储能行业深度报告：储能与能源革命的未来
发布日期：2020/11/25
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支点:储能革命，撬动风光锂电的未来
明天:层云之上，仰望冉冉升起的空间
破局:方兴未艾，还是咫尺眼前的现在
报告摘要：
为什么发展储能:源自电力即发即用与实时平衡
电力是即发即用、无法直接储存的能源形态，因而在电力供需两端频繁波动的背景下，为保障电能质量的稳定，调度单位需要实时平衡。
发电侧，可再生能源比例提升
电力的实时平衡从趋势上看难度是在加大的:从发电侧看，2019年国内光伏、风电分别占到总发电量的3.1%、5.5%，考虑到可再生能源实际出力受光照、风速等不可控因素影响较大，出力曲线往往难以预测，可再生能源发电比例的逐年提升对于电力调度与平衡带来压力。
用电侧，峰谷明显、波动加大
从用电侧看，用电负荷在日内会出现峰值与低谷，与发电资源形成错配，这也是峰谷电价形成的机理;
同时，从趋势上看，末端负荷变化性是有所放大的，对电力需求响应的要求持续提升，典型的即为电动汽车充电对于需求负荷的扰动。
波动性导致资源浪费与技术难点
发用两侧波动加大，一方面造成电网调解压力及技术处理难度加大;另一方面也会造成投资、资源的浪费，包括弃风弃光、火电调峰导致的发电小时数下降、电网过度建设等。典型的以可再生能源消纳为例，根据西北能监局测算，国内弃风弃光主要原因在于调峰能力不足。
锂电成本下降，储能革命方兴
从储能的技术路线来看，抽水蓄能、火电调峰等传统模式比较成熟，但存在投资周期长、响应速度慢的问题，伴随锂电池成本不断下降， 电化学储能最有希望推动下一轮储能革命的再兴，也将成为撬动风光与锂电的支点。
储能的空间:平衡电力供给波动与需求波动
储能市场按应用场景，可以划分为电源侧、电网侧和用户侧，细分的应 用场景达到20种左右。从宽泛的定义来看，储能的应用空间来自于:
平抑可再生能源发电波动带来的需求空间;
利用电力需求波动带来的电价套利空间;
改善电能质量的需求空间。
储能的空间:电源侧取决于配套可再生能源比例
电源侧储能的发展依托于可再生能源，未来数年全球可再生能源装机量有望保持持续增长。结合BNEF预测来看，预计到2025年全球光伏 新增装机有望达到300GW，对应累计装机接近1900GW;全球风电新增装机维持在年70GW左右，累计装机亦将超过1000GW;伴随可再生能源占比提升，搭配储能改善电能质量势在必行，无论是新增可再生能源项目，还是存量项目，均有搭配储能的可能。
根据行业经验数据，用于电源侧的储能需求大约为可再生能源装机功率的15-20%，备电时长在1-3h不等;从可再生能源配套储能出发，测算来看:1)若考虑到2025年新增可再生能源项目配套储能，对应年装机空间50-100GWh;2)若考虑存量项目开始搭配储能，潜在的存量空间可达到600-1000GWh。
储能的空间:用户侧取决于峰谷功率之差
电源侧也是储能应用的重要场景，且具备内生的偏消费属性，用户侧峰谷价差需求空间，本质上取决于各地峰谷负荷错峰幅度，错峰幅度 越大，削峰填谷的空间也越大;根据国家电网的数据，2019年日间功率波动超过10GW的地区包括山东、江苏、浙江、广东、四川等地， 全国33个省市合计超过180GW。由此估算:1)假设电化学储能配套其中40%的错峰需求，备电时长2h，则对应72GWh的需求空间; 2)假设电化学储能配套80%的错峰需求，备电时长4h，则对应288GWh的错峰需求。
储能的空间:100%可再生，我们需要多少储能
由于不同地区的资源禀赋、电源结构不尽相同，要准确计算储能的需求空间难度较大，我们选择以加州当前是实际数据为例，来进行大致 的估算:1)加州目前日内需求峰值功率为43GW，低谷为26GW，全天电力需求合计810GWh;2)当前加州可再生能源发电量占比约 20%，假设未来达到100%;3)可再生能源午间发电功率高于需求功率，其余低于需求，对于储能即A1=A2+A3，同时满足功率=max (B1，B2)，由此计算需配套26GW，183GWh的储能，即储能需求=可再生能源功率36%*7h=总用电量*23%。
储能的空间:仰望“冉冉升起”的黄金赛道
若从电力需求角度出发，参考前文关于加州的模拟分析，可估算储能的最大潜在空间有望达到8000-10000GWh。
若考虑高比例可再生能源的应用，按到2050年(30年期限)实现来看，对应年均产值有望达到4-5000亿元。
思考一:储能爆发，好的商业模式比价格更重要
储能商业模式众多，那么什么是驱动储能行业增长的核心要素呢，我们认为，好的商业模式比系统价格下降更为重要。
从储能项目的现金流模型出发，会发现其于光伏、风电项目的高度相似性，一是初始投资大、运维成本低，二是回报周期长，且投资属性下对IRR的敏感度高。对于此类投资，最为重要的是在相对清晰的现金流预期下，具备投资的经济性。
相比于美国市场(尤其是加州)已经寻找到合适的商业模式，国内目前仍处于摸索阶段，无论是“发电小时奖励”还是“优先配套”，都 难以理顺储能的收益模式(发电小时奖励难以覆盖投资成本)和价值认定(优先配套导向价格竞争)。
商业模式的完善不会是一蹴而就的，展望来看，两大变化或成为国内储能启动的“奇点”:1)伴随可再生能源成本下行，2021年国内光 伏、风电基本都将达到平价条件，后续进一步的成本下降，为储能定价打开空间;2)电改逐步推进，尤其是电力的市场化定价取得进 展，有望为辅助服务科学定价、拉开峰谷价差，进而提升储能内生的经济性。
思考二:储能革命，依托于可再生能源的临界点
储能作为电力系统的一部分，不应独立来看待，各国储能的发展，很大程度上与其可再生能源的发展息息相关;
目前从全球范围看，丹麦可再生能源发电量占比接近70%，德国超过30%，英国、美国加州超过20%，为发展储能创造了先决条件;
国内方面，2019年风电、光伏发电量占比分别为5.7%、3.1%，仍低于欧美国家水平，同时考虑到我们在电网建设、调度等方面的领先，决定了我国对于储能的需求可能是阶段性和结构性的;不过2025年国内可再生能源占比将达到25-30%，储能将是下一个5年的重要议 题。
报告节选：
来源：未来智库 长江证券 作者：马军、邬博华
