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24的大唐

电化学储能行业:能源革命下一站,征途是星辰大海【45页】

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1锂电储能应用广泛,装机规模持续提升潜力巨大

电储能一般指电能的储存和释放的循环过程,一般分为电化学储能和机械储能。从广义上讲,储能是指通过介质或设备将能量转化为在自然条件下较为稳定的存在形态并存储起来,以备在需要时释放的循环过程,一般可根据能量存储形式的不同分为电储能、热储能和氢储能三类。从狭义上讲,一般主要指电储能,也是目前最主要的储能方式,可按照存储原理的不同分为电化学储能和机械储能两类。其中,电化学储能是指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或者变价,主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池储能等;机械储能一般采用水、空气等作为储能介质,充放电过程储能介质不发生化学变化,主要包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等。

抽水蓄能装机规模最大,锂电储能快速发展。抽水蓄能作为机械储能的一种技术类型,早在20世纪90年代就实现了商业化应用,是目前技术成熟度最高、存储成本最低、使用寿命长、装机规模最大的储能技术。根据CNESA,截至2020年9月,全球已投运电力储能项目的累计装机规模达186.1GW,其中抽水蓄能累计装机规模约171GW,占比约91.9%;但受站址资源不足、成本疏导困难和建设周期较长等局限,近几年新增装机较小。与此同时,锂离子电池储能技术作为电化学储能的主要技术路线,具有能量密度高、综合效率高、成本下降潜力大、建设周期短和适用性广泛等特性,装机规模持续提升。截至2020年9月,全球电化学储能累计装机规模达10.90GW,占比约5.9%;其中锂电储能装机规模9.81GW,在电化学储能中占比约90%,是第二大规模的储能技术类型。2020年前三季度全球新增投运电化学储能装机规模为2.66GW,同比增长约167%;其中锂电池储能装机规模约2.62GW,占比约98.4%。

电化学储能产业链可分为上游材料、中游核心部件制造、下游应用。储能产业链上游主要为电池原材料,包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜以及结构件等。产业链中游主要为储能系统的集成与制造,对于一个完整的储能系统,一般包括电池组、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)以及储能变流器(PCS)四大组成部分。其中,电池组是储能系统的能量核心,负责电能的存储;BMS是系统的感知核心,主要负责电池监测、评估和保护以及均衡等;EMS是系统的控制核心,主要负责数据采集、网络监控、能量调度等;PCS是系统的决策核心,主要负责控制充放电过程,进行交直流的变换。产业链下游主要为不同应用场景的运维服务等,如储能可用于电力系统的发电侧、输配电侧、用电侧,实现调峰调频、减少弃光弃风、缓解电网阻塞、峰谷价差套利、容量电费管理等功能;其他应用场景还包括通信基站、数据中心等的备用电源,以及为机器人系统供电,保障高性能武器装备的稳定运行等。

2五年三千亿市场空间可期,能源革命是核心驱动力

多因素作用推动用电侧储能快速发展,未来5年需求约93GWh

欧美主要国家用电成本高昂,分布式光伏系统快速发展为储能提供市场基础。储能在用户侧主要与分布式电源配套,或作为独立储能电站应用,其用途主要为电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。德国、日本、意大利、英国等欧美发达国家用电成本高昂,如居民电价是中国的2-4倍,且呈现持续上升的趋势。以美国为例,根据美国能源信息署(EIA),1997-2019年美国居民零售平均电价以约2.20%的复合增速增长。电价的影响因素较多,简单来看,一方面电价长期受通胀影响,随着燃料及人工费用增加而增加;另一方面如大容量发电机组、提高输电电压等技术进步可提升效率降低电价。目前电力工业技术较为成熟,通胀一般是影响电力价格的主要因素。根据EIA的预测,2019-2050年美国名义电价年均复合增速约为2.30%,而真实电价(以2019为基准)变动很小。因此,预计欧美主要国家将长期保持高昂的居民用电成本。由于全球多个国家和地区分布式光伏系统早已实现用电侧平价,分布式光伏系统快速发展,2019年全球分布式装机约40GW,占总装机的比重近35%,为储能的发展提供坚实的市场基础。

上网补贴(FIT)和净计量(NEM)政策到期或削减,分布式搭配储能有望得到推广。上网补贴(FIT)政策对用户输送给电网的电力给予一定补贴,净计量(NEM)政策使得用户可将光伏系统生成的多余的电力输送回电网。近年来随着光伏逐渐平价,各国的FIT和NEM正逐步到期或削减,而储能的推广应用可以减少行业对FIT及NEM等政策的依赖,分布式搭配储能自发自用的模式有望得到推广。

部分国家电力供应稳定性较差,不同规模的停电事件时有发生,储能接受度提升。(1)美国电力系统主要由东部电网、西部电网和德克萨斯州电网组成,其中大部分输配电设施由500多家互相独立的私营公司运营。美国电网的特殊结构造成了电网难以优化配置和统一管理,同时美国电网发展缓慢,70%的输电线路和电力变压器运行年限在25年以上,60%的断路器运行年限超过30年,因此电力系统稳定性较差。2019年10月,美国加州山火事件造成了大规模停电事件,电力公司PG&E的500多万用户均存在断电风险,并且每次断电可能持续数天。近期来看,2020年12月底,美国东部多地遭遇冬季风暴,马萨诸塞州、宾夕法尼亚州,以及纽约市、新泽西州和康涅狄格州部分地区超过5.5万用户断电。2021年1月初,美国南部遭遇强降雪,得克萨斯州、路易斯安娜州多数地区超过15万用户断电;美国西海岸遭遇风暴袭击,俄勒冈州、华盛顿州、南加州造成超过50万用户断电等。(2)由于南非电力系统管理水平有限,发电机组及输配电设施时常发生故障,煤炭、燃油等燃料储备也时常无法满足需求,再加上一些罢工和示威,甚至蓄意破坏电力设施的外部事件,导致南非经常发生不同规模的停电事件。南非电力公司Eskom将全国性分区停电的措施分为八级,其中最严重的八级限电指电网必须节约8000MW的电力。2019年底,南非施行了前所未有的六级限电,其严重程度相当于在4天内遭到18次停电,每次最多4个半小时,或者在8天内遭到18次停电,每次最多2个小时,每次停电受到影响的人数多达1900万人。2020年南非已多次发生不同规模的限电事件,2021年状况依旧没有改观,根据新闻报道,南非电力公司Eskom预计今年4月份前每周都会出现电力短缺情况。频繁的停电事件对现代生产生活造成了很大的影响,储能的应用可以保障电力的连续供应,储能接受度逐步提升。

2010-2019年锂电池价格下降87%,带动系统成本快速下降,储能经济性逐渐显现。受益于新能源汽车产业蓬勃发展,锂电池的大规模应用实现成本快速下降,根据BNEF,2010-2019年期间锂电池组的平均价格的下降幅度达87%,带动储能系统成本迅速下降。目前储能应用经济性拐点快速临近,有望激发需求迅速增长。



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未来5年用电侧的储能系统需求约93GWh,年均复合增速95%。上述多个因素叠加,使得储能在终端价值的价值逐步显现。考虑到在储能用户侧,与分布式电源配套或作为独立储能电站的应用场景和客户群体均有较高的相似性,因此在预测市场空间时忽略了作为独立储能电站的需求,预计总市场空间高于我们的预测值。根据我们的测算,预计2021-2025年发用电侧的储能需求约93GWh,年均复合增速约95%,其中2025年用电侧储能需求约41GWh。我们对储能配置渗透率和容量配置比例做了双因素敏感性分析,在储能配置渗透率45%-55%,容量配置比例13%-17%的情形下,2025年发输配电侧储能需求约32-50GWh。长期来看,预计2030年储能系统需求约190GWh。

3商业模式逐渐清晰,经济性拐点打响装机发令枪

3.1储能可用于电力系统全环节,备电时长差异导致统一口径的成本评价较为困难

储能可应用于电力系统发电侧、输配电侧、用电侧全环节。电力系统一般分为发电侧、输配电侧和用电侧,储能在三个环节均有应用。在发电侧,储能主要用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等;在输配电侧,储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等;在用电侧,储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

容量单位与功率单位的不统一,使得单位成本对备电时长非常敏感,统一口径的成本评价较为困难。在传统发电技术及电气部件中,我们通常采用功率单位(如MW)来表征系统的大小,但在储能系统中,主要采用容量单位(如MWh)来表征系统的大小。这种差异直接导致了储能系统的单位成本对备电时长非常敏感,因为电池一般采用容量单位,即单位容量的电池成本不变;而其他成本采用功率单位,因此储能系统总容量越大,分摊至单位容量的其他成本就越低。根据美国可再生能源国家实验室(NREL),同样为60MW的储能系统,备电时长0.5小时与4小时的系统单位成本相差1.4倍。因此,由于不同项目的备电时长差异,市场上暂时没有统一口径的成本评价方式。

3.2用电侧:度电成本约0.51元/kWh,工商业/大工业场景具备套利空间

两充两放通常为工商业/大工业套利场景的运行策略,一般配置时长约3小时。不同地区的峰谷时段差异较大,一般情况下划分为5-6个时段,其中2个高峰,2-3个平段,1个低谷。高峰一般持续时长约2-3小时,2个高峰间夹杂一个2-3小时的平段。综合来看,一般工商业及大工业储能的运行策略为两充两放,其中一充一放在低谷高峰,一充一放在平段高峰;不同地区峰谷时段不同,一般考虑配置时长3小时。

全国工商业、大工业峰谷价差中位数分别约0.49、0.54元/kWh。当前我国用户侧(主要是工商业用户)主要利用储能进行峰谷价差套利和容量费用管理。根据北极星售电网,近期各地陆续明确2021年销售电价,截止2020年12月底已有26个地区发布新版销售电价表,其中15个地区制定了峰谷分时电价,工商业及其他峰谷价差平均值约0.51-0.55元/kWh,中位值约0.48-0.52元/kWh,其中北京是峰谷价差最大的地区,达到0.99-1.00元/kWh;大工业峰谷价差平均值约0.55-0.59元/kWh,中位值约0.53-0.56元/kWh,其中上海是峰谷价差最大的地区,夏季达到0.81-0.83元/kWh。对比上一轮销售电价,江苏、浙江、安徽峰谷价差拉大约2分钱。

储能度电成本(LCOS)约为0.51元/kWh,在全国多数发达省份已基本具备套利空间。储能度电成本(LCOS)为国际通用的成本评价指标。基于储能全生命周期建模的储能平准化成本LCOS(LevelizedCostofStorage)是目前国际上通用的储能成本评价指标,其算法是对项目生命周期内的成本和放电量进行平准化后计算得到的储能成本,即生命周期内的成本现值/生命周期内放电量现值。根据我们的测算,目前储能度电成本约为0.51元/kWh。在北京、上海、江苏、浙江、天津等发达省份已具备套利空间,目前广东还未发布新版的销售电价表,但参考上轮峰谷电价,也具备套利空间。此外,我们在测算时没有考虑部分省份的尖峰价格,同时针对不同地区的峰谷时段,储能运行策略还有很大的优化空间,因此实际上可能会有更多的省份已具备套利空间。

测算核心假设:

(1)参考知网多篇文献、行业协会及部分上市公司数据,由于目前尚没有行业标准及规范,市场上产品性能参数和单位价格差异较大,综合多方信息,假设磷酸铁锂电池储能系统成本为1.50元/Wh。

(2)容量型和功率型储能电站的功率转换成本差异较大,考虑到用户侧储能主要是套利需求,假设功率转换成本为0.35元/W,土建成本0.20元/W。

(3)其他成本主要包括入网检测费、项目管理费等附加费用,假设其他成本为0.15元/W由于目前储能项目的其他成本核算缺乏规范性,不同项目差异较大。未来随着储能项目实施标准的规范化,这部分成本将显著降低。

(4)容量型储能电站主要采用远程监控与定期巡检结合的方式,运维相对简单,假设每年运维成本占储能系统投资成本的0.5%。

(5)考虑到磷酸铁锂电池的电极材料中不含有钴、镍等贵金属元素,回收价值较低,假设储能系统残值为5%。

(6)目前电化学储能系统没有统一的终止标准,考虑安全性和电池容量衰减特性,假设70%为系统终止报废标准。假设储能系统每年运行350天,每天2充2放,则系统寿命约7年。假设储能系统衰减特性为线性函数,估算90%放电深度下单次循环衰减率约为0.005%。

(7)其他参数详见下表。



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3.3输配电侧:里程成本约3.93元/MW,电力辅助服务市场具备盈利空间

电力辅助服务市场建设提速,19省将电储能纳入交易体系。随着全国可再生能源装机规模快速增加,电网的冲击压力越来越大,各省份正在加快构建电力辅助服务市场体系。根据中国储能网报道,目前全国范围内除东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个电力辅助服务市场改革试点之外,还有河南、安徽、江苏、四川、青海、湖北、湖南、贵州、广西、重庆、蒙西电网、河北南部电网、京津唐电网公布了电力辅助服务市场运营和交易规则。2020年以来,全国各省份至少出台23份相关政策文件,列举了与储能参与电力辅助服务市场的相关条款。截至目前,已有19个省份将电储能纳入交易体系,其中参与调峰与调频是储能获取收益的主要来源。

多个省份参与调峰服务已具备盈利空间。据北极星储能网统计,在已发布调峰辅助服务市场规则文件的省份中,约有13个省份明确储能可参与调峰。根据我们在前文的测算,配置时长3h的储能系统度电成本约0.51元/kWh,参考各地区调峰补偿价格,在东北、安徽、山西、江苏、青海等多个地区已具备盈利空间。

储能是一种优质的调频资源,里程成本是评价储能电站参与调频经济性的重要指标。储能单位功率的调节效率较高,具有快速和精确的响应能力,根据中国电力科学研究院,储能对水电机组、燃气机组、燃煤机组的替代效果分别达到1.67倍、2.5倍、25倍。根据知网文献,里程成本是指在功率型调频储能电站的生命周期内,平均到单位调频里程的电站投资成本,里程成本是评价储能电站参与电网一次调频或二次调频经济性的重要指标。考虑时间价值后,其算法是对项目生命周期内的成本和调频里程进行平准化后计算得到的储能成本,即生命周期内的成本现值/生命周期内调频里程现值。

储能里程成本约为3.93元/MW,多个省份参与调频服务已具备盈利空间。根据我们的测算,目前储能里程成本约为3.93元/MW。考虑到储能调频效率、响应调频时间远优于其他类型机组,补偿系数也应高于其他类型机组。在参与调频服务的应用场景中,在保证调频里程的前提下,目前在福建、广东、蒙西、山西、京津唐、山东、甘肃、四川等多个省份已基本具备盈利空间。

测算核心假设:

(1)参考知网多篇文献、行业协会及部分上市公司数据,假设采用磷酸铁锂电池的功率型储能系统成本为1.50元/Wh。考虑到参与电力辅助的应用场景和功能要求更为复杂,假设功率转换成本为0.50元/W,土建成本0.20元/W,其他成本0.15元/W。

(2)功率型调频储能电站工况复杂,安全维护任务重,假设每年运维成本占储能系统投资成本的3%。

(3)由于储能系统参与调频属于短时高频低深度充放电,系统循环寿命要远高于满充满放循环寿命。目前调频储能系统没有统一的终止标准,考虑安全性和电池容量衰减特性,参考行业新闻报道,假设系统寿命为5年。

(4)其他参数详见下表。


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火储联合调频项目IRR约8.8%,回收期约8年。在之前测算的假设条件下,同时考虑火电站每年100万保底费用以及50%的收益分成,预计火储联合调频项目IRR约8.8%,回收期约8年,已具备较好的经济性。

4产业链分析:格局初显,建议关注电池与PCS环节

4.1电池:未来降本的核心环节,磷酸铁锂有望成为主流技术路线

2020-2030年锂电池成本有望下降58%,带动电池成本占比下降至41%。从系统成本构成来看,电池是成本最高的环节,一般在配置时长2小时以上,电池成本占比超过50%。受益于新能源汽车产业蓬勃发展,锂电池得以大规模应用,不断促进技术进步,叠加规模效应及生产效率提高带动成本快速下降,激发终端市场规模进一步扩大,形成正向循环。随着汽车产业电动化加速,以及锂电储能逐渐放量,超大规模应用将加速成本下降的过程。根据BNEF,到2030年锂电池组的平均价格有望进一步下降至68美元/kWh,较2020年降幅达58%,是储能系统下降的最大驱动力。目前电池占储能成本的比重约53%,是第一大成本环节;到2030年,电池成占比有望进一步下降12%至41%。

磷酸铁锂有望成为锂电储能的主流技术路线。电化学储能的核心需求在于高安全、长寿命和低成本。目前锂电池已成为全球电化学储能的主流技术路线,可根据正极材料类型的不同,进一步分为磷酸铁锂和三元两种主要的技术路线。对比三元锂电池,磷酸铁锂电池热稳定性强,内部化学成分分解的温度在500-600℃,具有更好的安全性;完全充放电循环次数大于3500次,具有更好的循环寿命;正极材料不含贵金属,且工艺环境要求不高,成本较低。与此同时,虽然磷酸铁锂电池能量密度低于三元锂电池,但储能应用场景相对固定,尺寸和重量设计相对灵活,因此不是储能系统设备选型的优先考量因素。综合考量两种技术路线的优势与劣势,磷酸铁锂电池更加贴合储能场景的应用需求,有望成为储能的主流技术路线。2019年国内电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比达96%。2019年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比41%,同比提升约7%;三元锂电池占比55%,其他锂电池占比4%。三元锂电储能在家用市场份额较高的主要原因为,家用储能需求主要来自海外市场,而长期专注于三元技术路线的特斯拉、LG化学等厂商具备较强的先发优势和品牌优势,随着国内储能厂商进入储能家用市场,近年来磷酸铁锂电池市场份额呈上升趋势。

技术与规模优势是核心竞争要素。锂电池行业技术壁垒较高,正极、负极、隔膜、电解液等材料配比需要长期技术沉淀。当前锂电池占系统成本较高,且循环寿命和深度放电等都对系统成本影响很大,考虑到未来电池性能仍有很大的进步空间,因此相比其他环节,技术进步推动降本的压力主要在电池环节,技术领先的企业先发优势明显。另一方面,电池工业规模效应明显,头部企业有望在竞争中充分发挥成本优势,挤压竞争对手的生存空间。

宁德时代2019年国内市场份额第一,规模领先第二名一倍以上。根据CNESA的统计数据,在2019年国内新电化学储能市场中,装机规模排名前十位的储能技术提供商依次为:宁德时代、海基新能源、国轩高科、亿纬锂能、猛狮科技、南都电源、中天科技、力神、圣阳电源和比克。


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5相关标的

5.1派能科技:家用储能领先企业,A股储能第一股

储能为主营业务,市场份额全球领先。派能科技成立于2009年10月28日,并于2020年12月30日在科创板上市。派能科技是国内较早开始锂电池储能系统商用的厂家之一,专注于磷酸铁锂电芯、模组及储能电池系统超过10年,是国内首家以储能为主营业务的上市公司。派能科技的储能系统覆盖12V-1500V全电压等级,系统容量最高可达MWh级,可应用于高压储能、家庭储能、通信备电等多个场景。派能科技在全球市场中有较高品牌影响力及产品竞争力,2019年派能科技自主品牌家用储能产品全球市场份额约8.5%,仅位居全球第三名,落后于特斯拉(15%)和LG化学(11%);自主品牌和贴牌方式家用储能合计约占全球市场份额的12.2%。2019年派能科技电力系统储能锂电池国内市场份额约15.0%,位居国内第三名,仅落后于比亚迪(23.7%)、宁德时代(18.4%)。

产业链优势提供一站式解决方案,渠道优势打造全球化销售网络。派能科技整合产业链关键环节,拥有包括锂离子电芯制造、BMS、EMS以及系统集成等上下游关键环节的多项核心专利技术,可以为用户提供一站式储能系统解决方案。派能科技已与海外多家知名大型集成商建立稳定的合作关系,包括Sonnen(欧洲第一大储能系统集成商)、Segen(英国最大光伏产品提供商)、EnergySRL(意大利领先的储能系统供应商)等,产品销售渠道稳定。

产能加速扩张,业绩有望实现高增长。截至2020年6月,派能科技已形成年产1GWh电芯产能和年产1.15GWh电池系统产能,产能利用率接近饱和,产能瓶颈明显。公司规划新增年产4GWh锂离子电芯和5GWh储能锂电池系统产能。未来随着新产能陆续达产,公司有望充分发挥规模优势,持续提升产品市场份额,实现业绩高增长。

5.2阳光电源:储能逆变器与系统集成龙头,渠道优势明显

光伏逆变器龙头,渠道优势明显。阳光电源成立于2007年7月11日,并于2011年11月2日在创业板上市。阳光电源是光伏逆变器行业龙头企业,国内市占率约30%,连续多年保持第一,国外市占率约15%,截至2019年底,阳光电源逆变设备远销往德国、意大利等60多个国家,全球累计装机超100GW。

强强联合切入储能领域,定位全球系统集成商。在储能的业务布局上,阳光电源定位“全球储能系统集成商”,与外部电池厂商深度绑定。2014年底,阳光电源与三星SDI公司签署协议,成立三星阳光(占股35%)和阳光三星(占股65%)两家合资公司。其中,三星阳光从韩国引进生产线,负责生产锂离子储能电池包;阳光三星负责生产储能变流器及储能系统集成。2016年8月,阳光三星正式投产,标志着公司正式切入储能领域。2019年2月,公司以4126万元购买三星SDI公司持有的三星阳光30%的股权,收购后合计持有三星阳光65%的股权。三星SDI作为全球锂离子电池行业的第一梯队企业,其电芯在能量密度、循环寿命、安全性能等处于领先水平;而阳光电源作为逆变器龙头企业,对储能变流器技术积累深厚,在产品性能、可靠性、成本、渠道方面同样具有明显优势,强强联合共同开发有利于发挥各自的技术专长,迅速形成竞争优势。2019年,阳光电源储能产品型谱优化,以磷酸铁锂和三元锂电池为体系,产品全面覆盖0.5C到4C的能量型、功率型等各类储能应用场景需求。

储能变流器与集成业务龙头,公司营收快速增长。阳光电源储能系统广泛应用在中国、美国、英国等众多国家,截至2020年6月底,阳光电源参与的全球重大储能系统项目超过1000个。国内业务方面,2016年以来,阳光电源储能系统集成出货量连续四年位居国内市场榜首,2019年阳光电源在储能逆变器出货量也在国内供应商中居于首位。海外业务方面,在北美工商业储能市场以及澳洲户用光储市场,阳光电源市占率均超过20%。2019年,阳光电源储能业务收入实现营收5.43亿元,同比增长41.77%,业务收入占比从2018年的3.69%提升至4.18%。

$派能科技(SH688063)$$阳光电源(SZ300274)$

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报告来源:民生证券

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2021年03月01日 13:43
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