储能市场竞争的终局将是“能源运营”的竞争

张健 来源:财经十一人 编辑:jianping 储能市场“能源运营”
2021年2月11日开始,一场百年一遇的极端低温天气席卷美国25个州,导致号称“能源之州”的得克萨斯出现大面积断电,超过400万人遭受停电困扰,至少40人在黑暗和寒冷中死亡。

2月19日,美国总统拜登宣布得克萨斯州存在重大灾难,要求美国联邦政府提供援助。

灾难期间,当地一些与供电公司签署了“可变价批发购电协议”的居民,惊愕地发现自己的家庭在5天内产生的电费账单竟高达5000美元——由于大量发电设施停运,电力供应短缺,“可变批发电价”从平时的0.05美元/kWh暴涨180倍,达到了9美元/kWh的上限值。

这是自2019年7月加利福尼亚山火造成的断电危机之后,美国再次出现因自然灾害引起的电力系统崩溃。

美国民众对电网系统的信任再次受到考验。这样的时刻,对以特斯拉为代表的光伏+储能产品提供商而言,是增加销量的契机。

事实上,即使没有“得州大停电”的推波助澜,特斯拉储能产品也已呈现出爆发式增长。

2020年Q4,特斯拉储能产品装机量达到1.58GWh,同比增长198.9%、环比增长108.7%;2020年全年装机总量为3.02GWh,同比增长83%。

在位于美国内华达州的特斯拉电池工厂,储能电池「Powerwall」和「Megapack」在2020年Q3的产能比前一季度增加了一倍以上,但根据公司公告,其储能产品仍处于无法及时匹配需求的状态。

尽管在极端天气下,分布式光伏系统的发电能力会大打折扣,但家用储能电池能够在短时期内提供应对突发情况的备电,而通过峰谷电价差套利,用户可以获得长时期的收益/优惠,再加上自发自用的能源形式带给人心理上的“自由感”,特斯拉的光伏屋顶「solar roof」和家用储能电池「powerwall」,正在成为像特斯拉电动汽车一样风靡美国的新潮物。

根据EnergySage的数据,即使在特斯拉储能销售相对低迷的2019年H2至2020年H1,特斯拉在美国电化学储能市场的份额也超过了50%。排在其后的韩国LG化学、美国Enphase Energy、日本松下和德国Sonnen,瓜分了约40%的市场份额。

将视线移出美国,我们会发现在全球其他地区的家用储能市场,还活跃着一些中国企业的名字。

根据EuPO Research数据,2019年上半年,比亚迪在欧洲家用储能系统的市场份额为16%,仅排在Sonnen之后位列第二。

2020年12月31日,来自上海的派能科技完成A股上市,根据招股书介绍,该公司2019年自主品牌家用储能产品出货量约占全球总量的8.5%,位居特斯拉、LG化学之后排名全球第三;若加上以贴牌方式销售的家用储能产品,派能科技2019年共计销售0.366GWh,约占全球总量的12.2%。

有趣的是,这个在海外家庭储能市场力压松下、Sonnen等国际大厂的“中国储能第一股”,2019年在中国境内的销售额占比仅有28.78%,到了2020年上半年,这一比例更是降至11.98%。

究其原因——派能科技专注于家用储能产品,在其2018-2020年的收入来源中,家用储能产品占比始终超过70%。

但在当前的中国,家用储能仍是一个几乎空白的市场

对家庭用户而言,储能系统的作用主要为3个方面:电力自发自用、峰谷价差套利、提升供电可靠性。

在中国的电力供应体系下,普通居民极少受到断电困扰,且用电成本相对较低,因此从经济层面考虑,安装自发自用的供电系统并不划算。

与中国相比,一些发达国家的居民用电成本高昂。根据Global Petrol Prices数据,德国、日本、英国、澳大利亚和美国的居民用电均价分别为0.38、0.29、0.26、0.25和0.15美元/kWh,而中国民用电价仅为0.08美元/kWh。

面对2-4倍于中国的民用电价,以上国家的一部分居民,选择安装光伏+储能产品,以获取清洁、低价的电力,同时为家庭用电提供多一层保障。

然而,即便近几年成本下降明显,安装一套光伏+储能系统仍需一笔不菲的费用。要想实现家用储能系统在更大范围的普及,价格仍是主要的障碍。

以特斯拉「powerwall」为例:该系统电池容量为13.5kWh,能够提供5kW稳定输出功率,电池质保为10年,在美国加州补贴后售价为8,800美元;而一套发电总功率7kW、面积约180平米的「solar roof」太阳能屋顶系统,补贴后的价格约为21,500美元。如此算来,安装一套家用光伏+储能系统的价格约为30,000美元。

如此高昂的价格,对于绝大多数能够获得稳定供电的家庭而言,显然缺乏吸引力。当前在美国购买特斯拉家用储能产品的用户,多为倡导清洁能源且经济较富裕的家庭。

在德国、日本、澳大利亚等居民电价更高的国家,家用储能系统的经济回报性则更高一些。随着用电成本持续上升、储能系统成本持续下降,家用储能产品的渗透率将会不断提升。

中国是全球锂电池行业规模最大、成本下降最快的国家。在这里,家用储能的市场尚未形成,但电化学储能在其他一些领域的应用已初现起飞之势。

之所以说储能必将迎来爆发,是由全球能源去碳化的趋势和电力系统的属性决定的。

目前,全球主要经济体已开始对碳排放定价。当前,欧盟碳排放成本为30欧元/吨二氧化碳,折合煤电的额外碳成本为0.23元/kWh,预计2030年欧盟碳成本将达到60-90欧元/吨二氧化碳。

尽管面临重重阻碍,但欧盟仍在计划推行碳边境调节机制,拟对进口产品征收碳差价税——根据各种进口产品在生产环节产生的碳足迹,征收相应比例的额外税费。

在英国和美国,同样在酝酿类似的碳税机制。

对于拥有大量出口贸易的中国制造业企业,零碳转型的力度和进度,将直接决定其在未来国际市场上的竞争力。

2020年9月22日的联合国大会上,中国承诺“力争2030年前实现碳达峰、努力争取2060年前实现碳中和”。

要实现这样的承诺,作为石油进口依赖度近70%的大国(截至2019年底,中国原油对外依存度72.6%),中国对电动化转型的渴望比任何其他国家都更迫切。

随着汽车产业电动化进入高速发展期,紧跟其后的将会是铁路、船运、航空,整个交通领域,将会从基于化石燃料的内燃机驱动,转向零碳排放的电驱动。

在工业、农业和制造业领域,降低碳排放的需求同样迫切。冶金、电子、食品加工、玻璃等行业中所用的化石燃料和原料,将逐渐被天然气、氢气、生物质等低碳或零碳燃料取代。

全社会的碳减排进程,一方面将导致电在终端能源消费中占据越来越大的比重;另一方面,电力结构将大幅度向清洁化转型。

2020年,中国电源新增装机容量1.90亿kW,其中新增风电和太阳能发电合计达1.2亿kW,新增占比约63%,再加上水电、核电、天然气和生物质发电新增量,2020年新增清洁发电装机占比达到71%。

值得注意的是,在连续多年的清洁发电高速增长和煤电缓增长后,2020年底,中国煤电总装机容量占比首次下降到50%以下。

在完成这一巨大成就之后,中国的电力系统将要面对的是更加艰巨的挑战。


尽管清洁发电装机总量已超煤电,但以实际发电量统计,煤电的地位仍旧不可撼动——2020年,全国7.4万亿kWh发电量中,煤电发电量占比高达65%。中国一国的煤电发电量,占据全球煤电总量的50.2%。

继续提高清洁电力装机、提升清洁发电占比,是中国向低碳转型的不二路线。

中国水电资源开发程度高、新增潜力有限,未来10年清洁电力的新增装机将主要来自风电和光伏。

据发改委能源所等研究,我国年太阳辐射超过1400kWh/㎡、年日照小时数超过2200小时的土地面积约占全国土地面积的2/3,安装25亿kW光伏发电设备需要8万平方公里土地,约为中国国土面积的0.8%——理论上,8万平方公里光伏装机,年发电量可达5.5万亿kWh,约为我国2020年总发电量的74%。

风能方面,在我国所有风力资源超过300W/㎡的地区中,100米高度的陆上可用风能总储量约为34亿kW;在我国水深5-50米海域中,100米高度的海上风能资源总量达到50亿kW。若以实际可开发量占总储量的10%、风机年工作时长2000小时计,则以上两项的理论年发电量可达1.7万亿kWh,约占我国2020年总发电量的23%。

面对如此巨量的可再生能源潜力,我国电力结构中清洁能源占比的提升,一方面取决于清洁能源装机增量,另一方面更取决于电力系统对间歇性可再生能源发电的“消化能力”。

众所周知,风力发电具有显著的季节性、随机性特征;而光伏发电虽单日出力曲线呈午后最高、两侧均匀下降趋势,但发电量同样受到气候和天气的影响,随机性较高。

在电力系统中,电能以光速传送,且无法大规模存储,电力的发、输、配、用在瞬间同步完成,整个电力系统时刻处于一种动态平衡状态。因此,电力系统具有极高的稳定性要求。

在稳态运行时,电力系统中发电机发出的有功功率和用电负荷消耗的有功功率相平衡,系统频率也维持在额定值;当电源功率大于负荷功率时,系统频率升高,反之则系统频率降低。

因此,电网需要通过一次调频、二次调频等手段,保证系统的频率维持在合格范围内,否则负载或发电设备的运行将受到影响,严重时甚至导致频率崩溃,造成大面积停电。

煤电发电量不断下降、风电和光伏不断上升,将导致电力系统供给侧的稳定性下降。为了适应这样的不稳定性,需要在发电侧、配输电侧(电网)和用电侧的共同努力,以保证电力系统的韧性和灵活性。

通过电力调峰、需求响应、辅助电源等手段,平滑电力供给尖峰,填高用电负荷低谷,这便是“削峰填谷”之说所指。


电化学储能的意义在于,凭借灵活的安装方式、高质量的调节能力、迅捷精确的响应速度、环保零碳的清洁属性,其在发电侧、电网侧和用户侧均能够提供最亟需的功能。

先说发电侧和输配电侧

大幅增加清洁能源装机将会使发电侧的电力供应变得更加随机,而用电侧的需求同样具有一定随机性,传统电网公司的做法是提前预测用电侧需求,并据此向发电企业购电。相应地,发电企业需要通过技术手段,满足电网的需求。

一些风电光伏比例较高的国家,已通过技术改造让电网更好地消纳波动能源,比如要求具备高电压穿越能力、主动向系统提供调频服务、甚至提供虚拟转动惯量等。这些技术手段使可再生电源对电网系统更加友好,虽然额外的成本会影响可再生能源的经济性,但随着技术的进步,成本仍在持续下降。

在近两年的中国,新能源配储能成为各地纷纷鼓励的发展模式:截至2020年底,我国超过17个省份发布了要求风光发电配置储能的政策,容量配置比例为10%-20%,容量时长一般为2小时。“配置储能优先并网”,由电网企业与新能源开发商私下达成的一种潜规则,逐渐变为明规则。

然而,风电、光伏电站配置储能,利用的是电量型储能。由于成本限制,发电侧储能电池容量标配为2小时,亦即在发电高峰时段仅能存储2小时内发出的电能,若不能及时并网,风机和光伏板超出2小时以外发出的电能只能被浪费。

事实上,从世界范围看,电量型储能应用并不普遍,而是以功率型应用为主,即利用储能电池在短时间内的充放电,来响应电力系统的调峰调频需求,并利用峰谷价差赚取利润。

作为平衡整个电力系统供需关系的设备和措施,储能在发电侧和输配电侧的本质作用是相同的。储能布设在哪个阶段,主要涉及的是利益分配问题。因此,国外机构通常将发电侧和输配电侧储能统一归类为“电表前端储能”。

采用“一刀切”的方式要求新能源发电配储能,会造成资源浪费,并对众多刚刚跨过盈利线的新能源发电企业增加额外成本,打击其装机积极性。

2019年5月28日,国家发改委、能源局发布新修订的《输配电定价成本监审办法》,明确电储能设施不计入输配电定价成本,导致2019年输配电侧储能新增装机迅速下降,与此同时发电侧储能新增装机迅速提高。

发电侧与输配电侧储能新增装机此消彼长的关系,侧面印证了储能在这两个应用场景的本质用途基本相同,需求只是在不同主体间转移。

虽然储能产生的价值会使发电方、电网方和用电方均受益,但由于缺乏合理传导成本的市场机制,储能产生的额外成本便被压在了市场话语权最弱的发电企业头上。

不同地区的电网系统和风电、光伏资源各异,并非所有新能源电站都适合配置储能系统。对于一些与当地并网需求存在结构性差异的新能源发电企业而言,充放循环以小时计的储能系统犹如“水库边上挂水桶”,成本投入巨大,对新能源消纳的实际效果甚微,投入产出比很低。

针对此局面,远景能源高级副总裁田庆军曾在一次采访中表示,“强配”的局面只是暂时的,“随着电力市场建设的推进,发电商的生产管理将从过去以电量最大化为目标的发电生产模式,逐渐转向电力价值最大化的电力交易模式;从过去面向传统基建和追求规模的投资模式,转向面向风险管理的投资。”

储能本身并不生产能源。作为能量的“搬运工”,储能本质上是一种灵活性资源,其价值等于电力系统平抑波动性的边际成本。

随着整个社会向低碳化转型,不仅电力系统本身发、输、配、用各环节的运行机制将会相应调整,电力系统对全社会——特别是对用电规模巨大的工商业企业——的用电定价机制,也将逐渐更细致地反映调峰调频等灵活性服务的成本。

在这样的机制下,无论储能系统安装在发电、输电、配电中的哪个环节,都可由各利益相关方共同承担成本,形成可持续的储能商业模式。

根据中国碳达峰目标,2030年光伏+风电累计装机量将超12亿kWh,2021-2025年,风电+光伏年均新增装机空间约为110GW。

以光伏+风电装机增量为测算依据,并考虑储能配置渗透率逐渐提升,容量配置比例取15%,容量时长取2小时,预计我国2021-2025年发输配电侧(即电表前端)的储能装机需求约为48GWh。

在用户侧,储能的应用有更加广阔的想象空间。

前文提到的家用储能系统,由于分散度高、规模小、并网率低,其最主要的用途是为用户自身提供应急备电等服务,套利、参与调频等可运作的空间有限。

工厂、超市、办公区等企业用户侧的储能系统,则是家用储能的升级版。由于这些大型储能系统的功率可达MW级别,且工商业峰谷电价差更高,依靠储能进行峰谷价差套利的模式,盈利空间更为可观。

储能为用户带来的调节能力,也就是把负荷适时变大变小的能力,同样能够减轻电力系统的调频压力。

例如,随着汽车电动化转型加速,充电站建设将在未来5年持续高速增长。“光储充一体式”充电站,有望成为用户侧储能大规模应用的典型模式。

在传统充电站的基础上配置分布式光伏系统和储能电池,可以减缓输配电设施在应对充电站功率需求时的扩容压力,并大幅缓解充电站大电流充电时对区域电网的冲击。

我国《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》中明确鼓励“光储充放”多功能综合一体站建设。国家和各地政策的支持,加上充电站投资回报率随着电动汽车渗透率的提升而不断改善,“光储充一体站”的商业可行性将会逐渐凸显。

这样的商业前景,使得充电站运营商有望在未来进入能源运营领域——与配备储能系统的其他工商业主体相同,配有储能电池的充电站同样可以利用自己的灵活性储能资源,参与调频调峰、峰谷价差套利、电网辅助服务等业务,赚取相应的利益。

3月5日,李克强总理在《政府工作报告》中提出,将允许所有制造业企业参与电力市场化交易,预计国家从政策层面支持储能运营的进程将会加快。

未来,任何持有大量锂电池(在这一语境下,动力电池与储能电池均适用)的主体,都有机会通过电力系统的改造升级,参与到能源运营和辅助调频调峰的事业中来。亦即是说,随着电动汽车V2X技术的逐步运用,拥有大量电动汽车的出租车公司、租车公司、车队运营方,也同样可将自己的车队看作具有运营价值的储能设备。

通信基站,是未来5年新增储能装机的另一大重要领域。

截至2019年底,中国三大运营商共用4G基站478万个。随着5G技术的投用,4G基站不再大范围增加,未来新建的通信基站将主要为5G基站。

由于5G通信频谱分布在高频段,信号衰减更快,覆盖能力减弱,因此相比4G,通信信号覆盖相同区域的前提下,5G基站的数量将比4G基站更多。

按照功率和覆盖范围的不同,5G基站可分为宏基站和小基站,宏基站一般建设在空旷地区,再通过小基站的补充,以“宏基站+小基站”的组网模式提升覆盖范围。

根据工信部数据,截至2020年底,我国累计开通5G基站71.8万个。参考过去4G基站的建设节奏,预计至2025年,我国5G宏基站的建设数量将达到约450万个。在建设节奏方面,2021-2022年将达到高潮,随后数量逐年下降。

通信设备对电源系统的可靠性和稳定性要求极高,因此一般采用蓄电池作为后备电源,以保证连续供电。

在4G时代,铅酸蓄电池是备用电源的主流技术,而5G基站的典型功耗相比4G提升3-4倍,达到3.5-5kW,若继续采用铅酸电池,现有机房空间和设施很难承载后备电源进行大容量的扩容需求。

磷酸铁锂电池能量密度可达铅酸电池的4-5倍,且在安全性、循环寿命、快速充放性能等方面优势明显。尽管目前磷酸铁锂电池价格仍高于铅酸电池,但在全生命周期成本评价体系下,由于拥有更长的循环寿命,磷酸铁锂电池已几乎抹平了成本劣势,且未来几年仍有降本空间。

2018年,中国铁塔已停止采购铅酸电池,转而采用梯次利用锂电池。2020年,国内三大通信运营商与中国铁塔相继发布磷酸铁锂电池集中采购计划,宣告了磷酸铁锂电池在我国5G基站领域将对铅酸电池实现全面替代。

以单个5G基站功率4kW、备电时长3小时计,单站储能容量为12kWh,可以得出未来5年新增约378.2万个5G基站所需的储能总量约为45GWh。

尽管派能科技在海外家用储能市场表现不俗,但在国内的To B储能市场,建立于家用系统市场的品牌优势并无从发挥,性能满足需求的前提下,成本才是市场竞争力的核心。

2021年2月,在中国铁塔与中国电信备电用磷酸铁锂电池产品招标中,联动天翼、南都电源等5家中标电池企业针对电池组(含电芯、BMS、线束及外壳等)的含税均价仅为0.504元/Wh。

与之对应地,根据BNEF调研,2019年一个完成安装的4小时电站级储能系统,成本范围在300-445美元/kWh之间。BNEF预测,2020年单kWh成本仍将高于300美元,至2025和2030年有望降至203美元和165美元。

储能项目的成本差异性很大,主要受功率能量比、项目规模、项目复杂程度、冗余度以及当地法规等多方面影响。但即使将这些因素都考虑进去,与海外市场相比,中国储能市场价格竞争的激烈程度仍令人惊异。

在锂电池储能系统中,成本占比最高的三个部件分别是锂电池、PCS(逆变器)和BMS(电池管理系统),其中,电池成本占据系统总成本的比例超过60%。

随着储能市场的扩大,在动力电池行业拥有绝对规模和成本优势的企业,将凭借更低的价格,在储能市场竞争中占据主导地位。

对比2018-2019年中国储能技术提供商(即电池提供商)Top10企业的变化即可看到,宁德时代、国轩高科、亿纬锂能等国内动力电池领先企业,储能装机量均在2019年取得了明显的同比增长。

对此,派能科技深谙掌握电池产能和规模效应的重要性。2020年,派能科技自有的电芯产能为1GWh。在产能利用率接近饱和的情况下,派能科技计划大规模扩产,新增电芯产能达到4GWh。

在电池技术路线方面,由于储能系统的核心需求在于高安全、长寿命和低成本,磷酸铁锂电池热稳定性强、不含贵金属、循环寿命可达5000-10000次,尽管在能量密度方面稍逊,但固定式储能对空间和重量的要求远不及车载动力电池苛刻,因此磷酸铁锂相比三元锂电池更适合储能应用。

因此,未来几年,动力电池的竞争格局,特别是磷酸铁锂动力电池的竞争格局,也将会是中国储能市场格局的指向标。

作为在中国动力电池三元和磷酸铁锂两种技术路线上的“双料冠军”,宁德时代早在2011年便参与了国家电网风光储能示范项目。

2018年,宁德时代看到了储能爆发的势头,设立储能事业部,将储能列为重点发展业务。

此后两年中,宁德时代明显加快充能布局,先后与星云股份、科士达、易事特、国网综能、福建百城新能源等成立合资公司,为在储能竞赛中的冲刺做好准备。

2020年2月,宁德时代宣布200亿元定增,其中用于江苏时代项目(三期)中的55亿元中,包含20亿元用于电化学储能前沿技术储备研发。

阳光电源、固德威等其他储能玩家,则凭借在PCS领域的技术和市场优势,并通过向电池业务拓展、提供差异化增值服务等方式参与市场竞争。

那些在产业链中不掌握电池、PCS等核心技术的纯系统集成商,将会在下一轮更激烈的竞争中处境艰难。

储能市场的终局,很可能将会是“能源运营”。

在即将到来的市场高速增长阶段,将会是以电池成本为核心竞争力的“硬件竞争阶段”。

在这一阶段中争取到尽可能大的装机量,不仅会帮助储能/电池企业打下良好的市场基盘,更是在为其争取进入下一阶段竞争的入场券。

这非常类似于在智能电动车市场争夺尽可能大的市场份额,以进入下一轮自动驾驶、智能座舱赛道的竞争。

储能领域的下一轮竞争,同样将由软件定义——将遍布城市和乡村的储能装置,以及数以亿计的电动汽车作为与电网连接的储能终端,利用软件匹配发电方与用电方需求,通过实时控制和交易平台的形式,管理和优化设备运行策略,最大化各方收益。

拥有数据和最优算法的软件公司,将会握有打开巨额市场的钥匙。
0