钒电池系列第六场共享储能-会议纪要

一、核心纪要1、适用场景：共享储能一般占地面积都非常大，很多湖南、山西单独做的上百兆瓦时的共享储能电站都要重新征收土地，华东地区做的规模可能就没有那么大。 能不能建一个共享储能，最基本要考虑的是储能电站的消纳，有大量的新能源供电，光伏配套时可以做一些大的共享储能。从建设角度来看，土地资源成本、用电消纳规模以及新能源的配套这三个方向上，都是西部地区会更有优势。 其他地区可能更多的是工业园区这种工商业用户侧共享会比较多。 2、盈利模式：从已有、在建项目来看，都是由政府主导、资方和总包EPC工程商等多方一起实施的大型共享储能目前盈利模式还不是很清晰，他首先考虑的不是怎么盈利，更多的是要解决电力系统的一些问题。 共享储能如果说要盈利，需要去发展多场景的应用。 1）调频侧，体现在电网对独立电站的调频需求，对他进行调用就会支付费用；2）用户侧，就是基于一个园区几十家企业一起做的这种盈利模式会比较清晰，比如说峰谷电价差的利益，以及给各家企业保电和应急用电。 3、市场空间：如果把电网侧独立的储能电站算上估计今年有5GWh左右。 现有的公开渠道备案的大概已经有十几个吉瓦时，明年可能我们要上到15个GWH以上的规模。 现在国家的电网电力系统的改革势必会上更多的新能源电力系统，一些大型的电站接入之后，势必来会导致储能的前景应用增加，也会导致大型的共享储能项目增加，占比会越来越大。 4、钒电池应用：全钒液流有一个最大好处是做共享储能，可以做到时长更长。长时储能的时候很多会选择一些全钒液流电池。 在青海已经投运的将近700多兆瓦时的项目里面有一两百兆瓦时的全钒液流电池的应用，但是它只是作为一个示范性项目的推广，还没有真正形成商业性的运作。 现在相比磷酸铁锂电池，液流电池成本相对还比较高，将来全钒液流电池技术、材料各方面的进步，应用场景也有可能开发更多，占比也有可能会提高。 5、长时储能：现有的已经投运的和在申报的项目大部分都是在2-4小时。 在海外他们更希望能够6-8小时，甚至将来10小时这样的长时储能。 未来三年长时储能一定会有一波，现在还处在项目示范、技术储备以及对成本下降空间的探索的阶段，再过两三年的技术、材料成本降低，长时储能也是会有非常好的一些应用。 但可能将来还不一定是长时储能是主流，储能时长可能还是要看应用场景和实际的需求来的。 （专家个人观点）二、完整纪要共享储能是近三年内比较火的，首先，共享储能也是储能大板块领域的一种应用场景，从2018年左右开始，青海最早提出来要做共享储能，因为本身青海市的新能源的光伏、风电的资源是非常广袤的，在青海省整个电力系统当中，可能新能源占了百分之六七十以上，但是因为在应用储能技术之前，以前青海的弃风弃光的场景比较严重。 其实共享储能是一种应用方式，目前从全球或者说国内来说，整个储能产业，目前全国规划应该是2022年为止，全国大大小小大概有30GWh 左右容量的储能，当然这里面我估计共享储能占了1/3左右。 因为共享储能有一个很大的前提，它单体的储能电站容量都非常大，都是百兆瓦级别以上，像青海包括山西最近他们做的最大的四百、八百兆瓦时的共享储能电站的规划已经向相关的政府部门做了申报。 其实从青海发展开始以后，新疆也是一个新能源光伏和风电资源非常广泛的省自治区，新疆也规划了非常多，还有山西省和湖南。 其实湖南，从我们传统做储能产业来说的话，它应该是属于电网侧的一些大型独立电站，但是后来也有别的一些学者或者专家认为像湖南这种上来就是比方说200兆瓦时、100兆瓦时这样的独立的储能电站也可以归结为独立的一种共享储能，来给他们相应地区的一些企业或者变电站来应用。 其实不管共享储能还是别的一些独立电站，它的主体还是储能，它储能就是由储能的系统组成，由储能里面3S、PDS、EMS和电池系统来组成。 其实在共享储能里面，目前钒液流电池跟磷酸铁锂电池来比的话，还是磷酸铁锂的电池占比较高。 全钒液流有一个最大好处是做共享储能，它可以做到时长更长，长时储能的时候，很多时候他们会选择一些全钒液流的电池。 在青海已经做到的项目当中，已经投运的将近700多兆瓦时的项目里面，可能有一两百兆瓦时的全钒液流电池的应用，但是它只是作为一个示范性项目的推广，还没有真正形成商业性的运作。 在商业市场化运作当中，磷酸铁锂的电池的储能系统，相对三元或者说全钒电池，更商业化一点。 但是，共享储能从往后的“30、60”双碳的国家规划当中，它的占比会越来越大，因为现在国家的电网电力系统的改革，势必会导致上更多的新能源电力系统，比如说分布式光伏，地面大型电站，包括风电等新能源，一些大型的电站接入之后，势必来会导致储能系统的前景应用增加，也会导致一些大型的共享储能项目增加。 比方说在青海、宁夏、新疆、山西和湖南这些省份，至少在未来两年内，可能会有更多的一些超过几十G瓦时的规划会来。 但是，可能华东地区共享储能的做法跟刚才前面的几个省份不太一样，一个是它本身新能源光伏接入要很多，可以做一个消纳，同时，因为它整个容量比较大，对场地的要求也比较高，比方说可能一个400兆瓦时的共享储能占地都要几十亩，华东地区上用地非常紧俏，或者说用地成本比较贵，所以在华东地区共享储能可能会少一点，但是将来的一些工商业用户侧的储能可能在华东地区会比较多。 我想跟各位来探讨一下全钒液流电池，因为现在整个电池产业当中分很多种，目前在新能源产业上最多的可能还是三元锂电池，还有一部分是磷酸铁锂电池，包括刚才提到的全钒液流电池，还有宁德时代刚提出来的钠离子电池，从整个市场前景和应用来说，目前真正可以相对商业化的还是三元锂电池，在新能源汽车上，还有一部分就是磷酸铁锂在储能上的电化学的应用。 液流电池也在国内的一些项目中进行示范，示范的目的也是为了将来有更多的场景可以推广全钒液流电池，比如在DLRK，他们就专门做全钒液流电池的储能项目，他们在国内也做了好几个兆瓦时甚至几十兆瓦时的储能液流电池项目。 从我个人感觉来看的话，全钒液流电池在整个储能电池板块系统里面会有一定的占比，但可能不一定是主流。 Q：您怎么看待共享储能未来发展的市场空间？预计它可能会占到整体储能多少的占比？ 或者说整个共享储能市场大概有多大？ A：目前来说的话，2022年储能可能将近有500多亿的产值，我觉得未来包括现在其实共享储能的占比都会很大，因为共享储能最主要的是可以解决整个电力系统支撑的一些问题，占比应该是一半左右，将来共享储能的占比可能都会非常大。 Q：共享储能现在的盈利模式是什么样的？ A：说实话，目前共享储能盈利会比较困难，因为从已有、在建的一些项目来看，都是通过多方来进行实施的项目，比方说由政府主导，有资本方，可能会引进一些基金，或者一些投资机构和储能系统的总包EPC工程商和一些电子厂商一同来做，目前它的盈利模式还不是非常的清晰。 而且，目前很多示范项目做下来都是基于整个电力系统改革或者政治任务的一些需求，将来共享储能如果说要盈利，可能要去更多的发展储能系统的多场景的应用，比如将来的调频侧，或者说辅助电源，给当地一些共享储能园区的企业做一些备用电，将来把这些更多的储能应用场景开发出来，可能会有一定的用户买单，会支撑它的投资，或者说收益可能有一定改观，目前盈利模式还是比较困难。 Q：以后会去往用户侧做一些共享储能？ A：用户侧的共享储能可能相对来说不会太多，要做用户侧的话，单个用户可能做不了，可能就是基于某一个园区或者开发区的某个园区，可能有几十家企业，这样我觉得它的盈利模式会比较清晰，对这几十家企业的用电来做一个共享储能，比如说在这个过程中电价差的利益，第二给各家企业保电，或者说将来他们的应急用电，这样的储能应用可能会有一定的收益，包括将来电网对独立电站的调频需求，对它进行调用，可能电网公司也会支付一部分费用，这么多盈利点结合起来，可能会有一定的盈利。 Q：能否展开说明一下液流电池不是主流的原因？ A：液流电池也是很久之前就有的技术，只是说因为现在相比磷酸铁锂电池，液流电池储能的成本相对还比较高，相对来说磷酸铁锂的原材料包括铁和锂等资源很丰富，而液流电池主要是全钒液流电池，钒的矿产资源价格目前相对还是比较高，特别是一些二级市场，从股票行情也可以看出来。 还有，磷酸铁锂的应用场景相比液流电池更多，将来随着全钒液流电池技术、材料各方面的进步，它的应用场景也有可能开发更多，占比也有可能会提高。 Q：能不能简单介绍一下共享储能项目周期里各方参与者的心态，出钱方和收益方分别是谁？A：要看整个共享储能投资的主体，正常来说都是电站持有方或者投资方收益，但是收益模型很多时候又要涉及到电力系统。 比如投资方投了共享储能200MWh的储能，作为当地的电网公司，希望能够经常性的作为调频调用电源来调用，因为调用一次就有政府相关机构的补偿费用，这就是收益。 作为EPC总包的指示方，青海之前做的是EPC总包方跟投资方会有一定的比例的投资。 而作为设备供应商的话，收益相对简单，不需要去管电站的盈利方式，就只是一种买卖业务。其中最关键的是电站持有方（投资方）和EPC总包方，因为会一起出钱。 另一方很关键的是国家电网公司，要与之协商，因为这么大的独立储能电站要涉及到将来的民网接入、各种手续完成之后的电站健康运行，或者说需要电网公司调用独立储能的用电。 其实每一方的需求都不一样。 电网公司的需求也很简单，愿意付调用的钱是因为很多时候整个大电网过程中电网不平衡，需要调用独立电源来补充电网公司的电源，使得电网更平衡更平滑的使用。 作为投资方，希望更多的调用，因为调用才有收益，除了平时的峰谷价差的投资收益之外，更看重电网公司每次调频的调用费用。剩余的其他的相关设备的供应商，只是一个业务买卖的情况。 Q：再追问一下，现在共享储能收益率的大概估算是多少？比如大概能够获得哪几块收入、调峰调频问题的收益率。 A：具体收益率还没算过，但是每个省市对独立储能电站的调用，一次调频的调用补偿都有明确的数字规定，收益率从每次调的量可以算出来。具体数字还没算，但是从现在已有的投运的电站来看，这个占比目前也不是特别高。 Q：政策方面对于这个共享储能的态度是怎么样的？A：现在就是从发改委、能源局、各省的公司来说，对于共享储能或者别的形式储能，政策都是非常支持的。 这些都是在整个国家发改委能源局的指导下来做的能源电力的改革，政策上都是有支持，而且，每个省有调用的补偿，电网公司在储能项目上有补贴。 现在全国基本上有二十几个省都相应出台了激励或推广储能的政策。Q：好的，您刚才提到的现有的已经建好的共享储能是10GWh吗？A：共享储能没有这么多。 如果把电网侧独立的储能电站算上，估计有5GWh左右。 但是规划上的话，今年国内整体预计要装30GWh的储能，包括共享储能、分布式工商业的储能、电源侧电厂的储能等各种应用场景下的储能，其中共享储能占比会非常大，因为共享储能本身要做共享，体量就会非常大。 Q：刚才您也提到了，华东地区的储能建设可能还是会受到这个体积或者大小的限制，那除了这一块的话，您觉得还会有其他基本的建设要求或者适用场景吗？ A：其实华东地区也不是不可以建，但建的体量或者密度肯定就没有西部地区那么大，因为东部地区华特别是华东地区土地资源很紧张，而共享储能一般占地面积都非常大，很多湖南、山西单独做的上百兆瓦时的共享储能电站很多都要重新征收土地，东部地区特别是华东江浙的地区会比较难。 但是华东地区做100GWh以下的电网侧的储能也可以做，做的规模就没有那么大，我们认为体量没那么大就不能定义为共享储能，你可以理解为共享储能，但是跟传统意义上大容量的还是不太一样。 从建设角度来看，土地资源成本、用电消纳规模以及新能源的配套这三个方向上，都是西部地区会更有优势。 华东地区还有风电，风电的配套会有一定的量，比如安徽地区约50-100MWh的陆上风电，现在