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國內外儲能市場全面分析:系統成本的經濟性拐點開始出現

作者:中國儲能網新聞中心 來源:新時代電新 發布時間:2020-02-04 瀏覽:
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中國儲能網訊:業內一般認為,1.5元/wh的系統成本是儲能經濟性的拐點,特別是對于能量型的應用如峰谷套利、新能源配套等。由于電池成本和BOS成本的不斷下降,儲能系統成本已經突破這一成本線,經濟性拐點已經開始出現。

電化學儲能:潛在大藍海市場,經濟性初具

儲能深刻地改變了電力的生產和消費方式,具備廣闊的市場空間。眾多儲能技術路線中,電化學儲能是儲能的發展方向,而其中鋰電池路線更為主流。隨著電池成本和BOS成本的快速下降,電化學儲能經濟性拐點開始出現,未來潛在市場空間廣闊。據CNESA預測,2023年國內電化學儲能累計規模達到19.3GW。據彭博新能源財經(BNEF)預測,到2040年,全球儲能項目累計裝機規模將達到1095GW/2850GWh,對應投資規模6620億美元。

儲能應用場景:多方探索,全面開花

儲能是電力系統中的關鍵一環,可以應用在“發、輸、配、用”任意一個環節。從儲能在電力系統的實際用途來看,有新能源配套、調峰、調頻、其他輔助服務、峰谷套利、需求側響應等多種用途。電力系統中,各方對于儲能的應用都處于積極探索和嘗試的狀態,包括新能源電站業主、電網企業、獨立儲能運營商、工商業用電企業等。

成本快速下降、經濟性凸顯,儲能風口將至

過去幾年中,由于新能源汽車產業的快速發展,帶動了鋰電池產業鏈的成熟,鋰電池價格下降較快,鋰電池成本以每年20%-30%的速度在降低。另一方面,儲能的應用場景和商業模式在不斷拓展。據寧德時代計算,到2020年儲能度電成本(LCOE)有望降至0.25元/KWh以下,電化學儲能在不需要任何補貼的情況下已經初步具備經濟性。

發展現狀:短期彈性看海外,長期國內市場將成熟

海外市場由于電力市場化更加成熟,儲能的應用更廣,隨著成本的快速下降,未來將是儲能市場增長的主要貢獻力量。儲能企業近期也在海外接連斬獲大單,如寧德時代與Powin Energy簽訂1.85GWh儲能電芯供貨合同、陽光電源成功簽約馬薩諸塞州15MW/32MWh儲能項目。國內在電網側儲能由于政策原因快速下滑的背景下,短期內從量的增速看,可能不會十分樂觀,但隨著政策成熟、電力市場化改革推進、商業模式探索完善以及成本下降,國內儲能市場終將發展成熟,未來前景十分樂觀。

01

電化學儲能:潛在大藍海市場,經濟性拐點出現

1.1儲能深刻地改變了電力的生產、消費方式

儲能即能量的存儲。指通過特定的裝置或物理介質將能量存儲起來以便在需要時利用。根據能量存儲方式的不同,儲能可以分為機械儲能、電氣儲能、電化學儲能、熱儲能和化學儲能五大類。從能量釋放的方式看,除熱儲能外,大部分儲能最終以電能形式釋放。

儲能深刻地改變了電力的生產、消費方式。電力作為一種特殊的商品,本身無法直接儲存,發電、輸電、配電、用電同步進行,做到實時平衡,沒有中間的存儲環節。儲能的出現和廣泛應用,實現了電能在時間上的轉移,從而深刻地改變了電力的生產、消費方式,是電力市場的一次革命性突破。

不同儲能技術成熟度與成本差異較大。抽水蓄能目前商業化應用最為成熟,作為調峰、調頻和備用電源廣泛應用于電網側,主要優點是技術成熟度高、功率和容量較大、成本低,但主要缺點在于受地形制約較大、能量密度較低、總投資較高、投資回收期較長等。以鋰離子電池為代表的電化學儲能整體處于示范和部署階段,成本仍具備較大下降空間。合成天然氣、氫能、壓縮空氣儲能、超導儲能、超級電容儲能、飛輪儲能等仍處于研發階段。

1.2 電化學儲能是發展方向,鋰電池路線是主流

電化學儲能是發展方向,發展前景廣闊。電化學儲能指的是以鋰電池為代表的各類二次電池儲能。相比抽水蓄能等機械儲能,電化學儲能受地形等因素影響較小,可靈活運用于發電側、輸配電側和用電側。相比電磁儲能,電化學儲能的技術更為成熟、成本更低,商業化應用范圍更廣。同時,隨著近年來成本的快速下降、商業化應用逐漸成熟,電化學儲能的優勢愈發明顯,開始逐漸成為儲能新增裝機的主流,且未來仍有較大的成本下降空間,發展前景廣闊。

電化學儲能近年來發展迅速,整體占比仍然較低。據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)統計,截至2018年底,全球累計已投運儲能項目181GW,同比增長3.19%,其中電化學儲能累計裝機6.625GW,同比增長126.4%,截至2018年底電化學儲能占全部儲能累計裝機的3.7%,是抽水蓄能以外累計裝機規模最大的技術路線。

鋰電池是最主流電化學儲能技術路線。各類電化學儲能技術中,鋰離子電池累計規模最大,是最主流的電化學儲能技術路線。根據CNESA數據,截至2018年底,全球鋰電池儲能累計裝機5.71GW,占電化學儲能累計裝機的86.3%。鋰電池在儲能的應用上,以磷酸鐵鋰電池為主流。

1.3 經濟性拐點開始出現,電化學儲能興起

動力電池產業鏈成熟,帶動鋰電池價格快速下降。隨著新能源汽車的發展,動力電池產業鏈也逐漸成熟,動力電池企業產能不斷擴張,一定程度上出現了產能過剩,帶動鋰電池價格不斷下降。2010-2018年,鋰電池PACK價格由1160美元/kWh下降至176美元/kWh(約1.2元/Wh),降幅達85%。展望未來,鋰電池特別是磷酸鐵鋰電池產能壓力繼續存在,價格具備進一步下行空間。

系統成本不斷下降,儲能經濟性拐點開始出現。除電池成本外,由BMS(電池管理系統)、PCS(儲能變流器)和施工成本構成的BOS成本也在快速下降。根據麥肯錫數據,2012年至2017年,儲能系統中電池以外的成本(BOS成本)由1500美元/MWh下降至351美元/MWh,平均每年降幅超過25%。

業內一般認為,1.5元/wh的系統成本是儲能經濟性的拐點,特別是對于能量型的應用如峰谷套利、新能源配套等。由于電池成本和BOS成本的不斷下降,儲能系統成本已經突破這一成本線,經濟性拐點已經開始出現。

據CNESA預測,到2019年底,中國電化學儲能累計裝機1.89GW,2020年底累計裝機2.83GW,到2023年底累計裝機19.3GW。根據BNEF的預測,到2040年,全球儲能累計裝機(不含抽水蓄能)將達到近1095GW/2850GWh,對應投資6620億美元。我們認為,抽水蓄能以外的電力儲能,特別是容量型儲能,未來將以電化學儲能為主。

02

儲能的應用場景:多方探索,全面開花

儲能可以全面應用于電力系統。儲能是電力系統中的關鍵一環,可以應用在“發、輸、配、用”任意一個環節。從儲能在電力系統的實際用途來看,有新能源配套、調峰、調頻、其他輔助服務、峰谷套利、需求側響應等多種用途。

電力系統中,各方對于儲能的應用都處于積極探索和嘗試的狀態,包括新能源電站業主、電網企業、獨立儲能運營商、工商業用電企業等。

2.1 發電側儲能:主要用于新能源配套、火電聯合調頻

2.1.1 與新能源發電配套

新能源裝機的快速增長帶來嚴重的消納問題。以光伏、風電為代表的新能源裝機快速增長。截至2019年上半年,我國光伏累計裝機達185.59GW,風電累計裝機達193GW。但是光伏、風電等新能源具有波動性、間歇性與隨機性等特性,屬于不穩定出力的電源,因此裝機占比或發電占比達到一定程度時,會對電網的穩定性帶來挑戰。電網為避免不穩定會限制部分新能源的出力,從而引發了棄風、棄光現象。

消納問題在一定程度上影響了新能源的發展。由于消納問題的存在,如果不配套儲能,光伏、風電達到一定滲透率時將失去繼續發展的條件。國家能源局發布的最新預警結果顯示,風電紅色預警區域包括新疆(含兵團)、甘肅地區,光伏紅色預警區域為新疆、甘肅、西藏等地區。根據能源局政策,紅色預警區域在預警解除前,暫停相應光伏、風電項目的開發建設,橙色預警區域當年暫停新增光伏、風電項目。而在海外的日本、印度等市場,消納問題給光伏、風電帶來的負面影響也逐漸開始顯現。

高可再生能源滲透率離不開儲能。由于風電、光伏等新能源具有波動性、間歇性、不可預測性等特點,因此新能源滲透率發展到一定程度時,必然會引起限電現象,只有配合儲能的應用才能更好地消納和平滑波動,實現更高的新能源滲透率。

儲能配合新能源已有大量成熟案例。我國首個風光儲輸示范工程位于河北省張家口市北部,于2011年底并網,綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術路線,每年可以提升200小時的利用小時數,有效解決了新能源的消納問題。近年來,還有青海共和光伏發電儲能項目、魯能集團海西州多能互補集成優化示范工程等大量新能源配套儲能項目投入使用。

2.1.2 火電聯合調頻

儲能在發電側的另一大應用是與火電機組聯合參與電網調頻等輔助服務,獲得相應的調頻補償收益。

保持電力的輸出與負荷端的實時平衡是電網重要的任務。頻率表示交流電網中每秒鐘電流方向變化的次數,經過漫長的產業演進,各國電力系統基本確定50Hz或60Hz作為頻率標準(我國為50Hz)。電網是實施平衡的,對于交流電網來說,穩定的頻率是電網穩定的重要指標之一,發電小于用電會導致頻率上升,反之亦然。

火電廠是調頻市場最重要的參與者,新能源增長提升調頻需求。全球范圍內,火電仍是主要的電力供應來源,因此火電廠也是目前調頻市場最重要的參與者。而隨著新能源的發展,電力系統的調頻需求也在不斷增長。一方面,以風電、光伏為主的新能源出力波動較大,增加了對于調頻的需求。另一方面,新能源滲透率的提升擠壓了傳統火電的空間,進而影響了電網整體的調頻能力。

儲能調頻的效果優于火電。火電機組由鍋爐、汽機、發電機及眾多輔機組成,系統慣性大,調頻效果也較差,具體表現為調節延遲、調節偏差(超調和欠調)、調節反向、單向調節、AGC補償效果差等現象。而儲能系統的調頻效果更好,表現為響應速度更快(幾十至幾百毫秒)、調節精度更高(99%)。火電廠在使用儲能調頻后,可以有效提升調頻效果,增加調頻收益。

儲能調頻目前以獨立運營商為主。目前儲能參與火電調頻,一般由獨立運營商來負責投資和運營,火電廠負責提供場地和接入,雙方按照商定的比例對調頻收益進行分成。儲能系統配置方面,一般功率配置為火電機組額定功率的3%,容量一般按半小時配置。

2.2輸、配電側儲能:輔助服務為主

由于在國內輸配電業務的主體主要是電網公司,因此也被稱為電網側儲能。電網側儲能的應用場景較為單一,主要以輔助服務為主。儲能用于電網側,還可以有效節約電網投資、延緩電網擴容,但價值相對難以衡量。

2.2.1 輔助服務

電力市場的輔助服務,是指維護電力系統安全運行、保證電能質量的服務,包括調峰、調頻、調壓和備用等。輔助服務的供給方包括有調節能力的發電方(如火電、水電等)、有調節能力的需求方(需求側響應)以及儲能電站。輔助服務的需求方是整個電力系統,是一種公共產品。在實際運行中,輔助服務的成本有不同的分攤方式,有的由發電方承擔(中國、阿根廷),有的由用電方承擔(美國PJM、歐洲部分國家),有的由發電方和用電方共同承擔(澳大利亞)。

新能源發展與火電機組退役關停推升對調峰調頻等輔助服務的需求。隨著能源清潔化的發展,光伏、風電等新能源逐漸成為新增裝機的主力軍,這些能源由于波動性較強,推升了電網對于調峰調頻等輔助服務的需求。另一方面,隨著老舊火電機組或小火電的退役關停,電網輔助服務水平是在下降的。中國2017年火電退役關停容量929萬千瓦,預計在2035年將迎來一次火電機組退役潮,將有一半以上的火電機組面臨退役。美國過去十年有17%的燃煤機組退役,是電站退役的主力軍。

2.2.2 節約電網投資

傳統電網面臨投資成本較高、利用率較低的問題。傳統的電網設計和建造遵循最大負荷法,即新建或增容改造時,變壓器、開關設備、電纜等設備的選型必須考慮最大負荷,,即使該負荷出現的幾率較小、持續時間較短,由此也帶來了電網投資成本過高、資產利用率較低。

儲能可以有效節約電網投資(節約新建投資或延緩配網擴容)。電網側儲能的出現,打破了原有的最大符合法的設計原則,在新建電網或舊電網增容改造時,可以有效節約電網的投資成本,并提升電網資產利用率。據平高電氣測算,額定能量1.5萬千瓦的10千伏配電線路,假設線路最小容量裕度已達到3%,考慮負荷年增長率2%,若增配0.3萬千瓦儲能設備,可將饋線改造擴容時限推遲三年。

2.3 用戶側儲能:峰谷套利是主流,節約基本電費與輔助服務是補充

2.3.1 峰谷套利是當前用戶側儲能最主要的盈利模式

峰谷套利,即利用電力價格峰谷價差,儲能系統在谷電電價時段從電網充電,在峰電電價時段放電,從而降低用戶用電的成本,并獲取相應收益。我國大部分地區實施峰谷電價制度,白天用電高峰期電價較高,夜間用電低谷期電價較低,以鼓勵縮小峰谷差維持電網平衡,

國內峰谷價差較大的省份的主要為北京、長三角、珠三角等地,其峰谷價差一般高于0.6元/kWh,也是國內用戶側儲能發展較好的地區。

2.3.2 節約基本電費與用戶擴容是補充

節約基本電費可以作為用戶側儲能的輔助盈利模式。在我國,大部分地區針對大工業用戶適用兩部制電價,除了根據用電量繳納電度電費之外,還需要繳納基本電費,基本電費是大工業用戶所應繳納的輸配電費的一部分,用戶可以自行選擇是按變壓器容量還是按最大需量來繳納基本電費。

節約基本電費方面,儲能適用于負荷尖峰明顯且尖峰位于白天的電力用戶,可以通過在低谷時段以低電價充電并在用電負荷較高時放電,從而削減負荷尖峰從而降低申報的最大需量,起到節約基本電費的作用。而對于負荷曲線比較平坦或者負荷曲線與正常情況相反的電力用戶,則不適合通過安裝儲能節約基本電費。

大工業電力客戶一般需要配置電壓器,而變壓器的額定容量是固定的,一旦后期用戶負荷增長造成變壓器滿額運行,便需要進行變壓器擴容,擴容費用一般較高,安裝儲能系統后,可以在尖峰時段放電降低用戶的需求負荷,起到動態擴容的作用,從而節約變壓器擴容的投資成本。

節約基本電費帶來收益相對較小,無法成為獨立的商業模式,只能作為峰谷套利的輔助盈利來源。變壓器擴容的需求相對剛性,但整體市場偏小,且一般以電力用戶自投為主。

2.3.3 平滑負荷潛在空間廣闊

對于用電負荷間歇性較強的場合,如新能源汽車充電樁、體育場等,配備儲能系統可以在用電尖峰時刻放電,削減負荷的變化率,起到平滑負荷的作用。

以新能源充電為代表的平滑負荷需求較為剛性。隨著新能源汽車的快速發展,相應的充電樁等基礎設施必須跟上。而新能源汽車的集中充電會對電網造成較大沖擊,而這也將成為新能源汽車充電樁發展的重要制約。因此,新能源汽車重點樁要發展,必須配合儲能。另一方面,新能源汽車消費者對于電價的承受能力較高,充電運營商可以輕易將儲能成本轉嫁給消費者。即使充電費用中加上儲能成本,新能源汽車的單位使用成本仍然遠遠低于燃油車。

2.3.4 與分布式能源結合

在用戶側,儲能可以與分布式光伏、分散式風電等分布式能源結合,形成分布式風光儲系統,共同打造低成本、靈活可控的電能輸出。主要應用場景包括工商業側光儲(風光儲)一體化系統和戶用側“光伏+儲能”系統。

03

發展現狀:短期彈性看海外,長期國內市場將成熟

根據CNESA數據,截至2019年6月底,全球已投運電化學儲能項目累計裝機規模為181.8GW,其中電化學儲能累計裝機7.43GW,占比4.1%。電化學儲能成為抽水蓄能以外規模最大的儲能形式,但整體占比仍然偏小,未來發展空間廣闊。

根據CNESA數據,2019年上半年,全球新投運電化學儲能項目802.1MW,同比下降38.9%。其中,排名前五的國家為美國(197.1MW)、英國(126.7MW)、中國(116.9MW)、澳大利亞(116.2MW)、阿聯酋(108MW)等。相比而言,海外市場由于電力市場化更加成熟,儲能的應用更廣,隨著成本的快速下降,未來將是儲能市場增長的主要貢獻力量。儲能企業近期也在海外接連斬獲大單,如寧德時代與Powin Energy簽訂1.85GWh儲能電芯供貨合同、陽光電源成功簽約馬薩諸塞州15MW/32MWh儲能項目。國內在電網側儲能由于政策原因快速下滑的背景下,短期內從量的增速看,可能不會十分樂觀,但隨著政策成熟、電力市場化改革推進、商業模式探索完善以及成本下降,國內儲能市場終將發展成熟,未來前景十分樂觀。

3.1 海外:儲能發展的熱土

由于儲能的發展與當地電網和電力市場的發展程度、當地經濟增速密切相關,因此儲能海外發展較好的國家和地區包括美國、歐洲、澳大利亞、韓國、日本等地。

3.1.1 美國:政策支持+市場化需求雙重驅動

截至2018年底,美國儲能總并網量達23GW(含抽水蓄能),其中電化學儲能并網量達1GW,占比4.3%。美國儲能分為三類:戶用儲能、非戶用儲能(工商業)和電表前儲能(發電和輸配電側),其中電表前儲能占比較高,戶用儲能整體呈穩定增長趨勢。

聯邦層面,主要激勵政策為投資稅抵免(ITC)和加速折舊(MACRS)。與光伏類似,美國儲能系統的激勵政策包括投資稅抵免(ITC)和加速折舊(MACRS),主要針對私營單位投資的儲能系統。MACRS允許儲能項目按5-7年的折舊期加速折舊。ITC政策最初針對光伏,2016年ESA向美國參議院提交S3159號提案,明確進儲能技術都可以申請ITC,針對配套可再生能源充電比例75%以上的儲能系統,按充電比例給予30%的投資稅抵免,例如儲能系統80%由可再生能源充電,則可以享受相當于系統成本24%(30%×80%)的稅收抵免。

獨立儲能ITC政策有望出臺。當前,美國業界正在促使美國政府出臺針對儲能的投資稅抵免政策(ITC)。據Wood Mackenzie預計,如果獨立的儲能ITC政策出臺,到2024年每年儲能新增裝機量將達到5.1GW,較基準預測值4.8GW增加300MW/年。

多個州出臺儲能激勵政策,以加州最為突出。除聯邦政策外,各州也針對儲能出臺了相應的激勵政策,其中以加州最為突出。加州公用事業委員會(CPUC)自2001年開始啟動自發電激勵計劃(Self-Generation Incentive Program,SGIP),鼓勵多種分布式能源,如光伏、風電等。自2011年起,儲能被納入SGIP計劃支持范圍,可獲得2美元/W的補貼。此后,盡管SGIP政策經歷了多次調整和修改,但對于推動加州分布式儲能的發展,依然發揮了重要作用。此外,加州通過制定政策,引導公用事業公司(IOU)部署儲能項目。2013年,加州公用事業委員會(CPUC)設置了儲能采購框架,為加州三大IOU設定了到2020年部署1.3GW儲能的目標。2016年,又在1.3GW目標基礎上增加了500MW至1.8GW。預計各IOU將在規定的2024年期限之前就能完成目標,并且最終采購規模將超過此前制定的目標。

高電價導致戶用“光伏+儲能”性價比突出。美國居民電價顯著高于工商業電價,非本土地區如阿拉斯加和夏威夷電價分別高達23.56和31.16美分/kWh。高電價地區的居民部署戶用“光伏+儲能”系統,可以有效降低用電成本。特斯拉和Sunrun等美國本土企業均推出了家用儲能系統。

3.1.2 歐洲:市場化動力充足

歐洲同樣是儲能發展的熱土,以英國、德國、法國、意大利為代表的儲能市場,發展較為完善,市場化動力充足。

英國:市場機制完善,儲能充分參與各類輔助服務。過去兩年里,英國儲能市場發展較快,連續兩年位居歐洲儲能新增規模首位。2018年英國儲能裝機超過500MW。英國電力市場的機制較為完善,儲能可以充分參與各類輔助服務。除了參與政府的儲能采購計劃,還有峰谷價差和Triad (冬季調峰)等收益,部分電站的收益來源甚至高達十幾種。

德國:戶用儲能市場發展成熟。德國是全球最成熟的戶用儲能市場,而戶用儲能是德國儲能市場的主要構成部分,據CNESA預計,到2021年戶用儲能將接近德國儲能總規模的50%。德國戶用儲能市場發展成熟的主要原因包括居民電價較高和政府補貼。德國復興發展銀行通過KfW275計劃,為光伏用戶配套儲能提供補貼,推動德國居民自發自用,降低電費賬單。截至2018年底,德國戶用儲能累計裝機超過12萬套,裝機容量達到444MW/882MWh。其中,kfw補貼下的儲能系統超過3萬套,未補貼的超過9萬套。

3.1.3 澳大利亞:戶用與商用儲能為主

戶用儲能滲透率較高。澳大利亞分布式光伏較多,且整體電價較高,居民有動力將白天多余的光伏電力存儲起來,供晚間使用,以節約電力成本。

大型項目助推。2017年12月,南澳大利亞州100MW/129MWh電池儲能項目投運,是當時全球最大的儲能項目Hornsdale Power Reserve。該項目產品由特斯拉提供,運營商是法國Neoen公司,主要用于調頻及新能源消納。該項目的背景是南澳大利亞州的大停電事件。澳大利亞政府向全球招標大規模儲能項目,以解決電力系統穩定問題。2019年11月,Neoen宣布將該儲能項目擴容50%。該項目主要通過調頻和現貨市場獲取經濟利益。

3.1.4 韓國:火災事故引發儲能裝機斷崖式滑坡

2018年及以前,韓國儲能發展較快。2018年韓國電化學儲能新增裝機約3GW,占全球新增的45%。

額外可再生能源證書(RECs)獎勵等補貼政策推動儲能快速發展。在韓國的可再生能源配額制中,儲能地位頗高。2015年起,韓國開始為配套儲能系統的風電給予額外的可再生能源證書獎勵。2017年起,安裝儲能系統的光伏電站也可以獲得額外獎勵。配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重遠遠高于其他不配套儲能的電站。此外,韓國政府在島嶼儲能、用戶側儲能方面,都出臺扶持政策。

火災事故頻發,引發儲能新增裝機滑坡。從2017年8月到2019年5月,韓國總共發生23起儲能電站火災,2018年11月一個月就發生四起火災。韓國政府不得不在年底組建事故調查委員會徹查此事,韓國儲能產業也陷入了半年的停滯時期。根據調查結果,23起火災事故中,LG化學12起,三星SDI 8起,其他廠商3起;其中有14起發生在充電后,6起發生在充放電過程中,3起是在安裝和施工途中發生火災。據BNEF預計,2019年韓國新增儲能裝機約2GWh,同比下滑50%。

3.1.5 日本:政府補貼與新能源消納推儲能發展

政府補貼推動用戶側儲能快速發展。2014年,日本經濟產業省(METI)出臺針對儲能的補貼政策(總預算100億日元),針對裝機1kWh以上的儲能系統實施2/3的出裝補貼(戶用項目上限100萬日元,商業項目上限1億日元)。

新能源消納壓力帶動儲能剛需。日本國土面積狹小、能源對外依賴程度較高,福島核電站事故后,日本大力推行補貼政策,鼓勵新能源發展。新能源的快速發展,對日本電網構成一定沖擊,也影響了新能源的消納。另外,日本新能源發展較不平衡,北海道和東北地區風電較多,九州地區光伏較多,區域的不平衡進一步推升了對于儲能的需求。一些地區電網收購要求光伏和風電項目必須配備儲能以提升電網穩定性。北海道正在建設裝機量240MW/720MWh的風電儲能項目,項目建成后將成為世界最大的儲能項目。

3.2 國內:等政策風來,待模式演進

根據CNESA統計,截至2019年6月底,國內已投運儲能項目累計規模31.4GW,其中電化學儲能累計規模1.19GW,占比3.8%。2019年上半年國內新增電化學儲能裝機116.9MW,同比下降4.2%,環比2018年下半年下降79.2%。

3.2.1、短期政策調整不改儲能長期發展趨勢

2019年是國內儲能發展變革較大的一年。電網側儲能方面,隨著發改委明確電網不得將儲能納入輸配電價成本以及國家電網宣布嚴控電網投資,2018年開始興起的電網側儲能開始步入低谷期。用戶側儲能方面,工商業電價的連續下調使得峰谷價差也隨之縮小,部分參與者對于儲能峰谷套利的商業模式開始失去信心。

但短期的政策調整不改儲能長期的發展趨勢。一方面,儲能在越過經濟性拐點后,具備較大的吸引力。另一方面,由于新能源消納等剛性需求的存在,儲能發展前景依然廣闊,市場各主體仍然保持積極探索的趨勢。

未來國內儲能市場的爆發,需要政策的進一步推動(包括儲能的直接支持政策和電力市場化改革),同時,需要在現有商業模式的基礎上不斷探索和完善。

3.2.2 等政策風來:政策細節完善,電改繼續推進

儲能的興起依賴兩類政策:一類是與儲能直接相關的支持政策,一類是電力市場化改革政策。

國家層面政策:整體鼓勵,細節缺失。2017年五部委聯合發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》,明確了十三五和十四五時期儲能發展“兩步走”的戰略,是針對儲能的重要政策。2019年針對該指導意見,進一步提出了細化的2019-2020行動計劃,但整體仍屬于指導意見,缺乏細節可執行的具體措施。

部分省市開始出臺補貼政策。目前針對儲能出臺補貼政策的有合肥和蘇州。合肥政策針對符合政策的光伏儲能系統,按儲能實際充電量給予1元/kWh的補貼。蘇州針對工業園區的儲能項目,按放電量補貼3年,補貼標準0.3元/kWh。

儲能的發展離不開市場化的電力市場。國內市場,儲能的發展受制于電力市場化程度,因此電力市場化改革深刻影響著儲能的發展。目前國內電力市場化改革仍在進行中,現貨市場、偏差考核、各類輔助服務市場尚未真正建立起來,一定程度上制約了儲能商業模式的拓展和完善。未來一旦電改加速,儲能的盈利邊界將進一步拓展,從而行業迎來加速發展。

3.2.3 待模式演進:盈利模式未來方向在于多樣化

儲能盈利模式的演進未來在于多樣化,僅依賴單一模式可能無法實現既定的收益目標。

火電聯合調頻逐漸成為紅海市場。原因:1、市場容量較小、2、短時間內快速放電,影響電池壽命,原測算的經濟性無法達到。

儲能與新能源配套存在較大的發展空間。目前,西部地區仍然存在消納問題。2019年前三季度,風電、光伏棄電量分別為128.3、32.5億kWh,主要集中在西部地區。但在中東部地區,新能源的消納開始出現邊際的變化,目前安徽、山東等地區已經開始鼓勵風電、光伏項目自行配備適當比例的儲能。按照中長期中國每年100GW以上新增光伏風電裝機計算,假設按10%的容量配置儲能,每年可帶來10GW以上新增儲能。

在電網側,失去了電網作為投資主體,未來幾年電網側儲能將受到重大影響。但長遠來看,電網側儲能電網企業的退出,給了其他市場主體更多的機會。

2018年是電網側儲能突飛猛進之年。國內電網側儲能興起的背景是中東部地區負荷不斷增長帶來的高峰時期電力缺口。2018年7月,101MW/202MWh的鎮江電化學儲能電站項目投運,這是我國首個真正意義上服務于電網的規模化獨立運行的儲能項目。隨后,河南、湖南、甘肅等地的百MW級儲能電站紛紛上馬。2018年國內電網側儲能新增投運規模超過200MW。

發改委新政明確儲能不納入輸配電成本。2019年5月,國家發改委正式印發《輸配電定價成本監審辦法》,明確抽水儲能電站、電儲能設施等與電網企業輸配電業務無關的費用,不得計入輸配電價成本。

政策調整導致電網企業嚴控儲能投資。2019年11月,國家電網發布《國家電網有限公司關于是進一步嚴格控制電網投資的通知》(826號文),明確提到“不得在投資計劃外安排輸變電資產租賃,不得已投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設,不再安排抽水蓄能新項目開工,優化續建項目投資進度”。而南方電網隨后也發布了《優化投資和成本管控措施(2019年版)》,提出“要強化電網投資全過程管控及投入產出機制建設,非管制業務要聚焦戰略轉型方向優化布局”。

一般工商業電價連續下降影響以峰谷套利為主的用戶側收益。2018年政府工作報告中提出一般工商業電價平均降低10%。2019年5月政府工作報告提出一般工商業電價再降10%的目標。一般工商業電價的不斷下降也導致了峰谷價差的收斂,從而導致以峰谷套利模式為主的用戶側儲能收益顯著下降。

04

電化學儲能產業鏈成熟,未來成本仍有下降空間

4.1 電化學儲能產業鏈

電化學儲能系統主要由電池(鋰電池或其他電池)、電池管理系統(BMS)、儲能變流器(PCS)、能量管理系統(EMS)及其他電氣設備構成。電池是儲能系統的最重要的構成部分。電池管理系統(BMS)主要負責電池的監測、評估、保護和均衡監測。儲能變流器(PCS)負責直流和交流的相互轉換。能量管理系統(EMS)負責數據采集、網絡監控、能量調度等。

由于新能源汽車的發展,鋰電池和BMS逐漸發展成熟。而PCS屬于成熟產品,與UPS、逆變器等產品技術同源。整體產業鏈發展成熟。

4.2 成本仍有下降空間

電化學儲能的投資成本主要包括電池、BMS、PCS、其他一二次設備、設計、土建施工、安裝等,其中電池是成本的主要構成,一般占比40%-60%。

據BNEF預計,2018年儲能系統成本為364美元/kWh,到2030年,儲能系統成本有望降至165美元/kWh。而考慮循環壽命的提升,儲能的度電成本下降更快。據寧德時代計算,到2020年儲能的度電成本(LCOE)有望降至0.25元/KWh以下,電化學儲能在不需要任何補貼的情況下已經初步具備經濟性。

電池壽命特別是循環壽命對于儲能度電成本至關重要。目前磷酸鐵鋰的循環壽命一般為2500-4000次。但壽命提升是儲能發展的必然趨勢。目前,寧德時代循環壽命10000次以上的磷酸鐵鋰電池已有小批量的投產,我們認為未來2-3年循環壽命8000次以上的儲能電池將逐漸成為行業主流。

動力電池產業成熟推動鋰電池價格持續下降。截至2018年底,國內動力電池產能超過206GWh,全年國內動力電池出貨量僅為65.03GWh。從結構上看,隨著新能源汽車應用上三元電池的優勢逐步確立,磷酸鐵鋰電池產能過剩相對更為嚴重。動力電池產業鏈的成熟與產能過剩,未來將進一步推動鋰電池價格持續下降。

退役動力電池的梯次利用可以進一步降低儲能電池成本。我國新能源汽車市場自2014年開始爆發,按照4-6年的電池壽命,首批新能源汽車動力電池開始進入批量退役。預計到2020年將有超過20GWh的動力電池退役,而儲能將成為退役動力電池的重要應用方向。

關鍵字:儲能經濟性

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