“構建高比例新能源電力系統，儲能必不可少。”近日，在第十一屆中國國際儲能大會上，多位專家一致認為，作為支撐新型電力系統的重要技術和基礎裝備，在光伏、風電平價上網時代到來，新能源速增態勢下，儲能大規模發展已勢不可擋。
中國化學與物理電源行業協會秘書長劉彥龍援引數據指出，截至2020年底，我國儲能市場裝機功率為36.04GW，位居全球第一;儲能項目個數已達516個，其中，2020年較2019年同比增長24.3%。
但記者從大會同期發布的《2021儲能產業應用研究報告》(下稱《報告》)中發現，盡管全國儲能裝機規模增勢明顯，但電化學儲能區域不平衡態勢亦日漸凸顯。不同城市之間，新增電化學儲能裝機規模相差甚遠，如2020年，廣東省新增電化學儲能裝機407.4MW,而內蒙古僅為59.0MW。在2020年全國新增電化學儲能裝機1569.7MW背景下，僅廣東、青海、江蘇三省新增電化學儲能裝機就達846.6MW，占全國新增電化學儲能裝機的54%。
差距如此之大，原因何在?為此，記者進行了一系列調研。
區域不均衡現象突凸顯
根據《報告》，2020年，我國新增儲能裝機規模為3069.7MW，其中，新增電化學儲能裝機1569.7MW，占比達51.1%，是我國儲能裝機規模增長的“主力軍”。
分地區看，《報告》指出，我國電化學儲能裝機規模Top10省區依次為廣東、江蘇、青海、安徽、甘肅、西藏、山西、內蒙古、遼寧、新疆。
其中，位居首位的廣東，為645.9MW，而位居末位的新疆，電化學儲能裝機規模僅為116.4MW，前者規模為后者的近5倍;排名第九位的遼寧省裝機也只有117.4MW;排名第三位的青海省則是排名第四位安徽省的4倍;從排名前三位的廣東、江蘇、青海來看，三省電化學儲能裝機容量已占全國電化學儲能裝機容量的半壁江山，占比超63%。各地電化學儲能發展差距明顯。
從2020年我國各地新增電化學儲能裝機規模來看，電化學儲能發展不均衡現象亦日益突出。
根據《報告》，2020年，新增電化學儲能裝機最多的省份為廣東，年新增407.4MW，而位居二位的青海省，年新增則為234.9MW，這就意味著2020年廣東省新增電化學儲能裝機容量為青海省的近2倍。
相較之下，位居第八、九、十位的山東、新疆、內蒙古，2020年新增電化學儲能裝機容量則略顯遜色，僅為68.5MW、61.5MW和59.0MW。換言之，位居首位的廣東省，2020年新增電化學儲能裝機為位居末位內蒙古的近7倍。
“不同地區儲能起步時間、政策力度，技術與應用示范情況千差萬別，反映在電化學儲能裝機建設上也是迥然不同。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇指出。
“以廣東為例，其電化學儲能市場與調頻輔助服務市場機制較為完善。《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》與南方電網區域實時跨省調頻輔助服務交易的率先施行均積極推動了該省電化學儲能的發展。”劉勇說。
而在遼寧與新疆等地，電化學儲能發展期集中在2019—2020年，相關的儲能電站示范項目建設還未大規模開展，電化學儲能發展較廣東、江蘇等地存在差距在所難免。
電源結構是內因
在中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司儲能技術中心主任楚攀看來，各省獨特的電源結構決定了各地電化學儲能發展的速度和潛力。
以廣東省為例，2020年，廣東省火力發電占比為35%，來自云南、貴州的水電成為廣東省第二大電源;第三、第四大電源分別為燃氣發電和核電。“水電(尤其是抽水蓄能)的調節能力最好，其次是氣電和火電，但廣東省峰谷負荷差大，隨著陽江核電、臺山核電和一批熱電聯產氣電機組的投產，廣東調峰形勢越來越嚴峻，省內優質的靈活性電源(抽水蓄能和氣電)主要用于調峰，難以兼顧調頻。為保障系統安全運行，提高系統調頻能力，廣東省對多個火電廠進行了電化學儲能技術改造，電化學儲能在廣東得到了快速發展。”楚攀說。
與廣東省情況不同，山東省電化學儲能裝機規模僅占全國的2.5%，與全國第一的光伏裝機容量和全國第五的風電裝機容量相比，電化學儲能發展明顯滯后。
“當前，山東省煤電機組裝機占比73%，新能源裝機占比22%，核電裝機占比2%，水電裝機占比不足1%。”山東電力工程咨詢院有限公司智慧能源事業部設計總工程師裴善鵬說，較廣東省而言，山東火電裝機占比大，電力系統調頻能力強，因此，對于調頻儲能的需求不高。
但山東缺乏水電與氣電，調峰壓力較大，近幾年，伴隨新能源裝機大規模發展，加之外電入魯為山東省電網帶來的壓力，使得山東省電力系統調峰壓力逐年加大。且“碳達峰、碳中和”背景下，未來，山東省煤電裝機比重將持續削減，電源結構將面臨大幅調整。
“為更好適應電源結構轉型，增強電力系統調節能力，近幾年，山東省電化學儲能需求正快速增加，相關能源主管部門正積極研究出臺儲能發展政策，設計了具有山東特色的第三方共享儲能電站機制，通過電網集中統一調度，為電力系統提供調峰服務，在頂層設計支持下，未來幾年，電化學儲能將在山東省呈快速發展趨勢。”裴善鵬說。
專家建議各地加強完善
儲能產業規劃制度體系
盡管各地市儲能發展情況不盡相同，但未來，儲能在高比例新能源電力系統中將起到重要靈活調節作用，成為可再生能源大規模應用的必然支撐已成多方共識。
據楚攀預測，到2060年，我國人均電力消費將達到8000kWh/年，屆時，需14.5萬億kWh的電力供應，則需安裝30億kW光伏裝機與12億kW的風電裝機。若按照目前新能源配置儲能容量計算，則需要1080GWh的新型儲能(除抽水蓄能之外)容量。“在未來以新能源為主體的電源結構之下，新型儲能容量需求甚至將翻兩番，最高達到4000GWh，未來，儲能發展潛力巨大。”
其中，根據《儲能產業研究白皮書2021》預計，“十四五”時期，電化學儲能將正式跨入規模化發展階段，呈現穩步、快速增長趨勢，2021—2025年，裝機規模復合增長率將為57.4%，理想場景下，截至2021年，電化學儲能累計投運容量或將達41.66GW。
在國網上海能源互聯網研究院先進能源研究中心主任吳鳴看來，伴隨未來新型電力系統的構建，加之電化學儲能的大規模發展、儲能市場的日趨成熟，未來，地域之間電化學儲能發展不平衡問題會進一步加劇，我國南北方、東西方各區域儲能發展水平將進一步拉大。
裴善鵬表示，不同地域電化學儲能的發展與當地經濟水平、資源稟賦、電源結構密切相關，各地儲能發展模式、水平無需統一標準，應按照當地資源稟賦、電源結構情況，通過專項規劃，理清電化學儲能發展需求，提前規劃儲能產業，因地制宜推動儲能大規模發展。
對此，國家能源局能源節約和科技裝備司能效與儲能處處長徐梓銘表示，未來各地域發展儲能，尤其是電化學儲能，應著重建立完善儲能產業規劃制度體系，持續加強頂層設計和儲能發展宏觀指導;開展儲能示范工作，進一步挖掘可復制、推廣的儲能先進經驗和商業模式;持續推動儲能學科建設，促進儲能產業高質量、規模化、可持續發展。(張金夢)
