储能市场分析报告

1、2014年储能市场分析报告2014年3月目 录一、储能市场潜力巨大31、智能电网和新能源并网催生储能需求潜力32、各种储能技术并存发展，化学储能发展潜力大53、铅炭电池经济效益好， 锂电需要进一步压缩成本7二、国内储能处于示范期，具有千亿元的市场潜力101、储能近期应用增长：锂电在通讯基站的渗透率提升102、风光并网储能短期以示范项目为主，中长期潜力大12（1）目前尚不具备经济效益，以技术验证为主12（2）2020年风光储能市场规模有望达120亿元133、分布式储能短期以海外市场为主，国内市场等待政策落地14（1）家庭储能针对海外市场14（2）国内分布式储能有放量潜力，工商业示范项目先期导入1

2、54、调峰调频储能：国外的商用电站市场化进度快于国内16（1）化学储能在电网调峰调频中的渗透率提升16（2）需求市场以国外为主，国内商业电站尚不具备经济效益175、国内电化学储能潜力大，需求有望在“十三五”快速增长18三、储能高成本制约其大规模应用，补贴是关键19四、储能扶持政策处于启动初期211、国外储能产业扶持政策推动行业先期发展212、国内储能规划及补贴政策有待推出23五、储能上市公司：短期业绩难爆发，但可提升估值24一、储能市场潜力巨大1、智能电网和新能源并网催生储能需求潜力储能是智能电网和新能源并网的关键技术。随着电力需求的增长，电网负荷峰谷差不断变大，需要储能系统与之配套，平滑电力

3、负荷，提高设备的运行效率和可靠性。另一方面，风电等可再生能源具有间歇性和随机性，储能技术可以降低电网冲击，调节可再生能源发电系统供电的连续性和稳定性。总的来说，储能的效用贯穿电力系统的发电、输配电和用电环节，用于可再生能源并网，电网调峰/调频，配网侧的分布式储能和用户侧的分布式微网储能，以及重要部门和设施的应急备用电源。全球储能需求保持高速增长。根据cnesa 的统计，2000 年至今，全球化学储能累计装机容量为615mw，总投资约为几十亿美元。随着智能电网和新能源的发展，储能市场需求具有快速增长的潜力，据woori i&s research 的预测，全球储能市场规模将由2012 年的20 亿

4、美元增长至2020年的160 亿美元，年均复合增速达26%。调节可再生能源并网和供电是国内发展储能的重要方向。各国的电网结构不同，对储能应用的侧重点有所差异。国内用电峰谷负荷差异小，对商业化储能电站的发展构成抑制，同时居民电价较低，家用备用电源储能的需求不具备经济效益。相比国外，国内对风光离网储能和分布式光伏储能的需求较为迫切。2、各种储能技术并存发展，化学储能发展潜力大调峰储能以抽水蓄能为主。抽水蓄能占全球电力储能总装机的99%，是技术最成熟的储能方式，适用于大容量大功率储能，但受自然条件的限制较大，如果离负荷中心较远会造成输电损耗。对于南方地区，水电站及抽水蓄能电站可进行调峰，但在北方地区

5、水资源匮乏，化学储能具有一定的替代空间。普通铅酸储能适用于备用电源。铅酸储能技术成熟，成本在所有化学储能中最低，但存在自放电，不能深度放电，只能运行在浅充放或备用的工况，而且循环寿命短（一般数百次）。普通铅酸电池的技术特点决定了它最合适的储能应用领域为通讯备用电源等。锂电适用于车载储能和电力系统的功率型应用。锂电池的能量密度大，比功率高，但成本高，存在电池的统一性和安全性问题。锂电适用于电动汽车等移动式储能方式。近年来在电力系统备用电源和电网调频方面的应用也备受关注，可替代铅酸电池用于中小型通讯基站，也开始运用于小型户用储能系统。随着电池成本的降低，未来在风光储能中也有较大的发展潜力。钠硫和液

6、流电池适用于大容量储能等能量型应用领域。钠硫电池的能量密度是铅酸的3-5 倍，工作温度在300 度左右，但技术被日本ngk 垄断，适用于电力系统调峰和调频应用。液流电池的典型功率在10mw 以上，适用于大容量、高功率的储能系统，目前最成熟的是全钒液流储能电池，用于电网调峰和大型分布式储能。3、铅炭电池经济效益好， 锂电需要进一步压缩成本铅炭和锂电进入示范应用阶段。普通铅酸储能已实现商业化应用，在发电厂和变电站作为备用电源已使用多年，但性能特点决定了其应用领域的局限性。除普通铅酸，其他多数电化学储能电池还达不到商业化应用的要求，国外大部分储能也属于示范项目性质。目前国内铅炭电池和锂电池已分别进入

7、新能源微网储能及风光储能示范项目，进行技术指标验证，未来有望成为可再生能源储能应用的两种重要技术路线。铅炭电池性能优越，有望商业化推广。铅炭电池将铅酸电池和超级电容器有效结合在一起，既保持了电池的高能密度，又具有超级电容器高功率、快速充放、长循环寿命的特点。该产品的循环寿命相比传统铅酸电池大幅提高，投资成本优于锂电池，大幅降低储能系统的综合成本。我们预计，铅炭电池将比锂电更早实现商业化应用。除通讯基站储能，锂电短期难以商业化推广。从经济上看，锂电储能的价格高达4000 元/kwh，是普通铅酸和铅炭电池的3 倍和4 倍，暂不具备商业化推广的价值。从技术上看，随着储能量的提高，锂电对bms的要求非

8、常高，成组后的性能和单节的性能差异较大，存在安全隐患。长期看，锂电仍有发展潜力。锂电能量密度大，比功率高，可应用领域广，而且国内外对锂电在动力和通讯领域的研发投入将加快锂电性能的提升和成本的下降，这是其他电化学储能电池所不具备的。目前锂电在通讯基站领域对铅酸电池已实现部分替代，并成为国内风光并网储能示范项目的主要配套电池，在国外的户用储能中也有广泛应用。三种锂电池的性能预计将在10 年内有较大突破。根据nedo(日本新能源产业的技术综合开发机构)路线图的规划：到2020 年动力锂电池的性能将较当前有明显突破，能量密度和使用年限均翻倍，而功率密度也将明显增加；到2020 年储能电池的循环次数将达

9、现在的4 倍、使用寿命15 年，2030 年将可完全达到工业领域20 年的要求。二、国内储能处于示范期，具有千亿元的市场潜力1、储能近期应用增长：锂电在通讯基站的渗透率提升锂电在通讯基站储能领域逐渐替代铅酸电池。3g/4g 网络基站的耗电量少，基础设施体积小，适合使用锂电储能，目前磷酸铁锂已被中移动和联通作为3g和4g基站的储能电池。gbii 预测3g/4g 基站占比将从2012年的38.2%提升至2015 年的54.5%，受益于中移动4g 基站建设和锂电成本的下降，锂电的渗透率将稳步增长，2013 上半年通讯锂电储能市场规模增长超过100%。高工锂电：在lte 网络建设中，电源主要采用直流远

10、供与小型电源结合的方式。同时，新型网络制式的普及对电池容量、存放空间和循环寿命的要求都会提高。在使用固定型大容量电池的同时，还将对锂离子等具有高能量密度的新型电池产生旺盛需求。目前移动和联通已确定使用磷酸铁锂电池作为3g/4g 基站储能电池。传统铅酸电池厂家转型生产锂电有优势。国内三大运营商通过集中招标采购通讯后备电源，对产品规格的一致性和售后服务要求很高，入围供应商被中途更换的可能性较小，因此采购渠道壁垒可阻挡中小锂电厂商的进入。双登集团和南都电源等传统铅酸电池厂家通过与运营商多年的合作掌握渠道优势，在锂电渗透率提升的趋势下转型生产锂电，仍然具有较强的竞争优势。2、风光并网储能短期以示范项目

11、为主，中长期潜力大（1）目前尚不具备经济效益，以技术验证为主两大储能项目建成运行。风光储能用于平滑和稳定可再生能源的输出，目前以示范项目为主，主要目的是验证技术指标和使用效果。2011 年底，张北风光储输示范工程和深圳宝清储能电站项目相继建成投产。张北项目配备100mw 风电、40mw 光伏和20mw 储能电站，期望解决新能源的储能和消纳问题。2014 年将启动二期工程，配备400mw 风电、60mw光伏和50mw 储能电站，直接招标锂电、钒流和铅酸电池。锂电在风光储能的应用具有潜力。张北和宝清示范项目配备磷酸铁锂电池为主，附少量液流电池和铅酸电池，反映出电网对锂电储能技术路线的认可和重视。但

12、鉴于锂电仍存在安全和技术问题，成本也比较高，预计短期仍以示范项目为主。风光储能电站目前不具效益，弃风现阶段仍较为经济。以张北项目的投资为例，提升1020%的风电利用率每年可增加电费约10002000 万元，而仅储能电池的每年折旧就达4000 万元。同样，假设10mw 的调峰电站可减少3mw 的火电厂投入，电池成本在1500 万元/年，而节省的火电投资+燃煤约在650 万元/年，也不具有经济效益。因此目前来看，大型风光储能电站还只能进行示范性的初探，经济效益不能体现。（2）2020年风光储能市场规模有望达120亿元我们认为，2013-2015 年风光储能仍停留在技术验证的示范项目阶段，随着成本的

13、下降和技术的成熟，2015 年以后风光储能有望逐步放量应用，2020 年以3%的储能配备比例和2000 元/kwh 的成本测算，市场规模有望达到120 亿元。关键假设：1. 2015 年大型光伏电站和风电累计装机达20gw 和100gw，2020 年达50gw 和200gw；2. 2015 年和2020 年大型光伏电站与风电场配备储能比例达1%和3%。3.由于目前风光储能示范项目配备磷酸铁锂电池为主，储能电池价格以锂电均价测算；5-10 年锂电价格下降一半。3、分布式储能短期以海外市场为主，国内市场等待政策落地（1）家庭储能针对海外市场欧洲fit 下降使得用户更倾向于自用。德国fit 经历下调

14、后，已降至0.1欧元/度附近，低于0.24 欧元/度的居民用电价格。而其他欧洲国家的补贴下调以及光伏发电成本的进一步降低，这将使得越来越多的用户向于自用电而非销售给电网。德国出台分布式光伏储能补贴。德国于2013 年5 月1 日出台分布式光伏储能补贴新政，针对小于30kw 的光伏设施，给予新安装光伏发电同步建设的储能设施最高不超过600 欧元的补贴，给予既有光伏发电加装储能设施最高不超过660 欧元的补贴。给予储能补贴后，进一步提高安装储能系统后的分布式光伏电站的收益率，提升安装储能设施积极性。日本家用蓄电系统需求量大增。由于日本核电退出后电力紧缺，家用蓄电系统的需求量大增。日本经济产业省从2

15、012 年3 月30 日起对容量1kwh以上的蓄电系统给予1/3 的购臵补贴，补助政策将在2013 年度底或支付额达到预算的210 亿日元时截止。据估计到2020 年其市场规模将达450 亿日元，是2010 年的563 倍。（2）国内分布式储能有放量潜力，工商业示范项目先期导入储能较为昂贵，需要给予额外补贴。例如1kw 的光伏系统，如果按34小时的有效日照计算，约需配备5001000ah 的储能，使用锂电储能成本7 元/w，铅酸储能4 元/w，仍然比较昂贵。因此，先期的导入市场仍将是以离网式或高端住宅项目为主，以海外为主。预计国内工商业储能项目优先发展。由于国内工商业电价比居民电价更高，工商业

16、储能的经济效益好于家庭储能，推广的优先性的更高。另一方面，近期国内分布式光伏以工商业示范项目为主，分布式居民项目的经济性不具备太强吸引力，也限制了户用储能的放量。国内分布式储能项目需等待储能补贴。国内东部地区工商业白天电价平均为0.8-1.0 元/度，高于0.40 元/度的火电脱硫电价，在同样的0.42元/度的度电补贴下，用户倾向于自发自用。小型光伏发电系统加储能设施后可降低对电网冲击，并提升自发自用比例，但自发自用比例提升带来的经济效益不足以覆盖47 元/w 的储能成本，其市场化推广需要等待储能补贴政策的落地。4、调峰调频储能：国外的商用电站市场化进度快于国内（1）化学储能在电网调峰调频中的

17、渗透率提升抽水蓄能应用占比将下降。目前抽水蓄能占比99%以上，化学储能尚未大规模推广，但受限于地域环境，抽水蓄能无法完全满足北方的调峰需求。此外，传统火电调峰也不符合节能减排的趋势。随着技术成熟和成本下降，大容量电化学储能电池凭借其削峰填谷的能力和不受地域限制的特点，将广泛引用于电网调峰。关键假设：1. 电网调峰调频比例占装机容量5%。2. 2015 年和2020 年电化学储能占比分别达0.2%和2%。3. 电化学储能电池包括锂电池、液流电池、钠硫电池等，2015 年电池均价以3500 元/kwh 测算；5-10 年锂电价格下降一半。（2）需求市场以国外为主，国内商业电站尚不具备经济效益各国的

18、峰谷电价差别较大。各国的昼夜峰谷电价比基本都在24 的区间内，差别不大；而由于欧美等发达国家的电价绝对值普遍较高，导致其昼夜价差普遍高于国内0.30.5 元/度的水平。商用储能电站利用昼夜差别电价实现盈利，并从需求侧平抑负荷波动。建立大型商用储能电站，可以在夜间利用低价电力充电，在白天放电进行高价销售，从而实现自身的获利。同时，商用储能电站的规模化也可从需求侧平抑每日的负荷波动，缓解电网调峰的压力。以目前锂电池的成本水平，至少需要电价差在0.8 元/度以上，因此我们认为大型的商用储能电站将最先在国外规模化出现。商用储能电站与电动汽车电池回收的结合将更具推广价值。由于储能电站不要求深度大功率充放

19、电，循环次数可以远远超过动力电池组目前的1000 次水平。利用旧的电动汽车电池建设商用储能电站，可在利用电池剩余价值的同时解决回收问题，也将是未来的重点发展方向之一。5、国内电化学储能潜力大，需求有望在“十三五”快速增长储能的商业化应用尚待时日。尽管储能的发展潜力很大，但在未来很长时间内只能停留在示范应用阶段，主要目的是验证技术指标和使用效果。未来由示范项目逐步过渡到商业化项目。储能大规模发展仍需要如下触发因素：1.国家出台针对储能的补贴政策；2.提升储能电池的寿命和安全性，降低成本；3.完善储能的技术路线和行业标准。预计电化学储能需求在“十三五”期间放量。综合2.1-2.4 章节的假设和论述

20、，我们预计电化学储能需求在2015 年和2020 年分别达到187 亿元和497 亿元，锂电储能需求将在“十三五”期间快速增长，预计由2015年的32 亿元增长至2020 年的322 亿元，主要驱动力为可再生能源并网储能。三、储能高成本制约其大规模应用，补贴是关键据测算，储能市场化应用的目标成本为200 美元/kwh。假设系统每年工作300 天，每天充放电1 次，每年附加5%左右的管理和利率成本，折旧以20 年计，不考虑充电成本，传统电价以0.1 美元/kwh 计，当储能的安装成本小于200300 美元/kwh 时，储能的lcoe 小于当前电价，即达到平价上网的目标。电化学储能应用需要补贴以维

21、持经济性。除了抽水蓄能，大部分储能技术的成本还达不到大规模应用的程度。按铅酸储能4000 元/kwh、锂电储能40007000 元/kwh（磷酸铁锂）的成本测算，两者的安装成本需分别下降70%和70%82%才能达到储能系统的平价上网。按照锂电的成本下降趋势，至少2020 年以后锂电储能才能具备经济效益。现阶段储能的市场化发展仍然需要政策补贴，以覆盖2/3 以上的初装成本。注：gbii 认为磷酸铁锂在使用4-5年后就会出现明显的效率衰减，如果考虑磷酸铁锂充放电性能衰减的问题，在不依赖政府补贴的前提下，储能要实现经济效益的所需的时间更长。锂电池成本下降途径。1、现有电池材料的规模化生产；2、新型电

22、池材料的使用；3、电池性能的提升降低单位成本；4、bms 的规模化生产。四、储能扶持政策处于启动初期1、国外储能产业扶持政策推动行业先期发展美日欧储能政策较为完善。美国和日本对储能电池的技术研发和商业应用都给予较大扶持，通过税收优惠、研发经费支持和家用储能系统的资金补助等推动行业先期发展，其中美国政府拨款24 亿美元用户支持包括大规模储能在内的电池技术研发，德国也在2013 年5 月推出分布式光伏发电储能补贴。国外储能扶持政策促进行业快速发展。储能和新能源一样都属于政策驱动的行业，美国和日本作为储能扶持政策的先行者，在储能技术和市场占有率方面均处于领先地位，储能项目累计装机容量占比合计超过80

23、%。因此，政策的扶持力度是促进储能行业发展的最核心驱动因素。2、国内储能规划及补贴政策有待推出国内对储能的政策仅为指导性质。可再生能源法及修正案首次提及储能，国家“十二五”规划纲要称储能是推进智能电网建设、加强城乡电网建设和增强电网优化配臵的依托技术，当前优先发展的高技术产业化重点领域指南中把动力电池和储能列为重点产业化领域。储能被国家作为战略性发展方向，但目前出台的政策都是框架性的支持政策，没有细化政策，缺少补贴优惠（如减税、初装补贴和电价补贴等）和技术路线。预计近期储能扶持政策仍以示范为主。目前储能的技术尚不成熟，技术路线和标准未定，国网对储能的需求预计在2020 年左右迎来拐点，目前仍是提高储能技术和降低成本的阶段，因此我们预计当前储能扶持政策主要针对示范项目在内的产业研发层面，类似大规模支持风电和光伏的补贴政策仍有待时日。中长期看，明确补贴额度并建立补贴资金池至关重要。2020 年风光并网储能和户用储能装机容量预计4gw，假设储能时间4h，合计储能量16gwh。假设2020 年锂电储能系统成本降至2500 元/kwh，需要补贴800元/kwh，粗略估计资金需求：800 元/kwh*16gwh=128 亿