电化学储能应用模式及关键问题

得益于动力电池领域的快速发展，电化学储能技术以其成本和技术优势，逐步在电力系统中得到广泛应用。在中国电力市场化改革进程中，能源及电力建设相关企业对电化学储能在电力系统的大规模应用都给予高度关注。目前电化学储能技术应用逐步由示范转向商业化运营初期阶段，但市场机制尚未成熟，投资主体和收益模式尚处于探索阶段，项目经济性存在不确定性，且缺乏储能和电网的统筹规划，在接入、运行管理方面缺乏相关规定。文章基于储能应用场景和经济性分析，针对电化学储能在近中期发展中需要解决的关键问题开展全面研究。

（来源：公众号“中国电力”ID：ELECTRIC-POWER 作者：胡静 黄碧斌 冯凯辉）

1、电化学储能应用场景及经济性分析

（1）对于电源侧储能，新能源电站减少弃电增收模式在电价较高的新能源电站有一定盈利空间，调频辅助服务模式面临优质项目减少、未来调频市场空间饱和等收益风险。

（2）对于电网侧储能，目前尚没有成熟可推广的投资回收机制，潜在的收益模式中，计入有效资产可以保证合理收益水平，容量电价模式存在疏导困难，难以大范围推广，辅助服务市场模式是未来主要趋势之一，收益水平完全由市场确定。

（3）对于客户侧储能，需量管理和峰谷价差共同回收模式下，储能盈利性水平主要与峰谷价差、储能投资建设成本、循环次数、充放电模式、用户分成比例以及对需量降低的效率影响等指标有关。通过建立储能成本分析模式进行经济性测算，当前，普通工业和大工业用户安装储能仅少部分省份能实现盈亏平衡，随着储能技术经济性提升，按工业电价降价前目录电价计算，2020年已具有较好的盈利性。按照2019年工业电价水平下降要求，在北京市降价模式下（峰、平、谷价格统一下降同一额度，峰谷价差和峰平价差保持不变），储能收益略有提升，在多数省份采用的河北省降价模式下（下降比例基本相同，峰谷价差和峰平价差缩小），储能收益将明显下降。

表1 客户侧储能不同收益模式的收益水平测算

2、电化学储能应用关键问题分析

对于电化学储能项在电力系统的应用和投资，主要受到两类需求驱动，一类是价值驱动，即受到解决电网安全运行、解决特殊场景的输配电功能问题等电力系统的需求影响，投资建设储能项目，另一类是利益驱动，即利用储能的特性在现有或未来价格政策、机制或市场规则中可以盈利的众多投资项目中的一种。对于第一类储能项目应该关注其合适的发展规模，如何统筹与电网的规划，如何优化调度运行等技术管理规范，以及为其在价格和市场机制上找到成本回收途径；对于第二类储能项目，有明确的服务对象和商业模式，更多关注其如何保障安全，如何探索出更多样化创新商业模式等问题。下面就几个中国电化学储能应用的关键问题展开分析。

（1）项目投资属性。

对于电源侧储能，属于电源内部资产，无法计入电网有效资产，电网主业（指从事受监管的输配电业务的单位）不能投资，第三方单位投资可通过市场化方式进行成本回收。考虑新能源配套储能与新能源的发电收益难以区分，联合常规电源调峰的储能参与调峰服务补偿收益分摊缺乏实际运营案例参考，联合常规电源调频的储能市场规模有限、收益将随参与主体增多逐步下降，应详细评估项目投资效益。

对于电网侧储能，现阶段，《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）已明确指出电储能设施不允许纳入输配电价核价范围，电网主业无法投资。但对于电网侧储能中保障故障或异常运行下的系统安全场景，储能应用频次存在不确定性，且相关价值难以量化评估，对于保障输配电功能场景，通过技术经济性比较，储能在特定条件下可以实现电网设施替代效益，实现全社会用能成本降低，因此，随着储能技术经济性的不断提升，未来“十四五”电网规划中可考虑将上述两种场景的储能作为电网设施的一部分，通过系统论证后，与其他输配电设施一起纳入成本监管，按照统一规划、统一建设、统一管理的原则，由电网主业主导建设或租赁。对于调峰、调频等可以通过参与市场方式获利的电网侧储能，可由第三方单位投资，收益方式和水平由市场需求决定。

对于客户侧储能，属于客户内部资产，无法计入电网有效资产，电网主业不应参与投资建设，第三方单位可根据需要和市场空间自行建设，但要积极引导客户侧储能参与电网需求侧响应、电量平衡和负荷特性改善，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设，发挥降低电网峰谷差、缓解局部电网供需紧张等作用。

（2）储能与电网、抽蓄统筹规划。

一是将储能纳入电网规划。电化学储能大规模应用，在提高系统的调节和支撑能力的同时，增加了负荷预测和调控管理难度，加剧电网电力电子化程度，对电网安全运行提出挑战。应统筹电网和储能发展，合理确定储能发展规模、设施布局、接入范围和建设时序，纳入电网规划并滚动调整，引导储能合理布局、有序发展。

二是电化学储能发展应统筹抽蓄发展。抽水蓄能具有建设容量大、调节能力强、运行性能稳定、使用寿命长等特点，但建设周期长达7~8年；电化学储能具有选址布置灵活、建设周期短、响应速度快等特点，但安全性有待提升，两者具有优势互补性，需要统筹协调。抽水蓄能作为系统级的调节手段，需要保持一定发展规模，并根据电化学储能技术发展和规模快速增长趋势，做好动态调整和年度任务安排。

（3）电价和市场机制。

英国、美国电化学储能在电网中应用的市场机制是在已建立电能市场、调频辅助服务市场和容量市场的基础上设计的。中国电力市场改革尚处于发展过渡期，各省电能现货市场和调频辅助服务市场正处于建设中，容量市场尚未开展建设。结合国外电化学储能在电网中应用的市场机制经验以及中国实际情况，适应电网侧储能参与的中国市场机制设计应遵循几个原则：一是首先明确储能应用的市场准入条件和主体定位；二是市场机制设计要因地制宜、分步实施；三是储能参与市场机制应遵循系统需求进行市场总体设计和资源统筹，并根据需要不断调整。

（4）储能接入和调度运行管理。

按照分级分类原则，根据电化学储能的应用场景和技术特点，规范电化学储能并网接入、调度运行等全过程管理。与电源建设一并考虑的电源侧储能和独立的调峰调频储能，参照常规电源接入管理办法执行，纳入相应调度机构管理，服从电网统一调度，实现可观、可测、可控。提升电网安全稳定水平的电网侧储能为独立的并网运行系统（设备），参照电网设备建设管理办法，直接纳入相应调度机构的调度管理范围，并明确准入容量，相关运行状态信息接入调度自动化系统，运行模式为跟踪调度发电曲线或接受自动发电控制指令。客户侧储能参照分布式电源管理办法执行，在电压穿越能力、充放电响应及转换时间等方面提出技术要求和准入门槛，加强储能信息监测和平台建设，实现可观、可测、必要时可控。

（5）电化学储能安全问题。

电化学储能安全问题直接影响未来在电力系统的大规模应用，同时爆炸事故还会引发社会影响，需要高度重视、科学防控。一方面，电化学储能属于本征不安全体系，目前缺乏有效消防手段。电化学储能采用可燃有机物作为电解液，在高能的运行环境中易发生内短路造成热失控，存在自析氧反应自成燃烧体系，常规安全消防措施无法有效应对，具有发生燃烧、爆炸等安全风险，影响电网设备安全和人身安全。另一方面，需要论证储能选址设计、建立安全防控体系、建立相关标准。储能电站选址应充分考虑对周边输变电设施等的安全影响，设计应预留足够的安全距离，科学制定防火措施和预案，防止连锁故障发生。制定涵盖电源、电网和客户侧全方位，以及规划设计、建设运行、设备维护等全过程的储能安全防控体系。当务之急要建立储能电站接入安全标准，构建储能系统检测平台。

（6）储能云共享平台。

电化学储能建设周期短、安装灵活便捷，可以实现真正意义上的“共享”，以此能够充分挖掘储能的利用潜力，提高利用效率。一是设备的共享，包括设备的租赁使用等；二是资源的共享，发挥电源侧、电网侧、用户侧以及电动汽车等诸多储能资源的调节特性，提高电网安全性、可靠性、经济性；三是服务的共享，有助于实现卖电、能源管理、定制用电需求等服务。目前电网公司、储能运营商、负荷集成商等相关企业已经开展储能云平台建设，结合5G时代的到来，储能云共享平台将可以最大限度的发挥各储能主体的利用价值，实现社会资源优化配置。