2023年新能源储能行业研究报告

2023一、经济性拖累前期推广节奏，能源转型持续催生储能需求储能帮助提升系统价值，电力系统中需求场景多元，共同助力维持电网的稳定性。储能作为电力系统的蓄水池，帮助电力系统进展电量与电力的实时平衡。储能的价值是依托于系统分，主要包括发电侧、电网侧和用户侧三个方向：发电侧储能用于实现电网一次调频；电网侧储能可布置于电网枢纽处，既供给调峰户侧储能在分布式发电、微网及一般配网系统中通过能量时移实现偿等附加价值。电为主的能源构造影响，电化学储能在储能装机占比仍处于低位。2023年，全球电化学储能累计装机〔〔的9.2%20年我国增电化学储能装机达1.56GW〔，配储政策释放储能需求，国内增储能装机首次突破GW大关。BMS和储能系统设计更配储为主，内生增长动力欠缺。经济性：个别场景经济性已符合要求，内生增长动力仍需提升电化学储能经济性仍有待提升，个别场景下已能满足收益要求。能工程初始投资本钱仍较高，拖累储能工程的经济性。此外，在储因素也会对储能工程产生影响。我们依据储能猎取收益的典型模式，测算不同模式下储能电站收益状况，当前高电价差区域的峰谷电价模式工程IRR较高，原有高补贴光伏电站配备的储能工程收益率已经满足商业化运营的收益要求。模型假设：储能EPC本钱下降，电池寿命及充放电效率提升储能EPC本钱：储能的EPC建设本钱与产品价格和放电时长均有关，20年以来公示的储能工程EPC1小时的最低中标价格已经从0年初的元/Wh下降到1.634元/Wh，降幅达24.1〔0.5C，充电时间2小时的最低中标价格从20年初的1.448元/wh下降到年底的6元〔降幅达同主要受放电时长和电池倍率影响。20年底三家中标候选单位储能系统〔0.5C，充电时间2小时〕报价分别为1.06-1.231元/Wh，考虑到土建等费用仍需资本投入，我们假设发电侧和电网侧 2小时放电时长的储能 EPC项目平均建设本钱为1.3元/Wh，用户侧储能因规模小，平摊到单Wh的土地本钱和土建本钱较高我们假设用户侧储能EPC建设本钱约1.6元/wh。电池寿命：储能电池在使用一段时间后，电池容量会发生衰减，明书，在25℃且SoH〔StateofHealth，电池安康度〕70%的限制条件下，不同冷却方案和充放电倍率下，储能电池的使用寿命在5300次-8000次。我们假设在储能循环6120〔储能系统运行约17年〕的状况下，储能电池全生命周期的平均充放电深度为85%，因Soh降至70%以下后，电池仍有回收以及梯次利用价值，我们假设残值率为10%。系统BMS〔电池管理系统转换器件在运行中均有能量损耗，导致储能系统的充电量和放电量的循环效率在95-99%85%-88能系统外仍有变压器等能量耗损器件，我们假设基准条件下储能系统的循环效率为85%。IRR可达要求助效劳和用户侧峰谷调整模式等。储能在发电侧可以帮助电源满足调度系统调整的需要，削减弃电量，增加售电收入。依据2023年5可以〔1〕弃光严峻时期作为自用容量，放电收益享受光伏电站的补贴〔2〕弃光缺乏时期作为调峰可用0.55元/kWh的充电补贴，放电收益按标杆上网电价进展以通过储能系统在谷电价充电，峰电价时期自用，降低自身的用能本钱。我们依据全年运行360天，每天一次充放电操作，测算不同场景下的储能电站收益状况。其中疆地区光伏电站的补贴电价承受原有三类资源区光伏电站补贴后上网电价0.9元/kwh，甘肃和浙江分别是西部集中式基地和东南局部布式电站的代表。调频，并获得调峰调频补偿。当前电力市场关心效劳市场的调峰和调频补偿额度以市场竞价为主，火电、水电等发电企业与储能、综〔调峰0.6元/kwh，未报价机组临时调用价格为0.15元/kwh，对应的调频里程申报价格在0.1-1.2元/MW，关心效劳市场报价范围波动大，火电等原有已装机电站的边际调整本钱低，参与关心市场的里程优势要在于拓展收入来源。峰谷电价治理模式：一般工商业及大工业用户是社会用能主体，用电顶峰多处于峰电价时期，用能本钱较高。工商业及大工业用户可以通过储能系统在谷电价时期充电，峰电价时期放电自用，帮助降低企业的用能本钱。此外，我们选用北京地区〔峰谷价差最高〕和〔峰谷价差中等〔6%以上，确定程度上反映了运营商对于工程回报的要求。我们认为经济性是影响储能推广的重储能扶持政策地区的储能工程自发需求或将逐步释放。〔6%以上，确定程度上反及储能扶持政策地区的储能工程自发需求或将逐步释放。发电自用模式：原有高补贴电价的疆地区的 IRR到达了11.36%，受益于当地1元/kwh的度电补贴西安地区的IRR到达了25.22%，甘肃和浙江储能系统IRR均低于6%，当前储能系统的经济性尚不能激发投资者自发购置需求；〔5元亦接近了6峰补偿金额已经接近江苏省调峰可用容量价格上限6元格区域电化学储能需求或增加。IRR可达12.23%〔峰谷价差1.13元IRR可达〔对应峰谷电价差为2元确定性，或影响用户侧电价治理模式需求。敏感性分析：补贴水平>EPC建设本钱>当地电价>电池循环寿命>充放电深度>循环效率环境因素：广东平价电站配储 IRR最高，峰谷电价超0.75元/wh区域工商业配储已满足收益率要求。储能依托于系统而存在，当地的上网电价及峰谷电价差是储能系统外最重要的变量，显著影响储能的收益率水平。从电价敏感性测算看，高上网电价区域〔广东0.4529元/Kwh〕的发电侧自用容量模式IRR约2.32%，储能系统降本后，存在弃电的风电光伏电站配储需求或逐步释放；峰谷电价差超0.75元/Wh的区域用户侧治理IRR亦超过6%，满足安全标准的工商业储能电站也有望逐步建设。统优化持续将带动储能经济性提升。为比较不同因素对于储能工程收益率的影响，我们选取典型区域上网电价〔甘肃、浙江〕和峰谷价差〔山东〕状况，针对发电自用模式以及峰谷电价治理模式，对各主要影响因素当前数值以及潜在的可能性，进展敏感性测试，探究IRREPC建设本钱、电池循环寿命以及循环效率对储能系统收益影响较大。以当前情形测算，假设每度充电补贴在0.25元以上时，甘肃和浙江电站的发电自用模式储能电站IRR均能超过6%。此外，从各项影响因素看，EPC建设成本、循环次数、循环效率和充放电深度均与电池有关，彰显电池环节在储能系统中的重要地位。二、路径推演：自发性需求分区域释放，技术进步稳步推动区域特征：高上网电价区域内生需求领先释放放。各省间风光平价工程上网电价差异较大，西部资源区如疆上网电价低至0.2423元/kwh，广东等高上网电价区域可达0.4529元/kwh，储能工程IRR对当地上网电价敏感，高电价区域自发性配储需求有望领先释放。多省峰谷电价差在0.75元/kwh以上，调峰补偿仍将以火电为主。峰谷电价套利是用户侧电化学储能早期推广的鼓舞因素，受限于储能本钱较高，峰谷电价治理节约的电费缺乏以满足电化学储能支出本钱。以北京、江苏等为代表的4省市一般工商业或大工业用电的峰谷价差超过0.75元/kWh，当前用户侧峰谷电价套利空间仍在。建设本钱：技术持续推动产业链降本，海外直接从补贴入手统本钱仍处于下降区间，BNEF估量2025年储能系统平均价格降至203美元/kWh，有望较2023年下降39%，电池是带动储能降本的主力。BNEF储能本钱统计范围为全球范围内的锂电工程，局部工程亦承受了海外高价位电池。统降本是循序渐进的，美国加州等地区在减税、储能补助推出扶持2023年10月，美国推出C政策tx，投资税收减免，由光伏充电的储能工程可依据储能设备投资额的30提升储能工程经济性。2023年开头，装居民及商业用户光伏设备减免比例将降为26%〔2023年22%〔2023年2023年开头，仅商业用户光伏设备可享受10%的减免比例，促进储能工程平稳发展。此外，2023年美国加州SGIP打算〔Self-GenerationIncentive的补贴，2023年补贴范围拓展至分布式储能电站，随着技术进步SGIP补贴逐步降低，并在每一年依据申请时间划分不同阶段，各阶段补贴逐步下降，加快储能建设节奏。循环寿命：超长续航电池仍在推动，系统帮助延长循环次数。长续航电池是车厂和电池企业的共同追求，特斯拉亦于19年推出行驶百万英里的长寿命电池规划，特斯拉长寿命电池通过使用大单晶构造，使材料稳定性更强，不易在电池充电的过程中裂开，进而提升电池寿命，削减性能衰减。从电池材料体系看，系统保护和BMS进展为储能产业链奠定了良好根底，储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。比亚迪、宁德时代等厂商针对储能系统推出液冷〔BYDCubeT28CATLEnerOne等科工针对电池治理系统的三级架构逐步推广〔单体电池治理模块针对电池组推出组串式储能系统，解决电池模组串联失配、电池簇间并联失配、电池温升差异等问题，帮助增加储能系统寿命。循环效率：针对性设计释放潜力，工程阅历助力效率提升过程中需要进展交直流转换、电压升降、把握电池温度，各系统运营过程中也需要损耗电量，系统的循环效率与BMS、PCSEMS等SS并离网运行功能、凹凸电压穿越和孤岛保护等功能，内部功率半导体的把握力气是打算PCS效率的重要因素。此外，BMS系统可以针对当地的温度状况灵敏配置降温策略以及降温出口方向，助力系统循环效率提升。针对性配置降低器件种类削减工程电力耗损海外大型储能系统已经普遍承受1500V高压系统高电压系统有三方面的优势一是与1500V光伏系统相照顾；二是系统能量密度 和能源循环效率会大幅提高；三是系统集本钱钱、集装箱、线损、占地和施工本钱会大幅削减。从21年储能展参展厂商的产品布局看，针对光伏系统的1500V系统已经普及阳光电源、比亚迪华为索英电气等厂商提出适用1500V电压方案，削减光储系统额外器件和电费损耗，带动储能系统本钱下降。此外，随着储能工程增加，工程阅历亦有望带动储能系统优化，助力循环效率提升。储能经济性稳步提升，23年能源自发配储需求或逐步崛起储EPC我们估量系统降本速度或逐步减慢，估量25年储能系统单位Wh本钱或降至0.9电池5年储能电池有望到达循环寿命7920次，对应全生命周期充放电深度87.5%。循环效率提升主要受益于储能各环节优化，我们估量25年整体循环效率有望到达89%。各省份收益率差异明显，23年起局部省份能源配储有望升至6%以上。23年起湖南和广东能源配储IRR已经超过6%，后续年份到达收益率要求省份逐步增多，自发性配储需求有望在末期大幅提升。三、储能增加系统灵敏性，系统价值、容量作用、安全价值并存电价和弃电现象本质上是电力在时空上存在着供需不平衡，通过价格和调度手段调整发电和负荷运转，促进电网电力维持供需平衡。储能工程具备和电网双向互动力气，带有“源”和“荷”双重特征，其对于电网的作用并非只有峰谷电量调剂，增加系统的稳定性，帮助维持电力网络的瞬时平衡，是储能对于系统的价值所在。此外，储能能够帮助用电系统扩容，保障数据中心和基站的用电安全，我们认统价值、容量和安全价值亦将加速储能推广。系统价值：增加电网消纳力气，降低电站系统弃电率限制了电网消纳力气。在电网运行过程中，外送线路容量有限，变压器变电功率限制了输出的最大电力，主变受阻时需限制机组输出功率，造成限电。此外，调度系统需要为电源和负荷波动留出余量，全额消纳意味着有充分灵敏性电源/储能调整余量也是可再生能源消纳的限制因素，可调整余量缺乏也会限制光伏电站的输出功率，造成限电弃电现象。学储能占比持续提升。火电站发电功率高，频率波动较小，储能需求更多来自下游负荷端的波动，抽水储能电站能够满足前期大规模者储能进展频率和峰谷调整。相较于抽水和飞轮等机械储能，电化学储能能量密度高、场地限制低、投资周期短，成熟度亦高于电磁储能等技术。战略下电网消纳压力凸显。复盘风电光伏发展历史，15-16年光伏风电装机大幅提升，2023年全国光伏/风电弃电率一度上升至10/15%以上，主要能源基地的弃电率在30%以上，16年以后限制高弃电区域装机、调度系统全力保障能源并网和电网建设等措施多管齐下，弃电率持续30/60战略下装机中枢已定，2030年非化石能源在一次能源占比将到达25%，2030年风电光伏累计装机达12亿千瓦以上，我们估量弃电率或将提升。系统增益发电或远高于储能电量。光伏出力受光照强度和天气状况影响，波动性较大，能源基地在可调整余量和上网通道缺乏时，限制光伏电站总出力功率，导致弃电。一方面，储能可以增加光伏系统出力〔输出功率〕的稳定性，降低对电网调整余量需求〔收益：削减电站的关心效劳支出，降低调度系统对电站的功率限制[基于调整余量考虑]，在下游需求高时增加对电网的放电量，降低弃电。另一方面，下游需求缺乏时，储能系统可以直接储电，削减弃电量。效益测算：储能帮助降低弃电率，高弃电状况下作用显著。从系统角度动身，将储能工程看做光伏系统的本钱，测算不同弃光率状况10低系统弃电率10%，则弃光率高的地区配备储能后系统IRR显著高于不配备储能电站，考虑21年后储能EPC统的增益效果有望提升。容量作用：降低客户容量电费，帮助电厂极限调频在两部制电费标准下，大工业用电除了依电表读数缴费外，还需要依容量电价缴费。终端客户用电曲线亦有起伏，传统用电模式下需要为潜在用电顶峰设置充裕变压器容量，提高变电站固定建设本钱。通过储能平滑用户侧的用电曲线，削减额外的电网建设和用户容量电费支出，将节约的电网建设费用，内化为用户侧所节约的用电本钱，帮助站和工厂扩容受到主变和配网线路等多处环抑制约，电网核准-施工考核指标，除了调频里程外，调频速度和调频精度也是影响关心服务收益的重要因素。储能系统具备凹凸穿功能，同时实现一次、二网力气更强。电力关心效劳补偿费950.09亿元，调频补偿费用总额27.01亿元，合计77.1〔同比增长造力气限制以及储能调频精度/速度优势，我们认为虽然期间大规模调峰调频等关心效劳仍将由火电担当，火储调频场景也将支撑储能需求增长。安全价值：帮助数据与通信领域，保障电力供给稳定性5G5G基站平均能耗为2700W，约为4G能耗的3-5倍，25年建设需求为435万个，带动锂电基站储能需求增长。数据中心建设兴起，关注UPS电源需求。四部委于20年12数据中心用电成本，加快数据中心节能和绿色化改造等主要任务。考虑到磷酸铁锂电池较铅酸电池循环次数、使用寿命和环保等方面均有优势，数据中心储能需求有望增加。四、储能市场增长空间宽阔，经济性拐点有望降落能源配储需求旺盛，支撑储能快速增长大幅接入为电力系统运行提出挑战，储能帮助提升可再生能源电能质量和并网率，提升电力系统的安全性，储能与能源发电、电力系统协调优化运行已成为实现双碳目标的必由之路。强制配储政策已出，带动储能需求快速释放。在《国家清洁能源消纳三年行动打算任务〔》带动下，国内调度系统大力保障清洁能源消纳，国内清洁能源利用率逐年提升。我们认为消纳责任逐步转向电网与社会共担，疆、青海、宁夏，山西等主要清电市场的先决条件，21年储能需求有望快速释放。入快速进展通道。依据CNESA〔中关村储能产业技术联盟〕推想，保守场景下期间我国储能系统累计装机CAGR有望超60%，25年储能系统累计装机约为35.5GW-55.9GW。全球范围的高成长赛道。依据BNEF推想，根本场景下〔不考虑补贴支持政策〕2023年的11GW/22GWh〔PCS装机/电池装机，下同〕增至2050年1,676GW/5,827GWh，30年间CAGR有望到达18%。乐观场景下〔补贴支持带动年全球储能市场规模将达3.7TW/14.0TWh，是根本情景下2050年2050年全球电网级储能工程估量占比约70%，其余约四分之一为居民及工商业用户侧储能。25年储能电池需求有望超60GWh发电侧：21年风光配储需求或达8.31GW，25年配储需求或超20GW强制配储政策下，储能装机主要受各省份平价工程建设影响。依据各省份的风光累计装机占比及协会对于十四五风光装机推想，依据储能配置比例要求，我们测算得 21年潜在风光配储需求达8.31GW，考虑到年底抢装下，储能电站的建设节奏或滞后与风电光伏电站，我们估量21年风光配储需求仍有望达8.31GW。从期间看，考虑到23年以前大局部省份能源配储经济性承压，弃电率仍处于低位，系统价值尚未显现，我们估量21-23年配储电站占比和储能配置要求根本不变，行业增长主要来自可再生能源装机量提升23年以后储能工程价值和系统价值有望逐步显现我们估量配储电站占比和配置要求均会提升5年强制配储需求有望超20GW。意见稿鼓舞储能作为独立市场主体参与关心效劳市场，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，争论探究将电网替代性储能设施本钱19年以来电网侧储能建设速度，替代性储能设施列入输配电价后电网侧储能建设速度有望加快。用户侧储能主要受终端峰谷电价管理需求影响，用需求有望拓展，容量价值有望显现。估量25年电网、电源侧辅助效劳和国内用户侧储能需求有望到达2.35GW。估量25求有望到达22.6GW，对应储能电池需求约45.2GWh。考虑到磷酸铁锂储能反响速度和寿命均优于铅酸电池，我们预计25年基站和数19应的储能电池需求约14GWh，25叠加25年5G基站配储需求约5GWh，我们估量25年储能电池需求或可超64GWh。BMS作为技术简洁程度较高的细分行业，技术壁垒相对较高，核心壁垒分别SOC〔StateofCharge〕治理和均衡把握等；PCSIT、将来的综合门槛较高。当前储能的运营模式仍有待拓展，系统集成的核心壁垒为工程猎取力气、本钱把握与系统效率。配储政策驱动阶段，本钱重要性凸显，电池企业的话语权较高。依据BNEF2023年电池本钱占储能系统的50%以上。依据我们对IRR的敏感性测算，除了补贴和峰谷IRR影响靠前的EPC建设本钱、循环次数和充放电深度均主要受电池影响。考虑到23年前储能工程收益率尚不能满足要求，强制配储奉献工程主力，我们估量本钱占比高且对收益率影响大的电池环节将把握产业链较高话语权，显著影响了终端运营商的投资决策。整体解决方案的厂商有望脱颖而出。储能的价值不止工程自身的经济性，更多来自于系统优化带来的收益。据《关于加快推动型储到确认，在储能工程自身的经济性接近投资门槛后，储能系统把握和报价策略显著影响了辅助效劳收益。此外，