儲能投資分析報告-市場與技術(shù)的選擇

儲能投資何去何從：市場與技術(shù)的抉擇2022年9月

浙江·杭州穗和資本2穗和資本簡介總部位于廣州，團(tuán)隊(duì)源自能源央國企、制造業(yè)龍頭企業(yè)在管資金規(guī)模35億，主要投資方向：分布式光伏、大型地面光伏、陸上風(fēng)電、儲能、充電樁等雙碳目標(biāo)驅(qū)動下，與央國企攜手，為新型電力系統(tǒng)貢獻(xiàn)高效、可靠、綠色、智能的新能源電站資產(chǎn)工商業(yè)園區(qū)“分布式光伏+”投資陸上風(fēng)電場儲能、充電樁業(yè)務(wù)地面光伏電站穗和資本3集中式風(fēng)電、光伏、儲能項(xiàng)目分布山西陜西河南內(nèi)蒙天津山東甘肅青海山西50MW風(fēng)電項(xiàng)目山西50MW風(fēng)電項(xiàng)目山西50MW風(fēng)電項(xiàng)目河南50MW風(fēng)電項(xiàng)目河南20MW分散式風(fēng)電項(xiàng)目河南100MW風(fēng)電項(xiàng)目陜西100MW風(fēng)電場工程項(xiàng)目天津200MW風(fēng)力發(fā)電項(xiàng)目天津80MW風(fēng)力發(fā)電項(xiàng)目甘肅100MW風(fēng)電項(xiàng)目新疆貴州100MW/200MWh儲能項(xiàng)目截至2022上半年風(fēng)電場裝機(jī)容量97萬千瓦山東100MW風(fēng)電項(xiàng)目新疆50MW風(fēng)電項(xiàng)目內(nèi)蒙古20MW分散式風(fēng)電項(xiàng)目地面電站光伏項(xiàng)目風(fēng)電光伏項(xiàng)目湖南廣西海南截至2022上半年集中式地面光伏電站簽約容量96萬千瓦儲備資源量238.5萬千瓦廣東廣東200MW集中式地面光伏項(xiàng)目廣東60MW集中式地面光伏項(xiàng)目廣東200MW集中式地面光伏項(xiàng)目廣東150MW集中式地面光伏項(xiàng)目廣東300MW漁光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目廣東150MW集中式地面光伏項(xiàng)目廣東225MW林光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目廣東150MW農(nóng)光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目廣東60MW農(nóng)光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目廣東150MW農(nóng)光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目廣東70MW農(nóng)光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目廣西300MW集中式地面光伏項(xiàng)目廣西200MW集中式地面光伏項(xiàng)目湖南80MW農(nóng)光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目湖南300MW農(nóng)光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目海南100MW農(nóng)光互補(bǔ)集中式光伏項(xiàng)目獨(dú)立儲能項(xiàng)目貴州截至2022上半年獨(dú)立儲能電站在建容量200MWh穗和資本4儲能投資何去何從？123儲能市場需求的源動力我們是否真的需要長時儲能儲能產(chǎn)業(yè)的投資機(jī)會穗和資本儲能需求源動力：源網(wǎng)荷三方面量變引起質(zhì)變，靈活性缺口持續(xù)增大局域電網(wǎng)→區(qū)域環(huán)網(wǎng)+跨區(qū)送電2020-2050風(fēng)光占比25%-60%源網(wǎng)荷波動因素越來越多有效裝機(jī)和調(diào)控手段越來越少維持電網(wǎng)平衡越來越難“靈活性資源”缺口越來越大源網(wǎng)荷居民和三產(chǎn)用電占比越來越高同步發(fā)電→電力電子不可預(yù)測、不可調(diào)度、缺少轉(zhuǎn)動慣量特高壓輸電高電壓、長距離、不可調(diào)節(jié)運(yùn)行風(fēng)險高沖擊型負(fù)載、變頻設(shè)備隨機(jī)性強(qiáng)、電能質(zhì)量差電力系統(tǒng)構(gòu)成變化挑戰(zhàn)5穗和資本新能源大規(guī)模并網(wǎng)帶來短時、日內(nèi)和季節(jié)性波動，儲能彌補(bǔ)技術(shù)缺陷日內(nèi)波動短時波動季節(jié)性波動技術(shù)性考量：儲能彌補(bǔ)新能源發(fā)電天然的技術(shù)缺陷經(jīng)濟(jì)性考量：儲能成本優(yōu)于并替代傳統(tǒng)調(diào)峰機(jī)組配置10%-20%功率1-2h容量的儲能，平滑輸出、跟蹤計(jì)劃曲線、提升風(fēng)電光伏調(diào)頻性能sec min hourdaymonth yearDuck

Curve鴨子曲線配置20%-40%功率4-8h容量的儲能，替代常規(guī)機(jī)組（煤電或gas

peaker）完成日內(nèi)調(diào)峰配置大規(guī)模（100MW以上）長周期（10h以上）儲能，目前抽蓄、火電更經(jīng)濟(jì)，未來大規(guī)模儲能和制氫會成為更低碳、更經(jīng)濟(jì)的解決方案調(diào)頻需求調(diào)峰需求調(diào)峰需求新能源裝機(jī)規(guī)模調(diào)峰需求新能源裝機(jī)規(guī)模調(diào)頻需求新能源裝機(jī)規(guī)模調(diào)峰需求6穗和資本全景圖：2020全球儲能新增裝機(jī)11GWh美國2,47323%中國2,44123%韓國2,23821%德國1,12510%日本9829%澳洲英國

世界其它408

399

6994% 4% 6%國家(地區(qū))裝機(jī)（MWh）占比%1,8491604641,9674742,033205691,02011659807366434133526383894182128戶用儲能2,800，26%工商業(yè)儲能1,100，11%電網(wǎng)級儲能6,800，63%裝機(jī)量（MWh），占比%ASP~6元/wh市場~150億BNEF、團(tuán)隊(duì)測算7ASP~3元/wh市場~250億2020年戶儲（2C）市場規(guī)模150億元，其中美國占17%，澳德日占77%，其它市場占5%電網(wǎng)級和工商業(yè)用戶側(cè)儲能（2B）市場規(guī)模250億元，其中美國占23%，中國占25%，韓英占30%，其余分散市場占22%穗和資本全景圖：2025E全球儲能新增裝機(jī)60GWh，5年CAGR~40%2020-2025增速最快市場：美國整體：2.5GWh到28GWh，CAGR

62%中國整體：2.4GWh到14GWh，CAGR

43%（有低估）戶用儲能：2.8GWh到9.4GWh，CAGR

27%2025年戶儲（2C）市場規(guī)模400億元，5年CAGR~22%。其中美國占35%，澳德日占60%，其它市場占5%電網(wǎng)級和工商業(yè)用戶側(cè)儲能（2B）市場規(guī)模1,000億元，5年CAGR~35%。其中美國占52%，中國占31%，其它分散市場占17%美國27,88046%中國14,43624%韓國3231%

德國2,4144%日本1,4822%澳洲2,5874%英國2,0744%世界其它8,91715%國家(地區(qū))裝機(jī)（MWh）占比%24,1213,22853113,535901250713991,945691,30716213961202,3721,93696726,6571,817442戶用儲能工商業(yè)儲能3,700，6%電網(wǎng)級儲能47,000，78%裝機(jī)量（MWh），占比%ASP~4元/whBNEF、團(tuán)隊(duì)測算8市場~400億 9,400，16%ASP~2元/wh市場~1,000億2025E全球儲能裝機(jī)規(guī)模

60GWh穗和資本中國雙碳終局，儲能裝機(jī)累計(jì)需求達(dá)10TWh，儲能資產(chǎn)累計(jì)投資總規(guī)模超5萬億SecMinHour4hr+Seasonal24-100hr+市場規(guī)模瞬時儲能需求特點(diǎn)：響應(yīng)快，瞬時功率高（1C-2C），儲存時間短日內(nèi)儲能需求特點(diǎn)：瞬時功率不高(0.2-0.5C)，每日調(diào)用，儲存時間較長長時儲能需求特點(diǎn)：儲存時間超長，日間、月間平衡需求市場規(guī)模取決于全國市場的發(fā)用季節(jié)性特點(diǎn)，中國超級電網(wǎng)一定程度上可以降低季節(jié)性問題，但具體需求規(guī)模需要進(jìn)一步驗(yàn)證800億0.6元/Wh~270GW/130GWh48,000億0.5元/Wh~2,400GW/9,600GWh發(fā)電側(cè)：4,800GWh+用電側(cè)：4,800GWh發(fā)電側(cè)：20%*6000GW

RE裝機(jī)平均時長：4hr用電側(cè)：10%*17萬億度電/365發(fā)電側(cè)：240GW/120GWh+用電側(cè)：27GW/13.5GWh發(fā)電側(cè)：3%*8000GW裝機(jī)用電側(cè)：1%*2700GW峰值功率平均時長：0.5hr儲能技術(shù)路線超飛 級輪 電容鋰離子電池抽蓄氫液

鈉

壓流硫

縮電電

空池池

氣鈉離子電池鎳氫氣電池0.5-4小時94+小時穗和資本新型電力系統(tǒng)是否需要長時儲能？(基于南澳現(xiàn)貨市場歷史數(shù)據(jù)的分析)儲能市場需求與新能源滲透率密切關(guān)聯(lián)歐美存在高比例新能源滲透國家電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)和電源結(jié)構(gòu)演化為我國提供重要參考試圖回答：高比例新能源滲透的電網(wǎng)需要多大規(guī)模的儲能？是否需要長時儲能？當(dāng)沒有火電之后電網(wǎng)運(yùn)行如何安全穩(wěn)定？10穗和資本歐美國家高比例新能源滲透為中國構(gòu)建新型電力系統(tǒng)提供重要借鑒和依據(jù)China2030

Target（電規(guī)總院預(yù)測）11穗和資本南澳電網(wǎng)對儲能配比時長研究提供重要參考南澳南澳170萬人口，風(fēng)光資源豐富峰時負(fù)荷約2000

MW，小電網(wǎng)與維多利亞州兩條聯(lián)絡(luò)線共880MW容量，供應(yīng)南澳7%的電量特斯拉Hornsdale鋰電池儲能電站150MW/200MWh主要參與系統(tǒng)調(diào)頻南澳電網(wǎng)特點(diǎn)：相對獨(dú)立小電網(wǎng)、高比例新能源、無煤電南澳電網(wǎng)2016年退出煤電后新能源滲透率迅速提升，未來目標(biāo)500%南澳電網(wǎng)2016年退出煤電后新能源滲透率迅速提升，未來目標(biāo)500%南澳電網(wǎng)運(yùn)行具有明顯日內(nèi)波動規(guī)律，調(diào)峰依賴燃機(jī)和維州外來電南澳電源構(gòu)成：20%光

40%風(fēng)

40%燃機(jī)

7%

Import

8%Export12穗和資本13南澳和德國現(xiàn)貨市場存在價格波動，但不存在一般性規(guī)律，且價差較小1009080706050403020100南澳現(xiàn)貨市場月均電價（2020.1-2021.10

）10月總體價差（75澳元/MWh

or

0.35元/kWh）低于鋰電池LCOS（基于每年300次放電的LCOS）——月度長時儲能明顯不具經(jīng)濟(jì)性價格波動規(guī)律：夏季（7月）光伏低發(fā)價格達(dá)極大值，冬季（12月）光伏高發(fā)價格達(dá)極小值。但規(guī)律不普遍，年與年之間變化較大。2020年1月 4月7月7月 9月 12

2021年月月度平均電價最低在15澳元/MWh左右，最高在90澳元/MWh左右，AUD/MWh德國現(xiàn)貨市場月均電價（2019.1-2021.9）南澳現(xiàn)貨市場月均電價（2020.1-2021.10）除光伏外，風(fēng)電出力情況、燃?xì)鈨r格、氣溫等因素也影響現(xiàn)貨市場價格和波動情況類似情形也體現(xiàn)在德國現(xiàn)貨市場電價波動中AEMO、穗和資本14多長時間的儲能具備經(jīng)濟(jì)性？以南澳60%新能源滲透率為例0.900.600.480.400.340.100.000.300.200.400.500.600.900.800.701.0002481012價差（元）6儲能時長（小時）0.20

0.170.000.100.200.400.300.500.900.800.700.601.0012112212512612712價差（元）312 412儲能時長（小時）平均度電收益鋰電池LCOS1天1周0.111月平均度電收益長時儲能LCOS日以上長時儲能：能量型應(yīng)用不可能具備經(jīng)濟(jì)性***日內(nèi)儲能：南澳市場6小時以上不具備經(jīng)濟(jì)性鋰電池LCOS長時儲能LCOS具備經(jīng)濟(jì)性不具備經(jīng)濟(jì)性不可能具備能量搬移經(jīng)濟(jì)性平均度電收益：表示充放一度電可以獲得的邊際收益，時間窗口越寬價差越小，度電收益越低鋰電池LCOS：鋰電池功率和能量不解耦，LCOS不受儲能時長影響長時儲能LCOS：長時儲能通常功率和能量解耦，時長越長，儲能單位kWh造價越低，LCOS越低LCOS：對于日以上長時儲能，因?yàn)檠h(huán)次數(shù)成倍減少，使得儲能系統(tǒng)LCOS成倍增長，而平均度電收益隨儲能窗口增長而降低，使得儲能不可能具備單純能量時移的經(jīng)濟(jì)性AEMO、內(nèi)部模型測算穗和資本類比：儲能

vs

股票市場買賣和原油存儲儲能的充放電

--

股票的買賣儲能設(shè)備的SOC

--

股票賬戶的倉位能源儲備類比原油的存儲：為什么說電力無法大規(guī)模存儲？容器成本過高，經(jīng)濟(jì)性要求提高交易頻次長周期的低頻交易（長時儲能）或永遠(yuǎn)無法具備經(jīng)濟(jì)性儲能時長（連續(xù)買進(jìn)的時間窗口寬度）設(shè)置多大的倉取決于有多大長期套利空間$25/桶

大規(guī)模存放

$2/桶$50-80/桶容器/能源≈1/40-

1/25容器能源容器能源$300/

kWh$0.1/

kWh容器/能源≈3000x15穗和資本16南澳電力系統(tǒng)重要啟示12高比例可再生能源滲透不影響電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，至少在50%靈活性資源的前提下是沒問題的鋰電池儲能主要彌補(bǔ)低轉(zhuǎn)動慣量帶來的調(diào)頻困難，2小時系統(tǒng)足夠支撐且獲得超額經(jīng)濟(jì)回報3長周期調(diào)峰依靠燃機(jī)和煤電，經(jīng)濟(jì)性很好，使得任何日以上長時儲能俊不可能具備經(jīng)濟(jì)性風(fēng)電、光伏滲透率至60%、系統(tǒng)僅保留50%左右的火電進(jìn)行調(diào)節(jié)，電網(wǎng)仍可穩(wěn)定運(yùn)行并確?？煽啃缘囊蟮娃D(zhuǎn)動慣量（同步發(fā)電機(jī)數(shù)量較少）、用戶側(cè)光伏（傳統(tǒng)來說不在調(diào)度控制范圍內(nèi)）均可通過先進(jìn)電網(wǎng)調(diào)控技術(shù)得到解決南澳僅擁有Hornsdale鋰電池儲能電站150MW/200MWh，其余均靠燃機(jī)進(jìn)行調(diào)頻、調(diào)峰，燃?xì)鈾C(jī)組的調(diào)節(jié)能力遠(yuǎn)優(yōu)于煤電機(jī)組，對于中國電力系統(tǒng)來說，火電的靈活性改造任重道遠(yuǎn)，但2040年前中國煤電機(jī)組不會大規(guī)模退役，系統(tǒng)內(nèi)保留煤機(jī)進(jìn)行調(diào)峰是大概率事件因?yàn)閮δ芟到y(tǒng)造價較高，需要高頻交易來攤薄度電成本，因此長周期儲能的經(jīng)濟(jì)性很差，在系統(tǒng)內(nèi)保留大量煤機(jī)備用的前提下，日以上長時儲能沒有經(jīng)濟(jì)性可能穗和資本跟風(fēng)電、光伏相比，儲能產(chǎn)業(yè)剛渡過萌芽期，產(chǎn)業(yè)規(guī)模仍較小但高速增長807060504030201008070605040302010080706050403020100中國德國美國縱軸范圍保持一致儲能裝機(jī)x10縱軸范圍保持一致儲能裝機(jī)x10縱軸范圍保持一致儲能裝機(jī)x10風(fēng)電、光伏、儲能歷年新增裝機(jī)規(guī)模（GW）0.670.631.570.00170.501.001.502.000.132017

2018

2019

2020

中國儲能新增裝機(jī)量/

GW CAGR

129%縱向比較：以新增裝機(jī)超過1GW作為跨過產(chǎn)業(yè)萌芽期的標(biāo)志，風(fēng)電2006年、光伏2011年、儲能2020年，此后產(chǎn)業(yè)進(jìn)入高速增長期橫向比較：新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展路徑歐洲-美國-中國，儲能海外市場搶先發(fā)力，目前歐洲、美國、中國儲能市場規(guī)模大體相當(dāng)，但海外市場機(jī)制更為成熟短期來看：儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，市場機(jī)制不完善，產(chǎn)業(yè)鏈下游艱難探索商業(yè)模式，技術(shù)成本高，缺少規(guī)?；l(fā)展驅(qū)動力長期來看：萌芽期之后產(chǎn)業(yè)政策出臺，市場機(jī)制建立，商業(yè)模式逐漸成熟，疊加儲能成本持續(xù)降低，特別是2025年后煤電凈增長乏力，儲能規(guī)?；l(fā)展長期來看確定性較高穗和資本儲能產(chǎn)業(yè)鏈電網(wǎng)公司工商業(yè)居民投資運(yùn)營電站資產(chǎn)集成廠家關(guān)鍵設(shè)備原材料火電廠風(fēng)電場光伏電站獨(dú)立儲能集成廠家：負(fù)責(zé)系統(tǒng)交付、安裝、調(diào)試、代運(yùn)維等電池、模組、Pack雙向逆變器PCS變配電設(shè)備其它石墨、正負(fù)極材料、雙極板、IGBT、電纜……FTM：FrontofThe

MeterBTM：BehindThe

Meter調(diào)頻 調(diào)峰系統(tǒng)交付峰谷套利18穗和資本電池廠商價值鏈