進擊的新型儲能: 擴產競賽 不破不立

儲能熱潮湧動之下,產業資本頻頻加碼。

5月11日,儲能龍頭派能科技(688063.SH)發佈公告,擬斥資50億元在合肥市肥西縣建設10GWh鋰電池研發製造基地項目,預計將於2024年建成投產。

受益於「雙碳」目標建設,作為中國力圖構建的新型電力系統的「穩定器」,儲能產業受到了前所未有的關注。尤其是在風光發電需求高增下,儲能成為應對發電效率波動、電力供需錯配的解決方案,承擔起平衡電網、削峰填谷的重要功能。

2021年7月,國家發改委、國家能源局為新型儲能發展定調。兩部門聯合發佈的《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》(下稱《指導意見》)指出,到2025年實現新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上,到2030年實現新型儲能全面市場化發展。

與此同時,近期,多個省份陸續公佈「十四五」期間新型儲能裝機目標、配儲比例及配置時長要求,合計規模超過38GW。

然而,巨大的市場發展機遇之下,儲能市場依然面臨陽光下的陰影。從安全到技術再到成本,以電化學儲能為代表的新型儲能需要「啃下」不少硬骨頭。

一季度投資總額破千億

中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會出版《2022儲能產業應用研究報告》顯示,2021年,中國新型儲能裝機規模約5.11GW。這意味著,在《指導意見》的指引下,「十四五」期間,中國新型儲能將迎來數倍增長式發展。

今年3月份,國家發改委、國家能源局印發《「十四五」新型儲能發展實施方案》。儘管弱化了此前的量化目標,但方案進一步細化了實施導向,標記了重要的時間節點——到2025年,新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段,具備大規模商業化應用條件;到2030年,新型儲能全面市場化發展。

總目標下,全國多省份近期已經陸續出台了「十四五」期間儲能發展的指導性文件。據21世紀經濟報導記者不完全統計,截至5月11日,已有11省份公佈「十四五」期間新型儲能裝機目標、配儲比例及配置時長要求,合計規模達38.2GW。其中,青海省和甘肅省裝機目標規模最高,均為6GW。

業內人士普遍認為,新型儲能憑藉多樣化的應用場景,將成為未來中國儲能產業規模化發展的最大驅動力。而從產業鏈的實際風向來看,以電化學儲能為代表的新型儲能已經被公認為是最具應用潛力的儲能方案。與機械儲能和電磁儲能相比,電化學儲能在自然環境、響應速度及長期經濟性方面都具有優勢。

政策的註腳,更是牽動了投資風口。今年以來,新型儲能這塊「香餑餑」愈加受到熱捧。尤其是今年一季度,已有10餘家企業公佈擴產計劃,投資總金額達千億元。

其中,中創新航動作頻頻,1月分別在廣州、江門各投資200億元規劃儲能基地項目,3月簽約了總投資100億元的動力電池及儲能系統眉山基地項目;寧夏寶豐集團200GWh超大鋰離子儲能全產業鏈項目在今年3月正式開工,總投資692億元。

從產業鏈劃分來看,電化學儲能主要分為三個環節——上游設備商、中游集成商、下游應用端。

下游主要應用場景主要分為發電側、電網側、用戶側三大類,輔助服務、攜帶型儲能等細分領域。

近年來,不少上市公司及其相關子公司都在該領域加緊布局。

規模化發展下的「硬骨頭」

在能源結構低碳化轉型持續推進下,以光伏、風電為代表的綠色電力裝機規模在「十四五」期間迎來了高增長的確定性。受此影響,儲能迎來需求拐點。據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會《2022儲能產業應用研究報告》數據統計分析,預計到2025年,中國新型儲能裝機規模將突破5000萬千瓦。但是,考慮到新型儲能安全性問題、儲能價格機制滯後性、新型儲能原材料緊缺等方面的現實情況,電化學儲能電站裝機規模大機率會存在一定滯後性。

自「十三五」以來,中國新型儲能實現由研發示範向商業化初期過渡,邁出了實質性進步。但進入「十四五」,隨著電力系統的調節能力需求提升、新能源開發消納規模不斷加大,加快推進先進儲能技術規模化應用勢在必行。然而,中國新型儲能距離大規模商業化市場應用存在一定的差距,邁向規模化發展之路並非坦途。

「『十四五』時期是實現碳達峰的關鍵窗口期,也是中國儲能技術從商業化初期向規模化發展的重要機遇期。」中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇在接受21世紀經濟報導記者採訪時認為,新型儲能技術大規模商業化應用面臨的主要任務有:一是關於儲能安全、規模、成本、壽命的技術先進性和成熟度還不能完全滿足不同應用場景的要求,要結合AI演算法,人工智慧、碳足跡評估等技術推進儲能系統集成技術迭代升級,要對儲能用新材料體系和智能裝備加快研發與投入;二是逐步建立和完善儲能設備、規劃設計、施工安裝、安全運維、並網調度、退休回收等儲能電站全生命周期標準體系建設;三是要加快不同層面的儲能人才培養機制和國際交流合作;四是建立和完善不同應用場景下儲能項目並網與調度機制;五是儲能系統成本疏導難題依然凸顯,尚未形成可複製推廣的商業化運營模式與價格機制,亟需出台國家層面的儲能電價支持政策。

這其中,困擾儲能行業發展的「老大難」問題——一個較為清晰的商業模式,並不成熟。

業內一般認為,1.5元/Wh的系統成本是儲能經濟性的拐點。然而,發電側、電網側、用電側大多將儲能視為導致成本增加的負累,配置儲能項目時都尋求低價以減少負擔,導致近年一些儲能項目陷入低價惡性競爭的困局。與此同時,上游原材料價格飆漲,再度加重了儲能系統的成本壓力。根據PV InfoLink的調研,在過去一年,儲能行業一直被疫情與原材料價格上漲問題所困。以電池級碳酸鋰為例,去年3月份的價格為每噸8萬元,但一年後其報價正式突破每噸50萬元。

為了應對上游原材料價格飆漲,儲能系統提價成為不得不做出的應對舉措。但提價「反噬」用戶側儲能項目配置的積極性,抑制了開發商的投資熱情。特別對於光伏項目,在當前產業鏈上游矽料價格已經大幅上漲壓縮終端系統投資收益率的情況下,儲能系統的漲價必將削弱項目配置的意願。

有關新型儲能成本疏導的話題,一直是近些年來該領域發展不可迴避的討論點。

國家發改委價格成本調查中心發文認為,在電源側,部分地區將配套儲能作為新建新能源發電項目的前置條件,但如何參與電網調度不明確,而且電源側儲能參與輔助服務市場條件不成熟,相關政策落地執行效果欠佳,部分配套儲能利用率較低,新能源企業主動投資積極性普遍不高;在電網側,《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》中提出研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收,為儲能成本疏導留下政策空間,但實施細則尚未出台;在用戶側,目前商業化模式較單一,主要通過峰谷價差機制獲得收益,存在機制不完善、作用發揮不足、成本回收困難以及用戶投資積極性不高等問題。

對此,以成本補償機製成為解決問題的切入點。安信國際新能源行業分析團隊認為,儲能成本如果有完善補償機制,利於新能源運營商企業發展及加速新項目建設及並網。

(作者:曹恩惠,費心懿 編輯:林虹)

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