电力储能发展现状及前景分析

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。

（来源：微信公众号“中国电力知库” ID：pkthinker 作者：刘永生）

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）储能应用现状：抽水储能仍然是目前最成熟、最经济的储能技术，大规模应用于系统调峰、调频和备用领域，抽水蓄能在储能应用中的主导地位短期内仍然不会被动摇。电化学储能单元成本较高、经济性不足，但相比物理储能效率更高、配置灵活、响应更快速，随着技术成本进一步降低，电化学储能各种应用场景正不断被开发出来。

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。

三、各网省公司储能项目开工建设情况

（一）抽水储能建设情况：截至2018年底，我国抽水蓄能电站已投产32座，装机2999万千瓦；在建33座，规模4305万千瓦；预计到2020年，装机规模将达到4000万千瓦。下图中，西北地区主要集中在新疆、甘肃省；华东地区主要集中在江苏、浙江等省份；西南地区主要集中在云南省；华南地区集中在广东省；华北地区则主要集中在山东、山西和内蒙古等省份。华中及东北地区主要集中在湖南省、辽宁省。