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2015年储能市场盘点:一个蓄势待发的产业

发表时间:2016-01-28   浏览次数:
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2015年是国家“十二五”收官之年,也为下一个五年的发展指明了方向。在11月3日发布的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》的“坚持绿色发展,着力改善生态环境”部分提出了推进能源革命,加快能源技术创新,提高非化石能源比重,加快发展风能、太阳能,加强储能和智能电网建设,发展分布式能源,推行节能低碳电力调度,实施新能源汽车推广计划等重点工作。

 

  从2009年美国政府通过ARRA法案以1.85亿美元的投资资助16个示范项目,撬动了市场上约5.87亿美元的资本助力储能示范,到加州规划1.325GW的储能安装量,美国储能技术产业化政策经历了从推动示范项目到制定发展规划再到提供一系列支持和补贴的发展过程。其中,加州的AB2514法案,和自发电激励计划(SGIP)分别从规划电力运营商对储能的应用和对分布式能源项目安装储能的补贴入手,利用行政手段和经济手段推动了储能的应用。

  近期,加州的几家电力公司分别向加州公用事业委员会(CPUC)提交了各自的分布式发电发展计划,明晰了未来加州分布式发电及微电网事业的发展路线和思路。这是加州的电力公司按照2013年出台的AB327法案所做的分布式能源的规划工作。通过AB327法案的执行,加州政府希望加强分布式发电及微网与大电网的协同工作,使微网成为电力系统的一个重要部分,也为储能规模化地应用于微网奠定了基础。加州政府对储能的支持也为美国其他地区,乃至全球其他国家推动储能发展提供了参照,同时也激励了全球储能市场的发展。加拿大、澳大利亚、日本、韩国等国家也不断推出政策和补贴措施,深化对储能产业的推动和支持。

表1:近年不同地区对储能的支持政策

(数据来源: CNESA收集整理)

  经过了“十二五”五年时间的沉淀,我国相关政府部门对储能的重视程度不断增加,在“十三五”期间,储能被纳入能源局、科技部及地方政府的发展规划中,包括科技部“十三五规划”、能源局“能源科技创新十三五规划”等。今年7月,国家能源局《关于推进新能源微网示范项目的指导意见》出台后,激励了光储模式的成熟和发展;下一步随着细则的制定,含储能技术的微网有望得到政策和补贴的支持,这将助力储能技术更广泛、更有效地参与到新能源微网建设中。2015年3月,《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(简称电改9号文)正式出台,11月底又发布了6个配套文件,随着新一轮电力体制改革的部署和深化,电力存储环节也将逐步加入到灵活、市场化的电力体系建设和运行中,多种储能技术应用前景广阔。

  全球储能发展平稳,中国持续高速增长,在国际市场崭露头角

  据CNESA(中关村储能产业技术联盟)项目库不完全统计,预计到2015年12月底,全球累计运行的储能项目装机规模144.8GW,其中抽水蓄能为142.1GW;电化学储能项目318个,累计装机量(2000-2015年)为891MW。从2010年起,全球储能产业增速趋稳,年复合增长率(2010-2015年)为17%。在储电市场快速发展的同时,储热市场的热度也不断增加。据CSP Today统计与预测,到2015年底,全球光热发电装机规模为5GW,其中投运的熔融盐储热项目装机量超过1.3GW,另有超过1.3GW的储热项目正在部署中,主要分布在西班牙、南非、智利、中东、美国等地区。

  据CNESA项目库不完全统计,预计到2015年底,中国储能市场的累计装机量(2000-2015年)为21.9GW,其中抽水蓄能为21.8GW;电化学储能项目装机106MW,占全球电化学储能项目装机总容量的12%,与2012年的4%相比,有大幅提升。近五年,中国电化学储能市场的增速明显高于全球市场,年复合增长率(2010-2015年)为110%,是全球的6倍。

  中国光热发电市场中熔融盐储热的应用热度也很高,但落实的项目有限。据光热发电网(CSPPLAZA)研究中心统计,截至2015年上半年,我国累计在建、规划中的光热发电项目近40个,总装机规模超过3GW,并且绝大部分项目都配置了储能系统,储能时长1-16小时不等,但碍于电价政策,大部分项目的实际推进进度十分缓慢。今年11月,我国首批太阳能热发电示范项目启动,示范项目的总容量在1GW以内,申报电价集中在1.18元-1.25元之间,能源局领导指出,并不是单纯要建设一批光热示范项目,重要的是要带动国产技术和设备的产业化,为后续产业化发展打下基础,实现2020年1000万千瓦的光热建设目标。最终的电价政策将在项目评审完成后制定出台。随着光热市场机制和价格体系的逐步形成,高温储热市场的发展将步入正轨。

图2:全球电化学储能项目累计装机规模(2000-2015)

(数据来源: CNESA收集整理)

图2:全球电化学储能项目累计装机规模(2000-2015)

(数据来源: CNESA收集整理)

图3:中国储能项目累计装机规模(2000-2015)

 图4:中国电化学储能项目累计装机规模(2000-2015)

(数据来源: CNESA收集整理)

  截止到2015年12月底,美国、日本和中国的电化学储能累计装机量位列全球前三名,占比分别为44%、35%和12%。智利是唯一进入全球储能装机规模前十名的南美洲国家,德国则是欧洲储能装机比重最大的国家。国际市场中,锂离子电池和钠硫电池的装机比例接近,分别为39%和38%;锂离子电池的增速较快。而在中国市场,锂离子电池装机份额最大,为66%,其次是铅蓄电池和液流电池,比例分别为15%和13%。目前,国内的磷酸铁锂电池、全钒液流电池、阀控铅酸及铅炭电池具有较强的国际竞争力。进一步提升电池转化效率、能量密度和循环寿命并保持国际领先性是各类主流技术的努力目标。

  从全球厂商格局来看,钠硫电池技术厂商NGK依然占据榜首位置,锂电技术厂商表现抢眼,在全球装机前十名的厂商中占据五席,包括*A123、比亚迪、Saft、LG Chem和三星SDI。国内厂商中,除了比亚迪依然占据装机第一的位置,其他主流技术厂商,包括南都电源、大连融科、中航锂电等也在快速发展。随着国际户用储能市场和调频市场的逐步启动,国内厂商也逐步向国际市场渗透。

  2015储能的应用与发展模式创新层出不穷

  光伏+储能模式在全球多国落地

  2013年以来,储能越来越多地应用到可再生能源发电与微网项目中,在中国市场这一现象尤为突出。据CNESA不完全统计,分布式发电及微网领域的储能项目在我国全部储能项目中的占比从2013年的24%,提高到2015年的46%,究其原因,主要有四点:国家制定了非常积极的屋顶光伏发展计划并给予电价补贴;分布式项目从成本和技术特性两方面都更适合现阶段的储能技术参与;从国际经验看分布式能源发电的最终目标是自发自用,储能的应用必不可少;光储模式存在很多创新点和潜在盈利机会,是投融资机构最关注和乐于参与的领域。

  据GTM/ESA报告,2014年美国用户侧储能只占全部储能项目的10%,但其增长速度将比电网侧和发电侧储能都快,有望在2019年占总装机的45%。电费管理(包括电量电费和容量电费)是储能在用户侧应用的重要因素。以美国加州为例,截止到2014年底,在SGIP激励下开展的储能项目(包括规划、审批、在建和投运)总量达到1118个,容量为75MW。Solarcity的光储创新模式打开了储能在美国用户侧市场的应用之门,也使得其他国家的光伏和储能公司争相在本国打造光伏储能新模式,以期把市场需求、政策和金融整合起来,尽快实现光储项目的商业化应用。

  近期德国的用户侧储能市场也变得十分活跃,在德国政府储能安装费补贴、免征营业税和银行低息贷款等政策支持下,户用储能的经济性变得十分明显。据预测,光伏+储能系统将从2014年的10,000套上升至2015年的13,000套,2017年有望达到60,000套。澳大利亚和日本市场用户侧储能的发展也很快。

  从应用广泛性和经济性角度看,我国光储模式的发展还有较大的努力空间。首先,我国的光伏发电要想成长为一个可持续发展的新能源产业,就必须完善政策和补贴措施、创新商业和融资模式。目前国内主流分布式光伏商业模式仍然延续地面电站开发的模式,即项目业主自有资本金+银行融资的模式,新的融资渠道拓展有限,尚未形成光伏资产和社会资本之间的对接,通过产业投资基金撬动项目开发的模式仍处于讨论阶段。另外,从储能参与光伏项目角度看,由于缺乏储能相关政策支持,且储能成本较高,使得合理配备储能的项目不具备盈利性,也缺乏收益点来吸引资本市场的投入。最后,用户侧储能的一些附加价值,例如,利用较大的峰谷差实现低存高卖的套利、通过参与需求响应获得额外收益等一时在我国市场也很难实现。

  因此,包括提高峰谷电价差、储能安装补贴、储能电价补贴等在内的政策支持是光储项目建设的一个不可或缺的因素;同时也希望已经开启的新一轮电改会为储能产业的发展提供一个更灵活和市场化的电力应用平台,更多地实现储能作为一个快速响应电源的价值。储能技术的完善和成本降低也是一个重要的储能应用推动因素;电动汽车的发展,促进了动力电池的产业化生产,有利于降低成本;各种储能技术在电信、交通、采矿、物流等领域的发展也会有利于降低技术成本,提高技术指标。只有在国家补贴政策的框架下,技术厂商和金融机构应通力合作,充分利用自身的专业能力、资金实力和市场经验,才能引导和推动适合中国市场的光储模式的发展。

  需求侧管理为储能带来新价值

  储能技术的应用从来都不是孤立存在的,它的发展往往与可再生能源渗透率的提高、电力供应与消费效率的优化、低碳绿色生存环境的建立息息相关。化石能源匮乏、环境污染日益严重是全球面临的主要问题,作为经济高速发展国家,这些问题在中国尤为突出。2014年6月,习近平总书记提出要推动生产和消费革命,其中首要的便是“推动能源消费革命,抑制不合理能源消费。坚决控制能源消费总量,有效落实节能优先方针,把节能贯穿于经济社会发展的全过程和各领域”。*电力需求侧管理作为降低能源消费量、提高能源使用效率的最有效手段之一,在需求侧的消费革命中会有很大的发展机会,前景不容忽视。

  (*电力需求侧管理指的是政府通过政策措施、电价机制等引导用户采取能效措施、改变用电行为,从而达到降低高峰用电、提高供电效率、优化用电方式等目的。电力需求侧管理包括能效管理和负荷管理两个部分。能效管理指通过用户采用先进技术和高效设备,实行科学管理,提高终端用电效率,减少电量消耗,取得节约电量效益和减少污染排放的效益。负荷管理即电力需求响应,具体指电力用户在调度信号、激励机制的驱动下,在尖峰用电时段或者电网不稳定时,改善自己的用电方式,从而降低高峰用电、维护电网稳定。)

  其实需求侧管理或者电力需求响应并不是新鲜事务, 美国是目前世界上需求响应开展较好的国家之一。美国市场上,需求响应主要分为基于价格机制的需求响应和基于激励机制的需求响应。基于价格机制的需求响应资源一般来自于居民用户,基于激励机制的需求响应资源一般来自于工商业用户。美国各电力公司根据自身特点,设置并提供了丰富多彩的需求响应项目供电力用户选择性参加,例如太平洋燃气与电力公司(PG&E)就设置了针对小型公司的需求响应项目:智能空调项目、家庭和商务区域联网项目;针对大中型公司的需求响应项目:商务刺激项目、集成方项目、补贴项目。

  目前,这种方式也为国外的用户侧储能项目提供了增值机会,支持了一些储能系统集成商建立创新商业模式。在加州、纽约州等需求响应和用户侧储能业务发展较早的地区,已经有UPS、Shore Hotel、7-11等多家公司安装并应用储能系统,与*Green Charge Network公司达成电力能效协议,通过Green Charge Network公司统一管理储能系统的充放电行为,参与需求响应,并获得相应补贴。通过聚集分布式资源参与加州需求响应市场来增加额外的收益也是Stem公司提出的“储能即服务”模式中的一个重要应用。

  我国电力需求侧管理潜力巨大,全国共装有电力负荷管理系统装置超过30万台,投资规模约250亿元。可监测负荷约1.5亿kW,监测面积达到大工业和非普工业的50%,可控制负荷近0.5亿kW,70%以上的电力缺口通过需求侧管理措施解决。从我国近年来的电力持续负荷统计来看,全国95%以上的高峰负荷年累计持续时间只有几十个小时,采用增加调峰发电装机的方法来满足这部分高峰负荷很不经济。如果采用电力需求侧管理的方法削减这部分高峰负荷,可以缓解电力供应紧张的压力。

  目前,需求响应在中国电力市场开展的十分有限,但其重要性已经在中国的能源战略以及新一轮电改文件中得到了体现,北京、上海、唐山和苏州四个城市也成为需求侧管理试点城市。2015年8 月12 日,北京市电力需求响应综合试点工作首次启动并顺利实施,试点当天北京市最大电力负荷高达1843万千瓦,创历史新高。本次试点响应累计削减电力负荷约7万千瓦,减少了电网的高峰负荷压力。包括中关村储能产业技术联盟在内的共17家负荷集成商、74家用户参与了此次响应工作,其中一些带有储能的微网项目作为优质资源快速响应了调度命令,在保证用户正常用电的情况下,有效地降低了电力用户从电网的取电负荷。

  尽管我国需求响应市场还存有不少发展障碍,但需求响应必将在中国赢得很大的发展空间,一个主要原因是更合理、完善的峰谷电价机制,将激励需求响应的开展。《关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》中明确表示,“为吸引用户主动减少高峰用电负荷并自愿参与需求响应,可以制定、完善尖峰电价或季节电价”。峰谷电价的覆盖范围和地区有望扩大,价格型需求响应将受激励。另一个原因则是电能服务企业的参与将增强市场活力,允许多种形式的售电主体进入电力终端销售市场,这也是新一轮电改重点之一。目前,由于储能价格昂贵,大部分需求响应项目中并未使用电池储能技术,但随着未来储能技术的进步、成本的下降、可再生能源的渗透率提高以及电网对系统调节能力、灵活性提出更高的要求,储能在需求响应中的作用将更加明显,甚至会成为最主要的需求响应技术。

  发展前景

  近期,多个研究机构从不同领域预测了未来储能系统的装机规模,虽然定义有差别,但共同表明了对未来储能市场高速发展的信心。据Navigant Research数据,2015年,全球新增储能+可再生能源的装机容量约为196.2MW,随着储能技术成本不断下降以及补偿机制的实施,预计到 2025 年,全球新增储能+可再生能源装机容量将突破12.7吉瓦。 矢野经济研究所 (Yano Research Institute)的研究结果表明,由于户用储能市场的驱动,日本储能市场将会快速增长,市场规模在2017 年和 2020年将分别达到1.196GWh和3.307GWh。摩根斯坦利则预测,澳大利亚的储能市场将价值240亿澳元,将有240万用户采用户用光储系统。

  据CNESA预测,到2020年中国储能市场规模将达到66.8GW,其中抽水蓄能的规模为35GW,包含参与车电互联的电动汽车动力电池在内的其他储能技术的市场规模将超过31GW。抽水蓄能100%用于电网侧,近14%的储能用于集中式可再生能源并网(集中式光伏电站、CSP电站及风电场),储能在用户侧的应用比例为20%,预计将有12%的储能装机来自于应用到车电互联领域的动力电池。

  从应用角度看,在我国政府部门的推动下,以电力网络为核心的能源互联网体系的建设将是未来的发展重点。能源互联网的发展将助力储能技术的广泛应用,并实现装机规模的高速发展。此外,在能源互联网中,不仅仅是储电技术,还有储热、储气、储氢技术等都将起到重要作用。与国家的能源消费革命、电力改革相结合,近期中国有望在分布式能源、微网、需求侧管理、合同能源管理、基于数据的能源服务等领域率先实现能源与互联网的初步融合。

  在国家近年来不断加大力度推广和应用电动汽车的大背景下,作为一种移动的储能单元,电动汽车也将在能源互联网的架构下发挥更大的作用。近年来大规模接入的可再生能源和新能源汽车正分别从输电侧和配电侧冲击和威胁着传统电网的结构和运行安全。作为调节发电侧电力供给与用电侧电力负荷的一种有效思路,需求响应可以将可再生能源和新能源汽车有效整合起来,对于解决电动汽车充电负荷、帮助电网实现削峰填谷,同时接入更多的可再生能源都具有重要意义。

  虽然现阶段中国的储能产业仍面临政策缺失、技术指标尚待提高、系统容量较小、成本过高、应用价值不明晰、参与电力市场的机制不健全等问题,但作为实现大规模可再生能源并网,提高用电侧能效的有利手段,未来储能产业的快速应用发展已成定局。如果2015年是储能产业微风渐起、储能技术蓄势待发的一年,那么“十三五”期间,则是储能实现价值突破、建立可持续发展模式、实现商业化运营的新纪元。

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