中國儲能網(wǎng)訊：2020年9月，我國明確提出2030年實現(xiàn)碳達(dá)峰、2060年實現(xiàn)碳中和的目標(biāo)，成為新能源時代重要標(biāo)志性事件。傳統(tǒng)能源加速向清潔能源過渡，儲能技術(shù)將發(fā)揮重要作用，支撐新能源發(fā)展邁入新階段。
一、儲能產(chǎn)業(yè)概覽
1.儲能的定義及應(yīng)用場景
儲能是指通過介質(zhì)或設(shè)備將能量存儲起來，在需要時再釋放的過程。儲能本身不是新興技術(shù)，但其產(chǎn)業(yè)化發(fā)展時間僅有10余年，目前仍處在起步階段。
儲能技術(shù)主要有三類應(yīng)用場景：發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)。用戶側(cè)，多數(shù)以配合小功率光伏應(yīng)用的光儲形式存在，用戶增設(shè)儲能容量，實現(xiàn)對峰谷電價的套利。用戶可以在負(fù)荷低谷時，以較便宜的谷電價對自有儲能電池進(jìn)行充電，在負(fù)荷高峰時，將部分或全部負(fù)荷轉(zhuǎn)由自有儲能電池供電。我國近兩年居民自建光伏裝機(jī)容量增長迅猛，不帶儲能的光伏發(fā)電滲透率增大，將會影響到電網(wǎng)的穩(wěn)定性。若光伏發(fā)電出力過大，將會在電網(wǎng)局部形成潮流倒送的現(xiàn)象，增大電網(wǎng)調(diào)度的難度，影響電網(wǎng)運(yùn)行的安全。用戶側(cè)加裝儲能電池，可以在低壓側(cè)形成緩沖層，吸收部分出力過大的光伏發(fā)電，便于調(diào)度部門對潮流進(jìn)行控制，保證電網(wǎng)運(yùn)行穩(wěn)定性。
發(fā)電、電網(wǎng)側(cè)，風(fēng)力、光伏發(fā)電有較強(qiáng)的間歇性與隨機(jī)性，為了減少棄光棄風(fēng)并實現(xiàn)出力與負(fù)荷實時平衡，當(dāng)前主要通過調(diào)節(jié)相對可控的發(fā)電能源——水電與火電來適應(yīng)用戶端實時負(fù)荷的變化。因此，風(fēng)光發(fā)電想要深度取代火電，實現(xiàn)電力脫碳，需要其出力保持相對穩(wěn)定，而這一關(guān)卡的突破則依賴儲能技術(shù)。
2.儲能技術(shù)分類與市場占比
在技術(shù)指標(biāo)上，熱能存儲、抽水儲能雖然綜合指標(biāo)較優(yōu)，但僅限于特定地區(qū)建設(shè);鋰離子、氫儲能技術(shù)雖然在綜合效率、成本等指標(biāo)上表現(xiàn)欠佳，但其可移動、可小型化的特點(diǎn)更為順應(yīng)當(dāng)下新能源尤其是新能源汽車的發(fā)展趨勢。
在產(chǎn)業(yè)總體賽道中，各項儲能技術(shù)目前以抽水儲能作為絕對優(yōu)勢技術(shù)，但對環(huán)境條件要求較高，在新能源發(fā)展的強(qiáng)力驅(qū)動下，電化學(xué)儲能、氫儲能的技術(shù)份額逐步提高，也是目前資本角逐的熱點(diǎn)領(lǐng)域，是未來發(fā)展前景最大的兩個技術(shù)賽道。
在不同細(xì)分技術(shù)領(lǐng)域，鋰離子電池是目前電化學(xué)儲能技術(shù)的絕對主流，市場占比達(dá)到約86.3%，氫儲能目前處于起步階段，尚未產(chǎn)生絕對領(lǐng)先技術(shù)。
3.我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)模
電力行業(yè)通常利用儲能裝機(jī)量所達(dá)到的能量度量單位(GWh)作為衡量產(chǎn)業(yè)規(guī)模的單位，預(yù)計2022年我國儲能裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到18.53GWh。在煤電水電時代，我國儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)模較小，進(jìn)入新能源時代后，其產(chǎn)業(yè)規(guī)模實現(xiàn)大幅增長。
二、儲能細(xì)分產(chǎn)業(yè)鏈解析
儲能產(chǎn)業(yè)由于技術(shù)分類多元，各類產(chǎn)業(yè)鏈資源差異較大，因此選取當(dāng)下投資熱度較高的鋰離子電池、氫儲能兩大細(xì)分領(lǐng)域進(jìn)行梳理。
1.鋰離子電池儲能產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)崂?/strong>
1.1產(chǎn)業(yè)鏈
鋰離子電池儲能產(chǎn)業(yè)鏈包括上游設(shè)備商、中游集成商和下游應(yīng)用端，其核心是中游集成商的儲能系統(tǒng)，主要包括電芯、EMS(能量管理系統(tǒng))、 BMS(電池管理系統(tǒng))、 PCS(雙向變流器)等多個部分。電芯是儲能系統(tǒng)的核心，成本占比約67%;BMS主要負(fù)責(zé)電池的監(jiān)測、評估、保護(hù)及均衡等;EMS負(fù)責(zé)數(shù)據(jù)采集、網(wǎng)絡(luò)監(jiān)控和能量調(diào)度等;PCS可以控制儲能電池組的充電和放電過程，進(jìn)行交直流的變換。鋰電池主要包括磷酸鐵鋰和三元鋰電池兩類。
1.2行業(yè)發(fā)展與競爭情況
國內(nèi)儲能電池競爭格局正逐漸集中，國內(nèi)出貨量行業(yè)集中度CR5為54%，其中寧德時代2019-2020年位居首位，2020年國內(nèi)出貨量市占率17%。國內(nèi)企業(yè)中比亞迪2020年海外出貨量領(lǐng)先，但海外份額僅6%，海外市場仍有龐大替代空間。
1.3行業(yè)限制因素
鋰離子電池的原材料，主要包含鋰原料、鈷、鎳、銅等稀有金屬礦產(chǎn)資源。其中，鋰資源的供應(yīng)地主要包括我國青海、西藏、江西以及澳大利亞、智利等地;鎳資源主要來源于東南亞地區(qū);金屬鈷對鋰離子電池供應(yīng)的影響最大，其產(chǎn)地主要來源于剛果(金)?？傮w來看，我國鋰離子電池產(chǎn)業(yè)鏈原材料對外依賴程度較高，鋰資源是鋰離子電池主要限制因素，國內(nèi)鋰資源雖然長遠(yuǎn)來看并不缺乏，但短期內(nèi)開發(fā)成本較高，對外依存度較高。
1.4市場機(jī)會
鋰離子電池進(jìn)入電力儲能領(lǐng)域較晚，在交通工具電動化下，技術(shù)進(jìn)步較快，成本下降顯著，2012年以來成本下降超過75%，目前已成為電力儲能領(lǐng)域中應(yīng)用最為廣泛的儲能技術(shù)之一，在電力系統(tǒng)發(fā)輸配用各個環(huán)節(jié)均實現(xiàn)應(yīng)用。目前，鋰離子電池儲能系統(tǒng)仍面臨安全性、系統(tǒng)可靠性、壽命以及本體回收等問題，這是鋰離子電池在儲能領(lǐng)域中應(yīng)用所面臨的重大挑戰(zhàn)，也是未來鋰離子電池儲能系統(tǒng)重點(diǎn)攻關(guān)研究的方向。
總體來看，鋰離子電池的創(chuàng)新機(jī)會和創(chuàng)新需求主要圍繞技術(shù)本體、系統(tǒng)集成、部件選型等方面展開，開發(fā)高安全、長壽命、高效率的電池儲能系統(tǒng)產(chǎn)品成為行業(yè)新趨勢。同時隨著鋰離子電池規(guī)模化發(fā)展，未來退役的鋰離子電池的規(guī)模也會越來越大，通過電池回收將形成產(chǎn)業(yè)資源閉環(huán)，高效的電池回收技術(shù)將是該行業(yè)新的機(jī)會。
2.氫儲能產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)崂?/strong>
2.1產(chǎn)業(yè)鏈
氫儲能產(chǎn)業(yè)鏈包括上中下游。上游包括化石燃料制氫、煤制氫、天然氣制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、電解水制氫、高溫分解制氫、甲醇/液氮裂變制氫等;中游包括制氫裝備、低溫液體儲氫裝備、固體儲氫裝備、有機(jī)物液體儲氫裝備、儲氫新材料等;下游主要包括加氫站建設(shè)及運(yùn)維，如充電加氫站、加油加氫站、綜合能源站等，以及氫燃料汽車、供熱、發(fā)電等。
2.2行業(yè)發(fā)展與競爭情況
目前，我國是全球第一產(chǎn)氫大國。2012-2020年，我國氫氣產(chǎn)量整體呈穩(wěn)步增長趨勢，2020年氫氣產(chǎn)量超過2500萬噸，同比增長13.6%。其中，中國石化和國家能源集團(tuán)是國內(nèi)氫氣產(chǎn)量最大的兩家企業(yè)，中國石化氫氣年生產(chǎn)量達(dá)350萬噸，占全國氫氣產(chǎn)量的14%;國家能源集團(tuán)年生產(chǎn)400萬噸的氫氣，占總體產(chǎn)量的16%。
總體來看，我國氫能源生產(chǎn)市場集中度相對較低，2020年氫能源生產(chǎn)市場行業(yè)集中度CR2為30%。這主要是因為國內(nèi)企業(yè)的氫氣產(chǎn)量較為分散，大部分企業(yè)僅有幾百、幾干噸的氫氣產(chǎn)量;部分發(fā)展較好的企業(yè)生產(chǎn)規(guī)模能破萬噸，能達(dá)到百萬噸級別的鳳毛麟角。不過隨著各大央企進(jìn)入氫能源行業(yè)，先后有大型企業(yè)表示開展氫能源行業(yè)布局，未來市場集中度將會提升。
2.3行業(yè)限制因素
氫氣儲存與運(yùn)輸具有較大難度。一方面，氫氣是世界上密度最小的氣體，體積能量密度較低，擴(kuò)散系數(shù)較大;另一方面，氫氣的燃點(diǎn)較低，爆炸極限寬，對儲運(yùn)過程中的安全性也有極高的要求。
氫氣儲運(yùn)成本的降低有賴于基礎(chǔ)設(shè)施的完善。對于氫氣的短途運(yùn)輸而言，高壓氣態(tài)儲運(yùn)仍將是主要的手段。目前儲氫瓶+長管拖車是應(yīng)用最為廣泛的氫氣儲運(yùn)形式，所需的運(yùn)輸成本與基礎(chǔ)設(shè)施投入相對較低，但運(yùn)輸規(guī)模與運(yùn)輸半徑也較為有限。
當(dāng)前，加氫站建設(shè)成本較高，前期鋪設(shè)仍需外部推動。氣態(tài)加氫站所需的平均投資為140萬美元(日加氫能力770千克)，液態(tài)加氫站的投資成本則為190-420萬美元(日加氫能力1400-1620千克)，其中壓縮機(jī)、儲氫罐、制冷設(shè)備、加氫裝置是投資成本的主要構(gòu)成部分。因此，未來盈利能力的提升一方面來自設(shè)備成本的降低，另一方面則來自下游加氫需求的增長對設(shè)備投資、運(yùn)營成本的攤薄。
2.4市場機(jī)會
短期內(nèi)，靠近用戶側(cè)的可再生能源制氫項目有望率先迎來發(fā)展。如，2019年國內(nèi)企業(yè)寶豐能源啟動了200MW光伏發(fā)電和2萬標(biāo)方/小時電解水制氫儲能及綜合應(yīng)用示范項目，在生產(chǎn)基地中部署光伏發(fā)電與電解水制氫系統(tǒng)。根據(jù)目前部分投產(chǎn)的情況，光伏制氫的綜合成本可控制在1.34元/標(biāo)方，未來成本有望進(jìn)一步降低至0.7元/標(biāo)方，基本與化石能源制氫的成本相當(dāng)。
中長期看，氫燃料電池將在商用車領(lǐng)域進(jìn)行滲透。相較于鋰電池，氫燃料電池在續(xù)航里程、加注時間、低溫適應(yīng)性上具有一定優(yōu)勢，更適用于長距離、大功率的商用車場景。目前，氫燃料電池客車或物流車的經(jīng)濟(jì)性明顯落后于純電動汽車，隨著氫燃料電池技術(shù)的進(jìn)步以及氫氣制取、儲運(yùn)成本的下降，長期來看氫燃料商用車生命周期內(nèi)的全持有成本有望下降到與純電動汽車相當(dāng)甚至更優(yōu)水平。
三、儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議
對政府而言，需要制定儲能長期發(fā)展戰(zhàn)略，明確儲能在電力系統(tǒng)中的作用及價值，出臺儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展保障政策;制定儲能技術(shù)發(fā)展路線，針對當(dāng)前熱點(diǎn)及前沿技術(shù)給予重點(diǎn)支持，突破關(guān)鍵技術(shù)的研發(fā)，鼓勵儲能技術(shù)創(chuàng)新，另外通過政策引導(dǎo)為較為成熟的儲能技術(shù)提供市場空間;加強(qiáng)校企、院企共建實驗平臺的建設(shè)，推進(jìn)儲能關(guān)鍵技術(shù)國產(chǎn)化發(fā)展、促進(jìn)創(chuàng)新型儲能技術(shù)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展。
對企業(yè)而言，需要深挖利用電動汽車容量資源，通過發(fā)展虛擬電廠技術(shù)聚合分散的動力電池儲能資源、提高充放電過程的電網(wǎng)友好性，促進(jìn)儲能與電動汽車融合發(fā)展，以輕資產(chǎn)運(yùn)營模式降低全社會總資產(chǎn)投入;關(guān)注退役動力電池梯次利用資源以及相關(guān)技術(shù)難題，通過退役電池資源“再利用”延緩新增電池制造投資、降低生產(chǎn)中的碳排;優(yōu)化儲能選址布局，運(yùn)用5G、物聯(lián)網(wǎng)、云計算等技術(shù)實現(xiàn)集中控制、設(shè)備共用，通過“共享模式”提高儲能電站間、儲能電站與風(fēng)光電場的協(xié)同性，以分散建設(shè)來減少儲能建設(shè)規(guī)模與成本。
對投資機(jī)構(gòu)而言，儲能行業(yè)的高增速為相關(guān)標(biāo)的帶來了投資價值，后續(xù)應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注業(yè)績彈性更高的標(biāo)的：一看儲能收入&利潤占總體比例。儲能利潤或收入在公司總體中占比越大，業(yè)績彈性越大。二看海外收入占比。目前海外收入毛利率顯著高于國內(nèi)，因此海外收入占比高的公司業(yè)績彈性大。三看產(chǎn)品屬性。目前ToC產(chǎn)品盈利水平顯著高于ToB類產(chǎn)品，因此ToC產(chǎn)品供應(yīng)鏈的公司業(yè)績彈性大。
(作者單位：北大科技園創(chuàng)新研究院)
