2018年中国电化学储能新增装机功率比增316%

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2018年中国电化学储能新增装机功率规模同比增长316%

　　中国电力新闻网 见习记者 邓恢平  通讯员 博乐

　　在4月24日－4月26日召开的第九届中国国际储能大会上，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会在4月26日下午发布《2019储能产业应用研究报告》（简称《报告》）。

　　根据《报告》，截至2018年底，中国储能市场累计装机功率规模 31.2 GW (相比《2018 全球储能应用产业研究报告》,未计入台湾部分),同比增长 7.25%，项目总数345个。其中，抽水蓄能装机功率规模29.99 GW，电化学储能累积装机功率1033.7 MW,占比3.3%，位列第二位；熔盐储热装机功率 211.7 MW；压缩空气、飞轮储能仅有少数示范项目。

　　“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，化学储能项目爆发式增长。” 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇解释。

　　根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计，2018 年我国新增投运储能项目共计 2112.8 MW,108 个储能项目。其中,抽水蓄能装机功率规模 1300 MW(2 个),占比 61.5%；熔盐储热装机功率规模 200 MW(3 个),占比 9.5%；电化学储能装机功率规模 612.8 MW(103 个), 占比 29%。

　　《报告》分析，2019/2021/2023 年预计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 28.6 GW，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具备万亿级市场潜力。

　　2018年是电化学储能的分水岭

　　刘勇提出，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612.8 MW，对比2017年新增功率规模147.3 MW，同比增长316%。”。

　　截至 2018 年底,中国电化学储能市场累积装机功率规模为 1033.7 MW, 同比增长146%；中国电化学储能市场累积装机容量为 3103 MWh，同比增长127%。

　　从技术路线来看，在装机功率占比方面，磷酸铁锂储能技术占比最高,高达 57.8%,其次是铅蓄电池(25.5%)、三元锂电池(10.8%)；在 装机容量占比方面,铅蓄电池占比最高,高达 51.7%，其次是磷酸铁锂(37.0%)、三元锂电池(5.2%)。

　　从应用场景来看，在装机功率占比方面，集中式新能源 + 储能、电源侧调频、电网侧储能、分布式及微网、用户侧(工商业削峰填谷、需求侧响应等)等 5 类应用场景装机分布比较平均,占比分别为 18.5%、16.4%、24%、16.9%、24.6%；在 装机容量占比方面,用户侧(工商业削峰填谷、需求侧响应等)因高的小时率要求,容量装机独占鳌头,装机规模高达 1583.0 MWh,占比 51.0%。

　　从区域装机 TOP10来看，在装机功率排名方面,排名前十位的省市依次是江苏、青海、河南、山西、广东、西藏、内蒙古、河北、湖南、深圳,排 名第一位的江苏装机功率为 277.5 MW。

　　在装机容量排名方面,排名前十位的省市依次是江苏、青海、广东、西藏、河南、河北、山西、深圳、湖南、甘肃, 排名第一位的江苏装机容量为 1540.3 MWh,是第二名青海省的 4 倍。

　　从企业装机排名TOP10来看,在装机功率方面，排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、阳光电源、宁德时代、力神电池,排名第一位的南都电源装机功率为 203.8 MW；装机容量排名方面,排名前五位的企业依次是南都电源、科陆电子、宁德时代、阳光电源、比亚迪,排名第一位的南都电源装机容量为 1336.6 MWh。

　　推动储能发展的五方面建议

　　《报告》预计2019 年预计投运储能项目 1.4-1.5 GW。

　　刘勇解释，新增项目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(华北、华东)。

　　为了更好地推动储能产业的未来快速发展，《报告》提出了技术、安全、标准、市场、政策五个层面地多项建议。

　　首先，在技术层面,一是定制开发适用于储能系统的核心装备;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)污染新型储能技术;四是攻克针对源网荷侧全场景应用的电化学储能系统集成技术;五是打造全国统一储能云平台,促进源网荷储友好互动。

　　其次，在安全层面,一是加强储能核心装备及电网适应性安全监测;二是推进储能安全准则和标准体系建设;三是完善运维管理制度,健全运维标准;四是加强高效运检装备、消防装备研发设计;五是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。

　　再者，在标准层面,一是加强储能技术统一规范、行政审批流程、并网规则、产品检测认证等方面标准建设;二是加强储能系统运输、安装、调试、运维方面的安全性标准建设;三是针对安全性、消防要求、环保、社会经济效益等方面,开展

　　相关评价标准建设;四是探索针对不同应用场景的储能电池产品规格设计标准、拆解规范,以利于后续拆解回收。

　　第四，在市场层面,一是积极推动源网荷侧储能发展,开展源网荷侧储能市场空间挖掘工作;二是积极探索适用不同应用场景的商业模式;三是开展储能电站全生命周期收益评估研究工作,建立针对不同应用场景的收益模型;四是探索商业保险手段,辅助化解电化学储能项目安全生产风险;五是探索合适的融资渠道及方式,提升储能电站收益空间;六是适时布局储能电池回收产业,探索储能产业全闭环产业链建设。

　　最后，在政策层面,一是明确储能电站市场价值,赋予储能电站所提供价值的合理收益;二是建立峰谷电价定期评估和调整机制;三是完善电源侧调频市场机制,包括电储能参与调频的主体地位、收益模式等;四是扩大储能项目采购支持力度,鼓励推出储能项目金融税收优惠政策,税收减免或贷款优惠等;五是针对储能电池回收,建立相应政策规范及合理的补贴引导机制;六是建立储能电池信息管理和全寿命追踪制度。

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