潜龙出水—2023年储能需求或将达15.23GWh
一、储能行业产业链情况
储能可应用于发电端、电网端和用电端。储能产业链的上游为原材料供应商，负责原材料和锂电材料的生产与供应；中游为电化学储能系统，以电池（PACK）为核心，包括电芯、BMS、EMS、PCS等多个部分，是一个综合能源控制系统，一般采用集装箱布置，并进行安装、运维和原料回收；下游应用于发电端、电网端和用户端。
发电端：新能源+储能可以平滑新能源发电的波动，提高风光电能质量；电网端：储能可以调峰调频，降低用电端和发电端的波动性；用电端：储能应用于户用光伏，能够削峰填谷，使发电、用电趋于平衡；应用于5G基站和数据中心，能够满足备用电源需求，使得基站/数据中心稳定运行；应用于充电桩，能够降低无序充电、高峰充电给电网带来的压力，满足快充需求。
二、储能方式分类
储能具有灵活的安装方式、高质量的调节能力、环保等多种优势，是优质的灵活性资源。储能指的是在发电端和用电端不一致时，利用化学或者物理的方法将已经产生的能量储存起来，并在需要时释放，具有灵活的安装方式、高质量的调节能力、环保等多种优势，是优质的灵活性资源。
目前主要的储能形式包括机械类储能、电化学类储能、电器类储能、热储能、化学类储能等。其中，机械类储能和电化学类储能为目前最主要的储能方式。
三、全球储能市场规模
全球已投运储能项目装机规模平稳增长。根据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，全球已投运储能项目累计装机规模184.6GW，同比增长1.9%。我国已投运储能项目累计装机规模32.4GW，占全球市场总规模的17.6%，同比增长3.6%。
全球电化学储能市场增长迅速，我国新增投运规模具备领先优势。截至2019年底，全球已投运电化学储能的累计装机规模为9520.5MW，同比增长43.7%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，为8453.9MW。
其中，2019年全球新增投运的电化学储能项目主要分布在49个国家和地区，我国装机规模排名第一，排名前十位的国家分别是：中国、美国、英国、德国、澳大利亚、日本、阿联酋、加拿大、意大利和约旦，规模合计占2019年全球新增总规模的91.6%。
全球电化学储能市场累计装机规模
中国电化学储能市场累计装机规模
储能成本持续降低，项目差异性较大。储能项目成本差异较大，主要受功率能量比、项目规模、项目复杂程度、冗余度及当地法规等的影响。根据BNEF最新完成的全球储能系统成本调研，2019年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为300-446美元/kWh，处在一个持续下降的阶段。
根据BNEF预测，2025年储能项目总成本有望降至203美元/kWh，2030年储能项目总成本有望降至165美元/kWh，相对于2019年分别降幅为38.7%、50.2%。
储能项目总成本测算（20MW/80MWh）（美元/kWh）
四、储能方式市场格局
目前抽水储能应用最广，电化学储能占比较小。抽水储能是指电力负荷低谷期利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化为重力势能储存起来的形式，综合效率在70%到85%之间，在全球目前已投运的储能项目中占比92.6%，在我国占比93.7%。
电化学储能是指各种二次电池储能，包括铅酸电池、锂电池等，在全球目前已投运的储能项目中占比5.2%，在我国占比4.9%。
2019年全球已投运电力储能项目类型分布
2019年中国已投运电力储能项目类型分布
五、个储能类型的优缺点对比
电化学储能未来潜力更大。抽水储能能量密度低，且受地形限制严重，建设周期长、建设成本高，因此无法满足户用储能等应用场景，未来发展空间受限。电化学储能不受自然条件影响，且锂离子电池能量密度高、工作电压大、循环寿命长、充电速度快、放电功率高、自放电率小、记忆效应小，发展潜力更大，是未来的重点发展方向。
随着化学储能技术的进步，储能成本不断下降。再有大规模动力电池的退役，梯次利用能够充分发挥动力电池的残值，是未来的主要发展方向和最重要的商业模式之一。储能在电力消纳方面至关重要，将成为新能源建设的重要抓手。
展望“十四五”，国内储能或迎来新的政策窗口期，有望得到更好的政策支持。其中，电化学储能具备更好的前景，或在新能源及5G领域率先落地。我们预计，“十四五”新能源储能合计空间为50-100GWh，5G储能合计空间为59-98GWh，市场空间巨大。
储能主要类型及优劣势
六、国家能源结构变革，储能必不可少
我国化石能源发展空间有限，新能源仍有较大发展空间。由于我国富煤、贫油、少气资源禀赋的影响，我国是全球第一大油气进口国，截至2019年12月，我国原油对外依存度高达72.6%，天然气对外依存度为42.9%，能源安全的风险持续走高。
同时，由于煤炭能源对环境污染较大，发展空间受限，整体上我国化石能源发展空间有限。虽然目前我国拥有全球最大的光伏和风电装机，但光伏和风电等可再生能源发电占比仍低于全球平均水平。
各国主要能源结构对比
2020年4月9日，《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》发布，提出“结合储能、氢能等新技术，提升可再生能源在区域能源供应中的比重”，规划在2020年9月底前，完成《可再生能源发展“十四五”规划研究》报告；2020年11月底前，完成《可再生能源发展“十四五”规划（征求意见稿）》。
近年来，伴随着新能源电站的快速发展，“弃风”“弃光”等问题以及新能源电力系统的安全问题开始逐渐显现，甚至导致电力市场出现令人瞠目的负电价。2020年，受新冠肺炎疫情影响，新能源大国德国仅在1~3月间就出现了128小时的负电价。
“新能源+储能”的搭配将在一定程度上解决新能源消纳难题，同时保障电力系统的运行更加安全。近期各省份发布了多项支持新能源配置储能的政策，加快电池储能的发展步伐。
新能源电站储能空间广阔。随着新能源地面电站的快速建设，为了保障电网能够充分消纳，储能配置需求有望快速释放。
七、商业模式
锂电作为储能的应用场景可分为三个层次考虑：一是单一模式下的峰谷套利；二是和新能源发电组合赋予其可调节性；三是提供电能质量管理以及作为备用电源。不同层次下锂电储能的价值体现逐步提高。三个层次下，对于锂电的利用程度逐次加深。
用户侧储能单一商业模式下的峰谷套利已经在部分地区具备商业价值。电能自身无法储存，发电端需要根据用电需求进行实时匹配，但即使是具备调节能力的火电，调节能力也有限，通常还会伴随一定的经济损失。
在此背景下，根据用电需求量的不同，分为波峰和波谷，波峰电价更高，波谷电价更低。随着电力市场化交易的推进，实时电价将更加市场化，波峰波谷差价有望加大。锂电能够将电能转换为化学能进行储存，低买高卖，实现峰谷套利。假设锂电储能系统价格1.4元/Wh、寿命4000次，不考虑时间成本的情况下对应的度电储存成本仅为0.35元，再考虑86%全系统的充放电效率，约对应0.41元。
参考北京市发改委19年3月29日印发的《关于调整本市一般工商业销售电价有关问题的通知》，北京城区一般工商业、大工业和农业生产用电，波峰波谷的电价差在0.58-1.15元，锂电储能已经有0.18-0.74元/kWh的套利空间。
北京市城区非居民销售电价表及锂电储能套利空间（元/kWh）
赋予新能源发电可调节性，提高经济效益，构建微电网。新能源发电有波动性，配备锂电储能能够提高利用小时数，增加有效发电量，提高经济效益。在电网层面，新能源发电的不可调节性限制了其应用占比；加配储能后在整个体系层面具备可调节性，大大拓宽了新能源发电的应用空间。此外，新能源+储能完全可以实现电力系统闭环，独立作为清洁能量来源，实现能源供给的独立性和可持续性。
锂电还可提供电能质量管理，以及作为备用电源。功率型锂电在储能调频中占据优势，是当前主流。备用电源方面以数据中心为例，对于供电安全性要求极高，断电将带来巨大的经济损失。在电力突然中断时，备用发电机启动需要时间，备用电源在这时立马发挥作用保证电力的持续稳定供应。
国际环保组织绿色和平和华北电力大学联合发布的《点亮绿色云端：中国数据中心能耗与可再生能源使用潜力研究》报告中指出，2018年中国数据中心总用电量1608.89亿千瓦时，预计到2023年将达到2667.91亿千瓦时。按备用时间0.5h测算，2018年数据中心对应的储能需求约9.18GWh，2023年对应15.23GWh。
作者：起点研究院