中國儲能網訊：緩解新能源消納、調峰調頻、提高電能質量，儲能在保障電力系統穩(wěn)定運行方面發(fā)揮著重要作用。但與之不相稱的是，該產業(yè)目前仍未進入大規(guī)模商用階段。
近期，國家電網下發(fā)《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》中指出“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設”，儲能產業(yè)的未來發(fā)展再次引發(fā)關注。
中國化學與物理電源行業(yè)協會儲能應用分會統計數據顯示，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業(yè)在商業(yè)模式創(chuàng)新、技術標準建設、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)水平提升及產能規(guī)模擴大使得儲能產業(yè)發(fā)展受益，儲能應用市場向電網側、發(fā)電側、用戶側、5G基站、應急電源、微電網以及社會化服務功能設施等多領域多元化發(fā)展。
但也應看到，盡管政策密集出臺，儲能產業(yè)政策體系整體上仍有待完善。一是相較國外儲能產業(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業(yè)關鍵技術研發(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，雖然調峰調頻等輔助服務市場建設進度加快，但相關服務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，儲能產業(yè)可持續(xù)發(fā)展存在重重阻礙，儲能產品自身的不完善很大程度上制約了產業(yè)發(fā)展，面臨的主要難題體現在四個方面：
其一，不同儲能技術的技術瓶頸存在差異。近年來，雖然電化學儲能技術在能量密度、轉換效率等技術指標上提升較大，但循環(huán)壽命、容量等級等技術指標表現仍離電力系統元件長壽命、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不成熟的問題。
其二，電力系統的不同應用環(huán)節(jié)對儲能裝置的放電時間和功率等級的要求不同，技術特性的局限決定了某一類儲能技術只適用于特定應用場景。從電力系統需求與儲能技術的匹配來看，電化學儲能持續(xù)放電時間相對較長，能量轉化效率相對較高，充放電轉換較為靈活，更適用于削峰填谷、改善電能質量、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工況要求。通過組合配置不同儲能技術，可實現不同儲能功能的互補優(yōu)化，更為全面地滿足系統需求。
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生火災風險、造成人身事故和財產損失，更為不利的是，將嚴重影響政府、業(yè)界和民眾對儲能技術應用的信任度，極大制約產業(yè)健康發(fā)展。
其四，儲能成本是決定儲能技術應用和產業(yè)發(fā)展規(guī)模的重要參數。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成本、功率轉換成本和土建成本，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)展的關鍵所在。
從目前各應用環(huán)節(jié)看，電儲能設施未被納入輸配電價，電網側儲能發(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；電源側盈利較強的調頻輔助服務市場競爭日趨激烈，在越來越多的儲能系統集成商以及項目開發(fā)商部署調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)或正逐步退出調頻市場；用戶側儲能單個項目規(guī)模小，布局分散，受市場關注度相應下降，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，電力系統應用儲能的驅動力是新能源的大規(guī)模應用，但是目前國內“新能源+儲能”模式推廣和被接受程度還較低，儲能經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，相關新能源側儲能項目仍以示范性質為主?！靶履茉?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地區(qū)的度電成本較當地標桿上網電價具備競爭力，對全國其他地區(qū)吸引力不強。
當前，中國儲能產業(yè)尚處于市場培育期，構建市場應用導向的綠色儲能技術創(chuàng)新體系尤為重要。隨著能源轉型持續(xù)深化和儲能技術不斷成熟、成本不斷下降，儲能有望實現規(guī)?；l(fā)展，未來發(fā)展主要體現在以下幾個方面：
其一，雖然電化學儲能已進入技術密集突破期，但經濟性較抽水蓄能仍存在差距，預計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、用戶側、應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特性，提高電力系統靈活調節(jié)能力，推動新能源在更廣范圍內進行消納。預計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)電側儲能市場。
其四，我國目前投產與在建的電網側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峰問題的選擇之一。電網側儲能成本合理疏導方式制定既需要考慮其準公共產品屬性，也需要結合容量、電量、輔助服務等市場建設推進程度。（作者系中國化學與物理電源行業(yè)協會儲能應用分會秘書長）
