锂电储能市场发展回顾及趋势研究

2018年被称为中国的储能爆发元年,电网侧项目的大规模投运和锂电池成本的持续下降带来了行业的变局和机遇。从远景周期看,中国的能源结构变革、用电增量市场和电力体制深化改革将为国内的储能市场带来持续动力。通过研究电网侧、可再生能源并网、辅助服务和用户侧等四个领域的储能市场特点和趋势,建议高度关注储能行业
Admin     2019-4-29 11:03:05
  2018年被称为中国的储能爆发元年,电网侧项目的大规模投运和锂电池成本的持续下降带来了行业的变局和机遇。从远景周期看,中国的能源结构变革、用电增量市场和电力体制深化改革将为国内的储能市场带来持续动力。通过研究电网侧、可再生能源并网、辅助服务和用户侧等四个领域的储能市场特点和趋势,建议高度关注储能行业发展及其带来锂电池、设备系统、建设运营等环节的机会,并以储能为切入点积极推动布局综合能源服务。

  储能尤其是锂电储能市场被认为具备广阔的市场空间和多样的应用场景。2018年被称为储能市场爆发元年,储能领域受到多个电网侧项目的提振,无论是新装机量还是运营规模都有了大幅提升。国内外多个锂电池企业也将储能系统(ESS)作为动力电池之外的另一片蓝海并积极布局。因此有必要对锂电储能市场进行回顾研究,展望未来发展趋势。


  一、储能市场发展情况梳理


  (一)电化学储能市场概况


  电力储能是指在电力系统中功率在千瓦级别以上,满足电力系统应用需求的储能技术。从储能方式来说,电力储能可划分为物理储能、电化学储能、电磁储能三大类。物理储能主要包括抽水蓄能、压缩空气、飞轮储能;电磁储能响应速度快,短时间可释放大功率电能,循环次数多,包括电容储能和超导储能;电化学储能除锂电池外,还包括钠硫电池、铅蓄电池和液流电池等技术。



  图1:全球储能系统累计装机容量分布(2011-2018年)


  来源:中关村储能产业技术联盟储能产业白皮书


  从整个储能应用规模看,抽水蓄能因其性能和成本优势占装机的94%,而电化学储能虽只有3.6%仍位列第二,锂电又占这当中的86%。除去建设有特定限制的抽水蓄能,锂电在电力储能中已经成为绝对的主流。锂电储能可组规模灵活,响应时间较快,适用于充放电转换频繁的场景。它很好的均衡了功率密度与能量密度,随着锂电池成本的快速下降,锂电被认为是电力储能领域最有潜力的发展方向,可用于发输配用等各环节,装机占比快速提升。据中关村储能联盟(CNESA)的不完全统计,从2000年至2018年底全球电化学储能的累计投运规模为6.5GW,同比增长121%。其中2018年一年新增电化学储能的投运规模为3.5GW,同比增长288%。2000年至2018年底中国电化学储能的累计投运规模为1.01GW,同比增长159%。2018年一年国内新增电化学储能的投运规模为0.6GW,同比增长414%。其中电网侧储能应用爆发是最主要原因,全年累计投运储能规模为1.02GW/2.91GWh(规模/容量,不仅限于电化学),是2017年累计投运规模的2.6倍。从规模到增速,加之电力机制改革逐步释放的政策性机会,2018年确实可被称为中国储能市场爆发元年。


  (二)国家行业政策逐渐升级


  我国在储能产业的战略布局可以追溯至2005年出台的《可再生能源发展指导目录》,氧化还原液流储能电池、地下热能储存系统位列其中。2010年储能行业发展首次被写进法案,当年出台的《可再生能源法修正案》第十四条中明文规定“电网企业应发展和应用智能电网、储能技术”。2011年,储能首次出现在国家“十二五”规划纲要,并相继列入《国家战略性新兴产业发展规划》、《可再生能源发展规划》、《能源发展战略行动计划(2014-2020)》、《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》等政策中的重点创新发展领域,重点是融合与智能电网技术,将储能作为提高可再生能源消纳的重要手段。2016年起,储能应用在国家层面进一步拓宽,国家发改委等六部委的《电力需求侧管理办法(修订版)》提出“通过深化推进电力需求侧管理,积极发展储能和电能替代的关键关系,促进供应侧与用户侧大规模友好互动”。2017年10月《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》成为我国储能行业的第一个指导性文件,至此,储能正式作为一个重要领域单独出现在国家层面的发展指导意见当中。文件确立了推进储能技术装备研发,推进储能提升可再生能源利用水平,推进储能提升电力系统灵活性稳定性,推进储能提升用能智能化水平,推进储能多元化应用支撑能源互联网等五大重点任务。

  到2018年,国家发改委印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》,在国家文件中首次明确提出储能削峰填谷的重要作用,为用户侧储能提供有利环境,此外首次提到鼓励电动汽车提供储能服务。同时,各地陆续出台一系列细则加速培育储能市场,例如多省市发布电力辅助服务细则支持储能调峰调频作用,南方区域出台首个针对电化学储能电站的政策文件,储能用锂离子电池、电化学储能电站等一系列标准完成制定实施等。由此可见,储能行业政策不断升级,一方面储能应用的内涵日益丰富多元,在能源结构中的地位日渐上升;另一方面储能政策不断细化,构建更加有利的市场环境。


  (三)新能源汽车发展加速储能应用进程


  大幅降低电池成本是电化学储能大规模扩容的前提条件,中国新能源汽车发展及由此带来的动力电池产能扩张,促使锂电池成本快速下降,大大加速了电化学储能应用进程。彭博财经发布的最新《长期能源储存展望报告》中指出,从2010年到2016年,电池包的成本从1000美元/kWh下降到了227美元/kWh,也同时刺激了对锂电池储能潜力的期待。预测从2018至2030年间,锂离子电池的价格将继续下降52%,由此使得储能系统成本下降的速度将超过预期。到2050年,电池储能系统投资额将高达5480亿美元,其中三分之二为电网级,其余为家庭和企业。随着锂电池成本因新能源汽车推广而大幅下降,锂电池的主流地位已经不可动摇。继续下探的电池价格会让电池走进千家万户,满足能源需求和供应的变化。


  二、电化学储能市场各应用领域综述


  储能可以被广泛应用于发输配用等各环节,我国电化学储能在电力储能实际应用中,可再生能源并网、用户侧、电网侧以及辅助服务是四个最主要的领域。


  (一)电网侧储能


  尽管储能最初是在可再生能源并网消纳领域被寄予厚望,但在2018年全球电网侧储能装机量首次跃居首位,成为最先启动爆发的细分领域。电网企业在江苏、河南、湖南等多地积极布局电网侧储能电站,以提升电力系统的灵活性和稳定性。2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧电化学储能规模206.8MW,占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%,占各类储能应用之首。另有规划及在建电网侧电化学储能电站465MW。包括江苏镇江东部101MW/202MWh、河南电网100MWh、湖南长沙一期120MWh,江苏二期等电网侧储能项目相继发布开工。
  之所以是电网侧率先爆发,有多方面的原因。一是当地电网对于储能的切实需求,通常包括几类:在电网负荷较高地区,储能能够有效满足短时最大负荷所需,延缓电网的投资建设;储能也可以解决区域电网输送断面阻塞的问题,尤其是火电机组调峰不足的区域;此外新能源大规模并网的区域,储能一定程度优化保障安全稳定运行。这几个省份正是为解决这些问题选择了锂电储能。二是锂电成本下降明显,且具有灵活部署统一调度的特点,在经济价值上逐渐显示出优势。例如江苏镇江储能电站电网侧总功率为101MW,总容量为202MWh,利用现有变电站资源进行分散建设,统一调控。储能电站总投资约7.6亿元,可在每天用电高峰提供电量40万kWh,满足17万居民生活用电。如果建设同等容量的发电厂则需投资8亿元,且每天有效运行只有1-2小时。三是在区域应用和环境保护方面具有一定的示范意义,储能电站可为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、事故应急安全响应、电能质量改善等多种服务,减少火电厂为辅助服务而消耗的燃煤,减少了二氧化碳和二氧化硫排放。

  电网侧项目高度依赖各地电网规划,可持续增长及潜在空间仍然取决于电网的资本支出。从商业模式看,电池和储能设备企业基本以投标工程建设和设备采购的方式参与其中,运营环节基本不向第三方开放。未来电网侧项目仍然有一些问题需要解决:一是项目的商业价值计量不透明不公开,无法定价。到底发挥了多大作用,产生了多少优化收益,还难以精确计算。这就导致无法精准计价,更无法将储能的价值体现到输配电价当中。二是储能资产在电网中的身份地位未定,无法归属为输配资产,这同样影响了储能后续的定价问题。目前开工的项目是以租赁模式来解决资产归属,但是从访谈中了解到行业对于解决这一问题充满信心。三是成本仍需要下降。从公布中标情况看,系统平均成本已经达到2元/Wh左右(其中电池成本1-1.3元/Wh)。如果未来在开放市场下与其他辅助服务方式如燃气轮机等竞争,电池储能系统成本仍需要进一步下降,据测算,系统成本如果做到1.4元/Wh时,电网侧储能与主流方式具备充分的竞争力。总体而言,电网侧储能仍将是近两年锂电储能的主要市场,考虑到国网最新发布的“三型两网”规划,尤其是“泛在电力物联网”战略,储能能够有效连接电力、电网、用电端,促进任何时间地点、人和物之间的能源连接和信息交互,有效支持泛在电力物联网建设,电网主导的储能建设仍将保持快速发展。


  (二)可再生能源并网


  截至2018年底,我国可再生能源发电装机达到7.28亿kW,同比增长12%,约占全部电力装机的38.3%。其中风电装机1.84亿kW、光伏装机1.74亿kW、分别同比增长12.4%和34%。全年可再生能源发电量达1.87万亿kWh,占全部发电量比重为26.7%。可再生能源电力具有波动性,难以完全匹配稳定的用电需求。为满足用户侧负荷的需求,且减少电网频率波动,经常会产生弃风、弃光现象。2018年弃风电量277亿kWh,平均弃风率7%;弃光电量54.9亿kWh,平均弃光率3%。同时可再生能源电力并网也带来了冲击隐患,产生大量调峰调频的需求。
  储能系统可为风光电站接入电网提供一定的缓冲,起到平滑风光出力和能量调度的作用,从而改善电能质量、提升可预测性和利用率。风光储一体也应用于各示范工程中,如格尔木光储电站、吉林风蓄储示范工程、张家口风光储示范工程等。通常锂电储能功率配比约为10%,容量在0.5h-2h之间。按照2018年底国内风电光伏装机合计358GW,配套10%储能计,仅存量就存在35.8GW潜在空间,能够带来30-50GWh的电池需求。但实际除示范工程外风光电站几乎没有安装储能系统。经过对部分风光电站运营方访谈,得知储能大大增加了建设成本,对发电平价造成不利影响。现有补贴模式下安装储能尚不存在经济性,电站的上网电量也未必能通过安装储能获得明显提升。
  随着风光电成本的持续下降,到2020年如果顺利解决平价上网的第一步,提升上网质量必然将成为接下来的发展重点。因此解决清洁能源消纳和优化平抑波动将成为可再生能源并网领域应用储能的主要动力。2018年11月,发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》,对2018-2020年间的弃风弃光率制定了年度任务,并对重点省份提出了目标要求。行动计划多处提到储能产业,要求“统筹推进集中式和分布式储能电站建设,推进储能聚合、储能共享等新兴业态”。同时华北能监局、西北能监局修订了对新能源的考核办法,被外界称为“两个细则”。其中要求风电场、光伏电站必须具备一次调频功能,如果不满足考核要求则需要缴纳补偿费用。“两个细则”如得以严格执行,加装储能装置也将重新成为风光电站的选择之一,一方面可减少弃风限电的损失,另一方面未来可通过参与电力辅助服务获得收益。

  总体而言可再生能源并网将是下一步潜在空间较大的市场,风光储一体会逐渐提高占比。但是风光电站首先要面临2020年补贴取消的压力,一段时间内平价仍然是最关注的事情。加之现阶段风光电站加装储能只能依靠限电时段的弃电量存储,投资回收周期漫长。因此该市场启动尚需时日,恐怕要在2020年补贴取消后,产业链调整稳定,储能收益多样化后才会大规模爆发。


  (三)辅助服务-火电储能联合调频


  电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量,除正常电能生产、输送、使用外,由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。其中有偿辅助服务包括AGC、备用、无功服务和黑启动等。目前储能在其中获利模式最清晰,市场参与方最积极的模式是火电储能联合调频。电网在区域内对火电机组的响应情况爬坡速率等通过kp值进行考核,由考核靠后企业补偿考核前列企业。因此火电企业有动力改善自身调节能力,联合锂电储能系统可以对负荷作出快速反应,提升火电机组的调频考核指标。一般而言,2台300MW火电机组需配置的储能装置为9MW/4.5MWh。
  2017年开始,随着部分电网区域对火电储能联合调频给出较为清晰的补偿机制,该领域商业化模式最先成型。仅2018年上半年,已建、在建和中标项目已经达到至少20个,投资主体和利益分成模式日趋多元,出现了睿能世纪、科陆电子等主要建设企业。目前的商业模式主要是由社会资本进行投资建设,在随后的运营期内投资方与电厂对补偿收益进行分成,通常在投资成本收回前后两个阶段采用不同的分成比例。按照前期七三开,后期三七开的分成比例,多数项目2-4年即可收回投资,经济效益良好。

  尽管该市场商业化程度最高,启动最早收益最好,但市场空间其实相对较小。一是在机制尚未形成的区域无法推广;二是配套储能比例较低仅为2-3%/0.5h,项目规模有限;三是现有机制仍然是零和博弈,该区域内火电企业如果都加装储能提高响应,则收益性将大大降低;四是火电厂议价权较强,当前分成比例已经远不如早期项目。值得注意的是,这是锂电储能在现有机制下,唯一能够借助火电通道直接服务电网获利的模式,这也是该模式尽管潜在空间不大,但是市场最为活跃的原因。


  (四)用户侧储能


  用户侧主要是在个人用户、工商业企业和工业园区安装储能系统。理论上用户侧储能除了峰谷差套利,还可以实现多种收益,如果能够实现多种收益叠加,则经济性相对较好。
  从理论上看,用户侧应当是锂电储能市场空间最大的领域,国外发展趋势也是如此。但从实际规模看,2018年前三季度用户侧储能累计投运295MW,2017年同期231MW,速度并不快。新装机比重也被电网侧反超,据不完全统计,用户侧储能在2018年新增装机中占比已经降至10%左右。用户侧发展缺乏动力的主要原因是收益差和风险大。收益差的原因主要是获利途径单一,在用户侧主要收益依靠峰谷价差套利,加之大部分地区的峰谷价差有限,导致用户侧储能投资回收期比较长。按照储能系统成本2元/Wh,施工建设等成本1元/Wh计,假设日充放电两次(峰谷+平谷,90%深度充放,15%损耗),峰谷价差0.9元/度,平谷价差0.4元/度,则投资回报周期约为8-9年。如果考虑锂电池衰减,尤其是两充两放衰减加速,则需要超出10年收回投资。加之去年开始一般工商业电价下调10%以及大工业两部制电价的出台,使得全国很多地区的峰谷价差仍在缩小,单一依靠峰谷差的收益性不理想。而且期间如果用户企业无法正常经营生产,也会造成投资难以收回,这给项目带来更多不可控的风险。用户侧收益单一、长期运营缺乏保障,对社会资本吸引力很低。只有用电方还涉及到备电、扩容等综合需求时,才会考虑配置储能。
  用户侧储能想要大规模发展,还需要在“开源节流”上下功夫。开源是指电力辅助服务市场更多向用户侧储能开放,除峰谷差套利外给用户侧更多收益来源。节流是指储能系统成本的进一步下降,缩短投资回收周期。尤其是如果分布式光储系统的成本下降后,用户侧储能与分布式光伏结合将成为发展方向。近期江苏省工业园区给予用户侧储能自项目投运后按发电量(放电量)补贴3年,补贴业主单位0.3元/kWh的优惠,也为用户侧储能发展提供了助力。

  此外,海外发展较好的户用储能也应归入用户侧。一般包括3-10kWh电池组和BMS管理系统,如果该家庭装有光伏发电,则还需要并网逆变器和交流负载。家庭储能一是可以作为应急备用电源;二是可以提供峰谷差存放电,降低家庭能源费用;三是与光伏等结合构成家庭能源系统,甚至可以上网售电。全球家庭储能市场不大,但是在一些地区开展情况较好。一是以德国和澳洲为代表,户用新能源系统发展较好的地区。目前德国已经有1/3的家庭装上屋顶光伏系统,而澳大利亚也有200万户安装了光伏,可以通过加装储能系统进一步降低家庭能源费用。二是如东南亚、印度等地区,本地电网不稳定,需要家庭储能作为应急电源。预计未来全球家庭储能仍将在德国、澳洲等高电费、户用光伏比例高的国家快速增长,预计2018年销售超过15万套。国内由于家庭电费较低,发展机会不大。


  (五)通信备用电源


  之所以把通信备用电源单独列为一节,一方面通信备用电源对于电池的要求和上面所述四类储能应用有所不同,行业内有声音认为,通信备电严格说不应列入储能;另一方面通信备电的市场非常大,未来几年的采购量仍将远超上述四类储能的容量。因此对这个领域也做简单介绍。

  过去大型基站以铅酸电池为主。随着锂电行业逐步发展,在当前成本及成本下降预期下,锂电池取代铅酸应用已成为必然趋势。2016年后,运营商新招标的项目多以锂电池为主。通信备电的市场主要包括两部分,一部分是新建基站的储能构成每年市场的增量;一部分是存量基站电池的到期替换构成每年市场的基础量。对2017-2018年的招采公告查询,三大运营的锂电备电年采购规模约为1.5-2GWh。而中国铁塔的规模可通过港股招股书查询计算,按照1个基站对应48V500Ah(24kWh)的电池计算,180万个基站存量电池规模约为43GWh。同时考虑到国内基站的建设周期主要集中于2013年起的4G建设高峰(仅2014年就建设基站98.8万个,占到现有规模的一半),以电池寿命6年计算,到期替换的高峰将在2020年左右出现。中国铁塔宣布今年起不再采购铅酸,考虑到梯次电池规模不足以满足,因此在2020年前后会有一波锂电采购替换的需求集中出现。再加上每年新建5-10万个基站,将带来1.2-2.4GWh的锂电需求,合计将有每年10GWh左右的电池需求,由铁锂电池和梯次利用电池满足。


  三、国内主要储能行业企业概况


  根据CNESA的定义,储能行业参与主体可以划分为向客户提供储能技术本体、电池模组,电池系统的储能技术提供商;从事储能系统集成业务,向客户提供成套储能系统产品包括本体、BMS、PCS、EMS及其它配件的储能系统集成商。2017年中国储能技术提供商规模前五为南都电源、双登集团、圣阳电源、中天科技、三星SDI,中国储能系统集成商规模前五名为南都电源、阳光三星、科陆电子、双登集团、中天科技。2018年的储能项目中标信息显示,除了上述企业,还有睿能世纪、亿纬锂能、国轩高科、比亚迪等企业积极参与储能市场。


  (一)南都电源


  南都电源主要从事通信电源、绿色环保储能应用产品研究、开发、制造和销售,并为后备电源、动力电源及特殊电源领域提供完整的解决方案和服务,主导产品为铅酸蓄电池,近年也开始提升锂电产品占比。2018年半年报中,南都电源第一次将“储能电源及系统”作为单独的业务领域公布业绩。

  南都电源早在2008年就涉及储能电池及系统集成技术研发,2015年开始参与储能商用化项目建设,其电化学储能应用在规模化、安全性、经济性等方面已经成熟,形成规模化应用。截至2017年底,南都电源储能电站签约总规模已超过2000MWh,投运规模超过300MWh。2018年上半年,南都电源中标河南电网100MW储能项目,其中9.6MW河南信阳龙山项目已经交付。此外与镇江新区多家重点企业集中签约的储能电站项目,为全国最大规模用户侧分布式储能项目。此外为德国Upside公司建设50MW的调频服务储能系统项目,进入欧美电力辅助服务市场。在2017年,南都与三峡建信等合作成立了三峡南都储能投资基金,一期募集资金总规模为20亿元,为储能项目建设提供资金支持。


  (二)科陆电子


  科陆电子是国内领先的综合能源服务商,产业链包括能源的发、输、配、用、储,产品包括智能配电设备、电仪器仪表、新能源接入设备、储能系统等。

  科陆电子从2009年开始致力于储能领域,现拥有较为完善的储能解决方案及储能系统集成能力,PCS是其优势领域。截至2018年已累计完成超过400MWh的并离网储能系统项目。科陆电子在火电储能联合调频市场发力较早,建成运行如山西同达电厂、平朔储能AGC调频项目、内蒙古上都电厂等一批项目,确立了其在储能联合调频领域的领先地位。截至2018年上半年,科陆电子的储能调频项目已达10个,建设规模合计120MW/60MWh。此外科陆电子与LG化学合资成立的无锡陆金新能源,重点布局海外户用储能及商用储能产品,在日本已实现批量交付。科陆电子还是国能电池的第二大股东,与国能共同开发应用软包磷酸铁锂储能电池。去年8月4日,科陆电子控股股东向深圳市国资委平台公司远致投资转让1.52亿股,成为深圳国资控制企业。为缓解现金流紧张问题,科陆电子将逐步剥离光伏电站等资产,并向恒大转让了卡耐新能源,将有限的资源投入到储能等核心业务中。


  (三)其他企业情况


  中天科技:中天科技(600522)主营业务为通讯、光纤、光缆等,同时具备储能系统整体集成能力,其控股公司中天储能专业从事新型锂电池生产和储能系统研发。中天科技主要发力用户侧分布式储能领域,已建成分布式光伏、储能、充电桩三位一体结合的电力储能系统。2018年中天科技投运和在建的储能项目约213MWh,其中电网侧项目162MWh,用户侧51MWh,主要使用磷酸铁锂方壳电池。今年2月份,中天科技发布公告,募资15.78亿元用于在江苏建设总装机118.75MWh,总容量950MWh的10个用户侧分布式储能电站。这也是A股史上最大规模的储能项目募资事件。
  阳光三星:是上市公司阳光电源(300274)与三星的合资企业。阳光电源专注于太阳能、风能逆变器产品,是逆变器企业切入储能领域的典型。2016年,阳光电源和三星SDI合作,成立了三星阳光和阳光三星两个公司。阳光三星是由阳光电源控股,基于其储能逆变器提供储能系统解决方案;三星阳光由三星控股,为储能系统提供储能电池。2017年,阳光电源凭借其在逆变器行业的龙头位置,向用户推出了“逆变器+储能技术融合”的解决方案,不仅可降低系统成本,还可以通过功能整合进一步提高系统综合发电效率。其首个海外储能项目马尔代夫海岛储能实现了光储一体系统解决方案。

  双登集团:成立于1990年,围绕动力、储能和通讯三大产业板块,形成产业集群发展。主要技术路线是铅炭电池,2017年双登储能业务仅铅碳电池已经达80MWh,2018年第一季度,双登在海内外该业务领域配套应用的铅碳电池规模已经达到100MWh。


  四、海外储能市场情况


  (一)欧洲市场


  根据欧洲储能协会最新发布的报告显示,2017年欧洲电力储能设备装机容量接近600MWh,相比于2016年的400MWh增速高达49%。欧洲储能市场呈现出电网端、工商业、户用储能“三强鼎立”的格局。欧洲电网侧储能商业模式很大程度上依赖于电网需求的大量波动及由此产生的经济效益。但是近年来欧洲电网调频需求并不旺盛,甚至有下降趋势。但属于用户侧的工商业储能和家用储能增速明显高于电网端储能,成为增长的主力军。



  图2:欧洲电力储能设备年装机规模(MWh)


  其中户用储能的发展得益于欧洲尤其是德国高昂的电费,以及渗透率较高的户用光伏市场。欧洲电力市场可再生能源渗透率已达到了25%-30%,单独安装光伏或是光储一体化的系统,能够有效的降低用户电力费用支出。尤其是近年来针对光伏的补贴有所削减,加速刺激了户用储能的发展。很多安装了光伏的用户开始加装储能,而服务商也开始更多将储能项目与光伏项目打包出售安装。随着电动车普及未来还可以加入充电桩一体。总体而言欧洲开放的电力市场、新能源占比高和部分国家电力费用高,都使得用户侧的储能投资回报周期在合理范围内。

  欧洲主要国家的储能发展各有特点,依赖于自身国情。例如英国与欧洲大陆的电网接入较少,从欧洲电网获得的调节有限,就要求自身具备更好的调节能力。加之电网部分老化,而电网设施翻新建设的支出较大。为延缓电网投资建设,英国电网侧储能投资快速上升,在2018年上半年开始建设200MW储能电站是去年欧洲最大规模的储能项目。但用户侧项目在英国发展缓慢,主要是由于英国光照条件差,光储一体化不具备开展环境。德国在欧洲国家中储能发展情况最好,其光伏设备中安装储能系统的比例达到77%,是欧洲范围内最成熟的分布式光储市场,也是用户侧储能商业模式发展最先进的国家。


  (二)美国市场


  截止到2018年,美国仍是全球最大的储能市场。其中新能源政策最为积极的加州占据主要地位,包括提升公共储能容量应对高峰电力压力,以补贴促进户用光储一体安装等措施,全方位的推动储能市场发展。此外在部分用电压力较大的州,也启动了公共电力储能项目建设。储能在美国电力辅助服务市场的应用和模式都比较成熟,主要得益于其公开电力市场。但近年来用户侧尤其是工商业用户储能项目成为最活跃的领域,光储一体化应用已成为许多美国分布式光伏企业的共同发展方向。


  (三)澳大利亚市场


  澳大利亚由于其人口分布和地理特点,用户侧储能占据了绝对优势,在一些人口稀少的偏远地区,如西澳大利亚,建设全覆盖的电网并不具备经济性,因此发展分布式光储系统成为更适宜的选择。而在南澳,由于可再生能源装机占比高,发生一些电网不稳定的事件,电网侧项目近年来也受到重视,一批大规模储能项目开始落地,带动了海外储能系统开发商在可再生能源场站侧布局。此外,受益于户用光伏的高渗透比例,一些运营商开始探索整合分布式储能开展“虚拟电厂”建设参与电力市场服务。澳大利亚推出了电力市场“五分钟结算机制”,促进更多商业模式的出现,储能在电力市场中的收益性进一步提升。


  (四)日韩市场


  韩国在配额制政策、燃煤电厂关停、能源转型等因素驱动下,推动储能在大规模可再生能源领域的应用。韩国的储能项目通常规模较大,如现代电气蔚山150MW储能项目。韩国锂电储能电站在近两年屡屡爆出火灾事故,一定程度影响了大型储能项目的进一步推广,也提醒业内更加关注锂电储能电站的安全问题。日本主要的储能应用仍然集中在集中式可再生能源并网和用户侧领域。其中北海道等解决弃光需求强烈的地区,以及部分灾后重建地区成为储能应用的重点领域。用户侧则主要依赖于虚拟电厂的建设补贴、户用储能补贴、能效计划等政策激励。


  五、电化学储能未来发展趋势展望


  (一)国内各领域储能市场空间展望


  2018年成为国内储能爆发元年,有偶然因素但更是必然趋势。客观地说,国内储能项目基数太低,积累较少,无论是技术、成本和市场机制都还未完全成型,距离全面爆发仍要经历技术试错、规模示范、模式推广等阶段,需要经过反复验证迭代达到技术和商业模式成熟。未来三年内,国内电化学储能年装机容量估计在2-5GWh之间(不含备电市场),取决于电力市场的开放进程。
  具体在四大领域中,电网主导的电网侧项目仍将是未来几年内国内储能发展的最主要领域。一方面从国家电网近期的多项规划包括今年的1号文件来看,“三型两网”被行业内外寄予了很高期望,被认为是电网下一个阶段颠覆式的变革。这意味着国网或将在进一步开放的基础上,主动寻求转型,在电力服务的优化建设上提升能力,这也必然带来新的资本支出包括在储能领域的新增项目。另一方面如果电网能够在未来几年解决储能的输配电资产身份,意味着电网侧储能成本可以顺利计入输配电成本,将开启更大规模的市场空间。
  用户侧储能从国外发展经验看,蕴藏着巨大的市场空间,尤其是与分布式新能源、各类辅助服务等相结合,在更加开放的电力市场环境下具备多样灵活的商业模式和盈利前景。但回归到现状看,在现有单一峰谷套利模式下,虽然发改委出台文件扩大峰谷电价差和执行范围,但离开了北京、江苏等某些区域或特定案例,投资回收周期普遍过长。而其他盈利模式的拓展需要等待电网出台细化政策,离不开电网给予补偿支付,这样一个潜藏市场的开启仍需各方培育。
  火电储能联合调频前期开展顺利,优势在于盈利模式清晰,但这一市场的天花板也清晰可见。一方面有赖于试点区域的补偿机制确立,政策出台区域才有项目机会。另一方面收益性受到来自火电厂和补偿弱化的双重挤压,换言之如果该区域的火电厂都加装储能,则补偿收益就会下降。因此这一市场的参与者不会太多,参与后续运营的机会也比较少。
  可再生能源并网则是另外一个值得期待的市场,远期潜在空间巨大,这当中的根本动力来自于中国能源结构的变化。随着风光装机规模占比扩大,对于调节能力的要求将越来越高,储能仍然是不可或缺的方式之一。只是目前风电光伏还面临着去补贴的第一道坎,只有行业平稳渡过2020年后,并网质量和调节能力才会成为下一个关注重点。近期其中“两个细则”和清洁能源消纳的政策出台,可以看到来自政府的决心。

  此外对于通信、数据中心等的备用电源,因其和前述四个市场的商业模式相关度极低,且在电池需求和应用场景上也有很大不同,将其视为不同的行业较为合理。这当中可以关注4G基站的备电替换高峰来临,以及5G建设中的相关需求。


  (二)储能市场发展机遇


  储能在国内的远期空间相当乐观,宏观来看有以下机遇。一是从能源结构角度,可再生能源占比不断提高。例如在发改委能研所的报告中,认为到2050年非化石能源在能源结构中占比将达70%,其中风能和太阳能在总量中占比接近一半。在这一过程中储能将承担起愈加重要的作用。二是从电力增量市场来看,比照发达国家路径,中国经济发展将继续提升人均用电水平。对照美国1.3万度,韩国1.1万度的年人均用电量,中国年人均只有0.43万度,即使上升到0.8万度电,也意味着电网规模还应扩大2-3倍,这当中新增的电网建设和能力优化对储能提出要求。三是国内电力体制改革仍将深化。随着电力市场化交易和电力现货市场的推进,储能的经济性也将日趋凸显。持续保持增长是中国电力市场的最大机遇,也是储能发展的最大机遇。储能可以消除能源在时间空间、供需之间的不均衡和错配,提升能源综合应用效率,创造社会和经济价值;储能连接了能源的场景和环节参与方,在发电方、需求方、服务方、输配方等之间实现能源流、信息流的有效贯通;储能实现了能源的运营和服务一体化,在固定收益基础上拓展了潜在盈利空间,符合能源结构未来发展趋势。
  从技术路线看,除了特定地理位置建设的抽水蓄能电站之外,电化学储能的主流地位不可动摇,而这当中锂电伴随着电动车浪潮带来的成本快速下降和产能规模上升,已经确立了其在储能当中最主流的身份。目前国内储能市场的锂电池主要以磷酸铁锂电池为主,以及少量的钛酸锂电池,这也为一些磷酸铁锂电池企业提供了机遇。宁德时代就曾多次提到,未来储能电池和动力电池的技术路线会继续分化。比亚迪、国轩高科等电池企业,也都纷纷成立了专门的储能事业部或合资公司,积极开展布局。针对储能应用特点,开发满足储能需求的新型磷酸铁锂电池,进而拓展综合储能业务,将为电池企业在储能领域开拓新的广阔市场。

  从产业链来看,将沿着储能设备-储能建设-储能运营服务的环节逐次受益,前期将为储能设备和建设企业,如储能电池、储能PCS、系统集成和EPC等企业带来业绩增长。随着储能资产的经济性逐渐显现,越来越多的第三方会参与成为储能项目的所有者和运营方,进而以电站和辅助服务提供商的身份参与电力市场。分布式可再生能源配合储能的经济性,也将随着新能源发电和储能两者成本同步下降逐渐显现。随着政策和市场条件成熟,将从单纯的能源产销体系向能源综合服务体系转变,未来可重点关注可再生能源电站侧和经济发达地区用电侧的机会,以储能为切入点积极推动布局综合能源服务。



来自:五矿经济研究院




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