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12月19日，海通國際發(fā)布名為《光熱儲能新模式，發(fā)展指日可待》的最新研報。

儲能助力新能源消納，新型儲能高速發(fā)展

報告指出，減少棄風(fēng)棄光和提供輔助服務(wù)是需要儲能的主要原因。雙碳目標(biāo)下，新能源風(fēng)光發(fā)電的裝機(jī)量和發(fā)電量快速發(fā)展。2021年風(fēng)光裝機(jī)量（6.4億千瓦）占總裝機(jī)量（23.8億千瓦）為26.7%，我們預(yù)計2025年風(fēng)光裝機(jī)量（11.1億千瓦）占總裝機(jī)（30.5億千瓦）36.3%。預(yù)計2020-2025年風(fēng)光裝機(jī)量CAGR增速分別為14.3%和17.1%。2021年風(fēng)光總電量占比總發(fā)電量11.8%，根據(jù)國家能源局預(yù)計，2025年發(fā)電量占比為16.5%。研報預(yù)計，2020-2025年風(fēng)光裝機(jī)量CAGR增速分別為14.3%和17.1%。

風(fēng)光不穩(wěn)定性和波動性催生調(diào)峰調(diào)頻需求，儲能將大幅受益。新能源發(fā)電波動性強(qiáng)，不可預(yù)測性強(qiáng)。當(dāng)新能源大量并入電網(wǎng)時，會增加電網(wǎng)的波動，電網(wǎng)安全性或?qū)⑹艿經(jīng)_擊。對火電進(jìn)行靈活性改造、發(fā)展調(diào)峰氣電或開發(fā)儲能（包括抽水蓄能和新型儲能）是理想的解決方案。

根據(jù)國家能源局統(tǒng)計結(jié)果，2019H1，在電力輔助服務(wù)市場中只有火電從輔助服務(wù)市場收取的補(bǔ)償費(fèi)用高于分?jǐn)傎M(fèi)用。對于風(fēng)電、光伏而言，其分?jǐn)傎M(fèi)用都高于補(bǔ)償費(fèi)用，特別是風(fēng)電。

圖：補(bǔ)償后風(fēng)力發(fā)電可與需求匹配

圖：2019H1電力輔助服務(wù)市場補(bǔ)償和分?jǐn)傎M(fèi)用

儲能有利于新能源消納，減少棄風(fēng)棄光。2021年我國風(fēng)電和光伏利用率分別為96.9%和98%，處于較高水平。但是未來隨著風(fēng)光發(fā)電量增大，消納難度增大。2021年西藏棄光率達(dá)到19.8%。青海的棄風(fēng)率和棄光率為10.7%和13.8%。棄風(fēng)棄光問題源于“三北”地區(qū)的系統(tǒng)調(diào)峰能力、跨省區(qū)外送能力無法支撐本地區(qū)新能源的大規(guī)模開發(fā)。儲能、（電跨區(qū)域傳輸（特高壓等）、轉(zhuǎn)變能量形態(tài)以達(dá)到跨區(qū)域傳輸（氫儲能）、在中東部地區(qū)等電需求量大的地方發(fā)展新能源（存在資源稟賦的桎梏，原因是國內(nèi)光伏資源較好的地區(qū)為“三北”地區(qū)）和產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移，將高耗能行業(yè)轉(zhuǎn)移到風(fēng)光資源好的地方可以有效解決棄風(fēng)棄光問題。

表：2021年風(fēng)電和光伏利用率（部分城市）

目前，世界上已投運(yùn)電力儲能項(xiàng)目累計裝機(jī)規(guī)模209.4GW，同比增長9%。主要的抽水蓄能、新能儲能（鋰離子電池、鈉硫電池、鉛蓄電池、液流電池、壓縮空氣、飛輪儲能和氫儲能等）和熔融鹽儲熱，2021年全球占比分別為86.2%、12.2%和1.6%。其中抽水蓄能占比最高，但是2021年首次跌破90%的占比（下降4pct）；而新型儲能高速發(fā)展（+67.7%），累計裝機(jī)規(guī)模第二，為25.4GW，同比增長67.7%。2021年新增投運(yùn)儲能裝機(jī)規(guī)模18.3GW，同比增長185%。美國、中國、歐洲、日韓和澳大利亞分別占新增投運(yùn)儲能裝機(jī)規(guī)模的34%、24%、22%、7%和6%。

國內(nèi)儲能市場以抽蓄為主，新型儲能快速發(fā)展。儲能增速高全球約21pct。2021年底，中國儲能項(xiàng)目累計裝機(jī)規(guī)模46.1GW，同比增長30%。其中，抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模最大，為39.8GW，同比增長25%，所占比重與下降了3個百分點(diǎn)；2021年底，新型儲能累計裝機(jī)規(guī)模達(dá)到5729.7MW，同比增長75%。

光熱儲能為什么重回視野？

報告指出，曾經(jīng)光熱作為與光伏正面競爭的發(fā)電技術(shù)，由于度電成本降幅低于光伏，敗下陣來?，F(xiàn)如今，光熱作為儲能技術(shù)已不再只以度電成本與光伏競爭，由于其儲能的特性、經(jīng)濟(jì)性和政府政策的支持，光熱的增長勢頭十分強(qiáng)勁，足以與各類儲能技術(shù)競爭，重回市場。

圖：光熱&光伏度電成本

長時儲能潛力巨大。由于光熱發(fā)電可以配置儲熱系統(tǒng)，因此，光熱發(fā)電機(jī)組可以沒有光照的條件下穩(wěn)定發(fā)電。如果儲熱系統(tǒng)的容量足夠大，機(jī)組可實(shí)現(xiàn)24小時連續(xù)發(fā)電，光熱電站可以實(shí)現(xiàn)與光伏不同的穩(wěn)定發(fā)電。此外，還可替代部分火電，作為基荷能源，充分發(fā)揮其深度調(diào)峰的優(yōu)勢。

圖：西班牙Gemasolar電廠19.9MW機(jī)組(儲熱15h)一天0:00-23:50

圖：西班牙Gemasolar電廠19.9MW機(jī)組(儲熱15h)一周時間(右圖)的出力曲線

度電成本降低。第一批光熱示范項(xiàng)目多種技術(shù)路線LCOE在1.05~1.10元/kWh之間。首航高科2022年中標(biāo)了三峽能源青海格爾木100MW光熱項(xiàng)目，金額為16.48億。我們假設(shè)100MW的光熱發(fā)電項(xiàng)目投資成本為16.5億元，假設(shè)利用小時為2000小時（德令哈50MW光熱電站利用小時數(shù)為2920h），在不考慮資本的時間價值和所得稅的情況下，估算得出度電成本為0.66元/kWh。

根據(jù)美國SEGSI&II光熱電站運(yùn)行超30年后正式退役，報告保守假設(shè)光熱儲能電站壽命為20年。值得注意的是，此處不同于抽蓄和電化學(xué)儲能需額外再加充電成本，光熱儲能電站度電成本無需再加充電成本。

表：光熱發(fā)電度電成本測算

光熱儲能未來或?yàn)檩o助服務(wù)市場的優(yōu)等生。光熱可以提供調(diào)峰和轉(zhuǎn)動慣量的服務(wù)，比于抽蓄和電化學(xué)儲能的優(yōu)點(diǎn)是，無需再額外增加充電成本，在電價高的時候，使用起來或更經(jīng)濟(jì)；且相較于電化學(xué)儲能而言，光熱儲能安全性高。

此外，目前國家對光熱也有支持政策。例如新疆發(fā)改委發(fā)布的《服務(wù)推進(jìn)自治區(qū)大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)操作指引（1.0版）》，中同規(guī)模的光熱對比4小時儲能，可以配置更多的光伏。但同時報告也指出，光熱也有其弊端，需在光照條件好的地方，同時占地面積大，未來主要是在集中式光伏電站旁邊建光熱儲能電站，例如大基地項(xiàng)目。

光熱儲能市場空間廣闊，招投標(biāo)加速落地

在市場空間方面，報告指出光熱儲能市場廣闊，2021年新增光熱裝機(jī)容量較小，2022年開始，光熱招投標(biāo)加速。

根據(jù)假設(shè)和測算，未來西北光伏大基地項(xiàng)目，75%左右大基地將配置光熱，配置比例11%，即24607*0.5*58.9%*75%*11 %≈597.86（萬千瓦）。

表：“十四五”新能源預(yù)計新增裝機(jī)量（單位：萬千瓦）

以10萬塔式EPC報價16.5億估算，光熱新增市場容量約為987億元。主要掌握技術(shù)的為首航高科和可勝，參與EPC的除這兩家外還有中國電建等。

注：如需獲取該研報，可添加微信號cspswd索取。