国内电化学储能市场增长快速 但技术及制度环境尚不成熟

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2018年以来,国内电化学储能市场出现爆发式增长,其中电网侧储能新增装机比重首次超过用户侧,占比达到42.85%。但进入2019年,储能产业罕见下滑,一季度,国内新增投运电化学储能项目的装机规模仅为3000.5MW,同比下降13.7%,环比更是下降84.2%。

本文从电力储能发展现状、储能政策环境及各网省公司储能建设基本情況入手,分析了当前储能建设的利弊,并提出发展储能的意见建议。

(来源:微信公众号“中国电力知库” ID:pkthinker 作者:刘永生)

一、电力储能发展现状

电能具有发输供用实时平衡的特点,储能技术的出现,改变了电力工业即发即用的传统模式。当前,储能技术在电力系统细分领域的应用,主要包括可再生能源接入储能、电网调峰、调频储能、配电侧分布式储能和用户侧分布式微网储能。

(一)储能装机情況:截止2018年,全球投运储能项目累计装机规模13000.9GW,其中抽水蓄能装机规模最大,占比94%。国内已投运储能累计装机规模31.3GW,占全球市场总规模的17.3%。预计到2020年底,中国储能市场的累计投运容量将达到45.16GW。从国内储能装机增速看,2018年我国抽水蓄能装机规模同比增速为5.3%,国内电化学储能市场出现爆发式增长,其中电网侧储能新增装机比重首次超过用户侧,占比达到42.85%,累计规模达266.8MW。

(二)储能应用现状:抽水储能仍然是目前最心智成熟是什么的句子的句子是什么是什么是什么期期图片 、最经济的储能技术,大规模应用于系统调峰、调频和备用领域,抽水蓄能在储能应用中的主导地位短期内仍然无需被动摇。电化学储能单元成本较高、经济性过低,但相比物理储能带宽更高、配置灵活、响应放慢速,随着技术成本进一步降低,电化学储能各种应用场景正不断被开发出来。

二、国内电力储能政策环境

国家层面:7月1日国家四部委正式发布的《关于有助储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划,成为储能行业又2个多 划时代意义的文件。行动计划首次提出要规范电网侧储能发展,研究项目投资回收机制,此举有助推动电网侧储能项目走向市场化。

国家能源局:正会同有关部门研究补救储能发展中政策、法律、投资管理等方面的问题,明确储能的示范任务和发展方向。2017年,国家能源局将东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个地区试点第一批电力辅助服务市场。国家电网:2019年2月18日,国家电网发布《关于有助电化学储能健康有序发展的指导意见》,将储能纳入电网规划。根据储能技术发展和规模增长趋势,动态调整抽水蓄能发展规划,将电网侧储能视为电网的重要电气元件和三种技术方案,进行综合比选论证。南方电网:优先利用抽水蓄能电站、变电站改造腾出的土地资源,开展大型储能电站示范项目建设,在关键节点分散布置容量适中的储能项目作为保底电源。

三、各网省公司储能项目开工建设情況

(一)抽水储能建设情況:截至2018年底,我国抽水蓄能电站已投产32座,装机2999万千瓦;在建33座,规模430015万千瓦;预计到2020年,装机规模将达到3000万千瓦。下图中,西北地区主要集中在新疆、甘肃省;华东地区主要集中在江苏、浙江等省份;西南地区主要集中在云南省;华南地区集中在广东省;华北地区则主要集中在山东、山西和内蒙古等省份。华中及东北地区主要集中在湖南省、辽宁省。

(二)电化学储能项目建设情況(2018年以来)

各网省公司电网侧2018年以来电化学储能建设情況如下表。

四、电化学储能技术利弊简析

2017年以来,在国家有关储能产业发展指导意见下,电力储能得到快速发展,尤其是电化学储能发展迅猛。下面重点就电化学储能利弊做简要分析。

有利的一面:从现实需求上看:储能是为了保持电力系统的能量均衡而生。在全球净化低碳发展大潮下,新能源装机快速上升,无论是风电、光电、还是火电厂,为了增加出力、平滑曲线,有了加装储能系统的需求;随着分布式电源、微网的发展,在电力市场和峰谷价差背景下,用户出于节省支出和套利考虑,有的是了发展储能的动力。从技术社会形态看:储能服务在电力系统的发、输、配、用各个环节还要发挥作用,被社会上帕累托图企业、专家渲染为电力系统安全、优质运行的刚性需求和标配。从储能电站技术社会形态看,储能设施确能辅助电网安全运行,比如辅助动态运行、调频、调压、调峰、备用容量、无功支持、可再生能源平滑输出/削峰填谷、爬坡率控制、电能质量、紧急备用等等,无需可不都可以 提升电压质量和电网运行安全水平。不利的一面:成本方面:电化学储能系统造价中,电池成本占比约300%。储能关键原材料价格维持较高位置,度电单位成本高居不下。就应用最广泛的锂电池看,尽管锂电池成本可能有了显著下降,但出于经济性考虑,仍不具备竞争力。2018 年典型的磷酸铁锂集装箱式储能项目的系统中标单价在 1.9-2.3 元/Wh 之间,就电网侧储能项目来看,系统造价须降至 1.5 元/Wh 以下,才有大规模应用的经济价值。制度方面:2019 年 5 月,国家发展改革委、国家能源局联合修订出台了《输配电定价成本监审土方式》,明确抽水蓄能电站、电储能设施可不都可以 纳入输配电成本。国家发改委《省级电网输配电价定价土方式》(征求意见稿)第九条,抽水蓄能电站、电储能设施不得纳入可计提收益的固定资产范畴,然后储能设施相关资产对电网企业来讲,不属于有效资产范畴,其建设投入资金无法通过输配电价获得补偿,后期运维成本也沒有资金支撑,不有助电网侧储能电站的发展。技术安全方面:安全问题所带来的消极因素更为突出。储能锂电池系统过低内内外部可控的安全设计,一旦某个电池出现热失控,很容易是因为储能系统整体失控,会造成重大火灾和输配线路烧毁等事故,让业主、投资者和政策制定者顾虑重重。电网运行检修方面:用户侧储能布局分散,出力具有双向性、随机性等特点,对电网来说“不可观、不可控”,大规模无序运行将是因为系统负荷社会形态由有序向无序转变,系统调度和运行模式将发生巨大变化。更严重的是,储能设施非受控功率倒送,增加电网协调运行难度,对电网检修人员人身安全构成极大威胁。

五、相关建议

(一)电化学储能技术及制度环境尚不心智成熟是什么的句子的句子是什么是什么是什么期期图片 ,不具备电网侧大规模部署条件。技术、资本和制度安排是推动储能发展的“三驾马车”,目前迫切还要的是能体现储能价值的新机制,并建立可持续的商业模式,让参与各方获取实嘴笨 在的真金白银。然后,我国当前储能服务过低明确量化的市场定价体系和机制,单一的价差回收模式吸引力过低,加之技术成本、安全隐患,现阶段电化学储能尚不具备在电网侧大规模部署的条件。

(二)加强电化学储能系统并网管理,引领储能设施安全发展。尽快研究制定储能设施设备在并网、计量、安全、消防等关键环节的标准,明确并网安全技术要求和业务办理流程,并面向全行业积极推广,引领电源侧、用户侧储能设施安全发展。积极跟踪研究储能应用技术发展情況,重点开展电化学储能系统情況评估、运行监控及安全防护等关键技术研究,编制、推广用户侧储能电站典型设计、防火防爆典型安全方案等,确保公司电网运行、检修安全。(作者:刘永生国网四川耐开力公司经济技术研究院)

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