中国储能行业发展缓慢原因分析及储能系统成本与经济性测算

中国储能行业发展缓慢原因分析及储能系统成本与经济性

测算

一、国内储能发展缓慢原因分析我国储能发展落后于美国、日本、德国和澳大利亚等四大国家，主要基于多重因素：首先，除了抽水储能之外，对其他储能技术缺乏研究导致技术落后。在化学储能方面，我国电池技术落后于日韩国家。前景最为光明的锂离子电池由索尼率先生产制造，日韩企业研究深厚；钠硫电池在日本已经实现商业化，我国还没有完全从实验室走向商业化应用阶段；其次：政策上重视程度不足，相比于可再生能源发电，储能并未得到国家政策的直接扶持。在这种情况下，虽然储能技术随着电池的发展而不断发展，但是投资成本过高，从而使市场望而却步。而随着政策红利的释放，限制储能发展的瓶颈将被一一打破。1、建设成本过高。美国和日本在电池储能技术方面居于领先地位，随着规模和技术的积淀已具备商业化尝试的基础。我国技术尚不成熟，建设成本高昂，储能价值难以体现。根据张北风光储输示范项目的测算，20 兆瓦的储能电池的设计投资就达到4 亿元。即使我国现有风电和光伏装机按照10:1 配备储能设备，则需要投入3405 亿元。2、缺乏财政支持与补贴。在储能建设成本过高的背景下，储能的经济性需要通过财政补

贴来实现，包括一次性安装补贴、税收补贴、电价补贴等等。比如日本的家庭储能系统补助金政策。用户在购买获得SII 认证机构认可企业的新能源产品、严格按要求安装并通过SII 机构的审核后，便能获得所购买新能源产品总价值1/3 的补助。在这项政策的支持下，2013 年，越来越多的储能系统获得补助并投放市场。而国内当前尚处于产业规划阶段，补贴政策尚未出台。3、峰谷电价差不足以支撑经济性。美国、日本、德国、澳大利亚均采取分时电价机制，激发主要用电大户采用储能设备、居民主动调节用电时段节约电费的积极性，降低尖峰负荷，增加低谷负荷，提高电力系统负荷率，提高电力系统总体效率和经济性。而我国除工业用电存在峰谷电价外，居民用电实行阶梯电价，相关体制和政策并不完善，暂不具备上网峰谷电价、储能电价、补偿机制等配套电价机制，储能的建设和运行成本在现有电价体系中还找不到疏导渠道。二、储能系统成本与经济性测算限制储能发展最大瓶颈在于成本，无论是对于发电侧储能还是用电侧储能均是一样。以发电侧来说，我国火力发电以烧煤为主，火电成本约在0.2-0.3 元/度，与上网标杆电价之间价差在一毛钱左右，难以支撑储能系统的使用。用电侧来看，国内非居民用电的峰谷电价差尚不明显。在没有国家补贴的情况下，用户侧储能的电价差套利目前只有铅炭电池可以实

现。根据测算，铅炭电池成本在0.9 元/Wh 左右，加上双向变流器成本（能量型逆变器功率一般为整个系统容量的

三分之一左右）及安装建设成本，整个系统的初始投资成

本预计在1.2 元/Wh左右，远低于锂离子电池。铅炭储能系统安装成本测算INPUT（1）储能系统成本测算电池成本0.9元/Wh 电池容量100MWh 电池系统总成本90百万元逆变器成本1元/W 安装及其他成本

0.6百万元储能系统总成本120.6百万元功率30MW 系统效率95% 折合度电储能成本1.206元/KWh