新能源储能行业研究报告.docx

新能源储能行业研究报告.docx

《新能源储能行业研究报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《新能源储能行业研究报告.docx（14页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

新能源储能行业研究报告

2021年新能源储能行业研究报告

一、经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求

储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元

电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统，需要源网荷储之间相互配合，共同助力维持电网的稳定性。

储能作为电力系统的蓄水池，协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。

储能的价值是依托于系统而存在的，在不同场景下储能需求有所差异，按照当前的应用场景划分，主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：

发电侧储能用于大规模风光并网，通过负荷跟踪、平滑输出等解决新能源消纳问题，实现电网一次调频；电网侧储能可布置于电网枢纽处，既提供调峰调频等电力辅助服务，也可联合周边新能源电站提升新能源消纳；用户侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响应，实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。

电化学储能适用场景丰富，新能源配储带动储能需求提升。

电化学储能在电网侧和用户侧早已有应用，受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响，电化学储能在储能装机占比仍处于低位。

随着场景逐步丰富，电化学储能规模及占比持续提升，截至2020年，全球电化学储能累计装机14.2GW（同比+49.2%），占储能系统装机的7.4%；国内电化学储能累计装机3.27GW（同比+91.2%），占整体储能的9.2%。

值得注意的是，20年我国新增电化学储能装机达1.56GW（同比+145%），配储政策释放储能需求，国内新增储能装机首次突破GW大关。

动力电池协助培育储能产业链，安全和经济性为核心关注点。

动力电池多年发展为储能产业链培育奠定基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。

储能项目共有安全和经济性两大核心关注点，安全性影响竞争壁垒，经济性影响推广节奏。

安全是储能推广的首要条件，随着准入门槛和流程标准提高，电池、BMS和储能系统设计更具针对性，储能的安全性有望持续提升。

经济性影响储能的推广节奏和产业链各环节话语权，经济性不满足的情况下，储能建设多以强制配储为主，内生增长动力欠缺。

经济性：

个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升

电化学储能经济性仍有待提升，个别场景下已能满足收益要求。

经济性影响储能自发性推广节奏和储能产业链各器件话语权，当前储能项目初始投资成本仍较高，拖累储能项目的经济性。

此外，在储能实际运行过程中，售电收入的增值税、系统循环效率和储能寿命等因素也会对储能项目产生影响。

我们按照储能获取收益的典型模式，测算不同模式下储能电站收益情况，当前高电价差区域的峰谷电价模式项目IRR较高，原有高补贴光伏电站配备的储能项目收益率已经满足商业化运营的收益要求。

模型假设：

储能EPC成本下降，电池寿命及充放电效率提升

储能EPC成本：

储能的EPC建设成本与产品价格和放电时长均有关，20年以来公示的储能项目EPC价格呈现下降态势，风电配储（1C，充电时间1小时）的最低中标价格已经从20年初的2.154元/Wh下降到1.634元/Wh，降幅达24.1%。

光伏配储（0.5C，充电时间2小时）的最低中标价格从20年初的1.448元/wh下降到年底的1.06元/wh（降幅达26.8%），其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池倍率影响。

20年底三家中标候选单位储能系统（0.5C，充电时间2小时）报价分别为1.06-1.231元/Wh，考虑到土建等费用仍需资本投入，我们假设发电侧和电网侧2小时放电时长的储能EPC项目平均建设成本为1.3元/Wh，用户侧储能因规模小，平摊到单Wh的土地成本和土建成本较高，我们假设用户侧储能EPC建设成本约1.6元/wh。

电池寿命：

储能电池在使用一段时间后，电池容量会发生衰减，影响储能系统全生命周期的平均充电深度。

根据宁德时代储能产品说明书，在25℃且SoH（StateofHealth，电池健康度）70%的限制条件下，不同冷却方案和充放电倍率下，储能电池的使用寿命在5300次-8000次。

我们假设在储能循环6120次（储能系统运行约17年）的情况下，储能电池全生命周期的平均充放电深度为85%，因Soh降至70%以下后，电池仍有回收以及梯次利用价值，我们假设残值率为10%。

循环效率：

储能系统由电池、PCS（储能变流器）、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管理系统）、支撑结构和其他电器元件构成。

各转换器件在运行中均有能量损耗，导致储能系统的充电量和放电量之间存在差值。

从各公司的官网产品披露情况看，PCS的循环效率在95-99%之间，箱式储能系统的循环效率约85%-88%以上，考虑箱式储能系统外仍有变压器等能量耗损器件，我们假设基准条件下储能系统的循环效率为85%。

需求场景：

高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区IRR可达要求

储能系统的需求场景多元，当前主要分为发电侧自用、电网侧辅助服务和用户侧峰谷调节模式等。

储能在发电侧可以协助电源满足调度系统调节的需要，减少弃电量，增加售电收入。

按照2020年5月发布的《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，发电侧储能电站可以有两种不同的运作模式：

（1）弃光严重时期作为自用容量，放电收益享受光伏电站的补贴标准；

（2）弃光不足时期作为调峰可用容量，享受0.55元/kWh的充电补贴，放电收益按标杆上网电价进行结算。

此外，对于高峰谷电价的区域，一般工商业和大工业客户可以通过储能系统在谷电价充电，峰电价时期自用，降低自身的用能成本。

我们按照全年运行360天，每天一次充放电操作，测算不同场景下的储能电站收益情况。

发电自用模式：

选择新疆、甘肃、浙江和西安平价电站进行测算，其中新疆地区光伏电站的补贴电价采用原有三类资源区光伏电站补贴后上网电价0.9元/kwh，甘肃和浙江分别是西部集中式基地和东南部分布式电站的代表。

辅助服务模式：

电站可以用作调峰可用容量，辅助电网进行调峰调频，并获得调峰调频补偿。

当前电力市场辅助服务市场的调峰和调频补偿额度以市场竞价为主，火电、水电等发电企业与储能、综合能源服务商共同决定辅助服务价格。

以江苏《关于做好辅助服务（调峰）市场试运行有关工作的通知》为例，调峰辅助服务最高限价为0.6元/kwh，未报价机组临时调用价格为0.15元/kwh，对应的调频里程申报价格在0.1-1.2元/MW，辅助服务市场报价范围波动大，火电等原有已装机电站的边际调节成本低，参与辅助市场的里程优势明显，储能电站主要胜在响应速度，辅助服务市场对储能电站影响主要在于拓展收入来源。

峰谷电价管理模式：

一般工商业及大工业用户是社会用能主体，用电高峰多处于峰电价时期，用能成本较高。

工商业及大工业用户可以通过储能系统在谷电价时期充电，峰电价时期放电自用，协助降低企业的用能成本。

此外，我们选用北京地区（峰谷价差最高）和山东地区（峰谷价差中等）的峰谷电价，测算储能系统的收益水平。

经济性是影响储能自发性需求的重要因素。

参考中国神华发布的产业基金公告（编号：

临2019-062），设立的国能基金可投资光伏、风电和储能等项目，股东回报要求门槛降至6%以上，一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。

我们认为经济性是影响储能推广的重要因素，原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区的储能项目自发需求或将逐步释放。

经济性是影响储能自发性需求的重要因素。

参考中国神华发布的产业基金公告（编号：

临2019-062），设立的国能基金可投资光伏、风电和储能等项目，股东回报要求门槛降至6%以上，一定程度上反映了运营商对于项目回报的要求。

我们认为经济性是影响储能推广的重要因素，原有高上网电价且存在弃光弃风的电站、高峰谷电价差以及储能扶持政策地区的储能项目自发需求或将逐步释放。

发电自用模式：

原有高补贴电价的新疆地区的IRR达到了11.36%，受益于当地1元/kwh的度电补贴，西安地区的IRR达到了25.22%，甘肃和浙江储能系统IRR均低于6%，当前储能系统的经济性尚不能激发投资者自发购置需求；

辅助服务模式：

新疆地区调峰补偿价格较高（0.55元/kwh），IRR亦接近了6%，考虑到辅助服务市场逐步走向市场化，新疆的固定调峰补偿金额已经接近江苏省调峰可用容量价格上限（0.6元/KWh），我们认为调峰辅助服务仍将以灵活性改造的火电为主，在解决储能参与辅助服务市场主体身份后，部分火电灵活性调节不足或有高固定价格区域电化学储能需求或增加。

峰谷电价管理模式：

峰谷电价管理模式的经济性与当地的峰谷电价差息息相关，当前固定电价模式下，北京用户侧峰谷电价管理IRR可达12.23%（峰谷价差1.13元），山东省用户侧峰谷电价管理IRR可达4.52%（对应峰谷电价差为0.72元/Wh）。

考虑到未来电力市场化交易逐步普及，受套利行为反馈，峰谷电价差额及持续时间仍有不确定性，或影响用户侧电价管理模式需求。

敏感性分析：

补贴水平>EPC建设成本>当地电价>电池循环寿命>充放电深度>循环效率

环境因素：

广东平价电站配储IRR最高，峰谷电价超0.75元/wh区域工商业配储已满足收益率要求。

储能依托于系统而存在，当地的上网电价及峰谷电价差是储能系统外最重要的变量，显著影响储能的收益率水平。

从电价敏感性测算看，高上网电价区域（广东0.4529元/Kwh）的发电侧自用容量模式IRR约2.32%，储能系统降本后，存在弃电的风电光伏电站配储需求或逐步释放；峰谷电价差超0.75元/Wh的区域用户侧管理IRR亦超过6%，满足安全标准的工商业储能电站也有望逐步建设。

补贴与建设成本是影响经济性的关键变量，电池技术创新以及系统优化持续将带动储能经济性提升。

为比较不同因素对于储能项目收益率的影响，我们选取典型区域上网电价（甘肃、浙江）和峰谷价差（山东）情况，针对发电自用模式以及峰谷电价管理模式，对各主要影响因素当前数值以及潜在的可能性，进行敏感性测试，探究建设情况对储能经济性的影响。

按照IRR影响程度排序，补贴水平、EPC建设成本、电池循环寿命以及循环效率对储能系统收益影响较大。

以当前情形测算，若每度充电补贴在0.25元以上时，甘肃和浙江电站的发电自用模式储能电站IRR均能超过6%。

此外，从各项影响因素看，EPC建设成本、循环次数、循环效率和充放电深度均与电池有关，彰显电池环节在储能系统中的重要地位。

二、路径推演：

自发性需求分区域释放，技术进步稳步推进

区域特征：

高上网电价区域内生需求率先释放

各省份上网电价差异明显，高上网电价区域内生需求有望率先释放。

各省间风光平价项目上网电价差异较大，西部资源区如新疆上网电价低至0.2423元/kwh，广东等高上网电价区域可达0.4529元/kwh，储能项目IRR对当地上网电价敏感，高电价区域自发性配储需求有望率先释放。

多省峰谷电价差在0.75元/kwh以上，调峰补偿仍将以火电为主。

峰谷电价套利是用户侧电化学储能早期推广的激励因素，受限于储能成本较高，峰谷电价管理节约的电费不足以满足电化学储能支出成本。

以北京、江苏等为代表的4省市一般工商业或大工业用电的峰谷价差超过0.75元/kWh，当前用户侧峰谷电价套利空间仍在。

建设成本：

技术持续推动产业链降本，海外直接从补贴入手

技术推动储能成本下降，国内铁锂电池降本远快于海外。

储能系统成本仍处于下降区间，BNEF预计2025年储能系统平均价格降至203美元/kWh，有望较2019年下降39%，电池是带动储能降本的主力。

BNEF储能成本统计范围为全球范围内的锂电项目，部分项目亦采用了海外高价位电池。

海外多地为储能提供补贴，直接提升储能电站的经济性。

储能系统降本是循序渐进的，美国加州等地区在减税、储能补助推出扶持政策，直接降低了储能的建设成本，带动储能系统普及。

2017年10月，美国推出ITC政策（InvestmentTaxCredit，投资税收减免），由光伏充电的储能项目可按照储能设备投资额的30%抵扣应纳税，直接提升储能项目经济性。

2020年开始，新装居民及商业用户光伏设备减免比例将降为26%（2020年）、22%（2021年），从2022年开始，仅商业用户光伏设备可享受10%的减免比例，促进储能项目平稳发展。

此外，2008年美国加州SGIP计划（Self-GenerationIncentiveProgram）将储能纳入补贴范围，分布式光伏电站配备的储能$2.5/W的补贴，2009年补贴范围拓展至分布式储能电站，随着技术进步SGIP补贴逐步降低，并在每一年按照申请时间划分不同阶段，各阶段补贴逐步下降，加快储能建设节奏。

循环寿命：

超长续航电池仍在推进，系统协助延长循环次数

材料体系创新增强电池寿命，特斯拉和宁德均提出长寿命电池计划。

长续航电池是车厂和电池企业的共同追求，特斯拉亦于19年推出行驶百万英里的长寿命电池规划，特斯拉长寿命电池通过使用大单晶结构，使材料稳定性更强，不易在电池充电的过程中破裂，进而提升电池寿命，减少性能衰减。

从电池材料体系看，

系统保护和BMS优化，助力提升系统使用寿命。

动力电池多年发展为储能产业链奠定了良好基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。

比亚迪、宁德时代等厂商针对储能系统推出液冷产品（BYDCubeT28、CATLEnerOne等），增加储能电池的保护措施，科工针对电池管理系统的三级架构逐步推广（单体电池管理模块（BMU）、电池组管理模块（BCMU）、电池系统管理模块（BAMS）），华为针对电池组推出组串式储能系统，解决电池模组串联失配、电池簇间并联失配、电池温升差异等问题，协助增加储能系统寿命。

循环效率：

针对性设计释放潜力，项目经验助力效率提升

系统优化助力效率提升，各器件均需协助增效。

储能系统在运营过程中需要进行交直流转换、电压升降、控制电池温度，各系统运营过程中也需要损耗电量，系统的循环效率与BMS、PCS、EMS等器件作用有关。

以PCS器件为例，PCS负责系统的充放电、黑启动、并离网运行功能、高低电压穿越和孤岛保护等功能，内部功率半导体的控制能力是决定PCS效率的重要因素。

此外，BMS系统可以针对当地的温度情况灵活配置降温策略以及降温出口方向，助力系统循环效率提升。

针对性配置降低器件种类，减少项目电力耗损。

海外大型储能系统已经普遍采用1500V高压系统，高电压系统有三方面的优势：

一是与1500V光伏系统相呼应；二是系统能量密度和能源循环效率会大幅提高；三是系统集成成本、集装箱、线损、占地和施工成本会大幅减少。

从21年储能展参展厂商的产品布局看，针对光伏系统的1500V系统已经普及，阳光电源、比亚迪、华为、索英电气等厂商提出适用1500V电压方案，减少光储系统额外器件和电费损耗，带动储能系统成本下降。

此外，随着储能项目增加，项目经验亦有望带动储能系统优化，助力循环效率提升。

储能经济性稳步提升，23年新能源自发配储需求或逐步崛起

储能经济性稳步提升，带动储能自发性需求。

受益于电池降本以及针对性设计，储能EPC价格有望持续下降，考虑到潜在降本空间，我们预计系统降本速度或逐步减慢，预计25年储能系统单位Wh成本或降至0.9元。

储能电池技术进步降低储能衰减速度，我们预计电池循环次数和全生命周期平均充放电深度均有望提升，25年储能电池有望达到循环寿命7920次，对应全生命周期充放电深度87.5%。

循环效率提升主要受益于储能各环节优化，我们预计25年整体循环效率有望达到89%。

各省份收益率差异明显，23年起部分省份新能源配储有望升至6%以上。

23年起湖南和广东新能源配储IRR已经超过6%，后续年份达到收益率要求省份逐步增多，自发性配储需求有望在十四五末期大幅提升。

三、储能增加系统灵活性，系统价值、容量作用、安全价值并存

储能依托系统而存在，价值不止于充放电价差和调频里程。

峰谷电价和弃电现象本质上是电力在时空上存在着供需不平衡，通过价格和调度手段调节发电和负荷运转，促进电网电力维持供需平衡。

储能项目具备和电网双向互动能力，带有“源”和“荷”双重特征，其对于电网的作用并非只有峰谷电量调剂，增加系统的稳定性，协助维持电力网络的瞬时平衡，是储能对于系统的价值所在。

此外，储能能够协助用电系统扩容，保障数据中心和基站的用电安全，我们认为储能项目的经济性是影响储能推广的充分而非必要条件，储能的系统价值、容量和安全价值亦将加速储能推广。

系统价值：

增加电网消纳能力，降低电站系统弃电率

电网是需要瞬时平衡的系统，外送线路的容量和调峰调频余量均限制了电网消纳能力。

在电网运行过程中，外送线路容量有限，变压器变电功率限制了输出的最大电力，主变受阻时需限制机组输出功率，造成限电。

此外，调度系统需要为电源和负荷波动留出余量，全额消纳意味着有充足灵活性电源/负荷调节，灵活性改造的火电和储能调节余量也是可再生能源消纳的限制因素，可调节余量不足也会限制光伏电站的输出功率，造成限电弃电现象。

储能种类与电力系统息息相关，抽水储能为前期发展重点，电化学储能占比持续提升。

火电站发电功率高，频率波动较小，储能需求更多来自下游负荷端的波动，抽水储能电站能够满足前期大规模峰谷调节的需要。

光伏与风电发电具有天然波动性，需要通过火电或者储能进行频率和峰谷调节。

相较于抽水和飞轮等机械储能，电化学储能能量密度高、场地限制低、投资周期短，成熟度亦高于电磁储能等新技术。

风光装机量大幅提升拖累电网消纳水平，30/60战略下电网消纳压力凸显。

复盘风电光伏发展历史，15-16年光伏风电装机大幅提升，2016年全国光伏/风电弃电率一度升高至10/15%以上，主要能源基地的弃电率在30%以上，16年以后限制高弃电区域装机、调度系统全力保障新能源并网和电网建设等措施多管齐下，弃电率持续下降。

30/60战略下装机中枢已定，2030年非化石能源在一次能源占比将达到25%，2030年风电光伏累计装机达12亿千瓦以上，我们预计十四五弃电率或将提升。

储能抑制光伏出力的波动性，减少电网调度难度和功率输出限制，系统增益发电或远高于储能电量。

光伏出力受光照强度和天气情况影响，波动性较大，能源基地在可调节余量和上网通道不足时，限制光伏电站总出力功率，导致弃电。

一方面，储能可以增加光伏系统出力（输出功率）的稳定性，降低对电网调节余量需求（收益：

减少电站的辅助服务支出，降低调度系统对电站的功率限制[基于调节余量考虑]，在下游需求高时增加对电网的放电量，降低弃电）。

另一方面，下游需求不足时，储能系统可以直接储电，减少弃电量。

效益测算：

储能协助降低弃电率，高弃电情况下作用显著。

从系统角度出发，将储能项目看做光伏系统的成本，测算不同弃光率情况下储能项目对整体系统的收益情况。

假设配备10%的储能，能够降低系统弃电率10%，则弃光率高的地区配备储能后系统IRR显著高于不配备储能电站，考虑21年后储能EPC逐步降本，储能对于系统的增益效果有望提升。

容量作用：

降低客户容量电费，协助电厂极限调频

将发电侧节约成本内化为用电侧节约电费，协助用户侧快速扩容。

在两部制电费标准下，大工业用电除了依电表读数缴费外，还需要依容量电价缴费。

终端客户用电曲线亦有起伏，传统用电模式下需要为潜在用电高峰设置充裕变压器容量，提高变电站固定建设成本。

通过储能平滑用户侧的用电曲线，减少额外的电网建设和用户容量电费支出，将节省的电网建设费用，内化为用户侧所节约的用电成本，协助用电侧和电网侧共享电网优化效益。

此外，在实际经营过程中，充电站和工厂扩容受到主变和配网线路等多处环节制约，电网核准-施工等流程亦需要时间，储能协助终端用户快速扩容，安装节奏更为灵活。

储能深度参与火电调频，提高系统反应速度。

根据辅助服务市场考核指标，除了调频里程外，调频速度和调频精度也是影响辅助服务收益的重要因素。

储能系统具备高低穿功能，同时实现一次、二次调频和快速功率控制等多种运行模式，快速响应电网调度，支撑电网能力更强。

电力辅助服务补偿费用大幅增长，火电厂加配储能动力提升。

从电力辅助服务补偿费用的结构上看，19年上半年调峰补偿费用总额50.09亿元，调频补偿费用总额27.01亿元，合计77.1亿元（同比增长70.80%），占总补偿费用的59.17%。

考虑到火电机组灵活性改造能力限制以及储能调频精度/速度优势，我们认为虽然十四五期间大规模调峰调频等辅助服务仍将由火电承担，火储调频场景也将支撑储能需求增长。

安全价值：

协助数据与通信领域，保障电力供应稳定性

5G基站能耗大幅提升，储能保障需求增加。

根据通信协会测算，5G基站平均能耗为2700W，约为4G能耗的3-5倍，25年新建设需求为435万个，带动锂电基站储能需求增长。

数据中心建设兴起，关注UPS电源需求。

四部委于20年12月联合发布指导意见，探索建立电力网和数据网协同运行机制，降低数据中心用电成本，加快数据中心节能和绿色化改造等主要任务。

考虑到磷酸铁锂电池较铅酸电池循环次数、使用寿命和环保等方面均有优势，数据中心储能需求有望增加。

四、储能市场增长空间广阔，经济性拐点有望来临

新能源配储需求旺盛，支撑储能快速增长

新能源装机快速增长，储能系统重要性凸显。

双碳目标下新能源大幅接入为电力系统运行提出挑战，储能协助提升可再生能源电能质量和并网率，提升电力系统的安全性，储能与新能源发电、电力系统协调优化运行已成为实现双碳目标的必由之路。

强制配储政策已出，带动储能需求快速释放。

在《国家清洁能源消纳三年行动计划任务（2018-2020）》带动下，国内调度系统大力保障清洁能源消纳，国内清洁能源利用率逐年提升。

我们认为消纳责任逐步转向电网与社会共担，新疆、青海、宁夏，山西等主要清洁能源基地多设置了装机配储要求，储能逐渐成为优先进入新能源发电市场的先决条件，21年储能需求有望快速释放。

市场空间：

降本与政策鼓励双管齐下，储能是未来的高成长赛道

短期来看，新能源强制配储及补贴政策带动，国内电化学储能进入快速发展通道。

根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）预测，保守场景下十四五期间我国储能系统累计装机CAGR有望超60%，25年储能系统累计装机约为35.5GW-55.9GW。

长期来看，能源结构转型和降本持续催生储能需求，储能是未来全球范围的高成长赛道。

根据BNEF预测，基本场景下（不考虑补贴支持政策），全球储能市场累计装机量预计将从2019年的11GW/22GWh（PCS装机/电池装机，下同）增至2050年1,676GW/5,827GWh，30年间CAGR有望达到18%。

乐观场景下（补贴支持带动），考虑储能的正外部性，若政策给予税收以及电价补贴，储能资本支出经调整后是基本情景下储能成本的30%，则2050年全球储能市场规模将达3.7TW/14.0TWh，是基本情景下2050年市场规模的两倍有余。

结构上，到2050年全球电网级储能项目预计占比约70%，其余约四分之一为居民及工商业用户侧储能。

测算验证：

新能源配储打底，25年储能电池需求有望超60GWh

发电侧：

21年风光配储需求或达8