新能源储能行业研究:碳中和至,储能风起

首页 2021-06-01 17:37:12

一、经济性拖累前期推广节奏,能源转型持续催生储能需求

储能协助提升系统价值,电力系统中需求场景多元

电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统,需要源网荷储之间相互配合,共同助力维持电网的 稳定性。储能作为电力系统的蓄水池,协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。储能的 价值是依托于系统而存在的,在不同场景下储能需求有所差异,按照当前的应用场景划分, 主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向:发电侧储能用于大规模风光并网,通过负荷 跟踪、平滑输出等解决新能源消纳问题,实现电网一次调频;电网侧储能可布置于电网枢 纽处,既提供调峰调频等电力辅助服务,也可联合周边新能源电站提升新能源消纳;用户 侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响 应,实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。

电化学储能适用场景丰富,新能源配储带动储能需求提升。电化学储能在电网侧和用户侧 早已有应用,受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响,电化学储能在储能装 机占比仍处于低位。随着场景逐步丰富,电化学储能规模及占比持续提升,截至 2020 年,全球电化学储能累计装机 14.2GW(同比+49.2%),占储能系统装机 的 7.4%;国内电化学储能累计装机 3.27GW(同比+91.2%),占整体储能的 9.2%。值得注 意的是,20 年我国新增电化学储能装机达 1.56GW(同比+145%),配储政策释放储能需求, 国内新增储能装机首次突破 GW 大关。

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动力电池协助培育储能产业链,安全和经济性为核心关注点。动力电池多年发展为储能产 业链培育奠定基础,储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。储能项目共有安全和 经济性两大核心关注点,安全性影响竞争壁垒,经济性影响推广节奏。安全是储能推广的 首要条件,随着准入门槛和流程标准提高,电池、BMS 和储能系统设计更具针对性,储能 的安全性有望持续提升。经济性影响储能的推广节奏和产业链各环节话语权,经济性不满 足的情况下,储能建设多以强制配储为主,内生增长动力欠缺。

经济性:个别场景经济性已符合要求,内生增长动力仍需提升

电化学储能经济性仍有待提升,个别场景下已能满足收益要求。经济性影响储能自发性推 广节奏和储能产业链各器件话语权,当前储能项目初始投资成本仍较高,拖累储能项目的 经济性。此外,在储能实际运行过程中,售电收入的增值税、系统循环效率和储能寿命等 因素也会对储能项目产生影响。我们按照储能获取收益的典型模式,测算不同模式下储能 电站收益情况,当前高电价差区域的峰谷电价模式项目 IRR 较高,原有高补贴光伏电站配 备的储能项目收益率已经满足商业化运营的收益要求。

模型假设:储能 EPC 成本下降,电池寿命及充放电效率提升

储能 EPC 成本:储能的 EPC 建设成本与产品价格和放电时长均有关,20 年以来公示的储能项目 EPC 价格呈现下降态势,风电配储(1C,充电时间 1 小 时)的最低中标价格已经从 20 年初的 2.154 元/Wh 下降到 1.634 元/Wh,降幅达 24.1%。 光伏配储(0.5C,充电时间 2 小时)的最低中标价格从 20 年初的 1.448 元/wh 下降到年底 的 1.06 元/wh(降幅达 26.8%),其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池 倍率影响。

20 年底三家中标候选单位储能系统(0.5C,充电时间 2 小时)报价分别为 1.06-1.231 元/Wh, 考虑到土建等费用仍需资本投入,我们假设发电侧和电网侧 2 小时放电时长的储能 EPC 项 目平均建设成本为 1.3 元/Wh,用户侧储能因规模小,平摊到单 Wh 的土地成本和土建成本 较高,我们假设用户侧储能 EPC 建设成本约 1.6 元/wh。

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电池寿命:储能电池在使用一段时间后,电池容量会发生衰减,影响储能系统全生命周期 的平均充电深度。根据宁德时代储能产品说明书,在 25℃且 SoH(State of Health,电池 健康度)70%的限制条件下,不同冷却方案和充放电倍率下,储能电池的使用寿命在 5300 次-8000 次。我们假设在储能循环 6120 次(储能系统运行约 17 年)的情况下,储能电池 全生命周期的平均充放电深度为 85%,因 Soh 降至 70%以下后,电池仍有回收以及梯次 利用价值,我们假设残值率为 10%。

循环效率:储能系统由电池、PCS(储能变流器)、EMS(能源管理系统)、BMS(电池管 理系统)、支撑结构和其他电器元件构成。各转换器件在运行中均有能量损耗,导致储能系 统的充电量和放电量之间存在差值。从各公司的官网产品披露情况看,PCS 的循环效率在 95-99%之间,箱式储能系统的循环效率约 85%-88%以上,考虑箱式储能系统外仍有变压 器等能量耗损器件,我们假设基准条件下储能系统的循环效率为 85%。

需求场景:高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区 IRR 可达要求

储能系统的需求场景多元,当前主要分为发电侧自用、电网侧辅助服务和用户侧峰谷调节 模式等。储能在发电侧可以协助电源满足调度系统调节的需要,减少弃电量,增加售电收 入。按照 2020 年 5 月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》,发电侧储能电站可以 有两种不同的运作模式:(1)弃光严重时期作为自用容量,放电收益享受光伏电站的补贴 标准;(2)弃光不足时期作为调峰可用容量,享受 0.55 元/kWh 的充电补贴,放电收益按 标杆上网电价进行结算。此外,对于高峰谷电价的区域,一般工商业和大工业客户可以通 过储能系统在谷电价充电,峰电价时期自用,降低自身的用能成本。我们按照全年运行 360 天,每天一次充放电操作,测算不同场景下的储能电站收益情况。

发电自用模式:选择新疆、甘肃、浙江和西安平价电站进行测算,其中新疆地区光伏电站 的补贴电价采用原有三类资源区光伏电站补贴后上网电价 0.9 元/kwh,甘肃和浙江分别是 西部集中式基地和东南部分布式电站的代表。

辅助服务模式:电站可以用作调峰可用容量,辅助电网进行调峰调频,并获得调峰调频补 偿。当前电力市场辅助服务市场的调峰和调频补偿额度以市场竞价为主,火电、水电等发 电企业与储能、综合能源服务商共同决定辅助服务价格。以江苏《关于做好辅助服务(调 峰)市场试运行有关工作的通知》为例,调峰辅助服务最高限价为 0.6 元/kwh,未报价机 组临时调用价格为 0.15 元/kwh,对应的调频里程申报价格在 0.1-1.2 元/MW,辅助服务市 场报价范围波动大,火电等原有已装机电站的边际调节成本低,参与辅助市场的里程优势 明显,储能电站主要胜在响应速度,辅助服务市场对储能电站影响主要在于拓展收入来源。

峰谷电价管理模式:一般工商业及大工业用户是社会用能主体,用电高峰多处于峰电价时 期,用能成本较高。工商业及大工业用户可以通过储能系统在谷电价时期充电,峰电价时 期放电自用,协助降低企业的用能成本。此外,我们选用北京地区(峰谷价差最高)和山 东地区(峰谷价差中等)的峰谷电价,测算储能系统的收益水平。 经济性是影响储能自发性需求的重要因素。参考中国神华发布的产业基金公告(编号:临 2019-062),设立的国能基金可投资光伏、风电和储能等项目,股东回报要求门槛降至 6% 以上,一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。我们认为经济性是影响储能推广的 重要因素,原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区 的储能项目自发需求或将逐步释放。

经济性是影响储能自发性需求的重要因素。参考中国神华发布的产业基金公告(编号:临 2019-062),设立的国能基金可投资光伏、风电和储能等项目,股东回报要求门槛降至 6% 以上,一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。我们认为经济性是影响储能推广的 重要因素,原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区 的储能项目自发需求或将逐步释放。

发电自用模式:原有高补贴电价的新疆地区的 IRR 达到了 11.36%,受益于当地 1 元/kwh 的度电补贴,西安地区的 IRR 达到了 25.22%,甘肃和浙江储能系统 IRR 均低于 6%,当前 储能系统的经济性尚不能激发投资者自发购置需求;

辅助服务模式:新疆地区调峰补偿价格较高(0.55 元/kwh),IRR 亦接近了 6%,考虑到辅 助服务市场逐步走向市场化,新疆的固定调峰补偿金额已经接近江苏省调峰可用容量价格 上限(0.6 元/KWh),我们认为调峰辅助服务仍将以灵活性改造的火电为主,在解决储能参 与辅助服务市场主体身份后,部分火电灵活性调节不足或有高固定价格区域电化学储能需 求或增加。

峰谷电价管理模式:峰谷电价管理模式的经济性与当地的峰谷电价差息息相关,当前固定 电价模式下,北京用户侧峰谷电价管理 IRR 可达 12.23%(峰谷价差 1.13 元),山东省用户 侧峰谷电价管理 IRR 可达 4.52%(对应峰谷电价差为 0.72 元/Wh)。考虑到未来电力市场 化交易逐步普及,受套利行为反馈,峰谷电价差额及持续时间仍有不确定性,或影响用户 侧电价管理模式需求。

敏感性分析:补贴水平>EPC 建设成本>当地电价>电池循环寿命>充放电深度>循环效率

环境因素:广东平价电站配储 IRR 最高,峰谷电价超 0.75 元/wh 区域工商业配储已满足收 益率要求。储能依托于系统而存在,当地的上网电价及峰谷电价差是储能系统外最重要的 变量,显著影响储能的收益率水平。从电价敏感性测算看,高上网电价区域(广东 0.4529 元/Kwh)的发电侧自用容量模式 IRR 约 2.32%,储能系统降本后,存在弃电的风电光伏电 站配储需求或逐步释放;峰谷电价差超 0.75 元/Wh 的区域用户侧管理 IRR 亦超过 6%,满 足安全标准的工商业储能电站也有望逐步建设。

补贴与建设成本是影响经济性的关键变量,电池技术创新以及系统优化持续将带动储能经 济性提升。为比较不同因素对于储能项目收益率的影响,我们选取典型区域上网电价(甘 肃、浙江)和峰谷价差(山东)情况,针对发电自用模式以及峰谷电价管理模式,对各主 要影响因素当前数值以及潜在的可能性,进行敏感性测试,探究建设情况对储能经济性的 影响。按照 IRR 影响程度排序,补贴水平、EPC 建设成本、电池循环寿命以及循环效率对 储能系统收益影响较大。以当前情形测算,若每度充电补贴在 0.25 元以上时,甘肃和浙江 电站的发电自用模式储能电站 IRR 均能超过 6%。此外,从各项影响因素看,EPC 建设成 本、循环次数、循环效率和充放电深度均与电池有关,彰显电池环节在储能系统中的重要 地位。

二、路径推演:自发性需求分区域释放,技术进步稳步推进

区域特征:高上网电价区域内生需求率先释放

各省份上网电价差异明显,高上网电价区域内生需求有望率先释放。各省间风光平价项目上 网电价差异较大,西部资源区如新疆上网电价低至 0.2423 元/kwh,广东等高上网电价区域 可达 0.4529 元/kwh,储能项目 IRR 对当地上网电价敏感,高电价区域自发性配储需求有望 率先释放。

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多省峰谷电价差在 0.75 元/kwh 以上,调峰补偿仍将以火电为主。峰谷电价套利是用户侧 电化学储能早期推广的激励因素,受限于储能成本较高,峰谷电价管理节约的电费不足以 满足电化学储能支出成本。以北京、江苏等为代表的 4 省市一般工商业或大工业用电的峰 谷价差超过 0.75 元/kWh,当前用户侧峰谷电价套利空间仍在。

建设成本:技术持续推动产业链降本,海外直接从补贴入手

技术推动储能成本下降,国内铁锂电池降本远快于海外。储能系统成本仍处于下降区间, BNEF 预计 2025 年储能系统平均价格降至 203 美元/kWh,有望较 2019 年下降 39%,电 池是带动储能降本的主力。BNEF 储能成本统计范围为全球范围内的锂电项目,部分项目亦 采用了海外高价位电池。

海外多地为储能提供补贴,直接提升储能电站的经济性。储能系统降本是循序渐进的,美 国加州等地区在减税、储能补助推出扶持政策,直接降低了储能的建设成本,带动储能系 统普及。2017 年 10 月,美国推出 ITC 政策(Investment Tax Credit,投资税收减免),由 光伏充电的储能项目可按照储能设备投资额的 30%抵扣应纳税,直接提升储能项目经济性。 2020 年开始,新装居民及商业用户光伏设备减免比例将降为 26%(2020 年)、22%(2021 年),从 2022 年开始,仅商业用户光伏设备可享受 10%的减免比例,促进储能项目平稳发 展。此外, 2008 年美国加州 SGIP 计划(Self-Generation Incentive Program)将储能纳 入补贴范围,分布式光伏电站配备的储能$2.5/W 的补贴,2009 年补贴范围拓展至分布式储 能电站,随着技术进步 SGIP 补贴逐步降低,并在每一年按照申请时间划分不同阶段,各阶 段补贴逐步下降,加快储能建设节奏。

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循环寿命:超长续航电池仍在推进,系统协助延长循环次数

材料体系创新增强电池寿命,特斯拉和宁德均提出长寿命电池计划。长续航电池是车厂和 电池企业的共同追求,特斯拉亦于 19 年推出行驶百万英里的长寿 命电池规划,特斯拉长寿命电池通过使用大单晶结构,使材 料稳定性更强,不易在电池充电的过程中破裂,进而提升电池寿命,减少性能衰减。从电 池材料体系看,

系统保护和 BMS 优化,助力提升系统使用寿命。动力电池多年发展为储能产业链奠定了良 好基础,储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。比亚迪、宁德时代等厂商针对储 能系统推出液冷产品(BYD CubeT28、CATL EnerOne 等),增加储能电池的保护措施,科 工针对电池管理系统的三级架构逐步推广(单体电池管理模块(BMU)、电池组管理模块 (BCMU)、电池系统管理模块(BAMS)),华为针对电池组推出组串式储能系统,解决电池模 组串联失配、电池簇间并联失配、电池温升差异等问题,协助增加储能系统寿命。

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循环效率:针对性设计释放潜力,项目经验助力效率提升

系统优化助力效率提升,各器件均需协助增效。储能系统在运营过程中需要进行交直流转 换、电压升降、控制电池温度,各系统运营过程中也需要损耗电量,系统的循环效率与 BMS、 PCS、EMS 等器件作用有关。以 PCS 器件为例,PCS 负责系统的充放电、黑启动、并离 网运行功能、高低电压穿越和孤岛保护等功能,内部功率半导体的控制能力是决定 PCS 效 率的重要因素。此外,BMS 系统可以针对当地的温度情况灵活配置降温策略以及降温出口 方向,助力系统循环效率提升。

针对性配置降低器件种类,减少项目电力耗损。海外大型储能系统已经普遍采用 1500V 高 压系统,高电压系统有三方面的优势:一是与 1500V 光伏系统相呼应;二是系统能量密度 和能源循环效率会大幅提高;三是系统集成成本、集装箱、线损、占地和施工成本会大幅 减少。 从 21 年储能展参展厂商的产品布局看,针对光伏系统的 1500V 系统已经普及,阳光电源、 比亚迪、华为、索英电气等厂商提出适用 1500V 电压方案,减少光储系统额外器件和电费 损耗,带动储能系统成本下降。此外,随着储能项目增加,项目经验亦有望带动储能系统 优化,助力循环效率提升。

储能经济性稳步提升,23 年新能源自发配储需求或逐步崛起

储能经济性稳步提升,带动储能自发性需求。受益于电池降本以及针对性设计,储能 EPC 价格有望持续下降,考虑到潜在降本空间,我们预计系统降本速度或逐步减慢,预计 25 年 储能系统单位 Wh 成本或降至 0.9 元。储能电池技术进步降低储能衰减速度,我们预计电池 循环次数和全生命周期平均充放电深度均有望提升,25 年储能电池有望达到循环寿命 7920 次,对应全生命周期充放电深度 87.5%。循环效率提升主要受益于储能各环节优化,我们 预计 25 年整体循环效率有望达到 89%。

各省份收益率差异明显,23 年起部分省份新能源配储有望升至 6%以上。23 年起湖南和广东新能源配储 IRR 已经超过 6%,后续年份达到收益率要求省份逐步增多,自 发性配储需求有望在十四五末期大幅提升。

三、储能增加系统灵活性,系统价值、容量作用、安全价值并存

储能依托系统而存在,价值不止于充放电价差和调频里程。峰谷电价和弃电现象本质上是 电力在时空上存在着供需不平衡,通过价格和调度手段调节发电和负荷运转,促进电网电 力维持供需平衡。储能项目具备和电网双向互动能力,带有“源”和“荷”双重特征,其对于电 网的作用并非只有峰谷电量调剂,增加系统的稳定性,协助维持电力网络的瞬时平衡,是 储能对于系统的价值所在。此外,储能能够协助用电系统扩容,保障数据中心和基站的用 电安全,我们认为储能项目的经济性是影响储能推广的充分而非必要条件,储能的系统价 值、容量和安全价值亦将加速储能推广。

系统价值:增加电网消纳能力,降低电站系统弃电率

电网是需要瞬时平衡的系统,外送线路的容量和调峰调频余量均限制了电网消纳能力。在 电网运行过程中,外送线路容量有限,变压器变电功率限制了输出的最大电力,主变受阻 时需限制机组输出功率,造成限电。此外,调度系统需要为电源和负荷波动留出余量,全 额消纳意味着有充足灵活性电源/负荷调节,灵活性改造的火电和储能调节余量也是可再生 能源消纳的限制因素,可调节余量不足也会限制光伏电站的输出功率,造成限电弃电现象。

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储能种类与电力系统息息相关,抽水储能为前期发展重点,电化学储能占比持续提升。火 电站发电功率高,频率波动较小,储能需求更多来自下游负荷端的波动,抽水储能电站能 够满足前期大规模峰谷调节的需要。光伏与风电发电具有天然波动性,需要通过火电或者 储能进行频率和峰谷调节。相较于抽水和飞轮等机械储能,电化学储能能量密度高、场地 限制低、投资周期短,成熟度亦高于电磁储能等新技术。

风光装机量大幅提升拖累电网消纳水平,30/60 战略下电网消纳压力凸显。复盘风电光伏发 展历史,15-16 年光伏风电装机大幅提升,2016 年全国光伏/风电弃电率一度升高至 10/15% 以上,主要能源基地的弃电率在 30%以上,16 年以后限制高弃电区域装机、调度系统全力 保障新能源并网和电网建设等措施多管齐下,弃电率持续下降。30/60 战略下装机中枢已定, 2030 年非化石能源在一次能源占比将达到 25%,2030 年风电光伏累计装机达 12 亿千瓦以 上,我们预计十四五弃电率或将提升。

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储能抑制光伏出力的波动性,减少电网调度难度和功率输出限制,系统增益发电或远高于 储能电量。光伏出力受光照强度和天气情况影响,波动性较大,能源基地在可调节余量和 上网通道不足时,限制光伏电站总出力功率,导致弃电。一方面,储能可以增加光伏系统 出力(输出功率)的稳定性,降低对电网调节余量需求(收益:减少电站的辅助服务支出, 降低调度系统对电站的功率限制[基于调节余量考虑] ,在下游需求高时增加对电网的放电 量,降低弃电)。另一方面,下游需求不足时,储能系统可以直接储电,减少弃电量。

效益测算:储能协助降低弃电率,高弃电情况下作用显著。从系统角度出发,将储能项目 看做光伏系统的成本,测算不同弃光率情况下储能项目对整体系统的收益情况。假设配备 10%的储能,能够降低系统弃电率 10%,则弃光率高的地区配备储能后系统 IRR 显著高于 不配备储能电站,考虑 21 年后储能 EPC 逐步降本,储能对于系统的增益效果有望提升。

容量作用:降低客户容量电费,协助电厂极限调频

将发电侧节约成本内化为用电侧节约电费,协助用户侧快速扩容。在两部制电费标准下, 大工业用电除了依电表读数缴费外,还需要依容量电价缴费。终端客户用电曲线亦有起伏, 传统用电模式下需要为潜在用电高峰设置充裕变压器容量,提高变电站固定建设成本。通 过储能平滑用户侧的用电曲线,减少额外的电网建设和用户容量电费支出,将节省的电网 建设费用,内化为用户侧所节约的用电成本,协助用电侧和电网侧共享电网优化效益。此 外,在实际经营过程中,充电站和工厂扩容受到主变和配网线路等多处环节制约,电网核 准-施工等流程亦需要时间,储能协助终端用户快速扩容,安装节奏更为灵活。

储能深度参与火电调频,提高系统反应速度。根据辅助服务市场考核指标,除了调频里程 外,调频速度和调频精度也是影响辅助服务收益的重要因素。储能系统具备高低穿功能, 同时实现一次、二次调频和快速功率控制等多种运行模式,快速响应电网调度,支撑电网 能力更强。

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电力辅助服务补偿费用大幅增长,火电厂加配储能动力提升。从电力辅助服务补偿费 用的结构上看,19 年上半年调峰补偿费用总额 50.09 亿元,调频补偿费用总额 27.01 亿元, 合计 77.1 亿元(同比增长 70.80%),占总补偿费用的 59.17%。考虑到火电机组灵活性改 造能力限制以及储能调频精度/速度优势,我们认为虽然十四五期间大规模调峰调频等辅助 服务仍将由火电承担,火储调频场景也将支撑储能需求增长。

安全价值:协助数据与通信领域,保障电力供应稳定性

5G 基站能耗大幅提升,储能保障需求增加。根据通信协会测算,5G 基站平均能耗为 2700W, 约为 4G 能耗的 3-5 倍, 25 年新建设需求为 435 万个,带动锂电基站储能需求增长。

数据中心建设兴起,关注 UPS 电源需求。四部委于 20 年 12 月联合发布指导意见,探索建立电力网和数据网协同运行机制,降低数据中心用电成 本,加快数据中心节能和绿色化改造等主要任务。考虑到磷酸铁锂电池较铅酸电池循环次 数、使用寿命和环保等方面均有优势,数据中心储能需求有望增加。

四、储能市场增长空间广阔,经济性拐点有望来临

新能源配储需求旺盛,支撑储能快速增长

新能源装机快速增长,储能系统重要性凸显。双碳目标下新能源大幅接入为电力系统运行 提出挑战,储能协助提升可再生能源电能质量和并网率,提升电力系统的安全性,储能与 新能源发电、电力系统协调优化运行已成为实现双碳目标的必由之路。

新能源储能行业研究:碳中和至,储能风起

强制配储政策已出,带动储能需求快速释放。在《国家清洁能源消纳三年行动计划任务 (2018-2020)》带动下,国内调度系统大力保障清洁能源消纳,国内清洁能源利用率逐年 提升。我们认为消纳责任逐步转向电网与社会共担,新疆、青海、宁夏,山 西等主要清洁能源基地多设置了装机配储要求,储能逐渐成为优先进入新能源发电市场的 先决条件,21 年储能需求有望快速释放。

市场空间:降本与政策鼓励双管齐下,储能是未来的高成长赛道

短期来看,新能源强制配储及补贴政策带动,国内电化学储能进入快速发展通道。根据 CNESA(中关村储能产业技术联盟)预测,保守场景下十四五期间我国储能系统累计装机 CAGR 有望超 60%,25 年储能系统累计装机约为 35.5GW-55.9GW。

长期来看,能源结构转型和降本持续催生储能需求,储能是未来全球范围的高成长赛道。 根据 BNEF 预测,基本场景下(不考虑补贴支持政策),全球储能市场累计装机量预计将从 2019 年的 11GW/22GWh(PCS 装机/电池装机,下同)增至 2050 年 1,676GW/5,827GWh, 30 年间 CAGR 有望达到 18%。乐观场景下(补贴支持带动),考虑储能的正外部性,若政 策给予税收以及电价补贴,储能资本支出经调整后是基本情景下储能成本的 30%,则 2050 年全球储能市场规模将达 3.7TW/14.0TWh,是基本情景下 2050 年市场规模的两倍有余。 结构上,到 2050 年全球电网级储能项目预计占比约 70%,其余约四分之一为居民及工商 业用户侧储能。

测算验证:新能源配储打底,25 年储能电池需求有望超 60GWh

发电侧:21 年风光配储需求或达 8.31GW,25 年配储需求或超 20GW。强制配储政策下, 储能装机主要受各省份平价项目建设影响。根据各省份的风光累计装机占比及协会对于十 四五风光装机预测,按照储能配置比例要求,我们测算得 21 年潜在风光配储需求达 8.31GW, 考虑到年底抢装下,储能电站的建设节奏或滞后与风电光伏电站,我们预计 21 年风光配储 需求仍有望达 8.31GW。从十四五期间看,考虑到 23 年以前大部分省份新能源配储经济性 承压,弃电率仍处于低位,系统价值尚未显现,我们预计 21-23 年配储电站占比和储能配 置要求基本不变,行业增长主要来自可再生能源装机量提升。23 年以后储能项目价值和系 统价值有望逐步显现,我们预计配储电站占比和配置要求均会提升,25 年强制配储需求有 望超 20GW。

探索储能纳入输配电价回收,电网侧储能建设速度或回暖。征求意见稿鼓励储能作为独立 市场主体参与辅助服务市场,建立电网侧独立储能电站容量电价机制,研究探索将电网替 代性储能设施成本收益纳入输配电价回收,不能列入输配电价显著拖累了 19 年以来电网侧 储能建设速度,替代性储能设施列入输配电价后电网侧储能建设速度有望加快。用户侧储能主要受终端峰谷电价管 理需求影响,前期高峰谷电价区域支撑需求,随着储能成本下降,峰谷电价管理使用需求 有望拓展,容量价值有望显现。预计 25 年电网、电源侧辅助服务和国内用户侧储能需求有 望达到 2.35GW。

预计 25 年发电侧强制配储、辅助服务、电网侧和用户侧储能需求有望达到 22.6GW,对应 储能电池需求约 45.2GWh。考虑到磷酸铁锂储能反应速度和寿命均优于铅酸电池,我们预 计 25 年基站和数据中心也将大部分采用铁锂储能电池。以 19 年数据中心数量测算,对应 的储能电池需求约 14GWh,25 年数据中心数量有望进一步提升,叠加 25 年 5G 基站配储 需求约 5GWh,我们预计 25 年储能电池需求或可超 64GWh。

话语权:前期电池占核心地位,后期系统集成有望成行业制高点

核心禀赋构筑各细分行业壁垒。储能行业中,电池与 BMS 作为技术复杂程度较高的细分行 业,技术壁垒相对较高,核心壁垒分别为电池成本控制、安全性、SOC(State of Charge) 管理和均衡控制等;PCS 基于电力电子能量转换,发展较为成熟,核心壁垒为循环效率; 系统集成业务打通产业链,不仅需要涉及电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技 术,还要深度理解下游不同行业应用场景,未来的综合门槛较高。当前储能的运营模式仍 有待拓展,系统集成的核心壁垒为项目获取能力、成本控制与系统效率。

配储政策驱动阶段,成本重要性凸显,电池企业的话语权较高。根据 BNEF 统计,电池作 为储能系统核心,2019 年电池成本占储能系统的 50%以上。根据我们对 IRR 的敏感性测 算,除了补贴和峰谷电价等外部因素外,系统内对于 IRR 影响靠前的 EPC 建设成本、循环 次数和充放电深度均主要受电池影响。考虑到 23 年前储能项目收益率尚不能满足要求,强 制配储贡献项目主力,我们预计成本占比高且对收益率影响大的电池环节将掌握产业链较 高话语权,显著影响了终端运营商的投资决策。

新能源储能行业研究:碳中和至,储能风起

内生增长阶段,电站控制系统及循环效率等重要性逐渐显现,有整体解决方案的厂商有望 脱颖而出。储能的价值不止项目自身的经济性,更多来自于系统优化带来的收益。据《关 于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》,储能的独立市场主体地位有望得到 确认,在储能项目自身的经济性接近投资门槛后,储能系统控制和报价策略显著影响了辅 助服务收益。此外,对于火电配储和共享储能等商业模式,系统优化以及控制策略也是引 起项目间经济性差异的重要因素。储能作为交叉学科,懂储能、懂电网和懂交易的整体解 决方案厂商有望在后续竞争中脱颖而出。

安全与政策标准有望完善,带动行业集中度提升。当前电化学储能系统仍处于发展初期, 产品以及施工标准尚未完善,配储考核政策仍有待推出。此外,辅助服务市场已有针对储能响应时间和调节效果 考核,我们认为后续发电侧配储的实际运营效果监督仍将提升,进一步加速行业规范化进 程。头部厂商在产品安全和认证方面处于领先水平,如宁德时代家用储能方案已通过 IEC62619、UL 1973 等五项测试认知,比亚迪 BYD Cube T28 通过德国莱茵 TüV UL9540A 热失控测试,我们认为储能行业规范化后行业集中度或提升。

新能源储能行业研究:碳中和至,储能风起

双碳目标促进能源体体系变革,发电侧可再生能源和用户侧新能源车等灵活接入均对电网 稳定性提出较高挑战。储能协助增加系统的灵活程度,技术降本持续激发终端需求,强制 配储加速储能需求的释放节奏,储能市场有望进入快速增长阶。

话语权:经济性是影响终端运营商采购的重要因素,储能项目经济性的主要影响因素均与 电池有关,我们认为初期电池环节是影响运营商采购决策的重要因素,能够较产业链其他 环节获得溢价。储能经济性逐步满足要求后,商业模式更为多样,系统控制策略的重要性 凸显,懂储能、懂电网和懂交易的整体解决方案厂商有望获得终端客户青睐。

业绩弹性:20 年前储能行业规模较小,业务在主要上市公司中占比较低。在储能行业规模 快速提升的过程中,高储能业务占比公司的净利润弹性或更高,直接受益于储能行业的发 展。

渠道布局:海外高电价以及有补贴的区域,工商业及居民侧储能的经济性已经可以满足要 求。考虑到海外工商业储能购买需要渠道商进行销售和售后维修,渠道重要性凸显,有海 外渠道壁垒的公司有望直接受益。

五、风险提示

1、强制配储政策变动风险,配储条件变动风险

储能的经济性仍未到大规模推广阶段,强制配储政策是当前促进储能推广的主要动力。若 各地强制配储政策发生变动,或在具体实施过程中配储考核放松,储能建设节奏与新能源 电站的建设节奏脱节,将会拖累储能需求释放节奏,影响行业的景气度。

2、风电光伏装机增速低于预期

新能源配储带动下,储能的建设节奏与新能源建设节奏息息相关,若光伏与风电装机规模 不达预期,将会拖累储能电站需求,影响行业景气程度。

3、行业竞争超预期

储能行业作为长雪坡赛道,长期发展前景广阔,多家企业进入储能行业。强制配储政策下 运营商对成本关注度提升,储能企业的低价竞争策略更能发挥作用,若行业的竞争程度超 预期,将会拖累行业内公司的盈利水平。

4、 事故风险

安全性是电化学储能发展的首要条件,在行业规模提升后,若建设和运营环节出现事故, 或将拖累储能的建设节奏。

(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)

精选报告来源:【未来智库官网】。

 

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