2022年储能行业深度研究报告：碳中和下的万亿市场.docx

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1、2021年储能行业深度研究报告：碳中和下的万亿市场报告综述：碳中和背景下，储能是又一长期高确定、高增长赛道：随着“30-60碳达峰-碳中和”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。高比例可再生能源需要大量的储能，储能迎来发展机遇。在碳中和背景下，储能发展可分为三阶段：(1)“十四五”期间：电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光发展的标配，配置比例较低，光储接近平价。(2)成为主力能源，逐步增量替代火电，电网稳定性亟需大量储能；配置比例和备电时长提升，光+储全面平价，储能需求快速提升。(3)碳达峰后，储能将在电网侧存量替代火电，承担主力电网调峰调频职责。海外户用储能率先起量，国内多种方式弥补经济性

2、：海外高电价、户用光伏渗透率高都推动了海外户用储能市场率先起量。国内光伏+储能还未平价，储能额外投资成本难以计入电价成本，使得经济性成为当前国内储能大规模建设的主要矛盾。然而，储能可通过地方补贴、提高消纳带来的额外发电收益、内部化碳成本等方式抹平暂时的经济性缺口。基于此，我们认为国内发电侧储能市场即将崛起。万亿储能市场冉冉升起。我们测算2030年储能需求空间1.25TWh；20202030年累计3.9TWh,新增储能CAGR约30%。2060年储能年需求空间10TWh;2020-2060年累计94TWh。2030年储能投资市场空间1.3万亿元（2020年起累计6万亿元），2060年5万亿元（2

3、020年起累计122万亿元）。至碳达峰阶段，国内发电侧、家用储能将会是最大的市场；至碳中和阶段，电网侧调峰调频需求崛起。老玩家，新战场：电池和储能变流器（PCS）是价值量和壁垒双高的核心环节，国内外主要厂商悉数入场；系统集成环节将成为必争之地，有望通过数字化、智能化解决方案增加附加值，掌握储能产业链话语权。1、碳中和背景下，储能扮演不可或缺的角色1.1、储能的三阶段发展路径随着30-60碳达峰-碳中和”战略的提出，可再生能源将得到大力发展。2020年9月，我国在第75届联合国大会提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和”；在2020年12月的联合国气候雄心峰会和中央

4、经济工作会议上，“30-60”的目标被反复提及，标志着“碳达峰-碳中和”已成为国家战略。由火电为代表的可再生能源将逐步被光伏风电为代表的的可再生能源替代，可再生能源将成为能源主力。高比例可再生能源需要大量储能，储能迎来发展机遇。光伏风电等可再生能源由于与用电负荷并不匹配，需要大量的储能承担削峰填谷的作用。另外，“3060双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等的跨越式发展，高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求，这就给储能发展带来了新机遇。第一阶段(2020-2025年)“十四五”风光发展信心足。国家层面的能源十四五规划尚未出台，但北京、天津、上海等20多个省(区、市)已相

5、继发布了“十四五”发展规划，“风光”正无限。国能投、国电投、华能、大唐、华电、三峡、中广核等众多电力央企近日纷纷表态，将把新能源作为“十四五”期间的开发重点。“十四五”期间电力约束问题不构成主要矛盾，储能是风光发展的标配。“十四五”期间，随着光伏装机占比的逐渐提高，储能在限电率范围内调峰，起到削峰填谷的作用。但风光储不具备深度调峰能力，“十四五”期间储能调峰的能力不具备经济性。在此阶段，光伏风电的发电量占比还较低，电网稳定性和灵活性可通过现有调峰机组得到保证。第二阶段(2025-2030年)成为主力能源，电网稳定性亟需大量储能。我国在2020年12月联合国“2020气候雄心峰会”提出2030年

6、可再生能源装机达到12亿千瓦。为了实现2030年碳达峰目标，可再生能源装机将超过火电装机，从补充能源变为主力能源，基本实现新增电力来自。要承载如此规模的新能源装机，电网乃至整个电力系统不仅要有“量”的增加，还要有“质”的变革，对储能的需求急剧提升。成本方面，随着技术进步，风光储电力度电平均售价低于全国煤电平均售价，存量替代化石能源阶段开启。根据Solarzoom,风光电力要“100%增量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量1-2Wh的比例。我们预计在这一阶段功率配比50%-100%,备电时长2-4h。第三阶段(2030-2060年)存量替代化石能源，储能将在电网侧替代火电机

7、组。2030年往后，至2060年实现碳中和，当可再生能源发展为电力消费的绝对主体时，构建以可再生能源为中心的灵活电力系统，主动提供系统服务，整个电力系统会更经济更平衡。储能将在电网侧承担调峰调频等职责，传统火电机组将在辅助服务领域逐步退出。根据Solarzoom测算，风光电力要“100%存量替代”化石能源发电，要做到发电装机保有量：储能装机保有量21W:5Wh的比例。我们预计在这一阶段功率配比100%+,备电时长4h+o这既要求光伏系统、储能系统成本进一步降低，也要求储能装机量大幅提高。政策：储能经济性缺口，鼓励储能多形式发展“十三五”以来，我国出台产业政策鼓励储能发展。2017年10月，国家

8、能源局等4部门联合发布了关于促进储能技术与产业发展的指导意见，国家层面出台的政策推动了储能的发展，电化学储能装机规模在2018年实现大幅增长。储能设施不计入电价成本，经济性缺口难分摊。2019年5月，国家发改委、能源局印发的输配电定价成本监审办法明确提出电储能设施不计入输配电定价成本，两大电网公司相继限制企业内部储能投资，导致2019年电化学储能增速大幅回落。储能投入徒增成本项目收益率降低，叠加储能经济模式尚不清晰，电站开发商、电网、运营商在储能方面的权责不明晰，主动配置储能意愿降低。储能配置比例博弈，解决消纳为当务之急。截止2020年底已有18个省市出台了鼓励或要求配储能的有关文件。湖南、湖

9、北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比,配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽并未要求具体储能配置比例，但文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。“十四五”规划明确提出发展。“十四五”规划中指出要发展等战略性新兴产业；推进能源革命，完善能源产供储销体系；建设智慧能源系统，优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力。国务院办公厅11月2日发布的新能源汽车产业发展规划（20212035年）中提到要促进新能源汽车与可再生能源高效协同，鼓励“光储充放”（分布式光伏发电一储能系统一充放电）多功能综合一体站建设。储能作为灵活调节资源，参与电力辅

10、助市场服务。青海、宁夏、山东、江苏、湖南等地出台了电力辅助服务市场交易规则，允许符合要求的储能项目参与辅助服务市场。1.2、 储能技术百花齐放，电化学储能正当时储能按照能量存储形式可分为电储能、热储能、氢储能。电储能主要包含抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等机械储能技术；以及铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等电化学储能技术。由于场景的多样性、各储能技术与降本的情况，未来会是百花齐放的局面。各储能技术根据其输出功率、能量密度、储能容量、充放电时间等特点，将在不同的应用场景发挥最优储能效果。1.2.1、 抽水蓄能最成熟、成本最低储能行业仍处于多种储能技术路线并存的阶段，抽水蓄能仍然是当前最

11、成熟、装机最多的主流储能技术。抽水储能是物理储能的一种，是在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能储存起来，在负荷高峰时利用反向水流发电的形式，综合效率在70%到85%之间，且仅有0.21-0.25元/kWh的度电成本，在各种储能技术中度电成本最低。虽然其不具有化学电池易老化和容量限制的问题，但是它对于地理因素的要求较高，一般来说只能建造在山与丘陵存在的地方，同时抽水蓄能站的建造成本也较高。其他新型的储能技术只有在性能和成本上都能够和抽水蓄能相当甚至胜过抽水蓄能，才有可能成为主流技术。1.2.2、 液流电池处于早期商业化阶段，增容便利，可用于大型储能液流电池，直接将能量

12、存储在电解液中，但仍处于早期部署阶段；钠硫电池，能量密度比锂离子电池高，但其热的液态金属电解液不方便；超级电容器，不能在足够长的时间内提供电力；压缩空气和飞轮由于位置的限制，只能用于中小型装置。液流电池的活性物质是具有流动性的液体电解质溶液，在充、放电过程中，电解液中的活性物质离子在惰性电极表面发生价态的变化，产生电流。容量大小取决于电解液，可通过增加电解液的量或提高电解质的浓度，达到增加电池容量的目的,适用于公用事业规模的大型储能。缺点是能量密度相对较低，使用场景受限；技术生产技术还没稳定，渗漏液技术并没有攻克。1.2.3、 氢储能能量密度高，在大规模储能极具潜力对可再生和可持续能源系统而言

13、，氢气是一种极好的能量存储介质。氢能是一种理想的二次能源，燃烧产物为水，是最环保的能源形式，它既能以气、液相的形式存储在高压罐中，也能以固相的形式储存在储氢材料中，如金属氢化物、配位氢化物、多孔材料等。氢储能能量密度高、运行维护成本低、可长时间存储且可实现过程无污染，是少有的能够储存百GWh以上，且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式,被认为是极具潜力的新型大规模储能技术。氢气作为能源载体的优势在于：(1)氢和电能之间通过电解水与燃料电池技术可实现高效率的相互转换；压缩的氢气有很高的能量密度；(2)氢气具有成比例放大到电网规模应用的潜力。可将具有强烈波动特性的风能、太阳能转换为氢能

14、，更利于储存与运输，所存储的氢气可用于燃料电池发电，或单独用作燃料气体，也可作为化工原料。1.2.4、 电化学储能降本块，产业化应用前景大，需考虑资源约束电化学储能使用方便、环境污染少、不受地域限制，能够及时响应电力的应急需求。物理储能能够构建大型的储能系统,但是存在面对电力应急需求的响应时间较长，前期投资较大等问题。电化学储能是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或者变化，目前以利用锂离子电池进行电化学储能为主。电化学储能是发展最快、降本空间大，产业化应用前景大。相比于抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形影响小，可灵活配置于电力系统。以锂离子电池、钠硫电池、液流电池为主导

15、的电化学储能技术在安全性、能量转换效率和经济性等方面都取得了重大突破，具有产业化应用前景。电化学储能的发展上限需考虑资源约束。电化学储能同样需要用到电池，在新能源汽车动力电池需求日益增加的情况下,储能带来的额外电池需求使得上游锂、钻、镶等资源紧缺程度进一步加剧。上游资源供需紧张所引起的电池涨价，也会导致电化学储能降本不及预期。1.3、 商业模式决定储能发展经济性1.4、 k基本分类与应用场景电力系统储能电力系统储能的应用领域主要包含发电侧、电网侧和用户侧。发电侧储能的主要目的是增强电力系统调峰备用容量，解决风能、太阳能等可再生能源发电不连续、不可控的问题，保障其可控并网和按需输配，促进风电、光伏、光热等新能源消纳。电网侧储能主要功能是服务于电网安全，解决电网的调峰调频、削峰填谷、智能化供电、分布式供能问题，提高多能耦合效率，实现节能减排。用电侧储能主要是为用户提供峰谷调节、提升供电能力和可靠性等多种需求，