电化学储能商业机会研究

2021-12-25 21:18:40 来源： 浏览：1次

    电化学储能商业机会研究
    
    
    
    01
    新型电力系统有需要
    《2030年前碳达峰行动方案》明确指出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。随着“双碳”进程的推进，风光并网电量快速提升，新型电力系统建设面临诸多挑战。风电随机性较强，出力呈现逆负荷特性，风电单日波动最大幅度可达装机容量的80%，光伏日内出力波动值可达装机容量的100%。储能的发展与建设是构建新型电力系统的基础。
    在新型电力系统中，多环节均需要配备储能。1）电源侧：储能可以应用于电源调频辅助服务、备用电源、平滑出力波动等场景，解决因风光发电带来的电网不稳定及弃电问题。2）电网侧：储能可以参与电网调峰调频、缓解输电设备拥堵、优化电网潮流分布、改善电能质量等，核心作用是保障电网稳定运行。3）用户侧：用户可以配置储能设备通过削峰填谷来节省费用、设立备用电源保障用电连续性、开发移动电源车和应急电源等。
    
    
    02
    政策有支持
    10月24日,中共中央国务院联合发布了“1+N”政策体系中的顶层设计的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，以及“1+N”政策体系中“N”部分中碳达峰阶段的总体部署《2030年前碳达峰行动方案》。该《方案》明确指出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，截至2021年Q3风光累计装机仅约5.8亿千瓦，再次坚定风电光伏在“双碳背景”下的重要性，也为后续“1+N”中的“N”打开持续展望方向。
    2021年下半年来，面向储能的国家级政策频出，各地也陆续出台省市级政策支持新型储能及抽水蓄能发展。
    1）明确市场地位：2021年7月，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了储能的市场主体地位，并允许参与各类电力市场。提出至2025年，新型储能装机规模达3000万kW以上；2030年，新型储能全面市场化发展的目标。
    2）用户侧：拉大峰谷价差。2021年7月，国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求上年度最大系统峰谷差超过40%地区，峰谷电价价差不低于4:1，其他地方不低于3:1。建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例不低于20%。
    3）电源侧：明确配置储能比例和并网消纳规模。2021年8月，国家发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰，明确了初期调峰挂钩比例按功率的15%，功率比例的20%以上可以优先并网，明确时长4小时以上，兼顾储能型调峰的物理性质与电力系统平衡需求。多省响应政策要求，新能源并网配储能方案细化，2021年来，超过20个省出台新能源并网配储能方案，整体来看，各省方案中配置比例从5%、10%到20%不等，储能时长约1-2小时。
    新能源需求持续增长与各环节发展受限的矛盾，是中国能源革命的长期矛盾。虽然风电光伏储能等新能源在能源架构中的重要角色持续获得坚定，但各环节展现出在发展路径上的各种阻碍依旧成为新能源革命的矛盾点。随着后续产业链乃至整个能源体系对短期矛盾点的逐个突破，新能源体系有望真正迎来结构性成长。
    
    
    03
    产业有发力
    储能系统结构，包括电池、EMS、BMS、PCS、系统集成等部分，具体成本拆分平均占比如下：
    根据PCS和电池容量的不同可能会有差异，以某5MW/10MWh电源侧储能项目为例，成本占比如下：
    
    以上成本拆分可知：
    1）上游电芯环节，成本占60%以上，以锂电池（LFP）为主流路线，动力电池厂商的规模及成本优势显著，看好在既有技术路线下动力电池厂商的切换能力，以及头部动力电池企业对新技术的开拓实力。
    2）中游PCS环节，成本占比仅次于电芯，中国头部厂商出海盈利能力较强。PCS企业将充分受益于美国市场高增、欧洲户用市场高景气，且长期将受益于国内储能装机的快速增长。
    3）中游BMS环节，目前技术路线尚在迭代，现有方案多来自于TI、NXP等芯片公司，行业在加速洗牌中，头部动力电池企业及技术壁垒高的专业BMS企业具有一定的优势。
    4）下游系统集成环节，四类企业主要参与，包括光伏龙头、动力电池龙头、电力企业、储能集成企业，目前最大的集成商市占率仍小于10%，短期仍将呈现群雄割据的情况，在EMS领域发力的集成企业具有一定的优势。
    未来储能成本下降速度会影响整体发展进度。近十年，锂离子电池系统成本降低了85%，PCS、BMS下降程度更快，随着未来储能行业大规模发展，非抽蓄储能成本将保持快速下降。根据Bloomberg预测，至2025年，储能度电成本将会下降超过60%，电站建设成本也将下降43%。
    
    
    
    04
    市场有规模
    根据中关村产业技术联盟统计，2020年，全球抽水蓄能装机功率达172.5GW，占全部储能装机功率的90.3%；电化学储能新装机容量14.1GW，同比增加48.11%，占比达7.5%，较去年提升了2.3pct。截至2020年末，中国储能累计装机功率达35.6GW，同比增加9.9%，其中抽水蓄能占比为89.3%；电化学储能装机功率3.27GW，同比增长91.2%。
    目前中国电化学储能增长迅速，新增装机以电源侧和用户侧为主，增长源于电源侧的配储要求及用户侧的用电成本。从装机功率看，2020年新增电化学储能功率达1.56GW，同比增长143.7%；从装机容量看，2020年新增电化学储能装机容量达2.3GWh，同比增长152.7%
    按照《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，至2025年新型储能装机规模达30GW以上。按照国金证券预测：预计至“十四五”末，电化学储能累计装机功率47.7GW，装机容量98.5Gwh。预计至2025年，电源侧新增装机功率/容量为11.23GW/28.09GWh；电网侧新增装机功率/容量为3.03GW/6.07GWh；用户侧新增装机功率/容量为3.15GW/6.31GWh，具体逐年测算如下：
    
    数据测算过程如下：
    
    
    
    
    
    此外，在海外总储能容量中家用储能占比较大（约20%），未来国内随着用电价格的提高，或许会放开居民用电价格，则未来家庭用储能可能也会出现一定的市场机会。
    
    
    保守计算，按照《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中数据计算，至2025年，新型储能装机规模达3000万kW以上，即2021-2025年间新增新型储能装2600万kW以上，对应的近5年市场总规模为390亿（按照储能造价1.5元/W计算），即年均78亿的市场规模。
    
    
    参考国金证券《多视角下，储能的复盘与展望》
    2021全球储能发展回顾与展望暨储能产业白皮书》
    东方证券《双碳元年风电光伏坚定成长，储能行业蓄势待发》
    

上一篇：没有了
下一篇：电力板块远超想象