议题一:《全球储能产业发展趋势分析》-中关村产业技术联盟专家上半年国内新型储能市场发展情况:2021年上半年,国内新增新型储能(含规划、在建和运行)项目个数257个,储能规 模11.8GW,分别是去年同期的1.6倍和9倍,其中新能源发电侧装机超过50%;2021年上 半年,国内新增投运项目规模达300MW/600MWh,百兆瓦以上规模的项目个数是去年同 期的8.5倍,吉瓦级项目也被列入开发日程。技术梳理:广义的储能包括储电、储热、储气、储氢。(1)抽水蓄能:2030年国网规划120GW抽水蓄能电站项目,未来大部分抽水蓄能项目成 本都是高于5000元/KW。(2)铅酸电池:寿命还可以,实验室能提升到5000-6000次循环,但是稳定性不够,有些 项目衰减超预期,现在铅酸电池在项目竞争方面依然有机会,但未来市场空间会慢慢被压 缩。(3)液硫电池:优点是安全,寿命长,缺点是成本高;跟锂电可能有差异化竞争。(4)锂电池:储能190GW里面90%是抽水蓄能,剩下10%新型储能里面锂电占90%,去 年电化学储能累计装机全球首次突破10GW;未来5年新增项目以磷酸铁锂为主。(5)钠电池:受关注比较高的是有机钠离子体系,电芯制造规格跟锂电一致,只是电池材 料更换,25-27年有望突破铁锂的天花板。Q:2021年是否是储能的投资元年,未来发展与电动车行业的异同点?A:今年确实是储能发展很快的一年,我们在做指数的时候把今年定位元年。电动车的技术 路线进步对于储能行业的技术方向和成本下降有比较好的指导意义,差异化在于具体指标方 面有所不同。Q:看未来两三年,储能行业发展的主要挑战是什么?A:安全、降本、商业模式,这三个点既是机会也是门槛和挑战。(1)安全,在本体安全 基础上,应用集成技术一些基本方案,包括一些管理上的跟进,去解决安全性问题。(2) 成本,主要是技术路线,谁能做到系统成本最低,谁就能成为未来生态系统一个重要的参与 者,一方面是围绕宁德、比亚迪等电芯制造企业,另一方面围绕下游企业,两头构造生态系 统。(3)商业模式,主要看区域政策,分时电价到省里的细则,决定了用户侧储能的机 会;《两个细则》对储能参与调频调峰等的收益。议题二:《寻路发电侧储能》-央企储能专家新能源占比的提高,给电网安全带来一系列的这个问题,主要是两个方面:(1)电网需要为这个风光发电系统建设相应的调峰调频。风光发电系统不具备调峰调 频无功补偿的能力,对电网形成较大的冲击,电网需要为这个风光发电系统建设相应的调峰 调频,需要相应增加常规火电电源提供补充调节能力。(2)新能源对电网电压频率波动的适应能力比较弱,容易脱网。风光新能源自身对电 网的电压和频率波动适应能力比较差,容易脱网。发生极端天气的时候,风光这个新能源基 本上无法发电,单靠现有的储能技术很难保证电网安全社会用电。发电企业发展储能的意义主要有三方面:(1)可以跟清洁能源匹配解决系统问题;(2)与传统火电业务相结合,加快传统业务的转型发展;(3)能够与综合智慧能源跟企业来结合,实现新的地方增长,是能源战略转型的重要支 撑。集团目前储能项目有40多个,在江西已经投产了100MW的电储能项目,在湖南规划建设 100MW/200MWh的电储能项目,预计明年开始。调频项目用的是磷酸铁锂电池, 18MW/9MWh,系统调频按这个18兆瓦持续0.5小时,配置储能以后,综合性能直接提高 了2.5倍左右。投运以后,电网每个月会公布系统考核。从考核上来看,每次在考核上面都 是第一,是华中电网最优质的调频电源之一。在建设上,是集装箱集成运到现场,电池在集 装箱里面已经是组装好了,到现场我们再进行外部调试这一块,整个建设周期从建设到投运 是4~5个月的时间。Q:以公司项目为例,储能参与调频调峰的收益计算?A:风光新能源发电会因为天气影响而波动,而用电侧用电量不会改变,需要通过储能来补 充。火电因为开启时间慢,所以要用储能来进行调节。AGC补偿费用(元)=abs(ΔP)×k×6元/MW电网在这方面有两个细则,综合调节性能和调节里程。综合调节性能用k值衡量,由三部分组成,一个是精度,一个是调节速度,另外一个就是响应时间。调节里程用ΔP来衡量,电 网AGC指令是自动发出,发给调节能力最强的机组。上储能之前大概每天的调节里程是 2000~2500MW左右,上了这个储能以后,调节里程最高能够到达6000MW。同时k值这 一块,由原来的0.9~1左右,提高到了2.5。电网公司按照这两个细则给补偿费用,按每兆 瓦×6元来进行补偿的。Q:调节里程一天最高可以达到多少?一天有多少收入?A:调节里程一天可以有6000MW。电网公司的指令是非常频繁,几秒钟或者一分钟就要调 节,可能会在一分钟给你几个。电网的负荷是在随时波动的,一天可能一两千次两三千次都 有可能。常规火电的话,调节性能比较差的,可能花三分钟两分钟才能达到调节负荷。上了 储能了以后,可能只要半分钟到一分钟。对于指令来讲,你调节速度越快,下发的调节里程 越多,那你得到的收益就越多。一般正常情况下,我们调节里程平均可以达到3500MW, 一天的收入大概在6~10万块钱。Q:电网对储能调频调峰的反馈?A:电网是比较肯定的。自从这个项目建成了以后,江西这一块有4~5个火电厂,也在准备做 这方面的可研。但有两方面因素,一是能源局对这块抱着比较谨慎的态度,主要是从安全性 方面考虑;二是成本和收益分配的问题,电网和能监局在编制关于电化学储能的奖励惩罚规 范,也在咨询我们的意见。后续还有政策引导电站的建立和收益分配。Q:储能电站的投资回报率?收益来自于哪里?收益水平?A:内部收益率大概是17%左右,项目可研时,收益预测的是23%。因为收益细则进行了修 边,达不到预测收益率。电网对我们有考核,如果调节性能不行,电网会从发电总量里扣掉 3万度电量。Q:电站的投资模式是以分公司或者项目公司的形式,还是说集团层面出台规范协调?A:我们是一个二级单位,是一个分公司,这个项目是由二级单位进行的,集团只是把我们 这个项目列为示范项目,投资这一块还是我们自行投资的。Q:项目招标的时候关注的点?A:关心电池和PCS,电池可靠性,充放电效率,系统综合的损耗。项目招标是对整个系统 集成进行招标。议题三:【能源企业储能探索】-储能项目专家(1)典型储能项目开发情况。首先是电网侧的集中式电站,我们在杭州的萧山发电厂建设 的电网和集中式电站,总规模是300MW/600MWh,其中一期的50MW/100MWh这个项 目现在已经在开始建设,采用的集中式储能楼的布置方式。目前中标的单位是南瑞继保的整 个储能电池及变流器的整个系统的设备集成,设备金额接近1.5亿元,电池采用宁德时代的 280Ah的锂电池,然后由中国能建浙江院进行其他方面的一些配套改造方案。百兆瓦级的 大规模电站和一些中小规模的10MW/20MWh电站最明显的一个区别是,百兆瓦的项目在 工程总价或者说每瓦时的单价上来讲还是比较高的,目前这个项目是接近2.6元/Wh的单 价,在国内的集中式电站来讲是一个比较主流的价格水平。最近包括山西朔州一些大规模的 电站开标了,它的单位投资的话更高,超过了三块钱每瓦时,这个往往包含一些其他的附属 设施的建设,包括充放电站以及配套周边电厂的改造等,所以单价的方面的情况要具体项目 具体分析。(2)浙江省储能政策情况。浙江省发改委、能源局出台了国内的第一个省级的面向储能项 目的补贴,对于调峰项目(年利用小时数不低于600小时)给予容量补偿,补偿标准是前三 年(200/180/170元)每千瓦的补偿。同时另外一个政策就是火储联合调频项目,就是Kpd 值大于0.9储能容量,每月给予配套的火电厂20万kWh的用煤量指标。从全省的目标来讲, 到23年的时候,累计建成1GWh的新型示范项目,在整个十四五期间建成2GWh。在这一 系列政策的刺激之下,现在浙江有好几个火储联合调频电厂正在进行开发阶段,前不久华东 集团在浙江的电厂已经开始投标了。(3)新能源发电侧储能项目情况。集团在十四五阶段计划的风电光伏开发量超过30GW, 开发的重点除了浙江的海上风电以外,还有西北地区包括在新疆青海地区的一些项目。目前 有20多个省份要求风电光伏储能配置的比例5%~20%,时长1-3小时;从长远来看,今后时 长有向4个小时演变的趋势。因为这一系列政策出台的时间并不长,目前集团已投运的一些 光伏或者风电配储,以甘肃嘉峪关的光伏项目比较有代表性。70MW的光伏电站,当时我 们在报批的时候,储能要求配比是5%,现在配比升级到10%,5%的配比要变成3.5MW/7MWh,我们走访了各储能集成商,最后选取的是阳光电源储能系统解决方案。Q:在储能项目招标上,最主要关注的点是哪些?A:目前我们系统招标来讲,还是比较关心投标方整个系统集成的能力,具体设备方面,我 们认为电池和PCS是比较核心的设备。在新能源配储上往往是政策驱动,目前还是在满足并网条件的前提下,希望尽量降低成本。Q:新能源发电侧配储能的收益性?A:收益这块还是不确定,因为仅仅依靠减少的弃风弃光是不可能覆盖成本投资的。原则上 来讲,较大规模的储能电站(10MW以上),是可以接入电网辅助调度系统,但是实际上 参与电力系统服务,每年被调动的次数是没有保底性制度的保障,所以说大家作为新能源投 资商来讲,是把储能单独作为成本,不对储能电站本身做收益测算。Q:政策对梯次利用的态度?梯次利用可行性怎样?A:目前来看在416火灾之后,暂缓在大型储能项目上使用梯次利用电池,但同时国家能源局 以及工信部又出台了一些鼓励使用梯次利用电池的政策。基本上30MW是国家能源局定义 的一个大型电站的标准,30MW以上电池梯次利用是不行的。低于这个规模下,使用梯次 利用的电池,只要有相关的筛选和认证报告,从政策上的角度上来讲是没有障碍的。Q:未来一两年行业里面还会有哪些新变化?A:现在发改委提出的在2025年新型储能装机到30GW这个数字其实显得较为保守。今年了 解情况,已经签约的项目,包括意向性的项目就已经超过21 GW。今年的项目如果大家都 做了,其实就已经提前完成2025的目标了。同时前段时间南方电网也公布了十四五的投资计划,建设20GW的新型储能。国网与南网的 规模大概是5:1的关系,从电网的规划来看,到2025年不含工商业,电网侧+发电侧就会 达到近百GW的储能装机。Q:储能电池供应情况?A:现在新的项目,如果选用头部企业的电池产品,现在确实是面临缺货和涨价的情况。但是 二线厂商应该还好,它现在来讲还是有货的。Q:储能项目投资的资金情况?A:我们目前的项目,基本上都是自有投资结合银行贷款,作为国有企业,贷款方面资金成 本有一定优势。工商业项目,未来预期是走合同能源管理这种方法,因为并不是所有的工商 业用户都懂储能电站的运维和建设,所以说运维和建设还是由专业的人来干比较好。Q:现在工商业储能项目投资回报率?A:以江苏、上海、浙江的高耗能企业电价价差来看,内部收益率测算能够达到15%以上。Q:工商业侧开始上量,是不是跟限电有关系?A:有一定关系,企业能提升自身用电的灵活性。未来相当长一段时间,我们整个的电力供求 还是偏紧。Q:电池、PCS产品,各厂商之间的差距大吗?A:在PCS方面,今年有一个明显的技术趋势,特大型项目开始向1500V的方案转向,主推和 大批量出货的厂商以阳光电源、上能为主。在电池方面,今年的很多大型项目使用宁德时代280Ah的产品,瑞浦和亿纬也推280的,比 亚迪推302和320Ah。大容量电池的优点,电池企业可以进一步压低成本;系统集成商可以 降低系统的成组难度,系统成组都是尽量避免电池的并联,能串联就串联,减少环流现象的 发生,提升电池系统的安全性和稳定性。议题四:【全球储能市场的一线思考】-储能电池专家2021年-2026年全球家储+房车储能市场超过64GWh,年复合增长27%。LG、比亚迪、松 下等自有电池品牌是很重要的参与者。目前国内往外发力的主要是一线和二线的PCS厂商, 包括德业、古瑞瓦特、锦浪、固德威、首航、麦田新能源、ATL等,很多是PCS厂商带着电 池一起出去。整个市场策略还是长循环、长寿命(15-20年),主要还是一线厂商主导,比 如LG、松下、ATL、比亚迪,二线品牌包括瑞浦、亿纬、中航锂电,电池容量50-100Ah的 家储电芯,有软包,也有方形铝壳。第三个就是虚拟电厂VPP模式,主要在澳洲和美国,未 来会成为全球储能的主力军。今年全球24GWh储能电池,其中美国占50%-60%(加州3GWh),中国5GWh,欧洲+澳 洲+日韩差不多6GWh。中国规模超美国大概在2024年,之前主要市场在美国,应用场景主 要来自削峰填谷。目前广东、浙江、江西、江苏这边都在出台相应的政策去推动工商业储能的发展,尤其是限 电政策和峰谷差价,还有补贴政策各省份都已经出来了。工商业储能主要用于峰谷套利,如 果单纯做储能经济型不高,主要因为储能在很多地方的补贴政策还没有完全落地,还有就是 电池价格处于相对高位,在这样的情况下面单独投储能收益回报比不具有吸引力,回本要7-8年,所以光伏+储能是比较好的。Q:明年储能行业的体量有多大?A:明年预计超40GWh,同比增长70%以上。今年24GWh里家储4.5GWh,美国1.8G,其他地方2.7G左右;明年6.5-7GWh,增量 主要来自北美、日本和欧洲。今年工商业+电力19.5GWh,明年33-36GWh,主要来自欧洲光伏配储能。中国明年 10-11GWh,主要来自于工商业储能。工厂上光伏和储能只要5年左右就可以回本,剩下时间都可以产生收益,可以灵活配置。这里面有一个大的环境,欧盟和美国将来会要求中国出 口到欧美的企业必须要有20%的绿电,出口企业的工厂如果没有光伏+储能,出口会受限。国内现在把工商业储能这块电价放开,主要模仿欧美的做法,让企业去买碳指标。Q:市场端对电池价格的承压能力?A:今年储能电池价格涨超20%,明年还要涨。碳酸锂从年初到现在上涨280%,石墨、电 解液、铜箔也有不同程度上涨。我们现在的机制是价格联动,原材料价格的波动通过公式核 算反映到电池价格上做调整,客户是认可的。预计明年5月份之前原材料价格不会下来,有 可能还会继续涨,6月份之后还需要观察。还有就是目前的集成商不仅是要去锁定电池产 能,而且还要锁定原材料产能,明年有要订电池的话需要把电池材料的钱作为预付款付给电 池企业,否则电池企业是不备货的。Q:海外三元转铁锂的趋势?A:电池厂商会担心安全问题,LG现在在转型做软包的铁锂,包括三星自己在做铁锂。所以 在非电车市场,特别是储能市场,三元的可能性在变小。铁锂目前虽然在涨价阶段,一线集 成商价格200美金/kWh左右,目前欧美市场还是具备经济性的。Q:储能电池产品的关键参数要求?A:1)首先技术指标需要满足,安全底线是最重要的,包含电芯、PACK、集装箱的安全 性;2)电池长循环低衰减,12000-15000次循环要求,25年的寿命;现在在探索运用补锂技术 实现前五年不衰减,后面才慢慢衰减,核心部件不用更换;3)满足电池RTE需求,这块效率越高,放电越多;全球可以达到92%-94%,没有电芯只做 集成的厂商可能只能做到89%;4)在线率:美国要求最高达到98%,一年2%的时间可以不在线,比如进行检修、停电维 修等等;5)服务能力:本地化服务能力,在当地设置常驻机构和服务公司,快速响应的能力;6)电池模块化:空调消防都是配好的,只要把电池模块塞进去抽出来就好了。Q:未来储能电池的行业格局会怎么变化?A:会有洗牌的过程。有些企业冲上第一梯队后可能会再掉下来,主要就是在某些方面不严 谨,比如在承诺循环次数方面不准确。未来会形成三个梯队,第一梯队可能就3-4家,第二 梯队相对弱势一些,第三梯队可能就不做欧洲和北美这些高毛利高挑战的市场。想要成为第 一梯队的企业一定要注重电池的安全性。
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