储能行业市场分析项目可行性研究报告-北极星储能网

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目前我国储能行业的处于刚起步。随着下游需求的爆发式增长，储能的商业化应用也愈加迫切。2015年之前，项目以示范应用为主，集中在可再生能源并网、调频辅助服务、电力输配、分布式及微电网、电动汽车光储式充电站;2015年-2020年，开始出现若干初具商业化但还不备规模的项目，逐步向商业化迈进;2020年之后，储能将逐步在各个领域实现商业化发展。

电力虽然是一种商品，但其生产、运输、消费几乎在同一时间完成，故经营上和一般商品也不一样。电力储存是近百年的难题，影响着电力的商品属性，可以改变能源的使用方式，是未来能源产业发展变革的重要支撑。2016年2月29日，国家发改委、能源局、工信部联合发布了《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（发改能源[2016]392号，简称“指导意见”），指导意见多处提及推动储能产业发展，并对储能产业进行了新的定义。

指导意见中提出了集中式和分布式储能应用，赋予了能源更丰富的应用方式。其中，集中式储能电站主要配套传统电网和新能源发电，实现传统电网的调频、调峰、削峰填谷等功能优化，或者解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题。

实现电网平滑的储能方案示意图

应对光伏限电的储能方案示意图

对铅炭电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池、锂离子超级电容进行了比较，未来在储能应用环境下，更关心全周期使用过程中的系统度电成本，其综合了循环寿命和系统成本两个影响因素，就当前指标而言，我们认为：1）铅炭电池最具成本优势，最有可能大规模应用到当前储能市场；2）锂电未来成本下降空间大，也将是主流技术路线；3）液流、钠流电池本身存在一些难以克服的问题，应用范围有限；4）锂离子超级电容初始投资太大，虽然循环性能很好，但投资回报期很长，一般资金进入；故未来五年仍然以铅炭和锂电路线为主。

主流储能电池性能指标比较

随着铅炭储能度电成本的下降，工商业企业用电的削峰填谷应用逐渐具有商业价值，一般情况下，用电尖峰时段约占用电全时段的5%，对应尖峰用电量约占总用电量的20%，这一部分电量存在储能的商用价值。特别是部分工商业发达的大型城市，统计了国内大型城市的峰谷电价差，根据目前铅炭储能最低0.5元左右的度电成本，电价差大于0.8元/kWh的地区都有经济性，这些地区对应的2015年用电量合计约为3972.54亿kWh，若其中10%的用电量通过储能来进行削峰填谷，大约需要1.2亿kWh的储能设备（其容量对应日充放电量），若按铅炭储能每kWh约1250元的投资额计算，则对应累计市场规模1500亿元；若按锂电储能每kWh约2000元（考虑未来五年成本有望明显下降）的投资额计算，则对应累计市场规模2400亿元。

部分地区电价差及用电量统计

据统计数据显示，广东省、江苏省、浙江省、安徽省为用电大省，且电价差大多高于0.8元/kWh，已具备储能经济性，这四大省2015年工业用电量分别为3437.46亿kWh、3873.35亿kWh、2652.53亿kWh、1132.8亿kWh，合计超过10000亿kWh，若按10%配套储能，将对应约4500亿元规模的铅炭储能市场。

原标题：储能行业市场分析项目可行性研究报告

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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