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    萬億儲能市場站上“碳中和”風口 表象繁榮下隱憂仍存
    發布日期: 2021/4/12 9:04:06

    來源:證券時報

    隨著碳達峰、碳中和“3060”目標的提出,以光伏、風電為代表的可再生能源戰略地位凸顯,儲能作為支撐可再生能源發展的關鍵技術,有望站上下一個風口。據測算,到2030年我國大部分地區光儲結合可實現平價,儲能市場空間可達1.2萬億以上。

    應當注意到,今年以來,多地出臺政策支持“新能源+儲能”模式的發展,從措辭上來看,地方對儲能的態度也從“鼓勵”、“建議”轉向“優先”和“要求”。除了電源側儲能的強勢推廣,新興的用戶側儲能應用也得到極大發展。然而,看似繁榮的表象背后,儲能行業仍存在成本較高、電源側用戶接受度低,甚至“劣幣驅逐良幣”等隱憂。

    擁抱萬億市場,儲能還有很長的路要走,而政策支持、技術變革、模式創新成為業內共識。

    多省市力推 “新能源+儲能”

    國內的儲能行業先后經歷了多個發展階段,從不同應用場景來看,由于用戶側儲能的商業模式較為明確,也成為最早興起的儲能應用。一般而言,波峰波谷電價存在高低差異,用戶側儲能可以利用這一差價固定盈利,這也成為驅動用戶側儲能建設的主要動力。不過,隨著工商業電價的持續走低,上述峰谷差價逐漸壓縮,用戶側儲能的盈利空間隨之收窄。種種因素作用下,用戶側儲能的裝機規模在2018年被電網側儲能趕超;同時,隨著儲能成本計入輸配電價的提議落空,電網側儲能項目也遭遇“急剎車式”的尷尬。面對應用場景的不斷更迭,電源側儲能受到關注。據不完全統計,今年以來,至少有11個省份要求新能源電站配置儲能,其中9個省份明確了儲能容量的大小和時長,1個省份要求按照電網調度的要求配置儲能,1個省份在項目申報打分環節中對配置儲能的項目給予優先。

    青海的政策就有一定代表性。今年1月,青海省印發了《支持儲能產業發展的若干措施(試行)》,在諸多支持措施中首先提到,積極推進儲能和可再生能源協同發展,一是實行“新能源+儲能”一體化開發模式。二是實行“水電+新能源+儲能”協同發展模式。針對“新能源+儲能”模式,青海省表示,新建新能源項目,儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的10%,儲能時長2小時以上。對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優先支持;同時,儲能項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量,給予每千瓦時0.10元運營補貼。

    青海的政策只是當前地方政府強推“新能源+儲能”的一個縮影,其他省份還包括寧夏、甘肅、廣西、山東等。綜合來看,各地政策要求配置儲能的比例大多以不低于5%、10%或20%進行分檔分級,并且普遍明確“儲能時長要在2小時以上”。值得一提的是,自去年以來,各地有關新能源配置儲能的政策文件中,措辭也逐漸發生了變化。例如,“鼓勵”和“建議”等措辭更多地轉變為“優先”和“要求”,地方政府力推“新能源+儲能”模式的情況可見一斑。

    從儲能市場的發展經歷來看,并非一帆風順,那么,為何當前時點儲能會再度受到關注?新能源事業部副總經理曹建在接受證券時報·e公司記者采訪時指出,“十四五”是實現“雙碳”目標的關鍵年、窗口期,而實現“雙碳”目標,無疑要加快能源結構改革,加大新能源的發展力度。

    “儲能正從商業化初期的摸索向規?;l展過渡。在經歷了‘十三五’的項目示范后,儲能技術路線、成本水平、安全可控等已經具備了相對成熟的應用可行性,在各地相繼出臺的政策牽引下,儲能開始進入新的發展階段。這對于儲能的發展是必須的、也是及時的。”曹建說道。

    地方政府力推儲能背后,“新能源+儲能”的規模也獲得了極大發展。陽光電源儲能銷售中心總經理陳志向記者介紹說,得益于當地電網公司和各省主管部門出臺的導向性政策,2020年中國儲能市場70%份額來源于“新能源+化學儲能”。

    注意到,國家層面也正醞釀對儲能行業的支持政策。根據江蘇省發改委日前披露的信息,國家發展改革委價格司副司長彭紹宗一行赴江蘇調研。調研組聽取了新型儲能電站建設、運營企業的項目投資和建設、運營模式、成本費用回收方式、地方政府補貼、下一步投資意愿等方面的情況,并與企業就生產經營中遇到的困難問題和相關政策建議進行了交流。

    儲能成本高企 難題待解

    “新能源+儲能”的組合雖被業界廣為看好,但在落地過程中卻出現了諸多“水土不服”的情況,讓各路參與方叫苦不迭。

    目前,“配置儲能優先并網”已經由電網企業與新能源開發商私下達成的一種潛規則,逐漸變為明規則,而在缺乏疏導機制的情況下,新增的儲能成本被“一邊倒”地集中在發電企業,這對剛剛邁入平價時代的新能源項目來說,可謂“壓力山大”。

    華東地區一位儲能從業人士在接受證券時報·e公司記者采訪時表示,對于發電企業來說,目前電源側的儲能成本是額外增加的,只能選擇在項目內部自行消化。“光儲和風儲強制配套,從技術角度看并不是最好的,從發揮經濟性最大化的角度來講,儲能只在發電側與光、風配合,還不能達到最佳效益。”陳志告訴記者,“上述組合的經濟性在很大程度上會受到電網調度方式和頻次的影響。”

    “從目前的情況看,發電集團要投資儲能,經濟性并不可控,而且也很難確定儲能設備的性能指標,更無法談什么標準了。”陳志表示。一家央企風電運營商人士也向證券時報·e公司記者談到這一苦衷,對于新能源運營商而言,儲能最大的制約就是成本,成本會直接降低收益水平。“如果收益達不到我們的要求,那么配儲能的項目現在就做不了,作為央企,我們所有項目的收益率是有嚴格標準的。”

    該人士進一步指出,相比電化學儲能,更加認可的儲能方式是抽水蓄能。不過,抽水蓄能的成本雖然比較低,但也需要面對項目審批、建設周期長以及未來電價走勢不明朗等風險。“短期之內,運營商做儲能,更多的是根據項目實際要求,比如,當地政府要求只有配備了儲能才可以獲取新的新能源項目,我們才可能去做儲能,否則目前是肯定不會的。”

    電化學儲能的優勢是靈活性高,但在缺乏標準的強配模式下,以成本為導向的儲能模塊,“劣幣驅逐良幣”的現象已經出現。“由于未來收益并不明確,大家可能會傾向于配置性能較差、初始成本較低的儲能,導致市場上充斥低性能的儲能設備,影響行業健康發展。” 陳志坦言。

    “‘新能源+儲能’項目大部分是最低價中標,去年一年,發電側配置的儲能成本被砍了1/3。”國軒高科儲能事業部負責人韓一純告訴證券時報·e公司記者,很多企業配儲能主要是為了滿足政策要求,加速并網,至于對電網的調節深度、響應速度、備電時長等具體性能是否合規,似乎也沒有人去追究這件事。不過,這種情況在未來肯定會有所改善。

    值得一提的是,不同于早期的新能源發電項目,儲能并未獲得過多的補貼青睞。目前,在電源側加裝儲能時,除新疆和青海外,各省份均沒有任何補貼。青海的補貼情況正如前述,新疆則是對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施,給予0.55元/千瓦時的充電電量補償。

    “青海和新疆的補貼實際上也難以覆蓋儲能的投資成本,以國內市場的儲能價格,儲能企業是很難盈利的。”陳志表示,以配備比例來說,按照目前的儲能成本,綜合測算光伏電站的收益水平,我們覺得平均配備15%、2小時左右的儲能比例,是一個多方都能接受的結果。有些省份由于儲能配比要求過高,導致2020年項目落實難上加難。

    今年兩會期間,通威集團董事局主席劉漢元也關注到了“新能源+儲能”面臨的問題,并建議不強制要求可再生能源發電項目配置儲能系統,對于自愿配置儲能系統的可再生能源發電項目,在保障全額收購的基礎上,在儲能電價上設置適當的補貼價格。

    用戶側儲能前景可期

    隨著以鋰電池為主的電化學儲能技術的發展,電源側以外的儲能應用場景被持續發掘,衍生出了系列新業態,其中,用戶側儲能被業內人士廣為看好。

    “電源側儲能只能算是一個中間階段,并不是最終的解決方案。目前來說,電源側儲能仍然是較為被動的,大部分依靠政策驅動,并沒有真正站在優化的系統去考慮。” 安徽中科海奧電氣股份有限公司董事長陳滋健告訴證券時報·e公司記者,“我們認為,未來分布式的用戶側儲能會有很大的發展空間。因為電網的最終平衡還是要依靠發電與用電的高效對接,而泛在的用戶側儲恰恰能精準滿足這種需求。”

    韓一純也表示,隨著工商業的發展和交通電動化的推進,用電量和電力負荷將持續加大,用戶側儲能市場需求有望大幅增加。隨后,他向記者展示了幾個典型的應用場景:“比如在一些輸配電擁堵的地方,像老城區,因為負荷增大有擴容需求,而電網的規劃和配網速度又沒有那么快,這個時候如果配上儲能,做一個虛擬擴容,就可以快速解決負荷問題;又比如,隨著電動汽車的普及,充電設施的建設會逐步跟上,在充電負荷顯著增加的情況下,如果能在充電站對配置儲能系統,一方面緩解了充電高峰時充電樁大電流充電對區域電網的沖擊,另一方面通過峰谷差價,給充電站帶來了非??捎^的收益。”

    事實上,上述應用領域也得到了政策的推崇,且在多地被示范推廣。去年我國發布的《新能源汽車產業發展規劃(2021-2035年)》中,明確提出鼓勵“光儲充放”多功能綜合一體站建設。2020年以來,國網已在浙江溫州、河北饒河、石家莊、寧夏銀川、北京延慶等地建設了多個光儲充一體化充電站,并陸續與寶馬、東風等整車廠開展相關領域的合作。“與電動汽車所相結合的儲能業態,我認為未來5年有望迎來一個爆發性的發展。”韓一純坦言。

    眼下,換電模式的盛行正為儲能孕育新的土壤。“其實,換電是一種典型的用戶側儲能,只是由于目前直流電能快速轉換技術尚未普及,用‘換’的技術先行發展。伴隨著電池性價比和用戶側儲能技術的提升,直流微電網或將成為主流。”陳滋健表示。

    “只要電池的循環壽命足夠長,儲能和動力最終會融為一體。”韓一純表示。除此之外,基站儲能也是用戶側儲能新興起的一個分支。去年初,中國移動曾采購通信用磷酸鐵鋰電池產品6.102億Ah,最高投標限價25.08億元;中國鐵塔與中國電信也曾就磷酸鐵鋰電池展開聯合招標或單獨招標??偟膩砜?,新基建推動5G建設進入高峰,基站儲能市場需求正迅速增長。

    當然,在用戶側儲能尚未形成規?;瘧弥?,諸多問題也仍需正視。目前,在工商業領域,用戶側通過儲能電站進行峰谷套利的模式已經較為成熟,但業內人士表示依然有待政策完善。

    產業鏈各方積極備戰

    雖然儲能市場的發展還面臨不少問題,但儲能的潛在規模絲毫不會讓人懷疑。在鋰電池儲能系統中,成本占比最高、也最重要的三個環節分別是鋰電池、PCS(逆變器)和BMS(電池管理系統)??梢钥吹?,儲能行業爆發前夕,產業鏈各方正積極備戰。

    電池成本占據儲能系統總成本的比例超過60%,是最重要的環節之一。韓一純向記者表示,對于電池制造企業來說,最重要的就是做好標準化產品。“目前我們的規劃是盡可能多地綁定外部合作伙伴,然后把我們的標準產品釋放給外部平臺,讓他們去拓展不同的應用場景。”

    科華數據在儲能PCS方面具有核心優勢,公司儲能業務負責人告訴記者,單純就儲能PCS來講,其硬件成本占據系統成本的比例約10%;但作為鏈接儲能電池和電網的核心器件,儲能PCS的作用是遠遠超出其成本占比的。“如果將儲能系統比喻成一套成熟運行的穩定人體系統的話,儲能PCS可謂控制系統的中樞神經系統,起到了連接大腦和肢體的銜接作用。”科華數據在儲能于發輸配用等多場景積累了豐富的經驗,同時拓展了微網、綜合能源以及賦能低碳IDC等多領域的創新應用,正是基于這些創新的積累,科華也對儲能有著新的認知。

    曹建介紹說,目前,儲能系統正朝著高電壓能級、高能量密度的方向發展,通過提高系統電壓、能量密度實現度電成本的下降,促進儲能成本曲線不斷下降。值得注意的是,儲能系統的安全性、電池的回收再利用等也在客觀上制約著儲能行業的健康、持續發展。另外,儲能行業標準缺失、滯后,商業模式不健全等也在“軟”的方面給儲能行業帶來了困擾。

    科華數據一方面通過布局儲能系統集成,整合產業發展生態實現儲能經濟性得到提升;另一方面也牽頭制定了多項儲能標準,打通產業鏈關鍵技術接口,推動建立統一、有序的行業發展方向。

    記者注意到,雖然電源側儲能的成本難題還有待解決,但行業內已經有企業開始扮演“吃螃蟹”的角色。例如,去年末,金風科技首個風儲配套項目—安徽靈璧一期50MW風電和10MW/10MWh儲能項目(下稱靈璧項目)升壓站一次配套儲能系統帶電運行成功。

    至于業內廣泛關注的儲能收益模式問題,金風科技提到,隨著2021年安徽省開放電力交易市場,靈璧項目的“風電+儲能系統”將直接參與電力現貨市場交易,充分發揮儲能的雙向調節特性,提升風電場在電力現貨市場中的收益,打造儲能電源側綜合收益新模式。

    “從儲能行業自身而言,各個企業應當加強核心零部件及材料、產品技術、盈利模式等方面的創新,在有序競爭的基礎上形成合力,統一行業標準,共同促進行業快速、健康地發展。”在曹建看來,儲能行業參與者的內生動力十分關鍵。

    同時,他也指出,促進儲能產業快速、健康、穩定發展還需要政策、金融和電網的大力支持。“政策要充分鼓勵企業的創新并且在盈利模式上給予政策支持;金融機構加強資金支持,鼓勵儲能企業加強創新研發,鼓勵用戶側使用儲能;電力系統鼓勵配有儲能的電站通過完善商業模式充分體現其價值。”曹建向記者說道。

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