中国电力储能行业发展现状.docx
中国电力储能行业发展现状 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从储能电池出货量看, 2019年达到12.6GWh 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1500MW,<1h动态容量供应1500MW,26h2电力辅助服务调峰10100MW,1560min旋转备用、非旋转备用、补充备用10100MW,1560min无功支持110MVA黑启动550MW,1560min负荷跟踪/可再生能源平滑1100MW,1560min调频120MW,15min3输电服务输电设施延缓升级10100MW,28h缓解输电阻塞1100MW,14h4配电服务配电设施延缓升级0.510MW,14h缓解线路阻塞0.510MW,14h电压支撑210MVA变电站直流电源5100kW,12h5用户侧电能管理服务电能质量0.1100MW,5s15min供电可靠性0.1100MW,512min峰谷套利0.110MW,16h需求电费管理0.0510MW,14h 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2019年国内电化学储能新增装机功率0.5GW2019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 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2018年国内电力储能分技术路线（MW） 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） 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）7007508008509009501000峰谷价差0.53.0%2.0%0.0%-1.0%-2.0%-2.0%-3.0%0.555.0%4.0%3.0%2.0%1.0%0.0%-1.0%0.68.0%7.0%5.0%4.0%3.0%2.0%1.0%0.6511.0%9.0%8.0%7.0%6.0%4.0%3.0%0.713.0%12.0%10.0%9.0%8.0%7.0%6.0%0.7516.0%14.0%13.0%11.0%10.0%9.0%8.0% 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） 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）200030004000500060007000储能价格（元/KWh）14000.0720.0480.0360.0290.0240.02113000.0670.0440.0330.0270.0220.01912000.0620.0410.0310.0250.0210.01811000.0560.0380.0280.0230.0190.01610000.0510.0340.0260.0210.0170.0159000.0460.0310.0230.0180.0150.0138000.0410.0270.0210.0160.0140.012
