储能的产业政策、技术路线与市场发展

发表时间: 2021-08-25 12:38:44

作者: 魏磊

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目前,全球储能已经进入爆发期。到2025年中国储能预计新增45GWh,全球储能预计新增172GWh,中国及全球储能产业未来5年增长空间均超过10倍。随着行业政策的密集出台,行业商业化、规模化拐点渐行渐近,国内储能产业万亿市场空间即将开启。

当前,人们利用能源的方式正在不断向绿色、可再生的方向转变,光伏、风能、氢能等清洁能源正在人类的生产生活中发挥越来越重要的作用。随着全球“碳中和”步伐的加快和清洁能源在能源结构中的比例越来越高,又一万亿元的超级“风口”——储能离爆发越来越近了。

 

储能,越来越重要的赛道

 

所谓储能,主要是指电能的储存,也即是通过特定的装置或物理介质将难以储存的能量形式转换成更便利或经济可存储的形式,以便以后在需要时利用的技术。储能设备,换而言之就是一个大型的“超级充电宝”,储存的能量可以用做应急能源,也可以用于在电网负荷低的时候储能,在电网负荷的时候输出能量,用于削峰填谷,减轻电网波动。储能系统在电力体系的各环节均能发挥作用,在发电侧,储能可用于调峰调频或作为备用电源;在电网侧,储能可缓解电网阻塞、降低输配网络投资;在用电侧,储能可降低用户的综合电费支出,提升用电的可靠性。日常生活中,储能最简单常见的商业应用就是在大型综合体周边通过新型储能电站的使用,利用白天屋顶光伏和晚间谷电来充电,再通过放电来满足商业综合体高峰时期用电需求。

 

储能设备自身并不产生电能,需要配合电力、光伏以及电动汽车等产业,融合能源和交通领域依附于发电站或电网运行。能量有多种形式,包括辐射,化学的,重力势能电势能,电力,高温,潜热和动力;要将这些能量很好的储存到储能设备中加以利用并不是一件十分容易的事。根据储能介质及原理的不同,目前人类已经掌握的储能技术主要有物理储能、电化学储能和电磁储能三种,其中:

 

物理储能是指利用抽水、压缩空气、飞轮等物理方法实现能量的存储,具有环保绿色、规模大、循环寿命长和运行费用低等优点,但需要特殊的地理条件和场地,建设的局限性较大,且一次性投资费用较高,不适合较小功率的离网发电系统。其中,抽水蓄能是目前最主要的储能方式,其他形式如压缩空气储能即是在风光发出的电不能上网的时候通过电动机带动压缩机,把空气压缩将电能转化为空气的压力能储存了;目前在中国贵州毕节,一套新型压缩空气储能系统已经安全运行超过4000小时,这也是压缩空气储能领域的国家示范项目,实现了目前全球压缩空气储能系统最高效率。

 

电化学储能是指各种二次电池储能是利用化学元素做储能介质,充放电过程伴随储能介质的化学反应或者变化主要包括铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂离子电池等目前实践中以锂电池和铅蓄电池为主。尤其是锂离子电池因其能量密度高、使用寿命长、适用温度范围宽等特点,近些年来在储能市场的电化学储能装机中占据领导地位。

 

电磁储能包括超导储能、电容储能超级电容器储能。目前电磁储能尚处于实验室研发阶段,实际应用较少。



从产业规模化的角度看,目前除抽水蓄能外,其他类型的储能技术才刚刚起步。截至2020年三季度,全球已累计投运电力储能项目186.1GW,其中抽水蓄能装机规模达171GW,占比为91.9%电化学储能装机规模达10.9GW,占比为5.9%,较2012年增长16.5倍,其中中国的累计装机规模为2.2GW。由于抽水蓄能受到地理资源条件的限制较大,新增装机空间已经比较有限预计未来电化学储能将成为未来主要的储能形式,大功率场合一般采用铅酸蓄电池,主要用于应急电源电瓶车、电厂富余能量的储存小功率场合也可以采用可反复充电的干电池镍氢电池锂离子电池

 

目前全球能源消费还是以化石能源为主由于化石能源是有限的,而且会产生污染,因此全球开始大规模推进光伏、风能等清洁能源的开发利用。但清洁能源最大的困境就是不稳定、利用率低,且存在较为明显的波峰波谷,由于清洁能源具有间歇性和不稳定性特点,随着清洁能源装机容量的不断提高,清洁能源消纳问题便日益凸显。储能作为能量转换的形式,在电力消纳方面的作用就显得越发重要,它可以在多种电力能源与电力需求之间进行调节缓冲,在某种程度上可以发挥“蓄水池”的作用,帮助电网系统平抑功率波动、削峰填谷、改善电能质量等。也正基于此储能正在变得越来越重要正在日益成为下一个“超级风口”。



政策助力,储能爆发正当时

 

国内新基建、碳中和、能源结构转型和电力体制改革进一步深化之下,未来储能产业正在迎来新一轮的“爆发”2017年以来,国家发改委、国家能源局密集出台了一系列有关储能的利好政策,进一步明确了新型储能的发展目标,储能行业的应用场景正在不断拓展;同时,五部委还联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》,明确了“十三五”和“十四五”时期的储能发展“两步走”的战略;2019年国家又进一步提出了细化的《2019-2020行动计划》,为“十四五”期间实现储能由商业化初期向规模化发展转变的目标奠定基础;2021年6月22日,国家能源局发布了最新储能政策《新型储能项目管理规范(暂行)(征求意见稿)》,指出新型储能项目是除抽水蓄能外的以输出电力为主要形式的储能项目。此外,各省市也密集出台相关政策,强制要求一定比例的光伏配储的政策,新能源推广政策加速储能发展。与此同时,行业新增装机将进一步向电化学储能靠拢应用场景将进一步向发电侧与电网侧靠拢,储能行业商业模式也将从单一向多样化扩张,储能行业已经步入发展的快车道。



随着储能相关技术的发展,越来越多的行业标准的确立也大大地促进了储能行业的发展。如2017年12月1日正式实施的国家标准GB/T33589-2017《微电网接入电力系统技术规定》、GB/T33593-2017《分布式电源并网技术要求》、GB/T33599-2017《光伏发电站并网运行控制规范》,为规范光伏发电站的并网运行控制提供有效依据,为国内微电网和分布式电源产业的技术发展提供一定引导。

 

截至2020年底,我国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW,占全球市场总规模的18.6%2021年上半年,国内新增新型储能装机规模至少超过10GW,同比增长超600%。同时,随着储能技术的不断进步,电池技术和其他科技进步促进价格下跌,储能的开发成本现在随着技术的进步和产业规模的快速发展,每年都在以10%到15%的速度在下降;预计2025年储能成本下降至1500元/kwh时,我国用户侧储能大部分地区基本可实现平价,储能装机规模将达到435GWh,市场规模可到6200亿元;到2030年储能成本预计将进一步下降至1000元/kwh时,届时市场规模将超过1亿元。 

 

电化学储能,前途最光明

 

电化学储能电站通过化学反应进行电池正负极的充电和放电,实现能量转换。化学储能(锂电池及各类化学电池)由于技术相对成熟,能量密度大、转换效率高、具备高可控性、高模块程度的优势,且电池材料来源广泛,成本较低,应用空间最为广泛,建设周期短且安装方便,随着持续投入研发以及应用领域的扩展,成本还有很大的下行空间,未来有可能成为最具发展前景的储能路线。传统电池技术以铅酸电池为代表,由于其对环境危害较大,目前已逐渐被锂离子、钠硫等性能更高、更安全环保的电池所替代。尤其是锂离子电池作为电动汽车的主要动力源,大功率充放电使得锂电池在技术和成本上有了显著的突破。随着储能时代的到来,锂电池的应用规模也将再上一个台阶,而GW级别的应用将促进锂电池成本的进一步下降,将进一步推动电化学储能扩展市场。

 

2016年,我国电化学储能累计装机规模为243MW,同比增长72%;新型储能中电化学储能为主要储能方式,而其中以锂离子电池为主,占比达88.8%。2018年开始中国电化学储能开始呈现爆发式增长,当年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%,其中锂离子电池占比94%。

 

2020年底,中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW,其中电化学储能累计装机规模3.2GW,同比增长91.2%,占比9.2%;在各类电化学储能中,锂离子电池的累计装机规模最大,占电化学储能装机规模的88.8%,装机规模达2.91GW。同时,随着更多利好政策的发布,电化学储能应用的支持力度也在逐步加大,市场规模不断增加,预计2022年我国电化学储能装机规模将超过2500MW,未来5年复合增长率将保持在50%以上。



抽水蓄能,仍大有可为


虽然目前电化学储能发展迅速,但目前无论是国内还是全球抽水蓄能还依然占据储能行业最重要的位置。作为传统的储能方式,抽水蓄能虽然存在响应速度慢,建设成本较高,建设周期较长等诸多问题,但其技术比较成熟,利用效率较高,可使用周期较长,单体规模较大,综合成本较低,适合电网侧的大规模调峰调频,用于解决电网级的系统性问题。从成本效益角度看,目前我国抽水蓄能电站基本数据是吸纳4度电释放3度电,在这一过程中除了一度电的成本之外,没有其他的损耗,效率还是比较高的。与电化学储能对比来看,抽水蓄能单位投资成本是电化学储能的30%-50%,寿命是其3-5倍。除此之外,抽水蓄能对煤电调峰的替代作用非常强大;与煤电调峰相比,煤电只能单向调峰,抽水蓄能可以双向调节;当负荷很低、风光量很大时,煤电调节就会有浪费,而抽水蓄能可以把能量储存起来,进行双向调控。


目前我国抽水蓄能装机规模远低于国家规划。2021年8月16日,国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)提出,到2035年我国抽水蓄能装机规模将增加到3亿千瓦。同时,根据国家其他相关规划,到2025 年我国要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,装机规模达要达到30GW以上。到2025年新型储能的规模(30GW以上)将达到抽水蓄能规模(62GW以上)的50%。 其实从2009年起,我国就已经开展全国第一轮抽水蓄能选点规划及部分省(区、市)规划调整,提出规划推荐站点105个,总装机容量1.2亿千瓦,并提出到2020年实现1.1亿千瓦的装机目标。但是截止到2020年6月,国内实际在运营的抽水蓄能电站共22座,总装机容量1923万千瓦;在建的抽水蓄能电站共26座,总装机容量3615万千瓦,这也就意味着未来15年左右的时间,我国抽水蓄能装机需要增长约10倍,年均增速将达到17%。


当前影响抽水蓄能发展的主要因素一是煤电,我国现行厂网体制煤电调控费用由发电企业负担,抽水蓄能需要电网自己花钱建设,所以电网在经济利益驱动下,更倾向于让发电企业多建煤电。但从长远发展来看煤电退出已经成为历史的必然,尤其是煤电作为调峰资源必然会被抽水蓄能其他清洁能源形式所取代。是抽水蓄能电站本身的经济性由于抽水蓄能电站的投资成本较高,同时地理方面上下水库建造要求条件严苛,一般需要30年以上的回报周期,导致不少抽水蓄能电站盈利困难影响了资本的投资。


不过,解决抽水蓄能的盈利问题,国家能源局正在组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划,推动完善价格形成机制,保障抽水蓄能健康发展。2020年12月国家启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中,综合考虑各个方面因素,共普查筛选出资源站点1500余个,总装机规模可达到16亿千瓦,分布较广。同时国家还提出在2035年将提高全国平均输配电价1.3分/kwh。相信随着国家扶持政策的逐步出台,我国抽水蓄能必将迎来新一轮的快速发展。


储能行业投资机会


目前,全球储能已经进入爆发期。2025年中国储能预计新增45GWh,全球储能预计新增172GWh,中国及全球储能产业未来5年增长空间均超过10倍随着行业政策密集出台,行业商业化、规模化拐点渐行渐近,国内储能产业万亿市场空间即将开启同时,受益行业发展趋势的逐渐转变储能各环节包括材料类企业、电池类企业及设备类企业都将不同程度的受益。受益程度作为价值量最大、技术壁垒最高的核心环节储能设备、电池有望率先受益于储能需求的爆发。

 

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储能的产业政策、技术路线与市场发展
目前,全球储能已经进入爆发期。到2025年中国储能预计新增45GWh,全球储能预计新增172GWh,中国及全球储能产业未来5年增长空间均超过10倍。随着行业政策的密集出台,行业商业化、规模化拐点渐行渐近,国内储能产业万亿市场空间即将开启。
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