新型储能助力能源转型

一文读懂氢能产业|氢能产业链梳理0 新助型力储能能源转型 2023年3月 kpmg.com/cn 摘要 1新型储能助力能源转型 大力发展储能对提高可再生能源利用率，实现“双碳”目标，建立新型电力体系具有重要意义。2022年1月发改委、国家能源局联合发布的《“十四五”新型储能发展实 施方案》指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。 储能市场概况 本报告从储能的定义和发展背景入手，对各种储能方式、全球和中国储能产业规模进行了比较，进而对不同应用场景下储能的商业模式、企业布局、行业投融资等进行了深入分析，并对行业未来所面临的机遇和挑战进行了展望。主要发现包括： 目前在电力系统的储能项目中，抽水蓄能仍是主要方式，但以电化学储能为代表的多种新型储能方式正迅速发展且前景广阔。 •抽水蓄能仍为主流但未来发展空间可能受限。抽水蓄能具有技术成熟、储能容量大、系统效率高、运行寿命长、安全性能高等优势，是当前商业化程度较高、 应用范围较广的主流储能技术。从国际市场来看，抽水储能占据绝对领先地位，截 至2020年底，抽水蓄能装机规模占电力储能项目总规模的94%。但抽水蓄能电站的建设受地形因素限制较大，且建设周期较长，通常需要7年左右，未来随着电化学储能等新型储能造价的下降，抽水蓄能在电力系统中的发展空间可能受限。 •以电化学储能为主的新型储能增长迅速，成为储能行业发展的主力。电化学储能功率范围较广、能量密度高，相较其他新型储能技术成熟度更高，因此适用 场景更广泛。此外，相较抽水蓄能来说，电化学储能安装更为便捷、不受区位限制，正成为储能产业发展新动力。截至2022年底，全国电力安委会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的各类电化学储能电站772座、总能量43.08GWh。电 化学储能中以锂离子电池为主导,但三元锂电池安全隐患较突出，意味着安全性更高的磷酸铁锂电池、液流电池等未来有望进一步打开市场空间。 ©2023毕会马计威师华事振务会所计—师香事港务特所别(特行殊政普区通合合伙伙制)事—务中所国，合均伙是制与会英计国师私事营务担所保，有毕限马公威司企—业毕咨马询威(中国国际)有限公司相—关中联国的有独限立责成任员公所司全，球毕性马组威织会中计的师成事员务。所版—权澳所门有特，别不行得政转区载合。伙在制中事国务印所刷，。及毕马威 新型储能助力能源转型2 •新型储能技术适用场景各异，聚焦三大降本思路促进规模化应用。在推动新型储能技术规模化应用过程中，应针对不同的应用场景，匹配满足电网高安全性、 长寿命、低成本、高效率等需求的储能技术，除了电化学储能技术的市场前景值得 关注外，压缩空气储能、飞轮储能、氢（氨）储能等的商业化潜力同样不容小觑。当前业界主要聚焦三类降本思路，助力以电化学储能为代表的新型储能技术实现规模化应用：一是注重提升电池组循环寿命；二是合理降低供应链成本，例如实现低成本材料替代；三是优化储能冷却和集成方式等技术，提升储能系统整体效率。 •政策引导、市场机制优化双管齐下，保障新型储能长期稳定发展。新型储能发展除了需要实现技术进步和提高成本竞争力外，有利的政策环境和市场机制也 必不可少，“十四五”以来，国家正积极推动新型储能到2025年实现从商业化初期向规模化发展转变，到2030年实现全面市场化发展。从中长期来看，中国储能产业 需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式，实现高质量发展。可借鉴美、欧、澳等的电力市场化经验，适当考虑放开电价管制并建立合理竞价机制，让储能主体从电价波动（即充电和放电的价差）中获得商业收益，并结合国内各地储能发展现状，从电力市场化和新型储能参与市场方式两方面逐步优化。 产业规模及预测 •可再生能源发电量的提升将带来全球储能市场规模快速增长。据EIA预测，至2050年，风能和太阳能发电将占到可再生能源发电量的72%，较2020年占比提 升近一倍。风能和太阳能等新能源所特有的间歇性和不稳定性将推动全球储能市场 的快速发展。电化学储能作为新型储能方式的代表,未来发展前景尤为广阔。据CNESA预测，至2027年，全球电化学储能产业装机规模将达1,138.9GWh,2021-27年间复合增长率达61%，约为未来储能总装机容量年复合增长率31%的两倍。 •2022年中国电化学储能装机量同比翻番，2026年装机量有望占到全球1/5以上。截至2022年底，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位累计投运电化学储能站472座、总能量14.1GWh、同比增长127%；2022年，新增投运电化 学储能电站194座、总能量7.9GWh，占已投运电站总能量的60.2%，同比增长176%。从国际比较来看，根据IEA的预测，到2026年，中国电化学储能总装机量将跃居各国首位，占比22%，几乎与欧洲全境的总装机量持平，较美国高7个百分点。 ©2023毕会马计威师华事振务会所计—师香事港务特所别(特行殊政普区通合合伙伙制)事—务中所国，合均伙是制与会英计国师私事营务担所保，有毕限马公威司企—业毕咨马询威(中国国际)有限公司相—关中联国的有独限立责成任员公所司全，球毕性马组威织会中计的师成事员务。所版—权澳所门有特，别不行得政转区载合。伙在制中事国务印所刷，。及毕马威 3新型储能助力能源转型 储能的商业模式分析 储能的应用场景可从发电侧、电网侧、用户侧三个环节进行划分，每个环节的商业模式也有所不同。在发电侧主要起到匹配电力生产 和消纳、减轻电网压力等作用；在电网侧储能主要用于减少或延缓 电网设备投资、缓解电网阻塞，以及为电力系统提供调峰调频等辅助服务；在用户侧则帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，降低电费支出。 •发电侧：当前我国发电侧电化学储能从用途上看主要有火储联合调频和新能源配储，火储联合调频市场规模有限，新能源配储成为发电侧电化学储能主要应用场景。 由于新能源配储成本高、收益渠道单一、利用效率低等因素制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。 新能源并网成为发电侧电化学储能主要应用场景，但总投资成本较高。 多省出台政策，要求新能源场站进行配储，配置储能比例为5%-20%，配置小时大多在2小时。但储能电站建设会加大项目初始投资成本，一座光伏电站 配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，叠加锂矿等上游成本上涨，给企业带来较大压力。 发电侧储能收益由减少“弃风弃光”电量增加电费收入和减少的考核费用等构成，但目前经济性仍不显著。 我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索 中，发电侧参与电网调度不明确，参与辅助服务市场条件不成熟。相较于抽 水蓄能两部制电价政策，由于新型储能起步晚，无论是电量电价，还是容量电价都有待完善。目前新能源配储成本高，且使用不足。根据中电联调研，不同应用场景储能项目配置时长相差较大，新能源侧储能配置时长为1.6h，高于火储的0.6h，低于电网侧储能的2.3h、用户侧储能的5.3h。新能源配储 能运行策略相差较大，大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略，个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。从调查机组的等效利用系数看，新能源配储的等效利用系数仅为6.1%，低于或远低于火储、电网侧和用户侧。 ©2023毕会马计威师华事振务会所计—师香事港务特所别(特行殊政普区通合合伙伙制)事—务中所国，合均伙是制与会英计国师私事营务担所保，有毕限马公威司企—业毕咨马询威(中国国际)有限公司相—关中联国的有独限立责成任员公所司全，球毕性马组威织会中计的师成事员务。所版—权澳所门有特，别不行得政转区载合。伙在制中事国务印所刷，。及毕马威 新型储能助力能源转型4 •电网侧：电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源。 投资运营模式方面，电网企业投资意愿仍需进一步加强，现有非独立储能项目面临“结算难”问题。 2019以后新型储能的新增装机更多进入电源侧，导致现有已投运新型储能项目较少接入电网侧。其中，具备电网直调条件，或选择和电网结算的储能项目，一般会采 取合同能源管理模式。然而这一模式下，非独立储能电站常会面临业主方推迟或拖欠收益的情况，根本原因在于此类项目不具备独立计量、调度、结算等独立市场主体身份，只能通过电网企业间接参与电力市场。 收益定价模式方面，堵点在于成本无法传输到用户侧，亟需开拓容量成本回收机和电力现货市场。 电网侧储能收益主要来自于调峰、调频等辅助服务补偿，据不完全统计，当前至少有19个省级以上地区明确了调峰调频补偿标准。问题在于，根据“谁提供、谁获利； 谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。结合国外市场经验来看，中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场，以完善成本疏导机制和扩大收益来源。 独立储能电站是源网侧发展的趋势。独立储能指具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目。共享储能电站，即电站资源 不专属于某一新能源站或电网，而是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合，并统一协调服务于网内所有新能源站，推动源网荷各端储能能力全面释放。独立储能电站暨行业内通常理解的共享储能电站。独立储能电站除了能够满足发电侧的储能需求外，还能够满足电网侧调峰调频需求，拓宽了收益渠道，经济性提升，是未来储能电站发展方向。 ©2023毕会马计威师华事振务会所计—师香事港务特所别(特行殊政普区通合合伙伙制)事—务中所国，合均伙是制与会英计国师私事营务担所保，有毕限马公威司企—业毕咨马询威(中国国际)有限公司相—关中联国的有独限立责成任员公所司全，球毕性马组威织会中计的师成事员务。所版—权澳所门有特，别不行得政转区载合。伙在制中事国务印所刷，。及毕马威 5新型储能助力能源转型 o独立储能电站市场主体身份明确，商业模式显现。发改委、能源局多次提出探索推广独立储能模式，明确独立储能电站市场主体地位，以及持续推进电力辅助服 务和市场化改革。在国家确定了独立储能发展方向后，南方区域、华东区域、华北区域等出台了新型储能参与电力辅助服务市场的相关细则。 o独立储能的收益模式还在探索中，细则有待进一步落实。总体来说，独立储能电站的收益渠道包括参与电力市场现货交易获取价差套利收入、稳定的容量市场收 入、容量租赁收入和辅助服务收入。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能同时获得其中一到两种收益。 o我国电力市场化改革正在逐步推进，独立储能电站参与电力现货市场交易可能性增强，叠加辅助服务市场逐渐向独立储能开放，独立储能电站通过参与调峰、调 频等电力辅助服务及容量租赁来扩宽收益渠道。未来随着新能源发电占比的提升，部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大，从而进一步提升储能项目盈利空间，促进独立储能的发展。 •用户端：储能的主体为电力用户，主要包括工商业用户及家庭用户。发展用户端储能有助于节约电力成本并保障用电稳定性。 户用储能（户储）是指用于家庭用户的储能系统。户用储能系统通 常与户用光伏系统组合安装，为家庭用户提供电能。户用储能系统可以提高户用光伏自发自用程度，减少用户的电费支出，并在极端天气 等情况下保障用户用电的稳定性。对于高电价、高峰谷价差或电网老旧地区的用户，购置户储系统具备较好的经济性，家庭用户有购置户储系统的动