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电化学储能装机top10省份有哪些?

日期:2021-05-27    来源:中国城市能源周刊  作者:张金梦

国际新能源网

2021
05/27
13:34
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关键词: 储能产业 储能项目 抽水蓄能电站

5月24日,“第十一届中国国际储能大会”在杭州举行。《2021储能产业应用研究报告》(下称《报告》)同期发布。

结合全球储能产业最新统计数据,《报告》全方位展示了全球储能产业发展全貌,设立了全球市场篇、中国市场篇、2020年市场篇、在建及规划市场篇、全球政策篇、中国政策篇、国际及中国标准篇、技术篇、安全篇、产业篇十大类别,深入分析储能行业在市场、政策、标准、安全等领域的发展状况,致力积极推动“碳达峰、碳中和”目标下的储能发展。

就国内而言,《报告》指出,2020年,中国储能市场装机功率为36.04GW,位居全球第一。其中,抽水蓄能装机功率32.31GW,占比达到89.6%;蓄热蓄冷装机功率达到461.7MW,占比1.3%;电化学储能装机规律功率3272.5MW,占比9.1%,其他储能技术装机功率占0.01%。

《报告》指出,截至2020年,中国储能项目个数共516个,2020年较2019年同比增长了24.3%。

在我国电化学储能装机区域分布方面,《报告》梳理出我国电化学储能装机规模top10省份,依次为广东、江苏、青海、安徽、甘肃、西藏、山西、内蒙古、辽宁、新疆。《报告》指出,各省市电化学储能装机增长与该省份储能政策、技术示范、应用示范等有极大相关性。以广东为例,自2018年,广东储能市场与广东省调频辅助服务市场机制不断完善,电化学储能项目快速增长,2019至2020年间,广东调频储能装机规模达到459.9MW;而青海省电化学储能增量与区域新能源消纳及外送密切相关。2018—2020年,青海省新能源+储能功率装机规模达到377.2MW,已投运的部分项目,包括鲁能海西州储能项目、青海省海南州特高压外送基地电源配置项目等成为了储能行业标杆项目,创新性开启了新能源配储能、共享储能、电源基地外送储能配置新模式。

从电化学储能应用场景方面分析,《报告》指出,电化学储能应用场景主要包括,新能源+储能、电源侧辅助服务、电网侧储能、分布式微网、用户侧削峰填谷,各类场景功率装机分别为1026.3MW、1042.2MW、711MW、183.6MW、357.9MW。

其中,新能源+储能市场增长主要分布在青海、安徽、新疆、广东和西藏,其发展模式主要以发电集团投资或发电集团与省电网公司采取融资租赁模式为主;

调峰储能市场增长,主要分布在辽宁、安徽、福建、河北、广东,商业模式以第三方投资为主;调频储能市场增长主要分布在广东、内蒙古、山西、江西、河北,商业模式也以第三方投资为主;

电网侧储能主要分布在江苏、河南、甘肃、湖南、青海,其商业模式主要以电网公司定向采购为主。

聚焦近两年备受争议的新能源+储能发展,《报告》分析指出,目前,已有24个省份出台了相关政策文件,鼓励风力发电和光伏发电项目在建设时配置一定容量的储能,从支持力度面可分为强制性、支持性和鼓励性三类。

其中,强制性省份主要包括山东、陕西、山西、青海、新疆、湖北、湖南、贵州、海南等九个省份,支持型省份包括辽宁、甘肃、宁夏、江西、广西、西藏六个省份,鼓励型省份主要包括江苏、安徽等九个省份。

在强制性省份中,山东、青海和新疆三个省份提出了储能成本疏导机制,山东对于新能源+储能示范项目参与电力辅助服务报量不报价,在火电机组调峰运行至50%以下时优先调用,按照每兆瓦时200元给予补偿;青海省对于新能源+储能项目中自发自储设施所发售的省内电网电量,给予每千瓦时0.1元的运营补助。

在出台新能源配储能政策的省份中,已有15个省市明确新能源配置储能的比例,其中山西、陕西榆林、湖南储能配置比例最高,山西明确配置出了15—20%;陕西榆林地区则要求不低于20%;湖南现有项目均按照20%比例实施,而青海、新疆、海南、湖北、广西、山东、宁夏、贵州、陕西、河北等地明确配置容量均为10%。

市场发展之外,《报告》还从国家与地方层面,对近年来我国储能产业发展进行了政策梳理。

《报告》指出,据不完全统计,我国储能政策共计174项,其中,国家政策62项,地方政策112项。

《报告》认为,总体而言,国内储能政策的指导性作用逐渐显现,但针对性和落地性有待完善。2011年以来,国家和地方储能产业利好政策频频出台,储能产业政策环境不断完善,储能产业推进方向不断明确。从国家层面看,近年来,加大了对产业发展的规划力度,加强鼓励储能关键技术和核心装备的研发,电力市场和价格机制不断完善。

而从地方上看,《报告》指出,电力辅助服务市场建设持续推进,储能作为电力市场参与主体的身份逐渐明确,东北、山西、南方等地在调频或调幅领域,因地制宜建立地方性储能辅助服务市场机制。

“虽然产业政策密集出台,但储能产业政策体系整体上仍有待完善。”《报告》认为,相较国外储能产业,我国落地性财税、资金支持政策仍然缺位;电力市场环境尚不成熟,虽然调峰、调频等辅助服务市场建设进度加快,但是相关服务价格并非基于市场化定价,支持政策与市场规则存在不确定性。


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