电化学储能项目可行性研究报告-中国企业大有可为
1. 电化学储能产业链梳理及应用场景分析
1.1. 储能的分类
储能即能量的存储。根据能量存储形式的不同，广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能是最主要的储能方式，按照存储原理的不同又分为电化学储能和机械储能两种技术类型。其中，电化学储能是指各种二次电池储能，主要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等；机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
电化学储能是当前应用范围最广、发展潜力最大的电力储能技术。相比抽水蓄能，电化学储能受地理条件影响较小，建设周期短，可灵活运用于电力系统各环节及其他各类场景中。同时，随着成本持续下降、商业化应用日益成熟，电化学储能技术优势愈发明显，逐渐成为储能新增装机的主流。未来随着锂电池产业规模效应进一步显现，成本仍有较大下降空间，发展前景广阔。
电化学储能中最主要的是锂离子电池储能，目前占比约 88.75%。到 2019 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 184.6GW，其中电化学储能项目约 9.52GW，占比约 5.4%。在电化学储能中，锂离子电池的累计装机规模最大。根据 CNESA 统计数据，2010-2019 年累计的9.52GW 电化学储能项目中，锂离子电池储能项目为 8.45GW，占比 88.75%。钠硫电池和铅蓄电池的应用规模相对较小，占比分别为 5.4%和 4.5%。
1.2. 电化学储能产业链概览
电化学储能产业链一般由设备提供商、储能系统集成商和储能系统安装商组成。储能产业链上游主要包括电池原材料及生产设备供应商等；中游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；下游主要为储能系统集成商、安装商以及终端用户等。其中，由于系统集成涉及的电气设备较多、专业性较强且存在相应的系统设计、集成及安装等环节，因此一般由系统集成商对整个储能系统的设备进行选型，外购或自行生产储能电池系统、储能变流器及其他电气设备后，匹配集成给下游的安装商，安装商在安装施工后最终交付终端用户。
完整的电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能变流器（PCS）以及其他电气设备构成。其中，电池组是储能系统最主要的构成部分；电池管理系统（BMS）主要负责电池的监测、评估、保护以及均衡等；能量管理系统（EMS）负责数据采集、网络监控和能量调度等；储能变流器可以控制储能电池组的充电和放电过程，进行交直流的变换。
储能电池系统由电芯和电池管理系统组成。储能电池系统的生产工艺流程一般分为两个工段。在电池模组生产工段，经检验合格的电芯经过极耳裁切、电芯插装、极耳整形、激光焊接、模组封装等工序组装为电池模组；在系统组装工段，经检验合格的电池模组与 BMS 电路板等组装成系统成品，然后经一次检测、高温老化和二次检测等工序后进入成品包装环节。
目前电力系统用储能电芯以磷酸铁锂和三元路线为主，2019 年我国电力系统储能锂电池出货量中磷酸铁锂电池占比达 95.5%。2019 年全球家用储能产品出货量中磷酸铁锂电池占比41%，较 2018 年提高约 7 个百分点；镍钴锰三元锂电池占比 55%（主要来自特斯拉和 LG化学等），其他锂电池占比 4%。
1.3. 电化学储能在电力系统中的应用场景分析
1.3.1. 储能技术在电力系统中的应用场景
储能技术可广泛应用于电力系统，是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。
从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。其中，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。
1.3.2. 电力系统中电化学储能应用分布情况
从全球已投运电化学储能项目累计装机看，根据 CNESA 的统计数据，2013-2017 年，全球电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由 0.1GW 增加至 0.9GW，年均复合增速达78%，但总体规模较小。2018 年，全球电化学储能项目在电力系统的新增装机规模达 3.7GW，同比增长 305%，实现跨越式增长。截至 2019 年，全球电力系统中已投运电化学储能项目的累计装机规模达到 9.52GW，同比增长 43.7%。其中，锂离子电池的累计装机规模最大，达到了 8.45GW，占电化学总装机规模的 88.8%。
从全球已投运电化学储能项目在电力系统中的应用分布看，根据 CNESA 的统计，截至2018 年，用户侧领域的累计装机规模最大，为 2.2GW，占比 32.6%；辅助服务、集中式可再生能源并网、电网侧和电源侧分列二至五位。从 2018 年全球新增投运项目的应用分布看，同样是用户侧领域的新增装机规模最大，为 1.6GW，占比 43.8%；集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧和电源侧分列二至五位，所占比重分别为 25.2%、15.8%、13.8%和 1.3%。
中国已投运电化学储能全球占比约 17%。根据 CNESA 的统计，2013-2017 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由 0.03GW 增加至 0.1GW，年均复合增速为 45%；2018 年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模为 0.7GW，同比增长 465%。截至 2019 年底，中国电力系统中已投运电化学储能项目的累计装机规模达到 1.71GW，同比增长 59.4%，在国内的储能项目中占比约 4.9%，占全球电化学储能市场总规模的 17%。
从应用分布来看，用户侧电化学储能是主要应用领域，占比约 46.5%。截至 2018 年，从中国累计投运的电化学储能项目的应用分布上看，用户侧领域的装机规模最大，为 470.4MW，占比 46.5%； 电网侧和集中式可再生能源并网分列二、三位，分别占比 21.4%和 17.8%。2018 年，从中国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看，依然是用户侧领域的装机规模最大，为 293.3MW，占比 42.9%，同比增长 312.5%，电网侧、辅助服务和集中式可再生能源并网分列二至四位。
2、电化学储能在电力系统中的装机空间测算
2.1. 用电侧
储能在该领域主要与分布式电源配套或作为独立储能电站应用，满足用户电力自发自用、峰谷价差套利、节约容量电费、提升电能质量和供电可靠性等需求。从地域分布上看，目前全球用户侧储能装机量排名前列的国家包括韩国、日本、中国、德国、美国和澳大利亚，驱动因素包括特殊电价优惠政策、分时电价政策、高昂零售电价、FIT 逐年降低等。此外，西班牙和南非正成为新兴市场，主要原因为西班牙于 2018 年取消“太阳能税”以及南非家庭在间歇性断电期间对备用电源的需求。从目前的应用场景看，用电侧储能以分布式光伏自发自用配套和峰谷价差套利两种场景为主。其中：
分布式光伏自发自用：1）光伏有天然的分布式属性，我们认为未来分布式光伏电站装机量占比会逐步提升。当前来看，对户用及小型商业领域的储能需求主要美国、德国、日本、澳大利亚和韩国等国，但我们认为除中国外的大部分区域市场居民端电价都远高于工商业侧电价，自发自用产生的储能需求会因储能系统成本下降而快速释放。因此，我们以全球的启用分布式电站装机问题来测算该领域的储能需求；2）当前分布式电站年均发电小时数约 1,050小时，未来有望提升到 1,150 小时；3）储能配比主要考虑自发自用电量，同时兼顾负荷跟踪、电能质量优化、参与调频调峰等多种需求；4）当前按 7%储能配比估算，长期应达到20%以上；5）假设全部采用电化学储能技术。根据上述假设，2021-2025 年全球分布式光伏自发自用对电化学储能的累计需求将达到 350GWh，2025 年全球分布式光伏自发自用对电化学储能的需求将达到 130GWh。
峰谷价差套利：1）用电量数据主要包括中国、美国、德国、日本、澳大利亚和韩国，2019年度上述 6 国的用电量约 12.4 万亿度电，约占全球用电量的 47.98%；2）储能配比假设远期目标可以达到 1%以上；根据上述假设，2021-2025 年上述峰谷价差套利对电化学储能的累计需求将达到 338GWh，2025 年全球峰谷价差套利对电化学储能的需求将达到 98GWh。当然，未来随着储能系统的进一步普及，我们认为上述 5 国以外的其他市场也会产生可观的峰谷价差套利的储能需求。按照用电量增速和用电量占比情况估值，我们判断彼时该领域的全球需求有望在上述测算的基础上翻倍。
2.2集中式可再生能源并网
储能在该领域主要与风电、光伏发电等集中式可再生能源电源结合应用，用于平滑可再生能源出力、促进可再生能源消纳、实现电力的可调度、保障电力连续稳定地输出，同时还可参与电力市场获取额外收益。按照派能科技招股说明书，目前来看，全球集中式可再生能源并网储能需求主要集中在可再生能源渗透率较高的中国、美国、澳大利亚以及政策支持力度较大的韩国等国家。但我们认为，随着可再生能源发电成本和储能系统成本的进一步下降，以及可再生能源在全国各国的电力系统中占比提升，我们认为到 2025 年前后，储能应该在全球范围内都会成为可再生能源的标配。接下来，我们分别对风电和光伏两种最主要的可再生能源并网进行储能需求测算。
风电：1）风电累计装机量为全球风电装机量总和。考虑到中国“十四五”期间上调非化石能源占比目标以及欧美等国家和地区的可再生能源政策，假设 2021-2025 年全球新增风电装机分别为 75、80、85、90 和 100GW；2）2018 年风电发电小时数约 2,095 小时，未来有望缓步提升；3）当前按 4%储能配比估算，长期应达到理论水平 10%；4）储能在风电并网接入的应用中考虑提升电网消纳能力、负荷跟踪、电能质量优化、参与调频调峰等多种需求；5）假设全部采用电化学储能技术。根据上述假设，2021-2025 年全球电源侧风电并网接入对电化学储能的累计需求将达到 372GWh，2025 年全球电源侧风电并网接入对电化学储能的需求将达到 124GWh。
光伏：1）光伏累计装机量为全球光伏装机量总和。考虑到中国“十四五”期间上调非化石能源占比目标以及欧美等国家和地区的可再生能源政策，假设 2021-2025 年全球新增光伏装机分别为 160、210、269、350 和 500GW；2）当前地面电站年均发电小时数约 1200 小时，未来有望提升到 1300 小时；3）当前按 5%储能配比估算，长期应达到理论水平 15-20%；4）储能在光伏并网接入的应用中考虑提升电网消纳能力、负荷跟踪、电能质量优化、参与调频调峰等多种需求；5）假设全部采用电化学储能技术。根据上述假设，2021-2025 年全球电源侧光伏并网接入对电化学储能的累计需求将达到 394GWh，2025 年全球电源侧光伏并网接入对电化学储能的需求将达到 156GWh。
2.3电化学储能在电力系统中的成长空间测算
核心假设：
1）根据 2.1 测算，2021-2025 年电力系统用储能装机需求分别为 117、190、274、367 和507GWh，需求年平均增速约为 83.34%。磷酸铁锂锂电池占比预计将从 2021 年的 45%提升至 2025 年的 57%；
2）根据派能科技招股说明书显示，2020 年上半年磷酸铁锂型储能系统单位售价为 1.62 元/Wh（不含税）。储能需求的快速增长需要储能系统价格大幅下降相匹配，假设 2021-2025年磷酸铁锂型储能电池单位售价每年下降 10%；
3）根据鑫锣锂电数据，当前三元型电芯相比磷酸铁锂型电芯要贵 0.12-0.15 元/Wh，假设2021 年三元型储能系统单位售价比磷酸铁锂型储能贵 0.12 元/Wh，在此基础上2022-2025 年单位售价每年下降 10%；
4）2021 年储能逆变器（PCS）和能量管理系统（EMS）价格按照 0.8 元/W 计算（按照一天充放各 4h，则对应为 0.2 元/Wh），2022-2025 年每年下降 8%。
结论：电力系统用储能行业市场规模超千亿。其中，2021-2025 年市场空间分别为 2,016、2,946、3,824、4,617 和 5,748 亿元，2021-2025 年均增速有望达到 46.28%。其中，磷酸铁锂型储能 2021-2025 年市场空间分别为 767、1,195、1,648、2,105 和 2,765 亿元，年均增速约 65.13%；三元型储能 2021-2025 年市场空间分别为 1,015、1,401、1,713、1,941和 2,257 亿元，年均增速约 30.59%；储能逆变器和 EMS 市场空间分别为 234、349、463、571 和 726 亿元，年均增速约 52.56%。
电化学储能项目可行性研究报告编制大纲
第一章总论
1.1电化学储能项目背景
1.2可行性研究结论
1.3主要技术经济指标表
第二章项目背景与投资的必要性
2.1电化学储能项目提出的背景
2.2投资的必要性
第三章市场分析
3.1项目产品所属行业分析
3.2产品的竞争力分析
3.3营销策略
3.4市场分析结论
第四章建设条件与厂址选择
4.1建设场址地理位置
4.2场址建设条件
4.3主要原辅材料供应
第五章工程技术方案
5.1项目组成
5.2生产技术方案
5.3设备方案
5.4工程方案
第六章总图运输与公用辅助工程
6.1总图运输
6.2场内外运输
6.3公用辅助工程
第七章节能
7.1用能标准和节能规范
7.2能耗状况和能耗指标分析
7.3节能措施
7.4节水措施
7.5节约土地
第八章环境保护
8.1环境保护执行标准
8.2环境和生态现状
8.3主要污染源及污染物
8.4环境保护措施
8.5环境监测与环保机构
8.6公众参与
8.7环境影响评价
第九章劳动安全卫生及消防
9.1劳动安全卫生
9.2消防安全
第十章组织机构与人力资源配置
10.1组织机构
10.2人力资源配置
10.3项目管理
第十一章项目管理及实施进度
11.1项目建设管理
11.2项目监理
11.3项目建设工期及进度安排
第十二章投资估算与资金筹措
12.1投资估算
12.2资金筹措
12.3投资使用计划
12.4投资估算表
第十三章工程招标方案
13.1总则
13.2项目采用的招标程序
13.3招标内容
13.4招标基本情况表
第十四章财务评价
14.1财务评价依据及范围
14.2基础数据及参数选取
14.3财务效益与费用估算
14.4财务分析
14.5不确定性分析
14.6财务评价结论
第十五章项目风险分析
15.1风险因素的识别
15.2风险评估
15.3风险对策研究
第十六章结论与建议
16.1结论
16.2建议
附表：
关联报告：
电化学储能项目申请报告
电化学储能项目建议书
电化学储能项目商业计划书
电化学储能项目资金申请报告
电化学储能项目节能评估报告
电化学储能行业市场研究报告
电化学储能项目PPP可行性研究报告
电化学储能项目PPP物有所值评价报告
电化学储能项目PPP财政承受能力论证报告
电化学储能项目资金筹措和融资平衡方案
