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新业·行研 | 中国电化学储能行业发展历程及现状
作者:黄帅 日期:2021-04-24 11:08 人气:
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发展历程

中国的储能产业虽然起步较晚,但近几年发展速度令人侧目。

总体来看,我国电化学储能市场大致可分为四个发展阶段:

1、技术验证阶段(2000-2010年),主要是开展基础研发和技术验证示范;

2、示范应用阶段(2011-2015年),通过示范项目开展,储能技术性能快速提升、应用模式不断清晰,应用价值被广泛认可;

3、商业化初期(2016-2020年),随着政策支持力度加大、市场机制逐渐理顺、多领域融合渗透,储能装机规模快速增加、商业模式逐渐建立;

4、产业规模化发展阶段(2021-2025年),储能项目广泛应用、技术水平快速提升、标准体系日趋完善,形成较为完整的产业体系和一批有国际竞争力的市场主体,储能成为能源领域经济新增长点。

图:中国电化学储能产业发展历程

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资料来源:派能科技招股说明书

特别是随着“30-60碳达峰-碳中和”战略的提出,由火电为代表的不可再生能源将逐步被风、光、水电为代表的可再生能源替代,可再生能源将成为能源主力。光伏风电等可再生能源由于与用电负荷并不匹配,需要大量的储能承担削峰填谷的作用。另外,“30-60双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展,高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求,这就给储能发展带来了新机遇。

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发展现状

国内电化学储能方面,2018年,中国电力系统中已投运电化学储能项目累计装机规模为1.1GW,同比增长175%,首次突破“GW”大关。2019年电化学储能新增装机0.634GW,值得注意的是,锂电池储能2019年全年实现新增装机0.620 GW,逆势增长16.27%,得益于此,锂电池储能累计装机规模电化学储能领域的比重从2018年的70.74%升至80.60%,市场份额连续两年提升超9%在新增市场,锂电池装机渗透率从2018年的78.02%升至97.27%

图:2019中国储能项目累计装机规模结构

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数据来源:CNESA

图:中国电力系统电化学储能装机规模

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数据来源:CNESA

2019年,中国新增投运的电化学储能项目主要分布在28个省市中(含港、澳、台地区),装机规模排名前十位的省市分别是:广东、江苏、湖南、新疆、青海、北京、安徽、山西、浙江和河南,这十个省市的新增规模合计占2019年中国新增总规模的88.9%

用户侧储能连续三年占据我国新增投运总规模的最大比重,但随着近两年辅助服务和电网侧领域的快速发展,一定程度上稀释了该领域新增投运规模的占比,从2016年的51.9%降至2018年的42.9%。从地区分布上看,新增投运项目主要分布在长三角、珠三角、京津冀和西部地区。其中,江苏的新增投运规模最大,为173.5MW,占用户侧新增投运总规模的59.2%,主要用于缓解夏季用电高峰期间的电网压力,同时帮助高能耗型企业节省电费。从技术分布上看,以铅蓄电池和锂离子电池为主,分别占用户侧新增投运总规模的51.0%48.8%

利用储能进行峰谷价差套利和容量费用管理是当前我国用户侧(主要是工商业用户)储能最主要的应用模式。我国大部分地区实施峰谷电价制度,其中北京、长三角、珠三角等地峰谷价差较大,一般高于0.7/kWh,因此成为国内用户侧储能发展较好的地区。容量费用管理方面,储能适用于负荷尖峰明显且尖峰位于白天的电力用户,可以通过在低谷时段以低电价充电并在用电负荷较高时放电,从而削减负荷尖峰从而降低申报的最大需量,起到节约容量电费的作用。

图:储能系统在电网中起到调节负荷曲线的作用

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图:储能的潜在位置和应用场景

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2018年开启了我国电网侧储能规模化发展的序幕,国网系公司率先发力,相继在江苏、河南两省投运了百兆瓦级规模的电网侧储能项目,规模共计201.8MW;并在江苏、青海、湖南等省份规划了多个电网侧储能项目。除电网系公司以外,社会资本也开始涉足该领域,201811月,由中能智慧能源科技(上海)有限公司投资建设的60MW电网侧储能项目在甘肃开工建设。另外,从目前已公布的规划/在建项目的规模上看,未来1-2年,储能在电网侧的应用仍将呈现增长态势。从储能产业角度看,由电网主导的大规模电网侧储能项目的实施也极将大力推动和催熟我国储能产业的商业化发展。

 

 
中国储能锂电行业发展中存在的问题

1、技术经济性约束

虽然电池储能电站在响应速度、双向调节、精准控制等方面具有其他电源所不具备的多重优势,但是其发电装机容量相对火电、水电等传统电源甚至风光等可再生能源而言仍然偏小。与同为储能的抽水蓄能电站相比,电池储能的整体技术经济性能要明显偏低,不同类型电池储能的度电成本是抽水蓄能电站的3-6倍,因此难以像抽水蓄能电站一样共同参与电力市场化交易。此外,虽然近年来电池储能的度电成本呈现逐年下降趋势,但是根据专家测算结果显示,电化学储能目前的度电成本大致在0.6-0.9/千瓦时,距离规模应用的目标成本0.3-0.4/千瓦时还有相当的差距。

2、政策标准及技术规范发展滞后

锂电池储能产业还处于孕育期,政策仍将是驱动市场发展的主要动力。目前我国在该领域的相关战略和政策研究不充分,缺乏有效的引导政策和激励措施,不利于锂电池储能产业的进一步做大做强。国内外新型储能方面的标准尚处于探索阶段,标准数量很少,标准体系的建立刚刚起步。各个国家都在积极制定储能标准,我国也应加快储能标准的制定工作,紧跟国际标准的步伐,在国际标准中争取更多话语权,争取将我国的技术、示范项目技术成果纳入国际标准中,避免出现标准滞后于市场的现象。

由于相关技术标准的缺失,新型储能装置在生产和应用各个环节,如储能装置的设计、招投标、制造、验收、接入试验与调试、设备交接以及运行维护等方面存在诸多不便。技术标准滞后已成为影响行业规范化发展的主要症结,可能导致储能项目设计过于简单、性能指标模糊、检验测试缺乏和安全隐患大等问题。项目检测管理不系统、不深入。目前,在全国范围内还没有一家大规模的储能锂电池产品质量综合检验机构,部分检验项目和参数设置分布在全国十多个检验机构,大部分储能用锂电池产品的质量、安全性检验,特别是高电压、大电流、防爆等试验在国内仍处于缺失状态。一系列的储能电站事故暴露了储能系统检测和管理问题突出,在没有对储能系统的安全性和稳定性进行充分论证的情况下,不少公司或机构就急于上马储能项目,系统测试与验证期过短,有些技术门槛及安全措施没能严格到位,仓促交付现象突出。

我国在新型储能领域已经开展了大量科研与实践活动,具有了一定的技术积累与应用经验,初步具备了建立储能技术标准体系的基本条件。制定新型储能产业链各个环节的技术标准,推动新型储能技术标准化建设工作,是实现储能产业规模化、工程化应用的先决条件。

3、缺乏完善的应用电价体系和补偿机制

当前国内电价机制议价能力较弱,尚未完全市场化,市场盈利空间不足,因而业内企业研发动力相对较弱,调频调峰项目经济性较差。

目前,政府主管部门均针对火电、水电、核电及其他可再生能源发电制定了相适应的上网电价政策,但是由于电池储能单位装机容量成本相对其他电源类型要高,且具有多种功能与技术路线等特点,政府主管部门为每种功能和技术单独制定储能上网电价政策显然是不现实的,而且也不符合我国电力体制改革的大方向。当然,针对我国电池储能业务的盈利来源与发展定位,201710月国家发展改革委等五部委联合出台的《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》,明确提出鼓励储能项目开发商自行寻找盈利方式,例如利用一些现有电力市场机制,提供辅助服务,以及未来可能出台如抽水蓄能领域中类似的容量支付费用等机制。目前与规模化电池储能发展相关的我国电价政策与补偿机制主要包括峰谷电价、“两个细则”与辅助服务市场及与储能相关的补贴政策等,但这些政策并非为规模化电池储能专门设计,难以获得稳定的收入来源以实现规模化电池储能成本回收。例如,虽然销售侧峰谷电价政策在全国大多数省份执行,但是大多数地区峰谷价差在0.6/千瓦时以下,远远小于日本、美国等国家的价差水平。销售侧峰谷电价执行范围较窄、峰谷价差小将使得电池储能项目投资商套利不足,无法回收投资。

 
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