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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

2020-02-05 09:24来源:新时代电新关键词:储能光伏储能新能源储能收藏点赞

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3.1.2 欧洲:市场化动力充足

欧洲同样是储能发展的热土,以英国、德国、法国、意大利为代表的储能市场,发展较为完善,市场化动力充足。

英国:市场机制完善,储能充分参与各类辅助服务。过去两年里,英国储能市场发展较快,连续两年位居欧洲储能新增规模首位。2018年英国储能装机超过500MW。英国电力市场的机制较为完善,储能可以充分参与各类辅助服务。除了参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差和Triad (冬季调峰)等收益,部分电站的收益来源甚至高达十几种。

德国:户用储能市场发展成熟。德国是全球最成熟的户用储能市场,而户用储能是德国储能市场的主要构成部分,据CNESA预计,到2021年户用储能将接近德国储能总规模的50%。德国户用储能市场发展成熟的主要原因包括居民电价较高和政府补贴。德国复兴发展银行通过KfW275计划,为光伏用户配套储能提供补贴,推动德国居民自发自用,降低电费账单。截至2018年底,德国户用储能累计装机超过12万套,装机容量达到444MW/882MWh。其中,kfw补贴下的储能系统超过3万套,未补贴的超过9万套。

3.1.3 澳大利亚:户用与商用储能为主

户用储能渗透率较高。澳大利亚分布式光伏较多,且整体电价较高,居民有动力将白天多余的光伏电力存储起来,供晚间使用,以节约电力成本。

大型项目助推。2017年12月,南澳大利亚州100MW/129MWh电池储能项目投运,是当时全球最大的储能项目Hornsdale Power Reserve。该项目产品由特斯拉提供,运营商是法国Neoen公司,主要用于调频及新能源消纳。该项目的背景是南澳大利亚州的大停电事件。澳大利亚政府向全球招标大规模储能项目,以解决电力系统稳定问题。2019年11月,Neoen宣布将该储能项目扩容50%。该项目主要通过调频和现货市场获取经济利益。

3.1.4 韩国:火灾事故引发储能装机断崖式滑坡

2018年及以前,韩国储能发展较快。2018年韩国电化学储能新增装机约3GW,占全球新增的45%。

额外可再生能源证书(RECs)奖励等补贴政策推动储能快速发展。在韩国的可再生能源配额制中,储能地位颇高。2015年起,韩国开始为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励。2017年起,安装储能系统的光伏电站也可以获得额外奖励。配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。此外,韩国政府在岛屿储能、用户侧储能方面,都出台扶持政策。

火灾事故频发,引发储能新增装机滑坡。从2017年8月到2019年5月,韩国总共发生23起储能电站火灾,2018年11月一个月就发生四起火灾。韩国政府不得不在年底组建事故调查委员会彻查此事,韩国储能产业也陷入了半年的停滞时期。根据调查结果,23起火灾事故中,LG化学12起,三星SDI 8起,其他厂商3起;其中有14起发生在充电后,6起发生在充放电过程中,3起是在安装和施工途中发生火灾。据BNEF预计,2019年韩国新增储能装机约2GWh,同比下滑50%。

3.1.5 日本:政府补贴与新能源消纳推储能发展

政府补贴推动用户侧储能快速发展。2014年,日本经济产业省(METI)出台针对储能的补贴政策(总预算100亿日元),针对装机1kWh以上的储能系统实施2/3的出装补贴(户用项目上限100万日元,商业项目上限1亿日元)。

新能源消纳压力带动储能刚需。日本国土面积狭小、能源对外依赖程度较高,福岛核电站事故后,日本大力推行补贴政策,鼓励新能源发展。新能源的快速发展,对日本电网构成一定冲击,也影响了新能源的消纳。另外,日本新能源发展较不平衡,北海道和东北地区风电较多,九州地区光伏较多,区域的不平衡进一步推升了对于储能的需求。一些地区电网收购要求光伏和风电项目必须配备储能以提升电网稳定性。北海道正在建设装机量240MW/720MWh的风电储能项目,项目建成后将成为世界最大的储能项目。

3.2 国内:等政策风来,待模式演进

根据CNESA统计,截至2019年6月底,国内已投运储能项目累计规模31.4GW,其中电化学储能累计规模1.19GW,占比3.8%。2019年上半年国内新增电化学储能装机116.9MW,同比下降4.2%,环比2018年下半年下降79.2%。

3.2.1、短期政策调整不改储能长期发展趋势

2019年是国内储能发展变革较大的一年。电网侧储能方面,随着发改委明确电网不得将储能纳入输配电价成本以及国家电网宣布严控电网投资,2018年开始兴起的电网侧储能开始步入低谷期。用户侧储能方面,工商业电价的连续下调使得峰谷价差也随之缩小,部分参与者对于储能峰谷套利的商业模式开始失去信心。

但短期的政策调整不改储能长期的发展趋势。一方面,储能在越过经济性拐点后,具备较大的吸引力。另一方面,由于新能源消纳等刚性需求的存在,储能发展前景依然广阔,市场各主体仍然保持积极探索的趋势。

未来国内储能市场的爆发,需要政策的进一步推动(包括储能的直接支持政策和电力市场化改革),同时,需要在现有商业模式的基础上不断探索和完善。

3.2.2 等政策风来:政策细节完善,电改继续推进

储能的兴起依赖两类政策:一类是与储能直接相关的支持政策,一类是电力市场化改革政策。

国家层面政策:整体鼓励,细节缺失。2017年五部委联合发布《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储能发展“两步走”的战略,是针对储能的重要政策。2019年针对该指导意见,进一步提出了细化的2019-2020行动计划,但整体仍属于指导意见,缺乏细节可执行的具体措施。

部分省市开始出台补贴政策。目前针对储能出台补贴政策的有合肥和苏州。合肥政策针对符合政策的光伏储能系统,按储能实际充电量给予1元/kWh的补贴。苏州针对工业园区的储能项目,按放电量补贴3年,补贴标准0.3元/kWh。

储能的发展离不开市场化的电力市场。国内市场,储能的发展受制于电力市场化程度,因此电力市场化改革深刻影响着储能的发展。目前国内电力市场化改革仍在进行中,现货市场、偏差考核、各类辅助服务市场尚未真正建立起来,一定程度上制约了储能商业模式的拓展和完善。未来一旦电改加速,储能的盈利边界将进一步拓展,从而行业迎来加速发展。

3.2.3 待模式演进:盈利模式未来方向在于多样化

储能盈利模式的演进未来在于多样化,仅依赖单一模式可能无法实现既定的收益目标。

火电联合调频逐渐成为红海市场。原因:1、市场容量较小、2、短时间内快速放电,影响电池寿命,原测算的经济性无法达到。

储能与新能源配套存在较大的发展空间。目前,西部地区仍然存在消纳问题。2019年前三季度,风电、光伏弃电量分别为128.3、32.5亿kWh,主要集中在西部地区。但在中东部地区,新能源的消纳开始出现边际的变化,目前安徽、山东等地区已经开始鼓励风电、光伏项目自行配备适当比例的储能。按照中长期中国每年100GW以上新增光伏风电装机计算,假设按10%的容量配置储能,每年可带来10GW以上新增储能。

在电网侧,失去了电网作为投资主体,未来几年电网侧储能将受到重大影响。但长远来看,电网侧储能电网企业的退出,给了其他市场主体更多的机会。

2018年是电网侧储能突飞猛进之年。国内电网侧储能兴起的背景是中东部地区负荷不断增长带来的高峰时期电力缺口。2018年7月,101MW/202MWh的镇江电化学储能电站项目投运,这是我国首个真正意义上服务于电网的规模化独立运行的储能项目。随后,河南、湖南、甘肃等地的百MW级储能电站纷纷上马。2018年国内电网侧储能新增投运规模超过200MW。

发改委新政明确储能不纳入输配电成本。2019年5月,国家发改委正式印发《输配电定价成本监审办法》,明确抽水储能电站、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用,不得计入输配电价成本。

政策调整导致电网企业严控储能投资。2019年11月,国家电网发布《国家电网有限公司关于是进一步严格控制电网投资的通知》(826号文),明确提到“不得在投资计划外安排输变电资产租赁,不得已投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设,不再安排抽水蓄能新项目开工,优化续建项目投资进度”。而南方电网随后也发布了《优化投资和成本管控措施(2019年版)》,提出“要强化电网投资全过程管控及投入产出机制建设,非管制业务要聚焦战略转型方向优化布局”。

一般工商业电价连续下降影响以峰谷套利为主的用户侧收益。2018年政府工作报告中提出一般工商业电价平均降低10%。2019年5月政府工作报告提出一般工商业电价再降10%的目标。一般工商业电价的不断下降也导致了峰谷价差的收敛,从而导致以峰谷套利模式为主的用户侧储能收益显著下降。

04

电化学储能产业链成熟,未来成本仍有下降空间

4.1 电化学储能产业链

电化学储能系统主要由电池(锂电池或其他电池)、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量管理系统(EMS)及其他电气设备构成。电池是储能系统的最重要的构成部分。电池管理系统(BMS)主要负责电池的监测、评估、保护和均衡监测。储能变流器(PCS)负责直流和交流的相互转换。能量管理系统(EMS)负责数据采集、网络监控、能量调度等。

由于新能源汽车的发展,锂电池和BMS逐渐发展成熟。而PCS属于成熟产品,与UPS、逆变器等产品技术同源。整体产业链发展成熟。

4.2 成本仍有下降空间

电化学储能的投资成本主要包括电池、BMS、PCS、其他一二次设备、设计、土建施工、安装等,其中电池是成本的主要构成,一般占比40%-60%。

据BNEF预计,2018年储能系统成本为364美元/kWh,到2030年,储能系统成本有望降至165美元/kWh。而考虑循环寿命的提升,储能的度电成本下降更快。据宁德时代计算,到2020年储能的度电成本(LCOE)有望降至0.25元/KWh以下,电化学储能在不需要任何补贴的情况下已经初步具备经济性。

电池寿命特别是循环寿命对于储能度电成本至关重要。目前磷酸铁锂的循环寿命一般为2500-4000次。但寿命提升是储能发展的必然趋势。目前,宁德时代循环寿命10000次以上的磷酸铁锂电池已有小批量的投产,我们认为未来2-3年循环寿命8000次以上的储能电池将逐渐成为行业主流。

动力电池产业成熟推动锂电池价格持续下降。截至2018年底,国内动力电池产能超过206GWh,全年国内动力电池出货量仅为65.03GWh。从结构上看,随着新能源汽车应用上三元电池的优势逐步确立,磷酸铁锂电池产能过剩相对更为严重。动力电池产业链的成熟与产能过剩,未来将进一步推动锂电池价格持续下降。

退役动力电池的梯次利用可以进一步降低储能电池成本。我国新能源汽车市场自2014年开始爆发,按照4-6年的电池寿命,首批新能源汽车动力电池开始进入批量退役。预计到2020年将有超过20GWh的动力电池退役,而储能将成为退役动力电池的重要应用方向。


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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