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2020年储能市场何去何从?

2020-02-27 14:21:14 来源:华东储能领跑者联盟 点击:400

【大比特导读】2019 年中国储能产业链遇冷,主要受制于市场源的问题,但海外储能市场却出现几近翻倍增长,究其原因主要系电力市场交易规则及政策补贴两方面的异同所致。

2020开始,中国乃至世界范围都在抗击新冠疫情,明显的感觉就是行业内的有关储能的新闻报道大幅缩水,储能行业内企业也都在适度调整心态和整合资源。相关大小厂商们都对储能行业的态度也呈现两级分化,在其产能/目标调整上也由其不同。EESA立足华东,面向全球,深入了解了一些核心的华东储能企业复产后,对储能2020的整体走势持乐观态度。正所谓:“目标不能减,拔刀要见红”。

储能

最近有一个标题很醒目:为什么要发展储能?≈吃饭为啥需要碗?储能的本质是平抑电力供需矛盾,新能源发展创造新的储能需求。全球范围内新能源渗透率加速提升为大势所趋,在这个过程中,电源生产连续性和用电需求间断性的不平衡将持续存在,故储能的重要性不言而喻。

2019 年中国储能产业链遇冷,主要受制于市场源的问题,但海外储能市场却出现几近翻倍增长,究其原因主要系电力市场交易规则及政策补贴两方面的异同所致。使得国内储能市场有“天然的平价压力”,而随着国内电芯产能持续释放,储能系统集成进一步优化,国内储能系统度电成本及 IRR 测算都将迎来拐点。面对中国国内未来十年万亿储能市场,我们有理由相信:是时候展现大家内功的时候了,不努力的理应就是被淘汰的。

国信证券有这样一个预测:储能的拐点就在眼前。我们也非常认同以下这个预测。国内在第一阶段,到2025年我国大部分地区用户侧储能可实现平价,储能市场空间可达6500亿。在存量市场渗透率为30%的情况下,我国储能装机规模可达435.1GWh,市场规模达6526.5亿元。其中,存量市场储能装机394.6GWh,市场规模可达5919.0亿元。假设此阶段电池:光伏配置比例为15%,放电时长4h,年新增集中式光伏8.1GW,渗透率为30%,则所需储能8.1GWh,年新增市场规模达 121.5 亿元。

在第二阶段,到2030年我国大部分地区光储结合可实现平价,储能市场空间可达1.2万亿以上。在存量市场渗透率为60%情况下,我国储能装机规模可达1186.8GWh,市场规模达12070.8亿元。其中,存量市场储能装机 930.3GW,市场规模可达9303.3亿元,假设此阶段电池:光伏配置比例为30%,放电时长4h,年新增集中式光伏50GW,渗透率为60%,则所需储能36.0GWh,年新增市场规模达360.0亿元。

这其中还不包括有存量的市场,据了解,国网这个“巨无霸”业主也会重拾储能,并通过储能技术在配电网侧的研究与示范下手,采取各种储能方式切入储能,本人的理解是三种:1. 断电类别=集装箱,移动电源车(100-300Kwh),UPS,2. 特殊类别=大动力(超级电容),3. 简便类别=户外柜(类似海外的户用储能)。就某移动电源车而言,疫情是灾,但极有可能培育这个细分类别接下来所带来的上百亿的市场空间。

下面我们来说一下电改和未来中国储能的商机,一个最现实的问题是,储能确实无处不用,不论发电侧,输电侧,配电侧和售电侧(用电,调度和通信环节)都可以大规模应用,但储能在输配电中的应用一定会是最有力的市场。反观2019大多数盈利的企业不乏有海外储能业务,以美国为例看国际上电力市场化改革的成果。1978年美国出台了公用事业管制政策法(较中国早24年),允许企业建立电厂并出售电力给地方公用事业公司。1992年能源政策法案出台,同意开放电力输送领域。1996年,为推进电力市场化改革,美国政府颁布法令规定无歧视开放输电网络,鼓励构建 RTO(区域电网运行中心)或 ISO(独立系统运行中心)来管理整个输电系统运行。此后,美国形成了联邦政府、州政府两级监管体系框架,并逐步形成了PJM、加州、德州、纽约、东南、南方、西南、西北、中土、新英格兰等10个区域电力市场。尽管电改的最终目的是降低终端用户电价,美国目前的零售电价并未出现明显地降低。在电力市场化改革较为成功的加州,也没有取消峰谷价差,而是随着可再生能源的发展,峰时段减少且后移,谷时段增加。以PG&E(太平洋燃气和电力公司)中小企业的 Time-of-use rate plans 为例,自2020年11月将开始执行新的峰谷时段,相较于现在,新的高峰时间由12PM-6PM变为4PM-9PM, 由下午转移到晚上且减少一个小时。新增一个春季的超低峰时间段9AM-2PM,价格将处于最低水平。可以说明在电改的背景下,随着可再生能源发电占比提高,峰谷价差将会持续存在,且有可能出现新的谷时段电价,从而为储能带来更多套利空间。

反观我国电力市场改革,我国电改大体分为三个阶段:第一阶段:(1996-2002年)市场化改革探索期。1996年出台的《电力法》赋予电力企业作为商业实体的法律地位。从1998年开始,我国尝试在电力行业实行―厂网分离、竞价上网‖的改革,并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、黑龙江6个电网为首批―厂网分离‖的试点单位。2000年1月山东、上海、浙江发电侧电力市场正式投入商业化运行。通过各试点单位的市场化运作,以其在发电侧引入市场机制,竞价上网,并积累经验,逐步向完善的电力市场靠近。第二阶段:(2002-2015年)开放发电侧竞争,打破垄断格局。2002 年,国务院印发《电力体制改革方案》(5号文),标志着我国电力市场改革的正式开始。国家电力公司被拆分为两大电网公司,五大发电集团和四家辅业集团(后整合为2个),发电环节产业集中度大幅下降,国家电力公司独家垄断的电力市场格局被初步打破。同时通过在发电侧引入多元投资主体,建立了发电侧企业竞价上网的竞争机制。从根本上改变了长期以来电力市场供给不足的矛盾,但也造成了发电行业整体产能过剩。

第三阶段:(2015年-至今)管住中间,放开两头。2015年,中共中央办公厅发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9 号),标志着我国新一轮电力体制改革的开始。电改的基本原则和重点是区分竞争性和垄断性环节,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,在发电侧和售电侧开展有效竞争,培育独立的市场主体,着力构建主体多元、有序向社会资本开放配售电业务,形成适应市场要求的电价机制,竞争有序的电力交易格局。现阶段的电力市场化改革工作处于起步阶段,距离一个成熟运行的电力市场还有很大差距。

 

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