会议纪要 | 第十一届中国国际储能大会
导语
5月24日，第十一届中国国际储能大会在杭州召开。此次大会主题是“坚守储能安全底线，推动产业创新发展”。
国家能源局能源节约和科技装备司能效与储能处处长徐梓铭在致辞中指出，积极应对气候变化，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，是党中央、国务院做出的重大部署。储能同时也是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型，保障能源安全具有重要的意义。
截至2020年底，我国累计装机达到365亿GW，占全球的18.6%，其中电化学储能技术应用累计装机为3.27GW，占我国累计装机规模的9.2%。仅2020年一年，中国新投放的电化学储能项目装机率达到了1.5GW。同时，压缩空气储能、飞轮储能、储热蓄冷等其他新型储能技术研发应用也日益活跃。
会议纪要
一、“双高”成“双碳”目标下新能源电力系统最大特点及挑战
1、“双高”成电力系统新特点
（1）新能源占比增加，逐步由传统的并网走向组网，电网架构逐步发生变化；
（2）大量新能源通过电力电子接入，电网安全稳定性变差。
2、“双高”威胁电网稳定性
高新能源占比及高比例电力电子设备将导致
（1）大规模集中式可再生能源并网，输电网阻塞，造成弃风弃光率上升，可再生能源-电网间矛盾增加；
（2）大规模集中式可再生能源的间接性与波动性，电网安全稳定压力较大；
（3）缺乏系统惯量，新能源可控性差，调频能力不足；
（4）新能源占比增多，无功储备下降，系统电压确定能力弱；
（5）电力系统由机电暂态发展到电磁暂态，稳定问题时间尺度缩短；
（6）单机容量小且安装分散，调控复杂。
3、新能源高渗透率，电力系统稳定性变差，难于消纳，弃风弃光严重
电网安全的首要目标就是保证发用电的实时平衡，但风电“反负荷”特性强，光伏波动性大，为了保证电力系统的平衡，当火电等调节空间不足的时候，就要限制新能源发电的出力大小，从而造成了弃风弃光的发生。
二、储能支撑电力系统能源结构转型
1、储能支撑电网能源结构转型，应用场景持续拓宽
（1）能源结构转型对电网的冲击是发输配用电侧配置储能的根本需求；
（2）储能本质是平抑电力供需矛盾，可再生能源波动性与电网稳定性的根本性矛盾催生储能需求；
（3）新能源发展创造新的储能需求，储能成本下降催生新的应用场景。
2、电化学储能不受环境限制，应用场景丰富
抽水蓄能是迄今为止部署最多的储能方式，电化学储能紧随其后；技术特性决定：抽水蓄能仍是储能主动地位，但装机条件受限，增量较低。电化学储能应用场景最为广泛，较长时间内保持快速增长状态。
3、新能源+储能发展趋势确立
“新能源+储能”是未来能源的长期发展方向，可分为三个发展方向。
阶段一：用户侧平价（满足终端用户电力自发自用需求）新建新能源的成本低于新建火电的成本时，主动采用新能源；
阶段二：上网侧平价（实现新能源平价上网）新能源+储能模式解决光伏、风电不稳定问题；
阶段三：新能源+储能平价（新能源彻底取代传统化石能源）新能源+储能替代传统化时能源。
3、储能助力碳中和
实现碳中和可分为三个阶段。
阶段一：碳达峰（2021-2030）。
阶段二：快速降低碳排放（2031-2045）。
阶段三：实现碳中和（2046-2060）。
4、双碳下储能发展阶段
阶段一（2021-2025）：发电侧光储未达平价，功率配比不高（<50%），国内储能项目营利性一般，地方采用补贴政策，海外家用储能高速增长。
阶段二（碳达峰）：光伏平价，功率配比（50%-100%），备电时长为2-4小时，新能源增量代替火电，为稳定电网，储能需求剧增。
阶段三（碳中和）：功率配比100%，备电时长大于4小时，新能源存量替代火电，储能承担助力电网等职责。
5、储能需求量大，市场空间广阔
全球脱碳趋势明确，高比例可再生能源+储能结构转型加速，新能源+储能成为电力能源领域的增量到存量的替代。
（1）目前到2050年，全球储能市场以18%的年复合增长率增长。到2050年，中国、美国和印度的储能部署累计规模占比约36%；
（2）目前至2050年，全球新增储能部署规模至少达1916GW/6705GWh，主要增长动力来自用于能量时移的储能系统；
（3）中国储能市场成为全球最大的储能市场。
三、储能系统是新能源为主题的新型电力系统的重要支撑
1、网侧支撑
储能在源和网侧支撑电网瞬时平衡；提供快速频率调节能力；减少可再生能源出力的短期波动；提高可再生能源的可预测性；提高输电线路的利用率。
2、电网侧：保障电力系统稳定运行，需要电力辅助服务
调频经济性最高，电池储能响应速度快，提升火电调频能力，调频经济性高。峰谷价差约束调峰经济性，电网侧调峰模式下，依靠提高调峰服务获取补偿受益，当储能价格达到1.4元/Wh时，“峰谷+峰平”平均价差0.6元/kWh可以实现经济性。到2025年，锂电调频调峰装机容量将达11.54/2.53GWh。
3、海外家用储能景气度高
高昂的电价成为户用储能在海外快速发展的主要因素。欧洲的商业模式已经打通，德国是欧洲最大的家用储能市场。美国由于断电风险高，且有税收抵免政策激励，户用储能发展迅猛。家用储能经济性明显且对补贴依赖度降低，在欧美市场具有很明显的经济性，到2025年全球户用储能新增装机容量达93.4GWh。
4、工商业“光伏+储能”实现电力自发自用
截至2020年，全球分布式工商光伏装机量达到134.6GW，配套的储能容量为11GWh，渗透率为8.2%。光伏LCOE+储能成本在电价大于0.62元/kWh地区已经具有经济性，包括国内很多地区和应用场景。
5、降低容量电价有较好机会
依托储能降低容量电价，配置储能后，在用电低谷时提前储存电量，即可减小企业在高峰时的最大需量功率，进而减少容量电价的支出。以35元/KW月的容量费为基准计算：配套储能设备后，每年可节省容量电费开支67.8万元，投资回收期为5.8年，目前有较好的机会。
6、削峰填谷在部分地区有较好经济性
峰谷+峰平两次套利，当储能价格达到1.4元/Wh时，“峰谷+峰平”平均价差0.6元/kWh的地区可以实现经济性并且IRR达到8%以上，江苏、广东、北京等地可实现较好经济性。2025年全球工商业储能新增装机容量达55GWh
7、瞬时电力平衡+短时能量平移，储能潜力大
电力需求和供给之间的差距需要通过日间的灵活性手段进行调整，包括储能技术、需求响应等。电力系统还需要满足备转容量和负荷跟踪、短期电力储备以及季节性平衡等。电池储能技术的经济性也在大幅改善，并已成为最具潜力的提供日间平衡、满足短时间高峰负荷的技术手段之一。
8、光储充、5G基站成新增长点
光储充解决未来电动汽车快速充电，5G基站备用电源参与辅助服务。
9、储能装机量预测
2020-2025年全球用电侧/发电侧/电网侧/5G基站储能装机容量将为148/33/14/14GWh。
四、储能未来发展趋势
1、储能需求逐年增加，锂电线路最具潜力
对于用电侧，自发自用经济性显著，分布式储能特别海外户用储能迎来薄发。对于发电侧，短期政策驱动国内高增（新能源配储能），中长期依靠成本推动增长。对于电网侧，调频已具竞争力，调峰仍待降成本。
2、储能成本的投资方不是储能收益的享受者成储能发展最大障碍
随着电力市场化的进程将持续推进，储能成本在电力系统各环节中的传导将更为顺畅，储能投资将由“外部因素推动”向“自身经济性驱动”转变。
3、储能产业链关键部件发展趋势
对于储能电池，降本是核心环节，磷酸铁锂有望成为主流技术路线，技术与规模优势是核心竞争要素。对于储能逆变器，与光伏逆变器结构与功能高度相似，深刻理解电网运行的头部供应商具有明显的产品及渠道优势，有望复制光伏逆变器行业格局。对于电池管理系统，须深刻理解电池特性，算法和芯片是核心竞争要素，云端化优势明显。对于能量管理系统，与电网调度决策高度集成，须深刻理解电网需求及储能设备特性。对于安全性，可高预警及精准有效灭火。
