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    化学储能:行业何时迎来爆发期?

    来源:新浪财经 发布时间:2020-08-11 03:03 阅读数:8876

    近期,化学储能行业再次受到市场关注,储能产业链上优质企业的股价更是扶摇直上,似乎向我们昭示了储能行业的蓬勃发展。

    据统计,自6月以来,阳光电源(21.840, 1.99, 10.03%)上涨94.91%,锦浪科技(113.500, 5.41, 5.01%)上涨174.09%。

    作为存在巨大蓝海市场的电化学储能,5G、光伏产业、分布式能源的发展创造了新的需求。根据CNESA数据,截至2019年底,中国电化学储能项目累计装机达1709.6MW,较2018年底增长59.4%。

    此外,随着电池成本的快速下降,电化学储能经济性拐点开始出现。据宁德时代(200.680, -3.61, -1.77%)计算,到2020年锂电储能度电成本有望降至0.25元/KWh以下,已初步具备经济性。

    那么,对于有着巨大潜力的储能行业,行业爆发期是否已经到来?

    用户侧储能:应用场景丰富,商业模式已成熟

    目前,锂电池储能在发电侧、输配电侧、用户侧等主要应用场景均有很强的竞争力。其中,在用户侧领域,储能的商业模式已经走向成熟。

    首先,对于主要应用于风电/光伏+储能及自动发电控制调频电站的发电侧储能,光伏+储能的模式成了必然趋势。在经历了光伏的大额补贴之后,当前补贴的退坡已成既定事实。2019年财政部、国家发改委、国家能源局曾明确,到2021年,陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴。

    发电侧储能的任务是提高新能源消纳,平滑新能源输出,减少弃电。在这一情况下,面对补贴的退坡,加之光伏发电靠天吃饭、输出功率不稳定的弊端逐渐凸显,光伏发电企业的压力与日俱增。而光伏+储能可以做到平滑新能源输出,匹配发电侧的电力负荷,降低光伏发电对电网的冲击,对未来建立弹性、低碳的电网做出极大贡献。

    另外,电网消纳问题也在一定程度上限制了新能源的发展。由于风电、光伏等新能源具有波动性、间歇性特点,电网为避免不稳定会限制部分新能源的出力,从而引发弃风、弃光。只有配合储能才能更好地消纳和平滑波动,从而极大提高新能源系统的调节能力和上网友好性。

    在输配电侧,储能的发展则仍较多依赖电网公司的投资进度。

    输配电侧的业务主体主要是电网公司,因此也被称为电网侧储能,其主要应用于变电站储能、虚拟发电厂、微电网等场景,发挥调峰、调频、调压等作用。输配电侧储能的需求受政策影响较大。2019年2月,两大电网公司均印发了促进电化学储能发展的相关文件,给储能产业的发展带来了希望。2019年电网侧储能市场欣欣向荣。

    然而,随着2019年末《输配电定价成本监审办法》的出台,明确了“电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本”,电网侧储能随即转入低迷,意味着短期内输配电侧储能项目建设缺乏盈利渠道支撑。甚至到了2019年年末,国家电网《关于进一步严格控制电网投资的通知》提出的“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧化学储能设施建设,以及不再安排抽水蓄能新开工项目等”,使得电网对储能的投资被严格限制了。

    由此可见,储能参与电力市场面临政策挑战。电池储能参与标的套利收益微薄,无法通过市场进行资源配置。因而,电网公司的投资进度对输配电侧储能的发展有着较大影响。

    而对于用户侧储能,其目前的模式除了一部分与发电侧相似外,还有其他衍生。

    用户侧储能主要应用于峰谷电价套利、光伏+储能、提高分布式电源的自发自用率、通信基站、数据中心、备用电源等。其中,用户侧光伏+储能和发电侧光储应用原理一样,能够将光伏发的电存入储能电池,减少并入电网不稳定的电量。

    并且,用户侧5G+储能也是一大需求增长点。随着5G建设加速,配套储能电池市场需求开始爆发。3月4日,中国移动发布的《2020年通信用磷酸铁锂电池产品集中采购招标公告》称,全国通信基站进行升级改造建设逐步开启。

    而关于用户侧的数据中心+储能的应用场景,事实上,数据中心作为互联网行业的关键基础设施,其运行必须保证用电的安全性和连续性。适当配置储能系统,一方面可以作为备用电源,另一方面还可以充分发挥削峰填谷作用,以节约电费、降低数据中心整体PUE。

    储能大规模商业化的道路虽然曲折,但前途仍是光明的。“实现储能商业化,让储能转换效率高、价格低廉很重要,同时安全问题仍是行业发展的刚性要求。”中国工程院院士杨裕生坦言。

    除开丰富的应用场景和现阶段的模式布局,储能产业链上企业的优异成绩以及所潜藏的巨大潜力同样助力于储能行业的发展。

    逆变器:储能行业的明珠

    储能产业链主要包括电池、逆变器(PCS)、电池管理系统(BMS)、储能集成系统四大部分。

    在整个产业链中,电池对储能电站成本影响最大,占比约为67%。而在每GWh储能系统中,电池可贡献利润约2.65亿元。

    相关数据显示,宁德时代2019年动力电池系统实现营收386亿元,占总营收的83.4%,同比增加57%。而锂电池收入占总收入30%的亿纬锂能(53.250, -1.07, -1.97%)2019年的ROE为27%,近几年呈持续上扬。目前稍显逊色的比亚迪(81.980, -3.40, -3.98%),专攻磷酸铁锂路线,其单体能量密度在2020年有望达到200Wh/kg。

    除了电池企业不断攀升的业绩,储能逆变器(PCS)现阶段也具有较高的利润水平。

    PCS按应用场景可分为集中式、组串式、集散式和微型逆变器。根据 CPIA 数据,2019年组串式逆变器市场占有率为59.04%,已成为占比最大的逆变器品种。对此,天风证券(7.210, 0.03, 0.42%)研究员预测道:“五年内组串式逆变器的主导地位不会改变。”

    而由于华为受阻,再加上海外需求景气度高,逆变器公司有望迎来量利齐升。

    15-19年华为凭借其数据化研发优势占据全球逆变器市场的第一,19年市占率达到22%。但由于受贸易战影响,2019年华为的全球逆变器市场份额相对18年下降了1个点,尚不明显,但2020年1-5月却降至14%。

    其主要竞争对手阳光电源在考虑了印度工厂出货后在20年1-5月的份额提升至19%,超越华为6个百分点,占据第一。锦浪科技作为组串式逆变器新贵,份额也从19年的5%提升到了6%。据公司年报显示,2020H1其归母净利润同比增长238.86%至319.54%。

    除了因为华为退出而提高的市占率,国内企业相比于国外的价格优势也将进一步推进逆变器的发展。

    由于海外欧美市场较为注重品牌积累,竞争格局显著好于国内,因而海外定价较高,从而毛利率也较高。中国逆变器企业在国内的售价基本在0.16-0.3元/W,在海外的售价整体在0.3-0.8元/W左右。并且,逆变器海外市场毛利率比国内高25个百分点。

    数据显示,2019年锦浪科技海外逆变器毛利率45%,国内18%,固德威海外逆变器毛利率49%,国内25%。阳光电源海外市场毛利率41%(海外市场包含一部分电站),国内市场(包含EPC)毛利率18%。

    由此来看,对比海外竞争对手,中国企业的价格优势明显,这也为国内储能产业链的发展提供了更广阔的空间。

    此外,储能集成系统虽然目前整体专业化水平较低,但长期的系统集成商可以凭借技术壁垒获取超额利润。

    阳光电源作为优质储能系统集成供应商,截至2019年底,参与的全球重大储能系统项目超过900个,北美工商业储能市场份额超过15%,公司海外系统集成业务深入越南、澳洲、韩国等地,国际化业务不断深化。

    储能产业链龙头的优异表现以及逆变器发展的巨大潜力再次证明储能市场的光明前景。不过,虽然发展向好,但就目前来看,要想进入爆发时期,储能行业仍需蓄力。

    中短期还看用户侧放量,未来或看智能电网

    现阶段,用户侧己经做到了光储平价。

    天风证券研究所分析称,在用户侧,储能成本约增加0.15元/kWh的成本,光储结合之后的度电成本要比平均工商电价最高的北京低(0.82元/kWh),初步实现经济性。其次,用户侧5G+储能的发展速度激增。工信部数据显示,截至2020年6月底,5G基站建设累计数量已经达到41万个,所对应的储能电池需求也在加快增长。

    以往,用户侧光储以集中式光伏并网配套储能为主。根据北极星太阳能(5.120, 0.15, 3.02%)光伏网,截至2019年9月底,集中式光伏发电装机占比为69.14%。一位券商研究员告诉新浪财经,由于疫情以来电力需求下降、弃光限电现象层出不穷,未来用户侧反而会以分布式光伏+储能为主。

    分布式光储在海外应用较为活跃,除了具有较高的终端用户电价、合理的峰谷电价差等有利于储能应用的电价制度外,还出台了补贴或激励政策,支持本地光储混合系统或独立户用储能系统的发展。

    随着我国大力推动新基建的建设,通信系统、商业园区、工业厂房、社区住宅等场景对稳定供电的需求增大,分布式储能正在成为新的产业风口。

    一方面,能够提升能源稳定度。另一方面,可以改变能源空间格局,例如解决供给错配不均的问题。但不论是借鉴海外先进经验,还是迎合本土的需求,分布式光伏+储能都是未来发展的必然方向。

    此外,目前数据中心也已大量建设。2010-2019年,中国数据中心市场增长了19倍,年增长率平均在35%以上。在2019年数据中心市场中,互联网数据中心占比70%,企业级数据中心占比30%,市场规模达到2700亿元,数据中心+储能需求放量指日可待。

    相比于用户侧储能,发电侧储能的表现稍显力不从心。

    在成本方面,光伏发电与煤电等传统能源相比有明显劣势。据相关数据,2019年国内地面光伏和分布式光伏平均LCOE分别为0.447、0.389元/KWh,而煤电度电成本则在0.230元/KWh-0.271元/KWh之间的水平,单价明显低于光伏发电。

    同时,发电企业“标配储能”成政策约束。早在2017年,青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出,风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置。2019年,新疆、山东等省(区)也陆续出台了类似政策。这说明在光伏补贴退坡的趋势下,配套储能的成本也要由新能源开发企业承担,这对于发电企业来说无疑是雪上加霜,配置储能“进退两难”。

    而在输配电侧,储能目前主要依赖电网公司的投资进度,智能电网(微电网、虚拟发电厂)在未来有望成为潜在成长方向。

    业内普遍认为,电网投资的“三驾马车”分别为特高压、充电桩和数字新基建。4月14日,国家电网启动新一轮充电桩项目,计划今年安排充电桩建设投资27亿元,新增充电桩7.8万个,新增规模约为去年的10倍。7月21日,国家电网在召开会议称,今年的固定资产投资将调增到4600亿元,整体规模将达到1.4万亿元。

    不仅电网投资加速了,智能电网也在快速发展,虚拟发电厂和微电网逐渐被应用。例如,太阳能发电网就介绍,虚拟发电厂是互联网+源网荷储售服一体化(即电源、电网、负荷、储能、销售、服务的聚合体)的清洁智慧能源(4.080, 0.03, 0.74%)管理系统,能实现发电和用电自我调节,保持瞬时平衡。

    不同于依赖软件和技术的虚拟电厂,微电网(电源、储能、能量转换装置、负荷、监控和保护装置)主要靠元件来维持功率的局部优化与平衡。

    据悉,目前江苏虚拟电厂已分别于近三年持续开展了三至五期扩建,接入可中断用户2000余家、可切负荷300余万千瓦。随着这套系统在全国推广,全国虚拟电厂远景规模将达到1亿千瓦,相当于少建100台百万千瓦级的燃煤机组,同时可消纳清洁能源超过1亿千瓦。

    而7月21日,北京京津唐高速公路光储充项目及微电网示范、特变电工(9.050, -0.05, -0.55%)西安产业园源网荷储协调型微网示范工程等项目也已入选工信部“智能光伏试点示范项目名单”。

    随着各部分的竞相调整与投资的加速,化学储能行业的发展正在步入快速轨道,相关上市公司也有望持续受益。

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