储能投资何去何从:市场与技术的抉择

穗和资本简介 •总部位于广州，团队源自能源央国企、制造业龙头企业 •在管资金规模35亿，主要投资方向：分布式光伏、大型地面光伏、陆上风电、储能、充电桩等 •双碳目标驱动下，与央国企携手，为新型电力系统贡献高效、可靠、绿色、智能的新能源电站资产 储能市场需求的源动力 2我们是否真的需要长时储能 储能产业的投资机会 储能需求源动力：源网荷三方面量变引起质变，灵活性缺口持续增大 新能源大规模并网带来短时、日内和季节性波动，储能弥补技术缺陷 全景图：2020全球储能新增装机11GWh •2020年户储（2C）市场规模150亿元，其中美国占17%，澳德日占77%，其它市场占5% 全景图：2025E全球储能新增装机60GWh，5年CAGR~40% 2020-2025增速最快市场： •2025年户储（2C）市场规模400亿元，5年CAGR~22%。其中美国占35%，澳德日占60%，其它市场占5%•电网级和工商业用户侧储能（2B）市场规模1,000亿元，5年CAGR~35%。其中美国占52%，中国占31%，其它分散市场占17% •美国整体：2.5GWh到28GWh，CAGR 62%•中国整体：2.4GWh到14GWh，CAGR 43%（有低估）•户用储能：2.8GWh到9.4GWh，CAGR 27% 新型电力系统是否需要长时储能？ 欧美存在高比例新能源渗透国家电网运行经验和电源结构演化为我国提供重要参考 (基于南澳现货市场历史数据的分析) 试图回答：高比例新能源渗透的电网需要多大规模的储能？是否需要长时储能？当没有火电之后电网运行如何安全稳定？ 欧美国家高比例新能源渗透为中国构建新型电力系统提供重要借鉴和依据 南澳电网对储能配比时长研究提供重要参考 •南澳170万人口，风光资源丰富•峰时负荷约2000 MW，小电网•与维多利亚州两条联络线共880MW容量，供应南澳7%的电量•特斯拉Hornsdale锂电池储能电站150MW/200MWh主要参与系统调频 南澳和德国现货市场存在价格波动，但不存在一般性规律，且价差较小 •月度平均电价最低在15澳元/MWh左右，最高在90澳元/MWh左右，总体价差（75澳元/MWh or 0.35元/kWh）低于锂电池LCOS（基于每年300次放电的LCOS）——月度长时储能明显不具经济性 •除光伏外，风电出力情况、燃气价格、气温等因素也影响现货市场价格和波动情况 •类似情形也体现在德国现货市场电价波动中 •价格波动规律：夏季（7月）光伏低发价格达极大值，冬季（12月）光伏高发价格达极小值。但规律不普遍，年与年之间变化较大。 多长时间的储能具备经济性？以南澳60%新能源渗透率为例 •平均度电收益：表示充放一度电可以获得的边际收益，时间窗口越宽价差越小，度电收益越低 •LCOS：对于日以上长时储能，因为循环次数成倍减少，使得储能系统LCOS成倍增长，而平均度电收益随储能窗口增长而降低，使得储能不可能具备单纯能量时移的经济性 •锂电池LCOS：锂电池功率和能量不解耦，LCOS不受储能时长影响 •长时储能LCOS：长时储能通常功率和能量解耦，时长越长，储能单位kWh造价越低，LCOS越低 类比：储能vs股票市场买卖和原油存储 能源储备类比原油的存储：为什么说电力无法大规模存储？容器成本过高，经济性要求提高交易频次长周期的低频交易（长时储能）或永远无法具备经济性 南澳电力系统重要启示 穗和资本跟风电、光伏相比，储能产业刚渡过萌芽期，产业规模仍较小但高速增长 •纵向比较：以新增装机超过1GW作为跨过产业萌芽期的标志，风电2006年、光伏2011年、储能2020年，此后产业进入高速增长期 •横向比较：新能源产业的发展路径欧洲-美国-中国，储能海外市场抢先发力，目前欧洲、美国、中国储能市场规模大体相当，但海外市场机制更为成熟•短期来看：储能产业发展初期，市场机制不完善，产业链下游艰难探索商业模式，技术成本高，缺少规模化发展驱动力•长期来看：萌芽期之后产业政策出台，市场机制建立，商业模式逐渐成熟，叠加储能成本持续降低，特别是2025年后煤电净增长乏力，储能规模化发展长期来看确定性较高 穗和资本电池厂商价值链占比最大，但系统集成商是解决行业主要矛盾的关键环节 1储能市场与技术的发展与风电、光伏的发展息息相关，在投资策略和技术研究上要与新能源的发展紧密结合 关于长时储能：8小时以上的储能技术15年之内不需关注，4-8小时的储能技术谨慎投资 3储能产业链上的投资机会很多：大型集中式储能，成本和规模是王道，户用储能品牌和渠道是王道 携手并肩，共赢未来！