研究背景
得益于動力電池領域的快速發(fā)展，電化學儲能技術以其成本和技術優(yōu)勢，逐步在電力系統(tǒng)中得到廣泛應用。在中國電力市場化改革進程中，能源及電力建設相關企業(yè)對電化學儲能在電力系統(tǒng)的大規(guī)模應用都給予高度關注。目前電化學儲能技術應用逐步由示范轉向商業(yè)化運營初期階段，但市場機制尚未成熟，投資主體和收益模式尚處于探索階段，項目經濟性存在不確定性，且缺乏儲能和電網的統(tǒng)籌規(guī)劃，在接入、運行管理方面缺乏相關規(guī)定。需要基于其應用場景和經濟性分析，針對電化學儲能在近中期發(fā)展中需要解決的關鍵問題開展全面研究，并提出促進電化學儲能健康有序發(fā)展的相關建議。
論文所解決的問題及意義
針對電化學儲能在電力系統(tǒng)中廣泛應用中面臨的一系列現(xiàn)實問題，文章從發(fā)展規(guī)模、技術經濟性、政策環(huán)境等方面闡述了中國電化學儲能發(fā)展現(xiàn)狀，提出電化學儲能在電力系統(tǒng)中的具體應用場景、商業(yè)模式和投資回報機制，并量化分析了不同場景下的項目經濟性，圍繞項目投資屬性、儲能與電網及抽蓄統(tǒng)籌規(guī)劃、電價及市場機制、儲能接入和調度運行管理、電化學儲能安全問題、儲能云共享平臺等6個關鍵問題分別進行分析，給出了需要解決和關注的重點方向，并提出相關政策建議，以期促進電化學儲能健康有序發(fā)展。
論文重點內容
（1）對于電源側儲能，新能源電站減少棄電增收模式在電價較高的新能源電站有一定盈利空間，調頻輔助服務模式面臨優(yōu)質項目減少、未來調頻市場空間飽和等收益風險。
（2）對于電網側儲能，目前尚沒有成熟可推廣的投資回收機制，潛在的收益模式中，計入有效資產可以保證合理收益水平，容量電價模式存在疏導困難，難以大范圍推廣，輔助服務市場模式是未來主要趨勢之一，收益水平完全由市場確定。
（3）對于客戶側儲能，需量管理和峰谷價差共同回收模式下，儲能盈利性水平主要與峰谷價差、儲能投資建設成本、循環(huán)次數(shù)、充放電模式、用戶分成比例以及對需量降低的效率影響等指標有關。通過建立儲能成本分析模式進行經濟性測算，當前，普通工業(yè)和大工業(yè)用戶安裝儲能僅少部分省份能實現(xiàn)盈虧平衡，隨著儲能技術經濟性提升，按工業(yè)電價降價前目錄電價計算，2020年已具有較好的盈利性。按照2019年工業(yè)電價水平下降要求，在北京市降價模式下（峰、平、谷價格統(tǒng)一下降同一額度，峰谷價差和峰平價差保持不變），儲能收益略有提升，在多數(shù)省份采用的河北省降價模式下（下降比例基本相同，峰谷價差和峰平價差縮?。?，儲能收益將明顯下降。
表1 客戶側儲能不同收益模式的收益水平測算
（4）在儲能與電網、抽蓄統(tǒng)籌規(guī)劃方面，應將儲能納入電網規(guī)劃，合理確定儲能發(fā)展規(guī)模、設施布局、接入范圍和建設時序，納入電網規(guī)劃并滾動調整；抽水蓄能作為系統(tǒng)級的調節(jié)手段，需要保持一定發(fā)展規(guī)模，應將其與電化學儲能進行統(tǒng)籌規(guī)劃。
（5）在電價和市場機制方面，結合國外電化學儲能在電網中應用的市場機制經驗以及中國實際情況，適應電網側儲能參與的中國市場機制設計應遵循3個原則：一是明確儲能應用的市場準入條件和主體定位；二是市場機制設計要因地制宜、分步實施；三是儲能參與市場機制應遵循系統(tǒng)需求進行市場總體設計和資源統(tǒng)籌，并根據(jù)需要不斷調整。
（6）在儲能接入和調度運行管理方面，與電源建設一并考慮的電源側儲能和獨立的調峰調頻儲能，參照常規(guī)電源接入管理辦法執(zhí)行，實現(xiàn)可觀、可測、可控；提升電網安全穩(wěn)定水平的電網側儲能為獨立的并網運行系統(tǒng)（設備），參照電網設備建設管理辦法，接入調度自動化系統(tǒng)；客戶側儲能參照分布式電源管理辦法執(zhí)行，實現(xiàn)可觀、可測、必要時可控。
研究結論
在近中期，促進電化學儲能在電力系統(tǒng)中的健康有序發(fā)展，要推動集中式新能源儲能配置技術要求，利用儲能改善新能源并網消納問題；建立峰谷分時電價的動態(tài)調整機制，以不同地區(qū)的負荷特性改善需求引導儲能有序發(fā)展；考慮將保障系統(tǒng)安全和保障輸配電功能等特殊應用場景的電網側儲能納入下一輪輸配電價監(jiān)管，通過示范項目實際運行狀態(tài)數(shù)據(jù)分析，合理評估電網側儲能核定成本；建立健全輔助服務和電力現(xiàn)貨市場交易機制，以市場化機制引導儲能產業(yè)健康發(fā)展。
