 一、儲能行業產業鏈情況 儲能可應用于發電端、電網端和用電端。儲能產業鏈的上游為原材料供應商，負責原材料和鋰電材料的生產與供應；中游為電化學儲能系統，以電池（PACK）為核心，包括電芯、BMS、EMS、PCS等多個部分，是一個綜合能源控制系統，一般采用集裝箱布置，并進行安裝、運維和原料回收；下游應用于發電端、電網端和用戶端。 發電端：新能源+儲能可以平滑新能源發電的波動，提高風光電能質量；電網端：儲能可以調峰調頻，降低用電端和發電端的波動性；用電端：儲能應用于戶用光伏，能夠削峰填谷，使發電、用電趨于平衡；應用于5G基站和數據中心，能夠滿足備用電源需求，使得基站/數據中心穩定運行；應用于充電樁，能夠降低無序充電、高峰充電給電網帶來的壓力，滿足快充需求。 二、儲能方式分類 儲能具有靈活的安裝方式、高質量的調節能力、環保等多種優勢，是優質的靈活性資源。儲能指的是在發電端和用電端不一致時，利用化學或者物理的方法將已經產生的能量儲存起來，并在需要時釋放，具有靈活的安裝方式、高質量的調節能力、環保等多種優勢，是優質的靈活性資源。 目前主要的儲能形式包括機械類儲能、電化學類儲能、電器類儲能、熱儲能、化學類儲能等。其中，機械類儲能和電化學類儲能為目前最主要的儲能方式。 三、全球儲能市場規模 全球已投運儲能項目裝機規模平穩增長。根據CNESA全球儲能項目庫的不完全統計，截至2019年底，全球已投運儲能項目累計裝機規模184.6GW，同比增長1.9%。我國已投運儲能項目累計裝機規模32.4GW，占全球市場總規模的17.6%，同比增長3.6%。 全球電化學儲能市場增長迅速，我國新增投運規模具備領先優勢。截至2019年底，全球已投運電化學儲能的累計裝機規模為9520.5MW，同比增長43.7%。在各類電化學儲能技術中，鋰離子電池的累計裝機規模最大，為8453.9MW。 其中，2019年全球新增投運的電化學儲能項目主要分布在49個國家和地區，我國裝機規模排名第一，排名前十位的國家分別是：中國、美國、英國、德國、澳大利亞、日本、阿聯酋、加拿大、意大利和約旦，規模合計占2019年全球新增總規模的91.6%。 全球電化學儲能市場累計裝機規模 中國電化學儲能市場累計裝機規模 儲能成本持續降低，項目差異性較大。儲能項目成本差異較大，主要受功率能量比、項目規模、項目復雜程度、冗余度及當地法規等的影響。根據BNEF最新完成的全球儲能系統成本調研，2019年一個完成安裝的、4小時電站級儲能系統的成本范圍為300-446美元/kWh，處在一個持續下降的階段。 根據BNEF預測，2025年儲能項目總成本有望降至203美元/kWh，2030年儲能項目總成本有望降至165美元/kWh，相對于2019年分別降幅為38.7%、50.2%。 儲能項目總成本測算（20MW/80MWh）（美元/kWh） 四、儲能方式市場格局 目前抽水儲能應用最廣，電化學儲能占比較小。抽水儲能是指電力負荷低谷期利用過剩電力將水從下池水庫抽到上池水庫時將電能轉化為重力勢能儲存起來的形式，綜合效率在70%到85%之間，在全球目前已投運的儲能項目中占比92.6%，在我國占比93.7%。 電化學儲能是指各種二次電池儲能，包括鉛酸電池、鋰電池等，在全球目前已投運的儲能項目中占比5.2%，在我國占比4.9%。 2019年全球已投運電力儲能項目類型分布 2019年中國已投運電力儲能項目類型分布 五、個儲能類型的優缺點對比 電化學儲能未來潛力更大。抽水儲能能量密度低，且受地形限制嚴重，建設周期長、建設成本高，因此無法滿足戶用儲能等應用場景，未來發展空間受限。電化學儲能不受自然條件影響，且鋰離子電池能量密度高、工作電壓大、循環壽命長、充電速度快、放電功率高、自放電率小、記憶效應小，發展潛力更大，是未來的重點發展方向。 隨著化學儲能技術的進步，儲能成本不斷下降。再有大規模動力電池的退役，梯次利用能夠充分發揮動力電池的殘值，是未來的主要發展方向和最重要的商業模式之一。儲能在電力消納方面至關重要，將成為新能源建設的重要抓手。 展望“十四五”，國內儲能或迎來新的政策窗口期，有望得到更好的政策支持。其中，電化學儲能具備更好的前景，或在新能源及5G領域率先落地。我們預計，“十四五”新能源儲能合計空間為50-100GWh，5G儲能合計空間為59-98GWh，市場空間巨大。 儲能主要類型及優劣勢 六、國家能源結構變革，儲能必不可少 我國化石能源發展空間有限，新能源仍有較大發展空間。由于我國富煤、貧油、少氣資源稟賦的影響，我國是全球第一大油氣進口國，截至2019年12月，我國原油對外依存度高達72.6%，天然氣對外依存度為42.9%，能源安全的風險持續走高。 同時，由于煤炭能源對環境污染較大，發展空間受限，整體上我國化石能源發展空間有限。雖然目前我國擁有全球最大的光伏和風電裝機，但光伏和風電等可再生能源發電占比仍低于全球平均水平。 各國主要能源結構對比
2020年4月9日，《關于做好可再生能源發展“十四五”規劃編制工作有關事項的通知》發布，提出“結合儲能、氫能等新技術，提升可再生能源在區域能源供應中的比重”，規劃在2020年9月底前，完成《可再生能源發展“十四五”規劃研究》報告；2020年11月底前，完成《可再生能源發展“十四五”規劃（征求意見稿）》。 近年來，伴隨著新能源電站的快速發展，“棄風”“棄光”等問題以及新能源電力系統的安全問題開始逐漸顯現，甚至導致電力市場出現令人瞠目的負電價。2020年，受新冠肺炎疫情影響，新能源大國德國僅在1~3月間就出現了128小時的負電價。 “新能源+儲能”的搭配將在一定程度上解決新能源消納難題，同時保障電力系統的運行更加安全。近期各省份發布了多項支持新能源配置儲能的政策，加快電池儲能的發展步伐。
新能源電站儲能空間廣闊。隨著新能源地面電站的快速建設，為了保障電網能夠充分消納，儲能配置需求有望快速釋放。 七、商業模式 鋰電作為儲能的應用場景可分為三個層次考慮：一是單一模式下的峰谷套利；二是和新能源發電組合賦予其可調節性；三是提供電能質量管理以及作為備用電源。不同層次下鋰電儲能的價值體現逐步提高。三個層次下，對于鋰電的利用程度逐次加深。 用戶側儲能單一商業模式下的峰谷套利已經在部分地區具備商業價值。電能自身無法儲存，發電端需要根據用電需求進行實時匹配，但即使是具備調節能力的火電，調節能力也有限，通常還會伴隨一定的經濟損失。 在此背景下，根據用電需求量的不同，分為波峰和波谷，波峰電價更高，波谷電價更低。隨著電力市場化交易的推進，實時電價將更加市場化，波峰波谷差價有望加大。鋰電能夠將電能轉換為化學能進行儲存，低買高賣，實現峰谷套利。假設鋰電儲能系統價格1.4元/Wh、壽命4000次，不考慮時間成本的情況下對應的度電儲存成本僅為0.35元，再考慮86%全系統的充放電效率，約對應0.41元。 參考北京市發改委19年3月29日印發的《關于調整本市一般工商業銷售電價有關問題的通知》，北京城區一般工商業、大工業和農業生產用電，波峰波谷的電價差在0.58-1.15元，鋰電儲能已經有0.18-0.74元/kWh的套利空間。 北京市城區非居民銷售電價表及鋰電儲能套利空間（元/kWh）
賦予新能源發電可調節性，提高經濟效益，構建微電網。新能源發電有波動性，配備鋰電儲能能夠提高利用小時數，增加有效發電量，提高經濟效益。在電網層面，新能源發電的不可調節性限制了其應用占比；加配儲能后在整個體系層面具備可調節性，大大拓寬了新能源發電的應用空間。此外，新能源+儲能完全可以實現電力系統閉環，獨立作為清潔能量來源，實現能源供給的獨立性和可持續性。 鋰電還可提供電能質量管理，以及作為備用電源。功率型鋰電在儲能調頻中占據優勢，是當前主流。備用電源方面以數據中心為例，對于供電安全性要求極高，斷電將帶來巨大的經濟損失。在電力突然中斷時，備用發電機啟動需要時間，備用電源在這時立馬發揮作用保證電力的持續穩定供應。 國際環保組織綠色和平和華北電力大學聯合發布的《點亮綠色云端：中國數據中心能耗與可再生能源使用潛力研究》報告中指出，2018年中國數據中心總用電量1608.89億千瓦時，預計到2023年將達到2667.91億千瓦時。按備用時間0.5h測算，2018年數據中心對應的儲能需求約9.18GWh，2023年對應15.23GWh。 作者：起點研究院 |
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