電化學儲能政策及典型應用項目分析

唐憲友 楊 健 王 睿 王 強 車 晟 張亞南

（中國廣核新能源控股有限公司）

0 引言

電化學儲能是指通過電池所完成的能量儲存、釋放與管理過程。一般指各種二次電池儲能，是利用化學元素做儲能介質，充電與放電過程伴隨著儲能介質的化學反應。主要包括液流電池、鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池等。

據CNESA，2020年全球新增已投運儲能項目累計裝機規模191.1GW，同比增長3.4%，其中電化學儲能累計總裝機規模為14.2GW。我國、美國和歐洲占據2020年全球儲能市場的主導地位，合計占全部新增裝機規模的86%［1］。

風力發電和光伏發電顯示出較強的隨機性與波動性，嚴重影響電力系統運行的安全與穩定［2］。對電力系統的持續性和可靠性運行產生十分不利影響［3］。電化學儲能與新能源發電結合不僅可以解決上述問題，還廣泛應用于發電側、用戶側以及電網側。應用于發電側可以提供快速調頻響應，提升新能源并網；應用于電網側可以提供輔助服務，減少低效投資；應用于用戶側可以與分布式能源配套并用于峰谷電價套利。隨著儲能系統成本快速下降，新能源快速發展帶來的儲能市場需求快速上升，儲能大規模商業化應用趨勢明朗。

1 電化學政策分析

1.1 美國政策分析

為推動新能源發電持續發展，提高清潔能源利用率，全球相繼出臺政策對新能源發電配套儲能進行規劃。美國、德國、澳大利亞等國對新能源發電配置儲能設備進行財稅補貼以加速儲能布局。美國在儲能技術和政策方面一直遙遙領先，下面重點介紹美國電化學儲能相關政策。

2010年前，太陽能光熱發電占據美國儲能市場主導地位，當時太陽能熱發電不僅技術成熟，整體造價也比較低。2011年，美國能源部發布未來五年儲能戰略規劃，決定開發具有相當循環壽命且經濟的電池儲能技術，建立電池儲能輔助服務示范項目，持續研發包括鈉電池、液流電池在內的新一代電化學儲能技術，并在市場上推廣應用，拉開了電化學儲能發展的序幕。美國能源部出臺《復蘇與再投資法案》加快電化學儲能技術發展。隨后，美國各州也陸續頒布相關法案和決議明確儲能部署以增強清潔能源在電網中的穩定性和彈性，目前共有47個州處于儲能部署和實施的各個階段。

在相關政策的支持下，電化學儲能迅速成為美國儲能發展中的中堅力量。2013～2019年間，美國電化學儲能累計裝機容量從不足200MW 增加至1597MW，增長近8倍，占所有新增儲能容量的三分之二。

美國對清潔能源示范項目進行補貼及稅收減免，扶持范圍逐漸擴大并覆蓋整個儲能領域，為電化學儲能的發展打下了基礎。2009年，美國政府頒發《復蘇與再投資法案》對儲能項目進行扶持，撥款約7000萬美元資助9個電化學儲能相關示范項目；2020年，美國能源部對11個電池儲能創新制造工藝研發項目提供4530萬美元支持，旨在進一步降低電池儲能成本，增強經濟效益。

在稅收減免方面，自2009年起，美國國會通過一系列《可再生與綠色能源存儲技術方案》給電網電化學儲能投資提供15億美元的稅收減免、投資稅收抵減和5～7年期加速折舊政策。其中投資稅收優惠政策（ITC）在美國儲能發展中起著非常關鍵作用，它規定“光伏與儲能”項目可以根據設備總投資的30%抵扣相應納稅款，但補貼僅限于開發商和利益相關者。2016年，美國儲能協會向美國參議院提議將私人機構或個體投資者也納入投資稅收減免范圍。該提議在2020年獲得聯邦政府批準，獨立儲能被正式納入ITC激勵范圍。2020年開始，新裝光伏發電和儲能裝置稅收減免比例逐漸降低為26% （2020年）、22% （2021年）；2022年起僅工商業用戶發電儲能裝置可享受10%的減免，居民用戶將不再享受這一優惠。2013年修訂版《存儲法案》降低了電化學儲能項目貸款門檻，可獲得信貸的儲能系統規模從原先的20kW 降低為5kW，以此鼓勵小型企業參與其中，為用戶側儲能提供靈活的租賃模式。

除了全國范圍內的政策，各州均根據自身電網、新能源以及儲能產業發展需求制定財政激勵政策。加州是美國儲能規模最大的地區，本州的儲能激勵政策主要應用于用戶側，除了投資稅收優惠政策以外，還包括自發電量激勵計劃 （SGIP）以及凈電量結算制度。

美國無全國性的電力市場，共有10家區域輸電組織／獨立系統運營商，包括加州獨立運營商、紐約市獨立運營商、美國西南電力運營商、美國中部獨立運營商、德州電力可靠性委員會等。

明確的電力市場機制為儲能提供了市場化的收益來源同時保證了儲能收益的穩定性。2018年，美國841號法令公布了儲能系統公平參與電力市場的相關規則，儲能作為獨立單元參與電力市場。

電力市場調頻輔助服務是美國儲能系統最大應用市場，2018年美國有76%的電化學儲能系統參與當地電力調頻輔助服務。美國不同區域電力市場調頻機制存在差別，具體表現在調頻標的、出清關系、交易和結算方式等方面。

1.2 中國政策分析

在進入“十四五”發展的新階段，電化學儲能系統在“十四五”期間我國能源體系建設中的關鍵地位越發凸顯，面對電化學儲能商業化和規模化發展的需求，國家層面及地方政府出臺了大力支持儲能產業的相關政策。在機遇與挑戰并存的大背景下，2021年對電化學儲能而言將是政策“豐收年”。

2021年2月，國家發改委與國家能源局出臺《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》。文件明確網荷儲一體化實施路徑將通過優化整合地區電網側、電源側、負荷側資源，以先進技術突破和體制機制創新為支撐，探索構建源網荷儲高度融合的新型電力系統發展路徑［4］。

2021年7月，國家能源局繼續出臺《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，文件指出到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。新型儲能技術創新能力顯著提高，核心技術裝備自主可控水平大幅提升，在低成本、高安全、高可靠、長壽命等方面取得長足進步，標準體系基本完善，產業體系日趨完備，市場環境和商業模式基本成熟，裝機規模達3000萬千瓦以上［5］。

2021年7月，國家發改委與國家能源局出臺《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，文件強調，鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4h以上，下同）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。配建比例2022年后根據情況適時調整，每年公布一次［6］。

2021年8月，國家發展和改革委員會出臺《關于進一步完善分時電價機制的通知》，通知明確分時電價機制執行范圍，峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差不低于4∶1，其他地區不低于3∶1，尖峰電價上浮不低于20%。鼓勵工商業用戶通過開展綜合能源利用、配置儲能等方式進一步降低高峰時段用電負荷、增加低谷用電量，通過改變用電時段來降低用電成本［7］。

2021年8月，國家發改委出臺《電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）》，進一步加強了我國電化學儲能電站安全管理，進一步推進電化學儲能行業健康有序發展［8］。

2021年12月，工信部發布《鋰離子電池行業規范條件》和《鋰離子電池行業規范公告管理暫行辦法》，根據新的文件對不同類型鋰離子電池的能量密度做出規范：對消費單體電池能量密度要求≥230Wh／kg，其他能量型電池單體能量密度≥160Wh／kg，循環壽命≥1000次且容量保持率≥80%，功率型電池的單體能量密度≥500W／kg。儲能型單體電池能量密度要求≥145Wh／kg，循環壽命≥5000次且容量保持率≥80%。

2 電化學儲能典型應用項目分析

2019年7月， “英吉沙20MW 光伏發電3MW／6MWh電化學儲能項目”正式列入新疆首批光伏電站發電側儲能試點項目，該項目為該集團首個發電側儲能項目。項目可享受“光伏電站配置儲能系統增加100小時計劃電量”、棄電回收、考核減免等為期5年鼓勵性政策。本項目工程靜態投資1295.49萬元，工程動態總投資1300.11萬元。

本項目儲能系統容量為3MW／6MWh，采用集中布置、交流側并網方式。儲能系統由三個1MW／2MWh的儲能子系統組成，每個子儲能系統包含儲能電池系統、儲能功率變換（PCS）及升壓系統兩部分，其中儲能電池系統采用1座標準40尺集裝箱安裝方式，集裝箱內磷酸鐵鋰電池容量為2MWh；儲能功率變換系統及升壓變壓器采用1座標準20尺集裝箱安裝方式，集裝箱內雙向逆變系統由2臺容量為500kW PCS構成，三相干式雙分裂變壓器容量為1.25MVA。三個子儲能系統在10kV交流側并聯后，以1回新建集電線路接入英吉沙20WMp光伏電站10kV母線側本次擴建的10kV間隔。下圖為項目建成后照片。

圖 項目現場圖片

本電站于2019年12月并網，2020年1月完成調試，限電時段采用電話申請每日“一充一放”的運行方式。截至2021年12月累計充電200余次，放電200余次，充電時長462.45h，放電時長375.89h；累計充電電量89.235萬kWh，累計放電電量78.525萬kWh；自用充電量66.485萬kWh，自用放電量58.95萬kWh，調峰充電量22.75萬kWh，調峰放電量19.575萬kWh，廠用電量4.1193萬kWh，充電時間段主要為每日12：00～17：00，放電時間段主要為每日20：00～24：00。調峰模式是通過OMS系統提前一天申報，當日電話申請，調度根據大網負荷調整儲能電站充／放電AGC指令。自用模式當日電話申請，電站根據限電情況自己調節儲能電站充／放電AGC指令。

目前項目已運行2年之久，儲能系統運行穩定，基本可以實現增加計劃發電量，同時根據新疆發改委下發《新疆電網發電側儲能管理辦法》的函征求意見，該項目納入可參與輔助服務市場范圍，同時通過AGC改造，可用功率指標提升，兩個細則考核分數明顯降低。

3 電化學儲能規劃情況

根據聯盟最新數據，2021年，各地儲能裝機規劃及新能源發電配儲能的規模合計約為47.51GW／95.89GWh，高于國家制定的30GW 的發展目標，見下表。這進一步說明在新能源發電滲透率快速提升的背景下，電網的系統調節壓力持續增大，對靈活性調峰資源的需求不斷增加，需要建設新的可調節電源用以緩解電網壓力。在此的背景下，新能源發電與儲能協同發展成為“十四五”時期乃至長期的重頭戲。

表 可再生能源配置1GW 以上省清單

4 結束語

一是建議配置方式以電網側為主，發電側為輔。電網側配置電化學儲能具有優化電力系統運行，提高儲能設施利用率等方面的優點，更能進一步發揮電化學儲能的優點。同時建議，可由獨立第三方牽頭，對區域內發電側電化學儲能集中建設，再由電網進行調用，充分發揮電化學儲能項目效果。

二是建議統籌規劃配置的比例和規模。配置比例和規模要結合本地電網、負荷特性、電源結構等因素，因地制宜規劃，而不是一刀切，避免造成儲能資源浪費或不足。

三是建議盡快出臺電化學儲能政策機制。建議主管部門充分考慮電化學儲能對電網安全穩定運行的作用，研究和出臺光熱電站作為調峰機組或儲能電站的扶持政策［9］。