2023储能项目经济性探讨

储能项目经济性探讨摘要从本报告起，我们开启全球储能研究，其中本篇报告聚焦国内储能项目经济性探讨和相关标的梳理。51LFP有关储能应用场景的经济性初步探讨：削峰填谷电价套利：利用峰谷价差，实现电价套利。假设锂电池循环次数6000次，寿命可至10年，可对应每天1.6次循环。选取一天两次“峰谷+峰平”套利进行LCOE和IRR测算，对应年限8年。储能价格预计为1.4元/wh时，“峰谷+峰平”电价差均值在0.6元/kWh以上地区可实现经济性，并且IRR>8，对应地区有江苏、广州等地。光伏+储能：光伏+储能成本计算方式为光伏LCOE+储能成本/光伏发电度数。1）用户侧：假设5kw户用光伏配5kWh储能，储能预计增加每度电成本0.15元/kWh。虽然光伏LCOE+储能成本在部分地区一般工商业、大工业售电价达到经济性，但由于储能项目并不带来增益，预计用户侧使用需等电网消纳能力饱和后。2）发电侧：主要解决大型风光项目并网问题，减少弃光率。按光伏10，2h计增加光伏每度电成本0.03元，对应解决弃光率5.2。光伏即将迎来平价上网，光伏成本+0.03光伏装机规模预计逐年提升，若在地面光伏电站配置储能，2020年储能规模约2.2-9.9GWh。5G+储能：通信基站储能不仅能作为备用电源，也可能应用于用电网调峰调频。LFP的优势在于循环次数远高于铅酸。以循环7千次计算，需更换铅酸电池约6次，而LFP不需更换；LFP价格仅为铅酸2倍。2019年5G基站建设约10万个，预计在未来几年建设进入高峰期，假设2020-2023年分别建设5G基站70、90、100、110万个，对应磷酸铁锂储能电池需求7.6、9.7、10.8、11.9GWh。标的梳理：纳米】、【中国宝安】（子公司贝特瑞）、【湘潭电化】（参股裕能），正极前驱体【天赐材料】。风险提示：磷酸铁锂电池价格下降不及预期，峰谷电价价差缩小，5G基站建设不及预期从抽水储能转向电化学储能，应用场景主要在用户侧抽水储能和电化学储能为最主要储能方式电能的存储主要指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储，并在需要时释放。电能的存储主要指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储，并在需要时释放。储能可分为机械类储能、电器类储能、电化学类储能、热储能、化学类储能等。其中机械类储能、电化学类储能应用较多。抽水储能：电网低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库转化为重力势能储存的形式。电化学储能：指各种二次电池储能。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。包括铅酸电池、锂电池等。图：储能方式分类储能方式储能方式铅酸电池钠酸电池 热储能 电化学类储能化学类储能全钒液流电池锂离子电池超导储能电器类储能超级电容器储能压缩空气储能飞轮储能机械类储能抽水储能抽水储能占比最大，电化学储能快速增长93.7%，但由于受地形限制严重，建设周期长等因素，无法满足电网调峰调频、户用储能等应用场景。电化学储能几乎不受自然条件影响，可更高效、灵活的应用于各种储能场景。由于锂离子电池具有安全性高、循环次数多、能量密度高等特点，能储存更多电量，并且寿命更长。随着新能源汽车的发展，锂电池产能不断扩大，成本不断下降，经济性逐步体现。在我国，目前大规模生产的动力锂电池有三元电池和磷酸铁锂电池。考虑磷酸铁锂电池的性价比，预计有望成为储能的主要电池供应方向。图：中国投运电力储能项目类型分布93.70%93.70%电化学储能4.90%锂离子电池79.70%熔融盐储热1.30%压缩空气储能<0.1%飞轮储能液流电池1.20%<0.01%2019年新增电化学储能装机0.52GW；应用场景用户侧最多，占比51%9年中国新增电化学储能W，YOY%。电化学装机规模累计达到5W。我国储能应用场景分布：用户侧占比51%，辅助服务24%，电网侧22%、集中式可再生能源并网3%。图：中国电化学储能新增装机规模（MW)

图：中国电化学储能应用场景分布

674%

682.9

519.6

800%700%600%500%

用户侧100 0

3.5

125%6131.8

230%104.8 -48%

465%

400%300%200%100%0%-24%-100%-200%

辅助服务电网侧集中式可再生能源并网2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 20193%22%51%24%装机规模(MW) 3%22%51%24%储能应用场景：发电侧、输配电侧、用电侧1）发电侧：主要用于平滑新能源发电，平滑新能源输出；2）输配电侧：主要用于调峰调频，削峰填谷，增加电网稳定性；3）用电侧：主要用于削峰填谷电价套利、光伏+储能、通信基站备用电源、数据中心备用电源，以及构建微电网等。发电侧 输配电侧 用电侧提高新能源消纳平滑新能源输出频

缓解线路阻塞延缓输配电设施升级配电网电压支持

削峰填谷光伏+储能通信基站备用电源数据中心备用电源等构建微电网 不同应用场景对应不同储能电池，分为功率型、容量型、备用型、能量型储能应用场景众多，大致可分为四大作用：储能应用场景众多，大致可分为四大作用：平滑间歇性电源功率波动，这种场景需要功率型储能电池。减小峰谷差，提高电力系统效率和设备利用率，这种场景下大部分需要容量型储能技术，对应容量型储能电池。增加备用容量，提高电网安全稳定性和供电质量，需要UPS备用型的储能技术，对应备用型储能电池。复合型应用，尤其是电网侧应用，参与调峰调频和紧急备用，需要复合型或者是能量型的储能技术，对应能量型储能电池。表：储能作用、技术及对应电池作用储能技术要求对应电池1平滑间歇性电源功率波动功率型有快速响应能力，但一般放电时间不长功率型储能电池2减小峰谷差容量型提高电力系统效率和设备利用率容量型储能电池3增加备用容量UPS备用型储能技术一年充放电次数较少，可将动力电池梯次利用备用型储能电池4复合型：调峰调频+紧急备用能量型复合型满足不同场景需求能量型储能电池表：储能技术及运行参数储能电站容量放电持续时间年最小运行次数电能时移套利1-500MW≈1小时250次电源容量功用1-500MW2-6小时5-100次调频辅助服务10-40MW15-60分钟250-100000次备用10-100MW15-60分钟20-50次电压稳定服务1-10MW无功伏安无要求无要求黑启动5-50MW15-60分钟低负荷跟踪/爬坡控制1-100MW15-60分钟无要求削峰填谷还有多远？削峰填谷：一般工商业、大工业部分地区峰谷电价差较大，平均价差最高0.95元/kWh峰谷电价即“分时电价”。以上海为例，单一制峰时段6-22时，谷时段22时-次日6峰谷电价即“分时电价”。以上海为例，单一制峰时段6-22时，谷时段22时-次日6紧张，因此收费较高；低谷用电，一般用电单位较少，供电较充足，因此收费较低。我国多地区在一般工商业、大工业峰谷电价差较大。9年北京一般工商业平均峰谷用电价差元kWh，上海大工业平均峰谷h。省市峰电谷电价差北京1.290.340.95广东1.160.380.78江苏1.070.310.76海南1.020.330.69浙江1.020.360.66山东0.940.320.63河南0.920.320.61上海0.920.320.60陕西0.820.220.60甘肃0.880.310.57天津0.910.350.57安徽0.930.380.55青海0.740.220.52新疆省市峰电谷电价差北京1.290.340.95广东1.160.380.78江苏1.070.310.76海南1.020.330.69浙江1.020.360.66山东0.940.320.63河南0.920.320.61上海0.920.320.60陕西0.820.220.60甘肃0.880.310.57天津0.910.350.57安徽0.930.380.55青海0.740.220.52新疆0.650.170.48河北0.780.330.46山西0.770.310.46云南0.600.200.40宁夏0.610.280.32省市峰电谷电价差上海市1.080.270.81江苏省1.040.310.73海南1.010.320.68广东0.970.290.68北京市0.990.350.63山东0.930.310.62河南省0.910.310.60天津市0.990.400.60浙江省0.950.390.56安徽0.940.380.56陕西省0.880.330.56新疆0.650.170.48山西0.770.310.46河北0.780.330.45云南0.650.220.43甘肃省0.660.240.42青海0.570.150.42宁夏0.530.250.28峰谷+峰平两次套利：广州、上海等地区一般工商业两次平均电价0.6元/kWh以上当峰谷当峰谷+测算峰谷+峰平两次套利的经济性。峰谷峰平平均电价价差在元kWh以上的地区有：北京郊区非居民、北京经济技术开发区。峰谷峰平平均电价价差在元kWh以上的地区有：广州、江苏、上海（非夏季）。峰谷峰平平局电价价差在元kWh以上的地区有：天津、海南。表：各省市一般工商业电价省份一般工商业不满1千伏尖峰高峰平段低谷峰谷价差 峰平价差平均天津1.040.680.390.650.370.51北京城区1.52951.400.870.371.030.530.78北京郊区非居民1.51951.390.860.361.030.530.78北京经济技术开发区0.94010.860.600.330.530.270.40上海市非夏季0.990.600.280.710.390.55上海市夏季1.020.630.220.800.390.60陕西省0.910.620.340.580.290.43河南省1.010.660.340.670.360.51江苏省1.120.670.320.800.450.62甘肃省0.900.600.310.580.290.44浙江省1.210.900.700.380.520.210.36山东省1.040.920.620.330.590.300.44广东（广州）1.200.730.360.840.470.65河北省（北部）0.890.780.530.350.430.250.34河北省（南部）0.840.740.560.330.410.170.29云南省枯水期0.740.490.250.490.250.37云南省平水期0.620.400.210.410.220.31云南省丰水期0.520.350.170.350.170.26安徽省0.920.620.390.540.300.42海南省1.030.640.330.700.400.55青海省0.760.510.270.490.250.37新疆0.670.420.170.490.250.37宁夏0.760.550.350.410.200.31峰谷+峰平两次套利：预计在江苏、广州等地一般工商业电价实现经济性我们对不同储能价格和峰谷电价差下的储能电站LCOE和IRR进行测算，假设每天峰谷+峰平两次套利，6000次循环储能电池对应寿命8年。模型假设：1）储能价格：包括储能电池及集成价格、电气设备、施工等；2）年储能电量=带电度数（满载运行）*每天循环2次*3654）资金成本：贷款年，贷款利率电池、电气设备折旧年，残值贴现率5%。6）储能电池购置成本=储能电池售价*10kWh/0.8(放电深度）LCOE=（初始成本+折旧成本+运维成本现值+财务成本现值+税收成本现值）/生命周期内发电量的现值元wh时，“峰谷元kWh的地区可以实现经济性并且IRR达到%以上，对应地区：江苏、广东、北京等地。6元w，考虑pac，集成，电气设备、施工等费用后预计价格在元w，预计在部分地区已实现经济性。表：二次峰谷套利储能项目LCOE测算 表：二次峰谷套利储能项目IRR测算储能价格/电价差(元/kWh)0.6储能价格/电价差(元/kWh)0.60.650.71.20.530.540.551.40.590.600.611.60.640.660.671.80.700.710.72储能价格/电价差(元/kWh)0.60.650.71.21925311.4814201.6-25111.8-12-42光储平价还有多远？来一定的影响。而光伏+储能将光伏发的电存入储能电池中，减少并入电网的“不稳定”电量，增加光伏装机量。根据IREN数据，201年中国光伏平均E为美分kWh，约来一定的影响。而光伏+储能将光伏发的电存入储能电池中，减少并入电网的“不稳定”电量，增加光伏装机量。根据IREN数据，201年中国光伏平均E为美分kWh，约元kW。在用户侧，光伏储能结合之后度电成本要比平均工商业电价最高的北京低（元kWh)，能初步实现经济性。光伏+储能成本计算方式为：光伏LCOE+储能成本平摊至光伏发电度数的成本。0.840.820.800.780.760.740.720.700.680.660.64

0.800.790.800.790.780.770.770.750.750.750.740.740.730.730.720.71

图：全国部分省市2018年工商业电价（元/kWh)

0.700.680.660.640.620.600.580.56

图：全国部分省市工商业电价（元/kWh)0.680.680.680.670.660.640.640.640.630.630.620.620.610.610.610.61天津北京上海浙江湖南江苏海南安徽广西江西山东湖北河南广东重庆用户侧：储能成本约增加0.15元/kWh成本，为消耗项目光伏+光伏不发电，储能系统放出电供应负载电器。光伏发的电不需要全部储存，因此储能配备的容量可以比光伏每天发电量少。19kWh。假设配5kWh储能。储能投资为固定成本，假设储能电池10年寿命，储能成本包括购置成本运维成本。购置成本=储能价格*5Wh放电深度；运维成本=5kWh*元kWh*10年=0元。若储能价格为元w，储能10年总计成本为0元。5W光伏电站，若年光照小时数1400，年发电量为7000kW，10年发电量为700Wh，储能成本为.5元kWh。与21年中国光伏平均E7元kWh相加，光储合计度电成本约元kWh。虽然光伏E储能成本在高电价地区达到经济性，但由于储能项目是消耗项目，并不带来增益，因此在光伏消纳能力充足时储能并不体现附加价值。预计用户侧储能大量出现需等到电网消纳能力饱和之后。表：储能费用测算（元）单位数值储能价格元/wh1.4带电量kWh5放电深度80初始投入元8750运维成本元/kWh4010年运维费用元2000储能费用合计元107502、发电侧：解决弃光问题，增加可再生能源消纳在发电侧，储能可用于大规模风光的并网，可解决光伏、风电因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。储能在这种场在发电侧，储能可用于大规模风光的并网，可解决光伏、风电因随机性和不可预测性导致的弃风、弃光等并网消纳问题。储能在这种场景下的工作模式为跟踪计划出力、平滑输出等。储能按需求启动，无论多少电经过储能，配置储能为固定成本。发电侧储能案例：青海是我国光伏装机规模最大的地区之一。2016限等多重因素影响，弃光率达到8.3%，许多光伏电站经济损失较为严重。2016年起，华能清洁研究院在青海开展分布式直流侧光伏储能试验项目。青海格尔木集中式光伏电站一期储能试验项目规模3.5MWh，于2017年开始建设，采用铅炭电池和磷酸铁锂电池技术。图：甘肃、新疆、宁夏、青海弃光率（%)35%30%25%20%15%10%5%0%2015 2016 2017 2018甘肃 新疆 宁夏 青海发电侧：按光伏10%，2h配置储能计算，储能预计增加光伏每度电成本0.03元=100MW*=3于不能直接并网的电需通过储能过滤，因此这部分电可看作原本“弃光”的电，对应弃光率2.6%。经测算，若配置光伏规模15%、3h容量储能，需储能容量45MWh，对应解决弃光率11.7%。以“光伏容量10%，2h”配置储能计算，储能成本包括购置成本+运维成本。购置成本=储能价格*20MWh/放电深度80%；运维成本=0h*=80如果储能价格为元w，储能购置成本为30万，整个10年储能成本为0万元。光伏电站0MW运营规模，假设一年有效光照1400，一年发电量为Wh，10年发电量为40Wh，储能成本为03元kWh。表：年日照1400h、储能每天循环一次情况下储能装置配比与弃光率测算储能配置光伏规模（MW）储能容量（MWh)日均光照时间(h)光伏每天发电量（MWh)弃光率101h100103.83842.6102h100203.83845.2103h100303.83847.8151h100153.83843.9152h100303.83847.8153h100453.838411.7发电侧：若在地面光伏电站配置储能，2020年储能规模约2.2-9.9GWh9年，中国新增光伏装机30W，其中集中式W，分布式.2W，集中式占比59%。随着光伏组件价格不断下降，预计将在全国各地逐渐实现平价上网，加上储能度电成本后也有望实现平价，光伏装机有望逐年提升。55%，2020-2022年对应光伏地面式装机22、26、3W。在储能配比光伏容量10%、1h情况下，储能规模分别为.、.、3W；在储能配比光伏15%、3情况下，202022年储能规模分别为9.9、11.9、14.3GWh。2017201820192020E2021E2022E光伏新增装机（GW）53.144.330.140.048.057.6yoy542017201820192020E2021E2022E光伏新增装机（GW）53.144.330.140.048.057.6yoy54-17-322020地面式装机（GW）342318222632分布式装机（GW）19.42112.21821.625.92地面式占比（）635359555555光伏10，1h配置储能(GWh)3.42.31.82.22.63.2光伏15，3h配置储能(GWh)15.110.58.19.911.914.3

表：地面式光伏储能规模规模测算（GWh)4035.423.3.423.321.017.912.113.7.28.64.20.82.11.41219302520151050

33.62013 2014 2015 2016 2017 2018 2019地面式 分布式5G+储能：通信备用电源通信基站备用电源：作为备用储能电池，梯次磷酸铁锂比铅酸更具经济性备用储能技术标准：持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为20-50备用储能技术标准：持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为20-50也能作为备用储能电池使用。铅酸电池价格：2020年1月铅酸电池（新电池）的价格“48V12A”的价格为220-224元，计算得出铅酸电池每Wh约0.38元。梯次磷酸铁锂电池价格：磷酸铁锂梯次电池回收价格仅元w，考虑分拣、检测、10报废的情况后，梯次电池成本约元w。若仅作为备用储能电池，梯次磷酸铁锂电池价格更具优势，并且能量密度更高、工作温度范围更广。表：铅酸电池和梯次电池性能指标对比电池性能指标铅酸电池梯次电池标称循环寿命（次）1000-120040080015002000能量密度（Wh/kg)30～4590～120工作温度（摄氏度）5～30-20～55通信基站备用电源：5G+储能调频，磷酸铁锂电池更具性价比优势波动，保证通信基站平稳运行。中国联通发布的《5G能使泛在电力物联网2020》中就有5G基站储能调峰的应用场景。备用储能技术标准：持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为20-50次。而调峰调频储能电池的技术要求：放电持续时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为250-10000次。磷酸铁锂电池的优势在于循环次数远高于铅酸电池，铅酸电池的循环寿命约1000-1200次，磷酸铁锂电池循环寿命7000-10000次（衰减至70）。以循环7000次计算，需更换铅酸电池约6次，而磷酸铁锂电池不需更换。目前磷酸铁锂电芯价格元w，预计w倍。表：铅酸电池与磷酸铁锂电池性能对比类型铅酸电池LFP锂电池充放电次数1000-1200次7000-10000次（衰减至70）能量密度38-40Wh/kg170-180Wh/kg回收回收率90以上机制尚不健全其它特点高、大电流深度放电性能差。无记忆效应，可大电流深度放电、适用于调峰、浮充需要单独设置BMS达到浅充浅放效果。5G通信基站可能带2020年来磷酸铁锂储能电池需求7.6GWh截至2018年，三大运营商共用4G基站478万个，其中中国移动241万个，中国电信138万个，中国联通99万个。由于5G通信频谱分截至2018年，三大运营商共用4G基站478万个，其中中国移动241万个，中国电信138万个，中国联通99万个。由于5G通信频谱分布在高频段，信号衰减更快，覆盖能力减弱，因此相比4G基站的数量将增加。2019年5G基站建设约10万个，预计在未来几年建设进入高峰期，假设2020-2023年分别建设5G基站70、90、100、110万个。5G宏基站备用电源需要10.8kWh。0年分别为76、、.、19Wh。若5G+调峰的应用场景实现，预计将会带来磷酸铁锂储能电池需求大幅增长。表：5G基站储能需求测算（GWh)2019E2020E2021E2022E2023E宏基站个数（万个）1070901001105G基站功率(w)27002700270027002700应急时长（h)44444单个基站容量（kWh)10.810.810.810.810.8储能需求（GWh)1.17.69.710.811.9磷酸铁锂储能标的梳理宁德时代加快布局储能产线电池龙头宁德时代也开始布局储能电池，不断投资储能项目。电池龙头宁德时代也开始布局储能电池，不断投资储能项目。2019年4月与科士达成立合资公司，经营范围主要有储能系统PCS、特殊储能PACK、户用储能锂电池等。2020年2储能系统等，投资金额不超过100亿。表：宁德时代储能电池投资项目公告日期投资项目经营范围项目建设期 投资额2018年11月江苏时代动力及储能锂电池研发与生产项目（三期）动力及储能锂电池生产线24个月 亿元2018年12月控股子公司时代广汽动力电池有限公司时代广汽动力电池项目锂离子电池、动力电池、超大容量储能电池及电池系统24个月 46.26亿元2019年4月控股子公司时代一汽动力电池有限公司时代一汽动力电池项目锂离子电池、动力电池、超大容量储能电池及电池系统36个月 亿元2019年4月宁德时代湖西锂离子电池扩建项目动力电池、超大容量储能电池、超级电容器、风光电储能系统等36个月 亿2020年2月宁德时代宁德车里湾锂离子电池生产基地项目动力电池、超大容量储能电池、超级电容器、风光电储能系统等两年，以实际为准不超过100亿2019年4月（科士达公告）宁德时代与科士达合资成立宁德时代科士达新能源科技有限公司储能系统PCS、特殊储能PACK、户用储能锂电池PACK和非标中小型储能锂电池PACK）等宁德时代股权51、科士达股权2015年磷酸铁锂电池已经中标成为通信基站后备电源从亿纬锂能储能中标项目看，中国铁塔2015年就开始招标磷酸铁锂电池作为通信基站后备电源。从亿纬锂能储能中标项目看，中国铁塔2015年就开始招标磷酸铁锂电池作为通信基站后备电源。从南都电源储能中标信息看，中国移动在2017年招标铁塔基站以外用磷酸铁锂电池。在2020年2月的招标中，中国电信招标高功率型阀控式密封铅酸蓄电池。磷酸铁锂电池在2015但目前一些高性能的铅酸蓄电池仍有应用。表：亿纬锂能、南都电源储能项目招标信息公告日期中标项目中标产品招标人亿纬锂能2018年8月河南电网100兆瓦电池储能示范工程第二批设备类采购项目息县储能电站集装箱成套储能设备平高集团有限公司2016年2月2015年度第四批磷酸铁锂蓄电池采购项目通信基站后备电源中国铁塔广东省分公司2015年9月2015年度第三批磷酸铁锂蓄电池采购项目通信基站后备电源中