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【行业纪要】国内大储发展模式与需求展望纪要
作手小猪
只买龙头的龙头选手
2022-10-20 15:56:33

时间2022 年 10 月 19 日

主讲人国网能源研究院 黄博士

核心要点

1. 2021 年底储能数据不同口径下各有不同中关村储能产业技术联盟考虑投产为570万千瓦国家能源局给出 400 万千瓦以上扣除了停运项目国网公司给出不到300 万千瓦主要考虑在行不到 200 个项目

2. 储能技术发展趋势2030 前不看好钠离子电池锂离子和液流前景更好同时可多关注压缩空气储能有乐观的前景但不会对锂电和抽水蓄能产生冲击

3. 新能源+储能不像火电有调频考核新能源配储主要的目的是拿到核准门票

4. 锂离子电池更适合短期日调节需要高频调度和充放电才能满足盈利需求要求是全年调度 700 余次每天充放电两次

5. 锂电储能增长会因为日调节的饱和而遇到上限会有一些增长空间在周调节上需要抽水蓄能压缩空气储能或复合储能方式

6. 锂离子储能未来不会采用两部制电价

7. 受限于成本降低有限以及效率低下与 2030 年前钠离子电池度电成本不会比锂离子电池低

8. 2025 年前如果没有新增电网的调节能力最多风光装机并网量在1.2~1.3 亿千瓦9. 测算值锂离子电池目前 0.5 元2025 年约 0.3 元2030 年约 0.25 元抽水蓄能目前0.2~0.25 元之间2030 年在 0.25~0.3 元之间液流电池2030 年0.3 元左右压缩空气储能 0.3 元左右

主讲人简单介绍储能行业趋势和商业模式

1. 储能发展情况和未来趋势

 储能发展聚焦电化学储能是新型储能的主流有几个数据都是锂离子为主①对外公开的都是中关村储能产业技术联盟的2021 年底570 万千瓦左右其中锂离子占比 90%中关村储能产业技术联盟的数据主要来源于厂商投产但实际上有很多项目停运所以数据偏高②国家能源局给出 400 万+千瓦基于电力规划设计总院做的扣除了一些项目停运的数据③国网公司 8 月开始将储能纳入统计体系不到300 万千瓦不到 200 个项目能量约为 500 万千瓦时平均时长接近两小时

 电力行业来看储能容量分级认为大储分为两种范围超过 6MW 的中电联关于大型电源统计的口径需要接入 35kV 以上按照这个标准算相关项目有110 左右容量250 万+千万数量占到全部项目 80%左右但是容量占 90%以上这110 个项目中大容量储能的用户侧很少只有一个项目可以不考虑电源侧 80 个电网侧30 个所以主要从电源和电网侧分类

 从省来看投产项目最多的是山东因为其光伏发展全国第一调峰需求高谁引起了需求谁来承担大概 20 多个项目基本都在电源侧安徽排第二2019-2020 年风电抢电价的时候投入了不少项目接近 20 个项目也都在电源侧接下来是江苏山西这两者与其他省份有很大区别江苏来源于早期投产的项目后续提前谋划的电网侧项目通过容量租赁模式租给新能源侧的电网测项目10 个多山西大概有10个多项目山西特色是做调频市场其是做储能+火电调频最早的省份与其他省份不 同湖南公司和江苏类似风电抢电价抢了一批现在有一些厂商因为参与市场可以盈利电网侧为主青海主要是电源侧因为新能源发电比较多

 补充按照接入 110kV 来算35kV 最大接入容量是 2 万左右1/535 个项目左右大于 2 万千瓦总规模 170 万+扣掉江苏压缩空气储能和液流项目电源侧21 个电网侧 10 个电源侧是电网侧的两倍6MW 为标准下电源侧大约是电网侧的三倍

 技术趋势电化学储能电力系统需求上来说倾向于大容量长周期储能2030 之前更关心锂离子和液流2030 年前不大看好钠离子液流电池在效率和占地面积上不占优势没有大的技术突破很容易被锂离子技术落下在新型储能上也可以关注压缩空气储能2030 年其发展相对更乐观从电力系统角度上来说和抽水蓄能类似因此有一定前景但是 2030 年前不会对锂离子和抽水蓄能产生很大的冲击但有自己的应用场景

2. 储能的商业模式和未来国家可能推动的政策认为国家需要哪些政策出台商业模式总体不成熟有很多政策和市场机制的问题分成三个角度电源侧电网侧用户侧分析盈利模式

电源侧

 储能联合火电机组调频方面在山西地区为主广东也有不少这样的项目调频市场有总量早进早投产的单位容量收益更高随着市场饱和收益会下降因为饱和市场空间不大所以未来一些省份有需求可以做其他省份需求不大的市场机会不大即使有机会总容量需求也不大

 新能源+储能内部的逻辑认为这个模式很客观未来能实现可持续发展的本质是新能源介入带来了额外的成本这部分成本在新能源装机不高时不由新能源发电端承担随着新能源装机容量目前接近 30%成本需要新能源去分摊本质上新能源+储能是新能源业主承担了调节的成本未来的模式可持续量上来说3~4 千万批复量投产不多所以容量空间很大这也是未来大储的重要应用市场利用小时数低的问题可以通过管理加强来解决

电网侧

 第一种模式业主或科研机构希望电网侧独立储能参照抽水蓄能两部制电价国家相关部门有不同看法与价格主管部门沟通来看主要会对先进储能采用两部制电价对于锂离子这种成熟的可能不大会出两部制电价

 第二种模式参与三类市场三类辅助服务市场批发市场现货市场一些省份如湖南山东可以参与因为市场机制成熟对于其他省份不成熟的市场收益相对不高

 第三种模式有效资产电网功能替代性储能项目无论电源侧还是电网侧另外两种本质是替代电源作用发挥电源功能但是实际上储能也可以发挥电网功能称为电网功能替代性储能大方向是得到认可的目前主要是相关范围界定和标准细则监管要求尚未明确

用户侧

 削峰填谷+需量管理随着未来峰谷价差加大如何参与市场存在不确定性如何让用户侧储能盈利具有不确定性用户侧储能如果能把需量电费回收盈利会比较好但是需要找到适合的项目就像分布式光伏理论经济效益高但是需要找到好的用户愿意安装储能其实还是不容易的

投资人提问

Q调频的储能需求是怎么产生的

A  调频是配合火电机组有一二次调频的考核要求若达不到要求会罚款

 是火电机组从技术上完成考核要求没问题但如果按照调度的调频要求做可能需要对前端进气放气进行调节对发电系统进行调节改变煤耗降低经济性但是储能响应速度快很好地满足一次调频的要求这样就不需要调节火电机组保证其处于经济的运行状态增加储能成本降低火电机组的运行成本从而获得高收益

 通过响应调频市场的需求也能拿到一些收益这就是火电调频的商业模式

Q新能源机组有调频考核吗

A  没有山西对有功功率不超过最大的预留 6%的量偏向于时长大到小时级不需要通过储能满足这样的要求储能也无法满足相应要求  所以新能源+储能不是通过调频来考核的

 新能源+储能的模式就是配储能才能拿到新能源核准的门票

Q电网侧 30 个项目商业模式什么样

A  分成两大类  早期储能项目有三个湖南江苏河南各一个商业模式比较多样化首先通过帮助电网减少网损通过第三方服务从电网主业获取部分收益其次也可以参与部分市场但是早期这几个项目参与市场较少其实早期项目从理论计算上是赔钱的因为有很多其他的诉求

 现在的投产项目尤其湖南江苏后期的项目本质上是新能源+储能但是其储能不在新能源厂家内而是单独建设的盈利模式是新能源业主把钱给他们他们帮新能源业主拿到核准的门票第二种模式是参与市场湖南参与市场收益比较理想总体来看是两类参与市场和部分能量租给新能源业主

Q商业模式来看租赁调峰调频市场化波峰波谷调节等有统一的收费标准吗

A 各个省份有所不同 单价接近0.4~0.5 元左右影响最大的因素是调度次数价格确定后只有调度才会给钱甘肃项目调度次数很多能够基本接近保本其他大部分省份电力系统对辅助服务市场的需求和调度次数不高所以收益占比不高 我们计算部分省份次数*费用折算到全年调度 700 次每天两充两放每次要盈利0.5 元才公众号讯息社能确保盈利但是对于现行的山东湖南市场次数达不到700 次单价 0.5 元再折算回 700 次相当于单次收益只有 0.1 元左右收益只占到所需要收益的 30%左右

Q新疆第二批大基地项目配储比例和市场有比较明显的增长这个比例和时长未来是不是各个省份都接近是否有配储比例上限   

 各个省份储能比例和时长从需求上看不一样新能源电量占比和本地调节电源占比有关调节能力越差的省份配比和时长越高趋势上来看随着新能源大规模增长存量部分受到挤占理论上来说各个省的配比和市场慢慢增长但是增长会有上限

 每个省的需求对于电化学储能除了压缩空气之外都会有饱和效应当储能比例和市场达到一定程度后期对整体调节的提升就不明显

 锂离子要经济性需要每天两充两放日调节能力到达一定程度可以满足但是这时可能面临周调节需求配再高的比例和时长也解决不了所以未来储能的比例和时长会有一个上限

Q周调节这种中长期调节靠什么储能方式

A  抽水蓄能或者复合调节周调节本质上会降低储能小时数影响经济性抽水蓄能通过两部制电价回收相对可以运行未来压缩空气储能先期项目也会采用两部制电价但是锂离子电池必须要高频充放电才能回收成本不能用于周调节所以增长有上限

Q 锂离子电池未来会不会两步制电价

A  锂离子电化学储能电力系统对调节的需求不一定要储能完成可以通过其他形式的调节所以储能和其他调节资源有竞争  储能有多种技术国家推两部制电价对锂离子储能没有迫切需求因为新能源价格下降给了锂离子储能建设的空间

 未来国家的两部制电价一定支持新技术锂离子储能除了安全问题在技术上没有太多问题所以国家未来会出两部制电价但是不会在锂离子电池上目前主要用在液流上

 江苏山东和西部地区都在圈地做压缩空气储能可能两部制电价压缩空气储能成本降低 50%还有下降空间对矿产资源需求小国家大力推动

 国家探索商业模式没有用两部制电价直接用市场机制做锂离子所以未来锂电不会有两部制电价

Q A光伏成本本来就很高做储能会不会更加拉高成本

 还是有市场驱动有盈利的不然光伏不会在 2022 年中期就做到3000 多万千瓦

Q国家角度来讲总共未来储能会有多少需求总量2030 年储能装机会有多少

A  早期边界算2025 年 3000 万千瓦规模肯定没有问题因为目前国家批复的已经有3000万千瓦了  去年年末算的2030 年1.2 亿千瓦的规模用每个省的电力系统计算的考虑电力顶峰和电力调峰

 主要煤电和抽蓄的量煤电的量比去年年终增长 2 亿规模原本预计上限12 亿目前预测十四五期间峰值在 14 亿多2 亿新增带来 4000 万调节能力增加这部分可能减少储能需求

 新能源规模比预想的可能更多新能源会导致调节的需求上升但是总体来说2025年不会超过 3000 万2030 不超过 1.2 亿元

Q为什么不看好钠电池

A  对电力系统来说钠离子有两个关键指标第一成本由于技术原因其成本不一定比锂电降低很多第二效率钠离子电池转换效率较低影响很大如果锂离子有90%钠离子有 80%其实相差很大影响盈利很严重

 到 2030 年度电成本钠离子不会比锂离子低

Q电网对未来虚拟电厂的必要性站在电网角度看是否有紧迫性把储能等都调配进去

A  虚拟电厂盈利来自于现货市场最近 2~3 年光伏小储能市场机制不会很健全不会有很大的应用

 国外即使做得好也做的不多美国特斯拉的 SolarCity 公司像虚拟电厂但是量不会太大

Q电网角度低压并联技术和高压级联技术如何看待

A  曾经光伏直流侧 700V现在到 1500V储能也会走这样的技术会对项目整体经济性有好处但是对电网来说无所谓最终该到多少并网还是多少电网不关心内部直流侧电业是多少看光伏的发展直流侧储能整体有好处是趋势但是电网不关心

Q大储能装机数量比较杂招标备案投产数据应该看哪个比较准

A  中关村储能联盟给的是投产的招标的数我们也不掌握各个省政府批复的规模并网数相比于批复数有些延迟  新能源侧批复 3000 万+并网数有 500 万+国家能源局 400 万+国网统计不到300万  顺序是核准批复国家招投标企业之间的投产

Q2025 年电网能承担新增装机光伏和风电有多少

A  如果没有新增调节能力每年新增 8000~9000 万规模  煤电新能源联营火电技术改造增加系统调节能力增加 2000 万 合计每年新增一亿

 如果新能源成本下降更多允许的量会更高可能 1.2~1.3 亿元

Q到 2025 年有机构测算风电新增装机 310GW光伏新增装机 220 GW国内电网能承受吗

A  个人觉得不会到这个数电网承受不住每年新增风光装机按照一亿多一点算

Q今年光伏装机风光共 90+60能承受吗

A  这样加起来是一个多亿但是 1.5 亿是一个槛其实不容易达到

Q按照省份电力约束算模型其中抽水蓄能和火电灵活性是怎么考虑的

A  火电上限 14.5 亿2025 年到 3 亿2030 年到 4 亿相比于 2020 年多出8000 万的调节能力  抽蓄 2025 年是 6000 万2030 年 1.2~1.3 亿

Q多种储能技术路线竞争测算度电成本是怎么测算的主流技术测算度电成本大概是多少

A  两个指标度电成本和经营期电价

 度电成本不考虑各个地方的税收和财务成本  经营期电价考虑税收和财务成本的

 0.5 元是讲经营期电价  锂离子电池现在是 0.5 元2025 年大约为 0.3 元2030 年大概0.25 元 抽水蓄能目前在 0.2~0.25 元之间2030 年抽水蓄能受到选址等因素影响成本会增加0.25~0.3 元之间

 液流电池的成本2030 年 0.3 元左右  压缩空气储能 0.3 元左右

 技术要求上来说抽水蓄能能解决大容量长周期2030 后不一定需要抽水蓄能因为经济性不如锂电可能做压缩空气储能更多都属于基建项目

Q测算条件卡弃风弃光率是多少

 5%

Q山东独立储能电站租赁比例比较低20~30%原因是什么

A  这个情况我不掌握我知道山东项目数量最多

Q 山东独立储能电站经济性如何

A  听说工作的人整体感受比较好山东政府在做储能政策支持文件所以前景会比较好



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  • 陈超
    自学成才的龙头选手
    只看TA
    2022-10-20 21:06
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    于2022-10-20 21:12:58更新
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  • 只看TA
    2022-10-20 16:30
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    于2022-10-20 21:13:25更新
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  • 只看TA
    2022-10-21 11:57
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