深圳：2023年集成电路产业收入预计突破2000亿元
06-06
“储能行业没有终极体量，只有新增体量”。
今年上海SENC储能展期间，协鑫集团董事长朱共山表示。
有多少卷？ 国务院印发的《年前碳达峰行动方案》提出，今年我国新增储能装机容量将达到30GW以上。
中关村储能产业技术联盟数据显示，截至年底，我国新能源累计装机容量已达34.5GW/74.5GWh。
其中，新增投产规模为21.5GW/46.6GWh，是全年新增投产规模的3倍。
其背后的逻辑是，在“双碳”背景下，风电、光伏装机快速增长，而风电、光伏发电的不稳定给电网带来了巨大挑战。
同时，由于风电、光伏发电曲线与用电曲线的差异，出现了调峰问题。
越来越困难，进而影响新能源的消耗。
如果储能电站与风电场、光伏电站联合建设，取之不尽用之不竭的风电、太阳能发电就可以及时储存在这个“大充电宝”中，需要时再释放，从而提高了发电的运行效率。
电力系统。
。
因此，各地“风光储”（或称新能源分配储）政策的出台，促使储能需求快速增长。
尽管市场增长前景确定，但近年来储能产品产能快速释放，市场供大于求，导致产品价格下跌。
中储科技公布的年度电池芯框架招标情况显示，储能电池片报价已低至0.0元/Wh，较今年1月基准价下降超过50%。
种种迹象表明，我国新能源储能产业虽然起步较晚（2016年双碳目标提出前后），但发展迅速，目前正在走向与光伏高度相似的发展道路。
行业：产能过剩、产品同质化。
，价格战愈演愈烈。
需要指出的是，目前新能源储能产业的体量主要体现在基于锂电池的短期储能（储能时长一般在2小时以内）。
随着太阳能、风能装机比重不断提高，其发电量与终端电力需求的匹配问题越来越严重，长期储能的重要性开始凸显。
长期储能凭借其长期、大容量的特点，可以在较长时间内调节新能源电力的供应。
2019年8月，国家发改委、能源局下发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，要求“新建超过电网企业保证并网电量的可再生能源发电项目，必须配备超过电网调峰能力”。
4个小时。
”随后，内蒙古、新疆、辽宁、河北、上海等地陆续响应，提出储能时长4小时以上的要求。
全球咨询公司麦肯锡预测，长期储能潜在市场空间将从今年开始大规模增长，全球累计装机容量将达到30-40GW，累计投资约100美元百万。
九鼎投资表示，与短期储能相比，长期储能作为近年来新兴的储能细分市场，企业进入门槛更高，竞争环境也更好。
01 政策支持启动，商业化问题解决。
根据需求场景不同，储能可分为：大型储能、工商业储能、家庭储能。
其中，大存储服务于供电侧（电站）和电网侧（电网公司）。
长期储能一般是大容量储能。
目前，新能源储能产业主要是政策驱动。
据中关村储能产业技术联盟统计，2004年至2016年，国家和地方政府近期出台了与储能直接相关的政策。
特别是新能源配储的政策方向，原本由中央“鼓励”，但在各省、自治区、直辖市的实施过程中逐渐演变为“强制”。
因此，新能源储能产业，特别是基于锂电池储能的短期储能，在没有市场价值的情况下，面临着配置而不是存储的问题，甚至出现“劣币驱逐良币”的问题。
以供电侧配储为例，由于配储容量和持续时间的限制，其对供电侧企业的用电影响相对有限。
企业配备储能只是为了满足新能源项目建设的审批要求，较少考虑后续储能的实际运行情况，建设过程中会倾向于选择成本较低的解决方案，例如限电期间的一部分。
另一方面，据中国电网报道，如果光伏电站配备装机容量20%、持续时间2小时的储能项目，其初期投资将增加8-10%；而如果风电场配备同等容量的储能项目，其初期投资将增加8-10%。
投资成本将增加15%-20%。
由于建设储能会大幅增加项目的初始投资成本，新能源企业更倾向于选择初始成本较低的储能产品。
储能企业竞标时，存在“价低者胜”的现象。
就投资收益而言，大竹的主要盈利方式有： ?在供电端，参与电力现货市场交易，充电时按市场价格收费，放电时作为发电机组向市场出售电力，并利用峰电与谷电价差进行套利。
?在电网侧，为电力系统提供调峰、调频等辅助服务。
例如，频率调制。
频率的变化会对发电和用电设备的安全高效运行和寿命产生影响。
储能（特别是电化学储能）调频速度快，可以灵活地在充电和放电状态之间切换。
?享受政府补贴。
例如，电网侧独立储能电站实行容量价格机制。
政府或特定机构根据公平评估结果直接制定容量补偿价格，并向相关发电企业提供相应的容量补偿费。
补偿费用一般由电力用户共同承担。
以某省MW/MWh储能电站为例，根据公开数据测算，其年投资收益可达1万-1万元。
1、参与电力现货市场交易：两小时平均可获得电价差约0.5元/千瓦时。
循环效率85%，全年运行天数，每天一次充放电循环，考虑到储能运行等因素，年收入可在1万元左右。
2、参与辅助服务：调峰方面，全省年度示范工程期间，对独立储能电站调峰补偿0.2元/千瓦时，保证通话时间10小时/年，并给予补偿全年可获得10000元；在调频方面，大型储能电站如果能参与一次调频（小规模微调）和二次调频（大规模粗调），年收入可达1万至1万元。
然而，根据电网的需要，储能电站可能无法兼顾各种辅助服务。
3、获得政府补贴：根据省最新政策，MW/MWh独立储能电站容量补偿可达1万元/年。
按照目前锂电池储能投资标准，配置储能2小时（EPC总包）总成本约为2元/Wh，MW/MWh储能电站投资额约为4亿元。
从运营经验来看，为了保证项目不遭受损失，电站每年需要获得的收入水平可能在1万元以上。
显然，即使在理想条件下，储能电站实现的实际效益与预期效益仍存在差距。
对于光伏、风电企业来说，增加储能意味着增加投资、降低收益。
《中国新型储能行业发展白皮书》测算显示：以内蒙古某兆瓦级光伏发电项目，配套20MW/40MWh储能电站为例，在纯光伏发电场景下，其内部收益率（IRR）高达7.43%一代;而有了储能，即使接受政府补贴并参与辅助服务，IRR也只有6.41%。
虽然长期储能行业尚未出现“有配无储”的现象，但初期投资成本高于短期储能。
为了解决新能源分配和存储的商业化问题，近年来业界的一种尝试是“共享储能”模式：这种集中式大型独立储能电站不仅满足自身电力需求电站，同时也为其他新能源电站提供服务。
。
对于供电公司来说，降低新能源配套储能的建设成本，降低日常运维成本；对于电网公司而言，多点集中式中大型储能电站将有利于电网的平衡。
在国家发改委、能源局和地方政府的鼓励下，共享储能电站规模普遍较大，建设者通常是地方国企，但也有电网公司自己建设共享储能电站。
储能电站。
在收费方面，各省的收费标准有所不同。
作为共享储能电站盈利模式较为典型的省份，山东和湖南的储能租赁成本分别约为人民币/千瓦和人民币/千瓦。
据九鼎投资研究，在江浙等峰谷电价差异较大的地区，共享储能电站的内部收益率可达7%以上。
这已经达到了很多央企和地方国企内部投资收益率的底线。
此外，据九鼎投资介绍，光伏、风电等新能源产业的“体量”也正在为储能产业留下更多的成本空间。
以光伏为例，IRENA（国际可再生??能源机构）的报告显示，年内全球光伏电站平均发电成本下降82%，组件价格下降90%以上。
近年来，光伏行业降价趋势持续。
这意味着，在企业总体投资预算不变的情况下，光伏发电成本降低，更多的成本可以用于配电和存储。
02 多种技术竞争，应用需要“因地制宜”。
光伏行业下一代电池技术路径争夺战正如火如荼地进行。
如今，储能行业也是如此。
具体来说，根据存储介质的不同，储能技术大致可分为：电能存储、热能存储和化学储能。
其中，由于电能可以转化为化学能、电磁能、势能、动能等形式存储，因此电能存储技术包括电化学储能、电磁储能、机械储能等。
储能技术中，抽水蓄能、光热储能（主要是熔盐储能）有着较长的大规模应用历史。
然而，全球大部分熔盐蓄热项目集中在西班牙、意大利、美国、南非、摩洛哥、智利等赤道附近地区。
熔盐储热在我国的应用是近几年才开始普及的。
在各类新能源存储中，电化学储能相对成熟，目前商业化应用最多。
目前，我国电化学储能大部分采用锂离子电池技术。
因为在新能源存储市场发展之前，锂离子电池技术已经得到消费电池、动力电池等市场的支撑，全产业链技术持续快速推进。
表现之一就是近30年来锂离子电池的成本下降了97%。
锂离子电池因其能量密度高而受到青睐，但也有不可避免的缺点：安全性不够、储能时间不够。
从我国储能政策目标来看，高安全、低成本、长寿命、大规模、高效、可持续发展是储能技术未来的产业发展方向。
尤其是安全性是储能路径选择的首要考虑因素。
据不完全统计，近5年来，全球共发生41起社会影响较大的储能电站火灾爆炸事故，其中美国6起、中国6起、韩国31起、比利时和澳大利亚各 1 个。
2017年，国家能源局发文明确，中大型电化学储能电站不得使用三元锂电池、钠硫电池。
就锂离子电池而言，电解液是一种易燃有机溶剂。
电池一旦受到内外短路、过充过放、过热挤压等情况，都可能导致电池热失控。
在储能系统中，锂离子电池密集排列。
单个电池的热失控会引起整个系统的连锁热失控反应，最终引起储能电站火灾甚至爆炸事故。
作为最接近抽水蓄能的电化学储能产品，液流电池的输出功率和储能容量可独立设计。
应用于大规模储能时，成本更低，安全性更高，储能时间可达8小时。
以上，整体使用寿命可达25年以上。
而且与磷酸铁锂和三元锂这两种主导锂电池不同，液流电池的种类更多，技术路径上有很多选择和可能性。
目前商业化程度最高、技术成熟的液流电池是全钒液流电池。
全钒氧化还原液流储能电池充放电循环寿命大于2万次，日历寿命大于15年（一般大于20年）。
它是所有类型的二次电池中寿命最长的。
液流电池诞生已有近50年的历史。
长期以来未能进入大规模应用的主要制约因素是：能量密度低（仅为锂电池的1/10）、尺寸过大、适用场景有限、经济性不足。
然而，近年来，液流电池储能系统的成本一直在快速下降。
以全钒氧化还原液流储能电池为例，据九鼎投研称，目前行业内先进企业的交货价格已降至锂电池储能系统的两倍左右。
但综合考虑使用寿命、电池材料回收利用等因素，钒液流电池在4小时以上的长期储能方面，表现出了比锂电池储能更好的经济性。
有趣的是，对于锂电池和液流电池各有优缺点，业内专家也结合各自的优点设计了锂离子液流电池。
根据电解液化学成分的不同，液流电池除了全钒液流储能电池和锂离子液流电池外，还有锌/溴、锌/铁、铁/铬、多硫化钠/溴等。
它们具有不同的能量密度、工作温度范围和充电和放电时间。
除了电能存储技术之外，热储能技术中的光热储能和化学储能技术中的氢储能也各有发展潜力。
例如，在干旱平坦的戈壁、沙漠地区，不具备开展抽水蓄能、空气压缩储能等项目的地质条件。
这些大型基地发电量大、工作环境恶劣，也对成本高、寿命短、温度敏感的电化学储能提出了严峻的挑战。
相比之下，通过熔盐作为传热和储存介质，光热储能不仅可以满足大储能容量和长期储能的要求，而且经济，在恶劣的自然条件下也能安全稳定。
运行25-30年。
总体来看，九鼎投资观察到，各类新型长时储能技术大部分仍处于示范阶段。
结合不同的使用场景，可以因地制宜地选择最适合的储能路线。
至于哪种技术路线最终能够引领储能行业的发展，可能还需要从5-10年以上的长远角度观察。
03 抓住细分行业机会，强者恒强。
长时储能仍处于产业发展的早期阶段。
当各种技术路线尚无定论时，如何找到确定性？ 目前，国家政策对一些储能细分技术路线给予了一定的引导。
例如，2016年《国家能源局综合司关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出，“十四五”期间，全国每年新增光热发电建设规模将达到1万千瓦左右。
并提出结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快实施一批光热发电。
项目。
这意味着，如果企业在这些地区建设光热发电项目（光热电站自带光热储能），可能会获得更多的资源倾斜。
对于那些还没有明确政策支持的细分技术路线，需要深入产业链，在产业链各个环节寻找机会。
以钒液流电池为例，整个钒电池储能系统主要由电堆、电解液、逆变器、智能控制、储罐、容器以及管道泵、阀门、传感器等组成。
就钒电池的核心部件——电堆而言，九鼎投资认为电堆材料中电极材料存在更高性能的材料替代机会，而隔膜材料和双极板（包括阳极和阴极端板）则存在更高性能的材料替代机会。
是成本降低的空间。
电极材料主要是碳毡。
目前国际上性能较好的碳毡厂家主要在日本，国内能制作液流电池的碳毡厂家约有5家。
行业正在以更高性能替代碳布，但由于生产线改动较大、技术门槛较高，尚未完全产业化。
在离子交换膜方面，目前全球钒电池主要采用美国杜邦公司的Nafion全氟磺酸树脂交换膜。
作为全钒氧化还原液流电池的标准隔膜，其在电解液中具有较高的稳定性。
目前，国内外多家企业正在自主创新开发成本更低的膜。
随着国内离子交换膜的逐步推广，预计三年内该产品还有30%以上的降价空间。
与电极材料和膜材料相比，双极板的技术门槛略低。
在中国市场，中国企业的市场份额约为90%，德国企业占据剩余份额。
但该行业的成本预计将下降30-50%。
以太阳能热储能为例，其建筑产业链较长，主要由聚光、吸热、储热与换热、发电四大环节组成。
据九鼎投资介绍，光热电站储热换热板块涉及熔盐、熔盐储罐、熔盐泵、熔盐阀门、制盐设备、加热器、换热器、保温材料等材料和设备，等等，细分行业机会很多。
其中，在熔盐行业，由于我国光热发电行业目前正处于起步阶段，国际熔盐厂商凭借集团优势开始进入国内光热发电市场。
随着国内光热项目建设的加速，中国熔盐供应企业也开始显现本土化优势。
太阳能热电站使用的熔盐通常为硝酸盐混合物（如硝酸钠、硝酸钾），具有熔点低、热容量大、热稳定性高、腐蚀性低等优点。
九鼎投资研究发现，熔盐行业仍然存在通过技术创新提升产品性能的机会，例如降低硝酸盐产品中氯化物（有一定腐蚀性）含量，进一步提高耐腐蚀性，延长能源中金属设备的寿命存储系统。
设备寿命。
包括液流电池储能和光热储能，长效储能行业也有电池系统集成商。
事实上，根据九鼎投资的观察，长时储能并不是重资产的制造业，更多的是轻资产的整合模式。
但集成的门槛并不低：电池系统涉及材料和设备较多，如何提高其适应性有很高的设计门槛。
而且，我国储能行业的业主大多是国有电力企业，能够进入其供应商名单的通常都是龙头企业。
客户订单越多，工程经验越多，成本下降得越快，规模也越大。
因此，长期储能行业未来的竞争格局是：参与的企业不会太多，强者恒强。
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