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第七十二讲:储能行业专题报告:发电侧储能市场及其商业模式分析
文章来源:中国电能质量治理网
发布人姓名:Chinapqc
发布日期:2021/9/19

1 较用电/电网侧,发电侧政策推行力度更强

为什么政策要推动发电侧储能发展?

新能源发电波动性明显,存在峰值时发电功率高于电网负荷,产生弃风弃光的问题。未来随新能源装机比例提升,弃风弃光的问题将 日益突出。
弃风弃光问题解决:加强电网基建或配备储能。加强电网基建可以提升其负荷,使其可以承载更高功率的发电。配备发电侧储能则可 以在电网输送通道受限+光伏/风电满负荷工作的情况下实现调峰,平滑新能源发电输出曲线,缓解电网负担。政策推动安装发电侧储 能,相当于将部分电网建设的成本转嫁至电站,以解决消纳问题。

从全国性政策看,国家对发电侧的重视程度更高

2021年7月21日,发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,明确目标至2025年,国内新型储能(除抽水蓄 能外的储能系统)装机总规模达30GW以上。《意见》对发电侧、电网侧和用户侧储能项目建设要求分别是“大力推进电源侧储能项目建设”“积极推动电网侧储能合理化布 局”“积极支持用户侧储能多元化发展”,从表述看,未来政策对三种储能的支持力度会是发电侧>电网侧>用户侧。

从地方性政策看,发电侧储能推行力度远高于电网/用电侧储能

发电侧储能地方政策:强制安装+有效激励手段+补贴。各地发电侧政策可主要分为两类:一类是要求新能源项目必须按一定功率配 比配置发电侧储能,如湖南、湖北、新疆、陕西、福建等地;一类是鼓励新能源项目按一定功率配比配置发电侧储能,同时会在项目 审批、并网时给予倾斜。此外,部分地区(青海、新疆等地)会给予发电侧储能发售电量一定补贴,以提升其经济性。
用电侧/电网侧储能地方政策:示范性项目+经济性探索。地方性电网侧和用电侧的激励措施还处于发展初期,多以推行示范项目,探 索经济性手段(如提升峰谷价差、设置容量电价)为主。

2 较其他场景,发电侧储能具备更高经济性

发电/电网端储能系统投资额低于用电端,前者LCOS更低

核心假设:

投资额:发电/电网侧储能系统多在MW级以上,而用电侧储能系统多为KW级,规模效应大幅摊薄了发电及电网侧投资成本。假设发电 /电网侧投资额约1.5元/Wh,而用电侧投资额约2元/Wh。储能系统参数:充放电时长约2h;电池效率、锂电池充放电深度、衰减率分别为90%、90%、3%;全生命周期循环次数4500次。
度电成本差别:得益于较低的投资额,发电/电网侧储能系统的LCOS仅0.565元/W,较用电侧的0.747元/W低24%。

在储能解决弃光+剩余容量用于辅助服务的假设下,发电侧光储系统已具备启动 经济性

发电侧储能除单纯解决弃风弃光问题外,另可将多余的储能空间用于电网侧调频/调峰等储能服务,从而实现储能的充分利用,取得更 高经济性。因此,在光伏发电侧可对储能的应用场景分为:1、储能仅解决弃光问题;2、储能解决弃光问题,经储能系统上网的电量可得补贴;3、 储能解决弃光问题,同时将多余空间用于电网侧辅助服务;4、储能解决弃光问题,经储能系统上网的电量可得补贴,同时将多余空间 用于电网侧辅助服务。

若储能投资额降低至0.7元/Wh,储能对新能源电站的经济性贡献为正,将实 现自发性快速增长

由于目前来看,对发电侧储能给予补贴的省份依然较少,因此我们认为储能解决弃光+提供辅助服务将是未来最为常见的发电侧储能应 用场景。测算该场景下的IRR对储能系统投资额的敏感性,则在投资额下降至0.7元/Wh时,光储系统的IRR达到8.50%,高于仅光伏系统的 8.42%,表明储能对新能源电站的经济性贡献为正,即发电侧进入光储平价阶段,可实现储能装机自发性快速增长。

3 国内储能空间测算

储能投资额下行及各场景经济性假设

储能初始投资额下降,或技术迭代推升电池充放电次数和生命周期,均可提升储能系统的IRR。为方便起见,在此仅讨论未来初始投资 额下行的假设下,各储能应用场景的经济性变动。由经济性测算可知,当下我国发电侧、用电侧和电网侧的储能投资额均不具备经济性。假设2021-2025年,储能投资额年均降幅约 15%,则当下发电侧储能(解决弃电+辅助服务)已具备经济性;预计至2024年,电网侧储能IRR达5.5%左右,初步具备经济性。此 外,假设随国家调高用电侧峰谷价差至0.7元/KWh,预计至2024年,用电侧储能IRR可达到7.4%,具备明显经济性。

发电侧:部分核心假设

目前,推动发电侧储能市场发展的主要因素依然是政策。我们梳理了目前已颁布发电侧储能政策的22个地区,发现其中约8个地区要求 强制配置一定比例的储能,其余14个地区则出台了有效的激励方案,如在审批、并网方面给予配备储能的新能源项目一定倾斜等。由于 能源局和发改委已推行全国性文件要求大力发展发电侧储能,我们认为类似的地方性政策有望推行至全国。
复盘已发布政策省份历史装机,有效激励发电侧储能配置省份装机:强制配备储能省份装机约为2.25:1。假设后续全国装机量同样为对 应比例,即在发电侧装机中,有31%的装机量被要求强配储能,剩余69%的装机量存在发电侧储能的激励政策。

对强制装配储能地区,由于大部分政策自2021年期间发放,预计2021年储能在新增风光装机中渗透率约50%,而后22-24年维持80- 95%的高位。对有效激励配储能地区,预计21年渗透率可提升至10%,而后随政策推广+储能成本下行,渗透率持续提升。
发电侧存量装机对应储能市场:2025年受经济性提升影响,渗透率将快速增长。由此前预测,至储能投资下降至0.7元/W时,储能可大 幅提升发电侧经济性,有望带动发电侧存量装机对应储能的渗透率自0.6%快速提升至1%。

电网侧:2024年随经济性提升,预计电网侧储能装机快速增长

调频:据北极星储能网信息,调频需求在火力发电系统中的功率占比在2%,基于NREL的研究,当波动性发电占比达30%时,调频需 求将翻倍。因此我们假设我国调频需求装机占比从2%逐步提升到2025年的3%,同时随24年电网侧储能经济性明显提升,预计锂电储 能在调频的渗透率从22年的10%快速提升至2025年的20%,则2025年锂电储能调频的新增装机量将达4.14GWh。
调峰:随2024年电网侧储能具备经济性,锂电储能调峰需求占比将快速自2022年的0.02%提升至2025年的0.1%,预计2025年调峰新 增装机电量可提升至7.97GWh,在碳减排的背景下,当其经济性提高后有望快速获取火电调峰份额。

用电侧:2024年经济性提升,需求有望快速提升

目前,国内用户侧以工商业储能为主。由于单位投资成本高企,短期来看仍不具备经济性。2020年,国内新投运电化学储能项目规模为 1559.6MW,其中用户侧占比27.3%(工商业为主);假设单日充放电时长2h,年运营360天,对应年发电量3.07亿千瓦时。而2020 年全国工业用电量为50297亿千瓦时,即2020年国内用户侧储能渗透率仅为0.006%。
装机量方面,假设未来5年全国工业用电量CAGR为5%,在不具备经济性前提下,假设渗透率以每年0.001%的增速爬坡,随2024年储 能系统具备良好经济性,24、25年渗透率将自0.009%提升至0.02%。到2025年,用户侧储能装机量将达0.98GW,以充电时长2h计, 装机电量将达1.96GWh。

中国储能市场测算:预计至2025年可达47.7GWh,主要由发电侧推动

在前述三个场景的推算下,我们预计2025年国内储能装机电量可达47.7GWh,CAGR约101%。其中,21年受发电侧政策推行,25年 受储能成本下行影响,预计国内储能市场将出现高增。
受政策强制装机影响,我国储能市场将主要由发电侧驱动,预计25年新增发电侧储能装机36.2GWh,占比达76%。 2025年,中国储能系统累积装机量可达103GWh,以2h充放电时长测算,对应装机约51.5GW,大幅高于政策规定的30GW累计装机 量,出现超装;其中受政策强制推行装机影响,预计25年仅发电侧累积装机可达39GW,是超装的主要推动力。

4 推演:未来国内发电侧储能的商业模式

锂电储能系统由电池、PCS等组成,集中度以电池组最高

锂电储能系统主要由电池组、储能变流器(PCS) 以及其他电气 设备构成;一般由集成企业采购各零部件进行系统组装。以2020年为例,中国市场,储能电池的供应商主要是宁德、天津 力神等,PCS的供应商主要是阳光电源、科华数据等,集成企业 的供应商主要是阳光电源、海创思博等。
从集中度看,各环节的集中度分别为电池组>PCS>集成商,表明 储能电池的行业壁垒最高,PCS次之,集成企业的壁垒最低。

预计发电侧储能将利好低成本+性能达标的电池及PCS企业

由于发电侧的终端业主对储能系统多为招标采购,因此系统集成商/储能EPC企业的渠道优势不明显。由于当下储能系统对发电侧的经济性贡献为负,预计终端业主在选择储能产品时,价格为首要考虑因素。
性能方面,前期由于发电侧储能尚不具备经济性,而部分地区政策要求强制配储能,业主为尽量减少储能对光伏电站经济性的负面影响, 倾向于选择价格更低,但性能较差、安全隐患较高的储能产品。为解决对应问题,前期国家下发的《关于加快推动新型储能发展的指导 意见》中,明确在安装并网前,需对储能的系统价值和技术水平进行评估验收。预计该政策将为发电侧储能划定性能红线,下游安装需 满足一定的性能及安全性要求。
因此我们认为,未来国内发电侧市场中,在性能满足标准的前提下,成本会是下游客户首要的考虑因素。预计发电侧储能兴起将推动低 成本+产品性能达标的电池和PCS企业获得更高市场份额。
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