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2024新型储能发展及商业模式-新型储能产业发展路径和投资机会.pdf
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1、新型储能产业发展路径和投资机会目 录0101新型储能发展及政策趋势 新型储能主要国家、行业政策 发展规模情况0202商业模式及收益来源分析 新能源+储能 共享储能方案 独立储能 压缩储能0303结论及投资 结论 风险提示五部门:大幅提升电化学储能装备可靠性,加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制。储能装备。储能装备。大幅提升电化学储能装备的可靠性,加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制,研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。研发储能电池及系统的在线检测、状态预测和预警技术及装备。一、新型储能发展及政策趋势类型类型文件名称文件名称部门部门出台时间出台时间主要内容主要内容顶层设计顶层设计关于加快推动
2、新型储能发展的指导意见国家发改委,国家能源局2021/7/2330GW 发展目标 2025、2030 规划部署、重点任务“十四五”新型储能发展实施方案国家发改委,国家能源局2022.3.21聚焦各类应用场景,关注多元化技术路线。开展不同技术路线分类试点示范。重点建设更大容量的液流电池、飞轮、压。重点建设更大容量的液流电池、飞轮、压缩空气等储能技术试点示范项目。缩空气等储能技术试点示范项目。推动火电机组抽汽蓄能等试点示范,研究开展钠离子电池、固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术试点示范。拓展氢(氨)储能、热(冷)储能等应用领域,开展依托可再生能源制氢(氨)的氢(氨)储能、利用废弃矿坑储能等试
3、点示范。结合系统需求推动多种储能技术联合应用,开展复合型储能试点示范。关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知国家发改委,国家能源局2022/6/7对新型储能的总体要求、独立参与、联合参与、电网调峰、辅助服务、用户侧储能、电价机制等方面提出指引,储能发展迎来新机遇。行业管理行业管理新型储能项目管理规范(暂行)能源局2021/9/24全生命周期管理;安全第一,明确权责;无歧视并网、科学调用电化学储能电站安全管理暂行办法(征求意见稿)国家能源局2021/8/24市场机制市场机制电力辅助服务管理办法国家能源局2021/12/21明确市场主体地位。增加品种,实现多重价值;建立分摊机制,扩大市
4、场规模。电力并网运行管理规定国家能源局2021/12/21储能并网协议(试行)国家能源局/国家市场监督管理总局2021/12/28价格机制价格机制关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见国家发改委2021/4/30建立灵活的价格机制,拉大峰谷价差,用户侧储能更多盈利空间;探索电网侧储能价格机制国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知国家发改委2021/7/26可再生能源可再生能源关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知国家发改委,国家能源局2021/7/29明确配置储能的比例及市场,形成更灵活的配置模式;奠定“十四五”时期源侧储能发展规模技术技术&人才人才 锂离子电
5、池行业规范条件工业和信息化部2021/12/20单体能量密度=145Wh/kg,电池组能量密度=100Wh/kg,循环寿命=5000 次、容量保持率=80%一、新型储能发展及政策趋势1.1新型储能主要国家、行业政策技术创技术创新方向新方向新型储能新型储能多元化技多元化技术术推动推动锂离子电池锂离子电池成本下降,成本下降,压缩空气、压缩空气、飞轮、飞轮、液流电池、储氢、液流电池、储氢、储储热热/储冷等储冷等示范应用示范应用集中攻关超导、超级电容、钛酸锂电池等集中攻关超导、超级电容、钛酸锂电池等新型新型储能技术储能技术研发储备钠离子、液态金属、固态锂离子研发储备钠离子、液态金属、固态锂离子电池电池
6、等新一代高能量密度等新一代高能量密度储能技术储能技术全过程安全过程安全全技术技术突破电化学储能系统安全预警、储能电站整体安全性设计等关键技突破电化学储能系统安全预警、储能电站整体安全性设计等关键技术术突破储能电池寿命快速检测和老化状态评价技术,研发梯次利用相突破储能电池寿命快速检测和老化状态评价技术,研发梯次利用相关安全技术关安全技术智慧调控智慧调控技术技术开展规模化储能系统集群智能协同控制、分布式储能系统协同聚合开展规模化储能系统集群智能协同控制、分布式储能系统协同聚合关键技术研究关键技术研究开展储能多功能复用、虚拟电厂、云储能、市场化交易等关键技术开展储能多功能复用、虚拟电厂、云储能、市场
7、化交易等关键技术研究研究新型储能规划明确提出技术创新方向。着力构建以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的储能技术创新体系,加快推动成本下降、安全提升、效率提升,实现新型储能规模化应用。1.1新型储能主要国家、行业政策一、新型储能发展及政策趋势重点关注:(一)依托现货市场,推动新型储能市场化发展。包括4项措施:一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场,获得电能量收益;二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用,获得容量租赁收益;三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿,获得容量补偿收益;四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务,获得辅助服务收益。(二)创新思路举措,鼓励新型储能
8、规模化发展。包括3项措施:一是通过优先并网、优先消纳政策,引导新能源项目积极配置新型储能设施;二是支持新建新型储能项目转为独立储能项目,鼓励发展大型独立储能电站;三是给予优惠电价政策,促进储能多元化发展。(三)加强制度管理,促进新型储能规范化发展。一、新型储能发展及政策趋势一、新型储能发展及政策趋势1.2 发展规模情况截至2021 年底,全球已投运储能项目累计装机容量达到209.4GW,同比增长9%,抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都接近90%,但是该比例在逐年下降。新型储能中电化学储能的累计装机规模最大,占比接近90%。2021年,中国压缩空气储能新增装机0.24GW,新增占比较小(2.
9、57%)。液态空气储能也处在更为早期的示范阶段。20112011-20212021全国储能累计装机量全国储能累计装机量20212021中国新增储能装机结构中国新增储能装机结构目 录0101新型储能发展及政策趋势 新型储能主要国家、行业政策 发展规模情况0202商业模式及收益来源分析 新能源+储能 共享储能方案 独立储能 压缩储能0303结论及投资风险提示 结论 风险提示2.1新型储能(电化学储能)商业模式演进二、商业模式及收益来源分析新能源配置储能共享储能独立储能1、增加新能源的并网成本,影响新能源收益;2、建设标准不统一,存在资产利用效率不高的问题;1、规模化建设是有利于降低成本;2、更加集
10、中参与电网调峰调频、回收弃电 等服务,提高储能使用率和收益率;3、采取租赁的方式来完成风光电站建设的配储要求。新能源新能源独有独有多个新能源共享多个新能源共享新能源与电网共享新能源与电网共享1)不再依托发电侧,电能量市场和辅助服务市场放开,明确储能的独立身份,独立调度;2)收益来源多样,容量电费+电能量市场套利+辅助服务市场套利;全电力系统共享全电力系统共享储能获取收益的主要模式在新能源弃风弃光率较高的地区,利用储能设备将因送出受限而造成的弃风弃光电量进行储存,在其余时间放电上网,提高光伏和风电的利用率。减少弃电增加电费收入南方能监局和新疆发改委针对本辖区管理范围内的储能提出不同的补贴政策;安
11、徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策。政府补贴性政策收益因电化学储能具有响应快速的特点,能与火电机组较好地互补。在火电厂加装电化学储能可以大幅提升综合调节性能指标,加快储能投资成本的回收时间。参与辅助服务获得补偿政府补贴性政策收益参与辅助服务获得补偿减少弃电增加电费收入参与市场获得峰谷价差用户侧储能主要依靠峰谷、峰平价差进行套利。目前在北京、江苏、广东等地具备一定盈利空间。参与市场获得峰谷价差二、商业模式及收益来源分析2.1新型储能(电化学储能)商业模式演进二、商业模式及收益来源分析传统储能共享储能2.2新能源配置储能二、商业模式及收益来源分析新疆西藏青海甘肃内蒙古宁夏四川云南海南广西
12、贵州重庆陕西山西黑龙江吉林辽宁河北山东河南湖北湖南广东江西福建安徽江苏浙江香港台湾澳门上海天津钓鱼岛北京南海诸岛尚未发布相关文件的省份发布文件并公布地方补贴政策的的省份发布文件提出新能源配置储能的省份序号序号省份省份比例比例1青海10%,2h2甘肃5%-10%,2h3新疆25%,4h4内蒙15%,2h/4h5宁夏10%,2h6山东10%,2h7辽宁15%,光3h/风4h8河北10%-15%,3h9山西部分地区10%10天津光15%/风20%11陕西部分地区10%,2h12河南10%-20%,2h13湖北10%,2h14安徽5%,2h15江苏8%-10%,2h16浙江10%-20%,2h17江西
13、10%,1h18湖南光5%/风15%,2h19广西光15%/风20%,2h20海南10%截止2022年6月,21省市明确提出储能补贴二、商业模式及收益来源分析新能源配置储能在增加初始投资的同时,可以提高新能源消纳,减少弃光、弃风率。以南方五省为例,分析配置储能对光伏项目的影响。以100MWp光伏项目为例,分析结果如下:广东广东广西广西云南云南贵州贵州海南海南储能配置10%,2h15%,2h10%,2h10%,2h10%,2h静态投资(元/W)4.44.64.44.44.4平均首年等效利用小时1042.63973.841300.29836.511223.042021年弃光率000.20.40燃煤
14、发电基准价0.4530.42070.33580.35150.4298LCOE(7%)0.4560.4960.3580.5560.386LCOE(7%)不配储能0.4220.440.330.5130.356LCOE增加0.0340.0560.0280.0430.032.2新能源配置储能二、商业模式及收益来源分析广东广东广西广西云南云南贵州贵州海南海南储能配置10%,2h20%,2h10%,2h10%,2h10%,2h静态投资(元/W)6.97.36.96.96.9年等效利用小时17412319.72648.71833.31672.32021年弃风率000.10.50燃煤发电基准价0.4530.4
15、2070.33580.35150.4298LCOE(7%)0.4150.3280.2730.3940.432LCOE(7%)不配储能0.3930.2950.2580.3730.409LCOE增加0.0220.0330.0150.0210.023以南方五省为例,分析配置储能对陆上风电项目的影响,以100MWp风电项目为例,分析结果如下:2.2新能源配置储能2.3共享储能二、商业模式及收益来源分析省份省份收益来源收益来源说明说明青海(市场化)双边市场化调峰辅助服务交易共享储能电站与新能源场站通过双边协商或辅助服务交易平台开展调峰辅助服务交易电网调峰补偿市场交易后剩余容量可参与电网调峰,获得电网调峰
16、服务补偿,价格为0.5元/kWh湖南(非市场化)容量租赁租赁可视同可再生能源储能配额,年租赁费市场价格约为450-600元/kW电网调峰补偿深度调峰储能电站按充电电量报价,报价上限为500元/MWh2021年7月,国家发改委、国家能源局发布了关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知,提出鼓励可再生能源发电企业以自建、租赁、购买的形式满足储能配额要求。在容量租赁+调峰补偿的商业模式下,部分省份已建成投运共享储能电站,以青海、湖南共享储能商业模式较为典型。共享储能的运营模式青海省电力辅助服务市场运营规则(试行)(2020.12)共享储能电站准入条件:发电企业、用户计量出口外并
17、网或直接接入电网侧的储能电站,满足电力调度机构监控、记录其实时充放电状态要求,具备作为独立主体参与市场交易资质 充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。具备自动发电控制(AGC)功能,能够可靠接收和执行调度机构AGC系统实时下达的充放电指令,其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标应满足相关要求。青海省电力公司基于区块链技术的辅助服务市场化运营平台共享储能调峰:双边协商交易由储能电站有风电场、太阳能电站开展协商确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量,并通过调度机安全校核后执行的交易。主要适用于年度和月度中长期辅助服务交易。市场竞价交易由储能电站与风电场、太阳能电站根据市
18、场需求通过向辅助服务交易平台提交包含交易时段、交易电力、交易电量、交易价格等内容的交易意向,调度机构进行安全校核后执行的出清交易。主要适用短期辅助服务交易。目前已并网的共享储能项目,其电网调用调峰价格为0.5元/千瓦时;共享储能调峰服务费用按月结算,由太阳能发电、风电共同分摊。储能调峰结算费用=双边结算费用+单边结算费用。2.3共享储能青海共享储能二、商业模式及收益来源分析纯市场化纯市场化湖南新能源侧储能租赁模式背景:湖南新能源装机量迅速增长;储能初始投资成本偏高;辅助服务市场限价0.2元/千瓦时,且峰谷价差较小,进而导致盈利空间严重不足;新能源侧储能租赁国网湖南综合能源有限公司租赁10年储能
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