2018年以来,国内电化学储能市场出现爆发式增长,其中电网侧储能新增装机比重首次超过用户侧,占比达到42.85%。但进入2019年,储能产业罕见下滑,一季度,国内新增投运电化学储能项目的装机规模仅为50.5MW,同比下降13.7%,环比更是下降84.2%。
本文从电力储能发展现状、储能政策环境及各网省公司储能建设基本情况入手,分析了当前储能建设的利弊,并提出发展储能的意见建议。
一、电力储能发展现状
电能具有发输供用实时平衡的特点,储能技术的出现,改变了电力工业即发即用的传统模式。当前,储能技术在电力系统细分领域的应用,主要包括可再生能源接入储能、电网调峰、调频储能、配电侧分布式储能和用户侧分布式微网储能。
(一)储能装机情况:截止2018年,全球投运储能项目累计装机规模180.9GW,其中抽水蓄能装机规模最大,占比94%。国内已投运储能累计装机规模31.3GW,占全球市场总规模的17.3%。预计到2020年底,中国储能市场的累计投运容量将达到45.16GW。从国内储能装机增速看,2018年我国抽水蓄能装机规模同比增速为5.3%,国内电化学储能市场出现爆发式增长,其中电网侧储能新增装机比重首次超过用户侧,占比达到42.85%,累计规模达266.8MW。
二、国内电力储能政策环境
国家层面:7月1日国家四部委正式发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划,成为储能行业又一个划时代意义的文件。行动计划首次提出要规范电网侧储能发展,研究项目投资回收机制,此举有助于推动电网侧储能项目走向市场化。
国家能源局:正会同有关部门研究解决储能发展中政策、法律、投资管理等方面的问题,明确储能的示范任务和发展方向。2017年,国家能源局将东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个地区试点第一批电力辅助服务市场。国家电网:2019年2月18日,国家电网发布《关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》,将储能纳入电网规划。根据储能技术发展和规模增长趋势,动态调整抽水蓄能发展规划,将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案,进行综合比选论证。南方电网:优先利用抽水蓄能电站、变电站改造腾出的土地资源,开展大型储能电站示范项目建设,在关键节点分散布置容量适中的储能项目作为保底电源。
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