中國儲能網(wǎng)訊：儲能發(fā)展為什么重要？
儲能發(fā)展可以說是實現(xiàn)雙碳的必由之路。儲能，簡單來說就是將能量儲存起來，以便在需要的時候釋放使用的過程。為了實現(xiàn)“30·60”碳達峰、碳中和目標(biāo)，我國決定將逐步建立新能源為基礎(chǔ)的新型電力系統(tǒng)。近年來我國的可再生能源發(fā)電的發(fā)展迅速，裝機占比已經(jīng)從2011年27.7%提升至2021年45.4%。根據(jù)國家能源局的目標(biāo)，到2025年我國新能源裝機占比將進一步提升至50%以上，新能源發(fā)電的地位越發(fā)重要。
而相比于傳統(tǒng)能源，可再生能源發(fā)電普遍都有間歇性、波動性問題。隨著可再生能源占比的進一步提升，保障能源穩(wěn)定性的需求明顯提高。簡單來說，像風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電都需要依賴自然資源，自然資源的功率輸出天然不穩(wěn)定，不像傳統(tǒng)火電等可以進行人工干預(yù)，從而電力系統(tǒng)的發(fā)電靈活性就會明顯下降。比如光伏的午間發(fā)電功率極大但是入夜基本降至0，與實際用電需求很難匹配。還有像去年下半年時歐洲地區(qū)出現(xiàn)天然氣緊缺、國內(nèi)出現(xiàn)煤炭緊缺導(dǎo)致能源價格大漲，都有極端天氣影響水電風(fēng)電發(fā)電不足、而對火電需求明顯上升的因素在推動。因而發(fā)展儲能是解決新型電力系統(tǒng)供需匹配和波動性問題的關(guān)鍵。
一方面，通過配置儲能可以實現(xiàn)可再生能源發(fā)電的削峰填谷，即將風(fēng)光發(fā)電高峰時段的電量儲存后再移到用電高峰釋放，從而可以減少棄風(fēng)棄光率；另一方面，儲能系統(tǒng)可以對隨機性、間歇性和波動性的可再生能源發(fā)電出力進行平滑控制，從源頭降低波動性，滿足可再生能源并網(wǎng)要求，為未來大規(guī)模發(fā)展應(yīng)用打好基礎(chǔ)。
那么儲能的應(yīng)用場景還包括電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)，隨著電網(wǎng)靈活性需求的增加和商業(yè)模式逐漸理順，也將一同驅(qū)動儲能的規(guī)模化發(fā)展。在電網(wǎng)側(cè)，儲能電站目前主要用于提供電力市場輔助服務(wù)，比如系統(tǒng)調(diào)頻。由于電網(wǎng)頻率的變化會對電力設(shè)備的安全高效運行以及壽命產(chǎn)生影響，儲能、尤其是電化學(xué)儲能的調(diào)頻效率較高，能在電網(wǎng)側(cè)發(fā)揮重要保障作用。除了提供輔助服務(wù)以外，儲能設(shè)備還可以緩解電網(wǎng)阻塞、提高電網(wǎng)輸配電能力從而延緩設(shè)備升級擴容等。
用戶側(cè)，目前儲能最普遍的應(yīng)用是利用峰谷價差進行套利。具體來說，通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電、高電價時系統(tǒng)放電，可以實現(xiàn)峰谷電價差套利，降低用電成本。對于大工業(yè)企業(yè)來說，也可以用儲能在高峰負荷時放電，從而達到降低容量電費的目的。此外，儲能還能在比如發(fā)生停電故障的時候?qū)涞哪芰抗?yīng)給用戶，保障供電的可靠性。比如去年三季度受能耗雙控目標(biāo)影響，很多地區(qū)工業(yè)企業(yè)只能面臨停電限產(chǎn)的困境。所以在當(dāng)前能源壓力激增的背景下，發(fā)展儲能更成為了重要的解決方案。
儲能發(fā)展現(xiàn)狀如何？
隨著全球協(xié)同應(yīng)對氣候變暖方案的推進，世界主要國家都在迅速推進能源轉(zhuǎn)型，帶動儲能裝機需求不斷增加，近年來全球儲能發(fā)展均在提速。截至2021年底，全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模約209.4GW，相比2020年同期增長9%。我國近兩年受相關(guān)政策推動，也實現(xiàn)了儲能裝機的高速增長，尤其是2021年。截至2021年，我國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模46GW，21年當(dāng)年新增裝機10.5GW，接近此前4年的新增裝機總量，可以說去年儲能裝機實現(xiàn)大提速。2020年累計裝機的同比漲幅也在10%，增速相較2018、2019年持續(xù)明顯抬升。
根據(jù)技術(shù)原理劃分，儲能主要分為物理儲能（如抽水蓄能、飛輪儲能等）、電化學(xué)儲能（如鋰離子電池、鉛酸電池、液流電池等）、電磁儲能（如超級電容器、超導(dǎo)電磁儲能等）三大類。
由于技術(shù)成熟度高、成本低，全球抽水蓄能的累計裝機規(guī)模占比最高。抽水蓄能就是在電力低負荷時期將水從下水庫抽到上水庫蓄水，從而在電力負荷高峰時放水，利用重力勢能重新發(fā)電。2021年底，全球儲能市場中抽水蓄能占比首次低于90%，此前長期占到九成以上。我國儲能市場也類似，抽水蓄能裝機規(guī)模最高，累計裝機占比仍占到86.3%。而且去年我國新增儲能裝機規(guī)模中抽水蓄能占到75%以上，是主要的拉動力。
而在近年的新增裝機中，鋰電池儲能也逐漸成為新生主力軍。相比于抽水蓄能技術(shù)，電化學(xué)儲能具有環(huán)境適應(yīng)性強、能夠小型分散配置等特點，成為近年來的新生主力軍。電化學(xué)儲能裝機中近九成左右都是鋰離子電池。2021年全球的新增儲能裝機中電化學(xué)儲能占比有一半以上。從累計裝機看，到2021年底，全球鋰離子電池儲能的裝機份額已提升至11%，我國的鋰電池儲能占比更是達到11.2%。
也因此，近幾年我國新型儲能裝機規(guī)模保持在很高的增速。除了鋰離子電池儲能外，鉛蓄電池、液流電池、壓縮空氣儲能也都屬于新型儲能。截至2021年底，我國累計投運的新型儲能項目裝機接近5.7GW，同比增速接近75%。全年新型儲能新增裝機在2.4GW規(guī)模，同比增長54%。值得一提的是，其中壓縮空氣儲能也在2021年實現(xiàn)了跨越式增長，新增投運規(guī)模170MW，接近2020年底累計裝機規(guī)模的15倍。
為何儲能發(fā)展或迎拐點？
我們認為，儲能行業(yè)或已在拐點上，接下來增長提速的確定性較高。那么從原因看，儲能的發(fā)展驅(qū)動力主要靠什么？我們認為，2021年我國儲能發(fā)展已迎來了明確的政策拐點，是推動儲能產(chǎn)業(yè)進入高速發(fā)展期的最主要原因。而中期來看，儲能的大規(guī)模應(yīng)用則主要依賴商業(yè)模式的理順，從而打開盈利空間。長期層面，儲能發(fā)展重點受降本的驅(qū)動，即鋰電池等系統(tǒng)成本下降是長期發(fā)展的關(guān)鍵。
總量與地方政策護航政策層面對于儲能的重視度明顯提升，直接驅(qū)動“十四五”期間儲能加速發(fā)展。
去年7月，發(fā)改委、能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，這是繼2017年《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》出臺后第二份針對儲能發(fā)展的“頂層設(shè)計”，也是“十四五”期間儲能發(fā)展的指導(dǎo)綱領(lǐng)。文件首次明確提出量化的儲能發(fā)展目標(biāo)，即到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。今年3月，《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》的出臺在《指導(dǎo)意見》的基礎(chǔ)上進一步明確發(fā)展目標(biāo)和細化重點任務(wù)，提升了規(guī)劃落實的可操作性。
在頂層文件指引下，多部委密集出臺各類政策，包括行業(yè)管理規(guī)范、儲能價格機制探索、市場機制建立、科技創(chuàng)新規(guī)劃等。比如，去年3月發(fā)布的《關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見》，指明“兩個一體化”，即“風(fēng)光儲一體化”、“源網(wǎng)荷儲一體化”是新能源項目未來的重點發(fā)展方向；同時各部委通過“重點研發(fā)專項”、“首臺套工程”等重大項目落地對儲能項目給予技術(shù)研發(fā)、示范應(yīng)用支持，幫助推動規(guī)模化發(fā)展。
具體來看，可再生能源加配儲能成為重點發(fā)展模式，多地明確規(guī)定儲能配置需求。在持續(xù)增長的可再生能源消納壓力下，新能源加儲能配套發(fā)展的模式將明顯提升儲能裝機的確定性。為了鼓勵企業(yè)裝配儲能，發(fā)改委和能源局聯(lián)合發(fā)文給出“超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)”的優(yōu)惠政策。地方也積極行動。2021年，20多個省市陸續(xù)發(fā)文，鼓勵或強制“新能源+儲能”配套發(fā)展，多數(shù)地區(qū)明確要求當(dāng)?shù)匦履茉错椖績δ芘渲帽壤坏陀?0%，連續(xù)儲能時長2小時以上。部分地區(qū)如內(nèi)蒙古、河南的項目配置要求甚至在20%以上。
儲能寫入多省政府工作報告，今年繼續(xù)“加速跑”。今年可再生能源建設(shè)繼續(xù)被列入各地政府的重要任務(wù)，而儲能也作為必要配套被屢屢提及。比如浙江給出了100萬千瓦新型儲能項目的開工目標(biāo)、四川要求推動多元儲能重大項目落地等。而且在中長期規(guī)劃的指引下，抽水蓄能電站建設(shè)被提及的頻率明顯增加，廣東、甘肅、山西等地均發(fā)布了具體的建設(shè)規(guī)劃。
系統(tǒng)經(jīng)濟性困局正化解
短期來看，政策是我國儲能裝機發(fā)展的主要驅(qū)動力，而系統(tǒng)經(jīng)濟性的提升才能打開中長期規(guī)?；l(fā)展的空間。因而，隨著市場機制的逐步改善。儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性的拐點也在“漸行漸遠”。首先，分時電價改革打開用戶側(cè)儲能發(fā)展空間。2021年7月發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，要求進一步拉大峰谷電價價差，建立尖峰電價機制。政策的出臺明顯有助于儲能“削峰填谷”效益的提升。此后超20省市出臺完善分時電價機制相關(guān)政策。從2022年5月各省市電網(wǎng)代理購電價格來看，東部沿海以及西南地區(qū)電價差較大，比如廣東、浙江的最大峰谷電價差已經(jīng)達到0.9元/KWh以上；峰谷電價差超過0.7元/度的省市已達到15個。根據(jù)海通電新團隊的測算，理想用能狀態(tài)下，不考慮融資，峰谷電價差在0.6元/KWh以上時，項目就有一定的經(jīng)濟性。因而隨著各地分時電價機制的調(diào)整，工商業(yè)儲能裝機效益繼續(xù)提升，用戶側(cè)裝機空間隨之打開。
然而儲能在發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)仍面臨著明顯的盈利困局，即投資收益率過低，這是阻礙行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的重要原因。
2020年起，多地明確將給予儲能項目直接補貼，提高儲能經(jīng)濟性。補貼形式主要以投資補貼和運營補貼為主，比如四川成都主要按照儲能設(shè)施規(guī)模給予補助，青海則對儲能項目發(fā)售的電量給予運營補貼等。我們認為，補貼能夠提升儲能電站收益率，進而提升行業(yè)投資積極性。
更重要的是，政策正著力理順發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能項目的商業(yè)模式。傳統(tǒng)發(fā)電側(cè)儲能項目有明顯的機制問題，也即配置儲能的成本或者由電網(wǎng)買單，或者由發(fā)電企業(yè)買單，而缺乏合理傳導(dǎo)機制、降低項目原本盈利。因而在發(fā)電側(cè)配儲外，行業(yè)還需要打通儲能參與輔助服務(wù)的通道，并且形成明確的儲能輔助服務(wù)交易和成本分攤機制。
隨著2021年新版“兩個細則”的下發(fā)，儲能面臨的成本傳導(dǎo)不暢問題也有望逐步得到改善?！皟蓚€細則”，即國家能源局在2021年12月發(fā)布的《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》，提出將新型儲能作為輔助服務(wù)提供新主體，并新增引入電力輔助服務(wù)新品種，明確輔助服務(wù)分攤補償新機制，即按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則建立用戶分擔(dān)共享機制。今年3月，能源局南方監(jiān)管局就據(jù)此制修訂了現(xiàn)行管理實施細則。清晰的盈利模式是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必要條件，因而新價格機制的落地，將是儲能規(guī)?；l(fā)展邁出的重大一步。
最后，電池成本長期下降，提供儲能發(fā)展內(nèi)生動力。由于電池成本是儲能電站系統(tǒng)最高價值量的部分，因而儲能系統(tǒng)降本主要依靠電池成本下降或者循環(huán)壽命提升等。以鋰電池為例，鋰離子電池能量密度5年來提高了近一倍，循環(huán)壽命增長了一倍以上，儲能系統(tǒng)成本大幅下降約60%。到2020年，鋰離子電池儲能價格已經(jīng)降至1000～1500元/kW·h。而隨著鋰電池技術(shù)的持續(xù)進步帶動成本進一步下降，儲能在用戶側(cè)、可再生能源并網(wǎng)配套等領(lǐng)域的需求有望迎來長期增長。
綜上來看，總量上制定“十四五”期間發(fā)展綱領(lǐng)提出量化目標(biāo)，地方上鼓勵或強制“新能源+儲能”配套發(fā)展。而面對儲能行業(yè)收益難題，政策通過理順市場機制提供內(nèi)生動力，具體措施包括完善分時電價拉大峰谷價差、確立儲能輔助服務(wù)主體地位、理順成本傳導(dǎo)模式、給予儲能項目直接補貼等。在政策和市場的雙輪驅(qū)動下，儲能拐點已至，全面加速“勢不可擋”。
未來儲能市場空間有多大？
十四五期間，新型儲能裝機年均復(fù)合增速超50%。根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局出臺的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，到2025年，我國新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上，而截至2021年，新型儲能累計裝機僅570萬千瓦左右。所以接下來到2025年新型儲能裝機至少還有5-6倍的空間，年均復(fù)合增速超過50%；即年均裝機量需要達到600萬千瓦以上，相比之下2021年新增裝機規(guī)模也就189萬千瓦，已是近年最高。
同時，傳統(tǒng)的抽水蓄能增長空間也不容忽視，目標(biāo)直指“翻一番”。2021年9月，國家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，要求到2025年抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。在《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中還增加目標(biāo)，在建裝機容量達到6000萬千瓦左右。要實現(xiàn)這個目標(biāo)，接下來2022-2025年間年均抽水蓄能新增裝機要達到555萬千瓦以上（2021年底累計不到4000萬千瓦），除了去年新增裝機規(guī)模達到796萬千瓦，此前年均新增只有100萬千瓦左右。
而且如果儲能接下來能有穩(wěn)定的盈利模式，那么裝機規(guī)模很可能超過最低標(biāo)準。據(jù)預(yù)測，保守場景下，到2025年電化學(xué)儲能累計投運規(guī)?？蛇_3550萬千瓦，2021-2025年電化學(xué)儲能總裝機的復(fù)合增長率預(yù)計為57.4%。隨著新能源為主的新型電力系統(tǒng)的推進，儲能規(guī)?；瘧?yīng)用迫在眉睫，如果未來兩年能形成穩(wěn)定的盈利模式，CNESA預(yù)計在理想場景下，“十四五”期末的電化學(xué)儲能累計投運規(guī)模可能達到55.9GW，以配合風(fēng)、光在2025年的裝機目標(biāo)。如此來看，綜合政策目標(biāo)和CNESA的預(yù)測，從2022年到十四五末，我國新型儲能裝機至少還有5倍以上的發(fā)展空間，同期的抽水蓄能也還有增長50%以上的潛力。
細分環(huán)節(jié)的機會有哪些？
那么隨著儲能裝機空間的打開，哪些行業(yè)將明顯受益？儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游主要包括電池原材料、電子元器件供應(yīng)商等，中游主要包括電池系統(tǒng)、儲能變流器（PCS）和能量管理系統(tǒng)（EMS）以及其他配件供應(yīng)商，下游則包括從儲能系統(tǒng)集成商、安裝商到工商業(yè)、電網(wǎng)公司、風(fēng)光電站等在內(nèi)的終端用戶。
我們認為，儲能鋰電池、變流器等設(shè)備供應(yīng)商有望率先受益。在儲能電站成本的構(gòu)成中，儲能電池與儲能變流器（PCS）分別占儲能系統(tǒng)成本的60%和20%，是目前儲能系統(tǒng)中價值量最高的兩大部分。而且兩者存在比較高的技術(shù)壁壘，其設(shè)備供應(yīng)商有望率先受益于儲能裝機需求的高增長。而在現(xiàn)有儲能電池中，鋰離子電池以低成本、高效率、高安全性的特點成為當(dāng)前儲能電池的首選。
從更長期的發(fā)展前景看，液流電池和鈉離子電池有望成為鋰離子電池的重要補充。對于儲能電池，持續(xù)時長通常也是重要考量因素。而鋰離子電池要實現(xiàn)更長時儲能，需面臨產(chǎn)品安全和成本兩大困境。相比之下液流電池通過增加電解液即可提升儲能規(guī)模，能夠補充鋰離子電池在長時儲能場景中的缺位。而相比鋰電池，鈉離子電池則在資源豐富度方面具有明顯的優(yōu)勢——鈉是地殼中儲量第六豐富的元素，降本的空間更大。但目前液流電池和鈉離子電池仍存在能量密度偏低、生產(chǎn)成本偏高、配套供應(yīng)鏈不完善等問題，仍需技術(shù)環(huán)節(jié)的進步及商業(yè)化的探索。
另外，除了新型儲能打開空間外，政策仍將傳統(tǒng)抽水蓄能放在重要位置上，接下來加速增長的確定性較高。尤其是在今年，抽水蓄能項目的開發(fā)建設(shè)或?qū)⒚黠@受益于穩(wěn)增長目標(biāo)下基建需求的釋放。我們認為，抽水蓄能設(shè)備的核心供應(yīng)商也有望享受行業(yè)高增長紅利。
總結(jié)來看，在政策推動疊加經(jīng)濟性抬升下，去年我國儲能裝機已實現(xiàn)大提速，而接下來的發(fā)展空間和發(fā)展速度依然可期。短期主要關(guān)注鋰電池、儲能變流器、抽水蓄能重點行業(yè)，而中長期可以期待液流電池、鈉離子電池等領(lǐng)域的飛速發(fā)展。
（作者系海通證券宏觀分析師梁中華）
