電力儲能系統產業發展現狀及展望

左志強

(新疆大學 建筑工程學院，新疆 烏魯木齊 830047)

0 前 言

在今后十年期間，我國將實現電力系統能源存儲從示范研發逐步走向初期商業化，再由初期商業化發展向規模化發展。目前，電力市場主體已經表現出對儲能產業技術與發展的足夠關注，但是規模化商業推廣的趨勢還不夠明確，究其原因是儲能技術成本相對較高、政策機制有待完善、市場開發程度的限制等。本文從國內外儲能行業切入，著重分析我國儲能行業現狀及未來發展趨勢。

1 全球儲能行業現狀

依據全球儲能項目庫統計，從2010年開始，全球電池化學儲能行業開始逐漸增長，到2017年達到33%的復合增長率，到2018年末，全球累計裝機儲能項目規模為175.4 GW，增長45%，抽水蓄能系統占比最大為96%，較去年下降1%，電池化學儲能裝機增長最快，達到2 926.6 MW，增長45%，為總裝機量的1.7%，較2017年增長0.5%。

縱觀全球，儲能產業主要在美國、澳大利亞、韓國、英國、中國、德國等30多個國家和地區得到大力推廣(見圖1)，在這些國家，政策保障體系的逐步完善，清潔能源被普遍使用及智能化能源系統的快速發展等共同推動了儲能商業化進程。市場的發展進一步刺激負荷集成商、能源服務商、電能服務及售電服務商等參與到儲能市場中，用戶側節能意識在電費支出減少的過程中同步提高，形成了良性循環的市場-技術應用。

圖1 2018年新增投運電池化學儲能項目裝機規模前10名國家或地區

2 我國儲能行業現狀

我國已經擁有的儲能裝機量為28.9 GW，增長19%，其中抽水蓄能占比98%，電池化學儲能累計裝機389.8 MW，增長45%，占比1.3%。鋰離子電池占58%、鉛蓄電池占36%、液流電池占4%、超級電容占2%、鈉硫電池0.1%。

2017年到2108年，我國新增投入電池化學儲能裝機規模達到121MW，較2016增長了16%，新規劃和在建項目裝機規模也達到705.3MW。各個儲能供應商業務在政策和市場還不完善的情況下已經率先啟動，市場需求也在逐漸提升，預計在短期內，電池化學儲能繼續保持增長勢頭。我國新投運電池化學儲能項目主要分布在全國20多個省市(見圖2)，其中江蘇省、西藏自治區、山西省、甘肅省、青海省、陜西省等發展最快。除了開展綜合能源示范和偏遠地區應用儲能以解決用電難題外，北京市、廣東省、江蘇省等峰谷差價優勢明顯的區域已成為用戶側儲能項目部署的重點。江蘇省與廣東省有良好的市場環境，項目落地阻力較小，而在北京市開展項目應用還有利于企業對外的業務復制和推廣。

圖2 2017—2018年我國10省份電化學儲能項目裝機規模

3 我國儲能市場發展趨勢

目前，儲能在我國各領域中的應用還受到市場機制和政策環境的一定限制，這主要體現在建設層面和商業化模式上，在建設層面，雖然用戶側分布式儲能系統部署完畢，但是，由于地方缺少操作規程而難以快速落地實施。并且，現有商業模式對用戶要求較高、項目投資存在一定風險，技術進步和用戶知識水平的提升要同步進行。在指導意見所設定目標內，結合國家能源互聯、多能互補、電能替代等戰略部署，集中式可再生能源并網領域綜合示范項目必將成為新階段國家和地方支持的重點；并且在電力市場化改革的推動之下，調峰調頻輔助服將成為儲能獲取價值增值的主要方式；而隨著儲能技術成本的下降，工商業用戶側價差收益、需量電費收益、需求響應收益將推動該領域應用初步實現商業化，而結合配售電市場放開，儲能行業將成為配售電公司提供增值服務的一個重要環節。

3.1 綜合能源示范項目中的儲能系統應用

從我國能源互聯網、新能源微網、多能互補示范項目(首批多能互補集成化示范工程共23個，其中涉及儲能系統的“風電-光伏-水電-火電-儲能多能互補系統”6個；首批“互聯網+”智慧能源示范項目56個，有34個項目包含儲能系統;28個“新能源微網”項目新增電儲能裝機超過150 MW)中可以發現，儲能系統已經成為我國綜合能源示范項目中重要的技術支撐部分。未來，國家和地方在推進能源互聯網、多能互補、電能替代和微電網試點項目建設中，勢必考慮儲能技術與其他能源技術的協同應用，實現“建成一批不同技術類型、不同應用場景的典型項目”的發展目標。實現儲能設備與電網系統及可再生能源系統的優化協調運行，實現對儲能設備的友好并網和經濟性管理，發揮儲能系統在不同能源形式間靈活轉化的積極作用。為此，《能源發展“十三五”規劃》明確提出加快優質調峰電源設備和儲能設備的建設，加快突破電網平衡和自適應等控制運行的技術。

3.2 電力市場中儲能系統的新機遇

在2016年《電力中長期交易基本規則(暫行》發布，提出創建以電力現貨交易和中長期交易相結合的市場化電量平衡機制，文件引入了“獨立輔助服務提供者”的概念，而需求側資源和儲能設備都是符合的具有潛力的“獨立輔助服務提供者”。2016年6月國家能源局正式下發的《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》，首次明確了儲能系統獨立的電力市場主體地位。2017年國家能源局發布了《完善電力輔助服務補償(市場)機制工作方案》，對我國電力系統輔助服務，制定了階段性的目標和主要任務。

2018年國家商務部、國家科技部、國家工業和信息化部、國家環境保護部及國家能源局等聯合發布了《新能源汽車動力蓄電池回收利用試點實施方案》，要求構建回收重復利用的可持續發展體系，不斷探索多種商業模式，鼓勵產業鏈上下游企業有效地溝通與密切地合作，從而滿足市場需求和資源重復利用價值的最大化目標。穩定長期的商業運營模式推動形成動力蓄電池階梯形利用的市場機制。同年，《寧夏電力輔助服務市場運營規則(試行)》提出電儲能裝置可參與調峰獲得補償，《廣東調頻輔助服務市場交易規則(試行)》指出第三方輔助服務提供者指具備提供調頻服務能力的裝置，包括儲能設備、儲能系統等；2019年分別有六個行業規范推出：《電力儲能用鋰離子電池》、《電力儲能用鉛炭電池》、《電池化學儲能系統接入電網技術規定》、《電動汽車充換電設施接入配電網技術規范》、《電力系統電池化學儲能系統通用技術條件》、《電池化學儲能系統運行指標及評價》。

儲能系統已經獲得輔助服務方面市場的獨立主體地位，調頻與調峰已經成為我國儲能系統在電力市場的重要驅動和力突破口，儲能系統參與輔助服務的應用價值還需要在實際項目中予以驗證。

3.3 配售電公司增值業務中儲能或將成為支撐

新一輪電力體制改革在輸配售電價改革、直接交易等方面持續推進。當電力市場購買與銷售電差價空間逐漸減小，用戶側對價格敏感性的增強，使得售電公司所提供的增值服務成為售電市場競爭的關鍵要素，獲得較低的購電價格和獲得更可靠的電力供應成為用戶側的重要目標。儲能技術對配電公司的價值還表現在以下方面。

1)儲能系統參與創造額外收益：售電公司通過提高用戶的用電效率，將額外的富余電量銷售給其他用戶，即在總銷售電量不變的情況下，降低用戶和自身購買電量的成本從而能創造更多的商業價值。

2)儲能系統參與電力穩定供應：儲能系統能為售電公司提供更優質的負荷曲線，提升售電公司與發電企業的博弈能力，同時儲能技術作為穩定輸出和提供備用的關鍵技術，將成為售電公司降低電力供應風險的主要方法之一。

3)儲能系統延緩配電資產投資：目前電網公司投資配電資產數額巨大，投資回收期長，可能面臨較大的投資風險，安裝儲能系統可緩解配電資產投資，永久削減區域內高峰負荷。

4)儲能系統節省用戶投入：儲能設備的參與可進一步降低用戶在降低配電公司投入的同時，間接降低了終端電費的平均值。而且配電網運營商還可利用額外的獎勵資金與用戶進行分享，進一步降低用戶支出。

5)儲能系統提升客戶服務質量：配售電公司要確保用戶能夠安全穩定的用電，避免停電事故發生。儲能系統很大程度上降低了風險事故的發生，在高峰期釋放電能緩解用電壓力，低谷期儲存電能可充當應急電源，提高配電網運行的可靠性。

3.4 用戶側規模化應用儲能系統將推動實現初步商業化

在電力市場末完全開放的情況下，隨著電能儲存成本的下降，固定峰谷電價下獲取充放電收益成為電能存儲應用的主要價值來源，而需量電費管理和儲能參與需求響應也為系統應用提供了額外收益，此類收益疊加使儲能技術投資回收期在7～9年(主要是電池化學儲能項目)。

儲能系統綜合分析收益計算公式如下 ：

EA=E1+E2-E3

式中，EA為儲能系統全部收益；E1為發-輸-配-售環節的收益；E2為政府補貼；E3為設備折舊費。

而與分布式能源相結合的儲能應用，特別是分布式光儲應用已成為部分產業園區項目的“標配”，例如，上海電力學院臨港新校區在2018年9月被國家發改委、國家能源局列為“新能源微電網示范項目”，在校園內，都配置光伏發電、風力發電等新能源分布式發電系統及儲能系統。這些新能源將承擔校園內17%的電力供應，避免了斷電、離網對數據存儲、安全監控等。

用戶側儲能在以下三類地區的應用。

1)第一類地區是良好電價環地區。廣東、江蘇、北京等省市具有良好的峰谷電價政策，并且有良好的項目推廣價值，用戶節能降耗意識強，市場環境與政策都支持儲能系統參與需求響應或電力市場并獲取收益。

2)第二類地區是國家政策支持地區。江西省宜春市、河北省邯鄲市、遼寧省大連市三市已發布關于促進儲能產業發展的實施意見，貴州省畢節市、湖南省、北京市等地也相繼出臺儲能產業發展和技術應用的相關政策，這些地區還有望在未來幾年落實直接資金支持政策，進一步帶動儲能實現規模化應用。

3)第三類地區是電力市場，特別是輔助服務市場優先開放地區。東北、張家口和其他輔助服務市場開放區域為聯合儲能，即發電側儲能和用戶側儲能參與調峰調頻輔助服務獲取收益提供了平臺，內蒙古自治區、廣東省、浙江省、山東省、山西省、甘肅省、四川省等七省區有望率先實現電力現貨市場交易。

3.5 工商業用戶側是儲能技術重點應用領域

從電價分類可以看出，各地區一般工商業用戶或大工業用戶峰谷價差最大，儲能系統重點是第三產業用戶和部分非24小時三班生產的工業用戶，城鄉居民側雖有儲能應用需求，但是經濟性較差；第二產業中，已知材料制造、設備制造、石化加工、食品制造、水泥制造、和采礦行業均有調峰需求；在第三產業中，大部分以商業、住宿、餐飲為經營業務的建筑主體均存在儲能應用空間，其中以公共管理、醫療教育等其他社會保障為出發的社會主體由于缺少峰谷價機制或持續提供保障性服務而缺少運行調整的靈活性，部分醫院與校園負荷穩定同樣具有儲能應用空間。

綜上所述，儲能技術用戶側應用重點為工商業用戶側，工業用戶還要考慮用戶實際樓宇、商業建筑、酒店等大型綜合建筑具有較大儲能應用潛力。此類主體將成為儲能應用重點開發用戶群體。

3.6 獨立電儲能初具商業價值

獨立儲能系統在用戶側應用廣泛，在各省、市、自治區峰谷分時電價支持下，其獲益點較為清晰。在《關于完善兩部制電價用戶基本電價執行方式的通知》指導下，電價計費方式調整成為用戶側儲能技術應用的重要獲益點，通過儲能優化用戶負荷降低最大需量電費支出也成為系統集成商與用戶分享價值收益的關鍵。

“十三五”初期，隨著國家對儲能產業發展的關注，加快部署用戶側“商業化”儲能項目，例如北京市以其較高的峰谷電價差和良好的示范效應為能項目的重要地區。目前，鉛碳電池和鋰離子電池項目的投資回收期在7～9年。隨著儲能技術成本的下降和各地方直接資金支持政策的出臺，已初具商業價值的用戶側獨立儲能項目將率先在全國鋪開。

3.7 分布式光儲顯現優勢

近年來，隨著國家對可再生能源開發的支持，特別是給予分布式光伏上網補貼，分布式能源在用戶側得到規模化開發和利用，儲能系統應用既提高了分布式能源發電的穩定性，又提高了可再生能源的利用率。同時，在示范項目的支持下，要保障可再生能源高滲透率和提高波動性可再生能源接入配電網的比例，同時在可再生能源規模化利用情為況下，要保證盡量“自發自用”，形成微網系統內部高度“自治”能力，必然要引進儲能技術應用。

4 結 論

與全球儲能產業發展和應用情況不同，國內大型儲能示范項目多在可再生能源并網側體現。由于儲能在提高輸出質量和促進消納等方面的利益難以得到準確衡量，該應用領域全部以示范應用形式體現，并且我國電力市場開放程度有限，市場化價格機制和現貨市場交易機制尚未完全形成，雖然一定程度上制約了儲能技術的靈活應用，但是也為儲能技術應用提供了保護，固定峰谷電價、需量電費管理和即將全面推廣的需求響應，能為儲能技術應用提供較為固定的收益，隨著儲能技術成本的下降，項目投資回收期將縮短，用戶側也成為了最具有商業化基礎的應用領域，最終系統將應用于發輸配售全部環節。

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