电力储能系统产业发展现状及展望

左志强

(新疆大学 建筑工程学院，新疆 乌鲁木齐 830047)

0 前 言

在今后十年期间，我国将实现电力系统能源存储从示范研发逐步走向初期商业化，再由初期商业化发展向规模化发展。目前，电力市场主体已经表现出对储能产业技术与发展的足够关注，但是规模化商业推广的趋势还不够明确，究其原因是储能技术成本相对较高、政策机制有待完善、市场开发程度的限制等。本文从国内外储能行业切入，着重分析我国储能行业现状及未来发展趋势。

1 全球储能行业现状

依据全球储能项目库统计，从2010年开始，全球电池化学储能行业开始逐渐增长，到2017年达到33%的复合增长率，到2018年末，全球累计装机储能项目规模为175.4 GW，增长45%，抽水蓄能系统占比最大为96%，较去年下降1%，电池化学储能装机增长最快，达到2 926.6 MW，增长45%，为总装机量的1.7%，较2017年增长0.5%。

纵观全球，储能产业主要在美国、澳大利亚、韩国、英国、中国、德国等30多个国家和地区得到大力推广(见图1)，在这些国家，政策保障体系的逐步完善，清洁能源被普遍使用及智能化能源系统的快速发展等共同推动了储能商业化进程。市场的发展进一步刺激负荷集成商、能源服务商、电能服务及售电服务商等参与到储能市场中，用户侧节能意识在电费支出减少的过程中同步提高，形成了良性循环的市场-技术应用。

图1 2018年新增投运电池化学储能项目装机规模前10名国家或地区

2 我国储能行业现状

我国已经拥有的储能装机量为28.9 GW，增长19%，其中抽水蓄能占比98%，电池化学储能累计装机389.8 MW，增长45%，占比1.3%。锂离子电池占58%、铅蓄电池占36%、液流电池占4%、超级电容占2%、钠硫电池0.1%。

2017年到2108年，我国新增投入电池化学储能装机规模达到121MW，较2016增长了16%，新规划和在建项目装机规模也达到705.3MW。各个储能供应商业务在政策和市场还不完善的情况下已经率先启动，市场需求也在逐渐提升，预计在短期内，电池化学储能继续保持增长势头。我国新投运电池化学储能项目主要分布在全国20多个省市(见图2)，其中江苏省、西藏自治区、山西省、甘肃省、青海省、陕西省等发展最快。除了开展综合能源示范和偏远地区应用储能以解决用电难题外，北京市、广东省、江苏省等峰谷差价优势明显的区域已成为用户侧储能项目部署的重点。江苏省与广东省有良好的市场环境，项目落地阻力较小，而在北京市开展项目应用还有利于企业对外的业务复制和推广。

图2 2017—2018年我国10省份电化学储能项目装机规模

3 我国储能市场发展趋势

目前，储能在我国各领域中的应用还受到市场机制和政策环境的一定限制，这主要体现在建设层面和商业化模式上，在建设层面，虽然用户侧分布式储能系统部署完毕，但是，由于地方缺少操作规程而难以快速落地实施。并且，现有商业模式对用户要求较高、项目投资存在一定风险，技术进步和用户知识水平的提升要同步进行。在指导意见所设定目标内，结合国家能源互联、多能互补、电能替代等战略部署，集中式可再生能源并网领域综合示范项目必将成为新阶段国家和地方支持的重点；并且在电力市场化改革的推动之下，调峰调频辅助服将成为储能获取价值增值的主要方式；而随着储能技术成本的下降，工商业用户侧价差收益、需量电费收益、需求响应收益将推动该领域应用初步实现商业化，而结合配售电市场放开，储能行业将成为配售电公司提供增值服务的一个重要环节。

3.1 综合能源示范项目中的储能系统应用

从我国能源互联网、新能源微网、多能互补示范项目(首批多能互补集成化示范工程共23个，其中涉及储能系统的“风电-光伏-水电-火电-储能多能互补系统”6个；首批“互联网+”智慧能源示范项目56个，有34个项目包含储能系统;28个“新能源微网”项目新增电储能装机超过150 MW)中可以发现，储能系统已经成为我国综合能源示范项目中重要的技术支撑部分。未来，国家和地方在推进能源互联网、多能互补、电能替代和微电网试点项目建设中，势必考虑储能技术与其他能源技术的协同应用，实现“建成一批不同技术类型、不同应用场景的典型项目”的发展目标。实现储能设备与电网系统及可再生能源系统的优化协调运行，实现对储能设备的友好并网和经济性管理，发挥储能系统在不同能源形式间灵活转化的积极作用。为此，《能源发展“十三五”规划》明确提出加快优质调峰电源设备和储能设备的建设，加快突破电网平衡和自适应等控制运行的技术。

3.2 电力市场中储能系统的新机遇

在2016年《电力中长期交易基本规则(暂行》发布，提出创建以电力现货交易和中长期交易相结合的市场化电量平衡机制，文件引入了“独立辅助服务提供者”的概念，而需求侧资源和储能设备都是符合的具有潜力的“独立辅助服务提供者”。2016年6月国家能源局正式下发的《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》，首次明确了储能系统独立的电力市场主体地位。2017年国家能源局发布了《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，对我国电力系统辅助服务，制定了阶段性的目标和主要任务。

2018年国家商务部、国家科技部、国家工业和信息化部、国家环境保护部及国家能源局等联合发布了《新能源汽车动力蓄电池回收利用试点实施方案》，要求构建回收重复利用的可持续发展体系，不断探索多种商业模式，鼓励产业链上下游企业有效地沟通与密切地合作，从而满足市场需求和资源重复利用价值的最大化目标。稳定长期的商业运营模式推动形成动力蓄电池阶梯形利用的市场机制。同年，《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)》提出电储能装置可参与调峰获得补偿，《广东调频辅助服务市场交易规则(试行)》指出第三方辅助服务提供者指具备提供调频服务能力的装置，包括储能设备、储能系统等；2019年分别有六个行业规范推出：《电力储能用锂离子电池》、《电力储能用铅炭电池》、《电池化学储能系统接入电网技术规定》、《电动汽车充换电设施接入配电网技术规范》、《电力系统电池化学储能系统通用技术条件》、《电池化学储能系统运行指标及评价》。

储能系统已经获得辅助服务方面市场的独立主体地位，调频与调峰已经成为我国储能系统在电力市场的重要驱动和力突破口，储能系统参与辅助服务的应用价值还需要在实际项目中予以验证。

3.3 配售电公司增值业务中储能或将成为支撑

新一轮电力体制改革在输配售电价改革、直接交易等方面持续推进。当电力市场购买与销售电差价空间逐渐减小，用户侧对价格敏感性的增强，使得售电公司所提供的增值服务成为售电市场竞争的关键要素，获得较低的购电价格和获得更可靠的电力供应成为用户侧的重要目标。储能技术对配电公司的价值还表现在以下方面。

1)储能系统参与创造额外收益：售电公司通过提高用户的用电效率，将额外的富余电量销售给其他用户，即在总销售电量不变的情况下，降低用户和自身购买电量的成本从而能创造更多的商业价值。

2)储能系统参与电力稳定供应：储能系统能为售电公司提供更优质的负荷曲线，提升售电公司与发电企业的博弈能力，同时储能技术作为稳定输出和提供备用的关键技术，将成为售电公司降低电力供应风险的主要方法之一。

3)储能系统延缓配电资产投资：目前电网公司投资配电资产数额巨大，投资回收期长，可能面临较大的投资风险，安装储能系统可缓解配电资产投资，永久削减区域内高峰负荷。

4)储能系统节省用户投入：储能设备的参与可进一步降低用户在降低配电公司投入的同时，间接降低了终端电费的平均值。而且配电网运营商还可利用额外的奖励资金与用户进行分享，进一步降低用户支出。

5)储能系统提升客户服务质量：配售电公司要确保用户能够安全稳定的用电，避免停电事故发生。储能系统很大程度上降低了风险事故的发生，在高峰期释放电能缓解用电压力，低谷期储存电能可充当应急电源，提高配电网运行的可靠性。

3.4 用户侧规模化应用储能系统将推动实现初步商业化

在电力市场末完全开放的情况下，随着电能储存成本的下降，固定峰谷电价下获取充放电收益成为电能存储应用的主要价值来源，而需量电费管理和储能参与需求响应也为系统应用提供了额外收益，此类收益叠加使储能技术投资回收期在7～9年(主要是电池化学储能项目)。

储能系统综合分析收益计算公式如下 ：

EA=E1+E2-E3

式中，EA为储能系统全部收益；E1为发-输-配-售环节的收益；E2为政府补贴；E3为设备折旧费。

而与分布式能源相结合的储能应用，特别是分布式光储应用已成为部分产业园区项目的“标配”，例如，上海电力学院临港新校区在2018年9月被国家发改委、国家能源局列为“新能源微电网示范项目”，在校园内，都配置光伏发电、风力发电等新能源分布式发电系统及储能系统。这些新能源将承担校园内17%的电力供应，避免了断电、离网对数据存储、安全监控等。

用户侧储能在以下三类地区的应用。

1)第一类地区是良好电价环地区。广东、江苏、北京等省市具有良好的峰谷电价政策，并且有良好的项目推广价值，用户节能降耗意识强，市场环境与政策都支持储能系统参与需求响应或电力市场并获取收益。

2)第二类地区是国家政策支持地区。江西省宜春市、河北省邯郸市、辽宁省大连市三市已发布关于促进储能产业发展的实施意见，贵州省毕节市、湖南省、北京市等地也相继出台储能产业发展和技术应用的相关政策，这些地区还有望在未来几年落实直接资金支持政策，进一步带动储能实现规模化应用。

3)第三类地区是电力市场，特别是辅助服务市场优先开放地区。东北、张家口和其他辅助服务市场开放区域为联合储能，即发电侧储能和用户侧储能参与调峰调频辅助服务获取收益提供了平台，内蒙古自治区、广东省、浙江省、山东省、山西省、甘肃省、四川省等七省区有望率先实现电力现货市场交易。

3.5 工商业用户侧是储能技术重点应用领域

从电价分类可以看出，各地区一般工商业用户或大工业用户峰谷价差最大，储能系统重点是第三产业用户和部分非24小时三班生产的工业用户，城乡居民侧虽有储能应用需求，但是经济性较差；第二产业中，已知材料制造、设备制造、石化加工、食品制造、水泥制造、和采矿行业均有调峰需求；在第三产业中，大部分以商业、住宿、餐饮为经营业务的建筑主体均存在储能应用空间，其中以公共管理、医疗教育等其他社会保障为出发的社会主体由于缺少峰谷价机制或持续提供保障性服务而缺少运行调整的灵活性，部分医院与校园负荷稳定同样具有储能应用空间。

综上所述，储能技术用户侧应用重点为工商业用户侧，工业用户还要考虑用户实际楼宇、商业建筑、酒店等大型综合建筑具有较大储能应用潜力。此类主体将成为储能应用重点开发用户群体。

3.6 独立电储能初具商业价值

独立储能系统在用户侧应用广泛，在各省、市、自治区峰谷分时电价支持下，其获益点较为清晰。在《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》指导下，电价计费方式调整成为用户侧储能技术应用的重要获益点，通过储能优化用户负荷降低最大需量电费支出也成为系统集成商与用户分享价值收益的关键。

“十三五”初期，随着国家对储能产业发展的关注，加快部署用户侧“商业化”储能项目，例如北京市以其较高的峰谷电价差和良好的示范效应为能项目的重要地区。目前，铅碳电池和锂离子电池项目的投资回收期在7～9年。随着储能技术成本的下降和各地方直接资金支持政策的出台，已初具商业价值的用户侧独立储能项目将率先在全国铺开。

3.7 分布式光储显现优势

近年来，随着国家对可再生能源开发的支持，特別是给予分布式光伏上网补贴，分布式能源在用户侧得到规模化开发和利用，储能系统应用既提高了分布式能源发电的稳定性，又提高了可再生能源的利用率。同时，在示范项目的支持下，要保障可再生能源高渗透率和提高波动性可再生能源接入配电网的比例，同时在可再生能源规模化利用情为况下，要保证尽量“自发自用”，形成微网系统内部高度“自治”能力，必然要引进储能技术应用。

4 结 论

与全球储能产业发展和应用情况不同，国内大型储能示范项目多在可再生能源并网侧体现。由于储能在提高输出质量和促进消纳等方面的利益难以得到准确衡量，该应用领域全部以示范应用形式体现，并且我国电力市场开放程度有限，市场化价格机制和现货市场交易机制尚未完全形成，虽然一定程度上制约了储能技术的灵活应用，但是也为储能技术应用提供了保护，固定峰谷电价、需量电费管理和即将全面推广的需求响应，能为储能技术应用提供较为固定的收益，随着储能技术成本的下降，项目投资回收期将缩短，用户侧也成为了最具有商业化基础的应用领域，最终系统将应用于发输配售全部环节。

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