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1.储能纳入国家级政策规划
2015年以来,国内对储能产业的扶持政策密集出台。储能列入“十三五”规划百大工程项目,首次正式进入国家发展规划。《能源发展“十三五”规划》中提出,“积极开展储能示范工程建设,推动储能系统与新能源、电力系统协调优化运行。”“以智能电网、能源微网、电动汽车和储能等技术为支撑,大力发展分布式能源网络,增强用户参与能源供应和平衡调节的灵活性和适应能力。”
2016年6月,国家发展改革委、国家能源局印发《能源技术革命创新行动计划(2016~2030年)》,并同时发布《能源技术革命重点创新行动路线图》,提出包括先进储能技术创新在内的15项重点创新任务,并指出,要研究太阳能光热高效利用高温储热技术、分布式能源系统大容量储热(冷)技术,研究面向电网调峰提效、区域供能应用的物理储能技术,研究面向可再生能源并网、分布式及微电网、电动汽车应用的储能技术。掌握储能技术各环节的关键核心技术,完成示范验证,整体技术达到国际领先水平,引领国际储能技术与产业发展。
此外,新一轮电力体制改革相关配套文件,促进大规模可再生能源消纳利用、能源互联网和电动汽车推广发展的多项政策文件亦都将发展和利用储能作为重要的工作内容,为提高储能的认知度、确立储能发展的重要性作出了贡献。
2.首份行业政策性指导文件出台
2017年9月22日,国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发《关于促进储能技术与产业发展指导意见》(以下简称《意见》),这是我国储能行业第一个指导性政策,《意见》提出未来10年中国储能产业的发展目标,以及推进储能技术装备研发示范、推进储能提升可再生能源利用水平应用示范、推进储能提升电力系统灵活性稳定性应用示范、推进储能提升用能智能化水平应用示范、推进储能多元化应用支撑能源互联网应用示范等五大重点任务,从技术创新、应用示范、市场发展、行业管理等方面对我国储能产业发展进行了明确部署,同时对于此前业界争论较多的补贴问题给予了明确答案。
表1 我国储能产业发展目标
3.辅助服务等政策加速储能发展
在电力辅助服务方面,市场机制建设工作进入加速期。2016年6月,国家能源局下发《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》,明确在发电侧建设的电储能设施,“可与机组联合参与调峰调频,或作为独立主体参与辅助服务市场交易”;用户侧建设的电储能设施,“可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务”。这意味着,无论是发电侧还是用户侧,储能都获得了独立市场地位。
2017年11月,国家能源局下发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》,提出鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组,按需扩大电力辅助服务提供主体,鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务,允许第三方参与提供电力辅助服务,确立在2019~2020年,配合现货交易试点,开展电力辅助服务市场建设。这意味着未来的辅助服务交易将逐渐实现市场化运作。
在地方层面,截至今年5月底,国家已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个地区开展辅助服务市场建设试点工作。各地均对储能给予与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份。电储能既可在火电厂或集中式间歇性能源发电基地等发电侧,也可在负荷侧,或以独立市场主体身份为系统提供调峰等辅助服务。
一系列政策从确认储能参与辅助服务的市场主体身份、制定体现储能优势的价格机制,到逐步建立完善公平竞争的市场机制,都为储能服务于电力辅助服务、实现价值和商业化发展奠定了基础。
在电力需求侧管理(需求响应)方面,2017年9月,国家发展改革委、国家能源局等六部委联合发布《电力需求侧管理办法(修订版)》(以下简称《办法》),为储能在需求侧管理(需求响应)的应用增加了新的内涵。《办法》指出,“通过深化推进电力需求侧管理,积极发展储能和电能替代等关键技术。鼓励电力用户采用电蓄热、电蓄冷、储能等成熟的电能替代技术”。储能已经被定义为通过参与需求响应,在电力需求侧管理中实现重要作用的资源。
在电力市场化交易和配售电改革方面,2017年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》发布,从短期看分布式发电交易对储能的需求有限,但就中长期而言,对于发展储能的灵活性调节价值具有重要的推动作用。
三、储能应用及商业模式
储能在电力领域主要应用于可再生能源并网(专指在集中式风电场和光伏电站的应用)、电力输配、辅助服务、分布式发电及微电网等领域。在国内实践中,新型储能的主要盈利模式较为单一,目前正在探索多种商业化应用模式。
(一)应用
据中关村储能产业技术联盟项目库统计,从全球新增投运电化学储能项目的应用分布上看,2017年,集中式可再生能源并网领域的新增装机规模所占比重最大,为33%,其次是辅助服务领域,所占比重为26%。
从我国新增投运的电化学储能项目的应用分布上看,2017年,用户侧领域的新增装机规模所占比重最大,为59%,其次是集中式可再生能源并网领域,所占比重接近25%,排在第三位的是辅助服务领域,占比16%(见图7)。
资料来源:CNESA 图7 2017年中国新增投运电化学储能项目的应用分布
资料来源:CNESA 图8 2017年底中国累计投运电化学储能项目的应用分布
目前,储能在我国电力市场主要有4个应用领域:可再生能源并网、辅助服务、电网侧和用户侧。截至2017年底,我国电化学储能在上述4个领域的安装比例分别为29%、9%、3%和59%(见图8)。其中,辅助服务和用户侧是储能应用最具盈利潜力,有望率先实现商业化的领域。2018年,电网侧储能发力。
1.电源侧
在传统发电领域,储能主要应用于辅助动态运行、取代或延缓新建机组。
辅助动态运行。为了保持负荷和发电之间的实时平衡,火电机组的输出需要根据调度的要求进行动态调整。动态运行会使机组部分组件产生蠕变,造成这些设备受损,提高了发生故障的可能,即降低了机组的可靠性,同时还增加了更换设备的可能和检修的费用,最终降低了整个机组的使用寿命。储能技术具备快速响应速度,将储能装置与火电机组联合作业,用于辅助动态运行,可以提高火电机组的效率,避免对机组的损害,减少设备维护和更换设备的费用。
取代或延缓新建机组。随着电力负荷的增长和老旧发电机组的淘汰,为了满足电力客户的需要和应对尖峰负荷,需要建设新的发电机组。应用储能系统可以取代或延建新机组,即在负荷低的时候,通过原有的高效机组给储能系统充电,在尖峰负荷时储能系统向负荷放电。我国起调峰作用的往往是煤电机组,而这些调峰煤电机组要为负荷尖峰留出余量,经常不能满发,这就影响了经济性。利用储能技术则可以取代或者延缓发电侧对新建发电机组的需求。
2.集中式可再生能源并网
在集中式可再生能源并网领域,储能主要应用于解决弃风、弃光,跟踪计划出力,平滑输出。
解决弃风、弃光。风力发电和光伏发电的发电功率波动性较大,特别在一些比较偏远的地区,电网常常会出现无法把风电和光电完全消纳的情况。应用储能技术可以减小或避免弃风、弃光。在可再生能源发电场站侧安装储能系统,在电网调峰能力不足或输电通道阻塞的时段,可再生能源发电场站的出力受限,储能系统存储电能,缓解输电阻塞和电网调峰能力限制,在可再生能源出力水平低或不受限的时段,释放电能提高可再生能源场站的上网电量。
跟踪计划出力,平滑输出。大规模可再生能源并入电网时,出力情况具有随机性、波动性,使得电网的功率平衡受到影响,因此需要发电功率进行预测,以便电网公司合理安排发电计划、缓解电网调峰压力、降低系统备用容量、提高电网对可再生能源的接纳能力。通过在集中式可再生能源发电场站配置较大容量的储能,基于场站出力预测和储能充放电调度,实现场站与储能联合出力对出力计划的跟踪,平滑出力,满足并网要求,提高可再生能源发电的并网友好性。
就全球储能市场而言,集中式可再生能源并网是最主要的应用领域。在国外,日本是典型的将储能主要应用于集中式可再生能源并网的国家之一。集中式可再生能源并网是日本推动储能参与能源清洁利用的主要方式,北海道等解决弃光需求较强烈的地区,以及福岛等需要灾后重建的地区成为储能应用的重点区域。在国内,集中式可再生能源并网中应用储能,以青海和吉林较具代表性,前者积极探索光储商业化,后者则是将电储能与储热综合应用试点。
3.电网侧
储能系统在输电网中的应用主要包括以下两方面:作为输电网投资升级的替代方案(延缓输电网的升级与增容),提高关键输电通道、断面的输送容量或提高电网运行的稳定水平。在输电网中,负荷的增长和电源的接入(特别是大容量可再生能源发电的接入)都需要新增输变电设备、提高电网的输电能力。然而,受用地、环境等问题的制约,输电走廊日趋紧张,输变电设备的投资大、建设周期长,难以满足可再生能源发电快速发展和负荷增长的需求。大规模储能系统可以作为新的手段,安装在输电网中以提升电网的输送能力,降低对输变电设备的投资。
储能系统在配电网中的作用更加多样化。与在输电网的应用类似,储能接入配电网可以减少或延缓配电网升级投资。分布在配网中的储能也可以在相关政策和市场规则允许的条件下为大电网提供调频、备用等辅助服务。除此之外,储能的配置还可提高配电网运行的安全性、经济性、可靠性和接纳分布式电源的能力等。
2018年以来电网公司规划安装应用储能的力度不断加大。在以江苏、河南等为代表的省网区域,许继集团、山东电工、江苏省综合能源服务公司、平高集团等国家电网下属公司作为投资建设主体,在输配电站批量化建设百兆瓦级储能电站,缓解高峰负荷对电网的冲击,同时探索平滑新能源和调频辅助服务等应用模式。据中关村储能产业技术联盟项目库统计,2018年以来公布的电网侧储能项目(含规划、在建、投运)总规模已经超过230兆瓦。
4.辅助服务
在电力辅助服务领域,储能主要应用于调频、调峰和备用容量等方面。
调频。电力系统频率是电能质量的主要指标之一。实际运行中,当电力系统中原动机的功率和负荷功率发生变化时,必然会引起电力系统频率的变化。频率的偏差不利于用电和发电设备的安全、高效运行,有时甚至会损害设备。因此,在系统频率偏差超出允许范围后,必须进行频率调节。调频辅助服务主要分为一次调频和二次调频(AGC辅助服务)。储能设备非常适合提供调频服务。与传统发电机组相比,储能设备提供调频服务的最大优点是响应速度快,调节速率大,动作正确率高。
调峰。电力系统在实际运行过程中,总的用电负荷有高峰低谷之分。由于高峰负荷仅在一天的某个时段出现,因此,需要配备一定的发电机组在高峰负荷时发电,满足电力需求,实现电力系统中电力生产和电力消费间的平衡。当电力负荷供需紧张时,储能可向电网输送电能,协助解决局部缺电问题。抽水蓄能是目前完全实现商业化的储能技术,调峰是抽水蓄能电站一个主要的应用领域。
备用容量。备用容量指的是电力系统除满足预计负荷需求外,在发生事故时,为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。备用容量可以随时被调用,并且输出负荷可调。储能设备可以为电网提供备用辅助服务,通过对储能设备进行充放电操作,可实现调节电网有功功率平衡的目的。和发电机组提供备用辅助服务一样,储能设备提供备用辅助服务,也必须随时可被调用,但储能设备不需要一直保持运行,即放电或充电状态,只需在需要使用时能够被立即调用提供服务即可,因此经济性较好。此外,在提供备用容量辅助服务时,储能还可以提供其他的服务,如削峰填谷、调频、延迟输配线路升级等。
从全球来看,调频是储能的主要应用之一。根据彭博新能源财经统计,2016年、2017年,兆瓦级储能项目累计装机中,调频应用占比分别为41%、50%。在国外,依托自由化的电力市场,储能在美国辅助服务市场的应用一直引领着全球储能辅助服务市场的发展。在美国的区域电力市场中,储能系统参与二次调频的容量已占相当的份额。但2017年美国辅助服务领域新增储能项目装机数量和规模都不及往年,一定程度上也体现了美国部分区域调频储能市场趋于平稳甚至接近饱和。在中国,得益于政策推动,储能在我国辅助服务市场的应用比例已经从2015年的2%提升到2017年的9%。2017年四季度,全国辅助服务补偿费用共35.18亿元,占上网电费总额的0.81%;备用、调峰和AGC补偿费用合计占比超过90%。联合火电机组参与调频业务,在京津唐、山西地区应用较广泛。
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