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储能行业研究

发布时间:21-09-30

2020年碳中和与构建新型电力系统大目标的提出,将新能源的发展带入了新的发展周期。在可再生能源高比例接入的预期之下,为解决新能源消纳和电力系统的稳定问题,储能首当其冲的成为新能源场站的标配方案。


  一、行业背景

  储能指通过一定方式将能量转换成较稳定的存在形态后进行储存,并按需释放。按照储能作用时间的长短,可以将储能系统分为数时级以上、分钟至小时级、秒级等。按照储能的原理,可以分为物理储能、电化学储能、电磁储能等。


  随着可再生能源在一次能源的占比逐步提升,风电、太阳能发的随机性和波动性也在影响着整个电力系统。新能源+储能可以从根本上解决新能源的波动性,改善新能源发电的可调节性,提高电网质量,解决电网消纳的诟病。在新能源占比大幅提升的背景下,储能的加入让电力行业从“发好电”向“用好电”进行转型。从新能源的发展阶段来看,新能源实现平价后,增配储能有望调节新能源的波动性,增加其可调节性,助推能源发展转型。


  二、最新产业政策

  国家鼓励建设新一代“电网友好型”能源站,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用。2020年5月19日,国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见》的征求意见稿,明确提出“鼓励建设新一代电网友好型能源电站,探索市场化商业模式,开展源、网、荷一体化运营示范,通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计,在保障新能源高效消纳利用的同时,为电力系统提供一定容量支撑和调节能力”。同时在国家源局发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中,能源局表示要“推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元化的社会资源投资储能建设”。


  多省相继发布支持电侧储能发展政策,国内发电侧储能迎来良机。2020年以来,多省相继发布关于发电侧储能的支持文件,内蒙古、新疆、辽宁、湖北等地均建议或鼓励新建设的风电光伏项目可以适配相应的储能站来合网调度。具体政策情况如下:


电化学储能


形式:

锂离子电池

基本原理:

正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。充电时,Li+从正极脱嵌经过电解质嵌入负极;放电时则相反,Li+从负极脱嵌经过电解质嵌入正极。

优点:

长寿命、高能量密度、高效率、响应速度快、环境适应性强

缺点:

价格依然偏高,存在一定风险


形式:

铅蓄电池

基本原理:

铅蓄电池的正极二氧化铅(PbO2)和负极纯铅(Pb)浸到电解液(H2SO4)中,两极间会产生2V的电势。

优点:

技术成熟、结构简单、价格低廉、维护方便

缺点:

能量密度低、寿命短,不宜深度充放电和大功率放电


形式:

钠硫电池

基本原理:

正极由液态的硫组成,负极由液态的钠组成,电池运行温度需保持在300℃以上,以使电极处于熔融状态

优点:

能量密度高、循环寿命长、功率特性好、响应速度快

缺点:

阳极的金属钠是易燃物,且运行在高温下,因而存在一定的安全风险



机械储能

形式:

抽水蓄能

基本原理:

电网低谷时利用过剩电力将水从低标高的水库抽到高标高的水库,电网峰荷时高标高水库中的水回流到下水库推动水轮发电机发电

优点:

技术成熟、功率和容量较大、寿命长、运行成本低

缺点:

受地理资源条件的限制,能量密度较低,总投资较高



形式:

压缩空气蓄能

基本原理:

利用过剩电力将空气压缩并储存,当需要时再将压缩空气与天然气混合,燃烧膨胀以推动燃气轮机发电

优点:

容量大、工作时间长、充放电循环次数多、寿命长

缺点:

效率相对较低、建站条件较为苛刻



形式:

飞轮储能

基本原理:

利用电能将一个放在真空外壳内的转子加速,将电能以动能形式储存起来

优点:

功率密度高、寿命长、环境友好

缺点:

能量密度低、充放电时间短、自放电率较高


(二)电化学储能优势明显,增速更快


  全球储能装机规模稳定增长,中国成主要新增储能市场。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据,全球抽水蓄能的累计装机规模仍占据最大比重,但份额持续下降,较2019年占比下降2.3%,而全球电化学储能项目累计装机规模由2008年的不足100MW跃升至2020年14.2GW,电化学储能已成为全球储能新增投运装机的主要部分。

在整体电化学储能应用中,由于锂电池成本下降幅度最快,锂电池在电化学储能中占比越来越高,截止2020年,在全球新增电化学储能占比中99%为锂电池储能。

中国的储能装机结构呈现了与全球相似的变化,现有储能方式中抽水蓄能占主导地位,而新增投运储能方式则以电化学储能方式为主,锂离子电池是各类新储能技术中商业化进程最快的技术一。2016年时,中国抽水蓄能的装机占比超99%,2020年时,该占比降至89.3%,累计装机31.79GW,同比增长仅5.1%,新增很少,而电化学储能装机规模增长至3.27GW,同比增长91.2%,占比达9.2%,其余储能方式规模较小,占比不足2%。从增量市场来看,2020 年我国电化学储能新增装机突破GW,位居全球第一。电化学储能中又以锂离子电池规模最大,占电化学储能市场93%以上。


2018年电化学储能呈现爆发式增长,新增电化学储能装机功率规模高达612.8MW,对比2017年新增功率规模147.3MW,同比增长316%。截至2020年底,中国电化学储能市场累积装机功率规模为3269.2MW,同比增长91.2%。这与发改委提出的到2025年,装机规模达3000万千瓦的目标还有近10倍的增长空间。

(三)储能产业链构成环节及主要参与者


  储能产业链主要包括设备提供商,系统集成商/安装商,以及下游终端用户三个环节。电池与变流器是储能系统的核心环节,因此电池厂商与逆变器厂商是目前储能市场的主要参与者。与此同时,储能系统涉及电化学、电力电子、软件通讯等多个领域,具有较强的综合性,往往需要从整体的角度进行优化结合,而不仅仅是各个环节的简单拼凑,近年来专业的储能系统集成商也开始逐渐涌现。

随着下游需求的逐步启动,目前各类电池、逆变器厂商均加大了在储能领域的拓展力度。根据SNE Research的统计,2020年全球储能电池出货量由2019年的11GWh提升至20GWh,增长幅度接近翻倍,其中宁德时代、LG化学、三星SDI等动力电池巨头均在储能领域实现了出货量的大幅提升。与此同时,基本上所有的主流光伏逆变器厂商近年来都开始向储能领域延伸,陆续推出相应的储能变流器及系统集成产品。目前来看,宁德时代、阳光电源等布局较早的厂商已在储能领域建立一定的先发优势,根据CNESA的统计,2020年两者分别位列中国储能技术提供商与中国储能变流器提供商第一。


图8 2020年国内储能技术提供商排名MWh   图9 2020年国内储能变流器提供商排名(MW)


 四、盈利模式


  现有的商业模式下,储能创造收益价值的路径主要有三种,参与调频、调峰等电力辅助服务模式、峰谷电价差套利模式以及减少弃电量等其他间接盈利模式。


  (一)发电侧:减少弃风弃光,获取收益


  功能体现:储能的主要功能体现在提高新能源消纳,平滑新能源输出,储能系统可以跟踪新能源发电出力计划,在出力低谷时储能系统输出功率,在出力尖峰时,储能系统吸收功率。如光伏发电量在中午会超出负荷曲线,如果没有储能只能弃电,配置储能可以在发电高峰期给储能系统充电储存,在发电低谷期再把储存的电量释放以达到平滑发电曲线的效果,减少了弃风、弃光电量提升收益。


  在近两年的中国,新能源配储能成为各地纷纷鼓励的发展模式:多个省份发布了要求风光发电配置储能的政策,容量大致配置比例为10%-20%,容量时长一般为2小时。“配置储能优先并网”在一些省份写进招标规则。


      盈利模式:在发电侧,主要通过将原来无法利用的发电量存储起来,在合适的时机卖出,赚取电价收益。


  存在困难:目前发电侧的商业模式还存在诸多挑战。据方正证券研究所测算,假设配置储能系统容纳的发电量可以完全消纳,即总弃光减少量=总处理电量,储能系统成本150万元/MWh、电池循环寿命6000次、标杆电价0.49元的情况下,IRR仅3%,经济性不高。


  (二)电网侧:为保障电力系统稳定运行,需要电力辅助服务


  功能体现:电力系统具有很高的稳定性要求,电能的发、配、用是瞬时完成,整个电力系统时刻处于一个动态的平衡状态。在稳态运行时,电力系统中发电机发出的有功功率和负载消耗的有功功率相平衡,系统频率维持额定值。当电源功率与负荷功率产生差异时,系统频率会变化,会造成电网不稳定。


  电力辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量,除正常电能生产、输送、使用外,由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务,基本辅助服务是机组为了保障电力系统的安全稳定性而必须提供的无偿辅助服务,是发电机组的义务,而有偿辅助服务是在基本辅助服务之外提供的服务,主要的是辅助服务包括调峰、调频等。






盈利模式:由于储能在电网侧承担调峰调频、缓解线路阻塞、延缓电网设施升级、减少电网投资等职责,所以其商业盈利模式更加侧重于获得电力辅助服务收益和纳入电网成本。


(1)调峰:目前已有一些省份、地区发布了调峰辅助服务市场运营规则文件,通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的成本回收,部分省份调峰收益在0.5元/千瓦时。


(2)调频:电网频率由发电功率和用电负荷大小决定,当两者不平衡时,频率发生变化将影响电网稳定性,将电网频率调整至正常的过程称之为调频。


  调频机制近两年在国内快速完善,福建、广东、蒙西、山西、京津唐、山东、甘肃等省均出台了调频补偿细则,以推动该细分市场增长。目前各省市对调频的补偿方案一般有三种模式:一是调频里程+调频容量,二是投运时间+调频里程,三是单纯的调频里程。



  存在困难:电网侧储能项目一般由电网公司作为投资主体,负责项目整体建设与运营,2019年5月,发改委发布的《输配电定价成本监审办法》中,明确抽水蓄能电站、电储能设施不能纳入输配电成本,导致储能项目投资费用无法得到传导,收益受损。


  (三)用户侧:峰谷价差套利,减少电费成本


  功能体现:用户侧储能的主要安装在微电网、工商业以及家庭侧,其应用场景决定了用户侧储能要以为业主节约电量电费和容量电费为最终目的。其中,峰谷价差套利与减少电费成本是最具经济性的商业模式。


  目前我国绝大部分省市工业用电实行峰谷电价政策,不同时段,电价不同,采取两部制电价(容量电价+电量电价)模式。通过配储,我们可以在低谷电价时充电,高峰电价时放电来减少电量电价,同时还可以削减用电负荷的高峰时段,减少容量电价成本。


  盈利模式:


  (1)峰谷套利:在峰谷电价制下,储能可用于峰谷电价套利,用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能,在用电高峰期使用存储好的电能,减少使用高价的电网电能,从而降低用户的电力使用成本,实现峰谷电价套利。

(2)需量管理:在我国,大部分地区针对大工业用户适用两部制电价,除根据用电量缴纳电费之外,还需缴纳基本电费。大工业用户可以自行选择是按变压器容量还是按最大需量(1个月中每15min或30min平均负荷的最大值)来缴纳基本电费。对于白天负荷大的工业用户,储能系统可在谷时充电,在白天负荷尖峰时放电,降低申报的最大需求量,进而节约基本电费部分。江苏省变压器容量费用按最大需量为40元/千瓦·月,按变压器容量为30元/千伏安·月。


  图12  各省份变压器容量费用


  此外,如果工业用户负荷大,需对变压器进行扩容,用户可以使用储能系统进行“动态扩容”,进而节约变压器扩容的投资成本。


  (3)需求侧响应计划


  需求响应是指电力市场价格明显升高(降低)或系统安全可靠性存在风险时,电力用户根据价格信号或激励措施,改变其用电行为,减少(增加)用电,从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行。根据《江苏省电力需求响应实施细则(修订版),需求响应可中断负荷电价标准为10-15元/千瓦;对通过需求响应临时性增加(填谷)负荷,促进可再生能源电力消纳,执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦,平时段补贴为8元/千瓦。


  存在困难:由于用户侧储能收益方式过于依赖峰谷价差,导致目前用户侧应用地域受限,只能在峰谷电价差幅较大的区域开展项目。而且用户侧储的收益随着用户的用电负荷改变而改变,对用户企业用电负荷曲线要求标准较高,但目前此种模式是进入用户侧储能领域的主要方式。


  (四)三种应用场景的市场分布情况


  在2020年度我国新增投运的电化学储能项目分布情况,从高到低依次为:电网侧储能(含电源侧辅助服务)497.9MW(63.4%)、发电侧储能259.4MW(33.0%)、用户侧储能27.9MW(3.6%),如下图所示。



     2021年上半年,国家与地方在政策层面鼓励储能产业发展,据储能领跑者联盟(EESA)统计,出台政策数量多达84项,其中国家政策15项,地方政策69项。实力推动了储能市场的发展。另外,一些政策更是将储能提到前所未有的高度,由此可见,国家对储能产业的支持正在不断加大。


  从应用场景来看,电源侧储能项目在数量与规模都领先,且数量是电网侧和用户侧的两三倍。对于已计入统计的83个储能项目,其中电源侧储能项目有50个,电网侧储能项目9个,用户侧储能项目14个,有10个不确定项目应用场景。


五、行业发展前景预测


  (一)相关市场容量分析


  根据彭博新能源(BNEF)预测,基本场景下(不考虑补贴支持政策),全球储能市场累计装机量预计2050年1676GW/5827 GWh(PCS装机/电池装机),30年间年复合增长率有望达到18%。十四五期间,我国新增抽水蓄能和电化学储能装机或将超过60GW,其中,新增装机中一半为抽水蓄能、一半为电化学储能,电化学储能年复合增长率约58%,抽水蓄能年复合增长率约14%,电化学储能增速将远高于抽水蓄能。


  2020年国内电化学储能新增装机规模逆势而涨,达到1.56GW,同比增长145%,截止2020年底,国内电化学储能的累计装机规模为3.27GW,十四五期间,随着储能商业模式逐步清晰以及市场的刚需应用,电化学储能装机量将呈现高速增长态势,根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)在《储能产业研究白皮书2021》中的预测数据,保守/理想情形下,电化学储能2021年新增装机量为2.52/3.35GW,到2025年国内累计电化学储能装机规模有望达到35.52/55.88GW,2021-2025年复合增长率为57.38%/70.48%,这与BNEF的预测也基本一致。



(二)技术发展趋势


  超长续航电池仍在推进,根据第一电动网披露,2020年6月宁德时代未来公司准备生产可持续运行16年行驶里程200万公里的电池产品;特斯拉长寿命电池通过使用大单晶结构,使材料稳定性更强,不易在电池充电的过程中破裂,进而提升电池寿命,减少性能衰减。


  动力电池多年发展为储能产业链奠定了良好基础,储能系统的针对性的设计进一步带动储能普及。比亚迪、宁德时代等厂商针对储能系统推出液冷产品,增加储能电池的保护措施,科工针对电池管理系统的三级架构逐步推广,华为针对电池组推出组串式储能系统,解决电池模组串联失配、电池簇间并联失配、电池温升差异等问题,协助增加储能系统寿命。


  (三)成本趋势


  当前限制储能发展的一个重要因素是成本,技术进步叠加规模效应推动成本进一步下降,电化学储能的投资成本主要包括电池、BMS、储能变流器(PCS)、设计、土建施工、安装等,其中电池是成本的主要构成,占比近60%。根据彭博新能源预测,储能系统成本有望在2025年降至0.84元/Wh。






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