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积极备战,迎接储能的规模化发展

发布日期:2019-08-12 浏览次数:

  2018年是中国储能发展至关重要的一年。在《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》的指导下,随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》配套文件的出台和落实,我国储能市场实现了又一轮高速增长。在政策和市场的双重促动下,储能产业开启了向规模化发展的新历程。

  经过近二十年的发展,历经技术研发、示范应用、商业化初期等阶段,产业逐步走向规模化发展,主要表现在以下几个方面:

  电化学储能累计装机突破吉瓦,市场持续高速发展

  据CNESA最新统计,截至2018年底,中国已投运电化学储能累计装机规模达到1011.5MW,是前18年累计规模的2.6倍,年增长率为160%。同时还有3GW以上在建和规划项目将在未来两三年投运。从规模上看,储能经历了前所未有的发展高潮,累计规模首次突破吉瓦。(2011-2019)年复合增长率为50%,市场容量的基数已经达到一定水平,2018年的高速增长已经不是孤立事件,而是近十年储能稳步持续高增长的延续。产业走向规模化发展的端倪已现。

  近年我国新能源汽车发展增速,刺激着动力电池产能的快速增加。据中国汽车工业协会,电池中国网的数据分析,到2020年我国动力电池的产能将超过200GWh,远超出100GWh的预计需求量,产能面临过剩。但从另一个角度看,产能严重过剩将促使企业为电池销售寻找新出口,电力行业就是一个非常现实的选择,同时动力电池生产制造设施的超速建设冥冥之中也为电力储能规模化生产做好了准备。

  储能在发输配用各领域应用向均衡化发展,多种商业模式在实践中完善

  从应用看,据CNESA数据显示,到2018年底我国电化学储能在集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧四个应用领域的累计安装比例分别为17.8%、14.3%、21.4%、46.5%,一改前几年用户侧一家独大的状况。2018年两个百兆瓦级项目实现了电网侧储能应用零的突破,使储能在四大应用领域均衡发展,市场应用全面铺开。

  从商业化发展角度看,储能的各类应用模式正在发展中不断调整和完善。市场需求逐步扩大,储能厂商对系统运行的管理不断增强,对营销环境的理解逐步加深,也总结出保障可持续盈利的一些必要条件,整体上对于项目的商业化运行实现盈利的掌控性有所提高。大部分情况下,政策对产业发展产生的正面影响要高于负面影响,从市场准入和市场化发展的角度一直给产业很大助力。储能在商业化过程的问题确实不少,最突出的应该是缺乏合理的价格机制保障储能稳定的实现商业价值。虽然还有不少困难,但应用机会难寻的阶段已经过去,储能的发展潜力和发展前景已经不容置疑了。

  具体来说,储能联合火电机组参与调频向多地渗透,根据调节精度、调节效果付费的价格机制正在探索推动中,未来现货市场的建立也将为储能参与调峰调频辅助服务释放更多商业价值。在国内,现阶段用户侧市场的经济性取决于区域的峰谷电价差,2018年部分地区峰谷电价差缩小延长了项目的投资回收期,但从中长期看,储能在用户侧的盈利更应该与其参与需求响应、辅助服务、可再生能源电量交易相关。另一个值得关注的潜力市场是可再生能源场站配置储能,西北能监局发布的新版“两个细则”、《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》和《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》的政策已经在尝试唤醒这个巨大的应用市场,而黄河上游水电公司、华能集团、蒙能集团、鲁能集团和葛洲坝集团等发电企业的积极布局也使我们预感到这个市场有望成为储能应用的下一个增长点。

  非补贴类储能政策推动储能市场化发展,强化生命力

  从光伏、电动汽车行业的支持政策看,补贴是把双刃剑。作为灵活的调节电源,支撑智慧能源、可再生能源、电力系统、交通系统高效发展的新兴技术,储能的政策着眼于开放市场准入、支持建立市场机制和价格机制,重补偿轻补贴。

  国家层面的政策支持体系一旦形成,会带动全国各省市、各相关行业的政策出台。例如,2019年1月30日,南方电网公司内部发布了《关于促进电化学储能发展的指导意见》(征求意见稿),将储能作为推动发展、解决问题的重要手段,密切跟踪储能技术发展,积极推动储能多方应用;2019年2月18日,国家电网公司办公厅印发《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》。文件厘定了国家电网各级公司发展储能的边界与重点,也首度公开明确了国网公司发展储能方向;2019年3月4日,江苏苏州工业园区管委会印发《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》,明确针对在园区备案实施、且已并网投运的储能项目,自项目投运后按放电量补贴业主0.3元/KWh,连补3年。

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