美国、欧洲，席卷全球的确定性行业
2021-09-30 08:56 阅读()
有关储能的五大应用场景中，发电侧、用户侧的盈利模式和空间问题，小圣在前期文章里做了比较详细的分析。
其中发电侧需要长期跟踪的点，是大电站配储能否持续不断地提升经济性；
就经济性而言，提高循环次数和降低成本是最根本的两个因素；
这两点我们可以参考光伏产业的度电成本下降趋势。
没办法，我们国家的重大产业政策，就是有这个魔力。
各种刺激大资金的相关政策持续加码，逐利性的各方降本资金往大了说，是为我国的国运之战“冲锋陷阵”。
不过作为投资者的我们，要明白“一将功成万骨枯”的道理。
即使一片朝阳的行业，最终厮杀的结果依然存在太多不可预测的变数。
深刻研究最起码的作用，是不被市场各方噪音所左右。
用户侧方面的明码，是海外的市场化电价。
当中国企业远征西洋“开疆拓土”时，最想看到的，就是比我们国内相同市场更大的市场需求。
借此话题，先来穿插地说一下海外市场的情况。
根据BNEF的统计，2020年美国电化学储能新增装机1.1GW/2.6GWh，同比增加了207%，首次突破单年新增1GW。
其主要迸发点，得益于美国公用事业端的大规模储能部署，以及极端天气下户用储能需求的大幅提升。
截止到2020年年底，美国累计储能装机为2.7GW/5.8GWh，同比增加84%；
成为仅次于欧洲、韩国的全球第三大储能市场。
分应用场景来看，2020年美国新增电化学储能项目规模中，公共事业装机量为852MW，同比增长了297%，装机占比80%居首位；
2019年NV Energy、太平洋天然气和电力公司等，宣布部署近3GW的储能项目；
根据BNEF预计2021年起，公用事业将大规模进行储能建设，这将带来庞大的增量空间。
户用方面，2020年新增装机154MW，同比增长63%，装机占比15%。
工商业2020年新增装机55MW，同比减少24%，装机占比为5%。
其中，2020年美国加州的公共事业新增储能，占到了全美分地区装机的43%、同比增长20%；
累计装机量达到879MW，同比增长215%；
成为引领美国储能市场的行业发展标杆。
究其异起的原因主要有三点：
美氓的电网系统实属垃圾，跨州和跨区联系薄弱、高峰输电阻塞、电路老化等问题拉胯，导致一旦遭遇极端天气，电力供应就极其不稳。因此，储能才成为刚需；
PPA高电价提升储能经济性，且储能交易模式成熟，市场化程度高。2021年一季度，美国PPA光伏电价达到31.36$/MWh、峰谷电差超0.1$/KWh收益率超9%，除了正常并网，还可作为非发电资源或需求响应资源参与电力市场；
美国对储能行业支持力度空前，国家层面拜登提出2万亿基建计划，延长ITC光伏补贴至2024年，推出BEST Act法案21年起拨款10.8亿美元支持储能及分布式能源建设。
另外，各州政府也提出了储能激励计划，减免税收或提供补贴的方式刺激储能建设。
考虑到美国的电力供应不稳定、国家及各州层面政策的支持、储能的成熟交易模式及高经济性，美国公用事业的储能项目会快速上量。
预计到2025年，美国储能需求将达到30.7GW/85.9GWh，2021-2025年复合增速为79%；
到2030年需求将达到137.8GW/441.0GWh，2021-2030年复合增速为55%；
2021-2024年，美氓有望成为全球最大的储能市场。
欧洲市场方面，从2019年储能元年开始，到2020年年底，累计储能装机4.1GW/6.2GWh，累计全球分地区装机占比19%。超越韩国成为全球最大储能市场。
不同于美氓，欧洲是户用市场引领行业。
仅2020年，欧洲新增户用侧储能装机就达到641MW，同比增长90%，分应用占比最高，为52%。
分国家来看，2020年欧洲新增储能装机中，德国和英国装机分别占比52%和24%，合计占比高达76%。
从2014-2020年欧洲累计电化学储能市场来看，德国和英国占据主导地位，合计欧洲装机占比超过80%。
其中，德国是全球最大的户用市场，从上期文章《经济性拐点已至，潜力庞大》各个国家的电价对比，同样能看出德国储能市场方向的必然性；
分应用装机占比达78%，截止2020年底，户用累计装机超1.3GW/GWh。
从德英延伸，随着可再生能源发电占比的不断提升，意大利、法国、西班牙、荷兰等新兴市场的储能装机，也在快速增长。
综合看法是，由于户用市场空间大、发展快，户用储能已经成为欧洲市场的最大看点。
具体到主要驱动力有三点：
欧盟及各国户用储能利好政策频出，多样化的政策包括了直接补贴、税收减免、程序优化等；
欧洲各国居民电价持续走高，德国、比利时、意大利等居民电价超2元/KWh，光储自发自用具备高经济性；
倡导绿色能源和能源安全稳定，尤其是疫情之下激发了居民对储能装配的积极性。
考虑到在各国政策的支持以及高电价的刺激下，欧洲户用储能将迎来高速发展；
同时，欧洲规划的2030年碳减排55%、2050年碳中和，也将推动大型储能项目地启动。
预计到2025年欧洲储能需求将达到30.5GW/73.2GWh，2021-2025年复合增速为107%；
2030年达131.3GW/393.7GWh，2021-2030年复合增速为67%。
还有“棒子”和“小日”这两个老四和老五的市场情况，篇幅所限，就不给它们留位置了。
关键是和中欧美的行业空间比起来，确实有点不值一提。
再回到有关储能的五大应用场景，除了并网侧和用户侧之外，电网侧和辅助服务也是同样不容忽视的两大场景。
首先电网侧，全球分应用装机占比为15%，主要服务作用为调峰调频；
其中我们国内的电网侧分应用装机占比更高，为27%。
随着可再生能源发电的占比逐步提升，储能连接电网，可以有效保证电网发电频率和波动的稳定。
2021年常用的调峰机组有，燃气轮机机组和抽水蓄能机组；
随着储能成本的下降，电化学储能调峰的应用将日益增多。
根据国家能源局的数据，2019年上半年调峰费用为45.25亿元，同环比分别增长了125%和66%，占全部补偿费用的34.7%，占总电费的比重为4.33%；
2021你那调峰调频中95%是由火电进行的，电化学储能的替代市场非常广阔。
根据储能系统成本和等效容量保持率对比计算，抽水蓄能、磷酸铁锂、三元锂和铅蓄电池储能的度电成本分别为0.27/0.59/0.78/0.94元/KWh。
2021年来看，抽水蓄能仍有明显优势。
不过磷酸铁锂2021年在服务费0.7元/KWh以上的收益率可观，若成本下降到0.3元/KWh以内，或将大量参与到电网调峰调频中。
考虑到储能调峰调频的政策支持，根据国家能源局披露的社会用电量和最大负荷，可以测算出调峰调频的需求；
假设储能渗透率逐渐提升，配储时长为两小时，2025年国内电网侧新增储能装机为6.9GW/13.72GWh、全球则为18.9GW/37.9GW；
2021-2025年累计新增62.3GW/124.5GWh。
再简单说一下辅助服务。
辅助服务主要指，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务；
其中5G基站的产业化建设最为迅速，基站备用电源端的增量储能需求旺盛。
2020年全球在辅助服务应用场景新增储能429MW，分应用传记占比由2019年的20%下滑至8%，这主要是因为并网侧增长迅速，稀释了辅助服务的全球装机份额；
其中我们国内新增271MW，全球装机占比11%。
为什么说辅助服务一定具备配储的必要性呢？
首先，5G具有高宽带、高流量和高发射功率等特点，同时手法通道数量明显增加，导致其单站功耗是4G单站的2.5-3.5倍；
2021年主流厂家的单站满载功率为3700W左右，致90%存量电源需扩容改造。
5G基站功率过大导致直供电难度较大，一般需要配储3-4小时；
磷酸铁锂电池因其安装成本低、使用寿命长等特点，成为5G基站储能的首选。
根据工信部的统计，截止2020年底，我国已建设超71.8万个5G基站，占全球的70%左右。
2021年规划新建5G基站60万个，预计全球新建85.7万个的话，则2021年全球新增5G基站的储能装机为2.1GW/7.4GWh。
随着2021-2025年5G基站的建设进入高峰期，假设2025年全球新建5G基站140万个，且单站功耗与配储时长逐渐提高；
则2025年新增储能装机为4.2GW/16.6GWh，累计储能装机超70GWh。
到此第三篇有关储能行业前景的文章，基本情况算是分享的比较全面了。
当前我国乃至全球的储能技术，走的虽是多元化发展的路径，但整个业界还是有一个主流方向的。
没错，是电化学储能。
可以再直接一点地说，是锂电池！
鉴于电化学储能系统，是以电池为核心的综合能源控制系统；
所以在下期的终篇文章里，小圣会从储能竞争格局的产业链分布出发，除了公布代码之外，力求以客观事实的角度，带给大家储能投资机会的完美落幕。
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