电力设备与新能源:碳中和至,储能风起(附报告)

储能系统乘风起,强制配储需求有望大幅增长

电化学储能需求由来已久,但尚未大规模推广,我们从第一性原理出发,结合储能实际运行条件,探究储能项目经济性及推广节奏。当前储能 项目经济性尚不能支撑其大规模推广,受益于储能对于电网消纳和电网容量 的系统性价值,新能源强制配储有望贡献年内的储能刚性需求。从话语权看, 电池成本占比高,性能对于对储能收益率影响较大,强制配储阶段电池话语权更高,随着经济性满足要求,经济模式更为多元,系统价值有望逐步显现。

电化学储能适用场景丰富,新能源配储带动储能需求提升

电化学储能在电网侧和用户侧 早已有应用,受储能项目经济性影响和以火电为主的能源结构影响,电化学储能在储能装 机占比仍处于低位。随着场景逐步丰富,电化学储能规模及占比持续提升,根据 CNESA 数据,截至 2020 年,全球电化学储能累计装机 14.2GW(同比+49.2%),占储能系统装机 的 7.4%;国内电化学储能累计装机 3.27GW(同比+91.2%),占整体储能的 9.2%。值得注 意的是,20 年我国新增电化学储能装机达 1.56GW(同比+145%),配储政策释放储能需求, 国内新增储能装机首次突破 GW 大关。

经济性影响储能推广,23 年储能有望逐步满足经济性要求

储能电站项目实际收益率取决于 EPC 成本、循环效率、充放电深度、税收 等,目前仅有高峰谷电价差、提供补贴地区以及高弃光率的新能源配储电站 三类项目的 IRR 能够在 6%以上,多数地区 IRR 尚未达到运营商投资要求。补贴、储能建设成本、电价、电池循环寿命、充放电深度和循环效率是影响 储能收益的关键因素,且影响依次降低。随着电池技术进步、系统优化以及 EPC 成本下降,23 年各省新能源配储 IRR 有望逐步达到 6%以上。

储能 EPC 成本:储能的 EPC 建设成本与产品价格和放电时长均有关,根据北极星储能网统计,20 年以来公示的储能项目 EPC 价格呈现下降态势,风电配储(1C,充电时间 1 小时)的最低中标价格已经从 20 年初的 2.154 元/Wh 下降到 1.634 元/Wh,降幅达 24.1%。光伏配储(0.5C,充电时间 2 小时)的最低中标价格从 20 年初的 1.448 元/wh 下降到年底的 1.06 元/wh(降幅达 26.8%),其中示例项目的风光配储价格不同主要受放电时长和电池倍率影响。

储能系统价值与安全价值并存,助力储能推广

储能具备减少电网冗余建设、降低弃电率的系统价值,出于系统安全性考虑, 电站的最大输出功率受限导致弃电,在高弃电率情况下,通过储能系统保障 新能源全功率上网,减少的弃电量有望远高于储能容量。两部制电价下储能 可以降低客户的容量电费,协助工厂快速扩容,在终端负荷曲线波动大时优 势更为明显。储能系统反应速度快且边际成本固定,在储能成本降低及火电 灵活性幅度接近 50%的情况下,可协助火电/核电极限调频需求。储能保障 高价值资产稳定运营,具有保障通信基站、数据中心电力供应的安全价值。

储能市场增长空间广阔,配储政策加速储能推广节奏

以储能累计装机量口径,CNESA 预计保守场景下 20-25 年 CAGR 有望超 60%,Bloomberg 预计 2020-2050 年储能 CAGR 为 18%,我们预计 25 年 国内储能电池需求有望超 64GWh,储能是不亚于动力电池的长雪坡。推广 节奏方面,结合经济性和系统价值预测,我们预计 2021-2022 年储能项目 收益率仍不能满足运营商要求,项目推广以强制配储为主,高补贴区域和高 峰谷电价差区域需求有望逐步释放。23 年随弃电率提升以及储能系统成本 下降,储能电站逐步满足经济性要求,由政策驱动逐步转向内生需求驱动。

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