储能火爆:两年前创业差点破产如今起死回生

  这是时下最火热的储能应用场景之一。海外市场已经中国玩家被点燃,过去一年中国便携式储能出货量达到438.8万台,占全球总出货量90%。

  在内蒙古的一片草原上,许多百米高的风力发电机错落着等大风刮来,将风力变成电力。这些从大自然汲取来的电力,天然具有波动性和季节性。想在无风时也把电力稳定地输送到千家万户,也需要储能的支持,将风光电力暂时存储起来,用电时再释放给电网。

  过去几年,尽管双碳概念火热,但储能作为配套产品,一直活在风力光伏发电的“阴影”之下,关注度并不高。

  直到国内新能源配储政策、俄乌战争、国际能源价格飙升多重刺激下,储能发挥作用的边界与场景正在被不断拓宽,呈现出国内、海外两处市场需求井喷的画面。

  一位储能企业高管告诉36碳,前两年有一家专门做储能电池集成的企业,因濒临破产想把公司卖掉,但现在该企业已经在一些储能榜单上排名很靠前了。

  首先是政策出台的密集程度出乎业内人士意料。一位行业人士告诉36碳,储能行业几年才出台一个政策,现在一年能出台几十项政策。光是今年6月,国家及地方共发布储能相关政策54条(国家出台政策6条,地方出台政策48条)。

  目前,国内已有23个省市颁布了新能源配储政策,要求新能源电站通过自建或租赁的方式,按装机容量10%-20%比例配置储能设备。

  同时随着风光电的建设规模扩大,储能产品的销量也水涨船高。7月27日,国新办在新闻发布会上表示,2022年上半年可再生能源发电装机总量突破了11亿KW,水电、风电、太阳能发电量较快增长,和去年同期相比分别增长20.3%、7.8%和13.5%。

  这个看似与国家电力系统颇为紧密的行业,正在呈现出全民参与的火热迹象:不仅存在风光电/火电厂人士口中,同时活跃在工业园区、商业用电领域,还出现在户外活动、家庭用电的日常生活里。

  “储能已经不是单纯为风光发电服务的产品了,而是为了让更多场景拥有不断电的能力。这其实长期存在,只是大部分人在储能爆发时都在关注发电侧、电网等大型储能。”一位储能行业的资深人士告诉36碳。

  中科创星创始合伙人米磊向36碳表示:“前几年风光电产业处于发展较猛的状态,但风光电的储能配套能力没有完全建立起来,原有储能企业的批量生产能力没完全准备好,有点跟不上需求。”

  于是宁德时代、亿纬锂能、鹏辉能源、蜂巢能源等电池企业开足马力,纷纷扩大储能电池产能。“国内储能现在处于抢产能、抢施工、抢交付时期。”一位业内人士表示。

  而在上述提及的便携式储能领域,华宝新能、正浩、德兰明海等行业头部公司除了出海抢单之外,也在积极拓展国内市场。不少巨头闻风而来,华为、小米、宁德时代等都推出类似产品。

  然而,这不仅是已有巨头的新赛场,创业公司也能在这波热潮中找到从0-1的机会,包括小型储能电池集成、新型储能技术路线崛起如液流电池、钠离子电池等。

  比如在新型储能技术领域,专注于液流电池的北京普能、大连融科、湖南银峰、国润储能、中和储能等,钠离子电池领域的中科海钠、浙江钠创、众钠等公司都受到了资本的热烈追捧。

  有投资人向36碳表示,储能行业爆发太猛,很多项目都处于被疯抢的状态。像国润储能、中科海钠等企业,同时有数百家机构在抢,“实在太火了”。

  这也是当下储能行业呈现出来的多元、复杂状态:既是宁德时代这类电池巨头的*战场,也能容得下创业公司的从无到有。本篇文章中,36碳希望能够还原储能行业的多元化面貌,试图回答以下三个问题:

  1、储能是什么?真实需求来自哪些场景?有哪些技术路线、行业爆发之际,现有玩家如何应对?如何在巨头下场之际寻找新市场?

  就像古代人将火种制作成火折子,需要照明时再拿出来吹一吹。储能也是如此,尽管场景多元且复杂,但本质上都讲述了同一件事:新能源电力“火种”的跨时空存储和流转。

  直接驱动力来自国家电力结构的变革。从中国发电结构来看,煤电发电量占比从2015年的72%下降至2021年的61%,新能源发电占比提升明显。2021年风电和光伏发电占比达到8%、4%。从新增装机占比看,2021年风光新增装机占全国新增发电装机量58.1%。

  国网能源的一位研究员向36碳解释:当下火电厂的批准获得受到限制,火电会逐步减少,同时新能源发电装机量在增加,由此带来的电力峰谷不平衡性对储能的需求会越来越强烈。

  从需求来看,储能可以应用在非常多元、复杂的场景,场景可以分为发电侧(可再生能源并网、减少弃光弃风)、电网侧(电力调峰、调频)、用户侧(家庭、工商业用户)、输配侧以及辅助服务(5G基站备用电源)等。

  电力的吞吐之间,不仅可以缓解新能源发电侧的弃风弃光问题,也为传统火电机组提供了调峰调频服务,同时能稳定电网,减少电网波动性。

  用户侧需求趋向多样。除便携式储能开始受到青睐之外,在一些工业商业园区,光伏+储能/独立储能也能帮工商企业在电力低谷时充电、电力高峰时放电,节约成本,未来还可以并入电网,利用电价峰谷套现。

  特斯拉也在做家庭储能。今年5月,特斯拉在美国开展了Powerwall家庭储能电池的试验项目。结果表明,设备能够在几秒钟内激活空闲的电池容量,并为电网提供输电服务,进而减轻德州电网的压力。

  国内则是不断出台政策,刺激储能的发展。不同省份聚焦的重点有所不同。如内蒙古、山西、甘肃、新疆等省份风光资源充足,但弃风弃光问题突出,因此以发电侧、电网侧储能居多。

  而广东、浙江等省份峰谷电价差很大,低谷电价可能是5-6毛,峰值电价能达到2块多。企业可以低价存电,高价卖出,既可以节省电价,也可以利用价差套利,无形中还可以为电网的调峰做出平衡,因此更关注用户侧的储能应用。

  多元应用场景要求衍生了不同的储能技术路线。目前主流的储能路线主要有机械储能、电化学储能。机械储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等形态,电化学储能则以锂电池为主,液流电池、钠离子电池等技术也在兴起。

  但长期以来,全球和中国储能市场都是抽水蓄能的天下,占比达到九成。尽管抽水蓄能的建设周期非常长,动辄5-10年,投资也往往达百亿规模,但从其50年以上的使用寿命、巨大的波峰容量来看,这是最实惠、也是性价比*的一种储能方式。

  压缩空气储能模式也具备大规模、长延时、集中式等优势,但同样也对地理位置有所依赖,需要建在盐穴、矿洞等地理位置上,灵活部署能力有限。飞轮储能则是凭借瞬时响应能力,在电力调频场景中有一席之地,但其功率较大,单位成本也高,难以大规模应用。

  “抽水蓄能是目前任何一种储能方式都不可比拟的,未来几年的调峰调谷肯定也还是以抽水蓄能为主。”上述国网能源研究员向36碳表示。

  他表示,到2030年抽水储能的占比还会达到70%-80%,2030年之后,随着抽水蓄能选址受限(需要选取有高度差的地势),抽水蓄能的发展会有一定放缓。同时随着电化学储能的锂电池成本不断下降,新技术不断成熟,2030年之后新型储能规模会逐渐超过抽水蓄能的规模。

  锂电池无疑是行业当前应用最广泛的路线年中国新型储能(除抽水蓄能之外的储能方式)装机规模累计5.73GW(1GW=1000MW,1MW=1000KW),其中近九成为锂电池储能。因响应速度快、能量密度较高、初装成本低、商业模式灵活,技术成熟,锂电池储能已经广泛落地。

  据了解,2022年上半年国内并网、投运的66个储能项目中,就包括51个电化学储能、12个抽水蓄能项目。

  中科创星创始合伙人米磊向36碳表示:目前来看,锂电池是最成熟的电化学储能方式,短期之内很难有路线能够直接超越锂电池,其他新型储能技术(如钠离子电池、钒液流电池)在储能领域有着巨大潜力。

  从价格来看,抽水蓄能的度电成本是0.3元/KWh,而锂电池的度电成本是0.62-0.82 元/KWh,系统工程价在1.8元/Wh左右,而液流电池系统工程价是锂电池的两倍左右,约4元/Wh。

  有投资人向36碳表示,发电侧、电网侧储能市场不适合初创公司切入,但一些小型电池集成、新型储能技术路线的机会。

  国润储能是新兴的钒液流电池初创企业。其董事长孟青告诉36碳:钒液流电池体积确实较大,虽然不适用于空间较小的场景,但非常适合长时储能场景。如果储能时长要从2小时做到8个小时,只需增加钒液流电解液就行,而不用改动电堆功率,后劲儿较强。

  麟阁创投表示,为应对新型电网产生的诸多需求,各种新型储能技术应运而生,目前来看,在4个小时以上的长时储能方面,全钒液流电池已经成为了电化学领域的*。

  据了解,国润储能已经与金风科技、上海电气、山西华电、国电投、陶瓷学院等单位就储能电站及分布式光伏项目建设已签署合作协议,部分项目已进入技术方案设计阶段。

  钒液流电池的火爆直接反应在二级市场上。7月以来,钒液流电池概念股一路攀升,其中龙头股攀钢钒钛股价从月初3.8元/股,*涨至7.87元/股,股价翻倍。几乎跟钒液流沾边的上市公司都涨停了一波。

  一个投资机构表示,在这样的行业大势下,如果只投一种储能技术路线年只投了新造车势力“蔚小理”中的一家。虽然错过了投资早期的蔚小理,但有机会投出储能的下一个宁德时代。

  新技术路线还需孕育,但锂电池储能的战事准备已经紧锣密鼓。据了解,锂电池储能系统由电池、储能变流器、管理系统其他设备及系统集成等核心组成。其中,电池和变流器成本在系统占比超过 60%。

  很多人可能知道,素有“宁王”之城的宁德时代在汽车动力电池领域占有极高市场份额,但不知的是,储能电池是宁德时代的三大核心业务之一。

  从财报来看,宁德时代2021全年储能业务营收136.24亿元,同比大幅增长601.01%。虽然储能营收只占整体营收十分之一,但凭借暴涨的业务增幅,有望超越锂电材料业务成为宁德时代的*大业务。

  2021年全球储能电池产量87.2GWh,宁德时代以一己之力占了全球近四分之一的市场份额,储能电池出货量达16.7GWh。看起来,这是宁王又一个碾压式的市场。

  蜂巢能源储能负责人黄征向36碳分享了储能需求一线的见闻。“过去很少能听到几百MWh的储能项目,但现在不仅有GWh为单位的项目,甚至有些地方政府想要10GWh的共享储能,这是以前不敢想象的,以前整个储能市场也才卖几GWh。”

  但根据国家规划,预计2025年,国内的新型储能装机容量要达到30GWh以上,而市场机构普遍预测的数字更是乐观得多。

  这也意味着,储能电池产能也要迎来大规模工业化生产时代,但这是以往储能行业所不具备的能力需求爆发已经超出行业人士的意料。

  黄征并不担心储能的大规模制造能力。“因为汽车行业经历过,所以我们知道怎么从1GWh变成10GWh,甚至变成100GWh,汽车行业*的优势就是规模化。车企最牛的地方,不在于把一辆车造的多么*,而是同时生产100万台车,且这100万台车的质量是一致的。”黄征表示。

  他担心的是电池原料问题。今年磷酸铁锂电池上游原材料价格暴涨(国家规定中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池),材料供货紧张,储能电池产能有限。预计要到2023年下半年,原料供需才会归于平衡。

  黄征表示,当下其首要工作就是抓产能,尽快把产能释放出来。“蜂巢能源明年会有两个储能基地提供量产能力,同时公司还在选址布局新的储能生产基地。我们的爆发会在后年,2024年我们的储能产能会达到几十GWh。”

  目前,蜂巢能源除了关注传统发电侧、电网侧储能,也在关注分布式和独立共享储能电站,其222安时、325安时两款刀片电芯产品可以在重卡换电和大型储能方面,互为补充。

  鹏辉能源是国内锂电储能的头部企业。鹏辉能源一位员工告诉36碳,储能电池的产线基本与汽车动力电池产线通用,但储能对电池循环充放电次数要求更高,达6000次-8000次,而汽车动力电池的循环次数只需满足1000-2000次。

  他表示,目前最难的也是如何把储能电池产能扩张速度提上来,“扩1GWh大小的产能,从开始到投产最快要八个月到一年时间。”

  他担心,等宁德时代等电池公司的产能整体释放出来之后,储能行业的竞争性可能比汽车领域还要激烈。“到时候可能不仅PK产能,还有产品性价比,不会像现在日子这么好过。”

  目前鹏辉能源以海外家庭储能为主,工商业储能是明年重点发展的业务。“家储利润好,空间大,但分布式的工商业储能量更大。虽然中国不缺电,但周边国家甚至发达国家对电的需求是很高的。所以明后年我们肯定会再做调整,哪个量更大,做起来更集中,我们会投入更集中一点。”该鹏辉能源员工表示。

  一位阳光能源中层人士也向36碳表示,他们正在努力挖掘一些还没有被巨头注意到的场景。阳光能源此前一直在做储能逆变器,但也积累了一些系统集成的能力与业务。

  他认为,储能场景复杂,产品有大小差异,小到微型用电,露营用的两度电产品,国外家庭能用的几十度电产品,工商业用的几百度电储能,大到发电厂商用的几百兆瓦时产品,产品标准化比较难。“一个玩家想要把所有储能场景都垄断,还是不太可能的,因为市场足够大。”

  不过也有投资人表示:从长远来看,一定会有行业巨头覆盖储能各个领域,但当下行业还在爆发初期,巨头们正在抓电池产能和客户,无暇顾及一些比较分散的市场。“所以到2025年之前,中小型公司会有一个窗口期。”

  总而言之,无论出于国内政策,还是海外市场,都已经激活了行业所有玩家,不论大小。在一个确定增长的巨大赛道面前,所有人能做的就是,蒙眼狂奔。

  但激增的需求背后,储能产品的商业模式是否已经足够清晰?鹏辉能源员工告诉36碳:目前便携式储能、海外家庭储能等分布式的产品商业化模式已经很清晰。国内电价较低,且不方便安装光伏屋顶,家庭储能市场主要在国外,商业利润在15%左右甚至20%。

  “欧洲电费很高,几欧元一度电,家庭储户用了产品之后5-10年能收回成本,所以我们定价时的毛利率肯定不能低于15%。”该鹏辉能源员工说道。

  在国内,储能市场主要由发电侧、电网侧来驱动。由于涉及电力并网问题,发电侧和电网侧的储能商业模式显然要复杂得多。

  据了解,国内储能产品营收主要分为三个方面:一是售卖集中储能/独立储能产品、提供运维服务产生收入,企业主要通过投标方式获单;二是为发电站和电网存储多余电力、提供电力调频调峰等辅助服务,电站每调用一次储能,企业也会有相应收入;

  三是面向用电侧如工商业用电,在电力峰谷差价过高的地区,储能产品可以将低价电力存储起来,在电价高峰时为企业提供电力。一位国网能源研究员将电力交易重心类比成证券平台,“就像股票一样,低买高卖,赚市场价差。”

  但当前发电侧、电网侧储能的招投标并不赚钱,甚至出现低价竞争的方式。一位企业高层向36碳表示:“短期来看,价格确实是困扰大家的一个问题,困扰发电侧公司,同时也困扰我们,这些项目都搞招标,一招标大家就血拼,拼完之后发现没钱赚,大家都觉得没意思。”

  上述国网能源研究员告诉36碳,他们在调研中发现,一些新能源发电站配置了储能之后,很多时候储能产品处于零调度的状态,没有真正地融入国家电力系统。

  他认为,经过行业近年的发展,储能能够发挥作用的理想场景足够清晰:为电站调频、电网调峰、企业备用电池、新能源风光消纳等。

  “但储能发挥作用之后,怎么样来量化作用使企业获利?这个还没有完全理清楚。比如新能源建储能电站,电网、平常老百姓、工商企业用户都获益,那获利用户以什么样比例承担支出?老百姓是不是要在平常交电费里面,出几分钱支持储能的发展?电网公司是不是给储能电站一部分钱?火电厂也配置储能参与调峰之后,是不是也要出钱?出钱的比例到底是多少?”

  如果这些没有厘清,即便新能源发电站已经配置了储能,后续也很难有动力继续调度储能产品提供辅助服务。

  他表示,针对这些问题,国家要求遵循“谁提供谁获利,谁受益谁承担”原则,并已经出台了《电力辅助服务管理办法》指导性文件,确认储能独立主体身份、独立储能参与辅助服务市场的补偿标准。但政策推行的成效如何,还需要在一个个储能项目中持续验证。

  7月27日,国新办在新闻发布会上表示,新型储能处在从研发示范到商业化发展初期的一个过渡阶段。未来还将继续推动新型储能的试点和示范,建立新型储能的成本疏导机制可以推动新型储能的商业化应用和发展,同时指导各地做好新型储能的专项规划研究,指导各地因地制宜、多元化发展储能等。

  “政策配储带来了一定的出货量,但还不能称之为“市场驱动力”,只有在电力系统中真正起着辅助服务作用,支撑电网和为新能源提供消纳,才是真正的商业化。”一位业内人士说道。

  就像任何产业发展早期,政策的扶持只是迈出了*步。只有行业真正融入市场运作,企业才站在真实的风口之上。

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