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【ESIE2019媒体报道】电网侧储能迎来风口
2019-06-06


本文转载自:《中国能源报》

(2019年05月27日 第08版)

作者:董梓童


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在电网侧储能的带动下,2018年,我国新增投运电化学储能装机达682.9兆瓦,同比增长464.4%,累计装机首次突破吉瓦大关。据预测,到2019年底,我国电化学储能累计投运规模将达到1.92吉瓦,年增速约为89%,2022年有望突破10吉瓦大关,2023年或将接近20吉瓦。

  

  “2019年我国储能产业的春天已经到来。在过去一年里,全国超过13个省市区出台了相关的储能政策,市场活力得到巨大激发。”中关村储能产业技术联盟(CNESA)理事长陈海生在2019年储能国际峰会暨展览会上表示,国内储能应用产业结构分布也发生了明显变化,已经从2017年以前的用户侧为主转变为以电网侧为主。


  储能在电网侧的价值凸显


  据CNESA储能项目数据库数据显示,2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧储能规模为206.8兆瓦,占2018年全国新增储能投运规模的36%,是各类储能应用之首;年增速更是达到2047.5%,呈爆发式增长态势。

  多位业内人士告诉记者,电网侧储能市场的兴起源于电网对储能的“刚需”,在刚过去的2018年,储能在电网侧的价值逐渐显现。

  据了解,电力系统内存在较大频率波动风险,而系统如果相对较小或系统内机组一次调频能力相对不足,就需要储能等快速充放电设备协助确保系统安全稳定运行。建设储能电站可缓解电网部分供电缺口,提高设备的利用效率,降低为满足短时最大负荷所需的电网建设投资。

  在市场需求的驱动下,加之国内电改所释放的政策红利和储能行业数年的积累,江苏、河南的电网侧储能投运项目规模居全国前列,容量十分可观,同时,湖南、甘肃、青海等省区的项目也正在逐步释放,值得期待。

  国家电网湖南电力公司经济技术研究院院长李湘旗介绍,湖南电力系统以水火混合为特点,水电调节性能较弱,火电规模不大,导致“有用电需求的时候没有发电能力,有发电能力的时候没有用电需求”的情况十分突出,最大系统负荷峰谷差率高达54%,这使得发展储能势在必行。

  国家电网能源研究院副院长蒋莉萍认为:“储能参与电力市场的空间,主要取决于国家能源转型目标中对可再生能源发展的要求,也取决于电力市场运行对风电、光伏等新型发电技术的要求。总体来看,在以低碳化为总体目标的能源转型发展之路上,电力市场因储能而丰富,储能因电力市场更具活力。”


  电化学储能装机突破吉瓦大关


  由于电化学储能装置响应时间为毫秒级,响应速度快,跟踪负荷变化能力强,控制精确,且具有双向调节能力和削峰填谷的双重功效,这使得电化学储能在诸多储能技术中脱颖而出,备受电网侧储能的欢迎。

  国家电网调度中心副总工程师裴哲义表示,电化学储能技术已经应用在电力系统的各个环节,未来随着新能源装机规模的快速发展,储能可以在改变新能源涉网性能、火电联合调频、黑启动等方面发挥重要作用。

  “2018年,我国新增投运电化学储能项目的装机规模为682.9兆瓦,同比增长464.4%,是除韩国之外增幅最大的国家。至此国内电化学储能项目的累计装机规模达1072.7兆瓦,突破吉瓦大关,占全球电化学储能市场总规模的16.2%。”CNESA研究总监岳芬介绍。

  在规模化之外,储能产业商业化也在加速推进。据了解,目前储能电池的成本正以每年20%至30%的速度降低,2018年已迎来行业拐点:1.5元/瓦时的系统成本线屡屡突破,电芯制造成本降至0.5-0.7元/瓦时。

  岳芬认为,随着成本的持续走低及应用领域的铺开,预计未来5年,我国电化学储能市场还将迎来大幅增长。

  CNESA研究部预测,到2019年底,我国电化学储能的累计投运规模将达到1.92吉瓦,年增速约89%,在“十三五”收官之年,将延续超过70%的年增长速度,并在短期内实现两连跳,2022年突破10吉瓦大关,2023年接近20吉瓦。

  记者在展会上注意到,今年参展企业的产品也都重点关注电网侧,新技术包括并联直流母线的储能系统、高压级联、智能测控升压一体机等,主要是从高电压、高安全等需求出发考虑。


  价格机制亟待建立


  虽然电网侧储能呈现蓬勃发展之势,但在今年4月,国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》,明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用,不得计入输配电定价成本,这意味着输配电价还不能成为储能行业新的可行商业模式。

  “储能作为一个新兴市场,产业整体成熟度还不够,不能简单套用成熟市场的模式。”北京索英电气技术有限公司董事长王仕城说。

  清华大学电机系教授夏清表示,电储能技术开启电网智能柔性、经济高效的新业态,新业态需要制度创新,只有产业政策的激励,才能推动电网侧储能朝着更高质量、更有效率、更可持续的方向发展。

  夏清提出,应建立市场化的回报机制,分阶段发展适应性的商业模式,以市场促进储能产业发展;应推动与完善电力现货市场体系建设,建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制等。

  另有部分企业认为,在产业发展初期阶段,仍需要政府提供补贴的支持。

  CNESA储能专委会秘书长张静则表示,补贴“只能管一时而不能管一世”,建立市场机制和价格机制更有助于产业的健康发展。