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浅析储能产业的成长规律和发展趋势

作者: | 发布日期: 2024 年 04 月 22 日 10:27 | 分类: 产业资讯

产业成长规律反映了产业的纵向发展趋势,即一个产业从萌芽、成长到壮大发展的整个过程,以及在此过程中体现出的特征。

2022-2023年,我国新能源产业继续保持一骑绝尘,风能、太阳能、储能、动力电池等各方向迅猛发展,装机规模、出货量、国内外交易额等增长明显,技术创新迭代升级加快,产业链水平在全球领先。储能在国家和地方多重利好政策的加持下成为我国战略性新兴产业。

对于新型储能行业来说,2023年也是“危”与“机”并存的一年。

储能产业发展现状

随着新能源发电规模的迅速增长和新型电力系统的启动建设,储能也开始进入快速发展阶段。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计,截至2023年末,我国储能项目累计投运装机总功率达92.667GW。

其中抽水蓄能电站累计装机功率为59.565GW,占比64.28%;电化学储能项目累计投运规模为31.35GW,占比33.83%;蓄冷/蓄热储能项目累计投运规模为930.7MW,占比1%;其他技术储能项目(主要指飞轮储能、压缩空气和超级电容)累计投运装机功率共822.63MW,占比0.89%。

2023年全球新型储能新增装机量约为35GW,同比增长72%,其中锂电池储能项目新增装机量为34GW。预计2024年全球新增储能装机规模将达85GW/180GWh,中国新增储能装机将达34GW/80GWh左右。

截至2023年底,中国电化学储能项目累计投运规模达31.35GW/68.70GWh,其中锂离子电池储能规模累计投运30.553GW,占比97.48%。

下图显示从2017年“储能的春天”到来后,电化学储能项目开始快速增长。

图:我国电化学储能项目历年投运规模及数量增长情况

图片数据来源:中国化学与物理电源行业协会储能应用分会

回顾2023年国内新型储能的发展历程,一方面,储能电站遍地开花,各类应用场景储能项目层出不穷,建设规模和增长率屡创新高。

另一方面,以磷酸铁锂电池为主的储能设备价格持续下跌,产业结构性产能过剩,安全问题仍未杜绝,储能电站盈利水平尚不乐观,各类否定行业发展的声音也此起彼伏。

因此,面对行业发展的“危”与“机”,需要我们能源人具备战略定力,认清规律,勇往直前,方能穿越迷雾,顺利实现“双碳”目标。

储能产业的成长规律与发展趋势

储能的核心是促进新能源的消纳和大规模发展。为满足新能源消纳需求,在一定弃能率下,储能发展规模和新能源规模将存在一定的正相关性。

实证研究发现,储能/新能源合理配比(简称“储新比”)与地区的新能源出力特性强相关,增加新能源装机规模的同时,储能规模应同步增长,比例逐步提高,最终趋近于20%,但在不同区域这一比例会有一定变化。

2020年,我国储新比6.7%,世界其他国家和地区15.8%。因此在2021年8月,《能源》杂志刊发《双碳背景下中国储新比的发展趋势》,文中提出必须尽快在最近两年扭转储新比下降的趋势,争取在2025年提高到≥10%,2030年提高到12%~13%,2050年长期目标达到与全球其他国家和地区基本一致的水平(15%左右)。

根据调研,最近三年的产业实际数据,基本上符合上述判断:2021年中国储新比6.9%,2022年7.3%,2023年已上升至8.83%(92.667GW/1050GW)。

到2060年,预计我国新能源装机将达5900GW,发电量占比超60%,煤电占比约7%(中国电器工业协会数据)。按储新比20%计算,2060年中国储能装机规模约1180GW,其中,预计:抽水蓄能≤760GW/6000GWh,新型储能≥420GW/2500GWh;全球新型储能≥2400GW/1.4万GWh。

上述储能产业的发展进程会遇到一个重要问题,即如何处理“煤电有序退出”与“国资煤电保值”的关系?或者说,如何破解火电投资回收周期与双碳目标实现进程的矛盾?这其实也是中国能源转型进程中遇到的核心问题。

我国煤电设备装机投资约1万5千亿元。在过去三年,我国煤电企业集体步入寒冬,2021年央企煤电业务亏损超千亿元;2022年全国火电续亏660亿元,行业内盈利力量最好的上市煤电龙头的业绩也逐步恶化,燃煤发电一度失去盈利能力。

因此,2024年1月1日开始正式执行《关于建立煤电容量电价机制的通知》。《通知》将过去单一的煤电电价机制一拆为二,形成了“电量电价+容量电价”的两部制电价机制,容量电价明确了煤电固定成本回收机制,给煤电带来了上千亿元的收益补偿。

与此同时,根据调研,2023年光伏发电平均度电成本已降至0.3元以下,局部1类地区度电成本甚至低于0.2元,电化学储能度电成本降至0.5~0.55元。随着储能度电成本的进一步下降,分布式能源的发展将势不可挡。预计1类地区“分布式光伏+储能”的平均度电成本将有极大的概率在2026年前后降至0.45元以下。

图:2022年11月至今EPC与储能系统中标价(元/Wh)

根据能源局发布数据,2023年中国火力发电仍然是绝对的主力,占据了全国发电量的69.95%,产出高达62318亿千瓦时,同比增长了6.10%。而太阳能发电产出2939.68亿千瓦时,虽然同步增长了17.17%,但总发电量只占3.3%。

2023年,全国已有17个地方因为光伏发电的并网及消纳问题,纷纷出台政策,要么暂缓分布式光伏备案,要么明令分布式光伏不得开工、不予并网。新能源发展任重道远。

因此,在光伏和储能成本下降迅速的产业背景下,以及近几年极端天气风险和战争风险骤升的情况下,希望火电的有序退出能够成为战略性的能源发展方向,并达成共识,从政策方向上推动包含储能和就地消纳因素在内的分布式能源的发展。

新能源发电的不稳定性问题包括“三性”:随机性、波动性和间歇性。随机性问题需要备用型储能来解决,波动性问题需要功率型储能,而间歇性问题只有靠容量型长时储能来解决。

因此,今天已普遍应用的功率型和(介于功率型与容量型之间的)能量型储能只是“开胃菜”,4小时以上的容量型长时储能才是“正餐”,未来发展规模将远远超过其他场景储能类型。

储能技术和产业的发展趋势是安全、经济和绿色,这需要我们积极建设市场应用导向的绿色储能技术创新体系,创造有利于技术和产业融合发展的投资环境和创新环境。经过近二十年的储备研发,目前给予新型储能技术“百花齐放、百家争鸣”的窗口期已经为时不多了。

再有五年左右的时间,针对不同储能应用场景的几大技术路线将基本定型。特别是2023年锂电上游材料和中游设备的大降价,基本奠定了基于锂电材料的新型储能系统的成本优势,在此基础上再进一步开发高安全大容量储能专用电池已是行业发展的必然趋势,其中的技术内涵包括:

1)避免热失控及燃烧爆炸的本质安全控制技术(特别是电芯级别的本质安全);

2)以修复延寿技术为代表的创新技术,延长储能装备系统寿命,降低储能的度电成本;

3)与储能装备易回收设计相结合的绿色回收技术,支撑新型储能产业的大规模可持续发展。

储能企业未来面临的变局

储能是新能源领域的第三大产业。新能源领域其他两个先发产业(新能源发电和新能源汽车产业)的组织规律其实能够给予储能产业重要的启示。

特别是在新能源产业早期阶段的快速降本增效方面,几乎都是靠民营企业的前赴后继,通过技术创新、工艺优化和产品的快速迭代,以“中国速度”将成本高企的新能源产品迅速降至“平价时代”,为世界新能源产业的发展作出了突出贡献。

从2017年中国“储能元年”开始,新型储能产业链的“降本增效”也体现了类似的历程效果,目前储能度电成本已经向0.45元挺进。但最近两年,众多央企在“掌握新兴产业核心技术”的诱惑下,也大面积进入亟需降本增效的产业链(中游)环节。

据公开资料统计,目前已经有118家央国企控股储能企业,其中部分企业从事下游项目设计,但有相当数量的企业已经进场中游开发储能新技术,这有可能在将来造成巨大的产业损失和资金灾难。

许多案例表明,产业初期阶段的“降本增效”只有快速反应的民营企业能够灵活应对,并不太适合决策时间长的央企进入。

但央企在上游核心矿产资源开发和下游应用场景制度创新方面具有天然优势,因此可以在新型储能产业发展的初期阶段发挥“保供应,稳市场”的重要作用,但是否适合现在进入亟需降本增效的中游环节,需要谨慎考虑。

在未来储能产业发展壮大后,央企在资源回收和电站长期持有方面也可以发挥独特优势,更好地支撑产业的可持续发展。

因此需要政策保障国资央企有所为和有所不为,也需要政策促进民营企业创新有为。特别是强化民营企业的技术创新主体地位,让技术创新离需求更近、离实用更近、离产业更近,从而把技术创新迅速转化为经济效益,并高度重视通过工艺优化降低储能成本的重要性。

资料来源:华泰证券、万象光储充研究院、艾邦储能与充电等整理

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