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研究报告
储能行业研究
来源: | 作者:君研投研团队 | 发布时间: 2021-11-09 | 6262 次浏览 | 分享到:

今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议提出,要构建以新能源为主体的新型电力系统。由于风电、光伏等新能源具有间歇性、不稳定的特点,大规模的新能源并网将给电网的稳定性和安全性带来威胁,按照欧洲发达国家的经验,当风电、光伏发电超过电网总功率的6%时,就会影响电网的稳定运行。

目前我国电力结构如下图,新能源装机量已迫近电网消纳能力的极限,必须要加装储能装置以实现新能源发电的可控,推动能源系统由目前以化石能源为主导转向以新能源为主导。

 12020年我国电力能源结构

一、行业发展历史拐点回顾


储能项目的收益主要取决于:

(1)电价:电源电网侧的调峰/调频辅助服务费、用户侧的峰谷价差。

(2)成本:我国抽水蓄能电站的度电成本约为0.21-0.25元/kWh,电化学储能的度电约为0.6-0.8元/kWh。

 2:储能项目收益杠杆

抽水蓄能是目前最成熟、成本最低、已投运装机规模最大的主流储能技术,但抽水蓄能对建造地址要求较高,开发周期长。

 3:抽水蓄能电站工作原理

2020我国已投运水电装机容量为370GW,其中抽水蓄能31.49GW,据统计我国水电开发极限是432GW,容易开发的水电资源已开发完毕,因此发展新型储能刻不容缓。

电化学储能是目前发展势头最好的新型储能,以锂电池为主,在电动车规模效应的带动下,锂电池价格快速下降,年度降幅接近15%。

 4:锂电池平均价格预测/$/kWh(引自彭博财经、国海证券研究所)

2018年,随着电芯价格跌破1元/WH,全球电化学新增装机量同比增长305%,首度突破GW大关达到3.7GW。

 5:全球电化学储能新增装机及增速

同期我国电化学新增装机0.7GW,同比增长465%,增速为历年之最。

 6:我国电化学储能新增装机及增速

我国早期的储能设施主要由电网投资,用以削峰填谷,备用调节。2018年,江苏、河南、湖南等省电网公司相继发布了百MW级储能项目的采购需求,促使当年新增投运的电网侧电化学储能规模达到206.8MW,占全国新增电化学储能规模的36%,居各类储能应用之首。

然而,2019年5月发改委、能源局印发《输配电定价成本监审办法》(发改价格规〔2019〕897号),明确“电储能设施不得计入输配电定价成本”,为电网侧储能建设踩下了急刹车,叠加工商业电价下降导致峰谷价差收窄,导致2019年国内电化学储能新增装机量同比下降13%,仅为0.61GW。