储能行业研究报告.docx

储能行业研究报告.docx

《储能行业研究报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《储能行业研究报告.docx（20页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

储能行业研究报告

2021年储能行业研究报告

1.全球储能市场已经具备大规模发展的条件

1.1.储能是全球能源转型进程中不可或缺的环

1.1.1.长期减排目标确立，能源转型任重道远

2020年下半年以来，全球主要经济体陆续提出长期“碳中和”目标，减排已成全球共识。

2020年9月，在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出2030碳达峰、2060碳中和的目标，欧盟领导人则于12月欧盟冬季峰会上就2050年前实现碳中和的减排目标达成一致，美国总统拜登也在此前的竞选纲领中提出争取在2050年前实现碳中和。

从设定的时间节点来看，全球主要经济体实现碳中和的时间仅剩30-40年，减排进程急需加速。

能源转型是各经济体实现长期碳排放目标的必经之路。

化石能源的使用是全球碳排放的主要来源，根据国际能源署（IEA）的统计，2019年石油、煤炭、天然气等传统化石能源在全球一次能源消费中的占比仍髙达85%,可再生能源的占比仅为10%。

而若想在2050年实现净零排放，可再生能源的消费占比需提升至30%左右，能源转型任重而道远。

为了实现能源转型，全球电气化率与可再生能源发电占比仍需大幅提升。

一方面，为了减少化石能源的使用，工业、交通、供热等各领域的电气化水平需进一步提高。

根据国际可再生能源署（IRENA）的测算，为实现减排目标，2050年电力在终端能源消费中的占比需从目前的不到20%提升至接近50%o另一方面，在电力装机结构中，光伏、风电等可再生能源将逐渐取代传统的火电装机。

2019年，可再生能源在全球发电量中的占比约为26%,未来这一比例需提升至70%乃至更高。

1.1.2.储能是全球能源转型的必需环节

随着全球电气化程度的提升，储能将在电力系统中发挥更加重要的作用。

与石油、煤炭等传统的化石能源不同，电力的生产与消费需要同时进行，能量无法直接以电能的形式进行储存。

因此，当发电端的输出与用电端的负载不匹配时，电力系统的稳定性将面临挑战，此时就需要储能系统通过充电或者放电的形式进行调节。

搭配储能的可再生能源装机才能实现对传统化石能源装机的彻底取代。

传统的火电装机可根据电网的要求调节自身出力，而风电、光伏则具有天然的间歇性与波动性，因此仅靠可再生能源自身难以实现对传统化石能源装机的彻底取代。

近年来，全球风电、光伏等可再生能源的装机占比与发电占比持续提升，对电力体系的冲击也愈加明显。

因此，“可再生能源+储能”才是未来的终极解决方案，可在减少碳排放的同时维持电力系统的稳定性与可靠性。

1・2・储能技术日渐成熟，成本持续下降

1.2.1.电化学储能有望成为未来主要的储能形式

电力系统中的储能通常可分为物理储能与化学储能两大类。

其中，物理储能是将电能转化为机械能（势能、动能）进行储存，例如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；而化学储能则是将电能转化为化学能，主要包括各种电池储能方案，例如锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池等。

电化学储能发展加速，有望成为未来主要的储能形式。

目前抽水蓄能是全球电力系统中主要的储能形式，根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）的统计，截至2020年底，全球已累计投运电力储能项目189.8GW,其中抽水蓄能的占比为90.9%,电化学储能占比仅为6.9%0虽然抽水蓄能规模大、寿命长、技术成熟，但只有具备特定自然地形条件的地区才能进行建设，因此持续增长的电力储能需求仍需由其他的储能形式进行填补。

从新增装机情况来看，近年来电化学储能已成为主流，2012至2020年全球电化学储能装机由不到1GW提升至超过13GW,贡献了全球电力储能装机的主要增量。

1.2.2.成本、技术进步助推锂电池储能大规模发展

在各类电化学储能技术中，锂电池储能在循环次数、能量密度、响应速度等方面均具有较大的优势，但此前高昂的成本制约了其在储能领域的大规模应用。

近年来，随着产能规模的持续扩张，全球锂离子电池的成本快速下降。

根据彭博新能源财经（BloombergNEF）的统计，2020年全球锂离子电池平均价格已降至137美元/千瓦时，较2013年下降近80%o伴随着成本的不断下降，锂电池储能的应用空间已经打开。

根据CNESA的初步统计，2020年锂电池在电化学储能在运装机中的占比已从2016年的65%提升至90%o

在成本下降以外，近年来针对储能的锂电池技术也取得了较快的进展。

相较于动力电池，储能电池对能量密度的要求相对较低，对于循环寿命与安全性的要求则相对较高。

若假设新能源汽车的使用寿命为5-8年，则动力电池的循环寿命只需达到1000-2000次，而储能电池的充放电更为频繁，如果想实现十年以上的运行周期，则电池的循环寿命需超过3000次。

因此，应用于储能领域的锂离子电池往往需要进行针对性的设计研发。

近年来，不少海内外锂电池厂商已在储能领域取得较大突破，生产的储能专用锂电池能够实现5000次以上的循环寿命。

例如宁德时代已宣布研发出可实现1500次循环内“零衰减”的储能专用磷酸铁锂电池，其单体循环寿命可达1.2万次。

综上，我们认为当前锂电池储能发展的条件已经基本成熟，锂电池成本的不断下降与技术的持续进步将助力其在储能领域更大规模的应用。

L3.储能发展模式逐步清晰

1.3.1.收益与成本的不匹配是储能大规模发展的主要

挑战

虽然从整个电力系统的角度出发，储能是能源转型过程中必不可少的环节，然而在传统的电力体制下储能的定位并不明确，这在极大程度上制约了储能规模化的发展。

储能既可作为电力的提供者，又可作为电力的消费者，在电力体系的各环节均可发挥作用。

例如在发电侧，储能可用于调峰调频或作为备用电源；在电网侧，储能可缓解电网阻塞、降低输配网络投资；在用电侧，储能可降低用户的综合电费支出，提升用电的可靠性。

因此，储能为电力系统带来的收益体现在多个环节、涵盖各个方面，但在目前的电力体制下储能系统通常只被定义为功能单一的主体，无法为其发挥的多种功能进行足够的补偿。

换言之，承担储能成本的投资方往往不是储能收益的享受者，因此配置储能的积极性较弱，例如可再生能源开发商是储能系统的投资者,收益却主要由电网环节享受（可再生能源发电的波动性减弱，对电网的冲击降低）。

因此，若能通过合理的机制设计使储能系统的收益与投资成本相匹配，各环节投资储能系统的积极性有望被调动,储能市场的空间将快速打开。

近年来，各国陆续对传统的电力体制进行了改革，明确了储能在电力市场中的定位与收益来源，储能的发展模式逐渐清晰。

以美国为例，2011年联邦能源管理委员会755号法令（FERCOrderNo.755）要求各区域输电组织（RTO）以及独立系统运营商（ISO）放开对储能项目参与调频服务的限制并为其服务提供合理的补偿。

2018年，联邦能源管理委员会841号法令（FERCOrderNo.841）进一步要求RTO与ISO移除储能参与容量市场、能量市场、辅助服务市场的障碍，给予储能平等的市场地位。

1.3.2."新能源+储能平价”是未来的长期方向

如前所述，风力、太阳能发电的不稳定性是配置储能的重要原因，因此长期来看新能源发电侧需要承担一定的储能成本。

在初期，由于新能源的度电成本尚不能与传统化石能源竞争，各国往往采用固定电价全额上网的形式鼓励新能源的发展。

随着技术的进步，过去十年间风电、光伏的发电成本已有巨大的下降。

根据IRENA的统计，2019年光伏、陆上风电、海上风电的平均度电成本分别为0.068/0.053/0.115美元/kWh,较2010年下降82%/38%/29%,已经达到与传统化石能源相当的区间。

1.4.供电侧与用户侧储能均衡发展

综上所述，我们认为全球范围内储能大规模发展的条件已经具备。

根据储能系统所处环节的不同，可将其分为供电侧（Front-of-the-Meter）以及用户侧（Behind-the-Meter）两大类，其中供电侧主要包括发电侧储能与电网侧储能，用户侧则可分为户用储能与工商业储能。

据第三方研究机构IHSMarkit统计，过去几年新增储能装机中供电侧与用户侧的比例基本相当，大致为60：

40o

供电侧储能与用户侧储能在投资主体、收益来源、商业模式等方面存在较大差异，因此以下我们将分别探讨海内外供电侧、用户侧储能的发展现状与驱动因素。

整体上看，供电侧储能发展的核心在于电力机制的设计与储能成本的传导，用户侧储能的主要驱动力则是储能系统自身的经济性。

我们认为目前供电侧储能与用户侧储能的发展模式均已较为成熟，未来两者有望保持均衡发展。

2.供电侧储能：

收益机制逐渐清晰，成本传导更加顺畅

2.1.海内外供电侧储能发展的背景存在较大差异

如前所述，收益与成本的不匹配是制约储能大规模发展的主要问题之一，需要通过合理的机制设计加以解决。

目前部分海外发达地区的供电侧储能发展模式已经较为成熟，这与其电力发展阶段、市场化程度以及市场参与主体密切相关。

考虑到目前国内电力体系与海外发达地区存在较大差异，短期内国内供电侧储能的发展模式仍有待进一步明确。

但长期来看，我们认为海外地区的发展经验可以作为一个有价值的参考，预计“十四五”期间国内供电侧储能的机制将逐步成熟，行业有望实现长期可持续的发展。

2.1.1.海内外电力发展阶段存在差异

从所处发展阶段来看，海外发达地区的电力体系与国内存在较大差异，首先体现在电力总需求上。

根据BP的统计，2008年金融危机后海外发达地区的电力需求增长已陷入停滞，1985年至2008年0ECD国家的发电量年均增速超过2%,而此后十年间OECD国家的总发电量基本没有变化。

与之相对，非OECD国家的总发电量在2008年金融危机后仍然保持了超过5%的平均增速，甚至略高于金融危机前的增速。

在电力需求增长停滞的背景下，近年来发达地区的部分火电机组开始逐渐退役。

美国、欧盟（28国）的火电总装机量分别于2011、2012年达到峰值，此后开始逐步下行,与此同时风电、光伏等新能源装机则开始加速。

换言之，在这些发达地区，近年来电力的总供给已经趋于稳定，变化主要体现在结构上，即新能源装机对存量火电装机的替代。

而如前所述，只有搭配储能的新能源才能实现对传统化石能源装机的彻底取代，因此海外发达地区的电力系统对储能的需求更加迫切。

与海外发达地区相比，目前国内的电力供给处于相对过剩的状态。

“十二五”及“十三五"期间，国内火电装机仍然保持较快增长，新增火电装机量分别达到2.71/2.39亿千瓦，在新增电力装机总量中的占比分别为53%/35%o随着火电装机量由2010年的7.10亿千瓦增长至2020年的12.45亿千瓦，其利用小时数则从超过5000小时一路下滑至2020年的4216小时。

因此，与海外发达地区相比,国内新能源装机主要体现在增量，还未到替代存量火电装机的阶段，配置储能的必要性相对较弱。

2.1.2.海外发达地区电力市场化程度较高

除了发展阶段不同，海外发达地区电力市场化的程度也明显高于国内。

欧洲、美国等发达地区的电力市场化进程起步于上世纪九十年代，目前在发电侧与用电侧均已实现较高程度的市场化。

而国内的电力市场化改革在“十三五”期间才开始加速，2015年3月国务院下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改“九号文”）奠定了“管住中间、放开两头”的基调，要求输、配电以外的环节逐步实现市场化竞争。

在海外发达地区市场化的电力体制下，发电侧的成本能够从电力批发市场较为顺畅地传导至终端电力用户，因此储能增加的额外成本将由发电企业、电网企业以及电力用户共同承担。

而在国内目前的电力体制下，供电侧的储能成本基本上只由发电企业承担，2019年电网企业明确规定储能投资不纳入输配电价（电网侧不承担储能成本），

2018-2020年政府工作报告则是连续三年提出降低一般工商业平均电价的具体量化要求（用户侧不承担储能成本）。

2.1.3.海外大型电力集团的一体化程度更高

最后，从业务结构来看，海外大型电力集团往往同时涉及发电、输配电、售电等多个环节，一体化程度相对较髙。

根据美国能源信息署（EIA）的统计，虽然电力市场化改革以来独立发电商（IPP）的装机容量及发电量占比持续提升，但2019年公用事业公司（Utility）仍然占据了美国55%左右的装机量与发电量。

欧洲的情况也较为类似，法国电力（EDF）、意大利国家电力（ENEL）、德国意昂集团（E.0N）等大型电力集团均同时涉足市场化的发电、售电业务，以及受监管的输配电业务。

在一体化模式下，储能成本与收益的不匹配性很大程度上将被消除。

同时涉足发输配售各个环节的大型电力集团既是储能成本的承担者，又是储能收益的享受者。

因此，只要储能项目能够在整个电力系统中发挥作用，大型电力集团就有较强的投资动力。

而在国内，发电侧与电网侧的界限较为明显，国电投、华能、华电等大型发电集团基本只涉足发电业务，电网企业则覆盖输电、配电、售电环节，供电侧储能成本的承担方存在一定争议。

2.2.海外：

收益来源丰富，成本传导顺畅

综上所述，我们认为现阶段海外供电侧储能的发展背景相对更加成熟，已逐渐形成较为清晰的发展模式。

美国加州是全球可再生能源转型最为坚决的地区之一，2018年9月加州参议院通过的SenateBill100明确提出2030年可再生能源发电占比超过60%、2045年实现100%可再生能源发电的目标。

在该目标的驱使下，近年来加州储能市场实现了跨越式的发展，根据EIA的储能项目数据库，截至2019年底加州已累计投运47个电池储能项目（仅包括供电侧及大型工商业项目），项目总功率达255MW,总装机量为650MWh,占比超过全美储能装机容量的l/3o而根据第三方咨询机构WoodMackenzie的初步统计，2020年加州新增储能装机超过2.8GWh,接近全美新增储能装机量的80%,其中供电侧储能的增量约为2.4GWho因此，以下我们将以美国加州为例探讨海外供电侧储能的发展模式。

我们认为顺畅的成本传导机制与丰富的收益来源是推动加州供电侧储能市场爆发的主要因素。

发电侧/电网侧储能项目在加州电力市场中可作为非发电资源（NonGeneratorResource）或需求侧响应资源（DemandResponseResource）参与市场，并通过峰谷套利、辅助服务、备用电源、输配电价等多种方式获取相应收益。

2.2.1.峰谷套利空间提升

随着光伏在电力装机中的占比持续提升，近年来加州的电力供需结构发生了显著改变。

近十年来，加州电力结构明显向可再生能源倾斜，光伏贡献了主要的电力装机增量。

2010-2019年，光伏在加州电力总装机中的占比由0.2%提升至14.1%,发电量占比则由0.04%提升至13.1%。

与此同时，传统的火电机组开始逐步退役，燃气装机的占比由此前的60%以上逐步下降至2019年的50.6%o

在加州髙度市场化的电力体制下，电力供给结构的改变直接影响了电力批发市场的价格曲线，主要体现在峰谷价差的拉大。

根据加州独立系统运营商（CAIS0）的年度统计报告，近年来加州电力系统净负载曲线（总负载减去风电、光伏出力量）的形态发生了明显改变，早晚高峰（光伏发电量小）与午间低谷（光伏发电量大）之间的差距明显变大。

2016年电力净负载高峰与低谷之间的差值不到10000MW,而2019年的差值已接近15000MW。

与此同时，近年来加州电力批发市场的峰谷价差同样显著拉大，从2016年的约30美元/MWh提升至2019年的约50美元/MWho

更高的峰谷价差意味着更大的套利空间，有助于提升储能项目的收益。

不同于传统的火电机组，风电、光伏等可再生能源的发电边际成本接近于0,因此在光伏发电的高峰期，理论上电力批发市场的电价可以趋向于0。

实际上，近年来加州电力批发市场已经常出现负电价的情况，每年五月前后电力现货市场中有10%左右的时间区间内实时电价为负。

在市场化的电力机制下，储能项目可通过低电价时充电、高电价时放电的套利策略获取收益，因此日益拉大的峰谷价差有利于储能项目潜在收益率的提升。

2.2.2.电力市场辅助服务价格上升

电力辅助服务是指正常电力生产、输送、使用外，为维护电力系统安全稳定，保证电能质量所需的服务，包括调峰、调频、备用等主要类型。

随着风电、光伏等波动性电源对电网的冲击日益加大，近年来加州电力系统的稳定运行正面临越来越大的挑战，燃气机组的逐渐退役则进一步加剧了这个问题。

因此，加州电力市场对辅助服务的需求不断增长，2017年起加州电力批发市场中辅助服务的费用已超过1.5亿美元，在总批发电价中的占比提升至1.7%左右。

电力辅助服务是加州供电侧储能项目另一个重要的收益来源。

如前所述，2011年美国联邦能源管理委员会755号法令（FERCOrderNo.755）要求各区域输电组织（RTO）以及独立系统运营商（ISO）放开对储能项目参与调频服务的限制并为其服务提供合理的补偿，而加州独立系统运营商（CAISO）是最早落实该法令的ISO之一。

目前，加州电力市场辅助服务包括向上调频（RegUp）、向下调频（RegDown）、同步备用容量（SpinningReserve）以及非同步备用容量（Non-SpinningReserve）四种类型。

CAISO每天会计算所需的辅助服务容量，提供辅助服务的市场主体可在日前市场或实时市场进行竞价，并以最终的出清价格获得补偿。

相较于燃气机组，电池储能在爬坡速度与调节精度上具有较大优势，因此一般用于提供收益更高的调频服务。

随着辅助服务需求的不断增长，近年来各类辅助服务的平均出清价格呈明显上升趋势，储能项目的收益亦有望随之提升。

2.2.3.部分储能设施成本可计入输配电价

除了市场化的峰谷套利、辅助服务收益，加州大型公用事业公司的储能设施还可被纳入电网资产，通过政府核定的输配电价收回成本。

目前，加州电力系统主要由大型私营公用事业公司主导（Investor-OwnedUtility,IOU）,公用事业公司在加州总发电量中的占比约为40%,在售电量中的占比则接近90%,其中PG&E、SCE、SDG&E三家大型I0U的占比就超过60%o这些涵盖发输配售各个环节的大型公用事业公司既是供电侧储能成本的承担者，又是项目收益的享受者。

在“放开两头，管住中间”的电力市场化体制下，输配电环节受到较强的政府监管。

为了在能源转型的过程中保持稳定的电网体系，2013年加州立法机构通过了AB2514法案，直接要求PG&E、SCE、SDG&E三家大型IOU在2020年前采购超过1325MW的储能项目。

目前该目标已提前完成，实际的釆购量超过1500MWo对于大型公用事业公司，储能设施可作为部分传统输配网络的替代方案，其投资成本可通过政府核定的输配电价进行回收。

2.2.4.储能可作为备用电源获取收益

类似于其他ISO的容量市场，加州电力监管机构CPUC要求电力需求方（LoadServingEntities,LSE,包括各类公用事业公司、售电商等）保有一定量的备用电源，储能设施可作为备用电源的一种。

各LSE在釆购备用电源时往往通过竞价的方式，按照中标项目的功率按月支付固定费用。

根据CPUC公布的采购结果，2018-2022年备用容量的平均价格大约在每月3美元/kW上下。

综上所述，在以加州为例的海外发达地区电力体制下，供电侧储能的收益来源较为丰富，既可通过市场化的峰谷套利、辅助服务获取收益，也通过纳入受监管的输配电环节回收成本。

整体来看，海外供电侧储能的发展模式已经较为成熟，各类业主的投资积极性正持续升温。

2.3.国内：

储能将成为未来新能源发电“标配”

相较于海外发达地区，我们认为国内供电侧储能仍处于发展初期，相关机制还有待进一步确立。

从近期密集出台的各类文件来看，“十四五"期间国内供电侧储能的发展模式正逐渐清晰，短期内新能源强制配套储能或将成为过渡性的手段，长期来看发电侧储能的收益方式将逐渐丰富，电网侧储能亦有望重新起步。

2.3.1.政策定调，储能助力“十四五”新能源消纳新能源消纳

目标确立，可再生能源电力消纳责任权重成为主要引导指标。

2021年2月，国家能源局下发《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022—2030年预期目标建议的函》,一次性下达了2021-2030年各地区年度可再生能源电力消纳责任权重。

具体而言，文件对各省级行政区域（西藏不作考核）分别设置了总量和非水电两类消纳责任权重，2030年各省将实现统一的可再生能源电力消纳责任权重40%,非水可再生能源的消纳权重则因省而异，但都需在2021年预期完成情况（12.7%）的基础上每年提升1.47%。

我们认为非水可再生能源消纳责任权重将成为“十四五”期间各省发展新能源的主要引导指标。

为了实现消纳权重的目标，各省一方面需新增风电、光伏装机容量，另一方面则需通过多种途径促进本省可再生能源的消纳。

虽然近年来全国范围内的新能源消纳情况持续改善，但在青海、新疆等新能源大省，风电、光伏的消纳仍然存在一定压力。

以全国新能源发电占比最高的青海为例，近两年其弃风、弃光率逆势上行，分别由2018年的1.6%/4.8%上升至2020年的4.7%/8.0%。

政策定调，储能将成为“十四五”期间各省新能源消纳的重要途径。

2021年2月26日，国家能源局下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，作为“十四五”期间首份风电、光伏开发建设指导意见，本次征求意见稿对“十四五”期间新能源发展具有重要的定调作用。

相较于往年，本次文件的一个重要不同点在于提出了建立多元化的新能源并网消纳体系，主要包括保障性与市场化两种机制。

其中，保障性并网是针对各地落实非水可再生能源消纳责任权重所必需的新增装机，该部分由电网企业保障并网。

而对于超出保障性消纳规模的项目，则需通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实新增并网消纳条件，随后才可由电网企业保障并网，具体的落实方式包括抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等。

因此，对于保障性消纳额度较为紧张的省份,储能的必要性将明显提升。

在上述非水可再生能源消纳责任权重要求下，未来十年全国风电、光伏装机增量有望超过1200GW,供电侧储能发展空间巨大。

根据我们的测算，2020年全国非水可再生能源消纳比例约为11.4%,为实现2025/2030年的消纳责任权重目标，十四五/十五五期间全国范围内需新增非水可再生能源发电量8541/11353亿千瓦时。

假设新增非水可再生能源发电量中风电、光伏的占比分别为40%/55%（其余5%由生物质能等其他能源形式贡献），风电、光伏的年利用小时数分别为2100/1300小时，则十四五/十五五期间新增风电装机需达163/216GW,新增光伏装机需达到361/480GWo若按照10%/2h的比例配置储能，则未来十年新能源发电所需的新增储能装机量将超过120GW/240GWh,供电侧储能发展空间巨大。

2.3.2.发电侧储能：

短期内强制配套为主，市场化是长期方向

2020年以来多地政府、省网公司出台相关文件，要求/鼓励可再生能源发电项目配置一定比例的储能，储能或成“十四五”期间新能源发电标配