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王浩院士入驻碧水源院士专家工作站

澳门新莆京2019年中国电化学储能行业市场现状及发展前景分析 未来市场规模将增长至接近20GW

文/张英英、吴可仲历经短期爆发后,2019年上半年储能市场规模出现小幅下滑。据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计,2019年上半年,中国新增投运电化学储能项目装机规模为116.9MW,同比下降4.2%。不过,有数据显示,到“十四五”末,我国储能装机将达到50GW~60GW,到2050年将达到200GW以上,市场规模将超2万亿元。多位业内人士向《中国经营报》记者表示,虽然今年上半年电网侧储能市场暂时遇冷,但是下半年在发电侧,西北地区可再生能源配置储能市场仍将是一片火热,同时广东等地火电储能调频也成为业内竞相角逐的市场。业内人士认为,在储能产业商业化应用初级阶段,亟须相关政策支持和引导,促使不同市场参与者之间能形成良性的市场竞争机制,从而加速储能技术应用项目落地。电网侧储能规模或压缩过去一年,电网侧储能在电网公司的积极推动下,迅速在江苏、河南、湖南、北京和浙江等地形成规模效应,推动了储能产业的发展。CNESA储能项目数据库数据显示,2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧储能规模为206.8MW,占2018年全国新增储能投运规模的36%,是各类储能应用之首;年增速更是达到2047.5%,呈爆发式增长态势。2019年初,南方电网、国家电网相继发布《南方电网公司关于促进电化学储能发展的指导意见》(征求意见稿)和《国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》,传达了电网将电网侧储能纳入有效资产的意愿,并表明积极参与储能产业发展的态度。然而,这一火爆趋势也随着一纸政策的发布而发生了重要改变,电网侧储能的发展悄然生变。今年5月,国家发改委、能源局正式印发《输配电定价成本监审办法》,明确抽水储能电站、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用,不得计入输配电价成本。这也意味着,电网企业欲将电网侧储能计入有效资产来核定电价的愿望落空。据悉,目前国内电网侧储能项目主流的商业模式中,电网公司承担了兜底作用,因此它们更加希望将储能计入有效资产,通过重新厘定输配电价予以疏导投资收益。而电储能不计入输配电定价成本则使电网企业投资建设电储能电站的积极性大打折扣,减缓了电网侧储能的发展步伐。记者采访了解到,目前大规模电网侧储能投资基本暂停,仅剩一些三站融合的示范项目。“基本上电网侧储能项目都停了,目前在执行的可能继续执行,未执行的可能会压后或执行性比较小。相比去年,今年电网侧储能规模会有所压缩,”阳光电源国内储能事业部副总经理陈志在接受记者采访时表示,电网公司也是在积极推进储能投资,不过目前尚不确定电网公司后续会如何规划。中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思认为,现阶段,电网侧储能价值和收益渠道无法明确,已投运项目运营效果和规划在建项目的落地受到影响,机制的不健全将影响电网侧储能的下一步发展。“未来还是尽量以社会资本投资为主,现在虽然各地之前有项目规划,但还真不好说落地多少。”“风光”配置储能加速落地电网侧储能“遇冷”,发电侧可再生能源配置储能却正加速走向台前。记者了解到,今年可再生能源配置储能比较火热的地区主要在新疆、青海和西藏等西北市场。其中,新疆成为今年全国储能市场的焦点。2019年6月,新疆自治区发改委、国家能源局新疆监管办正式发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》,指出在南疆四地州光伏储能联合运行试点项目,储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的15%、且储能时长不低于2小时来配置,总装机规模不超过350MW。

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原标题:CNESA:2019储能行业半年复盘——重调整、破困局
2019年已经过半,根据CNESA项目库的最新统计数据,截止2019年6月底,我国电化学储能累计装机规模为1189.6MW,上半年新增规模…

原标题:2019年中国电化学储能行业市场现状及发展前景分析
未来市场规模将增长至接近20GW

原标题:CNESA:2019储能行业半年复盘——重调整、破困局

1、储电技术分类情况

2019年已经过半,根据CNESA项目库的最新统计数据,截止2019年6月底,我国电化学储能累计装机规模为1189.6MW,上半年新增规模为116.9MW,同比增长-4.2%,在一轮高增长过后,市场进入减速调整期。

储能自古有之,只是在不同的时代,依据人类对不同能源的依赖,不同的矛盾赋予储能不同的内容。当代主要是储热、储氢和储电。由于电能是目前最便于生产、输送、分配和利用的一种能量形式,所以在现代生产和生活中获得了最为广泛的应用,在储能领域里,储电也就成了最核心的内容。

2019年1-6月 vs 2018年1-6月各领域储能装机同比增长率

与其它的能量形式相比,电能本身不便于大规模存储,故储电的基本思路是把电能转化成其它形式的能量,需要时再通过其它形式的能量转换回来。根据不同的储电技术,主要分为机械储能、电化学储能和电磁储能。

信息来源:CNESA项目库,2019

2、中国电化学储能累计装机规模位列第二

从储能在各个应用领域的装机看,集中式可再生能源并网上半年没有投运项目,增速最低;近几年非常活跃的用户侧储能陷入低迷;2018年项目扩张力度最大的储能参与调频辅助服务应用开始制动;2018年规划项目的投运使今年上半年电网侧储能的增长仍高居不下,但未来项目建设由于缺乏盈利渠道的支撑而举步维艰。减速调整似乎比大家预期来得要快要猛。

根据CNESA全球储能项目库的不完全统计,截至2018年底,中国已投运储能项目累计装机规模31.3GW,其中抽水蓄能的累计装机规模最大,占比95.74%;电化学储能的累计装机规模位列第二,占比3.76%

其实从2016年储能向商业化发展开始,核心困难一直是投资回收期过长、盈利不稳定。包括市场机制、价格机制在内的政策对产业发展的影响非常大,刚性市场需求近年虽然逐步明晰,但受储能系统收益和成本的制约一直没有成为推动产业可持续发展的关键驱动力。

3、中国电化学储能装机规模进入“GW”时代

2018年电网侧储能的投运为整个产业发展带来了爆发式增长以及对未来的信心,根据CNESA
2019年初收集的数据,有望在2019-2020年建设投运的电网侧储能规模在1000MW左右,主要包括湖南、广东、江苏二期、浙江、福建晋江和甘肃等地的项目。2019年2月国家电网印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》,提出“将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产,通过输配电价疏导”,希望通过输配电价来消化储能电站建设投资。但6月份发改委印发《输配电定价成本监审办法》,明确了“电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本。”这表明如果在短期内没有其他盈利模式出现,未来几年电网侧储能的发展会受影响。近期有关“国网公司已经暂缓电网侧储能建设”的消息似乎也印证了这点。

近年来,我国电化学储能规模增长迅速。2014年,电化学储能累计装机规模仅为132.3MW,到了2016年,储能规模翻了一倍,达到268.9MW.2017年,电化学储能装机累计容量为389.8MW,同比增长44.96%。中关村储能产业技术联盟发布《储能产业研究白皮书2019》显示,截至2018年12月底,中国已投运电化学储能项目的累计装机规模为1.07GW,同比增长175.19%。这意味着中国电化学储能产业真正进入规模化、快速发展的阶段。

最近峰谷电价差缩小、合作模式、和资金周转等问题使用户侧储能发展受阻。储能厂商主要承担项目投入的资金压力,政策的变化延长了系统的投资回收期,峰谷价差套利外的潜在收益一时还不能实现,因此厂商拓展市场、建设项目的热情开始回归。储能参与调频辅助服务也呈现同样结果,但原因主要是调频价格的政策性下调、有限市场中的激烈竞争、结算延迟和资金紧张等。

据CNESA数据显示,2019年上半年,中国新增投运电化学储能装机规模116.9MW,同比增长16.4%。截至2019年6月底,中国已投运电化学储能项目的累计装机规模为1189.6MW,占中国储能市场的3.8%,同比增长142.7%。

中关村储能产业技术联盟2019年7-8月组织了多地的调研,走访了地方政府、储能厂商、集成商、电力公司、设计研究院和投资机构等。用户单位对储能技术及应用效果普遍认同,褒奖颇多,但各方对如何建立稳定的商业模式、实现盈利都存在较大困惑,感觉一时难以突破,对政策的期待十分迫切。

2018年,在各类电化学储能技术中,锂离子电池的累计装机规模最大,为758.8MW,占比70.6%。其实是铅蓄电池,占比27.2%。钠硫电池占比最小,仅为0.1%。

产业发展又一次经历跌宕起伏,业内也开始出现一些唱衰的论调;但如果我们理性地观察市场,有长期扎根产业的决心,就不难发现积极因素仍是当前储能发展的主导因素。随着2017年10月《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》和2019年7月《贯彻落实关于促进储能技术与产业发展的指导意见2019-2020年行动计划》的出台,地方政府、电网企业纷纷发布储能发展和推动政策,电改和可再生能源政策也都将储能纳入支持范围。由于储能“技术新”、“应用新”,希望政策一出就药到病除、立竿见影是不科学的,政策成效的显现也需要一个过程,也需要调整。最近几个区域性政策就为尝试储能的市场化发展和参与电力市场化运行提供了支持,截止目前已推动超过200MW储能项目的规划和建设。虽然这些政策的支持有区域限制,但具有示范推广的意义。

4、电网侧储能爆发带动电化学储能规模的发展

在地区光储补贴的支持下,用户侧储能的投资回收期明显缩短,推动了光储联合发展。

储能系统典型应用场景包括:用户侧(削峰填谷、需求侧响应等)、电网侧、可再生能源并网(集中式配套、分布式微网等)、电力辅助服务等。在2018年之前,我国储能主要应用场景为用户侧。

信息来源:CNESA整理分析

2017年,中国新增投运的电化学储能项目的应用分布中,用户侧领域的新增掌机规模所占比重最大,为59%;其次是集中式可再生能源并网领域,所占比重接近25%。2018年中国储能结构发生了明显变化,从2017年之前以用户侧为主转变为以电网侧为主。

可再生能源并网配置储能的市场规模大、需求较明确。近期,政府和企业共同努力,联手“唤醒”市场,储能在集中式可再生能源领域的发展最具潜力。

根据CNESA储能项目数据库的统计,2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧电化学储能规模206.8MW,占2018年全国新增投运电化学储能规模的36%,占各类储能应用之首。截至2019年6月底,在电化学储能应用分布中,电网侧新增投运项目的装机占比最大,为56%。据CNESA全球储能项目库的初步统计,近期规划/在建的电网侧电化学储能项目的总规模已经超过1.4GWh,预计未来1-2年电网侧储能还将迎来跨越式的发展。

信息来源:CNESA整理分析

5、江苏镇江火电机组退役成电网侧爆发偶然因素

2019年,与一些政策出台并行的是储能在电力系统潜在应用的开发也有进展。一是共享储能。今年4月,青海电力公司实施青海共享储能市场化交易,鲁能集团青海分公司、国电龙源青海分公司、国投新能源投资有限公司共同参与。依托国网青海电力建设运营的青海省能源大数据中心,可以将分散在用户侧、发电侧或电网侧的储能电站整合起来在电网调度下应用。以鲁能为例,在此交易中,包括交易收益和电网直接调度收益,效益良好。这种打破储能电站安装界限、服务于多家可再生能源场站、解决弃风弃光或并网质量问题的思路在2015年就曾经讨论过,目前的实施可以说是为风电场、光伏电站配置储能增加了一个新的收益点;如果再加上类似新疆政策的补偿,在增发电量增收的同时还可以靠共享剩余资源而获益,将极大促进储能的应用。同时,由于电网在其中的作用,这些资源也可以成为电网所需要的调节资源,在捋顺价格机制的基础上,可以缓解电网对储能投资的压力。共享储能可以说是储能比较有创新和前景的应用。

2018年江苏省百兆级的储能项目成了中国电网侧储能爆发的偶然因素。2018年5月年因火电机组退役、夏季用电高峰等因素江苏率先发布百兆级储能项目招标,同年7月项目建设完成。在江苏之后,河南、湖南、甘肃以及浙江等省网公司也都相继发布了百MW级储能项目的采购需求。

二是开展需求响应工作。为应对“迎峰度夏”,2019年7月浙江和江苏两省分别开展需求响应工作。7月30日,浙江省能源局在宁波、杭州、嘉兴启动需求响应。削峰的实时响应补贴额高达4元/千瓦时。同一天,江苏发改委和国网江苏电力联合发起需求响应。有代表性的是江苏储能用户首次参与,减少1小时充电,获得8万元收益,增加了储能的收入。安装储能电站的工商业用户参与需求响应是用户侧储能的潜在应用,以往由于补偿费用低和应用地区有限,一直没有开展起来。今年两地开启需求响应也为用户侧储能增加收入提供了新的空间。

而江苏储能项目的招标始于多个偶然因素。江苏镇江的谏壁电厂始建于1959年,根据国家相关政策,该电厂建于上世纪80年代之前的机组要陆续关停。在2017年,谏壁电厂共关停了99万千瓦的机组。在谏壁电厂关停之前,镇江政府计划新建天然气发电厂来补充电力,由上海中盛实业投资。2015年镇江燃机热电联产项目开工,一期总装机容量95万千瓦,原计划于2017年夏天投运,和谏壁电厂关停机组无缝连接。

虽然2019年上半年储能市场的增速遇冷,项目盈利能力也没有实质性的改善,储能应用的前途似乎扑朔迷离,但产业的发展并不那么悲观。因为政策对市场的推动还在继续,电网公司正加紧探索如何突破眼前面临的储能盈利困局,使储能可持续服务于
“三型两网”建设,储能规模化应用于集中式可再生能源的市场正在形成;政府、电网、电厂、风电和光伏企业都积极布局,一些潜在应用正在逐步实现。

但上海中盛因资金等问题,使这个项目陷入停滞状态。进入2018年夏天,用电需求增加,电力供应不足,在这种情况下,江苏镇江电网启动了电网储能项目。在镇江之后,江苏启动二期电网储能项目,涉及到南京、苏州、淮安、盐城和扬州等地区。这些项目规模加起来超过1GWh。

储能联盟在调研中也了解到,企业也在非常积极地应对产业发展中的困难。一些企业在电池的安全管理设计和消防工作上下功夫,以消除安全隐患,保障系统的稳定安全运行;电池厂家则是努力提升电池循环寿命,降低度电成本,为技术应用创造更多的空间;许多企业领导也表示在困难时期,理性思维,避免冒进、避免恶性价格竞争都是应对的手段。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华在储能联盟2019年产业发展白皮书的前言中有一句话十分贴切地描述了产业的现状和前景,“沉舟侧畔千帆过,病树前头万木春”。产业发展必然是千回百转、千辛万苦的,但储能在能源变革中的作用和价值是一定会实现的。

6、中国电化学储能行业发展趋势分析:电源侧、用户侧和电网侧三足鼎立

纵观储能产业的2019,在经历了2018年的全速前进后,市场进入了减速调整阶段。对于任何产业而言,都有其发展的规律性,对于储能市场2019的遇冷现象,我们没有必要太过悲观,众多储能企业也在调整战略布局积极应对产业困境。

从政策方面来看,2019年2月国家电网公司办公厅印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》。意见明确了国家电网公司对储能的支持和发展的思路。《意见》指出,在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下,各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设,可以根据需要,以技术创新和解决工程应用难题为目标,开展电网侧储能试点示范应用。推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产,通过输配电价疏导。同时在电源侧,支持新能源发电配置储能,支持常规火电配置储能。

对于储能产业本身而言,这或许是一个最好的时代,政策利好层出不穷,社会刚需推动产业前进,发展的过程中会有挫折会有挑战,如何抓住时代红利实现产业腾飞,或许,第二届中国储能西部论坛会给你答案。论坛将以“探索可再生能源配置储能市场与商业模式”为主题,探究储能与可再生能源发展的契机与前景。

在用户侧,可参与电网需求响应、电量平衡和负荷特性改善,优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设。

文章来源:中关村储能产业技术联盟

在电网侧,将储能纳入电网规划并滚动调整,将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择,进行综合比选论证。

7、市场规模持续高速增长

从市场规模来看,电化学储能规模仍将保持高速增长。CNESA研究部预测,截止到2019年底,我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92GW,年增速89%,在“十三五”的收官之年,即2020年,将延续超过70%的年增长速度,到2021年,储能的应用将在全领域铺开,规模化生产趋势明显推动储能系统成本的理性下降。随着电力体制改革的进一步推进,推动市场化机制和价格机制的储能政策将为储能应用带来新一轮的高速发展,市场需求也将趋于刚性,在此景下,电化学储能的规模将实现两连跳,2022年突破10GW,2023年接近20GW。

以上数据来源请参考于前瞻产业研究院发布的《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》,同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

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