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欧洲储能市场,蓄势待发
发布时间:2021.10.25    新闻来源:2022第23届中国国际低碳产业博览会组委会   浏览次数:

根据BNEF统计,欧洲2020年新增储能装机量1.2GW/1.9GWh,同比增长19%,2020年全球储能市场新增规模达到5.3GW/10.7GWh,欧洲市场功率占比 22.64%,能量占比17.76%。分技术看,欧洲储能市场以抽水蓄能为主,截至 2020年,累计装机容量达到28.35GW,德国的抽水蓄能规模最大,意大利、西班牙和英国紧随其后。电化学储能,根据EASE统计,截至2020年,累计电化学储能装机达5.3GWh, 同比增长45%。


欧洲能源转型刺激储能需求增长


欧洲率先提出2050碳中和目标,能源转型势在必行


欧洲是应对全球气候变化的先导者,率先提出2050碳中和目标,各国相继提出淘汰煤电。欧洲一直是全球应对气候变化、减少温室气体排放行动的有力倡导者,是低碳发展的先驱者。2015年欧洲发起《巴黎协定》,要求减少全球温室气体排放;2019年,欧盟率先出台2050碳中和计划,走在了各国应对气候变化的前列;2020年的欧盟峰会上,27个成员国领导人就减排目标达成一致, 到2030 将温室气体排放量较1990年的水平减少55%。欧洲各国也提出了相应的目标。法国是第一个在法律中明确“2050碳中和”目标的国家,英国出台气候变化法案,也将碳中和正式立法。


芬兰提出2035年实现碳中和,冰岛和奥地利2040年实现,瑞典2045年实现。为落实温室气体减排目标,尽早达成碳中和,欧洲各国要求陆续提出淘汰煤电,加速能源转型。比利时率先与2016年停止使用煤炭,奥地利和瑞典2020年停止使用,预计截止到2025年,葡萄牙、法国、斯洛伐 克、英国、爱尔兰、意大利等国将陆续停止使用,到2030年,希腊、芬兰、荷兰、匈牙利、丹麦等也将终止使用。


随着燃煤的逐步退出,可再生能源成为发电主力军。为推动可再生能源发展,各国都推出了针对可再生能源的激励政策,建立起以上网电价为主的补贴政策机制。根据IRENA统计,2010至2020期间,欧洲可再生能源装机稳步增长,截至2020 年,欧洲累计新能源装机容量609.5GW。其中德国是欧洲可再生能源装机规模最大的国家,总装机容量达131.82GW,占据欧洲市场的21.6%。德国新能源累计装机中,陆上风电装机54.44GW,占比41.3%;光伏装机53.78GW,占比 40.8%;海上风电7.75GW,占比5.9%。

可再生能源大量接入威胁电网安全性,储能为新能源保驾护航


储能是维护电网的安全稳定运行的解决方案。可再生能源,尤其是风力和光资源,具有随机性、间歇性和波动性。随着可再生能源装机容量的不断增加,给电网带了极大的冲击,其本身的调节能力远远不足,影响了电网的安全稳定运行。储能可以灵活应用于发电侧与用户侧,存储过量的光伏风电资源,通过充放电进行调节,减小波动性、平滑出力、提高能源利用率,有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化,使风电光伏能够方便可靠地并网,在提高新能源发电比例的同 时,维持电力系统的安全和稳定。


欧洲储能增长稳定,德英分别领跑表后户用和表前市场

欧洲储能市场增长稳定。根据BNEF统计,欧洲2020年新增储能(不包括抽水蓄能,下同)装机量1.2GW/1.9GWh,同比增长19%,2020年全球储能市场新增规模达到5.3GW/10.7GWh,欧洲市场功率占比22.64%,能量占比17.76%。截至2020年底,欧洲累计储能装机达到4.1GW/6.2GWh, 占全球19%。欧洲储能市场在2020年疫情的影响下,仍然有着较高的增长,EASE预测2021年欧洲储能累计装机容量将达到8.3GWh。


应用场景分为表前和表后。根据Data Europa统计,截至2020年,欧盟在运的表前储能项目(包含抽水蓄能)累计装机容量为51.68GW,德国、意大利、西班牙、奥地利、法国、英国、瑞士累计装机容量居于前列。表前电化学储能项目累计装机容量为1.21GW,英国占比47%,领跑市场。在新部署的电化学储能项目中,英国亦表现出色,2020年英国新部署941MW电化学储能项目, 且2020年部署的大量储能项目将于2021年投运。表后储能市场方面,根据BNEF统计,2020 年欧洲户用市场新增储能装机641MW,其中德国户用新增装机552MW。根据北极星储能网的统计, 德国户用储能市场规模持续扩大,截至2020年累计装机容量达到2.3GWh,覆盖了30余万户家庭用户,成为全球最大的户用储能市场。


储能技术路线:抽水蓄能占比最高,电化学储能增速最快


根据储能技术,储能主要包括机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、化学储能等。机械储能包括抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等,目前以抽水蓄能为主,度电成本最低,但是它受到地理位置的约束,近几年增长动力不足。随着技术的快速发展,电化学储能成本降低,可靠性提高,从新增装机容量来看,电化学储能正逐渐成为发展主力。


根据储能时长,储能可以分为短期、中期和长期储能。抽水蓄能、压缩空气储能、储氢、各类容量型电池等储能时长大于4h,属于长期储能,可用于电网调峰调频、备用容量等。短期储能,如铅酸电池、部分锂电池、电磁储能,储能时长在 2h以下,可用于调峰调频、平滑出力、紧急备用等。


抽水蓄能占据主要市场,电化学储能是新的增长动力。根据 Data Europa 的累计装机容量统计数据,目前抽水蓄能占据欧洲储能市场的94%,其中西班牙和德国容量最大。德国Huntorf 建设的290MW/580MWh压缩空气储能项目,是欧洲第一个也是唯一的压缩空气储能运营项目。电化学储能中,英国、爱尔兰、德国表现较为亮眼, 根据欧盟预测,电化学储能会成为欧洲储能增速最快的市场。


抽水蓄能占据欧洲储能90%以上,德国西班牙持续引领市场


目前,欧洲储能市场仍以抽水蓄能为主,根据Data Europa统计,截至2020年,累计装机容量达到48.38GW。抽水蓄能利用负荷低谷时的电能将水抽到高处,负荷高峰期再利用水的势能发电,可灵活应用于调峰、调频、调相、稳定电压、事故备用等,技术成熟、综合效益高、装机规模最大。但是它受到地理位置的限制,投资成本高且建设周期长,近年来增长放缓。


德国的抽水蓄能规模最大,意大利、西班牙和英国紧随其后。根据Data European 统计,截至2020年,意大利和德国抽水蓄能累计装机容量分别为7.33GW和 7.02GW,占欧洲市场15%和14%。此外,奥地利、西班牙、法国、英国居于前列。根据欧盟的预测,未来抽水蓄能仍有会有增长,其 中到2050年德国拥有最大的抽水蓄能市场,西班牙紧随其后,成为欧洲第二大抽水蓄能市场。英国、瑞士等也会有较为亮眼的增长。欧盟预测到2030年欧洲抽水蓄能较当前水平共增加 15GW, 到 2050 年增加50GW。


电化学储能贡献最大增速,德英领跑电化学储能市场


随着技术的不断发展,电化学储能占据了主要的新增市场。根据EASE统计,截至 2020年,欧洲累计电化学储能装机达5.3GWh,同比增长45%;2020年新增装机约3GWh。就2020年新增装机容量来看,德国和英国占据欧洲电化学储能市场的主导地位。根据BNEF统计德国新增装机容量626MW/1.1GWh ,同比增 加36% ,占据欧洲新增市场的52% , 英国新增装机容量294MW/399MWh,同比下降 29%,占据欧洲新增市场的24%。意大利、法国、伊利比亚等国的储能市场也在快速增长,分别占据新增市场的6%,1%和 1%。


锂电池占储能主导地位,是未来发展方向


锂电池是电化学储能的主流技术。电化学储能主要包括镍基电池、锂电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池等。其中,铅酸电池较早应用于储能,由于它技术成熟、结构简单、价格低廉且维护方便, 早期在欧洲储能市场发展较快,但由于其能量密度低、寿命短,且可能对环境造成影响,未来会逐渐淡出储能市场。


锂电池拥有出色的循环次数、能量密度、响应时间,过去由于高昂的成本限制了 它的发展,近年来随着技术的发展,成本持续下降,成为未来主要的发展方向。钠硫电池能量和功率密度高,能量转换效率高,是一项基于丰富材料的成熟技术,但其需要在高温熔融环境下运行,成本高昂,市场占比较低。液流电池是一项新兴技术,循环次数多,转换效率高,但能量密度低。根据欧盟的统计数据,以德国为例,截至2020年运行的大型储能系统(>100kW)的累计装机容量中,锂电池占据81%,锂电池/钠硫电池占比3%,铅酸电池占比1%,还有15%尚未得到统计。


预计 2025 年欧洲储能市场空间超 39GWh


根据储能的应用场景,可以将其分为电表前(包括发电和电网),与电表后(包括户用和工商业)。欧洲是当前全球最大的户用储能市场,根据BNEF统计,2020 年欧洲户用储能新增装机641MW, 同比增长90%,占新增市场的52%,截至 2020年欧洲户用储能累计1.6GW。2020年欧洲工商业储能新增装机49MW,占比4%。表前侧新增装机518MW,占新增市场的42%。从具体的应用来看, 326MW储能用于可再生能源并网,175MW储能用于电力辅助服务。


表前市场:英国引领表前电化学储能市场发展


发展现状:英国是欧洲最大表前电化学储能市场,英国西班牙增量可观


英国德国目前领跑欧洲表前市场,英国、西班牙贡献最大增长。现有装机容量较低,发展潜力大。根据 BNEF统计,2020年欧洲表前储能新增518MW,其中用于可再生能源并网的储能326MW, 参与电力辅助服务的储能175MW。根据欧盟的统计数据,截至2020年,英国引领表前市场的发展,大于100kW的大型电化学储能项目累计装机容量达到570MW。其次是德国,累计装机容量达406MW。意大利、瑞士、比利时等国相对发展较快,装机容量分别为56MW,19MW和 34MW。目前各国也在积极部署新的表前储能项目,其中英国预计部署的装机容量最大,超4GW,其中绝大多数已经获得批准,部分已经在建造中。西班牙计划部署表前储能184MW,德国、法国等也会 有一定程度的增长。

表前市场主要应用于频率控制,但一级储备收益近几年缩水严重。根据Clean Horizon统计,约48%的表前大型储能系统用于频率控制,其次在容量市场、可再生能源并网领域占比分别为26% 和13%。


频率控制储备(FCR)服务包括一级储备和二级储备,一级储备服务需要具备快速的响应时间(30s), 二级储备也称为自动频率恢复储备(aFRR),需要的激活时间更长。欧洲允许储能参与的辅助服务通常要求最低容量为1MW,但是很多国家都允许储能通过聚合的方式参与,包括比利时、法国等。


欧洲电力平衡市场(能量和储备)由输电运营商(TSO)采购,电网管理服务由配电运营商(DSO) 采购,非频率辅助服务由TSO或欧洲国家监管机构(National Regulatory Authority, NRA)采购。欧洲电力现货交易所(EPEX)在2018年推出适用于西欧的六个国家的储能环块订单,他们联合采购3GW的FCR储能服务,其中德国603MW,法国561MW,荷兰 74MW,瑞士68MW,奥地利62MW,比利时47MW,预计未来丹麦、西班牙、波兰等国家也会相继加入。近年来欧洲FCR价格出现下跌。Clean Horizon研究发现,FCR价格从2017年的平均18欧元/MW/h 下降至2020年初的5欧元/MW/h,储能在参与市场拍卖时比其他参与方更有优势,拉低了FCR价格。

欧洲市场积极探索新的收益来源,二级储备会成为未来表前储能收益的主要增长点。目前,欧洲储能,特别是电池储能,基本不能提供电压控制、黑启动等非频率辅助服务,收益来源相对单一。同时由于FCR收益不佳,投资者也在积极寻找其他的收入来源。


二级储备,又称自动频率恢复储备(aFRR),旨在将电网运营频率恢复到标准值,需要较长的激活时间,需要持续放电时间2-4h的储能系统。二级储备的收益模式提供预留付款和激活付款的组合。中国储能网的数据显示,目前aFRR在欧洲的收益达到10 欧元/MW/年以上。比利时的 aFRR 市场对储能系统开放后,价格一度飙升至36万欧元/MW/年。但是目前欧洲大部分地区不允许储能系统参与该项服务。Clean Horizon称欧洲近期正在推进名为Project PICASSO的欧洲 aFRR互惠化项目,在比利时、法国、西班牙等许多国家形成了与储能兼容的市场规则。


驱动力:政策放松,欧洲表前储能迎来发展契机


各国陆续推出了部分针对表前侧储能的政策。欧洲各国正在逐渐意识到储能的重要性,相继推出多项支持其发展的政策。英国2017年推出了智能灵活能源系统发展战略,明确储能的各项资质与性质,消除储能等智慧能源的发展障碍,提升电网对储能的兼容性;又于2020年提出取消储能部署的容量限制要求。目前,英国是欧洲地区电表前储能发展的最为蓬勃的国家。法国和德国也分别于2016、2017年提出免除表前储能的部分成本费用。卢森堡决定对用于储能目的的能源消耗免除电 力税收。芬兰、荷兰等国都决定取消对储能的双重征税。


各国政策放松,市场机制逐步完善,有利于储能进一步发展。储能在欧洲的发展仍面对诸多障碍,缺乏全面的监管制度。大部分欧洲国家没有全面的储能监管框架,关于储能的政策分布在不同的法规中。目前欧洲表前储能最大的障碍是缺乏一个从能源系统和储能投资者角度,充分考虑其利益的 对储能的长期发展规划。


截至现在,包括德国、法国等在内的许多国家,对于储能仍然存在双重电网收费制度,即储能在充电时被视为消费者,需要支付充电费用,供电时被视为生产者,需要再次支付上网费用;还有部分国家存在类似的双重征税,这都极大地打击了表前储能部署的积极性。目前西班牙、法国等地区没有出台针对储能及其发展的法律法规,很多仍被视为发电资源,商业利润低,未能调动开发商的积极性。荷兰由于缺乏涵盖储能的许可条例,地方对储能单位施加非常严苛的条件。目前各国正在逐渐认识到储能的重要性及其发展路上的障碍,针对这些问题进行进一步的 改革。


典型案例:英国引领欧洲表前电化学储能储能市场


英国是欧洲地区最大的表前储能市场。根据BNEF统计,2020年英国新增电化学储能294MW/399MWh,同比下降29%,截至2020年累计装机1.3GW/1.6GWh。2020年英国储能发展出现了一定的停滞,因为疫情发生施工延误,这一情况在 2021年会得到缓解。2019年是英国储能元年,National Grid ESO决定向分布式发电资源开放平衡市场,同时为系统运营商搭建分布式能源服务平台,进一步推进了英国储能系统的市场化。此外,2016年英国国家电网增强频率响应(EFR)中标项目也在逐渐落地,英国储能装机容量进一步增加。


英国表前储能发展势头高涨,装机规模向大容量发展。2020年,英国取消对英格兰地区50MW及威尔士350MW以上储能项目部署的容量限制,正式拉开了英国表前市场大型储能项目发展的序幕。根据Solar Media的统计,2021年准备建设的大型储能项目1.8GW,通过批准的项目6.9GW, 正在计划中的项目6.2GW,总容量达14.9GW。英国在未来12-18个月内建成的5MW以上的大型储能项目以30MW 以上的独立储能电站为主,与新能源共建的项目相对较少,储能装机规模向着大容量发展。拟建的储能系统分布于英国的各个地区,其中东南地区的装机规模最大。


英国储能表前市场收益多样化。表前市场的储能作用主要有调峰、调频、旋转备用、备用电源、存储过剩的可再生能源发电、平滑可再生能源出力、负载管理等。英国储能中,抽水蓄能可以提供频率控制储备FCR)/FRRm/RR服务,电化学储能可以提供FCR和FRRm服务。英国国家电网计划自2018年4月,开启电压监管、黑启动等新服务市场。英国的Piclo Flex平台,目前有多个DNOs(Distribution Network Operator)试用,用于投标和接收投标,解决预期的网络阻塞问题。


英国市场储能在发电侧一方面帮助可再生能源并网,降低可再生能源运行成本,另一方面给电网提供辅助服务获得收益,其中包括Firm Frequency Response,需求管理的频率控制,动态遏制,以及增强频率响应(EFR)等。其中,2016年以来建设的储能项目由于获得了EFR增强频率响应的合同,可以获得相对稳定的收益。在Somerset市安装的500kWp 光伏电站中配置500kWh 的特斯拉Powerpack 系统,光储共享线路,降低光伏并网成本,并给英国国家电网提供辅助服务。配电侧储能可以提供电网的维护与加固服务,通过与传统服务方式共同参与竞标,以此获取收益。如英国Buzzard地区建立的6MW/10MWh锂电池储能项目获得了为电网提供维护和加固的服务费用。


英国大型独立储能电站具备良好的经济性。根据欧盟的数据,锂电池储能电站的成本平均为520/kWh。下面进行英国独立储能电站80MW/320MWh的经济性测算,投资成本为14201万英镑。参考论文中的数据,储能电站收入为74.75英镑/MWh。储能电站工作年限15年,每天充放电2次,放电深度为80%,储能年衰减为1%。电站维护成本前10年1.5%,后10年3%。电站配备员工8人,人均年收入为4万英镑,每年增长5%。资金来源自筹50%,贷款50%,贷款年利率4%,还款时间15年,还款方式为等额本息。贴现率5%。20年后系统残值率为5%。经测算得,项目IRR为5.5%,投资回收期10.15年。

空间预测:表前市场空间预计2025年超20GWh


根据Solar Power Europe的预测,欧洲光伏新增装机量从2020年的18.2GW增长到2025年的40.46GW,风电新增装机量从2020年的14.7GW增长到2025年的 25.2GW。在新能源发电配置储能的市场,考虑到光伏发电的波动性为日内波动,风电波动多为季节性波动,光伏配置短时储能 的适配度更高,对光伏+储能和风电+储能按照不同的配置比例预测。我们假设光伏配储能当期配比1%储能时长1.5小时,远期配比12%储能时长3小时来估算,风电配储能按照配比0.5%储能时长1.5 小时,远期配比6%储能时长3 时估算。我们预测,欧洲2025年新能源发电配套储能电站新增装机容量为19.1GWh,其中光伏配套14.57GWh,风电配套 4.5GWh。


根据最大用电负荷推测电力市场的辅助服务需求。假设最大负荷以每年2%的速度增长。根据行业经验,辅助服务需求约为最大负荷的5%,假设储能在辅助服务市场的渗透率由8%提升至25%,假设储能系统备电时长逐渐由2小时提高到3小时。预计2025年辅助服务储能新增容量1.21GWh。


表后市场:发展迅猛,户用储能居全球第一。


发展现状:欧洲是全球最大的表后储能市场


欧洲表后市场表现亮眼,是全球最大户用储能市场。根据 BNEF统计,2020年欧洲新增储能装机1.2GW/1.9GWh,其中户用储能新增641MW,同比增长90%,占新增市场的52%,截至2020年欧洲户用储能累计1.6GW,市场规模居全球第一。工商业新增装机49MW,占比4%。表后市场中,户用储能占据绝对领先地位。根据 Solar Power Europe 统计,2019年欧洲户用电化学储能增长强劲,共安装了96000个系统,总容量达745MWh,同比增长57%,其中德国、意大利、英国、 奥地利、瑞士五个国家就增长了欧洲户用市场的90%以上,仅德国一个国家就占据三分之二的市场。


小型户用光储系统成本快速下降,推动户用储能持续发展。以德国为例,根据 Solar Power Europe统计,2015至2019年期间,小型光伏系统成本下降约 18%,户用储能系统成本下降近40%,预计到2023年,户用光伏系统成本会进一步下降10%,而户用储能系统成本将会大幅下降33%。


驱动力:欧洲各国大力支持户用储能发展,近年来利好政策频发


在储能行业早期发展进程中,政府补贴政策快速推动了户用储能的发展。2019 年,欧盟提出CEP计划,其中多条法令提及储能,2019/943与 2019/944法令提出,大力支持户用储能市场发展,消除发展中可能存在的财务障碍。德国自2013 年开始光储系统补贴计划,总额3000万欧元,虽然已于2018年结束,但各州层面仍具有一定的储能安装补贴。瑞典于2016年提出户用储能补贴计划,可覆盖60%的安装费用,最高补贴达5400$。意大利2020年提出Ecobonus,旨在刺激疫情后的经济,对户用储能设备税收减免由原来的50-65%提升至110%。


但值得注意的是,净计量政策一定程度上阻碍了户用储能的发展。净计量Net-Metering政策:拥有可再生能源发电设施的消费者可以根据向电网输送的电量,从自己的电费账单中扣除一部分,只计算净消费。该政策提高了用户安装户用光伏的积极性,但在很大程度上降低了他们安装户用储能的积极性。目前新的电力市场规则正在考虑限制使用净计量计划。


未来四年欧洲户用储能市场将继续快速发展。家用储能具备良好的经济性, Solar power Europe于2020年预测欧洲户用储能市场未来五年内将继续保持强劲的增长,并针对每年的新增装机量做出三种不同的情景。目前来看,2020年即使在疫情的影响下,也超过了低场景的预期0.6GWh,达到了745MWh,接近于中场景预期。低场景下,2021年仅增加0.6GWh,到2024年0.9GWh。中场景下,2021 年后的户用储能装机年增长率将再次超过两位数,达到14%,到2022年达到 1GWh,2024年达1.3GWh。高场景下,储能市场增长速度是中场景下的两倍,预计2021年增长至1.2GWh,2024年达到2GWh。


德国继续占据欧洲第一大户用储能市场,意大利、奥地利、英国等继续快速增长。未来几年内,德国将继续保持欧洲户用储能市场龙头地位。根据 EuPD 调研显示,58%的德国家庭光伏用户将考虑在 FIT(上网电价)合同到期后,增加储能设备,预计到2030年为已有光伏设备安装超20万个储能系统。意大利将紧随其后,保持第二大市场的位置。意大利于2020年出台了新的税收激励政 策,对家用储能设备税收减免由原来的的50-65%提升至110%,提高了用户安装储能的积极性。而在政府的大力支持下,奥地利将超越英国成为第三大市场:奥地利延长了2020-2023年间针对户用光伏和储能的补贴,总预算为2400万欧元,其中1200万欧元专门用于户用储能。除此之外, 瑞士、西班牙、爱尔兰、捷克、瑞典等国会在国家政策的支持下,成为欧洲新的增长点。


欧洲市场整体储能空间:预计2025年超过39GWh


综合以上对于市场空间的估计,我们预计未来五年欧洲储能市场将会迎来快速扩增阶段,2025年欧洲储能新增装机容量需求超过39GWh,未来五年累计新增 98GWh,五年复合增长率49.8%。


风险提示


储能需求不及预期。目前储能市场增速较快,但受政策影响大,政策变化、补贴退坡等因素 将影响储能需求。储能技术迭代不及预期。目前储能技术路线多样,以锂电池储能为主,需要关注技术发展 势,如钠离子电池、固态电池等的发展,对行业格局有潜在影响。成本下降不及预期。储能系统的经济性依赖于成本进一步降低,若成本下降不及预期,可 影响下游对配置储能的接受度,影响市场空间。





 
 
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