储能市场行业分析

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1、储能行业市场分析项目可行性研究报告2017-05-24 储能网目前我国储能行业的处于刚起步。随着下游需求的爆发式增长，储能的商业化应用也愈加迫切。2015年之前，项目以示范应用为主，集中在可再生能源并网、调频辅助服务、电力输配、分布式发及微电网、电动汽车光储式充电站;2015年-2020年，开始出现若干初具商业化但还不备规模的项目，逐步向商业化迈进;2020年之后，储能将逐步在各个领域实现商业化发展。电力虽然是一种商品，但其生产、运输、消费几乎在同一时间完成，故经营上和一般商品也不一样。电力储存是近百年的难题，影响着电

2、力的商品属性，可以改变能源的使用方式，是未来能源产业发展变革的重要支撑。2016年2月29日，国家发改委、能源局、工信部联合发布了《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（发改能源[2016]392号，简称“指导意见”），指导意见多处提及推动储能产业发展，并对储能产业进行了新的定义。指导意见中提出了集中式和分布式储能应用，赋予了能源更丰富的应用方式。其中，集中式储能电站主要配套传统电网和新能源发电，实现传统电网的调频、调峰、削峰填谷等功能优化，或者解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题。实现电网平滑的储能方案示

3、意图应对光伏限电的储能方案示意图对铅炭电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、锂离子超级电容进行了比较，未来在储能应用环境下，更关心全周期使用过程中的系统度电成本，其综合了循环寿命和系统成本两个影响因素，就当前指标而言，我们认为：1）铅炭电池最具成本优势，最有可能大规模应用到当前储能市场；2）锂电未来成本下降空间大，也将是主流技术路线；3）液流、钠流电池本身存在一些难以克服的问题，应用范围有限；4）锂离子超级电容初始投资太大，虽然循环性能很好，但投资回报期很长，一般资金进入；故未来五年仍然以铅炭和锂电路线为主。主流储能电

4、池性能指标比较  随着铅炭储能度电成本的下降，工商业企业用电的削峰填谷应用逐渐具有商业价值，一般情况下，用电尖峰时段约占用电全时段的5%，对应尖峰用电量约占总用电量的20%，这一部分电量存在储能的商用价值。特别是部分工商业发达的大型城市，统计了国内大型城市的峰谷电价差，根据目前铅炭储能最低0.5元左右的度电成本，电价差大于0.8元/kWh的地区都有经济性，这些地区对应的2015年用电量合计约为3972.54亿kWh，若其中10%的用电量通过储能来进行削峰填谷，大约需要1.2亿kWh的储能设备（其容量对应日充放电量），若

5、按铅炭储能每kWh约1250元的投资额计算，则对应累计市场规模1500亿元；若按锂电储能每kWh约2000元（考虑未来五年成本有望明显下降）的投资额计算，则对应累计市场规模2400亿元。部分地区电价差及用电量统计  据统计数据显示，广东省、江苏省、浙江省、安徽省为用电大省，且电价差大多高于0.8元/kWh，已具备储能经济性，这四大省2015年工业用电量分别为3437.46亿kWh、3873.35亿kWh、2652.53亿kWh、1132.8亿kWh，合计超过10000亿kWh，若按10%配套储能，将对应约4500亿元规

6、模的铅炭储能市场。随着电改的推进，售电侧将逐步放开，存在更多的商业化储能市场，且锂电梯次利用在未来也将具有应用前景。我国风电、光伏消纳困难的“三北”地区，主要为集中式风光电站，储能应用于这一领域主要的作用是调峰调频、平滑出力、跟踪计划出力、辅助电网安全稳定运行等。对大型风光电站储能项目情况进行了统计，如表4所示，可以看到，目前锂电、铅酸（铅炭）、全钒液流、超级电容技术路线应用较多。其中，2011年由财政部、科技部和国家电网共同启动的国家风光储输示范项目可谓是行业的风向标，项目一期工程位于河北省张北县，建设风电100MW

7、、光伏发电40MW、储能20MW，从某种程度上也代表了国网对储能电池的技术偏好。国家能源局最新发布的《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中提到，“十三五”期间，风电新增投产79GWh以上，太阳能发电新增投产68GWh以上，即到2020年全国风电装机达到210GWh以上，其中海上风电5GWh左右；太阳能发电装机达到110GWh以上，其中分布式光伏60GWh以上、光热发电5GWh。预计以风光发电中新增装机量的20%为基数，按10%的功率比例配置储能系统，则储能装机量将达到2.94GW，若每天存放2小时即对应5

8、.88GWh新能源发电储能规模。另据CNESA发布的《储能产业研究白皮书2016》显示，2015年国内化学储能项目（不含抽水蓄能、压缩空气和储热）累计装机规模105.5MW，以锂离子电池、铅蓄电池、液流电池及超级电容为主，占比分别为66%、15%、13%、6%。预计未来受益于铅蓄电池（铅炭为主）储能成本优势，其装机量占比将有所提高