国外储能电站应用分析及对我国的启示

独立的储能电站也许还不能与传统电源一争高下，但未来新能源与储能相结合对传统电源的影响将是革命性的。

文 | 时智勇 供职于国网能源研究院

近几年电力能源领域话题最多的当数新能源。随着新能源的快速发展，消纳矛盾日益凸显，通过储能技术解决弃风弃光问题成为一种选择。

电能具有发输供用实时平衡的特点，人们希望电能也可以像其他化石能源一样得以存储，所以储能几乎伴随着电力的发明被人们所关注，数百年来世界各国从未停止各种探索，研究出了抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、电化学储能、电磁储能等多种电能存储形式。

截止2018年，全球投运储能项目累计装机规模180.9GW，其中抽水蓄能装机规模最大，为170.7GW，占全球储能总装机容量的94%，电化学储能的累计装机规模次之，为4.9GW，占到了3.6%，其中锂离子电池占比达到了86%。

随着应用需求的不断扩大，各国支持政策持续出台以及制造工艺不断完善，近年来储能电池技术发展迅猛，电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标均得到了大幅提升，应用成本快速下降。

其中锂电池能量密度5年来提高了1倍、循环寿命提高了2～3倍、应用成本下降了60%；铅炭电池循环寿命较传统铅酸电池提升了3～4倍，再生利用率达97%，综合度电成本约0.6元/千瓦时·次，均接近盈亏平衡点，大规模商业化应用初现端倪。

与小型的户用储能系统不同，储能电站专指面向电网的规模化储能设施，其容量在数兆瓦至数百兆瓦，在一定程度上达到了电站级的规模。之所以关注规模化的储能电站，是因为其对能源转型、在电力系统各环节的作用以及改变电网形态都具有重要意义。

2018年夏天，总投资7.85亿元、总规模101MW/202MWh的镇江电化学储能电站项目投运，对缓解当地夏季负荷高峰发挥了重要作用。该项目是我国第一个真正意义上服务于电网的规模化独立运行的储能电站，在储能界刮起了一阵旋风，不到一年的时间，河南、长沙、甘肃百兆瓦级的储能电站纷纷上马。

储能的价格虽然降了很多，但与替代措施相比仍然很高，还未达到与其他传统能源相竞争的地步。国外储能电站在一些领域已经得到商业化应用，他们的驱动因素也是各有特色。

储能成为多元化保障供电能力的重要选择

2012年1月31日，美国南加州爱迪生公司宣布，因为内部蒸汽管道发生泄漏，由该公司主要负责运营的圣奥诺弗雷核电站3号反应堆已被关闭。

圣奥诺弗雷核电站有两个正在运转的核反应堆，装机容量为2200兆瓦，是南加州最大的电力来源，可满足140万家庭的电力需求。此次核电站反应堆的关闭引起了人们对电力供应可靠性方面的担忧。

加州阿里索（Aliso Canyon）天然气气田泄露所引发的电力短缺危机加速了加州对于安装储能系统、保障供电安全的步伐。

发生事故的Aliso Canyon天然气地下储气库隶属于美国Sempra能源公司下属南加州天然气公司，2015年10月至2016年2月期间，储气井共计泄漏天然气10.7万吨，是美国历史上最大的天然气泄漏事故，前后共导致1.1万名附近居民离家疏散，总损失约10 亿美元。

Aliso Canyon天然气气田在冬季可满足CEC所辖区域内20%的高峰负荷，夏季满足6 0%的高峰负荷。若没有Aliso Canyon的天然气储备，将给地区的供电、供暖和燃气供应带来严重挑战。为了弥补电力不足，加州六个月的时间里在几个地点部署了100兆瓦的储能设备。

随着储能应用的价值和重要性日益显现，为培育多元化储能技术，创造有利于储能技术企业和系统集成商发展的长期稳定市场，保障加州电力系统电力、电量供应，加州从2010年开始研究实施公用事业公司储能强制采购计划，通过历次立法，要求加州三大系统运营商（PG&E、SCE和SDG&E）到2020年部署1. 8GW储能的目标。

截至2017年底，美国大容量储能装机708MW/867MWh，其中加州约127MW，容量380MWh，占到已投运项目44%的能量规模和18%的功率规模。

公平开放的电力市场为储能提供了平台

PJM负责美国13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理，集中调度美国目前最大、最复杂的电力控制区，拥有独立的调频市场。

PJM也是美国储能电站功率装机规模最大的地区，占到已投运项目近40%的功率规模和31%的能量规模，平均功率规模为12MW，平均储能充放电时长为45分钟，且大部分为独立的储能运营商。储能电站之所以在PJM调频市场中得到较好的商业化运营，得益于公平的市场环境和按效果付费的价格机制。

联邦能源管理委员会自2007年起通过立法，要求各电力市场的组织者修改市场规则，消除歧视性条款，允许包括储能在内的新兴设施接入电力系统并参与电力市场，2011年发布75 5号令制定了调频辅助服务按效果付费补偿机制。在此基础上，2012年PJM市场创建了快速调频市场。

储能凭借快速的响应特性，在各类调频资源中拔得头筹，取代燃气机组成为PJM最大调频来源。2015年约有17 7MW储能参与PJM调频市场。到2016年上半年，容量增加到265MW，2016上半年PJM 总调频费用4295万美元，较2015年同期减少62.4%。

PJM调频市场的储能应用也并非一帆风顺，储能响应速度快，但持续提供调频服务的时间有限制，PJM发现，在系统需要调节的时候储能可能反向充放电，给系统增加调频负担，为此PJM不得不向其他调频资源支付更多调频费用以应对上述情况。

PJM于2015年末调低快速调频资源效益因子，导致PJM出清的储能调频服务减少，2016年总收入降幅达到32%，直接打击了储能运营商投资积极性。

英国去核、去煤能源计划加大容量市场对储能的需求

英国电力市场化改革是世界许多国家参考的典范，也深刻影响着我们国家的电改路径。英国自1989年开始至今施行了三次比较大的改革，2011年，英国能源部正式发布了《电力市场化改革白皮书（2011）》，开始了以促进低碳电力发展为核心的第三轮电力市场改革，容量市场作为本次改革的一个重要组成部分而被提出。

容量市场的建立也是基于一定的能源发展背景，欧盟决心推动新能源变革，《巴黎协定》、《2030年气候与能源框架协议》、《可再生能源发展指南》不断推动英国能源更新换代，新能源挤占传统化石能源发电份额，加快燃煤、核电等机组的退役。

2010年至2016年间共退役23GW装机容量的燃煤电站及核电站，这其中除了正常退役的机组以外，也包括了部分由于环保要求而提前退役的机组；预计未来10年，还将有24GW的燃煤电站及核电站面临退役。

传统发电机组退役一方面使得电网可用资源减少，调节能力减弱；另一方面传统机组盈利能力更加不稳定，降低了社会投资信心。同时随着经济社会的发展，英国电力市场的需求还将继续增长，加剧了对备用容量的需求。

2013年英国能源气候变化部颁布了《英国电力市场改革执行方案》，其目的希望通过建立容量市场，为容量提供稳定、持续性的新刺激，保证现有容量机组的盈利能力，维持投资者对新建容量机组的热情，减少目前较高的容量储备所带来的资金流失。

英国从2016年开始允许包括电化学储能在内的新兴资源参与容量市场，容量市场允许参与容量竞拍的资源同时参与电能批发市场，大大促进了英国储能装机容量的快速提升。

2016年，超过500MW的储能资源在容量市场拍卖中中标，占该年总竞拍容量的6％，且此次拍卖出清价格为22英镑每千瓦每年，高于前一年18英镑每千瓦每年。

同样，作为新兴事物的储能，参与市场也非一帆风顺。储能电站在容量市场大量中标，引起部分传统电源运营商质疑。

2017年初，他们向主管部门施压，认为储能不具备长期供电能力，会对电力供应安全构成风险。2017年12月，英国容量市场修改了针对储能电池的降额系数，该系数在一定程度上表征着在电力系统紧急事件中储能贡献的容量价值，直接影响储能在容量市场中的收益。

降额系统的调整主要针对放电时间小于4小时的储能系统，尤其对于放电时间为30分钟左右的储能系统影响很大。该调整使得持续放电时间较短的储能系统在容量市场中收益明显降低。

2018年11月，因需求管理供应商Tempus Energy公司质疑英国容量市场规则偏向传统发电机组，歧视需求响应和储能等新兴资源，欧洲法院裁定暂停英国容量市场竞拍。随着成本降低，储能将在更多应用领域扮演着重要角色，与传统发电机组的博弈才刚刚开始。

储能是新能源高占比系统最佳支撑技术

应对间歇性、随机性新能源大规模并网，电网需要更加灵活的调节资源。储能系统可有效平滑新能源场站出力波动，降低新能源随机性和波动性对电网运行的影响，显著提升跟踪计划的能力；储能系统可改善新能源场站无功调节能力，平抑并网点电压波动，提升局部电网电压稳定性；在弃风弃光情况下存储剩余电量，保障绿色电能全额消纳。

独立的储能电站也许还不能与传统电源一争高下，但未来新能源与储能相结合对传统电源的影响将是革命性的。

南澳州可再生能源发电占比高，是澳大利亚占比最高的州，天然气发电规模大但气源紧张，电力供应不确定性大，且电网对外联系薄弱，难以依靠电网互联进行互济支撑，需要建设储能这样的高灵活性电源。

截至2017年底，南澳州电源总装机544万千瓦，其中风电170万千瓦，光伏78万千瓦，合计占比46%；燃气发电装机267万千瓦，占49%。南澳州仅有两条线路（输电能力82万千瓦）与维多利亚州相连。

2017年3月南澳州政府出台《能源计划》，提出建立储能和可再生能源技术基金，对储能项目建设予以部分资金资助，总预算1.5亿澳元。南澳州特斯拉电池储能项目获得政府经济资助，并通过参与电量市场和辅助服务市场获利。

该项目位于南澳州Hor nsdale风电场附近，由该风电场业主投资并负责运营，特斯拉公司建设，采用锂离子电池技术，总容量10 0MW/12 9MWh，2017年12月1日与风电场三期项目同时投运。

2017年底，澳大利亚非用户侧储能达到了174MW，规划与建设的储能容量超过575MW，大部分项目与新能源发电相关。

近年来意大利可再生能源发电的持续增长，特别是意大利南部和西西里、萨丁岛，风电和太阳能发电发展迅速，对电网的渗透率越来越高，其中西西里岛和萨丁岛的风电、太阳能发电已经分别到达当地总发电量的36%和41%，且岛内电网与主网的联络比较薄弱，系统稳定裕度比较小，为提高电网可再生能源接纳能力，降低因电网原因造成的弃风、弃光电量，意大利国家输电网公司Ter na在意大利萨丁岛、西西里岛分别安装了8.65MW、7.3MW储能系统，在中南部电网分3个地点安装了6套储能系统，规模35MW/23MWh。

监管层面，意大利电力监管政策允许Terna建设和运营用于输电网安全运行、提高可再生能源渗透率和用于调度服务的发电设施。并且项目在列入电网规划并经过经济发展部和监管机构批准后，相应的投资可以享受相应的资产回报。

我国储能电站未来可期、道路荆棘

从国外储能电站的发展经验来看：一是需求驱动，合理引导。二是宜市场则市场，宜监管则监管。三是建立完善的市场机制，合理的价格形成机制。四是储能电站的发展不是一蹴而就，而是各利益主体相互博弈的过程，其本质也是能源技术经济的博弈。

得益于清晰的盈利模式，2017年以前，我国储能项目主要集中在用户侧，自去年以来，我国电网侧的储能电站实现了阶跃式的发展，截止2018年，我国累计投运电化学储能项目达到了1.02GW/2.9GWh，电网侧储能电站贡献了接近三分之一的容量。

与国外储能电站的应用相比，我国投运的储能电站呈现如下特点，全部由电网辅业单位投资建设，电网公司租赁，其功能为保障电力可靠供应，保障电网安全稳定运行，相关成本也尚未有明确的疏导机制，相对国外储能电站的发展，我国储能电站还面临着诸多问题。

政策方面

尽管国家出台了诸多政策和文件均强调要积极发展储能，发挥储能在电网调峰、可再生能源并网等领域的作用，但这些政策和文件只是明确了储能的“重要性”，没有配套出台可操作的“实用性”政策。业界评论我国储能处于厂商投资热、研究评论热、主管部门反应平淡的局面。

价格机制方面

电网侧独立储能电站的上网电价、充电电价未有明确定位，价格机制作为储能项目的生命线直接决定项目的可持续发展。市场准入方面，独立储能电站可参与的市场类型有限，现货市场尚未建成，辅助服务市场品种单一，且缺乏可操作性，尚未有独立储能电站参与市场的实际案例。

投资主体方面

仍以电网企业投资为主，社会资本参与较少，电网侧储能电站投资强度也将直接影响商业模式的创新发展。盈利模式方面，电网公司投资的储能设施缺少成本疏导机制，社会资本投资的储能项目缺少可预期的盈利空间。

目前主流观点是通过市场化方式，提高储能技术性能，降低成本实现商业化运营。我国正处于电力体制改革过渡期，市场机制还不完善，而规模化大容量的储能电站投资大、应用专，更需要完善的市场机制予以保障。正如本文开篇所说储能电站对能源转型、在电力系统各环节的作用以及改变电网形态都具有重要意义，未来将备受各界关注。