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儲能行業(yè)專題研究報告:新市場、新模式、新格局、新機遇

作者:中國儲能網(wǎng)新聞中心 來源:未來智庫 發(fā)布時間:2021-08-01 瀏覽:次

(報告出品方/作者:廣發(fā)證券,陳子坤、紀成煒)

一、儲能新市場:雙碳目標下高成長性、高確定性

儲能發(fā)展指導意見正式出臺,需求拐點漸行漸近。2021年7月15日,國家發(fā)改委、國家能源局正式印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》,明確到2025 年新型儲能裝機規(guī)模達30GW以上,未來五年將實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模 化轉(zhuǎn)變,到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù),截至2020年 末,中國電化學儲能累計裝機規(guī)模達3.3GW,預計未來五年復合增速超56%,儲能 行業(yè)迎來最大發(fā)展機遇期。

重安全、降成本、支持共享儲能,三大變化映射儲能發(fā)展趨勢。與2021年4月發(fā)布的征求意見稿相比,正式版《意見》新增三部分內(nèi)容:

(1)強化儲能消防安全管理,推動建立安全技術標準及管理體系;

(2)持續(xù)推進研發(fā)降本,以“揭榜掛帥”方式加強關鍵技術裝備研發(fā),推動儲能持續(xù)降本;

(3)支持共享儲能發(fā)展,對于配 套建設或以共享模式落實新型儲能的新能源發(fā)電項目,在并網(wǎng)時序、系統(tǒng)調(diào)度運行安排、保障利用小時數(shù)、電力輔助服務補償考核等方面予以補償傾斜。新增內(nèi)容明確儲能方向,行業(yè)發(fā)展路徑漸行漸晰。

(一)發(fā)展儲能是清潔能源轉(zhuǎn)型下的必然選擇

雙碳目標下電氣化大勢所趨。過去的十年里,電力行業(yè)通過改進燃煤機組、發(fā)展非化石能源、提高清潔能源發(fā)電量,多措并舉降低供電煤耗,2020年單位發(fā)電 量二氧化碳排放量較2011年下降27.3%。而在電力消費側(cè),終端用能電氣化態(tài)勢逐 步清晰,2020年電能占終端能源消費比重持續(xù)提高至27.0%,電氣化大勢所趨。

新能源裝機趨勢方興未艾。受光伏逐步進入全面平價期和陸上風電補貼退坡帶 來的搶裝潮影響,2020年全國光伏、風電新增裝機達48.2GW和71.7GW,同比大幅 增長60.1%和177.9%,截至2020年末,全國風電、光伏累計裝機規(guī)模達253.4GW和 281.7GW,同比增長24.1%和34.1%。新能源發(fā)電方面,2020年光伏、風電發(fā)電量 占比進一步提高至3.5%和6.3%,未來隨著新能源技術的不斷升級,風光發(fā)電成本進 一步下降帶動清潔能源的推廣普及,根據(jù)國家能源局發(fā)發(fā)布的《關于2021年風電、 光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》,預計到2025年風光發(fā)電量占比將提升至 16.5%,2030年全國風光裝機規(guī)模將超1200GW,新能源發(fā)電在電力體系中的地位 愈發(fā)重要。

新能源發(fā)電增加將沖擊電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性,電力供需錯配儲能呼之欲出。新能源 出力特征受自然環(huán)境影響呈現(xiàn)隨機性和波動性,難以為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力,而電網(wǎng) 則需要根據(jù)發(fā)電機組出力功率和用電需求對電網(wǎng)進行調(diào)節(jié)以維持50Hz頻率穩(wěn)定運 行,高比例可再生能源并網(wǎng)更加考驗電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力。傳統(tǒng)模式下功率的調(diào)節(jié) 通常依靠AGC調(diào)頻機組或調(diào)峰機組,而儲能的應用則可以解放傳統(tǒng)機組,使其更多 保持在額定工作狀態(tài),進而減少損耗、降低碳排放、提高傳統(tǒng)機組的利用效率,同 時平抑電力供需矛盾、消納棄風棄光。

(二)電化學儲能是未來發(fā)展趨勢

儲能技術路線主要包括電化學儲能、機械儲能和電磁儲能。機械儲能以抽水蓄 能為主,目前技術成熟,建設成本相對較低,轉(zhuǎn)換效率約70%-80%,但對選址環(huán)境、 地形條件及水文環(huán)境要求較高,建設周期長達3-5年;電化學儲能主要以鋰電池、鉛 酸電池和全釩液流電池為主,其中鋰電池儲能擁有更高的能量密度,轉(zhuǎn)換效率可超 90%,產(chǎn)業(yè)鏈配套更加成熟,相較于其他電化學儲能在技術、成本上更具優(yōu)勢;而 電磁儲能則更適用于放電時間短且迅速的功率型儲能。

各類儲能技術性能不同,適用的應用場景和領域存在差異。根據(jù)儲能所需功率 和放電時長的不同,可將儲能應用領域分為功率型、容量型和能量型。抽水蓄能和 壓縮空氣適用于長時間大規(guī)模能量調(diào)配的儲能需求,主要應用于大規(guī)模可再生能源 并網(wǎng)、電網(wǎng)側(cè)電力輔助服務等來實現(xiàn)長時段能源管理;鉛酸電池、液流電池、鋰電 池等電化學儲能的功率范圍在千瓦至兆瓦級,放電時間靈活,適用于短時電網(wǎng)調(diào)頻 和能量調(diào)度等場景;飛輪、超級電容和超導儲能技術響應速度快,具有高度的靈活 性,一般用于應急不間斷供電等領域。

抽水蓄能是目前主要儲能方式,電化學儲能增長潛力較大。抽水儲能是在電網(wǎng) 低谷時利用過剩電力將水從下池水庫抽到上池水庫轉(zhuǎn)化為重力勢能儲存,在電力負 荷高峰時放水發(fā)電,將重力勢能重新轉(zhuǎn)換為電能,是目前最主要的儲能形式。根據(jù) CNESA,截至2020年底全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模191.1GW,同比增長 3.4%;中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模35.6GW,占全球市場總規(guī)模的18.6%, 同比增長9.8%,漲幅較2019年同比增長6.2%。其中抽水蓄能占據(jù)絕對主導地位, 占比分別達到90.3%和89.3%,但份額較2019年下降2.3%和4.1%。2020年國內(nèi)儲能 新增裝機中,鋰電池儲能占比達47.6%,全球范圍內(nèi)占比更高,達到71.5%,新增裝 機呈現(xiàn)向電化學儲能轉(zhuǎn)變趨勢。

電化學儲能受政策影響呈現(xiàn)周期性,2020 年步入快速增長期。受益于 2017 年 《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》的出臺與國內(nèi)電力體制改革市場化推 進所釋放的政策紅利,2018 年電網(wǎng)側(cè)儲能實現(xiàn)快速增長,國內(nèi)新增電化學儲能 643.9MW,同比大幅增長 432.6%。2019 年國家發(fā)改委明確電儲能設施成本不得計 入輸配電價,電網(wǎng)側(cè)儲能成本回收受阻,投資積極性回落導致當年電化學儲能增速 放緩。2020 年起隨著一系列政策的密集出臺和碳中和目標的高導向性,“儲能+” 模式在多個應用場景實現(xiàn)規(guī)模擴張,疊加磷酸鐵鋰技術進步帶動的成本下探,儲能 進入快速發(fā)展期。截至 2020 年底,全球與中國累計電化學儲能達 14.2GW 和 3.3GW,同比增長 49.6%和 91.2%,當年新增 4.7GW 和 1.6GW,同比增長 63.8% 和 130.7%,中國增速引領全球。

(三)政策與成本推動,儲能商業(yè)化拐點到來

政策支持頻繁加碼,呵護儲能行業(yè)健康發(fā)展。光伏風電等可再生能源作為實現(xiàn) “30·60”目標與能源革命的的重要舉措,未來在能源生產(chǎn)端將扮演更加重要作用, 伴隨可再生能源裝機量與發(fā)電量的持續(xù)增長,大規(guī)模能源消納問題亟待解決。2021 年以來儲能相關政策頻發(fā)出臺,如《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》、《關 于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》等,加快“十四五”期間儲能商業(yè)模 式形成。

成本持續(xù)下探,商業(yè)化拐點顯現(xiàn)。儲能系統(tǒng)主要包括電池組、儲能變流器 (PCS)、電池管理系統(tǒng)(BMS)、能量管理系統(tǒng)(EMS)和集裝箱及艙內(nèi)設備等, 其中儲能電池成本占比近 60%,而磷酸鐵鋰電池以其低成本和高安全性成為儲能電 池首選。受益于新能源汽技術進步疊加規(guī)模效應,動力電池價格在過去五年實現(xiàn)大 幅下降,據(jù)鑫欏鋰電數(shù)據(jù),2021 年二季度磷酸鐵鋰電池價格下探至 0.5-0.6 元/Wh, 較 2016 年初的 2.6 元/Wh 降幅超 70%,隨著鋰電成本的快速下降與商業(yè)模式清晰, 儲能營利性逐步顯現(xiàn),規(guī)?;?、商業(yè)化拐點到來。

二、儲能新模式:好的商業(yè)模式比成本更重要

儲能按照應用場景主要分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè),相對于傳統(tǒng)能源體系下 能源存儲主要為化石燃料,清潔能源的存儲則以電能為主,可以分為以電動汽車為 代表的移動式能源存儲和以儲能電站為代表的固定式能源存儲,而電化學儲能則以 固定式能源存儲為主,涵蓋發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè),共同組成龐大的能源互聯(lián)網(wǎng) 絡。受益于碳中和目標推動,配套可再生能源并網(wǎng)、電力輔助服務以及終端用戶用 電需求,儲能市場有望快速發(fā)展。

儲能應用場景由用戶側(cè)向發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)轉(zhuǎn)變。儲能尚未大規(guī)模應用前,商業(yè) 模式以用戶側(cè)峰谷價差套利為主,截至 2019 年末國內(nèi)用戶側(cè)儲能裝機規(guī)模占比達 50.7%,發(fā)電側(cè)可再生能源并網(wǎng)則受制于成本限制,儲能占比僅 3.4%,而海外則受 益于起步早,機制較為健全,全球來看應用場景分布較均勻。2020 年起政策重點 支持發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展,當年新增電化學儲能項目中,發(fā)電側(cè)占比最大達 58.7%,電網(wǎng)側(cè)占比 37.7%,用戶側(cè)新增占比僅 2.0%,新增場景逐步反應政策導 向。

模式打開為儲能帶來新的需求增量。從商業(yè)模式看,2019 年之前儲能價值主 要在于峰谷價差套利降低整體用電成本,盈利模式較為單一。2020 年起政策密集 出臺,儲能在電力體系中地位逐步明確:發(fā)電側(cè)消納棄風棄光提供額外補償,電網(wǎng) 側(cè)調(diào)峰調(diào)頻補償機制明晰、參與臺區(qū)改造降低局部電力系統(tǒng)升級成本,用戶側(cè)擴大 峰谷價差、高用電場景配儲降本,儲能經(jīng)濟性價值逐步顯現(xiàn),多場景需求擴張為儲能帶來新的需求增量,儲能行業(yè)迎來加速增長期。

(一)發(fā)電側(cè):短期需求在于政策約束,長期有待成本下探

發(fā)電側(cè)儲能主要目的在于消納棄風棄光,平滑發(fā)電輸出。儲能在發(fā)電側(cè)主要用 于大規(guī)模風光并網(wǎng),可解決光伏、風電因隨機性和不確定性導致的棄風棄光等并網(wǎng) 消納問題,起緩和波動和平滑功率輸出的作用,進而滿足新能源并網(wǎng)要求,提高新 能源利用率。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心,2020年全國風電利用率96.5%, 同比提升0.5pct,光伏發(fā)電利用率98.0%,與去年基本持平。但西部部分省區(qū)如新疆、 青海、西藏等地風電棄風率仍高于5%,風光裝機量提高將更加考驗電網(wǎng)的平衡與消 納能力,而儲能作為解決新能源消納問題的重要途徑,需求有望進一步提升。除此 之外,儲能參與電力輔助服務、共享儲能等可加快成本回收速度。

短期政策約束建立市場空間。2020年隨著儲能成本的快速下降和光伏平價拐點的到來,新能源并網(wǎng)提速,各省份加速頒布新能源儲能配置政策,明確要求配置新 增風光裝機10%-20%不等的功率,其中絕大多數(shù)省份要求配置不低于新能源裝機容 量10%、2小時備電時長的儲能設施,以解決新能源裝機增長帶來的消納問題,減小 功率波動對電網(wǎng)的影響,發(fā)電側(cè)儲能市場空間確立。

擺脫中央補貼,2021年光伏步入全面平價期。根據(jù)中國光伏行業(yè)統(tǒng)計,2020年 我國地面光伏系統(tǒng)的初始投資成本為3.99元/W,較2019年下降0.56元/W,降幅達 12.3%,2020年光伏電站在年發(fā)電量1800h、1500h、1200h、1000h的等效利用小 時數(shù)下的平準度電成本(LCOE)分別為0.20、0.24、0.29、0.35元/KWh,基本實 現(xiàn)與燃煤標桿電價同價。2021年隨著產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)新建產(chǎn)能的逐步釋放以及組件、 逆變器等關鍵設備的效率提升,光伏系統(tǒng)的初始投資成本有望在未來繼續(xù)下降。

儲能消納棄風棄光難以盈利,長期需求仍有待經(jīng)濟性拐點驗證。2020年受益于 前期的技術積累和規(guī)?;约笆袌龈偁幍募觿?,光伏配儲中標價格年內(nèi)實現(xiàn)大 幅下降,平均中標價降至1.5元/Wh左右,而2020年11月青海光伏配儲競價項目最低 中標價更是下探至1.06元/Wh,進一步打開儲能系統(tǒng)的降價空間。據(jù)我們測算,在目 前平均1.29元/Wh的成本下,循環(huán)次數(shù)在4000、5000條件下的度電成本分別為0.41、 0.33元/KWh,高于燃煤標桿電價且回收期長達5-7年,光伏電站仍無法通過消納棄 風棄光實現(xiàn)盈利,發(fā)電側(cè)儲能經(jīng)濟性拐點尚未到來。

儲能發(fā)電補貼、增發(fā)小時數(shù)獎勵,多舉措出臺彌補儲能經(jīng)濟性。2021年1月, 青海省發(fā)改委等四部門聯(lián)合出臺《支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干措施(試行)》,明確對于 “新能源+儲能”項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)電量,給予每千瓦時0.10 元運營補貼,對于使用本省產(chǎn)儲能電池60%以上的項目,每千瓦時再增加0.05元補 貼。增發(fā)電量方面,2019年2月,新疆自治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《關于在全疆開展發(fā)電側(cè) 儲能電站建設試點的通知》,明確對于配置儲能電站的光伏項目原則上增加100小時 計劃電量,光伏電站配套儲能電站的電價,執(zhí)行所在光伏電站電價政策,與光伏電 站一體化運行并享受相應補貼,進一步提高儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性。面向未來,隨著發(fā)電 側(cè)輔助服務和共享儲能機制的完善,光儲收益有望迎來新一輪變革。

(二)電網(wǎng)側(cè):電力輔助服務為主,抽水蓄能機制完善

電網(wǎng)側(cè)儲能主要目的在于緩解輸變電阻塞、延緩輸變電設備升級與擴容,提高電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性。在輸電網(wǎng)絡中,負荷的增長和電源的接入都需要新增輸變電設備 以提高電網(wǎng)應對高峰電流的能力,而輸變電設備投資大、建設周期長,難以靈活快 速滿足新能源發(fā)展與負荷快速增長需求,此時利用合理配置的儲能系統(tǒng)可以有效緩 解設備過載,提高資源使用效率。同時儲能可以通過參與電力輔助服務,快速為電 網(wǎng)系統(tǒng)提供支撐,保障電網(wǎng)運行穩(wěn)定。

儲能參與電網(wǎng)側(cè)盈利模式跟隨電力輔助服務市場化改革而發(fā)展。2002年隨著原 國家電力公司拆分為兩大電網(wǎng)公司、五大發(fā)電集團和四大電力輔業(yè)集團,廠網(wǎng)實現(xiàn) 分業(yè)經(jīng)營,電力輔助服務實現(xiàn)從無償提供向計劃補償轉(zhuǎn)變,然而缺乏合理的定價機 制導致發(fā)電廠一段時間很難從參與輔助服務中獲益;2017年隨著補償機制的競價改 革,電網(wǎng)與發(fā)電廠得以以合理價格參與輔助服務,市場化交易機制逐步形成;2020 年各省加速出臺儲能參與電力輔助服務的標準與補償機制,電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)模式逐 步清晰,盈利性大幅提高,儲能參與輔助服務加速推進。

電力輔助服務主要包括調(diào)峰調(diào)頻、無功調(diào)節(jié)、電力系統(tǒng)備用和黑啟動,儲能參與調(diào)峰調(diào)頻商業(yè)模式清晰。調(diào)峰是指在用電高峰期為電網(wǎng)提供額外電量或響應新能 源消納降低輸出功率,而調(diào)頻則是對處于時刻波動的電壓和功率進行精準調(diào)節(jié),從 2019年上半年全國電力輔助服務補償分配情況來看,調(diào)峰調(diào)頻需求顯著。

1.儲能參與調(diào)頻機制趨于成熟,核心在于市場準入與服務成本

儲能參與調(diào)頻優(yōu)勢顯著,機組調(diào)節(jié)性能大幅提高。電力系統(tǒng)頻率是衡量電能質(zhì)量的主要指標之一,在實際運行的過程中,電力系統(tǒng)的負荷功率受用電需求影響處 于時刻波動狀態(tài),電力系統(tǒng)頻率隨之發(fā)生變化,而當頻率偏差超過允許范圍后 (50±0.2Hz)則需要進行調(diào)節(jié)以維持電網(wǎng)質(zhì)量,主要包括一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。一 次調(diào)頻作為并網(wǎng)發(fā)電站必須提供的服務,無法從電力市場中獲得盈利,而二次調(diào)頻 (AGC輔助服務)則依據(jù)各區(qū)電網(wǎng)輔助服務細則獲得相應收入。儲能作為電力輔助 服務的新進參與方,可以利用其快速響應和頻繁可調(diào)的性能對電網(wǎng)進行及時準確調(diào)節(jié)。

補償機制改革反映調(diào)頻價值,盈利性激發(fā)市場活力。2020年起各省相繼明確儲 能參與調(diào)頻地位并出臺合理的補償機制,實施“按效果付費”,通過價格機制進一 步反應電網(wǎng)調(diào)頻的合理價值。從補償收益的計算公式看,儲能調(diào)頻補償收益主要由 交易周期內(nèi)的調(diào)節(jié)里程、里程價格和調(diào)節(jié)性能三者的乘積加總得到,而調(diào)節(jié)性能指 標則由調(diào)節(jié)速率、響應時間和調(diào)節(jié)精度共同決定。相對于傳統(tǒng)火電機組和燃氣機組, 儲能參與調(diào)頻可以大幅改善調(diào)節(jié)性能,而具備優(yōu)質(zhì)調(diào)節(jié)能力的機組可以在下一時間 段獲得更高的里程分配,進而實現(xiàn)良性循環(huán)。

2. 儲能參與電網(wǎng)調(diào)峰初步具備盈利性

儲能參與調(diào)峰價值在于提高資源使用效率。電力系統(tǒng)在實際運行中,用電負荷 高峰僅出現(xiàn)在一天中的某個時段,對于超出發(fā)電機組規(guī)定的出力范圍的深度調(diào)峰, 則需要配備一定的發(fā)電機組以應對高峰期間用電需求,維持長時間電力生產(chǎn)與消費 平衡,而儲能系統(tǒng)則可以在谷段或平段充電,在高峰時段放電來滿足調(diào)峰需求。除 此之外儲能可以通過調(diào)峰來消納新能源發(fā)電,實現(xiàn)雙向收益。

各省政策加速出臺,儲能參與調(diào)峰商業(yè)模式與補償機制漸晰。2021年5月,浙 江能監(jiān)辦發(fā)布關于征求《浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規(guī)則(試 行)(征求意見稿)》意見的函,明確電儲能、虛擬電廠等參與電網(wǎng)調(diào)峰的主體地 位,對于在高峰電價時段參與調(diào)峰、填谷補償價格上限達0.5元/kWh,儲能參與充放 電一次最高可獲1元/kWh補償,儲能調(diào)峰經(jīng)濟性凸顯。受益于2020年以來各省關于 儲能參與調(diào)峰補償機制的加速出臺,商業(yè)模式清晰帶動盈利性凸顯,電網(wǎng)側(cè)配儲增 速加快。

3. 價格機制改革助力抽水蓄能有效發(fā)展

價格機制塵埃落定,權責明晰掃清大規(guī)模抽水蓄能阻礙。2021年5月7日,國家 發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》,明確以兩部制電價 政策為主體,一方面以競爭性方式形成電量電價,體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務的價 值;另一方面將容量電價納入輸配電價回收,體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng) 備用和黑啟動等輔助服務的價值。通過強化與電力市場建設發(fā)展的銜接,進一步完 善抽水蓄能價格形成機制。

銷售電價主要包括:上網(wǎng)電價、輸配電價、輸配電損耗和政府性基金四部分組 成。而前兩輪電改中,均不允許將抽蓄電站的資產(chǎn)和成本費用納入輸配電成本進行 回收,直接導致抽蓄電站容量電費未全額疏導至銷售電價,而將容量電費轉(zhuǎn)為由電 網(wǎng)企業(yè)承擔,極大消減電網(wǎng)企業(yè)投資儲能的積極性。而本輪改革允許容量電費通過 并入輸配電價進行回收,使得抽蓄電站得以與其他調(diào)節(jié)性資源一樣進入市場,參與 公平競爭,為抽水蓄能的大規(guī)模開展掃清障礙。

除電力輔助服務外,電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)模式有望進一步拓展。對于電網(wǎng)主體,儲 能往往作為固定資產(chǎn)投資來保障異常運行下的系統(tǒng)安全,此外儲能參與臺區(qū)改造可 以解決臺區(qū)短時負荷過高問題,避免不必要投資與容量資源的浪費,同時通過峰谷 價差實現(xiàn)收益。此外,光儲一體化下的儲能租賃與合同能源管理為提高儲能系統(tǒng)利 用率提供了新的方向,展望未來,隨著電力現(xiàn)貨市場的逐步完善與市場化改革推進, 電網(wǎng)側(cè)儲能盈利模式與空間有望進一步拓展。

(三)用戶側(cè):多場景擴張,“投資品”屬性凸顯

用戶側(cè)儲能主要目的在于分時電價管理和容量電費管理。對于一般工商業(yè)企業(yè),儲能可以與分布式光伏配套使用來實現(xiàn)電力自發(fā)自用,此外還可以通過峰谷價差套 利,低電價時預先充電,高電價時放電來降低整體用電成本,未來伴隨峰谷價差進 一步擴大和浮動電價制度推進,儲能降本優(yōu)勢顯著。對于實行兩部制電價的大工業(yè) 企業(yè),可以通過配備儲能降低容量費用,儲能作為“投資品”屬性愈發(fā)凸顯。

高耗能通信基站和數(shù)據(jù)中心打開儲能需求新空間。相比于 4G 基站,5G 基站 頻率更高,單站功耗提升 2-3 倍,而高頻率直接導致信號傳輸距離和穿透效果減弱, 覆蓋現(xiàn)有網(wǎng)絡所需的基站數(shù)量預計需要 4G 基站的 2-3 倍,基站耗電量大幅提升。 另一方面,數(shù)據(jù)中心(IDC)作為新基建重要組成部分,在數(shù)字化時代有望持續(xù)保 持高增長,而高耗能對電網(wǎng)帶來的沖擊迫使數(shù)據(jù)中心配備新能源電源和儲能設施。 隨著四大運營商及中國鐵塔開啟基站鋰電池招標,未來基站數(shù)據(jù)中心儲能需求將進 一步釋放。

鋰電池加速替代鉛酸電池。長期以來,基站備用電源主要使用鉛酸電池,但存在使用壽命短、性能低、日常維護頻繁、環(huán)境污染嚴重等問題,難以滿足 5G 基站 高電壓需求,而磷酸鐵鋰電池以其低成本高安全性優(yōu)勢成為儲能電池首選。2018 年中國鐵塔宣布全面停止采購鉛酸電池改為鋰電池,進一步加快鋰電池替代鉛酸電池。

綜合能源服務模式興起,未來儲能向一體化邁進。綜合能源服務作為一種新型的、為滿足終端客戶多元化能源生產(chǎn)與消費的能源服務方式,涵蓋能源規(guī)劃設計、工程投資建設,多能源運營服務以及投融資服務等方面,為用戶提供能源服務增值收益。儲能作為綜合能源服務的紐帶,對于構(gòu)建局部微電網(wǎng)和能源互聯(lián)網(wǎng)舉足輕重。 2021 年 2 月,國家發(fā)改委出臺《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的 指導意見》,倡導“源網(wǎng)荷儲一體化”和“風光水火儲一體化”模式多能互補,進一步激發(fā)儲能市場活力。

三、儲能新格局:中美歐增量引領全球

中美歐占據(jù)主導地位,合計新增占總投運規(guī)模 86%。2020 年中美歐新增投運 規(guī)模達 1.55、1.41、1.08GW,分別占當年全球新增裝機 33%、30%、23%。中國 受益于各省份出臺鼓勵或強制配置儲能政策驅(qū)動,新投運項目中發(fā)電側(cè)儲能占比最 大,投運規(guī)模超 580MW,同比增長 438%。美國 2020 年實現(xiàn)表前市場突破,新增 裝機主要來自于儲能支持力度較大的加州,數(shù)個超過 100MWh 的大型儲能項目相 繼投運助力儲能規(guī)模高速增長。歐洲地區(qū) 2020 年清潔能源一攬子政策實施為儲能 市場釋放積極信號,以英國為代表的表前市場和以德國為代表的家用儲能市場增長 強勁,新冠疫情進一步激發(fā)對能源彈性、安全性和實現(xiàn)能源獨立的需求,全球儲能 市場同頻共振。

(一)美國:體制健全與政策補貼支持儲能全面發(fā)展

聯(lián)邦層面,激勵政策主要包括加速折舊和投資稅收抵免,允許儲能項目按 5-7 年折舊期加速折舊,同時針對配套可再生能源充電比例 75%以上的儲能系統(tǒng),按充 電比例給予 30%的投資稅抵免,儲能項目投資價值凸顯。

除聯(lián)邦政策外,美國各州也針對儲能出臺了相應的激勵政策,主要包括儲能安 裝補貼類政策和儲能采購目標類政策。以加州為例,自 2011 年起將儲能納入自發(fā) 電激勵計劃(SGIP)的支持范圍,目前,住宅儲能項目(規(guī)模小于等于 10kW)可獲得 0.5 美元/Wh 的補貼,對于規(guī)模大于 10kW 的儲能系統(tǒng)可獲得的補貼標準為 0.5 美元/Wh,且不能同時獲得投資稅收抵免的優(yōu)惠。2018 年新通過法案將該計劃延長 至 2024 年,持續(xù)刺激儲能市場擴張。

(二)歐洲:高電價下存在天然配儲需求,家庭儲能需求強勁

歐洲高電價存在天然配儲需求,光伏配儲能可大幅降低用電成本。據(jù)國家電網(wǎng) 統(tǒng)計,與可獲得數(shù)據(jù)的全球 35 個 OECD 國家比較,2019 年中國銷售電價每千瓦 時約 0.62 元,約為各國平均水平的 60%,居民用電價僅高于墨西哥。歐洲國家中 電價最高的德國,工業(yè)電價平均 1.26 元/KWh,居民電價平均 2.31 元/KWh,在海 外用電價格不斷提升的背景下,光伏配儲能可降低德國居民 72.7%的用電成本,高 電價催生天然配儲需求。

高電價疊加支持機制刺激歐洲家庭儲能滲透率攀升。2020 年歐洲新增家庭儲 能 810MWh,其中德國以 542MWh、67%的市場份額占據(jù)第一,戶用儲能滲透率 達 18.41%,奧地利在一系列補助與區(qū)域政策刺激下滲透率維持 15.54%高位。2020 年歐盟一攬子清潔能源計劃出臺,碳排放趨嚴使得各國發(fā)展清潔能源重要性提升, 同時受疫情影響政府進一步擴大對清潔能源補貼力度,進一步擴大家庭儲能需求。

四、市場空間:儲能需求拐點漸行漸近

儲能發(fā)展頂層設計正式出臺,行業(yè)爆發(fā)趨勢已現(xiàn)。2021 年 7 月 15 日,國家發(fā) 改委、國家能源局正式發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》,明確到 2025 年實現(xiàn)新型儲能(除抽水蓄能)從商業(yè)化初期向規(guī)?;l(fā)展轉(zhuǎn)變,新型儲能裝機規(guī) 模達 30GW 以上,較 2020 年累計 3.3GW 提升近十倍。政策明確提出“十四五” 期間統(tǒng)籌開展儲能專項規(guī)劃,積極推進電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能多元發(fā)展,到 2030 年將新型儲能打造為實現(xiàn)能源領域碳達峰碳中和的關鍵支撐之一?!兑庖姟?針對儲能行業(yè)發(fā)展存在的問題進行改進,明確完善新型儲能獨立市場主體地位,健 全新型儲能價格機制和“新能源+儲能”項目激勵機制,正式版《意見》出臺進一 步明晰儲能發(fā)展方向,行業(yè)正式步入快速發(fā)展期。

(1)發(fā)電側(cè)儲能:

新能源裝機量方面,發(fā)電側(cè)儲能主要需求在于集中式新能源場站配儲,2020 年全球新增光伏中集中式光伏占 2/3 左右,隨著雙碳目標的提出和光伏平價節(jié)點的 到來,預計未來五年全球光伏新增規(guī)模增速超 20%,風電新增規(guī)模增速超 15%。

滲透率方面,2020 年各省相繼出臺新能源場站配置 10%-20%功率,2 小時備 電時長的儲能設施,據(jù)我們測算 2020 年全球新增項目配備儲能滲透率達 17.6%, 預計 2021-2023 年新增項目滲透率年提升 7%,2023 年儲能平價后存量項目配儲 存在經(jīng)濟性,新增項目滲透率年提升 10%,存量項目配儲需求年提升 1%。

功率配比方面,各省儲能要求配置比例在 10%-20%之間,假設未來五年平均 配儲比例年提升 2%,2025 年可穩(wěn)定達到 20%。

備電時長方面,新能源場站配儲以 2 小時為主。

(2)電網(wǎng)側(cè)儲能:

滲透率方面,電網(wǎng)側(cè)儲能主要需求在于提供電力輔助服務,假設火儲聯(lián)合提供 電力輔助服務的最優(yōu)功率配比為火電機組的 3%,據(jù)我們測算 2020 年電網(wǎng)側(cè)儲能滲 透率在 1.8%,得益于 2020 年儲能參與輔助服務補償機制的加速出臺以及項目的可 盈利性,預計未來五年電網(wǎng)側(cè)儲能滲透率可實現(xiàn)快速提升。

備電時長方面,儲能參與調(diào)頻更多考慮短時調(diào)節(jié)容量,以 0.5 小時為主;儲能 參與調(diào)峰以 4 小時為主,平均取 2 小時備電時長。

(3)用戶側(cè)儲能:

主要考慮工商業(yè)儲能、家庭儲能和 5G 基站及數(shù)據(jù)中心儲能。假設分布式光伏 中,工商業(yè)光伏和戶用光伏配置比例為 4:1,工商業(yè)配置儲能滲透率隨峰谷價差擴 大和儲能系統(tǒng)成本下降逐年升高,備電時長以 4 小時為主??紤]到中國居民電價偏 低,民眾對儲能接受度較低,預計家庭儲能增量主要來自于歐美等發(fā)達國家市場, 同樣以 4 小時備電時長為主。

5G 基站與數(shù)據(jù)中心的高耗能屬性迫使運營商通過配備儲能進行綜合能源管理 來降低整體用電成本,同時鋰電池替代 UPS 鉛酸電池需求明顯,疊加政策端探索 數(shù)據(jù)中心儲能參與電網(wǎng)互動來提高資源使用效率,預計配儲滲透率將實現(xiàn)快速提 升,儲能時長同樣以 4 小時為主。

全球來看,預計 2025 年儲能需求量達 315GWh,5 年 CAGR 達 61.69%,“十 四五”期間需求量達 811GWh,其中發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)將為儲能需求貢獻主要增量。

五、儲能產(chǎn)業(yè)鏈日臻成熟,龍頭效應展現(xiàn)

儲能供應鏈配套日臻成熟,行業(yè)變革蓄勢待發(fā)。儲能系統(tǒng)上游主要包括電池原 材料及零部件供應商,中游包括儲能設備供應商和系統(tǒng)集成商,下游包括儲能系統(tǒng) 安裝方(如儲能 EPC 企業(yè))和終端用戶等。2020 年起政策驅(qū)動疊加成本下行,儲 能需求多場景擴張,行業(yè)空間迎來增量重塑。

儲能各環(huán)節(jié)參與企業(yè)主要包括材料類企業(yè)、電池類企業(yè)、設備類企業(yè)和設計類企業(yè)。從成本來看儲能電池和儲能變流器占總成本比重約 60%和 15%,作為價值 量最大、技術壁壘最高的核心環(huán)節(jié),有望率先受益于儲能需求的爆發(fā)。

1)電池類企業(yè):主要包括以寧德時代、國軒高科、億緯鋰能等企業(yè)為代表的動力電池企業(yè)借 助鋰電池技術、規(guī)模和市場的先發(fā)優(yōu)勢迅速切入儲能鋰電池市場;

2)材料類企業(yè):如富臨精工、德方納米、合縱科技、中核鈦白等磷酸鐵鋰材料及前驅(qū)體企業(yè)積極擴 產(chǎn)迎接新能源車和儲能的雙重需求爆發(fā);

3)PCS 等設備類企業(yè):包括以面向大規(guī) 模源網(wǎng)側(cè)儲能的陽光電源、上能電氣、星云股份,面向工商業(yè)儲能的盛弘股份和面向用戶側(cè)的固德威、錦浪科技、德業(yè)股份、科士達。4)設計類企業(yè):以電力勘察 設計以及 EPC 切入,如面向源網(wǎng)側(cè)儲能為主的永福股份和工商業(yè)儲能的蘇文電能 等。

(一)儲能電池:動力電池企業(yè)漸多,龍頭地位穩(wěn)固

相比于動力電池,儲能電池更加考慮一致性、系統(tǒng)成本和使用壽命,大容量更 加考驗 EMS 性能。儲能電池與動力電池差異主要基于應用場景和使用目的的不同, 進而帶來產(chǎn)品性能的差異。應用場景方面:動力電池主要應用于電動汽車,這就要 求在安全的前提下對系統(tǒng)能量密度和充電速度有盡可能高的要求,以達到更為持久 的續(xù)航能力、縮短充電時間。而儲能電池通常無需移動、使用空間巨大,對于能量 密度要求較小,但卻根據(jù)應用場景對充放電功率存在差異化要求。電池容量方面, 一座 10MW/20MWh 儲能電站相當于 260 輛比亞迪漢 EV 帶電量,儲能系統(tǒng)大容量 對電池一致性、系統(tǒng)成本和使用壽命要求更高,更加考驗電池管理系統(tǒng)和能量管理 系統(tǒng)性能。

核心技術助力動力電池企業(yè)加速切入儲能市場。從技術儲備來看,寧德時代憑 借在結(jié)構(gòu)創(chuàng)新(CTP)和材料體系上完善的技術布局獲得領先的全球競爭優(yōu)勢,而 比亞迪和國軒高科的技術優(yōu)勢主要體現(xiàn)在磷酸鐵鋰電池上,分別通過刀片和 JTM 等 結(jié)構(gòu)創(chuàng)新拓展磷酸鐵鋰應用范圍,國軒高科同時承接科技部重點專項成功開發(fā)出 300Wh/kg 以上高鎳軟包電芯,而孚能科技則擁有先進的軟包電池生產(chǎn)能力。隨著 國內(nèi)鋰電產(chǎn)業(yè)鏈的快速壯大,本土電池企業(yè)逐漸加快技術整合。磷酸鐵鋰電池以其 低成本高安全性優(yōu)勢,已成為儲能電池首選。

動力電池企業(yè)市場份額漸多,頭部效應顯著。根據(jù) CNESA 對 2016-2020 年國 內(nèi)新增電化學儲能項目的儲能技術供應商統(tǒng)計,2016 年儲能電池供應商前十中動 力電池企業(yè)僅寧德時代、國軒高科和中航鋰電,裝機規(guī)模較小,2020 年動力電池 前十新增力神電池、億緯鋰能和比亞迪,動力電池企業(yè)在儲能市場份額占比進一步 提升,規(guī)?;瘍?yōu)勢顯著。其中鋰電巨頭寧德時代出貨量從 15MW 提升至 588MW, 五年復合增速達 108%。

寧德時代:動力電池絕對龍頭加速布局儲能

十年靜默,寧德時代儲能業(yè)務蓄勢待發(fā)。2011 年公司前身 ATL 中標張北風光 儲輸示范項目 4MW×4h 磷酸鐵鋰電池系統(tǒng),正式步入儲能領域并將其明確為與動 力電池、材料回收并駕齊驅(qū)的三大業(yè)務方向之一,但受制于行業(yè)政策限制與高昂成 本,市場空間尚未打開;2011-2017 年寧德時代的儲能電池主要以配套示范項目為 主,規(guī)模和銷售額較?。?018 年作為國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)折點,伴隨國網(wǎng)參與儲能的開發(fā)和電力輔助服務市場化改革推進,儲能發(fā)展有所起色,公司抓住時機積極與產(chǎn) 業(yè)鏈企業(yè)合作開展業(yè)務,儲能業(yè)務步入高速發(fā)展期。

產(chǎn)業(yè)鏈垂直布局,合作開發(fā)實現(xiàn)儲能關鍵節(jié)點全覆蓋。2021 年 4 月 28 日,公 司宣布投入不超過 190 億元,進一步加強產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同合作及儲能市場空間開發(fā),推 進全球化戰(zhàn)略布局,保障關鍵資源的供應和利用效率。受益于新能源汽車及儲能高 景氣,寧德時代陸續(xù)加大上下游環(huán)節(jié)延展,先后進入鋰、鈷、鎳、三元材料、磷酸 鐵鋰材料、鋰電設備和儲能設備等環(huán)節(jié)。儲能業(yè)務方面,公司先后與星云股份、科 士達合作開發(fā)儲能變流器及系統(tǒng)集成,與國網(wǎng)綜能合資設立國網(wǎng)時代面向大規(guī)模源 網(wǎng)側(cè)儲能,與永福股份合資設立時代永福聚焦勘察設計與儲能 EPC,與中華煤氣合 作開拓工商業(yè)儲能、共建能源互聯(lián)網(wǎng)。公司通過合資、參股等方式打通全產(chǎn)業(yè)鏈, 進一步鞏固儲能行業(yè)龍頭地位。

(二)儲能變流器:光伏逆變器廠商切入儲能

儲能變流器的主要作用在于實現(xiàn)電網(wǎng)與儲能電池能量的雙向轉(zhuǎn)換控制,在并網(wǎng) 條件下根據(jù) EMS 指令對電池進行充放電以平滑風電、光伏等新能源出力;在離網(wǎng) 條件下為負荷提供電壓和頻率支撐。與光伏逆變器相比,儲能變流器的關鍵在于實 現(xiàn)交流與直流的相互轉(zhuǎn)換。

光伏逆變器企業(yè)依托技術同源優(yōu)勢,迅速切入儲能變流器市場。根據(jù) CNESA 統(tǒng)計,2020 年國內(nèi)儲能變流器供應量實現(xiàn)大幅增長,前十名累計出貨量達 1.27GW, 較2019年0.58GW大幅提升117.53%,市場需求擴大帶動差異化競爭,2018-2020 年前十名供應商中 CR5 占比分別為 85.15%、81.58%、78.73%,行業(yè)集中度持續(xù) 下滑。陽光電源依托在光伏逆變器領域市占率優(yōu)勢,迅速切入儲能變流器市場,2019 年起國內(nèi)儲能變流器和系統(tǒng)集成供應市場份額持續(xù)保持第一;上海電氣通過與國軒 高科合作成立上海電氣國軒新能源,面向大規(guī)模源網(wǎng)側(cè)儲能,2020 年儲能變流器與系統(tǒng)集成出貨量實現(xiàn)大幅提升。

(本文僅供參考,不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息,請參閱報告原文。)

精選報告來源:【未來智庫官網(wǎng)】。

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關鍵字:儲能

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