基础上增加20%-50%，对应约1.8亿千瓦至2.25亿千瓦左右。
装机交付方面：
•第一批风光大基地并没有100%完成，原则上24、25年会对于第一、二、三批的风光大基地进行抢装交付。个人判断，大基地方面还会有近1亿千瓦（100GW）的项目兑现、交付。
•特高压通道建设的完成带来项目建设进度的推进。在“十四五”前期、特高压建设存在一些滞后的现象，预期随着特高压建设的完成、发电企业的建设速度也会相应提高。
•部分项目受之前组件价格影响、土地、电网等因素影响，落地情况较差，未来组件价格的下降等因素，这些项目也会陆续落地。
个人判断，24、25年新能源装机量能够保持每年20%及以上的增速，主要考虑到：1）全社会整体新能源建设的能力；2）电量需求的增长；3）消纳能力：目前分布式的发展增速也接近瓶颈，部分局部地区的消纳能力越来越弱，甚至原则上一些分布式能源不能高于110KV进行反送电，实际上已经出现220KV电压接入等级进行反送电的情况了；4）产业链的健康发展。
Q：对于电源侧配储的情况？
集中式：
•配储项目比例：包括保障性项目与市场化项目，其中保障性项目没有配储的需求。根据落地的情况来看，“十四五”早期保障性的项目占比约60%-70%，随着新能源装机的增加，根据个人统计，23年至少有50%的项目为市场化项目，需要通过配建储能或者火电灵活改造、建设抽水蓄能的方式来进行并网、消纳。
•配储要求：每年配储的比重都在增加，23年整体平均配储约18%-22%、2个小时，部分区域配储要求达到了配储40%功率、2小时。个人判断，未来储能配比保底要求为20%、2小时的水平。
•实现路径：包括自建储能和容量租赁两种，目前市场上存量的项目中70%为自建储能项目、30%为容量租赁，未来容量租赁的比例会逐步提高，阶段目标提高至50%左右。容量租赁占比提高的主要原因包括：1）相较于自建，租赁成本低；2）自建储能调用率低，投资收益低；3）租赁大部分为电网侧储能，本身调用率较高。
大基地及送出通道：第一批大基地项目主要是围绕着原有的火电、水电送出通道进行建设的，本身送出通道周边就具有一定的调频、调峰能力，所以基本没有配置储能。但是未来随着包括沙戈荒在内的新大基地项目的落地、新的特高压通道的建设，大基地或者通道也会要求配置相关的储能，例如部分通道要求配置通道功率20%-30%、2-4小时的储能。
分布式：目前分布式储能还处于个别区域的试点阶段，还没有看到分布式强制配储的情况出现。但是，由于部分地区的分布式能源的消纳能力接近瓶颈、出现向更高等级电网反向送电的情况，个人判断在未来的1-2年，在部分区域也会开始进行分布式配储，整个节奏会相对比较缓慢，不会像集中式或者大基地一样，很快地全面铺开，还是会根据各地方的消纳能力、资源禀赋等情况综合考虑。
Q：新能源电站配储的节奏如何？
早期项目实际上对于配储的要求并不高，储能也不是新能源并网的前置条件，所以储能的招标滞后于新能源的招标，通常新能源电站投产前才会对储能项目进行招标。考虑到储能的招标、建设周期，储能项目的完成通常滞后于新能源并网3-6个月左右。
23年很多区域是把储能的建设作为新能源并网的一个前置条件，储能的招标基本在项目投产前的2-3个月左右。对于光伏项目而言，基本上储能与光伏组件同期招标，建成时间也相差不大；对于风电项目而言，储能通常会在主机招标后3-6个月进行招标，主要因为风电项目的建设周期较长。
Q：对于EPC价格跌破1元/Wh的看法？
目前主流依然是最低价中标的模式，但是越来越多的业主开始关注安全性、稳定性、系统效率等指标，哪怕是采用EPC的模式，可能也会在合同中约定电芯的厂商、对应产品的参数等等。
Q&A
Q：如何提高发电侧配储的调用率？当前的调用能否根据电站自身的出力情况调整充放？
目前新能源配储的调用率不高，电网侧调度率可以达到20%-30%左右，电源侧基本上不调度。目前无论是一充一放还是说两充两放都需要接受电网的调度指令执行，不能按照自身的出力情况调整充放。
Q：火储联调与电化学储能之间的竞争优劣？
两者之间定位不同，两种方案的核算方式也不同，不太好横向比较。
火储联调、水电联调模式属于传统电源常规性的调整，在新型电力系统中，对于传统能源的定义就是要做好基础保障、保供工作。
储能更偏向于电力系统的填补，无法成为基础电源或者主导电源。
Q：对于长时储能的看法？
目前液流电池、压缩空气、制氢储能的技术路线都比较成熟，尤其是压缩空气和液流电池，其落地规模和市场份额在逐步提升。长时储能主要应用在新能源装机比例较高的地区，未来随着特高压通道的建设完成，西北地区对于长时储能的需求空间会有较快的提升。它们的缺点是目前商业化模式刚刚起步，整体规模不大，投资成本偏高，导致其自身的价格偏高、竞争力偏弱。
制氢储能目前呼声也比较高，目前内蒙古对于制氢也比较支持，短期内蒙古区域氢能会得到比较好的发展，长期来看，还是取决于不同技术路线之间的整体产业规划落地情况，包括成本、下游需求等因素。除了内蒙古以外，像北方吉林、河北等省市，南方比较富裕发达的区域，沿海的区域也有把制氢作为重点发展的产业之一，例如吉林白城提出逐步打造成为国内领先的千亿级氢能产业集群的目标。
Q：对于电源侧配储比例未来趋势的看法？
从总量的角度来看，目前基本接近15%-20%的功率配比，未来按照20%-25%功率配比比较合适，能够比较合理地满足一充一放的需求，超过25%的必要性目前看下来也没有很高。从区域上来看，部分区域的配比可能要达到40%、3小时以上。
Q：对于海上风电配储的看法？
个人判断长期来看，海上风电依然是要配备储能，但是目前海上风电依然在平价之路上，部分项目的上网电价已经低于火电标杆上网电价了，还需要想办法保证项目的基础盈利性。在这个时候额外增加其投资成本，不利于产业的发展。
