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2016国内储能市场测算及储能项目经济性分析 作者：中国储能网新闻中心　　来源：中国产业信息网　　发布时间：2016-11-30 10:26:31 中国储能网讯：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、 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。 国家能源局必威体育精装版发布的《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 5.88GWh 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，如表 5