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用户侧:经济性凸显进行时,万亿市场空间值得期待
储能能量时移,峰谷价差套利。一般情况下,由于白天用电侧负荷曲线比晚上高,部分地区实施分时电价机制,将一天24h分为峰时段、平时段和谷时段, 电价依次降低,从而形成峰谷电价差。储能出现之前,电力用户降低电费的传统方式主要为:减少消费或被动改变消费时段;储能通过能量时移,在低谷电价时间段充电,在高峰电价时间段放电,满足用电需求,同时利用峰谷价差进行套利。
高价差刺激储能部署,国内价格激励较弱。用户应用储能须有足够的价差激励,即峰谷电价差可覆盖储能度电成本。部分发达国家(如美国、德国和澳大利亚)峰谷价差较高,为用户侧储能装机提供机会。以美国为例,居民用户的峰谷价差平均为0.15美元/KWh,高于当前0.10美元/KWh的储能度电成本。但在国内大部分地区,峰谷电价差仍远不足以覆盖储能度电成本。
用电类别说明:深圳(大量需求)指深圳市大量工商业及其他用电(101 至3000kVA);深圳(高需求)指高需求工商业及其他用电(3001kVA 及以上);广东(广州5市)指广州、珠海、佛山、中山和东莞五市;广东(8市)指汕头、潮州、揭阳、汕尾、阳江、湛江、茂名和肇庆8市;广东(5市)指云浮、河源、梅州、韶关和清远5市。
储能需量管理,降低基本电费。理论上仅通过削峰填谷套利,储能在国内用电侧难以实现经济性。大工业用户普遍采用两部制电价计费,电费分为基本电费和电度电费。其中,基本电费与耗电量无关,仅与变压器容量或最大需量相关;电度电费与耗电量呈正比。当储能应用于大工业用户侧时,除实现一般削峰填谷套利降低电量电费外,同时也可进行需量管理,降低基本电费,带来双重收益。
峰谷-峰平价差平均值修正。考虑到用电侧储能系统工作模式为一日2充2放, 仅存在一次谷时段充电、峰时段放电的机会,另一次则为平时段充电、峰时段放电(即夜晚谷时段充电,早上峰时段放电,午间平时段充电,傍晚峰时段放电),因此取峰谷价差与峰平价差平均值建模更为合理。
以上海市电价为例,我们针对国内大工业用电侧储能经济性进行测算,基本假设如下:
1、 配置1MW / 4MWh储能系统,电芯为磷酸铁锂,单位成本为1800元/KWh;
2、 充放电深度95%,容量衰减20%,循环寿命5000次,无残值;
3、 折现率7.5%,贷款利率6%,自有资金比例为0.3;
测算结论:对于价差和基本电价均较高的上海市大工业用户,储能用于削峰填 谷和需量管理可实现经济性。项目投资回收期为4年,内含报酬率高达 16.44%, 生命周内度电成本为0.64元/Wh。
进一步我们将模型应用于其他地区进行测算,可以发现,目前在广东(部分地 区)、上海、江苏、海南和山东地区,大工业用户配置储能系统的 irr 可以达到8%。
未来核心驱动因素在于成本下降。电价差影响项目收益,储能系统价格影响项 目成本。在当前储能系统成本下,各地区经济性差异在于不同的价差水平,说 明当前价格激励是用户安装储能系统关键因素。但未来多数国家将尝试降低整 个电力系统成本,以刺激经济增长,终端价差将进一步缩小。因此降低储能成本则是推进未来储能部署唯一可行的方法。
我们预计未来储能部署将分为两个阶段,第一阶段:当用户侧储能系统成本降至1500元/KWh时,除宁夏、青海甘肃、陕西和河北外,其他样本地区储能项目可达到8%的内含报酬率,对应度电成本降低0.10元/KWh至 0.54 元/KWh, 降幅达到15.63%;第二阶段:当成储能系统成本降至1000元/KWh时,所有样本地区均可实现8%内含报酬率,除宁夏外其他地区可实现10%内含报酬率, 对应度电成本降低0.26元/KWh 至0.38元/KWh,降幅达40.63%。
对应装机规模与市场规模预测:
第一阶段:当用户侧储能系统成本降至 1500 元/KWh 时,市场渗透率为 30%的 条件下,储能装机规模为 213.49GW,市场规模合计为 3202.38 亿元。
第二阶段:当系统成本降至 1000 元/KWh 时,市场渗透率为 60%的条件下,所 有样本地区 irr 超过 8%,储能装机规模为 517.64 GW,市场规模合计为 5176.40 亿元。
储能市场具体到32个电力区:以1800元/kWh为起点,当目标irr=8%时,各省市大工业储能系统价格(元/kWh横轴)、装机规模(GWh纵轴)和市场规模 (亿元)出现明显分化。假设市场渗透率为30%,在目标irr下,当储能系统成 本为1800 元/kWh时,在可实现目标irr的地区中,广东省、江苏省和山东省市场规模排名前三,分别对应670、662和757亿元。
当目标irr=10%时,各省市大工业储能系统价格(元/kWh 横轴)、装机规模(GWh纵轴)和市场规模(亿元)分化更为明显。假设市场渗透率为 60%,在目标irr下,当储能系统成本为1800元/kWh 时,在可实现目标irr的地区中,江苏省、 广东省和山东省市场规模依然排名前三,分别对应 1324、1309和1263亿元。
天然的平价要求,储能产业链如何应对?储能系统产业链梳理
在保证安全的前提下,持续的降成本是行业面临的长期挑战。从产业链来看, 储能系统集成位于产业链中游,成本下降一方面依托于上游原材料的降本增效, 另一方面则通过系统结构的设计优化。
从储能系统成本构成来看,目前电池成本约占 60%,PCS占比20%,BMS占比5%,EMS占比5%-10%,其它配件5%。根据BNEF预计,2018年储能系统成本为364美元/KWh,到2025年,储能系统成本有望降至203 美元/KWh;到2030年,储能系统成本有望降至165美元/KWh,相较于 2018年降幅达54.7%。目前电池成本占系统成本比重最高,系统成本下降的关键是电池环节的降本增效,预计2025年电池成本将降至95美元/KWh,与2018年成本相比降幅在54%左右。同时随着市场规模的扩大和技术创新,储能 PCS、BES、EMS和EPC成本同样具有下降空间。
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