電化學儲能今年增速有望達89%系統成本將理性下降

■ 中國工業報 餘 娜

動力電池的規模化發展正帶動儲能系統成本快速下降，到2020年，在規模效應的拉動下，電池平均成本再降10%將能夠實現。

在政策和市場的雙重促動下，國內儲能產業開啟了規模化應用新曆程。電網側儲能爆發式增長，超過13個省份和地區出臺了相關儲能政策，中國儲能進入GW時代。

隨著新一輪電力體制改革的進一步推進，推動市場化機制和價格機制的儲能政策將為儲能應用帶來新一輪的高速發展，市場需求也將趨於剛性。

“動力電池的規模化發展正帶動儲能系統成本快速下降。儘管相比預期，2018年成本下降幅度有所減緩，但到2020年，在規模效應的拉動下，電池平均成本再降10%將能夠實現。”近日，中關村儲能產業技術聯盟 （CNESA）研究總監嶽芬在 “儲能國際峰會暨展覽會2019”上如是預測。

會上， 《儲能產業研究白皮書 2019》如期發佈。這份已連續發佈九年的白皮書，對2018年全球和中國儲能市場規模、政策、項目、廠商、標準的動態進行了梳理與更新，並進行了最新預測與展望。

儲能經濟性緊追燃氣機組

“儲能進入市場以後，傳統的市場格局悄然變化。在澳大利亞，電力市場獨立運營商AEMO預測，到2020年，儲能可與燃氣調峰電站相競爭。說明從某種意義上，新建儲能機組將比繼續運營燃氣調峰機組成本更低。”嶽芬表示。

據其介紹，2018年全球儲能政策的制訂和出臺都在積極推進。國家層面基本出臺的都是研發類的資金支持，例如美國支持長時間儲能的days計劃，英國支持下一代動力電池的法拉第計劃以及日本支持固態鋰離子電池的研發計劃。

而在市場規則方面，由於近年來電化學儲能參與電力市場遇到了一些共性問題，因此不少國家正通過積極修改市場規則解決問題。 “在方向上主要針對儲能的定義和屬性不清，分佈式儲能如何參與電力市場，儲能參與所有電力市場的一些准入資格，以及各類電價當中如何考慮儲能等幾個維度進行規則調整。”嶽芬介紹。

據中關村儲能產業技術聯盟全球儲能項目庫不完全統計，截至2018年底，全球投運儲能項目累計裝機規模181.0GW，同比增長3.2%。其中，電化學儲能項目的累計裝機規模達 6625.4MW，同比增長126.4%，所佔比重為3.7%，較2017年同期增長了2.0個百分點。

2018年，全球新增投運的電化學儲能項目裝機規模達3698.8MW，同比增長304.6%，主要分佈在全球39個國家和地區中，裝機規模排名前十位的國家分別是：韓國、中國、英國、美國、澳大利亞、德國、日本、比利時、瑞士和加拿大。

對此，白皮書分析認為，與2017年榜單相比，韓國、中國、英國和日本的排名均有上升，且新增投運規模與2017年同期相比均有大幅增長，特別是韓國，一躍升至首位，新增投運規模創紀錄地突破GW，幾乎與排在二至五位國家的規模總和持平，而2017年佔據榜首的美國則下滑至了第四名，德國的排名與2017年持平，其鄰國比利時和瑞士則是第一次進入榜單。

中國儲能進入GW時代

在政策和市場的雙重促動下，國內儲能產業也開啟了規模化應用新曆程。2018年，在國家五部委 《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》的指導下，部分省市、國家電網、南方電網相繼發佈儲能發展指導意見，電網側儲能爆發式增長，超過13個省份和地區出臺了相關儲能政策，中國儲能進入GW時代。

來自中關村儲能產業技術聯盟全球儲能項目庫的不完全統計，截至2018年底，中國投運儲能項目累計裝機規模31.3GW，同比增長8.2%，佔全球市場總規模的17.3%。其中，電化學儲能項目的累計裝機規模達1072.7MW，突破GW大關，佔全球電化學儲能市場總規模的16.2%，同比增長175.2%。

2018年，中國新增投運電化學儲能項目的裝機規模為682.9MW，同比增長464.4%，主要分佈在26個省市中，裝機規模排名前十位的省市區分別是：江蘇、河南、青海、廣東、內蒙古、浙江、貴州、山西、北京和河北。

與2017年榜單相比，江蘇依舊保持榜首位置，且新增投運規模遙遙領先於排在第二位的河南，後者的新增投運規模也創紀錄地首次突破百兆瓦 “大關”，並且與內蒙古、貴州和河北一起成為2018年榜單的新進入者。青海、廣東和浙江的排名均有不同程度的上升，特別是廣東，從後半段一躍躋身進前五，而山西和北京的排名則有所下滑，特別是山西，跌出前三，排到第八名，下滑幅度較大。

“中國電力市場化改革的進程中，也在為儲能量體裁衣。比如，廣東在輔助服務市場制訂的過程中考慮了儲能的快速、精確響應特性，西北區域在兩個細則修訂的過程當中也考慮了可再生能源+儲能的一些積極影響。”嶽芬坦言。

2019年增速或將達到89%

全面爆發的電化學儲能市場，未來增速將達到多少？對此，白皮書預測，截止到2019年底，我國電化學儲能的累計投運規模將達到1.92GW，年增速89%；在“十三五”的收官之年 （即2020年），將延續超過70%的年增長速度；到2021年，儲能的應用將在全領域鋪開，規模化生產趨勢明顯，從而推動儲能系統成本的理性下降。

隨著新一輪電力體制改革的進一步推進，推動市場化機制和價格機制的儲能政策將為儲能應用帶來新一輪的高速發展，市場需求也將趨於剛性，在此背景下，電化學儲能的規模將實現兩連跳，2022年將突破10GW，2023年將接近20GW。

動力電池的規模化發展還在帶動儲能系統成本的快速下降。 “到2020年，電池平均成本再降10%將能夠實現。隨著電池成本下降趨緩，系統層面的下降將很大程度上取決於儲能系統的標準化設計，PCS以及EMS等其他設備的下降空間。”嶽芬預測。

值得注意的是，虛擬電廠的應用從早期為電網提供服務，延伸到為工業用戶或家用用戶服務，顯示了分佈式儲能未來發展的多重可能性。

“從投融資來看，目前儲能企業的投資額正持續上升，不過儲能項目的融資額有所下降。2018年獲得最多投融資的是鋰電技術公司，其次是儲能系統公司，約為1.9億美元。”嶽芬分析。

她進一步透露，從市場格局來看，三大類主體進入儲能領域趨勢明顯，一類是公用事業公司、油氣公司、煤電集團等大型企業，另一類是電力設備相關企業，還有一類是傳統負荷資源相關企業。這些企業與分佈式儲能系統運營商正在開展積極融合。

另據白皮書預測，中國儲能產業短期內將發展更多實用技術，催生更多商業模式。屆時，儲能各應用領域界限將逐漸模糊，無論業主是誰，安裝在何處，儲能都可以被靈活配置，既可以單獨使用，也能以最佳的組合方式，獲取最大效益。

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