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2021年全球储能市场发展趋势与竞争格局研究报告（92页）.pdf

上传人： 栗****苦 编号：48886 2021-08-12 92页 2.40MB

1、储能盈利模式及空间测算并网侧：分应用装机占比48%，主要为大电站配储并网侧主要是指大电站配储，2020年全球分应用装机占比48%，是截至2021年最大的应用方向。通过在风光电站配置储能，将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，一方面，可以提高可再生能源利用率;另一方面，可以对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。2020年全球并网侧新增储能装机2.6GW/5.5GWh，同比+156%，得益于储能成本下降+配储政策规定，大电站配储规模提升迅速。并网侧：降低弃风弃光率，减少资源浪费从弃风弃光角度考虑，大电站配储在电网消纳满负荷时，储存电量，适当时机再

2、并网消纳，提升光伏风电利用，减少资源浪费。以我国为例，2020年我国并网侧新增储能0.5GW，同比+405%，全球分应用装机占比40%，随大电站配储比例的提升，2020年我国风电/光伏利用小时为2097h/1160h，弃风弃光率分别为3.5%/2.0%，风光发电的利用水平进一步改善。并网侧：大电站配储经济性测算2021年储能系统成本1.5元/Wh左右，是储能经济性的拐点，大电站配储在某些地区具备较强的经济性。假设100MW的运营规模，配储20%*2h，循环次数为7000次，每天充放一次，按照配储后电站4.5元/W的综合成本计算，1)一类地区发电小时为1100h，上网电价为0.51元/kWh以上具备经济性;2)二类地区发电小时为1300h，上网电价为0.42元/kWh以上具备经济性;3)三类地区发电小时为1600h，上网电价为0.36元/kWh以上具备经济性。

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本文主要分析了全球储能市场的发展趋势，特别是中国在全球储能市场中的地位和作用。主要观点如下： 1. 2020年全球新增电化学储能5.3GW/10.7GWh，同比+57%，主要得益于中国和美国储能市场的快速增长，中国新增装机1.2GW/2.3GWh，同比+168%，跃居全球第一。 2. 储能经济性拐点已至，预计到2030年新增储能需求将达536GW/1575GWh，2021-2030年复合增速为55%。 3. 海外市场率先爆发，美国、欧洲、韩国等地区储能需求快速增长，预计2030年美国新增储能需求将达138GW/441GWh，欧洲达131GW/394GWh。 4. 储能产业链发展趋势明确，海外市场拓展和技术降本提效是两大方向，预计2025年全球峰谷套利的储能需求将达到27GW/80GWh。 5. 2020年中国储能装机量35.6GW，同增9.9%，预计到2030年新增储能需求将达176GW/534GWh，2021-2030年复合增速为61%。
储能市场快速增长，中国新增装机为何跃居第一？ 储能经济性拐点已至，万亿市场潜力如何释放？ 海外市场率先迸发，中国储能企业如何拓展？
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