瘋狂內(nèi)卷?長時儲能：百舸爭流剛開始

　　「儲能產(chǎn)業(yè)沒有最卷，只有更卷。」在 2023 年上海 SENC 儲能展會期間，協(xié)鑫集團董事長朱共山稱。

　　究竟有多卷?

　　國務院印發(fā)的《2030 年前碳達峰行動方案》提出 , 到 2025 年，中國新型儲能裝機容量要達到 30GW 以上。而中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟的數(shù)據(jù)顯示，截至 2023 年底，中國新型儲能累計裝機已達 34.5GW/74.5GWh。其中，新增投運規(guī)模 21.5GW/46.6GWh，三倍于 2022 年新增投運規(guī)模。

　　這背后的邏輯是，在「雙碳」背景下，風電光伏裝機快速增長，而風光發(fā)電的不穩(wěn)定給電網(wǎng)帶來較大挑戰(zhàn)，同時由于風光發(fā)電曲線與電力消費曲線的差異，導致調(diào)峰的難度越來越大，進而影響新能源的消納。

　　如果在風電場、光伏電站配套建設儲能電站，可將消納不完的風光發(fā)電量及時儲存在這個「大型充電寶」中，等到需要用的時候再發(fā)出去，從而提升電力系統(tǒng)的運行效率。

　　因此，各地「風光配儲」(或稱新能源配儲)政策的出爐，促使儲能需求快速增長。

　　雖然市場增長前景確定，但儲能產(chǎn)品近幾年產(chǎn)能快速釋放，市場供大于求后，帶來了產(chǎn)品價格下跌。中儲科技公示的 2024 年度電芯框架招標情況顯示，儲能電芯的報價已低至 0.409 元 /Wh，相比于 2023 年 1 月的底價，降幅超 50% 以上。

　　種種跡象表明，中國新型儲能行業(yè)盡管起步較晚(2020 年提出雙碳目標前后開始啟動)，但發(fā)展迅速，如今更是走向了一條和光伏產(chǎn)業(yè)高度類似的發(fā)展路徑：產(chǎn)能過剩、產(chǎn)品同質化，價格戰(zhàn)愈演愈烈。

　　需要指出的是，當前新型儲能行業(yè)的卷，主要表現(xiàn)在以鋰電為主的短時儲能(儲能時長一般為 2 小時以內(nèi))上。

　　隨著光能、風能裝機占比不斷提升，其發(fā)電與終端電力需求的匹配性問題愈發(fā)嚴重，長時儲能的重要性開始凸顯。長時儲能可憑借長周期、大容量特性，在更長時間維度上調(diào)節(jié)新能源電力供給。

　　2021 年 8 月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布了《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，其中要求「超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的新增可再生能源發(fā)電項目，需配建 4 小時以上的調(diào)峰能力」。隨后，內(nèi)蒙古、新疆、遼寧、河北、上海等地紛紛響應，提出 4 小時以上儲能時長的要求。

　　全球咨詢機構麥肯錫預計，長時儲能的潛在市場空間將從 2025 年開始大規(guī)模增長，全球累計裝機量將達到 30-40GW，累計投資額約 500 億美元。

　　在九鼎投資看來，相比短時儲能，長時儲能作為近年新興的儲能細分市場，企業(yè)的參與門檻更高，競爭環(huán)境更好。

　　政策扶上馬，商業(yè)化難題有解

　　目前，新型儲能行業(yè)主要由政策驅動。

　　據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計，2021 年至 2023 年，國家及地方出臺儲能直接相關政策近 1200 項。尤其新能源配儲的政策風向，中央政府是「鼓勵」，但在各省區(qū)市政府執(zhí)行過程中，逐漸演變?yōu)椤笍娭啤埂?/p>

　　因此，新型儲能行業(yè)，尤其是以鋰電儲能為主的短時儲能，在缺乏市場價值的情況下，大量面臨配而不儲、甚至「劣幣驅逐良幣」的問題。

　　以電源側配儲為例，由于受到配儲容量與時長限制，其對電源側企業(yè)本身的電力消納作用較為有限，企業(yè)配建儲能只是為了滿足新能源項目建設的審批要求，而較少考慮后續(xù)儲能的實際運行，因此建設過程中會傾向選擇更低成本的解決方案，如在部分時段棄電等。

　　另一方面，根據(jù)中國電力網(wǎng)，一座光伏電站配建裝機量 20%、時長 2 小時的儲能項目，其初始投資將增加 8-10%;而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加 15%-20%。

　　由于配建儲能會導致項目初始投資成本明顯增加，新能源企業(yè)更傾向于選擇初始成本較低的儲能產(chǎn)品。儲能企業(yè)競標時，一度出現(xiàn)「低價者得」的現(xiàn)象。

　　至于投資收益，大儲的主要盈利方式有：

　　在電源側，參與電力現(xiàn)貨市場交易，充電時以市場價充電，放電時作為發(fā)電機組向市場賣電，利用峰谷電價差套利。

　　在電網(wǎng)側，為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務。例如調(diào)頻，頻率的變化會對發(fā)電及用電設備的安全高效運行及壽命產(chǎn)生影響，儲能(特別是電化學儲能)調(diào)頻速度快，可靈活地在充放電狀態(tài)之間轉換。

　　獲得政府補貼。比如，電網(wǎng)側獨立儲能電站實行容量電價機制，由政府或特定機構根據(jù)公允評估結果，直接制定容量補償價格，據(jù)此向相關發(fā)電企業(yè)提供容量補償費用，補償費用一般由電力用戶分攤。

　　以某省 100MW/200MWh 儲能電站為例，經(jīng)公開數(shù)據(jù)測算，其全年投資收益可達 5100 萬元 -5600 萬元。

　　1、參與電力現(xiàn)貨市場交易：平均兩小時可獲得的電價差約為 0.5 元 /kWh。以 85% 的循環(huán)效率，全年運行 330 天，每天一次充放電循環(huán)測算，再考慮儲能運營等因素，全年可獲得收益約 2000 萬元。

　　2、參與輔助服務：調(diào)峰方面，該省 2021 年示范項目時期，獨立儲能電站調(diào)峰補償 0.2 元 /kWh，保證調(diào)用時長 1000 小時 / 年，全年可獲得補償 2000 萬元;調(diào)頻方面，大型儲能電站如能參與一次調(diào)頻(小范圍細調(diào))和二次調(diào)頻(大范圍粗調(diào))，全年收益可達 500 萬元 -1000 萬元。但一個儲能電站未必能兼顧各種輔助服務，具體得看電網(wǎng)需求。

　　3、獲得政府補貼：按照該省最新政策，100MW/200MWh 獨立儲能電站的容量補償可達 600 萬元 / 年。

　　按照當前鋰電儲能的投資標準，2 小時配置儲能總造價(EPC 總包)約 2 元 /Wh，100MW/200MWh 儲能電站投資金額約為 4 億元左右。從運營經(jīng)驗來看，為保證項目不虧損，該電站全年需取得的收益水平或為 6000 萬元以上。

　　顯然，即便是在理想狀態(tài)下，儲能電站取得的實際收益和預期收益仍存在差距。

　　對于光伏、風電企業(yè)而言，配上儲能后，意味著投資增加、收益率下降。

　　《2023 中國新型儲能行業(yè)發(fā)展白皮書》測算顯示：以內(nèi)蒙古某 100MW 光伏發(fā)電項目、配套 20MW/40MWh 儲能電站為例，其內(nèi)部收益率(IRR)在僅光伏發(fā)電的情景下，高達 7.43%;而配上儲能后，即便獲得政府補貼同時參與輔助服務，IRR 也僅 6.41%。

　　盡管長時儲能行業(yè)暫未出現(xiàn)「配而不儲」現(xiàn)象，但初始投資成本比短時儲能更高。

　　為了解決新能源配儲的商業(yè)化難題，近年業(yè)內(nèi)的一種嘗試是「共享儲能」模式：

　　這種集中式大型獨立儲能電站，除了滿足自身電站需求外，也為其它新能源電站提供服務。對于電源企業(yè)來說，降低了新能源配套儲能的建設成本，減少了日常運維成本;對于電網(wǎng)企業(yè)來說，多點位集中式的中大型儲能電站將有利于電網(wǎng)的平衡。

　　在國家發(fā)改委、能源局以及各地方政府的鼓勵下，共享儲能電站一般單體規(guī)模較大，建設方一般是地方國企，但也有電網(wǎng)企業(yè)自建共享儲能電站。

　　在收費上，各省的收費標準不一。山東、湖南作為共享儲能電站盈利模式較為典型的省份，儲能租賃費用分別約為 350 元 /KW 和 450-600 元 /KW。

　　九鼎投資調(diào)研得知，在峰谷電價差較大的江浙等地區(qū)，共享儲能電站的內(nèi)部收益率能達到 7% 以上。這已達到很多央企、地方國企對于內(nèi)部投資收益率的基準線。

　　此外，在九鼎投資看來，光伏、風電等新能源行業(yè)的「卷」，也在給儲能產(chǎn)業(yè)留出更多成本空間。

　　以光伏為例，IRENA(國際可再生能源署)的報告顯示，2010-2019 年間，全球光伏電站的平均發(fā)電成本下降了 82%，組件價格降幅超 90%。而近幾年，光伏行業(yè)的降價趨勢仍在繼續(xù)。

　　這意味著，企業(yè)在整體投資額預算不變的情況下，其用光伏發(fā)電的成本降低了，就有更多成本可用在配儲上。

　　多技術競逐，應用需「因地制宜」

　　九鼎投資在《下一代電池技術競逐，誰將引領萬億光伏產(chǎn)業(yè)?》一文曾提到，光伏行業(yè)的新一代電池技術路徑之戰(zhàn)正酣。如今，儲能行業(yè)亦是如此。

　　具體而言，根據(jù)儲存介質的不同，儲能技術大致可以分為：電儲能、熱儲能和化學儲能。其中，因電能可轉換為化學能、電磁能、勢能、動能等形態(tài)存儲，電儲能技術又為電化學儲能、電磁儲能、機械儲能等。

　　在更細分的儲能技術中，抽水蓄能和光熱儲能(以熔鹽儲能為主)大規(guī)模應用的歷史更久。不過，全球的熔融鹽儲熱項目多集中在西班牙、意大利、美國、南非、摩洛哥、智利等赤道附近的地區(qū)，中國的熔融鹽儲熱應用在近幾年才開始火熱起來。

　　在各類新型儲能中，電化學儲能是發(fā)展相對成熟、目前商業(yè)應用最多的一類。

　　目前，中國的電化學儲能大部分為鋰離子電池技術。因在新型儲能市場發(fā)展之前，鋰離子電池技術已有消費電池、動力電池等市場支撐，全產(chǎn)業(yè)鏈技術持續(xù)快速進步。表現(xiàn)之一是，鋰離子電池的成本在過去近 30 年里下降 97%。

　　鋰離子電池因為其高能量密度而受熱捧，但自身也有不可回避的缺點：安全性不足、儲能時長不夠。

　　從中國的儲能政策目標來看，高安全、低成本、長壽命、大規(guī)模、高效率、可持續(xù)發(fā)展是儲能技術未來的產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向。尤其安全性，是儲能路線選擇中首要考慮的問題。

　　據(jù)不完全統(tǒng)計，近 5 年，全球范圍內(nèi)共發(fā)生 41 起社會面影響較大的儲能電站起火爆炸事故，其中美國 6 起、中國 6 起、韓國 31 起，比利時和澳大利亞各 1 起。

　　2022 年，國家能源局曾發(fā)函明確，中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池。

　　就鋰離子電池而言，其電解液為易燃的有機溶劑，一旦電池處于內(nèi)外短路、過充過放、過熱擠壓等條件下，就有可能引發(fā)電池熱失控。在儲能系統(tǒng)中，鋰離子電池密集排布，單個電池熱失控會造成整個系統(tǒng)發(fā)生連鎖熱失控反應，最終造成儲能電站的火災甚至爆炸事故。

　　作為最接近抽水蓄能的電化學儲能產(chǎn)品，液流電池的輸出功率和儲能容量可獨立設計，應用于大規(guī)模儲能時成本較低，安全性較高，且儲能時間高達 8 小時以上，整體使用壽命可達到 25 年及以上。

　　且不同于鋰電池中磷酸鐵鋰、三元鋰兩家獨大，液流電池的種類更多，技術路徑上還有多種選擇和可能性。

　　目前，商業(yè)化程度、技術成熟度最高的液流電池，是全釩液流電池。全釩液流儲能電池的充放電循環(huán)壽命可達 2 萬次以上，日歷壽命超過 15 年(一般可達 20 年以上)，是各類二次電池里壽命最長的。

　　液流電池誕生近 50 年，此前很長一段時間沒進入規(guī)?；瘧玫闹饕钢馐牵耗芰棵芏鹊?只有鋰電池的 1/10)、體積過大、限制了適用場景、經(jīng)濟性不足等。

　　但近年，液流電池儲能系統(tǒng)的成本在快速下降。

　　以全釩液流儲能電池為例，據(jù)九鼎投資調(diào)研，目前，行業(yè)內(nèi)先進企業(yè)的交付價格已經(jīng)降至鋰電池儲能系統(tǒng)的 2 倍左右。但考慮到使用壽命、電池材料回收等，在 4 小時以上的長時儲能中，釩液流電池已展現(xiàn)出較鋰電池儲能更好的經(jīng)濟性。

　　有意思的是，對于各有優(yōu)劣的鋰電池和液流電池，業(yè)內(nèi)專家們也結合其優(yōu)勢，設計出了鋰離子液流電池。

　　按電解液化學成的不同，除了全釩液流儲能電池、鋰離子液流電池，液流電池還有鋅 / 溴、鋅 / 鐵、鐵 / 鉻、多硫化鈉 / 溴等多種技術路線。它們具有不同的能量密度、運行溫度范圍和充放電次數(shù)。

　　在電能儲能技術之外，熱儲能技術中的光熱儲能，化學儲能技術中的氫儲能，也有各自的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

　　例如，在干旱且平坦的戈壁、荒漠，不具備開展抽水蓄能、空氣壓縮儲能等項目的地質條件。而這些大基地的發(fā)電量較大且工作環(huán)境惡劣，對造價高、壽命短、溫度敏感的電化學儲能也形成嚴峻考驗。

　　相比之下，通過熔融鹽這一傳熱儲熱介質，光熱儲能既能滿足儲能容量大、儲能時長久的要求，又具備經(jīng)濟性，并能在嚴酷的自然條件下安全平穩(wěn)運行 25-30 年。

　　整體而言，九鼎投資觀察到，各類新型長時儲能技術大部分尚處在示范階段。結合不同的使用場景，可因地制宜選擇最適合的儲能路線。至于何種技術路線能最終引領儲能行業(yè)發(fā)展，或需以 5-10 年以上的長期時間維度來觀察。

　　把握細分產(chǎn)業(yè)的機會，強者恒強

　　長時儲能尚處于產(chǎn)業(yè)發(fā)展的早期，在各類技術路線尚無結論的情況下，如何尋找確定性?

　　目前，在一些儲能細分技術路線上，國家政策給出了一定指引。

　　例如 2023 年《國家能源局綜合司關于推動光熱發(fā)電規(guī)?；l(fā)展有關事項的通知》提出，力爭「十四五」期間，全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達到 300 萬千瓦左右，并提出結合沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)新能源基地建設，盡快落地一批光熱發(fā)電項目。

　　這意味著，如果企業(yè)在這些地區(qū)建設光熱發(fā)電項目(光熱電站自帶光熱儲能)，或將得到更多的資源傾斜。

　　對那些尚未有明確政策支持的細分技術路線，則需要深入產(chǎn)業(yè)鏈，尋找各個產(chǎn)業(yè)鏈細分環(huán)節(jié)的機會。

　　以釩液流電池為例，整個釩電池儲能系統(tǒng)主要由電堆、電解液、逆變器、智能控制、儲罐、集裝箱、管泵閥傳感器幾部分構成。

　　就釩電池的核心部件——電堆而言，九鼎投資認為，電堆材料中的電極材料存在更高性能的材料替代機會，而膜材料、雙極板(包括陽極端板和陰極端板)存在成本下降的空間。

　　電極材料主要是碳氈。目前，國際上性能較好的碳氈生產(chǎn)廠家主要在日本，國內(nèi)能做液流電池的碳氈廠家合計 5 家左右。行業(yè)內(nèi)在用更高性能的碳布替代，但因為產(chǎn)線改動很大且技術門檻高，還沒有完全產(chǎn)業(yè)化。

　　在離子交換膜方面，目前全球釩電池主要使用美國杜邦公司的 Nafion 全氟磺酸樹脂交換膜。作為全釩氧化還原液流電池的標準隔膜，其在電解液中的穩(wěn)定性較高。目前，國內(nèi)外多家企業(yè)在自主創(chuàng)新開發(fā)更低成本的膜。隨著國產(chǎn)離子交換膜的逐步推廣，預計該產(chǎn)品在三年內(nèi)有 30% 以上的降價空間。

　　比起電極材料和膜材料，雙極板的技術門檻稍低。在中國市場，中國企業(yè)的市占率已達到 90% 左右，其余份額為德國企業(yè)。但該行業(yè)的成本預計還可下降 30-50%。

　　再以光熱儲能為例，其建設產(chǎn)業(yè)鏈較長，主要由聚光、吸熱、儲換熱、發(fā)電四大板塊組成。

　　在九鼎投資看來，光熱電站的儲換熱板塊，涉及熔鹽、熔鹽儲罐、熔鹽泵、熔鹽閥、化鹽設備、加熱器、換熱器、保溫材料等材料和設備，存在較多細分產(chǎn)業(yè)的機會。

　　其中，在熔鹽產(chǎn)業(yè)上，由于當前中國的光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)處于起步階段，國際熔鹽廠商依托其集團優(yōu)勢，開始進軍國內(nèi)光熱發(fā)電市場。中國熔鹽供應企業(yè)隨著國內(nèi)光熱項目的建設提速，也開始展現(xiàn)本地化優(yōu)勢。

　　光熱電站中使用的熔鹽，通常是硝酸鹽混合物(如硝酸鈉和硝酸鉀)，其具有熔點低、熱容量大、熱穩(wěn)定性高、腐蝕性低等優(yōu)點。

　　九鼎投資調(diào)研得知，熔鹽產(chǎn)業(yè)仍存在通過技術創(chuàng)新提高產(chǎn)品性能的機會，如降低硝酸鹽產(chǎn)品中的氯化物(有一定腐蝕性)含量，進一步提升儲能系統(tǒng)金屬設備的耐腐蝕性、延長設備的壽命。

　　包括液流電池儲能和光熱儲能在內(nèi)，長時儲能行業(yè)也不乏電池系統(tǒng)集成商。

　　事實上，據(jù)九鼎投資觀察，長時儲能并非重資產(chǎn)制造行業(yè)，更多是一種輕資產(chǎn)的集成模式。但集成的門檻并不低：電池系統(tǒng)涉及的材料和設備眾多，如何提升它們的適配性，有很高的設計門檻。

　　而且，中國儲能行業(yè)的的業(yè)主大部分是電力央企，能進入其供應商名錄的，通常是龍頭企業(yè)。而他們的客戶訂單越多，工程經(jīng)驗越多，成本降得越快，規(guī)模越大。

　　因此，長時儲能行業(yè)未來的競爭局面是：參與的企業(yè)不會太多，強者恒強。

　　來源：九鼎投資