欧洲储能市场专题分析报告(二).docx

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1、欧洲储能市场专题分析报告（二）前言要点:欧洲储能市场增长稳健。根据BNEF统计，欧洲2020年新增储能装机量L2GW1.9GWh,同比增长19%,2020年全球储能市场新增规模达到5.3GW10.7GWh,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28.35G肌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%。欧洲表前市场现有装机容量较低，发展潜力大，预计2025年新增表前储能装机超20GWh。根据BNEF统计，20

2、20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175Mk根据欧盟的统计数据，截至2020年，英国引领表前电化学储能市场的发展，大于100kW的大型储能项目累计装机容量达到570Mk其次是德国，累计装机容量达406M肌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。表前市场当前主要收益来源为频率控制储备，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。据预测，欧洲2025年新能源发电配套储能电站新增装机容量超20GWh,其中光伏配套14.57GWh,风电配套4.54GWh,电力辅助服务L21GWh0一、预计20

3、25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L6GWo2020年欧洲工商业储能新增装机49MW,占比4%o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。919:2020年欧洲新塔电化学储幡应用场景分布表前市场：英国引领表前电化学储能市场发展二、发展现状：英国是欧洲最大表前电化学

4、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175MWo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

5、在建造中。西班牙计划部署表前储能184M凡德国、法国等也会有一定程度的增长。图21:截至2020年欧盟各国表前市场累计在运大型电化学储能项目分布（10OkVV）（单位：MW）数据来源：Data.Europa,东方证券研究所图22:截至2020年欧盟表前市场累计在运大型电化学储能项目分布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CleanHOriZOn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%o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

6、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（NatiemalRegulatoryAUthOrity,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

7、兰等国家也会相继加入。近年来欧洲FCR价格出现下跌。CleanHoriZon研究发现，FCR价格从2017年的平均18欧元MWh下降至2020年初的5欧元MWh,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。根据欧盟2020年的储能报告，未来欧洲储能会优先完善能量和储备市场，再逐步完善其他非辅助服务市场。二级储备，又称自动频率恢复储备(aFRR),旨在将电

8、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10万欧元/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。CleanHoriZOn称欧洲近期正在推进名为ProjeCtPlCASSO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。三、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

9、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

10、。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

11、革。四、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1.3GW1.6GWho2020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，NationaIGridESO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

12、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SOIarMedia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6.9G肌正在计划中的项目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

13、、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）FRRmRR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PicloFleX平台，目前有多个DNOS（DiStribUtiOnNetworkOperator）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FinnFreqUenCyReSPonse,需求管理的频率控制，动态遏制，以及增强频率响应（E

14、FR）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SOnIerSet市安装的50OkWP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6MWIOMWh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/kWho下面进行英国独立储能电站80MW/320MWh的经济性测

15、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l%o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虬资金来源自筹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。图31：英国独立储能电站项目IRR与储能系统成本的敏感性分析0%520468416364312储能系统成本(/kWh)拨格来富(Techeconomicoptim

16、isationofbatterystorageforgrid-levelenergyservicesusingcurtailedenergyfromVMnd).东方证券研究所空间预测：表前市场空间预计2025年超20Gwh根据SOIarPowerEUroPe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小时估算。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1