中國電力儲能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀、應(yīng)用模式及平均價格分析

中國電力儲能行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀、應(yīng)用模式及平均價格分析

電力儲能市場在可再生能源發(fā)電規(guī)模增大、鋰電成本降低帶動下，呈現(xiàn)逐步爆發(fā)的趨勢；2018年全球儲能裝機功率為3.9GW，裝機容量為8.5GWh，主要得益于韓國市場的爆發(fā)，而2019年受韓國儲能起火事件及國內(nèi)儲能不納入輸配電價影響，裝機功率降至2.7GW，裝機容量為5.5GWh，但從趨勢上仍漸有爆發(fā)趨勢，這一點從儲能電池的出貨上可以得到反映（預(yù)計出貨到裝機存在時滯），2019年全球儲能電池出貨量12.6GWh，同比僅增長4%，但其預(yù)計2020年將恢復(fù)26%的增長。2019年全球儲能裝機2.7GW從儲能電池出貨量看，2019年達到12.6GWh

電力儲能應(yīng)用模式可分為5大類18項應(yīng)用，隨著儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)的普及推廣，可以進一步按照電源側(cè)，電網(wǎng)側(cè)及用戶側(cè)的模式進行儲能應(yīng)用模式區(qū)分，其中國內(nèi)已經(jīng)有的場景包括：電源側(cè)平滑新能源出力波動、出力跟蹤及調(diào)度，聯(lián)合調(diào)頻輔助服務(wù)，電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰調(diào)頻；用戶側(cè)削峰填谷及需量電費管理；智能交通領(lǐng)域；供電可靠性。電力儲能的應(yīng)用模式

《》2019年國內(nèi)電化學(xué)儲能裝機功率519MW，同比下降24%，裝機容量為855MWh。在2018年爆發(fā)式增長后，2019年行業(yè)遇冷的原因是在2月發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》中表述，不允許電網(wǎng)投資電儲能設(shè)施的成本費用計入輸配電成本，這影響了國網(wǎng)建設(shè)儲能項目的積極性。電化學(xué)儲能在儲能占比逐漸提升2019年國內(nèi)電化學(xué)儲能新增裝機功率0.5GW2019年以來影響國內(nèi)儲能行業(yè)發(fā)展的相關(guān)政策

截止2018年底，國內(nèi)電力儲能裝機1.03GW，裝機容量3.10GWh；按應(yīng)用終端劃分，發(fā)電側(cè)調(diào)峰、調(diào)頻、電網(wǎng)側(cè)儲能、分布式儲能、需求側(cè)調(diào)峰占比均衡，基本處于示范階段；按技術(shù)路線劃分，鋰離子電池裝機759MW，占比71%；鉛蓄電池裝機292MW，占比27%，鋰電為主流路線。2018年國內(nèi)電力儲能分應(yīng)用場景2018年國內(nèi)電力儲能分技術(shù)路線（MW）

儲能發(fā)展?jié)摿Ρ举|(zhì)上在于經(jīng)濟性，從儲能價格的角度看，2018-2019年已經(jīng)由前期1.8-1.9元/Wh下降至1.2-1.3元/Wh；循環(huán)壽命同樣有明顯的進步，目前鋰電池系統(tǒng)循環(huán)壽命普遍能達到3500-4000次，寧德時代等企業(yè)正加速循環(huán)超過1萬次的電芯產(chǎn)品研發(fā)。國內(nèi)電力儲能平均價格（按GGII市場空間/裝機容量）

儲能在削峰填谷市場主要通過在低電價的谷電期儲電，峰電時以高電價出售，從而優(yōu)化能源利用效率；削峰填谷的經(jīng)濟性主要受初始投資價格、循環(huán)壽命以及峰谷價差影響，在鋰電池價格下降至0.9元/Wh時（系統(tǒng)成本1.2元/Wh），若峰谷價差達到0.7元/KWh以上，項目IRR達8-10%。用戶側(cè)削峰填谷IRR水平敏感性分析

國內(nèi)部分省份峰谷價差大于0.7元/kwh，例如北京、江蘇、浙江、甘肅的工商業(yè)峰谷價差，上海、江蘇的大工業(yè)峰谷價差；在1.2元/Wh的儲能系統(tǒng)價格下，已經(jīng)具備經(jīng)濟性；對于峰谷價差在0.6元/kwh的省份，預(yù)計在鐵鋰電池價格下降至0.7元/Wh附近時實現(xiàn)經(jīng)濟性；考慮項目實際運作需要一定的消納條件以及峰谷時長，整體上看預(yù)計國內(nèi)5-6個省份削峰填谷潛力較大。全國各省份工商業(yè)、大工業(yè)峰谷價差平均情況（元/KWh）

發(fā)電側(cè)一般按功率的10%-20%配置儲能，調(diào)解時間2-4h，當(dāng)前成本下，儲能大約增加項目成本0.04元/kwh左右；儲能度電成本受電池價格、循環(huán)壽命影響較大，未來