中國儲能網(wǎng)訊：過去幾年，究竟哪一年是“儲能元年”，一直都是圈內茶余飯后的熱點話題，足見市場對儲能爆發(fā)式發(fā)展的期許。
回望剛剛走過的2021年，無論是宏觀的政策環(huán)境，還是實際的裝機規(guī)模，中國儲能市場發(fā)展再次獲得加速動能，這也在投資熱度和產品發(fā)布力度方面得到了切實回應和驗證。
當新進入者紛至沓來，當大量資本涌入期待著把儲能推舉為下一個萬億級市場，我們也要清醒的看到當前市場中的各種風險和不確定性。如何在不確定的發(fā)展環(huán)境中抓住確定的機遇或許將是2022年儲能市場的關鍵。
01 政策環(huán)境
2025年30GW裝機目標確立
儲能發(fā)展獲得新動能
2021年7月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》。與2017年第一版指導意見推動儲能的普遍示范應用不同，新版指導意見更加聚焦儲能的規(guī)?；l(fā)展和儲能在實現(xiàn)“雙碳”目標中的應用價值。新版儲能指導意見提出明確了2025年實現(xiàn)累計裝機30GW的發(fā)展目標。
截至2020年底，中國新型儲能累計裝機3.2GW，這意味著十四五期間國內儲能市場將實現(xiàn)近10倍增長。
02 區(qū)域市場
各省市積極規(guī)劃“十四五”發(fā)展目標
示范項目、激勵政策為儲能裝機助一臂之力
2021年在新版儲能指導意見的帶動下，以山東、寧夏、內蒙古等為代表的地方政府也在加速制定本地“十四五”儲能發(fā)展規(guī)劃。截至2021年底，已有近十個省市發(fā)布了當?shù)夭煌A段的儲能發(fā)展目標，總規(guī)劃容量已超過26GW，預計2022年還將有更多省市加入其中。如若上述目標能夠全部實現(xiàn)，將成為國家30GW目標的有力支撐。
為了推動目標的實現(xiàn)，布局示范項目、給予電價激勵、提出新能源配置儲能要求等成為主要的配套政策手段。同時，以項目吸引產業(yè)配套落地也是各地方政府積極推動當?shù)貎δ馨l(fā)展的重要目的。以山東2021年投運的首批500MW示范項目為例，調峰電價激勵為優(yōu)化項目經(jīng)濟性提供了強有力支撐。如何擺脫示范項目依賴，真正實現(xiàn)儲能項目的市場化建設和布局可能是未來各地政策設計的關鍵。
03 電力市場
輔助服務市場改革箭在弦上
將成為儲能收益多元化的重要突破口
曾引領中國儲能商業(yè)化應用的火儲聯(lián)合調頻，在2021年發(fā)展趨緩。傳統(tǒng)調頻市場日趨飽和，浙江、江蘇項目試探前進，火儲聯(lián)合調頻發(fā)展須待新的區(qū)域市場政策機制改革。
與之相對的是，調峰輔助服務愈發(fā)引人關注，儲能作為新能源調峰資源的價值開始顯現(xiàn)，調峰市場將成為儲能項目增加多元化收益的重要渠道。
2021年12月新版“兩個細則”正式發(fā)布，市場期待多年的儲能提供輔助服務的主體地位得以確認。輔助服務的種類也進一步豐富，貫穿到用戶側的成本分攤與傳導機制得到重點提及，儲能應用于電力輔助迎來新的局面。2022年期待各區(qū)域市場的突破，根據(jù)各自特點出臺具有實操性質的細則。
04 發(fā)電側
新能源+儲能大勢所趨
儲能成為風光電站開發(fā)的標配
2021年以來，在新能源調峰消納壓力不斷增加的背景下，配置儲能成大部分省份風光項目開發(fā)的必備要求。根據(jù)各地已發(fā)布的2021-22年風電、光伏項目開發(fā)建設方案，儲能配置容量10-30%不等，儲能時長1-4小時不等。
2021年已有接近20個省市發(fā)布新建風電、光伏項目配置儲能的要求，伴隨新能源的儲能規(guī)劃規(guī)模已超30GW。如果全部順利建成，2025年裝機目標將順利實現(xiàn)。但如何使用和盈利，仍是新能源+儲能的主要困境。據(jù)某風電企業(yè)介紹，其某個風電場+儲能項目，年利用次數(shù)僅為數(shù)十次。
05 用戶側
電價機制接連調整
儲能機會跌宕起伏，幾家歡喜幾家愁
2021年因頻頻發(fā)布的拉大峰谷分時電價政策，市場再次嗅到了用戶側儲能的項目機會。2021年7月，發(fā)改委發(fā)文拉大峰谷價差；10月的深化燃煤上網(wǎng)電價改革的文件再次提及取消目錄電價。截至2021年底，近30個省市已響應此政策宣布取消目錄電價，進而以市場決定燃煤上網(wǎng)電價以及上次浮動一定比例的形式確定銷售電價。
然而政策的不斷調整也讓市場中幾家歡樂幾家愁。與7月的政策拉大峰谷價差不同，新政下，多數(shù)省份出現(xiàn)了峰谷價差縮小的局面。以北京為代表，新政下峰谷最大價差縮小至0.6元/kWh左右，較之前下降了約0.5元/kWh。而用戶側電價隨燃煤電價波動的機制，也給用戶側儲能項目的評估帶來了一定的困難。
06 商業(yè)模式
容量租賃模式確立
獨立共享式儲能電站引領項目開發(fā)新風尚
獨立共享式儲能電站在2021年異軍突起，這類項目由于單個項目規(guī)模大、運行模式更為靈活成為儲能項目開發(fā)的新熱點。僅2021年12月底，山東、湖南就接連并網(wǎng)5個100MW/200MWh獨立儲能電站。
目前儲能電站贏利點較為單一，調峰作為主要收入之一尚不足以支撐電站運營。因此，在新能源強配背景下，儲能通過容量租賃模式，獲取定量收益，成為儲能電站財務評估中最主要一環(huán)。
2021年8月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》進一步肯定了儲能容量租賃模式。
未來獨立儲能電站模式的可持續(xù)發(fā)展，關鍵還將取決于是否能從電力市場獲取持續(xù)合理的收益。浙江的兩部制電價、山西的一次調頻市場，或許可為儲能電站的發(fā)展提供借鑒
07 技術產品
以高安全性為目標
儲能技術和產品開發(fā)快速推進
2021年各大儲能廠商的產品開發(fā)和布局加速推進，特別是上半年一系列展會發(fā)布會，各種新產品發(fā)布呈現(xiàn)百花齊放百家爭鳴之勢。大量在光伏和電動汽車領域已經(jīng)應用成熟的技術被借鑒到儲能產品設計中。包括1500V高壓儲能系統(tǒng)、組串式儲能系統(tǒng)、液冷電池系統(tǒng)等在內的一系列產品設計思路正在行業(yè)內廣泛推廣和應用。
與此同時，大紅門火災事故也將儲能安全推向風口浪尖，提高儲能系統(tǒng)安全性成為儲能系統(tǒng)設計和項目開發(fā)的焦點。隨著產品技術進步、標準體系完善和更多的企業(yè)研發(fā)投入，儲能系統(tǒng)在安全性、集成度、可靠性、能量效率方面的性能將有望快速提升。
08 產業(yè)鏈
電池漲價缺貨
儲能裝機快速增長的絆腳石
2021年，特別是下半年以來，原材料價格上漲和產能緊缺已經(jīng)對儲能企業(yè)的產品生產和項目開發(fā)產生直接影響。不少企業(yè)面臨買電池難、電池漲價、項目交付時間延長、搶奪電池產能等實際問題，不僅給產品交付時間帶來了不確定性，也使集成商的風險陡增。
在實際業(yè)務操作中，集成商需要采用預付款的方式鎖定電池產能，且交付周期也只能保障在一季度以上。另外，因為風光電站開發(fā)商的并網(wǎng)時間節(jié)點尤為重要，如若儲能項目不能按期投運且價格上漲，也會給整個新能源儲能項目的經(jīng)濟性造成直接影響。
09 海外布局
中國儲能產品和項目開發(fā)加速走出去
擁抱海外市場發(fā)展機遇
2021年借助海外儲能發(fā)展的熱潮，中國企業(yè)參與海外儲能項目開發(fā)和產品供應的力度不斷增加。
一方面以華能等為代表的央企直接參與海外儲能項目投資，另一方面以華為1.3GWh紅海項目為代表，中國企業(yè)海外項目的儲能系統(tǒng)訂單和交付規(guī)模也屢攀新高。
與儲能系統(tǒng)類似，電池和逆變器等零部件企業(yè)的海外參與度也不斷增強。除傳統(tǒng)的美國歐洲市場之外，東南亞、中東等市場日益受到關注。
在國內市場蓬勃發(fā)展的同時，中國企業(yè)也在積極利用國內的產業(yè)鏈規(guī)模和成本優(yōu)勢參與到海外儲能市場中，收獲全球儲能市場發(fā)展的紅利。
10 市場參與方
儲能賽道成為投資新熱點
機遇與風險共存
隨著新能源+儲能成為風光電站開發(fā)的標配，以新能源電站開發(fā)為主業(yè)的大量央企、地方國企和EPC企業(yè)紛紛加入到儲能市場中來，并逐漸成為新能源儲能電站和獨立式儲能電站的開發(fā)主力。與此同時，他們正在開始往上游系統(tǒng)集成領域延伸，與光伏類似，未來央企在儲能產業(yè)鏈的存在感也將不斷增強。
另一方面，明確的裝機增長預期也吸引大量資本和圈外企業(yè)紛至沓來，除風光等臨近產業(yè)的企業(yè)外，傳統(tǒng)車企、化工企業(yè)等也正在大規(guī)模布局儲能和電池產能。特別是電池領域，近一年的瘋狂擴產也會帶來未來潛在的低端產能過剩、高端產能不足的風險。盡管儲能成為被寄予厚望的萬億級發(fā)展新賽道，但是目前過于脆弱的市場盈利機制仍將會令行業(yè)發(fā)展在短期內面臨極強的波動和不確定性風險。
