【老丁说股】淘研报 | 全球碳中和的大趋势下，这一点势必需要配套！

2020年9月22日，习近平主席在第75届联合国大会一般性辩论上发表讲话时提出，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。在今年两会上，碳中和也是被重点以及的方向。

从能源消费结构来看，2019年国内可再生能源占比仅15.3%，未来新能源发电将成为实现碳中和目标的关键路径，而大部分可再生能源都具有间歇性的特点，只能起到对传统发电方式的补充作用，假如要完全依靠可再生能源提供24小时不间断的电力，配套储能系统则将是不二的选择。

根据BloombergNEF的数据显示，2010年锂电池组单度电价为1160美元，而2019年单度电价已经跌到了156美元，降幅达到了87%。BloombergNEF预测称电池的学习率约为18%，即全球电池产量每翻一番，电池价格就会下降18%，在这样的假设下，随着未来动力锂电池和储能锂电池持续量产，规模效益将逐步显现，预计2023年电池的单度电成本就将低于100美元，2030年将达到62美元/度电，折合0.4元/Wh。锂电池和光伏电站成本大幅下降，也为储能行业发展提供了支撑。

至2020年下半年，全球范围内固定式光伏电站项目LCOE为47美元/MWh，折合约0.3元/wh，而配套电池储能系统的LCOE为132美元/MWh，折合约0.86元/wh。

2018年底，世界范围内平均的光伏发电成本就已经低于中国部分地区的燃煤发电成本，无补贴的光伏电站在部分电价较高的地区的投资回报率已经非常可观，而对于那些在偏远地区且致力于绿色能源的厂商来说，随着电池储能系统的价格逐步下降，配套储能系统所带来的额外成本，将越来越能被接受。碳中和的发展离不开储能系统的配套和应用。

美国、日本等发达国家出于对储能技术的重视，较早地就将储能技术定位为支撑新能源发展的战略性技术，采取了多项激励措施，如财政补贴、减税等，推动其储能大力发展。相较而言，中国储能产业政策推行较晚，2010年在《可再生能源法修正案》中第一次提及储能，中国虽起步晚，但近年来相关激励措施已紧锣密鼓地推行和实施，推动中国储能行业后来居上。

2019年，全球新增投运的电化学储能项目主要分布在49个国家和地区，装机规模排名前十位的国家分别是：中国、美国、英国、德国、澳大利亚、日本、阿联酋、加拿大、意大利和约旦，规模合计占2019年全球新增总规模的91.6%。

目前抽水储能装机规模最大，技术最成熟抽水储能是在具有高度差的上游和下游同时配置水库，在处于用电低谷时，利用无法被消耗的多余电力从地势低的下游水库抽水至上游水库储存起来，将电能转换为势能；在用电高峰时释放上水库的水流到下水库中推动水轮机发电，将重力势能转换为电能。抽水蓄能原理简单、技术成熟。不同于一般的水电站易受季节降水影响，其不会出现丰水期弃水或枯水期缺水停电现象，只要满足降水量大于上下水库蒸发的水量，便能通过水泵和水轮机作用反复循环抽水和发电，为电力系统提供辅助服务；此外抽水蓄能储能容量大、效率较高（达到65%~70%）、寿命长、负荷响应速度较快（完全停电至满负荷发电约5分钟），且具有小时级至日级放电，经常配合大规模风电光伏发电。

而化学储能发展速度最快，综合效率最高。锂离子电池储能技术作为电化学储能的主要技术路线，具有能量密度高、综合效率高、成本下降潜力大、建设周期短和适用性广泛等特性。按应用场景储能可分为能量型和功率型，前者在大规模装机背景中对储能放电持续时间、容量等要求较高，以满足如光伏出力平滑、调峰等需求；后者对响应效率、充放电转换灵活性等要求较高，以满足如风电出力平滑、调频调压等场景需求，切实满足多种商业化应用场景需求。

2015年电化学储能份额占比仅0.69%，而截至2020年9月，电化学储能份额份占比达到了5.9%，累计装机规模从2015年1.13GW大提升至2020年9月的10.9GW，年复合增长率超过60%，其中锂电储能装机规模9.81GW，在电化学储能中占比约90%，是目前全球第二大规模的储能技术类型。目前，电化学储能的商业化应用场景已日益丰富，我国在光伏电站、风电站、火电机组配置电化学储能方面、电动有轨列车储能技术方面、工业园储能方面均存在较为可观的代表性范例。

在碳中和目标驱动下，新能源发电新增和累计装机规模预计将持续增长，但喜中隐忧的是，新能源发电出力的波动性、消纳困境以及弃风弃光问题仍然存在，而储能的出现，将在发电侧、输配电侧、用电侧逐个击破行业痛点。

我国可再生能源发电尤其是光伏发电、风力发电取得迅猛发展，但风光具有天然的随机性和不确定性。对比煤电、燃机具有可调节性，光照强度、风力风速等气候条件的不可控性造成了光伏发电、风力发电具有间歇性和波动性的出力特征供过于求电网频率会上升，供不应求则会下降，电网频率波动性上升意味着电网的稳定性下降。

而随着风、光渗透率不断提高，大规模的风电、光伏并网在优化电源结构的同时，其波动性与间歇性缺陷给电网的安全可靠运行和电能质量带来的不利影响亦日益放大。储能系统能够平抑新能源发电的出力波动，满足并网稳定性要求。相比于火电是更高效的调峰、调频资源。

我们认为在碳中和与电改背景下，多项国家纲领性政策出台，为后续政策条例奠定基础；青海首个补贴政策推出，为其他地区带来示范效应；在调峰调频等辅助市场领域，自国家能源局发布相关工作方案的顶层设计后，二十余区域和省市纷纷响应，推动电化学储能进一步发展；此外电化学储能的标准体系已较具雏形，涉及技术、安全等多个层面。未来可以关注三大主线：

1、电网侧：风电和光电发电方式具有波动性和不稳定性，而需求端冲击性负荷大规模接入对电网柔性输电要求极高，未来关注智能电网标的：国电南瑞。

2、户用储能：上游发电的波动性带来对储能业务的需求

，未来可以关注：阳光电源、派能科技。

3、发电侧：空间广阔的发电侧和工商业大型储能方向，未来可以关注全球动力及储能电池龙头宁德时代、亿纬锂能、国轩高科、鹏辉能源。