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我国是能源生产和消费大国,既需要节能减排,也需要源源不断地能源生产,这都离不开储能。如今,不论是光伏、风电、水电,还是电网或内燃机分布式能源,都在积极推进储能应用,储能,正以高速发展态势走进我们的能源领域。
截至2017年底,我国已投运储能项目累计装机规模28.9GW,同比增长19%,其中抽水蓄能占到99%。
2017年我国储能市场新增投运储能项目总规模121MW,涉及集中式可再生能源并网、辅助服务、用户侧三个领域。从全国范围来看,各地都在积极结合自身实际需求,在积极推行储能项目应用。
集中式可再生能源并网领域
以青海和吉林较具代表性,前者积极探索光储商业化,后者则是将电储能与储热综合应用试点。
辅助服务领域
联合火电机组参与调频业务,在京津唐、山西地区应用较广泛。
用户侧
到用户侧,能应用储能,自然是峰谷价差大的地区,因而在经济条件较好的江苏、北京、广东等地区,正在展开“投资+运营”商业模式的有益尝试。
2017年新增投运的电化学储能项目从应用分布上看,如下图所示,用户侧新增装机规模所占比重最大,为59%,其次是集中式可再生能并网25%。
2017年锂离子电池和铅储电池基本平分中国市场份额,且整体上锂离子电池略高于铅储电池,锂离子电池在新能源汽车应用较广。但各类应用领域上看,新增投运电化学储能项目中用户侧铅储电池比例占到77%,而辅助服务、集中式可再生能源并网领域锂离子电池占绝对优势,分别占到100%、83%。
2017年我国储能项目无论在地域应用的广度,还是三大应用领域的量级变化上,都可以看出储能已经逐渐成为能源行业新生力量。当然,除了储能自身的发展潜力外,在很大的程度上也离不开政府政策的积极支持。
国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》,作为在国家层面对储能项目进行指导的文件,打开了储能项目大范围推广的大门。随后山西、江苏、广东、北京、福建等地方也积极出台政策支持和指导储能项目,带来了一系列政策“东风”。
那么,如今的储能技术如何呢?
这个我们还要从电池研发和制造能力来看。
根据CNESA研究部的调研,行业主要电池厂商动力电池系统成本水平已经从2014年的3元/Wh降低到2017年1.5元/Wh。电池的正极也经历着从523到662再到811的路径,向高镍化演进,储能技术研发应用处在发展快车道。
储能巨大的价值在于微电网、调频以及多能互补,尤其是在清洁能源大跨步向前发展的今日,储能显得尤为重要。综合抽水蓄能、压缩空气储能、电化学储能的发展趋势,在不包括储热的情况下,预计到2020年底,我国储能技术总装机规模将达到41.99GW,爆发了巨大潜力,成为能源行业一股强劲的新生力量。
(数据来源:中国能源研究会储能委员会、中电传媒电力传媒数据研发中心)
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