储能时代来临提速商业化进程

/中商产业研究院 /

储能时代来临提速商业化进程

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储能技术应用广泛，市场需求潜力巨大，是能源互联网中的关键环节，主要体现在以下几个方面：光伏与风电等间歇性电源出力不稳定，当其发电占比达到较高比例时，会对电网造成一定的冲击，从而需要配套一定比例的储能来稳定风光电站的出力；用电价格相对上网电价较高的地区，波峰波谷电价差异很大的地区，分布式配套储能往往很容易具经济性；微网、离网对于储能的需求也很直接；储能应用于电力系统中将改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，弥补电力系统中缺失的“储放”功能，以达到优化电力资源配置、提高能源利用效率之目的；储能技术进步还带动了电动汽车的迅速发展；在日渐兴起的能源互联网中，由于可再生能源与分布式能源在大电网中的大量接入，结合微网与电动车的普及应用，储能技术将是协调这些应用的至关重要的一环，储能环节将成为整个能源互联网的关键节点；能源互联网的兴起将显着拉动储能的需求，助推储能产业实现跨越式发展。

6月7日，国家能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》（简称“《通知》”）。调峰辅助服务对储能开放，可以为储能提供一笔较大的收益。尤其在津京唐电网，其修订的两个细则中，以调节幅度来衡量、计算补偿收益，调峰补偿因此大幅增加，考虑到储能可获得正负100%的调节幅度，在津京唐市场中，储能是非常占优的调峰资源，可以获得更高的收益。可以看到，储能正在进入商业化提速的阶段。

储能商业化应用市场发展情况分析

如表1所示，按照储能技术的应用途径来看，储能技术可分为以下三个方面：

1）发电、输电侧储能。与常规的电力系统相比，电力系统储能在电网运行过程中“发-输-配-用”四大环节中，可以有效地实现需求侧管理，消除昼夜间峰谷差，平滑负荷，不仅可以更有效地利用电力设备、降低供电成本，还可以促进可再生能源的应用，也可作为提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的一种手段。

2）配电侧储能。通过电力储存建设微电网，打造智能城市，实现能源互联和能源管理。

3）用电侧储能。“光伏+储能+电动汽车+智能家电+远程控制+无线通讯技术”，用户只需通过移动APP进行全方位的能源管理。

表1　储能技术在电力系统各环节中的用途

从全球范围来看，在已投入运行的储能项目中，可再生能源并网领域项目的累计装机规模占比最大，达到43%；而在建设和规划的项目中，辅助服务领域的累计装机规模则占最大比重，相较于该领域在已运行项目中的占比有了成倍的增长，占比为48%。从项目数量来看，无论是已运行的项目还是处于建设和规划的项目，分布式发电及微电网均占据第一的位置，占比均接近总装机的60%，全球排名前五的国家分别为美国、日本、德国、英国及澳大利亚。未来5～10年，分布式光伏+储能、微网等配网侧和用户侧将成为中短期内全球储能发展的热点领域。

我国储能技术多样性仍有待提高。从右图可以看出，国外储能技术及技术应用领域的多样性要比我国高一些。目前我国储能技术应用领域主要集中在分布式发电及微网和可再生能源并网，二者累计装机规模超过中国市场的80%，特别是分布式发电及微电网，无论在累计装机规模还是项目个数上均占据第一的位置，占比分别为56%和77%。而对于电力输配、调频辅助服务等领域的应用还是比较低，但后续也有比较多的规划。

图　国内外各类储能技术的主要应用领域对比

从应用层面来说，我国储能发展路线按照三个时间段规划：2015年之前，项目以示范应用为主，应用领域大致分为可再生能源并网、调峰和调频辅助服务、电力输配、分布式发电及微网、电动汽车光储式充电站；2015～2020年期间，开始出现若干初具商业化，但还不具备规模化复制的项目，正逐步向商业化迈进，并逐步建立起适合国情发展、具有可复制性的商业模式；2020年之后，储能在调频辅助服务、分布式发电及微网、电动汽车光储式充电站及需求侧管理等领域得到成熟应用，并形成若干典型的商业模式，并逐步在各个领域实现商业化的发展。

储能参与调峰辅助服务大大提高了经济性

《通知》要求，“三北”地区原则上可选取不超过五个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿（市场）机制试点，发挥电储能技术优势，建立促进可再生能源消纳的长效机制；鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施；在发电侧建设的电储能设施，或作为独立主体参与辅助服务市场交易；在用户侧建设的电储能设施，可视为分布式电源就近向电力用户出售；用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体，深度调峰。

《通知》规定：建设在发电厂的储能设施（储电、电供热储能），可与发电厂联合参与调峰，也可以独立主体参与调峰。其中，建设在风光电站的电储能设施，优先考虑风光电站使用后，富裕能力可参与辅助服务市场。用户侧储能设施（储电、电供热储能）仅可参与深度调峰与启停调峰储能调峰如何结算；建设在发电厂的储能设施，放电电量按照发电厂相关合同电价结算；用户侧储能设施，按市场规则自行购买电量，放电时，可就近向电力用户出售电力获得收益，如表2所示。

表2　“三北”地区调峰辅助服务现行结算方法

《通知》的出台，实质上给了储能正当的身份，可以参与“三北”地区调峰服务。储能最终是否能在调峰辅助服务市场获得推广应用，最直接的制约因素还是在于其经济性。

三北地区中，东北电网对于调峰的补偿标准较高，因此以参与东北电网调峰辅助服务为例，计算储能收益。储能系统在谷段或平段充电，峰段将电全部放光，高峰放电时获得售电收益，谷段和平段的充电可参与辅助服务市场调峰，获得调峰收益。一套储能系统在上述时段划分下，一天可进行两次满充满放。

布置一套10MW/4h的储能系统，并假设其放电时上网电价采用风电上网电价核算，则其参与调峰的总收益计算如下。

（1）每天调峰收益

每次可下调电量40MWh，按照补偿量值高的东北电网计算，其每天的补偿费用为：40MWh×300元/ MWh×2h=24000元。

（2）每天售电收益

按照《通知》的规定，建设在发电端的储能设施，售电按电厂上网电价计算，因此储能高峰放电按风电上网电价0.5元/kWh计算。假设所存电量高峰期都能出售，且充放电效率为100%，每天的售电收益为：40MWh×1000×0.5元/ kWh×2h=40000元。

（3）全年收益

全年按360天计算，假设每天都是理想状态，低充高放，则全年收益为2304万元。

（4）投资回收期

假设一套储能系统的成本为3000 元/kWh，10MW/4h的储能系统总成本为1.2亿元，则整个系统的投资回收期为5.2年。

每天2次循环，5.2年共计循环3744次（2次×360天×5.2年），锂离子电池、钠硫电池、液流电池的循环寿命基本都能满足此要求。

如果储能不参与调峰辅助服务，仅仅削峰填谷，使用风电场电力充电，仅能获得高峰售电收益。全年收益为1440万（40000元×360天），投资回收期8.3年，调峰服务的放开，回收期变为5.2年，储能参与调峰辅助服务，可以大大缩短投资回收期。

调峰辅助服务对储能开放，可以为储能提供一笔较大的收益。尤其在津京唐电网，其修订的两个细则中，以调节幅度来衡量、计算补偿收益，调峰补偿因此大幅增加，考虑到储能可获得正负100%的调节幅度，在津京唐市场中，储能是非常占优的调峰资源，可以获得更高的收益。

储能技术总分类分析

储能技术种类繁多，按照技术类型来看，一般分为：

1）物理储能。抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气和超导磁存储。

2）化学储能。包括锂离子电池、液流电池、铅酸蓄电池、钠硫电池、铅炭电池、超级电容器及其他新型电池。

3）热储能。

4）化学储能（氢或合成天然气）。

若储能技术性能按放电时间划分，可分为以下四类：

1）短放电时间（秒至分钟级），如超级电容器、超导储能、飞轮储能。

2）中等放电时间（分钟至小时级），如飞轮储能、各种电池等。

3）较长放电时间（小时至天级），如各类电池、抽水蓄能、压缩空气等。

4）特长放电时间（天至月级），如氢和合成天然气。

储能技术因性能各异而多元化发展：各类储能技术的特点、性能各异，可以说不存在一种技术能覆盖各种应用场合，并满足各种要求。实际应用时，要根据各种储能技术的特点以及对优缺点进行综合比较来选择适当的技术，可供选择的主要特征包括：能量密度、功率密度、响应时间、储能效率、设备寿命或充放电次数、技术成熟度、经济因素、安全性等。比如，放电时间短的，常常是功率型的，一般可用作UPS和提高电能质量，中等放电时间的，可用于电源转接；锂离子电池的能量密度和功率密度都很高，这是它能得到广泛应用和关注的主要原因；应用最广泛的大型抽水蓄能则可以解决天级的储能要求；而要满足周和月级的储能需求需要依靠其他种类储能手段，如氢和合成天然气。根据储能技术的上述特征，应用的目的和需求来选择其种类、安装地点、容量以及各种技术的配合，同时也还要考虑用户的经济承受能力。

2016年4月，国家发改委、国家能源局下发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》，并同时发布了《能源技术革命重点创新行动路线图》，其中包括了先进储能技术创新路线图。应用于电网的先进储能技术种类较多，根据目前储能技术应用的成熟度，可以从3级到0级分为四个不同的层次。

3级：已经商业化的技术，例如抽水蓄能、铅酸电池储能等。

2级：进入示范阶段或已部分商业化的技术，包括压缩空气储能、锂离子电池、钠基电池、铅碳电池、全钒液流电池、锌溴液流电池、超导储能、飞轮储能、超级电容器、储热/冷、熔融盐储热等技术已经完成研发并开始产业示范。对于能量密度较低但功率密度较高的超导储能、飞轮储能、超级电容器，在电网用先进大容量储能方面可以起到辅助作用，配合其他能量型储能技术使用。

1级：技术原理通过验证但尚处于实验室研发阶段的技术，例如锂液流电池、锂浆料电池、金属基电池等新型储能电池。此类新型储能技术在研发之初就立足于低成本长寿命大容量的储能要求，起点较高，发展十分迅速，具有较大的商业潜力。

0级：新概念储能技术，最近一两年以及未来出现的一些新型储能技术，其技术原理尚未得到验证，属于原创技术，需要我们高度重视。

其中3级和2级特别需要相关价格政策的支持，1级和0级需要科研立项支持技术创新。

因此，一方面，需要政府相关部门出台支持储能产业可持续发展的价格政策，促进已有的相对成熟的一些储能装备技术进入兆瓦级以上的示范和商业应用，在示范中发现及解决一些应用技术问题，并带动储能商业模式的创新和商业项目的实施推广。另一方面，必须高度重视储能技术的原始创新和知识产权布局，积极开发低成本、长寿命、高安全、易回收的新型储能技术，为储能产业的可持续发展和能源转型提供重要的技术支撑。

可以看到，储能正在进入商业化提速的阶段。积极布局，拥抱储能，属于它的时代已经来临。