深度报告丨国内外储能市场全面分析：系统成本的经济性拐点开始出现只差政策迎风来.docx

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1、深度报告I国内外储能市场全面分析：系统成本的经济性拐点开始出现只差政策迎风来业内一般认为，1.5元wh的系统成本是储能经济性的拐点，特别是对于能量型的应用如峰谷套利、新能源配套等。由于电池成本和BOS成本的不断下降，储能系统成本已经突破这一成本线，经济性拐点已经开始出现。电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性初具储能深刻地改变了电力的生产和消费方式，具备广阔的市场空间。众多储能技术路线中，电化学储能是储能的发展方向，而其中锂电池路线更为主流。随着电池成本和BOS成本的快速下降，电化学储能经济性拐点开始出现，未来潜在市场空间广阔。据CNESA预测，2023年国内电化学储能累计规模达到19.3GWo据

2、彭博新能源财经（BNEF）预测，到2040年，全球储能项目累计装机规模将达到1095GW2850GWh,对应投资规模6620亿美元。储能应用场景：多方探索，全面开花储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、调峰、调频、其他辅助服务、峰谷套利、需求侧响应等多种用途。电力系统中，各方对于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态，包括新能源电站业主、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。成本快速下降、经济性凸显，储能风口将至过去几年中，由于新能源汽车产业的快速发展，带动了锂电池产业链的成熟，锂电池价格下降较快，锂电池成本以每

3、年20%30%的速度在降低。另一方面，储能的应用场景和商业模式在不断拓展。据宁德时代计算，到2023年储能度电成本(1COE)有望降至0.25元/KWh以下，电化学储能在不需要任何补贴的情况下已经初步具备经济性。发展现状：短期弹性看海外，长期国内市场将成熟海外市场由于电力市场化更加成熟，储能的应用更广，随着成本的快速下降，未来将是储能市场增长的主要贡献力量。储能企业近期也在海外接连斩获大单，如宁德时代与PowinEnergy签订1.85GWh储能电芯供货合同、阳光电源成功签约马萨诸塞州15MW32MWh储能项目。国内在电网侧储能由于政策原因快速下滑的背景下，短期内从量的增速看，可能不会十分乐观

4、，但随着政策成熟、电力市场化改革推进、商业模式探索完善以及成本下降，国内储能市场终将发展成熟，未来前景十分乐观。01电化学储能：潜在大蓝海市场，经济性拐点出现1.1储能深刻地改变了电力的生产、消费方式储能即能量的存储。指通过特定的装置或物理介质将能量存储起来以便在需要时利用。根据能量存储方式的不同，储能可以分为机械储能、电气储能、电化学储能、热储能和化学储能五大类。从能量释放的方式看，除热储能外，大部分储能最终以电能形式释放。储能深刻地改变了电力的生产、消费方式。电力作为一种特殊的商品，本身无法直接储存，发电、输电、配电、用电同步进行，做到实时平衡，没有中间的存储环节。储能的出现和广泛应用，实

5、现了电能在时间上的转移，从而深刻地改变了电力的生产、消费方式，是电力市场的一次革命性突破。不同储能技术成熟度与成本差异较大。抽水蓄能目前商业化应用最为成熟，作为调峰、调频和备用电源广泛应用于电网侧，主要优点是技术成熟度高、功率和容量较大、成本低，但主要缺点在于受地形制约较大、能量密度较低、总投资较高、投资回收期较长等。以锂离子电池为代表的电化学储能整体处于示范和部署阶段，成本仍具备较大下降空间。合成天然气、氢能、压缩空气储能、超导储能、超级电容储能、飞轮储能等仍处于研发阶段。1.2电化学储能是发展方向，锂电池路线是主流电化学储能是发展方向，发展前景广阔。电化学储能指的是以锂电池为代表的各类二次

6、电池储能。相比抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活运用于发电侧、输配电侧和用电侧。相比电磁储能，电化学储能的技术更为成熟、成本更低，商业化应用范围更广。同时，随着近年来成本的快速下降、商业化应用逐渐成熟，电化学储能的优势愈发明显，开始逐渐成为储能新增装机的主流，且未来仍有较大的成本下降空间，发展前景广阔。电化学储能近年来发展迅速，整体占比仍然较低。据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，截至2018年底，全球累计已投运储能项目181GW,同比增长3.19%,其中电化学储能累计装机6.625GW,同比增长126.4%,截至2018年底电化学储能占全部储能累计装机的3.7

7、%,是抽水蓄能以外累计装机规模最大的技术路线。锂电池是最主流电化学储能技术路线。各类电化学储能技术中，锂离子电池累计规模最大，是最主流的电化学储能技术路线。根据CNESA数据，截至2018年底，全球锂电池储能累计装机5.71GW,占电化学储能累计装机的86.3%。锂电池在储能的应用上，以磷酸铁锂电池为主流。1.3经济性拐点开始出现，电化学储能兴起动力电池产业链成熟，带动锂电池价格快速下降。随着新能源汽车的发展，动力电池产业链也逐渐成熟，动力电池企业产能不断扩张，一定程度上出现了产能过剩，带动锂电池价格不断下降。2010-2018年，锂电池PACK价格由1160美元ZkWh下降至176美元/kW

8、h（约1.2元/Wh）,降幅达85%o展望未来，锂电池特别是磷酸铁锂电池产能压力继续存在，价格具备进一步下行空间。系统成本不断下降，储能经济性拐点开始出现。除电池成本外，由BMS（电池管理系统）、PCS（储能变流器）和施工成本构成的BOS成本也在快速下降。根据麦肯锡数据，2012年至2017年，储能系统中电池以外的成本（BOS成本）由1500美元/MWh下降至351美元/MWh,平均每年降幅超过25%o业内一般认为，1.5元wh的系统成本是储能经济性的拐点，特别是对于能量型的应用如峰谷套利、新能源配套等。由于电池成本和BOS成本的不断下降，储能系统成本已经突破这一成本线，经济性拐点已经开始出现

9、。据CNESA预测，到2019年底，中国电化学储能累计装机1.89GW,2023年底累计装机283GW,到2023年底累计装机19.3GW。根据BNEF的预测，到2040年，全球储能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近1095GW2850GWh,对应投资6620亿美元。我们认为，抽水蓄能以外的电力储能，特别是容量型储能，未来将以电化学储能为主。02储能的应用场景：多方探索，全面开花储能可以全面应用于电力系统。储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、调峰、调频、其他辅助服务、峰谷套利、需求侧响应等多种用途。电力系统中，各方对

10、于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态，包括新能源电站业主、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。2.1发电侧储能：主要用于新能源配套、火电联合调频2.1.1与新能源发电配套新能源装机的快速增长带来严重的消纳问题。以光伏、风电为代表的新能源装机快速增长。截至2019年上半年，我国光伏累计装机达185.59GW,风电累计装机达193GW。但是光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，属于不稳定出力的电源，因此装机占比或发电占比达到一定程度时，会对电网的稳定性带来挑战。电网为避免不稳定会限制部分新能源的出力，从而引发了弃风、弃光现象。消纳问题在一定程度上影响了新能源的发展。由于消纳

11、问题的存在，如果不配套储能，光伏、风电达到一定渗透率时将失去继续发展的条件。国家能源局发布的最新预警结果显示，风电红色预警区域包括新疆（含兵团）、甘肃地区，光伏红色预警区域为新疆、甘肃、西藏等地区。根据能源局政策，红色预警区域在预警解除前，暂停相应光伏、风电项目的开发建设，橙色预警区域当年暂停新增光伏、风电项目。而在海外的日本、印度等市场，消纳问题给光伏、风电带来的负面影响也逐渐开始显现。高可再生能源渗透率离不开储能。由于风电、光伏等新能源具有波动性、间歇性、不可预测性等特点，因此新能源渗透率发展到一定程度时，必然会引起限电现象，只有配合储能的应用才能更好地消纳和平滑波动，实现更高的新能源渗透

12、率。储能配合新能源已有大量成熟案例。我国首个风光储输示范工程位于河北省张家口市北部，于2011年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳问题。近年来，还有青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。2.1.2火电联合调频储能在发电侧的另一大应用是与火电机组联合参与电网调频等辅助服务，获得相应的调频补偿收益。保持电力的输出与负荷端的实时平衡是电网重要的任务。频率表示交流电网中每秒钟电流方向变化的次数，经过漫长的产业演进，各国电力系统基本确定50HZ或60HZ作

13、为频率标准（我国为50Hz）0电网是实施平衡的，对于交流电网来说，稳定的频率是电网稳定的重要指标之一，发电小于用电会导致频率上升，反之亦然。火电厂是调频市场最重要的参与者，新能源增长提升调频需求。全球范围内，火电仍是主要的电力供应来源，因此火电厂也是目前调频市场最重要的参与者。而随着新能源的发展，电力系统的调频需求也在不断增长。一方面，以风电、光伏为主的新能源出力波动较大，增加了对于调频的需求。另一方面，新能源渗透率的提升挤压了传统火电的空间，进而影响了电网整体的调频能力。储能调频的效果优于火电。火电机组由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成，系统惯性大，调频效果也较差，具体表现为调节延迟、调节偏

14、差（超调和欠调）、调节反向、单向调节、AGC补偿效果差等现象。而储能系统的调频效果更好，表现为响应速度更快（几十至几百毫秒）、调节精度更高（99%）。火电厂在使用储能调频后，可以有效提升调频效果，增加调频收益。储能调频目前以独立运营商为主。目前储能参与火电调频，一般由独立运营商来负责投资和运营，火电厂负责提供场地和接入，双方按照商定的比例对调频收益进行分成。储能系统配置方面，一般功率配置为火电机组额定功率的3%,容量一般按半小时配置。2.2输、配电侧储能：辅助服务为主由于在国内输配电业务的主体主要是电网公司，因此也被称为电网侧储能。电网侧储能的应用场景较为单一，主要以辅助服务为主。储能用于电网

15、侧，还可以有效节约电网投资、延缓电网扩容，但价值相对难以衡量。2.2.1辅助服务电力市场的辅助服务，是指维护电力系统安全运行、保证电能质量的服务，包括调峰、调频、调压和备用等。辅助服务的供给方包括有调节能力的发电方（如火电、水电等）、有调节能力的需求方（需求侧响应）以及储能电站。辅助服务的需求方是整个电力系统，是一种公共产品。在实际运行中，辅助服务的成本有不同的分摊方式，有的由发电方承担（中国、阿根廷），有的由用电方承担（美国PJM、欧洲部分国家），有的由发电方和用电方共同承担（澳大利亚）。新能源发展与火电机组退役关停推升对调峰调频等辅助服务的需求。随着能源清洁化的发展，光伏、风电等新能源逐渐

16、成为新增装机的主力军，这些能源由于波动性较强，推升了电网对于调峰调频等辅助服务的需求。另一方面，随着老旧火电机组或小火电的退役关停，电网辅助服务水平是在下降的。中国2017年火电退役关停容量929万千瓦，预计在2035年将迎来一次火电机组退役潮，将有一半以上的火电机组面临退役。美国过去十年有17%的燃煤机组退役，是电站退役的主力军。2.2.2节约电网投资传统电网面临投资成本较高、利用率较低的问题。传统的电网设计和建造遵循最大负荷法，即新建或增容改造时，变压器、开关设备、电缆等设备的选型必须考虑最大负荷，即使该负荷出现的几率较小、持续时间较短，由此也带来了电网投资成本过高、资产利用率较低。储能可以有效节约电网投资（节约新建投资或延缓配网扩容）。电网侧储能的出现，打破了原有的最大符合法的设计原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可以有效节约电网的投资成本，并提升电网资产利用率。据平高电气测算，额定能量1.5万千瓦的10千伏配电线路，假设线路最小容量裕度已达到3%,考虑负荷年增长率2%,若增配0.3万千瓦储能设备，可将馈线改造扩容时限推迟三年。2.3用户侧储能：峰