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新能源储能报告2022:绿电+储能,最终梦想

作者:任泽平 来源:泽平宏观 发布时间:2022-9-15 8:37:02 浏览:

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上半年,新能源汽车销售224.8万辆,增长一倍以上,今年预计600万辆,渗透率超过27%,去年是13.6%。在全球双碳和能源转型的大背景下,新能源相关的行业产业是未来经济最有希望的、最具爆发力的领域。全球新能源行业发展主要包含三大主线赛道领域:从电动化到智能化,从煤电到绿电+储能,从锂电池到氢能源电池。

一是新能源相关的消费者应用领域,主要包括新能源汽车、新能源电池、智能驾驶等。新能源车应用蓬勃发展,快速渗透,未来从电动化到智能化,软件定义汽车时代即将来临。

二是新能源相关的清洁电力能源建设领域,包括电源工程、电网系统建设,未来将从煤电到“绿电+储能”。现在的新能源汽车并非最终解,甚至带有伪新能源的概念,主要以煤电为主,未来“绿电+储能”的模式才算真正的新能源,最终梦想,主要包括可再生发电和电力综合利用领域,比如风电、光伏等上游清洁能源替代,比如新能源友好并网的新一代电网、新型储能等。进行新能源类的电源工程建设,可以均衡能源结构,提高非化石能源在一次能源消费中比重,有助于进一步提升国家能源安全。

三是新能源相关的电池技术领域,从锂电池到氢能源电池,未来发展高资源自给率、成本可控、市场化商用进程可落地的多元化电池技术路线是时代的必然选择。

“绿电+储能”开启新能源第二大赛道。储能,简单来说,就是通过介质或设备,把能量存储起来,在需要时再释放。储能是新一代电网可靠性建设的关键装备,通过和电源侧、电网侧、用户侧系统深度协同,可以充当发电侧和用电侧之间的“缓冲垫”,通过减少弃电、削峰填谷、电网调频、平滑输出等“缓冲路径”发挥关键作用。可以应对新能源发电随机性、波动性和碎片化,解决新能源电力消纳问题,调峰调频安全稳定保障电网运行。户用、工商用等多场景储能深化发展,有效缓解全球能源价格高企、海外电价高增等问题。储能系统和电力系统的各个环节融合发展,是实现新型电力系统建设的关键一环。

新能源市场增量空间巨大、竞争格局未定,未来还将有一次大洗牌,鹿死谁手,尚未可知。放眼长远,当下不投新能源,就像20年前没买房,未来能够革新能源命的只有新能源自己。


1 储能:是实现新型电力系统建设的关键一环

2 储能技术:多技术路线协同,加速应用落地

3 中国储能:突破新能源时代发电用电的短板环节

3.1 电源侧储能:“清洁电量搬运工”

3.2 电网侧储能:“安全稳定有保障”

3.3 用户侧储能:“多元场景促发展”

4 未来储能:发展趋势与展望


1 储能:是实现新型电力系统建设的关键一环

2020年以来,一是全球煤炭、天然气代表的“传统发电能源”价格骤增,二是风电、光伏等“非稳定性发电”的占比提升,全球电力供给和电力需求不平衡问题伴随而来。

这种不平衡问题体现在三个方面:

1)“数量”上的不平衡,即新能源发电量和用电量曲线不能实时匹配问题。受制于资源禀赋本身,风光等自然资源在一天内是非均衡分布的,发电高峰与用电高峰不同。

2)“质量”上的不平衡,即发电的瞬时波动性、间歇性和电网调节能力不匹配问题。风电、光伏等新能源发电形式加剧了发电的日内波动性、瞬时波动性和间歇性,对电网调频能力和安全稳定性提出了更高的要求。

3)“价格”上的不平衡,即标杆电价、中长期交易电价存在一定滞后性。一方面,传统火电企业用煤成本高增,却无法做到在收入端通过电价即时传导,被动“拉闸限电”;另一方面,新能源电力价格也无法完全反映实时的电力供需结构。

储能系统为解决上述三个不均衡提供了条件。

用电数量方面,储能实现了在不需要的时候将能量存储,在需要时再将能量释放的过程。储能技术正在改变电力的生产、传输和使用等各个环节必须同步完成的模式。就像大容量版的“充电宝”,在用电低谷时,可以作为负荷充电,在用电高峰时,可以作为电源释放电能。

用电质量方面,储能可以做到快速、稳定、精准的充放电调节,能够为电网提供调峰、调频、备用、需求响应等多种服务,是构建弹性电力系统建设的重要一环,实现“电网-储能”的更友好互动。

用电价格方面,随着储能项目逐步参与电力现货市场交易,未来除参与调峰调频等辅助服务进行营收外,还可以利用在负电价和高电价不同时段购电放电以获得电量价差营收。解决峰谷价差大问题,减少用户侧电费成本,促进电力现货交易市场化更进一步发展。

储能作为新型电力系统建设的重要一环,是“源网荷储”的一大重要环节。储能一边连接了能源生产,一边连接了能源消费使用,覆盖电力生产及调配的各个环节,实现了对传统电网系统服务升级和服务增值,为传统以“源网荷”为主体的产电-输电-用电系统提供重要补充。在新能源占比逐渐提高的电力系统中,起到了进一步优化系统资源配置的重要作用。

2 储能技术:多技术路线协同,加速应用落地

十四五期间,对能源新技术、新模式、新业态建设方面提出了更高要求。国家和地方多部门陆续出台了多项储能行业发展支持政策,大力推动储能行业发展,政策聚焦多种技术推进、储能项目落地、电价机制完善等重大领域。

根据《“十四五”能源领域科技创新规划》,到2025年,主流储能技术要总体达到世界先进水平,电化学储能、压缩空气储能技术要进入商业化示范阶段。我国新型储能建设主要覆盖两大目标:

一是要针对电网削峰填谷、可再生能源并网等应用场景,发展大容量、长时间储能器件与系统集成,即能量型和容量型储能。包括锂离子电池、铅碳电池、高功率液流电池、钠离子电池、大规模压缩空气、机械储能、储热蓄冷、储氢等。

二是要针对增强电网调频、平滑间歇性可再生能源功率波动,以及容量备用等应用场景,开展长寿命、大功率储能器件和系统集成研究,即功率型和备用型储能。包括超导、电介质电容器等电磁储能,电化学超级电容器、高倍率锂离子电池、飞轮储能等。

不同技术类别的储能设施有不同适用场景。例如锂电池、抽水蓄能等容量能量型产品适配调峰场景,飞轮储能等功率型适配调频场景。由于充放电倍率和终端需求不同,各技术类型储能系统之间的通用性有限,发展多元化储能路线具有必要性和迫切性。

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从技术原理来看,当前储能技术路径主要有物理机械储能、电化学储能、电气储能、热储能等几大关键类别。物理机械储能涵盖抽水蓄能、压缩空气储能与飞轮储能;电化学储能按正负极材质不同,分为铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池与液流电池等,其中锂离子电池为当前主流选择;电气储能包含超导储能与超级电容储能;化学储能主要有电解水制氢储能、合成天然气储能等;热储能包含熔融盐储能与储冷等。

在众多技术中,物理机械储能中的抽水蓄能、电化学储能中的锂电池储能是当前储能发展的主流选择。从市场主流程度来看,一是在存量装机中,抽水蓄能占比最高。根据CNESA全球储能数据库,2021年全球储能总装机205GW,抽水蓄能占比86%,达177GW。电化学储能装机占比10%,约达21GW。二是在新增装机中,电化学储能增量最快。2021年全球新增储能装机13GW,抽水蓄能占比40%,新增5.3GW,电化学储能占比57%,新增7.5GW。

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抽水蓄能,是利用水作为储能介质,通过电能与势能相互转化,实现电能的储存和管理。用电低谷时,利用过剩电力,将水从低标高水库抽到高标高水库;在电网峰荷时,高标高水库放水,回流至低标高水库,推动水轮发电机释放电能。具体看,抽水蓄能是当前技术最为成熟、最具经济性的储能方式,适用于大规模调峰与长时间调频。抽水蓄能主要围绕电网公司展开,受地理环境制约较大、建设周期较长。

电化学储能按正负极材质不同,分为锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等,锂离子为当前主流路线,钠离子电池、全钒液流电池等储能技术路线也在蓬勃发展。电化学储能能量转换效率较高,响应速度较快,能有效满足电力系统调峰调频需求,功率与能量可根据不同应用需求灵活配置,几乎不受地理位置等环境因素影响。此外,钒电池电解液安全性更高、钠电池钠元素资源存储丰富,未来多类电化学储能技术将协同发展,近期宁德时代等企业开始在新技术路线领域领航布局。

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3 中国储能:突破新能源时代发电用电的短板环节

在新型电力系统中,新型储能可以在发电侧、电网侧、用户侧各类场景深化应用。

3.1 电源侧储能:“清洁电量搬运工”

新能源风电、光伏发电量攀升,在社会用电量中占比高增。2021年,全国光伏发电量为3259亿千瓦时,同比增长25.1%;全国风电发电量为6526亿千瓦时,同比增长40.5%。风电、光伏累计发电量共9785亿千瓦时,同比增长35.0%,占全社会用电量的比重达到11.7%,首次突破10%以上。

但与此同时,弃风和弃光电量的绝对量增长显著。2021年,全国弃风电量206.1亿千瓦时,弃光电量67.8亿千瓦时。弃电总量约为267.48亿千瓦时,同比高增约22.7%。西藏、青海等省份弃光率较高,光伏利用率仅为86.2%、80.2%。未来,随着电力供给结构向风光倾斜,新能源发电量大幅上涨,弃风和弃光电量将在未来一段时间保持上升趋势,新能源发电消纳上网问题仍不容小觑,需要积极运用储能系统解决弃电问题。

在电源侧,储能系统将是电源调峰、削峰填谷的重要抓手,成为“清洁电量的搬运工”。未来一段时间,我国电力供应结构仍将以燃煤发电为主,“传统+新能源”混合发电模式并行。在用电低谷时,燃煤机组可进行灵活性调节,整体发电降至最小出力限制附近。但如果此时的发电供给仍高于电力需求,则传统能源端无法进一步调节,只能从新能源端选择弃光、弃风。储能系统加入后,弹性调度、源网荷储互动成为可能。在风电、光伏的发电高峰时段内,储能系统“充电”,消纳新能源电量,有效降低弃光率;在无风、无光时,储能系统“放电”,支撑电力系统正常运行。

储能有利于平滑可再生能源输出,减少新能源风电光伏的弃风弃光,提高新能源电力并网消纳水平。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出,要“大力推进电源侧储能项目建设”,布局配置储能的新能源电站,保障新能源高效消纳,为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。

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3.2 电网侧储能:“安全稳定有保障”

在传统火电、水电系统中,发电机与电力系统强耦合,可以提供系统惯量,维持频率相对稳定。而在风电、光伏发电系统中,新能源电力通过电力电子控制器设备连接到电网,一是系统自身惯性相应能力弱,调频能力差,二是新能源发电本身就具有瞬时波动、间歇、不可预测等特征。当新能源发电大量并网,会增加电网的波动,如果电网调节能力不匹配,电网频率稳定将面临挑战,电网安全性将受到冲击。

相对于传统调频,储能系统的爬坡能力强,响应速率和调节速率快、调节精度高,可有效避免调节延迟、调节偏差、调节反向等问题,综合调频能力较优。诸如飞轮储能等新储能系统加入调频辅助市场,可以有效保障电网安全稳定运行。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出,要“积极推动电网侧储能合理化布局”,在大规模高比例新能源及大容量直流接入后,提升系统灵活调节能力和安全稳定水平。

储能调频,作为电网辅助服务的重要部分,市场化的交易程度较高。储能主体可以通过市场化竞标方式执行电网调频指令,调频性能优异度决定了项目盈利可行性。衡量储能系统的综合调频能力主要看k值,主要受响应速度(K1)、调节速率(K2)、调节精度(K3)影响,其中调节速率(K2)是最重要指标。二次调频是当前储能参与调频的主要环节,价格机制比较成熟。未来相关主体参与市场一次调频,相关机制也将逐步落地。2022年6月,《南方区域新型储能并网运行及辅助服务管理实施细则》明确“谁提供、谁获利,谁受益、谁承担”原则,电力用户参与一次调频、二次调频、调峰等辅助服务的补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊。《山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)的通知》提出,鼓励新能源企业通过双边协商交易向独立储能运营商购买一次调频服务。

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3.3 用户侧储能:“多元场景促发展”

在能源转型趋势下,新能源并网终端更多,终端用电需求更广,用户需求也将从“用上电”向“用好电”升级。“以电代油”、“以电代煤”等电能发展战略持续推进,2022年上半年,新能源车产销增速快速增长,市场渗透率超过20%,市场保有量正式突破1000万辆。未来,工商业、产业园、港口岸、空调、电采暖、电动汽车、充电桩等多元化电力需求侧响应的市场潜力巨大。未来新型电力系统的负荷结构将更加多元化,用户侧对电力智能控制、双向互动的需求更加深入,用户侧储能引领电力需求侧变革具备必然性。

欧美户储场景拉动新需求,全球用户侧储能发展潜力巨大。2020年以来,全球能源价格高涨,海外通胀高企、欧美电价大幅高增。在此背景下,居民用电成本居高不下,激化了海外户用储能需求爆发。根据IHS Markit数据,2021年欧洲户用储能装机达1717MWh,同比增长60.2%。根据美国清洁能源协会ACP数据,美国在2022年上半年新增5GWh电池储能,同比增速超30%。通过“光伏+储能”模式,户用储能大幅节省海外家庭购电用电费用。中国供应商在全球户用储能系统中的光伏组件、逆变器、电池电芯等核心环节占据重要位置。2022年1-6月,太阳能电池组件累计出口额223亿美元,同比增长96%;逆变器出口31亿美元,同比增长47%;锂电池出口同比增长75%以上。

用户侧储能多场景融合发展,广泛涵盖工业园区、商业中心、数据中心、5G通讯基站、充电设施、分布式新能源、微电网等各类终端用户。例如,在工商业场景中,储能作为备用电源在保证特殊情况下电力供应的同时,也为工商业企业节省用电费用。国家能源局要求“工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%”,光储协同促进本地能源生产与用能负荷基本平衡,光储一体化是未来重要方向。

用户侧储能深化发展,催生新技术和新商业模式,诸如虚拟电厂等。虚拟电厂可以聚焦用户侧资源,依托大数据、云计算、人工智能、区块链等技术,运用通信、计量、算法调度等手段,将居民用户侧、工商业用户侧、分布式新能源设施等储能系统资源智能相连。统一调度管理,分析、控制并优化系统运行,参与电网服务获取应用收益,最终实现发电、用电资源的高效利用。

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4 未来储能:发展趋势与展望

1、规范完善促进储能行业发展的各项标准,营造良好发展环境,是中国储能行业实现长远健康发展的根基所在。

深化研究完善促进储能发展的相应行业标准,包括产品设备技术质量标准、安全强制性检测认证制度标准、规划设计与调度运行标准等,充分考虑新型储能在发输配用等环节的协同融合。

一方面,按储能发展与安全运行需求,完善行业准入条件与交易机制标准。建立健全储能全产业链技术标准体系,储能设备制造、建设、安装、运行监测的安全标准与管理体系要具体针对不同应用场景,加强储能应用与现行能源电力系统相关标准的衔接。2022年6月,国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》提出,中大型化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池,不宜选用梯次利用动力电池。

另一方面,规范多类型电池储能电站大数据中心运营标准,搭建电池溯源机制、大数据远程管控与智能运维系统。对储能电池,尤其是梯次利用储能电池,建立电池一致性管理与溯源系统,取得相应资质机构出具的安全评估报告,并建立在线监控平台,实时监测电池性能参数,定期维护与进行安全评估,是保证储能配置安全性与可靠性的重要一环。

建立可实现整个生命周期追溯与查询的碳足迹,推动储能电池出口环节。从上游材料生产制造、运输到储能电池全生命周期使用、退役,注重控制碳排放,能够有效满足具备严格碳排放政策的海外市场需求,储能电池产业链碳足迹认证体系是衡量国际竞争力的重要指标。

2、探索储能新商业模式,如共享储能、云储能、储能聚合,是未来加快市场化节奏的关键创新。

在运营模式方面,除了自建和购买之外,新能源电站也可以用租赁等形式配置储能,发挥储能“一站多用”的共享作用。通过建设共享储能交易平台和运营监控系统,通过市场化方式合理分配收益,新能源电站可减轻前期资本开支,投资方可获取后期运营租赁费。

在投资主体方面,吸引多类主体入场,开展新模式探索,加速市场化进度。比如发电企业、储能运营商可以联合投资等。这样可以将原本由新能源电站配建的储能,转由社会资本集中建设。

用户需求侧方面,探索诸如虚拟电厂等新型电力信息化管理模式,利用数字化技术,对分布式储能设施开展平台聚合利用。比如企业用户、综合能源服务商可以根据用户负荷特性,自主建设用户侧储能;第三方虚拟电厂运营主体可以将规模化但是分散的小微主体聚合起来,实现需求侧响应,主动削峰填谷,优化区域电网负荷,实现源荷双向互动。


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3、发展较高资源自给率的储能技术路线,如钠离子电池、全钒液流电池、氢储能等,是加强我国能源安全与强化储能全产业链控制能力的重要一环。

当前我国已建成了以抽水蓄能、锂电池为主体的储能产业链,但锂电池中镍钴等资源稀缺、外部依存度较高,将成为继续选择锂电池为主的储能发展路径的潜在风险因素。因此,发展较高资源自给率的多元化储能技术路线是未来的必然选择。

储能电池发展多元化技术路线,要兼顾资源可得性、成本控制和市场化商用进程等多个层面。一是要注重资源可得性,钠离子电池、镁离子电池、全钒液流电池的原料资源丰富,其中,中国镁、钒资源丰富,镁产量占据全球70%以上,钒产量在全球占比高达66%。氢储能可以通过利用多余电量电解制氢并将其用于发电,原料易得且可无限次循环利用。资源端有保障,能够有效分散当前行业对于锂、镍、钴等资源的依存度。二是要突破多元电池技术在市场化商用推进层面的短板,比如要找到兼顾经济型与安全性的钠离子电池负极材料;有效解决镁基电池电压滞后、正极材料钝化问题,使其化学性质更加稳定,具备更高的安全性;有效解决氢储能在储能周期中损失约60%的初始电能问题,提高运氢储氢安全性与储存效率。既能实现高资源自给率的储能技术发展,又能实现关键技术环节突破短板,推进商用化大规模落地。

重点扶持具备高资源自给率的储能技术发展,加大资源勘探力度,动员生产企业、科研机构等主体参与开发和商用。以资源禀赋为基础条件,提高资源自主供应能力,通过政策倾斜与投资扶持推动相关技术发展,助力能源保障和能源转型并进。

深度挖掘系统集成关键储能技术。深化产学研用协同创新,开展示范应用,重点推动大容量、长周期储能、核心技术装备研发与系统集成以及储能安全防护的技术攻关。

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4、深化发展市场化电价机制,进一步完善电力现货交易,是新增多样化辅助品种、推动储能多元主体加速入场的有效保障。

电力现货交易由于其实时交易、实时结算特性,可以更好反映市场供需和成本,更好地发现价格。完善峰谷电价政策,落实分时电价、尖峰电价,推进电力现货交易,有效利用峰谷价差,为用户侧储能发展创造更大市场空间。一方面,电力现货交易推进储能主体对新能源发电的消纳,另一方面,通过有效利用市场峰谷价差,为储能项目盈利打开空间。

完善储能主体参与电力辅助服务市场机制,允许新型储能作为市场主体注册、交易。建立电网侧、用户侧电价机制,在电网侧,制定电网侧储能收费电价核价范围,建立电网侧独立储能电站容量电价机制。推动快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等新型多样化储能品种作为市场主体参与电力市场交易。在用户侧,建立电力市场用户可调负荷参与市场的分担共享新机制,支持用户侧储能资源参与电力系统调节服务,明确服务补偿范围和分担责任,培育更多合格的电力现货市场参与主体。

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