關于儲能有哪些技術經濟特性與發展趨勢

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2022-08-19 13:28:22 9

Q1：目前國內儲能項目的發展情況及未來預期？

今年1-6月各省公布的大中型儲能項目，備案項目已接近60GWh，其中進入招投標環節的約占1/3，進入正式開工、設備采購環節的項目又在其中占1/3，約有6GWh。考慮該統計較粗糙，采用另一數據驗證：目前備案儲能項目時長多為2h，即6GWh對應功率3GW，對應集中式大型逆變器銷售3GW。通過逆變器企業調研，某市占率約40%的頭部企業上半年訂單出貨情況約為1GW，反推得到總出貨量約3GW。交叉驗證下6GWh的數據基本可信。

進入實施階段的項目少主要原因在于成本高。目前電化學儲能系統價格整體處于歷史價格高位，即便做到300MW/600MWh級別，若電芯、集成商、各設備均采用一線水平則1kWh價格為2000-2200元，已是歷史最高價。

目前業主主要來自五大六小和兩大電網公司下屬部分綜合能源公司，如此高的初始投資將影響項目整體收益，故觀望情緒較重，期待下半年是否有*趨勢，但高價格大概率持續到明年。

與一線電芯廠家溝通得到的反饋是目前電芯供不應求，現貨需要排期等待，這樣的狀態下電芯廠家不會降低售價。

預估明年電芯廠家產能大量釋放，主流的280Ah方形電芯產能明年年底會達到今年的5倍以上。

明年隨著電芯放量和一線大廠對上游產業鏈鋰礦、正負極、電解液等資源的整合，預計電芯價格會有相對大幅度*，帶動整個電化學儲能系統成本下降。

今年下半年儲能系統大概率維持價格高位，但各省與發電集團自身存在年度新能源并網要求，在指標壓力下，預計下半年有更多強配儲能并網，大致估算，下半年并網達到8-10GWh，2022全年接近10-12GWh。

若考慮明年寧德時代等一線廠家在主流大儲能項目電芯上的快速降本上量，明年儲能系統1kWh成本可能達到1800-2000元，有利于項目提高投資回收率。

以此推算，2023~2025年三年增量均會高于今年，略樂觀估計未來三年平均增量可達到15~20GWh。

Q2：儲能項目的技術難點？

儲能項目發展趨勢：單個項目容量大型化、逆變器拓撲結構電壓等級高壓化，目前直流側基本達到1500V水平，這樣的趨勢背景下，項目安全性十分關鍵。

安全性保障主要包括以下三點：①電芯自身安全，②逆變器性能，③消防系統。

安全性最主要來源于電芯本身。

電芯質量好、一致性好，出現故障的概率就小或耐用性強，所以大中型儲能項目進行關鍵設備選擇時一定要采用一線品牌的電芯。

逆變器串聯EMS與BMS，起保護功能。

儲能系統中能量管理系統EMS為決策環節，逆變器PCS為執行環節，電池管理系統BMS為監控環節。

PCS在儲能系統中居中，向上與EMS通訊互動，向下管理BMS，更多的起到保護作用，比如當儲能電站與外界的大電網連接，如果大電網出現不利于儲能電站的頻率或電壓波動，PCS會起到保護直流側電池組的職責，所以PCS也是安全中特別關鍵的環節。

PACK級別消防與先進的氣體檢測技術是未來儲能消防發展趨勢。

未來在實現PACK級別消防后，將結合監控稀有氣體的提前預警手段，如一氧化碳、甲烷等。

有一些技術可以監控固定空間的粒子數量，比如部分PACK內連接線纜等被加熱升溫時粒子數量會急劇上升，監控粒子數量比監控從電解液中加熱蒸發出來的稀有氣體約能提前預警45分鐘。

如果將這種技術與PACK級噴淋消防技術結合，即可解決整個大型儲能電站發生嚴重事故或火災的問題。

因為若消防噴淋全部做到PACK級別，可針對PACK單獨噴淋降溫，在未發生爆炸前就將其完全冷卻，阻斷事故蔓延。

目前的技術可以達到，但成本較高，未來成本將會是技術推行的難點。

如果消防可以做到*高效，則更可以保障大型儲能項目安全，有利于GWh級別的項目推廣。

Q3：大型儲能產業鏈上哪些企業做的較好？

電芯：考慮主流的280Ah電芯，*梯隊：寧德時代*，億緯鋰能第二。

這兩家出貨量大、電池品質好，從實測數據可以看到，在相同循環倍率下這兩家電芯產品的溫升參數與循環曲線都是表現最好的。

億緯鋰能與寧德時代比僅有微小差距。

第二梯隊：瑞浦能源、中航鋰電，海辰新能源。

從實測的角度來看，瑞浦能源是第二梯隊中做的比較好的。

280Ah方盒電芯被寧德時代推為大型儲能項目的主流后，部分原本*的電芯廠商并未跟進，目前不好評價。

如國軒高科可能剛具有對應產線，還未有大的突破量。

比亞迪選擇自行開發320Ah路線，并考慮將刀片電池技術應用于儲能，比亞迪在國內做的大項目也很少，需要待明年新產品推出，經過市場驗證后，才可評估比亞迪的市場位置。

逆變器：大型集中式儲能逆變器市占率最高的為上能電氣，陽光電源第二，科華數據第三。

三家基本瓜分100MWh以上儲能項目的逆變器市場，合計市占率達80%，留給其他廠家的空間很少。

其中上能電氣市占率約40%優勢較大，主要原因可能在于上能電氣不開展系統集成業務而陽光電源開展集成業務。

上能電氣專注于公用逆變器及附屬系統，可與市面上所有儲能系統集成。

包括海博思創、電工時代、寧德下屬的時代星云、比亞迪在內，均會采購上能的逆變器，而陽光電源的集成業務與其他集成商構成競爭關系，其他集成商可能不會*陽光電源的逆變器。

集成：做的較好的有陽光電源、海博思創、山東電工集團與寧德合作的電工時代等。

但集成商領域目前沒有質的差異，雖然幾百兆瓦時的大型工程或220kV甚至500kV高電壓級別的工程項目經驗很重要，但這一優勢并沒有很高門檻。

如果有某大型發電集團要自行開展儲能集成業務，將集團所有的項目都用來培養工程經驗，那三四年的時間可能也可以具有這樣的經驗優勢。

Q4：EMS、PCS、BMS難度排序？

PCS難度最高。電芯的生產過程中需要管理的材料只有三四十種，而PCS的生產過程中需要調度的配件高達上千種，所以PCS生產復雜度更高。

逆變器的生產涵蓋電力電子、高壓電氣、控制、芯片等領域，技術壁壘較高、新企業進入難度較大。

例如華為公司在大型集中式逆變器方向也無大的突破，只能選擇組串式逆變器，包括200kW光伏組串式逆變器以及200kW儲能智能逆變器解決方案。

BMS難度其次。BMS涵蓋硬件和軟件，未來偏向硬件的層面會越來越多。

EMS難度最低。可認為是純粹的軟件系統，門檻不高，僅需熟悉電網并網標準、運行特性即可。對于市面上有能力做工控軟件的公司難度較低，幾個月即可突破。目前在EMS領域，南瑞、長園等與電網合作較多的公司并沒有*的優勢。一些純粹的軟件公司入行早、經驗豐富，市場占有率也不低。

Q5：如何看待電力電子企業、電氣設備企業的長期競爭優勢？

由逆變器企業主導的儲能系統集成商在儲能系統集成領域更有優勢。

相較于電力電子設備，電氣設備更為傳統、技術門檻更低。

平高電氣、許繼電氣等公司做的集成系統運行在實際運行過程中穩定性較差。

電氣設備公司可通過渠道優勢積累集成能力，但是優勢不會很持久。

只做系統集成門檻及利潤不高，毛利率可能不到20%。

未來如果儲能系統集成不具備特色，面臨的競爭會越來越大，毛利率可能繼續降低。

寧德時代等頭部電池廠商，正在逐漸采取不直接賣電芯的策略，更傾向于將電芯做成PACK，再做成電池簇、做成標準的電池柜。

電池柜包含液冷系統、EMS系統、主控系統、一部分消防系統，便于電池柜在集裝箱上和整體的消防系統對接。

電池柜具備獨立功能、涵蓋所有直流側集成過程，寧德時代電池柜在海外21年銷量突破15-16 GWh。

如果頭部電池廠學習寧德時代，在電池廠完成直流側集成過程，將大幅降低整個儲能集成的難度，儲能集成準入門檻降低已漸成趨勢。

未來專做儲能系統集成的廠商出路在于向下游延伸，做儲能運營。

將能力在運營中展現，在運營中證實所做的儲能集成系統較競爭對手更穩定持久，才具備競爭力和差異化。

從運營方面看，電力電子行業起家的儲能系統集成商運營能力更強。

單純做電氣設備技術含量較低，在運營方面不具備競爭優勢。

Q6：各類型儲能項目的經濟性如何？

近年來，儲能的熱點不斷在轉換。

2018年之前，熱點在于用戶側儲能（工商側儲能）。

隨著目錄電價的取消，一些沿海省份的峰谷價差*值逐步拉大，總體量不斷增加。

但受限于成本的上升，收益率并未明顯上升，仍處于在10%~15%之間。

火儲聯調項目實質是參與AGC調頻市場（二次調頻市場）。

該類項目最早在2016年的北京石景山火電廠，2017年開始在山西市場爆發，2018年開始在廣東、內蒙古市場爆發。

目前項目最多的省份為廣東，大概有34個項目。

火儲調頻項目剛開始時收益率非常高，IRR超過50%，甚至達到70%。

投資八九千萬的項目，每個月的調頻收益有2000萬。

盡管約有20%~50%需分配給火電廠，但收益率仍非常高。

后來廣東省調整政策，目前廣東省火儲聯調項目收益率已經恢復正常，大概在12~15%。

火儲聯調項目配置儲能量很小，一般僅按照3%的功率配置，配置的時長1h。

火儲聯調項目市場總容量不大，受關注度越來越低，尤其是收益率降低之后，投資方也不再積極響應了。

目前廣東省在策劃同時給兩個火電廠、四臺機組配置100MWh儲能的項目，是目前*上最大規模的火儲聯調項目。

但相比于新能源強配儲能領域，火儲聯調的量和規模都較小。

目前增量最大、增速最快的是獨立儲能。

目前獨立儲能往往建在新能源強配省份，獨立儲能將容量租賃給新能源電站，保證新能源電站的并網，以共享儲能的方式運行。

獨立儲能可以獲得兩項固定收益，一是容量租賃，二是所在省的深度調峰收益。

獨立儲能容量通常至少達到100MWh或200MWh以上。

電網的調度機構對其進行調度時更為便捷、成本更低。

二是深度調峰，不同省份深度調峰的收益有區別，有些省份一度電補貼接近8毛錢，有些省份僅有2毛錢。

目前來看，越來越多省份需要深度調峰服務。

僅算這兩項固定收益獨立儲能站收益率并不高，IRR大概僅有5~6%。

獨立儲能電站在不同省份還有額外收益。

山東省：已有4個共享儲能獲批參與山東電力現貨交易市場（注：深度調峰收益與現貨市場收益不可兼得）。

按照山東目前的運行水平，200MWh儲能電站全容量參于電力現貨交易市場一年可獲取2000-3000萬收益。

加上其他額外收益，IRR突破8%。

山西省：除了容量租賃、深度調峰，儲能電站或新能源加儲能還可參與一次調頻輔助服務。

對山西省目前可參與容量租賃、深度調峰、一次調頻等服務的100MW/200MWh獨立儲能電站進行了收益測算，年收益超過3000萬。

目前超過3000萬年收益可保證項目IRR超過8%，滿足絕大部分能源國企的投資標準。

但未來隨著類似項目增多、競爭加劇，收益可能會下降。

南方五省：沒有容量租賃，因為南方五省沒有新能源強配儲能政策，所以不存在容量租賃費用。

目前在規劃容量電價政策，類似于容量租賃。

隨著未來南方五省電力現貨交易市場、一次調頻、二次調頻等收益開放，預計大型儲能項目IRR將高于10%。

Q7：共享儲能將容量租賃給新能源電站（所租賃的容量按理來說使用權應歸新能源電站所有），同時又參與現貨市場或深度調峰輔助服務市場，是否存在同一資產兩次獲利的問題？

新能源場站租賃到的儲能容量本質是并網的準入許可，并沒有獲得實際的使用權限。

新能源場站租賃建成之后，必須配置對應比例的儲能容量，才能有資格在省內并網。

新能源場站沒有儲能容量的實際使用權，租賃到的僅僅只是一個并網資格，使用權依舊屬于儲能電站本身，電站依然可以去響應電網的各種調度，包括深度調峰、調頻或其他類型輔助服務的調度，仍然可以獲得額外的收益。

共享儲能的本質是由新能源電站（新能源投資方）出錢為電網租賃了一套大型儲能電站來供電網使用。

當電網使用時便需要對儲能電站的投資方付費，但租賃費用是由新能源場站來承擔。

相當于電網通過新能源強制配儲的政策，將儲能容量的租賃費用轉移至新能源電站，而電網本身只需要承擔使用時的費用。

從宏觀上看，這種模式對新能源場站是有益的。

目前各省的電網都高度獨立，共享儲能的范圍往往也是在本省范圍內，只要儲能電站和新能源場站都由同一個省來建設與調度管理，都可以算作共享儲能。

在這種情況下，本省共享儲能的這種大型電站越多，該省電網的靈活性就越高，就有能力去吸納更多新能源。

雖然新能源場站沒有直接控制儲能，但是間接受益，因此這種模式對所有的新能源場站都有意義。

Q8：未來儲能發展是會向著集中式管理的共享儲能模式，還是向著分散式（對所有新能源電站并網提出統一的要求，新能源電站根據要求自由決策確定自身配儲容量）發展？

這是一個關鍵性問題，涉及到儲能長遠的發展路線。

大型的儲能電站在不同的位置接入電網，所發揮的作用是不同的。

即使是傳統機組（火電、水電、抽蓄電站等），在電網的不同節點，不同的電壓等級，在不同的變電站并網，它們所發揮的作用也不同，對網絡帶來的支撐也不同。

新能源發展需要配置儲能這種調節性資源，目前有兩種發展思路：①統一并網要求，新能源電站自行決策配儲：從經濟最優的角度來看，可以對每個新能源電站的并網特性提出統一要求，新能源電站可以自行決定需要配置多少儲能。

②平均配儲：例如山東首創的共享儲能模式，計算整個省份需要配置多少儲能，新增多少新能源，兩者相除就是平均配儲或者租儲的比例，但從微觀來看，（各行業紀要+v：hjk985211)這種方式可能不是經濟最優的。

例如，新能源電站在電網的不同位置接入，需要的調節性資源可能不同，在平均配儲的模式下，無法區分上述不同，進而可能無法引導新能源電站向著好消納的位置建設。

從自行決策配儲的思路來看，讓每個新能源場站自己決定配儲比例，只要配置后可以保障出力，并且各方面能力達到*標準，比如新能源場站波動的幅度不超過多少，調頻是否能夠滿足*標準《電力系統安全穩定運行導則》中要求的向上10%、向下6%的調頻功能等。

如果所有新能源場站都按照滿足某種并網標準來建設的話，這種思路固然可以保證消納，但是對于整個電網來說并不是一個最優的解決方案，因為即使是同樣的容量，在不同節點對電網的貢獻是不一樣的。

從統一規劃、平均配儲的思路來看，各省的監管機構在規劃儲能電站的選址和布局時，會側重于統一管理，側重于建設集中式的大型儲能項目，甚至是基地型的大型儲能項目。

這種發展方式的可能性會更大一點。

因為建設這種大型儲能項目，能夠選擇在一些位置關鍵、電壓等級高、負荷需要求比較大的節點來并網，對整個電網的支撐作用更強，也能夠幫助電網解決一些額外問題。

比如除了調峰、調頻等功能外，還可以幫助解決電網送出通道阻塞、緊急功率支撐等問題。

集中式的大型儲能電站會是未來的發展趨勢，分布式的部署并不大會是未來的發展思路。

Q9：共享/獨立儲能電站的收益=固定收益+可變收益。

固定收益來自于新能源場站的租賃費或容量電價，可變收益來自于參與調峰輔助服務市場或現貨市場。

容量租賃相當于新能源場站出資為電網租賃靈活性資源，供電網使用。

容量電價預計要隨輸配電價征收，最終分攤至全社會。

共享/獨立儲能電站的固定收益部分，未來更會向哪個方向發展？

當一個大型的獨立電站建成之后，容量租賃費與容量電價是不會同時存在的，容量只能夠租一次。

從發展趨勢和能源局改革的方向上來看，未來容量租賃會減少，由新能源企業來分攤的比例會減少，會更多的同通過輸配電的方式轉移到終端用戶上。

但這種改革會推動得比較慢，因為所有涉及到電價收費的核準，都要到*發改委價格司這個層面，省級部門沒辦法直接推動，所以進程會比較慢，但這個發展方向是沒問題的。

Q10：關于儲能電站的可變收益部分，能否同時參與調峰、調頻市場？

對于同一容量，調峰和調頻，不可同時參加，但不同時刻可以參加不同市場。

目前用電化學儲能參與調峰，一般都是電網深度調峰。

深度調峰指電網在調峰最困難的時段，其他的調節資源基本耗盡，依托電化學儲能的快速響應特性進行應急調峰。

深度調峰的時間暫無統一的規定，一般一天1~3個小時。

在這個時間段內，電化學儲能站如果要獲取調峰收益則不能獲取調頻收益，但深度調峰時間段外，可以進行調頻。

Q11：調頻市場空間有限易飽和，調峰市場空間如何？

調頻市場的容量在一定的時間段之內基本上是不變的。

參與到市場的儲能項目越多，競爭越激烈，拉低平均收益。

產生調峰的需求是因為電網調峰能力不夠。

原先給電網提供調峰能力的機組裝機比例越來越低，比如火電機組在全國裝機占比已經小于50%。

未來到碳中和時，火電機組的占比可能只有5%。

總體來說在碳中和壓力下，火電等機組比例的降低也拉低了整個系統的調峰能力。

加之，電力系統里的新能源裝機越來越多，也會帶來額外的調峰需求，會讓整個電網調峰資源的稀缺度越來越高。

在一定的時間段之內，調峰市場是有限的，如果建的儲能項目過快過多，市場肯定也會出現過度競爭的狀態，所以會被拉低。

但是調峰市場的增速也很快，而且增加可能不是線性的。

它的增加是受到兩方面因素的影響：一是新能源滲透率提升，會帶來調峰需求的增加；二是新能源對傳統調峰機組裝機的擠壓，會帶來整個電網調峰資源的減少，就會導致需要更多的調峰能力。

這時對于調峰市場的需求會是一個非線性增長的狀態。

總體來說，調峰市場會處于一個持續擴張的狀態，短期內不會輕易飽和，對于調峰需求的增速可能會超過新能源累計裝機的增速。

Q12：關于調峰調頻市場的空間，從技術上能否這樣理解：調頻是處理新能源發電的小毛刺，當存在多個新能源場站時，這些小毛刺常常會正負相抵，故隨著新能源裝機增多，調頻需求可能是逐漸飽和的，而調峰需求會快速擴張？

有這種可能性，當多個新能源場站并網的時候，它們發電功率的波動性在某種程度上會呈現綜合的狀態，在這一塊的確會減少。如果與調峰相比的話，調頻的增速會低于調峰。

Q13：看好十四五、十五五我國儲能的哪些發展方向？

未來增速最快、增量最大的依然會是新能源強配儲能帶來的需求。

這塊也存在一定的風險，如果新能源強配儲能這個政策消失，儲能的發展將遇到重大挫折。

但未來隨著專門針對儲能去設置的電力輔助服務市場建設越來越成熟，項目獲取收益的渠道越來越多，一次調頻、二次調頻、黑啟動、慣量響應、調壓等等，就不需要強制配儲了。

如果市場成熟，即使新能源強配儲能的政策消失，也不會影響儲能產業的發展。

但是在短期之內，電力輔助服務市場的建設速度有限。

所以十四五期間新能源儲能產業發展的最主要動力依然是由新能源強配儲能政策的帶來。

此外，一些新能源裝機比例較高的省份，會逐漸將一些額外的服務先拿出來市場化。

比如山西的新能源占比已經超過35%，對于調頻需求額外迫切，如果調頻率滿足不了，很可能產生頻率事故導致大停電。

一次調頻市場，可能在多個省份尤其在三北區域會快速推廣，帶來一些新需求，也會催生出新的技術方案。

比如要做一次調頻，電化學儲能特性不太適合一天兩千次左右的啟動，這個時候可能會給飛輪儲能這樣的功率型儲能帶來發展機會。

最后一點，目前市場上在熱炒的長時儲能，無論是液流電池還是重力儲能，初投資成本非常高，且在技術特性上，尚不能較直接競爭對手產生很大優勢。

未來放量增長的可能性較小。

【投資者交流】

Q1：目前有大量企業新進入磷酸鐵鋰儲能領域，新進入玩家的發展機會與風險？

當前儲能電芯領域的基本格局已經形成，尤其在大中型儲能項目上，新興玩家很難分得一杯羹。

五大六小發電集團、兩大電網這些業主很難*新興品牌；但是對于性能、安全等要求較低的領域，例如家儲市場、戶外電源市場及較低端的兩輪車市場，這些新興玩家還是擁有一定機會的。

Q2：如果這些新興玩家爭取到了大型儲能項目的訂單，項目建成之后哪些參數會顯示出其劣勢？鵬輝大儲能的表現如何？

項目建成運行之后即可判斷。

（1）在一致性方面，若電芯質量較差，將導致一致性相差較大，會直接影響到整個儲能系統的運行效率，即充放電效率。

例如從交流側觀察，充入100度電時，好的系統能夠放出88度電，但差的系統僅能放出83、82度，甚至不到80度電；（2）在發熱量方面，質量較差的電芯發熱量也會較大，因而冷卻系統的功耗會較高，所以冷卻系統的功耗也可以作為判斷依據。

鵬輝是大儲能項目的新興玩家。行業對其評價較為一般。更多依靠低價優勢來中標、獲得訂單。

Q3：預測未來三至五年，儲能年均新增裝機15-20GW，是否包括電源、電網、用戶側的全部儲能？

其中電源與電網側儲能占比？

主要包括的是電源側電網側，不包括用戶側。

原先國內儲能市場主要分為了電源側、電網側與用戶側（用戶側主要包括工商業儲能），但目前電源側與電網側的很多項目難以區分開來，可以借鑒國外劃分方法：表前和表后。

表前包括電源側和電網側。

表前市場占比能夠達到80~90%，且這個比例可能會越來越大。

Q4：目前儲能中各種不同類型電池的占比情況？

未來三至五年，磷酸鐵鋰電池等各技術路線的發展趨勢？

目前電化學儲能中，磷酸鐵鋰電池占比達90%以上，液流電池占比極低。

液流電池目前所建成最大的項目，為大連100MW/400MWh項目，建設期共五年。

2017年該項目的策劃之初為200MW/800MWh。

目前該項目僅完成一半。

此類項目的數量十分有限。

未來液流電池如果每年能夠穩定在400~500MWh的增量，這一目標已經非常樂觀。

但是目前液流電池的產業鏈不足以支撐如此大的增量。

在電化學領域，（各行業紀要+v：hjk985211)由于鋰電池產能擴得更快，未來磷酸鐵鋰電池可能會繼續增長到接近95%的占比，其余5%會留給其他電池形式。

當下磷酸鐵鋰電池產業化程度較高，但是如果未來儲能高速增長，鋰價格上漲會對目前電池成本造成上漲壓力。

Q5：鐵鉻液流電池技術路線前景？

液流電池領域中，目前最成熟的是全釩液流電池技術路線。

全釩液流電池電堆功率高：鐵鉻液流與全釩液流電池相比，其大致處于全釩液流電池在07年至08年的初級階段；技術指標上，鐵鉻液流電池單體電堆的功率，目前所推出的產品中最大約30多千瓦，不到40千瓦，但是全釩液流電池整體電堆功率已經做到了200、300千瓦，全釩液流電池的技術成熟度遠遠*鐵鉻液流電池。

全釩液流電池安全性穩定：雖然鐵鉻液流電池優勢是對于電解液中釩這種供應量較少的金屬需求很小，鐵鉻液流電池價格較為穩定，但是在安全性能上，鐵鉻液流電池在充電時負極析出氫氣的現象較為嚴重，安全性能遠低于全釩液流電池。

鐵鉻電池技術突破速度存疑：國內制作鐵鉻液流電池廠家也較少，在競爭中快速借鑒發展的可能性較低，很難對技術路線有所突破。

因此目前鐵鉻液流電池技術成熟度與全釩液流電池相比還相差很遠。

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