2022年中国长时储能行业市场现状及发展前景分析 “双碳”加持下技术未来可期

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 2022-09-26 15:42:19  来源:前瞻产业研究院 E5211G0

储能行业主要上市公司:目前国内储能行业的上市公司主要有宁德时代(002074)、派能科技(688063)、国轩高科(002074)、比亚迪(002594)、亿纬锂能(300014)、星云股份(300648)、均胜电子(600699)、科列技术(832432)、国电南瑞(600406)、华自科技(300490)、金风科技(002202)、阳光电源(300274)、盛弘股份(300693)、科华恒盛(002335)、科士达(002518)、固德威(688390)、阳光电源(300274)、科陆电子(002121)、南都电源(300068)、德赛电池(000049)、赣锋锂业(002460)等

本文核心观点:碳中和背景下,电力行业转型势在必行,其中发展可再生能源成为重点。长时储能可解决可再生能源发电波动性、间歇性问题,未来发展前景较好。

1、“双碳”愿景下,可再生能源发电成为节能减排重要推手

——电力供给端“脱碳”:煤电主导的发电装机结构需进一步优化

我国首次明确提出碳达峰、碳中和是在2020年9月份的第七十五届联合国大会一般性辩论上。国家主席习近平向全世界承诺:力争于2030年前达到峰值,2060年前实现“碳中和”的宏远目标。“3060”双碳目标已经上升到国家战略和行动方案。

分部门看,我国能源相关CO2排放主要来自工业部门和电力部门,其中电力部门占据我国能源相关CO2排放约40%,是重点减排领域之一。尽管随着风能、太阳能等新能源快速发展,我国可再生能源发电装机占比越来越高,但目前电源装机结构仍以煤电为主,2021年火电装机占比近55%。单位发电燃烧煤炭产生的二氧化碳是石油的1.3倍,以火电为主的发电结构导致我国发电侧碳排放形势严峻。

电力系统深度脱碳需要以新能源和可再生能源为主体的安全、可靠和可持续的能源体系支撑。为实现“3060”目标,需快速发展以风电、光伏发电为主的可再生能源发电技术,发挥水电的基础保障作用,减少对火电的依赖,逐步淘汰落后产能煤电。

图表1:2013-2021年我国发电装机容量结构及2020年我国CO2排放结构(单位:万千瓦,%)

2)中国可再生能源发电:风电及光伏发电为主要发展方向

根据IEA《中国能源部门碳中和路线图》及相关政策规划,在承诺目标情景中,我国可再生能源在一次能源需求总量中的比重将从2020年的12%跃升到2060年的60%左右。未来,可再生能源将成为最主要的一次能源,到2060年,太阳能和风能的需求将接近总需求的四成。由于电力部门为能源需求的主力,由此可见风电和光伏发电将成为电力行业转型的重要趋势。

图表2:2020-2060年中国可再生能源在一次能源需求中的占比预测(单位:焦耳,%)

2、中国储能系统针对光伏、风电的间歇性实现能量时移,需求快速上升

——中国光伏、风力发电:具有季节性、间歇性、波动性等不稳定因素

在实际应用中,光伏发电功率受阳光强度、角度影响,且阳光与气候、季节、区域强烈相关,甚至一日内的变化也极度明显,随机性强。风力发电则受风速影响大,自然风不是恒定的,导致风力发电输出的电能也具有间歇性的特点。此外,风力发电具有逆调峰特性,即风力发电功率大的时段是用电负荷低的时段,进一步增加的电网的调峰难度。

图表3:光伏发电功率变化及风力发电逆调峰特性

“弃风”是指因用电需求不足或电网接纳能力不足而导致部分风机停止发电,是衡量风电行业消纳能力重要指标。光伏发电“弃光”就是光伏电站的发电量大于电力系统最大传输电量+负荷消纳电量。2020年,尽管我国弃风率和弃光率总体实现双降,但是以新疆、内蒙古(蒙西)、甘肃为代表的西北地区弃光率、弃风率仍然较高。2020年全国弃风率超过5%的省份(地区)有4个,分别为:新疆10.3%、蒙西7%、甘肃6.4%、湖南5.5%;弃光率超过5%的省份(地区)有2个,分别为:西藏25.4%、青海8%。我国风光资源主要位于西北地区,由此可见我国新能源消纳能力仍有待提高。

图表4:2020年全国重点地区及全国平均弃风率、弃光率情况(单位:%)

2)储能系统能进行平抑、消纳、平滑新能源发电的输出

因此,将光伏、风电发电系统与储能系统并网,可以合理安排储能电池的充放电、光伏电池和风机的出力,从而达到最大限度延长并网供电时间的目的。

例如针对光伏发电弃光的问题,需要将白天发出的剩余电量进行储存以备晚上放电,实现可再生能源的能量时移,提高风、光资源的利用效率。而针对风电,由于风力的不可预测性,导致风电的出力波动较大,需要监控其运行负荷,将其出力进行平滑。

图表5:储能是未来电力系统的重要环节

3)中国发电侧的储能建设需求将实现快速增长

随着新能源发电在整体能源结构中的占比不断提升,发电侧的储能建设需求将实现快速增长。根据前瞻结合中国能源网等机构对中国集中式光伏风电新增装机量的判断,假设按照新建项目配储比例和配储时长逐步提升,同时因储能经济性提升,存量端储能渗透率缓慢提高,预计到2025年我国集中式光伏和风电储能新增装机分别为9.6GW/23.0GWh,5.8GW/11.6GWh,合计15.4GW/34.69GWh,到2030年合计58.2GW/160.3GWh。

图表6:2019-2030年中国发电侧储能(可再生能源并网)市场新增装机前景预测(单位:GW,GWh,h,%)

3、长时储能对零碳电力系统中后期建设的影响深远

——长时储能在调节新能源发电波动作用上优势明显

可实现跨天、跨月,乃至跨季节充放电循环的储能系统为长时储能系统。随着光能风能不断深入,其发电的间歇性对电网负面影响将愈发严重,部分水电站也面临着生态系统破坏后越来越长的枯水期,无法保证出力。而要解决这个问题,光靠建造更多输电网络远远不够。长时储能可凭借长周期、大容量特性,在更长时间维度上调节新能源发电波动,在清洁能源过剩时避免电网拥堵,负荷高峰时增加清洁能源消纳。

图表7:长时储能对新能源发电的调节作用

2)长时储能具有长期商业化成本及价值优势

长时储能与短时储能相比最大优势就是其容量边际成本 (Marginal Cost per kWh),功率和容量可以相对独立扩展,避免了未使用功率产生的附加成本,具有不同应用场景之间切换叠加的高度灵活性。而目前大部分电力辅助服务市场、峰谷电价套利空间,对2-4小时短时储能系统基本足够。因此,长时储能要想突破短时储能的商业壁垒,必须要解决短时储能技术当前所无法解决的痛点,展示其在更长时间维度的经济价值。

图表8:长时储能的成本及价值优势

4、中国长时储能目前以抽水蓄能为主,未来电化学储能赛道将不断发展

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计,截至2021年9月底,中国已投运储能项目累计装机规模为36GW,占全球18.6%,同比增长8.8%。与全球市场一致,抽水蓄能的累计装机规模虽然最大,但其所占比重持续下降,比上年同期下降了3.4个百分点;电化学储能的累计装机规模持续增长,同比增长62%。

长时储能将考虑所有类型的技术——无论是电化学储能、机械储能、储热、化学储能,还是有可能满足电网灵活性所需的持续时间和成本目标的任何组合。目前,抽水蓄能是电网长时储能的最大来源,而锂离子电池是新储能技术的主要来源,提供短时储能能力。

图表9:截至2021年Q3中国已投运储能项目累计装机规模分布情况(单位:%)

未来,在双碳赛道加持下,储能前途必将光明,空气储能、液流电池、铁空气电池、重力储能等作为先进的长时储能技术未来可期。

图表10:长时储能前沿技术研究方向

以上数据及分析请参考于前瞻产业研究院《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》,同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业研究、政策研究、产业链咨询、产业图谱、产业规划、园区规划、产业招商引资、IPO募投可研、IPO业务与技术撰写、IPO工作底稿咨询等解决方案。

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