新能源储能行业研究：碳中和至_储能风起.docx

新能源储能行业研究：碳中和至_储能风起一、经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求储能协助提升系统价值，电力系统中需求场景多元电力是需要维持瞬时平衡的复杂系统，需要源网荷储之间相互配合，共同助力维持电网的稳定性。储能作为电力系统的蓄水池，协助电力系统进行电量与电力的实时平衡。储能的价值是依托于系统而存在的，在不同场景下储能需求有所差异，按照当前的应用场景划分，主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：发电侧储能用于大规模风光并网，通过负荷跟踪、平滑输出等解决新能源消纳问题，实现电网一次调频；电网侧储能可布置于电网枢纽处，既提供调峰调频等电力辅助服务，也可联合周边新能源电站提升新能源消纳；用户侧储能在分布式发电、微网及普通配网系统中通过能量时移实现用户电费管理与需求侧响应，实现电能质量改善、应急备用和无功补偿等附加价值。电化学储能适用场景丰富，新能源配储带动储能需求提升。电化学储能在电网侧和用户侧早已有应用，受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响，电化学储能在储能装机占比仍处于低位。随着场景逐步丰富，电化学储能规模及占比持续提升，截至2020年，全球电化学储能累计装机14.2GW（同比+49.2%），占储能系统装机的7.4%；国内电化学储能累计装机3.27GW（同比+91.2%），占整体储能的9.2%。值得注意的是，20年我国新增电化学储能装机达1.56GW（同比+145%），配储政策释放储能需求，国内新增储能装机首次突破GW大关。动力电池协助培育储能产业链，安全和经济性为核心关注点。动力电池多年发展为储能产业链培育奠定基础，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。储能项目共有安全和经济性两大核心关注点，安全性影响竞争壁垒，经济性影响推广节奏。安全是储能推广的首要条件，随着准入门槛和流程标准提高，电池、BMS和储能系统设计更具针对性，储能的安全性有望持续提升。经济性影响储能的推广节奏和产业链各环节话语权，经济性不满足的情况下，储能建设多以强制配储为主，内生增长动力欠缺。经济性：个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升电化学储能经济性仍有待提升，个别场景下已能满足收益要求。经济性影响储能自发性推广节奏和储能产业链各器件话语权，当前储能项目初始投资成本仍较高，拖累储能项目的经济性。此外，在储能实际运行过程中，售电收入的增值税、系统循环效率和储能寿命等因素也会对储能项目产生影响。我们按照储能获取收益的典型模式，测算不同模式下储能电站收益情况，当前高电价差区域的峰谷电价模式项目IRR较高，原有高补贴光伏电站配备的储能项目收益率已经满足商业化运营的收益要求。模型假设：储能EPC成本下降，电池寿命及充放电效率提升储能EPC成本：储能的EPC建设成本与产品价格和放电时长均有关，20年以来公示的储能项目EPC价格呈现下降态势，风电配储（1C，充电时间1小时）的最低中标价格已经从20年初的2.154元/Wh下降到1.634元/Wh，降幅达24.1%。光伏配储（0.5C，充电时间2小时）的最低中标价格从20年初的1.448元/wh下降到年底的1.06元/wh（降幅达26.8%），其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池倍率影响。20年底三家中标候选单位储能系统（0.5C，充电时间2小时）报价分别为1.06-1.231元/Wh，考虑到土建等费用仍需资本投入，我们假设发电侧和电网侧2小时放电时长的储能EPC项目平均建设成本为1.3元/Wh，用户侧储能因规模小，平摊到单Wh的土地成本和土建成本较高，我们假设用户侧储能EPC建设成本约1.6元/wh。电池寿命：储能电池在使用一段时间后，电池容量会发生衰减，影响储能系统全生命周期的平均充电深度。根据宁德时代储能产品说明书，在25℃且SoH（StateofHealth，电池健康度）70%的限制条件下，不同冷却方案和充放电倍率下，储能电池的使用寿命在5300次-8000次。我们假设在储能循环6120次（储能系统运行约17年）的情况下，储能电池全生命周期的平均充放电深度为85%，因Soh降至70%以下后，电池仍有回收以及梯次利用价值，我们假设残值率为10%。循环效率：储能系统由电池、PCS（储能变流器）、EMS（能源管理系统）、BMS（电池管理系统）、支撑结构和其他电器元件构成。各转换器件在运行中均有能量损耗，导致储能系统的充电量和放电量之间存在差值。从各公司的官网产品披露情况看，PCS的循环效率在95-99%之间，箱式储能系统的循环效率约85%-88%以上，考虑箱式储能系统外仍有变压器等能量耗损器件，我们假设基准条件下储能系统的循环效率为85%。需求场景：高弃电率、高补贴、高峰谷电价差地区IRR可达要求储能系统的需求场景多元，当前主要分为发电侧自用、电网侧辅助服务和用户侧峰谷调节模