近年來,受益于市場需求和政策導向雙重驅(qū)動,我國新型儲能規(guī)模化應用趨勢逐漸呈現(xiàn)。任何一個行業(yè)或者說一個細分領域,都會經(jīng)歷培育期、成長期、成熟期。當前儲能行業(yè)發(fā)展仍面臨三大方面的挑戰(zhàn)。
挑戰(zhàn)一:安全性
根據(jù)不完全統(tǒng)計,近十年全球儲能安全事故發(fā)生60余起。2021年全球儲能市場爆發(fā),大規(guī)模儲能項目越來越多,單個儲能項目規(guī)模越來越大,儲能安全隱患也隨之增大。
其中,有兩個關注點,一是安全事故多發(fā)于鋰離子電池,一旦發(fā)生,通常事故等級高,損失慘重。例如2018年7月2日,韓國一風力發(fā)電園區(qū)內(nèi)ESS儲能設備發(fā)生重大火災事故,造成706㎡規(guī)模電池建筑和3500塊以上鋰電池全部燒毀。二是多事故發(fā)生在電站投運一段時間后,儲能全生命周期的安全問題引發(fā)重視。
圖:部分儲能電站爆炸事故詳情
儲能電站建設全流程涉及的標準均尚未落地
儲能正處于由研發(fā)示范向商業(yè)化過渡的關鍵時期,迫切需要建立健全儲能技術標準為產(chǎn)業(yè)發(fā)展保駕護航。實際上,儲能標準涉及設計、運輸、安裝、驗收、投運、運維、災后處理、電池回收等多個環(huán)節(jié)。
但在電化學儲能技術統(tǒng)一規(guī)范、并網(wǎng)調(diào)度規(guī)則、產(chǎn)品檢測認證等方面仍無明確標準;儲能系統(tǒng)運輸、安裝、調(diào)試、運維方面的安全性標準尚不成熟;對儲能消防要求、環(huán)保、社會經(jīng)濟效益等方面的評價標準仍是空白。
在光伏強制配儲的背景下,缺乏電網(wǎng)公司對儲能系統(tǒng)調(diào)度頻次、充放電次數(shù)等的明確規(guī)定,儲能產(chǎn)品的質(zhì)量和安全無法保證。圖:儲能全流程涉及六類標準
安全總責環(huán)節(jié)向?qū)I(yè)化過渡道阻且長
一般來說,中游的儲能系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)是安全問題“第一責任人”。中游儲能系統(tǒng)集成具備標準化機架式設備,組裝難度低。一般地,下游客戶對上游元器件的要求較高,而對集成商的品牌關注度較低,因此“低毛利、高營收”的特性吸引了眾多企業(yè)入局,內(nèi)卷激烈。而下游的所有權、使用權和收益權分化,權責不明晰,均無法對全鏈條安全問題負責。
由于儲能集成系統(tǒng)是對上游元器件的耦合,成為唯一能對整個儲能系統(tǒng)產(chǎn)品的安全負責的環(huán)節(jié)。
未來集成商將向?qū)I(yè)化過渡,例如必須熟悉上游三大核心技術,因此向上游環(huán)節(jié)拓展是一大路徑,但集成商向上游拓展難。而上游各環(huán)節(jié)要么技術壁壘高,要么規(guī)模效應明顯,進入壁壘高。另外,上游競爭格局穩(wěn)定,未來將朝著市場細化演進,而各細分市場的龍頭企業(yè)已具備邊際優(yōu)勢,保護壁壘難以打破,集成商專業(yè)化道阻且長。
挑戰(zhàn)二:經(jīng)濟性
國內(nèi)電力市場的交易模式和地區(qū)政策不完善
國內(nèi)電力市場盈利模式尚不完善。從現(xiàn)貨市場來看,與國外相比,我國的現(xiàn)貨市場以發(fā)電側(cè)單邊交易為主,價格信號無法傳導到用戶側(cè)形成有效激勵引導,商業(yè)模式未形成閉環(huán)。
從中長期交易市場來看,美國電力整體市場通過競爭性拍賣進行發(fā)電資源交易;零售市場允許消費者自主選擇供電商;中國電力市場以計劃調(diào)度和雙邊協(xié)商為主,市場化程度相對較低。雖然各地出臺了一些輔助服務政策,但交易品種單一,難以覆蓋儲能投資成本。
另外,各地市相關輔助服務政策不一,部分地區(qū)沒有長效政策機制,缺乏穩(wěn)定性,投資風險較大,一定程度上制約了投資者的參與積極性。
圖:2019年美國電力市場結(jié)構
圖片來源:ISO/RTO Council,華安證券研究所(注:彩色部分代表已經(jīng)進行了市場化改革的區(qū)域電網(wǎng))
圖:儲能電站參與電力市場結(jié)構圖
儲能投資成本高導致供應商低價競爭
當前,儲能電站建設成本較高。儲能電站成本分為技術成本和非技術成本,其中技術成本高主要是因為儲能尚未規(guī)模化應用,電池、PCS、EMS等設備成本高。非技術成本高,主要是儲能電站開發(fā)、土地、接入、并網(wǎng)驗收、融資成本高。
如若市場出現(xiàn)低價競爭,會忽視質(zhì)量與安全。根據(jù)畢馬威《新型儲能助力能源轉(zhuǎn)型》報告,當前新能源企業(yè)配儲成本主要由企業(yè)自身承擔,壓力較大。
例如,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%,內(nèi)部收益率降低0.5%—2%不等。
因此,發(fā)電企業(yè)出于經(jīng)濟性考慮,會更傾向于選擇低成本儲能項目,相對忽視性能和安全問題,傳導到儲能供應方就會引發(fā)低價競爭問題,甚至導致劣幣驅(qū)逐良幣。
圖:風電滲透率越高,儲能建設成本越高
資料來源:《電力儲能經(jīng)濟性分析與綜合評價方法研究》,華安證券
儲能電站市場參與度、收益性和貢獻率較低
目前儲能度電成本約為0.8元/kWh,而大多調(diào)峰價格均低于0.8元/kWh,不具備經(jīng)濟性,市場參與積極性不高。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù),中國當前電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)僅為12.2%。個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、每月平均充放2次、甚至基本不調(diào)用的情況。
目前運維成本高于預期,以AGC儲能調(diào)頻為例,按照設計壽命,電池組深淺組合充放需保障3年以上。但部分電站實際運行中,由于電池充、放電過于頻繁,容量衰減過快,投運半年就需要大規(guī)模更換電池,質(zhì)量隱患高,原有的全周期投資收益邏輯不成立,運維成本高。
早期儲能構網(wǎng)能力不足:很多儲能項目在前期論證階段,都按照電網(wǎng)中新能源最大棄電規(guī)模進行調(diào)用情況測,放大了電網(wǎng)的調(diào)用需求。另外,早期的儲能只有充放電功能,不具備穩(wěn)定支撐等構網(wǎng)型能力,同時單體規(guī)模較小,對調(diào)峰棄電、斷面受限等問題的解決貢獻度偏低,限制了應用范圍。
圖:典型儲能技術的度電成本(元/kWh)
資料來源:《儲能的度電成本和里程成本分析》
挑戰(zhàn)三:標準化
儲能集成系統(tǒng)產(chǎn)品設計參差、軟硬件不兼容
儲能集成系統(tǒng)直接對安全負責,其電池原件能量密集、拓撲結(jié)構靈活多變、電芯數(shù)量多和特性不一,并非簡單堆砌和拼湊,而是涉及系統(tǒng)控制、電氣安全、直流側(cè)管理、設備優(yōu)化匹配、電池健康及安全聯(lián)動保護管理等多領域知識。眾多入局儲能系統(tǒng)集成企業(yè)能力參差不齊,不少廠家缺乏集成拓撲設計經(jīng)驗和能力。
另外,目前儲能行業(yè)并未出臺權威標準,儲能項目仍為非標準化招標,提供的是定制化產(chǎn)品和服務,儲能集成設計參差不齊、軟硬件不兼容,阻礙儲能系統(tǒng)行業(yè)的健康發(fā)展。
圖:儲能電池系統(tǒng)結(jié)構設計 資料來源:科陸電子
在新型電力系統(tǒng)下,儲能是支撐高比例可再生能源接入和消納的關鍵技術手段,在提升電力系統(tǒng)靈活性和保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定等方面具有獨特優(yōu)勢。
儲能是未來新型電力系統(tǒng)的重要應用技術,未來,儲能材料將朝著低成本、高儲能密度、高循環(huán)穩(wěn)定性、長周期存儲的趨勢發(fā)展;儲能裝備將從關注單體設備效率、成本,轉(zhuǎn)向滿足差異性需求的高品質(zhì)供能、儲用協(xié)調(diào)方向。(來源:新安道)
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