联盟观点

中关村储能产业技术联盟研究经理——王琤

一、中国储能在新能源发电中的应用现状

中国与可再生能源相关的储能应用，主要分为两种类型。一类是用户端分布式发电及微电网中储能的应用，另一类是集中式风光电站（可再生能源并网）储能应用。根据中关村储能产业技术联盟的不完全统计，截至2015年底，这两类应用累计装机规模已超过中国市场的80%。

图：中国运行项目应用累计装机分布，资料来源：CNESA

其中，集中式风光电站（可再生能源并网）储能应用主要集中在“三北”地区，这也是我国目前可再生能源消纳困难重重的地区，储能应用于这一领域，主要的作用为削峰填谷、平滑出力、跟踪计划出力、辅助电网安全稳定运行等。目前较为大型的集中式风光电站储能项目有：

•      张北风光储输示范工程（一期），储能容量19MW/83.5MWh，采用的储能技术有磷酸铁锂、钛酸锂、全钒液流电池、铅酸电池；

•      国电和风北镇风场储能项目，储能容量8MW/14.083MWh，采用的储能技术有磷酸铁锂、全钒液流电池、超级电容；

•      龙源法库卧牛石风电场项目，储能容量5MW/10MWh，采用的是全钒液流电池储能技术；

•      科陆电子风光储项目，储能容量10MW，采用的是磷酸铁锂储能技术。

二、中国储能在新能源发电应用中面临的问题

总结上述示范项目的运营经验，目前中国储能在新能源发电应用中面临两个主要问题：

•      缺乏盈利模式，这也是目前最主要的问题

理论上，储能可以改善风电质量，减轻电网压力，参与电力市场提供辅助服务等，但这些应用，目前都没有明确的参与机制与结算方式，因此价值不能正确衡量，并获得相应回报。

以1kWh锂离子电池参与风电场削峰填谷为例，简要的计算结果表明，在不考虑其他成本的情况下，该系统生命周期内度电成本大约为1.04元-1.25元，高于各地区风电上网电价至少0.5元，如没有相关补贴政策，则完全没有经济利益可言。因此要推动储能在风电场中应用，需要进步拓展储能的应用，例如参与服务价值较高的电力辅助服务市场，为电网提供备用服务，收取容量费用等。

•      建设在风光电站，储能电站运营存在困难

目前中国集中式风光电站储能应用，基本上全部与某一风光电站配套建设（这里称为整合型储能系统）。整合型储能系统，一方面投资建设由风光电站业主负责，大量投资成本的增加有可能会减缓储能电站的建设步伐；另一方面，其生产运营由风光电站运营，因此电网不能从全局最优化的角度调度储能资源，储能可实现的功能大打折扣；再者，与风光电站捆绑运营时，还需区分风光电站和电网的收益，才能正确结算，因此对最后的付费机制的设定，也造成了一定的困难。

为了解决以上难题，比亚迪提出了在集中式风光电站区域建设独立电池储能电站的构想，希望通过协调区域内风光电站和储能电站的运行，在目前成本较高的前提下，最大程度上发挥储能电站的价值，促进储能商业化应用，帮助新能源解决消纳难题。

三、独立电池储能电站应用方式探讨

独立电池储能电站解决方案的总体构想如下：

在新能源发电集中地区的330KV（或类似电压等级）的母线上，选择合适地点建立独立的电池储能电站（ESS），该ESS相当于小型抽水蓄能电站，ESS直接接受当地省级（或地区级）电网调度控制，省调（或地调）依据该母线各个风力发电站和光伏电站的出力预测以及实时母线电压、频率等情况，控制ESS的充电和放电，达到平滑输出、调峰、调频的目的。

独立电池储能电站解决方案与现有的整合型储能系统相比，具有以下优点：

（1）可实现较多的功能

独立型储能电站可由电网直接调度，类似于小型抽水蓄能电站，为电网提供调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等多种服务。

（2）储能计量及价值核算相对简单

储能电站独立运营，相对整合型储能系统，其调节电量容易统计，服务的种类及计量也相对容易，因此会一定程度上简化储能电站的运营难度。

（3）投资主体清晰，评估容易

独立储能电站与发电设备彻底分开，在投资界面上，主体清晰明确，在进行投资评估时，投资评估的难度也会相应降低。

（4）国家储能补贴政策出台更具针对性

由于与发电设备分开，更容易明晰储能本身的价值，确定补贴的方式与额度。另外，在排除发电设备的投资成本后，独立储能电站的投资体量也会大大下降，从而补贴的总体量也会相应下降。

四、促进独立电池储能电站发展的建议

为促进独立电池储能电站的发展，政府及电网企业应从以下几方面进行布局：

（1）明确独立储能电站的补贴或计费方式

对于独立储能电站补贴及结算的方式，应避免只考虑一次性建设补贴，能促进电站持久运营的电价、补贴机制的制定可促进储能电站在电网中长久发挥作用，可以考虑以下两种形式：

•      采用类似于抽水蓄能的结算方式，设置价格机制

如采用容量电价的形式，假设容量电价为600元/（kW*年），则计算表明，一个120MW/240MWh储能系统，在额外提供30%的建设费用（电站总投资约7.2亿元，30%建设补贴约2.16亿元）的情况下，预计投资回收年限为7年左右，对于投资者来说，将具有一定的吸引力。

•      纳入电力系统辅助服务范畴，制定相关政策，促进储能电站参与辅助服务

对于储能系统来说，可以参与辅助服务市场，显然可以促使储能形成一定的商业模式，尽管《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》已经允许储能参与电力辅助服务，但相关的结算机制并未确定。假设可以按照现行的模式进行结算，简要计算表明，在一些地区已经具备盈利空间，未来应根据储能的特点，制定适应的规则，促进储能的应用。

（2）制定更严格的风电、光伏准入规则，促进储能应用

例如对风电、光伏的电能质量制定严格的标准，促进储能应用。目前的标准较为宽松，风电站、光伏电站在提高风电、光伏发电质量的问题上，动力不足。

（3）明确电网的责任

在前期电网建设运营示范项目，积累相关调度管理经验后，储能电站的建设应该从电网释放，储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移，而电网将主要承担为储能设施接入电网提供服务、计量与结算、协助建立辅助服务市场等责任。

近期，一系列国家政策陆续出台，《“十三五”规划纲要》、《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》、《中国制造2025-能源装备实施方案》、《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》和《国家能源局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》等都赋予了储能重要的发展地位和使命。随着电改的推进，电力现货市场的建立和完善，储能的发展也将面临一个真正的飞跃，成为支持国家能源结构调整、能源转型的重要因素。