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锂电储能行业深度报告:行业格局初显,龙头迎来新机遇

浏览: 发表时间:2020-12-16 14:05:07

一、储能行业需求稳健增长,电化学储能占比提升迅速

  1.1 需求多样性决定了储能形式多元化发展

  储能是指通过介质或设备,利用化学或物理的方法把能量存储起来,根据应用需求以特定能量 形式释放的过程,通常所说的储能主要为储存电能。储能的作用主要是提高电力稳定性和可用性,储存的能量可以用做应急能源,也可以用于在电网负荷低的时候储能,在电网高负荷的时 候输出能量,用于削峰填谷,减轻电网波动,同时还可以增强可再生能源利用。

  根据技术特点的不同,储能可划分为机械储能、电化学储能、电磁储能。机械储能以抽水蓄能 为主,是目前最为成熟、成本最低、使用规模最大的储能技术;电化学储能以锂离子电池为主, 是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术;电磁储能成本较高,目前占比较低。

  1.2 全球累计装机规模增速放缓,中国储能市场异军突起

  全球储能市场持续稳定发展,累计装机规模已达 184.7GW。储能是智能电网、可再生能源高 占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术,近年来持续稳定发展,根据 CNESA 全球储能项目库数据,2015-2019 年,全球储能项目累计装机规模从 164.7GW 增长 至 184.6GW,总体来看持续稳定发展。截至 2019 年底,全球已投运储能项目累计装机规模 184.6 GW,同比增长 1.9%,其中抽水蓄能累计装机占比最大,为 92.6%,同比增长 0.2%, 其次为电化学储能,累计装机规模 9520.5MW,占比 5.2%。

  中国的储能产业虽然起步较晚,但近几年发展速度令人侧目。2015-2019 年,中国储能项目累 计装机规模从 23.2GW 增长至 32.3GW,CAGR 为 8.62%,相比全球同期 2.89%的数据增长 明显。截至 2019 年底,中国已投运储能项目累计装机规模 32.3GW,同比增长 3.8%,占全球 市场总规模的 17.6%,其中,抽水蓄能的累计装机规模最大,为 30.3GW,同比增长 1.0%;电化学储能的累计装机规模位列第二,为 1709.6MW,同比增长 59.4%。

  1.3 抽水储能为主,电化学储能发展迅速

  抽水储能是目前应用最为广泛的储能电站,在所有储能形式中占比超过 90%,也是最为成熟 的大规模储能技术之一。全球抽水储能装机规模在 2016 年经历了相对快速的增长后, 2016-2020 年 Q1 增速呈现逐年下降的态势,全球抽水储能累计装机规模增速从 2016 年的 13.44%下降至 2019 年的-0.35%,与此同时,我国的相应数据也从 17.37%下滑至 0.73%,增 速均持续放慢。2019 年,全球抽水蓄能累计装机规模有所下滑,规模为 170.1GW,同比下降 0.35%,占全球储电装机总规模的 92.6%,我国抽水蓄能累计装机规模达到 30.27GW,同比 增长 0.73%,占全国储能装机总规模的 93.4%。虽然抽水储能占比呈下降趋势,但在全球储能 结构中依旧占据绝对领先地位。

  抽水储能受制于地理环境,发展空间有限。抽水储能电站通常容量较大,额定功率可以从 100MW 到 2000MW,工作时间范围相对较宽从 4h 到 10h,单位功率建站成本要低于其他类 型储能电站约为 500-900 美元/kW。但其面临的主要问题有:(1)由于抽水储能过程中机械损 耗较大,所以抽水储能电站效率相对较低,为 60-75%;(2)响应时间较长,从静止到满载通 常需要 2-2.5 分钟,从空载到满载通常需要 30-35 秒;(3)电站建设周期较长,一般需要 8-10 年;(4)建设完全依赖于地理条件,即当地水资源的丰富程度,并且一般与电力负荷中心有一 定的距离,面临长距离输电的问题。基于抽水储能电站的上述特点,通常抽水储能电站用于大 电网调峰和大电网黑启动等方面,考虑到它技术难度较低,放电功率较大,更加适合大规模的 月周期的储能需求。

  电化学储能占比仍比较低,但技术优势决定了其广阔的发展前景。电化学储能相比抽水储能效 率更高,对外部环境条件依赖更小,相比电磁储能,技术相对更为成熟,成本更低,应用范围 也更广,因此电化学储能具有非常广阔的发展前景。在全球储能累计装机小幅平稳增长的背景 下,电化学储能却飞速发展,2014-2019 年,全球电化学储能累计装机规模从 893.5MW 迅速 上涨至 8216.5MW,CAGR 高达 55.85%,中国的电化学储能发展更为迅速,累计装机规模从 129.63MW 攀升至 1709.6MW,CAGR 高达 67.51%。截至 2019 年,全球已投运电化学储能 项目的累计装机规模为 8216.5MW,占全球储能装机比例 5.2%,同比增长 24.02%,中国电 化学储能项目累计装机规模为 1709.6 MW,同比增长 59.37%,占中国储能市场的 5.3%,在 2018 年的爆发式增长后,全球和中国的电化学储能市场在 2019 年逐渐回归理性,虽然较 2018年 126.39%、153.46%的增速有所回落,但仍维持了全球市场快速增长的发展态势。

  二、电化学储能的主要技术路线:锂电发展正当时

  2.1 电化学储能领域锂离子电池占垄断地位

  无论是存量市场,还是新增市场,锂电池均已在电化学储能中占据垄断地位。在储能电池领域, 随着环保压力日趋严峻,更加环保的锂离子电池大量应用已是大势所趋。从全球来看, 2015-2019 年,锂离子电池在累计装机比例中始终位于 80%左右,受益于锂电池的迅速发展, 国内锂离子电池占比也迅速提升,从 66%升至 80.62%,但仍低于全球的占比,未来锂电占 比有望接近全球水平。截至 2019 年底,全球新增电化学储能装机 1.59GW,累计装机规模达到 8.21GW,同比增长 24.02%,从技术分布上看,全球新增电化学储能投运项目中,锂离子电 池装机占比最大为 88%,国内方面,电化学储能新增装机 633.9 MW,值得注意的是,锂电池 储能全年实现新增装机 619.5 MW,逆势增长 16.27%,得益于此,锂电池储能累计装机规模 在电化学储能领域的比重从 2018 年的 70.74%升至 80.60%,市场份额连续两年提升超 9%, 在新增市场,锂电池装机渗透率从 2018 年的 78.02%升至 97.27%。

  2.2 锂离子技术指标优于铅酸电池,替代及电化学储能增量空间广阔

  锂离子电池多方面技术指标均优于铅酸电池。截止 2019 年底,我国电化学储能累计装机中, 锂离子电池装机占比处于垄断地位高达 80.6%,排名第二的铅酸电池占比为 17.8%,二者合计 占比达 98.4%,为电化学储能的主要技术路线。锂离子电池的主要性能均优于铅酸电池,未来 将逐渐替代铅酸电池,市场份额有望继续增加。与传统铅酸电池相比,锂电池有三大优势:(1) 锂离子电池能量密度为铅酸电池的 4 倍,容量、重量均优于铅蓄电池;(2)锂离子电池更加环 保,锂离子电池中不包含汞、铅、镉等有害元素,是真正意义上的绿色电池,此外锂离子电池 更加节能,能量转换效率高于铅蓄电池,政策风险相比铅蓄电池来说较小;(3)锂离子循环寿 命更长,目前来看锂离子电池的寿命一般是铅酸电池的三到四倍,虽然前期成本较高,但从长 期来看更经济。

  铅蓄电池已进入成熟期,锂电池仍在发展初期。2009 年-2014 年我国铅蓄电池产量增长迅速, 从 119.3Gwh 上升至 220.7Gwh,随着锂电池技术成熟大规模应用,2014 年后铅蓄电池进入 成熟期,产量增长开始下滑,2019 年产量为 202.5Gwh,相比之下,锂电池却发展迅猛, 2015-2019 年产量由 55.97 亿只迅速飙升至 157.22 亿只,CAGR 达 29.46%,2020 年 H1 疫 情对下游动力、消费锂电池需求负面影响较大,同比仅上升 1.5%,但疫情不改动力、消费电 池景气发展趋势。锂电池应用场景主要为储能、消费及动力领域,近年来随着新能源汽车、3C 消费需求爆发,锂电池的出货量持续上升,根据 GGII 数据,2014-2019 年,我国锂电池出货 量从 29.7Gwh 上升至 131.6Gwh,2019 年动力、消费电池占比达 97.1%,为主要需求领域, 目前储能领域出货量仍较小,未来随着储能市场需求爆发,有望成为锂电池产量新的增长点。

  随着锂电池成本的下降,未来仅替换空间将超千亿。相比铅蓄电池,目前锂电池最大的劣势是 成本较高,但近年来随着新能源汽车和消费电子飞速发展,下游需求带动上游锂电池不断技术 革新,除了技术不断突破外,锂电池成本也在快速下降。2018 年以来,锂电池重要原材料正 极、负极、隔膜、电解液价格均呈下降趋势,直接带动锂电池价格下降,根据真锂研究数据,截止 2020 年 9 月 1 日,NCM523 方形均价已降至 0.9 元/Wh,磷酸铁锂方形均价已降至 0.795 元/Wh,相比 2014 年接近 3 元/wh 的价格有着巨大的下滑。目前,我国铅酸电池每年出货量 为 200GWh 左右,2019 年出货量 202.5GWh,随着成本的下降,未来锂电池将全面优于铅酸 电池,若全部替换,按 0.5 元/wh 的保守单价计算,每年替换市场空间也将达千亿元。此外光 电/风电+储能的商业模式对储能设备的灵活性有更高的要求,因此锂电池储能与之更加匹配, 叠加锂电池成本的下降将给新能源储能项目带来巨大经济性,长期来看锂电和储能有望共振发 展,打开巨大的市场空间。

  三、锂电储能应用多点开花,长期需求空间已打开

  按照不同应用途径,电化学储能装机主要分为发电侧、电网侧和用户侧。发电侧主要用于配套 新能源发电、火电联合调频,电网侧主要以辅助服务为主,通过调峰调频、削峰填谷等增加电 网的稳定性,用户侧主要用于峰谷套利、分布式新能源+储能、通信基站以及数据中心备用电 源。政策方面来看,国家正积极促进电源侧、用户侧和电网侧形成三足鼎立的发展格局,2019 年 2 月国家电网印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》,明确指出,在国家尚 未出台新的鼓励政策的情况下,各省级电力公司不参与发电侧和用户侧储能投资建设,可以根 据需要,以技术创新和解决工程应用难题为目标,开展电网侧储能试点示范应用。在发电侧支 持新能源发电配置储能,支持常规火电配置储能。在用户侧可参与电网需求响应、电量平衡和 负荷特性改善,优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设。在电网侧,将储 能纳入电网规划并滚动调整,将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择,进 行综合比选论证。

  当前用户侧装机最多,电网侧有望反超。目前我国电化学储能累计装机主要集中在用户端,据 CNESA 数据,截止 2018 年底我国电化学储能在发电侧、电网侧和用户侧三个应用领域的累 计安装比例分别为 32.1%、21.4%、46.5%。其中用户侧较 2017 年下降 13pct,与此同时电 网端占比迅速提升,2018 年累计装机占比已达到 21.4%,相比前一年几乎翻倍,在新增投运 的电化学储能项目中,电网侧的占比从 2017 年的 3%迅速上升至 2019 年 H1 的 56%,随着电 网侧新增装机占比不断提高,一改前几年用户侧一家独大的局面。

  电化学储能市场规模持续高速增长。从市场规模来看,电化学储能规模仍将保持高速增长。截 止到 2019 年底,我国电化学储能的累计投运规模将达到 1.71GW,年增速 59.4%,在“十三五” 的收官之年,即 2020 年,将延续超过 50%的年增长速度, 2021 年储能的应用将在全领域铺 开,此外主要技术路线锂电池成本持续下降也将推动电化学储能系统的大规模应用。根据前瞻 产业研究院数据,保守估计下 2020 年国内电化学储能累计装机规模可达到 2726.7MW,预计 到 2025 年年底,电化学储能的市场装机规模将超过 24GW,年复合增长率(2020-2025)将保 持在 55%左右,乐观估计下,2020 年电化学储能累计装机规模将达到 3092MW,预计到 2025 年年底,电化学储能的市场装机规模将接近 38GW,年复合增长率(2020-2025)有望超过 65%。

  我们预计,未来以锂电为主的电化学储能装机主要的增长点来自:(1)随着电力体制改革的进 一步推进,电网侧储能在相关利好政策的刺激下,装机规模有望延续过去两年的高速增长;(2) 新能源发电成本进一步降低,其在电力系统中渗透率将持续提高,新能源发电并网及消纳对储 能的需求将会快速增长;(3)2020 年我国进入 5G 建设高峰期,相比 4G,5G 基站的数量与 频率大幅增长,为锂电储能带来确定性增量。

  3.1 电网侧:辅助服务发展潜力巨大

  调峰、调频是电网侧必不可少的环节。电网侧储能主要提供辅助服务以保证电力系统的安全稳 定运行,同时获取辅助服务收益,主要服务包括调峰、调频、备用等。中国对于电网侧储能的 推动非常积极,国家密集出台政策促进电网侧的辅助服务。早在 2015 年 3 月,国务院办公厅 便已明确储能参与调峰和可再生能源消纳身份,2016 年 6 月,能源局发布政策探索电储能在 电力系统运行中的调峰调频作用及商业化应用,推动建立促进可再生能源消纳的长效机制, 2018 年 7 月,发改委发文鼓励利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制,促进储能发展, 2020 年 3 月,国家电网将储能应用属于 2020 年五大重点发展领域之一,一系列利好政策的 发布使得辅助服务市场的不断完善,将持续利好电网侧储能的发展。

  “火电+储能”模式参与电网调频服务。功率和频率都是电网系统中极其重要的性能指标,为 了避免对用电端和发电端的设备整体造成了冲击,当电网频率变化过大时,需要通过调峰、调 频维持电网频率、功率稳定以保证电网安全,叠加电网最大负荷日益增加,电网结构日趋复杂, 以及新能源渗透比率的提升,使得我国火电调频能力的需求日益增长。传统的火电调频有诸多 缺点,因此近年来火电+储能的模式开始崭露头角,该模式采用储能系统和火电机组联合运行, 构成电力调频电源。电池储能系统短时间内便可启动,响应迅速,此特点弥补了传统火电机组 调节速率慢、误差大等缺点,在保持平稳运行的同时也大幅提高火电厂调频性能。从成功的火 电储能联合调频案例来看,当前项目主要集中在睿能世纪和科陆电子两大企业,睿能世纪技术 和经验领先,运营方式以独立投资或联合投资并承担运营任务为主,科陆的方式较多,除直接 投资外,还采用 EPC 或系统整体交付模式,电池技术路线方面,磷酸铁锂和三元锂是火电储 能联合调频市场的两大主流路线,科陆电子倾向于磷酸铁锂系电池,睿能世纪选择的电池技术 路线多样,包括磷酸铁锂、锰酸锂、三元等。

  调峰满足电力系统日负荷峰谷差。从昼夜用电情况来看,负荷曲线往往在白天比在晚上高,因 此我国的工商业用户用电均已实施峰谷电价制,提高白天高峰期的电价来限制用电,同时降低 夜间低谷期的电价来鼓励用电,昼夜之间便形成了电价差。我国经济发达,负荷较重的地区价 差几乎为中西部城市的两倍,北京一般工商业电价差高达 1.15 元/kWh,而山西的价差仅为 0.55 元/kWh,较大的峰谷价差为电网侧储能调峰提供了收益。

  电网调频调峰需求持续增加,我国电力辅助服务费用快速增长。电力辅助服务是在电力市场运 营过程中,为完成输电和电能量交易并保障电力系统的安全稳定运行和电能商品质量,由发电 机组提供的与正常电能生产和交易相耦合的频率控制(一次调频、 AGC)、备用、调峰、无功 调节、黑启动和其他安全措施等服务并收取一定的费用。2017 年至今,我国电力辅助服务费 用快速增长,2019 年上半年辅助服务补偿费用总额为 130.31 亿元,比 2018 年同期增长 85.9%,补偿费用占上网电费总额的 1.47%,比 2018 年同期增长 0.6%,随着电网侧调频需 求的增加,电力辅助服务市场潜力巨大,同时利好政策也将扩大其对补偿费用的占有比例。

  2024 年底电网侧调频端锂电储能累计装机需求将达 5.36GW。2019 年,全国累计火电装机容 量 1191GW,同比增长 4.1%,由于新能源侧发电占比持续提升,未来五年火电装机难以增长, 假设 2024 年底火电累计装机规模与当前持平,调频功率配套需求为 3%,那么未来将会产生 35.73GW 的火电储能联合调频需求,2019 年底累计装机仅为 0.3GW,渗透率不足 1%,从目 前已投运的项目来看,火电储能联合调频效果较好,中性估计 2024 年底渗透率达 15%,对应 锂电装机可达 5.36GW。

  2024 年电网侧调峰端锂电储能累计装机需求将达 2.21GW。以 2018 年数据为例,调峰辅助 服务收入 52.34 亿元,按 0.5 元/kWh 测算平均每日调峰需求为 28.68GWh,2018 年电网侧的电化学储能累计装机规模为 0.23GW(包括调频、调峰),2019 年电网侧电化学储能累计装 机 0.59GW,若调峰、调频累计装机规模各占一半,那么渗透率均处于较低水平。假设电网侧 调峰端储能系统每日充放电 2 次、时长 2 个小时,未来 5 年平均每日调峰需求增加 15%,中 性估计 2024 年电化学储能渗透率达到 15%,则 2024 年仅电网侧电化学储能调峰累计装机需 求就可达 2.33GW,CAGR 高达 60.17%(2019 到 2024 年),若电化学储能中,2024 年锂电 占比达 95%,对应锂电装机需求达 2.21GW。

  3.2 新能源风起云涌,搭配储能大势所趋

  新能源发电装机规模、发电量不断扩大。在全球推进清洁低碳转型的大背景下,我国也积极跟 进,尤其在发电系统进展颇为迅速,2015-2019 我国风电光伏装机规模不断扩大,其中风电装 机从 131GW 增长至 210GW,CAGR 为 9.9%,相比之下光伏发展更为迅速,累计装机量从 43GW 飙升至 204GW,CAGR 高达 36.5%。作为发展最快的两种可再生能源,风电和光伏装 机累计占发电装机的比例也大幅上升,截止 2019 年底,二者累计占比已超过 20%,与此同时, 风电、光伏发电量占总发电量比例也持续上升,2019 年,风电发电量达到 4057 亿千瓦时,发 电量占比为 5.61%;光伏发电量达到 2243 亿千瓦时,占比为 3.10%,总体来看占比仍相对较 低,随着风电和光伏成本的持续下降,未来这一比例有望快速上升。

  光伏、风电属于不稳定出力电源,需要配套储能实现价值。光伏、风电等新能源具有波动性、 间歇性与随机性等特性,风电出力日内波动幅度最高可达 80%,出力高峰出现在凌晨前后, 午后到最低点,“逆负荷”特性更明显,光伏日内波动幅度 100%,峰谷特性鲜明,正午达到 当日波峰,正午前后均呈均匀回落态势,夜间出力为 0,此外光伏易受天气影响,天气阴晴对 光伏发电系统实际有功功率的影响非常明显,因此每日的实际有功功率也具有一定随机性。正 是风电和光伏的这些不稳定的特点对发电量预测造成了难度,因此二者均属于不稳定出力的电 源。当二者装机占比或发电占比达到一定程度时,会对电网的稳定性带来挑战,为避免电网不 稳定会限制部分新能源的出力,从而引发了弃风、弃光现象,因此只有配合储能的应用才能更 好地消纳和平滑波动,实现更高的新能源渗透率。

  “新能源发电+储能”满足电网规定获取并网资格。频率是交流电网中每秒钟电流方向变化的 次数,对于交流电网来说,稳定的频率是电网稳定的重要指标之一,当发电小于用电会导致频 率上升,反之亦然。当前火电仍是主要的电力供应来源,因此火电厂在调频市场占据垄断地位, 但火电调频系统由众多辅机组成,系统惯性大,调频效果也不理想,相比之下储能系统的调频 响应速度仅需几十至几百毫秒、调节精度可达到 99%,效果更好。随着产业结构调整,风、 光等新能源接入电网比例逐步提高,电力系统等效负荷短期变动加剧,调频需求剧增,为了缓 解调频压力,国内包括山西在内已经有多个省份出台政策,要求新能源(风电场、光伏发电站)通过保留有功备用或者配置储能,同时通过快速响应改造实现一次调频功能,只有具备一次调 频功能的场站才可并网运行。储能作为一种优质的调频资源,可有效辅助调频,显著提高电力 系统的调节能力和运行灵活性,随着新能源发电比例的提升,未来储能在新能源并网调频端的 市场空间巨大。

  “新能源发电+储能”平滑出力,减少弃电。近年来随着电化学储能的快速发展,我国整体弃 风、弃光率下降明显,以弃光率为例,2019 年华北、东北、华南地区弃光率分别为 0.8%、0.4%、 0.2%,华东、华中无弃光,但局部地区消纳不畅导致的弃风、弃光问题仍然严峻,2019 年西 北地区弃光电量占全国的 87%,弃光率同比下降 2.3 个百分点至 5.9%,其中西藏、新疆、甘 肃弃光率分别为 24.1%、7.4%、4.0%。我国西北地区弃光限电主要原因是光伏大规模集中上 网与西部地区电网配套建设滞后形成冲突。我国没有形成东、中、西部协同消纳市场,西部地 区消纳水平有限,输电通道建设滞后、现有电网调峰能力及灵活性不足,因此急需建立“新能 源+储能”的辅助服务机制。新能源配套储能系统后,通过制定合理的充放电策略可以有效避 免弃电。以风电为例,在凌晨风电出力超过负荷期间,电网发出限电指令后无储能时只能弃电。但配置储能后则可在此期间给储能系统充电,在白天用电高峰期储能放电,避免弃电损失。

  预计 2025 年底新能源发电侧锂电储能累计储能装机需求将达 50.89GWh。“十四五”规划中, 预计非化石能源占比将超预期,2030 年将达到 20%。2020 年至 2025 年这一阶段开始,我国 新能源发电部署进度将加快,根据国家发改委能源研究所 2019 年的数据,预计 2025 年我国 光伏发电总装机规模将达到 730GW。若按我们保守测算,2020 年底光伏总装机规模达 246GW, 未来五年平均每年保持 70GW 的新增装机,那么 2025 年底光伏累计装机规模达 596GW。风 电方面 2020 年 H1 新增 7GW,全年累计装机规模预计在 240GW 左右,假设 2021-2025 年新 增装机分别为 22/21/20/20/20GW,2025 年底总装机规模达 346GW,则风电/光伏 2025 年底 累计装机合计将达 942GW。

  新能源电站配置储能的主要场景是在弃风率较高的地区以及需要并网的集中式装机大型电站, 假设 2025 年底,配备电化学储能的风/光电装机占比为 10%,储能系统功率为新能源容量的 15%,储能时长为 4 小时,随着风电、光伏汇集并网点集中储能装置的安装,则 2025 年底储 能累计装机需求将达 56.52GW,按 90%的锂电占比,对应锂电需求达 50.89GW。根据阳光 电源和国家发改委能源研究院预测,到 2030 年和 2050 年,中国风电&光伏合计装机量将分别 达到 1810GW、6000GW。华为预测 2030 年中国光伏储能配置比例达到 30%以上,我们保守 预测 2030 年和 2050 年新能源发电储能配置比例分别为 15%、30%;储能时间分别为 4h、6h;储能占装机比例分别为 20%、30%;锂电占比均为 100%,则测算出 2030 年和 2050 年中国 新能源发电侧锂电储能累计装机量将分别达到 217.24 和 3240GWh。

  3.3 5G建设高峰,储能市场迎来红利期

  5G 基站个数和单站功耗均高于 4G。2019 年我国正式步入 5G 时代,通信基站的建设使得电 池储能系统迎来了新的红利时期。5G 基站主要分为宏基站和微基站,微基站细分可分为:微 基站、皮基站、飞基站。其中需要储能电池设备的是宏基站,而微基站一般采用市电直接供电, 不设置电力储能设备。5G 网络使用的是高频,其覆盖范围会比 4G 网络小,因此,需要建设 的站点更多,与 4G 网络重合的站点可以利用部分旧资源,而新建的部分站点则需要完全建设 新的配套资源。5G 基站与 4G 相比,主要区别为:(1)频谱更高,电磁波穿透力差、衰减大, 在不考虑其他因素的条件下,基站的覆盖范围比 4G 基站覆盖范围更小,建设密度更大,因此 需要的 5G 基站数量更多,预计我国 5G 宏建站密度将至少是 4G 基站的 1.5 倍,根据工信部 数据,2019 年底,我国 4G 基站总数为 544 万个,按此数据计算 5G 基站将达到近 800 万个;(2)5G 单站功耗超过 3000W, AAU 功耗增加是 5G 功耗增加的主要原因,传统 4G 基站单 站功耗为 1000W 左右,而 5G 基站单站功耗是 4G 单站的 3~3.5 倍。

  对应储能需求将大幅增长,需对现网电源、配套进行提前扩容。4G 基站改 5G 后,基站个数、 功率大增,需同步增加备用电池的数量和容量。作为保证基站连续供电的核心设备,蓄电池等 电源设备成本占基站设备成本 40%以上。当正常供电时,蓄电池可协助平滑滤波改善供电质 量,当供电异常故障时,蓄电池可作备用电源供电。

  2025 年底 5G 基站储能需求将达 12.48GW。2019 年底我国 5G 基站个数为 13 万个,2020 年中国联通和中国电信确定合建 25 万座 5G 基站,中国移动新建 25 万座 5G 基站,2020 年 底 5G 基站总数将超过 60 万座,参考 4G 基站的建设速度,假设 2021~2025 年新增 5G 基站 数分别为 70/90/110/100/90 万座,则 2025 年底 5G 基站总数有望达 520 万座,一般备用电源 需储备 3-4 小时电量,我们假设应急时长为 3.5 小时,若保守估计按基站功率 3000W 计算, 我们预测储能装机需求将达 15.6GW/54.6GWh。此前 4G 基站用蓄电池普遍都采用铅酸电池, 但 5G 基站功耗较 4G 翻倍式增长,对电源系统也提出扩容升级要求,而锂电池在电池放电效 率、安装空间和建设成本上较铅酸电池都有优势,中国铁塔此前已表示不再采购铅酸电池、改 用梯次利用锂电池,预计未来锂电池将使主要的技术路线,若 2025 年 5G 基站储能锂电池占 比达 90%,则对应的锂电储能需求达 12.48GW。

  仅考虑电网侧调峰调频、新能源侧、5G 基站侧,2024 年锂电储能装机总需求将达 28.41GW/75.43GWh,若按 0.5 元/wh 计算,2024 年市场空间将达 377 亿,与当前市场规模 相比翻了约 20 倍。

  四、行业格局初显,龙头企业迎来新的发展机会

  4.1三大系统占据产业链主要利润,电池成本占比超60%

  锂电储能系统(BESS)主要由电池系统(Battery System, BS)、功率转换系统(Power ConversionSystem, PCS)、电池管理系统(Battery Management System, BMS)、监控系 统等四部分组成。BS 系统是实现电能存储和释放主要载体,其容量的大小及运行状态直接关 系着储能系统的能量转换能力及其安全可靠性,PCS 系统是一种由电力电子变换器件构成的 装置,它连接着 BS 系统和交流电网,是储能系统与外部进行能量交换的关键组成部分,BMS 是一种由电子电路设备构成的实时监测系统,能有效地监测电池系统的各种状态。在实际应用 中,为便于管理及控制,通常将 BS、PCS、BMS 重新组合成模块化的储能系统,而监控系统 主要用于监测、管理与控制一个或多个模块化的储能系统。

  锂电储能系统成本以电池为主,占比超过 60%。三大系统成本在锂电储能系统中占比约为 86%, 其中电池成本占比最高,超过了 60%,是目前产业链利润最集中的部分。目前储能锂电池普 遍沿用动力电池产线,与动力电池并未形成差异化。随着锂电技术成熟、各厂商生产规模扩大, 电池成本下降也会带动储能成本的下降,根据 BNEF 的数据,储能系统成本有望从 2018 年的 364 美元/kWh 降至 2030 年的 165 美元/kWh,并且随着锂电池循环寿命的提升,储能的度电 成本(LCOE)也在下降,2010 年锂电池储能的度电成本为 2.42 元/kWh,2018 年已降至 0.4~0.5 元/kWh,根据宁德时代计算,到 2020 年储能的度电成本有望降至 0.25 元/kWh 以下,锂电储 能在不需要任何补贴的情况下已经初步具备经济性。

  根据 BNEF 统计,2019 年全球已完成安装、初始投入运营的 20MW/80MWh 储能项目系统成 本为 331 美元/KWh,相较 2018 年下降 9.07%。根据 BNEF 预测,2020 年、2025 年、2030 年 20MW/80MWh 储能项目系统成本将分别下降至 304、203、165 美元/KWh。其中,下降幅 度最大的为电池架,预计到 2030 年 20MW/80MWh 储能项目电池架成本为 68 美元/KWh,相 比 2019 年下降 61.14%。

  4.2 产业链标的梳理:电池龙头宁德时代、逆变器龙头阳光电源

  宁德时代:电池环节龙头地位无人撼动

  2019 年公司储能系统实现营收 6.1 亿元,同比大增 222%。根据 CNESA 数据,2019 年储能 技术(主要为电池)供应商出货量排名中,宁德时代出货 386MWh,位居第一且优势巨大, 第二名的海基斯能源出货量 117MWh,比宁德时代的三分之一还少。在储能市场开始逐步启动 的背景下,公司持续加强研发投入,不断提升产品性能以满足不同客户的需求,完成了采用低 锂耗技术,长电芯循环寿命的电芯单体和相应系统平台产品的开发,此外,在 2020 年 2 月发 布的 200 亿定增公告中,募集资金中 20 亿用于电化学储能前沿技术储备研发,55 亿用于动 力及储能电池研发与生产,技术领先优势有望进一步扩大。

  储能产品方面,宁德时代储能系统主要采用磷酸铁锂作为正极材料,产品以方形电池为主,主 要用于发电、输配电和用电领域,涵盖大型太阳能或风能发电储能配套、工业企业储能、商业 楼宇及数据中心储能、储能充电站、通信基站后备电池等,能够克服风能或太阳能发电不规则 的输出特点、弥补线损功率补偿、跟踪计划削峰填谷,有效提高风力及光伏发电系统能源利用 率以及用电领域峰谷电之间的平衡,有助于能源的最大化利用。

  在储能业务拓展方面,宁德时代延续了其在动力电池的“合纵连横”策略。过去两年里,分别与 星云股份、科士达、易事特、国网综能、福建百城新能源、Powin Energy、Next Energy and Resources 等成立合资公司或战略签约。在新能源并网方面,鲁能海西州 100MWh 多能互补 示范工程储能电站电池也由宁德时代独家供应。除此之外,宁德时代参股公司晋江闽投电力储 能科技有限公司投资建设的福建晋江储能电站试点项目一期 30MW/108MWh 已经于 2020 年 初并网。

  南都电源:通信基站领域深耕多年,有望成为储能市场的“黑马”

  在通信基站领域深耕已久,锂电占比逐年扩大。南都电源储能电池包括铅酸及锂电等多种解决 方案,其中铅酸电池主要应用于能量型应用场景,包括用户侧储能、分布式储能等,锂电主要 应用于功率型应用场景,包括电网调峰调频等。2011 年,南都电源已成功研发出通信后备用 磷酸铁锂电池并实现海外实现大规模应用,截止 2019 年全球磷酸铁锂电池累计出货量超过 2GWh。2016-2017 年公司的储能业务以用户侧储能为主,2018 年公司进行了储能板块的战 略调整,储能业务逐步转向电网侧调峰调频应用,锂电的应用比重逐渐加大,模式也由过去的 “投资+运营”向电站出售、共建等方式进行推进, 2019 年,南都电源总营收 90.08 亿,其 中储能板块实现营业收入 3.12 亿元,占公司营业收入比重为 3.46%,分产品看,锂电池产品 占比提升 2pcts 达 9.23%,铅酸电池占比 37.99%。根据鑫椤资讯统计,2019 年全球储能电池 装机量 19.95GWH,国内储能电池装机量为 6.3GWH,其中南都电源储能电池装机量约 0.8GWH,仅次于比亚迪,国内排名第二。

  近年来,南都电源由传统铅酸业务不断加速向锂电业务的转型,其通信锂电池产品已拓展至海 内外 40 余个国家和地区,是全球多个知名通信运营商及集成商的 5G 通信锂电产品合作伙伴, 独家中标多个锂电项目。国内方面,中标多个国内电网侧锂电储能项目,建成投运湖南长沙榔 梨储能电站项目示范工程、浙江省首个移动式储能电站工程——杭州余杭未来科技城锂电储能 项目、与韩国 LS 集团合作的第一个储能示范项目——乐星产电(无锡)储能示范项目等多个项目,大大提高电网百兆瓦、毫秒级的快速响应能力,对电力系统稳定运行起到了保护作用, 2020 年公司相继中标中国移动和中国铁塔两家 5G 建设巨头公布的磷酸铁锂电池组采购项目, 仅这两个项目中标带来的产品销量达到 786MWh;国外方面,与德国 Upside 公司签署合计 75MW 的调频服务储能系统项目已建成投运 45MW,在意大利与全球第三大电力公司意大利 电力合作建成投运当地首个大规模锂电调频储能项目,在澳利大亚建成投运当地首个大规模锂 电调频储能的项目—澳洲北领地调频储能项目,同时还参与秘鲁国家电网调频项目、哥伦比亚 国家电网调频项目等多个海外储能调频项目。

  亿纬锂能:积极扩产,战略布局储能市场

  公司储能业务专注于通讯储能、家用储能、智能微网这三大市场,经过近几年在电力储能市场 中不断积累经验,研发和推出了符合国际标准要求的系列储能专用电芯,在用户侧、电网侧和 发电侧均取得优异的成绩。在国内储能市场,公司已经与通信领域全球领先的国际大客户建立 了长期合作关系,2018 年 8 月成为河南电网 100 兆瓦电池储能示范工程第二批设备类采购项 目储能设备第一中标候选人,完成兆瓦级储能系统首批出货;2019 年 5 月,由亿纬锂能全资 子公司武汉亿星能源运营管理加利源塑料 3.6MWh 分布式储能运营项目正式并网运行,在用户 侧分布式储能领域实现了能源管理服务;2019 年 11 月以第一候选人中标南方电网动力电池梯 次利用储能系统框架采购项目;2020 年 5 月中标中国移动 2020 年通信用磷酸铁锂电池产品 集中采购项目,中标总金额达 1.79 亿元。国际市场上,储能业务也取得一定的进展,2019 年 4 月,公司 8 套共计 4MW/8MWh 集装箱电池储能系统在加州顺利调试成功,标志着公司储能 系统产品正式进入北美市场,系统设计能力和产品标准与全球最活跃、最严格之一的北美市场 顺利接轨。

  此外公司积极扩产储能电池产能,2020 年 4 月公司公告子公司湖北亿纬动力拟投资 25 亿元, 在荆门高新区建设高性能锂离子储能电池项目、高性能锂离子动力电池项目,建成达产后预计 分别可形成 6GWh /年的锂离子储能电池产能、5GWh/年的锂离子动力电池产能。

  阳光电源:逆变器龙头,市场地位稳固

  阳光电源拥有全球领先的新能源电源变换技术,目前可提供储能逆变器、锂电池、能量管理系 统等储能核心设备,同时推出辅助新能源并网、电力调频调峰、需求侧响应、微电网、工商业 以及户用等一系列先进的系统解决方案。公司储能系统目前已广泛应用于德国、英国、日本等 多个国家,在北美,阳光电源工商业储能市场份额超过了 15%;在澳洲,通过与分销商的深度合作,阳光电源户用光储系统市占率超 10%。2019 年阳光电源储能业务实现营业收入 5.43 亿元,同比增长超过 40%。根据 CNESA 数据,2019 年公司在国内储能逆变器市场出货量排 名第一。

  阳光电源在储能逆变器有很强的竞争优势,一方面储能 PCS 可以与光伏逆变器采用相似的技 术平台,基于 20 多年的光伏逆变器平台技术,阳光电源的储能 PCS 性能和可靠性指标处于行 业领先地位,通过规模优势可以将储能 PCS 成本做到低于国内同行;另一方面,借助于多年 海外市场的积累,阳光电源已经建立了成熟规范的国际化渠道,基本涵盖了当前主要的储能应 用场景和市场,这为储能业务走出国门打下了扎实的基础。

  此外公司携手一流锂电企业,进军储能电池领域。2015 年,阳光电源和三星 SDI 联合在合肥 成立了阳光三星(合肥)储能电源有限公司与三星阳光(合肥)储能电源有限公司两家公司,阳光 电源分别持股 65%与 35%,2019 年 2 月阳光电源与三星签订股权转让协议,购买三星持有的 三星阳光(合肥)储能电池有限公司 30.00%的股权,目前两家公司阳光电源持股比例均为 65%, 成为控股方,阳光三星公司主要做储能逆变器系统解决方案,三星阳光则专注于生产储能电池。

  国轩高科:做精铁锂,做强三元,做大储能

  国轩高科规划将储能业务发展成为占据公司超 30%营业收入的支柱性产业。国轩高科自 2006 年成立以来,核心一直从事研发磷酸铁锂电池,而磷酸铁锂电池在储能领域具有成本优势,国 轩高科大力发展储能市场是必然的选择。2016 年国轩高科成立储能公司,希望通过储能应用, 消化退役下来的动力电池,让动力电池的价值实现最大化。按照国轩高科的发展规划,未来将 大力推进储能业务发展,成为占据公司超 30%营业收入的支柱性产业。

  国轩高科交付 40MWh 储能系统,积极开拓国外储能市场。2020 年 9 月,由南瑞继保以 EPC 方式交付的华能蒙城风电 40MW/40MWh 储能项目,顺利通过了国网安徽省电力有限公司组织 的并网验收。该项目搭配的集装箱式储能电池系统由国轩高科提供。据高工锂电消息,该项目 配套国轩高科生产的磷酸铁锂电池系统,从 6 月初签订合同到 8 月底整体交付验收,产品交付 周期不足三个月。除了为华能蒙城项目供货之外,国轩高科还与国家电网、华为、中国铁塔、 中电投等企业在储能领域达成了合作,储能业务占比快速提升。此外,国轩高科还积极开拓国 外储能市场,2019 年为美国西弗吉利亚 72MW/72MWh 储能调频项目供应储能电池。该项目 主要用于新能源调峰、PJM 调频市场应用等,目前已经实现并网运行。2020 年以来,公司积 极推进用户侧储能电站、电网侧储能电站及其他储能领域的工程应用,推进深度合作,与核心客户共同开拓国内外储能市场。

  固德威:专注于太阳能、储能等新能源电力逆变器的研发和销售

  公司主营业务产品包括光伏并网逆变器、光伏储能逆变器,目前已研发并网及储能全线二十多 个系列光伏逆变器产品,并已批量销往德国、意大利、澳大利亚、韩国、荷兰、印度、比利时、 土耳其、墨西哥、巴西等全球 80 多个国家和地区,2017~2019 年海外营收从 2.51 亿上升至 6.26 亿,营收占比从 23.9%提升至 66.4%。根据 Wood Mackenzie 数据,2019 年固德威在全 球光伏逆变器市场的出货量位列第十一位,市场占有率为 3%,户用储能逆变器出货量全球市 场排名第一位,市场占有率为 15%。2019 年,公司总营收 9.42 亿元,其中光伏并网逆变器营 收 7.6 亿元,占比 80.69%,光伏储能逆变器营收 1.08 亿元,占比 11.49%。

  作者:西部证券杨敬梅

  来源:未来智库

  https://mp.weixin.qq.com/s/VvRCf9yeBKx9fwDbV-t80g

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