分类：电子论文 时间：2022-05-13 热度：651
摘 要：近年来，随着中国储能产业相关政策出台和落地实施，中国电化学储能技术应用快速发展，已在电力系统发输配用各个环节得到示范或商业化应用。但目前电化学储能总体仍处于发展初期，在盈利模式、发展规划、规范管理、消防安全等方面还有待清晰和完善。从发展规模、技术经济性、政策环境等方面阐述中国电化学储能发展现状，提出电化学储能的具体应用场景、商业模式和投资回报机制，并量化分析不同场景下的项目经济性，围绕项目投资属性、发展规划、电价及市场机制、接入和调度运行管理、安全防护、共享平台等 6 个关键问题分别进行分析，并提出相关建议，促进电化学储能健康有序发展。
关键词：电化学储能;应用场景;投资回报机制;项目经济性;发展规划;市场机制
0 引言
电力系统储能有利于提高系统的调节和支撑能力，平滑新能源发电出力，优化电网结构，改善负荷特性，提高电网整体安全可靠性[1-4]。随着新能源的快速发展、电网的更广泛互联和多元负荷的大规模接入，电力系统各环节对储能应用的需求正不断增大。电化学储能得益于成本快速下降、技术不断进步、便捷的模块化项目建设形式、优于常规调节手段 的 ms 级响应能力等优势，逐渐应用于电力系统各个环节和领域[ 5 - 7 ]。尤其在能源革命、电力体制改革、“互联网+” 等国家战略驱动下，电化学储能是未来发展泛在电力物联网的关键技术之一，打破传统电力系统中电力发、输、配、用各环节的时空耦合特性，还可能带来电力生产和利用方式的变革[8-10]。
在中国电力市场化改革进程中，电化学储能技术应用逐步由示范转向商业化运营初期阶段，市场机制尚未成熟，投资主体和收益模式尚处于探索阶段，项目经济性存在不确定性，且缺乏储能和电网的统筹规划，在接入、运行管理方面缺乏相关规定。本文基于对电化学储能在中国应用的不同场景和经济性分析，围绕储能近中期发展中需要解决的关键问题开展研究，并提出促进电化学储能健康有序发展的相关建议。
1 中国电化学储能发展现状
1.1 规模现状
从全球来看，电化学储能产业进入了新时代。截至 2018 年年底，全球累计投运的电化学储能装机规模达到 4.9 GW/10.7 GW·h[11]，功率规模同比增长 65%，提速明显。
从中国来看，2018 年被普遍认为是中国电化学储能市场开启的元年。据统计，2018 年中国累计投运的电化学储能项目规模为 1.0 GW/2.9 GW·h[11]，首次突破 了 GW 的水平， 是 2017 年 的 2.6 倍 。 2018 年中国电化学储能新增投运规模 0.6 GW，同比增长 414%。根据 RCESIP(储能产业政策研究中心)的预测，2025 年中国电化学储能累计装机规模有望达到 24 GW，市场份额将迈入千亿元级别。
中国电化学储能的应用在 2017 年前以客户侧为主，2018 年开始逐步应用在电网侧。据统计， 2018 年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧储能规模为 206.8 MW，占 2018 年全国新增投运规模的 36%[12]，居各类储能应用之首。
1.2 技术经济性现状
以目前应用最广泛的锂电池为例，通过 对 2018 年储能电池招标中标结果进行统计分析得知，目前锂电池储能系统价格为 1 800～2 200 元/ (kW·h)(包括变流器、电气配套设施建设等)，循环寿命 为 5 000～7 000 次，综合度电成本 约 0.6 元/((kW·h)·次)。
根据锂离子电池厂商的预测，短期来看铁锂电池系统价格会延续快速下降趋势，预计 2020 年锂电池成本有望降至 1 200～1 500 元/(kW·h)，循环寿命提升至 8 000 次，综合度电成本 0.25～0.30 元/ ((kW·h)·次)[13]。
1.3 政策环境现状
在国家层面，已制定出台了一系列涉及储能应用发展的支持性政策和方案，涵盖了战略规划、技术创新和示范应用等方面。表 1 为各省(地区)辅助服务市场相关政策中涉及储能的相关内容。2017 年 10 月，《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》对国内储能技术发展和应用做出了全面的战略部署。2018 年 6 月，《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》对储能参与电力削峰填谷的价格机制做出了明确部署，鼓励储能通过峰谷价差获得收益。2019 年 6 月，国家发改委等四部委印发《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019—2020 年行动计划》，在技术研发、政策配套、示范应用、充储融合、标准建设等方面给出推进方向及方案。
在地方层面，各地政府积极响应国家号召，推动储能支持政策落地。目前至少有 11 个地区和省市将符合准入条件的储能项目纳入辅助服务市场，并允许其以独立主体身份参与市场。此外，江苏、上海、河南、山东等地启动了电力需求响应市场，进一步拓展了储能的收益模式。
在企业层面，2019 年 2 月，国家电网有限公司正式发布《国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》;同年 3 月，南方电网公司发布了《南方电网公司关于促进电化学储能发展的指导意见》，国网和南网都表示首先要积极服务电化学储能发展，其次将储能更好地利用到电网当中，同时也利用储能新兴产业拓展公司的业务范围和价值链，助力公司转型。
2 中国电化学储能应用场景及经济性分析
2.1 电源侧储能
应用场景：包括集中式新能源应用模式、调频辅助服务应用模式、调峰辅助服务应用模式 3 种。集中式新能源模式适用于“三北”地区新能源装机规模较大的省份，目前已在新疆、青海、河北、甘肃等新能源较为密集的省份得到应用;调频辅助服务模式适用于火电装机容量较大的省份，目前已投运的项目主要集中在山西省;调峰辅助服务模式尚无应用案例。
商业模式：主要为电厂自己投资或合同能源管理模式，电源企业和储能企业双方以合同能源管理的模式进行利益分成。
投资回收机制及收益水平：(1)集中式新能源模式采用新能源电站减少弃电增收机制，对于标杆电价较高且存在弃电的新能源电站有一定盈利空间，购售价差为新能源标杆电价减去弃电电价和场地租赁费。(2)调频辅助服务模式采用辅助调频服务市场补偿机制，储能系统与火电机组联合调频，通过提供调频辅助服务获得补偿或减少考核罚款。调频收益等于实际调频里程、性能指标与市场价格三者的乘积，部分地区补偿费用详见表 2，优质项目成本回收期最短可达 1～2 年，但调频市场饱和后必然带来收益的大幅降低。(3)调峰辅助服务模式采用辅助调峰服务市场补偿机制，储能系统与火电机组联合调峰，通过提供调峰辅助服务获得补偿或减少考核罚款，调峰补偿费用来自未承担调峰责任、受益于深度调峰的各类发电机组，包括可再生能源发电机组、核电机组等。
2.2 电网侧储能
应用场景：包括提升电网安全稳定水平应用模式、提升电网灵活调节能力应用模式 2 种。提升电网安全稳定水平应用模式用于优化电网结构、解决电网堵塞、提供事故响应等，可以百毫秒级的速度响应电网功率需求，响应速度远快于常规火电机组和抽水蓄能，可为电网提供事故后紧急功率支撑。提升电网灵活调节能力应用模式主要用于开展调频调峰服务和提高高渗透率分布式电源区域电能质量水平。甘肃省拟投资建设 120 MW/480 MW·h 电网侧储能，项目预期采用市场化机制回收投资。商业模式：一是合同能源管理，储能装置厂家投资建设，与公司签订合同，按约定比例进行收益分成。如河南电网 100 MW 级储能示范项目，由平高集团投资建设，河南综合能源服务公司进行运营。二是储能装置厂家作为独立交易主体参与辅助服务市场，储能厂家与电网企业直接结算，获得储能调峰、调频等辅助服务收益。三是经营性租赁模式，储能项目由第三方投资建设，电网企业租赁运营。如江苏电 网 100 MW 储能项目，由许继等厂家投资建设，江苏省电力有限公司租赁运营。
投资回收机制及收益水平：电网侧储能尚没有成熟的投资回收机制，潜在的投资回收机制包括 3 种。(1)计入有效资产，争取核准输配电价，可以保证得到合理收益水平。(2)参照抽水蓄能两部制电价，电量电价应体现储能电站的 “电量效用”，随着市场化的推进，购电价格可以招标决定，或“直接交易”决定。容量电价应反映储能电站“系统效用”，但容量费纳入输配电价或向终端用电电价疏导存在困难，电化学储能大规模发展采用的可能性较小。(3)逐步建立完善的储能辅助服务市场，现阶段试行政府定价，如《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》中提出对于提供充电调峰服务充电电量进行补偿，补偿标准为 0.05 万元/(MW·h);随着电力市场化改革的推进，引入辅助服务市场竞价机制，通过参与辅助服务市场的模式回收投资成本，收益水平由市场决定。
2.3 客户侧储能
应用场景：包括用户储能模式、光储一体化模式、充储一体化模式、与微电网/增量配电结合模式、备用电源模式。(1)用户储能模式有助于提高用户负荷调控能力和供电可靠性。如无锡建设的 20 MW/160 MW·h 新加坡工业园储能电站具有削峰填谷、需求响应和应急供电等功能。(2)光储一体化模式为储能装置与分布式光伏电站组成客户侧光储系统，用于储存光伏余电抵扣高峰用电，增加光伏业主收益。如南通河口集装箱 群 1.5 MW/6 MW·h 储能电站 与 16 MW 光伏电站联合的光储一体化项目。(3)充储一体化模式为储能装置与充电桩组成充储一体化系统，作为充电设施和电网之间能量/功率的缓冲，赚取峰谷电价差获益。如上海嘉定国际汽车城投资建设的 150 kW/130 kW·h 充换储一体化电站项目。(4)与微电网结合模式用于支持高比例分布式可再生能源接入，支撑微电网离网运行，与增量配电结合模式用于通过峰谷价差获利、减少反送上一级电网的电量，尚未开始大规模应用。(5)备用电源模式适用于各类需要不间断供电的用户，理论上也能够开展削峰填谷和参与需求响应，为用户带来额外的经济收益，目前一些企业已在探索数据中心备用电源项目进行削峰填谷。
商业模式：用户储能的商业模式主要为储能装置厂家与用户(一般工商业与大工业用户)合作运营共享收益，目前一般为一九分成，用户获得收益的 10%。光储模式和充储模式的商业模式主要为用户独立投资建设和用户联合厂家建设 2 种。
投资回收机制及收益水平如下。
(1)现阶段客户侧储能模式的投资回收机制主要为从单一制电价的峰谷价差以及两部制电价的需量管理和峰谷价差共同回收。
在目前电价的模式下，储能盈利性水平主要与峰谷价差、储能投资建设成本、循环次数、充放电模式、用户分成比例以及对需量降低的效率影响等指标有关。储能成本模型主要考虑建设期的初投资成本，运营期的运维成本、财务成本(主要是利息)、税费、厂用电损耗等，收益模型主要考虑初投资补贴、电量收入、度电补贴等，基于成本和收益模型可以通过净现值、内部收益率、度电成本测算评估储能的收益水平。
当前，普通工业和大工业用户安装储能仅少部分省份能实现盈亏平衡，随着储能技术经济性提升，按工业电价降价前目录电价计算，2020 年已具有较好的盈利性。根据 2019 年政府工作报告中提出的普通工业电价平均再降低 10% 的目标[14]，在北京市降价模式下(峰、平、谷价格统一下降同一额度，峰谷价差和峰平价差保持不变)，储能收益基本保持不变，而充电成本有所下降，储能收益略有提升;在多数省份采用的河北省降价模式下(下降比例基本相同，峰谷价差和峰平价差缩小)，储能收益将明显下降。详细收益水平测算结果如表 3 所示。由表 3 可知湖北省客户侧储能理论上项目收益率最高，但暂无项目投运，主要原因为：一是一般工商业用户执行单一电价;二是从省到各地市暂无支持储能发展的政策出台;三是产业布局上无储能电池企业;四是当前项目收益率未到 8%，不具有投资吸引力，用户积极性不高。
(2)光储一体化模式投资回收机制主要利用用户峰时用电价与余电上网电价的价差。
(3)充储系统投资收益模式等同于大工业用户。
(4)客户侧储能也可通过参与需求响应获得额外收益，但缺乏常态化的需求响应机制，年度总收益有限。
3 中国电化学储能应用关键问题分析
电化学储能项目在电力系统的应用和投资主要受到两类需求驱动，一类是价值驱动，即受到解决电网安全运行、解决特殊场景的输配电功能问题[15] 等电力系统的需求影响，投资建设储能项目;另一类是利益驱动，即利用储能的特性在现有或未来价格政策、机制或市场规则中可以盈利的众多投资项目中的一种。对于第一类储能项目应该关注其合适的发展规模，如何统筹与电网的规划，如何优化调度运行等技术管理规范，以及为其在价格和市场机制上找到成本回收途径;对于第二类储能项目，有明确的服务对象和商业模式，更多关注其如何保障安全，如何探索创新商业模式等问题。
3.1 项目投资属性
对于电源侧储能，属于电源内部资产，无法计入电网有效资产，电网主业(指从事受监管的输配电业务的单位)不能投资，第三方单位投资可通过市场化方式进行成本回收。考虑新能源配套储能与新能源的发电收益难以区分，联合常规电源调峰的储能参与调峰服务补偿收益分摊缺乏实际运营案例参考，联合常规电源调频的储能市场规模有限、收益将随参与主体增多逐步下降，应详细评估项目投资效益。
对于电网侧储能，《输配电定价成本监审办法》(发改价格规[2019]897 号)已明确指出电储能设施不允许纳入输配电价核价范围，电网主业无法投资。但对于电网侧储能中保障故障或异常运行下的系统安全场景，储能应用频次存在不确定性，且相关价值难以量化评估，对于保障输配电功能场景，通过技术经济性比较，储能在特定条件下可以实现电网设施替代效益，实现全社会用能成本降低，因此，随着储能技术经济性的不断提升，未来“十四五”电网规划中可考虑将上述 2 种场景的储能作为电网设施的一部分，通过系统论证后，与其他输配电设施一起纳入成本监管，按照统一规划、统一建设、统一管理的原则，由电网主业主导建设或租赁。对于调峰、调频等可以通过参与市场方式获利的电网侧储能，可由第三方单位投资，收益方式和水平由市场需求决定。.
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对于客户侧储能，属于客户内部资产，无法计入电网有效资产，电网主业不应参与投资建设，第三方单位可以根据需要和市场空间自行建设，但要积极引导客户侧储能参与电网需求侧响应、电量平衡和负荷特性改善，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，发挥降低电网峰谷差、缓解局部电网供需紧张等作用。
3.2 储能与电网、抽蓄统筹规划
一是将储能纳入电网规划。电化学储能大规模应用，在提高系统的调节和支撑能力的同时，增加了负荷预测和调控管理难度，加剧电网电力电子化程度，对电网安全运行提出挑战。应统筹电网和储能发展，合理确定储能发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，纳入电网规划并滚动调整，引导储能合理布局、有序发展。
二是电化学储能发展应统筹抽水蓄能发展。抽水蓄能具有建设容量大、调节能力强、运行性能稳定、使用寿命长等特点，但建设周期长达 7～8 年;电化学储能具有选址布置灵活、建设周期短、响应速度快等特点，但安全性有待提升，两者具有优势互补性，需要统筹协调。抽水蓄能作为系统级的调节手段，需要保持一定发展规模，并根据电化学储能技术发展和规模快速增长趋势，做好动态调整和年度任务安排。
3.3 电价和市场机制
英国、美国电化学储能在电网中应用的市场机制是在已建立电能市场、调频辅助服务市场和容量市场的基础上设计的。中国电力市场改革尚处于发展过渡期，各省电能现货市场和调频辅助服务市场正处于建设中，容量市场尚未开展建设。结合国外电化学储能在电网中应用的市场机制经验以及中国实际情况，适应电网侧储能参与的中国市场机制设计应遵循 3 个原则：一是明确储能应用的市场准入条件和主体定位;二是市场机制设计要因地制宜、分步实施;三是储能参与市场机制应遵循系统需求进行市场总体设计和资源统筹，并根据需要不断调整。
3.4 储能接入和调度运行管理
按照分级分类原则，根据电化学储能的应用场景和技术特点，规范电化学储能并网接入、调度运行等全过程管理。与电源建设一并考虑的电源侧储能和独立的调峰调频储能，参照常规电源接入管理办法执行，纳入相应调度机构管理，服从电网统一调度，实现可观、可测、可控。提升电网安全稳定水平的电网侧储能为独立的并网运行系统(设备)，参照电网设备建设管理办法，直接纳入相应调度机构的调度管理范围，并明确准入容量，相关运行状态信息接入调度自动化系统，运行模式为跟踪调度发电曲线或接受自动发电控制指令。客户侧储能参照分布式电源管理办法执行，在电压穿越能力、充放电响应及转换时间等方面提出技术要求和准入门槛，加强储能信息监测和平台建设，实现可观、可测、必要时可控。
3.5 电化学储能安全问题
电化学储能安全问题直接影响未来在电力系统的大规模应用，同时爆炸事故还会引发社会影响，需要高度重视、科学防控。一方面，电化学储能属于本征不安全体系，目前缺乏有效消防手段。电化学储能采用可燃有机物作为电解液，在高能的运行环境中易发生内短路造成热失控，存在自析氧反应，自成燃烧体系，常规安全消防措施无法有效应对，具有发生燃烧、爆炸等安全风险，影响电网设备安全和人身安全。另一方面，需要论证储能选址设计、建立安全防控体系、建立相关标准。储能电站选址应充分考虑对周边输变电设施等的安全影响，设计应预留足够的安全距离，科学制定防火措施和预案，防止连锁故障发生。制定涵盖电源、电网和客户侧全方位，以及规划设计、建设运行、设备维护等全过程的储能安全防控体系。当务之急要建立储能电站接入安全标准，构建储能系统检测平台。
3.6 储能云共享平台
电化学储能建设周期短、安装灵活便捷，可以实现真正意义上的“共享”，以此能够充分挖掘储能的利用潜力，提高利用效率。一是设备的共享，包括设备的租赁使用等;二是资源的共享，发挥电源侧、电网侧、用户侧以及电动汽车等诸多储能资源的调节特性，提高电网安全性、可靠性、经济性;三是服务的共享，有助于实现卖电、能源管理、定制用电需求等服务。目前电网公司、储能运营商、负荷集成商等相关企业已经开展储能云平台建设，结合 5G 时代的到来，储能云共享平台将可以最大限度地发挥各储能主体的利用价值，实现社会资源优化配置。
4 结语
在近中期，为促进电化学储能健康有序发展，提出以下政策建议。
(1)建议要求集中式新能源项目配置一定比例的储能。推动将储能作为改善新能源并网特性、平滑新能源出力的必要技术措施，通过完善提高可再生能源发电并网技术要求，在电源核准时按照一定比例进行配置，保障电网安全稳定运行及可再生能源发电的高效运行。
(2)建立峰谷分时电价动态调整机制。国家价格主管部门应以改善负荷特性、引导储能有序发展为目标，建立客户侧峰谷分时电价定期评估和动态调整机制，统筹考虑各地区供需平衡、储能规模等，按照“一省一策”择机推动价格调整。
(3)考虑将特殊应用场景的电网侧储能纳入输配电价监管。推动将保障系统安全和保障输配电功能的电网侧储能纳入下一轮监审办法，计入有效资产或准许成本，但要加强规划、投资相关监管，进行科学规划和综合方案比选论证，通过示范项目实际运行状态数据分析，合理评估电网侧储能核定成本。
(4)建立健全辅助服务和电力现货市场交易机制。根据电力市场改革进程，推动建立健全储能参与辅助服务市场、电力现货市场等市场交易的相关政策和机制，以市场化机制引导储能产业健康发展。——论文作者：胡静，黄碧斌，蒋莉萍，冯凯辉，李琼慧，许钊
