“2018年，抽水蓄能电站建设稳步进行，基于光热电站的熔盐储热项目发展加速，化学储能项目呈爆发式增长。”在近日召开的第九届中国国际储能大会上，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇掷地有声。
会上， 《2019储能产业应用研究报告》（以下简称 《报告》）如期发布。这份由中国化学与物理电源行业储能应用协会产业政策研究中心牵头撰写的 《报告》预测，2019年、2021年、2023年将是中国电化学储能产业发展较为重要的时间拐点；预计到2025年，中国电化学储能市场功率规模约28.6GW，以储能工程项目作为计量，市场份额将达到1287亿元，整个产业的市场规模也将具备万亿级市场潜力。
“应该看到，储能前景虽好，但也面临一些发展难题，如储能技术种类繁多，缺乏标准判断；储能价值没有得到充分的价格表现；储能市场环境有待培育；电化学储能技术的安全性和使用寿命有待实践检验，距离规模应用尚有较大差距等。”刘勇如是说。
电化学储能迎来分水岭
来自储能应用分会的数据显示，2018年我国新增投运储能项目共计2112.8MW，储能项目108个。其中，抽水蓄能装机功率规模1300MW (2个)，占比61.5%；熔盐储热装机功率规模200MW (3个)，占比9.5%；电化学储能装机功率规模612.8MW (103个)，占比29%。
“2018年是中国电化学储能发展史的分水岭。一方面是因为电化学储能累积装机功率规模首次突破GW，另一方面是因为电化学储能呈现爆发式增长，新增电化学储能装机功率规模高达612.8MW，对比2017年新增功率规模147.3MW，同比增长316%。”刘勇表示。
“中国储能市场累计装机规模31.2GW，主要以抽水蓄能为主 （29.99GW，占比96.0%），但电化学储能 （1033.7MW，占比3.3%）和熔盐储热 （211.7MW）得到了快速发展。” 中国科学院电工研究所研究员、储能应用分会副秘书长陈永翀介绍， “以电化学储能为例，截至2018年底，中国电化学储能技术功率和容量装机主要以磷酸铁锂、铅蓄电池为主。另有多种技术在各自使用领域存在示范应用。”
具体来看，在中国电化学储能市场的应用场景中， “新能源+储能”主要分布在风光资源丰富的青海、河北、西藏、甘肃； “电源侧调频”主要部署在调频收益较高的山西、内蒙古、广东等省区； “电网侧储能”主要分布在市场推广较早的江苏、河南以及后续进展较快的湖南、甘肃、浙江； “分布式及微网”则集中在工商业发达或供电紧缺且风光资源较为丰富的三北及东南沿海地区；“工商业削峰填谷”则主要集中在工商业发达且峰谷电价差较高的地区。
另据 《报告》统计显示：截至2018年底，用户侧 （工商业削峰填谷+需求侧响应）和电网侧储能装机比例各为24.6%和24.0%，分列一、二位。 “应该看到，用户侧储能市场火爆的背后，运营商正面临沉重的资金链压力、高投资风险及长投资回报期，技术如何推动值得关注；电网侧储能大幕已然拉开，但盈利模式中的核算机制仍较为复杂。”陈永翀提醒。
1.4GW储能项目年内有望投运
对于2019年全国储能项目即将投运的量级， 《报告》也给予了专业预测：1.4GW ~1.5GW。
刘勇解释，新增项目将主要来自电源侧调频 (三北、广东)、集中式可再生能源并网(甘肃、青海)、电网侧储能 (江苏II期、河南II期、湖南、甘肃、浙江I期)、分布式及微网项目 (华北、华东)。
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