储能项目的技术经济特性与未来变化会议纪要–20220812

储能项目的技术经济特性与未来变化会议【主题交流】Q1：目前国内储能项目的发展情况及未来预期？ 今年1-6月各省公布的大中型储能项目，备案项目已接近60GWh，其中进入招投标环节的约占1/3，进入正式开工、设备采购环节的项目又在其中占1/3，约有6GWh。 考虑该统计较粗糙，采用另一数据验证：目前备案储能项目时长多为2h，即6GWh对应功率3GW，对应集中式大型逆变器销售3GW。通过逆变器企业调研，某市占率约40%的头部企业上半年订单出货情况约为1GW，反推得到总出货量约3GW。 交叉验证下6GWh的数据基本可信。 进入实施阶段的项目少主要原因在于成本高。 目前电化学储能系统价格整体处于历史价格高位，即便做到300MW/600MWh级别，若电芯、集成商、各设备均采用一线水平则1kWh价格为 2000-2200元，已是历史最高价。 目前业主主要来自五大六小和两大电网公司下属部分综合能源公司，如此高的初始投资将影响项目整体收益，故观望情绪较重，期待下半年是否有降价趋势，但高价格大概率持续到明年。 与一线电芯厂家沟通得到的反馈是目前电芯供不应求，现货需要排期等待，这样的状态下电芯厂家不会降低售价。预估明年电芯厂家产能大量释放，主流的280Ah方形电芯产能明年年底会达到今年的5倍以上。 明年随着电芯放量和一线大厂对上游产业链锂矿、正负极、电解液等资源的整合，预计电芯价格会有相对大幅度降价，带动整个电化学储能系统成本下降。 今年下半年储能系统大概率维持价格高位，但各省与发电集团自身存在年度新能源并网要求，在指标压力下，预计下半年有更多强配储能并网，大致估算，下半年并网达到8-10GWh，2022全年接近10-12GWh。 若考虑明年宁德时代等一线厂家在主流大储能项目电芯上的快速降本上量，明年储能系统1kWh成本可能达到1800-2000元，有利于项目提高投资回收率。 以此推算，2023~2025年三年增量均会高于今年，略乐观估计未来三年平均增量可达到15~20GWh。 Q2：储能项目的技术难点？ 储能项目发展趋势：单个项目容量大型化、逆变器拓扑结构电压等级高压化，目前直流侧基本达到1500V水平，这样的趋势背景下，项目安全性十分关键。 安全性保障主要包括以下三点：①电芯自身安全，②逆变器性能，③消防系统。安全性最主要来源于电芯本身。 电芯质量好、一致性好，出现故障的概率就小或耐用性强，所以大中型储能项目进行关键设备选择时一定要采用一线品牌的电芯。逆变器串联EMS与BMS，起保护功能。 储能系统中能量管理系统EMS为决策环节，逆变器PCS为执行环节，电池管理系统BMS为监控环节。 PCS在储能系统中居中，向上与EMS通讯互动，向下管理BMS，更多的起到保护作用，比如当储能电站与外界的大电网连接，如果大电网出现不利于储能电站的频率或电压波动，PCS会起到保护直流侧电池组的职责，所以PCS也是安全中特别关键的环节。 PACK级别消防与先进的气体检测技术是未来储能消防发展趋势。 未来在实现PACK级别消防后，将结合监控稀有气体的提前预警手段，如一氧化碳、甲烷等。 有一些技术可以监控固定空间的粒子数量，比如部分PACK内连接线缆等被加热升温时粒子数量会急剧上升，监控粒子数量比监控从电解液中加热蒸发出来的稀有气体约能提前预警45分钟。 如果将这种技术与PACK级喷淋消防技术结合，即可解决整个大型储能电站发生严重事故或火灾的问题。 因为若消防喷淋全部做到PACK级别，可针对PACK单独喷淋降温，在未发生爆炸前就将其完全冷却，阻断事故蔓延。目前的技术可以达到，但成本较高，未来成本将会是技术推行的难点。 如果消防可以做到便宜高效，则更可以保障大型储能项目安全，有利于GWh级别的项目推广。 Q3：大型储能产业链上哪些企业做的较好？ 电芯：考虑主流的280Ah电芯，第一梯队：宁德时代第一，亿纬锂能第二。 这两家出货量大、电池品质好，从实测数据可以看到，在相同循环倍率下这两家电芯产品的温升参数与循环曲线都是表现最好的。亿纬锂能与宁德时代比仅有微小差距。 第二梯队：瑞浦能源、中航锂电，海辰新能源。 从实测的角度来看，瑞浦能源是第二梯队中做的比较好的。 280Ah方盒电芯被宁德时代推为大型储能项目的主流后，部分原本领先的电芯厂商并未跟进，目前不好评价。如国轩高科可能刚具有对应产线，还未有大的突破量。 比亚迪选择自行开发320Ah路线，并考虑将刀片电池技术应用于储能，比亚迪在国内做的大项目也很少，需要待明年新产品推出，经过市场验证后，才可评估比亚迪的市场位置。 逆变器：大型集中式储能逆变器市占率最高的为上能电气，阳光电源第二，科华数据第三。 三家基本瓜分100MWh以上储能项目的逆变器市场，合计市占率达80%，留给其他厂家的空间很少。 其中上能电气市占率约40%优势较大，主要原因可能在于上能电气不开展系统集成业务而阳光电源开展集成业务。上能电气专注于公用逆变器及附属系统，可与市面上所有储能系统集成。 包括海博思创、电工时代、宁德下属的时代星云、比亚迪在内，均会采购上能的逆变器，而阳光电源的集成业务与其他集成商构成竞争关系，其他集成商可能不会首选阳光电源的逆变器。 集成：做的较好的有阳光电源、海博思创、山东电工集团与宁德合作的电工时代等。 但集成商领域目前没有质的差异，虽然几百兆瓦时的大型工程或220kV甚至500kV高电压级别的工程项目经验很重要，但这一优势并没有很高门槛。 如果有某大型发电集团要自行开展储能集成业务，将集团所有的项目都用来培养工程经验，那三四年的时间可能也可以具有这样的经验优势。 Q4：EMS、PCS、BMS难度排序？PCS难度最高。 电芯的生产过程中需要管理的材料只有三四十种，而PCS的生产过程中需要调度的配件高达上千种，所以PCS生产复杂度更高。逆变器的生产涵盖电力电子、高压电气、控制、芯片等领域，技术壁垒较高、新企业进入难度较大。 例如华为公司在大型集中式逆变器方向也无大的突破，只能选择组串式逆变器，包括200kW光伏组串式逆变器以及200kW储能智能逆变器解决方案。 BMS难度其次。 BMS涵盖硬件和软件，未来偏向硬件的层面会越来越多。EMS难度最低。 可认为是纯粹的软件系统，门槛不高，仅需熟悉电网并网标准、运行特性即可。对于市面上有能力做工控软件的公司难度较低，几个月即可突破。 目前在EMS领域，南瑞、长园等与电网合作较多的公司并没有绝对的优势。一些纯粹的软件公司入行早、经验丰富，市场占有率也不低。Q5：如何看待电力电子企业、电气设备企业的长期竞争优势？ 由逆变器企业主导的储能系统集成商在储能系统集成领域更有优势。相较于电力电子设备，电气设备更为传统、技术门槛更低。 平高电气、许继电气等公司做的集成系统运行在实际运行过程中稳定性较差。电气设备公司可通过渠道优势积累集成能力，但是优势不会很持久。 只做系统集成门槛及利润不高，毛利率可能不到20%。 未来如果储能系统集成不具备特色，面临的竞争会越来越大，毛利率可能继续降低。 宁德时代等头部电池厂商，正在逐渐采取不直接卖电芯的策略，更倾向于将电芯做成PACK，再做成电池簇、做成标准的电池柜。电池柜包含液冷系统、EMS系统、主控系统、一部分消防系统，便于电池柜在集装箱上和整体的消防系统对接。 电池柜具备独立功能、涵盖所有直流侧集成过程，宁德时代电池柜在海外21年销量突破15-16GWh。 如果头部电池厂学习宁德时代，在电池厂完成直流侧集成过程，将大幅降低整个储能集成的难度，储能集成准入门槛降低已渐成趋势。未来专做储能系统集成的厂商出路在于向下游延伸，做储能运营。 将能力在运营中展现，在运营中证实所做的储能集成系统较竞争对手更稳定持久，才具备竞争力和差异化。 从运营方面看，电力电子行业起家的储能系统集成商运营能力更强。单纯做电气设备技术含量较低，在运营方面不具备竞争优势。Q6：各类型储能项目的经济性如何？ 近年来，储能的热点不断在转换。 2018年之前，热点在于用户侧储能（工商侧储能）。 随着目录电价的取消，一些沿海省份的峰谷价差绝对值逐步拉大，总体量不断增加。但受限于成本的上升，收益率并未明显上升，仍处于在10%~15%之间。 火储联调项目实质是参与AGC调频市场（二次调频市场）。 该类项目最早在2016年的北京石景山火电厂，2017年开始在山西市场爆发，2018年开始在广东、内蒙古市场爆发。目前项目最多的省份为广东，大概有34个项目。 火储调频项目刚开始时收益率非常高，IRR超过50%，甚至达到70%。投资八九千万的项目，每个月的调频收益有2000万。 尽管约有20%~50%需分配给火电厂，但收益率仍非常高。 后来广东省调整政策，目前广东省火储联调项目收益率已经恢复正常，大概在12~15%。火储联调项目配置储能量很小，一般仅按照3%的功率配置，配置的时长1h。 火储联调项目市场总容量不大，受关注度越来越低，尤其是收益率降低之后，投资方也不再积极响应了。 目前广东省在策划同时给两个火电厂、四台机组配置100MWh储能的项目，是目前世界上最大规模的火储联调项目。但相比于新能源强配储能领域，火储联调的量和规模都较小。 目前增量最大、增速最快的是独立储能。 目前独立储能往往建在新能源强配省份，独立储能将容量租赁给新能源电站，保证新能源电站的并网，以共享储能的方式运行。独立储能可以获得两项固定收益，一是容量租赁，二是所在省的深度调峰收益。 独立储能容量通常至少达到100MWh或200MWh以上。电网的调度机构对其进行调度时更为便捷、成本更低。 二是深度调峰，不同省份深度调峰的收益有区别，有些省份一度电补贴接近8毛钱，有些省份仅有2毛钱。目前来看，越来越多省份需要深度调峰服务。 仅算这两项固定收益独立储能站收益率并不高，IRR大概仅有5~6%。独立储能电站在不同省份还有额外收益。 山东省：已有4个共享储能获批参与山东电力现货交易市场（注：深度调峰收益与现货市场收益不可兼得）。按照山东目前的运行水平，200MWh储能电站全容量参于电力现货交易市场一年可获取2000-3000万收益。加上其他额外收益，IRR突破8%。 山西省：除了容量租赁、深度调峰，储能电站或新能源加储能还可参与一次调频辅助服务。 对山西省目前可参与容量租赁、深度调峰、一次调频等服务的100MW/200MWh独立储能电站进行了收益测算，年收益超过3000万。目前超过3000万年收益可保证项目IRR超过8%，满足绝大部分能源国企的投资标准。 但未来随着类似项目增多、竞争加剧，收益可能会下降。 南方五省：没有容量租赁，因为南方五省没有新能源强配储能政策，所以不存在容量租赁费用。目前在规划容量电价政策，类似于容量租赁。 随着未来南方五省电力现货交易市场、一次调频、二次调频等收益开放，预计大型储能项目IRR将高于10%。 Q7：共享储能将容量租赁给新能源电站（所租赁的容量按理来说使用权应归新能源电站所有），同时又参与现货市场或深度调峰辅助服务市场，是否存在同一资产两次获利的问题？ 新能源场站租赁到的储能容量本质是并网的准入许可，并没有获得实际的使用权限。新能源场站租赁建成之后，必须配置对应比例的储能容量，才能有资格在省内并网。 新能源场站没有储能容量的实际使用权，租赁到的仅仅只是一个并网资格，使用权依旧属于储能电站本身，电站依然可以去响应电网的各种调度，包括深度调峰、调频或其他类型辅助服务的调度，仍然可以获得额外的收益。 共享储能的本质是由新能源电站（新能源投资方）出钱为电网租赁了一套大型储能电站来供电网使用。当电网使用时便需要对储能电站的投资方付费，但租赁费用是由新能源场站来承担。 相当于电网通过新能源强制配储的政策，将储能容量的租赁费用转移至新