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中国电化学储能暴增 千亿蓝海待启

来源:钜大LARGE    2019-05-21    点击量:65

“2018年,抽水蓄能电站建设稳步进行,基于光热电站的熔盐储热项目发展加速,化学储能项目呈爆发式增长。”在国际储能大会上,?#30340;?#20154;士掷地有声。


会上,《2019储能产业应用研究报告》(以下简称《报告》)如期发布。这份由中国化学与物理电源行业储能应用协会产业政策研究中心牵头撰写的《报告》预测,2019年、2021年、2023年将是中国电化学储能产业发展较为重要的时间拐点;预计到2025年,中国电化学储能市场功率规模约28.6GW,以储能工程项目作为计量,市场份额将达到1287亿元,整个产业的市场规模?#27493;?#20855;备万亿级市场潜力。


“应该看到,储能前景虽好,但也面临一些发展难题,如储能?#38469;踔掷嚳倍啵?#32570;乏标准判断;储能价值没有得到充分的价格表现;储能市场环境有待培育;电化学储能?#38469;?#30340;安全?#38498;?#20351;用寿命有待实践检验,距离规模应用尚有较大差距等。”?#30340;?#20154;士如是说。


电化学储能迎来分水岭


来自储能应用分会的数据显示,2018年我国新增投运储能项目?#24067;?112.8MW,储能项目108个。其中,抽水蓄能装机功率规模1300MW(2个),占比61.5%;熔盐储热装机功率规模200MW(3个),占比9.5%;电化学储能装机功率规模612.8MW(103个),占比29%。


“2018年是中国电化学储能发展史的分水岭。一方面是因为电化学储能累积装机功率规模首次突破GW,另一方面是因为电化学储能呈现爆发式增长,新增电化学储能装机功率规模高达612.8MW,对比2017年新增功率规模147.3MW,同比增长316%。”?#30340;?#20154;士表示。


“中国储能市场累计装机规模31.2GW,主要以抽水蓄能为主(29.99GW,占比96.0%),但电化学储能(1033.7MW,占比3.3%)和熔盐储热(211.7MW)得到了快速发展。”中国科学院电工研究所研究员、储能应用分会副秘书长陈永翀介绍,“以电化学储能为例,截至2018年底,中国电化学储能?#38469;?#21151;率和容量装机主要以磷酸铁锂、铅蓄电池为主。另有多种?#38469;?#22312;各自使用领域存在示范应用。”


具体来看,在中国电化学储能市场的应用场景中,“新能源+储能”主要分布在风光资源丰富的青海、河北、西藏、甘肃;“电源侧调频”主要部署在调频收益较高的山西、内蒙古、广东等省区;“电网侧储能”主要分布在市场推广较早的江苏、河南以及后续进展较快的湖南、甘肃、浙江;“分布式及微网”则集中在工商业发达或供电紧缺且风光资源较为丰富的三北及东南沿海地区;“工商业削峰填谷”则主要集中在工商业发达且峰谷电价差较高的地区。


另据《报告》统计显示:截至2018年底,?#27809;?#20391;(工商业削峰填谷+需求侧响应)和电网侧储能装机比例各为24.6%和24.0%,分列一、二位。“应该看到,?#27809;?#20391;储能市场火爆的背后,运营商正面临沉重的?#24335;?#38142;压力、高投资风?#21344;?#38271;投资回报期,?#38469;?#22914;何推动值得关注;电网侧储能大幕已然拉开,但盈利模式中的核算机制仍较为复杂。?#32972;?#27704;翀提醒。


1.4GW储能项目年内有望投运


对于2019年全国储能项目即将投运的量级,《报告》也给予了专业预测:1.4GW~1.5GW。


?#30340;?#20154;士解释,新增项目将主要来自电源侧调频(三北、广东)、集中式可再生能源并网(甘肃、青海)、电网侧储能(江苏II期、河南II期、湖南、甘肃、浙江I期)、分布式及微网项目(华北、华东)。


“到2020年,预计投运规模约2.8GW。辅助服务政策初步完善,市场从三北、广东向其它省份?#30001;歟?#20648;能?#38469;?#24230;电成本进一步降低,工商业削峰填谷储能市场打开。电源侧调频和工商业削峰填谷预计进入商业化初期。2023年,预计投运规模约5.6GW。储能电池度电成本有望降至0.3元/kWh,新能源+储能商?#30340;?#24335;进入市场可接受期。?#32972;?#27704;翀补充说。


值得一提的是,为更好推动储能产业的快速发展,《报告》还从?#38469;酢?#23433;全、标准、市场、政策五个层面提出了建议。


在?#38469;?#23618;面,一是定制开发适用于储能?#20302;?#30340;核心装备;二是定制开发适用于不同应用场景的不同小时率储能产品;三是攻克新一代高安全、长寿命、低成本、易回收、无(或少)污染新型储能?#38469;酰?#22235;是攻?#33487;?#23545;源网荷侧全场景应用的电化学储能?#20302;?#38598;成?#38469;酰?#20116;是打造全国统一储能?#30772;?#21488;,促进源网荷储友?#27809;?#21160;。


在安全层面,应建立合理的储能电站退役机制,避免长服役周期下的不确定性安全风险。


在标准层面,应加强储能?#38469;?#32479;一规范、行政审批流程、并网规则、产品检测认证等方面标准建设。


在市场层面,应积极探索适用不同应用场景的商?#30340;?#24335;,并适时?#23395;?#20648;能电池回收产业。


在政策层面,要明确储能电站的市场价值,赋予储能电站所提供价值的合理收益。


“还应看到,磷酸铁锂?#38469;?#36335;线上,相关企业将分阶段在电源侧调频兼容量服务、户用储能、电网侧储能、新能源+储能领域逐步实现规模化应用,并陆续?#32456;计?#23427;类型电池储能?#38469;?#30340;市场空间。三元锂电池具备与磷酸铁锂竞争的条件,但安全是其首要解决的核心问题。钛酸锂电池在快速调频领域的示范及商业应用逐步增多,但一次性投资成本过高仍是限制其发展的主要瓶颈。?#32972;?#27704;翀分析。


他同时提醒,梯次利用电池在?#27809;?#20391;、备用电源等相对温和环境方面的应用也日渐增多,随着退役动力锂电池规模日益庞大,产?#26041;?#39537;动市场留给其应用空间。此外,铅炭电池、液流电池、新型电池储能?#38469;躋步?#38470;续进入储能应用的视野,或根据自身独特优势,决定其在储能市场的竞争力。


“下一步,新能源+储能将仍以三北地区集中式为主,逐步向中东部地区分布式扩散;电源侧调频将以试点区域为引领,逐步向华东、华中区域?#30001;歟?#20013;长期电网侧储能将以尖峰电力缺口较大且新能源渗透?#24335;?#39640;的区域为主。而拥有自主知识产权的高安全、低成本、长寿命、具有环保效益好的储能?#38469;?#21644;企业或将独领风骚。”?#30340;?#20154;士预测。


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