国投新能源有限公司 李奕瑾

1 政策背景及技术背景

近年来国家对储能技术及其产业发展予以高度重视。只有掌握了这项技术才能提高可再生能源占比，研发出智能电网，并与互联网实现跨界融合。在国家发改委2017年9月印发的《指导意见》中对这一思路进行详细阐述。随着发改委等部门意见的出台，从国家到地方纷纷发布一系列支持储能技术发展的政策文件。如国家能源局针对“三北”地区电力短缺问题，借助电储能实现电力辅助服务，并专门出台服务补偿（市场）机制。山西省开展调峰调频辅助服务，鼓励将电储能纳入到该项服务当中，并专门发布《通知》对相关事宜做出详细规定。江苏、甘肃等省也均发布支持储能产业发展的政策文件。随着我国电力市场化改革持续向纵深发展，电力市场改革倒逼政策的更新与制定。可看出各省在调峰调频等电网辅助服务、省间电力交易、电力现货交易市场等方面的新政策、新规定，将极大的完善电力市场机制，促进储能行业的有序发展。

国内两大电网公司在2019年2月均发布文件，决定在储能电站建设当中发展电化学储能。但随着国家发改委印发的《省级电网输配电价定价办法》（2020年版）明确将电储能设施当作与输配电业务无关的固定资产不得纳入可计提收益的固定资产范围，国网公司马上调整策略对电网投资进行严格控制，明确要求在电网侧电化学储能设施建设中叫停租赁、投资及合同能源管理等做法。国家发改委在2019年6月联合三部委共同围绕2019～2020年储能技术和产业发展形成行动计划和指导意见提到，针对峰谷电价政策，由国家发改委牵头探索储能容量电费机制，鼓励用电单位积极储能，并通过在电力市场进行能源交易获得补偿。能源局则负责对项目投资回收机制进行研究，围绕电网侧储能建设形成规划，制定建设原则。

表1 各省储能政策及调峰收益

表2 各省AGC补偿计算规则

上述两部委将《意见》于2019年7月31号印发，旨在引导电力现货市场的建设，针对辅助服务费用问题，形成以客户为主体的参与机制，并在此基础上构建配套服务市场，促进第三方机构如储能企业的参与。上述政策接连发布，表明能源企业有望替代电网成为储能投资的主力军。推动各大能源企业作出进军储能市场这一决定的主要原因是，其风、光等清洁能源发电占比逐步提升，随着未来光伏等新能源的大范围平价，新能源发电的边际成本不断走低，影响新能源发展的不再是补贴而是消纳，新能源和储能的结合显得愈发迫切。

随着国家能源的转型推进，高比例新能源已经成为我国新一代电力系统的重要特征。对于电网的调节，电网侧的能量存储可单独执行，既非发电厂、也不属于用户侧，而是在两者和电力系统的结算关口表之间，将配电或是输电网接入其中，服从机构统一调度的储能。电网侧储能优点很多，不仅响应迅速且可灵活进行调节，在整个电力系统中能实现诸多功能，如电压支撑和无功控制、调峰、调频、替代和延迟输配电投资、故障应急备用、缓解阻塞等。其中最关键的两大功能：

调峰。即让用功功率维持平衡，避免出现系统频率高低起伏的状态。而要做到这一点则需发电部门依照电负荷变化的具体情况对发电机出力进行调整；调频。即要确保电网频率在额定值范围内，一旦出现偏离情况，电网中级组的控制系统就会根据实际偏离程度调整控制机组功率，对电网频率变化进行限制，使之维持稳定。上述均通过放电量的变化体现出来。如今特高压电网得到快速发展、加之新能源占比持续增加，系统波动也变得幅度和频率均有增加趋势，致使安全问题越来越棘手。所以须突出储能的重要性，充分发挥其在调峰调频方面的作用。同时，如电源侧和用户侧储能能单独接入电网并参与电网调控，就应将其归为电网侧储能，进行商业运行和调度，从而激发储能设备的系统效益提升。

近年来国内储能累计装机容量中抽水蓄能的装机容量占到99%，化学储能装机容量占到1.3%，在化学储能占比中锂离子电池占到58%、铅蓄电池达到36%。从上述占比可看出电池储能电站作为电网侧储能类型主要的一种模式。电池同往常的储能技术比较而言，由于其具备模块化、响应速度快、安装方便、建设周期短等突出特点成为一种较好的储能装置。现在能进行储存能力的电池种类多样，如常见的锂离子电池、铅酸电池、液流电池等。

2 主要需求场景

从整体上说，储能可通过存储转移能量优化发电曲线，使之与负荷曲线更匹配。这样一来可通过更少的电力系统投资获得更高质量的电能。电力系统在储能的作用下消纳的清洁能源规模更大，能使清洁能源比重增大，在全社会范围内降低综合成本。

供电：从电网角度来看，当负荷中心如城市的负荷密度出现不断升高状态时，且其中老旧的火电机组不断开始退役，电网供电能力日趋紧张，该中心的土地资源和输配电走廊资源紧张，然而新增加的供电容量的所需时间较长、代价较大，甚至难以实现。电网要求客户进行错峰限电、有序用电，这不利于工商业的生产。采用储能可以缓解电网供电缺口，减少电力建设投资，包括输电网和配网投资、变电和线路投资，为其他可靠性措施增加投资，从而使得供电足够可靠，连续不间断为重点负荷和关键使用者供电。

案例：江苏镇江地区谏壁电厂2017年9月三台330MW机组同时停产，严重影响了镇江东部电网的供电平衡，电网考虑到镇江燃机因故无法按期投运导致镇江东部电网在2018年迎峰度夏期间将会有22万千瓦的电量短缺问题。为应对该问题，江苏省电网公司于2018年开始建设了八个电网侧储能电站，其中建山储能电站作为江苏省首个电网侧储能项目在2018年6月并网，该项目功率为5MW、电池容量10MW/h。该项目一方面有助于减轻电网供电压力，另一方面有助于持续发展可再生能源，使得电网的电压水平有所提升，同时还能将区域内的调峰调频能力提高并改善供电品质，保证电网的安全运行。

调峰调频：电池储能电站在跟踪负荷变化、及时响应、精准控制等方面均具有较强的能力，还可实现双向调节，能达到削峰填谷的目的，尤其在其它电力系统的调峰经济性较差的情况下。由于二次调频的影响，电力系统中的二次调频功率因数有限，难以准确地追踪调频信号，而蓄电池蓄能发电则可以较好地解决二次调频跟踪误差及不经济性问题。美国电科院在2011年发布研究报告，认为在各类电力系统储能应用中调频的应用价值最高。在规模相当的情况下，电池储能电站在调频效果上具有显著的优越性，可分别达到水电机组、燃气机组和联合循环机组的1.7倍、2.7倍和20倍。

电网安全因素：当存在较强频率波动时电网系统的风险较高，如出现大电源丢失的情况。如采用小机组调频又无法满足较大规模的调频。如，接入的新能源规模较大、调频机组缺乏足够的调频能力，此时就可发挥储能快充快放的功能，达到稳定系统安全运行的目的。例如在西电东送、南北互共工程中，河南的电网是枢纽地位。天中特高压直流项目建成后，该地区电网将成为国内第一家跨区域特高压交、直流混合联运的省际电网，改变的不仅是电网的结构、还有其运行的特征。电池储存具有微秒级的反应速度，大规模的电池储存设备可以迅速地支持天中的直流故障。

综上，和电源侧和用户侧不同，电网侧储能可在输配电网中储能，通过调峰和调频操作来确保电网可以运行稳定，从时间和空间上合理匹配用电负荷，增加消纳新能源的能力，能够确保高峰时刻的供电压力有所减轻，具有十分鲜明的现实意义。

3 商业模式

电网侧电池储能项目与传统的抽水蓄能电站对比来看，抽水蓄能电站一般规模较大、初始投资大、建设周期长，对场址要求高，一般难以在负荷中心周边选址。而电网侧电池储能项目一般来说单体容量小、布置灵活，有分布式的特点，可更靠近负荷中心。从商业模式上对比，现有抽水蓄能电站总体上由电网建设、投资、运营。大部分采用电网统一经营管理模式，其中部分采用租赁方式，即使用服务的电网公司或电网电厂联合体每年按照一定方式，付服务费给电站（调峰调频公司或综合能源公司），商业模式已相当成熟。虽然近两年来从国家到地方纷纷发布一系列支持储能技术发展的政策性文件，但储能电站投资回报面临的困难，确实是储能产业向商业化、规模化发展所面临的一个现实问题。

建议将电网侧电池储能项目定位成一个服务提供方，可采用固定收益+变动收益模式，二者综合起来收回投资。

3.1 固定收益部分

供电收益。是从延缓为满足少量峰荷的负荷中心设备扩容的投资及减少峰荷限电损失中得来的收益。该部分收益取决于设备扩容改造等与储能项目建设、运维之间的成本对比；安全收益。是指参与电网一二次调频，作为备用容量，参与调相调压黑启动服务中获得的收益。如果在储能项目中可参与AGC和ACC服务，就能够依照常规发电机组调节。可调容量越高、累计运行时间越长获得的收益也会更高（山东等省份下发了相关储能示范应用意见已提及第二条）。

2019年1 月至6月已有31个省4566家发电企业参与电力辅助服务补偿中，装机容量达到13.70亿kW,获得130.31亿元补偿费用，在上网电费总额中的占比达到1.47%。国内获得电力辅助服务补偿费用前三的地区为南方、东北、西北。比重上看，西北地区电力辅助服务补偿费占上网电费比重为3.27%，是各地区内最高的，这与西北地区新能源发展情况及该地区电力装机特性有较大关系。各区域电力辅助服务费用补偿费用（亿元）/电费占比（%）分别为：华北18.5/0.92、东北24.9/2.71、西北24.2/3.27、华东11.5/0.49、华中4.8/0.36、南方46.4/3.00。

3.2 变动收益部分

电价差收益。例如参与现货市场，利用电价差获利（政策不确定）；为用户侧提供服务获取收益。是指将储能项目租用给电源、用户侧。从电源侧（新能源）来说，提供储能服务可有效减少弃电、限电所带来的损失，还能使电源侧出力从而减少电网对他们的售电考核。案例：在某40MW风电场配备20MW储能系统，在2月份期间储能系统共吸收电能310.96MWh，放出电能285.35MWh,最大支撑功率14.34MW，最大吸收功率17.81MW，通过减少弃风实现盈利16万元。

电网侧电池储能项目短期内无法在现有市场机制中获取应有的收益。另一方面，从长远来看随着我国电力现货市场的逐步完善，价格信号将发挥显著作用，在现货电力市场上储能的市场价值将被充分地反映出来。发展电力系统侧的电池蓄能必须符合成本支付“谁获益，谁支付”原则。

由于电网侧的储能还处于发展初期，并不具备较为完善的技术规范和操作策略，且变电站须经过电力系统的计划部署，须保证电网的安全和稳定运行，所以在特定的地点和地区往往都是在负荷集中、重要和关键用户密集的地方，且大部分都在城市核心位置承担保底电源职责，对于设备及生产运行的安全管理要求非常高。因此建议通过和电网合作成立运营公司，如调峰调频、综合能源、售电公司、地方国企参股等，将电网侧电池储能项目放入到一个参与市场化的主体平台：

一是能更加积极地发挥储能的多种功能、多种效益，减少储能闲置浪费；二是由于电网侧电池储能可布置在电网的多个关键节点，能面向更多的源荷用户开展服务。现阶段各地政府要求新能源企业配置一定比例的储能，这样增加了新能源企业的项目投资成本，若一个100MW装机的新能源项目按照10%的装机比例配置储能、储能时间为1小时，则单位成本增加0.15元/W。向这类型新能源企业提供储能服务可降低其项目投资成本。面对已投运没有配备储能的新能源企业提供储能服务，可降低其面对弃电限电所带来的损失。运营公司的收益就从他们降低的投资成本及弃电限电损失中来；三是为更广泛的资源使用者设立服务机制，建立多个渠道收回储能投资，放大电网侧储能功能和收益。有了健全的机制才能更方便地作为市场主体参与电量、容量和辅助服务等电力市场。