电力储能市场在可再生能源发电规模增大、锂电成本降低带动下,呈现逐步爆发的趋势;2018年全球储能装机功率为3.9GW,装机容量为8.5GWh,主要得益于韩国市场的爆发,而2019年受韩国储能起火事件及国内储能不纳入输配电价影响,装机功率降至2.7GW,装机容量为5.5GWh,但从趋势上仍渐有爆发趋势,这一点从储能电池的出货上可以得到反映(预计出货到装机存在时滞),2019年全球储能电池出货量12.6GWh,同比仅增长4%,但其预计2020年将恢复26%的增长。
2019年全球储能装机2.7GW
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从储能电池出货量看,2019年达到12.6GWh
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电力储能应用模式可分为5大类18项应用,随着储能技术在电力系统的普及推广,可以进一步按照电源侧,电网侧及用户侧的模式进行储能应用模式区分,其中国内已经有的场景包括:电源侧平滑新能源出力波动、出力跟踪及调度,联合调频辅助服务,电网侧调峰调频;用户侧削峰填谷及需量电费管理;智能交通领域;供电可靠性。
电力储能的应用模式
序号 | 类别 | 项目 | 储能容量需求 |
1 | 电能批发服务 | 电能时移套利 | 1~500MW,<1h |
动态容量供应 | 1~500MW,2~6h | ||
2 | 电力辅助服务 | 调峰 | 10~100MW,15~60min |
旋转备用、非旋转备用、补充备用 | 10~100MW,15~60min | ||
无功支持 | 1~10MVA | ||
黑启动 | 5~50MW,15~60min | ||
负荷跟踪/可再生能源平滑 | 1~100MW,15~60min | ||
调频 | 1~20MW,15min | ||
3 | 输电服务 | 输电设施延缓升级 | 10~100MW,2~8h |
缓解输电阻塞 | 1~100MW,1~4h | ||
4 | 配电服务 | 配电设施延缓升级 | 0.5~10MW,1~4h |
缓解线路阻塞 | 0.5~10MW,1~4h | ||
电压支撑 | 2~10MVA | ||
变电站直流电源 | 5~100kW,1~2h | ||
5 | 用户侧电能管理服务 | 电能质量 | 0.1~100MW,5s~15min |
供电可靠性 | 0.1~100MW,5~12min | ||
峰谷套利 | 0.1~10MW,1~6h | ||
需求电费管理 | 0.05~10MW,1~4h |
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智研咨询发布的《2020-2026年中国储能行业市场现状调研及投资价值评估报告》数据显示:2019年国内电化学储能装机功率519MW,同比下降24%,装机容量为855MWh。在2018年爆发式增长后,2019年行业遇冷的原因是在2月发布的《输配电定价成本监审办法》中表述,不允许电网投资电储能设施的成本费用计入输配电成本,这影响了国网建设储能项目的积极性。
电化学储能在储能占比逐渐提升
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2019年国内电化学储能新增装机功率0.5GW
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2019年以来影响国内储能行业发展的相关政策
时间 | 政策/管理层 | 内容 |
2019年5月 | 《输配电定价成本监审办法》 | 不允许电网投资电储能设施的成本费用计入输配电成本 |
2019年11月 | 《关于进一步严格控制电网投资的通知》 | 国网公司“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设,不再安排抽水蓄能新开工项目” |
2020年1月 | 《国家电网有限公司关于全面深化改革奋力攻坚突破的意见》 | 加快培育“两网”融合新兴产业,立足综合能源服务、储能等战略性新兴产业 |
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截止2018年底,国内电力储能装机1.03GW,装机容量3.10GWh;按应用终端划分,发电侧调峰、调频、电网侧储能、分布式储能、需求侧调峰占比均衡,基本处于示范阶段;按技术路线划分,锂离子电池装机759MW,占比71%;铅蓄电池装机292MW,占比27%,锂电为主流路线。
2018年国内电力储能分应用场景
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2018年国内电力储能分技术路线(MW)
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储能发展潜力本质上在于经济性,从储能价格的角度看,2018-2019年已经由前期1.8-1.9元/Wh下降至1.2-1.3元/Wh;循环寿命同样有明显的进步,目前锂电池系统循环寿命普遍能达到3500-4000次,宁德时代等企业正加速循环超过1万次的电芯产品研发。
国内电力储能平均价格(按GGII市场空间/装机容量)
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储能在削峰填谷市场主要通过在低电价的谷电期储电,峰电时以高电价出售,从而优化能源利用效率;削峰填谷的经济性主要受初始投资价格、循环寿命以及峰谷价差影响,在锂电池价格下降至0.9元/Wh时(系统成本1.2元/Wh),若峰谷价差达到0.7元/KWh以上,项目IRR达8-10%。
用户侧削峰填谷IRR水平敏感性分析
用户侧削峰填谷IRR测算 | 储能锂电池价格(元/Wh) | |||||||
700 | 750 | 800 | 850 | 900 | 950 | 1000 | ||
峰谷价差 | 0.5 | 3.0% | 2.0% | 0.0% | -1.0% | -2.0% | -2.0% | -3.0% |
0.55 | 5.0% | 4.0% | 3.0% | 2.0% | 1.0% | 0.0% | -1.0% | |
0.6 | 8.0% | 7.0% | 5.0% | 4.0% | 3.0% | 2.0% | 1.0% | |
0.65 | 11.0% | 9.0% | 8.0% | 7.0% | 6.0% | 4.0% | 3.0% | |
0.7 | 13.0% | 12.0% | 10.0% | 9.0% | 8.0% | 7.0% | 6.0% | |
0.75 | 16.0% | 14.0% | 13.0% | 11.0% | 10.0% | 9.0% | 8.0% |
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国内部分省份峰谷价差大于0.7元/kwh,例如北京、江苏、浙江、甘肃的工商业峰谷价差,上海、江苏的大工业峰谷价差;在1.2元/Wh的储能系统价格下,已经具备经济性;对于峰谷价差在0.6元/kwh的省份,预计在铁锂电池价格下降至0.7元/Wh附近时实现经济性;考虑项目实际运作需要一定的消纳条件以及峰谷时长,整体上看预计国内5-6个省份削峰填谷潜力较大。
全国各省份工商业、大工业峰谷价差平均情况(元/KWh)
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发电侧一般按功率的10%-20%配置储能,调解时间2-4h,当前成本下,储能大约增加项目成本0.04元/kwh左右;储能度电成本受电池价格、循环寿命影响较大,未来若定制开发的长续航储能电池循环6000次,价格900元/kwh以下,则增加的项目成本有望降至0.02元/kwh以下
可再生能源项目配套储能增加成本的敏感性分析
配套储能度电成本的敏感性分析 | 循环寿命(次) | ||||||
2000 | 3000 | 4000 | 5000 | 6000 | 7000 | ||
储能价格(元/KWh) | 1400 | 0.072 | 0.048 | 0.036 | 0.029 | 0.024 | 0.021 |
1300 | 0.067 | 0.044 | 0.033 | 0.027 | 0.022 | 0.019 | |
1200 | 0.062 | 0.041 | 0.031 | 0.025 | 0.021 | 0.018 | |
1100 | 0.056 | 0.038 | 0.028 | 0.023 | 0.019 | 0.016 | |
1000 | 0.051 | 0.034 | 0.026 | 0.021 | 0.017 | 0.015 | |
900 | 0.046 | 0.031 | 0.023 | 0.018 | 0.015 | 0.013 | |
800 | 0.041 | 0.027 | 0.021 | 0.016 | 0.014 | 0.012 |
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2023-2029年中国电力储能行业市场全景调研及发展前景研判报告
《2023-2029年中国电力储能行业市场全景调研及发展前景研判报告》共十章,包含主要电力储能企业及竞争格局,电力储能投资建议,中国电力储能未来发展预测及投资前景分析等内容。
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