2018年以來，國內(nèi)電化學儲能市場出現(xiàn)爆發(fā)式增長，其中電網(wǎng)側(cè)儲能新增裝機比重首次超過用戶側(cè)，占比達到42.85%。但進入2019年，儲能產(chǎn)業(yè)罕見下滑，一季度，國內(nèi)新增投運電化學儲能項目的裝機規(guī)模僅為50.5mw，同比下降13.7%，環(huán)比更是下降84.2%。

本文從電力儲能發(fā)展現(xiàn)狀、儲能政策環(huán)境及各網(wǎng)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(fā)展儲能的意見建議。

一、電力儲能發(fā)展現(xiàn)狀

電能具有發(fā)輸供用實時平衡的特點，儲能技術(shù)的出現(xiàn)，改變了電力工業(yè)即發(fā)即用的傳統(tǒng)模式。當前，儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)細分領域的應用，主要包括可再生能源接入儲能、電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻儲能、配電側(cè)分布式儲能和用戶側(cè)分布式微網(wǎng)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(guī)模180.9gw，其中抽水蓄能裝機規(guī)模最大，占比94%。國內(nèi)已投運儲能累計裝機規(guī)模31.3gw，占全球市場總規(guī)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(nèi)儲能裝機增速看，2018年我國抽水蓄能裝機規(guī)模同比增速為5.3%，國內(nèi)電化學儲能市場出現(xiàn)爆發(fā)式增長，其中電網(wǎng)側(cè)儲能新增裝機比重首次超過用戶側(cè)，占比達到42.85%，累計規(guī)模達266.8mw。

(二)儲能應用現(xiàn)狀：抽水儲能仍然是目前最成熟、最經(jīng)濟的儲能技術(shù)，大規(guī)模應用于系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻和備用領域，抽水蓄能在儲能應用中的主導地位短期內(nèi)仍然不會被動搖。電化學儲能單元成本較高、經(jīng)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(shù)成本進一步降低，電化學儲能各種應用場景正不斷被開發(fā)出來。

二、國內(nèi)電力儲能政策環(huán)境

國家層面：7月1日國家四部委正式發(fā)布的《關于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》2019-2020年行動計劃，成為儲能行業(yè)又一個劃時代意義的文件。行動計劃首次提出要規(guī)范電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展，研究項目投資回收機制，此舉有助于推動電網(wǎng)側(cè)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(fā)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(fā)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(qū)試點第一批電力輔助服務市場。國家電網(wǎng)：2019年2月18日，國家電網(wǎng)發(fā)布《關于促進電化學儲能健康有序發(fā)展的指導意見》，將儲能納入電網(wǎng)規(guī)劃。根據(jù)儲能技術(shù)發(fā)展和規(guī)模增長趨勢，動態(tài)調(diào)整抽水蓄能發(fā)展規(guī)劃，將電網(wǎng)側(cè)儲能視為電網(wǎng)的重要電氣元件和一種技術(shù)方案，進行綜合比選論證。南方電網(wǎng)：優(yōu)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(jié)點分散布置容量適中的儲能項目作為保底電源。

三、各網(wǎng)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(chǎn)32座，裝機2999萬千瓦；在建33座，規(guī)模4305萬千瓦；預計到2020年，裝機規(guī)模將達到4000萬千瓦。下圖中，西北地區(qū)主要集中在新疆、甘肅??；華東地區(qū)主要集中在江蘇、浙江等省份；西南地區(qū)主要集中在云南?。蝗A南地區(qū)集中在廣東??；華北地區(qū)則主要集中在山東、山西和內(nèi)蒙古等省份。華中及東北地區(qū)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(wǎng)省公司電網(wǎng)側(cè)2018年以來電化學儲能建設情況如下表。

四、電化學儲能技術(shù)利弊簡析

2017年以來，在國家有關儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展指導意見下，電力儲能得到快速發(fā)展，尤其是電化學儲能發(fā)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(xiàn)實需求上看：儲能是為了保持電力系統(tǒng)的能量均衡而生。在全球清潔低碳發(fā)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(tǒng)的需求；隨著分布式電源、微網(wǎng)的發(fā)展，在電力市場和峰谷價差背景下，用戶出于節(jié)省支出和套利考慮，也有了發(fā)展儲能的動力。從技術(shù)特性看：儲能服務在電力系統(tǒng)的發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)都可以發(fā)揮作用，被社會上部分企業(yè)、專家渲染為電力系統(tǒng)安全、優(yōu)質(zhì)運行的剛性需求和標配。從儲能電站技術(shù)特性看，儲能設施確能輔助電網(wǎng)安全運行，比如輔助動態(tài)運行、調(diào)頻、調(diào)壓、調(diào)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(zhì)量、緊急備用等等，能夠提升電壓質(zhì)量和電網(wǎng)運行安全水平。不利的一面：成本方面：電化學儲能系統(tǒng)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(jīng)有了顯著下降，但出于經(jīng)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(tǒng)中標單價在 1.9-2.3 元/wh 之間，就電網(wǎng)側(cè)儲能項目來看，系統(tǒng)造價須降至 1.5 元/wh 以下，才有大規(guī)模應用的經(jīng)濟價值。制度方面：2019 年 5 月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合修訂出臺了《輸配電定價成本監(jiān)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(fā)改委《省級電網(wǎng)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(chǎn)范疇，因此儲能設施相關資產(chǎn)對電網(wǎng)企業(yè)來講，不屬于有效資產(chǎn)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(wǎng)側(cè)儲能電站的發(fā)展。技術(shù)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(tǒng)缺乏內(nèi)部可控的安全設計，一旦某個電池出現(xiàn)熱失控，很容易導致儲能系統(tǒng)整體失控，會造成重大火災和輸配線路燒毀等事故，讓業(yè)主、投資者和政策制定者顧慮重重。電網(wǎng)運行檢修方面：用戶側(cè)儲能布局分散，出力具有雙向性、隨機性等特點，對電網(wǎng)來說“不可觀、不可控”，大規(guī)模無序運行將導致系統(tǒng)負荷特性由有序向無序轉(zhuǎn)變，系統(tǒng)調(diào)度和運行模式將發(fā)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(wǎng)協(xié)調(diào)運行難度，對電網(wǎng)檢修人員人身安全構(gòu)成極大威脅。

五、相關建議

(一)電化學儲能技術(shù)及制度環(huán)境尚不成熟，不具備電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模部署條件。技術(shù)、資本和制度安排是推動儲能發(fā)展的“三駕馬車”，目前迫切需要的是能體現(xiàn)儲能價值的新機制，并建立可持續(xù)的商業(yè)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(shù)成本、安全隱患，現(xiàn)階段電化學儲能尚不具備在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模部署的條件。

(二)加強電化學儲能系統(tǒng)并網(wǎng)管理，引領儲能設施安全發(fā)展。盡快研究制定儲能設施設備在并網(wǎng)、計量、安全、消防等關鍵環(huán)節(jié)的標準，明確并網(wǎng)安全技術(shù)要求和業(yè)務辦理流程，并面向全行業(yè)積極推廣，引領電源側(cè)、用戶側(cè)儲能設施安全發(fā)展。積極跟蹤研究儲能應用技術(shù)發(fā)展情況，重點開展電化學儲能系統(tǒng)狀態(tài)評估、運行監(jiān)控及安全防護等關鍵技術(shù)研究，編制、推廣用戶側(cè)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(wǎng)運行、檢修安全。