国内大储近期热点政策专家解读20240512

全文概要：□中国政府出台多项政策支持储能行业发展，旨在提高风能和太阳能的并网效率，并推动能源行业的创新和技术升级，以增强能源供应的稳定性和安全性，同时减少碳排放。政府措施还包括简化企业运营流程，降低成本和时间消耗。当前，储能行业面临的主要挑战是有效融入现有能源网络，并保证安全性和稳定性。尽管如此，随着技术进步和政策支持的持续，中国储能市场预计将持续快速增长，成为推动能源转型的关键力量。技术发展方面，大容量电芯的应用和推广受到关注，预计将在未来开始展现市场需求。此外，逆变器、电池系统的大规模化以及分布式和高效的冷却系统研发都是关键技术趋势，旨在提高能效和降低成本。分布式解决方案正逐渐成为市场主流，反映在商业储能领域的广泛应用中。各种储能技术的竞争也非常激烈，包括集中式、分布式及高压级联技术，尽管集中式方案由于成本低而占主导地位，但分布式和高压级联技术因其创新性和潜在的巨大市场潜力受到 重视。同时，压缩空气储能、锂离子电池和二氧化碳压缩储能技术也在不断发展，展示出各自的经济性 和应用场景，体现了储能技术在可再生能源和能源系统灵活性方面的关键作用。总的来说，中国的储能行业正处于快速发展阶段，政策支持、技术创新和市场需求共同驱动着行业的进步。未来，随着技术的不断创新和完善，储能产业将进一步增强其在能源结构中的重要性，助力中国乃至全球实现绿色低碳发展目标。 Q：在大数行业方面，您对国内大促的利用率过低的问题有何看法？A：我认为这个问题会得到改善。首先，能源局已针对新型储能制定了政策，以保障调度时长和增加调度频率，虽然不是硬性规定，但会提供指导性意见。储能行业的快速发展与光伏和风电密切相关，随着风光上网限制条件的放宽，风光增量将继续高速增长。这将给电网带来新的挑战，即提升灵活性和调节能力，以接纳更多风光资源。对于新型储能的调用率，特别是近两三年建设的项目，预计随着需求增加和技术参数的改善，调用率会逐步提升，且调度时长也会稳步增长。Q：关于国家能源局4月发布的促进新型储能并网调度通知，其主要内容是什么？A：该通知将新型储能电站分为两类：自用型和调度调用型。自用型电站主要由风电、光伏场站的投资方建设，与风光联合并网，且往往运行在同一供电线路和控制体系下；调度调用型电站则是独立运 作，与风光场站的投资主体不同。从电网调度的角度来看，调度调用型电站更便于调度，因为它们具 备独立的并网线路和控制装置，且响应速度更快、调度信号更清晰。此外，通知还提到非电网资产的储能项目绝大部分不会存在兜底协议，但电网参与的投资项目可能会有一些基础保障。Q：对于当前储能电站的投资态度，国家五大六小是否有变化？A：从现有数据看，超过60%的大型项目在建设时并未过多考虑收益率，主要原因在于新能源并网带来的强制性要求。因此，从大型发电集团的角度来看，即使储能电站短期内可能盈利能力不佳，但并不因此影响其投资积极性。总的来说，国家对于储能电站的投资态度依然积极。A：实际上，2023年的储能项目的收益率相较于2022年有所提升。这主要得益于集成成本下降 了40%到50%，对项目投资回报率产生了巨大影响。虽然2024年的集成成本不会有像2022年和2023年那样的大幅下降，但整体上仍会相对稳定，价格将在7毛到0.9元之间。因此， 2024年技术升级和数字化技术的应用将成为比价格更重要的竞争点，整体收益率将更多地依赖于集成性能提升和精细化管控。 Q：2023年集成价格的大幅下降主要体现在哪些方面？A：2023年集成价格普遍下降明显，比如纯存储系统本体集成价格从2022年的1块以上甚至更高降至7毛钱左右，甚至还有六毛钱的非理性报价。而到2023年，主流价格区间稳定在7毛到0 .9元之间，降幅高达50%左右。然而，预计2024年集成价格不会像2022年和2023年那样继续大幅下降，会进入一个相对稳定的阶段。Q：新技术落地的节奏如何？大电芯和P4S是否会成为主流？ A：根据市场规律，新技术如大电芯（320、314等）通常会在原有主流电芯（如280）成为主 流后迅速出现并逐渐成为主流。目前来看，下半年320级别的电芯出货量可能会逐渐成为主流，而全年280电芯的占比仍会较高。至于更大容量如500、600甚至1000瓦时的更新产品，在2023年的实际产品应用中还看不到，预计要到2024年才会大规模应用。Q：PCS单机大型化、高压和分布式路线在2023年有何发展？A：2023年，PCS单机大型化趋势明显，高压技术得到发展，分布式路线（如大组串式）成为市 场主流。大组串式逆变器的应用已超过十家，而塔式集中式方案占比第二高。分布式路线尤其在工商业储能市场广受认可，成为三大主要集成路线之一，而其他新型集成形式短期内在国内难以占据主导地位。 Q：大组串技术对于集成路线的影响以及成本端优势有多大？A：大型化技术（如大组串式逆变器）确实能带来一定的成本端优势，例如空间利用率更高、单位能量密度和公用部分成本降低。但这种优势相对有限，不会显著超过10%。因此，虽然大型化技术确实 能带来一定成本降低，但整体而言，对储能项目的成本影响并不十分显著。Q：为什么光伏风电配比中竞争性配置比例较高，这是否会影响项目的收益率？A：竞争性配置比例高的原因是光伏和风电的成本在过去几年快速下降，投资回报率逐年上升，新技术使得光伏板转化率更高，年发电量增加，并且上网小时数保障稳定。为了平衡光伏行业快速盈利能力与其对电网造成的不利影响，国家层面要求储能电站作为备用应急措施，虽然没有明确政策，但在能源局层面已形成共识。因此，未来配储比例可能会更高以获得并网资格。Q：独立储能的盈利能力如何？哪些区域表现较好？A：独立储能盈利能力较好的区域包括沿海的山东、江浙、广东以及中部的湖南，西部的甘肃和新疆部分地区表现也不错。今年和去年相比，这些区域的盈利能力内部收益率（IRR）约为5到8个百分 点，处于较高水平。 Q：储能招投标价格是否还会继续下降，以及目前产能过剩的情况如何？A：储能招投标价格目前稳定在7毛到9毛区间，往下大幅下降的空间较小。工信部最近出台的锂离子电池行业规范征求意见稿提出更高技术参数要求，旨在淘汰落后产能，促使头部企业提高技术标准， 加大投入研发新产品，从而推动行业进行技术迭代和淘汰落后产能，缓解产能过剩问题。Q：储能集成领域技术路线的门槛有何差异，未来竞争格局如何？A：储能集成领域主要有集中式、分布式和高压级联三种技术路线，其中集中式的门槛最低，容易形成产线，但竞争激烈，供过于求；而分布式和高压级联要求掌握分布式逆变器能力及重组控制能力，门槛较高，虽然目前产能过剩，但这些技术路线仍以技术优势为主导，市场空间更大。新进入集成领域的竞争对手大多选择集中式技术路线，短期难以挑战分布式和高压级联领域的现有技术优势厂家。Q：集成技术领域的创新是否能在短时间内带来具有竞争力的新技术？A：集成技术领域的创新需要较长时间，不是一年两年就能完成的。但有不少国内电力电子领域有深刻积累的团队正在从事相关工作，预计未来两三年可能会出现具有竞争力且成本稍高的新技术。Q：目前电化学集成技术路线中，主流技术以外是否还有其他的创新路线？A：是的，电化学集成技术路线并非只有主流的几种，还有一些不太主流的物流路线。未来五年、十年内，有可能会有颠覆现有集成技术的新技术路线出现。Q：集成技术的迭代周期会如何变化？未来新的集成技术拓扑结构可能会有哪些特点？A：随着持续投入积累，集成技术的迭代周期可能会从以一年为周期转变为三年一个周期，更加聚焦于技术创新带来的运行优势和精细化管控方面的提升。新的集成技术拓扑结构可能会实现更高的集成 度，即同样的硬件设备兼具逆变器、BMS甚至EMS等多种功能，但这也可能导致硬件使用复杂度增 加，硬件零配件要求提高，最终综合成本的上升或下降还需观察。Q：在选择集中式、分布式、高压级联方案时，成本考虑是否占据主导地位？A：目前在储能项目中，成本确实是一个重要因素，初投资较低的技术路线更受青睐，尤其是在中标情况较好的情况下。因此，在短期内，集中式、分布式和高压级联方案的占比大概为50%到60%、 30%左右和10%到20%。Q：钠电池在储能领域的前景如何？ A：钠电池目前由于成熟度、循环寿命和电信一致性等问题，在成本上不具优势，特别是在锂电池集成价格降低至7毛到9毛之间的系统成本后。短期来看，钠电池的发展并不乐观，难以实现大规模应用 ，更谈不上G瓦时级别的增量。Q：压缩空气储能项目的发展前景如何？ A：压缩空气储能项目面临的主要挑战是寻找满足深度、密封性、储气压力等多个条件的地下岩洞资源。目前全球范围内能开发成大型项目的都具备类似条件。国内已有部分项目并网运行，但由于地下岩层含盐率不高，储蓄空间受限，国内项目相比国外仍有差距。Q：在山东太原等地，压缩空气储能项目的投资规模及收益率如何？A：在山东太原等地，压缩空气储能项目的投资约为22亿左右，充5个小时的能量。由于投资较大且基本辅助服务政策不足以支撑较高的收益率，项目的投资回报率只有三到四点，难以满足投资标准。Q：全国范围内哪些地方适合开发岩穴型压缩空气储能项目？ A：目前掌握到的情况是，云南有两三个点，江苏有两三个点，湖北有一到两个点，北方地区相对较少，新疆有一些大型项目可能会用上。全国真正可用于开发岩穴型压缩空气储能项目的优质点不超过15个。 Q：压缩空气储能项目的发展瓶颈是什么？A：压缩空气储能项目的一个最大发展瓶颈在于其快速规模化发展需要低成本建造，而低成本建造依赖地下岩穴条件，但这些条件有限且往往掌握在盐业集团手中，且新建岩穴成本高昂，一般会选择已有岩浆进行改造或寻找用户资源，但这也导致了项目难以每年找到且持续发展的难度非常大。Q：压缩空气储能项目的单体投资和千瓦级规模大概是多少？A：压缩空气储能项目的单体投资约为六七千元左右，按照500兆瓦乘以10小时的规模计算，每千 瓦投资大约是5500到6000兆瓦时级别。Q：锂离子储能集成成本对应时长及单位能量成本大概是多少？A：锂离子储能的集成成本大概在7毛到9毛之间，对应的是2小时的装置。当延长至4小时时，虽然功率均摊到千瓦时会增多，但由于功率保持不变，交流侧成本的均摊会减少。Q：钠离子储能目前单位能量成本大概在什么水平？A：钠离子储能以千瓦时为单位时，其单位能量成本大概在1块到1.2块之间，且已经能够实现装机规模在十万千瓦至几十万千瓦级别。 Q：锂离子储能的单体项目规模和群控规模分别是多少？A：锂离子储能单体项目的规模建议在200到400兆瓦时，群控规模则不受限制，可以通过区域统一建设和协调实现更大规模。单体项目经济规模大约在200到400兆瓦时。Q：2024年预期锂电池储能总装机规模中，独立储能的比例大概是多少？A：2024年预期锂电池储能总装机规模中，独立储能的比例大约为50到60%。Q：独立储能电站和共享储能电站的盈利情况能否覆盖到第十年的换电信用？ A：独立储能电站和共享储能电站的盈利情况到第十年时可能无法完全覆盖换电信用，但它们都是为了给新能源配储服务而建设的，并不直接用于盈利，而是作为整个新能源储能系统的组成部分。Q：目前压缩二氧化碳储能的发展情况如何？压缩二氧化碳储能与压缩空气储能相比，在投资成 本和经济效益方面有何差异？A：压缩二氧化碳储能目前正处于快速发展阶段，其最大的优势在于不受地理条件限制，能够以液态形式储存在高压储液罐中。安徽芜湖海螺水泥工厂已成功并网了一个110兆瓦时的压缩空气压缩二氧 化碳储能电站，效率已达60%左右。随着单机功率和项目规模的扩大，预计未来效率可达到65% 。由于压缩二氧化碳储能可以替代地下延续，采用地面气仓取代地下设施，因此在风光大基地建设和荒漠地区有广阔的应用前景。压缩二氧化碳储能相比压缩空气储能，在单位投资方面具有显著优势，目前可做到比压缩空气投资低20%至30%。以安徽芜湖海螺水泥项目为例，其IRR（内部收益 率）接近8%，说明该项目盈利情况良好。此外，该项目并未获得额外补贴或特殊待遇，而是充分利 用了与用户绑定的优势，充分发挥了压缩二氧化碳储能