隨著全球能源轉(zhuǎn)型的深入推進(jìn)，儲(chǔ)能技術(shù)日益成為支撐可再生能源發(fā)展的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。2024年，新型儲(chǔ)能技術(shù)迎來(lái)了前所未有的市場(chǎng)擴(kuò)張，這一趨勢(shì)在中國(guó)表現(xiàn)得尤為明顯。政策推動(dòng)、市場(chǎng)需求、成本降低和技術(shù)進(jìn)步共同鋪就了新型儲(chǔ)能技術(shù)廣泛應(yīng)用的道路。
一、核心觀點(diǎn)
政策引領(lǐng)：明確的發(fā)展方向
中國(guó)的儲(chǔ)能市場(chǎng)受到了政策的極大影響。繼2022年多個(gè)省市提出強(qiáng)制配儲(chǔ)要求后，新型儲(chǔ)能裝機(jī)量在2023年實(shí)現(xiàn)了突破性增長(zhǎng)。政府規(guī)定的儲(chǔ)能配比在10%-30%之間，這一政策顯著提高了新能源項(xiàng)目對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的依賴程度。政策的明確和執(zhí)行力度，為儲(chǔ)能技術(shù)的市場(chǎng)提供了穩(wěn)定的增長(zhǎng)預(yù)期和清晰的發(fā)展目標(biāo)。
市場(chǎng)需求：風(fēng)電與光伏的助推
與此同時(shí)，風(fēng)電和光伏的裝機(jī)量在2023年經(jīng)歷了顯著的增長(zhǎng)。根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，新增裝機(jī)量從2022年的123.66吉瓦增至2023年的292.78吉瓦。這一增長(zhǎng)不僅直接推動(dòng)了電源側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)的需求，也對(duì)整個(gè)儲(chǔ)能裝機(jī)市場(chǎng)形成了積極的拉動(dòng)作用。電源側(cè)儲(chǔ)能在整合間歇性可再生能源、提高能源系統(tǒng)的穩(wěn)定性和效率方面發(fā)揮著不可或缺的作用。
經(jīng)濟(jì)性提升：成本下降與利潤(rùn)增長(zhǎng)
儲(chǔ)能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性在2023年得到了顯著提升。碳酸鋰作為鋰電池關(guān)鍵原料的價(jià)格大幅下跌，從年初的50.4萬(wàn)元每噸跌至年末的9.4萬(wàn)元每噸，降幅超過(guò)80%。這一價(jià)格變動(dòng)直接影響了儲(chǔ)能系統(tǒng)的采購(gòu)成本和整體建設(shè)成本。同時(shí)，峰谷電價(jià)差的擴(kuò)大也使得儲(chǔ)能項(xiàng)目的盈利模式更加多樣化，增加了項(xiàng)目的總體投資回報(bào)率(IRR)。
二、儲(chǔ)能技術(shù)爆發(fā)，中國(guó)電力儲(chǔ)能的躍進(jìn)之年
電力儲(chǔ)能項(xiàng)目通常分為三類：傳統(tǒng)的抽水蓄能、多樣的新型儲(chǔ)能技術(shù)，以及少見(jiàn)的熔融鹽儲(chǔ)能。
根據(jù)中國(guó)能源研究會(huì)儲(chǔ)能專委會(huì)及中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)提供的數(shù)據(jù)，到2023年底，抽水蓄能的累計(jì)裝機(jī)容量為51.3吉瓦，市場(chǎng)份額從2022年的77.1%降至59.4%。相比之下，新型儲(chǔ)能裝機(jī)量達(dá)到34.5吉瓦，容量為74.5吉瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)達(dá)到163.36%，市場(chǎng)份額也從2022年的21.9%上升到39.9%。
在新型儲(chǔ)能中，鋰離子電池、鈉離子電池、鉛蓄電池、飛輪儲(chǔ)能、壓縮空氣儲(chǔ)能和電解水制氫是主要技術(shù)。其中，鋰電池儲(chǔ)能最為常見(jiàn)，其市場(chǎng)占比從2022年的94%提升至2023年的97%，顯示了這種技術(shù)的廣泛應(yīng)用和增長(zhǎng)勢(shì)頭。
三、成本降低與盈利提升
1. 顯著降低的建設(shè)成本
碳酸鋰，作為鋰電池正極材料的核心成分，在儲(chǔ)能成本中占據(jù)了重要的比例，通常約為電池單元總成本的30%-40%。2023年，碳酸鋰的價(jià)格經(jīng)歷了劇烈的下跌，從年初的50.4萬(wàn)元每噸降至年底的9.4萬(wàn)元每噸，降幅超過(guò)80%。這一價(jià)格下跌對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)采購(gòu)及其工程、采購(gòu)和施工(EPC)項(xiàng)目造成了直接影響，大幅壓縮了儲(chǔ)能成本。據(jù)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)網(wǎng)報(bào)道，2023年1月，儲(chǔ)能系統(tǒng)采購(gòu)和EPC項(xiàng)目的中標(biāo)平均價(jià)格從每瓦1.377元/1.565元降至12月的0.9元/1.26元，降幅分別達(dá)到-34.64%和-19.49%。進(jìn)入2024年初，儲(chǔ)能系統(tǒng)的采購(gòu)價(jià)格繼續(xù)下降，盡管EPC項(xiàng)目因設(shè)計(jì)和維護(hù)等成本仍有波動(dòng)。
2. 峰谷電價(jià)差異的擴(kuò)大
分布式光伏的電力市場(chǎng)化交易面臨一個(gè)挑戰(zhàn)：光伏發(fā)電在中午時(shí)段產(chǎn)能過(guò)剩，導(dǎo)致電力供需失衡。為了應(yīng)對(duì)這一問(wèn)題，多數(shù)省份已經(jīng)調(diào)整電力使用時(shí)段，將中午設(shè)置為低谷期，以此拉大峰谷電價(jià)差異，平衡電力消耗，減少極端波動(dòng)。
例如，山東省在2021年的政策中調(diào)整了電價(jià)時(shí)段，高峰期定在9:00-11:00和15:00-22:00，低谷期則為00:00-7:00和12:00-14:00，其余時(shí)間為平常時(shí)段。甘肅省在2023年也調(diào)整了其電價(jià)結(jié)構(gòu)，新能源企業(yè)的電價(jià)按燃煤基準(zhǔn)價(jià)和峰谷系數(shù)計(jì)算。最新的數(shù)據(jù)顯示，白天的低谷電價(jià)僅為0.15元/度，峰谷價(jià)差可達(dá)3倍。
根據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)的數(shù)據(jù)，到2023年底，全國(guó)已有29個(gè)省份完善了分時(shí)電價(jià)政策，這些政策通常包括峰谷時(shí)段的重新劃分、峰谷價(jià)差的擴(kuò)大以及市場(chǎng)化用戶的政策執(zhí)行等。2024年4月，有16個(gè)省市的峰谷價(jià)差超過(guò)0.7元/kWh，19個(gè)省市超過(guò)0.6元/kWh。
四、儲(chǔ)能系統(tǒng)的靈活配置
1.儲(chǔ)能的多樣分類
在中國(guó)，儲(chǔ)能項(xiàng)目可以按安裝場(chǎng)景分為三類：電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)和用戶側(cè)儲(chǔ)能。其中，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能，通常稱為“表前”儲(chǔ)能，共占市場(chǎng)份額的近97%。電網(wǎng)側(cè)主要采用獨(dú)立儲(chǔ)能，而電源側(cè)多依靠新能源的強(qiáng)制配儲(chǔ)。
用戶側(cè)儲(chǔ)能主要集中在工商業(yè)和產(chǎn)業(yè)園區(qū)，C端戶用儲(chǔ)能還處于發(fā)展初期。
2.大型儲(chǔ)能的主導(dǎo)地位
大型儲(chǔ)能主要涉及獨(dú)立儲(chǔ)能和新能源的強(qiáng)制配儲(chǔ)。獨(dú)立儲(chǔ)能電站的盈利主要來(lái)自三個(gè)方面：容量租賃、輔助服務(wù)和充放電價(jià)差。容量租賃指的是向未配置儲(chǔ)能的新能源電站提供儲(chǔ)能服務(wù)并收取租金;輔助服務(wù)則涉及在緊急或短時(shí)調(diào)峰時(shí)期，根據(jù)電網(wǎng)的調(diào)度指令提供支持;充放電價(jià)差利潤(rùn)則通過(guò)參與電力的中長(zhǎng)期或現(xiàn)貨市場(chǎng)獲得。這兩項(xiàng)通常構(gòu)成獨(dú)立儲(chǔ)能電站80%以上的收入。
新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)主要是基于政策要求，目前其利用率相對(duì)較低，電源側(cè)強(qiáng)制配儲(chǔ)的等效利用系數(shù)僅為6.1%，而電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目的平均等效利用系數(shù)為12.2%。獨(dú)立儲(chǔ)能電站由于能獨(dú)立運(yùn)作和參與市場(chǎng)，其收益來(lái)源更為多樣，利用率也更高。預(yù)計(jì)未來(lái)電源側(cè)儲(chǔ)能將更多地發(fā)展為電網(wǎng)側(cè)的獨(dú)立或共享儲(chǔ)能模式。
3.工商儲(chǔ)能的成功實(shí)踐
用戶側(cè)儲(chǔ)能，特別是工商業(yè)儲(chǔ)能，因其較小的規(guī)模、較低的資金壓力、短的回款周期和較低的系統(tǒng)集成難度而顯示出較大的靈活性。目前，這類項(xiàng)目主要基于分時(shí)電價(jià)政策實(shí)施峰谷套利，初步顯示出盈利的可行性。
這些進(jìn)展表明，無(wú)論是大型儲(chǔ)能還是用戶側(cè)儲(chǔ)能，靈活的配置和策略都是關(guān)鍵，它們不僅提高了系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益，也為能源市場(chǎng)的穩(wěn)定和發(fā)展貢獻(xiàn)了力量。
以廣東和浙江為例，這兩個(gè)地區(qū)的峰谷電價(jià)差異較大，使得工商業(yè)儲(chǔ)能電站的峰谷套利模式具有可觀的經(jīng)濟(jì)效益。據(jù)開(kāi)源證券的數(shù)據(jù)分析，廣東地區(qū)的工商業(yè)儲(chǔ)能電站通過(guò)每天進(jìn)行兩次充電和兩次放電(一次是在低谷時(shí)充電在尖峰時(shí)放電，另一次是在平時(shí)充電在高峰時(shí)放電)，其初始投資成本約為1.2元/度，最大峰谷價(jià)差可達(dá)1.18元/度。在投資者分得90%的利潤(rùn)的情況下，資本金的收益率可以達(dá)到15.5%，而投資的回收期大約為4.6年。在浙江，由于當(dāng)?shù)氐姆骞入妰r(jià)分段更為合理，調(diào)整后的峰谷套利模式是在低谷時(shí)充電并在尖峰或高峰時(shí)放電，其初始投資成本同樣為1.2元/度，但最大峰谷價(jià)差為0.72元/度。在同樣的投資分成情況下，資本金的收益率為14.6%，投資回收期在5年以內(nèi)。
然而，東吳證券指出，由于分時(shí)電價(jià)政策的變動(dòng)不確定性和業(yè)主自身用電負(fù)荷的實(shí)際情況可能無(wú)法完全適應(yīng)每天兩次充放電的模式，實(shí)際裝機(jī)量常常低于預(yù)期。如果實(shí)際利用天數(shù)較少，比如只有220天而不是340天，收益率可能會(huì)有近兩倍的差異。在現(xiàn)實(shí)操作中，如果每天只進(jìn)行一次充放，以280天的實(shí)際使用天數(shù)計(jì)算，投資回報(bào)率IRR僅為7.75%。
因此，盡管用戶端的峰谷套利模式理論上已經(jīng)被證明是可行的，但要實(shí)現(xiàn)理想的收益率，仍需通過(guò)降低建設(shè)成本和增加充電和放電的頻次等方式。綜合來(lái)看，用戶側(cè)儲(chǔ)能的推動(dòng)因素眾多，前景總體看好，但市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)、地區(qū)差異和實(shí)際經(jīng)濟(jì)回報(bào)率仍需進(jìn)一步考驗(yàn)。未來(lái)，這一領(lǐng)域值得持續(xù)關(guān)注。
評(píng)論