解读：青海“风电+配套10%储能”项目

 

我们的观点：

 

 

2016年末我国风电累计并网容量达到1.49亿千瓦，占全国总发电装机容量的9%。然而2016年风电发电量仅占全国发电量的4%。风电出力的随机性、间歇性和波动性难以控制，在电网薄弱地区容易引起电网电压和频率稳定性问题；同时，由于电是发、输配、用同时完成风电出力的随机性、间歇性还导致其与用户相对固定的用电需要难以匹配。三北地区弃风率维持高位，除了用电量增速趋缓、电源装机维持高位，用电负荷较低外，还包括风电送出线路尚未建成，且高压输电线路建设周期长，在相当长的一段时间内外送线路将远低于风电装机速度，局部地区弃风率现象难以解决。因此，通过储能可配合电网进行调峰调频、促进风电消纳。

 

 

此次青海省发改委制定的《青海省2017年风电开发建设方案》中项目规模合计3.3GW，要求各项目按照建设规模的10%配套储电装置。实际上，风电项目配置储能的比例主要取决于当地的限电情况，没有一个普适的标准。在储能技术路径选择上，储能技术路径繁多，其特点、性能各异，但不存在一种技术能覆盖各种应用的场合。需要根据储能技术特点及优缺点综合比较来选择适当的技术。通过参考张北地区风光储输示范项目，我们认为青海“风电+10%储电装置”是在探索利用储能促进风电并网的示范项目，尚未到大规模商用化的阶段。从以往示范项目来看，基本上采用的是电化学储能，其中磷酸铁锂电池采用更广泛，考虑到青海锂资源丰富，锂电正极材料规模在扩张，我们认为青海有发展锂电储能的优势。当然，目前来看，储能用在发电侧端尚未具有经济性，除了相关的定价机制尚不明确外，还要与应用场景相结合。

 

 

风电“十三五”规划中，2020年风电累计装机达到210GW，其中海上风电500MW。随着可再生能源在能源结构中比重不断提高，储能将迎来巨大的机遇，粗略估算（到2020年并不是所有风电、光伏项目都会配10%储电装置），假定到2020年，仅考虑光伏（105GW）、风电（210GW）累计装机容量，合计配备10%储能，对应31GW/147GWh储能需求（按照铅炭电池投资成本，考虑电池成本下降，100万/MWh）的市场规模达1470亿元（假设配备5%，则为735亿），仅从可再生能源发电的市场来看储能空间广阔。

 

 

目前国内的储能市场仍以示范项目为主，逐步过渡到商业化。国家能源局今年3月发布《储能技术与产业发展指导意见》征求意见稿，首次明确了储能发展路径和应用前景。并提出发展目标：未来10年分阶段推进储能发展，实现储能由研发示范向商业化过渡；目前该文件已经完成意见征求阶段，正修改完善，近期有望发布出台。

 

投资建议：优先关注已经实现商用化运营的标的。关注：南都电源（铅炭电池已实现商用化运营，预计今年将投运800MWh，签约3GWh订单，打造电池回收产业链的铅炭电池龙头，并具备卡位优势。）、科陆电子（磷酸铁锂电池储能，新签500MWh储能电站订单）。