全球及中国电力系统储能行业现状分析.docx

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1、全球及中国电力系统储能行业现状分析一、电力系统储能综述储能可应用于电力系统发电侧、输配电侧、用电侧全环节。电力系统一般分为发电侧、输配电侧和用电侧，储能在三个环节均有应用。在发电侧，储能主要用于电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；在输配电侧，储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；在用电侧，储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。从电力储能技术发展路线上看，我国抽水蓄能电站的土建设计和施工技术已经处于世界先进水平，但是短期内还无法掌握高水头、大容量抽水蓄能机组的制造技术；锂电储能技术在过去几年已经取得了较大的突破，未来尚有一定提升空间

2、。除了传统的储能技术，我国在压缩空气储能技术、超导储能技术等潜在领域技术相比国外尚处于引进、试用阶段。二、电力系统储能产业链储能产业链上游主要为电池、电池管理系统、能量管理系统以及储能变流器供应商；中游主要为储能系统集成商、安装商；下游为终端用户，主要包括家庭/工商业、电站和电网公司等。三、电力系统储能行业现状1、全球市场根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的储能产业研究白皮书2021根据不完全统计，截至2020年底，全球已投运的储能项目累计装机规模达191.1GW，同比增长3.4%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为172.5GW，同比增长0.9%；电化学储能和锂离子电池的累计装机

3、规模均首次突破10GW，分别达到14.2/13.1GW。2020年，全球电化学储能新增装机达4.7GW，同比增长62%，贡献了主要增量。从海内外发展近况来看，海外市场呈现多点开花的良好势头，有政府推动下电力公司/电站业主的投资，也有收益环保诉求下家用储能的推广，国内储能市场也进入了发展新阶段。2020年中国、美国和欧洲占据了全球储能市场的主导地位，三者合计占全球新增电化学储能投运总规模的86%，且各自新增投运规模均突破GW水平。2、中国市场从国内储能装机情况来看，根据CNESA不完全统计，截至2020年底，中国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW，同比增长9.8%。其中，抽水蓄能的累计装机

4、规模最大，为31.8GW，同比增长4.9%；其次是电化学储能，装机规模3.3GW，同比增长91.2%，当年新增装机首度突破1GW，呈快速增长态势。四、电力系统储能行业未来发展趋势1、储能作为能量的“搬运工”，其价值等于电力系统平抑波动性的边际成本。储能本身不产生能量，只是能量的“搬运工”，其本质是一种灵活性资源，可通过调峰调频等方式平抑电力系统的功率和频率波动。因此，储能的价值应等于电力系统平抑波动性的边际成本，即当电力系统需要平抑的波动性越小时，储能的价值也越低。在新能源发展初期，比如新能源发电占比小于3%时，电力需求本身的波动超过了新能源发电的波动幅度，此时储能的价值基本接近于0；随着新能

5、源发电比例的不断提高，对电网的冲击越来越大，储能的价值也将随之提高。2、海外电力市场较为成熟，已有很好的盈利模式。从国际经验来看，海外发达国家电力市场比较成熟，很多市场明确了独立的主体地位，可独立或联合发电机组参与调峰调频、峰谷套利等等多种服务获取收益，如英国部分电站的多重收益甚至有十三四种。此外，海外峰谷价差以及辅助服务价格由市场定价，一般情况下也高于国内，如英国甚至出现过170元/kWh的尖峰电价，大大改善储能的盈利状况。3、国内现行辅助服务市场补偿机制，还没有充分释放储能的真实价值。目前我国电力辅助服务市场是在2006年原国家电监会建立的辅助服务补偿机制的基础上，引入了一些如竞价等市场化

6、手段确定辅助服务承担主体，其本质还是一种成本加成的补偿机制。具体来讲，一方面，现行辅助服务市场补偿机制采用的是发电机组单边承担辅助服务费用的模式，而最终享用服务的终端用户并不承担费用；另一方面，辅助服务定价不考虑机会成本，只是对机组提供辅助服务的成本进行补偿。因此在现行体制下，储能的价值并没有得到充分的释放。4、电力市场改革加速，储能的盈利空间将大幅改善。随着我国的电力体制改革加速，完善的电力现货市场有望建立，并在不同时刻形成充分反应市场供需的价格信号，储能作为稀缺的灵活性资源的真实价值有望得以释放。根据能源杂志援引的劳伦斯伯克利实验室（LBNL）针对美国四个区域电力市场的定量分析，当间歇性可再生能源发电容量占比提升至40%时，现货市场价格波动增幅在2-4倍之间，储能的盈利空间将大幅改善。