从湖南限电来看中国电化学储能

　　《金基研》风吟/作者 杨起超 时风/编审

　　此前2020年的第一场雪来的时候，湖南江西浙江等地因为天气太冷开始限电。

　　入冬以来，受经济快速恢复、极寒天气、供应能力受限等多重因素叠加影响，湖南、江西出现高峰限电情况，浙江推动能耗双控和减煤过程中也出现了局部限电的情况。国家发展改革委经济运行调节局主要负责人28日说，经协调有关方面多举措及时应对，目前湖南限电基本恢复，江西12月19日起未再限电，浙江对个别地方做法也进行了纠正，全国电力供需形势趋于平稳。目前湖南江西重点电厂存煤可用天数均在18天的合理水平。

　　储能是中国战略性新兴产业的重要组成部分，近年来一系列鼓励政策的加速出台为储能产业大发展蓄势，推动行业进入规模化发展阶段。

　　2018年，全球电化学储能市场迎来跨越式增长，锂电储能产业迈入快速商业化发展阶段。

　　根据CNESA的统计数据，2013-2017年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模由0.03GW增加至0.1GW，年均复合增速为45%。2018年，中国电化学储能项目在电力系统的新增装机规模为0.7GW，同比增长465%。截至2018年，中国电力系统中已投运电化学储能项目累计装机规模为1.1GW，同比增长175%，首次突破“GW”大关。

　　电化学储能技术在电力系统中的应用迎来高速增长，其核心驱动因素来自于供需两端。

　　在供给端，锂电储能成本快速下降，技术经济性大幅提升。

　　近年来，锂电储能成本呈现快速下降趋势，技术经济性持续提升，在很大程度上促进了锂电储能技术的大规模商业化应用。

　　根据BNEF统计，截至2018年，一套完整安装的14kWh家用锂电储能系统的基准资本成本为654美元/kWh，折算为平准化度电成本约为0.1美元/kWh，较2016年下降约42.6%。BNEF预计到2021年该成本将下降至405美元/kWh，未来三年累计下降幅度为38.1%。

　　在需求端，电力自发自用需求推动家用储能市场快速增长。

　　在欧洲、日本、澳大利亚、美国等电力价格高昂的国家和地区，家用光伏＋储能应用的主要经济驱动因素之一是提高电力自发自用水平，以延缓和降低电价上涨带来的风险。同时，随着电价上涨和光伏系统成本迅速下降，上述地区强劲、稳定的光伏新增装机量也为储能应用提供了坚实的市场。根据IHS的统计，截至2018年，全球家用光伏累计装机容量约60GW，预计未来仍将保持稳步增长，到2023年累计装机容量将超过140GW。

　　随着“光伏上网电价”和“净计量电价”之类的家用光伏补贴政策到期和削减，光伏电力自发自用经济性提高，进一步推动家用储能市场增长。

　　且近年来，各国纷纷出台支持政策推动储能产业发展，为储能的大规模商业化应用创造了良好的市场机遇。

　　2017年9月，储能纳入国家级政策规划，首份行业政策性指导文件出台，发改委、财政部、科技部、工信部和能源局联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是中国储能行业第一个指导性政策，提出未来10年中国储能产业发展目标。

　　且在“十四五”期间，随着更多利好政策的发布，电化学储能应用的支持力度将逐步加大，市场规模不断增加，年复合增长率（2020-2025年）将保持在55%左右，到预计到2025年年底，电化学储能的市场装机规模将超过24GW。