当前滚动:大型储能模式及技术呈多样化
来源:东吴证券 | 2022-09-27 16:00:58

市场概况:2021年国内新增储能装机中大储占比超95%,大储(区别于户用的小功率储能,应用在新能源电站、电网等场景的 储能功率更大,简称为“大储”)在国内电化学储能装机中占据主导地位。

根据BNEF,2021年全球电化学储能新增装机为10GW/22GWh,分别同比+85.19%/+103.70%;同年中国 新增装机为2.5GW/4.6GWh,分别同比+82.08%/+88.49%,从功率看,中国占全球新增的25%。


(资料图)

大储在国内电化学储能装机中占据主导地位。区别于户用的小功率储能,应用在新能源电站、电网等场景的 储能功率更大,本报告简称为“大储”。根据CESA,2021年我国集中式新能源+储能、电源侧、电网侧储 能占当期电化学储能装机的96%,大储在我国电化学储能市场中发挥着举足轻重的作用。

近两年国内储能政策密集出台

2021年来,多项储能政策密集出台,从数量上来看:2022H1共发布国家性政策52项:供给侧相关政策共23项,其中产业侧相关政策占比居多,共17个,鼓 励技术侧发展的政策有6项;需求侧政策18项,市场机制相关政策11项。2022H1各省份地区共发布储能相关政策437项:供给侧相关政策177项,其中产业侧政策占比居多,共 142项,技术侧发布政策35项。需求侧政策156项。市场机制政策53项,补贴类政策51项。

国家层面:总纲要及发电侧、用户侧、电网侧政策落地

近两年国内政策方向主要针对发电侧(并网侧)、用户侧、电网侧:从总纲要而言,2021年7月指出:2025年要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模达 3000万千瓦以上,到2030年实现新型储能全面市场化发展。2022年3月再次重申“2025年实现新型储能 规模化,2030年实现市场化”,本次重申删除了具体规模要求,发展不设上限。发电侧(并网侧)上要求保障性规模之外的按照15%*4h的调峰能力,用户侧提出分时电价机制、部分地区 拉大峰谷价差到4:1,电网侧提出储能独立第三方地位,参与电网调峰调频等辅助服务等。

省市层面:出台新能源强制配储要求

各省规定了保障性规模内的强制配储要求。2021年来已有23个省市区提出新能源配储需求,配储比例要求 多在10%-20%之间,配储时长要求多在2h以上(部分省配置要求高达4h)。特别地,河北、浙江永康、山 东枣庄等地对分布式光伏也已提出配储要求。强制配储带来国内储能市场快速增长。

发电侧:国内大储招标井喷式增长,千亿市场已现端倪

当前国内市场,政策仍是核心驱动力,2021年来大储招标持续增长。作为大型地面电站配套建设储能,在 降本短期难以满足的因素下,但当前经济性仍不足,政策仍然是项目开发核心驱动力。根据我们不完全统计, 2022年上半年公开招标已超过20GWh,随2022年下半年地面光伏需求启动,储能招标和安装将逐步加速。

招标容量时间分布来看,2022年6月后招标提速明显。2022年以来国内大储项目招标量出现井喷式增长, 2022年6月来随着系列政策的落地,大储经济性有所好转,项目招标随之加速启动。据我们不完全统计,1- 7 月 公 开 招 标 项 目 已 超 过 20GWh , 其 中 1-7 月 启 动 的 大 储 项 目 设 备 系 统 及 EPC 招 标 容 量 分 别 为 606/409/2019/946/1363/2693/3008MWh,6-7月招标容量分别占比24.39%/27.24%。

用户侧:依靠储能降低用电成本

国内因峰谷价差拉大,工商业储能或节约用电成本。国内分布式储能不是刚性需求,但随峰谷价差拉大,依 靠储能降低用电成本的需求不断提升。我们假设50kW/100kWh的储能项目;电池循环寿命5000次,每天 充放1次,则运营20年左右,储能成本为1.9元/Wh。收益为:在电价谷值0.25元/kWh时充电,在电价峰值 0.95元/kWh时放电,即峰谷价差达到0.7元/kWh时,以节约电费作为储能收益来计算IRR可达到9.78%左右。

高价格刺激新型商业模式出现

涨价后电站收益率下降,刺激共享储能模式发展

储能涨价使得电站收益率下降,强制配储要求下,刺激独立/共享储能模式发展。假设100MW的运营规模, 配储10%*2h,考虑到组件成本上涨,因此电站成本为4元/W,储能成本为1.8元/W配储后电站综合成本为 4.36元/W(涨价前为4.1元/W),则较涨价前收益率下降2pct左右。因此涨价会影响一定的需求,但国内 是强制配储,独立/共享储能的模式将得以推广。共享储能指以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、 用户侧储能电站资源进行全网的优化配置,交由电网进行统一协调,推动源网荷各端储能能力全面释放。

独立/共享储能有望成为我国储能市场主要形式

独立储能电站建设如火如荼。现在大部分大储项目是电网旗下子公司招标建设并运营,是中国当前市场下储 能盈利的很好的模式,这个商业模式可能再国内成为主流。根据储能与电力市场统计,2022年上半年并网投 运的独立储能电站共2座、启动施工建设的项目共17个、进入/完成EPC和储能设备招标的项目共64个,总计 规模9.24GW/18.55GWh;目前投运+建设的仅占7%左右,EPC/设备采购的占22%左右,71%项目还处在 规划可研阶段。随需求提升,后期开工率有保证,行业长期发展有望持续向好。

政策支持方向明确,经济性有望进一步提升

政策方向1:取消储能充电“两费”:2022.6.7《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》:免除储能充电输配电价、政府基金 附加,充放电价差“再提升”:独立储能电站充电结算电价不承担输配电价和政府性基金及附加”,避免充 电&放电过程重复征收两项“中间价格”(以山东为例,政府性基金附加为0.0273元/kWh,输配电价为 0.1717元/kWh,两项便吞食掉0.2元/kWh峰谷价差)。

政策方向2:容量电价陆续推出: 风光新能源的固定成本回收不确定性较大。固定成本回收缺乏稳定预期,会使得发电投资风险增加,难以有 效引导充足的发电容量投资,从长期来看无法保证发电容量充裕性,从而危及电力系统安全及电力市场稳定。 因此,在许多国家建立竞争性电力批发市场的过程中,需要设计相应的发电容量成本回收机制。2021年《关 于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出“要健全新型储能价格机制,建立电网侧独立储能电站容量电 价机制,逐步推动储能电站参与电力市场”。2022年6月,山东首创容量补偿电价,提出参与电力现货市场 的发电机组容量补偿费用从用户侧收取,标志着储能建设至少具备容量补偿电价的“保底收益”。

中美大储发展路径差异明显

美国是全球规模最大的大储市场

2021年美国装机高增,是全球规模最大的大储市场。2021年美国大储新增3.5GW/9.7GWh,同增 300%/424% , 累 计 装 机 5.7GW/13.5GWh , 是 全 球 第 一 的 大 储 市 场 ;2021 年 中 国 大 储 新 增 2.2GW/4.2GWh,同增88%/113%,累计装机4.4GW/7.6GWh。平均配储时长上,两国均呈上升趋势,美 国因市场化PPA定价机制,更高的配储时长能获得更高的PPA溢价,2021年平均配储时长为2.6h,高于中国 的1.9h。

2025年美国储能空间达48.7GW/149.3GWh

我们测算得到2022/2025年美国大储新增容量需 图表:美国储能市场需求测算 求分别为7.7/48.7GW,21.1/149.3GWh: 集中式光伏配储:我们预计2022/2025年美 国集中式光伏需求为22.5/69.9GW,累计装 机分别为78.7/199.0GW,独立储能新增装机 为0/4GW,配储时长为2.8/3.1h;分布式光伏配储:我们预计2022/2025年美 国分布式光伏需求为7.5/30.0GW,累计装机 为 42.7/90.4GW , 独 立 储 能 新 增 装 机 为 0.3/2.2GW,配储时长为2.6/3.0h; 风电配储:我们预计2022/2025年美国风电 总需求为 14.7/21.1GW , 累 计 装 机 为 135.4/185.3GW,配储时长为1.8/2.0h; 储能总需求:基于上述假设,我们测算得 2022/2025 年 美 国 储 能 市 场 总 需 求 为 7.7/48.7GW , 21.1/149.3GWh , 2022- 2025年CAGR分别为84.98%/91.83%。

新规范新技术应用层出不穷

大储蓄势待发,相关标的有望受益

储能产业链涉及环节众多,多个公司有望受益。1)储能系统:包含电池、PCS、BMS、EMS等多个环节, 具体标的包括宁德时代、亿纬锂能、阳光电源、南都电源、科士达、科华数据等,其中龙头公司宁德时代、 比亚迪、阳光电源、锦浪科技等出口海外较多;2)工程EPC、并网检测、后期运维:具体标的包括南网科 技、阿特斯、林洋能源、宝光电气、万里扬、电科院等。

电池:电芯大容量方向演进,中国储能厂商加速布局

储能电池材料体系以磷酸铁锂为主,电池向大容量方向持续演进。根据工信部要求,储能型电池能量密度 ≥145Wh/kg,电池组能量密度≥110Wh/kg。循环寿命≥5000次且容量保持率≥80%。当前的电化学储能 尤其是锂电储能技术进入了一个新变革周期,大电芯、高电压、水冷/液冷等新产品新技术逐渐登上舞台, 储能系统向大容量方向在持续演进,同时钠离子电池在未来凭借成本优势可能占据一席之位。

全球储能电芯中国厂商出货领先,宁德时代出货量全球第一。根据测算,2021年全球储能电芯出货量 59.9GWh,其中宁德时代作为最大电芯供应商占据榜首,出货量16.7GWh,占比达27.9%;派能科技作为 户储龙头,出货1.5GWh,占比2.6%。我们预计2022年全球出货114.9GWh,同增91.9%,其中宁德时代出 货45.0GWh,同增169.5%;派能科技出货3.5GWh,同增127.3%。

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