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储能行业深度报告：六类储能的发展情况及其经济性评估
2022-07-26 14:21:48
一、多种储能路线进入发展快车道
在全球碳中和目标下，清洁能源将逐步替代化石能源，风电、光伏发电将成为清洁 能源的绝对主力，装机量持续高增。但是，新能源发电具有不稳定性、随机性、间歇性 的问题，对电网频率控制提出了更高的要求，随着新能源发电占比的的提高，整个电力 系统的电力电量平衡模式也需要重构。新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环， 是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的 应用，需求空间广阔。
1.1 储能政策密集出台
2017-2020年，电网响应能源局、发改委降低弃风弃光率的决策，充分利用电力体系的灵活性资源消纳新能源，使得弃风弃光率下降到2%。同时电网压力凸显，部分省份开始要求电源侧配置储能。2021年，多个储能行业的重磅文件公布，储能等迎来历史性发展机遇。
《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》厘定了抽水蓄能电站的价格机制， 使得抽蓄电站具备了商业化条件；《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出到2025 年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上。健全“新能源+储能”项目激励机制。 2021 年8月9日，发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规 模的通知》明确了风光发电保障性规模和市场化规模配储的要求。
《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》强调了 储能重要性，规定了市场化规模要求自行配置15%*4小时，保障性规模由电网负责消纳， 未对保障性规模内的配储作出具体要求，但是我国绝大多数省份都已经对风电、光伏电 站相关储能设施建设要求，多数省份要求强制建设10%-20%功率，时长2小时的储能。在 强制配储政策的刺激下，我国储能行业需求出现了井喷现象，行业快速壮大。
1.2 多种储能进入发展期
从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧、输配电侧和用电侧三 大场景，除此之外的应用还包括辅助服务、分布式发电与微网等。 从发电侧的角度看，由于不同的电力来源对电网的不同影响，以及负载端难预测导 致的发电和用电的动态不匹配，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括能量时移、容 量机组、负荷跟踪、系统调频、备用容量、可再生能源并网等六类场景。
从输配电侧的角度看，储能在输配侧的应用主要是缓解输配电阻塞、延缓输配电设 备扩容及无功支持三类，相对于发电侧的应用，输配电侧的应用类型少，同时从效果的 角度看更多是替代效应。 从用电侧的角度看，用电侧是电力使用的终端，用户是电力的消费者和使用者，发电及输配电侧的成本及收益以电价的形式表现出来，转化成用户的成本，因此电价的高 低会影响用户的需求。
物理类储能的应用形式有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。目前最成熟的大规 模储能方式是抽水蓄能，其基本原理是电网低谷时利用过剩电力，将作为液态能量媒体 的水从低标高的水库抽到高标高的水库，电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推 动水轮发电机发电。
电气类储能的应用形式有超级电容器储能和超导储能。其中，超导储能是利用超导体的电阻为零特性制成的储存电能的装置，其不仅可以在超导体电感线圈内无损耗地储 存电能，还可以通过电力电子换流器与外部系统快速交换有功和无功功率，用于提高电力系统稳定性、改善供电品质。
电化学类储能主要包括各种二次电池，有铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池和液流 电池等。这些电池多数技术上比较成熟，近年来成为关注的重点，并有许多实际应用。
热储能有许多不同的技术，如熔融盐储能，其可进一步分为显热储存和潜热储存等。 在一个热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒质中，以后需要时可以转化回电能， 也可直接利用而不再转化回电能。
化学类储能主要是指利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。利用待弃掉的风电 制氢，通过电解水将水分解为氢气和氧气，从而获得氢。以后可直接用氢作为能量的载体，再将氢与二氧化碳反应成为合成天然气（甲烷），以合成天然气作为另一种二次能量 载体。
储能技术被广泛应用于提升电网输出与负荷匹配度，降低电网输出波动，减少电能 损耗，以提升能源利用效率。各种储能技术特性存在较为显著的差别，适用范围也有较 大的区别，飞轮与超级电容器储能主要应用于工业生产中对电压波动较为敏感的精密制造与通信、数据中心等行业，抽水蓄能主要应用于大电网的输配电环节，而化学储能则 更多运用于光、风发电等波动较大的可再生能源发电侧、中小型智能变电站和用电侧。
储能技术种类繁多，特点各异。实际应用时，要根据各种储能技术的特点以及对优 缺点进行综合比较来选择适当的技术。各类储能均具有独特属性，氢储能更适宜季节性 调峰；抽蓄、压缩空气储能、燃料电池、电化学储能等更适合小时级调峰；超级电容等 则更适合秒级调频需求。 各类储能技术中，抽水蓄能是应用最为成熟；储热技术也已处于规模化应用阶段， 目前我国火电灵活性改造大部分采取储热技术；锂离子电池储能开始近两年得到了飞速 应用；压缩空气以及液流电池也迎来了商业化应用。
二、抽水蓄能：巨量项目开工建设
2.1 抽水蓄能是最为成熟的储能技术
抽水蓄能是在我国普遍运用的一种稳定可靠的储能方式，抽水蓄能电站一般由上水 库、下水库和可逆式水泵水轮机组成。在用电低峰期时，可逆式水泵水轮机作为水泵， 利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，作为水的势能储存；用电高峰期时则将可逆 式水泵水轮机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水的势能转换为高价值电能。
抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。由于抽水蓄能电 站运行模式是将能量在电能和水的势能之间转换，其储能容量主要取决于上下水库的高 度差和水库容量，由于水的蒸发渗漏现象导致的损失几乎可以忽略不计，抽水蓄能的储 能周期得以无限延长，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达70%-80%。与此同时， 建设完成后的抽蓄电站坝体可使用100年左右，电机设备等预计使用年限在40-60年左右。
抽水蓄能是最为成熟、现有规模最大的储能技术。抽水蓄能是世界上最早开始应用 的储能技术，我国早在20世纪60、70年代就开始试点开发抽数蓄能电站，并于80、90年 代先后建成了广州、十三陵等大型抽蓄电站。由于其技术的先进性和成熟性，抽水蓄能 在我国得到大规模应用。截至2021年底，我国储能装机总规模达到46.1GW，其中抽水蓄 能占比86.3%。
2.2 成本测算：当前最为经济的储能方式
为探究抽水蓄能电站经济性，我们对抽水蓄能电站储能度电成本进行了测算。
抽水蓄能全寿命储能度电成本（LCOS）测算核心假设:
（1） 初始投资成本假设：抽数蓄能电站初始投资成本包括建设及购买设备成本 等工程投建初期的一次性投入，综合多种文献，抽数蓄能电站初始投资成 本在5.5-7元/瓦之间。我们假设初始投资成本为6元/瓦。
（2） 年度运维成本假设：抽水蓄能电站相比其他储能方式所需的维修保养成本 更高，每年运维成本在0.05-0.08元/W。我们假设运维成本为0.06元/W。
（3） 系统残值率、系统寿命假设：抽水蓄能电站基建成本占比较高，基建设施 一般寿命可达55年，但是电站在运行过程中因为零件老化等原因需要替换 部分零件；一般运营7300次需要替换一次。我们的测算模型对其进行了一 定简化，暂不考虑零部件替换，假设在电站投资为一次性投资，寿命为30 年，残值为10%，每年运行次数400次。
（4） 其他假设：假设放电深度100%，储能循环效率75%。
根据以上假设测算可得，在初始投资成本6元/W，年均循环次数400次，储能循环效 率75%，储能系统寿命为30年的假设下，抽水蓄能储能度电成本约为0.31元/kWh。
上述简化模型中，我们对抽水蓄能电站做了较为保守的参数预计，假设寿命为30年， 而实际上抽水蓄能电站基础设施可使用年限将超过50年，另外对于200MW/1000MWh的储能 电站的实际年充放电次数也可高于400次/年。 下面我们对抽水蓄能储能度电成本的敏感性分析，考虑抽水蓄能电站初始投资成本 与项目选址密切相关，后期新建项目选址经济性下降，初始投资成本可能将会上升，另 外电站实际循环次数假定在300-500次之间。我们预计不考虑充电成本的前提下，常规抽 水蓄能电站LOCE范围为0.23- 0.34元/kWh。
2.3 两部制电价托底，巨量项目入场
两部制电价政策基本形成成本托底。2021年5月7日国家发展改革委下发《关于进一 步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》〔2021〕633号，进一步明确了抽水蓄能两部制电 价政策，即以竞争性方式形成电量电价以及容量电费纳入输配电价回收机制，容量电费纳入输配电价回收给抽蓄电站的初始建设成本形成托底。 在抽水发电运营方面，在未建立现货市场区域，抽水蓄能电站按照75%燃煤基准价用 电，发电时段按基准价上网，而电站能效转化75%左右，电站收益成本基本持平。在电力 现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算， 抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加，在当前峰谷电价价 差高达0.6-1元情况，抽水蓄能电站可以获得较好的盈利。
政策驱动下，全国各省市迅速布局抽水蓄能项目。2022年1月以来，已经有20个省份 公布了2022年省级重点建设项目名单。根据国际能源网统计，截至目前我国各省公布的 重点项目中，抽水蓄能累计装机已达104.3GW，累计投资超6000亿。
三、锂离子电池储能：正处于超级爆发周期
3.1 锂电池电池储能介绍
2021年我国电化学储能装机中，锂离子电池占比高达89.7%，是目前技术比较成熟， 发展势头最为迅猛的储能方式。锂离子电池由正极、负极、隔膜和电解液组成，目前主 流产品正极常用镍锰钴三元材料或磷酸铁锂，负极多为石墨等碳素材料。锂离子电池具 有能量密度大、没有记忆效应、充放电快速、响应速度快等优点，广泛应用于风电光伏 等新能源发电侧配储和用户侧储能项目。
锂离子储能产业链由上游设备商，中游集成商和下游终端用户组成。其中设备包括 电池、EMS（能量管理系统）、BMS（电池管理系统）、PCS（变流器）；集成商包括储能 系统集成和EPC；终端用户则由发电侧、电网侧、用户侧以及通信/数据中心组成。
PCS（储能变流器）应用于能量转换环节，可在用电高峰期将电池输出的直流电转换 为交流电送入电网，低谷期将电网的交流电转换为直流电储存，起到控制储能电池组充 放电过程的作用。储能变流器通过控制电能在电池组和电网之间的流动，起到削峰填谷、 平滑新能源出力时长波动、平衡昼夜用电分布差异等作用。 BMS（电池管理系统）主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡，保障储能系统 的安全运行。
EMS（能量管理系统）将电池、储能变流器、电池管理系统和其他储能系统部件集 成为一个完整的系统，负责数据采集、网络监控和能量调度，对电网进行监控、分析、 运行和决策管理。 储能电池是电化学储能系统核心部分。目前市场上的主流电池根据技术路线不同， 大致可分为锂离子电池、铅碳电池、液流电池和钠离子电池。不同技术路线的电池响应 速度、放电效率都不尽相同，也有各自的适用范围和优缺点。
3.2 电力应用带动，锂电储能需求持续爆发
在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障 必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间广阔。国内市场， 由于强制性配储政策的推行，光伏集中式电站以及风电电站储能配置率将激增，功率配 置比例以及配储时长将逐步递增。海外方面，储能前期发展比国内快，将在经济性考量 以及激励政策推动下快速增加储能配置率，2021年美、欧、澳等国家和地区皆出现爆发 性增长。
根据GGII统计，2021年国内储能电池出货量48GWh，其中电力储能电池出货量29GWh， 同比增长339%；而根据全球研究机构EVTank与伊维经济研究院共2021年全球储能电池出 货量66.3GWh，同比增长132.6%，电力系统储能是主要增量贡献。
3.3 磷酸铁锂电池储能成本分析测算
根据正极材料的不同，现行主流锂离子电池有三元和磷酸铁锂两类。磷酸铁锂电池 能量密度比三元材料低，同样成本也较低。储能领域对能量密度要求不高，成本低、寿 命长的磷酸铁锂电池更受青睐。 电池作为整个储能系统中核心组成部分，成本占到整个储能系统成本的50%，是储能 系统后续降本的重要渠道。2021年我国磷酸铁锂电池储能中标价格大多集中在1.2-1.7元 /Wh。而根据彭博新能源财经（BNEF）测算，2022年全球电化学储能EPC成本约为261美元 /kWh（折合人民币约1.66元/Wh），预计2025年将降至203美元/kWh（折合人民币约1.29元 /Wh）。2021年以来大量EPC中标价格1.3-1.7元/kWh之间。（报告来源：未来智库）
锂离子电池全寿命储能度电成本（LCOS）测算核心假设:
（1） 初始投资成本假设：锂离子电池初始投资成本包括能量成本，PCS、BMS、 EMS系统成本，建设成本以及其他成本。锂离子电池储能系统初始投资成本 由于项目区别具有一定差异，综合近期锂离子电池储能项目中标价格，我 们假设初始投资单元成本为1.5元/Wh。
（2） 年度运维成本假设：运维成本包括电站运营期间的燃料动力费、以及为了 维持电站运营所必须的零部件更换、系统维护、人工费等费用，此类成本 根据储能类型的不同大致占初始投资成本的1%-10%。鉴于锂离子电池储能 电站普遍采用远程监控与定期巡检相结合的方式，人工费用相比其他电池 类型低，我们假设运维成本占初始投资成本的4%。
