储能投资分析报告-市场与技术的选择

储能投资何去何从：市场与技术的抉择2022年9月

浙江·杭州穗和资本2穗和资本简介总部位于广州，团队源自能源央国企、制造业龙头企业在管资金规模35亿，主要投资方向：分布式光伏、大型地面光伏、陆上风电、储能、充电桩等双碳目标驱动下，与央国企携手，为新型电力系统贡献高效、可靠、绿色、智能的新能源电站资产工商业园区“分布式光伏+”投资陆上风电场储能、充电桩业务地面光伏电站穗和资本3集中式风电、光伏、储能项目分布山西陕西河南内蒙天津山东甘肃青海山西50MW风电项目山西50MW风电项目山西50MW风电项目河南50MW风电项目河南20MW分散式风电项目河南100MW风电项目陕西100MW风电场工程项目天津200MW风力发电项目天津80MW风力发电项目甘肃100MW风电项目新疆贵州100MW/200MWh储能项目截至2022上半年风电场装机容量97万千瓦山东100MW风电项目新疆50MW风电项目内蒙古20MW分散式风电项目地面电站光伏项目风电光伏项目湖南广西海南截至2022上半年集中式地面光伏电站签约容量96万千瓦储备资源量238.5万千瓦广东广东200MW集中式地面光伏项目广东60MW集中式地面光伏项目广东200MW集中式地面光伏项目广东150MW集中式地面光伏项目广东300MW渔光互补集中式光伏项目广东150MW集中式地面光伏项目广东225MW林光互补集中式光伏项目广东150MW农光互补集中式光伏项目广东60MW农光互补集中式光伏项目广东150MW农光互补集中式光伏项目广东70MW农光互补集中式光伏项目广西300MW集中式地面光伏项目广西200MW集中式地面光伏项目湖南80MW农光互补集中式光伏项目湖南300MW农光互补集中式光伏项目海南100MW农光互补集中式光伏项目独立储能项目贵州截至2022上半年独立储能电站在建容量200MWh穗和资本4储能投资何去何从？123储能市场需求的源动力我们是否真的需要长时储能储能产业的投资机会穗和资本储能需求源动力：源网荷三方面量变引起质变，灵活性缺口持续增大局域电网→区域环网+跨区送电2020-2050风光占比25%-60%源网荷波动因素越来越多有效装机和调控手段越来越少维持电网平衡越来越难“灵活性资源”缺口越来越大源网荷居民和三产用电占比越来越高同步发电→电力电子不可预测、不可调度、缺少转动惯量特高压输电高电压、长距离、不可调节运行风险高冲击型负载、变频设备随机性强、电能质量差电力系统构成变化挑战5穗和资本新能源大规模并网带来短时、日内和季节性波动，储能弥补技术缺陷日内波动短时波动季节性波动技术性考量：储能弥补新能源发电天然的技术缺陷经济性考量：储能成本优于并替代传统调峰机组配置10%-20%功率1-2h容量的储能，平滑输出、跟踪计划曲线、提升风电光伏调频性能sec min hourdaymonth yearDuck

Curve鸭子曲线配置20%-40%功率4-8h容量的储能，替代常规机组（煤电或gas

peaker）完成日内调峰配置大规模（100MW以上）长周期（10h以上）储能，目前抽蓄、火电更经济，未来大规模储能和制氢会成为更低碳、更经济的解决方案调频需求调峰需求调峰需求新能源装机规模调峰需求新能源装机规模调频需求新能源装机规模调峰需求6穗和资本全景图：2020全球储能新增装机11GWh美国2,47323%中国2,44123%韩国2,23821%德国1,12510%日本9829%澳洲英国

世界其它408

399

6994% 4% 6%国家(地区)装机（MWh）占比%1,8491604641,9674742,033205691,02011659807366434133526383894182128户用储能2,800，26%工商业储能1,100，11%电网级储能6,800，63%装机量（MWh），占比%ASP~6元/wh市场~150亿BNEF、团队测算7ASP~3元/wh市场~250亿2020年户储（2C）市场规模150亿元，其中美国占17%，澳德日占77%，其它市场占5%电网级和工商业用户侧储能（2B）市场规模250亿元，其中美国占23%，中国占25%，韩英占30%，其余分散市场占22%穗和资本全景图：2025E全球储能新增装机60GWh，5年CAGR~40%2020-2025增速最快市场：美国整体：2.5GWh到28GWh，CAGR

62%中国整体：2.4GWh到14GWh，CAGR

43%（有低估）户用储能：2.8GWh到9.4GWh，CAGR

27%2025年户储（2C）市场规模400亿元，5年CAGR~22%。其中美国占35%，澳德日占60%，其它市场占5%电网级和工商业用户侧储能（2B）市场规模1,000亿元，5年CAGR~35%。其中美国占52%，中国占31%，其它分散市场占17%美国27,88046%中国14,43624%韩国3231%

德国2,4144%日本1,4822%澳洲2,5874%英国2,0744%世界其它8,91715%国家(地区)装机（MWh）占比%24,1213,22853113,535901250713991,945691,30716213961202,3721,93696726,6571,817442户用储能工商业储能3,700，6%电网级储能47,000，78%装机量（MWh），占比%ASP~4元/whBNEF、团队测算8市场~400亿 9,400，16%ASP~2元/wh市场~1,000亿2025E全球储能装机规模

60GWh穗和资本中国双碳终局，储能装机累计需求达10TWh，储能资产累计投资总规模超5万亿SecMinHour4hr+Seasonal24-100hr+市场规模瞬时储能需求特点：响应快，瞬时功率高（1C-2C），储存时间短日内储能需求特点：瞬时功率不高(0.2-0.5C)，每日调用，储存时间较长长时储能需求特点：储存时间超长，日间、月间平衡需求市场规模取决于全国市场的发用季节性特点，中国超级电网一定程度上可以降低季节性问题，但具体需求规模需要进一步验证800亿0.6元/Wh~270GW/130GWh48,000亿0.5元/Wh~2,400GW/9,600GWh发电侧：4,800GWh+用电侧：4,800GWh发电侧：20%*6000GW

RE装机平均时长：4hr用电侧：10%*17万亿度电/365发电侧：240GW/120GWh+用电侧：27GW/13.5GWh发电侧：3%*8000GW装机用电侧：1%*2700GW峰值功率平均时长：0.5hr储能技术路线超飞 级轮 电容锂离子电池抽蓄氢液

钠

压流硫

缩电电

空池池

气钠离子电池镍氢气电池0.5-4小时94+小时穗和资本新型电力系统是否需要长时储能？(基于南澳现货市场历史数据的分析)储能市场需求与新能源渗透率密切关联欧美存在高比例新能源渗透国家电网运行经验和电源结构演化为我国提供重要参考试图回答：高比例新能源渗透的电网需要多大规模的储能？是否需要长时储能？当没有火电之后电网运行如何安全稳定？10穗和资本欧美国家高比例新能源渗透为中国构建新型电力系统提供重要借鉴和依据China2030

Target（电规总院预测）11穗和资本南澳电网对储能配比时长研究提供重要参考南澳南澳170万人口，风光资源丰富峰时负荷约2000

MW，小电网与维多利亚州两条联络线共880MW容量，供应南澳7%的电量特斯拉Hornsdale锂电池储能电站150MW/200MWh主要参与系统调频南澳电网特点：相对独立小电网、高比例新能源、无煤电南澳电网2016年退出煤电后新能源渗透率迅速提升，未来目标500%南澳电网2016年退出煤电后新能源渗透率迅速提升，未来目标500%南澳电网运行具有明显日内波动规律，调峰依赖燃机和维州外来电南澳电源构成：20%光

40%风

40%燃机

7%

Import

8%Export12穗和资本13南澳和德国现货市场存在价格波动，但不存在一般性规律，且价差较小1009080706050403020100南澳现货市场月均电价（2020.1-2021.10

）10月总体价差（75澳元/MWh

or

0.35元/kWh）低于锂电池LCOS（基于每年300次放电的LCOS）——月度长时储能明显不具经济性价格波动规律：夏季（7月）光伏低发价格达极大值，冬季（12月）光伏高发价格达极小值。但规律不普遍，年与年之间变化较大。2020年1月 4月7月7月 9月 12

2021年月月度平均电价最低在15澳元/MWh左右，最高在90澳元/MWh左右，AUD/MWh德国现货市场月均电价（2019.1-2021.9）南澳现货市场月均电价（2020.1-2021.10）除光伏外，风电出力情况、燃气价格、气温等因素也影响现货市场价格和波动情况类似情形也体现在德国现货市场电价波动中AEMO、穗和资本14多长时间的储能具备经济性？以南澳60%新能源渗透率为例0.900.600.480.400.340.100.000.300.200.400.500.600.900.800.701.0002481012价差（元）6储能时长（小时）0.20

0.170.000.100.200.400.300.500.900.800.700.601.0012112212512612712价差（元）312 412储能时长（小时）平均度电收益锂电池LCOS1天1周0.111月平均度电收益长时储能LCOS日以上长时储能：能量型应用不可能具备经济性***日内储能：南澳市场6小时以上不具备经济性锂电池LCOS长时储能LCOS具备经济性不具备经济性不可能具备能量搬移经济性平均度电收益：表示充放一度电可以获得的边际收益，时间窗口越宽价差越小，度电收益越低锂电池LCOS：锂电池功率和能量不解耦，LCOS不受储能时长影响长时储能LCOS：长时储能通常功率和能量解耦，时长越长，储能单位kWh造价越低，LCOS越低LCOS：对于日以上长时储能，因为循环次数成倍减少，使得储能系统LCOS成倍增长，而平均度电收益随储能窗口增长而降低，使得储能不可能具备单纯能量时移的经济性AEMO、内部模型测算穗和资本类比：储能

vs

股票市场买卖和原油存储储能的充放电

--

股票的买卖储能设备的SOC

--

股票账户的仓位能源储备类比原油的存储：为什么说电力无法大规模存储？容器成本过高，经济性要求提高交易频次长周期的低频交易（长时储能）或永远无法具备经济性储能时长（连续买进的时间窗口宽度）设置多大的仓取决于有多大长期套利空间$25/桶

大规模存放

$2/桶$50-80/桶容器/能源≈1/40-

1/25容器能源容器能源$300/

kWh$0.1/

kWh容器/能源≈3000x15穗和资本16南澳电力系统重要启示12高比例可再生能源渗透不影响电网稳定运行，至少在50%灵活性资源的前提下是没问题的锂电池储能主要弥补低转动惯量带来的调频困难，2小时系统足够支撑且获得超额经济回报3长周期调峰依靠燃机和煤电，经济性很好，使得任何日以上长时储能俊不可能具备经济性风电、光伏渗透率至60%、系统仅保留50%左右的火电进行调节，电网仍可稳定运行并确保可靠性的要求低转动惯量（同步发电机数量较少）、用户侧光伏（传统来说不在调度控制范围内）均可通过先进电网调控技术得到解决南澳仅拥有Hornsdale锂电池储能电站150MW/200MWh，其余均靠燃机进行调频、调峰，燃气机组的调节能力远优于煤电机组，对于中国电力系统来说，火电的灵活性改造任重道远，但2040年前中国煤电机组不会大规模退役，系统内保留煤机进行调峰是大概率事件因为储能系统造价较高，需要高频交易来摊薄度电成本，因此长周期储能的经济性很差，在系统内保留大量煤机备用的前提下，日以上长时储能没有经济性可能穗和资本跟风电、光伏相比，储能产业刚渡过萌芽期，产业规模仍较小但高速增长807060504030201008070605040302010080706050403020100中国德国美国纵轴范围保持一致储能装机x10纵轴范围保持一致储能装机x10纵轴范围保持一致储能装机x10风电、光伏、储能历年新增装机规模（GW）0.670.631.570.00170.501.001.502.000.132017

2018

2019

2020

中国储能新增装机量/

GW CAGR

129%纵向比较：以新增装机超过1GW作为跨过产业萌芽期的标志，风电2006年、光伏2011年、储能2020年，此后产业进入高速增长期横向比较：新能源产业的发展路径欧洲-美国-中国，储能海外市场抢先发力，目前欧洲、美国、中国储能市场规模大体相当，但海外市场机制更为成熟短期来看：储能产业发展初期，市场机制不完善，产业链下游艰难探索商业模式，技术成本高，缺少规模化发展驱动力长期来看：萌芽期之后产业政策出台，市场机制建立，商业模式逐渐成熟，叠加储能成本持续降低，特别是2025年后煤电净增长乏力，储能规模化发展长期来看确定性较高穗和资本储能产业链电网公司工商业居民投资运营电站资产集成厂家关键设备原材料火电厂风电场光伏电站独立储能集成厂家：负责系统交付、安装、调试、代运维等电池、模组、Pack双向逆变器PCS变配电设备其它石墨、正负极材料、双极板、IGBT、电缆……FTM：FrontofThe

MeterBTM：BehindThe

Meter调频 调峰系统交付峰谷套利18穗和资本电池厂商价值链