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作者：潮一，編輯：水鏡
在5月4日舉辦的2024年度會議上，一名投資者問到 “為什么伯克希爾選擇在內(nèi)達華投資建設(shè)新的天然氣電廠，而不是選擇建設(shè)光伏？”
對于這個問題，巴菲特副手格雷格回答道：“毫無疑問光伏是個巨大的機遇，我們會積極參與投資，但能源轉(zhuǎn)型不會在一夜之間發(fā)生。無論是光伏還是風(fēng)電都面臨間歇性問題，需要依賴儲能。為了確保供電穩(wěn)定可靠，當(dāng)前我們還不能完全脫離化石能源。目前具備經(jīng)濟性的儲能電站時長為4小時，考慮到夜晚沒有光照，4小時顯然不夠，可靠性和經(jīng)濟性之間需要找到平衡點?！?/p>
巴菲特進一步補充道：“能源轉(zhuǎn)型和電力保供必須兩者兼顧，當(dāng)前光伏還無法成為主要電力來源的原因是儲能問題還沒解決。我的朋友比爾蓋茨投資了儲能電池項目，正在研究如何延長儲能電池壽命，但技術(shù)突破仍然需要時間，我們需要尊重事物的客觀發(fā)展規(guī)律。”
縱觀全局，盡管新能源產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展仍存在挑戰(zhàn)，甚至爭議，但不可否認(rèn)，在全球 “碳中和” 共識下，全球能源大變局已經(jīng)勢不可擋。
時間回溯到2015年，在巴黎舉行的COP21（第21屆聯(lián)合國氣候變化大會）上，全世界近200個締約方共同簽署了《巴黎協(xié)定》，該協(xié)定是一份具有法律約束力的國際條約，設(shè)定了本世紀(jì)下半葉全球?qū)崿F(xiàn)溫室氣體凈零排放的目標(biāo)，是全球應(yīng)對氣候變化的重要里程碑。
在第28屆聯(lián)合國氣候變化大會（下稱 “COP28” ）又對《巴黎協(xié)定》進行了首次全球盤點，最終通過了決議《阿聯(lián)酋共識》，參會各方就全球盤點達成一致，呼吁 “能源系統(tǒng)通過轉(zhuǎn)型脫離化石燃料”(transitioning away from fossil fuel in energy systems)，這是氣候大會史上首次明確提出擺脫化石燃料。
雖然對于能源轉(zhuǎn)型的具體方式和節(jié)奏，與會各方依然存在巨大分歧，但加速能源轉(zhuǎn)型的速度、提升可再生能源發(fā)電能力、提升能源效率、加快交通系統(tǒng)電氣化已經(jīng)成為全球性共識。
如今全球主要國家及經(jīng)濟體均制定了各自的碳中和目標(biāo)及路線規(guī)劃，據(jù)清華大學(xué)碳中和研究院撰寫的《2023全球碳中和年度進展報告》顯示，截至2023年9月，全球已有151個國家提出碳中和目標(biāo)，覆蓋92%的GDP(PPP)、89%的人口和88%的排放。
在這樣的全球共識下，2015年后全球能源轉(zhuǎn)型進入快車道，可再生能源裝機規(guī)模迅速增長，全球風(fēng)光合計新增裝機規(guī)模從2015年115.2GW，大幅增長至2023年461.8GW，年均復(fù)合增速達到19.0%。
從裝機量的角度看，全球風(fēng)光累計裝機從2015年645GW，已增長至2023年的2436GW，全球風(fēng)光合計裝機占比從2015年10.3%增長至2023年27.2%。從發(fā)電量的角度看，全球風(fēng)光發(fā)電量合計占比從2015年4.5%增長至2023年13.3%。
期間，可再生能源LCOE大幅降低，技術(shù)進步帶來的經(jīng)濟性是風(fēng)光發(fā)展的主要驅(qū)動力。平準(zhǔn)化度電成本(LCOE，Levelized Cost of Electricity)是國際通用的一個電力行業(yè)定量指標(biāo)，用于評估發(fā)電機組在其全生命周期內(nèi)每產(chǎn)生一度電所需的綜合成本。得益于光伏組件光電轉(zhuǎn)化效率不斷提升、風(fēng)機大型化等技術(shù)進步，風(fēng)光產(chǎn)業(yè)持續(xù)規(guī)?；当?，新能源度電成本大幅降低。2009-2023年，全球光伏度電成本從2.77元/kWh下降至0.32元/kWh，降低了88.5%；全球陸風(fēng)度電成本從0.87元/kWh下降至0.29元/kWh，降低了66.5%；全球海風(fēng)度電成本從1.49元/kWh下降至0.55元/kWh，降低了63.4%。
如今光伏、風(fēng)電度電成本較煤電、氣電有了明顯經(jīng)濟性優(yōu)勢，這是近年來可再生能源能夠大規(guī)模替代傳統(tǒng)化石能源的主要驅(qū)動力。
但在風(fēng)光等新能源強勢崛起的同時，卻也有一些問題一直未得到解決，尤其是消納問題正在成為產(chǎn)業(yè)化進程最嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)，而產(chǎn)業(yè)新的共識是，儲能很可能成為全球能源大變局的決勝關(guān)鍵。
比如寧德時代董事長曾毓群在2023世界動力電池大會上表示，2030年儲能市場規(guī)模將超過1TWh。
特斯拉創(chuàng)始人馬斯克也一直有個夢想，“希望特斯拉的儲能板塊可以發(fā)展到與汽車業(yè)務(wù)不分伯仲，甚至超越汽車業(yè)務(wù)?！?他曾預(yù)測，到2030年，特斯拉儲能業(yè)務(wù)的規(guī)模將達到汽車業(yè)務(wù)的規(guī)模。
去年3月2日，馬斯克進一步闡述了特斯拉 “秘密宏圖” 第三篇章，即下一階段的發(fā)展方向——全面轉(zhuǎn)向可持續(xù)能源，目標(biāo)在2050年前實現(xiàn)能源100%可持續(xù)。特斯拉的愿景是 “加速世界向可持續(xù)能源轉(zhuǎn)變”，特斯拉提出：如果要徹底實現(xiàn)能源的可持續(xù)，全球?qū)⑿枰?40TWh儲能、30TW可再生電力、10萬億美元的制造投資。
而據(jù)市場研究公司Grand View Research發(fā)布的報告，全球儲能市場將在2025年達到1.2萬億美元的市場規(guī)模。
未來無疑是美好的，但我們還需清醒的認(rèn)識到，在這場席卷全球的能源大變局中，儲能在技術(shù)突破與商業(yè)化模式的探索進程中仍有諸多難題待解，儲能產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)可持續(xù)規(guī)?；l(fā)展，任重而道遠(yuǎn)。
源頭解析：風(fēng)光消納問題席卷中美歐三大市場
事實上，在當(dāng)前推動全球能源轉(zhuǎn)型最主要的力量——中美歐均面臨新能源消納難題。（中美歐作為全球GDP最高的三大經(jīng)濟體，發(fā)電量也位居全球前三，2023年中美歐發(fā)電量分別達到9.5/4.3/2.7萬億kWh，分別占全球總發(fā)電量的32.1%/14.5%/9.2%，合計占全球總發(fā)電量的55.8%；2015-2023年，中國風(fēng)光裝機量占比從11.6%提升至36.0%，美國風(fēng)光裝機量占比從9.0%提升至23.5%，歐盟風(fēng)光裝機量占比從24.9%提升至44.1%。）
其中先看國內(nèi)市場，三組數(shù)據(jù)可以幫助我們判斷中國當(dāng)前消納問題的嚴(yán)重程度。
首先，中國風(fēng)光的發(fā)展速度遠(yuǎn)超規(guī)劃。在2020年12月12日的聯(lián)合國氣候雄心峰會上，總書記發(fā)表了題為《繼往開來，開啟全球應(yīng)對氣候變化新征程》的重要講話，宣布了關(guān)于中國雙碳戰(zhàn)略的一系列具體目標(biāo)，首次提出 “到2030 年，中國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。” 此后，2030年風(fēng)光累計裝機1200GW的目標(biāo)也被寫入雙碳 “1+N” 政策體系的 “1” 當(dāng)中。
以2020年底中國風(fēng)光累計裝機數(shù)據(jù)測算，想實現(xiàn)這一目標(biāo)，2020-2030年年均風(fēng)光合計新增裝機需要達到67GW。的確這一目標(biāo)比較保守，當(dāng)時業(yè)內(nèi)較為樂觀的預(yù)測，“十四五” 期間國內(nèi)年均風(fēng)光合計新增裝機也只在120-140GW，而2023年中國實際的風(fēng)光合計新增裝機達到了驚人的 293GW。截至2023年底，中國風(fēng)光累計裝機便達到了1051GW，中國風(fēng)光發(fā)展速度遠(yuǎn)超規(guī)劃，按照當(dāng)前發(fā)展態(tài)勢，中國2030年風(fēng)光裝機目標(biāo)在 2024年便有望提前實現(xiàn)。
第二個數(shù)據(jù)是，24年2月中國風(fēng)光利用率首次跌破95%的 “消納紅線”。在經(jīng)歷了2023年底的風(fēng)光歷史性并網(wǎng)高峰后，2024年2月，全國風(fēng)光利用率分別驟降至93.7%和93.4%，首次跌破“95%消納紅線”。
所謂的 “95%消納紅線” 最早出現(xiàn)在2018年10月發(fā)改委、能源局印發(fā)的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》當(dāng)中，文件提出了實現(xiàn)全國風(fēng)光利用率95%以上的目標(biāo)。在十三五初期，中國棄風(fēng)棄光現(xiàn)象較為嚴(yán)重，風(fēng)光利用率僅有90%左右，此后通過完善輔助服務(wù)市場、省間電力市場，中國風(fēng)光利用率在2018年后有了大幅改善，基本一直維持在95%以上。早期的風(fēng)光項目均為電網(wǎng)負(fù)責(zé)保量保價收購，消納責(zé)任在電網(wǎng)，所以在2018年之后，風(fēng)光利用率95%便被業(yè)內(nèi)當(dāng)作一條默認(rèn)的 “紅線”，可以被看作是新能源保障性收購機制下對電網(wǎng)的一種要求。
在2024年初，未公布2月利用率數(shù)據(jù)前，市場便傳出95%消納紅線將會放開的消息，引發(fā)激烈討論，部分觀點認(rèn)為放開紅線限制，有望進一步帶動風(fēng)光裝機量增長，但五礦證券分析認(rèn)為放開消納紅線這一舉措背后反映的問題其實是電網(wǎng)已經(jīng)難堪重負(fù)。
事實上，目前官方披露的風(fēng)光利用率數(shù)據(jù)僅包含非市場化部分的新能源電量（即保障性收購的部分），市場化交易部分不計入考核，所以實際的棄風(fēng)棄光情況可能比披露的數(shù)據(jù)更嚴(yán)重。對于風(fēng)光消納問題，過去一直喊 “狼來了狼來了”，卻一直 “沒來”，這次是 “狼真的來了”，五礦證券認(rèn)為當(dāng)下不宜對后續(xù)風(fēng)光裝機增長過于樂觀。
5月份，放開 “消納紅線” 靴子落地。在2024年5月出臺的《2024-2025年節(jié)能降碳行動方案》中提到，“科學(xué)合理確定新能源發(fā)展規(guī)模，在保證經(jīng)濟性前提下，資源條件較好地區(qū)的新能源利用率可降低至90%”。
根據(jù)10月2日全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心公布的2024年8月各省級區(qū)域新能源并網(wǎng)消納情況，其中甘肅（風(fēng)電利用率89.2%）、西藏(54.6%)風(fēng)電利用率低于90%；此外，青海（光伏發(fā)電利用率86.9%）、新疆(89.7%)、西藏(70%)光伏發(fā)電利用率也低于90%新消納紅線。消納形勢不容樂觀。
第三組數(shù)據(jù)，比利用率更重要的指標(biāo)是風(fēng)光現(xiàn)貨電價，2024年2月以來同樣大幅下跌。
電力現(xiàn)貨市場最重要的作用是 “發(fā)現(xiàn)價格”，通過不同時間點的真實供需情況，形成真正的分時電價，形成峰谷價差，并為中長期交易提供價格風(fēng)向標(biāo)。目前中國已實現(xiàn)電力現(xiàn)貨市場長周期不間斷運行的省份有五個，分別是山東、山西、甘肅、蒙西、廣東。
在電力現(xiàn)貨市場中，通常新能源高發(fā)時段，電力供給寬松，該時段對應(yīng)的現(xiàn)貨電價也較低。其中五礦證券認(rèn)為判斷消納形勢，比利用率更重要的指標(biāo)是風(fēng)光現(xiàn)貨電價，2024年2月以來，部分省份風(fēng)光現(xiàn)貨市場結(jié)算電價大幅下降，部分市場化新能源機組面臨全面虧損的風(fēng)險。
以新能源發(fā)展較快的山東為例，2024年3月山東電力現(xiàn)貨實時市場31天中出現(xiàn)了25天中午時段負(fù)電價，現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負(fù)電價意味著該時點出現(xiàn)了棄風(fēng)棄光的情況，即電力供給大于需求，即使電價為負(fù)也沒有更多的用電需求了。2024年3月山東光伏平均結(jié)算電價僅為61.19元/MWh，即在現(xiàn)貨市場中平均每度光伏僅賣6分錢，同比下降65.1%。雖然山東的市場化新能源機組僅有10%電量參與現(xiàn)貨市場結(jié)算，但如此低的現(xiàn)貨電價最終一定會傳導(dǎo)至中長期市場，導(dǎo)致新能源中長期交易電價大幅下降。
其他現(xiàn)貨省份如甘肅，在2024年3月以來同樣面臨了現(xiàn)貨市場光伏極端低價的情況。6分/kWh的電價明顯低于光伏2毛左右的度電成本，如此低的新能源電價必然是不可持續(xù)的。
中國的新能源消納問題已擺上臺面不得不面對，電力體制改革需要提速，五礦證券認(rèn)為改革方向有二：一是收緊可再生能源消納權(quán)重、碳配額，以體現(xiàn)綠電環(huán)境溢價，避免風(fēng)光建設(shè)急剎車風(fēng)險；二是加快儲能等靈活性資源發(fā)展，關(guān)鍵在于加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。
再看美國市場，美國分為7大區(qū)域電力市場，每個市場由獨立系統(tǒng)運營商(ISO)或區(qū)域輸電組織(RTO)負(fù)責(zé)規(guī)劃運行。我們以美國西部加利福尼亞州所在的加州獨立系統(tǒng)運營商(CAISO)為研究對象，加州光照資源豐富，是美國能源轉(zhuǎn)型步伐較快的地區(qū)，加州制定了2045年實現(xiàn)全州電力100%來自可再生能源這一較為激進的目標(biāo)。截至2024年4月底，加州已投運19.1GW光伏和8.1GW風(fēng)電，相較2017年底分別增加了71.1%和29.5%。
隨著風(fēng)光裝機增長，美國加州地區(qū)也出現(xiàn)了棄風(fēng)棄光率大幅上升的情況，從月度數(shù)據(jù)看，2022年之前CAISO棄光率基本能維持在10%以內(nèi)，但2022年4月、2023年3月、2024年3月棄光率分別達到了16.4%/22.3%/19.4%。
可見，目前美國加州地區(qū)同樣面臨著光伏消納難的問題，其棄風(fēng)棄光原因主要分為兩類，一類是電網(wǎng)阻塞，一類是系統(tǒng)需求不足。從CAISO披露的數(shù)據(jù)可以看出，過去導(dǎo)致加州地區(qū)棄風(fēng)棄光的主要原因是電網(wǎng)阻塞導(dǎo)致的經(jīng)濟性棄電。風(fēng)光電站通常建在遠(yuǎn)離電力負(fù)荷的區(qū)域，由于美國電網(wǎng)跨區(qū)輸電能力欠缺，在新能源高發(fā)時段容易出現(xiàn)輸電通道容量不夠的情況，但增加了額外電網(wǎng)成本的光伏又不具備經(jīng)濟性，所以只能棄掉?？梢哉f美國加州地區(qū)過去兩年新能源消納面臨著空間上的限制。
此外，隨著美國凈負(fù)荷曲線由 “鴨子” 變?yōu)?“峽谷”，時間維度的消納限制接踵而至。
眾所周知，由于新能源發(fā)電具有間歇性，光伏只能在白天有日照的時間段發(fā)電，為了滿足電力系統(tǒng)的用電需求，傳統(tǒng)電源出力需要配合新能源出力變化進行實時調(diào)節(jié)，傳統(tǒng)電源需要滿足的調(diào)節(jié)需求被稱為凈負(fù)荷（凈負(fù)荷=總負(fù)荷-風(fēng)光出力）。隨著新能源尤其是光伏裝機增長，美國加州電力系統(tǒng)中午時段凈負(fù)荷逐年下降，由于總負(fù)荷和凈負(fù)荷曲線構(gòu)成的形狀酷似一只鴨子，因此得名 “鴨子曲線”。
以每年3月的CAISO典型凈負(fù)荷曲線為例，2024年3月加州地區(qū)中午時段凈負(fù)荷進一步下降，“鴨子曲線” 正在演變成 “峽谷曲線”，凈負(fù)荷的劇烈變化給電力系統(tǒng)的調(diào)度運營帶來了巨大挑戰(zhàn)。當(dāng)電力系統(tǒng)凈負(fù)荷低于0時，意味著僅風(fēng)光出力便能滿足該時刻所有用電需求，除非通過儲能電站儲存起來，否則多余的光伏電量只能選擇棄掉。
顯然未來美國加州新能源消納不僅僅需要面臨空間維度的限制（電網(wǎng)阻塞），也將面臨時間維度的限制（缺少儲能）。
而在歐洲市場，伴隨著風(fēng)光滲透率再創(chuàng)新高，也出現(xiàn)了電力市場負(fù)電價次數(shù)激增的情況。
歐洲目前已經(jīng)形成覆蓋大多數(shù)國家，可實現(xiàn)大范圍電力資源優(yōu)化配置的統(tǒng)一電力市場，在統(tǒng)一的市場框架下，整個電力市場又被分為若干個競價區(qū)域(Bidding Zones）。這些競價區(qū)域通常以國界為限，根據(jù)電網(wǎng)物理架構(gòu)進行劃分，不同競價區(qū)域可能存在不同的市場電價，這取決于各競價區(qū)域的裝機結(jié)構(gòu)、供需狀況和跨區(qū)輸電能力。
公開數(shù)據(jù)顯示，2023年歐盟整體風(fēng)光發(fā)電量占比已經(jīng)達到26.5%，部分國家占比更高，例如德國風(fēng)光發(fā)電量占比達到了驚人的38.7%。受風(fēng)光高滲透率影響，歐洲目前同樣面臨著愈發(fā)嚴(yán)峻的消納問題，2023年歐洲電力市場各競價區(qū)域出現(xiàn)負(fù)電價次數(shù)從2022年的558次激增至6470次。其中德國以及瑞典、芬蘭等北歐國家由于可再生能源占比較高，負(fù)電價出現(xiàn)數(shù)量也更多。
綜上可見，全球能源轉(zhuǎn)型發(fā)展至今，隨著風(fēng)光發(fā)電量占比不斷提升，新能源的三大主要市場中國、美國、歐洲均開始面臨新能源消納難題。
儲能規(guī)?；侨蚰茉创笞兙譀Q定因素
如今越來越多的共識認(rèn)為，在這場席卷全球的能源大變局中，破局的關(guān)鍵就在于儲能的規(guī)模化發(fā)展。
眾所周知，光伏只能在有日照的白天發(fā)電，出力高峰通常在中午時段，所以光伏憑借更低的度電成本，去實現(xiàn)中午時段煤電氣電的替代是順理成章的事情。但是當(dāng)風(fēng)光滲透率上升到一定程度，中午時段能替換的煤電氣電都已經(jīng)替換掉了，想用光伏去替換夜間時段的煤電氣電，就必須有儲能配合。儲能將中午光伏所發(fā)的電存下來，在夜間放電，才能實現(xiàn)對煤電氣電進一步更高比例的替代。
如巴菲特所說，如果儲能問題不解決，光伏就無法成為主要的電力來源。但目前和風(fēng)光裝機規(guī)模相比，儲能規(guī)模還差了一個數(shù)量級。
根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2023年全球累計儲能裝機289.2GW，主要分為抽水蓄能193.8GW、熔融鹽儲熱 4.0GW、新型儲能91.3GW。
其中抽水蓄能技術(shù)成熟，已在電力系統(tǒng)中廣泛應(yīng)用多年，近兩年中國上馬了大批抽水蓄能項目，據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，截止2023年11月，中國抽水蓄能在建（核準(zhǔn)）項目規(guī)模超過了200GW，這批項目有望在2030年左右陸續(xù)投運， 但由于其建設(shè)周期通常超過5年，且抽水蓄能電站建設(shè)需要高差較大的山地地形和合適的水源條件，站址資源有限，抽水蓄能有明顯的發(fā)展上限。
近年來新型儲能則貢獻了主要增量，新型儲能全球累計裝機從2018年7.6GW增長至2023年91.3GW，五年增長了十倍有余。
但2023年全球儲能累計裝機占風(fēng)光累計裝機的比例僅為11.9%，較2022年還下降了0.1個百分點，未來還需要更大規(guī)模的儲能建設(shè)。
據(jù)中電聯(lián)預(yù)測2060年中國風(fēng)光發(fā)電量占比將超過60%，五礦證券分析認(rèn)為屆時僅中國對儲能的需求便有望達到每年上千GWh 級別，從更長遠(yuǎn)的視角看，沒有規(guī)模限制的新型儲能才是解決消納問題的答案。
正所謂 “能源轉(zhuǎn)型卡點在儲能”，未來風(fēng)光滲透率能否進一步提升，很大程度需要看儲能的發(fā)展進程，尤其是新型儲能。
目前新型儲能技術(shù)路線眾多，主要包含鋰電儲能、壓縮空氣儲能、釩液流儲能、飛輪儲能等。根據(jù)CNESA數(shù)據(jù)，2023年全球已投運新型儲能中，鋰電儲能占比高達96.9%。鋰電儲能不管從裝機規(guī)模、技術(shù)成熟度，還是商業(yè)化進展來看，都占據(jù)著絕對主導(dǎo)地位。
根據(jù)BNEF數(shù)據(jù)，2023年全球鋰電儲能新增裝機44.4GW/95.9GWh，其中表前儲能（電源側(cè)+電網(wǎng)側(cè)）的大型儲能電站占主導(dǎo)，占比達到72%，工商業(yè)儲能和戶用儲能則分別占比5%和17%。
中國電科院首席技術(shù)專家惠東在2024年初寧德時代發(fā)布會上表示，雖然鋰電儲能在時長、壽命、安全性等方面仍存在一些問題，但相較于其他新型儲能技術(shù)路線，其盈利前景仍是最可觀的，商業(yè)化進度也是最成熟的，預(yù)計行業(yè)在相當(dāng)長的時間內(nèi)仍會呈現(xiàn) “一鋰獨大” 的格局。
從全球鋰電儲能新增裝機地區(qū)分布來看，中國目前已經(jīng)成為引領(lǐng)全球的最大市場。2020年中國多數(shù)省份推出了新能源強制配儲政策，讓彼時還在糾結(jié)降本和規(guī)?；?“雞” 孰 “蛋” 的中國鋰電儲能產(chǎn)業(yè)直接搭上風(fēng)光平價后快速發(fā)展的順風(fēng)車，2023年中國新增鋰電儲能裝機22.0GW/46.5GWh，占全球的比例達到了50%，美國和歐洲則分別占比17%和21%。
2024年，中國政府繼續(xù)加大儲能行業(yè)的支持力度。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，2024年1-8月國家及地方累計出臺儲能相關(guān)政策549條，較往年明顯增長。在國家政策層面，《關(guān)于做好新能源消納工作保障新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》明確提出，部分資源條件較好的地區(qū)可適當(dāng)放寬新能源利用率目標(biāo)，原則上不低于90%，促進配儲需求；能源局提出《關(guān)于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知》，進一步豐富新型儲能的市場化商業(yè)模式；國務(wù)院提出《2024—2025年節(jié)能降碳行動方案》，將新型儲能建設(shè)目標(biāo)較2021年提高了1000萬千瓦；此外，有諸多政策涉及儲能行業(yè)的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)劃建設(shè)、使用場景，以及新技術(shù)的應(yīng)用。
儲能持續(xù)規(guī)模化發(fā)展的卡點與挑戰(zhàn)
降本增效，一直是儲能實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展的主旋律。
想充分理解儲能電站的經(jīng)濟可行性，我們需要盡可能站在電站投資方的角度去思考。
近期五礦證券以中國的鋰電獨立儲能電站為例，搭建度電成本模型，站在電站投資方的角度去分析其經(jīng)濟性，找出影響LCOS的關(guān)鍵變量，供讀者朋友參考。其中幾個核心假設(shè)依據(jù)為：
1.裝機成本假設(shè)：參考2024年6月的儲能項目中標(biāo)價格，我們將 “隨容量變化的裝機成本” （主要包含電芯、溫控、消防設(shè)備等，是跟隨儲能配置時長變動而變化的成本）和 “隨功率變化的裝機成本” （主要包含PCS、EMS、變壓器、土建施工、并網(wǎng)調(diào)試等，是根據(jù)裝機功率確定的成本）這兩個參數(shù)分別設(shè)定為0.40元/Wh和1.60元/Wh，那么該4H儲能項目 “EPC 綜合造價” 為0.40+1.60/4=0.80元/Wh。
2.運行數(shù)據(jù)假設(shè)：據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2023年中國獨立儲能平均等效充放電次數(shù)為172次，根據(jù)當(dāng)前中國獨立儲能運行現(xiàn)狀，該參數(shù)設(shè)定為200次；按目前的情況獨立儲能電站度電綜合收益設(shè)定為0.50元/kWh較為合理，甚至已經(jīng)是較為樂觀的水平。
3.維護成本假設(shè)：“電池日歷壽命” 假設(shè)為8年。目前磷酸鐵鋰儲能電池的設(shè)計循環(huán)壽命通常超過8000次，設(shè)計日歷壽命一般可達10年，但2023年獨立儲能電站年充放電次數(shù)僅172次，即便實現(xiàn)較為理想的每天一充一放，日歷壽命下電新的總循環(huán)次數(shù)也不會超過4000次，遠(yuǎn)低于設(shè)計的8000次循環(huán)壽命，所以能量型儲能電站電池壽命需要關(guān)注的是日歷壽命這一參數(shù)。過去招標(biāo)的大部分儲能系統(tǒng)整體質(zhì)保年限僅有5年，實際運行壽命不足8年，綜上我們假設(shè)每8年就需要對電池進行整體更換。
在當(dāng)前技術(shù)條件、建設(shè)成本以及較為樂觀的收入假設(shè)下，五礦證券測算出一個100MW/400MWh獨立儲能電站項目的全生命周期現(xiàn)金流。作為投資方，我們需要在第0年投入9600萬，收獲一組長達30年的未來現(xiàn)金流，其中在第9、17、25年需要分別追加三筆投入更換電池。最終可測算出該項目資本金IRR為-12.7%，項目NPV為-8995萬元，投資收益為負(fù)，項目不具備經(jīng)濟可行性。
簡單理解，對于儲能電站來說，完成一次充放電循環(huán)獲得的收益要大于成本，才具備經(jīng)濟性。我們用項目 “全生命周期費用” 的凈現(xiàn)值，除以項目 “全生命周期發(fā)電量” 的凈現(xiàn)值，可以測算出該獨立儲能電站LCOS約為0.62元/kWh。前文我們對于該項目 “度電綜合收益” 的假設(shè)為0.50元/kWh，度電成本大于度電收益，項目不具備經(jīng)濟性是顯然的。
近兩年鋰價下跌帶動儲能電站LCOS大幅下降，展望未來，想實現(xiàn)儲能LCOS的進一步降低，指望初始建設(shè)成本繼續(xù)大幅下降是不現(xiàn)實的，我們需要找到其他降本路徑。
在上文100MW/400MWh儲能電站模型的基礎(chǔ)上，通過對核心參數(shù)的敏感性分析，發(fā)現(xiàn)對LCOS影響較大的另外兩個變量是 “年循環(huán)次數(shù)” 和 “電池日歷壽命”。對于2H儲能電站，若年循環(huán)次數(shù)從200次上升至350次，電池日歷壽命從8年上升至15年，LCOS可以從0.84元下降至0.44 元；對于4H儲能電站，LCOS則可以從0.62元下降至0.34元。
這兩大關(guān)鍵變量分別對應(yīng)儲能發(fā)展的兩大卡點。其中，提高儲能電站 “年循環(huán)次數(shù)”，需要 “電力現(xiàn)貨市場” 。
這里需要先了解一下儲能發(fā)展的產(chǎn)業(yè)大背景：2020年以來，大部分省份出臺了強制配儲政策，新建風(fēng)光項目必須按一定比例配置儲能，配儲成為風(fēng)光并網(wǎng)發(fā)電的必要前置條件，但真實情況是中國儲能電站利用率非常低，主要原因包括：
1）配建儲能質(zhì)量差，投資方投建儲能只是為了風(fēng)光并網(wǎng)指標(biāo)，在購買設(shè)備時追求絕對低價，甚至使用廢舊電池，消防設(shè)施更是能省則省，出于安全考慮，導(dǎo)致運營方和電網(wǎng)均不敢調(diào)用；
2）新能源配儲電站單個體量太小，占用電網(wǎng)調(diào)度資源嚴(yán)重，調(diào)度起來比較繁瑣；
3）缺少商業(yè)模式，充放電沒有收益，例如部分新能源配儲只能服務(wù)單一風(fēng)光電站，無法獨立并網(wǎng)，難以接受電網(wǎng)調(diào)度。
目前伴隨著儲能容量租賃模式的推廣，越來越多風(fēng)光電站不再選擇自己配儲，而是通過租賃容量完成并網(wǎng)指標(biāo)。當(dāng)百MW級別的獨立儲能電站數(shù)量越來越多，當(dāng)儲能需要真正用起來，且成為獨立市場主體需要自付盈虧的時候，儲能設(shè)備質(zhì)量差和體量小的問題就有了很大改善，但是商業(yè)模式仍然是個問題。儲能電站只有在放電收入大于充電成本時，即具備充放電條件，交易員才會向交易平臺申報充放電曲線，再由儲能電站集控人員下發(fā)充放指令，最終完成一次充放電循環(huán)。以上流程實現(xiàn)的前提是，有一個可以體現(xiàn)峰谷價差的電力現(xiàn)貨市場?？梢哉f “電力現(xiàn)貨市場” 已經(jīng)成為當(dāng)前限制儲能發(fā)展的一個卡點。
理論上，電力現(xiàn)貨市場應(yīng)該是儲能收益的主要來源，正所謂 “無現(xiàn)貨，不市場”。電力現(xiàn)貨市場最重要的作用是 “發(fā)現(xiàn)價格”，通過不同時間點、不同空間節(jié)點的真實供需情況，形成真正的分時電價，形成峰谷價差，并為中長期交易提供價格風(fēng)向標(biāo)。傳統(tǒng)電力中長期市場中，大部分交易往往是年度一口價形式，不同時間點電價相同，沒有峰谷價差，這導(dǎo)致儲能、火電調(diào)峰、需求側(cè)響應(yīng)等系統(tǒng)靈活性資源的價值無法體現(xiàn)。即使部分省份中長期市場人為劃分峰谷平段電價區(qū)間，也可能和真實供需不匹配，反而造成價格信號錯亂?？梢哉f沒有現(xiàn)貨市場的靈活性資源都是無源之水，難以準(zhǔn)確定價，也沒有盈利模式。
而電力現(xiàn)貨市場可以通過形成峰谷價差，利用市場機制去引導(dǎo)儲能完成調(diào)峰，并獲得較為準(zhǔn)確合理的調(diào)峰收益。當(dāng)系統(tǒng)調(diào)峰需求大的時候，峰谷價差就會增加，儲能調(diào)峰收益就會增加。而電力輔助服務(wù)市場是一種計劃機制，由調(diào)度機構(gòu)發(fā)布調(diào)峰需求，再由可提供調(diào)峰服務(wù)的機組要么以固定價格完成履約，要么競價完成履約。隨著風(fēng)光占比提升，未來系統(tǒng)調(diào)峰需求大幅增加，如果只依靠計劃性的輔助服務(wù)機制去推動調(diào)峰，一是計劃趕不上變化，“拍腦袋” 定的量容易和實際需求發(fā)生偏差，二是難以實現(xiàn)調(diào)峰收益的準(zhǔn)確定價。未來輔助服務(wù)的調(diào)峰市場將更多融入到電力現(xiàn)貨市場，在一個成熟完善的終極電力市場中，儲能調(diào)峰收益的主要來源應(yīng)該是電力現(xiàn)貨市場。
可以說電力現(xiàn)貨是對整個市場機制的底層顛覆，但目前的進展仍比較緩慢。
從2015年新一輪電改啟動至今，中國已經(jīng)建立了較為成熟的電力中長期交易市場。在2021年新版 “兩個細(xì)則” 發(fā)布后，各地區(qū)的輔助服務(wù)市場也已經(jīng)不斷完善。但是電力現(xiàn)貨市場目前仍然只有5個省份實現(xiàn)長周期連續(xù)結(jié)算試運行，其中廣東、山西、山東已轉(zhuǎn)正，甘肅、蒙西連續(xù)運行2年以上。
五礦證券分析認(rèn)為，建立電力現(xiàn)貨市場的難點在于，需要在保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行前提下，根據(jù)市場出清結(jié)果完成實時調(diào)度，實現(xiàn)中長期市場帶曲線交易，以及統(tǒng)籌多方主體利益。目前中國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)進展明顯偏慢，需要提速，2023年10月發(fā)改委明確了各試點省份啟動試運行時間表，未來2年電力現(xiàn)貨市場有望在全國各省大面積鋪開。
“電池日歷壽命” 不足則是當(dāng)前限制儲能發(fā)展的另一個卡點?！叭諝v壽命” 是指電池從生產(chǎn)出廠開始，即使在未使用或很少使用的情況下，能保持其設(shè)計性能的時間長度。日歷壽命反應(yīng)了電池的化學(xué)成分和結(jié)構(gòu)隨著時間的推移而逐漸老化的速度。
目前磷酸鐵鋰儲能電池的設(shè)計循環(huán)壽命通常超過8000次，設(shè)計日歷壽命一般可達10年。
在很多電池廠商發(fā)布新品時，常常把 “循環(huán)壽命” 當(dāng)作賣點推銷，卻很少提及 “日歷壽命”，其實對于能量型儲能電站來說，更應(yīng)該關(guān)注后者。根據(jù)中國電科院數(shù)據(jù)，目前中國功率型儲能實際運行壽命平均不足3年，而預(yù)期壽命是10年。能量型儲能實際運行平均壽命不足8年，而預(yù)期壽命是15年。電池系統(tǒng)實際循環(huán)壽命和電池單體實驗循環(huán)的壽命之比平均不足0.5，預(yù)期是0.85以上。
對于能量型儲能電站而言，日歷壽命比循環(huán)壽命更重要。磷酸鐵鋰電池作為儲能設(shè)備時其充放電的深度、頻次存在不確定性，受電力系統(tǒng)需求的影響，對于大部分磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)的應(yīng)用場景，儲能的實際充放電循環(huán)次數(shù)遠(yuǎn)低于設(shè)計值，但是由于儲能系統(tǒng)需一直保持在備用狀態(tài)，其日歷老化一直在發(fā)生，所以 “電池日歷壽命” 是限制儲能經(jīng)濟性的另一個關(guān)鍵卡點。
其實在海外，儲能電站運營方通常對儲能系統(tǒng)質(zhì)保壽命的要求基本都在10年以上。以特斯拉的Megapack為例，特斯拉為購買Megapack的客戶提供了長達15年的標(biāo)準(zhǔn)保修，另外可以選擇增值服務(wù)將保修年限延長至20年。即便2024年7月Megapack的2H/4H儲能系統(tǒng)官網(wǎng)售價高達1.79元/Wh和1.65元/Wh，是國內(nèi)儲能系統(tǒng)價格的兩倍有余，對于電站投資運營方來說，更長的質(zhì)保年限才能讓儲能電站全生命周期收益更有保障。建議國內(nèi)廠商向海外廠商學(xué)習(xí)，在研發(fā)上重視儲能系統(tǒng)壽命的提升，通過提供更長年限質(zhì)保解決儲能經(jīng)濟性 “痛點”。
事實上，伴隨著技術(shù)持續(xù)突破，這一卡點有望得到解決。比如寧德時代在2020年成功研發(fā) “3年零衰減” 的超長壽命電池后，于2024年推出了 “首5年容量零衰減，首5年功率零衰減” 的天恒儲能系統(tǒng)，其實驗室實測循環(huán)壽命超過15000次。據(jù)外媒NOTEBOOKCHECK報道，寧德可為天恒儲能系統(tǒng)提供20年質(zhì)保，足以體現(xiàn)電池在日歷壽命方面的進步。
根據(jù)五礦證券預(yù)測，儲能行業(yè)兩大卡點 “電力現(xiàn)貨市場” 和 “電池日歷壽命”，均有希望在未來3年左右實現(xiàn)突破，屆時2H/4H儲能LCOS有望分別降低至0.44元/kWh和0.34元/kWh。當(dāng)儲能卡點打通，當(dāng)中國儲能發(fā)展從強配驅(qū)動轉(zhuǎn)為經(jīng)濟性驅(qū)動，儲能裝機有望復(fù)刻2018-2023年光伏裝機指數(shù)級增長且連年超預(yù)期的歷程。
放眼未來，五礦證券分析認(rèn)為，當(dāng)遠(yuǎn)期整個電力系統(tǒng)存量調(diào)節(jié)資源耗盡，調(diào)無可調(diào)的時候，中午每新增1度光伏，就需要配1度的增量調(diào)節(jié)資源，若70%為儲能，假設(shè)未來全球光伏年裝機天花板在1000GW（2023年全球光伏裝機346GW），那么全球儲能年裝機天花板就是1000*4*0.7=2800GWh（2023年全球鋰電儲能裝機89GWh）。
不過當(dāng)前需要特別注意的是，當(dāng)前在全球貿(mào)易保護主義盛行、新技術(shù)崛起、以及資本的狂熱追逐下，儲能產(chǎn)業(yè)形勢正在發(fā)生了巨大變化。比如在宏觀層面，為了自身的電力與能源安全，中、美、歐等國已將儲能提升至國家戰(zhàn)略高度，并頒布了相關(guān)扶持政策，不過歐美等國政策暗含貿(mào)易保護條款，這在進一步加速了儲能產(chǎn)業(yè)化進程的同時，也增加了國內(nèi)企業(yè)進行全球化發(fā)展及競爭的難度。
更為嚴(yán)峻的是，近年在資本瘋狂推動下，儲能產(chǎn)業(yè)已面臨供需失衡的隱憂。比如企查查數(shù)據(jù)顯示，過去十年間（2014年-2023年）儲能產(chǎn)業(yè)企業(yè)注冊數(shù)量持續(xù)保持高速增長趨勢，尤其是2022年以來，每年新增注冊企業(yè)規(guī)模都在4萬家以上，截止2023年末，儲能產(chǎn)業(yè)注冊企業(yè)數(shù)量合計達15.76萬家，較十年間（2014年）增長了13.33倍。
到了2024年，僅上半年儲能新增注冊企業(yè)數(shù)量達4.02萬家，2022年-2024年上半年這兩年半時間，儲能產(chǎn)業(yè)新增注冊企業(yè)數(shù)量合計達15.58萬家，截止2024年6月末，儲能企業(yè)注冊數(shù)量已飆升至19.10萬家。
另一方面，據(jù)24潮產(chǎn)業(yè)研究院(TTIR)不完全統(tǒng)計，2022年-2024年6月這兩年半時間，市場公布的億元級以上的重大儲能電池項目179個，項目總投資預(yù)算超1.24萬億元，儲能電池產(chǎn)能規(guī)劃超2800GWh。（注部分項目涵蓋動力電池產(chǎn)能）
鑫欏資訊高級研究員龍志強3月份在接受中國經(jīng)營部采訪時表示，“目前整個儲能電芯產(chǎn)能已經(jīng)達到500GWh，但是今年行業(yè)的真實需求是——300GWh都難達到。這種情況下，超200GWh的產(chǎn)能自然是閑置的。”
而據(jù)InfoLink Consulting預(yù)測，2024年儲能電芯產(chǎn)能達750GWh，而2024年全球儲能電芯出貨量約為266GWh。
綜上可見，未來儲能產(chǎn)業(yè)需求與供給錯配可能比很多人想象中的還要嚴(yán)峻。
早些時候，協(xié)鑫集團董事長、全球綠色能源理事會主席朱共山去年末也在公開演講中坦言，儲能行業(yè) “沒有最卷，只有更卷。產(chǎn)能鏈價格持續(xù)走低，儲能投標(biāo)價半年下降三分之一。產(chǎn)品同質(zhì)化嚴(yán)重，價格戰(zhàn)愈演愈烈，沖業(yè)績、搶份額、報價跌破成本。一半春天，一半寒流，就是我們現(xiàn)在儲能行業(yè)的現(xiàn)狀。”
寧德時代首席科學(xué)家吳凱在2023世界儲能大會上也表示，“新型儲能產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展，正成為新的增長極，行業(yè)百花齊放是好事，但是我們也要看到一哄而上的風(fēng)險。我們希望行業(yè)百花齊放、爭先恐后比拼的是安全技術(shù)、安全設(shè)計，而不是丟掉質(zhì)量安全，去比低價、比偷工減料、比虛假承諾?！?/p>
作為行業(yè)黑馬，海辰儲能的聯(lián)合創(chuàng)始人、總經(jīng)理王鵬程也多次強調(diào)一個觀點：未來三年是儲能行業(yè) “生死卡位賽” 。儲能正進入新的淘汰賽與發(fā)展時期。這一產(chǎn)業(yè)正進入新的淘汰賽時期。
可以預(yù)見，在儲能行業(yè)從強配驅(qū)動轉(zhuǎn)為經(jīng)濟性驅(qū)動的產(chǎn)業(yè)進程中，仍然會面臨階段性供給過剩和激烈的價格戰(zhàn)，未來圍繞全球新能源的主導(dǎo)權(quán)與定價權(quán)，無論是企業(yè)層面，還是國家層面的較量與博弈可能還會進一步升級，筆者分析認(rèn)為，儲能產(chǎn)業(yè)終將進入充分的市場化競爭，未來企業(yè)間比拼的是更為真實的科技創(chuàng)新力、資本掌控力、全球開拓力、供應(yīng)鏈與品牌影響力等綜合競爭力，其中任何一個要素都會影響一個企業(yè)的發(fā)展。
參考致謝
· 五礦證券—能源轉(zhuǎn)型卡點在儲能，儲能卡點在哪？
