关于储能有哪些技术经济特性与发展趋势

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2022-08-19 09:00:22 0

Q1：目前国内储能项目的发展情况及未来预期？

今年1-6月各省公布的大中型储能项目，备案项目已接近60GWh，其中进入招投标环节的约占1/3，进入正式开工、设备采购环节的项目又在其中占1/3，约有6GWh。考虑该统计较粗糙，采用另一数据验证：目前备案储能项目时长多为2h，即6GWh对应功率3GW，对应集中式大型逆变器销售3GW。通过逆变器企业调研，某市占率约40%的头部企业上半年订单出货情况约为1GW，反推得到总出货量约3GW。交叉验证下6GWh的数据基本可信。

进入实施阶段的项目少主要原因在于成本高。目前电化学储能系统价格整体处于历史价格高位，即便做到300MW/600MWh级别，若电芯、集成商、各设备均采用一线水平则1kWh价格为2000-2200元，已是历史最高价。

目前业主主要来自五大六小和两大电网公司下属部分综合能源公司，如此高的初始投资将影响项目整体收益，故观望情绪较重，期待下半年是否有*趋势，但高价格大概率持续到明年。

与一线电芯厂家沟通得到的反馈是目前电芯供不应求，现货需要排期等待，这样的状态下电芯厂家不会降低售价。

预估明年电芯厂家产能大量释放，主流的280Ah方形电芯产能明年年底会达到今年的5倍以上。

明年随着电芯放量和一线大厂对上游产业链锂矿、正负极、电解液等资源的整合，预计电芯价格会有相对大幅度*，带动整个电化学储能系统成本下降。

今年下半年储能系统大概率维持价格高位，但各省与发电集团自身存在年度新能源并网要求，在指标压力下，预计下半年有更多强配储能并网，大致估算，下半年并网达到8-10GWh，2022全年接近10-12GWh。

若考虑明年宁德时代等一线厂家在主流大储能项目电芯上的快速降本上量，明年储能系统1kWh成本可能达到1800-2000元，有利于项目提高投资回收率。

以此推算，2023~2025年三年增量均会高于今年，略乐观估计未来三年平均增量可达到15~20GWh。

Q2：储能项目的技术难点？

储能项目发展趋势：单个项目容量大型化、逆变器拓扑结构电压等级高压化，目前直流侧基本达到1500V水平，这样的趋势背景下，项目安全性十分关键。

安全性保障主要包括以下三点：①电芯自身安全，②逆变器性能，③消防系统。

安全性最主要来源于电芯本身。

电芯质量好、一致性好，出现故障的概率就小或耐用性强，所以大中型储能项目进行关键设备选择时一定要采用一线品牌的电芯。

逆变器串联EMS与BMS，起保护功能。

储能系统中能量管理系统EMS为决策环节，逆变器PCS为执行环节，电池管理系统BMS为监控环节。

PCS在储能系统中居中，向上与EMS通讯互动，向下管理BMS，更多的起到保护作用，比如当储能电站与外界的大电网连接，如果大电网出现不利于储能电站的频率或电压波动，PCS会起到保护直流侧电池组的职责，所以PCS也是安全中特别关键的环节。

PACK级别消防与先进的气体检测技术是未来储能消防发展趋势。

未来在实现PACK级别消防后，将结合监控稀有气体的提前预警手段，如一氧化碳、甲烷等。

有一些技术可以监控固定空间的粒子数量，比如部分PACK内连接线缆等被加热升温时粒子数量会急剧上升，监控粒子数量比监控从电解液中加热蒸发出来的稀有气体约能提前预警45分钟。

如果将这种技术与PACK级喷淋消防技术结合，即可解决整个大型储能电站发生严重事故或火灾的问题。

因为若消防喷淋全部做到PACK级别，可针对PACK单独喷淋降温，在未发生爆炸前就将其完全冷却，阻断事故蔓延。

目前的技术可以达到，但成本较高，未来成本将会是技术推行的难点。

如果消防可以做到*高效，则更可以保障大型储能项目安全，有利于GWh级别的项目推广。

Q3：大型储能产业链上哪些企业做的较好？

电芯：考虑主流的280Ah电芯，*梯队：宁德时代*，亿纬锂能第二。

这两家出货量大、电池品质好，从实测数据可以看到，在相同循环倍率下这两家电芯产品的温升参数与循环曲线都是表现最好的。

亿纬锂能与宁德时代比仅有微小差距。

第二梯队：瑞浦能源、中航锂电，海辰新能源。

从实测的角度来看，瑞浦能源是第二梯队中做的比较好的。

280Ah方盒电芯被宁德时代推为大型储能项目的主流后，部分原本*的电芯厂商并未跟进，目前不好评价。

如国轩高科可能刚具有对应产线，还未有大的突破量。

比亚迪选择自行开发320Ah路线，并考虑将刀片电池技术应用于储能，比亚迪在国内做的大项目也很少，需要待明年新产品推出，经过市场验证后，才可评估比亚迪的市场位置。

逆变器：大型集中式储能逆变器市占率最高的为上能电气，阳光电源第二，科华数据第三。

三家基本瓜分100MWh以上储能项目的逆变器市场，合计市占率达80%，留给其他厂家的空间很少。

其中上能电气市占率约40%优势较大，主要原因可能在于上能电气不开展系统集成业务而阳光电源开展集成业务。

上能电气专注于公用逆变器及附属系统，可与市面上所有储能系统集成。

包括海博思创、电工时代、宁德下属的时代星云、比亚迪在内，均会采购上能的逆变器，而阳光电源的集成业务与其他集成商构成竞争关系，其他集成商可能不会*阳光电源的逆变器。

集成：做的较好的有阳光电源、海博思创、山东电工集团与宁德合作的电工时代等。

但集成商领域目前没有质的差异，虽然几百兆瓦时的大型工程或220kV甚至500kV高电压级别的工程项目经验很重要，但这一优势并没有很高门槛。

如果有某大型发电集团要自行开展储能集成业务，将集团所有的项目都用来培养工程经验，那三四年的时间可能也可以具有这样的经验优势。

Q4：EMS、PCS、BMS难度排序？

PCS难度最高。电芯的生产过程中需要管理的材料只有三四十种，而PCS的生产过程中需要调度的配件高达上千种，所以PCS生产复杂度更高。

逆变器的生产涵盖电力电子、高压电气、控制、芯片等领域，技术壁垒较高、新企业进入难度较大。

例如华为公司在大型集中式逆变器方向也无大的突破，只能选择组串式逆变器，包括200kW光伏组串式逆变器以及200kW储能智能逆变器解决方案。

BMS难度其次。BMS涵盖硬件和软件，未来偏向硬件的层面会越来越多。

EMS难度最低。可认为是纯粹的软件系统，门槛不高，仅需熟悉电网并网标准、运行特性即可。对于市面上有能力做工控软件的公司难度较低，几个月即可突破。目前在EMS领域，南瑞、长园等与电网合作较多的公司并没有*的优势。一些纯粹的软件公司入行早、经验丰富，市场占有率也不低。

Q5：如何看待电力电子企业、电气设备企业的长期竞争优势？

由逆变器企业主导的储能系统集成商在储能系统集成领域更有优势。

相较于电力电子设备，电气设备更为传统、技术门槛更低。

平高电气、许继电气等公司做的集成系统运行在实际运行过程中稳定性较差。

电气设备公司可通过渠道优势积累集成能力，但是优势不会很持久。

只做系统集成门槛及利润不高，毛利率可能不到20%。

未来如果储能系统集成不具备特色，面临的竞争会越来越大，毛利率可能继续降低。

宁德时代等头部电池厂商，正在逐渐采取不直接卖电芯的策略，更倾向于将电芯做成PACK，再做成电池簇、做成标准的电池柜。

电池柜包含液冷系统、EMS系统、主控系统、一部分消防系统，便于电池柜在集装箱上和整体的消防系统对接。

电池柜具备独立功能、涵盖所有直流侧集成过程，宁德时代电池柜在海外21年销量突破15-16 GWh。

如果头部电池厂学习宁德时代，在电池厂完成直流侧集成过程，将大幅降低整个储能集成的难度，储能集成准入门槛降低已渐成趋势。

未来专做储能系统集成的厂商出路在于向下游延伸，做储能运营。

将能力在运营中展现，在运营中证实所做的储能集成系统较竞争对手更稳定持久，才具备竞争力和差异化。

从运营方面看，电力电子行业起家的储能系统集成商运营能力更强。

单纯做电气设备技术含量较低，在运营方面不具备竞争优势。

Q6：各类型储能项目的经济性如何？

近年来，储能的热点不断在转换。

2018年之前，热点在于用户侧储能（工商侧储能）。

随着目录电价的取消，一些沿海省份的峰谷价差*值逐步拉大，总体量不断增加。

但受限于成本的上升，收益率并未明显上升，仍处于在10%~15%之间。

火储联调项目实质是参与AGC调频市场（二次调频市场）。

该类项目最早在2016年的北京石景山火电厂，2017年开始在山西市场爆发，2018年开始在广东、内蒙古市场爆发。

目前项目最多的省份为广东，大概有34个项目。

火储调频项目刚开始时收益率非常高，IRR超过50%，甚至达到70%。

投资八九千万的项目，每个月的调频收益有2000万。

尽管约有20%~50%需分配给火电厂，但收益率仍非常高。

后来广东省调整政策，目前广东省火储联调项目收益率已经恢复正常，大概在12~15%。

火储联调项目配置储能量很小，一般仅按照3%的功率配置，配置的时长1h。

火储联调项目市场总容量不大，受关注度越来越低，尤其是收益率降低之后，投资方也不再积极响应了。

目前广东省在策划同时给两个火电厂、四台机组配置100MWh储能的项目，是目前*上最大规模的火储联调项目。

但相比于新能源强配储能领域，火储联调的量和规模都较小。

目前增量最大、增速最快的是独立储能。

目前独立储能往往建在新能源强配省份，独立储能将容量租赁给新能源电站，保证新能源电站的并网，以共享储能的方式运行。

独立储能可以获得两项固定收益，一是容量租赁，二是所在省的深度调峰收益。

独立储能容量通常至少达到100MWh或200MWh以上。

电网的调度机构对其进行调度时更为便捷、成本更低。

二是深度调峰，不同省份深度调峰的收益有区别，有些省份一度电补贴接近8毛钱，有些省份仅有2毛钱。

目前来看，越来越多省份需要深度调峰服务。

仅算这两项固定收益独立储能站收益率并不高，IRR大概仅有5~6%。

独立储能电站在不同省份还有额外收益。

山东省：已有4个共享储能获批参与山东电力现货交易市场（注：深度调峰收益与现货市场收益不可兼得）。

按照山东目前的运行水平，200MWh储能电站全容量参于电力现货交易市场一年可获取2000-3000万收益。

加上其他额外收益，IRR突破8%。

山西省：除了容量租赁、深度调峰，储能电站或新能源加储能还可参与一次调频辅助服务。

对山西省目前可参与容量租赁、深度调峰、一次调频等服务的100MW/200MWh独立储能电站进行了收益测算，年收益超过3000万。

目前超过3000万年收益可保证项目IRR超过8%，满足绝大部分能源国企的投资标准。

但未来随着类似项目增多、竞争加剧，收益可能会下降。

南方五省：没有容量租赁，因为南方五省没有新能源强配储能政策，所以不存在容量租赁费用。

目前在规划容量电价政策，类似于容量租赁。

随着未来南方五省电力现货交易市场、一次调频、二次调频等收益开放，预计大型储能项目IRR将高于10%。

Q7：共享储能将容量租赁给新能源电站（所租赁的容量按理来说使用权应归新能源电站所有），同时又参与现货市场或深度调峰辅助服务市场，是否存在同一资产两次获利的问题？

新能源场站租赁到的储能容量本质是并网的准入许可，并没有获得实际的使用权限。

新能源场站租赁建成之后，必须配置对应比例的储能容量，才能有资格在省内并网。

新能源场站没有储能容量的实际使用权，租赁到的仅仅只是一个并网资格，使用权依旧属于储能电站本身，电站依然可以去响应电网的各种调度，包括深度调峰、调频或其他类型辅助服务的调度，仍然可以获得额外的收益。

共享储能的本质是由新能源电站（新能源投资方）出钱为电网租赁了一套大型储能电站来供电网使用。

当电网使用时便需要对储能电站的投资方付费，但租赁费用是由新能源场站来承担。

相当于电网通过新能源强制配储的政策，将储能容量的租赁费用转移至新能源电站，而电网本身只需要承担使用时的费用。

从宏观上看，这种模式对新能源场站是有益的。

目前各省的电网都高度独立，共享储能的范围往往也是在本省范围内，只要储能电站和新能源场站都由同一个省来建设与调度管理，都可以算作共享储能。

在这种情况下，本省共享储能的这种大型电站越多，该省电网的灵活性就越高，就有能力去吸纳更多新能源。

虽然新能源场站没有直接控制储能，但是间接受益，因此这种模式对所有的新能源场站都有意义。

Q8：未来储能发展是会向着集中式管理的共享储能模式，还是向着分散式（对所有新能源电站并网提出统一的要求，新能源电站根据要求自由决策确定自身配储容量）发展？

这是一个关键性问题，涉及到储能长远的发展路线。

大型的储能电站在不同的位置接入电网，所发挥的作用是不同的。

即使是传统机组（火电、水电、抽蓄电站等），在电网的不同节点，不同的电压等级，在不同的变电站并网，它们所发挥的作用也不同，对网络带来的支撑也不同。

新能源发展需要配置储能这种调节性资源，目前有两种发展思路：①统一并网要求，新能源电站自行决策配储：从经济最优的角度来看，可以对每个新能源电站的并网特性提出统一要求，新能源电站可以自行决定需要配置多少储能。

②平均配储：例如山东首创的共享储能模式，计算整个省份需要配置多少储能，新增多少新能源，两者相除就是平均配储或者租储的比例，但从微观来看，（各行业纪要+v：hjk985211)这种方式可能不是经济最优的。

例如，新能源电站在电网的不同位置接入，需要的调节性资源可能不同，在平均配储的模式下，无法区分上述不同，进而可能无法引导新能源电站向着好消纳的位置建设。

从自行决策配储的思路来看，让每个新能源场站自己决定配储比例，只要配置后可以保障出力，并且各方面能力达到*标准，比如新能源场站波动的幅度不超过多少，调频是否能够满足*标准《电力系统安全稳定运行导则》中要求的向上10%、向下6%的调频功能等。

如果所有新能源场站都按照满足某种并网标准来建设的话，这种思路固然可以保证消纳，但是对于整个电网来说并不是一个最优的解决方案，因为即使是同样的容量，在不同节点对电网的贡献是不一样的。

从统一规划、平均配储的思路来看，各省的监管机构在规划储能电站的选址和布局时，会侧重于统一管理，侧重于建设集中式的大型储能项目，甚至是基地型的大型储能项目。

这种发展方式的可能性会更大一点。

因为建设这种大型储能项目，能够选择在一些位置关键、电压等级高、负荷需要求比较大的节点来并网，对整个电网的支撑作用更强，也能够帮助电网解决一些额外问题。

比如除了调峰、调频等功能外，还可以帮助解决电网送出通道阻塞、紧急功率支撑等问题。

集中式的大型储能电站会是未来的发展趋势，分布式的部署并不大会是未来的发展思路。

Q9：共享/独立储能电站的收益=固定收益+可变收益。

固定收益来自于新能源场站的租赁费或容量电价，可变收益来自于参与调峰辅助服务市场或现货市场。

容量租赁相当于新能源场站出资为电网租赁灵活性资源，供电网使用。

容量电价预计要随输配电价征收，最终分摊至全社会。

共享/独立储能电站的固定收益部分，未来更会向哪个方向发展？

当一个大型的独立电站建成之后，容量租赁费与容量电价是不会同时存在的，容量只能够租一次。

从发展趋势和能源局改革的方向上来看，未来容量租赁会减少，由新能源企业来分摊的比例会减少，会更多的同通过输配电的方式转移到终端用户上。

但这种改革会推动得比较慢，因为所有涉及到电价收费的核准，都要到*发改委价格司这个层面，省级部门没办法直接推动，所以进程会比较慢，但这个发展方向是没问题的。

Q10：关于储能电站的可变收益部分，能否同时参与调峰、调频市场？

对于同一容量，调峰和调频，不可同时参加，但不同时刻可以参加不同市场。

目前用电化学储能参与调峰，一般都是电网深度调峰。

深度调峰指电网在调峰最困难的时段，其他的调节资源基本耗尽，依托电化学储能的快速响应特性进行应急调峰。

深度调峰的时间暂无统一的规定，一般一天1~3个小时。

在这个时间段内，电化学储能站如果要获取调峰收益则不能获取调频收益，但深度调峰时间段外，可以进行调频。

Q11：调频市场空间有限易饱和，调峰市场空间如何？

调频市场的容量在一定的时间段之内基本上是不变的。

参与到市场的储能项目越多，竞争越激烈，拉低平均收益。

产生调峰的需求是因为电网调峰能力不够。

原先给电网提供调峰能力的机组装机比例越来越低，比如火电机组在全国装机占比已经小于50%。

未来到碳中和时，火电机组的占比可能只有5%。

总体来说在碳中和压力下，火电等机组比例的降低也拉低了整个系统的调峰能力。

加之，电力系统里的新能源装机越来越多，也会带来额外的调峰需求，会让整个电网调峰资源的稀缺度越来越高。

在一定的时间段之内，调峰市场是有限的，如果建的储能项目过快过多，市场肯定也会出现过度竞争的状态，所以会被拉低。

但是调峰市场的增速也很快，而且增加可能不是线性的。

它的增加是受到两方面因素的影响：一是新能源渗透率提升，会带来调峰需求的增加；二是新能源对传统调峰机组装机的挤压，会带来整个电网调峰资源的减少，就会导致需要更多的调峰能力。

这时对于调峰市场的需求会是一个非线性增长的状态。

总体来说，调峰市场会处于一个持续扩张的状态，短期内不会轻易饱和，对于调峰需求的增速可能会超过新能源累计装机的增速。

Q12：关于调峰调频市场的空间，从技术上能否这样理解：调频是处理新能源发电的小毛刺，当存在多个新能源场站时，这些小毛刺常常会正负相抵，故随着新能源装机增多，调频需求可能是逐渐饱和的，而调峰需求会快速扩张？

有这种可能性，当多个新能源场站并网的时候，它们发电功率的波动性在某种程度上会呈现综合的状态，在这一块的确会减少。如果与调峰相比的话，调频的增速会低于调峰。

Q13：看好十四五、十五五我国储能的哪些发展方向？

未来增速最快、增量最大的依然会是新能源强配储能带来的需求。

这块也存在一定的风险，如果新能源强配储能这个政策消失，储能的发展将遇到重大挫折。

但未来随着专门针对储能去设置的电力辅助服务市场建设越来越成熟，项目获取收益的渠道越来越多，一次调频、二次调频、黑启动、惯量响应、调压等等，就不需要强制配储了。

如果市场成熟，即使新能源强配储能的政策消失，也不会影响储能产业的发展。

但是在短期之内，电力辅助服务市场的建设速度有限。

所以十四五期间新能源储能产业发展的最主要动力依然是由新能源强配储能政策的带来。

此外，一些新能源装机比例较高的省份，会逐渐将一些额外的服务先拿出来市场化。

比如山西的新能源占比已经超过35%，对于调频需求额外迫切，如果调频率满足不了，很可能产生频率事故导致大停电。

一次调频市场，可能在多个省份尤其在三北区域会快速推广，带来一些新需求，也会催生出新的技术方案。

比如要做一次调频，电化学储能特性不太适合一天两千次左右的启动，这个时候可能会给飞轮储能这样的功率型储能带来发展机会。

最后一点，目前市场上在热炒的长时储能，无论是液流电池还是重力储能，初投资成本非常高，且在技术特性上，尚不能较直接竞争对手产生很大优势。

未来放量增长的可能性较小。

【投资者交流】

Q1：目前有大量企业新进入磷酸铁锂储能领域，新进入玩家的发展机会与风险？

当前储能电芯领域的基本格局已经形成，尤其在大中型储能项目上，新兴玩家很难分得一杯羹。

五大六小发电集团、两大电网这些业主很难*新兴品牌；但是对于性能、安全等要求较低的领域，例如家储市场、户外电源市场及较低端的两轮车市场，这些新兴玩家还是拥有一定机会的。

Q2：如果这些新兴玩家争取到了大型储能项目的订单，项目建成之后哪些参数会显示出其劣势？鹏辉大储能的表现如何？

项目建成运行之后即可判断。

（1）在一致性方面，若电芯质量较差，将导致一致性相差较大，会直接影响到整个储能系统的运行效率，即充放电效率。

例如从交流侧观察，充入100度电时，好的系统能够放出88度电，但差的系统仅能放出83、82度，甚至不到80度电；（2）在发热量方面，质量较差的电芯发热量也会较大，因而冷却系统的功耗会较高，所以冷却系统的功耗也可以作为判断依据。

鹏辉是大储能项目的新兴玩家。行业对其评价较为一般。更多依靠低价优势来中标、获得订单。

Q3：预测未来三至五年，储能年均新增装机15-20GW，是否包括电源、电网、用户侧的全部储能？

其中电源与电网侧储能占比？

主要包括的是电源侧电网侧，不包括用户侧。

原先国内储能市场主要分为了电源侧、电网侧与用户侧（用户侧主要包括工商业储能），但目前电源侧与电网侧的很多项目难以区分开来，可以借鉴国外划分方法：表前和表后。

表前包括电源侧和电网侧。

表前市场占比能够达到80~90%，且这个比例可能会越来越大。

Q4：目前储能中各种不同类型电池的占比情况？

未来三至五年，磷酸铁锂电池等各技术路线的发展趋势？

目前电化学储能中，磷酸铁锂电池占比达90%以上，液流电池占比极低。

液流电池目前所建成最大的项目，为大连100MW/400MWh项目，建设期共五年。

2017年该项目的策划之初为200MW/800MWh。

目前该项目仅完成一半。

此类项目的数量十分有限。

未来液流电池如果每年能够稳定在400~500MWh的增量，这一目标已经非常乐观。

但是目前液流电池的产业链不足以支撑如此大的增量。

在电化学领域，（各行业纪要+v：hjk985211)由于锂电池产能扩得更快，未来磷酸铁锂电池可能会继续增长到接近95%的占比，其余5%会留给其他电池形式。

当下磷酸铁锂电池产业化程度较高，但是如果未来储能高速增长，锂价格上涨会对目前电池成本造成上涨压力。

Q5：铁铬液流电池技术路线前景？

液流电池领域中，目前最成熟的是全钒液流电池技术路线。

全钒液流电池电堆功率高：铁铬液流与全钒液流电池相比，其大致处于全钒液流电池在07年至08年的初级阶段；技术指标上，铁铬液流电池单体电堆的功率，目前所推出的产品中最大约30多千瓦，不到40千瓦，但是全钒液流电池整体电堆功率已经做到了200、300千瓦，全钒液流电池的技术成熟度远远*铁铬液流电池。

全钒液流电池安全性稳定：虽然铁铬液流电池优势是对于电解液中钒这种供应量较少的金属需求很小，铁铬液流电池价格较为稳定，但是在安全性能上，铁铬液流电池在充电时负极析出氢气的现象较为严重，安全性能远低于全钒液流电池。

铁铬电池技术突破速度存疑：国内制作铁铬液流电池厂家也较少，在竞争中快速借鉴发展的可能性较低，很难对技术路线有所突破。

因此目前铁铬液流电池技术成熟度与全钒液流电池相比还相差很远。

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