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蓄势待发,储能风口即将到来!

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蓄势待发,储能风口即将到来!

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2021年中国储能行业研究
2021年中国储能行业研究

头豹研究院

发布时间

2021-9-30 00:00

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全文字数:3574字,精读时间:5分钟

本文援引于报告《2021年中国储能行业研究》,首发于头豹科技创(www.leadleo.com)。

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核心摘要:

2020年中国风电光伏累计装机容量已超过5亿千瓦,并将于2030年实现风电、光伏装机容量达到12亿千瓦的目标。风力光伏发电对气候环境依赖性高,缺乏可调节性,而储能是克服风电光伏的间歇性和波动性的关键技术。随着发电装机规模的不断扩大,未来数十年风力光伏发电将从补充能源逐渐演变为主力能源,传统火电机组将会增速放缓直至减少,这意味着电力系统对灵活性资源的需求将更加迫切。储能作为中国未来提升可再生能源发电系统灵活性的最重要及可靠的支撑技术之一,将迎来行业发展至关重要的历史发展机遇。

 

全球多国承诺碳中和目标,全球构建低碳经济格局

全球气候变暖引发一系列自然灾害问题,对全球生态环境造成巨大破坏,给社会带来严重的经济损失。二氧化碳等温室气体是全球变暖最主要的原因,为抑制全球进一步变暖和环境问题的恶化,目前全球超过50个以上的国家相继以政策宣示、行政命令等形式,提出在21世纪中叶实现碳中和的目标与承诺。

 

储能通常指电能的储存,是利用化学或物理的方法将电能储存起来并在需要时释放的相关技术及措施

根据能量的不同,储能技术科分为热储能、电储能和氢储能三大类。其中,抽水蓄能是当前商业化应用最广泛、最成熟的储能方式,以锂电池为代表的电化学储能整体仍处于快速发展阶段,其他的储能方式,如压缩空气储能、飞轮储能、钠硫电池储能尚未得到产业化应用。抽水蓄能是目前应用最广泛的储能形式,由于商业化应用较早、通常与传统电力系统应用场景深度结合,因此技术较为成熟,且具有放电时间长,功率高的优势。锂电池储能是目前全球重点发展的储能形式,其技术相对成熟,具有比能量高、无污染的优势。

 

在碳中和的大背景下,全球储能项目装机规模持续增长

2016至2020年,全球储能项目累计装机规模达呈稳定增长趋势,由2016年的168.7GW持续增长至2020年的191.1GW,年均复合增长率约3.2%。

抽水蓄能是目前最广泛的储能形式。截至2020年,抽水蓄能项目累计装机规模为172.5GW,占比高达90.3%,是目前全球最广泛的储能应用形式。电化学储能项目累计装机规模为14.3GW,占比约7.5%,其中锂电池储能规模为13.1GW,是最主要的电化学储能形式。

中国是全球最大的新增电化学储能市场。2020年,全球电化学储能规模新增4.73GW,其中中国新增规模为1.56GW,占比33%。在地区结构方面,中国、美国和欧洲占比2020年全球储能市场的主导地位,新增投运规模占比分别33%、30%和23%,合计占比高达86%。在项目结构方面,新增电化学储能在电力辅助服务、新能源发电侧、用户侧的安装较多,占比分别为29%、29%和27%。未来随着全球各国碳中和目标的持续推进,储能项目在新能源发电侧或将进入高速发展阶段。

 

抽水蓄能在各种储能技术中度电成本最低

抽水蓄能是机械储能的一种,其储能原理是在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来,在负荷高峰时利用反向水流发电的形式,综合效率在70%-85%之间。虽然抽水蓄能不具有化学电池易老化和容量限制的问题,但其对于地理因素的要求较高,通常只能建造在山与丘陵存在的地方。由于抽水蓄能电站的建造涉及土地资源、自然资源占用等问题,其产业参与者通常为国企或央企等单位。

抽水蓄能在各种储能技术中度电成本最低。根据《储能的度电成本和里程成本分析》中测算,抽水蓄能的度电成本为.0.21-0.25元/KWh,在各种储能技术中度电成本最低,远低于磷酸铁锂电池的0.62-0.82元/KWh。只有当其他新型的储能技术在性能和成本上都能够和抽水蓄能相当甚至胜过抽水蓄能,才有可能成为主流的储能技术。

中国抽水蓄能装机规模显著增长。截至2020年,中国已投产的抽水蓄能电站总规模为30GW,中国抽水蓄能电站总规模占全球的比例,从2010年的17%提升至2020年的25%。

 

中国电化学储能行业上游参与主体为设备供应商与电池供应商,中游为储能系统集成商以及储能电站投资运营主体,下游为储能应用主体

完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)、储能变流器(PCS)以及其他电气设备构成。其中,电池组是储能系统最主要的构成部分,是存储及输送电能的关键部件;电池管理系统主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等;能量管理系统负责数据采集、网络监控和能量调度等;储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程,进行直流和交流的相互转换。

电化学储能系统集成商从上游零部件设备制造商购买或自行生产关键零部件设备、研发制造电化学储能系统,并向储能电站供应储能系统。同时,中大型储能系统集成商通常会参与投资运营电化学储能电站。

储能电站直接面向下游客户,提供储能服务。除储能系统集成商外,储能电站投资方包括专业能源企业、产业基金、代表企业包括五大电力集团、中信产业基金等,储能电站运营方包括专业能源服务企业、发电厂、工商业用户等。

 

 

中国储能电池出货量呈高速增长趋势,行业内竞争格局逐步向头部企业集中

 

中国储能电池出货量高速增长。受碳中和、政策红利、技术进步影响,中国储能电池行业发展保持高速发展趋势,由2016年的3.12GW增长至2020年的16.2GW,年均复合增长率为51%。

中国储能电池竞争格局正逐渐集中,2020年行业出货量CR5为54%,宁德时代占据行业龙头地位。随着磷酸铁锂电芯成本的下降和循环次数的增加,宁德时代、力神、海基新能源、亿纬锂能、上汽国轩等依靠磷酸铁锂电池技术迅速崛起,占据2020年中国储能电池市场前五名。

根据储能电池出货量的大小,中国储能电池行业可分为三大梯队。具体而言,以出货量≥2GWh划分为进入第一梯队的标准,宁德时代以2020年储能电池出货量2.8GWh,成为行业内唯一一家进入第一梯队的企业。进入第二梯队的企业由力神、海基新能源等7家企业,位于第三梯队的企业的出货量<0.5GWh,共数十家,以民营企业为主。


 


深度解读:储能在下游发电侧、电网侧和用户侧的盈利模式是如何的?

发电侧储能主要目的在于消纳弃风弃光,平滑发电输出。储能在发电侧主要用于大规模风光并网,可解决光伏、风电因随机性和不确定性导致的弃风弃光等并网消纳问题,起到缓和波动和平滑功率输出的作用,进而满足新能源并网要求,提高新能源利用率。以光伏为例,在正午时分,光伏出力往往会超过负荷曲线,在没有储能的情况下,此时只能弃电。而配置储能系统后,则可以在此期间给储能系统充电,以消纳光伏、风力电站的弃电,避免了弃电损失。在光伏出力低谷时期,则可将储能设备中的电能释放,平滑发电输出,增强系统出力稳定性。

电网侧储能以电力辅助服务为主,提高电网系统稳定性。电力辅助服务主要包括调峰调频、无功调节、电力系统备用和黑启动,其中储能主要参与调峰调频环节。调峰是指在用电高峰期为电网提供额外电量或响应新能源消纳降低输出功率,而调频则是对于波动的电压和功率进行精准调节。

储能参与调峰价值在于提高资源使用效率。电力系统在实际运行中,用电负荷高峰仅出现在一天中的某个时段,对于超出发电机组规定的出力范围的进行深度调峰,而储能系统则可以在谷段或平段进行充电,在用电高峰时段进行放电来满足调峰需求,从而实现调峰收益(调峰收益=调峰容量*调峰价格)。

用户侧储能商业模式主要分为削峰填谷、容量管理和新能源消纳三类。削峰填谷是指用电负荷调峰,利用储能系统在用电低谷时段充电,在高峰时段放电的方式,以达到利用峰谷电价差获得收益或减少度电成本的目的。对于实行两部制电价的大工业企业,可以通过配备储能系统以降低容量费用。新能源消纳指新能源发电出力大于用电负荷时,将盈余的电力进行消纳,以减少弃光弃风现象。

用户侧储能主要目的在于分时电价管理,通过峰谷价差套利。在用户侧,储能可以通过峰谷价差进行套利,在低电价时进行充电,高电价时放电来降低整体用电成本。例如,以江苏省的电价为例,用户在低谷时段(0-8点)为储能系统充电;在高峰时段(8-12点,17-21点)对储存的电能进行释放,以节省电费开支。理论上,在高峰时段每度电可节省0.9297-0.2139=0.7158元。

 

重点关注企业

通过深度研究储能行业的优质企业,头豹建议重点关注阳光电源、宁德时代、海博思创。

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