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電力儲能發展現狀及前景分析

發表時間: 2019-09-17 15:52:41

作 者: 劉永生

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    2018年以來,國內電化學儲能市場出現爆發式增長,其中電網側儲能新增裝機比重首次超過用戶側,占比達到42.85%。但進入2019年,儲能產業罕見下滑,一季度,國內新增投運電化學儲能項目的裝機規模僅為50.5MW,同比下降13.7%,環比更是下降84.2%。本文從電力儲能發展現狀、儲能政策環境及各網省公司儲能建設基本情況入手,分析了當前儲能建設的利弊,并提出發展儲能的意見建議。


一、電力儲能發展現狀

 

     電能具有發輸供用實時平衡的特點,儲能技術的出現,改變了電力工業即發即用的傳統模式。當前,儲能技術在電力系統細分領域的應用,主要包括可再生能源接入儲能、電網調峰、調頻儲能、配電側分布式儲能和用戶側分布式微網儲能。

 

(一)儲能裝機情況:截止2018年,全球投運儲能項目累計裝機規模180.9GW,其中抽水蓄能裝機規模最大,占比94%。國內已投運儲能累計裝機規模31.3GW,占全球市場總規模的17.3%。預計到2020年底,中國儲能市場的累計投運容量將達到45.16GW。從國內儲能裝機增速看,2018年我國抽水蓄能裝機規模同比增速為5.3%,國內電化學儲能市場出現爆發式增長,其中電網側儲能新增裝機比重首次超過用戶側,占比達到42.85%,累計規模達266.8MW

 

 

 

 

 

(二)儲能應用現狀:抽水儲能仍然是目前最成熟、最經濟的儲能技術,大規模應用于系統調峰、調頻和備用領域,抽水蓄能在儲能應用中的主導地位短期內仍然不會被動搖。電化學儲能單元成本較高、經濟性不足,但相比物理儲能效率更高、配置靈活、響應更快速,隨著技術成本進一步降低,電化學儲能各種應用場景正不斷被開發出來。

 

 

二、國內電力儲能政策環境

 

    國家層面:71日國家四部委正式發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》2019-2020年行動計劃,成為儲能行業又一個劃時代意義的文件。行動計劃首次提出要規范電網側儲能發展,研究項目投資回收機制,此舉有助于推動電網側儲能項目走向市場化。

 

    國家能源局:正會同有關部門研究解決儲能發展中政策、法律、投資管理等方面的問題,明確儲能的示范任務和發展方向。2017年,國家能源局將東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等8個地區試點第一批電力輔助服務市場。國家電網:2019218日,國家電網發布《關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》,將儲能納入電網規劃。根據儲能技術發展和規模增長趨勢,動態調整抽水蓄能發展規劃,將電網側儲能視為電網的重要電氣元件和一種技術方案,進行綜合比選論證。南方電網:優先利用抽水蓄能電站、變電站改造騰出的土地資源,開展大型儲能電站示范項目建設,在關鍵節點分散布置容量適中的儲能項目作為保底電源。

 

三、各網省公司儲能項目開工建設情況

 

(一)抽水儲能建設情況:截至2018年底,我國抽水蓄能電站已投產32座,裝機2999萬千瓦;在建33座,規模4305萬千瓦;預計到2020年,裝機規模將達到4000萬千瓦。下圖中,西北地區主要集中在新疆、甘肅省;華東地區主要集中在江蘇、浙江等省份;西南地區主要集中在云南省;華南地區集中在廣東省;華北地區則主要集中在山東、山西和內蒙古等省份。華中及東北地區主要集中在湖南省、遼寧省。

 


 

(二)電化學儲能項目建設情況(2018年以來)

 

各網省公司電網側2018年以來電化學儲能建設情況如下表。

 

 

四、電化學儲能技術利弊簡析

 

2017年以來,在國家有關儲能產業發展指導意見下,電力儲能得到快速發展,尤其是電化學儲能發展迅猛。下面重點就電化學儲能利弊做簡要分析。

 

     有利的一面:從現實需求上看:儲能是為了保持電力系統的能量均衡而生。在全球清潔低碳發展大潮下,新能源裝機快速上升,無論是風電、光電、還是火電廠,為了增加出力、平滑曲線,有了加裝儲能系統的需求;隨著分布式電源、微網的發展,在電力市場和峰谷價差背景下,用戶出于節省支出和套利考慮,也有了發展儲能的動力。從技術特性看:儲能服務在電力系統的發、輸、配、用各個環節都可以發揮作用,被社會上部分企業、專家渲染為電力系統安全、優質運行的剛性需求和標配。從儲能電站技術特性看,儲能設施確能輔助電網安全運行,比如輔助動態運行、調頻、調壓、調峰、備用容量、無功支持、可再生能源平滑輸出/削峰填谷、爬坡率控制、電能質量、緊急備用等等,能夠提升電壓質量和電網運行安全水平。

     不利的一面:成本方面:電化學儲能系統造價中,電池成本占比約60%。儲能關鍵原材料價格維持較高位置,度電單位成本高居不下。就應用最廣泛的鋰電池看,盡管鋰電池成本已經有了顯著下降,但出于經濟性考慮,仍不具備競爭力。2018 年典型的磷酸鐵鋰集裝箱式儲能項目的系統中標單價在 1.9-2.3 /Wh 之間,就電網側儲能項目來看,系統造價須降至 1.5 /Wh 以下,才有大規模應用的經濟價值。制度方面:2019 5 月,國家發展改革委、國家能源局聯合修訂出臺了《輸配電定價成本監審辦法》,明確抽水蓄能電站、電儲能設施不能納入輸配電成本。國家發改委《省級電網輸配電價定價辦法》(征求意見稿)第九條,抽水蓄能電站、電儲能設施不得納入可計提收益的固定資產范疇,因此儲能設施相關資產對電網企業來講,不屬于有效資產范疇,其建設投入資金無法通過輸配電價獲得補償,后期運維成本也沒有資金支撐,不利于電網側儲能電站的發展。

     技術安全方面:安全問題所帶來的消極因素更為突出。儲能鋰電池系統缺乏內部可控的安全設計,一旦某個電池出現熱失控,很容易導致儲能系統整體失控,會造成重大火災和輸配線路燒毀等事故,讓業主、投資者和政策制定者顧慮重重。

     電網運行檢修方面:用戶側儲能布局分散,出力具有雙向性、隨機性等特點,對電網來說“不可觀、不可控”,大規模無序運行將導致系統負荷特性由有序向無序轉變,系統調度和運行模式將發生巨大變化。更嚴重的是,儲能設施非受控功率倒送,增加電網協調運行難度,對電網檢修人員人身安全構成極大威脅。

 

五、相關建議

 

(一)電化學儲能技術及制度環境尚不成熟,不具備電網側大規模部署條件。技術、資本和制度安排是推動儲能發展的“三駕馬車”,目前迫切需要的是能體現儲能價值的新機制,并建立可持續的商業模式,讓參與各方獲取實實在在的真金白銀。但是,我國當前儲能服務缺乏明確量化的市場定價體系和機制,單一的價差回收模式吸引力不足,加之技術成本、安全隱患,現階段電化學儲能尚不具備在電網側大規模部署的條件。

 

(二)加強電化學儲能系統并網管理,引領儲能設施安全發展。盡快研究制定儲能設施設備在并網、計量、安全、消防等關鍵環節的標準,明確并網安全技術要求和業務辦理流程,并面向全行業積極推廣,引領電源側、用戶側儲能設施安全發展。積極跟蹤研究儲能應用技術發展情況,重點開展電化學儲能系統狀態評估、運行監控及安全防護等關鍵技術研究,編制、推廣用戶側儲能電站典型設計、防火防爆典型安全方案等,確保公司電網運行、檢修安全。(作者:劉永生國網四川省電力公司經濟技術研究院)

 



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