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万亿储能蓝海开启!

发布时间:2021-10-14 09:07:02 已有: 人阅读

  1、随着碳排放趋严,可再生能源发电(光伏发电、水电、风电等)占比提升,2020年光伏风电发电量达7270亿千瓦时,发电占比9.5%,但可再生能源发电具有不稳定性问题,这对电网在输配容量及电频波动控制等方面提高了要求;

  2、由于电力是即发即用无法直接存储的能源形态,发电和用电的波动性导致电网消纳有限,造成资源浪费。2020年全国弃光率为2.0%,弃风率为3.5%,可以预见随着光伏风电快速上量后,弃风弃光率将有所回升进一步增加资源浪费。

  3、随着新能源汽车保有量的持续增长,预计2025年保有量将达到2676万辆,较2021年759万辆增加252.57%,快充电站将快速渗透,即插即充、大电流快充都增加了电网的控制难度和失稳风险,从而迫使电网改变运行方式,推动源-网-荷-储多方资源的协同互动。

  4、截至2020年底全球储能装机量191.1GW,同比增长3.5%,中国储能装机量35.6GW,同比增长9.9%,中国的累计装机量占全球的18.6%。

  5、截至2020年底,全球投运的储能项目中,抽水蓄能累计装机占比90.3%,电化学储能累计装机占比7.5%,其中锂电池比重首次突破90%;国内结构与全球一致,锂电池装机占比迅速提升。

  6、2020年因储能成本下降,以及电网侧投资加大,储能恢复高速增长,虽同比增加168%,但仅占光伏累计装机的1.0%,未来发展空间庞大。

  1、电力即发即用,无法直接储存,配储可以平滑电力波动性,减少资源浪费。根据应用场景不同,可分为用户侧、发电侧、电网侧、输配侧和辅助服务(5G基站备用电源)等。

  2、2020年全球新增电化学储能项目在可再生能源并网的装机量占比最大,达到48%,户用和工商业装机占比29%,辅助服务装机占比下降至8%。国内看来,用于可再生能源并网的装机量占比达40%,用户和辅助服务端装机占比分别为14%和21%。

  1、2020能全球用于可再生能源并网的装机占比达48%,主要为大电站配储,这是截至2021年最大的应用方向。通过风光电站配置储能,将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段并网,既提高了再生能源利用率,又降低了随机性、波动性等可再生能源发电的缺陷。2020年得益于储能成本下降和储能政策规定,大电站配储规模迅速提升。

  储能在用户侧主要是指与工商业、户用等分布是电源配套或作为独立储能电站应用,主要用于满足电力自发自用、峰谷价差套利、节约容量电费、提升电能质量,以及在新能源车充电时平滑负荷、保障供电可靠性等。

  从全球电价对比来看,英法日德意等国家和地区的电价远高于我国,且居民电价呈现上升趋势,因此电力自发自用具有高经济性,刺激储能需求增长。

  假设循环寿命为5000次,储能固定成本1.55元/KWh,在电价谷值0.25元/KWh充电,在电价峰值0.95元/KWh放电,即峰谷价差达到0.7元/KWh时,储能的收益率达到9.82%,具备经济性。

  根据最大系统峰谷差率超过40%的要求统计,江苏、广东、浙江等8各省或直辖市可以满足,打开储能削峰填谷套利空间。

  随着可再生能源发电量占比提升,电网发电频率、波动稳定性都被提高了要求,储能连接电网后可直接接受电网下发的调峰调频指令,按照调度指令充放电。

  1、2017~2021年收益于电价定价体系、能源结构的差异性以及政 F给予适当补贴,国内外储能发展迅速。

  今年7月份我国提出到2025年国内装机达3000万千瓦以上,到2030年实现新型储能全面市场化发展,利好政 策不断出台。

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