业内人士眼中蓄势待发的储能调频市场

储能、调频分析重点

1、储能

顾名思义，储能是能量的储存，实际上储能不仅应用在电网当中，比如储氢，氢的来源是很多样的，最后到下游的燃料电池、新能源汽车，这中间是和电网没有关系的，但是储能在电网中的应用场景和应用市场是最大的。我们认为，储能是有一定的需求，但是需要政策来引导。我们从发电、输配电、用电等方面讲储能进行了一个应用场景的划分，简单来看发电端有六种应用场景，输配电三个，用电侧则分为五个部分，还有一个部分是新能源汽车，随着未来新能源汽车的发展以及V2G的出现，也可以实现新能源汽车和电网的联动，此时可以将新能源汽车看成是一个移动储能装置。

我们根据适用场景的不同，将相对更加适合的场景和不同的技术做了一个储能的连连看，但是这不是说在其他方面就不能使用某种其他的储能方法。

2、调频

从原理角度来看，首先是发电机：包括发动机、发电机和控制系统。我国的发电机大部分是同步发电机，其中转子产生旋转磁场，定子切割磁场来发电，因此发电机的频率和转子是一致的。转子转速变化是根据原动机输出的机械功率和发电机的电磁功率是否平衡来匹配的。如果电磁功率大于机械功率，系统频率会下降。

用户在实际使用过程中不会去考虑电厂的频率，从这个角度说，电力系统运行的原则是发电端通过负载来调节，有多少负荷，调整多少发电量，频率才得以保持平衡。

从能量的角度说，发电机在发电少的情况下，电力系统会瞬时从发电机组的转动势能中汲取能量，这就会导致发电机组转轴的速度变慢。反之，发电多余负荷，会把多余能量转移到转子的势能上，频率会上升。系统中，同步发电机有惯量，惯量越小，频率变得越快。所以需要一定量的发电机组保持在线，来使频率变动不要过快。我国的频率是50Hz，大电网的可容纳误差是±0.2Hz，如果负荷变化很快而超过范围，发电机组会出现脱网，发电端会因此导致连锁反应，电网会崩溃。从这个角度看，风电、光伏是有劣势的，因为他们不提供系统惯量，使得电网系统越来越容易触发0.2Hz的标准，系统可靠性变弱，这也是大家弃风弃光的主要原因。以光伏为例，现在采取虚拟同步发电机的技术，通过电子变流器接入电网。电子变流器和传统的同步发电机的区别包括快速的动态响应、较小的过载能力、低转动惯量和低短路容量的特性，对电网的稳定性产生难以忽视的影响。传统的同步发电机有比较优良的特性，天然有优势，要借鉴传统实现逆变器电网的友好接入。

对于电网来说，发电端的供给和用电端的需求必须保持实时平衡，由于实际过程中，用户无序的使用以及发电端新能源发电的波动性特征使得电网无法保证真正的实时平衡，通过调节供需可以使得电网能在较小的范围内波动，从而达到相对平衡的状态。以发电机切机导致频率降低为例，目前三时间段框架是应用较为普遍的平衡机制：在大量机组切除后的30s内，发电厂通过机组惯性和调速器响应来控制频率偏移，自动抑制频率衰减，此时是一次调频；在30s~10min的期间内，以调频器为代表的二次调频设备介入调频，此为二次调频，二次调频是我们说的电网的辅助服务，是可以产生收益的；第三个时间段从第5min开始，资源的经济调度通过5min实时情况提供三级控制机制，此时进行三次调频。

同步发电机组的热能、机械能、电能的转换过程比较缓慢，但是如果用储能装置，化学能和电能转换时间更短，储能+VSG技术结合了储能的快速响应和传统发电机组惯量的特性，会使得电网的频率得到快速平衡。储能（特别是电化学储能）调频速度快，容量可调，因此成为非常好的调频资源。平均来看，储能调频效果是水电机组的1.7倍，燃气机组的2.5倍，燃煤机组的20倍以上，理论上最好的调频效果与最差的调频效果之间可以相差近8000倍。实际应用中，投入前K2和K3的平均值分别在1.4和1.5左右，投入后上升到1.5和1.6左右，Kp值从2.98上升到3.2左右，后期通过进一步优化使得Kp值提升到接近5，体现了储能在调频方面性能优越。

调频市场空间巨大，调频的需求大约是总装机容量的2%左右，我们测算全国存量调频规模大约在33GW左右，我们得出年新增调频需求在1.5-2GW左右。

调频的经济性远超削峰填谷：IRR可达11%，回收期在是5年左右。未来随着新能源在电源中占比的进一步提高，以及电力市场进一步深化，开放辅助服务市场，调频的需求也将进一步释放。将同一储能应用到不同的场景中，通过多种场景叠加能够获得更多的收益，进一步缩短投资回收期。

参会嘉宾观点分享

科陆电子

未来10年全球储能领域将实现快速发展，据NavigantResearch分析，预计2017年全球公用事业规模储能容量年增量为1159兆瓦，2026年将增至30473兆瓦，同期分布式储能系统年增量将从684兆瓦增加到19700兆瓦。

储能目前有以下七大应用场景：峰谷差套利、离网型光储电站、火电机组ACG调频、风光储调峰调频、独立储能电站、分布式工业园区综合储能微网、离网户用储能。其中，峰谷差套利在北京具备最好的条件，其次江苏情况也比较好，但其主要难点在于攻克进入壁垒；离网型光储电站分布地区大多在高原，主要在青海、西藏、内蒙等地，最高海拔可以达5000米以上，对设备、系统的要求很高，同时由于海拔较高，对现场人员也是一种挑战，工作效率可能偏低；火电机组AGC调频应用市场具有细分化特征，包括华北电网，山西电网、山东电网等，相同点是都设有很高的准入门槛，现在情况来看收入很稳定，大约两年能够实现成本回收；风光储调峰调频应用目前是比较新的，市场容量很容易计算，大家最关心的还是成本回收问题。新能源装机规模将贡献90%的能源消费增量，配套储能装置的功率按照风电与光伏装机容量的15%计算，到2030年，储能电池需求有望达到8.5亿kWh，以单位千瓦时储能系统（锂电池）1200元的价格计算，中国风光储能市场空间有望达到1万亿元（人民币）；独立储能电站第一个示范项目审批已完成过半，目前主要采用虚拟同步的方式，200、300兆瓦作为一个整体参与进去，群控起来，整体上具备虚拟同步的能力；分布式工业园区综合储能微网是目前比较热的增量配电网的发展，增量配电网政策已经出台，有实力的投资者正在进入，其中既有政府电网也有民营企业；离网户用储能不构成网，只供基本使用。

考虑度电成本，将电池类型等因素都抹平了，现在储能度电成本为4-5毛钱，收益率处在边缘，勉强能够达到项目要求，但是实际运行时并不一定能达到。未来度电成本降至2-3毛钱时，市场将被撬动。调频方面，如果没有风电、光伏等，火电调频足以平衡电网，但是现在可再生能源的装机越来越大，导致了调频的刚需。

深圳市科陆电子科技股份有限公司成立于1996年，2007年3月在深圳证交所上市，初步形成了以智慧能源为核心的产品链、商业运营生态圈和金融服务体系。主要业务范围包括储能电芯、储能系统总成和储能产业基金。同时，公司在售电、个体运营、充电网络都在做布局。相对于原来以储能的系统总成、产业合作为核心，现在增加了储能电芯，与动力电芯区分之处在于考虑度电成本时更多地追求长寿命，电芯寿命是很重要的指标。公司在江西新余建的电芯厂专门针对储能电芯，能量型与功率型综合在一起，会比现在的动力电池寿命长一倍以上，度电成本将进一步降低。在峰谷套利方面，利用多次循环，可以较快地收回成本，使回收年限在4-5年左右。

储能是一个比较复杂的工程系统，比如电池用专用的电芯。大家提到包括电动汽车的电池可能参与到储能中来，但是储能系统相当于值班，可靠性非常重要，因此科陆核心的部门主要以专业系统为主，其他系统为辅，根据可靠度来计算构成层次分明的系统。监控方面，科陆云平台已于去年建成，可以保存完整的系统数据。根据应用场景不同，科陆提出了不同的解决方案，包括能量型、功率型和综合型，未来综合型储能是主要的发展方向。截至2017年7月，科陆在储能方面已经累计销售820MWh，已交付400MWh。

除了在储能产业生产制造方面的发展，科陆在售电、个体运营、充电网络、智慧能源、智慧城市、能源金融。电动车生态圈等方面都有所布局。科陆电子的核心技术在于技术创新，包括物联网、智能硬件、虚拟电厂、云平台、电能量储存、能源大数据分析、能源网络优化等都在推动产品、运营的发展，此外配电网领域投入力度也比较大。电动汽车方面公司目标是“十省百城千站万桩”，在充电整个领域发展，同时强调协同跨界发展战略，体现整合的优势。