中國儲能網訊：我們認為，碳中和目標驅動能源市場發(fā)生深遠的變革，風光發(fā)電市場以迎來政策及經濟性雙驅動的增長階段。隨著可再生能源直接應用和終端電氣化程度的加深，可再生能源的波動性、間歇性等特點需要更多的儲能來穩(wěn)定電力系統(tǒng)；電力交易逐漸市場化，用戶側負荷及分布式發(fā)電設備使得用戶側儲能經濟性凸現(xiàn)；電力系統(tǒng)將需要更多的儲能及其它靈活性資源，以滿足能源的低碳、可靠、高效、經濟的發(fā)展需求，儲能市場快速增長，或將帶來一個新的萬億市場投資機遇。
摘要
我們認為，電化學儲能市場增長的核心三要素是：可再生能源占比（裝機&發(fā)電量）、電力市場機制（含政策）以及經濟性：1）可再生能源占比：傳統(tǒng)發(fā)電設備具有一定的調節(jié)能力，當可再生能源占比超過一定閥值后（約10~20%），傳統(tǒng)機組將無法承載可再生能源的調節(jié)壓力，儲能需求快速增加；2）電力市場機制（及政策）：通過政策和規(guī)則，儲能對系統(tǒng)的價值能夠充分發(fā)掘并傳導至用戶，為儲能大規(guī)模進入架設市場頂層設計；3）經濟性：“風光發(fā)電+儲能”vs“傳統(tǒng)發(fā)電+碳稅”的經濟性優(yōu)勢是儲能發(fā)展的持續(xù)動力，在歐美澳等市場已經具備儲能市場化驅動的條件。
高安全性&經濟性需求有望加速鐵鋰電池對三元電池的替代，碳酸鋰持續(xù)高位，鈉離子電池加速產業(yè)化。鐵鋰電池相比三元電池擁有更高的循環(huán)次數(shù)、更低的購置成本與更高的安全性，我們認為在對能量密度要求較低的儲能領域鐵鋰電池具備更強的競爭力，我們預計2022年鐵鋰體系電池裝機有望超過三元電池。另一方面，去年Q4季度至今，碳酸鋰單價上漲超150%，鋰電池成本與價格持續(xù)上升，在終端項目經濟性壓力帶動下，鈉離子電池的產業(yè)化得到加快。我們預計2025年鈉離子儲能電池的占比有望達到5%以上。
風險
全球風光裝機不及預期，各國儲能政策推進不及預期。
正文
儲能需求是如何爆發(fā)的？
儲能是新型電力系統(tǒng)建設最重要的其中一環(huán)
目前的降碳貢獻措施中，超過90%與新型電力系統(tǒng)相關，涉及通過直接供應、電氣化、能源效率、綠氫和生物能與碳捕獲和儲存相結合的可再生能源，近70%的碳減排貢獻率措施均與儲能的應用有直接或間接的關系。碳中和下新型電力系統(tǒng)的建設離不開儲能。
儲能是新型電力系統(tǒng)的重要基礎設施。電力結構中風光發(fā)電等波動式可再生能源（Variable Renewable Energy，簡稱VRE）裝機量及發(fā)電量占比持續(xù)提升，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中靈活可調資源（調峰電站、抽水蓄能等）充裕度不足以支持電網穩(wěn)定性、可靠性運行，我們認為儲能市場已達到由發(fā)展期到快速增長期的拐點。我們認為推進儲能建設是能源系統(tǒng)實現(xiàn)碳中和的必由之路，全球范圍內儲能裝機規(guī)模有望迎來高速增長。
圖表1：儲能是新型電力系統(tǒng)的重要基礎設施
資料來源：中金公司研究部
目前全球儲能市場發(fā)展到什么階段？
儲能技術多元，電化學儲能發(fā)展?jié)摿Υ?。儲能按照介質可劃分為機械儲能、電化學儲能、電氣儲能、熱儲能等類型，其中以機械儲能和電化學儲能應用最廣。
?機械儲能：借助水、空氣等作為儲能介質，通過機械結構做功，實現(xiàn)對電力的儲存、釋放和管理，典型的應用包括抽水蓄能、飛輪儲能等；
?電化學儲能：通過各種二次電池技術，如鋰離子電池、液流電池、鈉離子電池等來進行電力儲能。
目前抽水蓄能占主導地位，電化學儲能快速增長。抽水蓄能因技術成熟、成本較低在全球范圍內率先推廣，2000-2020年抽蓄儲能累計裝機規(guī)模占比超90%。但抽蓄儲能受限于地理位置及建設周期長等條件制約，且能量轉換效率僅約70%-75%，相比而言，電化學儲能資源可得性高、安裝靈活、建設周期短，2018年以來裝機規(guī)模快速增長，2020年全球新增儲能裝機中超80%為電化學儲能（CNESA）。我們認為隨著鋰電技術成熟及成本下降，電化學儲能應用需求有望得到快速釋放。
圖表2：2000-2020年全球儲能累計裝機規(guī)模份額
資料來源：CNESA，中金公司研究部
圖表3：各類儲能累計裝機規(guī)模
資料來源：CNESA，中金公司研究部
圖表4：各類儲能優(yōu)劣對比
資料來源：中國知網，中金公司研究部
我們聚焦于電化學儲能，通過復盤歷史裝機數(shù)據(jù)，我們發(fā)現(xiàn)海外市場儲能整體的發(fā)展較國內領先，目前已形成美國、日韓、歐洲、澳大利亞四大主要發(fā)展地區(qū)；從裝機結構看，與國內聚焦電表前需求不同，海外近年電表后市場成為儲能裝機的主要驅動力。
儲能需求增長的驅動力究竟是什么？
表前側儲能需求的本質是什么
波動性可再生能源增加電力系統(tǒng)不穩(wěn)定性，靈活性資源需求增長。波動性可再生能源（VRE）指具有波動特性且自調節(jié)能力較低的可再生能源，包括光伏、風電、潮汐發(fā)電等。波動性可再生能源發(fā)展初期，電力系統(tǒng)中可調火電及抽水蓄能足以應對VRE帶來的擾動，VRE發(fā)電量可盡數(shù)并網。隨著VRE裝機量和發(fā)電量逐漸提升，電力系統(tǒng)靈活資源不足，故產生了“棄電”或“零電價”甚至“負電價”。以美國加州為例，CAISO根據(jù)用電負荷曲線-光伏發(fā)電曲線得出一天內系統(tǒng)的凈負荷曲線：中午時段光伏集中發(fā)電、系統(tǒng)凈負荷下降；夜晚光伏停止發(fā)電、系統(tǒng)凈負荷上升，從而形成“鴨型曲線”。傍晚光伏發(fā)電下滑用電需求上升，需大量水電、氣電、儲能等靈活性資源快速爬坡發(fā)電以滿足電力需求。
圖表5：美國加州“鴨型曲線”
資料來源：CAISO，中金公司研究部
靈活性資源需求將隨VRE發(fā)電量占比提升而增長，大體可分為如下幾個階段：
?萌芽期（VRE占比≤10%）：可通過系統(tǒng)原有靈活性資源（如抽水蓄能、火力調節(jié)等）進行調節(jié)，風光發(fā)電量對系統(tǒng)影響較小，系統(tǒng)存量靈活性資源充足，對新增儲能需求較小。
?起步期（10%≤VRE占比≤20%）：當VRE占比超過10%后，原有系統(tǒng)調節(jié)能力開始不足，頻繁的調節(jié)開始降低傳統(tǒng)火力機組的經濟性，風光發(fā)電的波動性將對電網造成一定影響，對靈活性資源需求開始增加，表前儲能增速較快。
?快速發(fā)展期（20%≤VRE占比≤80%）：此階段VRE占比提升對靈活性資源需求將快速增長，傳統(tǒng)火電的調節(jié)頻率和深度大幅增加，日內部分時間段火力機組有可能全部關停轉為備用，表前儲能、表后儲能均得以快速發(fā)展，市場進入高速增長期。
全球范圍內看，目前希臘、德國等歐洲國家VRE占比高達30%+，中國、澳大利亞、美國市場VRE占比位于10%-20%，我們預計全球主要國家對靈活性資源需求均將迎來快速提升。
圖表6：靈活性資源需求與VRE占比
資料來源：BP Energy，中金公司研究部
目前全球各國以發(fā)電側資源靈活運行調節(jié)為主，未來電化學儲能發(fā)展?jié)摿Υ蟆Ｊ芨鲊Y源調節(jié)影響，中國與印度調節(jié)性資源以火電及水電為主，美國以氣電為主。相比傳統(tǒng)火電及抽蓄調節(jié)，電化學儲能具有建設周期短、可開發(fā)資源不受限等優(yōu)勢，我們預計隨鋰電池儲能持續(xù)降本，鋰電池儲能將成為主要的靈活性資源。
圖表7：各類靈活性資源對比
資料來源：中金公司研究部
圖表8：典型國家及地區(qū)2020年靈活性資源結構
資料來源：IEA，中金公司研究部
表前儲能市場靠什么盈利
美國等海外國家采用電力現(xiàn)貨市場機制，日內產生分時電價。以美國德州電力可靠性委員會（ERCOT）的系統(tǒng)調度運作機制為例：1）計劃授權實體（QSE，代表電源實體和售電公司參與日前和實時市場）向系統(tǒng)調度機構ERCOT提供發(fā)電計劃及電能報價（具體到每臺機組每個小時）；2）ERCOT在滿足電力供應可靠性和系統(tǒng)安全性前提下，根據(jù)掛牌價格高低，按小時為單位確定出清順序和價格（市場以邊際成本報價，風光運行邊際成本低，優(yōu)先級靠前），電價將隨著可再生能源的發(fā)電量變化而變化，產生日內周期性價格差。因而電力市場定價機制決定了電力現(xiàn)貨價格曲線將與凈負荷曲線基本擬合，呈現(xiàn)中午時分電價低，傍晚電價高的特點。
分時電價套利，驅動儲能裝機需求。當日內分時電價差大于儲能度電使用成本時，將產生儲能經濟性，配套儲能裝機增長縮小日內分時價差，直至分時價差等于儲能度電使用成本，系統(tǒng)將達至平衡狀態(tài)。最終可再生能源經濟性將驅動儲能裝機增長：可再生能源經濟性提升>VRE占比提升>分時電價日內價差拉大>套利可產生的儲能裝機需求增大。
圖表9：美國德州ERCOT決策流程
資料來源：《美國德州電力市場綜述，2017》，中金公司研究部
圖表10：2020年美國加州CAISO平均日內電價曲線
資料來源：BNEF，中金公司研究部
除分時價差套利外，儲能還可通過提供爬坡等輔助服務獲利。傍晚時分，光伏發(fā)電下降負荷上升，凈負荷曲線快速攀升，而傳統(tǒng)的火電機組無法做到快速響應，儲能則可用于靈活性調峰，滿足系統(tǒng)快速爬坡需求，如美國加州CAISO設立了100美元/KW/月的針對爬坡的容量服務補貼。
表前儲能持續(xù)發(fā)展的驅動力有多強
可再生能源LCOE持續(xù)下降
光伏與陸上風電已逐步成為最具性價比的發(fā)電形式。過去十年間，光伏發(fā)電的LCOE（平準化度電成本）下降約85%，陸上/海上風電分別降本56%/60%。截至2021年，光伏與陸上風電的全球平均LCOE均已降至43美元/MWh，低于天然氣的64美元/MWh和煤炭的73美元/MWh，成為成本最低的發(fā)電形式。
預期可再生能源LCOE將持續(xù)下降，進一步拉大與煤炭、天然氣等能源的成本差距。目前光伏、風電等可再生能源仍處于產業(yè)鏈快速降本階段，我們預期光伏產業(yè)的電池、組件技術進步以及規(guī)?；a有望進一步降本，風電機組大型化也有望帶來風機成本快速下降；另一方面，隨碳排成本逐步提高，傳統(tǒng)煤炭、天然氣LCOE將持續(xù)提升，新能源與傳統(tǒng)能源LCOE價差或將進一步拉大。
圖表11：全球各發(fā)電形式LOCE
資料來源：BNEF，中金公司研究部；注：全球數(shù)據(jù)按各國年新增裝機進行加權平均
儲能的成本下降空間有多大
我們認為原材料價格下降、循環(huán)壽命增加以及商業(yè)模式創(chuàng)新推動儲能使用成本（LCOS）的快速下降。2020年，儲能系統(tǒng)的安裝成本約為299$/KWh，平均循環(huán)壽命為6000次，那么該系統(tǒng)的使用成本LCOS約為57.4$/MWh（即，充放1000KWh電能的使用成本為57.4美元），我們預計2025年的LCOS可達21.6$/MWh，降幅62%，預計2025年的LCOE為21.6$/MWh，相比2020年降幅52%。
圖表12：4H系統(tǒng)電化學儲能成本及LCOS趨勢
資料來源：BNEF，中金公司研究部
對2020-2021年美國德州電力現(xiàn)貨交易價格分析，平均日內峰谷電價差最大為48.3$/MWh，儲能在2021年的使用成本為45.3$/MWh，即配置1小時可獲利，我們預計隨著儲能成本和壽命的增加，其套利空間也在逐漸擴大，而一些極端氣候造成的極端電價情形觸發(fā)時，將大幅縮短儲能的回收周期。
圖表13：純峰谷套利模式下，儲能的套利空間與配時數(shù)
資料來源：BNEF，中金公司研究部
預期2025年全球儲能裝機有望達300GWh
隨可再生能源成本下降，我們預期全球各國VRE占比將持續(xù)高增。中短期來看，BNEF預期至2025年英國/德國/美國/中國VRE發(fā)電量占比將分別提升至54%/41%/22%/16%；長期看，我們預期中美歐VRE發(fā)電量占比將持續(xù)提升。
圖表14：VRE裝機容量占比趨勢
資料來源：BNEF，國家統(tǒng)計局，中金公司研究部
圖表15：VRE發(fā)電量占比趨勢
資料來源：BNEF，國家統(tǒng)計局，中金公司研究部
我們根據(jù)中國電力結構預測數(shù)據(jù)計算VRE配儲需求：預計2020年中國儲能需求約25GWh，至2025年將提升至超100GWh。
圖表16：2020年中國電力供給及需求
資料來源：國家發(fā)改委，能源局，公司公告，萬得資訊，中金公司研究部
圖表17：2025年中國電力供給及需求
資料來源：國家發(fā)改委，能源局，公司公告，萬得資訊，中金公司研究部
預期2025年全球儲能裝機有望達300GWh。2021年全球儲能裝機約37GWh，我們預期2022/2023年全球儲能裝機將分別達105/178GWh，同增182%/71%。至2026年全球儲能裝機有望提升至351GWh，2021-2026CAGR高達57%。
圖表18：全球儲能裝機預測
資料來源：國家發(fā)改委，能源局，公司公告，萬得資訊，中金公司研究部
各國表前儲能市場發(fā)展到什么階段，如何盈利？
各國表前儲能市場發(fā)展各異，我們先復盤各國/地區(qū)當前儲能發(fā)展現(xiàn)狀，并從政策、市場化程度、經濟性等方面對表前儲能市場進行分析，最終預測各地表前儲能市場規(guī)模。
美國：ITC政策下光儲項目經濟性凸現(xiàn)
美國市場復盤：過去十年，加州貢獻54%儲能裝機，45%儲能用于表前能量時移；過去五年家庭儲能規(guī)模迅速增長。
政策端，美國各州通過制定遠期政策目標提升可再生能源發(fā)電比例、打開儲能需求空間，同時通過ITC補貼提升光伏、儲能項目經濟性。
?再生能源配額制（Renewable Portfolios Standards，RPS）和清潔能源標準（Clean Energy Standard，CES）將推動美國可再生能源發(fā)電比例提升，打開儲能中長期需求空間。美國大部分州RPS/CES規(guī)劃了2030后可再生能源發(fā)電比例30-100%的遠期目標，可再生能源發(fā)電比例的提升將帶動儲能作為支撐技術的配套需求，打開儲能中長期成長空間；相應的，加州、新澤西等9個州規(guī)劃了遠期配儲最低目標，我們統(tǒng)計至2035年9州合計儲能裝機目標(累計)不低于13GW。
?ITC補貼政策：美國太陽能投資稅減免政策（Investment Tax Credit）是由聯(lián)邦政府于2005年提出，為光伏、燃料電池、風電提供資本投資30%的稅收抵免，以鼓勵可再生能源投資。建設光伏項目與光伏+儲能項目均可獲得高達30%的稅抵免額度，原計劃2020年后額度將從30%降至26%，但2020年底，美國國會將ITC補貼退坡時點延期至2022年后。ITC補貼直接提升光伏及儲能項目經濟性。
從經濟性看，若考慮普遍情形，高收益和儲能成本下降有望支撐儲能經濟性，驅動儲能需求持續(xù)釋放。考慮加州、德州儲能項目具備一定市場特殊性(含補貼等激勵政策)，不反映美國其他州儲能項目運營情況；我們對加州、德州等項目的收益作普適性調整，基于測算結果，我們發(fā)現(xiàn)美國當前經調整后的光儲項目收益率處于中等偏低水平，但隨著光伏、鋰電成本下降，經濟性將逐步改善，我們測算美國在2026年ITC補貼完全退坡后，表前光儲項目、表后工商業(yè)和家庭光儲項目IRR分別達到16.2%、11.7%和3.3%，較2020年分別提升4.6ppt，3.9ppt和5.1ppt。
圖表19：美國表前光儲項目/工商業(yè)光儲項目/家用光儲項目IRR測算
資料來源：LAZARDS，美國各州政府官網，中金公司研究部；注：ITC稅收抵免2023年前為26%（表格中紅色），2023年22%（黃色），2024-2025年10%（淺灰色），2026年及以后（白色）完全退坡
從表前儲能項目實際規(guī)劃看，2022年儲能裝機項目規(guī)劃約40GWh，2022-2025年總項目規(guī)劃規(guī)模約137GWh。我們結合儲能項目規(guī)劃、風光配儲需求等數(shù)據(jù)預測，我們預計2022年美國表前儲能裝機超30GWh（2021年約14GWh），同比增長超100%。
歐洲：電力市場成熟度高，收益模式多樣化
2010年以來，歐洲市場安裝數(shù)量和裝機容量均在高速增長, 2015年歐洲新增裝機容量僅為167MW，2020年新增裝機容量超1.2GW，2015-2020 CAGR達49.2%。
政策端：碳排放目標和能源轉型的政策驅動下儲能迎快速發(fā)展。為實現(xiàn)目前制定的減排目標——2030年溫室氣體排放比1990年減少55%（此前為40%），2021年7月，歐盟公布了“Fit for 55”一攬子計劃，并鼓勵各成員國推進儲能部署。歐盟于2021年1月宣布批準總金額29億歐元的“歐洲電池創(chuàng)新”計劃，用于支持電池儲能本土化研發(fā)，降低對三方的依賴，參與開發(fā)企業(yè)主要為歐洲本土電池企業(yè)。
電力市場成熟度較高，催生儲能應用場景。雖然不同國家電力市場不完全相同，但大多都采用了電能量市場、容量市場和輔助服務市場等多市場協(xié)調配合的機制（德國無容量市場）。歐洲大部分國家電力交易均推行峰谷電價和季節(jié)電價，較高的套利市場有助于推進儲能商業(yè)化。在英國、意大利、葡萄牙等國家儲能均可參與容量市場，意大利儲能運營商在2019年11月拍賣中首次獲得容量支付，在2023年之前交付95MW；英國的容量市場拍賣計劃被暫停一年后于2020年重新啟動，并且英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰(zhàn)略部（BEIS）鼓勵在預審競標中將儲能項目作為需求側響應（DSR）資產類別，而DSR運營商可能被授予最長可達15年的合同，為儲能項目提供穩(wěn)定的收入流。
從經濟性來看，部分國家光伏+儲能度電成本已實現(xiàn)平價。在德國等國家，目前度電成本已低于居民零售電價，2019年儲能+光伏系統(tǒng)的平準化度電成本為0.16歐元/kWh，已低于家用電價0.3歐元/kWh。歐洲光伏技術與創(chuàng)新平臺(ETIP PV)預計到2030年整個歐洲將實現(xiàn)光伏+儲能度電成本低于市場批發(fā)電價。
中國：市場機制改革提升經濟性
中國儲能裝機規(guī)模逐年高增。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2018年中國電化學儲能裝機突破1GWh，2019年提升至1.7GWh并在2020年達3.3GWh，裝機分別同比增長154%/59%/91%。
圖表20：中國電化學儲能電站裝機規(guī)模
資料來源：CNESA，中金公司研究部
各省風光配儲要求+補貼政策激發(fā)儲能裝機。國內多數(shù)省份制定了新能源項目配儲比例要求，如天津市的政策表示光伏發(fā)電項目承諾儲能配置比例不低于項目裝機容量的10%、風電項目不低于15%，打開儲能需求空間。另一方面，各地方政府根據(jù)項目投資額、放點量等對儲能項目給予補貼，提升儲能項目經濟性。
2022年2月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施發(fā)案》[1]，提出儲能應用場景、收益模式多樣化，我們認為“市場+補貼”有望提振表前儲能項目經濟性：
?發(fā)電側：將通過進一步拉大峰谷電價差和輔助服務市場來完善儲能價格傳導機制；風光大基地建設有望進一步帶動發(fā)電側儲能裝機，我們測算2022-2025年發(fā)電側儲能新增裝機或突破100GWh；共享儲能有望給新能源配儲項目帶來競爭性配置、保障小時數(shù)等多重優(yōu)惠。
?輸配電側：以提升線路利用率、延緩輸配電資產投資、升級應急保障能力為主要應用，成本有望納入電網輸配電價回收。
圖表21：2021年至今鼓勵或要求風光配儲能的省份
資料來源：BNEF，中金公司研究部
從表前儲能項目實際規(guī)劃看，2022年儲能裝機項目規(guī)劃約20GWh，2022-2025年總項目規(guī)劃規(guī)模約95GWh。我們結合儲能項目規(guī)劃、風光配儲需求等數(shù)據(jù)預測，我們預計2022年中國表前儲能裝機超10GWh，同比增長超100%。
澳大利亞：可再生能源目標+多樣化儲能收益來源
澳大利亞2010-2020年儲能累計裝機661MW，以功能場景看，儲能主要應用于家用儲能，2010-2020年CAGR達67%，累計裝機在澳大利亞市場達55%；其次為輔助服務和能量時移。
儲能驅動因素：大型可再生能源目標是底層邏輯，政策補貼、SGIP合同和電力交易收益共同創(chuàng)造經濟性。
政策端，各州/領地可再生能源目標、補貼與發(fā)電權證(Large-scale Generation Certificates, LGCs)推動可再生能源發(fā)電比例提升，驅動表前儲能配套需求。目前澳大利亞各州/領地大多設置2030年可再生能源目標，同時聯(lián)邦政府及各地給予相應補貼；并要求高耗能用戶購置綠電的義務，高耗能用戶可通過購買可再生能源發(fā)電廠產生的發(fā)電權證LGCs進行履約；帶動澳大利亞可再生能源裝機快速增長，以及發(fā)電測(能量時移)和電網側(輔助服務)儲能配套需求的提升。
政策補貼、SIPS供貨合同及電力交易機制修訂是表前儲能增長的核心驅動力。政策補貼方面，各州政府和澳大利亞可再生能源署(ARENA)對表前儲能項目進行補貼，如南澳大利亞政府補貼基金加上ARENA補貼基金達到1.6億澳元；同時，各州政府通過與運營商簽訂系統(tǒng)完整性保護計劃（SIPS）合同提供保底收益；電力交易機制方面，澳大利亞允許儲能參與電力現(xiàn)貨市場交易，為能量時移和輔助服務儲能創(chuàng)造收益，同時2017年澳大利亞能源市場委員會(AEMC)將電力市場交易結算周期由30分鐘改為5分鐘，提升儲能充電與放電響應靈活性，促進儲能資源在電力市場的有效應用和合理補償；輔助服務也對頻率控制機制進行改革，對緊急頻率事件快速響應提出高要求，儲能作為快速響應資源被調用機率增加；使得表前儲能收益、特別是輔助服務收益大幅提升，2020年頻率控制輔助服務收益在表前獨立儲能項目收益占比普遍達到90%以上。上述三個要素給表前儲能項目帶來較好的經濟性，ABC研究報告顯示，特斯拉儲能項目的回報周期僅2.5-3.0年。
未來儲能技術發(fā)展方向是什么
三元與鐵鋰電池，在儲能領域孰優(yōu)
海外市場以日韓廠商為主，多采用三元電池，國內市場磷酸鐵鋰電池占主導。海外市場由于日韓電池廠商切入較早、占據(jù)主要份額，根據(jù)SNE數(shù)據(jù)統(tǒng)計，2020年LGC、松下、三星SDI鋰離子儲能電池合計出貨達13.1GWh、全球占比達66%（三家主要面向海外市場）；而日韓電池廠商主要布局三元電池技術，我們預計2020年海外三元電池在鋰離子儲能裝機份額達到74%；而國內市場主要是自主電池廠商配套，由于市場競爭激烈、對成本敏感，鋰離子裝機主要為磷酸鐵鋰。
圖表22：2020年全球鋰離子儲能新增裝機份額(不考慮通信儲能)
資料來源：CNESA，中金公司研究部
圖表23：2020年海外市場鋰離子裝機中三元份額達74%
資料來源：SNE，CNESA，中金公司研究部
成本導向決定鐵鋰相比三元更適用于儲能領域。對比三元與鐵鋰電池優(yōu)劣勢，可以發(fā)現(xiàn)，磷酸鐵鋰電池擁有更高的循環(huán)次數(shù)（如寧德時代開發(fā)出12000次循環(huán)壽命的鐵鋰電池）、更低的購置成本（鐵鋰電芯成本較三元低20%），但能量密度相較三元電池更低。我們認為經濟性是儲能行業(yè)的首要目標、而對能量密度要求較低，我們認為鐵鋰電池相比三元更適用于儲能領域。
圖表24：主流鋰電正極材料性能對比
資料來源：Osti，中金公司研究部
圖表25：2021年鐵鋰電芯成本較三元低20%
資料來源：GGII，CIAPS，中金公司研究部
中國鐵鋰加速出海，海外鋰電廠布局研發(fā)鐵鋰電池，滲透率有望穩(wěn)步提升。鐵鋰三大核心專利中基礎材料與碳包覆專利均于2021年前到期，合成專利將于2022年到期，且國內企業(yè)可使用其他合成方法繞過該專利，國內鐵鋰電池在出口層面不存在明顯的專利限制，我們預計中國鐵鋰電池有望加速出海。另一方面，海外電池廠也正加速鐵鋰技術研發(fā)，LG Chem在2021Q3電話會中表示考慮到磷酸鐵鋰電池的經濟性，正著重研發(fā)應用于儲能領域的磷酸鐵鋰電池，SKI也表示正研發(fā)探索提高磷酸鐵鋰電池能量密度和快充性能的方式。我們預期磷酸鐵鋰電池在儲能領域滲透率將迎來穩(wěn)步提升。
鈉離子電池在儲能領域應用前景如何
鈉離子電池的研究課追溯至20世紀80年代，鈉離子電池的具體工藝與鋰離子電池類似，這有利于縮短其研發(fā)周期。優(yōu)異的電化學性能和安全性能使鈉離子電池在儲能領域具有較好的發(fā)展前景，但對電池成本和壽命的要求是其規(guī)?；瘧玫闹饕魬?zhàn)。
在負極材料的選擇上，鈉離子電池主要使用碳材料、層狀氧化物和合金材料等；正極材料包含層狀氧化物、普魯士藍（白）類材料、磷酸鹽等材料；電解質方面有有機液體電解質和固體電解質；在工藝方面，鈉離子電池與鋰離子電池類似，可直接借鑒其成熟的生產制造工藝。
圖表26：鈉離子電芯成本分解，2020年
資料來源：《鈉離子電池科學與技術，胡勇勝，2020》，中金公司研究部
圖表27：鈉離子電芯原材料成本分解，2020年
資料來源：《鈉離子電池科學與技術，胡勇勝，2020》，中金公司研究部
與鋰離子電池相比，二者的工作原理和生產工序相似，成本的差異主要體現(xiàn)在原材料的區(qū)別：
圖表28：鈉離子電池與鋰離子電池對比
資料來源：《鈉離子電池科學與技術，胡勇勝，2020》，CIAPS，SMM，中國鎳鈷網，Wind，中金公司研究部
雖然鈉離子電池擁有成本優(yōu)勢，但其產業(yè)化方依舊面臨較大的挑戰(zhàn)：
?材料體系尚未完全確定，產業(yè)鏈尚未成熟：鈉離子電池處于多種材料體系并行發(fā)展狀態(tài)，正負極材料體系以及與之相匹配的電解液體系的性能仍待進一步提升，對于核心正負極等活性材料規(guī)模化渠道供應依然缺失。
?能量密度較磷酸鐵鋰更低：與鋰離子電池相比，能量密度還較低，單位能量密度下的非活性材料用量占用的成本會有一定增加，導致整體成本優(yōu)勢不明顯；
?制造工藝不成熟：鈉離子電池雖然可參照鋰離子電池的設計和生產工藝，但集流體變化帶來的產品設計、極耳制作、化成工藝等與鋰電池仍有一定區(qū)別，需進一步完善生產制造工藝；
?BMS需重新開發(fā)設計：鈉離子電池的工作電壓上下限與鋰離子電池不同，且擁有較強的過放電忍耐能力，電池管理體系（BMS）需要重新開發(fā)設計。
我們預測鈉離子電池目前仍處于產業(yè)化初期，并將通過幾個階段實現(xiàn)逐步滲透：
?產業(yè)化初期（2022-2025年，滲透率5%以下）：主要投向使用程度較淺且空間要求不高的小型儲能站或小型BEV（A0級或A00級），通過實際應用場景完善工況測試、失效機制和極端條件下的性能邊界測試，并進一步完善產業(yè)鏈，推動使用成本的快速下降。
?快速發(fā)展期（2025-2028年，滲透率約為10%）：儲能市場逐漸成熟，鈉離子技術日趨成熟并形成一定規(guī)模化，電芯成本有望將至0.4元/Wh，其在特定場景中的應用性價比逐步超越鋰離子電池，但對于超長壽命的場景應用滲透率依然較低。
?高速發(fā)展期（2028年后）：鈉離子電池技術持續(xù)進步，循環(huán)壽命進一步提升，其優(yōu)異的安全性與成本優(yōu)勢將在更多的場景中得到大規(guī)模應用。
風險提示
全球風光裝機不及預期。風電光伏裝機提升將直接刺激儲能需求，若風光裝機不及預期，儲能需求存在不及預期可能。
各國儲能政策推進不及預期。目前全球各國通過補貼提升儲能經濟性、加快電力市場改革以充分發(fā)掘儲能對系統(tǒng)的價值并傳導至用戶，若各國補貼政策、電力市場改革推進不及預期，市場配置儲能動力或將減弱
[1]http://fgw.zhuzhou.gov.cn/c14785/20220223/i1828834.html
文章來源
本文摘自：2022年3月15日已經發(fā)布的《全球儲能深度系列一：再造鋰電萬億新市場》
