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国信证券:储能 开启下一个万亿大市场

文章作者:来源:www.shouzz.cn时间:2020-03-09



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原标题“储能,开拓下一万亿市场”来源:国鑫证券

为什么说“为什么发展储能?”你晚餐为什么需要碗?

储能的本质是稳定电力供需矛盾,新能源的开发创造了新的储能需求。加快新能源在全球的渗透率是大势所趋。在这个过程中,电力生产的连续性和电力需求的间歇性之间的不平衡将继续存在。电能本身不容易储存。如果把电能比作“工业食品”,那么电网就是“工业粮仓运河”,而储能可以称为“工业社会的碗”。发展储能的重要性不言而喻。

家庭储能的未来空间是什么?-可变市场

根据中国32个电力区域的电价族,基于每个电力区域的储能成本和内部收益率,对中国未来用户侧和发电侧的储能市场空间进行估算。在中国的第一阶段,到2025年,中国大部分地区消费侧的储能将达到平价,储能市场空间可能达到6500亿元。第二阶段,到2030年,我国大部分地区光储结合将达到平价,储能市场空间将达到1.2万亿元以上。

自然公平价格要求,如何应对储能产业链?

储能制造商分为两类:个人电脑组和电池组。根据储能系统的组成,在电池、个人电脑和系统集成领域都有企业参与储能。目前,储能的发展正面临着自然平价的要求,“提高效率,降低成本”不仅适用于光伏,也适用于储能,即电池的性价比和系统集成的效率都得到了提高。一方面,要求电池制造商降低成本,另一方面,强烈要求集成制造商优化能量存储系统。两者都不可或缺。

他山之石:为什么你说“目前的储能依赖于海外,未来的储能依赖于中国”?

2019年,国内储能产业链冷淡,但海外储能市场几乎翻倍。原因主要在于“电力市场交易规则”和“政策补贴”的异同。我们相信,随着国内电力市场改革的进一步深化、电池容量的不断释放和储能系统集成的进一步优化,国内光存储系统的功耗成本和内部收益率计算将会迎来一个拐点。

投资建议:规划光存储时代的核心资产。

梳理了储能相关产业链和投资逻辑,建议在光存储行业寻找中国特斯拉,展示光存储相关优势,建议重点关注太阳能、宁德时代、天奈科技、郭萱高科技、益威锂能源。

国内电力市场改革不如预期;锂电池容量扩张的速度没有预期的那么快。

国内电力市场改革不如预期;锂电池容量扩张的速度没有预期的那么快。

主要结论和投资建议

在海外储能市场,国内领先的储能企业已经走向海外,尤其是欧美发达国家。过去几年,海外储能市场蓬勃发展。国内储能市场初探:未来国内储能将走向何方?这份报告的要点是为国内储能市场的发展绘制蓝图。根据全国32个电力区域的电价族,以电力成本和内部收益率为锚,估算了全国未来用户侧和发电侧的储能市场空间。对储能相关产业链进行梳理,并给出相应的投资建议。

我们相信,在我国的第一阶段,我国大部分地区消费侧的储能将达到统一价格,到2025年储能市场空间将达到6500亿元。以市场渗透率

我们相信,尽管国内储能产业链在2019年将遭遇寒冬,但海外储能市场已经接近翻番。原因主要是由于电力市场的交易规则和政策补贴之间的异同。因此,国内储能市场存在“自然平价压力”。随着国内电池容量的不断释放和储能系统集成的进一步优化,国内储能系统的功耗成本和内部收益率计算将会遇到拐点。面对未来10年中国的万亿储能市场,我们梳理了储能相关产业链和投资逻辑,建议在光存储行业寻找中国的特斯拉,并展示光存储的相关优势。建议注意光与储、储能系统和锂电池输送龙头的结合。建议重点关注太阳能供电、宁德时代、天奈科技、郭萱高科技、益威锂能源。

“为什么要发展储能?”≈你为什么需要一个碗吃饭?

可再生能源的发展刚刚开始。电化学储能将进入历史阶段。

储能的本质是稳定电力供需矛盾,新能源的发展将创造新的储能需求。电能不能单独储存,它的输出和需求在任何时候都必须严格相等。因此,传统电力生产的连续性和间歇性电力需求之间的不平衡仍然存在。此外,可再生能源的装机容量和全球发电量的比例正在增加(特别是风能和太阳能)。2019年上半年,德国风能和太阳能的发电比例超过了30%。然而,可再生能源发电具有内在的间歇性和波动性,这导致了风和光的废弃现象,增加了供需的不匹配程度,影响了电网的稳定性。储能技术可以稳定电能的供需矛盾,提高风能和光能的吸收,维持电网的稳定。

抽水蓄能(PHS)是目前最常用的储能方法,其次是电化学储能。据国家能源局全球储能项目银行不完全统计,截至2019年底,全球已投入运行的储能项目累计装机容量为183.1千兆瓦,其中抽水蓄能项目累计装机容量最高为171.0千兆瓦,占93.4%,同比下降0.9个百分点,但仍处于主导地位。电化学储能累计装机容量紧随其后,为8216.5兆瓦,占4.5%,同比增长0.9个百分点。

的技术特征决定了电化学储能具有最广泛的应用场景。储能技术使用化学或物理方法来储存一次能源产生的电能,并在需要时释放出来。根据技术类型的不同,电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。不同的储能技术具有不同的内在特性(如功率密度和容量密度)。电化学储能同时具有较高的能量密度和功率密度,这决定了其广泛的技术适用性。

电化学储能是增长最快的,美国在储能规模上位居世界第一。据CPIA统计,截至2018年底,电化学储能累计装机容量为6.63千兆瓦,同比增长126.4%。从2013年到2018年,新安装设备的年复合增长率达到113.86%。截至2019年,全球累计电化学装机容量达到8.22千兆瓦,同比增长24.02%。受中国市场影响,新装1.59千兆瓦,同比下降56.98%。从应用方面来看,用户侧应用占最高的28%,其他应用领域趋于平衡。

尽管中国的储能在2019年将会变冷,但它仍然是世界上一个巨大的市场。根据美国能源部数据库统计,截至2020年1月10日,世界上电化学项目的数量为991个,装机容量和储能数量

国内储能电池所占比例相对较小,海外市场稳定。国内储能电池出货量大幅下降,海外市场保持稳定。根据GGII的统计,2019年中国锂蓄电池出货量为3.8千兆瓦时,同比增长26.7%。从总出货量来看,这与年初预计的2030%的增长率是一致的。但是,从出货的市场类别来看,应用于国内市场的储能锂电池的出货量大幅下降,2019年国内出货量为0.7千兆瓦,同比下降75%,而出口海外市场的出货量大幅增加。

据GGII统计,2019年中国动力电池累计装机容量约为62.38千兆瓦时,同比增长9%。然而,储能锂电池的出货量仅为3.8千兆瓦时,同比增长26.7%,国内出货量为0.7千兆瓦时,出口总量为3.1 GWH。与动力电池相比,中国的储能电池仍占较小的比例,有较大的空间。

储能核心逻辑:成本降低推动储能应用

储能系统成本大幅降低。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统、储能转换器、能量管理系统等电气设备组成。根据GTM数据统计,从2012年到2017年,电化学储能电站成本下降了78%,单位千瓦时成本从2100美元下降到587美元。电池成本约占40%,是储能电站建设的主要成本来源。

锂电池已经成为主流技术路线,有降低成本的渠道。目前,已经商业化的电化学储能技术主要是铅电池和锂离子电池。根据法国国家能源局的数据,在过去五年里,锂储能系统占全球已投入运行的储能项目的80%以上,成为主流电化学储能技术路线。BNEF表示,从2020年到2023年,锂电池价格可能达到150美元/千瓦时,这将达到储能系统应用的经济转折点。

成本降低推动了储能安装规模的爆发。根据GTM预测,到2025年,单位千瓦时储能电池成本预计将降至110美元,而BOS将降至85美元。储能系统成本的持续下降将推动安装规模爆炸式增长。据BNEF预测,到2040年,全球储能(不含抽水蓄能)累计装机容量将达到近1095千兆瓦/2850千兆瓦,相应投资6620亿美元。

家庭储能的未来空间是什么?-家庭能源储存的未来空间是什么?根据我们的计算结论:

第一阶段:到2025年,当储能成本降低到1500元/千瓦时,我国大部分地区用户侧的储能可以达到平价。中国储能装机容量达到435.1千兆瓦时,市场渗透率达到30%,市场规模达到6526.5亿元。其中,股市装机容量394.6千兆瓦,市场规模5919亿元。假设该阶段电池比例为15%,放电时间为4小时,年集中光伏容量为8.1千兆瓦,普及率为30%,所需储能容量为8.1千兆瓦,年市场规模为121.5亿元。

第二阶段:到2030年,当储能成本下降到1000元/千瓦时,我国大部分地区的照明和储能结合可以达到平价。以60%的市场渗透率,中国储能装机容量可达1186.8亿瓦时,市场规模可达.8亿元。其中,930.3千兆瓦的储能容量安装在股票市场,市场规模可达9303亿元。假设该阶段电池比例为30%光伏配置,放电持续时间为4小时,每年增加50GW集中光伏,渗透率为60%,所需储能容量为36.0GWh,新市场规模为每年360亿元。

发电侧:新能源未来的风光储模式

分布式蓄光:拆解“特斯拉家用光伏”案例,看Dom的强制性规定

加州家庭光伏需求计算:未来10年,每年至少将有750兆瓦-1.25千兆瓦的家庭装机容量。其中,新市场:2020年新政策实施后,加州新建住宅将为住宅光伏市场带来300-500兆瓦/年的装机增量。2018年,美国居民的平均用电量为千瓦时。加利福尼亚有丰富的光资源。光伏发电的有效年利用小时数为1800-2200小时,100%光伏发电的平均装机容量约为5-6KW。

在加州住宅光伏股票市场:每年450-720兆瓦。根据1995年至2018年加州单户住宅建筑的许可数量,目前加州单户住宅建筑的数量估计约为180万。如果到2030年,这些库存中的单体房屋可拥有80%的家庭光伏容量,5-8KW的家庭光伏容量为每年450-720兆瓦。

在美国政策和经济的帮助下,家用储光系统发展迅速。以特斯拉为例。2018年,特斯拉安装了1千兆瓦的储能系统。2019年,特斯拉的目标是将其装机容量增加一倍,达到2千兆瓦时以上。特斯拉的Powerwall(面向住宅用户)基于NMC锂电池产品。家用储能系统与屋顶光伏系统同时应用。它可以储存光伏电站白天产生的电量,并在晚上释放出来使用。据特斯拉称,Powerwall的单位装机容量为13.5千瓦小时;峰值功率/持续功率分别为7KW/5KW,功率转换效率达到90%,使用寿命保证为10年。

不考虑特斯拉屋顶光伏的“屋顶价值”,特斯拉的蓄光计划已经开始在经济上成形。截至2020年2月,加州太阳能电池板的平均成本为3.06美元/瓦,考虑到太阳能电池板系统的规模为3-10KW,加州光伏系统的平均安装成本在641-2136元之间,光伏系统的平均价格为106,800元。扣除26%的联邦投资税收抵免(ITC)和其他州和地方太阳能激励措施后,该系统的成本降低到4740-万元。假设光伏系统的工作寿命为25年,年有效利用小时为1900小时,实际耗电量为有效发电量的75%。考虑到未来运行维护成本和发电时间价值,光伏屋顶整个生命周期的用电成本为1.07元/千瓦时。

根据特斯拉的四种不同尺寸的屋顶蓄光系统,分别为小型(3.8千瓦光伏装置)、中型(7.6千瓦光伏装置)、大型(11.4千瓦光伏装置)和超大型(15.2千瓦光伏装置),并配有1、2、3和4套储能系统。光存储系统的价格在1.亿元之间。扣除26%的联邦投资税收抵免(ITC)和其他州和地方太阳能激励措施后,系统成本降至1.071-2.94亿元。由于能量存储系统的配置,可以合理地假设实际功耗是有效发电量的100%。其他条件与加州住宅光伏系统相同。据估计,小型、中型、大型和超大型特斯拉顶灯储能系统全生命周期的用电成本分别为1.52、1.20、11.1和1.07元/千瓦时,储能溢价分别为0.45、0.13、0.04和0元/千瓦时。这表明,大型特斯拉屋顶光伏储能系统可以与目前LCOE普通家用光伏发电相媲美。

经计算,不考虑特斯拉屋顶光伏系统的“屋顶价值”,特斯拉11.4千瓦光存储系统的用电成本仅为1.11元/千瓦时,仅比简单的家用光伏系统低3.6%。家用光存储系统方案的经济性已经在美国显示出来。

特斯拉的储能装机容量将在2019年达到1.65千兆瓦时。前三个季度,装机容量分别为2.29亿瓦时、4.15亿瓦时和4.77亿瓦时,年装机容量为1.65亿瓦时,同比增长近60%,超过了2017年和2018年的总装机容量。2019年,全球电化学储能的新装机容量为15.9千兆瓦时,这意味着特斯拉占据了全球储能市场的10.4%。

一些省市已经开始出台新能源发电的用户侧补贴政策和技术要求。目前,合肥和苏州已对台湾以外的储能采取补贴政策。2018年,合肥市政策将根据符合政策的光伏储能系统的实际储能充电量给予1元/千瓦时的补贴。2019年,苏州将根据排放量对工业园区储能项目进行3年补贴,补贴标准为0.3元/千瓦时。2019年6月新疆光伏储能试点项目,储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的15%进行配置,储能时间不少于2小时,总装机容量不超过350兆瓦。

基于我国很少有省市提供储能补贴的事实,我们通过构建“蓄光发电网络电力套利”模型来计算工商蓄光项目的经济性。工商部门配备了光伏储能来替代部分电网电力,以满足自助用电的需求。考虑到峰谷电价的差异和时间划分的复杂性,以江苏省为例进行建模。下表显示了电价时间段和电流。通过计算光存储系统配置前后支付的电费之间的差额,作为光存储系统的运行效益,计算未来工业和商业光存储系统的经济效益。基本假设如下:

1。江苏省有1063小时的年利用小时和150千瓦的光伏系统。据估计,平均每天可发电500~600度,单位成本为4000元/千瓦;蓄电池采用磷酸铁锂电池,总容量为600千瓦小时,单位成本为1500元/千瓦时。

2。放电深度95%,容量衰减20%,循环寿命5000次,日运行2次,运行时间8年,剩余价值根据光伏系统剩余价值计算。

3。贴现率为7.5%,贷款利率为6%,自有资金比例为0.3%。

计算结论:在上述假设下,江苏工商用户可以利用光存储系统实现经济,项目内部收益率为9.92%,自有资金内部收益率为18.17%,投资回收期为6年。

此外,当我们将该模型应用到其他地区进行计算时,我们可以发现,在第一阶段,当用户侧的光伏成本为4000元/千瓦,储能系统成本为1500元/千瓦时,假设市场渗透率为30%,储能装机容量为140.7千兆瓦,市场总规模为2215.49亿元,北京、浙江、江苏和广东(部分地区)的工商用户可以实现8%的回报率。

进一步计算表明,在第二阶段,当光伏成本降低到3000元/千瓦时,储能系统成本降低到1000元/千瓦时时,除青海、云南、宁夏外,样本地区的储能系统均可实现8%的内部收益率。市场渗透率为60%,储能装机容量为302.94千兆瓦,市场总规模为3029.43亿元。

集中式蓄光:光伏平价时代的必由之路

中国西北地区的风力和风力废弃率仍高于全国平均水平,储能预计将加速渗透。风能、太阳能等新能源发电机具有不规则变化的特点。为了维持电力供需平衡和电网稳定,需要限制一些新能源的产量。据国家能源局统计,近年来全国弃风率呈下降趋势。2019年1月至9月,全国弃风率为4.2%,同比下降3.5个百分点。轻度淘汰率为1.9%,同比下降1个百分点。2019年上半年,新疆、甘肃和内蒙古仍是弃风严重的地区,弃风率分别为17.0%、10.1%和8.2%。弃光主要集中在西藏、新疆、甘肃和青海,弃光率分别为25.7%、10.6%、6.9%和

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用电类别说明:深圳(大量需求)指深圳市大量工商业及其他用电(101 至 3000kVA);深圳(高需求)指高需求工商业及其他用电(3001kVA 及以上); 广东(广州 5 市)指广州、珠海、佛山、中山和东莞五市;广东(8 市)指汕 头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名和肇庆 8 市;广东(5 市)指云浮、 河源、梅州、韶关和清远 5 市。

储能需量管理,降低基本电费。理论上仅通过削峰填谷套利,储能在国内用电 侧难以实现经济性。大工业用户普遍采用两部制电价计费,电费分为基本电费 和电度电费。其中,基本电费与耗电量无关,仅与变压器容量或最大需量相关; 电度电费与耗电量呈正比。当储能应用于大工业用户侧时,除实现一般削峰填 谷套利降低电量电费外,同时也可进行需量管理,降低基本电费,带来双重收 益。

峰谷-峰平价差平均值修正。考虑到用电侧储能系统工作模式为一日 2 充 2 放, 仅存在一次谷时段充电、峰时段放电的机会,另一次则为平时段充电、峰时段 放电(即夜晚谷时段充电,早上峰时段放电,午间平时段充电,傍晚峰时段放 电),因此取峰谷价差与峰平价差平均值建模更为合理。

以上海市电价为例,我们针对国内大工业用电侧储能经济性进行测算,基本假 设如下:

1、 配置1 MW/4 MWh储能系统,电芯为磷酸铁锂,单位成本为1800元/KWh;

2、 充放电深度 95%,容量衰减 20%,循环寿命 5000 次,无残值;

3、 折现率 7.5%,贷款利率 6%,自有资金比例为 0.3;

测算结论:对于价差和基本电价均较高的上海市大工业用户,储能用于削峰填 谷和需量管理可实现经济性。项目投资回收期为 4年,内含报酬率高达 16.44%, 生命周内度电成本为 0.64 元/Wh。

进一步我们将模型应用于其他地区进行测算,可以发现,目前在广东(部分地 区)、上海、江苏、海南和山东地区,大工业用户配置储能系统的 irr 可以达到 8%。

未来核心驱动因素在于成本下降。电价差影响项目收益,储能系统价格影响项 目成本。在当前储能系统成本下,各地区经济性差异在于不同的价差水平,说 明当前价格激励是用户安装储能系统关键因素。但未来多数国家将尝试降低整 个电力系统成本,以刺激经济增长,终端价差将进一步缩小。因此降低储能成 本则是推进未来储能部署唯一可行的方法。

我们预计未来储能部署将分为两个阶段,第一阶段:当用户侧储能系统成本降 至 1500 元/KWh 时,除宁夏、青海甘肃、陕西和河北外,其他样本地区储能项 目可达到 8%的内含报酬率,对应度电成本降低 0.10 元/KWh 至 0.54 元/KWh, 降幅达到 15.63%;第二阶段:当成储能系统成本降至 1000 元/KWh 时,所有 样本地区均可实现8%内含报酬率,除宁夏外其他地区可实现10%内含报酬率, 对应度电成本降低 0.26 元/KWh 至 0.38 元/KWh,降幅达 40.63%。

对应装机规模与市场规模预测:

第一阶段:当用户侧储能系统成本降至 1500 元/KWh 时,市场渗透率为 30%的 条件下,储能装机规模为 213.49GW,市场规模合计为 3202.38 亿元。

第二阶段:当系统成本降至 1000 元/KWh 时,市场渗透率为 60%的条件下,所 有样本地区 irr 超过 8%,储能装机规模为 517.64 GW,市场规模合计为 5176.40 亿元。

储能市场具体到 32 个电力区:以 1800 元/kWh 为起点,当目标 irr=8%时,各 省市大工业储能系统价格(元/kWh 横轴)、装机规模(GWh 纵轴)和市场规模 (亿元)出现明显分化。假设市场渗透率为 30%,在目标 irr 下,当储能系统成 本为 1800 元/kWh 时,在可实现目标 irr 的地区中,广东省、江苏省和山东省市 场规模排名前三,分别对应 670、662 和 757 亿元。

当目标 irr=10%时,各省市大工业储能系统价格(元/kWh 横轴)、装机规模(GWh 纵轴)和市场规模(亿元)分化更为明显。假设市场渗透率为 60%,在目标 irr 下,当储能系统成本为 1800 元/kWh 时,在可实现目标 irr 的地区中,江苏省、 广东省和山东省市场规模依然排名前三,分别对应 1324、1309 和 1263 亿元。

天然的平价要求,储能产业链如何应对?

储能系统产业链梳理

在保证安全的前提下,持续的降成本是行业面临的长期挑战。从产业链来看, 储能系统集成位于产业链中游,成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效, 另一方面则通过系统结构的设计优化。

从储能系统成本构成来看,目前电池成本约占 60%,PCS 占比 20%,BMS 占 比 5%,EMS 占比 5%-10%,其它配件 5%。根据 BNEF 预计,2018 年储能系 统成本为 364 美元/KWh,到 2025 年,储能系统成本有望降至 203 美元/KWh; 到 2030 年,储能系统成本有望降至 165 美元/KWh,相较于 2018 年降幅达 54.7%。目前电池成本占系统成本比重最高,系统成本下降的关键是电池环节的降本增效,预计 2025 年电池成本将降至 95 美元/KWh,与 2018 年成本相比降 幅在 54%左右。同时随着市场规模的扩大和技术创新,储能 PCS、BES、EMS 和 EPC 成本同样具有下降空间。

储能生产商二分类:行业已现 PCS 派与电池派。基于储能系统构成,电池、 PCS、系统集成领域均有涉足储能的企业,在此我们通过对比几类企业,可以 发现储能仍处于商业化前夜的培育阶段,虽然储能业务目前占各上市公司业务 比例仍然较低,但母公司的盈利情况及核心技术水平在一定程度上决定了未来 其在储能板块的拓展力度和发展方向。

其中,PCS 以阳光电源为代表,核心发力以行业领先 PCS 为抓手,布局下游 储能系统及储能工程;电池则以比亚迪为代表,基于电芯成本发力储能。

储能系统核心竞争力:系统优化能力+电芯成本下降

储能发展面临天然的平价要求,“提效降本”不仅适用光伏,也适用储能。在国 内,与光伏早期有国家补贴助力不同,储能的发展天然就面临“平价”的要求,储 能系统的提效降本主要落实在电池的性价比与系统集成的效率双提升,一方面 是对电芯厂商的降本要求,一方面是对集成厂商优化储能系统的强诉求,二者 缺一不可。

一方面,锂电电进入行业产能扩张期,成本降幅可期:

下游需求带动锂电市场规模扩大,电池价格降幅高于预期。根据 GGII 统计, 2019 年全年行业累计装机量约 62.38GWh,同比增长 9%。根据 Marklines 预 测,未来 5 年全球动力电池行业将持续高速增长,2025 年全球装机量可达 850GWh。同时锂电池成本不断下降,截至 2019 年 2 月 3 日,方形动力电芯 (磷酸铁锂)平均报价为 0.575 元/Wh,方形动力电芯(三元)报价为 0.725 元/Wh,其中磷酸铁锂报价已达到 BNEF 预测 2027 年储能电池价格水平。

磷酸铁锂电池是储能系统最为适配的选择。商用锂离子动力电池正极材料主要 有锰酸锂、磷酸铁锂、三元体系,其中三元体系又可细分为镍钴锰 NCM 和镍钴 铝 NCA。在空间充裕的条件下,储能电池相比消费电池和动力电池,对能量密 度要求不高,对安全性和实用寿命的要求较高。从电池内在特性角度来看,相 较于其他体系电池,磷酸铁锂具有高安全性、长循环寿命和低成本的优势,更 符合储能电池需求。

长循环寿命和高转换效率可直接降低储能度电成本。在其他条件相同的情况下, 电池循环寿命越长,则生命周期内储能系统可以存储或释放的电量越多,可直 接降低度电成本。此外,电池转换效率越高,则充放电过程中能量损耗越少,也 可增加系统总充放电量。

能量密度提升可间接降低储能投资成本。能量密度的单位可以用Wh/kg或Wh/L 来表示。这意味着能量密越高,则电池质量或体积越小,从而减少建设过程中 所使用的土地面积或厂房空间,通过摊薄固定成本来间接降低单位储能成本。

梯次电池性能指标优于铅酸电池。退役动力锂电池能否用于梯次利用以及应用 领域,主要依据电池的剩余容量,当电池剩余容量在 20%80%时,则可以进 行梯次利用;如若电池容量低于 20%时,则已不满足梯次利用的标准,应进行 电池拆解厂进行材料的回收。梯次电池相比铅酸电池在循环寿命、能量密度、 高温性能等方面具备明显优势,从性价比角度来看,梯次电池是铅酸电池的 1.23-4.44 倍。

另一方面,光储结合可降低进一步储能成本,光电转化是光储系统核心竞争力:

加速光储融合深度降低项目投资成本。在同一地点安装的光伏和储能系统可以 共享硬件组件,例如升压器、检测器和控制器,同时用于共享硬件而降低安装 工程的人工成本;此外,相较于独立的光伏+储能,光储结合部署还可以减少场 地准备次数,降低土地成本和 EPC 成本进而降低光储项目的投资成本。

光储结合耦合方案难度高,优化空间的天花板高的,考验储能系统的电气化水 平。当光伏和电池存储共用时,子系统可以通过直流耦合或交流耦合配置连接。 直流耦合系统只需要一个双向逆变器,直接将电池存储连接到光伏阵列,并使 电池从电网中充电和放电。另一方面,交流耦合系统需要光伏逆变器和双向逆 变器,电池的充放电需要通过直流和交流多次转换步骤。直流耦合系统只使用 一个双向逆变器,从而降低了逆变器、逆变器布线和逆变器外壳的成本。

加强光储深度融合,降低投资成本。以阳光电源为例,2020 年 2 月,阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV,中国效率突破 98.55%,100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh;支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计,据 测算,100MW 电站,初始投资可以减少 1000 万元以上。

系统数字化融合集成能量管理,降低 3%以上 LCOE。通过逆变器集成智能管理 单元,对核心部件进行全生命周期管理和寿命预测,做到“早发现、早维护”,降 低发电量损失和运维成本,进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。

他山之石:欧美市场储能爆发启示

为什么说“当前储能看海外”?

美国投资税抵免(ITC)政策激励非公共事业规模储能发展。2016 年,美国储 能协会向美国参议院提交了 ITC 法案,明确私人机构或个体投资的先进储能技 术可以申请投资税收减免:对于居民用户储能,要求 100%的电力来自于光伏发 电,享受系统投资额 30%的税收减免和 5 年加速折旧(其本质为补贴替代套利); 对于工商业储能,要求至少 75%的电力来自于光伏发电,当储能电力 75%-99.9% 来自于光伏发电时,税收减免额为该比例与 30%的乘积。

美国 ITC 自 2020 年开始下降,税抵退坡为一致预期。2016—2019 年,ITC 仍 维持在系统成本的 30%;2020 年起,ITC 开始下降至系统成本的 26%;2021 年,税收抵免进一步降至系统的成本 22%;2022 年以后,新的商业太阳能系统 的所有者可以从其税收中扣除系统成本的 10%,住宅 ITC 将取消。一定程度说 明 2022 年后,储能系统成本降低至可接受水平,实现无 ITC 平价应用。

加州用户侧储能的发展受三大政策影响明显,包括自发电激励计划(SGIP)、投 资税收减免政策(ITC)和净电量结算制度(NEM):

2001 年启动的自发电激励计划(Self-GenerationIncentiveProgram,SGIP) 是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。SGIP 鼓励用户侧分布 式发电,不对纳入补贴范围的技术类型进行限制,但通过限制技术指标要求确 保项目运行的稳定性。

按容量和效果补贴,提高投资积极性。自 2011 年起,SGIP 将储能纳入支持范 围,并给予 2 美元/W 的补贴支持。在 2016 年 5 月修订的 SGIP 中,补贴不再 采用以系统功率(“W”)为标准、按照每年固定金额的方式支付。而是依据规划 容量的完成情况,同时考虑储能成本的下降以及项目经济性核算,对项目的容 量(“Wh”)进行补贴,采用 50%初投资补贴+50%按效果补贴的非一次性支付 方式予以支持,避免“后补贴”方式影响投资积极性。

在 2017 年 12 月发布的第六版 SGIP 手册中,激励计划针对储能增加预算,为 储能分配了整个计划 80%的资金量,并将 13%的储能资金用于支持 10KW 及 以下的居民储能项目。储能补贴的总资金分为五轮发放,第一轮补贴的标准为 50 美分/Wh,第二轮补贴标准降低 10 美分/Wh,之后的补贴标准逐步降低 5 美 分/Wh。储能系统可获得的补贴等于系统容量(Wh)与所在轮数的补贴标准的 乘积。2018 年 8 月,加利福尼亚州议会通过 SB700 法案,将 SGIP 计划的截 止日期延长至 2026 年,用于持续激励更多分布式储能项目的建设。

净电量结算制度(NEM)用以支持用户侧的光伏发电,用户表计会记录用户从电 网购电和用户光伏向电网注入电力情况,在向用户收取电费时,只需要收取净 值部分。目前加州 PGE 公司制定了一系列的 NEM 机制,其中适用于储能的 有 Non-Export 和 NEM2-MT。其中,Non-Export 适用于所有类型及容量的电 源,要求机组安装逆功率保护装置、低功率保护装置等。NEM2-MT 要求机组 与不向电网反送电的设备或 NEM 燃料电池发电设备配合使用。

SGIP 补贴收益占用户侧总收益比重较高。根据 CNESA 全球储能项目数据库, 将分布式储能纳入补贴范围开始至 2019 年 7 月期间,SGIP 处于补贴流程中以 及已经获得全额补贴的储能项目数(不包含取消的)达到了 个。其中, 近 6281 个储能项目已经获得了 SGIP 的全额补贴支付。在用户侧储能项目的头 五年收益中,SGIP 补贴收益占到总收益的 40%~50%。

补贴政策为储能设备厂商带来发展机遇。从申请 SGIP 补贴的储能设备厂商来 看,特斯拉、LG 化学、Stem Inc、CODAEnergy 等企业获得补贴的项目数量、 能量规模和金额位居前列。特斯拉自 2015 年开始进入储能领域,储能业务包括 太阳能系统和储能产品的销售,通过经营租赁和 PPA 从太阳能系统中租赁的收 入以及太阳能系统激励措施的销售。与美国 SolarcityInc 等合作方开展的 6348 个储能项目,获得的补贴资金额(包括预留补贴资金、正处于补贴流程中以及 补贴完成)达到 2.2 亿美元。

从执行效果来看,分布式光伏+电池存储渗透率不断提高。根据 NREL 数据, 2018 年美国各州的配置电池储能系统的光伏项目比例在 1%到 5%不等,加利 福尼亚州渗透率最高。2016 年-2018 年,受益于政策补贴,加州居民分布式光 伏项目和非居民分布式光伏项目储能渗透率由不到 2%提升至接近 5%。

美国户用市场大幅增长。2019 年第二季度,美国储能市场的装机容量为 75.9MW,同比增长 20%,环比下降近 50%。主要由于计划在 2019Q2 实施的 FTM(Front of the Meter 供电侧)项目较少,同时非户用市场也出现了类似的 回调环比下降 49%。但是,受市场情绪和政策激励影响,户用市场环比大幅上 涨 41%,并继续在各个地区扩展。

预计 2019-2024 年美国储能市场将迎来爆发式增长。根据 Wood Mackenize Power 数据,21 世纪 20 年代初,美国存储市场将出现大幅增长。储能年新增 装机规模将由 2018 年的 311MW 增长到 2024 年的 4834MW。2019 年至 2024 年期间,储能市场年新增装机规模将增长约 10 倍,储能年市场规模将增长约 7 倍。2024年,BTM (Behind-the-Meter用户侧包括Residencial和Non-residential) 装机规模占比达 40%;FTM 市场规模约占 53%。

德国分布式储能补贴政策发挥重要影响。2013 年 5 月,德国联邦政府和国有 KfW 银行集团发布了一项家庭存储系统市场激励计划,补贴的形式主要是低息 贷款和现金补助,补贴总额约 3000 万欧元。目前允许用户最高将光伏系统峰值 功率的 50%回馈给电网,以鼓励用户最大限度的自发自用,电网运营商承担核 查功率限值的职责。另外,对于不同时间提出的申请,可申请的补贴率(补助资 金相对于储能设备价格的比例)逐渐递减。

从政策执行效果来看,分布式光储补贴已经推动德国成为全球最大的户用储能 市场之一。2013 年,德国家用和商业用储能系统还不足 1 万套,到 2018 年底, 这一数字已经增长至 12 万套,其中,绝大部分来自户用储能。根据德国贸易促 进署的研究,随着光伏系统与电池的成本下降,光储应用的步伐加快,截止到 2020 年底,德国还将以每年超过 5 万套的速度持续安装用户侧储能系统,并在 2020 年突破 20 万套储能系统的安装量。

欧盟其他国家均在高速发展。根据 Wood Mackenzie 预计,到 2024 年,欧洲 住宅储能市场的部署将增长五倍达到 6.6 GWh。德国年度部署量将增加一倍以 上,达到 0.5 GW/1.2 GWh。同时,意大利和西班牙的光储市场也正在朝着平价 方向迈进。

未来几年内,澳大利亚分布式光储将保持快速增长趋势。根据 AEMO-CSIRO 预测,包括澳大利亚在内的亚太地区的分布式发电(太阳能光伏发电、热电联 产和柴油发电)已占集中发电(煤炭和核电站)的一半以上。而到 2028 年,分布式发电源的容量将是集中发电容量的两倍多。分国别来看,近年来德国和意 大利分布式能源比率保持相对高位,而澳大利亚则是增长最快的国家。预计澳 大利亚将在未来几年内仍保持快速增长的趋势,并在 2030 年后继续发挥主要 领导作用。

澳大利亚住宅市场储能部署规模的不断扩展。澳大利亚的太阳能光伏安装成本 约为美国的一半,主要原因是有较少的管制和更低的劳动力成本。同时零售电 价较美国更高,叠加政府财政支持,激励屋顶太阳能光伏发电系统正与分布式 储能设备相结合,使消费者能够降低电费,同时提供一定程度的弹性。

为什么说“未来储能看中国”?

欧美储能发展,离不开各国电力市场化改革。从 80 年代末起,以英国为首,国际 上许多国家进行了电力工业管理体制的改革,其目标都是开放电力市场,引入竞 争机制,降低发电成本,合理利用资源,并最终使用户获利目前将电力行业主要划 分为发电侧、输电侧、配电侧和售电侧四个环节,输电侧和配电侧因具有规模 化要求,存在自然垄断特征,而电力行业两头的发电侧和售电侧,则具备引入 竞争,降低产业集中度的空间。

以美国为例看国际上电力市场化改革的成果。1978 年美国出台了公用事业管制 政策法(较中国早 24 年),允许企业建立电厂并出售电力给地方公用事业公司。 1992 年能源政策法案出台,同意开放电力输送领域。1996 年,为推进电力市场 化改革,美国政府颁布法令规定无歧视开放输电网络,鼓励构建 RTO(区域电 网运行中心)或 ISO(独立系统运行中心)来管理整个输电系统运行。此后,美国形成了联邦政府、州政府两级监管体系框架,并逐步形成了 PJM、加州、得 州、纽约、东南、南方、西南、西北、中土、新英格兰等 10 个区域电力市场。

尽管电改的最终目的是降低终端用户电价,美国目前的零售电价并未出现明显 的降低。在电力市场化改革较为成功的加州,也没有取消峰谷价差,而是随着 可再生能源的发展,峰时段减少且后移,谷时段增加。以 PGE(太平洋燃气 和电力公司)中小企业的 Time-of-use rate plans 为例,自 2020 年 11 月将开 始执行新的峰谷时段,相较于现在,新的高峰时间由12PM-6PM变为4PM-9PM, 由下午转移到晚上且减少一个小时。新增一个春季的超低峰时间段 9AM-2PM, 价格将处于最低水平。可以说明在电改的背景下,随着可再生能源发电占比提 高,峰谷价差将会持续存在,且有可能出现新的谷时段电价,从而为储能带来 更多套利空间。

反观我国电力市场改革,我国电改大体分为三个阶段:

第一阶段:(1996-2002 年)市场化改革探索期。1996 年出台的 《输配电定价成本监审办法》 赋 予电力企业作为商业实体的法律地位。从 1998 年开始,我国尝试在电力行业实 行“厂网分开、竞价上网”的改革,并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、 黑龙江 6 个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000 年 1 月山东、上海、浙江 发电侧电力市场正式投入商业化运行。通过各试点单位的市场化运作,以期在发 电侧引入市场机制,竞价上网,并积累经验,逐步向完善的电力市场靠近。

第二阶段:(2002-2015 年)开放发电侧竞争,打破垄断格局。2002 年,国务 院印发 《2019 建筑能效标准》 (5 号文),标志着我国电力市场改革的正式开始。 国家电力公司被拆分为两大电网公司,五大发电集团和四家辅业集团(后整合 为 2 个),发电环节产业集中度大幅下降,国家电力公司独家垄断的电力市场格 局被初步打破。同时通过在发电侧引入多元投资主体,建立了发电侧企业竞价 上网的竞争机制。从根本上改变了长期以来电力市场供给不足的矛盾,但也造 成了发电行业整体产能过剩。

第三阶段:(2015 年-至今)管住中间,放开两头。2015 年,中共中央办公厅发 布 《关于促进储 能技术与产业发展的指导意见》 (中发[2015]9 号),标志着我国 新一轮电力体制改革的开始。电改的基本原则和重点是区分竞争性和垄断性环 节,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,在发电侧和售电侧开展有效竞争, 培育独立的市场主体,着力构建主体多元、有序向社会资本开放配售电业务, 形成适应市场要求的电价机制,竞争有序的电力交易格局。现阶段的电力市场 化改革工作处于起步阶段,距离一个成熟运行的电力市场还有很大差距。

伴随着我国电力市场的不断发展,我国电价政策也随之调整。2015 年新一 轮电改放开电价、配售电和发电计划,强化输配电环节管理,有序放开上网 电价和销售电价。电力用户参与电力市场后按终端电价缴纳电费。终端电价 由交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、政府性基金及附加等三个部 分组成,其表达式为:P=PGen+PTran+PGov。P 为电力用户参与电力市场后的 终端电价;PGen为交易价格,指发电企业或售电公司向其出售的电能价格; PTran 为输配电价,由政府物价部门按照“准许成本+合理收益”的原则进行核 定;PGov为政府性基金及附加,其收费标准与销售电价相同,电力用户无论 是否参与电力市场都需缴纳。

我们认为,伴随着电力市场化改革的进一步深入,国内储能市场将进一步迎 来发展黄金机会。2015 年中国重启新一轮电力体制改革,并在价格机制调整、 售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展, 这正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺平道路。输配电价改革是价格机制调整的第一步,由此所带来的未来整个价格机制的形成将决定储能 产业的走向,售电市场放开为储能技术应用提供了平台,而辅助服务市场建 设为储能创造了价值增值的机会,仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随 着市场化程度的深入而发生本质改变。开放的电力市场是储能商业化的重要 前提,储能系统也将在市场应用中会获得更高的基础价值。

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阳光电源——布局光储结合,光储大时代核心标的

公司传统逆变器优势成功拓展至储能新领域。2015 年公司牵手三星 SDI 成立 两家合资公司:三星阳光储能电池有限公司和阳光三星储能电源有限公司,公 司依托在该逆变器领域的技术优势和先发优势,迅速扩张至储能逆变器和储能 锂电系统等领域。目前可提供单机功率 5~2500KW 的储能逆变器、锂电池、能 量管理系统等储能核心设备产品,覆盖 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各类储 能应用场景需求。2018 年公司储能业务营业收入实现同比近 5 倍增长达 3.83 亿元,毛利率为 29%;2019 年上半年,储能业务营业收入大幅增长 40.25%至 1.67 亿元。

储能系统龙头厂商,业务覆盖全球。阳光电源储能业务依托在海外的长期深耕 和市场布局,全球重大系统集成项目已突破 900 个,在国内电网侧、电源侧、 用户侧等场景均有大型标杆示范项目落地,覆盖所有储能应用场景,且均安全 高效运行。

携手三星 SDI,三元铁锂齐发展。2018 年,SDI 储能电池全球市场份额高达 51%,2019 年,阳光电源采用本土合资的 SDI 电芯在国内储能出货量排名第 三。未来公司储能业务将在全球范围内全面推出磷酸铁锂和三元锂两种专用储 能电池技术路线,其中公司三元锂电池 6000 次循环后仍然具备 80%充放电能 力,优于普通磷酸铁锂产品。

依托逆变器升级,降低投资成本,加强光储深度融合。2020 年 2 月,阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV,中国效率突破 98.55%,100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh;支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计,据 测算,100MW 电站,初始投资可以减少 1000 万元以上。

系统数字化融合集成能量管理,降低 3%以上 LCOE。结合分布在全球、覆盖各 国所有应用场景的 900 多个已投运储能项目的运行数据,公司不断提升系统集 成设计对各类技术路线电池的兼容性,实现不同设备统一管理和调度的数字化 融合。通过逆变器集成智能管理单元,对核心部件进行全生命周期管理和寿命 预测,做到“早发现、早维护”,降低发电量损失和运维成本,进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。

综合来看,得益于公司在储能领域的提前布局,国内和国外的储能业务发展均 大幅领先同行,先发优势明显。随着海内外千亿级储能市场的陆续爆发,储能 系统业务将驱动公司进入快速发展的新阶段,公司将是在储能爆发中率先受益 的标的。

锂电池及新型导电剂环节——宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能

有别于以三元电池为主的海外户用储能市场,我国目前储能应用场景集中于基 站储能、备用电源、电网侧以及用户侧等应用场景,磷酸铁锂电池在安全性、使 用寿命、单体容量、能量密度以及环保性上较传统铅酸电池均具有优势,而其 与三元电池相比具有的使用寿命及成本优势使其更适合我国目前电网、基站储 能为主的市场环境。目前磷酸铁锂电池平均价格已降至 0.85 元/Wh,伴随着 CTP、 刀片技术等技术迭代,锂电池成本在未来有望实现较大幅度下降,经济性的改 善将显着加速锂电池在储能领域的应用。

动力电池领域,优质锂电池生产企业已率先布局储能板块,如动力电池龙头企 业宁德时代在 18 年 6 月就与福建省投资集团签约大型锂电池储能项目,计划 总投资 24 亿元,拟分三期实施,项目一期拟建设规模为 100MWh 级锂电池储 能电站,二期将扩建 500MWh 级锂电池储能设备,三期将扩建 1000MWh 级锂 电池储能设备,同时还将配套建设移动储能设备,以及移动充电设施;行业优 质企业国轩高科 2017 年 10 月在南京签署储能系统基地项目投资协议,该项目 总投资 30 亿元,利用上海电气在电力领域的资源优势,拓展分布式储能、电网 储能业务,并于 18 年 5 月中标 8MW/16MWh 扬中长旺储能电站;亿纬锂能等 优质企业也纷纷在电网储能以及基站储能领域发力。动力电池生产企业布局储 能板块,一方面有利于拓宽下游渠道,改善较为单一的业务结构,保障盈利能 力;另一方面在动力电池竞争日渐激烈局面下,储能板块未来巨大的潜在成长 空间也为动力电池企业消化产能提供了可能。优先推荐在磷酸铁锂技术路径上 积累深厚、且在储能板块具有领先优势的行业龙头企业:宁德时代、国轩高科、 亿纬锂能等。

此外,由于储能应用场景收益率对于电池的单次冲放成本有较大的敏感性,而 电池循环寿命将极大程度上影响储能电池实际的单次冲放成本,因此提升电池 循环寿命也将成为未来储能电池的方向所在。新型碳纳米管导电剂相较于传统 导电剂具有导电性能好、用量少的特点,能够显着改善电池的倍率性能、循环 寿命、容量发挥等,目前已在动力电池和 3C 数码电池领域逐步得到应用,预计 其在储能领域的渗透率也将逐步得到提升。拥有核心研发能力、产品性能领先、 客户结构优异且获得资本助力的导电剂龙头公司将优先受益,重点推荐天奈科技、道氏技术等。

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责任编辑:王涵