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储能行业专题报告:再论储能与能源革命的未来

01 储能解决的是什么问题,空间有多大?

定义储能:灵活性电源,应作为“发电厂”看待

按装机的场景划分,储能可以分为电源侧、电网侧、用户侧(工商业和户用);按照储能解决的问题划分,包括,1)可再生能源的发电波动:光伏发电曲线与需求不匹配,午间发电功率极大但夜间陡然下降;同时难 以预测,实际出力与预测曲线存在偏差;2)电力供需不匹配带来的电价差套利:夜间电力需求可能小于最低电力产能,电价较低;日间 峰值需求可能大于电力产能,电价较高;3)辅助服务市场:包括调频、备电、黑启动等。

市场空间-中:新能源转型驱动储能指数级增长,2025年全球储能冲击300GWh

解决可再生能源波动,需要依赖储能装置,值得一提的是,可再生能源 发电占比越高,储能的配置比例也越高(还需要结合地方电力条件);目前国内多按15-20%的功率比×2h进行配置,美国储能配比则达到30- 40%*4h,部分项目甚至达到60-70%的功率配比。

全球光伏、风电装机持续增长,预计2025年分别达到450、140GW,复合增速分别达到30%、18%;目前新增新能源项目的储能渗透率 在10%左右,在假设2025年达到45%的背景下,测算得储能在2025年的装机功率、容量有望分别达到70GW、210GWh;2020年全球储能装机、出货分别为11、20GWh,则未来五年行业有望实现70%以上的复合增长,2025年储能出货量冲击300GWh。

市场空间-长期:100%可再生,需要多少储能

由于不同地区的资源禀赋、电源结构不尽相同,要准确计算储能的需求空间难度较大,我们选择以加州当前是实际数据为例,来进行大致 的估算:1)加州目前日内需求峰值功率为43GW,低谷为26GW,全天电力需求合计810GWh;2)当前加州可再生能源发电量占比约 20%,假设未来达到100%;3)可再生能源午间发电功率高于需求功率,其余低于需求,对于储能即A1=A2+A3,同时满足功率=max (B1,B2),由此计算需配套26GW,183GWh的储能,即储能需求=可再生能源功率40%*7h=总用电量*23%。(报告来源:未来智库)

以加州的数据为例可知,当所有电力都由新能源提供的条件下,大约需要配置一天25%左右的储能装置,考虑到季节性波动,可能更大。预计2050年全球一天的电力需求在166TWh,假设其中70%由光伏、风电提供,其中储能的配置比例为30%,则累计需要3.5万GWh储能, 按20年的更换周期计算,对应稳态需求1800GWh(增量阶段有望超过2000GWh),对应2万亿的市场空间,相当于新能源车的30-40%。

技术路线

锂电主流方案,储氢未来可期。对比不同技术路线的储能,抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能、液流电池、铅炭电池均存在明显且难以解决的短板;锂电/钠电储能有望成为主流方案,因协同新能源车发展;储氢未来可期;锂电适用于高频调节、储能适用于跨时段调节,有所互补。

锂电快速降本,逐步成主流增量方案。从储能装机的存量上看,抽水蓄能占据主流,存量达到170GW左右,电化学储能存量8.2GW,为第二大体量的技术路线;不过从增量上看,2019年电化学储能新增装机占比达到接近80%,发展趋势向好;在电化学储能中,锂电池占据优势,一方面是锂电池性能最好(倍率变化时容量稳定,铅酸不稳定);另一方面是在动力电池快速产业化 的背景下,锂电池成本快速下降、循环寿命提升,进而在经济性上也逐步具备优势。

CCTC®0 2

02 储能发展处于什么阶段,何时爆发?

储能爆发驱动力:IRR “可预见性”+“高收益”

储能商业模式众多,对于驱动储能行业增长的核心要素排序,我们认为,好的商业模式比系统价格下降更为重要。从储能项目的现金流模型出发,会发现其与光伏、风电项目的高度相似性,一是初始投资大、运维成本低,二是回报周期长,且投资属性 下对IRR的敏感度高。对于此类投资,最为重要的是在相对清晰的现金流预期下,具备投资的经济性。 储能的成本,是充放电一次的成本;储能的收益,取决于商业模式。

美国

2020H2迈入爆发期,2021年延续高增。美国市场在2020H1前比较平淡,住宅需求占比较高,2020H2以来进入爆发式增长阶段,拉动2020年增速超过200%,2021年增速有望 保持在200%左右,装机容量从2020年的3.5GWh,增长至2021年的10GWh以上,且将呈现电源侧、住宅需求共振的状态。

电源侧PPA模式,实现“可预见+高收益”。PPA模式是指电力用户(通常是企业)与发电厂直接签署电力采购合同,通常会约定期限、电量、电价(含绿证价格)等细则,成为电力 买卖与银行融资的基础,PPA模式的核心特征,一是电价确定(固定/跟随通胀/上下限),二是有电力消纳的保障机制。以前期招标的加州Eland项目为例,该项目光伏装机400MW,配套300MW*4h的储能,签订PPA为40美元/MWh,其中光伏PPA为20美 元/kwh,该项目计划在2023年并网,目前美国储能项目投资额为310美元/kwh,考虑近些年的价格下降,预计该项目IRR比较可观。

欧洲

住宅储能需求占据主导,电源侧有望发力。欧洲储能市场近两年保持稳定增长,2019年增速较低与英国市场2018年的抢装有关,核心驱动欧洲储能放量的户用市场增长持续性较强, 德国是欧洲户用储能市场的领导者,近些年保持50%以上的复合增长;此外意大利、英国、奥地利、瑞士等国家的增速也较快。过去几年欧洲电源侧市场的占比较低,未来有望成为重要的增量贡献。

高居民电价与FIT退坡,驱动储能需求。储能市场增长的核心驱动逻辑在于“可行的商业模式+可观的投资回报率”,对于户用储能而言,多数情况下所赚取的是“自用电价”与 “补贴电价”的价差;因而从全球来看,1)户用储能发展较好的地区往往是家庭电价较高的地区,例如德国、日本、意大利、英国等;2) 伴随光伏补贴政策的退出,“自用电价”与“补贴电价”价差拉大,进而会催生户用储能需求的持续增长。

中国

用户侧先行,向电网、电源侧过渡。国内储能市场在2017年以前较为平淡,2018年在电网侧大规模投资带动下,呈现爆发式增长,装机功率突破600MW,对应容量接近 900MWh;2019年5月,《输配电定价成本监审办法》出台,不允许储能设施成本纳入输配电价,进而导致电网侧投资热情下降,2019 年国内亦出现下滑。2020年,多地出台可再生能源项目在电源侧配套储能的政策文件,推动国内储能市场二度向上。(报告来源:未来智库)

拐点是商业模式,首要依赖于电力改革。发改委发布《加快推动新型储能发展的指导意见》:1)允许储能同时参与各类电力市场,因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助 服务补偿机制;2)包括电网侧独立储能电站容量电价机制,探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收,完善峰谷电价政策;3)在竞争性配置、项目核准(备案)、并网时序、系统调度运行安排、保障利用小时数、电力辅助服务补偿考核等方面给予适当倾斜。

分时电价改革,用户侧发力,象征意义更强。电源侧也是储能应用的重要场景,且具备内生的偏消费属性,用户侧峰谷价差需求空间,本质上取决于各地峰谷负荷错峰幅度,错峰幅度 越大,削峰填谷的空间也越大;根据国家电网的数据,2019年日间功率波动超过10GW的地区包括山东、江苏、浙江、广东、四川等地, 全国33个省市合计接近200GW。由此估算错峰需求所对应的储能潜在装机容量在240-480GWh。

CCTC®0 3

03 储能产业链有哪些标的,弹性几何?

产业链:聚焦能源革命,看好储能产业链

储能系统包括容量器件(电芯、PACK、BMS)、功率器件(PCS)以及其他配套设施(电缆、消防、空调、升压变)等;以目前常规储能系统1.7-1.8元/Wh的价格组成来看,电芯成本在0.9-1.0元/Wh,占比近6成,PACK、BMS、PCS价值量占比在10%左右, 此外为其他配套设施及场地设计费用等。看好包括设备供应、工程项目、运营维护为代表的储能产业链。

储能变流器:格局与光伏接近,具备全球竞争力

储能变流器主要有两类参与主体:1)光伏逆 变器企业,例如阳光电源,具备渠道和客户优 势;2)光伏涉及较少,主要发力储能的企业, 例如科华恒盛、索英电气、盛弘股份等。从竞争格局来看,储能逆变器的集中度接近光 伏逆变器,阳光电源、科华恒盛占比分别为 23%、18%,行业CR5为72%,比较集中;国内逆变器企业在海外仍保持竞争力,例如阳 光电源在美国工商业、澳洲户用;固德威在欧 洲户用;德业股份在美国户用都占据较高份额

储能电池:依然是寡头垄断格局,亦有新兴企业

储能电池依旧是动力电池巨头统治,海外市场在2020年前基 本采用三星、LG化学的电池方案,2021年起加速宁德时代等 国内方案的导入。国内的竞争格局代表意义不强,因电源侧 商业模式较差,宁德时代主要做电网侧示范项目。

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报告节选


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