提升经济性及安全性是我国电化学储能发展关键-北极星储能网

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在经历了2018年的高速增长之后，我国电化学储能市场在今年遭遇“寒流”，今年前三季度新增装机规模出现下滑。究其原因，一是政策明确了“电网企业投资的电储能设施不计入输配电定价成本”，给快速布局的电网侧储能按下了“减速键”；二是近期储能安全事故频发引发各方对储能安全的担忧，资本热情消减、回归理性，投资更加谨慎。业内认为，提升电化学储能的经济性和安全性是破解当前行业困局的关键。

中关村储能产业技术联盟的最新统计数据显示，截至2019年9月底，我国电化学储能累计装机规模为128.03万千瓦，较2018年底增长了19.4%。今年1-9月，我国新增投运电化学储能装机规模为20.76万千瓦，同比大幅下降37.4%。而截至2018年底，我国电化学储能累计装机规模同比增长了175.2%，2018年全年新增装机规模增速则高达464.4%。

中关村储能产业技术联盟研究经理孟海星告诉记者，企业对储能行业投资热情放缓，一是因为去年装机增长较快，市场存量需要消化；二是受今年降电价、规范输配电价等政策影响，储能成本无法疏导，经济性难以维系。“今年全年我国电化学储能新增装机规模有可能出现下降。”孟海星表示。

目前储能项目普遍面临盈利困难的问题，对此，国网浙江电科院专家赵波认为，这主要是由于储能度电成本仍比较高、电池质量良莠不齐、系统集成水平不高、国内电力辅助服务市场还未真正形成、电站运营模式单一等问题导致的。

据国网能源研究院研究员元博介绍，2018年，我国电化学储能电站的全寿命周期成本约为0.4-0.8元/千瓦时，而目前应用最为广泛的抽水蓄能电站全寿命周期成本仅为0.15-0.25元/千瓦时。

电化学储能技术配套产品不完善、缺乏合适的盈利模式也制约着电化学储能的经济性。超威集团研究院院长刘孝伟告诉记者，目前电化学储能技术成本比较高，储能系统寿命有待提高，安全性等性能也需提升，同时现在也缺乏成熟的电池管理产品。加之我国储能市场仍处于起步阶段，缺乏明确的储能定价机制，导致目前储能项目很难实现盈利。但是，目前电化学储能的技术发展很快，循环寿命不断提升，价格不断下降，其技术性能有望在近几年获得突破。

此外，近期国外储能项目安全事故频发，电化学储能项目安全问题备受关注。元博表示，除了技术本身的局限性，电池管理系统、逆变器等技术水平参差不齐、储能安全责任主体不清晰等也是影响储能项目安全性不可忽视的因素。元博说：“安全事故严重影响政府、业界、民众对储能的信任度，恶化产业发展环境，极大制约产业的健康发展。”

尽管当前电化学储能产业增速放缓，但储能作为新兴行业仍有巨大发展潜力，企业也在纷纷储备相关技术，积极部署未来储能市场，而辅助新能源并网有望成为未来电源侧储能市场的主流。

刘孝伟指出，新能源大多是不稳定的能源，需要有储能系统来进行调节，提升电网对新能源的消纳能力。因此，发展电化学储能技术可以对新能源发展形成强大支撑。据国网能源研究院预测，我国新能源装机规模到2020年能够达到4亿至5亿千瓦，到2035年将超过9亿千瓦。如果按平均10%的容量配置储能，可带来亿千瓦级的新能源侧储能市场。

为保障电网安全运行，以国家电网为首的大型能源企业2018年在江苏、河南等地投运了百兆瓦级的电网侧储能项目，推动了2018年我国电化学储能市场的大爆发。由于之前规划的项目陆续投运，今年上半年电网侧储能新增装机规模的增速仍高达189.8%，是唯一实现新增装机规模增长的电化学储能应用领域。

此外，电池制造商也纷纷开始布局储能市场。早在2017年，超威集团下属超威电力有限公司就参与了浙江省湖州市长兴新能源小镇“源网荷储售”一体化能源互联网示范项目。今年，超威与国电南瑞合作西藏储能项目，为后者提供标准模块化的集装箱铅炭电池储能系统。此外，超威还与国电南瑞合作承担国家电网“模块化通用型储能预制舱技术研究”课题，主攻铅炭储能电池技术的研究。

专家认为，现阶段，我国电化学储能正处于从示范应用到逐步推广的阶段，完整的产业链条正在逐步形成。通过完善储能市场价格机制，提升产业技术水平，储能市场发展潜力仍然可期。

原标题：提升经济性及安全性是我国电化学储能发展关键

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