2019年中国电力储能行业发展现状、应用模式及平均价格分析：电化学储能新增装机功率0.5GW[图]

    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

数据来源：公开资料整理

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

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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

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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

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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

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