中國儲能網(wǎng)訊：儲能勢在必行
今年儲能大熱，為什么儲能這么熱？這與雙碳政策緊密相關(guān)。新能源發(fā)電占比在逐步上升，但是新能源發(fā)電具備隨機(jī)性，只有發(fā)展儲能，才能人為可控。以往，發(fā)電側(cè)以火電為主，電網(wǎng)負(fù)荷增加，只需要增加火電的出力，就能夠滿足電網(wǎng)正常運(yùn)轉(zhuǎn)的需求，但是到2060年，新能源發(fā)電占比超過80%，如果不發(fā)展儲能，會大大影響人類社會的正常運(yùn)作。電網(wǎng)側(cè)來看，電網(wǎng)運(yùn)作的一個特點(diǎn)，發(fā)電量恒等于需求量，過去火電發(fā)電基本可以滿足這個特性。但是新能源發(fā)電占比提升之后，需求側(cè)和發(fā)電側(cè)的隨機(jī)性都大大增加，電網(wǎng)將受到很大的沖擊，可能導(dǎo)致電網(wǎng)無法正常運(yùn)轉(zhuǎn)，人民的用電需求無法很好的得到滿足，所以從電網(wǎng)側(cè)來看，發(fā)展儲能也是勢在必行。
儲能行業(yè)的空間廣闊
我們簡單測算下新能源汽車的市場空間，如果按照2030年全球新能源汽車的市占率50%，約有5000萬輛新能車，就是2500GWh的空間，若到時候電池系統(tǒng)成本1Wh單價6毛錢，則相當(dāng)于1.5萬億的市場規(guī)模。
再測算下儲能的市場空間，隨著新能源發(fā)電占比的越來越高以及儲能經(jīng)濟(jì)性拐點(diǎn)到來，儲能市場迎來爆發(fā)，預(yù)計到2025年全球新增儲能裝機(jī)達(dá)到130.9GW/318.1GWh，2021-2025年復(fù)合增速為79%，到2030年新增儲能裝機(jī)達(dá)到535.8GW/1575.0GWh，2021-2030年復(fù)合增速為55%，中國、美國、歐洲將是最大增量市場。如果按照1Wh 8毛算，就是1.2萬億的市場規(guī)模。
可見到2030年，儲能的市場空間（1.2萬億）預(yù)計是新能源汽車鋰電池市場空間（1.5萬億）的80%左右。
儲能方式較多，電化學(xué)儲能可能是未來發(fā)展的主力
儲能技術(shù)種類繁多，電化學(xué)電池儲能技術(shù)僅是其中一大類。除此之外，儲能技術(shù)還有機(jī)械儲能、電磁儲能、熱儲能以及化學(xué)儲能四大類。由于所采用的原理不同，這些儲能技術(shù)擁有不同的技術(shù)特點(diǎn)。
機(jī)械儲能的應(yīng)用形式主要有抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能。抽水蓄能已在電力系統(tǒng)中得到重要的應(yīng)用，其儲能容量大，適用于系統(tǒng)的削峰填谷、頻率調(diào)節(jié)。但該技術(shù)對儲能電站廠址要求嚴(yán)格，難以直接為城市的供電提供儲能服務(wù)。壓縮空氣儲能具有同樣的局限性，目前在國內(nèi)應(yīng)用較少。飛輪儲能能夠存儲的能量較小，造價成本較高，但響應(yīng)速度較快，多用于工業(yè)和 UPS中，適用于配電系統(tǒng)運(yùn)行。
電化學(xué)電池儲能相對于其他四類儲能技術(shù)綜合性能相對較好，可適用于較多的應(yīng)用場所，是裝機(jī)規(guī)模僅次于抽水蓄能的儲能技術(shù)，且保持著飛速地增長。電化學(xué)電池儲能在采用模塊化集成技術(shù)后，可方便地進(jìn)行容量的擴(kuò)展，儲能站規(guī)?？芍辽习僬淄?，適用于電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)用的需求。以鋰電池為代表的電化學(xué)電池儲能載體比能量高，亦可應(yīng)用至用戶側(cè)儲能。
電化學(xué)電池儲能技術(shù)充放電速度較快，可達(dá)到毫秒級別，既能削峰填谷，又可快速響應(yīng)電網(wǎng)頻率動態(tài)。電化學(xué)電池儲能中采用電力電子技術(shù)以實現(xiàn)并網(wǎng)，電力電子裝置的靈活可控性則使儲能電站能夠根據(jù)系統(tǒng)需求改變其外特性，進(jìn)而能夠更好地為系統(tǒng)提供支撐。此外，電化學(xué)電池儲能電站對廠址的要求相對較低，可適用于城市供電。若該技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性能得到進(jìn)一步的提高，其在電網(wǎng)側(cè)將得到更大規(guī)模的應(yīng)用。
儲能發(fā)展現(xiàn)狀，海外較好，國內(nèi)亟待突破
發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能國外做的比較好的是美國。在全部電池儲能裝機(jī)中，美國表前市場貢獻(xiàn)了80%以上的份額，主要因為美國60%+的光伏裝機(jī)以及多數(shù)風(fēng)電裝機(jī)是在地面電站。2018年2月，F(xiàn)ERC出臺的841號法案在國會通過（談判始于2016年），規(guī)定區(qū)域傳輸運(yùn)營商（RTO）和獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（ISO）必須消除電池儲能系統(tǒng)參與批發(fā)電力市場的障礙，重新制定規(guī)則允許電池儲能系統(tǒng)參與電力批發(fā)和電力輔助市場競爭。2018年12月，區(qū)域電網(wǎng)運(yùn)營商提交了對應(yīng)的修正方案。自此，大型電池儲能系統(tǒng)具有了清晰的盈利模式，即PPA或電力輔助服務(wù)，分別對應(yīng)發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)，此后電池儲能裝機(jī)正式進(jìn)入高增期。
用戶側(cè)儲能國外做得最好是德國。德國截至2020年戶用儲能累計1.3GW，是全球最大的戶用儲能市場。2020年德國電化學(xué)儲能新增裝機(jī)626MW/1.1GWh，同比+36%，其中戶用儲能新增裝機(jī)為552MW/1.02GWh，同比+122%，那么德國有8400萬人，2000萬個獨(dú)立屋頂，目前裝了300萬個太陽能發(fā)電并網(wǎng)系統(tǒng)，裝上儲能大概就20萬，不到10%，但是每一個新增的并網(wǎng)的家庭太陽能并網(wǎng)系統(tǒng)80%以上都要求配上儲能，不是因為補(bǔ)貼，而是因為當(dāng)?shù)仉妰r比較高，所以收益很高。
發(fā)電側(cè)儲能項目國內(nèi)經(jīng)濟(jì)性依然不足，光伏的度電成本2毛左右，儲能的度電成本在5毛左右，假設(shè)光伏電站20%的電是經(jīng)過儲能，那么簡單測算發(fā)電站的綜合度電成本為2+5*20%=3毛左右。如果還考慮到儲能電池的超預(yù)期衰減，起火風(fēng)險等，那么光儲項目沒有什么投資的吸引力。從2020年開始，為了保證新能源的消納，國內(nèi)發(fā)電側(cè)強(qiáng)配儲能，10%到20%的比例不等，2021年，新型儲能意見稿出臺，發(fā)電側(cè)從強(qiáng)配儲能改成鼓勵各種形式的嘗試。共享儲能電站是一個潛在的好的模式，山東，陜西，青海，寧夏等都有提出，17年瓜州的集中式電站，參與調(diào)峰，現(xiàn)貨市場充電價格6分錢，現(xiàn)貨8分錢，電網(wǎng)補(bǔ)貼到3毛錢一度電，調(diào)峰是4毛2的收益，調(diào)頻是12塊錢的調(diào)頻補(bǔ)助，能量的價差，充放電的價差有2毛，那么調(diào)峰，調(diào)頻，能量價差這三個加一起，是可以構(gòu)成一個比較好的收益的。單體的儲能電站的商業(yè)模式目前是沒有形成的。
電網(wǎng)側(cè)儲能國內(nèi)發(fā)展近年來有所停滯，主要是由于儲能無法納入輸配電價，導(dǎo)致儲能成本高企，沒有經(jīng)濟(jì)性可言。不過今年12月廣東省出臺了一個重磅的儲能相關(guān)政策，新的儲能政策把儲能項目納入了當(dāng)?shù)氐妮斉潆妰r，廣東省可能成為儲能在電網(wǎng)側(cè)大力發(fā)展的排頭兵。
用戶側(cè)儲能國內(nèi)目前主要是用于工商業(yè)的儲能項目。峰谷電價差的1:3,1:4的電價差的出臺，儲能作為削峰填谷，增加利潤，有不錯的機(jī)會。以往用戶側(cè)，只有北京的商業(yè)、江蘇的大工業(yè)項目有經(jīng)濟(jì)性，但是全國很多是沒有經(jīng)濟(jì)性的，未來隨著峰谷價差的持續(xù)擴(kuò)大以及電價市場化的推進(jìn)，用戶側(cè)的經(jīng)濟(jì)性會逐漸凸顯。
儲能產(chǎn)業(yè)鏈的梳理
產(chǎn)業(yè)鏈比較龐大，延伸較長，包括了鋰電池（成本占比67%）、儲能變流器（簡稱PCS，成本占比10%），電池管理系統(tǒng)（簡稱BMS，成本占比10%）以及能量管理系統(tǒng)（簡稱EMS，成本占比2%）。
儲能行業(yè)的潛在風(fēng)險
雖然鋰電池儲能最有可能成為未來儲能的主力軍，但是技術(shù)千變?nèi)f化，可能存在較大的變化和突破，導(dǎo)致預(yù)期中要大力發(fā)展的鋰電池儲能變得技術(shù)邊緣化。同時，在儲能這個高增長的新興行業(yè)，會不斷地涌出新的玩法和玩家，所以高增長陷阱是值得投資者高度關(guān)心的問題。
