2020国内储能项目经济性解读报告.pptx

,2020国内储能项目经济性解读报告,从本报告起，我们开启全球储能研究，其中本篇报告聚焦国内储能项目经济性探讨和相关标的梳理。 从抽水储能转向电化学储能，应用场景主要在用户侧。当前，我国抽水储能占比大，但由于受地形、建设周期长等限制，无法满足用户侧应用场景。而 电化学储能几乎不受自然条件影响，应用场景增加。储能应用场景中用户侧最多，占比51%。考虑LFP的经济性，未来有望成为国内储能电池的主要方向。,有关储能应用场景的经济性初步探讨： 削峰填谷电价套利：利用峰谷价差，实现电价套利。假设锂电池循环次数6000次，寿命可至10年，可对应每天1.6次循环。选取一天两次“峰谷+峰平”套利进行LCOE和IRR测算，对应年限8年。储能价格预计为1.4元/wh时，“峰谷+峰平”电价差均值在0.6元/kWh以上地区可 实现经济性，并且IRR8%，对应地区有江苏、广州等地。 光伏+储能：光伏+储能成本计算方式为光伏LCOE+储能成本/光伏发电度数。1）用户侧：假设5kw户用光伏配5kWh储能，储能预计增加每 度电成本0.15元/kWh。虽然光伏LCOE+储能成本在部分地区一般工商业、大工业售电价达到经济性，但由于储能项目并不带来增益，预计 用户侧使用需等电网消纳能力饱和后。2）发电侧：主要解决大型风光项目并网问题，减少弃光率。按光伏10%，2h配置储能计算，储能预 计增加光伏每度电成本0.03元，对应解决弃光率5.2%。光伏即将迎来平价上网，光伏成本+0.03元储能成本后也有望实现平价。平价上网后 光伏装机规模预计逐年提升，若在地面光伏电站配置储能，2020年储能规模约2.2-9.9GWh。5G+储能：通信基站储能不仅能作为备用电源，也可能应用于用电网调峰调频。LFP的优势在于循环次数远高于铅酸。以循环7千次计算，需 更换铅酸电池约6次，而LFP不需更换；LFP价格仅为铅酸2倍。2019年5G基站建设约10万个，预计在未来几年建设进入高峰期，假设2020-2023年分别建设5G基站70、90、100、110万个，对应磷酸铁锂储能电池需求7.6、9.7、10.8、11.9GWh。 标的梳理：电池标的：【宁德时代】、【比亚迪】、【亿纬锂能】；储能电池集成标的：【阳光电源】，【科士达】；材料标的：正极【德方 纳米】、【中国宝安】（子公司贝特瑞）、【湘潭电化】（参股裕能），正极前驱体【天赐材料】。风险提示：磷酸铁锂电池价格下降不及预期，峰谷电价价差缩小，5G基站建设不及预期,摘要,从抽水储能转向电化学储能，应用场景主要在用户侧,抽水储能和电化学储能为最主要储能方式,电能的存储主要指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储，并在需要时释放。储能可分为机械类储能、电器类储能、电化学类储能、热储能、化学类储能等。其中机械类储能、电化学类储能应用较多。抽水储能：电网低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库转化为重力势能储存的形式。电化学储能：指各种二次电池储能。利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应。包括铅酸电池、锂电池等。,储能方式,机械类储能,电器类储能,电化学类储能,热储能,化学类储能,压缩空气储能,飞轮储能,抽水储能,超导储能,超级电容器储能,铅酸电池 钠酸电池,锂离子电池,全钒液流电池,图：储能方式分类,抽水储能93.70%,电化学储能4.90%,熔融盐储热1.30%压缩空气储能0.1%飞轮储能0.01%,锂离子电池79.70%,铅蓄电池,液流电池1.20%,抽水储能占比最大，电化学储能快速增长,抽水储能占据目前已投运的储能项目93.7%，但由于受地形限制严重，建设周期长等因素，无法满足电网调峰调频、户用储能等应 用场景。电化学储能几乎不受自然条件影响，可更高效、灵活的应用于各种储能场景。由于锂离子电池具有安全性高、循环次数多、能量密 度高等特点，能储存更多电量，并且寿命更长。随着新能源汽车的发展，锂电池产能不断扩大，成本不断下降，经济性逐步体现。 在我国，目前大规模生产的动力锂电池有三元电池和磷酸铁锂电池。考虑磷酸铁锂电池的性价比，预计有望成为储能的主要电池供 应方向。,图：中国投运电力储能项目类型分布,2019年新增电化学储能装机0.52GW；应用场景用户侧最多，占比51%,2019年中国新增电化学储能0.52GW，YOY-24%。电化学装机规模累计达到1.59GW。我国储能应用场景分布：用户侧占比51%，辅助服务24%，电网侧22%、集中式可再生能源并网3%。,图：中国电化学储能新增装机规模（MW),51%,24%,22%,3%,用户侧 辅助服务 电网侧集中式可再生能源并网,图：中国电化学储能应用场景分布,38,3.5,61,31.8,104.8,682.9,519.6,-91%27.1,674%,125%,-48%,230%,120.915%,465%,-24%,-200%,-100%,0%,100%,200%,300%,400%,500%,600%,700%,800%,0,100,200,300,400,500,600,700,800,201120122013201420152016201720182019装机规模(MW),YOY,储能应用场景：发电侧、输配电侧、用电侧,发电侧,输配电侧,用电侧,提高新能源消纳平滑新能源输出火电机组加储能联合调 频,缓解线路阻塞延缓输配电设施升级配电网电压支持,削峰填谷光伏+储能通信基站备用电源数据中心备用电源等构建微电网, 从电力系统角度看，储能的应用场景可分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景1）发电侧：主要用于平滑新能源发电，平滑新能源 输出；2）输配电侧：主要用于调峰调频，削峰填谷，增加电网稳定性；3）用电侧：主要用于削峰填谷电价套利、光伏+储能、通 信基站备用电源、数据中心备用电源，以及构建微电网等。,不同应用场景对应不同储能电池，分为功率型、容量型、备用型、能量型, 储能应用场景众多，大致可分为四大作用：1）平滑间歇性电源功率波动，这种场景需要功率型储能技术。功率型指要求有快速响应能力，但一般放电时间不长，对应功率型储能 电池。2）减小峰谷差，提高电力系统效率和设备利用率，这种场景下大部分需要容量型储能技术，对应容量型储能电池。3）增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量，需要UPS备用型的储能技术，对应备用型储能电池。4）复合型应用，尤其是电网侧应用，参与调峰调频和紧急备用，需要复合型或者是能量型的储能技术，对应能量型储能电池。,表：储能作用、技术及对应电池,表：储能技术及运行参数,削峰填谷还有多远？,峰谷电价即“分时电价”。以上海为例，单一制峰时段6-22时，谷时段22时-次日6时。高峰用电，一般用电单位较集中，供电较 紧张，因此收费较高；低谷用电，一般用电单位较少，供电较充足，因此收费较低。我国多地区在一般工商业、大工业峰谷电价差较大。2019年北京一般工商业平均峰谷用电价差0.95元/kWh，上海大工业平均峰谷用电价差0.81元/kWh。,削峰填谷：一般工商业、大工业部分地区峰谷电价差较大，平均价差最高0.95元/kWh,表：2019全国各省市一般工商业平均峰谷用电价及价差（元/千瓦时）,表：2019全国各省市大工业平均峰谷用电价及价差（元/千瓦时）,峰谷+峰平两次套利：广州、上海等地区一般工商业两次平均电价0.6元/kWh以上,当峰谷+峰平两次套利时，平均电价收入为两次差值的平均。一般工商业电价一般较大工业、居民电价较高，我们以一般工商业为例， 测算峰谷+峰平两次套利的经济性。峰谷+峰平平均电价价差在0.7元/kWh以上的地区有：北京郊区非居民、北京经济技术开发区。峰谷+峰平平均电价价差在0.6元/kWh以上的地区有：广州、江苏、上海（非夏季）。峰谷+峰平平局电价价差在0.5元/kWh以上的地区有：天津、海南。,表：各省市一般工商业电价,峰谷+峰平两次套利：预计在江苏、广州等地一般工商业电价实现经济性,我们对不同储能价格和峰谷电价差下的储能电站LCOE和IRR进行测算，假设每天峰谷+峰平两次套利，6000次循环储能电池对应寿命8年。模型假设：1）储能价格：包括储能电池及集成价格、电气设备、施工等；2）年储能电量=带电度数（满载运行）*每天循环2次*365 天；3）收入：电价收入为峰谷+峰平平均价差；4）资金成本：贷款70%，8年，贷款利率6%；5）电池、电气设备折旧8年，残值0， 贴现率5%。6）储能电池购置成本=储能电池售价*10kWh/0.8(放电深度）LCOE=（初始成本+折旧成本+运维成本现值+财务成本现值+税收成本现值）/生命周期内发电量的现值当储能价格达到1.4元/wh时，“峰谷+峰平”平均价差 0.6元/kWh的地区可以实现经济性并且IRR达到8%以上，对应地区：江苏、 广东、北京等地。目前磷酸铁锂电芯价格约0.6元/wh，考虑pack，集成，电气设备、施工等费用后预计价格在1.4元/wh，预计在部分地区已实现经济 性。表：二次峰谷套利储能项目LCOE测算表：二次峰谷套利储能项目IRR测算,光储平价还有多远？,1、用户侧：减少“不稳定”电量并网，缓解电网压力,由于新能源发出的电具有波动性、随机性和间歇性，大规模的新能源发电接入电网后，会对电网的调峰、无功电压和暂态稳定性都带 来一定的影响。而光伏+储能将光伏发的电存入储能电池中，减少并入电网的“不稳定”电量，增加光伏装机量。根据IRENA数据，2018年中国光伏平均LCOE为6.7美分/kWh，约0.47元/kWh。在用户侧，光伏+储能结合之后度电成本要比平均工商业电价最高的北京低（0.82元/kWh)，能初步实现经济性。光伏+储能成本计算方式为：光伏LCOE+储能成本平摊至光伏发电度数的成本。,图：全国部分省市2018年工商业电价（元/kWh),0.82,0.80 0.79,0.78,0.77 0.77,0.75 0.75 0.75,0.74 0.74 0.73,0.73,0.72 0.71,0.64,0.66,0.68,0.760.740.720.70,0.78,0.80,0.840.82,0.68 0.68,0.67,0.66,0.64 0.64,0.640.63,0.63,0.62 0.620.61,0.61 0.61 0.61,0.56,0.58,0.60,0.62,0.64,0.66,0.68,0.70,天津 北京 上海 浙江 湖南 江苏 海南 安徽 广西 江西 山东 湖北 河南 广东 重庆,图：全国部分省市工商业电价（元/kWh),用户侧：储能成本约增加0.15元/kWh成本，为消耗项目,光伏+储能的运行模式可以为：白天光照强烈时光伏发的电较多，发出的电优先供应家用电器等负载，余下的电存入储能系统；到夜晚 光伏不发电，储能系统放出电供应负载电器。光伏发的电不需要全部储存，因此储能配备的容量可以比光伏每天发电量少。假设5kW光伏电站，年光照1400h，平均每天光照3.8h，光伏每天发量19kWh。假设配5kWh储能。储能投资为固定成本，假设储能 电池10年寿命，储能成本包括购置成本+运维成本。购置成本=储能价格*5kWh/放电深度80%；运维成本=5kWh*40元/kWh*10年=2000元。若储能价格为1.4元/wh，储能10年总计成本为10750元。5kW光伏电站，若年光照小时数1400h，年发电量为7000kWh，10年发电量为70000kWh，储能成本为0.15元/kWh。与2018年中 国光伏平均LCOE 0.47元/kWh相加，光储合计度电成本约0.62元/kWh。虽然光伏LCOE+储能成本在高电价地区达到经济性，但由于 储能项目是消耗项目，并不带来增益，因此在光伏消纳能力充足时储能并不体现附加价值。预计用户侧储能大量出现需等到电网消纳能 力饱和之后。,表：储能费用测算（元）,2、发电侧：解决弃光问题，增加可再生能源消纳,在发电侧，储能可用于大规模风光的并网，可解决光伏、风电因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。储能在这种场景下的工作模式为跟踪计划出力、平滑输出等。储能按需求启动，无论多少电经过储能，配置储能为固定成本。发电侧储能案例：青海是我国光伏装机规模最大的地区之一。2016年受经济结构调整、光伏电站并网规模迅速增加、电网送出容量有 限等多重因素影响，弃光率达到8.3%，许多光伏电站经济损失较为严重。2016年起，华能清洁研究院在青海开展分布式直流侧光伏储能试验项目。青海格尔木集中式光伏电站一期储能试验项目规模3.5MWh，于2017年开始建设，采用铅炭电池和磷酸铁锂电池技术。,图：甘肃、新疆、宁夏、青海弃光率（%),35%30%25%20%15%10%5%0%,2015,2016,2017,2018,甘肃,新疆,宁夏,青海,发电侧：按光伏10%，2h配置储能计算，储能预计增加光伏每度电成本0.03元,假设地面式电站运营规模100MW，一年有效日照时间1400h，对应日均光照时间3.8h。若按照光伏规模10%，1h配置储能，储能容量 需要10MWh。在一天储能电池循环一次的情况下，储能满载情况下带电量10MWh，光伏一天发电量=100MW*3.84h=384MWh。由 于不能直接并网的电需通过储能过滤，因此这部分电可看作原本“弃光”的电，对应弃光率2.6%。经测算，若配置光伏规模15%、3h容量储能，需储能容量45MWh，对应解决弃光率11.7%。以“光伏容量10%，2h”配置储能计算，储能成本包括购置成本+运维成本。购置成本=储能价格*20MWh/放电深度80%；运维成本=20MWh*40元/kWh*10年=800万元。如果储能价格为1.4元/wh，储能购置成本为3500万，整个10年储能成本为4300万元。光伏电站100MW运营规模，假设一年有效光照1400h，一年发电量为140GWh，10年发电量为1400GWh，储能成本为0.03元/kWh。,表：年日照1400h、储能每天循环一次情况下储能装置配比与弃光率测算,发电侧：若在地面光伏电站配置储能，2020年储能规模约2.2-9.9GWh,2019年，中国新增光伏装机30.1GW，其中集中式17.9GW，分布式12.2GW，集中式占比59%。随着光伏组件价格不断下降，预计 将在全国各地逐渐实现平价上网，加上储能度电成本后也有望实现平价，光伏装机有望逐年提升。假设2020、2021、2022年中国光伏装机每年20%增速增长，其中地面式装机占比55%，2020-2022年对应光伏地面式装机22、26、32GW。在储能配比光伏容量10%、1h情况下，储能规模分别为2.2、2.6、3.2GWh；在储能配比光伏15%、3h情况下，2020-2022年储能规模分别为9.9、11.9、14.3GWh。,图：全国地面式与分布式装机（GW),12.1,8.6,13.7,30.3,33.6,23.3,17.9,0.8,2.1,1.4,4.2,19.4,21.0,1,2.2,0,5,10,15,20,25,30,35,40,2013,2014,2015,2016,2017,2018,2019,地面式分布式,表：地面式光伏储能规模规模测算（GWh),5G+储能：通信备用电源,通信基站备用电源：作为备用储能电池，梯次磷酸铁锂比铅酸更具经济性,备用储能技术标准：持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为20-50次。备用储能电池每年使用次数较少，因此梯次电池 也能作为备用储能电池使用。铅酸电池价格：2020年1月铅酸电池（新电池）的价格“48V 12A”的价格为220-224元，计算得出铅酸电池每Wh约0.38元。梯次磷酸铁锂电池价格：磷酸铁锂梯次电池回收价格仅0.1元/wh，考虑分拣、检测、10%报废的情况后，梯次电池成本约0.32元/wh。若仅作为备用储能电池，梯次磷酸铁锂电池价格更具优势，并且能量密度更高、工作温度范围更广。,表：铅酸电池和梯次电池性能指标对比,通信基站备用电源：5G+储能调频，磷酸铁锂电池更具性价比优势,通信基站储能不仅能作为备用电源，也可能应用在电网负荷低的时候储能，在电网高负荷的时候输出能量，用于调峰调频，减轻电网 波动，保证通信基站平稳运行。中国联通发布的5G能使泛在电力物联网2020中就有5G基站储能调峰的应用场景。备用储能技术标准：持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为20-50次。而调峰调频储能电池的技术要求：放电持续时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为250-10000次。磷酸铁锂电池的优势在于循环次数远高于铅酸电池，铅酸电池的循环寿命约1000-1200次，磷酸铁锂电池循环寿命7000-10000次（衰减至70%）。以循环7000次计算，需更换铅酸电池约6次，而磷酸铁锂电池不需更换。目前磷酸铁锂电芯价格0.6元/wh，预计pack之后约0.7元/wh，磷酸铁锂电池价格仅为铅酸电池2倍。,表：铅酸电池与磷酸铁锂电池性能对比,5G通信基站可能带2020年来磷酸铁锂储能电池需求7.6GWh,截至2018年，三大运营商共用4G基站478万个，其中中国移动241万个，中国电信138万个，中国联通99万个。由于5G通信频谱分 布在高频段，信号衰减更快，覆盖能力减弱，因此相比4G，通信信号覆盖相同的区域，5G基站的数量将增加。2019年5G基站建设约10万个，预计在未来几年建设进入高峰期，假设2020-2023年分别建设5G基站70、90、100、110万个。传统4G基站单站功耗780-930W，而5G基站单站功耗2700W左右。以应急时长4h计算，单个5G宏基站备用电源需要10.8kWh。相比4G，5G单站功率提升约2倍且基站个数预计大幅提升，对应储能需求也降增长。经测算，预计5G基站带来的备用电源储能需求2020-2023年分别为7.6、9.7、10.8、11.9GWh。若5G+调峰的应用场景实现，预计将会带来磷酸铁锂储能电池需求大幅增长。,表：5G基站储能需求测算（GWh),磷酸铁锂储能标的梳理,宁德时代加快布局储能产线,电池龙头宁德时代也开始布局储能电池，不断投资储能项目。2019年4月与科士达成立合资公司，经营范围主要有储能系统PCS、特殊储能PACK、户用储能锂电池等。2020年2月公告投资建设宁德车里湾锂离子电池生产基地项目，经营范围主要有动力电池、超大容量储能电池、超级电容器、风光电 储能系统等，投资金额不超过100亿。,表：宁德时代储能电池投资项目,2015年磷酸铁锂电池已经中标成为通信基站后备电源,从亿纬锂能储能中标项目看，中国铁塔2015年就开始招标磷酸铁锂电池作为通信基站后备电源。从南都电源储能中标信息看，中国移动在2017年招标铁塔基站以外用磷酸铁锂电池。在2020年2月的招标中，中国电信招标高功率型阀控式密封铅酸蓄电池。磷酸铁锂电池在2015年就已经作为通信基站后备电源的选项之一，随着磷酸铁锂电池价格不断下降，预计磷酸铁锂电池比例不断提升。 但目前一些高性能的铅酸蓄电池仍有应用。表：亿纬锂能、南都电源储能项目招标信息,储能产业链相关标的梳理,电池端标的：磷酸铁锂电池龙头【宁德时代】、【比亚迪】，【亿纬锂能】集成厂商标的：【阳光电源】，【科士达】材料端标的：正极【德方纳米】、【中国宝安】（子公司贝特瑞）、【湘潭电化】（参股裕能），正极前驱体【天赐材料】。,图：储能标的及业务梳理,天赐材料拥有3万吨磷酸铁产能，年产约2万吨,风险提示, 磷酸铁锂电池价格下降幅度不及预期。, 峰谷电价价差缩小：若峰谷价差缩小，储能用峰谷套利模式将收到影响。, 5G基站建设不及预期：若5G建设速度放缓，影响备用电源储能采购。,THANKS,