储能为啥如此炙手可热?

   2023-09-30 09:05:54 110
核心提示:储能势在必行今年储能大热,为什么储能这么热?这与双碳政策紧密相关。新能源发电占比在逐步上升,但是新能源发电具备随机性,只有发展储能,才能人为可控。以往,发电侧以火电为主,电网负荷增加,只需要增加火电的出力,就能够满足电网正常运转的需求,但是到2060年,新能源发电占比超过80%,如果不发展储能,会大大影响

储能势在必行

今年储能大热,为什么储能这么热?这与双碳政策紧密相关。新能源发电占比在逐步上升,但是新能源发电具备随机性,只有发展储能,才能人为可控。以往,发电侧以火电为主,电网负荷增加,只需要增加火电的出力,就能够满足电网正常运转的需求,但是到2060年,新能源发电占比超过80%,如果不发展储能,会大大影响人类社会的正常运作。电网侧来看,电网运作的一个特点,发电量恒等于需求量,过去火电发电基本可以满足这个特性。但是新能源发电占比提升之后,需求侧和发电侧的随机性都大大增加,电网将受到很大的冲击,可能导致电网无法正常运转,人民的用电需求无法很好的得到满足,所以从电网侧来看,发展储能也是势在必行。

储能行业的空间广阔

我们简单测算下新能源汽车的市场空间,如果按照2030年全球新能源汽车的市占率50%,约有5000万辆新能车,就是2500GWh的空间,若到时候电池系统成本1Wh单价6毛钱,则相当于1.5万亿的市场规模。

再测算下储能的市场空间,随着新能源发电占比的越来越高以及储能经济性拐点到来,储能市场迎来爆发,预计到2025年全球新增储能装机达到130.9GW/318.1GWh,2021-2025年复合增速为79%,到2030年新增储能装机达到535.8GW/1575.0GWh,2021-2030年复合增速为55%,中国、美国、欧洲将是最大增量市场。如果按照1Wh 8毛算,就是1.2万亿的市场规模。

可见到2030年,储能的市场空间(1.2万亿)预计是新能源汽车锂电池市场空间(1.5万亿)的80%左右。

储能方式较多,电化学储能可能是未来发展的主力

储能技术种类繁多,电化学电池储能技术仅是其中一大类。除此之外,储能技术还有机械储能、电磁储能、热储能以及化学储能四大类。由于所采用的原理不同,这些储能技术拥有不同的技术特点。

机械储能的应用形式主要有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。抽水蓄能已在电力系统中得到重要的应用,其储能容量大,适用于系统的削峰填谷、频率调节。但该技术对储能电站厂址要求严格,难以直接为城市的供电提供储能服务。压缩空气储能具有同样的局限性,目前在国内应用较少。飞轮储能能够存储的能量较小,造价成本较高,但响应速度较快,多用于工业和 UPS中,适用于配电系统运行。

电化学电池储能相对于其他四类储能技术综合性能相对较好,可适用于较多的应用场所,是装机规模仅次于抽水蓄能的储能技术,且保持着飞速地增长。电化学电池储能在采用模块化集成技术后,可方便地进行容量的扩展,储能站规模可至上百兆瓦,适用于电网侧储能应用的需求。以锂电池为代表的电化学电池储能载体比能量高,亦可应用至用户侧储能。

电化学电池储能技术充放电速度较快,可达到毫秒级别,既能削峰填谷,又可快速响应电网频率动态。电化学电池储能中采用电力电子技术以实现并网,电力电子装置的灵活可控性则使储能电站能够根据系统需求改变其外特性,进而能够更好地为系统提供支撑。此外,电化学电池储能电站对厂址的要求相对较低,可适用于城市供电。若该技术的经济性能得到进一步的提高,其在电网侧将得到更大规模的应用。

储能发展现状,海外较好,国内亟待突破

发电侧和电网侧储能国外做的比较好的是美国。在全部电池储能装机中,美国表前市场贡献了80%以上的份额,主要因为美国60%+的光伏装机以及多数风电装机是在地面电站。2018年2月,FERC出台的841号法案在国会通过(谈判始于2016年),规定区域传输运营商(RTO)和独立系统运营商(ISO)必须消除电池储能系统参与批发电力市场的障碍,重新制定规则允许电池储能系统参与电力批发和电力辅助市场竞争。2018年12月,区域电网运营商提交了对应的修正方案。自此,大型电池储能系统具有了清晰的盈利模式,即PPA或电力辅助服务,分别对应发电侧和电网侧,此后电池储能装机正式进入高增期。

用户侧储能国外做得最好是德国。德国截至2020年户用储能累计1.3GW,是全球最大的户用储能市场。2020年德国电化学储能新增装机626MW/1.1GWh,同比+36%,其中户用储能新增装机为552MW/1.02GWh,同比+122%,那么德国有8400万人,2000万个独立屋顶,目前装了300万个太阳能发电并网系统,装上储能大概就20万,不到10%,但是每一个新增的并网的家庭太阳能并网系统80%以上都要求配上储能,不是因为补贴,而是因为当地电价比较高,所以收益很高。

发电侧储能项目国内经济性依然不足,光伏的度电成本2毛左右,储能的度电成本在5毛左右,假设光伏电站20%的电是经过储能,那么简单测算发电站的综合度电成本为2+5*20%=3毛左右。如果还考虑到储能电池的超预期衰减,起火风险等,那么光储项目没有什么投资的吸引力。从2020年开始,为了保证新能源的消纳,国内发电侧强配储能,10%到20%的比例不等,2021年,新型储能意见稿出台,发电侧从强配储能改成鼓励各种形式的尝试。共享储能电站是一个潜在的好的模式,山东,陕西,青海,宁夏等都有提出,17年瓜州的集中式电站,参与调峰,现货市场充电价格6分钱,现货8分钱,电网补贴到3毛钱一度电,调峰是4毛2的收益,调频是12块钱的调频补助,能量的价差,充放电的价差有2毛,那么调峰,调频,能量价差这三个加一起,是可以构成一个比较好的收益的。单体的储能电站的商业模式目前是没有形成的。

电网侧储能国内发展近年来有所停滞,主要是由于储能无法纳入输配电价,导致储能成本高企,没有经济性可言。不过今年12月广东省出台了一个重磅的储能相关政策,新的储能政策把储能项目纳入了当地的输配电价,广东省可能成为储能在电网侧大力发展的排头兵。

用户侧储能国内目前主要是用于工商业的储能项目。峰谷电价差的1:3,1:4的电价差的出台,储能作为削峰填谷,增加利润,有不错的机会。以往用户侧,只有北京的商业、江苏的大工业项目有经济性,但是全国很多是没有经济性的,未来随着峰谷价差的持续扩大以及电价市场化的推进,用户侧的经济性会逐渐凸显。

储能产业链的梳理

产业链比较庞大,延伸较长,包括了锂电池(成本占比67%)、储能变流器(简称PCS,成本占比10%),电池管理系统(简称BMS,成本占比10%)以及能量管理系统(简称EMS,成本占比2%)。

储能行业的潜在风险

虽然锂电池储能最有可能成为未来储能的主力军,但是技术千变万化,可能存在较大的变化和突破,导致预期中要大力发展的锂电池储能变得技术边缘化。同时,在储能这个高增长的新兴行业,会不断地涌出新的玩法和玩家,所以高增长陷阱是值得投资者高度关心的问题。

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