中关村储能产业技术联盟不完全统计,我国已投运储能项目的累计装机规模达到31.3GW,其中电化学储能技术的累计装机规模首次突破GW,达到1.07GW。

宁德时代

目前来看,我国储能技术应用已初具规模化,据中关村储能产业技术联盟不完全统计,我国已投运储能项目的累计装机规模达到31.3GW,其中电化学储能技术的累计装机规模首次突破GW,达到1.07GW。

2019年,我国电化学储能技术应用进入了“GW发展新时代”。而在过去一年里,我国新增电化学储能应用装机规模接近700MW,新增装机容量和累计装机容量跃居世界前三之列。

可以说,在《关于促进储能技术与产业发展指导意见》下发之后,我国储能产业发展进入后指导意见的快速发展阶段,储能技术已具备商业化发展应用基础,也更需要政策和市场机制的保驾护航。但在我国储能产业发展“繁荣”背后,政策和市场机制尚不能与产业发展同步,有必要提前设计和布局以支持我国储能产业健康有序发展。

储能应用领域矛盾突显

2017年,在典型储能技术供应商的推动下,我国用户侧储能在江苏、广东、北京等地快速落地,2018年用户侧储能推广热度未减,规模化部署的态势并未停步,但降电价措施还是给用户侧储能系统应用泼了“一盆冷水”,刺激着用户侧储能系统运营商的神经,并拉紧了投资准绳;恰逢国内外储能安全事故频发,安全风险不容忽视,已建成投运室内储能项目特别是大型商业综合体储能项目安全隐患突现,原有大规模部署的“高度热情”转为冷静思考后的重新布局。

而从2018年起,电网公司积极推动储能技术应用,国家电网和南方电网先后发布“储能指导意见”,电网公司的参与为储能产业发展注入了强心剂,也开创了电网侧储能应用的新局面。江苏、河南、湖南、北京、浙江等地推动电网侧储能规模化部署,一时将我国电网侧储能装机规模占比从3%推进至21.4%。

在国外开放电力市场国家,面对电网企业对运营储能系统的需求,国外监管机构提出了不同的处理方法,英国将储能定位为发电资产,并在政策中考虑禁止电网运营直接拥有和运营储能系统;美国则允许电网和社会资本共同投资储能项目,但限制电网拥有储能系统项目规模不得超过其总采购目标的50%,监管机构也正在研究利用成本定价和市场两种方式回收项目投资成本的监管规则。

目前,国内还缺少针对电网侧储能项目的考核和激励机制,但规模化应用的项目已在电力系统中inengyuan.com 035发挥调节作用,电网企业对储能的投入也正在“倒逼”政府落实相关政策。而在监管机制和市场机制并不到位的情况下,如《输配电定价成本监审办法》所述,暂不能在输配电价中对储能成本费用予以认定。

现阶段,电网侧储能价值和收益渠道无法明确,已投运项目运营效果和规划在建项目的落地受到影响,机制的不健全将影响电网侧储能的下一步发展。

除用户侧和电网侧储能应用外,辅助服务和集中式可再生能源并网领域储能应用仍面临诸多市场问题,市场规则尚不能完全体现灵活性调节资源的功能价值,各类应用市场长效机制有待建立,现有考核和激励机制也不能完全撬动储能与可再生能源结合应用。

政策和市场机制相对滞后

在国内政策和市场环境缺失的情况下,我国储能项目装机容量排在世界前三之列。面对我国储能的规模化应用,我国储能产业政策和市场环境滞后于产业发展,现阶段需要解决的主要问题包括以下几个方面:

1.安全管理、环保要求需要提前规划设计

电力系统用储能系统安全问题显现,尚未有统一、明确的储能系统安全评价和电网接入的管理要求;针对已投运储能项目,也缺少统一规范的消防安全管理办法;面对大规模储能系统应用,环境评价要求、储能系统的退役回收要求并不明确,由此带来的安全和环境负面影响决定了产业发展的命运。

2.缺少对储能系统的综合认定

“指导意见”强调了储能系统项目可履行备案制,但各地方鲜有操作规程,发改、消防、土地、环保、交通等部门尚难对储能系统项目进行综合认定,储能系统身份急需得到明确。因此,除少数省份外,现有已投运储能项目多数为“违规”建设项目,少数甚至可以称之为“违建”项目。此外,储能系统并网环节面临重重阻力,目前,低压并网方案设计并不利于未来储能资源的整合调度和利用。

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