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儲能 | 在場景中尋找“錢景”

能源評論?首席能源觀發(fā)布時間:2021-11-26 10:18:41

就商業(yè)化而言,目前的新型儲能市場,“期望”與“現(xiàn)實”之間還存在不小差距。

(本文來源:微信公眾號“能源評論?首席能源觀”ID:CEO_ER)

7月23日,國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》,文件提出,到 2025 年,實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?;l(fā)展轉變,裝機規(guī)模達 3000 萬千瓦以上。

根據(jù)中國“雙碳”目標的分階段任務,到2030年,風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上。如果按照15%的儲能配備比例,2030年儲能裝機規(guī)模有望達到1.8億千瓦以上?!冻樗钅苤虚L期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035)》也提出,到2030年,抽水蓄能投產總規(guī)模較“十四五”再翻一番,達到1.2億千瓦左右。如此算下來,到2030年,新興儲能裝機規(guī)模將達到6000萬千瓦以上。

截至2020年年底,我國新型儲能裝機規(guī)模在300萬千瓦左右。從2020年的300萬千瓦到2025年的3000萬千瓦以上,再到2030年6000萬千瓦以上,儲能的裝機規(guī)模不斷擴張,市場前景不言而喻。

現(xiàn)實是,當下的儲能產業(yè)發(fā)展尚不成熟,市場上獨立的儲能主體寥寥無幾。儲能要實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展,將廣闊的市場前景變?yōu)椤板X景”,還急需找到穩(wěn)定的盈利模式。

產業(yè)鏈:中上游在盈利

新型儲能產業(yè)鏈圍繞電池開展,主要包括上游的原材料及零部件供應商,中游的電池、變流器、管理系統(tǒng)、其他設備和系統(tǒng)集成商,以及下游的發(fā)電側、電網(wǎng)側、用電側應用場景。

在這條產業(yè)鏈上,電池是核心。電池和變流器在系統(tǒng)成本中占比最高,超過60%,參與者主要是動力電池制造商、光伏逆變器廠商和電力企業(yè)。

動力電池制造商將動力電池的生產制造、系統(tǒng)集成經(jīng)驗遷移到儲能電池;儲能變流器與光伏逆變器需要的零部件高度相似,光伏逆變器廠商也具備生產儲能變流器的能力;光伏企業(yè)、電池企業(yè)和電力企業(yè)則運用專業(yè)的知識和項目經(jīng)驗,將各個組件組合成適用于不同運行場景的集成系統(tǒng)。

從近期上市公司披露的半年報中可以看到,坊間調侃的“儲能產業(yè), 淘金的沒掙到錢,賣鏟子的倒先把錢掙了”有一定的現(xiàn)實性,做電池、變流器和系統(tǒng)集成的企業(yè)市場遍布海內外,是儲能產業(yè)鏈上賺到錢的一方。根據(jù)中關村產業(yè)技術聯(lián)盟的統(tǒng)計,2020年國內儲能變流器供應商前十名累計出貨量1.27吉瓦。比如,寧德時代2021年上半年儲能系統(tǒng)收入46.93億元,同比增長727.36%,毛利率高達36.60%。

短期來看,受供需格局錯配影響,2021年以來部分鋰電池材料價格迎來大幅上漲,中游企業(yè)也面臨儲能電池成本上漲、盈利空間收窄的局面,目前市場已傳出多家電池廠商漲價的消息。國泰君安對此分析,一方面電池企業(yè)會通過長單模式進一步平滑后續(xù)價格波動的影響,另一方面龍頭電池企業(yè)或將通過直接漲價或者建立終端售價與主要材料價格之間的聯(lián)動機制,來傳導成本壓力,電池企業(yè)盈利能力后續(xù)有望逐步恢復。

長期來看,一系列政策將幫助新型儲能實現(xiàn)市場化發(fā)展,這同時意味著行業(yè)的競爭也會更加激烈。一旦儲能電池實現(xiàn)規(guī)模化商用,電池廠商需要在提高電池循環(huán)壽命、降低成本以及提升電池安全性方面下功夫,以保持一定的競爭優(yōu)勢。

產業(yè)鏈:下游三大應用場景

儲能的功能大致體現(xiàn)在四個方面:削峰填谷、電力輔助、容量支撐、輸電資產。具體到儲能的終端應用場景,可以從發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側三個方面來看。

在發(fā)電側,儲能的市場客戶主要是光伏電廠、風電廠以及火電廠。對于“新能源+儲能”組合,儲能可以有效平滑新能源場站出力波動,降低新能源隨機性和波動性對電網(wǎng)運行的影響;對于“火電+儲能”組合,儲能也可以分擔火電機組的調頻壓力,提高發(fā)電單元整體調節(jié)能力。

在電網(wǎng)側,儲能的市場客戶是電網(wǎng)企業(yè)。儲能系統(tǒng)可以實現(xiàn)削峰填谷以及調頻、調壓等功能,保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行;也可以作為事故備用電源,在突發(fā)電源或電網(wǎng)緊急事故時,借助儲能本身的能量儲備進行緊急功率支援和應急響應,提升電網(wǎng)安全性和穩(wěn)定性。

在用戶側,儲能市場客戶主要是工商業(yè)用戶和居民用戶。工商業(yè)用戶可以通過儲能實現(xiàn)峰谷價差套利,這在客觀上有利于緩解電力供需緊張,降低電網(wǎng)峰谷差,提高電網(wǎng)靈活調節(jié)能力;居民側分布式能源和儲能聯(lián)合運行,即便在配電網(wǎng)發(fā)生故障的情況下,短時間內依然有可靠的電力供給,從而有效降低電網(wǎng)故障導致的停電影響。

從應用場景入手,電廠、電網(wǎng)和工商業(yè)用戶都對儲能有需求,但這需求究竟是靠自建還是靠租賃儲能項目來解決,還有個經(jīng)濟性的考量。

用戶側:商業(yè)模式明朗

與依靠補貼開啟發(fā)展之路的電動汽車產業(yè)不同,新型儲能市場的發(fā)展并沒有依靠大規(guī)模補貼,一開始走的就是以市場化為主的路子。

用戶側儲能是最先發(fā)展起來的。2018年之前,用戶側儲能一直是我國儲能市場增長的領頭羊。工商業(yè)用戶端的儲能系統(tǒng)是我國用戶側儲能的主要應用形式,其盈利方式體現(xiàn)在峰谷差價套利、減少基本電費、需求側響應補貼、降低增容費用。基于這樣的盈利方式,此前用戶側儲能項目也主要集中在江蘇、廣東等一些峰谷電價差較高且工商業(yè)較為發(fā)達的省份。

峰谷差價套利是工商業(yè)用戶端儲能最主要的盈利來源,對于削峰填谷這種容量性儲能場景,通常需要比較儲能的度電成本和峰谷價差,以此來衡量儲能項目投資是否有經(jīng)濟性。

從2020年12月底制定了峰谷分時電價的15個地區(qū)看,工商業(yè)及其他峰谷價差平均值為0.51~0.55元/千瓦時;中位值為0.48~0.52元/千瓦時,其中北京是峰谷價差最大的地區(qū),達到0.99~1.00元/千瓦時,上海峰谷價差夏季達到0.81~0.83 元/千瓦時。7月26日,國家發(fā)展改革委印發(fā)《關于進一步完善分時電價機制的通知》,峰谷價差進一步拉大。目前我國的電化學儲能度電成本約為0.51元/千瓦時,與峰谷價差比較得出,用戶側儲能的經(jīng)濟效應已經(jīng)顯現(xiàn),但距離規(guī)模應用的0.3~0.4元/千瓦時的度電成本還有差距。

目前,多個省份已出臺需求響應補貼,鼓勵儲能設施等負荷量大的用戶和負荷集成商參與電力需求響應。比如,江蘇的補貼標準為出清價格設置4元/千瓦時價格上限,填谷日前需求響應執(zhí)行1.2元/千瓦時年度固定補貼單價,實時需求響應執(zhí)行4元/千瓦時年度固定補貼單價。未來,用戶側儲能參與需求響應的盈利性會更為凸顯。

據(jù)上海申銀萬國證券研究所電力設備及新能源組主管韓啟明介紹,未來在微電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)與多能互補相繼試點推進中,用戶端儲能商業(yè)模式將更加豐富。

源側網(wǎng)側:經(jīng)濟性待突破

新能源發(fā)電配備儲能系統(tǒng)就是要解決棄風棄光問題,促進可再生能源的并網(wǎng)。電源側儲能的經(jīng)濟性就與上網(wǎng)電價、儲能系統(tǒng)的日放電量和年工作天數(shù)有關。

而電網(wǎng)側儲能主要用于電力輔助服務,以調峰和調頻為主。

調頻屬于功率型儲能場景,對應比較的是儲能的里程成本。調頻指的是當用電負荷發(fā)生小幅度波動時,會導致發(fā)電機頻率增加或減小,發(fā)電機組需要通過調速器和AGC(自動發(fā)電控制) 調節(jié)發(fā)電頻率,恢復到額定頻率。根據(jù)一些學者的研究結果,鋰電儲能在調頻服務上已經(jīng)具備經(jīng)濟性,里程成本為6.34~9.08元/兆瓦。

調峰屬于容量型儲能場景,對應比較的是儲能的度電成本。調峰指的是更長時間跨度、更大功率范圍內調節(jié)發(fā)電量與用戶負荷的匹配。在調峰服務上,鋰電儲能的度電成本為0.62~0.82元/千瓦時,是抽水蓄能的3~4倍,經(jīng)濟性競爭力較弱。但抽水儲能受環(huán)境限制,若未來鋰電儲能成本再降,其在調峰服務上的競爭力將會有所提升。

有機構測算過發(fā)電側儲能和電網(wǎng)側儲能的經(jīng)濟性,發(fā)現(xiàn)兩者都已經(jīng)初步顯現(xiàn)出經(jīng)濟性,有待儲能系統(tǒng)成本降低后,經(jīng)濟性會有明顯突破。

一個顯著的問題是,儲能項目多是采取“開發(fā)商投資+運營”的模式, 開發(fā)商負責項目投資建設運行和維護,業(yè)主提供場地和電網(wǎng)接入,開發(fā)商投資壓力大,推進項目緩慢。且容量電價機制、儲能成本如何納入輸配電價回收等問題尚未解決,市場各方也在觀望中。

8月10日,國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》,鼓勵發(fā)電企業(yè)自建儲能或調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模,允許發(fā)電企業(yè)購買儲能或調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模。這在一定程度上激發(fā)了新能源發(fā)電廠和電網(wǎng)企業(yè)投資儲能項目的積極性,儲能資產預計將從“政策要求”向“具備盈利模式”轉變。

其實,對新型儲能商業(yè)化的探索遠不止這些,新型儲能的多維應用能否完全施展出來,關鍵還在于經(jīng)濟性,這有賴于政策支持,也有待于電力市場價格的進一步理順。

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