电化学储能步入规模化发展阶段,仍面临三大难关要闯

导读

2022年2月印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出:到2025年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,新型储能就此迎来重大发展机遇。作为新型储能主力军——电化学储能,技术相对成熟、需求相当旺盛,备受政策关注,拥有广阔的市场前景。

然而辰于发现,前景看好的同时,我国电化学储能行业还有三大难关要闯:

  • 盈利关——成本还需降低,商业模式尚不成熟
  • 技术关——市场需多时间尺度的新型储能技术
  • 安全关——安全事故频发,守住安全底线不容易

基于对储能行业的深入研究及专家学者的调研访谈,结合辰于近期完成的战略咨询项目经验,本文也分享了电化学储能行业应如何跨越三大难关:

  • 如何提升盈利水平——“降本增效和创新商业模式”双手抓
  • 如何推进技术创新——“试点项目建设与资本加持”双突破
  • 如何解决储能安全问题——“政府重视和行业自律”双协同

电化学储能刚刚突破商业化,即将进入规模化发展阶段

我国电化学储能行业起步于2000年,历经技术验证、示范应用、商业化初期三个阶段后,当前正进入规模化发展阶段,可预见的是,随着电化学储能项目增加,技术水平将快速提升、标准体系将不断完善,最终形成较为完整的产业体系(见图1)。

截至2020年底,全国电化学储能累计装机规模3.3GW,占全部储能的比重为9.2%,仅次于抽水蓄能的89.3%,尤其是2020年,我国新增投运的电化学储能项目首次突破GW大关,达到1.6GW,分布地区遍布在29个省市;同期这一数字占全球的比重达到33.0%,超过美国、欧洲、日韩、澳大利亚的30.0%、23.0%、6.0%和3.0%(见图2);2021年,我国新增规划、在建、投运百兆瓦级项目的数量再次刷新历年纪录,达到65个,山东、湖南等多省市连续落地大型储能示范项目,产业发展一片欣欣向荣。

电化学储能之所以能够在众多电储能细分市场中脱颖而出,主要有两个原因:

一是电化学储能同时具有较高的能量密度和功率密度,应用广泛。与飞轮储能、超级电容储能等其他电储能方式相比,电化学储能技术多样,适用性广泛,整体产业成熟度较高,尤其是锂离子电池和铅酸电池,均已进入商业化阶段(见图3)。

二是双碳背景下的政策支持。2021年7月至2022年2月不到一年的时间内,相关主管部门就先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《新型储能项目管理规范(暂行)》、《新型储能项目管理规范(暂行)》等多项政策,推动新型储能规模化、产业化、市场化发展。国家能源局和发改委2022年2月印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》明确将钠离子电池、固态锂离子电池列入攻关重点方向,将锂离子电池高安全规模化发展列入技术试点示范,并提出到2025年,电化学储能技术性能进一步提升,系统成本降低30%以上,以加快推动新型储能高质量规模化发展。

经测算,辰于预计“十四五”期间我国电化学储能的总投资规模将超过2500亿元,年复合增长14.5%;“十五五”将延续这一增长态势,预计这一期间的总投资规模将突破5000亿元,年复合增长17.6%(见图4)。

民企、国企同台竞技,活跃在电化学储能产业链各环节

电化学储能的产业链包括:上游的正极材料、负极材料、隔膜、电解液、结构件、电子元器件、变压器、电工器材等原材料;中游是储能系统集成、安装,包括电池组、电池管理系统BMS、能量管理系统EMS、储能逆变器PCS等;下游包括发电侧的新能源电站、传统电站,电网侧的电网公司,以及用户侧的工商企业及城镇居民等(见图5)。

上、中游的原材料、设备、储能系统集成、安装等细分市场的参与者主要是民营企业,且集中度不高,竞争相对激烈,各方均处于市场拓展和布局中,例如国轩高科核心研发磷酸铁锂电池,规划将储能业务发展成占比超30%营收的支柱型产业;南都能源长期布局于铅蓄电池,深耕通信储能,目前逐渐向户用、电网储能拓展(见图6)。

下游储能电站的投资建设以央企、地方国企为主,例如2020年上半年新能源+储能项目中标数量排前十位的企业,国企占据了八成席位(见图7)。央企、地方国企在电化学领域的布局思路可分为“单打独斗”“合作发展”两种:以国家电投和中国能建为代表的央企,从自身优势出发,开展相关技术攻关、培育储能业务,例如中国能建围绕储能技术和产业发展全面发力,建立“30·60”研究院、新型储能创新研究院等创新平台,开展储能新技术示范项目及“投建营”一体化项目建设;以国家能源集团、中国华电、三峡集团为代表的企业则从自身新能源业务对储能的需求出发,与储能设备企业宁德时代签署战略协议,在新能源产业发展、智慧能源建设、储能技术与标准体系建设、国际业务拓展等方面深化合作。

盈利关,技术关,安全关,关关都是难啃的硬骨头

尽管电化学储能行业正进入规模化发展阶段,但从长期可持续健康发展来看,还需要解决盈利性不足、技术尚未多元化发展、安全性有待进一步提升等问题。

盈利关——成本还需降低,商业模式尚不成熟

业内一般认为,1.5元/Wh的系统成本是储能经济性的拐点,特别是对于峰谷套利、新能源配套这类能量型的应用,但调研发现,由于目前储能收益模式有待完善,发电侧、电网侧、用电侧大多将储能视为导致成本增加的负累,配置储能项目时都寻求低价以减少负担,导致近年一些储能项目陷入低价恶性竞争的困局。例如2021年我国储能项目整体的中标价格平均为1.476元/Wh,低于盈亏平衡点的储能项目占比达50%,导致现阶段储能项目盈利性仍然不足。

另外,电化学储能的商业模式也还不成熟,在主要应用领域,储能还未形成稳定、合理的收益模式,储能参与市场交易的细则尚处空白,现货市场如何与调峰市场融合、如何与辅助服务市场形成联动的机制尚未完善,如何对储能的容量价值予以认定、如何建立合理的市场化容量补偿机制的问题也亟待解决。

技术关——市场需多时间尺度的新型储能技术

市场需要多时间尺度的新型储能技术,其中短时储能定义为持续放电时间低于10小时的储能系统,难以满足长期的电力系统灵活性需求,与之对应,长时储能是在额定功率下连续放电10小时或以上的储能系统,可实现跨天、跨月,乃至跨季节充放电循环,可用于长时间能源储存,增加电力系统的灵活性(见图8)。

目前锂电池是我国电化学储能的主力,截至2020年底,占电化学储能累计装机规模的比重高达88.8%,非锂电储能应用规模普遍较小,然而,锂电池是短时储能技术的代表,在应对新能源发电、电网调峰等问题时显得力不从心,长时储能则可凭借长周期、大容量特性,在更长时间维度上调节新能源的发电波动,因此更多时间尺度的新型储能技术亟待突破。

安全关——安全事故频发,守住安全底线不容易

安全事故频发给电化学储能带来了较高风险。据不完全统计,2011年-2021年10年间,全球共发生50起储能电站起火爆炸事故。在国内最引起轰动的事故是2021年4月16日北京某储能电站爆炸,导致2名消防员牺牲,1名消防员受伤,电站内1名员工失联,火灾直接财产损失1660.81万元。

除电池及BMS(电池管理系统)等常见诱因外,还有多方面原因,例如,分析某海外国家两年内的23起储能安全事故发现,电池系统的电气保护系统缺陷、运行环境问题(如结露严重并且容易暴露在大量灰尘中)、安装质量问题、ESS集成控制和保护系统缺陷、电池制造缺陷(如长时间在恶劣环境下使用会带来相应风险)等都会对储能安全产生威胁(见图9),由此可见,电化学储能安全是一个系统性问题,涉及储能电池、电池管理系统、电缆线束、系统电气拓扑结构、预警监控消防系统、运行环境、安全管理等多方面。

直击前线:电化学储能行业应如何跨越三大难关

如何提升盈利水平——“降本增效和创新商业模式”双手抓

降低度电成本可从降低系统成本与提高循环次数入手

储能通常会涉及三种成本概念,即系统成本、度电成本和里程成本。其中,度电成本和里程成本反映的是投资储能系统所需的综合成本,度电成本=系统总成本/生命期总发电量,主要反映储能发挥容量功能(如调峰、备用电源)的成本,单位为元/Wh;里程成本=系统总成本/生命期总调频里程,主要反映储能发挥调节功能(主要为调频)的成本,单位为元/W。当前,度电成本应用更加广泛,数据具有可比性,本文因此主要分析度电成本,其构成如下(见图10)。

可见,影响度电成本高低的关键是系统成本和循环次数,这也是行业目前努力的方向。就系统成本而言,主要由电池成本、PCS成本、BMS成本构成,因而降低系统成本主要从这三方面着手,尤其是电池成本(据BNEF测算,电池成本占67%左右)。随着电池成本的快速下降,系统成本有望从2020年底的1.5元/Wh下降至2025年的0.84元/Wh。循环次数是降低度电成本的另一大关键,磷酸铁锂电池的循环寿命通常在5000次左右,而目前部分企业已有所突破,如宁德时代宣布研发出循环寿命10000次以上的磷酸铁锂电池。

创新商业模式,实现储能共享或多能互补

模式一:共享储能是探索新模式、提升盈利水平的一大突破。共享储能是以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行全网的优化配置,交由电网进行统一协调,推动源网荷各端储能能力全面释放,从而通过1对N的方式盘活储能市场(见图11)。截至2021年底,共有84个共享储能项目通过备案或公示,主要分布在内蒙古、湖北、山西、宁夏、甘肃等9个省份,项目总规模超12GW/24GWh。同时,共享储能单个项目规模也越来越大,目前已有7个项目规模达到1GWh。

共享储能的优点突出,能够更加经济的满足各方诉求:对于新能源企业而言,共享储能降低了新能源配套储能的建设成本,节省了储能设施的日常运维成本,而且还能充分享受到电网侧储能峰谷电价差收益;对于电网企业而言,多点位集中式的中大型储能站将有利于配电网的补强、有利于电网对新能源的科学消纳;对于储能企业而言,共享储能有利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份。不过需要注意的是,共享储能还存在诸多问题:其一是机制问题,储能收益大多依赖于行政文件,要想共享储能在电力现货市场中,灵活快速调节、充分实现蓄水池的作用,还需要明确结算机制、输配电价核算机制等;其二是技术问题,共享储能的前提是明确交易中存储电量的来源主体以及收益来源,这需要提升共享储能中的信息化融合能力。

模式二:推进风光(水核火氢)储一体化项目,实现多能互补。众所周知,新能源发电项目普遍存在消纳难题,亟需储能电站配套,与此同时,储能电站的发展也面临诸多难题,例如抽水蓄能电站建设受站址资源条件的制约,其他新型储能电站在缺乏电价政策的支持下几无进展,因此,通过推进一体化项目,将风电、光电、水电、核电、火电、氢能、储能等结合,利用风电、光电等发电的利润空间来弥补储能和光热发电的亏损,增加系统储能和调节电源的容量,从而改善新能源发电的消纳。

由于具有促消纳、补亏损等多重优势,多能互补一体化项目正遍地开花。各省市发布的十四五能源发展规划中,都在强调多能互补及一体化大基地项目建设,华能、中国能建、大唐、三峡集团等企业在这一市场占据了重要位置(见图12)。

如何推进技术创新——“试点项目建设与资本加持”双突破

各级政府积极推进示范试点项目建设

当前,在电化学储能所有技术路线中,锂离子电池占主导地位,累计装机规模最大,非锂电化学储能,如铅碳电池、钠硫电池、液流电池等规模普遍偏小,值得关注的是,这些电池的性能各有千秋,可应用不同场景,如铅碳电池主要应用于电能质量调节、USP和可靠性频率控制,尽管循环寿命短、能量密度低、会造成污染等问题突出,但同时具有技术成熟、成本低等优势(见图13)。

正因为此,各级政府通过推进示范试点项目建设,支持各种技术路线的多元发展。目前,东北、西北、华东等地均有一些在建项目,将锂电、液流、铅蓄、液流+压缩气路线等技术应用到发电侧、电网侧等领域(见图14)。

资本入场,对新型储能技术的关注持续升温

近年来,资本市场对储能技术企业的关注也在持续升温。与2020年比, 2021年储能行业的融资金额增长238%,达到250亿,这些资金主要来源于风险投资、发电集团、电网公司、光伏企业、地方政府、IPO等。从投资方向看,这些投资方持续看好前瞻性储能技术,如钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、氢能等,例如2021年3月26日,中科海钠宣布完成亿元级A轮融资,投资方为梧桐树资本,资金将用于搭建年产能2000吨的钠离子电池正、负极材料生产线。

如何解决储能安全问题——需“政府重视和行业自律”双协同

政府出台多项政策落实监管、规范标准

各级政府一直都高度重视储能安全问题,尤其北京“416”事故发生以后,连续出台相关政策:如2021年8月发改委、国家能源局发布了《电化学储能电站安全管理暂行办法》(征求意见稿)、2021年9月国家标准委启动编制强制性国家标准《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》、2021年11月工信部发布了《锂离子电池行业规范条件(2021年本)》等,2022年1月北京市也发布了地方标准《电力储能系统建设运行规范》。

落实监管体系方面,《电化学储能电站安全管理暂行办法》明确提出要形成从规划、准入、产品制造、设计、施工及验收、并网调度、运行维护及退役储能电站全生命周期的监管体系;同时明确各相关部门及各相关主体的责任,确保储能从业者严守产业发展安全底限有法可依。

规范标准方面,《十四五新型储能发展实施方案》明确提出要加快制定安全相关标准,针对不同技术路线的新型储能设施,研究制定覆盖电气安全、组件安全、电磁兼容、功能安全、网络安全、能量管理、运输安全、安装安全、运行安全、退役管理等全方位的安全标准;细化储能电站接入电网和应用场景类型,完善接入电网系统的安全设计、测试验收、应急管理等。

企业也在加码布局储能安全领域,多点突破

据不完全统计,2022年以来,国内已有30多家企业,包括南部电源、远景能源、科陆电子等在储能安全领域有新动作,从选料、设计到运维等各阶段入手,覆盖电芯选料安全保障、模块设计安全保障、电气选型安全保障、电池管理系统级安全保障、热均衡管理安全保障、消防系统安全措施等环节(见图15)。

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