储能产业全景分析.docx

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1、储能产业全景分析储能广泛用于电力系统源网荷端，是风光消纳的重要保障。光伏风电的波动性、间歇性及随机性等特性致使电力系统的稳定性面临挑战，储能建设的重要性与急迫性日益凸显。储能在发电侧可助力新能源并网与电力调峰，在电网侧是构建新型电力系统的重要支撑，在用户侧提升电力自发自用水平、实现峰谷价差套利。根据CNESA,2023Q1-Q3,国内新增新型储能装机中分别有30%55%15%用于发电侧、电网侧和用户侧。一、储能广泛应用于源网荷，保障新能源消纳1.1 风光装机占比不断提升，电力系统面临挑战国内外风电光伏装机量快速提升，有望在未来能源结构中占据重要地位。现阶段，具备规模化开发的可再生清洁能源主要有

2、水能、风能和太阳能，其中风能,光伏发展空间巨大，增速较快。根据国家能源局，2023年我国风电和光伏发电占总发电量的比重分别达到7.8%和3.9%风光发电量占总发电量比重首次超过10%o我们预计，2025年中国与全球的光伏装机量将达到155/600GW,风电装机量将达到118/188GW。根据BCG的预计,至2030年我国能源装机中风电光伏的占比将接近一半,此后将在我国能源装机结构中占据愈发重要地位。光伏、风电属于不稳定出力电源，影响电力系统稳定性。光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性,风电出力日内波动幅度最高可达80%,出力高峰出现在凌晨前后，午后到最低点，“逆负荷特性更明显，光

3、伏日内波动幅度100%,峰谷特性鲜明，正午达到当日波峰，正午前后均呈均匀回落态势,夜间出力为O,此外光伏易受天气影响，天气阴晴对光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显，因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。正是风电和光伏的这些不稳定的特点对发电量预测造成了难度，因此二者均属于不稳定出力的电源。随着风电光伏的大规模发展，并逐渐成为主流能源，这种间歇性、不稳定的能源将在发电端和用户端大规模装机，该情景下整个电力系统的平衡将难以实现。图2：典型风电发力曲线与用电负荷曲线对比用电负荷（pu,左轴）风电出力（pu,右轴）0.900.800.700.600.500.400.300.200.100.001

4、3579111315171921230.450.440.430.420.410.400.390.380.370.360.35资料来源：国家电网，索比光伏网，西部证券研发中心储能是实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑技术。目前电力系统是发输配用的单向平衡，通过发电端的调节达到与用户端的负荷平衡，且通过电网的调度来实现该功能。在新一轮能源革命中，如何有效抑制新能源发电的间歇性、波动性，提高新能源大规模并网发电稳定性成为关键性问题。为了实现以可再生能源为主体的电力系统的负荷平衡，储能将成为其关键支撑技术。储能技术的发展应用有利于平抑新能源电网波动，促进可再生能源消纳，推动主体能源由化石能源向可再生能源更

5、替，助力早日实现双碳目标。1.2 储能广泛应用于源网荷，重要性不断凸显储能行业应用场景丰富，主要可分为电源侧、电网侧和用户侧三类。电源侧对储能的需求场景类型较多，包括可再生能源并网、电力调峰、系统调频等；电网侧储能主要发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑新能源高比例外送以及替代输配电工程投资等作用；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提高供电可靠性等。然而，在实际应用中，储能的某一功能应用并不局限于单一应用场景，以平滑输出、跟踪出力计划为例，可同时应用于电源侧、电网侧和用户侧。从新型储能的应用分布上看，根据CNESA,2023年前三季度依旧是电网侧的新增装机规模最大

6、,达到512.8MW,占据新型储能一半以上的市场份额，而网侧项目中有60%以上的份额是来自独立储能。1.2.1 发电侧：新能源并网与电力调峰的重要保障储能在电源侧的主要应用场景包括可再生能源并网、电力调峰、辅助动态运行、系统调频等方面。在当前政策框架下，电源侧储能电站的收益点主要为削峰填谷带来的增发收益，跟踪发电计划避免考核所带来的损失等。此外，配备储能的光伏、风电项目也更容易获取新能源建设并网的指标。在未来准许可再生能源+储能参与电力辅助服务市场，明确调峰补偿后，电源侧储能还可获得参与电力辅助服务市场获取的收益和深度调峰收益。1.2.2 资料来源：于童&张萍基于全寿命周期理论的储能降低光伏电

7、站弃光率的经济性分折，西部证券研发中心1.2.3 电网侧：构建新型电力系统的重要支撑促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资是当前电网侧新型储能主要功能。根据电规总院，当前我国已投运电网侧新型储能项目主要集中在山东、江苏、河南、湖南、青海、浙江、广东、福建等省份。当前电网侧新型储能发挥功能以促进局部地区新能源消纳、替代输变电工程投资为主。结合电力系统需求，电网侧新型储能本应发挥一些综合性、全局性功能，但是目前仍缺乏明确定位。电网侧新型储能是未来新型电力系统构建的重要支撑。相比电源侧和负荷侧储能，电网侧新型储能布局在电网关键节点，单站规模较大，接入电压等级较高,且具备独立运行条件，因此更适宜参

8、与全局统一调控，更具备系统性、全局性优势。以电力系统实际需求为导向，电网侧新型储能布局重点考虑支撑电力保供、提升系统调节能力、支撑高比例新能源外送、替代输配电工程投资四大应用场景。根据电规总院，综合考虑以上四类应用场景，十四五全国电网侧新型储能总需求规模约5500万千瓦，时长24小时。应用场景以支撑电力保供、提升地区电力系统调节能力为主，三北地区规模需求略高于中东部地区。1.2.4 用户侧：提升电力自发自用水平与峰谷价差套利储能在用户侧的主要应用场景包括电力自发自用水平提升、峰谷价差套利、容量费用管理、提升电力可靠性和提高电能质量等方面。在当前政策框架下，用户侧储能电站的收益主要来自于峰谷价差

9、带来的电费节省。在未来落实分布式可再生能源+储能参与电力辅助服务市场机制，补偿需求响应价值等政策进一步完善的情况下，用户侧储能电站的收益还可包括需求响应收益、延缓升级容量费用收益、参与电力辅助服务市场所获取的收益等部分。-10：降低容量电价模式示意式配置储能前的电力曲线一配置储能后的电力曲线二、储能装机快速提升，商业模式逐渐明晰2.1国内外装机量快速提升，需求空间广阔储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。自2017年国家能源局出台关于促进储能技术与产业发展的指导意见，明确促进我国储能技术与产业发展的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施后,国内各类储能政策相继出台。2023年

10、7月，国家发改委发布的关于加快推动新型储能发展的指导意见，提出至2025年，新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。同月发布的关于进一步完善分时电价机制的通知，明确应合理拉大峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1,其他地方原则上不低于3:12023年以来，更多储能产业鼓励政策出台，储能技术路径与商业模式发展不断明晰，新型储能可作为独立储能参与电力市场。近年来全球储能装机量快速提升，国内发展大幅提速。根据CNESA,全球2023年新增装机量为18.3GW,同比增长181.30%,截至2023年底全球已投运储能项目的累计装机量达209.4G

11、W,同比增长9.58%。中国储能行业起步较晚，但是近几年发展速度丸中国2023年新增装机量为7.7GW同比增长140.63%,截至2023年底中国的累计装机量达到43.3GW,同比增长21.63%o2023年前三季度我国新增储能装机7.0GW,截至2023年9月底中国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW,同比+36%,环比一季度+7.5%,我们预计全年大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升。抽水储能仍占据主导地位，锂电池储能在新型储能中占比最高。全球范围内，截至2023年底,抽水储能占比86.2%,同比下降4.1%,但仍居于主导地位；除抽水蓄能外的储能

12、方式为锂电池等新型储能，新型储能装机量上涨至13.9%,其中绝大部分为锂离子电池。国内方面，截至2023年9月，抽水蓄能累计装机占比持续走低之后,开始有所回升，比去年底上升了0.2个百分点，仍居主导地位。2023年前三季度新型储能（含熔融盐储能）新增装机933.8MW19.0MWh,累计装机规模7.24GW,锂电池装机仍占据最大比重。此外，国内首个百兆瓦级液流电池项目的投运，使得液流电池总装机比重达到0.30%o2023年全球新增电化学储能市场主要集中在中国、美国、欧盟。根据CNESA的数据，2023年全球新增投运新型储能项目地区分布中，美国、欧洲、中国分别占比34%、22%、24%,美国、中

13、国和欧洲依然引领全球储能市场的发展,三者合计占全球市场的80%22年我国储能项目中标量充沛，有力支撑行业增长。2023年以来我国储能市场招投标活跃,市场参与度高。根据储能与电力市场的统计，2023年10月国内储能中标量达到14.65GWh,环比增长355.5%,2023年前10月我国储能中标量达到32.2GWh,充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。新能源配储有望成为主流发展模式酒己储比例及配储时长的提升有望进一步扩大储能需求。2023年以来，新能源+储能成为新能源行业重要的发展模式。截至2023年11月，全国已有近30个省份出台了“十四五新型储能规划或新能源配置储能文件，对集中式光伏

14、分布式光伏、以及风电的配套建设储能都提出了明确要求。总结来看，对于已公布强制配储政策的省市地区，新能源配储比例多集中在10%-15%,主流的储能时长为2小时。我们认为,随着未来新能源发电量占比的进一步提升,新能源强制配储将成为解决新能源消纳及维持电网稳定性的主流模式，预计明年会有更多省市地区发布配储政策，且配储比例和储能市场有望提升，长时储能领域有望受益。大型光伏电站配储为23年行业需求重要拉动力，预计25年我国储能需求86.9GW274.4GWh,21-25年CAGR为91%116%,全球需求222.7GW656.6GWh,22-25年CAGR为89%110%o我们预计23年随着光伏降价，集

15、中式光伏装机需求向好，占比提升，大型光伏电站配储将是我国储能行业重要拉动力，叠加我国分布式光伏配储与风电配储需求，预计2023年我国储能需求为31.3GW74.8GWh,同比+116%+146%.长期来看，随着新能源发电量占比的进一步提升，预计我国新能源的配储比例与配储时长都将提升，预计至2025年我国储能总需求将达到86.9GW274.4GWh,21-25年CAGR为91%116%o全球来看，预计2025年全球储能需求222.7GW656.6GWh,22-25年CAGR为89%110%o1.1.1 共享储能模式有望提升储能盈利能力2.2.1独立共享储能相较新能源分散配储优势显著新能源站分散配

16、储存在存在项目利用率低、项目缺乏经济性、存在安全隐患以及难以参与现货市场盈利等弊端。1）根据今年11月中电联发布的新能源配储能运行情况调研报告，新能源配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%,而新能源配储系数仅为6.1%,低于火电厂配储能（15.3%）、电网储能为（14.8%）以及用户储能（28.3%）。2）分散的配置方式无法体现规模效益,普遍存在运营成本高、效率低等问题,难以充分发挥储能作用，项目缺乏经济性。3）此外，在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。根据中电联，2023年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。4）