储能产业链解析10.4

火电的优点是可以对用电需求进行匹配发电，用电需求多就多发，用电需求少就少发。最近热炒的风电有很明显的缺点，有风可以发电，但是没风的时候就没法发电。像光伏发电也有比较大的缺点就是晚上没法发电，那些家里安装户用光伏发电而且采用自发自用、余量上网的模式，白天可以用自己发的电，但是晚上还是要从电网买电。如果我们能实现用户侧储能的规模化应用，储能行业就算真正实现高速发展了。如果按照3比1的峰谷电差价来计算，价差值大概在0.5-0.7元每千瓦时，此时峰谷套利收益率为-0.6%-9.8%。如果把峰谷电差价比提到4比1，那价差值就在0.75-1.05元每千瓦时，此时的峰谷价差套利收益率为12.4%-27.9%。

国家能源局：到2025年，将实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，储能装机规模将达到30GW以上，到2030年实现新型储能全面市场化发展。

根据中信证券的测算，预计2025年全球储能需求中性情形下为136GWh，市场空间超千亿，5年CAGR28% 。

储能产业链

抽水蓄能，用电低谷的时候用电能把水抽到上水库，等用电高峰的时候再把水放出来发电。目前我们国家的主要储能手段还是依靠这个抽水蓄能，但是这个缺点也是很多，比如地理位置受限，可能会破坏生态环境、能量密度小等。就目前的技术和现实场景应用来看，抽水蓄能是最成熟的储能方式。

压缩空气储能，用电低谷时用电力带动压缩机把空气密封到储气罐里面，用电高峰的时候通过高压空气来进行发电。9月30日，中盐集团控股、华能和清华大学参股建设的江苏金坛盐穴压缩空气储能国家试验示范项目并网试验成功！一期工程发电装机60兆瓦，储能容量300兆瓦时，远期建设规模1000兆瓦。

飞轮储能，利用电动机带动飞轮高速旋转进行储能，转速提高的时候充电，转速降低时放电。近日成功实现在邯长铁路上应用，这是首次将飞轮储能应用到电气化铁路领域。该项目每年大概可以利用110万度的再生制动能量，减少二氧化碳排放1100吨。

超级电容，既具有电容器快速充放电的特点，同时又有电池的储能特点，因为充放电过程几乎不存在化学反应，所以寿命可以达到10年以上，还有就是功率密度比蓄电池要高。

超导储能，主要是功率大、质量轻、体积小、损耗小、反应快等等，因此应用很广。如大功率激光器，需要在瞬时提出数千乃至上万焦耳的能量，这就可由超导储能装置来承担。超导储能还可以用于电网。当大电网中负荷小时，把多余的电能储存起来，负荷大时又把电能送回电网，这样就可以避免用电高峰和低谷时的供求矛盾。

四种电化学储能路线的技术对比

新能源+氢储能=未来能源发展的大方向

氢气发电建设成本仅580美元/kW，远低于光伏、风能、天然气、石油等众多方式，能量密度是其他化石燃料的3倍多。

储能度电成本和里程成本的对比

1，储能度电成本=生命周期内成本的现值/生命周期内放电量现值，根据测算，储能的度电成本约0.74 元/kWh。

2，储能里程成本指调频储能电站全生命周期内，单位里程的电站投资成本，根据测算，储能参与调频的里程成本为3.848 元/MW。

3，当前抽水蓄能电站投资功率成本约5500~7000元/kW，度电成本0.21~0.25元/kWh，未来随选址经济性降低，度电成本会有小幅上升。电化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/kWh，距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/kWh还有相当的差距，容量型电化学储能技术中经济性较好的是磷酸铁锂电池，但与抽水蓄能相比仍然偏高，度电成本为0.6~0.8元/kWh，尚不能完全依赖峰谷价差实现盈利。磷酸铁锂电池储能电站在功率型场景应用的里程成本6~9元/MW，能够在局部地区的辅助调频服务市场获得收益。

数据和截图来自《储能的度电成本和里程成本分析》

储能概念整理

抽水蓄能：中国电建、浙江新能、桂东电力、东方电气、新天绿能、国电南瑞

飞轮储能：广大特材、苏交科、国机重装、华阳股份

空气压缩储能：陕鼓动力、金通灵

超级电容：江海股份，山东章鼓，新宙邦

电池材料环节：恩捷股份、德方纳米、璞泰来

储能技术提供商：宁德时代、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、南都电源、中天科技

储能逆变器：阳光电源、科华恒盛、固德威、科华数据、上能电气、锦浪科技

储能系统集成商：南都电源、科陆电子、中天科技、阳光电源、欣旺达、派能科技、科士达、盛弘股份、圣阳股份