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储能领域行业深度分析
储能领域行业深度分析
1. 储能:
充放之间,实现能量的跨时间转移
储能即是将电能转化为其他形式的能量储存起来。
储能的基本方法是先将电力转化为其他形式的能量存放在储能装置中,并在需要时释放;根据能量转化的特点可以将电能转化为动能、势能和化学能等。
储能的目的主要是实现电力在供应端、输送端以及用户端的稳定运行,具体应用场景包括:
1)应用于电网的削峰填谷、平滑负荷、快速调整电网频率等领域,提高电网运行的稳定性和可靠性;2)应用于新能源发电领域降低光伏和风力等发电系统瞬时变化大对电网的冲击,减少“弃光、弃风”的现象;3)应用于新能源汽车充电站,降低新能源汽车大规模瞬时充电对电网的冲击,还可以享受波峰波谷的电价差。
图1:
储能系统通过储能逆变器实现电能的充放电
目前市场上主要的储能类型包括物理储能和电化学储能。
根据能量转换方式的不同可以将储能分为物理储能、电化学储能和其他储能方式:
1)物理储能包括抽水蓄能、压缩空气蓄能和飞轮储能等,其中抽水蓄能容量大、度电成本低,是目前物理蓄能中应用最多的储能方式。
2)电化学储能是近年来发展迅速的储能类型,主要包括锂离子电池储能、铅蓄电池储能和液流电池储能;其中锂离子电池具有循环特性好、响应速度快的特点,是目前电化学储能中主要的储能方式。
3)其他储能方式包括超导储能和超级电容器储能等,目前因制造成本较高等原因应用较少,仅建设有示范性工程。
表1:
物理储能和电化学储能是目前主要的储能方式
储能主要应用于电网输配与辅助服务、可再生能源并网、分布式及微网以及用户侧各部分。
在电网输配和辅助服务方面,储能技术主要作用分别是电网调峰、加载以及启动和缓解输电阻塞、延缓输电网以及配电网的升级;在可再生能源并网方面,储能主要用于平滑可再生能源输出、吸收过剩电力减少“弃风弃光”以及即时并网;在分布式及微网方面,储能主要用于稳定系统输出、作为备用电源并提高调度的灵活性;在用户侧,储能主要用于工商业削峰填谷、需求侧响应以及能源成本管理。
表2:
储能应用场景广泛,包括电网侧、可再生能源并网、用户侧等方面
2.储能市场蓬勃发展,中国市场快速崛起
2.1.全球:
全球经济复苏推动储能市场恢复稳定发展
全球储能市场持续稳定发展,累计装机规模已达179.1GW。
储能产业兴起较早且发展稳定,截止2010年底储能累计装机规模已经达到135GW;2010-2015年期间的由于受到整体经济低迷影响,整体装机量增速放缓,截止2015年累计装机规模达到144.8GW;2016-2018年由于受到成本下降和政策推动的双重刺激,储能行业快速发展,截止2018年底累计装机规模达到179.1GW。
图2:
全球投运储能累计装机规模持续上升
抽水蓄能占据绝对主导地位,电化学储能增长迅速。
根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据统计,截止2018年底全球的装机规模中,抽水蓄能占比达到94.3%,占据绝对的主导地位;电化学储能达到3.7%,熔融盐蓄热、压缩空气等其他储能方式作为储能市场多元组成的一部分占比较低,各自占比仅为1.5%和0.2%。
图3:
截止2018年底抽水蓄能占全球储能装机的主导地位
中国储能装机规模位列全球第一,美国、日本分列二三位。
根据中关村储能技术联盟数据统计,中国装机规模达到31.3GW,占全球装机总量17.3%,装机规模位列全球第一。
同样的在美国能源部的统计中我们也可以看到从装机规模来看中国位列全球第一(美国能源部统计的装机规模包括已经投运的项目和在建的项目),美国装机规模位列全球第二,但其储能项目数量位列第一。
日本市场尽管其国土面积较小,但其整体装机规模同样在30GW左右,位列全球第三;西班牙、意大利、印度、德国、瑞士、法国、韩国分别四至十名,但与前三名相比装机规模存在显著差距。
图4:
中国储能装机规模位列全球第一
图5:
中国储能装机规模位列全球第一,美国储能项目数位列全球第一
2.2.中国:
装机规模快速上升,坐稳全球第一宝座
中国储能市场发展稳中有进,已成为全球储能市场的重要组成部分。
2013年以前受益于国家对水电站的大力投资建设,抽水蓄能得以快速发展,随后我国储能项目整体进入平稳发展趋势。
2017年发改委、科技部、能源局、财政部和工信部联合发布《关于促进储能技术与产业发展指导意见》,其中明确提到:
1)“十三五”期间,建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目,储能行业进入商业化发展初期;2)“十四五”期间,储能项目广泛应用,形成较为完整的产业体系,成为能源领域经济新增长点;储能行业进入规模化发展阶段。
受此拉动我国储能装机规模快速提升,截至2018年底我国储能累计装机量达到31.3GW,是2010年累计装机量的1.7倍,占全球市场总规模比重达到17.3%,中国市场已成为全球市场重要组成部分。
图6:
中国储能市场装机规模快速上升
中国市场与全球类似,抽水蓄能占据主导地位。
在储能装机的类型分布中,我国呈现与全球类似的特点,根据CNESA数据统计显示,截止2018年底我国储能整体装机中抽水蓄能占比达到95.8%,电化学储能与其他储能方式共存,其中电化学储能市场占比为3.4%,熔融盐蓄热储能市场占比0.7%,而飞轮储能,压缩空气储能市场占比均不足0.1%。
图7:
截止2018年底抽水蓄能占中国储能装机的主导地位
根据中国储能分会数据显示,我国储能装机主要分布在西北和华东地区,两者合计占装机总规模的49%;其中西北地区主要集中在新疆、甘肃省,华东地区主要集中在江苏、浙江等省份。
此外西南、华南、华北地区储能装机估摸占比分别为14%、12%及15%;其中西南地区主要集中在云南省,华南地区集中在广东省,华北地区则主要集中在山东、山西和内蒙古等省份。
华中及东北地区的储能装机量极少,占比均为5%,其储能装机主要集中在湖南省、辽宁省。
图8:
我国投运储能项目在南方地区分布较多
图9:
西北和华东地区占全国储能装机规模的近50%
3.抽水蓄能主导地位不变,电化学储能迎来春天
3.1.成本低廉的大规模储能技术,抽水蓄能主导地位不变
抽水蓄能的主导地位仍然不会改变。
抽水蓄能属于大规模、集中式能量储存;其技术非常成熟,每瓦储能运行成本较低,可用于电网的能量管理和调峰;但其建设完全依赖于地理条件,即当地水资源的丰富程度,并且一般与电力负荷中心有一定的距离,面临长距离输电的问题。
2016年以来全球抽水蓄能的装机增速持续下降,2018年装机增速仅为0.6%;而从我国的情况来看,2018年我国抽水蓄能装机规模同比增速为5.3%,高于全球水平。
短期来看我们认为抽水蓄能成本更加的便宜,并且随着特高压输电的不断建设,电力损耗有望进一步减少,抽水蓄能在储能应用中的主导地位短期内仍然不会被动摇。
图10:
2016年以来全球抽水蓄能装机规模增速逐年下滑
图11:
2018年我国抽水蓄能装机规模同比增长5.3%
3.2.电化学储能是储能市场发展的新动力
电化学储能是储能市场保持增长的新动力。
无论是从全球还是中国的装机情况来看,2018年都可以说是电化学储能的元年,亦或是集中爆发的一年。
从全球角度来看,2018年电化学储能装机规模达到6625MW,同比增长126.4%;占储能市场装机规模比重从2017年1.67%提升到2018年的3.70%。
从中国市场来看,2018年我国电化学储能装机规模达到1072.7MW,同比增长175.2%;占我国储能市场装机估摸比重从2017年1.35%提升到2018年的3.43%。
我们认为随着电化学储能技术的不断改进,电化学储能系统的制造成本和维护成本不断下降、储能设备容量及寿命不断提高,电化学储能将得到大规模的应用,成为中国储能产业新的发展趋势。
根据中关村储能产业技术联盟数据预测,到2020年我国电化学储能市场占比将进一步从2018年的3.43提高到7.3%。
图12:
全球和中国电化学储能规模占比逐年上升
图13:
到2020年电化学储能占我国储能装机比重有望达到7.3%
4.电化学储能:
蓄势而发,扶摇直上
4.1.装机规模快速上升,锂离子电池占据迎头向上
4.1.1.全球电化学储能市场快速发展,锂离子电池占比近九成
电化学储能主要类型分别是锂离子电池、铅酸电池及液流电池。
电化学储能根据所使用的电池不同可分为铅酸电池、锂离子电池和液流电池等:
1)铅酸电池是目前技术最为成熟的电池,其制造成本低廉,但使用寿命短,不环保,响应速度慢。
2)锂离子电池能量密度高,电压平台高,制造成本随着新能源汽车市场的规模效应而不断下降,是目前电化学储能项目应用最多的电池。
3)液流电池是近年来新兴的化学电池,其使用寿命长、充放电性能良好,但由于技术不成熟以及制造成本较高而未得到大规模的应用。
表4:
电化学储能主要类型分别是锂离子电池、铅酸电池及液流电池
全球电化学储能装机量持续攀升。
截至2019年一季度,全球电化学储能累计装机规模为6829MW,是2010年累计装机规模的17倍。
2018年电化学储能装机呈井喷状态,全年新增装机量高达3698MW,同比增速达到126.4%。
从新增装机国家来看:
韩国占到全球2018年新增电化学储能装机量的45%,遥遥领先于其他国家;其次中国、英国、美国和澳大利亚分别占比17%、14%、6%及5%,剩余国家合计新增电化学储能装机占比13%。
图14:
2018年全球电化学储能装机规模同比增长超过100%
图15:
韩国位列2018年全球新增电化学储能市场装机规模第一
锂离子电池在全球电化学储能市场占据主导地位。
截止2018年底,电化学储能装机量达到1072.7MW,其中锂离子电池储能方式占据主导地位,占比高达86%;钠硫电池和铅蓄电池分别占比6%、5.9%;其他储能方式作为电化学储能多元发展的一部分,占比仅为1.8%,且大多为示范性工程,如超级电容仅在美国建设有示范性储能电站。
图16:
全球电化学储能锂离子电池装机规模持续上升
图17:
锂离子电池占全球电化学储能装机规模比重接近90%
4.1.2.我国后来居上,占全球电化学储能装机比重达到17.3%
电化学储能起步较晚,锂离子电池助推我国后来居上。
我国电化学储能
虽然起步较晚,但装机规模始终保持在较高的水平;2011年我国电化学储能装机规模仅为40.7MW,到2017年累计装机规模已经达到389.3MW,是2011年的9.6倍。
2018年则是行业整体爆发的一年,受益于电网侧项目的快速推进和电池成本的逐渐下降,2018年我国新增投运规模682.9MW,同比增长464.4%;累计投运规模达到1.073GWH,首次突破GW级别,是2017年累计投运总规模的2.8倍。
从电池类型来看,锂离子电池占据达到70%,铅酸电池因其较低的成本依然获得市场青睐,占比达到27%。
图18:
中国电化学储能市场累计装机规模迅速攀升
中国电化学储能市场以锂离子电池储能为主导,铅蓄电池储能是重要组成部分。
在2018年中国电化学储能新装机分布中,锂离子电池以70.6%的装机占比占据主导地位;铅蓄电池是电化学储能市场的重要补充,新装机量占比达到27.2%;其余电化学储能方式如液流电池、超级电容、钠硫电池占比合计仅为2.2%。
图19:
中国电化学储能锂离子电池装机规模持续上升
图20:
中国电化学储能锂电池占比达到70%,铅蓄电池占比接近30%
4.2.锂离子电池应用广泛,储能应用占比稳步提升
锂离子电池应用广泛。
与传统电池相比,锂离子电池不含铅、镉等重金属,无污染、不含毒性材料,同时具备能量密度高、工作电压高、重量轻、体积小等特点,已经广泛应用于消费电子、新能源汽车动力电池和储能领域。
锂离子电池电芯主要由正极材料、负极材料、电解液和隔膜四大材料构成,而从电芯到最后的完整的电池包主要经过两个环节:
1)将一定数量的电芯进行串并联组装成电池模组;2)电池模组加上热管理系统、电池管理系统(BMS)以及一些结构件组成完整的电池包,又称作电池PACK。
图21:
锂离子电池产业链涉及上游有色金属材料、中游电池材料和电池以及下游的动力电池、消费电池和储能电池应用
锂电技术路线多,储能更注重安全性和长期成本。
与动力锂电池相比,储能用锂电池对能量密度的要求较为宽松,但对安全性、循环寿命和成本要求较高。
从这方面看,磷酸铁锂电池是现阶段各类锂离子电池中较为适合用于储能的技术路线,目前已投建的锂电储能项目中大多也都采用这一技术。
三元电池的主要优势在于高能量密度,其循环寿命和安全性较为局限,因而更适合用作动力电池。
表5:
磷酸铁锂因其循环次数高、稳定性好等特点更适用于储能应用
锂离子电池储能技术应用主要集中在可再生能源并网和电网侧。
从全球范围内来看,锂电池储能技术应用最多的为电网侧,占比达到52.7%,主要用于电网的调峰调频;可再生能源并网占比达到28.9%,分布式及微网和用户侧占比分别为13.2%及5.2%。
中国市场略微有所差别,可再生能源并网应用占比最高,达到37.7%;其次分别是电网侧应用、用户侧和微网端,占比分别为25%、22.1%和13.2%。
图22:
全球范围来看锂电池储能主要用于电网侧
图23:
中国市场锂电池储能主要用于可再生能源并网
锂电储能技术在可再生能源并网和电网侧装机增长显著。
在2012年,锂电储能技术在风光电并网和辅助服务的累计装机量仅为23.9MW、23.7MW。
自2016年起,全国各地方储能产业政策不断出炉,推动了储能产业的快速发展,锂电储能在风光电并网和电力辅助服务上装机量攀升,2018年累计装机同比增速高达226.7%、115.1%,累计装机量分别为285.9MW、184.3MW。
目前仍有大量风光发电站和热电厂未装备有调峰调频储能设备,锂电储能技术在风光电并网和辅助服务侧存在广阔的市场。
图24:
锂电储能技术在可再生能源并网和电网侧装机增长显著
5.多因素共振,电化学储能迎来发展新动能
5.1.政策端:
行动计划出台,各部门各司其责保障储能产业发展
储能产业政策持续出炉,目标集中在可再生能源并网和电网侧,政策红利明显。
自《十三五规划纲要》出台,我国各地方政府部门针对储能产业出台的政策层出不穷,储能产业在密集政策的推动下迅速发展。
针对储能产业的政策主要集中在解决可再生能源并网出现的问题和电网侧调峰调频,电化学储能作为快速发展的储能方式,势必将得到较大的政策助力。
表6:
2016年以来储能扶持政策频繁出台
2019-2020年行动计划出台,各部门各司其职保障储能产业化应用。
2017年发改委等五部门联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》,其中明确提到在十三五期间储能产业发展进入商业化初期,十四五期间储能储能产业规模化发展。
2019年7月为进一步的贯彻落实该项指导意见,发改委等四部门发布2019-2020年行动计划,其中对发改委、科技部、工信部、能源局的工作任务都做了详细部署,进一步推进我国储能技术与产业健康发展。
表7:
2019-2020年行动计划出台明确各部门职责
5.2.应用端:
电网侧和可再生能源并网齐头并进
5.2.1.电网侧:
调峰调频是储能企业的主要收入来源
储能电网侧应用的补偿费用普遍由发电厂均摊,具体盈利机制各地方有所不同。
发电企业因提供有偿辅助服务产生的成本费用所需的补偿即为补偿费用,国家能源局南方监管局在2017年出台了《南方区域发电厂并网运行管理实施细则》及《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》,两个细则制定了南方电力辅助服务的市场补偿机制,规范了辅助服务的收费标准,为电力辅助服务市场化开辟道路。
以广东地区为例,目前AGC服务调节电量的补偿标准可以达到80元/MWh,电力辅助服务存在盈利空间。
表8:
南方地区电力辅助服务补偿机制
电网辅助服务主要集中在“三北”地区,华中、南方是重要的辅助服务地区。
据国家能源局统计,2018年全国除西藏外参与电力辅助服务补偿的发电企业共4176家,装机容量共13.25亿千瓦,补偿费用共147.62亿元,占上网电费总额的0.83%。
从电力辅助服务补偿费用比重来看,补偿费用最高的为“三北”地区,即西北、东北和华北区域,服务补偿费用占上网电费总额比重分别为0.61%、1.82%和3.17%;华中区域占比最低,为0.23%。
图25:
2018年电力辅助服务补偿费用地区分布
调峰、调频与备用是补偿费用的主要组成部分。
2018年调峰补偿费用总额52.34亿元,占总补偿费用的35.5%;调频补偿费用总额41.66亿元,占比28.2%;备用补偿费用总额42.86亿元,占比29.0%;前三者占补偿费用的比重超过90%,是电网辅助服务补偿费用的主要组成;调压补偿费用为10.33亿元,占比7.00%;其他补偿费用0.43亿元,占比0.29%。
图26:
2018年电力辅助服务补偿费用组成结构
用于电网辅助服务的储能项目中,火电辅助服务装机量最多,补偿费用占比最大。
电力生产的构成决定了辅助服务的重要程度,火电作为主要发电单位,辅助服务的重要性不言而喻。
2018年火电辅助服务产生补偿费用210.95亿元,占比高达80.55%;风电、水电在2018年分别产生补偿费用23.72亿元、20.94亿元,费用占比依次为9.06%、8%;核电及光伏等使用电网辅助服务产生的补偿费用占比仅为2.4%。
图27:
2018年电网辅助服务补偿费用占比
表9:
部分已投运电网辅助服务项目
5.2.1.可再生能源并网:
有效解决“弃光、弃风”问题
储能技术在并网侧的应用主要是解决“弃光、弃风”问题,改善电能质量。
我国能源供应和能源需求呈逆向分布,风能主要集中在华北、西北、东北地区,太阳能主要集中在西部高原地区,而绝大部分的能源需求集中在人口密集、工业集中的中、东部地区;供求关系导致新能源消纳上的矛盾,风光电企业因为生产的电力无法被纳入输电网,而被迫停机或限产。
据国家能源局统计,我国弃光、弃风率长期维持在4%以上,仅2018年弃风弃光量合计超过300亿千瓦时。
锂离子电池储能技术能有效帮助电网消纳可再生能源,减少甚至避免弃光弃风现象的发生。
风光发电受风速、风向、日照等自然条件影响,输出功率具有波动性、间歇性的特点,将对局部电网电压的稳定性和电能质量产生较大的负面影响,锂离子电池储能技术在风光电并网的应用主要在于平滑风电系统的有功波动,从而提高并网风电系统的电能质量和稳定性。
图28:
2016年至今中国弃光率、弃风率逐年下降
在可再生能源并网领域,锂电储能收益主要依靠限电时段的弃电量存储。
储能电站在用电低谷期储存剩余电量,在用电高峰期释放电能,释放电量与指导电价的乘积即为储能电站的收益。
目前在青海、辽宁等光照和风电资源较丰富的地区已经有对应储能项目投运。
表10:
可再生能源并网部分已投运项目
5.3.成本端:
规模效应和梯次利用助推电池成本持续下滑
电池成本是电化学储能的重要成本来源。
电化学储能电站初始成本主要
包括电池成本,系统硬件成本(包括温度控制、变流器等),间接成本以及基础设施建设等。
根据麦肯锡的数据统计显示,2012至2017年储能电站成本已经大幅下降,每KWH成本已经从2100美元下降至587美元。
具体来看587/kwh的建设成本中,电池成本达到236元,占成本比重为40%,中国市场由于人工、材料费用相对比较便宜,电池成本占比会更高。
如果仅考虑储能系统的成本(排除间接成本和最终的施工成本),整个系统成本为429/kwh,此时电池成本占比达到55%。
因此我们可以看到电池是储能系统里面主要的成本来源,其成本的高低将直接影响最终的储能成本。
图29:
2012-2017年储能成本快速下降
5.3.1.动力电池装机量快速上升推动电池成本持续下降
受益于国家政策驱动,我国新能源汽车产业快速发展。
自2012年国务院发布《节能与新能源汽车产业发展规划》以来,财政补贴、税费减免等措施使我国新能源汽车产业得以快速发展。
2015年以来我国新能源汽车每年销量增速均在50%以上;2018年我国新能源汽车销量达到125.6万辆,同比增长61.7%,销量为2014年的16倍,2014年至今年均复合增速超过100%。
图30:
受益于国家政策推动我国新能源汽车销量快速上升
下游销量驱动,动力电池装机量快速上升。
新能源汽车销量的快速上升拉动了以锂离子电池为代表的动力电池装机量的快速上升,2018年我国动力电池装机量达到56.89GWH,同比增长56.88%;其中纯电动汽车配套的动力电池装机量累计约53.01GWh,同比增长55.64%;插电式混合动力汽车配套的动力电池装机量累计约3.82GWh,同比增长75.34%;燃料电池汽车配套的动力电池装机量约0.07GWh,同比增长115.11%。
从装机量来看2018年装机量是2015年的3.4倍,2015年至今年均复合增速达到51%,随着未来新能源汽车销量的继续上升,动力电池装机量有望继续攀升。
图31:
动力电池装机量持续上升
规模上升带来锂电价格持续下降,助力储能产业发展。
锂电池储能系统电池主要包括磷酸铁锂电池和三元电池,其中从目前国内的应用来看磷酸铁锂电池因其循环次数高、成本低特点应用更为广泛。
自2014年至2018年,在新能源汽车产业的带动下电池产业发展迅速,磷酸铁锂电池和三元电池技术不断成熟;同时装机规模的持续上升也使得规模效应逐步凸显。
电池价格从逐年下降,磷酸铁锂和三元电池价格从2014年一季度时2.9元/Wh、2.9元/Wh降至2018年四季度的1.15元/Wh、1.2元/Wh。
此外随着技术的不断进步,电池循环次数也在不断提升,例如宁德时代2019年即将量产长循环寿命锂电池储能系统(磷酸铁锂电池),使用寿命可以超过15年,单体循环超过万次;循环次数的提高也将进一步降低单次的储能成本。
图32:
2014年至2018年国内锂电池价格走势
5.3.2.电池梯次利用有望进一步带来成本下降
电池梯次利用为动力电池退役找到新出路。
在新能源汽车的使用过程中,动力电池的容量会随着时间逐步衰减,按照当前情况来看,当电池剩余容量低于70%左右的时候,处于安全性和续航里程等方面的考虑,动力电池将不再应用于新能源汽车。
退役动力电池的梯次利用通常包括以下步骤:
(1)废旧动力电池回收;
(2)动力电池组拆解,获得电池单体;(3)根据电池特性筛选出可使用的电池单体;(4)电池单体进行配对重组成电池组;(5)加入电池管理系统(BMS)、电池外壳等组成电池包;(6)集成系统、运行维护等。
图33:
动力电池梯次利用流程
退役高峰的到来,国家近年来出台了一系列关于动力锂电梯次利用的政策,市场机制初步建立。
2018年工信部等七部门先后出台了《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》和《关于组织开展新能源汽车动力蓄电池回收利用试点工作》政策,政策明确了动力电池回收责任主体是汽车生产企业,汽车生产企业有义务回收利用退役动力锂电;动力电池生产企业切实实行电池产品编码制度,开展动力蓄电池全生命周期管理;落实生产者责任延伸制度,动力电池生产企业不仅负责生产销售
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