上海市电池储能电站发展扶持政策研究

2013-12-25电池储能电站发展扶持政策研究课题组

上海节能 2013年5期

电池储能电站发展扶持政策研究课题组

课题组成员：俞国勤张宇施明融杨青林褚燕杨小明杨建华杨锦成毕毓良张开利

随着现代电网技术的发展，储能技术作为智能电网发展的重要部分、电网运行过程中“采－发－输－配－用－储”六大环节中的重要组成环节，其应用越来越受到重视。储能可以有效地实现需求侧管理，减小昼夜间峰谷差，平整负荷；可以提高电力设备利用率，降低供电成本；还可以促进新能源的利用；同时也是提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动的技术手段。对于上海这样的特大型城市而言，推广使用电池储能电站的需求更为迫切，除了上述好处之外，还可以产生巨大的系统节能减排效应。我们期待政府和社会各方更加重视电池储能电站的发展应用。

《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》和《上海中长期科学和技术发展规划纲要》都对大容量储能技术研究和产业化提出了明确的发展目标。我国电池储能产业正处在起步阶段，储能产业的商业化模式尚未成形。储能技术的发展，迫切需要扶持政策配套。如实施分时电价，合理拉开不同供需时段的电价，以吸引更多的市场投资参与，推动储能技术和产业化发展。

1 上海市电池储能电站发展前景分析

上海城市用电状况及趋势从长期看，随着上海服务型经济发展和居民生活不断改善，将呈现电网峰谷差增长大于用电负荷增长，用电负荷增长大于用电量增长的总趋势，由此对电网运营带来各种负面影响。

1）上海市用电的新趋势

上海电力系统已经出现大容量、大机组、超高压、负荷密集等特征。电网运行“两高一低”（峰谷差高、季节差高、负荷率低）的大都市用电负荷特征愈益明显。十一五期间，上海全社会用电量年均增长7%（见图1），用电最高负荷年均增长11%（见图2），虽然经过“有序用电”的控制，年均最大峰谷差仍然达到7.9%。2011年日最大峰谷差上升到41.2%（见图3）。

上述特点引发了上海电力系统运行安全、经济性等一系列隐患，必须要有有效的应对措施。

2）上海电网发展面临的新问题

由于土地资源短缺及对于能源消费总量控制，本地电源的发展和能力的发挥，受到严重制约；外来电的不断增长，本地调峰压力不断增加，调峰能力严重不足的弊病日益显露。

图1 上海电力消费量与年增速

“十一五”期间，上海目前已基本形成了800 k V特高压受电结构和500 k V双环网网架，实现了7个220 k V独立分区运行。上海地区将先后有金沙江和三沪I I回两个直流项目落地，容量约980万kW，届时上海地区将有约1400万kW的直流输入电源落地，成绩斐然。但是外来水电与核电，基本不承担调峰任务，市内大电机组的调峰压力越来越大，调峰能力不足。

在传统的电网升级改造模式下（即电网设备容量随用电负荷增长而增长），由于城市土地资源稀缺、用地越益紧张，改造成本日渐提高，供电能力的增长速度仍然落后于电力负荷增长的速度。这样就造成发、输、配等环节设备容量规模随年最大负荷的提高而增大，但设备的年最大负荷利用小时数却在不断减少，降低了电力投资的经济性。

3）城市电网供电可靠性的新要求

上海中心城区负荷密度高，覆盖范围广。660 km2中心城区的负荷密度高达1.8万kW/km2，其中内环线内110 km2地区的负荷密度超过4万kW/km2，小陆家嘴、黄浦商圈、虹桥开发区等局部地区负荷密度甚至超过10万kW/km2。

随着居民生活水平的提高，用电负荷的不断增长，用户用电供需矛盾日趋凸出。上海普通居民每户配置容量仅4 kW，与香港每户20 kW、南京每户8 kW的配置比较相形见绌。当前上海居民家用电器数量不断增长，电动汽车已经上市，预计用电需求将继续增长。对于用户容量配置必须有前瞻性准备。

全市重要电力用户中，单电源用户和供电电源来自同一上级变电站的仍然占有相当比例。在用户受电通道安全性存在不定因素的情况下，必须完善供电侧的电源配置方案，加强供电可靠性。

为应对上述各项经济社会新发展对电力系统带来的新挑战，除了继续发挥现有设备的既有潜力之外，加快建设电池储能电站是十分紧迫而可行的应对措施，

2 上海市电池储能容量需求分析

自2001年以来（除2003年），全年大于97%最高用电负荷出现天数均小于10天，近三年全年大于97%最高用电负荷出现天数降至5天左右。为了满足全年不到10 h的最高负荷区间的用电，上海电网每年要投入巨资。

2012年上海市全年最大用电负荷约为2600余万kW，靠近最高负荷的3%区间，有78～80万kW。如果该尖峰负荷由既有抽水蓄能承担1/2，调峰电厂承担1/4，则需要新建储能系统承担剩余的1/4，约20万kW的负荷。

上海对储能系统市场需求主要来自上海市落地储能电站、高可靠性供电需求、新能源接入这三部分的储能需求，扣除重合部分，可以算出上海储能系统市场容量以及市场经济价值。

1）上海市落地储能电站需求。

根据上海电网智能化规划提出，“十二五”期间储能系统的建设目标为800 MW。按削除3%年尖峰负荷800 MW×10 h计算，其中，削除3%年尖峰负荷的50%由集中储能加顶峰电厂来落实，需求侧响应落实3%年尖峰负荷的25%，剩余25%则由分布式储能来承担，因而，该部分需求为每年储能削峰填谷200 MW，电量2000 MWh。

2）高可靠性供电对储能系统的需求。

上海电网的敏感负荷占总负荷的10%，对供电有特殊要求的特殊用户，可依托于储能系统改善电能质量，提高供电可靠性。

3）新能源接入对储能系统的需求。

根据储发比20%计算，要实现到2020年风能等新能源并网达到2000 MW的目标，储能系统需求约400 MW左右。

以上三方面对储能系统需求去除约7%重合部分，可以测算出到2020年上海对储能系统的需求总量为600～1000MW，按1万元/kW造价费计算，上海储能市场投资需要100亿元，与其替换的投资打平（即每年为了确保全年大于97%最高用电负荷天数内的电网可靠性和电能质量而投入100多亿元），完全可以撬动上海的储能市场，而且市场前景广阔。如果算上敏感负荷用户和新能源多发的收益，总体能够达到收大于支。

根据上海国民经济和社会发展目标，结合上海历年的电力负荷情况和上海的国民经济发展趋势，2015年上海电网预计最高用电负荷为3712万kW，年用电量为1715亿kWh；2020年最高用电负荷为4750万kW，年用电量为2184亿kWh；2030年最高用电负荷为4890万kW，年用电量为2252亿kWh。储能系统需承担的负荷预测结果见表1与图4。

3 电池储能电站经济性分析

1）上海市居民用电电价政策

目前上海市电网对单一制分时电价用户夏季和非夏季销售中，针对居民分时用电、且用电分类为不满1 kV的电度电价，夏季峰时段（6：00～22：00）销售电价为 0.617元 /kWh，谷时段（22：00～次日 6：00）销售电价为0.307元/kWh。在2012年7月实施阶梯电价后，将城乡居民用电量划分为3档，第一档电量原则上按照覆盖本区域内80%居民用户的户均用电量确定的0～3120 kWh(含)电价不作调整，即未分时电价为0.617元/kWh；分时电价高峰时段0.617元/kWh，谷时段0.307元/kWh。

2）储能电站成本效益分析

表1 未来储能系统承担负荷预测（万kW）

电力企业固定资产投资按照20年经营期和10年折旧期考虑，自有资金占20%，内部收益率按8.55%计，剩余资金采用银行贷款，按净资产收益率计算时，净资产收益率按照高于长期（5年以上）国债利率(5年期国债利率5.32%)2～3个百分点核定。

选取钠硫电池、液流电池、锂电池三种类型储能电站作为测算对象，测算方式参照国家相关规定，按净资产收益率测算。考虑到储能电站尚处于试点阶段，净资产收益率（IRR）与长期（5年以上）国债利率（5年期国债利率6.55%）相当的条件进行。测算条件如表2所示，3种电池的成本测算结果如表3所示。

对钠硫电池、液流电池、锂电池三种类型储能电站，按容量4000 kWh，运营期20年计算，若要满足盈亏平衡，即按内部收益率6.55%的条件，则电站主体设备的单位投资额应分别控制在1785元/kWh、1502元/kWh和1134元/kWh，与当前电站主体设备的实际单位投资额分别存在1215元/kWh、3498元/kWh和2866元/kWh的差额。换言之，必须弥补上述差额才能达到20年经营期年盈亏平衡的目标。

3）上海发展电池储能电站的社会效益分析

上海市的社会经济地位决定了上海电网是一个对可靠性和电能质量要求极高的电网。随着城市产业结构的调整，第三产业的比重增加，峰谷差不断加大，对供电可靠性要求高、负荷峰谷差大的用户数量不断增加，在用户负荷侧接入电池储能电站，在节省容量投资的同时，能够确保电能质量、提高用电可靠性。如果实行峰谷电价，负荷高峰时，用户利用电池储能系统减少高价电的购买量，负荷低谷时利用电池储能系统在电价低时多购电。在这个过程中，用户可以减少购电费用。

表2 通用测算条件

表3 三类电池储能电站无赢利经济测算结果

将电池储能电站直接接入城市配网，对电网而言，相当于改善了负荷特性,实现电力系统的负荷水平控制；减少了系统备用容量的需求，减少了系统中的调峰调频机组的需求，减轻了高峰负荷时输电网的潮流，减少了系统输电网络的损耗及输电网的设备投资，提高输配电设备的利用率。

在电源侧安装电池储能系统，可以在低谷负荷情况下启动储能装置，保持低谷负荷时候的电力平衡，使火电机组运行在比较经济的出力区间，提高了低谷负荷时的机组效率，在一定程度上降低煤耗，减少煤炭燃烧对环境的污染，在相同发电量的情况下可以促进其增效减排，提高了发电厂的经济效益，也符合国家的能源政策。

电池储能电站的建设还能够提高发电和输变电运行效率，降低发电煤耗率和输电损失率，取得可观的节能减排效益。

4 当前上海电池储能电站发展障碍

1）储能电价机制尚未建立

储能电价机制的建立是确立储能电站盈利模式的基础。峰谷电价差是储能电站盈利的主要来源。现有峰谷电价的形成尚未考虑储能因素，没有形成储能的投资回报机制，难以吸引投资者的积极性。

2）储能电站建设投资强度居高不下

影响储能设备推广应用的主要因素还是经济成本问题。例如，钠硫电池推广应用的最大障碍在于引进设备价格高昂。如能实现钠硫电池国产化，使其成本大幅下降，将为电力系统规模应用钠硫电池储能系统开辟广阔的疆域。

与风场配套的张北国家风光储输示范工程一期总投资33亿元，其中20 MW锂离子储能电池投资约4亿元。锂离子储能电池原期望使用寿命10年，但实际寿命多为5年，超过目前每年因“弃风”（所谓弃风，是指风机处于正常情况下，由于当地电网接纳能力不足、风电场建设工期不匹配和风电不稳定等自身特点导致的部分风电场风机暂停的现象。）造成的经济损失，缺乏推广的可行性。

按照深圳宝清储能电站测算，当储能电站的成本降到2元/(kWh)且电池可以循环使用5000次的条件下，按照当地0.6元/(kWh)的峰谷电价差，夜间用电低谷进行储电，白天用电高峰将电释放出来自用，收回储能设备的前期投资的时间为5年，就达到市场一般投资的盈利期望。在这种条件下，储能电站也就具有了大规模推广的商业价值。

目前我国液流、全矾和锂电子储能电池均处于研发阶段，尚未进入量产商业运营阶段，价格偏高，带动储能电站投资强度高昂。

3）储能电站发展扶持政策缺失

目前我国在储能电站设备研发已经摆上议事日程，科研及试验进展差强人意，但是对于其作为商业运营的支持，还没有列入议事日程。世界上主要的发达国家都制定了扶持储能产业发展的相关政策法规，以立法的形式为储能产业的发展及产业化、商业化提供了激励和保障机制。

4）社会认知度不高

决策层的大多数对于电力储能，特别是电池储能的了解不多，一般民众更加缺乏这方面的知识。

5 对发展上海电池储能电站的政策建议

在储能产业技术研究和市场推广阶段，近期要尽量利用政府既有节能减排的鼓励政策，同时要加快研究推进市场化的扶持政策。

1）形成储能电价机制

我国的风电装机规模在短时期内超越美国，得益于国家制定了风电的上网电价政策。但是同美国形成鲜明对比的是，作为风电大规模应用瓶颈问题的储能产业却发展落后。我们呼吁：

（1）将储能电站纳入电网建设规划，储能设施投资作为核定输配电价的有效资产。

上海电网负荷密集、峰谷差大、用电可靠性要求高，储能系统是电网调峰的必要补充，应与城市电网同步规划，协调发展。政府主管部门应统一部署，明确本市发展目标，制定实施规划，近期先开展试点，然后逐步推广，再推向市场。

建议电网企业将储能系统试点项目纳入电网建设和改造，由政府部门核定规模，电网企业负责建设和运行，储能设施的投资作为核定输配电价的有效资产。

（2）按照不同运行模式制定电价政策，合理分担储能成本。

根据电源点的负荷特点，配套建设储能系统，调节峰谷负荷。如在电源侧建设储能电站，可采取峰谷电价、两部制电价等形式，核定储能电站电价。可以参考天荒坪抽水蓄能电站实行还本付息并略有盈余的两部制电价，其容量电价为470元/kWa，电量电价为0.264元/kWh，城市地区的储能电站可参照并制订适合电站市场运营的两部制电价。

对于由电网企业建设运行的储能系统，配套发电企业由此提高低谷发电出力，降低发电单耗，增加了获利空间，发电企业可以通过与储能电站签订协议，联动运行，提高负荷率，并适当承担储能电站的建设和运行费用。

和新能源配套的储能电站，可以在政府指导下采用招标机制通过市场竞争形成含储能配套的新能源电价。安装电池储能电站后的电价加价可由全网分担，也可在可再生能源电力附加中支付。