当前位置: 首页 研究报告

#研究报告#年度策略(中篇):电力系统中的灵活性资源将面临长期紧缺状态

栏目:研究报告 作者:ZML 时间:2022-12-14 10:09:48
摘要国内外新能源装机占比高增,消纳问题需引起重视。国内新能源装机占比已接近30%,发电量占比也超过10%。全球来看,欧洲、澳洲新能源发电量占比已接近25%。目前国内新能源弃电率在5%以下,全局不高但蒙东、青海、西藏等弃电率较高,消纳问题必须引起重视。电网投资已经冗余,而电源投资亟待“补课”。电网投资能够解决新能源送出、接入问题,但不能解决源荷不匹配问题。“十三五”期间电源投资长期落后电网投资,尤其是火电、水电、核电等稳定电源投资严重不足。拉闸限电、电价飞涨下,电源投资重新受到重视,源网平衡发展已......


摘要


国内外新能源装机占比高增,消纳问题需引起重视。国内新能源装机占比已接近30%,发电量占比也超过10%。全球来看,欧洲、澳洲新能源发电量占比已接近25%。目前国内新能源弃电率在5%以下,全局不高但蒙东、青海、西藏等弃电率较高,消纳问题必须引起重视。


电网投资已经冗余,而电源投资亟待“补课”。电网投资能够解决新能源送出、接入问题,但不能解决源荷不匹配问题。“十三五”期间电源投资长期落后电网投资,尤其是火电、水电、核电等稳定电源投资严重不足。拉闸限电、电价飞涨下,电源投资重新受到重视,源网平衡发展已迫在眉睫。


灵活性资源面临长期稀缺性。新能源出力保证率较低,需要灵活性资源对电网进行电力平衡、调峰平衡、辅助服务等支撑作用。我国电网负荷增速高于用电量增速,峰谷差日趋加深。每年的负荷增长需要等比例的灵活性资源予以满足,而稳定可控电源(火电、水电、核电)装机容量/全年最高负荷之比已从“十三五”期间约1.60降低到 2022年约1.36。若负荷每年增长6%,则每年新增电源缺口在150GW以上。


灵活性资源多种多样,为互补而非替代关系。包括电化学储能、火电(以及灵活性改造)、抽水蓄能压缩空气储能液流电池储能等。其中火电适合提供基础负荷,肩负供电+调峰两大任务;抽蓄调节范围广、储能时长长、技术成熟,但场址较难选择;电化学储能布置灵活、调节性能优异、建设周期短;压缩空气储能适合长时储能,对环境、选址要求较低,但效率尚比不上抽水蓄能。各种灵活性资源各有优劣和适用场合。


一、新能源发展进入2.0时代,消纳逐步成为问题焦点


1.1国内外新能源装机、发电量占比日趋提高


我国新能源装机占比已接近30%,部分省份已超过50%


新能源包含风能(海上、陆地)、太阳能、地热能、生物质等资源发电,不包含核电、水电。全国新能源装机量持续增高,2021年全国新能源累计装机约63504万千瓦。新能源装机渗透率稳步提升,由2010年的3.1%持续高增至2021年26.7%,发展动能强劲。



分地区来看,青海、河北、甘肃、宁夏等多地新能源装机渗透率超过40%。山东、河北、内蒙古、江苏新能源累计装机量均超过4000万千瓦,位居全国前列。



根据全国新能源消纳监测预警中心统计,青海、甘肃、河北等地区新能源装机占比已超过50%,新能源装机规模已超过传统能源。截至2022年9月,青海省风电累计装机占比22.6%,光伏累计装机占比39.6%,新能源合计占比62.2%;甘肃省风电累计装机占比30.5%,光伏累计装机占比20.1%,合计占比50.6%;河北省风电累计装机占比26.4%,光伏累计装机占比35.5%,合计占比61.9%;宁夏省风电累计装机占比23.3%,光伏累计装机占比23.1%,合计占比46.4%。预计2022年,西北地区新能源总装机量将会超过火电,新能源将成为西北电网的第一大能源,建成我国首个区域型新型电力系统



国内外新能源发电量占比逐步提升,中国超过10%,欧洲已接近25%


自2009年以来,全国新能源发电量和渗透率均呈现稳步增长的趋势。2021年全国总发电量达83768亿千瓦时,其中风电6556亿千瓦时,光伏3270亿千瓦时,新能源发电量达9827亿千瓦时,占比11.7%。



根据全国电力工业统计快报数据统计,2021年青海、天津、上海、吉林等地新能源发电渗透率超过20%,青海省新能源渗透率高达34.4%,全国领先。



根据全国新能源消纳监测预警中心统计,2022年前三季度,全国风力发电、光伏发电总量达8727亿千瓦时,同比增长21.5%;占全部发电量比重13.9%,同比增加2.2pct。


分地区来看,青海省风电累计发电量占比18.5%,光伏累计发电量占比29.5%,新能源渗透率达48.0%;甘肃省风电累计发电量占比19.6%,光伏累计发电量占比10.1%,新能源发电渗透率达29.7%;河北省风电累计发电量占比15.9%,光伏累计发电量占比13.1%,新能源发电渗透率达29.0%



全球新能源主要由欧洲、中国、美国主导。从各国和地区新能源发电量全球占比来看,中国新能源发电量增势迅猛,全球占比由2010年10%增至2021年32%,已高踞全球榜首。欧洲长期占据全球新能源发电量榜首位置,全球占比高达29%以上,而2021年被中国反超。美国占比相对稳定,近三年维持在17%左右。


各个国家和地区新能源发电量渗透率迅速上升,其中欧洲、澳洲已接近25%,中、美、日在10%附近。2010年欧洲新能源渗透率最高为7%,其他国家均不足5%。近10年来新能源渗透率显著升高,2021年欧洲和澳洲新能源渗透率已高达23%,其他各国也高涨至13%左右。我国新能源渗透率由2010年的1.8%增至2021年13%左右,已处于全球新能源发展第一梯队,部分省市例如青海、甘肃、河北的渗透率已超29%,高于海外新能源的发展水平。



1.2消纳问题制约新能源发展,逐渐成为问题焦点


国内新能源弃电率总体不高但个别省份较严重,随着新能源的发展消纳问题不可忽视


根据国家能源局和全国新能源消纳监测预警中心数据显示,2017年全国弃风弃光现象严重,弃风率达到17.1%,弃光率达到6%,新能源消纳问题严重。随着特高压的大规模投运,弃电率显著下降,目前弃风率维持在4%以内,弃光率保持在2%左右,新能源消纳问题目前来看不算严重。



针对具体省份而言,新能源消纳地区差异较大,个别地区的弃风、弃光现象依旧严重。2022年第三季度,有20个省区新能源消纳利用率接近100%。两个地区弃风率超过5%,分别为蒙东(8.7%)、青海(7.9%);两个地区弃光率超过5%,分别为青海(8.6%),西藏(17.8%)。青海省新能源渗透率全国领先,但同时弃风、弃光问题严重;西藏光伏消纳问题严峻。



国内外新能源发展目标宏大,消纳问题必须引起重视


2021年10月中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》,《意见》指出2025年我国非化石能源消费比重达到20%左右;到2030年非化石能源消费比重达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上;到2060年,非化石能源消费比重达到80%以上


在“十四五”新能源发展目标的指引下,我国大力推进风光大基地项目。第一批基地已经全部开工建设,正在推进所有的项目核准并网,总规模约97.05GW;第二批的基地项目清单已经印发,正在抓紧开展项目的前期工作;第三批基地项目已正式启动申报工作。全球减碳的背景下,欧洲、美国等海外国家同样制定了新能源发展规划。


欧洲:


全球碳中和的背景中,在俄乌战争的催化下,欧盟REPower EU计划为了摆脱对俄罗斯化石能源的依赖,提出2030年可再生能源比例提升至45%,其中光伏累计装机(DC)达到740GW。


欧洲各国发布了可再生能源在所有能源消耗中的占比目标,德国、西班牙、荷兰、波兰、希腊、葡萄牙等国计划于2030年实现可再生能源占比超过70%。欧洲大部分国家计划于2050年实现“碳中和”。


美国:


美国2021年11月发布《The Long-Term Strategy of the United States - Pathways to Net-Zero Greenhouse Gas Emissions by 2050》,承诺2035年通过可再生能源实现无碳发电,实现100%清洁电力,2050年实现碳中和目标。


2050年碳中和的目标下,美国提出可再生能源配额标准(Renewables Portfolio Standard,RPS),要求太阳能、风能、生物能、地热能等可再生能源发电的市场份额做出的强制性规定。美国各州纷纷采用RPS标准,制定了中长期规划。



欧美电力装机结构中气电等灵活性电源占比较高


欧洲电力装机主要由可燃燃料(煤电、天然气、油电)发电、水电、核电、风电、光伏等构成。燃料发电中,气电占比很高,加上水电、抽水蓄能等,灵活性资源占比始终在50%以上。



近年美国电力装机结构中,调节性能不佳的煤电占比迅速缩减,而天然气发电获得极大发展,电池储能发展也十分迅速,灵活性资源十分充足。




二、源网协调发展迫在眉睫,灵活性资源是支撑新能源发展的关键


2.1电源投资长期落后电网投资,引发缺电、电价高涨等问题


电网投资对促进新能源消纳起着重要作用,但不能解决固有的源荷不匹配问题


电网在新能源消纳体系中发挥着重要的作用,大型集中式新能源场站多位于偏远地区,电网薄弱,汇集、并网、送出问题严重。“十二五”、“十三五”时期,新能源的消纳问题主要是接入、并网,在这一背景下,解决办法是建设足够多的新能源汇集站以提供接入点和足够的变电容量,同时加强网架建设,尤其是跨省跨区通道,以匹配电源和负荷。



在电网投资和特高压建设的大背景下,我国的新能源弃电率从2015、2016年的高峰时25%-30%(甘肃、新疆等)逐步下降到2019年5%以下。2022年1-9月份,我国风电平均利用率达到96.5%,光伏利用率达到98.2%。



但在新能源装机、发电站占比不断提高时,新能源固有的出力不稳定、且难以预测的特点,与用电负荷的时间特性之间的矛盾将成为主要矛盾。



截至2021年底,中国新能源装机占比已高达27%左右,预计今年年底将突破30%。此时单纯增加电网送出和接入方面的投资已无法解决问题,需要配置灵活性资源以“填补”负荷曲线与发电曲线之间的缺口,具体手段包括火电灵活性改造、燃气发电、光热发电、抽水蓄能、新型储能(电化学、压缩空气、液流电池等)。


电源投资长期落后电网投资,源网协调发展迫在眉睫


“十二五”期间,我国逐年电网投资、电源投资额总体差距不大。2009年我国电源投资完成额3803亿,同期电网投资额3898亿。而到2015年,我国电源投资额3936亿,电网投资已达4640亿,显著超过电源投资。2018年电网投资5374亿,而电源投资2787亿,仅约电网投资的一半。



“十三五”后期,电源投资重新抬头,2020年电源投资5292亿,时隔多年超过5000亿,并超过电网投资。2021年电源投资5530亿,超过当年电网投资4951亿,该趋势同样延续到了2022年1-10月份。但如果细拆投资结构,可以发现2020年至今电源投资的放量主要由“双碳”提出后,新能源迅猛发展导致。但可控、可调,出力稳定的传统电源,如火电、水电、核电投资仍呈下降趋势。传统电源,尤其是具备良好调节性能的灵活性电源投资,已经长期处于投资不足状态。



电源投资不足导致中外均遭遇缺电危机


在新能源渗透率高增、传统电源投资不足的背景下,叠加疫情下全球通胀周期,多国均遭遇了缺电危机。去年国内多省发生普遍性的拉闸限电情况,原因包括新能源出力不足、煤炭价格高企等。以去年东北限电为例,电源出力不足是最根本原因,受煤价高企、存煤不足的影响,辽宁省火电仅为装机容量的一半。而东北三省装机容量达3500万千瓦的风电,出力不足装机容量的10%。而负荷方面,有序用电执行力度不足,未按照要求停电。电力外送方面,东北电网通过鲁固直流、高岭直流外送电力已经通过中长期交易校核,难以继续调减。



当发电功率低于用电功率时,电网频率会降低,而当降低到频率阈值时,为维持电网稳定,需要切除一部分负荷,否则电网将崩溃解列。据报道,2021年9月23日,全网频率调整手段已经用尽,而鲁固直流送山东、高岭直流送华北线路又不具备调减空间,系统频率低于49.8Hz,因此为保证电网安全,只能采取事故拉闸限电。


国外同样也遭遇了电力危机,在“退煤、弃核”的大背景下,德国等欧洲国家煤电、核电等传统电源装机下降,新能源装机占比上升,依靠天然气发电等灵活性电源调峰。但在俄乌冲突背景下,天然气价格飙升,带动电价一起提升。



2021年以来随着俄欧关系交恶,天然气供应紧张,连带电价也一路上升。进入2022年,战争爆发,加上来水偏枯、核电机组检修等原因,欧洲电价开始飞涨。



2.2新能源的良好发展需要灵活性资源支撑,电源投资是新型电力系统的关键


新能源出力保证率较低


以光伏、风电为代表的新能源具有“靠天吃饭”的特性,统计光伏出力概率和出力保证率,光伏出力在60%以上的概率已低于20%,意味着大部分时间光伏出力都远低于其装机容量。



风电出力特性更加不规则,通常具备“反调峰”特性(即白天出力低,夜晚出力高),并且没有明显的日内规律,出力高点可能在一天中任何时段。某风电场近满发出力(大于0.95额定出力)时间较短,全年仅为96h,而零出力时间约为2224h。风电场出力率处于0~0.4额定出力之间的保证率为72.9%;高于0.8额定出力的保证率为11.4%;高于0.9额定出力的保证率为7.4%。意味着风电大部分时候出力低于其装机容量的一半。



风电具有较大的变出力特性,即短时间内风电输出功率变化较大风电场出力大小主要取决于风速的大小,其出力过程的变化趋势和风速的变化基本一致。当大规模风电接入系统且风速变化剧烈时,风电场出力变化相对电网负荷较大,对电网的冲击可能会影响到电网的安全稳定运行。


灵活性电源具备较强的电力平衡、调峰平衡以及辅助服务支撑能力,有利于电力系统稳定运行


电力平衡计算用于考核电网在极端情况下保证高峰负荷供电的能力,因此仅考虑负荷(功率)而非电量,通常较电量平衡严格。因为对需求方面,要求充分考虑未来的负荷增长,但对供给方面,由于要考虑极端情况下的供电能力,故对各类电源均需乘以一定的系数以充分考虑天气、燃料等因素造成的供电能力不足情况。此外,还需要预留一定的备用容量以充分考虑需求增长的不确定性。电力平衡的原则如下:



在该原则下,每种电源给予一定的置信度,传统电源置信度较高,风电、光伏等新能源置信度较低。风电根据风电出力概率,通常按5%左右考虑;而光伏由于夜间无法出力,考虑晚高峰时通常置零处理。



电力平衡不足时将导致高峰期拉闸限电,如去年发生在东北的拉闸限电,其原因是火电在高煤价下出力意愿不足,大量机组停机转检修。而东北3000多万千瓦的风电遇到大范围内的较长周期(周度)出力不足,造成缺电。因此电力平衡计算中,需要充分考虑风、光等新能源出力不足的可能性,给予较低的置信度。



调峰平衡计算用于考虑电力系统在低负荷时其他电源让出的调峰空间,即新能源的消纳空间,通常考虑极端情况如负荷较低时,此时的负荷水平与常规电源的最低极限出力之差,即得出此时消纳空间(调峰空间)还有多少。通常如果电力系统中灵活性电源较多(气电、抽蓄、电化学储能),则最低极限出力较低,系统可以容纳较多的新能源发电空间。如果系统电源不够灵活(如煤电调峰深度不够),则难以为新能源让出足够多的消纳空间。



辅助服务主要包括调峰、一次调频、二次调频、惯量支撑、爬坡支撑等。新能源由于其电力电子接入的特性,爬坡、惯量支撑能力较为缺乏。



负荷增长迅速,峰谷差日趋加深,亟需灵活性资源参与调峰


随着工商业发展,尤其是夏季制冷负荷逐渐成为负荷增量的主体,电力系统负荷曲线逐渐呈现尖峰特性,即全年全社会最高负荷的增速快于全年全社会用电量的增速,负荷利用小时数下降,但负荷峰谷差(率)升高。这一特性对电源的顶峰能力提出了越来越高的要求,同时在负荷低谷期又对电源的深度调峰能力形成严峻挑战。



2021年,全国主要电网最高用电负荷达到11.9亿kW,全社会用电量达到8.31万亿kWh,同比分别增长10.6%、10.7%。2022年夏季主要电网最高用电负荷达到12.9亿kW,同比增长8.2%;而1-10月份全社会用电量7.18万亿kWh,同比增长5.1%,低于最高用电负荷增速。



用电量和用电负荷(尤其是用电负荷)的持续增长,使得电力系统亟需足够的灵活性资源以满足电力、电量需求。如果将每年最高用电负荷,除以稳定电源(火电、水电、核电)装机容量进行比较,可以发现2018年之前该值较高,通常在1.60以上,表明当时的电力系统有足够多的稳定可控电源作为储备。截至2020年,稳定可控电源装机容量/每年最高用电负荷之比平均值约为1.58,可以认为该值是满足电力系统正常调峰能力的理想数值。截至2022年10月,该值已降至1.39,表明电力系统稳定支撑性电源不足。


假设最高用电负荷每年增长6%,可控电源应维持在用电负荷1.58倍的规模,则从2020年开始已有电源缺口,目前缺口已增长至252GW左右,若不新建火电、水电、抽蓄、储能等灵活性电源,该缺口将逐年扩大,每年约增加150GW以上。



因此,灵活性电源是新型电力系统最亟需的资源,应关注灵活性电源投资。


三、灵活性资源多种多样,火电、抽蓄、电化学、物理储能均为发展方向


3.1灵活性资源各自有其特点和适用范围,并非“包打天下”


火电:灵活性资源中坚,肩负供电+调峰两大任务


去年国家发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》,文中提及“2022年煤电机组全年改造规模超过2.2亿千瓦”、“十四五期间改造规模合计6亿千瓦左右”、“十四五期间,煤电节能降耗改造规模不低于3.5亿千瓦、供热改造规模力争达到5000万千瓦、灵活制造规模1.5 亿千瓦”等规划目标。目前先进的调峰煤电,其调峰深度可达0.2(即可降至20%额定出力稳定运行),煤耗量低于270g/kWh,爬坡、启停新能源较为优秀。



火电的特点包括:技术成熟可靠、我国煤炭资源丰富、能够承担基荷,也能承担调峰任务等。



抽水蓄能:技术成熟、站址丰富、调节范围广


作为最成熟的储能技术,抽水蓄能在日本、欧洲等地渗透率较高。2021年4月,国家发改委出台抽水蓄能电价政策,明确抽水蓄能实行容量、电量两部制电价,其中容量电价纳入输配电价进行回收,收益机制得以理顺。此后国家能源局2021年9月印发《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》,文中明确,到2025年,抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番,达到6200万千瓦以上;到2030年,抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番,达到1.2亿千瓦。但截至2021年底,我国抽水蓄能并网装机量仅约3600万千瓦左右,缺口较大。



抽水蓄能具备发电、调峰、调频、调相、备用、黑启动六大功能,出力范围可在+100%~-100%之间调节,且正反转切换迅速。作为最成熟的储能技术,目前国网、南网均进行了大批规划建设。抽水蓄能的特点包括:



电化学储能:建设灵活、降本空间大、正处于爆发阶段


相比于传统发电机组,储能在调节性能、容量灵活性配置、建设工期、地理资源需求、废水废气排放等均明显优于传统机组。目前国内新能源强制配储基本均为电化学储能,在附加先进控制策略后,电化学储能也可以起到无功、惯量、调频支撑等作用。



电化学储能有以下特点:



压缩空气储能:长时储能、降本空间较大、地理依赖性小


压缩空气储能技术是一类特点突出的大规模长时储能技术。具有如下特点:



压缩空气储能相较于抽水蓄能,有着较短的制造周期、较少的依赖自然资源;相较于锂电池储能,CAES长时储能、大规模的容量、相对安全的特点,可以作为电化学储能的有效补充。未来,大规模长时的压缩空气储能技术,将会在全球储能市场中扮演重要角色。



液流电池储能:长时储能、本质安全


液流电池储能的特点包括:



根据钒液流电池的特性,全钒液流电池系统的输出功率由电堆大小和数量决定,储能容量由电解液体积决定。因此通过调整电堆数量和电极面积、增大电解液体积可以实现电池系统容量和功率的增大,非常适合大规模、大容量、长时储能场景。



目前,全钒液流电池国内已有项目示范性投运,典型项目有大连融科百兆瓦级全钒液流电池调峰电站等。



多种灵活性资源各有特点,更多的是互补而非替代


电化学储能调节迅速、容量配置灵活、建设快速简便。而火电无法双向调节,调节时需要净输出电力需承担基荷,且产生碳排放;抽蓄运行方式较为固定,建设周期较长(6-8年,火电也需3-4年),且后两者起步即为GW级,与电化学储能各有适用场景,不可偏废。


通常来说,电化学储能适应范围较广,作为电网的灵活性调节资源,容量可从MWh级别到GWh级别,既可以与火电、水电、风光电站等搭配建设,也可以独立接入电网。


火电(及灵活性改造)由于容量较大、工期较长,通常适合为整个新能源基地提供调峰、支撑作用,或者作为当地的电源中枢节点。而抽蓄等受制于地理条件限制等,往往距负荷中心较远,需要新建较长距离的输电线路,考虑充分利用容量和水源,同样无法灵活配置规模。



3.2灵活性电源产业链市场空间测算:电化学最大,其他品种具备百亿级别空间


火电灵活性改造:主机空间最大,辅机方面脱硝确定性最高


2021年11月国家发改委、能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》明确要求:(1)存量煤电机组灵活性改造应改尽改,新建机组全部实现灵活性制造;(2)“十四五”期间完成2亿千瓦,增加系统调节能力3000~4000万千瓦;(3)“十四五”期间,实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。预计将改造全国所有30万级别的火电机组、大部分60万千瓦机组。


火电灵活性改造主要包含锅炉、汽轮机、热控、供热侧等方面的改造。根据对典型项目的拆分结果,我们预计火电灵活性改造的成本在成本在0.5-1.0元/W之间。值得注意的是,不同项目的灵活性改造差异较大,在实际改造过程中,施行“一厂一策”、“一炉一策”,因此我们给出大致的价值量范围。



我国火电机组中,供热机组占比最高。以内蒙古地区为例,根据11月内蒙古发布《关于印发2022年火电灵活性改造消纳新能源评估结果的通知》,共29家电厂纳入灵活性改造清单,机组63台,仅7台为纯凝机组,其余均为供热机组,因此灵活性改造中,供热机组的改造需求最大。供热机组的改造环节中,通常涉及低压缸零出力(切除低压缸)、高低旁改造等技术,甚至会额外增加成本较高的蓄热装置。


对价值量占比较大的细分环节进一步拆分,结果显示,锅炉汽轮机、稳燃技术改造、锅炉管等管路改造、宽负荷脱销等环节成本占比较高,我们对以上各细分环节的市场空间进行测算。



我们认为,灵活性改造重点在供热机组改造。供热改造中,在原有机组的基础上开展的低压缸切除、旁路改造较多,而额外增加蓄热装置成本较高,占比较少。同时,机组在减少出力的同时,必须要达到相应的环保标准。因此推断,在灵活性改造中,环保脱销、专用管道的增长确定性更高;稳燃技术改造和主机厂主导的主机安全性改造也会有一定增长。据此,各环节增长的确定性:环保脱销=专用管道>稳燃技术/主机安全性改造>蓄热装置。


新建(容量)火电:主要看三大主机,2025年锅炉、机电空间359、239亿


对于新建的容量火电,预计2022、2023两年每年核准8000万千瓦,2024年保证投产8000万千瓦。



火电单位价值量来看,2022H1最低价格为7.5亿元/GW(一次再热)、9亿元/GW(二次再热),目前已涨至9.5-10亿元/GW(一次再热)、11.5亿元/GW(二次再热)。其中锅炉环节价值量最高,占比55%-60%,机电环节占比40%-45%。据此测算,预计2022年锅炉环节市场空间达234亿元,机电环节达156亿元;2025年锅炉环节市场空间达359亿元,机电环节达239亿元。



电化学储能:2030年新增TWh级别,市场空间过万亿


据测算,预计全球22年新增约85GWh,23年新增约171GWh,25年新增390GWh,2030新增1580GWh。中国2022年新增约25GWh,23年新增约49GWh;美国22年新增约23GWh,23年新增约52GWh;欧洲22年新增约20GWh,23年新增约42GWh。



市场空间方面,预计25年总价值量近万亿元,2050年超5万亿。分各环节市场空间来看,2025年电池、PCS、集成市场空间分别达到3759、682、3896亿元



抽水蓄能:2025-2030年水电主机空间平均每年约87亿


2021年9月,国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》,明确指出到2025年,我国抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番,达到6200万千瓦以上;到2030年,抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番,达到1.2亿千瓦左右。


假设抽水蓄能主机单位价值量7.5亿元/GW,据测算,2025年抽水蓄能主机累计市场空间约465亿元;2030年可达900亿元。25-30年期间增量将达到435亿元,平均每年将增长87亿元的市场空间。



压缩空气储能:中性情况下 2025年核心设备空间接近百亿


据不完全统计,国内已启动的压缩空气储能项目容量已达到7.29GW,其中已投运项目80MW,100 MW即将验收投运;建设/可研勘测中的项目有3365 MW;签约项目达到3750 MW。


假设上游核心设备成本占比在45%(50%以内),典型的压缩空气储能的造价为1000-1500元/KWh或者4000~6000元/KW。至2025年,中性预期认为,目前建设/可研勘测的项目全部投运,装机量达3.55GW;乐观预期认为,所有已启动项目均可投运,装机量达7.29,悲观预期则认为建设/可研勘测的项目70%可以投运,装机量达2.48GW。据此,经过我们测算,在乐观预期下25年压缩空气储能总市场可达437.4亿元,核心设备的市场空间可达196.8亿元。



四、投资建议:灵活性资源投资图谱——多种电源类型皆为可选项


4.1灵活性资源投资图谱


新能源发展已进入2.0时代,为支撑新能源占比逐渐提高,灵活性资源是投资的重点。新建火电、火电灵活性改造、电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池储能等技术方向均为发展重点。


电化学储能方面,主要关注储能电池、储能PCS、储能集成商、储能温控与消防等几大子方向。


新建火电及火电灵活性改造方面,主要关注火电主机制造商、锅炉管制造商、稳燃点火技术、宽负荷脱硝等。


抽水蓄能方面,主要关注水电主机。


新型储能方面,主要关注压缩空气储能以及钒液流电池。

五、风险提示


需求方面:国家基建政策变化导致电源投资规模不及预期;新能源装机增速下降导致对灵活性电源需求下降;储能装机增速不及预期;全社会用电量增速下降等。


供给方面:锂资源、铜资源、钢铁等大宗商品价格上涨;IGBT等电力电子器件供给紧张,国产化进度不及预期;盐穴、硐室等开凿成本高于预期;钒资源价格大幅上涨等。


政策方面:储能相关扶持政策不及预期;容量电价补偿标准低于预期;电力现货市场推进进度不及预期;电力峰谷价差不及预期等。


国际形势方面:能源危机较快缓解、能源价格较快下跌;国际贸易壁垒加深等。


市场方面:竞争加剧导致储能电池、集成商、PCS厂商毛利率、盈利能力低于预期;运输等费用上涨。


技术方面:电化学储能、压缩空气储能、液流电池储能等技术降本进度低于预期;储能技术可靠性难以进一步提升;循环效率停滞不前等。


机制方面:电力市场机制推进不及预期;现货市场配套辅助服务、容量补偿、峰谷价差等不及预期;虚拟电厂、需求侧管理等新兴市场机制不及预期等。

证券研究报告名称:《年度策略(二):电力系统中灵活性的资源将面临长期紧缺状态》

对外发布时间:2022年12月12日

报告发布机构:中信建投证券股份有限公司 

本报告分析师:朱玥

执业证书编号:S1440521100008

研究助理:雷云泽


免责声明:

本订阅号(微信号:gh_c3a5ba2df330)为中信建投证券股份有限公司(下称“中信建投”)研究发展部朱玥新能源研究团队运营的唯一订阅号。

 

本订阅号所载内容仅面向符合《证券期货投资者适当性管理办法》规定的机构类专业投资者。中信建投不因任何订阅或接收本订阅号内容的行为而将订阅人视为中信建投的客户。


本订阅号不是中信建投研究报告的发布平台,所载内容均来自于中信建投已正式发布的研究报告或对报告进行的跟踪与解读,订阅者若使用所载资料,有可能会因缺乏对完整报告的了解而对其中关键假设、评级、目标价等内容产生误解。提请订阅者参阅中信建投已发布的完整证券研究报告,仔细阅读其所附各项声明、信息披露事项及风险提示,关注相关的分析、预测能够成立的关键假设条件,关注投资评级和证券目标价格的预测时间周期,并准确理解投资评级的含义。


中信建投对本订阅号所载资料的准确性、可靠性、时效性及完整性不作任何明示或暗示的保证。本订阅号中资料、意见等仅代表来源证券研究报告发布当日的判断,相关研究观点可依据中信建投后续发布的证券研究报告在不发布通知的情形下作出更改。中信建投的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本订阅号中资料意见不一致的市场评论和/或观点。


本订阅号发布的内容并非投资决策服务,在任何情形下都不构成对接收本订阅号内容受众的任何投资建议。订阅者应当充分了解各类投资风险,根据自身情况自主做出投资决策并自行承担投资风险。订阅者根据本订阅号内容做出的任何决策与中信建投或相关作者无关。


本订阅号发布的内容仅为中信建投所有。未经中信建投事先书面许可,任何机构和/或个人不得以任何形式转发、翻版、复制、发布或引用本订阅号发布的全部或部分内容,亦不得从未经中信建投书面授权的任何机构、个人或其运营的媒体平台接收、翻版、复制或引用本订阅号发布的全部或部分内容。版权所有,违者必究。

新能源政策:市场跟踪最紧密

专注于行业深度和前瞻研究

极致研究 • 深度思考



本篇文章来源于微信公众号:                 朱指导来了

免责声明:以上内容为本站由网络合法获得,版权归原撰写方所有,其观点不代表本站观点,亦不代表本站赞同其观点或证实其内容的真实性,如有侵权请联系客服处理。

有话要说

  



客服微信

分类栏目