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年度盘点!2022储能行业十大关键词
作者: 来源:中工汽车网、乐驾智慧能源 发布时间:2023-01-11 09:17:46 阅读次数:2322
     2022年,中国储能锂电池产业链规模破2000亿,其中电力储能产业链规模从2021年480亿元,增至2022年1600亿元。户用储能从2021年100亿元,增长到2022年400亿元。

其中,储能电池增幅达266%;PCS增幅达248%;BMS增幅达235%;EMS增幅达230%;消防温控涨幅达250%。从市场空间来看,电力储能依次大于户用储能、通信储能、便携式储能;而从毛利水平看,便携式储能或大于或持平户用储能,并依次大于电力储能、通信储能。这里特别梳理这一年来的储能行业十大关键词!

01储能十大关键词

(1)电价上涨

一直以来,制约国内储能行业发展的最大原因就是投资收益回报率,在储能的各类收益模式当中,电价水平是最大的影响因素之一。广大的储能厂家千呼万唤,总算是盼来了电价调整。

2022年上半年山东省出台《关于完善居民分时用电政策的通知》,峰段电价每千瓦时提高0.03元(含税,下同);谷段电价降低0.17元。今年下半年,我国河北、河南、江西等地,更是陆续出台电价调整政策,大幅提升了储能项目峰谷电价收益水平。

   (2)新型储能

     “十四五”以来,国家大力发展新型储能,我们目前提到的各类主流及新技术储能模式,都是新型储能的分类。

     今年国家能源局频繁提及新型储能发展情况,计划到2025年装机规模超3000万千瓦,即30GW,而截至2021年年底,我国新型储能累计装机为5.87GW;据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据显示,截至2022年9月底,新型储能项目累计装机规模6663.4MW,约合6.66GW,同比增长78%。这意味着,未来三年,我国新型储能装机空间至少仍有23GW!

      随着电价的上涨和成本的降低,新型储能的热度也将越来越高。

(3)强制配储

为助推储能行业发展,减少弃风弃光等问题,强制配储最早于2020年登陆光伏装机大省山东省试行,初步建立起市场机制,并自2021年以后,尤其在2022年以来全国二十多地推行。由于强制配储提高了新能源发电投资成本,行业内对该政策的普适性发起多番讨论,逐步激发了共享储能、电价调整等多项新政策、新方法、新热点。

(4)安全事故

2022年储能行业起火爆炸事故频频,最有名的两家分别是特斯拉和比亚迪。特斯拉除了新能源电动车事故纠纷频上热搜以外,其重要的储能产品Megapack储能电池设备先后在澳大利亚、美国加州发生不同程度的火灾事故,每一次都引得行业内外一阵揪心。

(5)光储融合

随着国家新能源配储的意愿越来越高,“光储融合”概念受到各界关注。光储融合并不是光伏系统和储能系统的简单组合,而是要依靠技术上的深度融合,才能实现储能系统效率和经济性的最大化。比如在项目建设之前,可以根据技术条件和项目所在地状况,调整储能逆变器型号、电池类型、能量管理系统等方面,提升项目运行效率和收益。

尤其2022年下半年以来,国内风光储一体化招投标项目明显增多。11月11日,工信部、住建部、交通运输部、农业农村部、国家能源局联合发布了《关于开展第三批智能光伏试点示范活动的通知》。强调要支持培育一批智能光伏示范企业、支持建设一批智能光伏示范项目,优先考虑方向之一就是光储融合。应用新型储能技术及产品提升光伏发电稳定性、电网友好性和消纳能力,包括多能互补、光伏制氢、光伏直流系统、自发自储自用等方向。

(6)源网荷储

自2021年3月以来,源网荷储正式实施近两年,从实际项目来讲,少有符合源网荷储概念的一体项目,示范型项目居多,更多偏向光储融合一体化方面。因为源网荷储牵涉发电侧、电网侧、用户侧等多个方面,近来往往与“虚拟电厂”概念配合出现,然而虚拟电厂依然还是概念,成功申报项目有限,实现难度有过之而无不及。同时由于虚拟电厂没有明确的地理边界和电网公共连接点,且缺乏针对虚拟电厂的市场机制,因此通过虚拟电厂推进‘源网荷储’难度较大。

目前,“源网荷储一体化”由于重视程度较高,在我国已有初步实践,如上海电网在黄浦、世博、张江和上海经研院办公区建成4个“源网荷储一体化”运行示范项目;鄂尔多斯伊金霍洛旗蒙苏经济开发区零碳产业园等。

(7)共享储能

由于各地10%-20%的新能源配储成本压力,共享(独立)储能电站受到重视。这种类型就是单独建设一座大型储能电站,当地新能源并网项目可以在这座电站中按需租赁储能容量,达成并网条件,是一种十分经济合算的解决方案。

同时,为了支撑电站的长久盈利,共享储能电站往往采用市面上较好的储能逆变器、电池、管理系统等产品,并且配备更为专业的储能电站运维团队,保障电站安全运行,实现发电用户、电网、储能电站三方共赢。

扬州发展改革委发布《关于加快推进全市光伏发电开发利用的实施意见(试行)》,明确新建集中式光伏发电项目应按照装机容量10%及以上比例配建调峰能力,不具备配建储能电站条件的光伏项目,需通过购买方式落实储能容量。随着各地“强配”政策陆续放开,共享储能的利用率正逐步提升,投资资源浪费的情况也正加速改善。

(8)储能技术

关于储能技术的讨论其实一直存在,但真正走进大众视野得益于新型储能相关政策的出台。据中国能源研究会储能专委会专家表示,目前全球储能相关技术种类繁多,甚至超过100种。但在新型储能背景下,我们时常提及的主要有抽水蓄能、电化学储能(铅酸、磷酸铁、钠离子)、空气压缩储能、液流电池储能、飞轮储能等。

(9)户用储能

其实户用储能受众主要分布在美国、德国、澳大利亚,国内户用储能市场尚且处于刚刚起步的状态。我国目前的主要发电方式依然是煤电、石油和天然气,虽然新能源占比在大幅提升,国内市场对于户用储能的关注度也非常高,但因为成本和市场需求等原因,远远没达到户储爆发的程度。当前国内户储相关企业的主要营收区域仍是海外市场,多数业内外人士还处于观望状态。

(10)储能IPO

作为中国储能元年,2022年资本市场也对储能板块寄予厚望。截至11月,A股储能板块相关上市公司共计294家,锂电板块相关上市公司共计333家,钠离子电池板块44家。据业内人士统计,仅今年储能行业就有上百家相关公司成立,注册金额高达423亿元,其中有43家储能技术服务新公司、54家电池新公司和7家抽水蓄能等。新势力的入局,使得本就人才紧缺的储能行业竞争更加激烈,抢人、抢矿的事情屡见不鲜。人才和上游矿产资源,也逐渐成为储能企业吸引资本市场的重要筹码。

02 技术突破,高新科技引领储能路径迈向多元化

除了上述这些关键词,2022年,储能业在技术层面也经历了更新换代。

在“双碳目标”背景下,我国新能源发电产业开始快速发展,其渗透率持续提升,由于新能源出力受制于不稳定性,大规模接入给电网及消纳带来更大考验,以锂离子电池为主的电化学储能技术成熟度较高,在储能行业蓬勃发展,2022年国内集中式电化学储能实现装机量约23.9GW。

在技术侧,更是出现重大突破,中国科学院深圳先进技术研究院宣布,该院碳中和(筹)研究所唐永炳研究员团队的一项新型锂离子电池技术,于2022年5月24日实现量产,团队研发了一种新型铝基复合负极材料,通过与商用锂离子电池正极材料匹配,最低工作温度可以达到-70℃,最高工作温度高达80℃,低温与高温性能可以同时兼顾。


对于储能系统来说,2022年则是储能系统全面迈向智能化的一年。随着信息化赋能储能系统,储能产品数字化程度显著提升,“源-网-荷-储”交流互动成为常态化,为能源IT带来新的增量。

在储能BMS电池管理系统与EMS能源管理系统上,2022年实现了基于大数据与AI等技术,完成自主诊断、自主修复,简化运维流程并提升了储能安全。算法成为竞争力核心,神经网络、边缘计算等应用提升储能系统诊断能力、告警能力、控制能力以及决策能力。

除了电池储能,整个2022年,其他新型储能同样处于高速发展的阶段。2022年2月23日,国家发改委及能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》提出,要积极开展新型储能关键技术研发,探索不同技术路径和发展模式,促进多种形式储能发展。政策引导下,液流电池、钠离子电池、压缩空气储能、重力储能等多项新型储能技术取得实质性突破,国内储能产业进入多元化发展阶段。根据CNESA数据,2022年9月国内新增新型储能项目包括锂离子电池、压缩空气储能、液流电池等多种技术路径。

从技术成熟度来看,压缩空气储能、重力储能、液流电池、钠离子电池等多项新型储能已有示范项目落地,技术可行性得到验证:

压缩空气储能:张家口100MW压缩空气储能示范项目于2022年9月并网发电,目 前国内压缩空气储能项目容量约182.5MW,处于规划及建设状态的项目容量超6GW;

液流电池:辽宁大连液流电池储能调峰电站一期工程(100MW/400MWh)于 2022年10月并网发电,截至2022年10月,已建成液流电池项目为180MW,同时仍连续 有GWh级别的项目招标建设;

钠离子电池:2021年6月,全球首套1MWh钠离子电池储能系统投运,同时,安徽阜阳储能电站项目包含30MW/60MWh钠离子电池系统,预计于2023年6月投运;

重力储能:江苏如东100MWh重力储能示范项目建设进度正按计划稳步推进。

03 展望2023年,全球储能将步上新台阶

欧洲户储:渗透率较低,行业有巨大的发展空间

当前节点,市场对欧洲户储的火热发展一片叫好。但究其根源,还是会存在担忧。从最开始的担忧行业竞争格局,到现在的开始担忧行业增速。虽然明年有部分户储厂家将有产能开始释放,但其产品还未经过消费者检验,是否可以达到预期的出货量存在较高不确定性。且户储本身的定位偏“高端可选消费品”,品质与品牌是C端消费者重点关注的要素,而这些或难在短时间内获得。

但同时,欧洲户储渗透率仍然较低,行业仍有巨大的发展空间,跨界巨头纷纷开始布局此市场,行业景气度或无需担心。在2021年高速增长的基础上,2022年全球储能行业仍然延续了较高的景气度,但增量更多来自于户用储能(尤其是欧洲地区),持续飙升的居民用电价格是最为核心的驱动因素。

2023年,高经济性驱动户储市场快速增长。长期的居民电价将持续上升,举例来说,德国的23年平均电力期货价格达318欧/MWh,考虑到200欧/MWh左右的税费和过网费附加,预期23年实际居民端电价将达500-600欧/MWh,即50-60欧分/kWh,户储中长期经济性仍保持高位。

美国储能:独立储能有望在短期内迎来快速增长

IRA法案后,美国储能有望继续迎来十年的繁荣期,特别是独立储能有望在短期内迎来快速增长。随着IRA法案落地,独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围,储能装机对光伏的依赖性将大幅降低,有助于推动美国储能市场高速增长。

此外,有机构预测,美国户储2022年新增装机量将达到3-4GWh,2023年有望翻番,达到6~8GWh。美国户储起步虽晚于欧洲,但人口、经济、居住条件决定其市场空间远大于欧洲,补贴推动下到2025年每年都有望翻倍。

国内大储:国内新能源项目存在刚性的配套储能需求

从空间上看,“十四五”国内大储还有较大空间。各省现已发布的“十四五”新型储能装机规划超50GW,而21年底我国累计新型储能装机仅5.7GW,规划要求下,我国储能高增速具备高确定性。

站在当前的时间节点来看,2023年全球储能行业或迎来更大的爆发,从政策上出发,作为重塑能源结构的关键一环,国内新能源项目存在刚性的配套储能需求,储能行业发展初期需要相关部门站在推进新能源发电的高度上进行引导,近期政策频出正是体现这一趋势。

图:我国各省配储比例热力图

根据各省已经发布的风光项目竞配结果以及储能配臵要求对国内新能源发电侧储能的规模进行了大致测算,目前配套储能项目的规模已接近50GWh,预计这部分储能项目将从2022年起逐步落地。

从需求上看,储能刚需特性显著。风光发电量占比提升,将使得电网面临较大消纳压力,若储能配套建设不充分,后续或将反向抑制风光装机。所以我们预计,明年国内大储装机增速确定性高,在政策、技术、规模等多因素共振下,行业毛利率或将好转,盈利能力有望持续增强。从收益上出发,国内独立/共享储能的商业模式有望在探索中走向成熟,海外电价中枢的上移以及电价波动的加剧同样有利于储能收益空间的提升。从成本端出发,2023年随着上游产能的逐步释放,硅料、碳酸锂等原材料价格拐点渐近,储能装机成本有望重回下行通道。

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