电力储能发展现状及前景分析


?自2018年以来,国内电化学储能市场呈爆炸性增长,电网侧新增装机比例首次超过用户侧,占42.85%。但是,2019年,储能行业很少出现下滑。一季度,中国新增电化学储能项目装机容量仅为50.5MW,比去年同期下降13.7%,比去年同期下降84.2%。

从储能发展的现状,储能的政策环境以及各省公司储能建设的基本情况出发,分析了当前储能建设的利弊并对储能的发展提出了一些建议。

一,储能发展现状

电能具有传输,供应和使用之间实时平衡的特征。储能技术的出现改变了电力行业传统的即用型模式。当前,储能技术在电力系统细分中的应用主要包括可再生能源访问存储,电网调峰,调频存储,配电侧分布式储能和用户侧分布式微电网储能。

(1)库容:截至2018年,全球储能项目累计装机容量180.9GW,其中抽水蓄能装机容量最大,占94%。国内储能累计装机容量31.3gw,占全球市场总量的17.3%。预计到2020年底,我国储能市场累计容量将达到45.16GW。从国内储能能力增长速度看,2018年我国抽水蓄能装机容量同比增长5.3%。国内电化学储能市场呈现爆发式增长,电网侧新增装机容量比重首次超过用户侧。比例达到42.85%,累计规模达到266.8MW。

(2)储能应用现状:抽水蓄能仍是目前最成熟,最经济的储能技术,已广泛应用于系统调峰,调频和备用领域。抽水蓄能在储能应用中占主导地位。短期内地位仍然不会动摇。电化学能量存储单元价格昂贵且经济上不足,但是它们比物理能量存储更有效,配置灵活且响应速度更快。随着技术成本的进一步降低,正在开发用于电化学能量存储的各种应用方案。

第二个国内电力存储政策环境

国家层面:四个部委于7月1日正式发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020行动计划已成为储能行业另一个划时代的文件。该行动计划首次提出规范电网侧储能的发展并研究该项目的投资回收机制。这将有助于促进电网侧储能项目的市场化。

国家能源局:正在与有关部门一起研究和解决储能发展中的政策,法律,投资管理等方面的问题,并明确储能的示范任务和发展方向。 2017年,国家能源局将在中国东北,山西,福建,山东,新疆,宁夏,广东和甘肃的八个地区试点首批电力辅助服务市场。国家电网:2019年2月18日,国家电网发布了《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》,将能源存储集成到电网规划中。根据储能技术的发展和规模增长的趋势,动态调整抽水蓄能发展计划,并网侧储能被视为电网的重要电气部件和技术方案,并进行综合比较并进行选择。南方电网:优先利用抽水蓄能电站和变电站腾出的土地资源,建设大型储能电站示范工程,重点节点适度容量的储能工程分配底部电源。

III。各省市储能项目建设

(一)抽水储能建设情况: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4305万千瓦;预计到2020年,装机规模将达到4000万千瓦。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况(2018年以来)

各网省公司电网侧2018年以来电化学储能建设情况如下表。

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。在全球清洁低碳发展大潮下,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,也有了发展储能的动力。从技术特性看:储能服务在电力系统的发、输、配、用各个环节都可以发挥作用,被社会上部分企业、专家渲染为电力系统安全、优质运行的刚性需求和标配。从储能电站技术特性看,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,能够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60%。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,尽管锂电池成本已经有了显着下降,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办法》,明确抽水蓄能电站、电储能设施不能纳入输配电成本。国家发改委《省级电网输配电价定价办法》(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,因此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,后期运维成本也没有资金支撑,不利于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。储能锂电池系统缺乏内部可控的安全设计,一旦某个电池出现热失控,很容易导致储能系统整体失控,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”,大规模无序运行将导致系统负荷特性由有序向无序转变,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成熟,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”,目前迫切需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,让参与各方获取实实在在的真金白银。但是,我国当前储能服务缺乏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不足,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况,重点开展电化学储能系统状态评估、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。

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