数字储能网讯：9月10-11日，由中国化学与物理电源行业协会、南方科技大学碳中和能源研究院、南方电网能源发展研究院联合100余家机构共同支持的碳中和能源高峰论坛暨第三届中国国际新型储能技术及工程应用大会在深圳召开。此次大会主题是“绿色、经济、安全、发展”。
来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的600余家产业链企业，1317位嘉宾参加了本届大会。
11日上午，东方江峡产投总经理李航受邀在“储能金融与投资专场”分享了主题报告，主题为《长时储能的投资机会》。
李航：我是来自东方江峡的李航，这是东方电气和三峡集团两家国企合资的一家机构，主要是做电力有关的投资，我今天是基于我的两家股东单位在储能装备制造之前做过一些示范应用的场景，跟大家汇报一下。
先讲一下为什么我们看好在长时储能领域的投资，昨天的论坛上，很多专家提到新能源入网的比例越大，对储能时长的要求就越高，具体有多高呢？很多人喜欢用美国加州独立运营商的数据，左边这个曲线浅色的部分是2015年的时候，最深色的部分是2023年的时候，我们看到随着新能源入网比例逐渐增加，对储能时长的要求会逐渐增加。电力系统领域有一个净负荷的概念，也就是说用电负荷需求，先用新能源去满足，整个的负荷需求减去新能源的负荷之后的部分叫净负荷，净负荷这部分需要火电、气电等传统能源满足的。我们看这个净负荷的需求，随着新能源入网比例越多，在一天当中净负荷的波动越大，这部分波动需要长时储能去平衡。
我们看山东电力现货市场这几年的变化，右图是2022年6月份的电力市场价格、2023年6月份价格的对比，同样看到了这个鸭子曲线，也就是在中午11点到13点之间，新能源光伏大发的时候，净负荷曲线处于非常低谷的时刻。
长时储能和新能源之间的比例关系如果定量来说到底是多少呢？我们找了很多资料，发现引用比较多的是一篇核心期刊做过的研究，这里面显示当风光的比例达到50%至80%的时候，长时储能可能是需要10小时以上。
中国的新能源风光发电占比从2020年的24%，预计到2030年会接近50%，到2060年接近80%，这是全球能源互联网合作组织做的预测。
现在中国国内对长时储能的政策，我们看6月份发布的《新型电力系统发展蓝皮书》怎么规划的呢？对于长时储能，在2030年至2045年这个总体形成期做了一些部署：规模化长时储能取得重大的技术突破，以机械储能、热储能、氢能为代表的10小时以上的长时储能取得攻关技术突破，实现日间调节平衡。到2045年之后，还要实现跨日的电网储能调节。在新型电力系统发展蓝皮书的附录还专门提到了关于美国的长时储能对中国的借鉴，里面提到能源部关于长时储能的规划，到2050年电网储能在4小时、6小时、8小时的配置分别是34%、25%和19%，大部分是4小时以上的长时储能为主。
国内第一个长时储能政策就是山东发布的试点政策，它配置4小时以上的长时储能对于补偿费的标准是按2倍执行的，按照租赁费给风光新能源的是按照1.2倍折算的储能规模，刺激的力度还不是特别到位。
根据中关村储能协会的数据，从存量来说，新型储能去年首度超过20%，达到了21%，累计装了13GW。从增量来说，去年新型储能装了7.3GW，其中90%是锂离子电池，但是压缩空气、液流、钠离子、飞轮等等技术路线也开始逐渐增多。
今天我们看长时储能的几种方式，抽水蓄能是最成熟的，还有压缩空气、氢、储热，以及电化学里面的液流电池。后面我分别把几种长时储能的成本和技术的投资方向跟大家做一些分享。
还是先说一下抽水蓄能，我觉得很多做投资的朋友一说储能都不提抽水蓄能，认为没机会了。我认为也不对，其实还是有些机会的。根据国家规划，加上三峡资本进行的梳理，我们梳理过截至2022年6月份已经开工的13个项目和110个进入规划的项目，国家规划的中长期，就是2021到2025年差不多新增30GW装机，2025到2030年新增差不多60GW装机，这是大概率能完成的。在抽水蓄能储能的部分，机电设备差不多占比30%，这一块是投资的重点。虽然机电设备里面，东方电气、哈电、浙富等等企业都已经上市了，但是技术进步上还是有一些机会的，比如说变速机组，现在用双馈变速调速，定子直接接入电网，转子通过变频器来接，这样就可以有更好的运行效率，经过测试如果变速机组10%的转速调节，输入功率可以在正负30%以上，有更好的适应电网变频调节功率的效果，所以抽水蓄能的技术进步方面依然是有一些投资机会。
长时储能的商业模式是我想和大家分享的重点内容，这张图里回顾了抽水蓄能两部制电价实施的过程，红色部分是当时出台的利好政策，紫色部分是一些比较负面的行业政策。2004年国家政策第一次提到抽水蓄能建设的费用要纳入电网的运行费；2014年的时候第一次提出两部制电价；2014年9月呼和浩特抽水蓄能公司第一台机组建设完成，开始向自治区发改委申请两部制电价，然而到2016年的时候国家发了省级电网输配电价管理办法，这时候又说抽水蓄能电站是跟输配电业务无关的资产，在输配电价里面不允许把储能的容量电费纳入输配电价，所以呼和浩特抽水蓄能电站到2015年6月的时候全部四台机组并网，一直到2018年的时候这个容量电费都无法落实，中间内蒙古发改委给蒙西电网集团多次协调，呼吁尽快结算电费，到2018年底依然有4亿的容量费无法落实。三峡集团也把所投资的呼蓄电站股权转让给了蒙西电网。
2019年的时候发改委发了897号文，进一步明确抽蓄成本不得计入输配电价；2021年633号文发布，才确定把抽蓄的成本纳入输配电价，并且要求电网企业及时结算，这里面同时规定了输配电价的标准，资本金回报率6.5%，按照已运行电站的前50%优秀的成本去核算它的运行费。什么时候核算出来的呢？2021年6月份发布的633号文，一直到2023年6月份才核定出来第一批48个电站，包括31个已运行的，还有几个到2025年运行。所以整个过程从提两部制电价，一直到输配电费核算出来，花了10年的时间。我们参考来看现在的压缩空气、液流电池会是什么状态呢？很多人说走两部制电价，这肯定不是一蹴而就的。
这是国内第一个百兆瓦级别的液流储能电站——大连恒流电站，展示了辽宁省发改委的网站上的截图，时间是2021年5月。当中提到2018年省发改委同意大连恒流电站实行两部制电价，但是目前还没有解决。方案是2021年至2022年的容量电费由大连市财政解决，争取2023年以后实行两部制电价，中间也是提到了和国家发改委层面多次的沟通。我们认为容量电费这些问题不是短时间内可以解决的，对于投资来说，储能需要有一定的耐心。
液流电池投资的方向，一会儿还有嘉宾分享，简单介绍比如说非氟膜的稳定性、导电性的问题；还有双极板表面处理、优化流场等等，这都是一些可以投资的方向。
压缩空气电站，我们还是看它的商业模式，金坛的电站根据公开报道，在运行一周年之后，累计8500万度的调峰电量，它的设计时长是发电5小时，按照300天运营，就是9000万度的调峰电量，这是按照一充一放算的，我们知道金坛的电站设计要两充两放才能达到经济性，但是现在一年只做到一充一放。 后面这一页是压缩空气的投资方向，时间原因这里不详细讲了。
熔盐储热，火电灵活性改造，这是已经实现了经济性的，这个项目很挣钱，利用谷电进行熔盐储热。我们认为熔盐储热是现在市场竞争还远未达到充分的，还有相当多的企业有投资的机会，比如说这里面开发新的熔盐罐，蛇形的加热板，200度到300度之间的储热材料等等。
最后和大家报告一下氢能，这是三峡集团在内蒙建设的国内唯二的万吨级电解水制氢示范项目。关于氢能储能发改委是有明确定义的，就是利用可再生能源电解制氢，并且把氢进行利用，不需要变回电。“电—氢—燃料电池发电”这个方式经济性肯定是不行的。这个项目是把氢能大部分放在化工领域，做了合成氨，小部分放在交通上面。
现在讲经济的很喜欢说几期叠加，氢能电池也是还在政策培育期，要有地方补贴。但是又在热议热炒期，各地都是雷声大雨点小。从投资角度，我们分析氢能和燃料电池的估值：以燃料电池动力系统为例，一般认为燃料电池比锂电池，车动力系统上差不多要晚10年，在规模上来说，燃料电池是锂电池汽车的一种补充，可能会占到1/3到1/10左右的规模。从估值上来说，锂电池的龙头宁德时代是在国家示范（2009年十城千辆）启动之后，在2018年才上市，国家规划启动10年之后产生龙头企业，宁德首发的市值是500亿。如果是今天做一级市场投资的人，也就是说从企业设立到IPO之间这段估值的增长，我们看今天的燃料电池车，如果对投资来说，如果今天投的是龙头，应该看10年以前龙头企业的市值的1/3。也就是宁德时代在2014年市值的1/3，才是今天燃料电池动力系统的估值，安全边际才比较高。
这是氢能的投资方向，包括大型的碱性电解槽、长寿命的阴离子交换膜电解槽、大规模的SOEC等等，以及一些关键材料等等。
最后是喜闻乐见的广告时间，刚才说了我的股东集团是东方电气和三峡集团，这两家单位在储能领域都有一些布局和探索。东方电气是做装备制造的，所以抽蓄、二氧化碳储能、电化学、压缩空气、氢能、储热等等，都是国内主流的设备制造商。三峡集团这一块，昨天有三峡集团的嘉宾介绍了在山东庆云独立的100MW的储能电站，这是锂离子的储能，在乌兰察布建设了源网荷储技术研发试验基地，包括了钠离子的储能、飞轮储能、全钒液流、光热储能的示范项目，也欢迎大家去参观、交流。
我的介绍就到这里。
来源：中国储能网
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