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2023年是储能产业的投资和储能产能集中爆发之年

发布时间:2023-05-11 10:52:59 作者:南京猎头公司 点击次数:564

为减少碳排放,发展新型能源成为必然趋势。按规划,到2030年,中国风电、光伏发电等新能源装机容量将达到12亿千瓦。这些新能源具有间歇性、波动性等先天缺陷,只有新型储能设施才能解决这些新能源的问题,应对新能源大规模并网和消纳的需求。

新型储能”指的是除抽水蓄能以外的新型储能技术,包括新型锂离子电池储能、液流电池储能、飞轮储能、压缩空气储能、钠离子电池储能、二氧化碳储能、重力储能等。在已投产的新型储能装机中,锂离子电池储能仍占主导地位,占比约94.5%。

 

一、国家政策及各省的规划

国家能源局2021年发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中指出:“到2025年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模达3000万千瓦以上。到2030年,实现新型储能全面市场化发展。新型储能成为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑之一。”2021至2022年国家发布了一系列的关于加快新型储能行业发展的政策及指导意见。

全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件,发展目标合计超过6000万千瓦。大部分省份提出的2025年新型储能装机规模均达到500万千瓦以上。

 

二、我国新型储能产业的现状

新型储能产业链上游为储能电池、电池管理系统、储能变流器、能量管理系统等原材料及核心设备供应;中游包括储能系统集成、安装、运维;下游为储能系统的应用即风力与光伏电站等。

(一)储能产业链的下游即风力与光伏电站现状

2022年国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中提出,实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标。

2022年,全国风电、光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦,总装机容量达到7.58亿千瓦,其中,风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦。

2023年2月13日,国家能源局在京发布,截至2022年底,全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦,平均储能时长约2.1小时,比2021年底增长110%以上。预计“十四五”末,我国新型储能规模有望突破5000万千瓦。

按照当前的储能项目装机比例,2030年风电、太阳能发电总装机容量12亿千瓦,则新型储能项目装机规模仅仅大致会是在1370万千瓦。而我国新型储能规划发展目标合计超过6000万千瓦。

那也就是说,当前的储能项目安装比例还不够高。一方面说明存在着巨大的市场开拓空间,一方面说明当前的储能项目还存在着很大的问题没有解决。

(二)新型储能产业链的上游主要是储能电池行业的现状

2022年全球储能市场延续2021年的高速增长态势,在欧洲、北美、中国等主要市场需求快速增长带动下,储能电池出货量规模再创新高。根据GGII最新数据统计,我国2022年储能电池出货量达到130GWh,同比增长170.8%。预计未来2-3年,随着全球储能需求市场的打开,以锂电池为主的储能电池行业将呈现出爆发式增长。

从企业排名来看,宁德时代、比亚迪、瑞浦兰钧储能电池出货量位居前三。宁德时代储能电池产量及出货量均位居世界首位。

2022不断出现企业跨界进入新型储能领域。2022年以来,至少有20多家原本与储能无关的上市公司布局了新型储能。

 

三、我国储能产业中存在的问题

(一)储能产业链的下游存在的问题

新型储能设备的配置按照应用场景划分,可以分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能三类。

电源侧配储是指风电、光伏发电站在建设电站时,同时配置的新型储能设备。对于电站来说,直接消纳永远是效率最高的,把光伏的电专门充到储能里去,其实是多了一次损耗,而且电价都是一样的。相当于变相抬高了成本。如果电网能够解决电站的消纳问题,那么新型储能就成为了一种摆设。因此,现在很多配置了新型储能设备的电站,也会出现建而不用的情况。

我国有近30个省市推出了“十四五”期间强制配储政策,配储比例普遍在10%-20%,配储时长1-4小时。部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出,新能源配储能利用率低,其中新能源配储能等效利用系数仅为6.1%。

强制配储且建而不用,同时发电侧配储商业模式尚未完善,导致电站主要是为了拿到补贴,市场走向了价格导向,部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品,增加了安全隐患。

电网侧储能投资回报机制尚未建立,导致其成本分摊及传导面临较大困难,储能电站参与市场的收益相对有限,储能电站商业模式尚不成熟。同时,电网企业在电力市场中占据主导地位,开拓电网侧储能的动力不足。所以,电网侧储能仅仅是一种辅助储能。

用户侧储能都是自发自用,储能电站的电是不上网的,主要运营方式是峰谷价差套利,帮助企业降低用能成本的同时,提升供电稳定性。这必须得建立在企业用电量大,同时当地的供电存在峰谷价差较大,供电存在超负荷拉闸限电的情况下才会发生。

(二)储能产业链的上游存在的问题

新型储能锂电池成本较高是目前最大的问题。国家能源局在2022年3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》,到2025年,电化学储能技术性能要进一步提升,系统成本要降低30%以上。

锂电池的安全问题是一直受到市场关注的关键性问题。

不少产品面临着同质化等问题。当前的锂电池生产企业更多的是在价格上进行竞争,而没有更深的技术进步。

锂矿资源无法掌控会导致锂电池生产成本不断抬高。根据预测,到2030年,中国锂元素需求将高达70万吨,其中45~50万吨要进口,对外依存度65~70%,如果不能提前布局,以后很可能像其他矿产一样被各种收割。

 

四、我国新型储能行业的未来发展

1、需要尽快通过市场方式解决新型储能设备的配置问题。

现在是通过补贴和新能源电站业主自己承担新型储能设备的成本问题。在新能源电站业主和电网企业不断扯皮的情况下,如何能通过市场方式而不是政府补贴的方式解决这个问题,这是新型储能行业能否健康发展的关键。

2、加快国内电力市场机制建设。

新能源电站的发展是决定新型储能产业规模的基础。加快完善电力市场交易品种,支持储能参与电力市场;加快探索调频市场和容量市场建设,推动储能通过多种方式扩大收入来源,促进储能商业化运营,以市场化价格机制引导储能有序参与电网调节。

3、引导锂电池行业从价格战走向技术竞争

锂电池行业的未来一定是体现在拥有更先进技术的企业占据市场,重复投资导致的低端产品价格战的场景,不应该在锂电池行业上重演。因此,各地政府应该从政策、资金、补贴等各个方面,对锂电池企业的技术研发作出奖励,以加快锂电池行业的技术进步。

4、锂矿资源的开发应该从全国一盘局合作的角度出发。

全球58%的锂资源量都集中在南美“锂三角”。其中,玻利维亚2100万吨、阿根廷1930万吨、智利960万吨。

曾经在铁矿石的购买中,钢铁企业各自为战,导致我国的钢铁企业受制于国外铁矿石巨头企业的压制,导致铁矿石价格越来越高。

这种情况不能再次发生在锂矿的购买上。需要中国的锂电池生产企业统一谈判立场并集体购买。

5、引导更多锂电池生产企业把销售的领域拓展到国际市场

中国、欧洲和美国的新型储能新增投运装机,在全球的占比分别为36%、26%和24%,三者合计占全球市场的86%。这也是中国首次超越美国成为了全球第一。

因能源危机,欧洲家用储能领域需求大增。欧洲新增储能装机规模超5 GW,其中七成为家用储能。德国、意大利、奥地利、英国为欧洲四大家储市场。

 


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