「医药股票龙头股」万亿储能市场站上“碳中和”风口 表象繁荣下隐忧仍存

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    随着碳达峰、碳中和“3060”目标的提出,以光伏、风电为代表的可再生能源战略地位凸显,储能作为支撑可再生能源发展的关键技术,有望

「医药股票龙头股」万亿储能市场站上“碳中和”风口 表象繁荣下隐忧仍存

随着碳峰化和碳中和“3060”目标的提出,以光伏和风电为代表的可再生能源战略地位凸显,储能作为支撑可再生能源发展的关键技术,有望迈出下一步。预计到2030年,光与储结合可实现平价,储能市场空间可达1.2万亿元以上。

证券时报e公司记者注意到,今年以来,许多地方都出台政策支持发展“新能源储存”模式。从措辞上看,当地对储能的态度也从“鼓励”和“建议”转变为“优先”和“要求”。除了供电侧储能的大力推广,用户侧储能的新兴应用也得到了极大的发展。然而,在看似繁荣的表象背后,储能行业仍然存在一些隐忧,如成本高、电力侧用户接受度低,甚至“劣币驱逐良币”。

拥抱万亿市场还有很长的路要走,政策扶持、技术变革、模式创新已经成为业界共识。

被很多省市推

“新能源储存”

国内储能产业经历了多个发展阶段。从不同的应用场景来看,由于用户端储能的商业模式相对清晰,也成为了最早出现的储能应用。一般来说,峰谷电价是有差别的,用户侧储能可以利用这种差别获得固定利润,成为用户侧储能建设的主要动力。但随着工商电价的不断下降,上述峰谷差价逐渐被压缩,用户端储能的利润空间也相应缩小。在各种因素的影响下,2018年用户端储能装机容量被网侧储能赶超;同时,随着储能成本纳入输配电价的提议失败,电网侧储能项目也遭遇了“突然刹车”的尴尬。面对不断变化的应用场景,供电侧储能以关注为准,据不完全统计,今年以来,至少有11个省要求新能源电站配置储能,其中9个省明确了储能容量的规模和期限,1个省要求按照电网调度要求配置储能,1个省在项目申报和评分中优先考虑配置储能的项目。

青海的政策具有代表性。今年1月,青海省发布《支持储能产业发展的若干措施》。在众多配套措施中,首先提到要积极推动储能和可再生能源的协调发展。一是实施“新能源储能”一体化发展模式。二是实施“水电、新能源、储能”协调发展模式。针对“新能源储能”模式,青海省规定,新能源项目储能容量原则上不低于新能源项目装机容量的10%,储能时间应在2小时以上。优先支持储能比高、时间长的综合项目;同时对储能项目中自发自储设施出售的省内电网给予0.1元运营补贴。

青海的政策只是当地政府推动“新能源储存”的一个缩影,其他省份包括宁夏、甘肃、广西和山东。总体而言,地方政策要求配置的储能比例分级不低于5%、10%或20%,一般明确“储能时间应在2小时以上”。值得一提的是,从去年开始,关于新能源配置和储存的政策文件措辞逐渐发生了变化。例如,“鼓励”和“建议”这两个词更多地变成了“优先”和“要求”,这从政府当地推广“新能源储存”模式可以看出。

从储能市场的发展经验来看,并非一帆风顺。那么,为什么储能又一次成为了关注当前的潮流呢

“储能正从最初的商业化探索向大规模开发过渡。“十三五”工程示范后,储能技术路线、成本水平、安全性和可控性已经具备了相对成熟的应用可行性,储能在各地相继出台的政策引导下进入了新的发展阶段。这对储能的发展是必要的,也是及时的。”曹健说。

在当地政府,推广储能的背后,“新能源储能”的规模也有了很大的发展。阳光电力储能销售中心总经理陈至对证券时报E公司记者表示,得益于地方电网公司和省级主管部门出台的指导政策,2020年中国70%的储能市场将来自“新能源化学储能”。

证券时报e公司记者注意到,国家层面也在计划扶持储能行业。根据江苏发改委近日披露的信息,国家发改委价格司副司长彭绍宗一行前往江苏调研。调研小组听取了新型储能电站建设和运营企业的项目投资情况

和建设、运营模式、成本费用回收方式、地方政府补贴、下一步投资意愿等方面的情况,并与企业就生产经营中遇到的困难问题和相关政策建议进行了交流。

    储能成本高企

    难题待解

    “新能源+储能”的组合虽被业界广为看好,但在落地过程中却出现了诸多“水土不服”的情况,让各路参与方叫苦不迭。

    目前,“配置储能优先并网”已经由电网企业与新能源开发商私下达成的一种潜规则,逐渐变为明规则,而在缺乏疏导机制的情况下,新增的储能成本被“一边倒”地集中在发电企业,这对刚刚迈入平价时代的新能源项目来说,可谓“压力山大”。

    华东地区一位储能从业人士在接受证券时报·e公司记者采访时表示,对于发电企业来说,目前电源侧的储能成本是额外增加的,只能选择在项目内部自行消化。“光储和风储强制配套,从技术角度看并不是最好的,从发挥经济性最大化的角度来讲,储能只在发电侧与光、风配合,还不能达到最佳效益。”陈志告诉记者,“上述组合的经济性在很大程度上会受到电网调度方式和频次的影响。”

    “从目前的情况看,发电集团要投资储能,经济性并不可控,而且也很难确定储能设备的性能指标,更无法谈什么标准了。”陈志表示。一家央企风电运营商人士也向证券时报·e公司记者谈到这一苦衷,对于新能源运营商而言,储能最大的制约就是成本,成本会直接降低收益水平。“如果收益达不到我们的要求,那么配储能的项目现在就做不了,作为央企,我们所有项目的收益率是有严格标准的。”

    该人士进一步指出,相比电化学储能,更加认可的储能方式是抽水蓄能。不过,抽水蓄能的成本虽然比较低,但也需要面对项目审批、建设周期长以及未来电价走势不明朗等风险。“短期之内,运营商做储能,更多的是根据项目实际要求,比如,当地政府要求只有配备了储能才可以获取新的新能源项目,我们才可能去做储能,否则目前是肯定不会的。”

    电化学储能的优势是灵活性高,但在缺乏标准的强配模式下,以成本为导向的储能模块,“劣币驱逐良币”的现象已经出现。“由于未来收益并不明确,大家可能会倾向于配置性能较差、初始成本较低的储能,导致市场上充斥低性能的储能设备,影响行业健康发展。”陈志坦言。

    “‘新能源+储能’项目大部分是最低价中标,去年一年,发电侧配置的储能成本被砍了1/3。”国轩高科储能事业部负责人韩一纯告诉证券时报·e公司记者,很多企业配储能主要是为了满足政策要求,加速并网,至于对电网的调节深度、响应速度、备电时长等具体性能是否合规,似乎也没有人去追究这件事。不过,这种情况在未来肯定会有所改善。

    值得一提的是,不同于早期的新能源发电项目,储能并未获得过多的补贴青睐。目前,在电源侧加装储能时,除新疆和青海外,各省份均没有任何补贴。青海的补贴情况正如前述,新疆则是对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施,给予0.55元/千瓦时的充电电量补偿。

    “青海和新疆的补贴实际上也难以覆盖储能的投资成本,以国内市场的储能价格,储能企业是很难盈利的。”陈志表示,以配备比例来说,按照目前的储能成本,综合测算光伏电站的收益水平,我们觉得平均配备15%、2小时左右的储能比例,是一个多方都能接受的结果。有些省份由于储能配比要求过高,导致2020年项目落实难上加难。

    今年两会期间,通威集团董事局主席刘汉元也关注到了“新能源+储能”面临的问题,并建议不强制要求可再生能源发电项目配置储能系统,对于自愿配置储能系统的可再生能源发电项目,在保障全额收购的基础上,在储能电价上设置适当的补贴价格。

    用户侧储能前景可期

    随着以锂电池为主的电化学储能技术的发展,电源侧以外的储能应用场景被持续发掘,衍生出了系列新业态,其中,用户侧储能被业内人士广为看好。

    “电源侧储能只能算是一个中间阶段,并不是最终的解决方案。目前来说,电源侧储能仍然是较为被动的,大部分依靠政策驱动,并没有真正站在优化的系统去考虑。”安徽中科海奥电气股份有限公司董事长陈滋健告诉证券时报·e公司记者,“我们认为,未来分布式的用户侧储能会有很大的发展空间。因为电网的最终平衡还是要依靠发电与用电的高效对接,而泛在的用户侧储恰恰能精准满足这种需求。”

    韩一纯也表示,随着工商业的发展和交通电动化的推进,用电量和电力负荷将持续加大,用户侧储能市场需求有望大幅增加。随后,他向记者展示了几个典型的应用场景:“比如在一些输配电拥堵的地方,像老城区,因为负荷增大有扩容需求,而电网的规划和配网速度又没有那么快,这个时候如果配上储能,做一个虚拟扩容,就可以快速解决负荷问题;又比如,随着电动汽车的普及,充电设施的建设会逐步跟上,在充电负荷显著增加的情况下,如果能在充电站对配置储能系统,一方面缓解了充电高峰时充电桩大电流充电对区域电网的冲击,另一方面通过峰谷差价,给充电站带来了非常可观的收益。”

    事实上,上述应用领域也得到了政策的推崇,且在多地被示范推广。去年我国发布的《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》中,明确提出鼓励“光储充放”多功能综合一体站建设。2020年以来,国网已在浙江温州、河北饶河、石家庄、宁夏银川、北京延庆等地建设了多个光储充一体化充电站,并陆续与宝马、东风等整车厂开展相关领域的合作。“与电动汽车所相结合的储能业态,我认为未来5年有望迎来一个爆发性的发展。”韩一纯坦言。

    眼下,换电模式的盛行正为储能孕育新的土壤。“其实,换电是一种典型的用户侧储能,只是由于目前直流电能快速转换技术尚未普及,用‘换’的技术先行发展。伴随着电池性价比和用户侧储能技术的提升,直流微电网或将成为主流。”陈滋健表示。

    “只要电池的循环寿命足够长,储能和动力最终会融为一体。”韩一纯表示。除此之外,基站储能也是用户侧储能新兴起的一个分支。去年初,中国移动曾采购通信用磷酸铁锂电池产品6.102亿Ah,最高投标限价25.08亿元;中国铁塔与中国电信也曾就磷酸铁锂电池展开联合招标或单独招标。总的来看,新基建推动5G建设进入高峰,基站储能市场需求正迅速增长。

    当然,在用户侧储能尚未形成规模化应用之前,诸多问题也仍需正视。目前,在工商业领域,用户侧通过储能电站进行峰谷套利的模式已经较为成熟,但业内人士表示依然有待政策完善。

    产业链各方积极备战

    虽然储能市场的发展还面临不少问题,但储能的潜在规模丝毫不会让人怀疑。在锂电池储能系统中,成本占比最高、也最重要的三个环节分别是锂电池、PCS(逆变器)和BMS(电池管理系统)。可以看到,储能行业爆发前夕,产业链各方正积极备战。

    电池成本占据储能系统总成本的比例超过60%,是最重要的环节之一。韩一纯向记者表示,对于电池制造企业来说,最重要的就是做好标准化产品。“目前我们的规划是尽可能多地绑定外部合作伙伴,然后把我们的标准产品释放给外部平台,让他们去拓展不同的应用场景。”

    科华数据在储能PCS方面具有核心优势,公司储能业务负责人告诉记者,单纯就储能PCS来讲,其硬件成本占据系统成本的比例约10%;但作为链接储能电池和电网的核心器件,储能PCS的作用是远远超出其成本占比的。“如果将储能系统比喻成一套成熟运行的稳定人体系统的话,储能PCS可谓控制系统的中枢神经系统,起到了连接大脑和肢体的衔接作用。”科华数据在储能于发输配用等多场景积累了丰富的经验,同时拓展了微网、综合能源以及赋能低碳IDC等多领域的创新应用,正是基于这些创新的积累,科华也对储能有着新的认知。

    曹建介绍说,目前,储能系统正朝着高电压能级、高能量密度的方向发展,通过提高系统电压、能量密度实现度电成本的下降,促进储能成本曲线不断下降。值得注意的是,储能系统的安全性、电池的回收再利用等也在客观上制约着储能行业的健康、持续发展。另外,储能行业标准缺失、滞后,商业模式不健全等也在“软”的方面给储能行业带来了困扰。

    科华数据一方面通过布局储能系统集成,整合产业发展生态实现储能经济性得到提升;另一方面也牵头制定了多项储能标准,打通产业链关键技术接口,推动建立统一、有序的行业发展方向。

    记者注意到,虽然电源侧储能的成本难题还有待解决,但行业内已经有企业开始扮演“吃螃蟹”的角色。例如,去年末,金风科技首个风储配套项目—安徽灵璧一期50MW风电和10MW/10MWh储能项目(下称灵璧项目)升压站一次配套储能系统带电运行成功。

    至于业内广泛关注的储能收益模式问题,金风科技提到,随着2021年安徽省开放电力交易市场,灵璧项目的“风电+储能系统”将直接参与电力现货市场交易,充分发挥储能的双向调节特性,提升风电场在电力现货市场中的收益,打造储能电源侧综合收益新模式。

    “从储能行业自身而言,各个企业应当加强核心零部件及材料、产品技术、盈利模式等方面的创新,在有序竞争的基础上形成合力,统一行业标准,共同促进行业快速、健康地发展。”在曹建看来,储能行业参与者的内生动力十分关键。

    同时,他也指出,促进储能产业快速、健康、稳定发展还需要政策、金融和电网的大力支持。“政策要充分鼓励企业的创新并且在盈利模式上给予政策支持;金融机构加强资金支持,鼓励储能企业加强创新研发,鼓励用户侧使用储能;电力系统鼓励配有储能的电站通过完善商业模式充分体现其价值。”曹建向记者说道。

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