2018年以來，國內電化學儲能市場出現爆發式增長，其中電網側儲能新增裝機比重首次超過用戶側，占比達到42.85%。但進入2019年，儲能產業罕見下滑，一季度，國內新增投運電化學儲能項目的裝機規模僅為50.5mw，同比下降13.7%，環比更是下降84.2%。

本文從電力儲能發展現狀、儲能政策環境及各網省公司儲能建設基本情況入手，分析了當前儲能建設的利弊，并提出發展儲能的意見建議。

一、電力儲能發展現狀

電能具有發輸供用實時平衡的特點，儲能技術的出現，改變了電力工業即發即用的傳統模式。當前，儲能技術在電力系統細分領域的應用，主要包括可再生能源接入儲能、電網調峰、調頻儲能、配電側分布式儲能和用戶側分布式微網儲能。

(一)儲能裝機情況：截止2018年，全球投運儲能項目累計裝機規模180.9gw，其中抽水蓄能裝機規模最大，占比94%。國內已投運儲能累計裝機規模31.3gw，占全球市場總規模的17.3%。預計到2020年底，中國儲能市場的累計投運容量將達到45.16gw。從國內儲能裝機增速看，2018年我國抽水蓄能裝機規模同比增速為5.3%，國內電化學儲能市場出現爆發式增長，其中電網側儲能新增裝機比重首次超過用戶側，占比達到42.85%，累計規模達266.8mw。

(二)儲能應用現狀：抽水儲能仍然是目前最成熟、最經濟的儲能技術，大規模應用于系統調峰、調頻和備用領域，抽水蓄能在儲能應用中的主導地位短期內仍然不會被動搖。電化學儲能單元成本較高、經濟性不足，但相比物理儲能效率更高、配置靈活、響應更快速，隨著技術成本進一步降低，電化學儲能各種應用場景正不斷被開發出來。

二、國內電力儲能政策環境

國家層面：7月1日國家四部委正式發布的《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》2019-2020年行動計劃，成為儲能行業又一個劃時代意義的文件。行動計劃首次提出要規范電網側儲能發展，研究項目投資回收機制，此舉有助于推動電網側儲能項目走向市場化。

國家能源局：正會同有關部門研究解決儲能發展中政策、法律、投資管理等方面的問題，明確儲能的示范任務和發展方向。2017年，國家能源局將東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等8個地區試點第一批電力輔助服務市場。國家電網：2019年2月18日，國家電網發布《關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》，將儲能納入電網規劃。根據儲能技術發展和規模增長趨勢，動態調整抽水蓄能發展規劃，將電網側儲能視為電網的重要電氣元件和一種技術方案，進行綜合比選論證。南方電網：優先利用抽水蓄能電站、變電站改造騰出的土地資源，開展大型儲能電站示范項目建設，在關鍵節點分散布置容量適中的儲能項目作為保底電源。

三、各網省公司儲能項目開工建設情況

(一)抽水儲能建設情況：截至2018年底，我國抽水蓄能電站已投產32座，裝機2999萬千瓦；在建33座，規模4305萬千瓦；預計到2020年，裝機規模將達到4000萬千瓦。下圖中，西北地區主要集中在新疆、甘肅省；華東地區主要集中在江蘇、浙江等省份；西南地區主要集中在云南省；華南地區集中在廣東省；華北地區則主要集中在山東、山西和內蒙古等省份。華中及東北地區主要集中在湖南省、遼寧省。

(二)電化學儲能項目建設情況(2018年以來)

各網省公司電網側2018年以來電化學儲能建設情況如下表。

四、電化學儲能技術利弊簡析

2017年以來，在國家有關儲能產業發展指導意見下，電力儲能得到快速發展，尤其是電化學儲能發展迅猛。下面重點就電化學儲能利弊做簡要分析。

有利的一面：從現實需求上看：儲能是為了保持電力系統的能量均衡而生。在全球清潔低碳發展大潮下，新能源裝機快速上升，無論是風電、光電、還是火電廠，為了增加出力、平滑曲線，有了加裝儲能系統的需求；隨著分布式電源、微網的發展，在電力市場和峰谷價差背景下，用戶出于節省支出和套利考慮，也有了發展儲能的動力。從技術特性看：儲能服務在電力系統的發、輸、配、用各個環節都可以發揮作用，被社會上部分企業、專家渲染為電力系統安全、優質運行的剛性需求和標配。從儲能電站技術特性看，儲能設施確能輔助電網安全運行，比如輔助動態運行、調頻、調壓、調峰、備用容量、無功支持、可再生能源平滑輸出/削峰填谷、爬坡率控制、電能質量、緊急備用等等，能夠提升電壓質量和電網運行安全水平。不利的一面：成本方面：電化學儲能系統造價中，電池成本占比約60%。儲能關鍵原材料價格維持較高位置，度電單位成本高居不下。就應用最廣泛的鋰電池看，盡管鋰電池成本已經有了顯著下降，但出于經濟性考慮，仍不具備競爭力。2018 年典型的磷酸鐵鋰集裝箱式儲能項目的系統中標單價在 1.9-2.3 元/wh 之間，就電網側儲能項目來看，系統造價須降至 1.5 元/wh 以下，才有大規模應用的經濟價值。制度方面：2019 年 5 月，國家發展改革委、國家能源局聯合修訂出臺了《輸配電定價成本監審辦法》，明確抽水蓄能電站、電儲能設施不能納入輸配電成本。國家發改委《省級電網輸配電價定價辦法》(征求意見稿)第九條，抽水蓄能電站、電儲能設施不得納入可計提收益的固定資產范疇，因此儲能設施相關資產對電網企業來講，不屬于有效資產范疇，其建設投入資金無法通過輸配電價獲得補償，后期運維成本也沒有資金支撐，不利于電網側儲能電站的發展。技術安全方面：安全問題所帶來的消極因素更為突出。儲能鋰電池系統缺乏內部可控的安全設計，一旦某個電池出現熱失控，很容易導致儲能系統整體失控，會造成重大火災和輸配線路燒毀等事故，讓業主、投資者和政策制定者顧慮重重。電網運行檢修方面：用戶側儲能布局分散，出力具有雙向性、隨機性等特點，對電網來說“不可觀、不可控”，大規模無序運行將導致系統負荷特性由有序向無序轉變，系統調度和運行模式將發生巨大變化。更嚴重的是，儲能設施非受控功率倒送，增加電網協調運行難度，對電網檢修人員人身安全構成極大威脅。

五、相關建議

(一)電化學儲能技術及制度環境尚不成熟，不具備電網側大規模部署條件。技術、資本和制度安排是推動儲能發展的“三駕馬車”，目前迫切需要的是能體現儲能價值的新機制，并建立可持續的商業模式，讓參與各方獲取實實在在的真金白銀。但是，我國當前儲能服務缺乏明確量化的市場定價體系和機制，單一的價差回收模式吸引力不足，加之技術成本、安全隱患，現階段電化學儲能尚不具備在電網側大規模部署的條件。

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