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储能行业研究
| 发布时间: 2021-11-12 10:09:21 | 分享到:
今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出,要构建以新能源为主体的新型电力系统。由于风电、光伏等新能源具有间歇性、不稳定的特点,大规模的新能源并网将给电网的稳定性和安全性带来威胁,按照欧洲发达国家的经验,当风电、光伏发电超过电网总功率的6%时,就会影响电网的稳定运行。

目前我国电力结构如下图,新能源装机量已迫近电网消纳能力的极限,必须要加装储能装置以实现新能源发电的可控,推动能源系统由目前以化石能源为主导转向以新能源为主导。

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 12020年我国电力能源结构

一、行业发展历史拐点回顾

 

储能项目的收益主要取决于:

(1)电价:电源电网侧的调峰/调频辅助服务费、用户侧的峰谷价差。

(2)成本:我国抽水蓄能电站的度电成本约为0.21-0.25元/kWh,电化学储能的度电约为0.6-0.8元/kWh。

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 2:储能项目收益杠杆

抽水蓄能是目前最成熟、成本最低、已投运装机规模最大的主流储能技术,但抽水蓄能对建造地址要求较高,开发周期长。

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 3:抽水蓄能电站工作原理

2020我国已投运水电装机容量为370GW,其中抽水蓄能31.49GW,据统计我国水电开发极限是432GW,容易开发的水电资源已开发完毕,因此发展新型储能刻不容缓。

电化学储能是目前发展势头最好的新型储能,以锂电池为主,在电动车规模效应的带动下,锂电池价格快速下降,年度降幅接近15%。

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 4:锂电池平均价格预测/$/kWh(引自彭博财经、国海证券研究所)

2018年,随着电芯价格跌破1元/WH,全球电化学新增装机量同比增长305%,首度突破GW大关达到3.7GW。

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 5:全球电化学储能新增装机及增速

同期我国电化学新增装机0.7GW,同比增长465%,增速为历年之最。

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 6:我国电化学储能新增装机及增速

我国早期的储能设施主要由电网投资,用以削峰填谷,备用调节。2018年,江苏、河南、湖南等省电网公司相继发布了百MW级储能项目的采购需求,促使当年新增投运的电网侧电化学储能规模达到206.8MW,占全国新增电化学储能规模的36%,居各类储能应用之首。

然而,2019年5月发改委、能源局印发《输配电定价成本监审办法》(发改价格规〔2019〕897号),明确“电储能设施不得计入输配电定价成本”,为电网侧储能建设踩下了急刹车,叠加工商业电价下降导致峰谷价差收窄,导致2019年国内电化学储能新增装机量同比下降13%,仅为0.61GW。

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12018年发布的部分电网侧储能招标需求

2020年底,我国储能行业的系统成本突破了业内公认的1500元/WH的关键拐点,新增电化学储能储能装机规模达到1559.6MW,首次突破GW大关,是2019年同期装机量的2.4倍。

通过回顾行业发展历史的重要拐点可以看到,作为过去主流储能技术的抽水蓄能,其开发潜力已迫近天花板;化学储能将贡献当前及未来一段时间内的主要新增储能装机量,成为当下的主流储能技术,这其中最核心的原因是成本;储能行业尚处于商业化初期,政策对其发展将施加决定性的影响。

二、需求端现状

 

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需求总量

 

据中关村储能产业技术联盟(CNESA)《储能产业研究白皮书2021》不完全统计,截至2020年底,全球储能项目累计已投运装机规模达191.1GW,同比增长3.4%。其中:

1)抽水蓄能累计装机规模最大,达172.5GW,同比增长0.9%;

2)电化学储能和锂离子电池的累计装机规模均首次突破10GW,分别达到14.2/13.1GW,其中2020年全球电化学储能新增装机达4.7GW,同比增长62%,占据了主要增量。

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 7:全球储能项目累计已投运装机规模统计及增速

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 8:全球电化学储能新增装机及增速

截至2020年底我储能项目累计已投运装机规模达35.6GW,同比增长9.8%。其中:

1)抽水蓄能的累计装机规模最大,达31.8GW,同比增长4.9%;

2)其次是电化学储能,装机规模为3.3GW,同比增长91.2%,其中2020年新增装机首度突破1GW,处于快速增长之中。

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 9:我国储能项目累计已投运装机规模统计及增速

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 10:我国电化学储能新增装机及增速

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需求分布

 

目前我国储能市场形成了与电力系统“发-输-配-用”环节相对应的电源侧、电网侧、用户侧三大相对成熟的应用场景。

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 11:电力系统储能应用场景(引自派能科技招股说明书)

具体来看:

1、发电侧,储能系统可以解决风电、光伏由于间歇性和不稳定而对电网造成的冲击,以及由此带来的弃风弃电问题。

2、电网侧,储能系统可提供削峰填谷和调峰调频等辅助服务,保障电网稳定运转。

3、用户侧,储能系统可用于削峰填谷,节省电费;也可以用作备用电源,保障用户用电安全。

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 122021年上半年储能项目应用分布

 

三、供给端现状

 

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产业链

 

储能产业链全景图如下:

上游包括储能电池原材料及零部件供应商,中游即储能电池设备供应商及系统集成商,下游为安装商及终端用户。

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 13:储能产业链全景图(引自储能100人、兴业证券)

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成本结构

 

储能系统成本,电池占比达60%,其次是PCS(变流器)、EMS(能量管理系统)和BMS(电池管理系统),占比分别为20%、10%和5%

 

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 14:储能系统成本结构
其中,与其他电子行业一样,零部件、设备供应商主要以技术为其核心竞争力,毛利率水平高,竞争壁垒宽厚,而系统集成商则毛利率水平较低,依赖运营能力和销量,因此零部件、设备供应商是我们关注的重点,而系统集成商则是我们关注的侧面。
1、电池:大方向是朝安全、长寿、低成本的方向发展,因此磷酸铁锂电池将占据主流。

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 表2:磷酸铁锂电池与三元锂电池的主要性能指标对比
预计该环节将由动力电池龙头引领,但由于储能行业远未成熟,行业规模正在快速扩张,拥有核心技术和优秀管理能力的其他非龙头厂商也将分得一块不小的蛋糕。
2、PCS:参考光伏逆变器竞争格局,未来PCS厂商也可能出现几家独大,重点应关注其品牌力、迭代降本能力、渠道能力等三大核心竞争力。
3、EMS:由于储能系统能量管理基于与电网的交互,因此国网系公司具备天然优势,该环节企业的核心竞争力在于软件开发能力和能量优化策略设计能力。
4、BMS:目前技术尚不成熟、缺乏行业标准、竞争格局分散,长远来看,可能会延续动力电池BMS的市场格局。
5、系统集成:目前国内有诸多系统集成商,除专业化集成模式外,还有全产业发展模式、设备供应商向系统集成商转型模式,但参考先发国家经验来看,鉴于储能系统集成业务的多维度要求,通晓电池技术与能源系统,兼具品牌力、当地渠道、运维服务的专业化第三方系统集成商将扮演最重要的角色。

四、行业影响因素

 
从全球范围来看,欧洲2020储能新增装机量再创新高,跃居全球累计储能的最大市场,其主要增量由德英贡献。其中德国是全球最大的户用储能市场,这主要由德国居民电价高企及及补贴政策转向家用储能所致,而英国新增装机量则主要由大型储能项目部署拉动。
韩国2020因储能电池安全事件影响,新增装机量出现下滑,但仍居全球第二大储能市场。
美国2020年成为全球第三大储能市场,其未来增量主要来自于公共事业储能项目集中落地,以及电力供应不稳所激发的户用储能需求。
结合成本下降带来电化学储能装机量剧增、《输配电定价成本监审办法》等我国储能行业发展的关键拐点,参考影响其他国家储能行业的关键因素,笔者认为储能行业短期内主要由政策决定,叠加安全性及供电是否稳定等因素,而长期内储能系统的成本是关键变量。

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短期 

 
1、发电侧:目前新疆/山东/安徽/内蒙古/江西/湖南/河南等近30个省份相继出台储能相关政策,多明确要求新增风光装机按不低于10%比例配置储能,储能时长不低于2小时。
据国家能源局数据显示,截至2021年9月,我国风能、太阳能装机容量分别为297GW和275亿GW,合计约574GW,要实现2030年总装机容量1200GW的目标,平均每年需要新增装机规模为62.5GW,按10%配置比例计算,每年需要新增储能装机规模为6.25GW,这与发改委、能源局提出的到2025年实现新型储能装机规模达30GW以上的目标不谋而合。
2、电网侧:目前国内正在逐步完善

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