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儲能行業(yè)深度報告:開啟下一個萬億大市場
日期:2020-02-26   [復(fù)制鏈接]
責(zé)任編輯:chengling 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
編者按:隨著我國儲能的發(fā)展,據(jù)推測內(nèi)未來在用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)的儲能市場空間,儲能將開啟下一個萬億大市場。 

關(guān)鍵結(jié)論與投資建議


在海外儲能市場中,國內(nèi)儲能領(lǐng)先企業(yè)已出海航洋,尤以歐美發(fā)達(dá)國家為代表 海外儲能市場在過去幾年得到了蓬勃發(fā)展。國內(nèi)儲能市場初探,在他山之石指 引下,未來國內(nèi)儲能將何去何從?此篇報告主要觀點是勾畫國內(nèi)儲能市場發(fā)展 藍(lán)圖,根據(jù)國內(nèi) 32 個電力區(qū)電價族,以各電力度電成本及 IRR 為錨,測算國內(nèi)未來在用戶側(cè)、發(fā)電側(cè)的儲能市場空間,并梳理儲能相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈,給出相應(yīng) 投資建議。

我們認(rèn)為:國內(nèi)在第一階段,到 2025 年我國大部分地區(qū)用戶側(cè)儲能可實現(xiàn)平 價,儲能市場空間可達(dá) 6500 億。在存量市場滲透率為 30%情況下,我國儲能 裝機(jī)規(guī)??蛇_(dá) 435.1GWh,市場規(guī)模達(dá) 6526.5 億元。其中,存量市場儲能裝機(jī) 394.6GWh,市場規(guī)??蛇_(dá) 5919.0 億元。假設(shè)此階段電池:光伏配置比例為 15%, 在放電時長 4h,年新增集中式光伏 8.1GW,滲透率為 30%,則所需儲能 8.1GWh, 年新增市場規(guī)模達(dá) 121.5 億元。

在第二階段,到 2030 年我國大部分地區(qū)光儲結(jié)合可實現(xiàn)平價,儲能市場空間可 達(dá) 1.2 萬億以上。在存量市場滲透率為 60%情況下,我國儲能裝機(jī)規(guī)??蛇_(dá) 1186.8GWh,市場規(guī)模達(dá) 12070.8 億元。其中,存量市場儲能裝機(jī) 930.3GW, 市場規(guī)??蛇_(dá) 9303.3 億元,假設(shè)此階段電池:光伏配置比例為 30%,放電時長 4h,年新增集中式光伏 50GW,滲透率為 60%,則所需儲能 36.0GWh,年新 增市場規(guī)模達(dá) 360.0 億元。

建議關(guān)注在光儲結(jié)合、儲能系統(tǒng)及鋰電池出貨龍頭。建議重點關(guān)注陽光電源、 寧德時代、天奈科技、國軒高科、億緯鋰能。

與市場預(yù)期不同之處

我們認(rèn)為,雖 2019 年國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)鏈遇冷,但海外儲能市場卻出現(xiàn)幾近翻倍增 長,究其原因主要系電力市場交易規(guī)則及政策補(bǔ)貼兩方面的異同所致。使得國 內(nèi)儲能市場有“天然的平價壓力”,而隨著國內(nèi)電芯產(chǎn)能持續(xù)釋放,儲能系統(tǒng)集成 進(jìn)一步優(yōu)化,國內(nèi)儲能系統(tǒng)度電成本及 IRR 測算都將迎來拐點。面對國內(nèi)未來 十年萬億儲能市場,我們梳理了儲能相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈及投資邏輯,建議在光儲行業(yè) 尋找中國的特斯拉,布局光儲相關(guān)優(yōu)勢標(biāo)的。建議關(guān)注在光儲結(jié)合、儲能系統(tǒng) 及鋰電池出貨龍頭。建議重點關(guān)注陽光電源、寧德時代、天奈科技、國軒高科、 億緯鋰能。

“為什么要發(fā)展儲能?”≈吃飯為啥需要碗

可再生能源發(fā)展剛需下,電化學(xué)儲能將登上歷史舞臺


儲能本質(zhì)是平抑電力供需矛盾,新能源發(fā)展創(chuàng)造新的儲能需求。電能自身不能 儲存,而任何時刻其生產(chǎn)量和需求量需嚴(yán)格相等,因此傳統(tǒng)電源生產(chǎn)連續(xù)性和 用電需求間斷性的不平衡持續(xù)存在。此外,全球范圍內(nèi)可再生能源裝機(jī)量和發(fā) 電量占比不斷提升(尤其是風(fēng)能和太陽能),2019 年上半年,德國風(fēng)光發(fā)電量 占比已超過 30%。但可再生能源發(fā)電存在固有的間歇性和波動性,導(dǎo)致棄風(fēng)棄 光現(xiàn)象,增加供需不匹配程度且影響電網(wǎng)的穩(wěn)定性,儲能技術(shù)可平抑電能供需 矛盾,提高風(fēng)光消納維持電網(wǎng)穩(wěn)定。

抽水蓄能(PHS)是迄今為止部署最多的儲能方式,電化學(xué)儲能緊隨其后。根 據(jù) CNESA 全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計,截至 2019 年底,全球已投運(yùn)儲能項 目累計裝機(jī)規(guī)模 183.1GW。其中,抽水蓄能的累計裝機(jī)規(guī)模最大為 171.0GW 占比高達(dá) 93.4%,同比下降 0.9 個百分點,但仍處于主導(dǎo)地位;電化學(xué)儲能的 累計裝機(jī)規(guī)模緊隨其后為 8216.5MW,占比為 4.5%,同比增長 0.9 個百分點。

技術(shù)特性決定電化學(xué)儲能應(yīng)用場景最為廣泛。儲能技術(shù)是利用化學(xué)或者物理的 方法將一次能源產(chǎn)生的電能存儲起來,并在需要時釋放。根據(jù)技術(shù)類型的不同, 以電能釋放的儲能方式主要分為機(jī)械儲能、電磁儲能和電化學(xué)儲能。不同儲能 技術(shù)具有不同的內(nèi)在特性(如功率密度和能力密度),電化學(xué)儲能同時具有較高 的能量密度和功率密度,決定了其廣泛的技術(shù)適用性。


電化學(xué)儲能是發(fā)展最快,美國儲能規(guī)模位列全球第一。根據(jù) CPIA 統(tǒng)計數(shù)據(jù), 截至 2018 年底,電化學(xué)儲能累計裝機(jī) 6.63GW,同比增長 126.4%;2013-2018 年新增裝機(jī)年均復(fù)合增長率高達(dá) 113.86%。截至 2019 年全球累計電化學(xué)裝機(jī) 達(dá) 8.22GW,同比增長 24.02%,受中國市場影響,新增裝機(jī) 1.59GW,同比下 降 56.98%。從應(yīng)用端來看,用戶側(cè)應(yīng)用占比最高為 28%,其他應(yīng)用領(lǐng)域趨于 均衡。

盡管 2019 年中國儲能遇冷,但仍是全球份額較大的市場。根據(jù)美國能源部 DOE 數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計,截至 2020 年 1 月 10 日,全球電化學(xué)項目數(shù)量高達(dá) 991 個,美國 儲能裝機(jī)規(guī)模和項目數(shù)量再次均位列全球第一,中國位列全球第二。

2019 年為國內(nèi)儲能減速調(diào)整期,儲能將向更加市場化方向發(fā)展。根據(jù) CPIA 統(tǒng) 計數(shù)據(jù),截至 2019年底,我國電化學(xué)儲能累計裝機(jī) 1592.3MW,同比增長 48.4%;新增裝機(jī) 591.6MW,同比下降 23.7%。忽略 2018 年相對激增,儲能行業(yè)仍然 是維持穩(wěn)步增長的狀態(tài)。就應(yīng)用端來看,用戶側(cè)仍是儲能最大的應(yīng)用市場,占 比為 51%。此外,2019 年廣東、湖南等地電網(wǎng)側(cè)火儲聯(lián)合投運(yùn)裝機(jī)較多,但 《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》的出臺,明確了“電網(wǎng)企業(yè)投資的電儲能設(shè)施明確 不計入輸配電定價成本”。意味著短期內(nèi)電網(wǎng)側(cè)項目建設(shè)缺乏盈利渠道支撐,電 網(wǎng)側(cè)儲能的發(fā)展受到制約,長期來看,儲能將向更加市場化的方向發(fā)展。

國內(nèi)儲能電池占比較小,海外市場穩(wěn)定。國內(nèi)儲能電池出貨大幅下降,海外市 場穩(wěn)定。根據(jù)高工產(chǎn)研鋰電研究所(GGII)數(shù)據(jù)統(tǒng)計,2019 年中國儲能鋰電池 出貨量為 3.8GWh,同比增長 26.7%。從整體出貨量來看,符合年初預(yù)期的 2030%的增長,但從出貨的市場類別來看,儲能鋰電池應(yīng)用于國內(nèi)市場的出貨量 急劇下降,2019 年國內(nèi)出貨量為 0.7GWh,同比下降 75%,而出口海外市場的 出貨量增長較為突出。

根據(jù) GGII 統(tǒng)計數(shù)據(jù),2019 年,我國動力電池累計裝機(jī)量約 62.38GWh,同比 增長 9%。而儲能鋰電池出貨量僅為 3.8GWh,同比增長 26.7%,其中國內(nèi)出貨量為 0.7GWh,出口總量為 3.1GWh,與動力電池相比,我國儲能電池占比依然 較小,空間較大。

儲能核心邏輯:成本下降驅(qū)動儲能應(yīng)用

儲能系統(tǒng)成本大幅下降。電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)(BMS)、 儲能變流器(PCS)、能量管理系統(tǒng)(EMS)及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。根據(jù) GTM 數(shù)據(jù)統(tǒng)計顯示,2012 至 2017 年電化學(xué)儲能電站成本大幅下降 78%,單位 KWh 成本由 2100 美元下降至 587 美元。其中電池成本占比約為 40%,是儲能電站 建設(shè)的主要成本來源。

鋰電成為主流技術(shù)路線,存在成本下降通道。目前已商業(yè)化應(yīng)用的電化學(xué)儲能 技術(shù)主要為鉛蓄電池和鋰離子電池。根據(jù) CNESA 數(shù)據(jù),近五年全球已投運(yùn)儲 能項目中,鋰電儲能系統(tǒng)占比均超過 80%,成為主流電化學(xué)儲能技術(shù)路線。根 據(jù) BNEF,2020 年至 2023 年的鋰電價格可能達(dá)到 150 美元/KWh,將達(dá)到儲 能系統(tǒng)應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性拐點。

成本下降驅(qū)動儲能裝機(jī)規(guī)模爆發(fā)。根據(jù) GTM 預(yù)測,到 2025 年,單位 KWh 儲 能電池成本預(yù)計降至 110 美元,BOS 部分將降至 85 美元。儲能系統(tǒng)成本的不 斷下降,將驅(qū)動裝機(jī)規(guī)模迎來爆發(fā)。根據(jù) BNEF 的預(yù)測,到 2040 年,全球儲 能累計裝機(jī)(不含抽水蓄能)將達(dá)到近 1095GW/2850GWh,對應(yīng)投資 6620 億 美元。

國內(nèi)儲能未來空間究竟有多大?——可期萬億市場


國內(nèi)儲能未來空間究竟有多大?根據(jù)我們測算結(jié)論:

第一階段:到 2025 年,儲能成本降至 1500 元/KWh 時,我國大部分地區(qū)用戶 側(cè)儲能可實現(xiàn)平價。在存量市場滲透率為 30%情況下,我國儲能裝機(jī)規(guī)模可達(dá) 435.1GWh,市場規(guī)模達(dá) 6526.5 億元。其中,存量市場儲能裝機(jī) 394.6GWh, 市場規(guī)??蛇_(dá) 5919.0 億元。假設(shè)此階段電池:光伏配置比例為 15%,在放電時 長 4h,年新增集中式光伏 8.1GW,滲透率為 30%,則所需儲能 8.1GWh,年 新增市場規(guī)模達(dá) 121.5 億元。

第二階段:到 2030 年,儲能成本降至 1000 元/KWh 時,我國大部分地區(qū)光儲 結(jié)合可實現(xiàn)平價。在存量市場滲透率為 60%情況下,我國儲能裝機(jī)規(guī)模可達(dá) 1186.8GWh,市場規(guī)模達(dá) 12070.8 億元。其中,存量市場儲能裝機(jī) 930.3GW, 市場規(guī)模可達(dá) 9303.3 億元,假設(shè)此階段電池:光伏配置比例為 30%,放電時長 4h,年新增集中式光伏 50GW,滲透率為 60%,則所需儲能 36.0GWh,年新 增市場規(guī)模達(dá) 360.0 億元。

發(fā)電側(cè):風(fēng)、光+儲能模式為新能源大未來

分布式光儲:拆解“特斯拉戶用光伏”實例,看國內(nèi)市場空間幾何

政策強(qiáng)制規(guī)定,美國戶用光伏市場駛?cè)肟燔嚨?。根?jù)加州能源委員會頒布的 《2019 建筑能效標(biāo)準(zhǔn)》要求,從 2020 年 1 月 1 日開始,所有在加利福尼亞州 新建的三層及三層以下的低層住宅(包括獨(dú)棟)都將被要求強(qiáng)制安裝住宅光伏 系統(tǒng),并對裝機(jī)規(guī)模也做出了規(guī)定:如果同時安裝了儲能系統(tǒng),則光伏裝機(jī)規(guī) ??稍谏鲜龇匠逃嬎憬Y(jié)果的基礎(chǔ)上減少 25%,且單戶住宅的儲能系統(tǒng)容量至少 為 7.5 KWh,多戶住宅的存儲系統(tǒng)容量至少為住宅戶數(shù)*7.5 KWh。

對于加州戶用光伏需求的測算:未來 10 年,每年至少有 750MW-1.25GW 戶用 裝機(jī)規(guī)模。其中新增市場:2020 年新政實施后,美國加州新增住宅將為戶用光 伏市場帶來 300-500MW/年裝機(jī)增量。2018 年美國居民用戶平均用電量 10972KWh,加州光照資源充沛,光伏有效年利用小時數(shù) 1800-2200h,則 100% 光伏發(fā)電對應(yīng)戶均裝機(jī)量約 5-6KW。

加州戶用光伏存量市場中:每年有 450-720MW 規(guī)模。根據(jù) 1995-2018 年加州 獨(dú)棟住宅建筑許可發(fā)放數(shù)量估算加州目前獨(dú)棟住宅數(shù)量約 180 萬套。若在 2030 年,這些存量獨(dú)棟能有合計 80%裝戶用光伏,5-8KW 每戶算,每年有 450720MW 的戶用光伏規(guī)模。

美國政策及經(jīng)濟(jì)性助力下,戶用光儲系統(tǒng)得到快速發(fā)展。以特斯拉為例,2018 年,特斯拉安裝了 1GWh 的儲能系統(tǒng),2019 年目標(biāo)是將裝機(jī)容量翻倍到 2GWh 以上。特斯拉的 Powerwall(針對住宅用戶)基于 NMC 鋰電池產(chǎn)品。針對居民用 戶的儲能系統(tǒng),與屋頂光伏系統(tǒng)同時應(yīng)用。它可以存儲光伏電站在白天發(fā)的電 量,并在夜間釋放使用。據(jù)特斯拉表示,Powerwall 的單位裝機(jī)容量為 13.5KWh;其峰值功率/持續(xù)功率分別為 7KW/5KW,而電力轉(zhuǎn)換效率達(dá) 90%,且保證使用 生命周期為 10 年。

在不考慮特斯拉屋頂光伏的“屋頂價值”的情況下,特斯拉光儲方案已經(jīng)初具經(jīng) 濟(jì)性。截至 2020 年 2 月,加利福尼亞州的太陽能電池板平均成本為 3.06 美元 /W??紤]到太陽能電池板系統(tǒng)的大小為 3-10KW,加利福尼亞州的光伏系統(tǒng)平 均安裝成本在6.41-21.36萬元之間,光伏系統(tǒng)平均價格為10.68萬元??鄢?6% 的聯(lián)邦投資稅收抵免(ITC)以及其他州和地方太陽能激勵措施后,系統(tǒng)成本降 至 4.74-15.81萬元,假設(shè)光伏系統(tǒng)工作壽命為 25年,年有效利用小時為 1900h, 實際用電量為有效發(fā)電量的 75%,考慮未來運(yùn)維費(fèi)用和發(fā)電量時間價值,光伏 屋頂全生命周期內(nèi)的度電成本為 1.07 元/KWh。

根據(jù)特斯拉提供的 4 種不同規(guī)模的屋頂光儲系統(tǒng),分別為小型(光伏裝機(jī) 3.8KW)、中型(光伏裝機(jī) 7.6KW)、大型(光伏裝機(jī) 11.4KW)和超大型(光伏 裝機(jī) 15.2KW),同時匹配 1、2、3 和 4 套儲能系統(tǒng),光儲系統(tǒng)價格在 15.2742.77 萬元之間,扣除 26%的聯(lián)邦投資稅收抵免(ITC)以及其他州和地方太陽 能激勵措施后,系統(tǒng)成本降至 10.71-29.94 萬元。由于配置儲能系統(tǒng),有理由假 設(shè)實際用電量為有效發(fā)電量的 100%,其他條件與加州戶用光伏相同,測算出小 型、中型、大型和超大型的特斯拉屋頂光儲系統(tǒng)全生命周期內(nèi)的度電成本分別 為 1.52、1.20、11.1 和 1.07 元/KWh,儲能溢價分別為 0.45、0.13、0.04 和 0 元/KWh。說明含有儲能系統(tǒng)的大型特斯拉屋頂光伏,可以與當(dāng)前普通戶用光伏 在 LCOE 相競爭。

如測算得,在不考慮特斯拉屋頂光伏的“屋頂價值”的情況下,特斯拉 11.4KW 光儲系統(tǒng)度電成本僅為 1.11 人民幣/KWh,較單純戶用光伏系統(tǒng)的度電成本僅相差 3.6%,戶用光儲結(jié)合系統(tǒng)方案經(jīng)濟(jì)性在美國已得到顯現(xiàn)。

特斯拉 2019 年儲能裝機(jī)容量達(dá)到 1.65GWh。前三季度分別為 229MWh、 415MWh、477MWh,全年裝機(jī) 1.65GWh,同比增長接近 60%,超過 2017、 2018 年裝機(jī)總量之和。2019 年全球電化學(xué)儲能新增裝機(jī)為 15.9GWh,意味著 特斯拉占據(jù)全球儲能的市場份額達(dá)到 10.4%。

我國國家層面政策為儲能發(fā)展提供方向。2017 年五部委聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)儲 能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》,明確了十三五和十四五時期儲能發(fā)展“兩步走” 的戰(zhàn)略。2019 年針對該指導(dǎo)意見,進(jìn)一步提出了細(xì)化的 2019-2020 行動計劃, 從而進(jìn)一步推進(jìn)“十三五”期間實現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡的目標(biāo),同時為“十四五”期間實現(xiàn)儲能由商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變的目標(biāo)奠定基礎(chǔ)。

部分省市開始出臺用戶側(cè)補(bǔ)貼政策和新能源發(fā)電側(cè)技術(shù)要求。目前針對儲能出 臺補(bǔ)貼政策的有合肥和蘇州。2018 年合肥政策針對符合政策的光伏儲能系統(tǒng), 按儲能實際充電量給予 1 元/KWh 的補(bǔ)貼。2019 年蘇州針對工業(yè)園區(qū)的儲能項 目,按放電量補(bǔ)貼 3 年,補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn) 0.3 元/KWh。2019 年 6 月新疆針對光伏儲 能試點項目,儲能系統(tǒng)原則上按照不低于光伏電站裝機(jī)容量的 15%、且儲能時 長不低于 2 小時來配置,總裝機(jī)規(guī)模不超過 350MW。

基于我國提供儲能補(bǔ)貼的省市較少,我們通過搭建“光儲發(fā)電+網(wǎng)電套利”模型, 進(jìn)行工商業(yè)光儲項目經(jīng)濟(jì)性測算。工商業(yè)配置光伏+儲能替代部分網(wǎng)電,滿足自 身用電需求,綜合考慮峰谷電價差與時段劃分復(fù)雜度,以江蘇省為例進(jìn)行建模, 各電價時段和電流流向如表所示。通過計算配置光儲系統(tǒng)前后支付電費(fèi)差額, 作為光儲系統(tǒng)運(yùn)營效益,對未來工商業(yè)光儲系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行測算,基本假設(shè)如 下:

1、 江蘇省年利用小時數(shù)為 1063h,配置 150KW 光伏系統(tǒng),預(yù)計平均每天可以 發(fā) 500~600 度電,單位成本為 4000 元/KW;蓄電池采用磷酸鐵鋰電池, 總?cè)萘?600KWh,單位成本為 1500 元/KWh。

2、 放電深度 95%,容量衰減 20%,循環(huán)壽命 5000 次,日運(yùn)行 2 次,運(yùn)行時 間為 8 年,殘值按照光伏系統(tǒng)剩余價值計算。

3、 折現(xiàn)率 7.5%,貸款利率 6%,自有資金比例為 0.3。

測算結(jié)論:在上述假設(shè)條件下,江蘇省工商業(yè)用戶應(yīng)用光儲系統(tǒng)可實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性, 生命周期內(nèi)項目內(nèi)含報酬率 9.92%,自有資金內(nèi)含報酬率為 18.17%,投資回 收期為 6 年。

進(jìn)一步我們將模型應(yīng)用于其他地區(qū)進(jìn)行測算,可以發(fā)現(xiàn),第一階段:當(dāng)用戶側(cè) 光伏成本在 4000 元/KW,儲能系統(tǒng)成本為 1500 元/KWh 時,北京、浙江、江 蘇和廣東(部分地區(qū))內(nèi)的工商業(yè)用戶配置儲能系統(tǒng)可達(dá)到 8%收益率,假設(shè)市 場滲透率為 30%,儲能裝機(jī)規(guī)模為 140.70GW,市場規(guī)模合計為 2215.49億元。

進(jìn)一步測算可得:第二階段,當(dāng)光伏成本降至 3000 元/KWh,儲能系統(tǒng)成本降 至 1000 元/KWh 時,除青海、云南和寧夏外樣本地區(qū)儲能系統(tǒng)均可實現(xiàn) 8%內(nèi) 含報酬率。在市場滲透率為 60%的條件下,儲能裝機(jī)規(guī)模為 302.94GW,市場 規(guī)模合計為 3029.43 億元。



集中式光儲:光伏平價大時代的必經(jīng)之路

西北地區(qū)棄風(fēng)棄光率仍高于全國平均水平,儲能有望加速滲透。風(fēng)能和太陽能 等新能源發(fā)電具具有不規(guī)律變化的特點,為維持電力供需平衡和電網(wǎng)的穩(wěn)定性 需限制部分新能源的出力。據(jù)國家能源局統(tǒng)計,近年來全國棄風(fēng)棄光率呈下降 趨勢,2019 年 1-9 月,全國棄風(fēng)率 4.2%,同比下降 3.5 個百分點;棄光率 1.9%, 同比下降 1 個百分點。2019 年上半年,棄風(fēng)仍較為嚴(yán)重的地區(qū)是新疆、甘肅和 內(nèi)蒙古,棄風(fēng)率分別為 17.0%、10.1%和 8.2%;棄光主要集中在西藏、新疆、 甘肅和青海,棄光率分別為 25.7%、10.6%、6.9%和 6.3%。

隨著可再生能源占比的增加,其波動性與地理位置上的限制凸顯,減少棄風(fēng)棄 電最直接的方式是配置相應(yīng)的儲能系統(tǒng),根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度要求和實際發(fā)電負(fù)荷合 理實時改變運(yùn)行模式,將可再生能源發(fā)電從非高峰時段轉(zhuǎn)向高峰時段,調(diào)配電 能供應(yīng)與需求之間的平衡。例如 CAISO“鴨曲線”,將多余電能存儲于電池儲能 系統(tǒng)中按需放出,減少發(fā)電損失,起到削峰填谷的作用。

傳統(tǒng)平滑新能源不穩(wěn)定性的方案中,新能源機(jī)組分?jǐn)傎M(fèi)用遠(yuǎn)高于補(bǔ)償費(fèi)用。從 能源類型的角度來看,參與輔助服務(wù)的能源類型主要包括火電、水電、風(fēng)電、光 伏、核電,其中火電機(jī)組補(bǔ)償費(fèi)用最高為 62.65 億元,但同時分?jǐn)傎M(fèi)用也最高。我們構(gòu)造分?jǐn)傎M(fèi)用/補(bǔ)償費(fèi)用指標(biāo)來進(jìn)行對比,風(fēng)電分?jǐn)傎M(fèi)用/補(bǔ)償費(fèi)用值高達(dá) 34.26,核電和光伏發(fā)電也遠(yuǎn)高于傳統(tǒng)火電。即新能源場站通過配置相應(yīng)的儲能 系統(tǒng),可滿足自身輔助服務(wù)需求,有效降低分?jǐn)傎M(fèi)用。

儲能若替代傳統(tǒng)備用,將有效提高容量價值。國內(nèi)新能源(風(fēng)電、光伏發(fā)電)通過保留有功備用或者配置儲能設(shè)備,并利用相應(yīng)的有功控制系統(tǒng)實現(xiàn)一次調(diào) 頻功能。光伏電站若要參與低頻響應(yīng),在不考慮限電情況下需預(yù)留 10%的容量, 按每天備用 8h 計算,則 100MW 光伏電站每天少發(fā) 8 萬 KWh,每年少發(fā)電 2800 萬 KWh。通過配置儲能設(shè)備替代備用容量也可提高系統(tǒng)容量價值。

目前國內(nèi)已經(jīng)有大量風(fēng)、光儲電站示范項目投入使用。我國首個風(fēng)光儲輸示范 工程位于河北省張家口市北部,于 2011 年底并網(wǎng),綜合運(yùn)用了磷酸鐵鋰、液流、 鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術(shù)路線,每年可以提升 200 小時的利用小時數(shù),有 效解決了新能源的消納問題。近年來,青海共和光伏發(fā)電儲能項目、魯能集團(tuán) 海西州多能互補(bǔ)集成優(yōu)化示范工程等大量新能源配套儲能項目投入使用。

我們針對國內(nèi)集中式光伏+儲能系統(tǒng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性測算,基本假設(shè)如下:

1、 投資主體為三類資源區(qū)光伏新能源場站,應(yīng)用場景包括削峰填谷和替代一 次調(diào)頻備用余量;

2、 根據(jù)不同地區(qū)利用小時數(shù)和限電比例不同,100MW 光伏容量分別配置43、 30 和 19MWh 儲能系統(tǒng)用于削峰填谷,同時配置 9MWh 儲能系統(tǒng)用于替代 一次調(diào)頻備用余量。儲能系統(tǒng)單位成本為 1500 元/KWh,電芯選用磷酸鐵 鋰,放電深度 95%,容量衰減 20%,循環(huán)壽命 5000 次,日循環(huán) 1 次,運(yùn) 行時間為 15 年;

3、 貸款利率 6%,自有資金比例為 0.3,所得稅率為 25%,折現(xiàn)率 7.5%。
集中式光儲結(jié)合經(jīng)濟(jì)性測算:

當(dāng)僅用于削峰填谷時,三類資源區(qū)的儲能系統(tǒng)裝機(jī)量分別為43、30和19MWh, 上網(wǎng)電價分別為 0.4/0.45 和 0.55 元,度電成本均為 0.63 元/KWh,但均未達(dá)預(yù) 期收益。當(dāng)要求的 irr=8%時,三類資源區(qū)儲能系統(tǒng)成本需分別降至 851、957 和 1170 元/KWh。

當(dāng)用于削峰填谷和替代有功備用時,三類資源區(qū)的儲能系統(tǒng)裝機(jī)量分別為 51、 38 和 27MWh,其他條件相同??梢园l(fā)現(xiàn)三類資源區(qū)儲能項目的投資回收期分 別為 9、8 和 6 年,Ⅱ類資源區(qū)和Ⅲ類資源區(qū)項目內(nèi)含報酬率均達(dá)到 8%,Ⅲ類 資源區(qū)項目內(nèi)含報酬率為 11.9%。

第一階段:當(dāng)儲能系統(tǒng)成本為 1500 元/KWh 時,在市場滲透率為 30%的條件 下,現(xiàn)有光伏存量市場儲能裝機(jī)規(guī)模為 33.41GW,市場規(guī)模合計為 501.09 億 元。假設(shè)儲能成本降至 1500 元/KWh 之前,光伏市場年新增量為 45GW,在相 同滲透率條件下,年新增儲能裝機(jī) 8.10GWh,年新增市場規(guī)模為 121.50 億元。

第二階段:當(dāng)系統(tǒng)成本降至 1000 元/KWh 時,在市場滲透率為 60%的條件下, 儲能裝機(jī)規(guī)模為 109.75GW,市場規(guī)模合計為 1097.49 億元。假設(shè)儲能成本降 至 1000 元/KWh 之前,光伏市場年新增量為 50GW,在相同滲透率條件下,年 新增儲能裝機(jī) 36.00GWh,年新增市場規(guī)模為 360.00 億元。

用戶側(cè):經(jīng)濟(jì)性凸顯進(jìn)行時,萬億市場空間值得期待


儲能能量時移,峰谷價差套利。一般情況下,由于白天用電側(cè)負(fù)荷曲線比晚上 高,部分地區(qū)實施分時電價機(jī)制,將一天 24h 分為峰時段、平時段和谷時段, 電價依次降低,從而形成峰谷電價差。儲能出現(xiàn)之前,電力用戶降低電費(fèi)的傳 統(tǒng)方式主要為:減少消費(fèi)或被動改變消費(fèi)時段;儲能通過能量時移,在低谷電 價時間段充電,在高峰電價時間段放電,滿足用電需求,同時利用峰谷價差進(jìn) 行套利。

高價差刺激儲能部署,國內(nèi)價格激勵較弱。用戶應(yīng)用儲能須有足夠的價差激勵, 即峰谷電價差可覆蓋儲能度電成本。部分發(fā)達(dá)國家(如美國、德國和澳大利亞) 峰谷價差較高,為用戶側(cè)儲能裝機(jī)提供機(jī)會。以美國為例,居民用戶的峰谷價 差平均為 0.15 美元/KWh,高于當(dāng)前 0.10 美元/KWh 的儲能度電成本。但在國 內(nèi)大部分地區(qū),峰谷電價差仍遠(yuǎn)不足以覆蓋儲能度電成本。
用電類別說明:深圳(大量需求)指深圳市大量工商業(yè)及其他用電(101 至 3000kVA);深圳(高需求)指高需求工商業(yè)及其他用電(3001kVA 及以上);廣東(廣州 5 市)指廣州、珠海、佛山、中山和東莞五市;廣東(8 市)指汕 頭、潮州、揭陽、汕尾、陽江、湛江、茂名和肇慶 8 市;廣東(5 市)指云浮、 河源、梅州、韶關(guān)和清遠(yuǎn) 5 市。

儲能需量管理,降低基本電費(fèi)。理論上僅通過削峰填谷套利,儲能在國內(nèi)用電 側(cè)難以實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。大工業(yè)用戶普遍采用兩部制電價計費(fèi),電費(fèi)分為基本電費(fèi) 和電度電費(fèi)。其中,基本電費(fèi)與耗電量無關(guān),僅與變壓器容量或最大需量相關(guān);電度電費(fèi)與耗電量呈正比。當(dāng)儲能應(yīng)用于大工業(yè)用戶側(cè)時,除實現(xiàn)一般削峰填 谷套利降低電量電費(fèi)外,同時也可進(jìn)行需量管理,降低基本電費(fèi),帶來雙重收 益。

峰谷-峰平價差平均值修正??紤]到用電側(cè)儲能系統(tǒng)工作模式為一日 2 充 2 放, 僅存在一次谷時段充電、峰時段放電的機(jī)會,另一次則為平時段充電、峰時段 放電(即夜晚谷時段充電,早上峰時段放電,午間平時段充電,傍晚峰時段放 電),因此取峰谷價差與峰平價差平均值建模更為合理。

以上海市電價為例,我們針對國內(nèi)大工業(yè)用電側(cè)儲能經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行測算,基本假 設(shè)如下:

1、 配置1 MW / 4 MWh儲能系統(tǒng),電芯為磷酸鐵鋰,單位成本為1800元/KWh;

2、 充放電深度 95%,容量衰減 20%,循環(huán)壽命 5000 次,無殘值;

3、 折現(xiàn)率 7.5%,貸款利率 6%,自有資金比例為 0.3;

測算結(jié)論:對于價差和基本電價均較高的上海市大工業(yè)用戶,儲能用于削峰填 谷和需量管理可實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。項目投資回收期為 4年,內(nèi)含報酬率高達(dá) 16.44%, 生命周內(nèi)度電成本為 0.64 元/Wh。

進(jìn)一步我們將模型應(yīng)用于其他地區(qū)進(jìn)行測算,可以發(fā)現(xiàn),目前在廣東(部分地 區(qū))、上海、江蘇、海南和山東地區(qū),大工業(yè)用戶配置儲能系統(tǒng)的 irr 可以達(dá)到 8%。

 
未來核心驅(qū)動因素在于成本下降。電價差影響項目收益,儲能系統(tǒng)價格影響項 目成本。在當(dāng)前儲能系統(tǒng)成本下,各地區(qū)經(jīng)濟(jì)性差異在于不同的價差水平,說 明當(dāng)前價格激勵是用戶安裝儲能系統(tǒng)關(guān)鍵因素。但未來多數(shù)國家將嘗試降低整 個電力系統(tǒng)成本,以刺激經(jīng)濟(jì)增長,終端價差將進(jìn)一步縮小。因此降低儲能成 本則是推進(jìn)未來儲能部署唯一可行的方法。

我們預(yù)計未來儲能部署將分為兩個階段,第一階段:當(dāng)用戶側(cè)儲能系統(tǒng)成本降 至 1500 元/KWh 時,除寧夏、青海甘肅、陜西和河北外,其他樣本地區(qū)儲能項 目可達(dá)到 8%的內(nèi)含報酬率,對應(yīng)度電成本降低 0.10 元/KWh 至 0.54 元/KWh, 降幅達(dá)到 15.63%;第二階段:當(dāng)成儲能系統(tǒng)成本降至 1000 元/KWh 時,所有 樣本地區(qū)均可實現(xiàn)8%內(nèi)含報酬率,除寧夏外其他地區(qū)可實現(xiàn)10%內(nèi)含報酬率, 對應(yīng)度電成本降低 0.26 元/KWh 至 0.38 元/KWh,降幅達(dá) 40.63%。
 


對應(yīng)裝機(jī)規(guī)模與市場規(guī)模預(yù)測:

第一階段:當(dāng)用戶側(cè)儲能系統(tǒng)成本降至 1500 元/KWh 時,市場滲透率為 30%的 條件下,儲能裝機(jī)規(guī)模為 213.49GW,市場規(guī)模合計為 3202.38 億元。

第二階段:當(dāng)系統(tǒng)成本降至 1000 元/KWh 時,市場滲透率為 60%的條件下,所 有樣本地區(qū) irr 超過 8%,儲能裝機(jī)規(guī)模為 517.64 GW,市場規(guī)模合計為 5176.40 億元。
 
儲能市場具體到 32 個電力區(qū):以 1800 元/kWh 為起點,當(dāng)目標(biāo) irr=8%時,各 省市大工業(yè)儲能系統(tǒng)價格(元/kWh 橫軸)、裝機(jī)規(guī)模(GWh 縱軸)和市場規(guī)模 (億元)出現(xiàn)明顯分化。假設(shè)市場滲透率為 30%,在目標(biāo) irr 下,當(dāng)儲能系統(tǒng)成 本為 1800 元/kWh 時,在可實現(xiàn)目標(biāo) irr 的地區(qū)中,廣東省、江蘇省和山東省市 場規(guī)模排名前三,分別對應(yīng) 670、662 和 757 億元。

當(dāng)目標(biāo) irr=10%時,各省市大工業(yè)儲能系統(tǒng)價格(元/kWh 橫軸)、裝機(jī)規(guī)模(GWh 縱軸)和市場規(guī)模(億元)分化更為明顯。假設(shè)市場滲透率為 60%,在目標(biāo) irr 下,當(dāng)儲能系統(tǒng)成本為 1800 元/kWh 時,在可實現(xiàn)目標(biāo) irr 的地區(qū)中,江蘇省、 廣東省和山東省市場規(guī)模依然排名前三,分別對應(yīng) 1324、1309 和 1263 億元。

天然的平價要求,儲能產(chǎn)業(yè)鏈如何應(yīng)對?


儲能系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)崂?/strong>

在保證安全的前提下,持續(xù)的降成本是行業(yè)面臨的長期挑戰(zhàn)。從產(chǎn)業(yè)鏈來看, 儲能系統(tǒng)集成位于產(chǎn)業(yè)鏈中游,成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效, 另一方面則通過系統(tǒng)結(jié)構(gòu)的設(shè)計優(yōu)化。

從儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成來看,目前電池成本約占 60%,PCS 占比 20%,BMS 占 比 5%,EMS 占比 5%-10%,其它配件 5%。根據(jù) BNEF 預(yù)計,2018 年儲能系 統(tǒng)成本為 364 美元/KWh,到 2025 年,儲能系統(tǒng)成本有望降至 203 美元/KWh;到 2030 年,儲能系統(tǒng)成本有望降至 165 美元/KWh,相較于 2018 年降幅達(dá) 54.7%。目前電池成本占系統(tǒng)成本比重最高,系統(tǒng)成本下降的關(guān)鍵是電池環(huán)節(jié)的降本增效,預(yù)計 2025 年電池成本將降至 95 美元/KWh,與 2018 年成本相比降 幅在 54%左右。同時隨著市場規(guī)模的擴(kuò)大和技術(shù)創(chuàng)新,儲能 PCS、BES、EMS 和 EPC 成本同樣具有下降空間。



儲能生產(chǎn)商二分類:行業(yè)已現(xiàn) PCS 派與電池派?;趦δ芟到y(tǒng)構(gòu)成,電池、 PCS、系統(tǒng)集成領(lǐng)域均有涉足儲能的企業(yè),在此我們通過對比幾類企業(yè),可以 發(fā)現(xiàn)儲能仍處于商業(yè)化前夜的培育階段,雖然儲能業(yè)務(wù)目前占各上市公司業(yè)務(wù) 比例仍然較低,但母公司的盈利情況及核心技術(shù)水平在一定程度上決定了未來 其在儲能板塊的拓展力度和發(fā)展方向。

其中,PCS 以陽光電源為代表,核心發(fā)力以行業(yè)領(lǐng)先 PCS 為抓手,布局下游 儲能系統(tǒng)及儲能工程;電池則以比亞迪為代表,基于電芯成本發(fā)力儲能。

儲能系統(tǒng)核心競爭力:系統(tǒng)優(yōu)化能力+電芯成本下降

儲能發(fā)展面臨天然的平價要求,“提效降本”不僅適用光伏,也適用儲能。在國 內(nèi),與光伏早期有國家補(bǔ)貼助力不同,儲能的發(fā)展天然就面臨“平價”的要求,儲 能系統(tǒng)的提效降本主要落實在電池的性價比與系統(tǒng)集成的效率雙提升,一方面 是對電芯廠商的降本要求,一方面是對集成廠商優(yōu)化儲能系統(tǒng)的強(qiáng)訴求,二者 缺一不可。
 

一方面,鋰電電進(jìn)入行業(yè)產(chǎn)能擴(kuò)張期,成本降幅可期:

下游需求帶動鋰電市場規(guī)模擴(kuò)大,電池價格降幅高于預(yù)期。根據(jù) GGII 統(tǒng)計, 2019 年全年行業(yè)累計裝機(jī)量約 62.38GWh,同比增長 9%。根據(jù) Marklines 預(yù) 測,未來 5 年全球動力電池行業(yè)將持續(xù)高速增長,2025 年全球裝機(jī)量可達(dá) 850GWh。同時鋰電池成本不斷下降,截至 2019 年 2 月 3 日,方形動力電芯 (磷酸鐵鋰)平均報價為 0.575 元/Wh,方形動力電芯(三元)報價為 0.725 元/Wh,其中磷酸鐵鋰報價已達(dá)到 BNEF 預(yù)測 2027 年儲能電池價格水平。

磷酸鐵鋰電池是儲能系統(tǒng)最為適配的選擇。商用鋰離子動力電池正極材料主要 有錳酸鋰、磷酸鐵鋰、三元體系,其中三元體系又可細(xì)分為鎳鈷錳 NCM 和鎳鈷 鋁 NCA。在空間充裕的條件下,儲能電池相比消費(fèi)電池和動力電池,對能量密 度要求不高,對安全性和實用壽命的要求較高。從電池內(nèi)在特性角度來看,相 較于其他體系電池,磷酸鐵鋰具有高安全性、長循環(huán)壽命和低成本的優(yōu)勢,更 符合儲能電池需求。

長循環(huán)壽命和高轉(zhuǎn)換效率可直接降低儲能度電成本。在其他條件相同的情況下, 電池循環(huán)壽命越長,則生命周期內(nèi)儲能系統(tǒng)可以存儲或釋放的電量越多,可直 接降低度電成本。此外,電池轉(zhuǎn)換效率越高,則充放電過程中能量損耗越少,也 可增加系統(tǒng)總充放電量。

能量密度提升可間接降低儲能投資成本。能量密度的單位可以用Wh/kg或Wh/L 來表示。這意味著能量密越高,則電池質(zhì)量或體積越小,從而減少建設(shè)過程中 所使用的土地面積或廠房空間,通過攤薄固定成本來間接降低單位儲能成本。

梯次電池性能指標(biāo)優(yōu)于鉛酸電池。退役動力鋰電池能否用于梯次利用以及應(yīng)用 領(lǐng)域,主要依據(jù)電池的剩余容量,當(dāng)電池剩余容量在 20%80%時,則可以進(jìn) 行梯次利用;如若電池容量低于 20%時,則已不滿足梯次利用的標(biāo)準(zhǔn),應(yīng)進(jìn)行 電池拆解廠進(jìn)行材料的回收。梯次電池相比鉛酸電池在循環(huán)壽命、能量密度、 高溫性能等方面具備明顯優(yōu)勢,從性價比角度來看,梯次電池是鉛酸電池的 1.23-4.44 倍。

另一方面,光儲結(jié)合可降低進(jìn)一步儲能成本,光電轉(zhuǎn)化是光儲系統(tǒng)核心競爭力:

加速光儲融合深度降低項目投資成本。在同一地點安裝的光伏和儲能系統(tǒng)可以 共享硬件組件,例如升壓器、檢測器和控制器,同時用于共享硬件而降低安裝 工程的人工成本;此外,相較于獨(dú)立的光伏+儲能,光儲結(jié)合部署還可以減少場 地準(zhǔn)備次數(shù),降低土地成本和 EPC 成本進(jìn)而降低光儲項目的投資成本。

光儲結(jié)合耦合方案難度高,優(yōu)化空間的天花板高的,考驗儲能系統(tǒng)的電氣化水 平。當(dāng)光伏和電池存儲共用時,子系統(tǒng)可以通過直流耦合或交流耦合配置連接。直流耦合系統(tǒng)只需要一個雙向逆變器,直接將電池存儲連接到光伏陣列,并使 電池從電網(wǎng)中充電和放電。另一方面,交流耦合系統(tǒng)需要光伏逆變器和雙向逆 變器,電池的充放電需要通過直流和交流多次轉(zhuǎn)換步驟。直流耦合系統(tǒng)只使用 一個雙向逆變器,從而降低了逆變器、逆變器布線和逆變器外殼的成本。

加強(qiáng)光儲深度融合,降低投資成本。以陽光電源為例,2020 年 2 月,陽光電源 推出集中式逆變器 SG3125HV,中國效率突破 98.55%,100MW 電站 25 年可 提高發(fā)電量 180 萬 KWh;支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子陣設(shè)計,據(jù) 測算,100MW 電站,初始投資可以減少 1000 萬元以上。

系統(tǒng)數(shù)字化融合集成能量管理,降低 3%以上 LCOE。通過逆變器集成智能管理 單元,對核心部件進(jìn)行全生命周期管理和壽命預(yù)測,做到“早發(fā)現(xiàn)、早維護(hù)”,降 低發(fā)電量損失和運(yùn)維成本,進(jìn)一步可降低電站 LCOE 達(dá) 3%以上。

他山之石:歐美市場儲能爆發(fā)啟示

為什么說“當(dāng)前儲能看海外”?

美國投資稅抵免(ITC)政策激勵非公共事業(yè)規(guī)模儲能發(fā)展。2016 年,美國儲 能協(xié)會向美國參議院提交了 ITC 法案,明確私人機(jī)構(gòu)或個體投資的先進(jìn)儲能技 術(shù)可以申請投資稅收減免:對于居民用戶儲能,要求 100%的電力來自于光伏發(fā) 電,享受系統(tǒng)投資額 30%的稅收減免和 5 年加速折舊(其本質(zhì)為補(bǔ)貼替代套利);對于工商業(yè)儲能,要求至少 75%的電力來自于光伏發(fā)電,當(dāng)儲能電力 75%-99.9% 來自于光伏發(fā)電時,稅收減免額為該比例與 30%的乘積。

美國 ITC 自 2020 年開始下降,稅抵退坡為一致預(yù)期。2016—2019 年,ITC 仍 維持在系統(tǒng)成本的 30%;2020 年起,ITC 開始下降至系統(tǒng)成本的 26%;2021 年,稅收抵免進(jìn)一步降至系統(tǒng)的成本 22%;2022 年以后,新的商業(yè)太陽能系統(tǒng) 的所有者可以從其稅收中扣除系統(tǒng)成本的 10%,住宅 ITC 將取消。一定程度說 明 2022 年后,儲能系統(tǒng)成本降低至可接受水平,實現(xiàn)無 ITC 平價應(yīng)用。

加州用戶側(cè)儲能的發(fā)展受三大政策影響明顯,包括自發(fā)電激勵計劃(SGIP)、投 資稅收減免政策(ITC)和凈電量結(jié)算制度(NEM):

2001 年啟動的自發(fā)電激勵計劃(Self-GenerationIncentiveProgram,SGIP) 是美國歷時最長且最成功的分布式發(fā)電激勵政策之一。SGIP 鼓勵用戶側(cè)分布 式發(fā)電,不對納入補(bǔ)貼范圍的技術(shù)類型進(jìn)行限制,但通過限制技術(shù)指標(biāo)要求確 保項目運(yùn)行的穩(wěn)定性。

按容量和效果補(bǔ)貼,提高投資積極性。自 2011 年起,SGIP 將儲能納入支持范 圍,并給予 2 美元/W 的補(bǔ)貼支持。在 2016 年 5 月修訂的 SGIP 中,補(bǔ)貼不再 采用以系統(tǒng)功率(“W”)為標(biāo)準(zhǔn)、按照每年固定金額的方式支付。而是依據(jù)規(guī)劃 容量的完成情況,同時考慮儲能成本的下降以及項目經(jīng)濟(jì)性核算,對項目的容 量(“Wh”)進(jìn)行補(bǔ)貼,采用 50%初投資補(bǔ)貼+50%按效果補(bǔ)貼的非一次性支付 方式予以支持,避免“后補(bǔ)貼”方式影響投資積極性。

在 2017 年 12 月發(fā)布的第六版 SGIP 手冊中,激勵計劃針對儲能增加預(yù)算,為 儲能分配了整個計劃 80%的資金量,并將 13%的儲能資金用于支持 10KW 及 以下的居民儲能項目。儲能補(bǔ)貼的總資金分為五輪發(fā)放,第一輪補(bǔ)貼的標(biāo)準(zhǔn)為 50 美分/Wh,第二輪補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)降低 10 美分/Wh,之后的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)逐步降低 5 美 分/Wh。儲能系統(tǒng)可獲得的補(bǔ)貼等于系統(tǒng)容量(Wh)與所在輪數(shù)的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)的 乘積。2018 年 8 月,加利福尼亞州議會通過 SB700 法案,將 SGIP 計劃的截 止日期延長至 2026 年,用于持續(xù)激勵更多分布式儲能項目的建設(shè)。

凈電量結(jié)算制度(NEM)用以支持用戶側(cè)的光伏發(fā)電,用戶表計會記錄用戶從電 網(wǎng)購電和用戶光伏向電網(wǎng)注入電力情況,在向用戶收取電費(fèi)時,只需要收取凈 值部分。目前加州 PG&E 公司制定了一系列的 NEM 機(jī)制,其中適用于儲能的 有 Non-Export 和 NEM2-MT。其中,Non-Export 適用于所有類型及容量的電 源,要求機(jī)組安裝逆功率保護(hù)裝置、低功率保護(hù)裝置等。NEM2-MT 要求機(jī)組 與不向電網(wǎng)反送電的設(shè)備或 NEM 燃料電池發(fā)電設(shè)備配合使用。

SGIP 補(bǔ)貼收益占用戶側(cè)總收益比重較高。根據(jù) CNESA 全球儲能項目數(shù)據(jù)庫, 將分布式儲能納入補(bǔ)貼范圍開始至 2019 年 7 月期間,SGIP 處于補(bǔ)貼流程中以 及已經(jīng)獲得全額補(bǔ)貼的儲能項目數(shù)(不包含取消的)達(dá)到了 13156 個。其中, 近 6281 個儲能項目已經(jīng)獲得了 SGIP 的全額補(bǔ)貼支付。在用戶側(cè)儲能項目的頭 五年收益中,SGIP 補(bǔ)貼收益占到總收益的 40%~50%。

補(bǔ)貼政策為儲能設(shè)備廠商帶來發(fā)展機(jī)遇。從申請 SGIP 補(bǔ)貼的儲能設(shè)備廠商來 看,特斯拉、LG 化學(xué)、Stem Inc、CODAEnergy 等企業(yè)獲得補(bǔ)貼的項目數(shù)量、 能量規(guī)模和金額位居前列。特斯拉自 2015 年開始進(jìn)入儲能領(lǐng)域,儲能業(yè)務(wù)包括 太陽能系統(tǒng)和儲能產(chǎn)品的銷售,通過經(jīng)營租賃和 PPA 從太陽能系統(tǒng)中租賃的收 入以及太陽能系統(tǒng)激勵措施的銷售。與美國 SolarcityInc 等合作方開展的 6348 個儲能項目,獲得的補(bǔ)貼資金額(包括預(yù)留補(bǔ)貼資金、正處于補(bǔ)貼流程中以及 補(bǔ)貼完成)達(dá)到 2.2 億美元。

從執(zhí)行效果來看,分布式光伏+電池存儲滲透率不斷提高。根據(jù) NREL 數(shù)據(jù), 2018 年美國各州的配置電池儲能系統(tǒng)的光伏項目比例在 1%到 5%不等,加利 福尼亞州滲透率最高。2016 年-2018 年,受益于政策補(bǔ)貼,加州居民分布式光 伏項目和非居民分布式光伏項目儲能滲透率由不到 2%提升至接近 5%。

美國戶用市場大幅增長。2019 年第二季度,美國儲能市場的裝機(jī)容量為 75.9MW,同比增長 20%,環(huán)比下降近 50%。主要由于計劃在 2019Q2 實施的 FTM(Front of the Meter 供電側(cè))項目較少,同時非戶用市場也出現(xiàn)了類似的 回調(diào)環(huán)比下降 49%。但是,受市場情緒和政策激勵影響,戶用市場環(huán)比大幅上 漲 41%,并繼續(xù)在各個地區(qū)擴(kuò)展。

預(yù)計 2019-2024 年美國儲能市場將迎來爆發(fā)式增長。根據(jù) Wood Mackenize Power 數(shù)據(jù),21 世紀(jì) 20 年代初,美國存儲市場將出現(xiàn)大幅增長。儲能年新增 裝機(jī)規(guī)模將由 2018 年的 311MW 增長到 2024 年的 4834MW。2019 年至 2024 年期間,儲能市場年新增裝機(jī)規(guī)模將增長約 10 倍,儲能年市場規(guī)模將增長約 7 倍。2024年,BTM (Behind-the-Meter用戶側(cè)包括Residencial和Non-residential) 裝機(jī)規(guī)模占比達(dá) 40%;FTM 市場規(guī)模約占 53%。

德國分布式儲能補(bǔ)貼政策發(fā)揮重要影響。2013 年 5 月,德國聯(lián)邦政府和國有 KfW 銀行集團(tuán)發(fā)布了一項家庭存儲系統(tǒng)市場激勵計劃,補(bǔ)貼的形式主要是低息 貸款和現(xiàn)金補(bǔ)助,補(bǔ)貼總額約 3000 萬歐元。目前允許用戶最高將光伏系統(tǒng)峰值 功率的 50%回饋給電網(wǎng),以鼓勵用戶最大限度的自發(fā)自用,電網(wǎng)運(yùn)營商承擔(dān)核 查功率限值的職責(zé)。另外,對于不同時間提出的申請,可申請的補(bǔ)貼率(補(bǔ)助資 金相對于儲能設(shè)備價格的比例)逐漸遞減。

從政策執(zhí)行效果來看,分布式光儲補(bǔ)貼已經(jīng)推動德國成為全球最大的戶用儲能 市場之一。2013 年,德國家用和商業(yè)用儲能系統(tǒng)還不足 1 萬套,到 2018 年底, 這一數(shù)字已經(jīng)增長至 12 萬套,其中,絕大部分來自戶用儲能。根據(jù)德國貿(mào)易促 進(jìn)署的研究,隨著光伏系統(tǒng)與電池的成本下降,光儲應(yīng)用的步伐加快,截止到 2020 年底,德國還將以每年超過 5 萬套的速度持續(xù)安裝用戶側(cè)儲能系統(tǒng),并在 2020 年突破 20 萬套儲能系統(tǒng)的安裝量。

歐盟其他國家均在高速發(fā)展。根據(jù) Wood Mackenzie 預(yù)計,到 2024 年,歐洲 住宅儲能市場的部署將增長五倍達(dá)到 6.6 GWh。德國年度部署量將增加一倍以 上,達(dá)到 0.5 GW/1.2 GWh。同時,意大利和西班牙的光儲市場也正在朝著平價 方向邁進(jìn)。

未來幾年內(nèi),澳大利亞分布式光儲將保持快速增長趨勢。根據(jù) AEMO-CSIRO 預(yù)測,包括澳大利亞在內(nèi)的亞太地區(qū)的分布式發(fā)電(太陽能光伏發(fā)電、熱電聯(lián) 產(chǎn)和柴油發(fā)電)已占集中發(fā)電(煤炭和核電站)的一半以上。而到 2028 年,分布式發(fā)電源的容量將是集中發(fā)電容量的兩倍多。分國別來看,近年來德國和意 大利分布式能源比率保持相對高位,而澳大利亞則是增長最快的國家。預(yù)計澳 大利亞將在未來幾年內(nèi)仍保持快速增長的趨勢,并在 2030 年后繼續(xù)發(fā)揮主要 領(lǐng)導(dǎo)作用。

澳大利亞住宅市場儲能部署規(guī)模的不斷擴(kuò)展。澳大利亞的太陽能光伏安裝成本 約為美國的一半,主要原因是有較少的管制和更低的勞動力成本。同時零售電 價較美國更高,疊加政府財政支持,激勵屋頂太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)正與分布式 儲能設(shè)備相結(jié)合,使消費(fèi)者能夠降低電費(fèi),同時提供一定程度的彈性。

為什么說“未來儲能看中國”?


歐美儲能發(fā)展,離不開各國電力市場化改革。從 80 年代末起,以英國為首,國際 上許多國家進(jìn)行了電力工業(yè)管理體制的改革,其目標(biāo)都是開放電力市場,引入競 爭機(jī)制,降低發(fā)電成本,合理利用資源,并最終使用戶獲利目前將電力行業(yè)主要劃 分為發(fā)電側(cè)、輸電側(cè)、配電側(cè)和售電側(cè)四個環(huán)節(jié),輸電側(cè)和配電側(cè)因具有規(guī)模 化要求,存在自然壟斷特征,而電力行業(yè)兩頭的發(fā)電側(cè)和售電側(cè),則具備引入 競爭,降低產(chǎn)業(yè)集中度的空間。

以美國為例看國際上電力市場化改革的成果。1978 年美國出臺了公用事業(yè)管制 政策法(較中國早 24 年),允許企業(yè)建立電廠并出售電力給地方公用事業(yè)公司。1992 年能源政策法案出臺,同意開放電力輸送領(lǐng)域。1996 年,為推進(jìn)電力市場 化改革,美國政府頒布法令規(guī)定無歧視開放輸電網(wǎng)絡(luò),鼓勵構(gòu)建 RTO(區(qū)域電 網(wǎng)運(yùn)行中心)或 ISO(獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)行中心)來管理整個輸電系統(tǒng)運(yùn)行。此后,美國形成了聯(lián)邦政府、州政府兩級監(jiān)管體系框架,并逐步形成了 PJM、加州、得 州、紐約、東南、南方、西南、西北、中土、新英格蘭等 10 個區(qū)域電力市場。

盡管電改的最終目的是降低終端用戶電價,美國目前的零售電價并未出現(xiàn)明顯 的降低。在電力市場化改革較為成功的加州,也沒有取消峰谷價差,而是隨著 可再生能源的發(fā)展,峰時段減少且后移,谷時段增加。以 PG&E(太平洋燃?xì)?和電力公司)中小企業(yè)的 Time-of-use rate plans 為例,自 2020 年 11 月將開 始執(zhí)行新的峰谷時段,相較于現(xiàn)在,新的高峰時間由12PM-6PM變?yōu)?PM-9PM, 由下午轉(zhuǎn)移到晚上且減少一個小時。新增一個春季的超低峰時間段 9AM-2PM, 價格將處于最低水平??梢哉f明在電改的背景下,隨著可再生能源發(fā)電占比提 高,峰谷價差將會持續(xù)存在,且有可能出現(xiàn)新的谷時段電價,從而為儲能帶來 更多套利空間。

反觀我國電力市場改革,我國電改大體分為三個階段:

第一階段:(1996-2002 年)市場化改革探索期。1996 年出臺的《電力法》賦 予電力企業(yè)作為商業(yè)實體的法律地位。從 1998 年開始,我國嘗試在電力行業(yè)實 行“廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)”的改革,并確定山東、上海、浙江及東北的遼寧、吉林、 黑龍江 6 個電網(wǎng)為首批“廠網(wǎng)分開”的試點單位。2000 年 1 月山東、上海、浙江 發(fā)電側(cè)電力市場正式投入商業(yè)化運(yùn)行。通過各試點單位的市場化運(yùn)作,以期在發(fā) 電側(cè)引入市場機(jī)制,競價上網(wǎng),并積累經(jīng)驗,逐步向完善的電力市場靠近。

第二階段:(2002-2015 年)開放發(fā)電側(cè)競爭,打破壟斷格局。2002 年,國務(wù) 院印發(fā)《電力體制改革方案》(5 號文),標(biāo)志著我國電力市場改革的正式開始。國家電力公司被拆分為兩大電網(wǎng)公司,五大發(fā)電集團(tuán)和四家輔業(yè)集團(tuán)(后整合 為 2 個),發(fā)電環(huán)節(jié)產(chǎn)業(yè)集中度大幅下降,國家電力公司獨(dú)家壟斷的電力市場格 局被初步打破。同時通過在發(fā)電側(cè)引入多元投資主體,建立了發(fā)電側(cè)企業(yè)競價 上網(wǎng)的競爭機(jī)制。從根本上改變了長期以來電力市場供給不足的矛盾,但也造 成了發(fā)電行業(yè)整體產(chǎn)能過剩。

第三階段:(2015 年-至今)管住中間,放開兩頭。2015 年,中共中央辦公廳發(fā) 布《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)[2015]9 號),標(biāo)志著我國 新一輪電力體制改革的開始。電改的基本原則和重點是區(qū)分競爭性和壟斷性環(huán) 節(jié),按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構(gòu),在發(fā)電側(cè)和售電側(cè)開展有效競爭, 培育獨(dú)立的市場主體,著力構(gòu)建主體多元、有序向社會資本開放配售電業(yè)務(wù), 形成適應(yīng)市場要求的電價機(jī)制,競爭有序的電力交易格局?,F(xiàn)階段的電力市場 化改革工作處于起步階段,距離一個成熟運(yùn)行的電力市場還有很大差距。

伴隨著我國電力市場的不斷發(fā)展,我國電價政策也隨之調(diào)整。2015 年新一 輪電改放開電價、配售電和發(fā)電計劃,強(qiáng)化輸配電環(huán)節(jié)管理,有序放開上網(wǎng) 電價和銷售電價。電力用戶參與電力市場后按終端電價繳納電費(fèi)。終端電價 由交易價格、輸配電價(含線損和交叉補(bǔ)貼)、政府性基金及附加等三個部 分組成,其表達(dá)式為:P=PGen+PTran+PGov。P 為電力用戶參與電力市場后的 終端電價;PGen為交易價格,指發(fā)電企業(yè)或售電公司向其出售的電能價格;PTran 為輸配電價,由政府物價部門按照“準(zhǔn)許成本+合理收益”的原則進(jìn)行核 定;PGov為政府性基金及附加,其收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)與銷售電價相同,電力用戶無論 是否參與電力市場都需繳納。

我們認(rèn)為,伴隨著電力市場化改革的進(jìn)一步深入,國內(nèi)儲能市場將進(jìn)一步迎 來發(fā)展黃金機(jī)會。2015 年中國重啟新一輪電力體制改革,并在價格機(jī)制調(diào)整、 售電市場放開、直接交易和輔助服務(wù)市場試點建設(shè)方面取得了突破性進(jìn)展, 這正在為儲能技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用和新增價值收益點鋪平道路。輸配電價改革是價格機(jī)制調(diào)整的第一步,由此所帶來的未來整個價格機(jī)制的形成將決定儲能 產(chǎn)業(yè)的走向,售電市場放開為儲能技術(shù)應(yīng)用提供了平臺,而輔助服務(wù)市場建 設(shè)為儲能創(chuàng)造了價值增值的機(jī)會,僅通過峰谷差價獲取收益的商業(yè)模式將隨 著市場化程度的深入而發(fā)生本質(zhì)改變。開放的電力市場是儲能商業(yè)化的重要 前提,儲能系統(tǒng)也將在市場應(yīng)用中會獲得更高的基礎(chǔ)價值。

投資建議:尋找中國的特斯拉

陽光電源——布局光儲結(jié)合,光儲大時代核心標(biāo)的


公司傳統(tǒng)逆變器優(yōu)勢成功拓展至儲能新領(lǐng)域。2015 年公司牽手三星 SDI 成立 兩家合資公司:三星陽光儲能電池有限公司和陽光三星儲能電源有限公司,公 司依托在該逆變器領(lǐng)域的技術(shù)優(yōu)勢和先發(fā)優(yōu)勢,迅速擴(kuò)張至儲能逆變器和儲能 鋰電系統(tǒng)等領(lǐng)域。目前可提供單機(jī)功率 5~2500KW 的儲能逆變器、鋰電池、能 量管理系統(tǒng)等儲能核心設(shè)備產(chǎn)品,覆蓋 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各類儲 能應(yīng)用場景需求。2018 年公司儲能業(yè)務(wù)營業(yè)收入實現(xiàn)同比近 5 倍增長達(dá) 3.83 億元,毛利率為 29%;2019 年上半年,儲能業(yè)務(wù)營業(yè)收入大幅增長 40.25%至 1.67 億元。

儲能系統(tǒng)龍頭廠商,業(yè)務(wù)覆蓋全球。陽光電源儲能業(yè)務(wù)依托在海外的長期深耕 和市場布局,全球重大系統(tǒng)集成項目已突破 900 個,在國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、 用戶側(cè)等場景均有大型標(biāo)桿示范項目落地,覆蓋所有儲能應(yīng)用場景,且均安全 高效運(yùn)行。

攜手三星 SDI,三元鐵鋰齊發(fā)展。2018 年,SDI 儲能電池全球市場份額高達(dá) 51%,2019 年,陽光電源采用本土合資的 SDI 電芯在國內(nèi)儲能出貨量排名第 三。未來公司儲能業(yè)務(wù)將在全球范圍內(nèi)全面推出磷酸鐵鋰和三元鋰兩種專用儲 能電池技術(shù)路線,其中公司三元鋰電池 6000 次循環(huán)后仍然具備 80%充放電能 力,優(yōu)于普通磷酸鐵鋰產(chǎn)品。

依托逆變器升級,降低投資成本,加強(qiáng)光儲深度融合。2020 年 2 月,陽光電源 推出集中式逆變器 SG3125HV,中國效率突破 98.55%,100MW 電站 25 年可 提高發(fā)電量 180 萬 KWh;支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子陣設(shè)計,據(jù) 測算,100MW 電站,初始投資可以減少 1000 萬元以上。
系統(tǒng)數(shù)字化融合集成能量管理,降低 3%以上 LCOE。結(jié)合分布在全球、覆蓋各 國所有應(yīng)用場景的 900 多個已投運(yùn)儲能項目的運(yùn)行數(shù)據(jù),公司不斷提升系統(tǒng)集 成設(shè)計對各類技術(shù)路線電池的兼容性,實現(xiàn)不同設(shè)備統(tǒng)一管理和調(diào)度的數(shù)字化 融合。通過逆變器集成智能管理單元,對核心部件進(jìn)行全生命周期管理和壽命 預(yù)測,做到“早發(fā)現(xiàn)、早維護(hù)”,降低發(fā)電量損失和運(yùn)維成本,進(jìn)一步可降低電站 LCOE 達(dá) 3%以上。

綜合來看,得益于公司在儲能領(lǐng)域的提前布局,國內(nèi)和國外的儲能業(yè)務(wù)發(fā)展均 大幅領(lǐng)先同行,先發(fā)優(yōu)勢明顯。隨著海內(nèi)外千億級儲能市場的陸續(xù)爆發(fā),儲能 系統(tǒng)業(yè)務(wù)將驅(qū)動公司進(jìn)入快速發(fā)展的新階段,公司將是在儲能爆發(fā)中率先受益 的標(biāo)的。

鋰電池及新型導(dǎo)電劑環(huán)節(jié)——寧德時代、天奈科技、國軒高科、億緯鋰能
有別于以三元電池為主的海外戶用儲能市場,我國目前儲能應(yīng)用場景集中于基 站儲能、備用電源、電網(wǎng)側(cè)以及用戶側(cè)等應(yīng)用場景,磷酸鐵鋰電池在安全性、使 用壽命、單體容量、能量密度以及環(huán)保性上較傳統(tǒng)鉛酸電池均具有優(yōu)勢,而其 與三元電池相比具有的使用壽命及成本優(yōu)勢使其更適合我國目前電網(wǎng)、基站儲 能為主的市場環(huán)境。目前磷酸鐵鋰電池平均價格已降至 0.85 元/Wh,伴隨著 CTP、 刀片技術(shù)等技術(shù)迭代,鋰電池成本在未來有望實現(xiàn)較大幅度下降,經(jīng)濟(jì)性的改 善將顯著加速鋰電池在儲能領(lǐng)域的應(yīng)用。

動力電池領(lǐng)域,優(yōu)質(zhì)鋰電池生產(chǎn)企業(yè)已率先布局儲能板塊,如動力電池龍頭企 業(yè)寧德時代在 18 年 6 月就與福建省投資集團(tuán)簽約大型鋰電池儲能項目,計劃 總投資 24 億元,擬分三期實施,項目一期擬建設(shè)規(guī)模為 100MWh 級鋰電池儲 能電站,二期將擴(kuò)建 500MWh 級鋰電池儲能設(shè)備,三期將擴(kuò)建 1000MWh 級鋰 電池儲能設(shè)備,同時還將配套建設(shè)移動儲能設(shè)備,以及移動充電設(shè)施;行業(yè)優(yōu) 質(zhì)企業(yè)國軒高科 2017 年 10 月在南京簽署儲能系統(tǒng)基地項目投資協(xié)議,該項目 總投資 30 億元,利用上海電氣在電力領(lǐng)域的資源優(yōu)勢,拓展分布式儲能、電網(wǎng) 儲能業(yè)務(wù),并于 18 年 5 月中標(biāo) 8MW/16MWh 揚(yáng)中長旺儲能電站;億緯鋰能等 優(yōu)質(zhì)企業(yè)也紛紛在電網(wǎng)儲能以及基站儲能領(lǐng)域發(fā)力。動力電池生產(chǎn)企業(yè)布局儲 能板塊,一方面有利于拓寬下游渠道,改善較為單一的業(yè)務(wù)結(jié)構(gòu),保障盈利能 力;另一方面在動力電池競爭日漸激烈局面下,儲能板塊未來巨大的潛在成長 空間也為動力電池企業(yè)消化產(chǎn)能提供了可能。優(yōu)先推薦在磷酸鐵鋰技術(shù)路徑上 積累深厚、且在儲能板塊具有領(lǐng)先優(yōu)勢的行業(yè)龍頭企業(yè):寧德時代、國軒高科、 億緯鋰能等。

此外,由于儲能應(yīng)用場景收益率對于電池的單次沖放成本有較大的敏感性,而 電池循環(huán)壽命將極大程度上影響儲能電池實際的單次沖放成本,因此提升電池 循環(huán)壽命也將成為未來儲能電池的方向所在。新型碳納米管導(dǎo)電劑相較于傳統(tǒng) 導(dǎo)電劑具有導(dǎo)電性能好、用量少的特點,能夠顯著改善電池的倍率性能、循環(huán) 壽命、容量發(fā)揮等,目前已在動力電池和 3C 數(shù)碼電池領(lǐng)域逐步得到應(yīng)用,預(yù)計 其在儲能領(lǐng)域的滲透率也將逐步得到提升。擁有核心研發(fā)能力、產(chǎn)品性能領(lǐng)先、 客戶結(jié)構(gòu)優(yōu)異且獲得資本助力的導(dǎo)電劑龍頭公司將優(yōu)先受益,重點推薦天奈科 技、道氏技術(shù)等。

原標(biāo)題:儲能行業(yè)深度報告:開啟下一個萬億大市場

 
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來源:儲能一號
 
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