20170326-西南证券-储能专题报告_储能将迈向实质性商业化阶段_14页_1mb

储能将迈向实质性商业化阶段总结

核心内容

储能技术正逐步成为电力系统的重要组成部分，尤其在调频、调峰等辅助服务市场中展现出显著优势。国家政策支持为储能商业化提供了有力保障，市场参与主体对储能项目热情高涨，预计到2020年，中国储能总装机规模将显著增长。储能系统具备快速响应、高精度调节等技术优势，能够有效提升电网运行效率和供电可靠性。

主要观点

1. 政策支持推动储能商业化

   • 国家能源局下发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》明确提出建立储能补偿机制，推动储能参与电力市场交易。
   • 《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》标志着储能进入调峰调频辅助服务市场，为商业化奠定基础。

2. 储能技术优势显著

   • 储能系统在额定功率范围内，可实现1秒内以99%以上的精度完成功率输出，响应速度远超传统机组。
   • 储能的调频能力是燃煤机组的50倍，水电机组的1.7倍，燃气机组的2.5倍，明显优于传统调频方式。
   • 储能系统充放电效率高，可达85%以上，电池效率高达94%以上，具备较高的经济性和可靠性。

3. 市场应用场景明确

   • 储能主要应用于分布式发电及微网、集中式风光电站、电力辅助服务、用户侧需求响应和电动汽车车电互联等方向。
   • 2016年国内电化学储能项目主要集中在三北地区及实行分时电价的江苏地区。

4. 国内储能市场逐步清晰

   • 储能市场分为用户端和集中式风光电站两类，合计占国内市场的90%以上。
   • 储能目前尚未形成成熟的商业模式，主要以功能性示范项目为主，但随着政策落地和成本下降，商业化进程加快。

关键信息

储能市场预测

• 2020年理想情景下总装机规模：24.2GW
• 2020年常规情景下总装机规模：14.5GW
• 2015年底中国总装机规模：105.5MW
• 年均复合增长率：170%

储能调频效果

• 调频响应速度：在额定功率范围内，储能系统可在1秒内完成指定功率输出。
• 调频能力对比：
  • 储能调频能力是燃煤机组的20倍以上。
  • 储能调频能力是燃气机组的2.5倍。
  • 储能调频能力是水电机组的1.7倍。

储能成本与收益

• 储能投资成本（单位：元/kW）：
  • 铅炭电池：约800-1300元/kW
  • 锂离子电池：约2000-3000元/kW
  • 燃煤机组：约3500元/kW
• 年折旧费（单位：元/kW）：
  • 储能系统：约400元/kW
  • 燃煤机组：约300元/kW
• 储能系统可用率：98%以上，故障停机时间少于5天。

国内储能项目示例

• 压缩空气储能：
  • 廊坊超临界压缩空气储能示范项目（2015-02）
  • 内蒙古巴彦淖尔压缩空气项目（2012-08）
• 熔融盐蓄热储能：
  • 首航节能敦煌塔式光热电站（2014-09）
  • 中海阳西藏槽式光热电站
  • 德令哈光热发电项目（2014-07）
• 铅蓄电池储能：
  • 南京供电公司微电网储能项目（2015-10）
  • 中广核祁连离网电站项目（2015-02）
  • 北鹿岛离网光伏项目（2015-02）
• 锂离子电池储能：
  • 贵州安顺储能电站项目（2012-04）
  • RayPower 石景山调频项目（2014-05）
  • 高安屯电动汽车充换电站（2012-08）

储能公司布局

• 布局最完善的三家公司为：南都电源、比亚迪、猛狮科技。
• 重点公司盈利预测（单位：元）：
  • 南都电源：
    • 2016A EPS：0.48
    • 2017E EPS：0.67
    • 2018E EPS：0.88
  • 投资评级：买入

储能商业化路径

• 储能系统需获得独立的市场主体地位，明确调频电价和并网准入机制。
• 建立补偿机制，为储能系统提供合理的经济回报。
• 推动储能参与电力交易和辅助服务市场，形成多元化的商业模式。
• 通过政策引导和市场机制，逐步实现储能系统的商业化应用。

结论

储能技术正逐步成为电力系统的重要支撑，随着政策支持、市场机制完善和成本下降，其商业化进程正在加快。未来，储能将在调频、调峰、用户侧需求响应等多个领域发挥关键作用，成为推动能源结构优化和电力系统升级的重要力量。