2023中国储能电站行业深度分析

• 黄文玉 2023年6月28日 来源：互联网 1074 68
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储能电站是为了调节峰谷用电问题所设立的电站，一般有抽水储能电站、超大型电池组两种方式。储能电站把人们在用电低峰时段要浪费掉的电量储存起来，在用电高峰的时候重新释放到电网中，来达到解决能源问题的目的。

近年来，太湖能谷坚持以推动能源绿色发展为主题，深耕“储能+”产业，以可共享的技术推动项目开发，引领行业发展趋势;以可操作的商业和运营模式，实现多方共赢;以可大规模储能的项目为核心(储能+)，建成区域性虚拟电厂，提高区域的绿电率。为钢铁、化工、纺织、造船等高能耗企业带来高稳定性的绿电，为该地区的经济高速发展赋能，实现生态效益、经济效益和社会效益相统一。

储能电站是为了调节峰谷用电问题所设立的电站，一般有抽水储能电站、超大型电池组两种方式。储能电站把人们在用电低峰时段要浪费掉的电量储存起来，在用电高峰的时候重新释放到电网中，来达到解决能源问题的目的。通过电化学电池或电磁能量存储介质进行可循环电能存储、转换及释放的设备系统。主要功能：调节峰谷用电问题，主要存储手段：1,抽水储能电站;2,超大型电池组。

抽水储能电站安装有抽水—发电两用机组，又能抽水，又能发电。在白天和前半夜，水库放水，高水位的水通过两用机组，此时两用机组作为发电机，将高水位的水的机械能转化为电能，向电网输送。解决用电高峰时电力不足;到后半夜，电网处于用电低谷，电网中不能储存电能，这时将两用机组作为抽水机(两用机组可作反向旋转)，利用电网中多余的电能，将低水位的水抽向高水位，并注入高水位的水库中，这样，在用电低谷时把电网中多余的电能转化为水的机械能储存在水库中。到用电高峰，水库放水，又将水的机械能，通过发电机转化为电能，向电网输送。

水库中的水多次使用，与两机组一起，完成能量的多次转化。高水位水库储存了大量低水位的水，相当于储存电网中多余的电能，解决了电能不能储存的问题。由于用电高峰和低谷的电价不同，高峰电价高，低谷电价低，这样使抽水蓄电站的经济效益也大大提高了。

储能电站行业发展现状分析

从全球市场来看，根据CNESA数据，2020年全球已投运储能项目累计装机规模191.4GW，其中电化学储能的累计装机规模仅次于抽水蓄能，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。

目前我国储能市场装机规模呈现稳步上涨的事态，2018年储能装机规模达到31.3GW，同比增长7.6%。储能电站市场规模同样持续上涨，2018年我国储能市场规模达到1287亿元，同比增长23.2%。目前我国储能方式以抽水储能为主，2018年我国已投运储能项目中，抽水储能占据了96%的比例。第二的电化学储能仅占3.2%。

从储能电站成本构成来看，目前电池成本约占60%，PCS占比20%，BMS占比5%，EMS占比5%-10%，其它配件5%。储能电站流程结构有电池、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)以及对整个系统进行监控以及通讯的系统。各环节目前龙头企业为上市企业居多，储能项目主要业主方为国企投资企业，2020年储能项目的业主华能与国电投两大集团投资的储能项目个数最多，且远超其他集团。

作为我国特大型能源建设集团公司，近年来，中国能建也加大了新型储能领域的投入。去年11月，中国能建在投资者关系活动记录表中表示，新型储能受站址资源约束较小，布局相对灵活，且建设周期较短，可与抽水蓄能共同为新型电力系统建设提供保障，尤其适合戈壁荒漠等大型新能源基地规模化外送场景。

根据中研普华产业研究院发布的《2022-2027年中国储能电站行业深度分析及发展前景预测报告》显示：

抽蓄电站的度电成本最低，其次是压缩空气，电池类储能度电成本最高，其中电池类储能度电成本由低到高依次为锂离子电池、液流电池、钠硫电池和铅酸电池。从中国储能电站装机规模来看，2020年我国储能电站装机规模为35.6GW，同比增长9.88%，增速快于全球。从细分市场来看，2020年我国储能电站中抽水蓄能累计装机占比最大，为89.30%，其次为电化学储能，累计装机规模3.28GW，占比9.2%。自2018年开始，中国电化学储能呈现爆发式增长，截至2020年底，中国电化学储能市场累积装机功率规模为3269.2MW，同比增长91.2%，新增电化学储能累积装机功率规模达到1.56GW。

从电池市场集中度情况来看，2020年国内储能电池市场份额前5名的公司分别为：宁德时代、力神，海基新能源、亿纬锂能、以及上海电器，占比分别为24.7%/15.1%/13.4%/13.0%/11.9%。

广东省发改委发布《广东省发展改革委 广东省能源局关于印发广东省促进新型储能电站发展若干措施的通知》。《通知》指出，推进新能源发电配建新型储能。按照分类实施的原则，2022年以后新增规划的海上风电项目以及2023年7月1日以后新增并网的集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量的10%、时长1小时配置新型储能，后续根据电力系统相关安全稳定标准要求、新能源实际并网规模等情况，调整新型储能配置容量;鼓励存量新能源发电项目按照上述原则配置新型储能。

可采用众筹共建(集群共享)、租赁或项目自建等方式落实储能配置，其中第一种方式由项目所在地市组织布局落实。配置新型储能电站投产时间应不晚于项目本体首次并网时间，原则上不跨地市配置。争取到2025年，全省新能源发电项目配建新型储能电站规模100万千瓦以上，到2027年达到200万千瓦以上，“十五五”期末达到300万千瓦以上。大力鼓励用户侧储能发展加快推动分布式新能源、微电网配置新型储能电站，推动工业园区、商业楼宇开展冷、热、电、储综合能源服务。

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