隨著碳達峰、碳中和“30·60”目標的提出，以光伏、風電為代表的可再生能源戰(zhàn)略地位凸顯，儲能作為支撐可再生能源發(fā)展的關鍵技術，有望站上下一個風口。據(jù)測算，到2030年我國大部分地區(qū)光儲結合可實現(xiàn)平價，儲能市場空間可達1.2萬億以上。
記者注意到，今年以來，多地出臺政策支持“新能源+儲能”模式的發(fā)展，從措辭上來看，地方對儲能的態(tài)度也從“鼓勵”、“建議”轉(zhuǎn)向“優(yōu)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(fā)展。
然而，看似繁榮的產(chǎn)業(yè)背后，儲能行業(yè)仍存在成本較高、電源側用戶接受度低，甚至“劣幣驅(qū)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(chuàng)新成為業(yè)內(nèi)共識。
多省市力推“新能源+儲能”
國內(nèi)的儲能行業(yè)先后經(jīng)歷了多個發(fā)展階段，從不同應用場景來看，由于用戶側儲能的商業(yè)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(qū)動用戶側儲能建設的主要動力。
不過，隨著工商業(yè)電價的持續(xù)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(guī)模在2018年被電網(wǎng)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(wǎng)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(jù)不完全統(tǒng)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(wǎng)調(diào)度的要求配置儲能，1個省份在項目申報打分環(huán)節(jié)中對配置儲能的項目給予優(yōu)先。
青海的政策就有一定代表性。今年1月，青海省印發(fā)了《支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)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(xié)同發(fā)展，一是實行“新能源+儲能”一體化開發(fā)模式，二是實行“水電+新能源+儲能”協(xié)同發(fā)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(yōu)先支持；同時，儲能項目中自發(fā)自儲設施所發(fā)售的省內(nèi)電網(wǎng)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(fā)生了變化。例如，“鼓勵”和“建議”等措辭更多地轉(zhuǎn)變?yōu)?ldquo;優(yōu)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(fā)展經(jīng)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？科華數(shù)據(jù)新能源事業(yè)部副總經(jīng)理曹建在接受e公司記者采訪時指出，“十四五”是實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵年、窗口期，而實現(xiàn)“雙碳”目標，無疑要加快能源結構改革，加大新能源的發(fā)展力度。
“儲能正從商業(yè)化初期的摸索向規(guī)模化發(fā)展過渡。在經(jīng)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(jīng)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(fā)展階段。這對于儲能的發(fā)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(guī)模也獲得了極大發(fā)展。陽光電源儲能銷售中心總經(jīng)理陳志向e公司記者介紹說，得益于當?shù)仉娋W(wǎng)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”。
記者注意到，國家層面也正醞釀對儲能行業(yè)的支持政策。根據(jù)江蘇省發(fā)改委日前披露的信息，國家發(fā)展改革委價格司副司長彭紹宗一行赴江蘇調(diào)研。調(diào)研組聽取了新型儲能電站建設、運營企業(yè)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(yè)就生產(chǎn)經(jīng)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(yè)界廣為看好，但在落地過程中卻出現(xiàn)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(yōu)先并網(wǎng)”已經(jīng)由電網(wǎng)企業(yè)與新能源開發(fā)商私下達成的一種潛規(guī)則，逐漸變?yōu)槊饕?guī)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(fā)電企業(yè)，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(qū)一位儲能從業(yè)人士在接受采訪時向e公司記者表示，對于發(fā)電企業(yè)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(nèi)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(fā)揮經(jīng)濟性最大化的角度來講，儲能只在發(fā)電側與光、風配合，還不能達到最佳效益。”陳志告訴e公司記者，“上述組合的經(jīng)濟性在很大程度上會受到電網(wǎng)調(diào)度方式和頻次的影響。”
據(jù)悉，由于電網(wǎng)系統(tǒng)的運行方式與局部消納能力是實時變化的，而統(tǒng)一按一定比例配置的電源側分散式儲能，存在無法靈活調(diào)整、整體利用率偏低的缺陷；另一方面，目前電源側儲能電池容量有限，在棄風棄光率較高的地區(qū)，風機和光伏板發(fā)出的超出電池容量外的電能若不能及時并網(wǎng)，只能被浪費。
”從目前的情況看，發(fā)電集團要投資儲能，經(jīng)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(xiàn)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(nèi)，運營商做儲能，更多的是根據(jù)項目實際要求，比如，當?shù)卣笾挥信鋫淞藘δ懿趴梢垣@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(yōu)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(qū)逐良幣”的現(xiàn)象已經(jīng)出現(xiàn)。“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(yè)健康發(fā)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(fā)電側配置的儲能成本被砍了三分之一。”國軒高科儲能事業(yè)部負責人韓一純告訴e公司記者，很多企業(yè)配儲能主要是為了滿足政策要求，加速并網(wǎng)，至于對電網(wǎng)的調(diào)節(jié)深度、響應速度、備電時長等具體性能是否合規(guī)，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。
安徽廬江國軒新能源廠區(qū)用戶側儲能項目
值得一提的是，不同于早期的新能源發(fā)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(jù)電力調(diào)度機構指令進入充電狀態(tài)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(nèi)市場的儲能價格，儲能企業(yè)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(fā)電項目配置儲能系統(tǒng)，對于自愿配置儲能系統(tǒng)的可再生能源發(fā)電項目，在保障全額收購的基礎上，在儲能電價上設置適當?shù)难a貼價格。
用戶側儲能前景可期
其實，在新能源電源側配置儲能的模式啟幕之前，儲能作為電力系統(tǒng)平衡不可缺少的部分，在參與調(diào)峰調(diào)頻、削峰填谷等方面已經(jīng)發(fā)揮了一定作用，早已不是一個新鮮名詞。
隨著以鋰電池為主的電化學儲能技術的發(fā)展，電源側以外的儲能應用場景被持續(xù)發(fā)掘，衍生出了系列新業(yè)態(tài)，其中，用戶側儲能被業(yè)內(nèi)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(qū)動，并沒有真正站在優(yōu)化的系統(tǒng)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(fā)展空間。因為電網(wǎng)的最終平衡還是要依靠發(fā)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(yè)的發(fā)展和交通電動化的推進，用電量和電力負荷將持續(xù)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(qū)，因為負荷增大有擴容需求，而電網(wǎng)的規(guī)劃和配網(wǎng)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(tǒng)，一方面緩解了充電高峰時充電樁大電流充電對區(qū)域電網(wǎng)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(fā)布的《新能源汽車產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)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(wǎng)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(xù)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(yè)態(tài)，我認為未來5年有望迎來一個爆發(fā)性的發(fā)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(zhuǎn)換技術尚未普及，用‘換’的技術先行發(fā)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(wǎng)或?qū)⒊蔀橹髁鳌?rdquo;陳滋健表示。
據(jù)國網(wǎng)統(tǒng)計，如果2050年，我國電動汽車保有量達到3億輛，車上的電池儲存總量將達到200億度電，約等于目前每天中國的消費電量總和。中國電動汽車百人會副理事長歐陽明高曾提出，換電模式一旦推廣起來，電池可以由電池銀行持有。屆時，電池銀行將成為最大的儲能裝置，可以為電網(wǎng)儲能，還可以進行電力交易。
“只要電池的循環(huán)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(chǎn)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(lián)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(guī)?；瘧弥?，諸多問題也仍需正視。目前，在工商業(yè)領域，用戶側通過儲能電站進行峰谷套利的模式已經(jīng)較為成熟，但業(yè)內(nèi)人士表示依然有待政策完善。
“目前工業(yè)園區(qū)配的儲能電站，大部分是‘自己搭臺、自己唱戲’，一般是通過削峰填谷，縮減電費開支或者進行峰谷套利，儲存的電力僅限企業(yè)內(nèi)部消化，沒有并入國家電網(wǎng)，無法形成電力消費的閉環(huán)，也很難起到平滑電力輸出的作用。”前述華東地區(qū)儲能從業(yè)人士告訴e公司記者。
與此同時，據(jù)測算，削峰填谷商業(yè)模式在峰谷價差達到0.7元/千瓦時以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江蘇、廣東、浙江、海南外，其他省份峰谷價差都達不到該水平。
產(chǎn)業(yè)鏈各方積極備戰(zhàn)
雖然儲能市場的發(fā)展還面臨不少問題，但儲能的潛在規(guī)模絲毫不會讓人懷疑。近期，儲能領跑者聯(lián)盟副理事長李建林在一場行業(yè)會議上介紹說，到2025年，儲能成本降至1500元/KWh時，我國大部分地區(qū)用戶側儲能可實現(xiàn)平價；在存量市場滲透率為30%的情況下，我國儲能裝機規(guī)模可達435GWh，市場規(guī)模約6500億元。
到2030年，儲能成本降至1000元/KWh時，我國大部分地區(qū)光儲結合可實現(xiàn)平價；在存量市場滲透率為60%的情況下，我國儲能市場規(guī)?？梢赃_到1.2萬億元。
另外一項預測顯示，“雙碳”總目標下，從2021年開始測算，每年風能與光伏的裝機必須100GW，如按15%的容量配置儲能的話，大概每年需要新增15GW儲能，按2小時標配，則電化學儲能每年需要30GWh。
一般而言，在鋰電池儲能系統(tǒng)中，成本占比最高、也最重要的三個環(huán)節(jié)分別是鋰電池、PCS（逆變器）和BMS（電池管理系統(tǒng)）。可以看到，儲能行業(yè)爆發(fā)前夕，產(chǎn)業(yè)鏈各方正積極備戰(zhàn)。
電池成本占據(jù)儲能系統(tǒng)總成本的比例超過60%，是最重要的環(huán)節(jié)之一。韓一純向記者表示，對于電池制造企業(yè)來說，最重要的就是做好標準化產(chǎn)品。“目前我們的規(guī)劃是盡可能多地綁定外部合作伙伴，然后把我們的標準產(chǎn)品釋放給外部平臺，讓他們?nèi)ネ卣共煌膽脠鼍啊?rdquo;
科華數(shù)據(jù)在儲能PCS方面具有核心優(yōu)勢，公司儲能業(yè)務負責人告訴記者，單純就儲能PCS來講，其硬件成本占據(jù)系統(tǒng)成本的比例約10%；但作為鏈接儲能電池和電網(wǎng)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(tǒng)比喻成一套成熟運行的穩(wěn)定人體系統(tǒng)的話，儲能PCS可謂控制系統(tǒng)的中樞神經(jīng)系統(tǒng)，起到了連接大腦和肢體的銜接作用。”
科華數(shù)據(jù)在儲能于發(fā)輸配用等多場景積累了豐富的經(jīng)驗，同時拓展了微網(wǎng)、綜合能源以及賦能低碳IDC等多領域的創(chuàng)新應用，正是基于這些創(chuàng)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(tǒng)正朝著高電壓能級、高能量密度的方向發(fā)展，通過提高系統(tǒng)電壓、能量密度實現(xiàn)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(tǒng)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(yè)的健康、持續(xù)發(fā)展。另外，儲能行業(yè)標準缺失、滯后，商業(yè)模式不健全等也在“軟”的方面給儲能行業(yè)帶來了困擾。
科華數(shù)據(jù)一方面通過布局儲能系統(tǒng)集成，整合產(chǎn)業(yè)發(fā)展生態(tài)實現(xiàn)儲能經(jīng)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(chǎn)業(yè)鏈關鍵技術接口，推動建立統(tǒng)一、有序的行業(yè)發(fā)展方向。
“從儲能行業(yè)自身而言，各個企業(yè)應當加強核心零部件及材料、產(chǎn)品技術、盈利模式等方面的創(chuàng)新，在有序競爭的基礎上形成合力，統(tǒng)一行業(yè)標準，共同促進行業(yè)快速、健康地發(fā)展。”在曹建看來，儲能行業(yè)參與者的內(nèi)生動力十分關鍵。
同時，他也指出，儲能是個新興行業(yè)，要想促進這個行業(yè)的快速發(fā)展還需要政策、金融和電網(wǎng)的大力支持，需要市場更加寬容。“政策要充分鼓勵企業(yè)的創(chuàng)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(yè)加強創(chuàng)新研發(fā)，鼓勵用戶側使用儲能；電力系統(tǒng)鼓勵配有儲能的電站通過完善商業(yè)模式充分體現(xiàn)其價值。”曹建向記者說道。
原標題：萬億超級市場！儲能行業(yè)徹底火了，多省市力推！哪些公司站上風口？
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