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截至去年底 我国已投运储能项目装机占全球市场17.3%

2019-08-22 浏览次数:1,332 次 新能源网新能源通

■目前整个储能行业正处于向商业化过渡的关键时期,安全、成本、回收是全球储能产业面对的共性难题。

■储能产品品质良莠不齐,一些企业用劣质产品低价冲击市场,对储能产业的健康发展非常不利,储能标准体系建设已迫在眉睫。

■业内一致认为,应加强政策引导、加快储能参与电力市场化进程、加速行业标准出台、持续推进储能技术创新。

“在全球储能技术创新和产业竞争的赛场上,中国正在以日新月异的创新力和竞争力,加速从跟跑者向并跑和领跑者的角色切换。”8月9日,在西安举行的第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会上,中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇说。

从跟跑到领跑离不开量的积累。中关村储能产业技术联盟的统计数据显示,截至2018年底,我国已投运储能项目累计装机规模31.3GW,占全球市场总规模的17.3%。我国储能行业已开启规模化应用发展的新阶段。

1、储能应用在各个领域全面铺开

在国家政策和地方相关落地措施的推动下,储能的市场空间不断拓展,可再生能源并网、电网辅助服务、电网输配、分布式及微网、用户侧等应用场景中,处处可见储能的身影。

在光伏、风电基地布局储能项目,通过平滑输出、参与调峰调频,提高电能质量,可有效缓解新能源消纳问题。“在光伏电站应用储能技术,可切实解决弃光问题,是实现可再生能源大规模接入电网的重要手段。同时,它也是分布式微电网、智能电网系统的重要组成部分,在未来的能源互联网中具有举足轻重的地位。”华能集团清洁能源技术研究院有限公司新能源技术部高级工程师朱连峻指出。

作为国家清洁能源示范省,青海省在电力辅助服务市场建设过程中,率先实践应用共享储能理念,通过“源网储”实时联合调度控制,提升电网调峰能力。“目前只有鲁能多能互补储能电站满足共享储能市场化交易准入条件,自6月份市场开始运行至8月5日,共享储能电站通过集中交易和调度调用两种模式,累计充电电量266万千瓦时,累计放电电量224万千瓦时。”西北能源监管局市场监管处副处长吕锐说。

在我国储能推广应用过程中,部分地方政府和地区还结合自身资源优势和电源结构特点,进行了一些开创性的“先行先试”大型储能示范项目建设,如甘肃720MWh网域大规模储能电站项目、大连200MW /800MWh全钒液流电池储能电站、江苏镇江百兆瓦储能项目等。“这些‘先行先试’重大储能项目对于验证大型化学储能技术可行性、推动能源重大技术国产化、促进储能产业健康发展具有十分重要的现实意义。”刘勇表示,“随着能源转型持续深化和储能技术不断成熟,储能有望实现与新能源及各类传统灵活调节电源协同发展。”

2、规模化推进仍面临诸多挑战

储能产业方兴未艾,规模化推进依然面临诸多严峻挑战。“目前整个储能行业正处于向商业化过渡的关键时期,安全、成本、回收是全球储能产业面对的共性难题。”刘勇一语中的。

“电化学储能技术路线众多,不管是哪一种电池,都各有优缺点。比如铅酸电池寿命短,锂离子电池安全性问题突出。现在还没有一种电池能同时满足容量高、规模化、成本低、寿命长的要求。”西安交通大学电气工程学院教授、国家能源重点实验室常务副主任宋政湘表示。

国家能源分布式能源技术研发中心特聘研究员周锡卫进一步指出,储能系统主要设备选型方面,尤其要注意安全性。目前储能产品品质良莠不齐,一些企业用劣质产品低价冲击市场,对储能产业的健康发展非常不利。储能标准体系建设已是迫在眉睫。

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