中國儲能網(wǎng)訊：緩解新能源消納、調(diào)峰調(diào)頻、提高電能質(zhì)量，儲能在保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行方面發(fā)揮著重要作用。但與之不相稱的是，該產(chǎn)業(yè)目前仍未進入大規(guī)模商用階段。
近期，國家電網(wǎng)下發(fā)《關(guān)于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》中指出“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設(shè)施建設(shè)”，儲能產(chǎn)業(yè)的未來發(fā)展再次引發(fā)關(guān)注。
中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2019年6月，中國儲能市場累計裝機31.37 GW，其中電化學儲能累計裝機1160.8MW，占比3.7%。2018年，我國電化學儲能實現(xiàn)了突破性發(fā)展，首次步入“GWh時代”。
近年來，我國儲能市場規(guī)模保持高速增長，電化學儲能發(fā)展迅速，2011-2018年間平均增長率約為50%。主要受益于以下幾個方面：政策利好為推動儲能產(chǎn)業(yè)在商業(yè)模式創(chuàng)新、技術(shù)標準建設(shè)、定價機制研究等方面提供了有效支撐，動力電池制造業(yè)研發(fā)水平提升及產(chǎn)能規(guī)模擴大使得儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展受益，儲能應(yīng)用市場向電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、5G基站、應(yīng)急電源、微電網(wǎng)以及社會化服務(wù)功能設(shè)施等多領(lǐng)域多元化發(fā)展。
但也應(yīng)看到，盡管政策密集出臺，儲能產(chǎn)業(yè)政策體系整體上仍有待完善。一是相較國外儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)達國家，我國落地性財稅、資金支持政策仍然缺位，如何通過財稅手段促進產(chǎn)業(yè)關(guān)鍵技術(shù)研發(fā)和裝備制造水平提升尚缺乏具體細則；二是電力市場環(huán)境尚不成熟，雖然調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)市場建設(shè)進度加快，但相關(guān)服務(wù)價格并非基于市場化定價，支持政策和市場規(guī)則存在不確定性。
當前，儲能產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展存在重重阻礙，儲能產(chǎn)品自身的不完善很大程度上制約了產(chǎn)業(yè)發(fā)展，面臨的主要難題體現(xiàn)在四個方面：
其一，不同儲能技術(shù)的技術(shù)瓶頸存在差異。近年來，雖然電化學儲能技術(shù)在能量密度、轉(zhuǎn)換效率等技術(shù)指標上提升較大，但循環(huán)壽命、容量等級等技術(shù)指標表現(xiàn)仍離電力系統(tǒng)元件長壽命、大容量的要求存在差距。此外，部分電化學儲能技術(shù)運行或回收過程存在環(huán)境效益風險，動力電池梯次利用仍存在電池剩余壽命及一致性評估等技術(shù)不成熟的問題。
其二，電力系統(tǒng)的不同應(yīng)用環(huán)節(jié)對儲能裝置的放電時間和功率等級的要求不同，技術(shù)特性的局限決定了某一類儲能技術(shù)只適用于特定應(yīng)用場景。從電力系統(tǒng)需求與儲能技術(shù)的匹配來看，電化學儲能持續(xù)放電時間相對較長，能量轉(zhuǎn)化效率相對較高，充放電轉(zhuǎn)換較為靈活，更適用于削峰填谷、改善電能質(zhì)量、提供緊急功率支撐等對存儲能量規(guī)模、持續(xù)放電時間有一定要求的系統(tǒng)工況要求。通過組合配置不同儲能技術(shù)，可實現(xiàn)不同儲能功能的互補優(yōu)化，更為全面地滿足系統(tǒng)需求。
其三，儲能電站安全性有待提升。隨著電池能量密度和功率密度的提高，發(fā)生事故的危險性將增大。儲能安全事故不僅容易產(chǎn)生火災(zāi)風險、造成人身事故和財產(chǎn)損失，更為不利的是，將嚴重影響政府、業(yè)界和民眾對儲能技術(shù)應(yīng)用的信任度，極大制約產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。
其四，儲能成本是決定儲能技術(shù)應(yīng)用和產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)模的重要參數(shù)。儲能電站全生命周期成本可以分為安裝成本和運行成本，其中安裝成本主要包括儲能系統(tǒng)成本、功率轉(zhuǎn)換成本和土建成本，運行成本則包括運維成本、回收殘值和其他附加成本。同時儲能電站成本還包括融資成本、項目管理費等附加費用。因此，成本偏高成為制約儲能規(guī)?；l(fā)展的關(guān)鍵所在。
從目前各應(yīng)用環(huán)節(jié)看，電儲能設(shè)施未被納入輸配電價，電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展從去年的強勁增長到今年上半年的快速下滑，投資成本疏導和商業(yè)模式有待探索；電源側(cè)盈利較強的調(diào)頻輔助服務(wù)市場競爭日趨激烈，在越來越多的儲能系統(tǒng)集成商以及項目開發(fā)商部署調(diào)頻儲能市場的背景下，價格戰(zhàn)愈演愈烈，在有限的盈利空間中，儲能調(diào)頻項目的投資回報周期正逐漸延長，部分地區(qū)或正逐步退出調(diào)頻市場；用戶側(cè)儲能單個項目規(guī)模小，布局分散，受市場關(guān)注度相應(yīng)下降，發(fā)展速度放緩、峰谷價差套利不確定性增強；雖然從遠期來看，電力系統(tǒng)應(yīng)用儲能的驅(qū)動力是新能源的大規(guī)模應(yīng)用，但是目前國內(nèi)“新能源+儲能”模式推廣和被接受程度還較低，儲能經(jīng)濟性還無法有效激勵新能源電站主動配置儲能解決棄電問題，相關(guān)新能源側(cè)儲能項目仍以示范性質(zhì)為主。“新能源+儲能”模式的盈利主要來源于增加的新能源消納收益以及降低的棄風棄光考核費用等，缺乏儲能與新能源的利益分配機制。光伏配套儲能項目僅在西藏等少數(shù)地區(qū)的度電成本較當?shù)貥藯U上網(wǎng)電價具備競爭力，對全國其他地區(qū)吸引力不強。
當前，中國儲能產(chǎn)業(yè)尚處于市場培育期，構(gòu)建市場應(yīng)用導向的綠色儲能技術(shù)創(chuàng)新體系尤為重要。隨著能源轉(zhuǎn)型持續(xù)深化和儲能技術(shù)不斷成熟、成本不斷下降，儲能有望實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展，未來發(fā)展主要體現(xiàn)在以下幾個方面：
其一，雖然電化學儲能已進入技術(shù)密集突破期，但經(jīng)濟性較抽水蓄能仍存在差距，預(yù)計2025-2030年有望與抽水蓄能持平。
其二，儲能規(guī)模將繼續(xù)保持增長。發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)、應(yīng)急電源等儲能市場將繼續(xù)保持增長，2020年電化學儲能市場裝機有望達到1.6GW左右。
其三，青海和甘肅等西北部省份是我國實施清潔能源戰(zhàn)略的重點區(qū)域，新能源發(fā)電占比較高，在該區(qū)域部署儲能有助于改善新能源并網(wǎng)特性，提高電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，推動新能源在更廣范圍內(nèi)進行消納。預(yù)計2035年新能源裝機將超過9億千瓦，較2020年新增4.7億千瓦以上，若按平均10%的容量配置儲能，可帶來億千瓦級新能源發(fā)電側(cè)儲能市場。
其四，我國目前投產(chǎn)與在建的電網(wǎng)側(cè)儲能主要分布在負荷中心和清潔能源基地。江蘇、河南、湖南、浙江、廣東等省份電力負荷增速屢創(chuàng)新高，同時面臨煤電停緩建帶來的負荷缺口問題，儲能成為解決短時調(diào)峰問題的選擇之一。電網(wǎng)側(cè)儲能成本合理疏導方式制定既需要考慮其準公共產(chǎn)品屬性，也需要結(jié)合容量、電量、輔助服務(wù)等市場建設(shè)推進程度。（作者系中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會秘書長）
