国内外储能市场深度分析：系统成本的经济性拐点开始出现-第2页-北极星太阳能光伏网

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据CNESA预测，到2019年底，中国电化学储能累计装机1.89GW，2020年底累计装机2.83GW，到2023年底累计装机19.3GW。根据BNEF的预测，到2040年，全球储能累计装机（不含抽水蓄能）将达到近1095GW/2850GWh，对应投资6620亿美元。我们认为，抽水蓄能以外的电力储能，特别是容量型储能，未来将以电化学储能为主。

储能的应用场景：多方探索，全面开花

储能可以全面应用于电力系统。储能是电力系统中的关键一环，可以应用在“发、输、配、用”任意一个环节。从储能在电力系统的实际用途来看，有新能源配套、调峰、调频、其他辅助服务、峰谷套利、需求侧响应等多种用途。

电力系统中，各方对于储能的应用都处于积极探索和尝试的状态，包括新能源电站业主、电网企业、独立储能运营商、工商业用电企业等。

2.1 发电侧储能：主要用于新能源配套、火电联合调频

2.1.1 与新能源发电配套

新能源装机的快速增长带来严重的消纳问题。以光伏、风电为代表的新能源装机快速增长。截至2019年上半年，我国光伏累计装机达185.59GW，风电累计装机达193GW。但是光伏、风电等新能源具有波动性、间歇性与随机性等特性，属于不稳定出力的电源，因此装机占比或发电占比达到一定程度时，会对电网的稳定性带来挑战。电网为避免不稳定会限制部分新能源的出力，从而引发了弃风、弃光现象。

消纳问题在一定程度上影响了新能源的发展。由于消纳问题的存在，如果不配套储能，光伏、风电达到一定渗透率时将失去继续发展的条件。国家能源局发布的最新预警结果显示，风电红色预警区域包括新疆（含兵团）、甘肃地区，光伏红色预警区域为新疆、甘肃、西藏等地区。根据能源局政策，红色预警区域在预警解除前，暂停相应光伏、风电项目的开发建设，橙色预警区域当年暂停新增光伏、风电项目。而在海外的日本、印度等市场，消纳问题给光伏、风电带来的负面影响也逐渐开始显现。

高可再生能源渗透率离不开储能。由于风电、光伏等新能源具有波动性、间歇性、不可预测性等特点，因此新能源渗透率发展到一定程度时，必然会引起限电现象，只有配合储能的应用才能更好地消纳和平滑波动，实现更高的新能源渗透率。

储能配合新能源已有大量成熟案例。我国首个风光储输示范工程位于河北省张家口市北部，于2011年底并网，综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线，每年可以提升200小时的利用小时数，有效解决了新能源的消纳问题。近年来，还有青海共和光伏发电储能项目、鲁能集团海西州多能互补集成优化示范工程等大量新能源配套储能项目投入使用。

2.1.2 火电联合调频

储能在发电侧的另一大应用是与火电机组联合参与电网调频等辅助服务，获得相应的调频补偿收益。

保持电力的输出与负荷端的实时平衡是电网重要的任务。频率表示交流电网中每秒钟电流方向变化的次数，经过漫长的产业演进，各国电力系统基本确定50Hz或60Hz作为频率标准（我国为50Hz）。电网是实施平衡的，对于交流电网来说，稳定的频率是电网稳定的重要指标之一，发电小于用电会导致频率上升，反之亦然。

火电厂是调频市场最重要的参与者，新能源增长提升调频需求。全球范围内，火电仍是主要的电力供应来源，因此火电厂也是目前调频市场最重要的参与者。而随着新能源的发展，电力系统的调频需求也在不断增长。一方面，以风电、光伏为主的新能源出力波动较大，增加了对于调频的需求。另一方面，新能源渗透率的提升挤压了传统火电的空间，进而影响了电网整体的调频能力。

储能调频的效果优于火电。火电机组由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成，系统惯性大，调频效果也较差，具体表现为调节延迟、调节偏差(超调和欠调)、调节反向、单向调节、AGC补偿效果差等现象。而储能系统的调频效果更好，表现为响应速度更快（几十至几百毫秒）、调节精度更高（99%）。火电厂在使用储能调频后，可以有效提升调频效果，增加调频收益。

储能调频目前以独立运营商为主。目前储能参与火电调频，一般由独立运营商来负责投资和运营，火电厂负责提供场地和接入，双方按照商定的比例对调频收益进行分成。储能系统配置方面，一般功率配置为火电机组额定功率的3%，容量一般按半小时配置。

2.2输、配电侧储能：辅助服务为主

由于在国内输配电业务的主体主要是电网公司，因此也被称为电网侧储能。电网侧储能的应用场景较为单一，主要以辅助服务为主。储能用于电网侧，还可以有效节约电网投资、延缓电网扩容，但价值相对难以衡量。

2.2.1 辅助服务

电力市场的辅助服务，是指维护电力系统安全运行、保证电能质量的服务，包括调峰、调频、调压和备用等。辅助服务的供给方包括有调节能力的发电方（如火电、水电等）、有调节能力的需求方（需求侧响应）以及储能电站。辅助服务的需求方是整个电力系统，是一种公共产品。在实际运行中，辅助服务的成本有不同的分摊方式，有的由发电方承担（中国、阿根廷），有的由用电方承担（美国PJM、欧洲部分国家），有的由发电方和用电方共同承担（澳大利亚）。

新能源发展与火电机组退役关停推升对调峰调频等辅助服务的需求。随着能源清洁化的发展，光伏、风电等新能源逐渐成为新增装机的主力军，这些能源由于波动性较强，推升了电网对于调峰调频等辅助服务的需求。另一方面，随着老旧火电机组或小火电的退役关停，电网辅助服务水平是在下降的。中国2017年火电退役关停容量929万千瓦，预计在2035年将迎来一次火电机组退役潮，将有一半以上的火电机组面临退役。美国过去十年有17%的燃煤机组退役，是电站退役的主力军。

2.2.2 节约电网投资

传统电网面临投资成本较高、利用率较低的问题。传统的电网设计和建造遵循最大负荷法，即新建或增容改造时，变压器、开关设备、电缆等设备的选型必须考虑最大负荷，，即使该负荷出现的几率较小、持续时间较短，由此也带来了电网投资成本过高、资产利用率较低。

储能可以有效节约电网投资（节约新建投资或延缓配网扩容）。电网侧储能的出现，打破了原有的最大符合法的设计原则，在新建电网或旧电网增容改造时，可以有效节约电网的投资成本，并提升电网资产利用率。据平高电气测算，额定能量1.5万千瓦的10千伏配电线路，假设线路最小容量裕度已达到3%，考虑负荷年增长率2%，若增配0.3万千瓦储能设备，可将馈线改造扩容时限推迟三年。

原标题：国内外储能市场全面分析：系统成本的经济性拐点开始出现

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