中海儲能將在安徽淮南設立儲能電池生產(chǎn)基地和儲能電站
動態(tài)2023-03-08
在我國新能源產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展背景下，為解決新能源大規(guī)模接入電網(wǎng)的難題，儲能領域發(fā)展備受重視。近期，在政策扶持方面，既有國家層面的制定新標、建設體系，又有各省市推動新能源強制配儲，并給予儲能電站補貼。
產(chǎn)業(yè)鏈方面，今年上游光伏業(yè)開啟降價潮，推動國內(nèi)集中式地面電站項目裝機增長，此外，鋰價等成本端進入下行周期，抬高了儲能市場繁榮的預期支撐，普利特、海辰儲能等企業(yè)均在近期簽訂大單。
今年兩會期間，儲能產(chǎn)業(yè)亦是代表、委員的關注點之一。財聯(lián)社記者從儲能業(yè)界獲悉，當下新能源配儲能還存在較大的商業(yè)模式困境，但隨著合理的調(diào)度機制和電價疏導機制逐漸建立，儲能的綜合收益渠道有所完善，儲能的經(jīng)濟性與資源配置效率或?qū)⒌玫教嵘?/p>
多地出臺補貼新政 企業(yè)新年簽單已超百億
當下，儲能領域備受政策支持。據(jù)統(tǒng)計，近兩年來，各級政府出臺儲能相關政策數(shù)百項，國家發(fā)改委、國家能源局在《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中，明確鎖定2025年實現(xiàn)新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。
今年2月22日，國家標準化管理委員會、國家能源局發(fā)布《新型儲能標準體系建設指南》的通知，共出臺205項新型儲能標準。文件指出，2023年規(guī)劃修訂100項以上新型儲能重點標準，結合新型電力系統(tǒng)建設需求，初步形成新型儲能標準體系，基本能夠支撐新型儲能行業(yè)商業(yè)化發(fā)展。
除標準外，還有資金方面的支持，近期有省市的儲能補貼政策集中落地，且補貼金額有抬高趨勢。
1月16日，重慶兩江新區(qū)管委會印發(fā)《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項政策》，按照儲能裝機規(guī)模補貼200元/千瓦時(原文如此)，單個項目不超過500萬元;1月28日，江蘇省常州市出臺《推進新能源之都建設政策措施》，對裝機容量1兆瓦及以上的新型儲能電站，按放電量給予投資主體不超過0.3元/千瓦時的獎勵，連續(xù)獎勵不超過2年;3月3日，杭州市蕭山區(qū)發(fā)布《杭州市蕭山區(qū)電力保供三年行動方案(2022-2024)》，對“十四五”期間建成年利用小時數(shù)不低于600小時的區(qū)統(tǒng)調(diào)儲能項目，按儲能功率300元/千瓦給予投資經(jīng)營主體一次性補貼。
據(jù)統(tǒng)計，截至目前，各地正在執(zhí)行的儲能補貼政策共超過30項，補貼方式主要以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主，補貼方向注重與分布式光伏相結合，如果是持續(xù)性的補貼方式，金額多為0.2元-0.5元/千瓦時，補貼年限2-3年。
環(huán)保與公用事業(yè)分析師許杰向財聯(lián)社記者表示，由于較多地區(qū)要求對風、光電站側(cè)強制配儲，企業(yè)將配儲成本計入后抬高了建設成本，在當前電力市場和儲能價格回收機制尚不健全的情況下，盈利性差是困擾儲能行業(yè)規(guī)?；l(fā)展的關鍵癥結，部分新能源項目的開發(fā)可能受到限制。因此增加補貼被視為提升儲能投資積極性的重要手段。
“各地的補貼政策不同，與地方財力、招商引資的力度以及對儲能的需求相關，但確實會一定程度上提升儲能電站收益率，進而提升行業(yè)投資積極性。”許杰稱。
從市場端來看，在儲能的戰(zhàn)略價值已成行業(yè)共識后，疊加相關政策的刺激，投資確實較為火熱。據(jù)不完全統(tǒng)計，2022年以來，公布IPO進度的儲能產(chǎn)業(yè)鏈企業(yè)共有120多家，既有艾羅能源、阿特斯等系統(tǒng)集成商，也有蜂巢能源、中創(chuàng)新航等電池企業(yè)。另據(jù)GGII數(shù)據(jù)，2022年至今，新成立儲能公司多達3萬余家。在新成立企業(yè)中，國家能源集團、國家電投、大唐集團、華電集團等多家央企也出手參與投資。
2023開年以來，行業(yè)高景氣度延續(xù)，國內(nèi)主要儲能企業(yè)簽約海內(nèi)外訂單金額已超百億。其中，2月底，普利特公告，控股子公司海四達近期與大秦新能源以及泰州大秦共同簽訂了《2023年度購銷框架合同》，海四達將為大秦新能源及其子公司提供總計銷售金額不低于6億元的鋰離子電池模組、電芯等產(chǎn)品。除此之外，海辰儲能、南都電源、蘭鈞新能源、天合儲能等企業(yè)均在2023年開年簽下或中標儲能大單。
碳酸鋰價格下行 儲能性價比有望提升
2021年至2022年末，由于鋰電池上游原材料碳酸鋰價格持續(xù)攀升，儲能降本壓力大，一度制約國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展。
數(shù)據(jù)顯示，2021年初，國內(nèi)電池級碳酸鋰的均價在5萬元/噸，進入2022年后突破50萬元/噸，且在2022年11月攀升至約60萬元/噸。電池級碳酸鋰漲幅已達10倍多，儲能系統(tǒng)漲價幅度達30%-50%。在此情形下，儲能項目初始投資增加，投資收益率下降，導致不少項目因不具備商業(yè)可行性而暫緩執(zhí)行。
已發(fā)布去年年度業(yè)績預告的儲能上市公司中，少數(shù)業(yè)績虧損的公司均表示，經(jīng)營受挫與成本上漲有關。
例如，孚能科技預計2022年凈利潤為虧損9.18億元。公司表示，2022年以碳酸鋰為代表的主要原材料價格較上年大幅上漲，導致公司產(chǎn)品成本上漲，公司雖與主要客戶建立了價格聯(lián)動機制，但與部分客戶的價格聯(lián)動機制調(diào)整未達預期;而同時，部分高毛利客戶提貨放緩，擠壓公司毛利空間。
不可避免的是，在多方入局的背景下，儲能企業(yè)的議價能力普遍不強，往往很難將原材料的漲幅完全傳導給下游，成為擺在面前的重要考驗。
但從2022年11月開始，碳酸鋰價格出現(xiàn)回調(diào)跡象。到了今年，則更加急轉(zhuǎn)直下。上海鋼聯(lián)發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，目前電池級碳酸鋰均價報38.25萬元/噸。從去年11月價格見頂時的60萬元/噸，到今年3月跌破40萬元/噸大關，短短三個月，碳酸鋰價格已較最高位下跌超30%。
整體而言，在遭遇挑戰(zhàn)的情況下，受益于宏觀政策推動和儲能市場需求的強勁拉動，儲能企業(yè)仍交出良好業(yè)績答卷，超八成公布年報預告的上市公司均呈正增長。
在儲能產(chǎn)業(yè)鏈上游，業(yè)績漲幅更為突出，凈利潤同比增長超100%的企業(yè)包括融捷股份、天齊鋰業(yè)、天華超凈等12家。其中，融捷股份預計2022年實現(xiàn)歸母凈利潤22億元-26億元，比上年同期增長3121.58%-3707.33%，系儲能企業(yè)中漲幅最高。
在產(chǎn)業(yè)鏈下游，也有比亞迪、寧德時代、鵬輝能源等11家企業(yè)凈利潤同比增長超過100%。其中，比亞迪去年預計年度營業(yè)收入突破4200億元，實現(xiàn)歸母凈利潤達160億-170億元，同比增長425.42%-458.26%。比亞迪表示，2022年動力電池及儲能電池總裝機為89.84GWh，新能源汽車行業(yè)持續(xù)爆發(fā)式增長，是其業(yè)績大幅增長的主要原因之一。
而碳酸鋰價格今年以來的持續(xù)回落，也傳導至儲能系統(tǒng)價格產(chǎn)生下跌，或?qū)⒋龠M儲能裝機量的進一步爆發(fā)。
新能源資深人士祁海珅向財聯(lián)社記者表示，碳酸鋰正處于下行通道中，是多方博弈的結果，“碳酸鋰過去兩年價格漲幅太高，有資本炒作與投機的因素。即使是目前不到40萬元/噸的價格，上游礦商仍有很高的利潤。”因此他認為：“鋰價適當?shù)南碌?，有利于儲能項目市場需求的激發(fā)，有利于新興電力系統(tǒng)的構建。”
據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，截至2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。市場普遍預期，我國儲能裝機規(guī)模一直保持高速增長的趨勢。根據(jù)中航證券測算，2023年全球新增電化學儲能預計將達到46GW，同比增長112.1%;中國新增裝機為13.8GW，同比增長119.7%。
仍缺商業(yè)價值支撐 綜合收益渠道正在建設
實際上，儲能賽道尚未挖掘出足夠多的“寶藏”。業(yè)內(nèi)人士認為，儲能之所以無法進一步打開下游市場，還是要歸咎于收益來源單一，缺乏足夠的商業(yè)利益支撐。
今年兩會，全國人大代表、天能控股集團董事長張?zhí)烊卧诮ㄗh中提出，目前，國內(nèi)儲能電站的商業(yè)模式較為單一。發(fā)電側(cè)的配置儲能電站主要依靠減少棄電率，提升發(fā)電效率增加收益;用戶側(cè)的共享儲能電站收益主要來自峰谷價差，由于峰谷價差受到電價波動以及電網(wǎng)代購電的影響，所以電站整體收益不穩(wěn)定;此外，國外儲能電站的大部分收益來自于電力市場交易，國內(nèi)目前無法直接參與電力現(xiàn)貨交易。
全國政協(xié)委員、中國能源建設股份有限公司董事長宋海良也持相似觀點，其認為，當前新型儲能電價機制、盈利模式等還不明確，收益方式相對單一，影響了項目投資積極性。
根據(jù)2022年底中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》披露，目前國內(nèi)電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)僅為12.2%。其中新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%。較低水平數(shù)字背后，反映出新能源配儲能存在巨大的資源錯配和浪費。
許杰向財聯(lián)社記者稱，新能源發(fā)電側(cè)配置儲能的商業(yè)模式如何跑通，才是橫亙在行業(yè)發(fā)展路上的最大難題。“過去已建儲能項目大多還未形成穩(wěn)定合理的收益模式，高昂的建設成本和微薄的收益完全不匹配，并且缺乏合理的調(diào)度機制和電價疏導機制，新能源強制配儲沒有經(jīng)濟性。”
但其進一步指出，隨著產(chǎn)業(yè)鼓勵與引導政策的完善，這一狀況目前有所改善，用戶側(cè)儲能的綜合收益已經(jīng)增加，“首次，全國多地進行分時電價機制調(diào)整，合理拉大了峰谷電價價差，峰谷價差套利的利潤更高了;其次，電力輔助服務市場機制不斷完善，大型儲能的收益來源更加豐富，比如提供輔助服務收益、容量租賃、容量補償?shù)取?rdquo;
針對上述新型儲能的問題，張?zhí)烊谓ㄗh，盡快出臺用戶側(cè)儲能接入、驗收管理實施細則，破除“隔墻售電”玻璃墻，降低或取消中大型儲能項目的基本容量電費，支持儲能項目以獨立市場主體身份參與電力市場。
宋海良建議，探索建立新型儲能容量補償機制和容量市場，合理體現(xiàn)儲能設施的裝機經(jīng)濟效益。推動現(xiàn)貨市場逐步放開市場價格上限約束，允許儲能等高成本靈活性資源通過短時高電價盈利，明確電儲能輔助服務市場準入。
祁海珅向財聯(lián)社記者表示，新型儲能系統(tǒng)的建設需要采用先進的電能管理、電力通信等各類資源進行協(xié)調(diào)運行服務，才能配合電網(wǎng)形成有機的整體，實現(xiàn)大量、多維度的電力資源的協(xié)同和優(yōu)化運行，以及更好的協(xié)助電網(wǎng)發(fā)揮資源特性，為電網(wǎng)和用戶提供多種類、多層級的調(diào)節(jié)響應服務。
“如何讓市場用戶跟隨市場價格信號或?qū)ο鄳募顧C制作出電力服務的響應，不僅是要改變常規(guī)電力消費模式行為，還要破除一些跨省跨區(qū)的電力協(xié)議壁壘，才能實現(xiàn)儲能系統(tǒng)接受調(diào)度調(diào)節(jié)服務的靈活性和效率，減少資源浪費和人為干預，真正做到全國統(tǒng)一的大電力市場下的能源供給暢通無阻。” 祁海珅稱，“光伏風電等新能源發(fā)電裝機規(guī)模的不斷擴大，已經(jīng)是全球范圍內(nèi)確定性的發(fā)展趨勢和機會，調(diào)峰調(diào)頻等配套服務并建設新型儲能系統(tǒng)是必答題、而非選擇題。”（ 財聯(lián)社 記者 武超）
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