新能源行业储能专题分析.docx

1、新能源行业储能专题分析新能源行业储能专题分析1. 储能行业概述 储能是能源电力系统实现能量转换、存储和利用的有效途径，包括物理储能（如抽水蓄能、飞轮储能等）、电化学储能（如铅酸电池、锂离子电池、液流电池等）、电磁储能（如超级电容器、超导储能等）等储能方式。 全球来看，根据 CNESA 微信公众号数据，截至 2019 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 184.6GW，其中，抽水蓄能的累计装机占比 92.6%；电化学储能的累计装机占比达 5.2%，对应装机容量 9599MW（其中锂离子电池的累计装机为 8523.9MW，占电化学储能比重达 88.8%）。 国内来看，根据 CNESA 微信公众号

2、数据，中国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的 17.55%，其中抽水蓄能的的累计装机占比 93.4%；电化学储能的累计装机占比达 5.3%，对应装机容量 1709.6MW（其中锂离子电池的累计装机规模约 1378MW，占电化学储能比重达 80.6%）。 1.1 电化学储能近年快速发展电化学储能近年迎来快速发展。根据 CNESA 微信公众号数据，截至 2019 年底，全球累计投运电化学储能项目的装机达 9520.5MW，较 2018 年底增长 43.7%，中国电化学储能项目累计装机达 1709.6MW，较 2018 年底增长 59.4%。 根据储能 100 人微信公众号援

3、引 CNESA 全球储能项目库不完全统计，2019 年中国电化学储能新增投运规模为 636.9MW，位居全球榜首，前十个国家新增投运电化学储能规模合计占 2019 年全球新增总规模的 91.6%。随着储能重要性的日益提升，海外各国在储能领域，也大多出台了相关的激励措施，具体包括：支持储能技术的发展、开展储能项目示范、制定相关规范和标准以及建立和完善涉及储能的法律法规等等方面。 根据 GGII 数据，2020 年一季度，LFP 动力电池包和 NCM 动力电池包不含税价格分别为 0.79 元/Wh 和 0.86 元/Wh，较 2015 年一季度分别下降 69.7%和 64.2%；较 2019年一季

4、度分别下降 25.0%和 25.4%。我们认为，新能源汽车产业的快速发展带动锂离子电池产业的规模化，锂电池成本快速下降背景下，电化学储能进入爆发前夜。 1.2 产业链拆分 电池储能系统（BESS）主要包含电池系统（BS）、电池管理系统（BMS）、双向变流器（PCS）、监控系统等。 BMS 能有效地监测电池系统的各种状态(电压、电流、温度、荷电状态、健康状态等)、对电池系统充电与放电过程进行安全管理（如防止过充、过放管理）、对电池系统可能出现的故障进行报警和应急保护处理以及对电池系统的运行进行优化控制，并保证电池系统安全、可靠、稳定的运行。 PCS 连接着电池系统和交流电网，是 BESS 与外界

5、进行能量交换的关键组成部分。PCS 主要功能包括：（1）两种不同工作模式下（并网模式、孤网模式）对电池系统的充放电功能，并实现两种工作模式的切换；（2）通过控制策略实现 BESS 的四象限运行，为系统提供双向可控的有功、无功功率，实现系统有功、无功功率平衡；（3）通过相关控制策略实现系统高级应用功能，如黑启动、削峰填谷、功率平滑、低电压穿越等；（4）根据 PCS 拓扑结构（如单级 AC/DC、双级 AC/DC+DC/DC、单级并联、双级并联、级联多电平结构等），通过相关控制策略实现对电池系统电压和荷电状态的均衡管理等。 监控系统主要用于监测、管理与控制一个或多个模块化 BESS。 根据 GGI

6、I 数据，磷酸铁锂电池系统储能集装箱成本在 2 元/Wh 左右，而电池模组的成本平均水平在 1.0-1.2 元/Wh 左右，其中比亚迪在平高集团 2018-2019 年江苏352MW 储能项目设备采购中的中标均价为 0.86 元/Wh。 此外，根据彭博新能源财经的数据，2019 年一个完成安装的 4 小时电站级储能系统的成本范围在 300-446 美元/KWh，按人民币兑美元 7:1 的汇率计算，大约为2100-3122 元/KWh。成本结构来看，电池系统成本占比在 53%左右。而根据彭博新能源财经微信公众号预测，2020 年一个 20MW/80MWh 的储能系统建设成本平均在 304美元/K

7、Wh，相对 2019 年下降约 8%；2025 年成本将降至 203 美元/KWh，较 2020 年下降约 33%。 2. 储能应用场景 根据储能的时长要求，储能的应用类型大致可分为容量型（4h 以上）、能量型（约1-2h）、功率型（30min 以内）和备用型（15min 以上）。 对于电化学储能而言，应用场景包括发电侧、辅助服务、电网侧、集中式可再生能源领域以及用户侧。 2019 年新增的电化学储能项目中，用户侧储能项目占比较高，全球市场及国内市场占比都在四成以上。 全球来看，根据 CNESA 微信公众号数据，2019 年全球新投运电化学储能项目中，用户侧项目占比最大，达到 46%，集中式可

8、再生能源并网、辅助服务和电网侧相对均衡，分别占 16%、15%、15%，电源侧占 8%。 国内来看，根据 CNESA 微信公众号数据，2019 年国内新投运电化学储能项目中，用户侧项目占比达到 44%，辅助服务、电网侧和集中式可再生能源并网分别占 20%、19%、17%。 2.1 用户侧 在用户侧，储能的商业模式主要包括：（1）峰谷电价套利：利用峰谷电价差，降低用电成本；（2）光储模式：提高分布式电源的自发自用率；（3）其他，如辅助服务、需求侧响应等。 根据 CNESA 微信公众号，前瞻产业研究院，中国能源报，索比光伏网等数据，我们测算，截止 2019 年底，国内用户侧储能累计装机 779MW

9、，同比增长 56%，其中 2019年新增装机 280.2MW，同比微降 3%。 峰谷电价套利是目前用户侧储能相对较为成熟的商业化运营领域，主要是利用峰谷电价差，来获取电费的节省。江苏省峰谷电价差较大，根据 CNESA 微信公众号援引国网江苏电科院的数据，截至 2018 年底，江苏省已建用户侧储能电站达到 60 座，累计规模为 97MW/691MWh，其中削峰填谷场景电站 48 座，总装机为 93.7MW，占江苏用户侧储能装机比重达 95.6%。 储能用于峰谷电价套利时，投资回报率相对峰谷电价差、储能投资成本都有比较强的敏感性，本文通过江苏、浙江省的案例做了具体分析，并对简化模型做了敏感性分析，

10、详见第三章。 2.2 可再生能源并网 可再生能源发电具有间隙性、易变性等特点，其渗透率的不断提高也对电网系统的运行和调度提出了严峻的挑战。大容量电池储能技术应用于风电、光伏发电，能够平滑功率输出波动，降低其对电力系统的冲击，提高电站的跟踪计划出力的能力，在风电、光伏消纳困难的时刻，减少弃风弃光。 根据 CNESA 数据，我们测算，截止 2019 年底，国内累计投运的与光伏配套建设的储能项目装机规模为 368.4MW，较 2018 年底增加 41.9%；其中 2019 年新投运装机108.8MW，同比增 43.3%。 考虑到可再生能源的消纳以及可再生能源占比提升后对电网运行调度稳定性的冲击等问题

11、，国内多地出台相关政策支持可再生能源配套储能。此外，北极星太阳能光伏网援引国家电网2020 年服务新能源发展报告中提及：“明确储能在电力系统中的功能定位和新能源电站配臵储能原则，在规划建设、成本疏导等方面给予政策支持。完善需求侧响应政策，提高用电负荷资源的灵活性，主动响应新能源出力变化。” 近期， 根据全国新能源消纳监测预警中心微信公众号：国家能源局明确 2020 年一季度风电、光伏发电限发电量不纳入清洁能源消纳统计考核，在完成清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）确定的全国及重点地区风电、光伏发电利用率目标前提下，充分释放新能源消纳能力。按剔除一季度限发电量情形测算，2020 年全国

12、风电、光伏发电合计新增消纳能力 8510 万千瓦，其中风电 3665 万千瓦、光伏 4845 万千瓦。 我们假设 2020 年国内风电装机 35GW，光伏装机 45GW（假设其中集中式光伏电站占 50%，22.5GW），若风电及集中式光伏电站储能系统配臵率在 1%，2h 储能时长，对应储能电池功率及容量装机分别为 0.575GW 及 1.15GWh；若风电及集中式光伏电站储能系统配臵率在 3%，2h 储能时长，对应储能电池功率及容量装机分别为 1.725GW及 3.45GWh；若风电及集中式光伏电站储能系统配臵率在 5%，2h 储能时长，对应储能电池功率及容量装机分别为 2.875GW 及 5

13、.75GWh。 储能用于配套可再生能源并网时，储能项目的回收期与单位投资成本、上网电价有较强的相关性，我们对此做了具体分析以及主要影响因素的敏感性分析，详见第四章。 2.3 备用电源 备用电源是电化学储能的另一大重要应用。随着 5G 基站建设的大力推进，备用电源的需求也有望迎来快速增长。 根据工信部数据，2019 年已建成 5G 基站数量超 13 万个，预计 2020 年底将超 60万个。截止 2019 年底，国内 4G 基站约为 544 万个，5G 基站覆盖范围更小，我们假设宏基站数量按 4G 基站数的 1.5 倍计算，大约为 816 万个。 另一方面，5G 基站功耗显著高于 4G，主流厂商

14、华为、中兴基站系统最大功耗都在4000W 以上，这也势必带来基站备用电源需求的增加。按 5000W 的最大功耗，备电时长 4 小时来计算，单站备站电池需求在 20kWh；816 万个基站总需求在约 163GWh。 以往，通信基站的备用电源主要是铅酸电池。相对铅酸电池，磷酸铁锂电池重量比能量和体积比能量更高，循环寿命更长，且近年来，磷酸铁锂电池价格持续下行，在通信基站备用电源领域的性价比不断凸显。 2018 年，中国铁塔已停止采购铅酸电池，大部分基站改造升级项目选择锂离子电池。根据高工锂电数据统计，2019 年中国基站锂电池出货量达 5.5GWh，同比增长71.9%，其主要增量来自铁塔采购的梯次

15、电池，而新生锂电池的增量低于 2019 年初的预期，直接原因是三大运营商推迟基站锂电池招标。 2020 年 3 月，中国移动发布公告，2020 年计划招标 1.95GWh 磷酸铁锂电池，用于通信领域；中国铁塔发布采购公告，宣布将招标采购 2GWh 磷酸铁锂电池组产品。根据高工锂电，5G 基站锂电池市场的产业临界点已接近，2020 年将是中国 5G 基站锂电池产业快速发展的起始之年，基于高工锂电保守预计，2020 年新建及改造的 5G 基站需求量将达到 10GWh。 价格方面，根据中国移动 2020 年通信用磷酸铁锂电池中标结果来看，不含税中标均价在 0.7 元/WH，其中中天科技中标份额 18

16、.85%，中标价格在 0.66 元/WH。 2.4 其他 传统电源侧，储能主要用于辅助动态运行：储能装臵和火电机组共同按照调度的要求调整输出，从而尽可能减小火电机组输出的波动，使火电机组工作在接近经济运行状态下。我们认为，由于储能技术具备快速响应能力，通过应用储能技术进行辅助动态运行可以提高火电机组的效率，减少碳排放。 电网侧，储能在调峰、调频、缓解阻塞、替代和延缓输配电投资、电压支撑与无功控制、故障紧急备用等方面发挥重要作用。储能与电网的深度融合，可以改进偏重于电力平衡的传统电网规划和调度方式，提升清洁能源消纳能力、大电网安全稳定运行水平和电网投资运行效率，将开启电网智能柔性、经济高效的新模

17、式。 辅助服务，包括容量型和功率型服务，容量型服务如电网调峰、加载跟随和黑启动等，功率型服务如调频辅助和电压支持等。储能电池技术在提高电网调频能力方面，可以减小因频繁切换而造成传统调频电源的损耗；在提升电网调峰能力方面，根据电源和负荷的变化情况，储能系统可以及时可靠地响应调度指令，并根据指令改变其出力水平。 3. 用户侧峰谷电价套利经济性测算 我们以江苏省、浙江省为例进行用户侧储能投资回报测算，然后进一步对简化后的模型进行敏感性分析。以下测算假设为较为理想的企业用能状态，即企业在尖峰/高峰时段有充足的用能需求，现实中需结合企业实际用能情况。 根据我们的测算，理想的用能状态下，江苏用户侧储能项目

18、全投资回报率在 7.5%，考虑融资情况下（70%融资，利率 6%），回报率在 11.3%；浙江用户侧储能项目全投资回报率 3.8%。 简化模型来看，理想的用能状态下，不考虑融资，峰谷电价差在 0.6 元/KWh 以上时，项目有一定的经济性；考虑融资，当储能成本降至 1.6 元/Wh 以下时，峰谷电价差在 0.5 元/KWh 以上时，项目有较好的经济性。 3.1 江苏省 分时电价情况：对于 1-10KV 的大工业用电用户，高峰时段为：8:00-12:00、17:00-21:00，对应电价 1.0697 元/KWh；平段为：12:00-17:00、21:00-24:00，对应电价 0.6418 元

19、/KWh；低谷为 0:00-8:00，对应电价 0.3139 元/KWh。 考虑江苏省峰谷电价特点，假设在用户侧安装 250KW/1MWh（实际放电能力1MWh）的项目，按 2 元/Wh 的投资成本计算，投资额在 200 万元。 基础假设： 充放电次数：一天 2 充 2 放，最大功率下，单次充放电时间均在 4h，具体如下： 0:00-8:00，谷电充电；8:00-12:00，峰电放电；12:00-17:00，平电充电；17:00-21:00，峰电放电。 生命周期：10 年生命周期，一年运行 350 天，对应 7000 次循环。 充电效率：95% 年维护成本：项目投资额的 2% 人工成本：3.6

20、 万元/年 容量每年递减比例：2% 残值率：0% 融资比例：70% 融资利率：6% 我们测算得到，不考虑融资情况下，项目全投资回报率 7.5%，静态回收期 7 年；考虑融资情况下（70%融资，利率 6%），回报率 11.3%，静态回收期为 6 年。 3.2 浙江省 分时电价情况：对于 1-10KV 的大工业用电用户，尖峰时段为：19:00-21:00，对应电价 1.0824 元/KWh；高峰时段为：8:00-11:00、13:00-19:00、21:00-22:00，对应电价 0.9004 元/KWh；低谷为 22:00-8:00，11:00-13:00，对应电价 0.4164 元/KWh。

21、考虑浙江省峰谷电价特点，假设在用户侧安装 250KW/500KWh（实际放电能力500KWh）的项目，按 2 元/Wh 的投资成本计算，投资额在 100 万元。 基础假设： 充放电次数：一天 2 充 2 放，最大功率下，单次充放电时间均在 2h，具体如下： 22:00-8:00，谷电充电；8:00-11:00，峰电放电；11:00-13:00，谷电充电；19:00-21:00，尖峰放电 生命周期：10 年生命周期，一年运行 350 天，对应 7000 次循环 充电效率：95% 年维护成本：项目投资额的 2% 人工成本：3.6 万元/年 容量每年递减比例：2% 残值率：0% 融资比例：70% 融

22、资利率：6% 我们测算得到，不考虑融资情况下，项目全投资回报率 3.8%，静态回收期 9 年。3.3 简化模型及敏感性分析 假设在用户侧安装 250KW/1MWh（实际放电能力 1MWh）的项目，按 2 元/Wh 的投资成本计算，投资额在 200 万元。 基础假设： 充放电次数：一天 2 充 2 放，谷电价格下充电，峰电价格下放电，满充满放 峰谷电价：谷电价格 0.3 元/Kwh，峰谷价差 0.6 元/Kwh 生命周期：10 年生命周期，一年运行 350 天，对应 7000 次循环 年维护成本：项目投资额的 2% 人工成本：3.6 万元/年 充电效率：95% 容量每年递减比例：2% 残值率：0

23、% 融资比例：70% 融资利率：6% 我们测算得到，不考虑融资情况下，项目全投资回报率 8.4%，静态回收期 7 年；考虑融资情况下（70%融资，利率 6%），回报率 14.2%，静态回收期为 5 年。 考虑储能成本变化和峰谷电价差变化，我们进一步做敏感性分析。 不考虑融资的情况下，峰谷电价差在 0.6 元/KWh 以上时，项目有一定的经济性。考虑融资，当储能成本降至 1.6 元/Wh 以下时，峰谷电价差在 0.5 元/KWh 以上时，项目有较好的经济性。 4. 可再生能源并网配套储能经济性测算 对于 100MW 的光伏项目，假设配套 10MWh 储能系统，按年运行 300 天，每天 2充 2

24、 放，增加利用小时数 600 万 KWh。假设 I 类-III 类资源区不配套储能情况下，年利用小时数分别在 1500h、1300h、1100h，则 10MWh 储能项目对应的增发比例分别为4.0%、4.6%、5.5%。 考虑到光伏电站配套储能，后续人工、运维等成本都非常小，为简化计算，我们近似把增发电收入看作现金净流入，不考虑储能容量的衰退，测算静态回收期： 在储能系统单位投资成本在 2 元/Wh 的情况下，我们分别选择甘肃（I 类资源区）、四川（II 类资源区）、浙江（III 类资源区）进行测算，假设增发电量按当地燃煤基准电价上网，对应静态回收期分别为 12.1 年、9.3 年和 9.1

25、年；回收期对应的电池循环次数分别为 7284 次、5588 次和 5438 次。 考虑到储能项目的回收期与单位投资成本、上网电价的相关性，我们对此做敏感性分析，具体如下： 在 0.4 元/KWh 的电价下，当储能投资成本在 1.6 元/Wh 以下时，回收期在 7.5 年以内。 此外，我们对不同循环寿命、不同投资成本下，度电存储成本做敏感性分析，为简化测算，不考虑人工、运维成本和容量衰减，具体如下： 在储能系统单位投资成本在2 元/Wh 的情况下，假设储能电池循环寿命在 7000 次，不考虑容量衰减，度电储能成本在 0.286 元；若储能电池循环寿命能做到 10000 次，不考虑容量衰减，度电储

26、能成本在 0.20 元。 在储能系统单位投资成本在 1.6 元/Wh 的情况下，假设储能电池循环寿命在 7000次，不考虑容量衰减，度电储能成本在 0.229 元；若储能电池循环寿命能做到 10000 次，不考虑容量衰减，度电储能成本在 0.160 元。 5. 相关标的 5.1 宁德时代 宁德时代成立于 2011 年，2018 年深交所创业板上市，是全球领先的动力电池系统提供商，专注于新能源汽车动力电池系统、储能系统的研发、生产和销售，致力于为全球新能源应用提供一流解决方案。 公司收入以动力电池系统业务为主，2019 年占 84.3%，储能业务快速发展，2019年实现收入 6.1 亿元，同比增

27、长 221.9%，收入占比达 1.3%。 2019 年以来，宁德时代快速推进储能业务的布局以及外部的合作。 2020 年 2 月，公司公告非公开发行股票预案，其中募投项目中包含：江苏时代动力及储能锂离子电池研发与生产项目（三期）（项目总投资 74 亿元，新增锂电池产能24GWh）、电化学储能前沿技术储备研发项目（项目总投资 30 亿元，围绕能源材料领域的重大关键核心问题，布局“新储能材料化学体系、新储能系统设计与工程、新储能系统应用场景”三大主攻方向和“先进材料与器件、先进方法与装备、产业建设体系、能源政策智库”四大支撑方向）。 2020 年 3-4 月，公司先后与国网综能合资成立新疆项目公司

28、和国网时代，合作进行储能项目建设、投资及运营。 风险提示：储能业务发展低于预期；动力电池竞争加剧导致盈利能力下滑。 5.2 科士达科士达成立于 1993 年，专注于电力电子及新能源领域，产品涵盖 UPS 不间断电源、数据中心关键基础设施（UPS、蓄电池、精密配电、精密空调、网络服务器机柜、机房动力环境监控）、太阳能光伏逆变器、逆变电源、新能源汽车充电桩（交流充电桩、直流充电桩、直流充电模块、充电桩运营平台）等。 公司在光储充系统、调峰调频系统等细分市场推出了一系列具有竞争力的产品和解决方案，与国家电投中电国际北科产业园开展了项目合作与开发。同时公司光储充系统、大型集装箱式储能集成系统在东南亚等

29、国家已批量应用，并得到市场的高度认可。 此外，根据公司 2019 年 7 月 12 日公告，公司与宁德时代拟合作合资设立宁德时代科士达科技有限公司（公司出资 9800 万元，持股 49%），以开发、生产及销售储能系统 PCS、特殊储能 PACK、充电桩及“光储充”一体化相关产品。 风险提示：储能业务发展低于预期。 5.3 南都电源 南都电源成立于 1994 年，2010 年深交所创业板上市。公司主营业务包含通信及数据、智慧储能、新能源动力全系列产品和系统的研发、制造、销售、服务及环保型资源再生，已形成“原材料产品应用系统解决方案运营服务资源再生原材料”的全封闭产业链，并成为储能及资源再生等多个

30、领域的领导者。 公司自 2011 年起就已进入储能行业，投建国内第一个储能示范项目“东福山岛风光柴储能电站”，经过多年的探索和拓展，公司已具备从储能产品及系统的研发生产、系统集成到运营服务的系统解决方案的能力，在用户侧、电网侧、新能源发电侧均已实现大规模应用。 针对储能系统，公司可以提供铅炭及锂电等多种解决方案，其中铅炭电池主要应用于能量型应用场景，包括用户侧储能、分布式储能等；锂电主要应用于功率型应用场景，包括电网调峰调频等。截止 2019 年底，公司在全球储能装机规模超过 1000MWh，遥遥领先于同行。根据中关村储能产业技术联盟统计，公司 2017 年、2018 年连续两年国内新增电化学

31、储能项目中装机规模、功率规模均列第一。 风险提示：储能业务发展低于预期；铅酸电池需求下滑。 5.4 阳光电源 阳光电源成立于 1997 年，2011 年深交所创业板上市，是一家专注于太阳能、风能、储能、电动汽车等新能源电源设备及系统解决方案的研发、生产、销售和服务的高新技术企业。主要产品和业务包括光伏逆变器、风能变流器、储能系统、新能源汽车驱动系统、水面光伏设备、智慧能源运维服务等。 2019 年，公司储能业务持续快速增长，收入 5.43 亿元，同比增长 41.8%，产品型谱持续优化，覆盖 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各类储能应用场景需求。 公司储能系统广泛应用于德国、英国、日本等多

32、个国家，在北美，公司仅工商业储能市场份额就超过了 15%；在澳洲，公司户用光储系统市占率超 10%。截至 2019 年底，公司参与的全球重大储能系统项目超过 900 个，在调频调峰、辅助可再生能源并网、微电网、工商业及户用储能等领域拥有广泛的应用经验。 风险提示：储能业务发展低于预期；全球光伏装机低于预期。 6. 投资建议 国内电化学储能领域迎来了快速发展：根据 CNESA 微信公众号，截至 2019 年底，中国电化学储能项目累计装机达 1709.6MW，较 2018 年底增长 59.4%，其中新增投运规模 636.9MW，位居全球榜首。 应用端：（1）对于用户侧峰谷电价套利，根据我们测算，理想的用能状态下，不考虑融资，峰谷电价差在 0.6 元/KWh 以上时，项目有一定的经济性；考虑融资，当储能成本降至 1.6 元/Wh 以下时，峰谷电价差在 0.5 元/KWh 以上时，项目有较好的经济性。（2）可再生能源并网配套储能，在储能系统单位投资成本在 2 元/Wh 的情况下，I 类-III类区域静态回收期分别为 10.7 年、9.3 年和 7.6 年；此外，在 0.