新能源储能行业研究:储能全面加速,助力碳中和

2021-05-10 01:08:09 弘业无境

(报告出品方/作者:国盛证券,王磊、杨润思)

一、新能源渗透率提升带动储能需求提升

新能源发电存在间歇性,可调节力度小。电作为即发即用能源,新能源发电无论是风电 还是光伏,均存在间歇性发电特性。风电出力随风速和风向的变化而变化,且存在季节 性特征,不同地区不同季节出力不同;光伏出力受天气影响,在日内也存在明显变化, 同时气温的波动对光伏出力也有影响,一般春季和冬季的白天中午时分出力最大。新能 源发电波动性强,不可预测性强。当新能源大量并入电网时,会增加电网的波动,当新 能源实现高比例接入时,电网安全性或将受到冲击。

短期来看,整体新能源发电量占比较低,总体冲击较小。从当前发电量数据来看,根据 全国新能源消纳监测预警中心,2021 年 Q1 全国风电发电量 1727 亿千瓦时,同比增长50.3%;光伏发电量 688 亿千瓦时,同比增长 30.3%。风电、光伏累计发电量 2415 亿 千瓦时,同比增长 44.0%,占全部发电量的比重为 12.7%,同比提升 1.9 个百分点。当 前占比较小,对电网整体冲击不大。

短期来看,火电或者水电等辅助服务为新能源波动起到平滑作用。在当前风光渗透率较 低的大背景下,火电等传统电源可以对新能源起到调峰调频作用,来平滑新能源波动性。 短期来看,新能源装机对电网冲击较小。

但部分地区非水可再生能源消纳渗透率已超过 20%,区域性新能源波动可能会对当地 电网造成冲击。根据国家能源局发布的《2019 年度全国可再生能源电力发展监测评价报 告》,2019 年,全国 9 省(区)占比超过 15%,其中宁夏、西藏、黑龙江、青海和吉林 超过 18%。从全国新能源消纳监测预警中心的数据来看,截止 2021 年 3 月底,甘肃、 吉林、黑龙江、青海和内蒙古的风电发电量占比均已突破 15%;青海、西藏光伏发电量 占比突破 20%。部分地区可再生能源发电占比渗透率较高,后续若继续发展,对电网或 有冲击。

长期去看,中国力争于 2030 年前实现碳达峰,努力在 2060 年之前实现碳中和,新能 源占比后续或将加速提升。我国于 1992 年 6 月 11 日正式签署《联合国气候变化框架公 约》,为了更好地应对全球气候变化和完成协议中我国的减排责任,我国于 1994 年 3 月 正式通过了《中国 21 世纪议程》,该议程是世界范围内第一部国家级的可持续发展议程 书。2009 年哥本哈根气候变化大会上,首次提出中国要到 2020 年实现单位 GDP 二氧化碳排放相对于 2005 年降低 40%~45%。在 2015 年的巴黎气候 大会上,我国又提出到 2030 年,二氧化碳排放相对于 2005 年降低 60%~65%,并争 取实现达峰的目标。在 2020 年的联合国大会一般性辩论上,表示中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰 值,努力争取 2060 年前实现碳中和,新能源发展全面加速。

全球去看,碳中和趋势加速,彭博新能源预测 2050 年全球接近 70%的电力贡献来自 于新能源。2015 年 12 月,巴黎气候变化大会正式通过了《巴黎协定》,该协定为 2020 年以后全球应对气候变化做出了安排,其长期目标是将全球平均气温较前工业化时期的 上升幅度控制在 2 摄氏度以内,并努力限制在 1.5 摄氏度,在本世纪后半叶实现净零排 放。越来越多的国家政府将《巴黎协定》的目标转化为国家战略,提出了无碳未来的愿 景。根据 ClimateNews 网站汇总的信息,目前共有约 30 个国家和地区设立了净零排放 或碳中和的目标。在全球碳减排加速的大背景下,彭博新能源预测,到 2050 年,全球 接近 70%的电力贡献来自于新能源。

可再生能源发电占比提升,给电网带来挑战,储能能最大程度解决新能源消纳的阵痛, 电力行业发展开始从发好电向用好电转型。随着可再生能源在一次能源的占比 中逐步提升,风电、太阳能发电的随机性和波动性也在影响着整个电力系统。新能源+ 储能可以从根本上解决新能源的波动性,改善新能源发电的可调节性,提高电能质量, 解决电网消纳的诟病。在新能源占比大幅提升的背景下,储能的加入让电力行业从发 好电向用好电进行转型。

新能源发展进入平价仅仅是完成能源革命的第一步,储能赋予新能源的可调节属性将进 一步帮助新能源走上新的台阶。从新能源的发展阶段来看,新能源实现平价后,还存在 不稳定性问题,增配储能有望调节新能源的波动性,增加其可调节性,有望推动能源革 命更进一步。

储能帮助电力网络从独立转向耦合,是能源互联网中能量流的中转站。随着电能供需规 模的扩张,发电、应用场景的复杂化,电网正在向数字化、网络化与智能化转型,电力 网络将由独立系统转向相互协同的耦合系统,统筹调控网络上的信息流与能量流。储能 具备存储和释放的双向功能,是能量流传输过程中的中转站,可以更有效更高效地存储 和释放电能。

二、国内政策开始加码,十四五储能有望迎来加速

国家鼓励建设新一代电网友好型新能源电站,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应 用。2020 年 5 月 19 日,国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导 意见》的征求意见稿,明确提出鼓励建设新一代电网友好型新能源电站,探索市场化 商业模式,开展源、网、荷一体化运营示范,通过合理优化风电、光伏、电储能配比和 系统设计,在保障新能源高效消纳利用的同时,为电力系统提供一定的容量支撑和调节 能力。同时在国家能源局发布的《关于做好 2020 年能源安全保障工作的指导意见》中, 能源局表示要推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元 化的社会资源投资储能建设。

多省相继发布支持发电侧储能发展政策,国内发电侧储能发展迎来良机。2020 年以来, 多省相继发布关于发电侧储能的支持文件,内蒙古、新疆、辽宁、湖北、江西、山东、 青海、宁夏均建议或鼓励新建设的风电光伏项目可以适配相应的储能电站来配合电网调 度。

新疆储能政策初见储能商业模式创新,对参与调度的电储能设施所充电量进行补偿,度 电补偿标准在 0.55 元。2020 年 5 月 26 日,新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管 理暂行规则》,鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等企业投资建 设电储能设施;规定对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量 进行补偿,补偿标准为 0.55 元/千瓦时。在此政策下,发电侧储能项目商业模式除了过 去对自有新能源电站进行电量储存和释放之外,还增加了参与电力市场化调度的盈利方 式,扩宽了储能项目盈利能力。

青海明确储能方面补贴,度电 0.1 元补贴。2021 年 1 月 18 日,青海省《关于印发支持 储能产业发展若干措施(试行)的通知》,明确表示将积极支持当地发电侧储能发展。

对于新能源发电项目:

1) 新建项目储能容量不低于装机容量 10%,储能时长 2 小时以上;

2) 新上水电项目同步配臵新能源和储能,比例为新增水电:新能源:储能=1:2:0.2;

对于用电侧:

1) 支持负荷侧加装储能、储热设施。

在支持政策方面:

1) 优先消纳并优先储能交易;

2) 对于在 2021 年和 2022 年投产的电化学储能项目,自发自储设施所发售电量给予度 电补贴 0.1 元,对使用本省产储能电池 60%以上的项目,再增加每千瓦时 0.05 元 补贴,补贴时限暂定为 2021 年 1 月 1 日至 2022 年 12 月 31 日。

风光平价之际,在新能源和国内电网综合能源服务需求提升的背景下,蛰伏已久的储能 产业链有望迎来盼望已久的春天,地方补贴放开有望推动储能项目经济性提升,新能源 +储能平价可期。随着国内风光逐步实现平价,同时电网综合能源服务需求提升,国内 电化学储能需求逐步提升。从经济性角度来看,当前储能成本较高,对新能源发电项目 或有一定成本冲击。本次青海省的储能补贴政策或将为其他地方的储能发展政策提供新 的思路。若后续各地储能补贴政策相继放开,储能经济性有望得到提升。

能源局推动储能示范项目上马,引领行业可持续发展。2020 年 11 月 10 日,国家能源 局《关于首批科技创新(储能)试点示范项目的公示》,主要为 8 个项目,其中两个发电 侧储能,两个用户侧储能,两个电网侧储能和两个配合火电项目参与辅助服务的项目。 根据 CNESA 信息,本次八个项目技术路线主要为锂电池储能和液流电池储能。示范项目 落地有助于推动储能技术成熟稳定发展,引领行业可持续发展。

新能源装机政策和储能进行绑定,以消纳确定新增并网容量和新增核准规模,推动发电 侧储能发展。2021 年 4 月 19 日国家能源局发布《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)》,本次征求意见稿表示将建立保障性并网、市场化并 网等并网多元保障机制,其中保障性并网项目规模由各省(区、市)完成年度非水电最 低消纳责任权重所必需的新增并网规模决定,保障性并网项目之外的项目采用市场化并 网机制,项目方需要通过市场化方式落实并网条件,包括配套新增的抽水蓄能、储热型 光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等灵活调节能力等。这是首次在新能源 装机中提出市场化并网机制,有望积极推动发电侧储能项目发展。

两部委发文推动新型储能发展,累计装机规模有望实现 2020到2025年间 10倍增长。2021 年 4 月 21 日,国家发改委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的 指导意见(征求意见稿)》,核心目标是实现新型储能从商业化初期向规模化发展的转变, 明确到 2025 年,新型储能装机规模达到 30GW 以上,到 2030 年实现新型储能全面市场 化发展。截至 2020 年底,我国累计储能装机 35.6GW,除抽水蓄能外,其他技术储能装 机规模为 3.81GW,其中锂电池储能累计装机规模为 2.9GW。根据本次规划,国内新型 储能累计装机规模有望实现 2020 到 2025 年间 10 倍增长。此外,本次政策有望完善储 能政策机制,明确新型储能的独立市场主体地位,并将健全新型储能价格机制,推动储 能电站参与电力市场,为储能项目经济性提供保障,同时还将健全新能源+储能项 目的激励机制,可能会在竞争性配臵、项目核准、并网时序、调度安排、利用小时数等 方面提供支持,积极推动发电侧储能发展。储能迎来全面政策支持。

三、海外政策持续力度强,集中式和户用百花齐放

澳洲:各州政府新能源目标推动储能加速发展,预计到 2036~2037 年,储能规模达 到 16GW。根据彭博新能源数据,截至 2020 年 8 月,澳洲 NEM 电力市场仅有 247MW 电化学储能项目在运行。据澳洲电网运营商(AEMO)数据,截止 2020 年 9 月,进入到 并网申请阶段的电化学储能项目超过 5GW。由于澳洲电网脆弱的系统强度和大量新能源 发电并网,澳洲电网运营商(AEMO)预计至 2036-37 财年,储能将由现在的 1GW 增长 至 16GW。澳洲政府联邦层面没有制定任何新能源相关激励政策,而在州政府层面,各 州均有自己的新能源发展目标,其中昆士兰州、新南威尔士州、维多利亚州也规划了专门的新能源区域投资(REZ)来升级电网,包括对新能源发电及储能发展的支持。

澳洲大型储能商业模式以调频为主,Gannawarra 电池储能项目(GESS)是澳洲第一 个光储结合项目,频率控制辅助服务市场表现超预期。当前澳洲大型储能项目盈利模式 还是以电力市场细分服务为主,包括调频,应急 PPA,虚拟惯量,电力掉期合约等。建 设在维多利亚州的 Gannawarra 电池储能项目是澳洲第一个光储结合项目,其中光伏电 站为 50MW,在 2018 年 11 月投产,之后在 2019 年 6 月加入 25MW/50MWh 的储能, 来提升整个项目的可利用率和盈利性。储能可以直接从光伏电站取电来规避充电费用和 线路费用,同时可以参与调频市场博取高收益,以及销售电力掉期合约获取稳定性收益。 根据澳洲可再生能源开发商 Edify 对 Gannawarra 储能项目在 2019 年 3 月到 8 月和2019 年 9 月至 2020 年 2 月的这两个运营期间的业绩评估报告,该电池储能系统在能源市场 表现符合预期,而其频率控制辅助服务(FCAS)市场表现超预期,在 2019 年 7 月至 2020 年 2 月之间,频率控制辅助服务(FCAS)平均每月为 Gannawarra 电池储能项目提供 50 万澳元收入。

在户用储能方面,多州均有政策支持,根据 IHS Markit 预测,至 2020 年底,澳洲累 计有 8.2 万户家庭安装了户用储能,相当于每 100 户就有 1 户安装。多州均有政策支 持,其中维州为符合要求的每户家庭提供了最多 4147 澳元的补贴。南澳补贴为每户 3000 澳元。得益于此,根据 IHS Markit 预测,至 2020 年底,澳洲累计有 8.2 万户家庭安装 了户用储能,相当于每 100 户就有 1 户安装。

长期来看,户用储能有望加速推进澳洲虚拟电厂建设,提高能源互联网水平。户用储能 除了可以能量搬移外,最引人注目的功能就是虚拟电厂(VPP)业务。虚拟电厂需要客 户与电力零售商签署合约,在自己的电池中保留一部分供电零售商在高电价时使用,从 而达到规避电力现货市场的高电价,获取的收益则由电力零售商和终端用户分摊。虚拟 电厂模式在澳洲多家发电企业之间推广,其中澳洲最大发电企业 AGL 在南澳州试验 5MW VPP 项目,特斯拉和当地售电商 Energy Local 试验 10MW VPP 项目。2020 年 2月恶劣 天气导致南澳和澳洲 NEM 市场断联,南澳电网频率稳定性下降,AGL VPP 项目捕捉到了 超过 210 个、价格在 10000 澳元/MWh 的结算周期。在 VPP 项目出色的表现下,AGL 计划将光伏+储能打包产品推广至整个东海岸,预计在 2024 年底前可构成 350MW 的 VPP 项目。

美国:尽管受到地缘政治和新冠疫情的影响,大型储能市场还是在持续发展中。从 2020 年上半年开始,美国业内推出多个光储项目,根据彭博新能源数据,预计在 2021~2023 年间,储能电站项目开发量在 10GWh 以上,其中包括加州 Southern California Edison 770MW/3080MWh,加州 PG&E 423MW/1692MWh,夏威夷州 Hawaiian Electric 3GWh等。大量的项目开发主要原因在于传统能源电站的退役和大量新能源项目的并网。储能 项目的商业模式风格转换明显,由前些年专注于电网服务的细分市场逐步转向削峰填谷, 主要驱动因素是储能设备及项目成本的下降使得储能可以与传统能源在高峰时段竞争。 拜登总统对行政令的取消以及新能源的积极态度是会对储能项目产生正向驱动,拜登总 统已经宣布美国将在 2050 年实现 100%清洁能源经济和碳中和,其中电网规模的储能是 重要的组成部分。州政府层面,多州规划最迟在 2045 年达到 100%新能源目标,在储能 方面,加州 AB2514 和 AB2868 法案要求加州 2020 年储能装机达 1.8GW,该目标已于 2019 年实现,2020 年加州发电商南加爱迪生和太平洋水电分别推出 770MW/3080MWh 和 423MW/1692MWh 储能项目来替代退役的传统能源电站,夏威夷、佛吉尼亚、纽约、 麻萨诸塞和新泽西州均设立了不小于 1GWh 的储能装机量目标。

欧洲:英国和德国是欧洲储能市场中的领先者,多国政策支持明显。英国 National Grid ESO 预计 2050 年储能达 30-50GW,而在 2019 年装机量为 400MW,增长空间巨大。由 于大量新能源发电并网带来的电价波动性上涨,欧洲储能的商务模式有所加强。英国预计在 2021 年 4 月修改储能项目的线路收费标准,由充放电各收费一次改为放电时收费 一次,预计将极大增加储能盈利性。德国方面,家用储能市场持续领先,预计在 2020 年底,装机户可达 25 万户,德国政府预测到 2030 年储能规模达到 24GW,而在 2019 年装机量仅为 500MW,增长空间巨大。法国在 2022-2028 年容量市场竞拍中,253MW 的储能项目获得容量合同。西班牙国家能源环境规划署制订了 2021-2030间2.5GW 的 储能目标。法国和西班牙的储能市场刚刚起步,增长空间巨大。

中东:沙特成为中东地区新能源和储能市场的驱动国。受国际油价下跌和波动性增加的 影响,沙特提出2030 愿景,表示要大力发展新能源经济。当前新能源及储能项目均由政策驱动,单体项目规模巨大,沙特红海开发集团的红海项目包含 210MW 风光发电 及 183MW/952MWh 储能,沙特政府开发的新未来城将配臵 2.2GW 光伏,1.6GW 风电, 2GW 液氢,400MW/400MWh 储能。阿联酋在国家层面设立了新能源目标,预计到 2050 年达到 50%新能源发电以及减少 80%碳排放,为储能项目带来机会。

四、储能技术路线多样,电化学储能短期内经济性效果或为最佳

储能技术路线多样。能源储存方式多种多样,包括电储能、热储能和氢储能三大类型, 其中电储能是主要的储能方式,也分为两种形式,分别为电化学储能和机械储能。在电 化学储能中,主要包括各类电池技术,目前主要有锂电池储能、铅蓄电池储能和钠硫电 池储能;机械储能主要是通过物理方式进行能力储存,目前主要有抽水蓄能、压缩空气 储能和飞轮储能。

电化学储能应用场景广泛,随技术进步,行业发展加速。和传统的机械储能相比,电化 学储能受地理约束条件小,建设周期短,可灵活用在电力系统中多个场景。随着整体技 术进步带来的成本下降,电化学储能需求加速上升。根据中关村储能产业技术联盟 (CNESA)数据,截至 2020 年底,全球累计电化学储能规模达到 14.2GW,同比增长 49.6%,仅次于抽水蓄能,是全球第二大的储能技术。

电化学储能中,锂电储能技术路线更为确定,在电化学储能中,占据绝对主导地位。在 整体电化学储能应用中,由于锂电池成本下降幅度最快,锂电池在电化学储能中占比越来越高,截止 2020 年,在全球新增电化学储能占比中 99%为锂电池储能。

五、系统成本加速下行,储能进入高速发展期

电化学储能系统由电池、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器等电气设备构成。储能系统主要由电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器等构成。

2020 年储能系统设备成本已降至 1.1~1.5 元/wh,经济性逐步凸显。从公开市场上储 能设备采购招标情况来看,储能设备投资额已经从 2018 年均价 2~2.5 元/wh 左右降至 2020 年的 1.1~1.5 元/wh,储能成本加速下行,推动储能项目经济性提升。

考虑上 EPC 和施工成本,储能系统投资成本在 235~446 美元/kwh,锂电池依旧是成 本主要来源,彭博新能源预测到 2030 年有望降至 167 美元/千瓦时。根据彭博新能源 发布的《Energy Storage System Costs Survey 2020》,2020 年,一个完成安装的、4 小 时电站级储能系统的成本范围为 235-446 美元/千瓦时,均价预计在 299 美元/千瓦时, 其中电池系统在 165 美元/千瓦时,占比达到 55%,逆变器成本在 9 美元/千瓦时,占比 3%,EPC 成本在 31 美元/千瓦时,占比 10.4%。

电化学储能开启高速增长态势,CNESA 预测,理想情形下,2025 年国内累计电化学储 能装机规模有望达到 55.88GW。2020 年国内电化学储能新增装机规模逆势而涨,达到 1.56GW,同比增长145%,截至 2020 年底,国内电化学储能的累计装机规模为 3.27GW, 十四五期间,随着储能商业模式逐步清晰以及市场的刚需应用,电化学储能装机量将呈 现高速增长态势。根据 CNESA 在《储能产业研究白皮书 2021》中的预测数据,保守/理想情形下,电化学储能 2021 年新增装机量为 2.52/3.35GW,到 2025 年累计装机量有 望达到 35.52/55.88GW,2021-2025 年 CAGR 为 57.38%/70.48%。

全球储能迎来加速,彭博新能源预测 2050年全球储能装机达到 1676GW/5827GWh。根据彭博新能源官方公众号和彭博新能源发布的《Long-Term Energy Storage Outlook 2020》,彭博新能源表示 2019 年全球累计储能装机仅有 11GW/22GWh,未来在电池技 术和新能源技术的共同进步下,储能将在未来电力结构中扮演非常重要的角色,负责电 网灵活性调整,彭博新能源中性预测,2050 年,全球储能累计装机或将达到 1676GW/5827GWh,未来三十年间全球投资额预计达 6620 亿美元。

(本文仅供参考,不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息,请参阅报告原文。)

精选报告来源:【未来智库官网】。

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