中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：儲(chǔ)能技術(shù)可實(shí)現(xiàn)發(fā)用電時(shí)間解耦，打破電力實(shí)時(shí)供需平衡約束，使電能更趨同于一般商品，拓展電力交易的自由度和靈活度，是能源物聯(lián)網(wǎng)的重要支撐。在各類儲(chǔ)能技術(shù)中，電化學(xué)儲(chǔ)能安裝靈活、地理?xiàng)l件約束小、成本下降速度快，在全球范圍已進(jìn)入商業(yè)化推廣階段。在澳大利亞，光伏儲(chǔ)能平準(zhǔn)化發(fā)電成本已開始能夠與燃?xì)庹{(diào)峰機(jī)組競爭；美國西南部光伏儲(chǔ)能項(xiàng)目的可調(diào)度發(fā)電平準(zhǔn)化成本在2022年達(dá)到50美元/兆瓦時(shí)，屆時(shí)低于天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電成本；加州公共事業(yè)委員會(huì)（CPUC）也于2018年1月批準(zhǔn)公共事業(yè)公司太平洋天然氣和電氣（PG&E）建設(shè)567.5兆瓦/2.27吉瓦時(shí)儲(chǔ)能，替代現(xiàn)有三個(gè)燃?xì)庹{(diào)峰電站。我國2018年新增電化學(xué)儲(chǔ)能應(yīng)用裝機(jī)規(guī)模近700兆瓦，位居世界前三，儲(chǔ)能也已廣泛應(yīng)用于電力系統(tǒng)調(diào)頻、需求側(cè)電價(jià)管理、可再生能源消納等場合。
儲(chǔ)能商業(yè)化應(yīng)用現(xiàn)狀
目前我國儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用主要圍繞可再生能源消納、聯(lián)合火電參與調(diào)頻輔助服務(wù)以及用戶側(cè)電費(fèi)管理等。此外，通信基站、數(shù)據(jù)中心、多站合一、光儲(chǔ)（充）、微電網(wǎng)、綜合能源服務(wù)以及電力現(xiàn)貨市場等領(lǐng)域也有一定儲(chǔ)能需求。
可再生能源消納
由于發(fā)電裝機(jī)的快速增加，我國出現(xiàn)了較為明顯的可再生能源棄電的問題。以棄風(fēng)為例，2016年全國平均棄風(fēng)率高達(dá)17%，甘肅、新疆、吉林三省棄風(fēng)率甚至超過30%。較高的棄電率為電化學(xué)儲(chǔ)能在可再生能源消納領(lǐng)域的應(yīng)用營造了商業(yè)運(yùn)營條件。從地域分布來看，新疆、青海、河北是我國集中式可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域規(guī)劃建設(shè)儲(chǔ)能項(xiàng)目最集中的地區(qū)，單個(gè)項(xiàng)目的規(guī)劃設(shè)計(jì)規(guī)模大幅增加，多能互補(bǔ)集成優(yōu)化示范工程和可再生能源綜合應(yīng)用基地等成為該領(lǐng)域儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)劃建設(shè)的主要形式。從項(xiàng)目的商業(yè)模式來看，在可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域儲(chǔ)能主要有兩種商業(yè)模式：一是新能源發(fā)電場站業(yè)主投資運(yùn)營模式，其收益來源以棄電存儲(chǔ)為主，減少考核費(fèi)用為輔。二是合同能源管理模式，即新能源場站業(yè)主和儲(chǔ)能企業(yè)雙方以合同能源管理的模式進(jìn)行利益分成。
以早期集中式光伏電站加裝儲(chǔ)能為例，若鋰電池儲(chǔ)能電站裝機(jī)10兆瓦/20兆瓦時(shí)，電池單價(jià)1100元/千瓦時(shí)，光伏上網(wǎng)電價(jià)為0.9元/千瓦時(shí)，光伏棄電率為8%，則儲(chǔ)能項(xiàng)目動(dòng)態(tài)投資回收期為9年，內(nèi)部收益率為10%。然而可再生能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性水平依賴電價(jià)政策和棄電率，隨著可再生能源技術(shù)不斷成熟和電力系統(tǒng)消納能力的提升，針對(duì)可再生能源消納的儲(chǔ)能模式正面臨電價(jià)下降和棄電空間縮小的雙重壓力，未來商業(yè)運(yùn)營可持續(xù)性存在較大不確定性。
調(diào)頻輔助服務(wù)
目前國內(nèi)電化學(xué)儲(chǔ)能聯(lián)合火電參與調(diào)頻輔助服務(wù)的商業(yè)模式已經(jīng)成熟。儲(chǔ)能聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目主要集中在山西省、廣東省和內(nèi)蒙古自治區(qū)，其中山西省出臺(tái)的《關(guān)于鼓勵(lì)電儲(chǔ)能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)有關(guān)事項(xiàng)的通知》是全國首個(gè)單獨(dú)針對(duì)電儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)的項(xiàng)目管理規(guī)則，為儲(chǔ)能與火電聯(lián)合調(diào)頻提供了政策保障。從項(xiàng)目的商業(yè)模式來看，聯(lián)合調(diào)頻主要采用合同能源管理模式，通過儲(chǔ)能項(xiàng)目與火電機(jī)組綁定聯(lián)合調(diào)頻參與輔助服務(wù)交易，雙方在約定的分享期內(nèi)按一定比例對(duì)補(bǔ)償費(fèi)用進(jìn)行分成。調(diào)頻輔助服務(wù)是典型的功率型應(yīng)用場景，鋰電池響應(yīng)速度快、調(diào)節(jié)精度高，在調(diào)頻輔助服務(wù)領(lǐng)域具有明顯的競爭優(yōu)勢。以9兆瓦/4.5兆瓦時(shí)儲(chǔ)能+火電聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目為例，若儲(chǔ)能系統(tǒng)成本為2000元，循環(huán)壽命6000次，按照華北地區(qū)聯(lián)合調(diào)頻項(xiàng)目綜合性能參數(shù)（Kp）4.5，調(diào)頻補(bǔ)償價(jià)格為5元/兆瓦計(jì)算，則動(dòng)態(tài)投資回收期為3年（考慮火電廠30%收益分成），內(nèi)部收益率達(dá)到26%，是目前經(jīng)濟(jì)性最好的儲(chǔ)能應(yīng)用模式。
雖然補(bǔ)償價(jià)格較高，但調(diào)頻輔助服務(wù)市場空間較小，大量靈活性資源短期內(nèi)涌入調(diào)頻市場或快速拉低調(diào)頻價(jià)格。以山西為例，引入輔助服務(wù)競價(jià)機(jī)制后電儲(chǔ)能參與調(diào)頻的價(jià)格降幅超過50%。該現(xiàn)象在國外部分地區(qū)也屢有發(fā)生。例如在澳大利亞，由于電化學(xué)儲(chǔ)能電站參與競價(jià)，2019年第一季度輔助服務(wù)成本相比2018年第四季度下降33%；無獨(dú)有偶，德國2018年電化學(xué)儲(chǔ)能參與一次調(diào)頻每兆瓦時(shí)年收入約11萬歐元，相比2017年下降40%；英國調(diào)頻響應(yīng)（FFR）價(jià)格從2016～2017年度的18英鎊/兆瓦時(shí)下降到2018～2019年度的不足10英鎊/兆瓦時(shí)?？梢?，有限的市場空間不但可以降低儲(chǔ)能單位服務(wù)的價(jià)值水平，也將加劇市場價(jià)格的波動(dòng)和不確定性。
用戶電費(fèi)管理
用戶側(cè)電費(fèi)管理是電化學(xué)儲(chǔ)能最為典型的應(yīng)用模式。用戶側(cè)儲(chǔ)能從項(xiàng)目的商業(yè)模式來看，主要包括三類：第一類是針對(duì)傳統(tǒng)負(fù)荷，實(shí)施削峰填谷、需求響應(yīng)和需量電費(fèi)管理等。削峰填谷適用于高峰時(shí)段用電量大的用戶，是目前最為普遍的商業(yè)化應(yīng)用，通過“谷充峰放”降低用電成本；需求響應(yīng)通過響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度、幫助改變或推移用電負(fù)荷獲取收益；需量管理通過削減用電尖峰，降低需量電費(fèi)。以1兆瓦/2兆瓦時(shí)儲(chǔ)能項(xiàng)目為例，若鋰電池單價(jià)1100元/千瓦時(shí)，循環(huán)壽命6000次，按照峰、谷、平單價(jià)分別為1.13、0.70和0.25元/千瓦時(shí)、需量電費(fèi)42元/千瓦，電池以平均每天2次充放電循環(huán)套利（1次峰谷差、1次峰平差）計(jì)算，則項(xiàng)目動(dòng)態(tài)投資回收期8.5年（考慮業(yè)主30%收益分成），內(nèi)部收益率為9.5%。
除峰谷價(jià)差套利外，用戶側(cè)儲(chǔ)能還可與分布式可再生能源結(jié)合開展光儲(chǔ)一體、充儲(chǔ)一體應(yīng)用。光儲(chǔ)一體針對(duì)已有或新建光伏系統(tǒng)的用戶，平滑光伏出力波動(dòng)，減少對(duì)電網(wǎng)的沖擊，增加光伏發(fā)電自用比例，最大限度地降低棄光率，促進(jìn)光伏消納。充儲(chǔ)一體適用于擁有充電站或充電設(shè)施的用戶，是充電設(shè)施和電網(wǎng)之間能量/功率的緩沖，減少充電功率對(duì)電網(wǎng)的沖擊，在充電用電有峰谷電價(jià)的地區(qū)降低用電成本。此外，用戶側(cè)儲(chǔ)能還可提升供電可靠性，應(yīng)用于不間斷電源（UPS）和通信基站備用電源。鉛炭電池和鋰離子電池現(xiàn)在已開始進(jìn)入這一領(lǐng)域。
然而，當(dāng)前國內(nèi)用戶側(cè)儲(chǔ)能同樣面臨挑戰(zhàn)。一是用戶側(cè)儲(chǔ)能環(huán)境復(fù)雜，各類用戶對(duì)儲(chǔ)能的需求不盡相同，場地、安全等問題是推廣用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目的共性問題，加之相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)尚不清晰，導(dǎo)致項(xiàng)目的可復(fù)制性低，非技術(shù)環(huán)節(jié)的降本難度大。二是電價(jià)的波動(dòng)也影響了用戶側(cè)儲(chǔ)能的收益水平，近兩年工商業(yè)電價(jià)下調(diào)幅度達(dá)20%，電價(jià)下降直接壓縮了用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目峰谷價(jià)差套利空間。
儲(chǔ)能商業(yè)化發(fā)展路徑
雖然當(dāng)前我國儲(chǔ)能市場的發(fā)展面臨一定阻力，但持續(xù)下降的電化學(xué)儲(chǔ)能成本和能源系統(tǒng)清潔化轉(zhuǎn)型將為儲(chǔ)能商業(yè)化發(fā)展提供持久驅(qū)動(dòng)力。
內(nèi)生動(dòng)力：儲(chǔ)能降成本與商業(yè)模式創(chuàng)新
快速下降的成本是儲(chǔ)能技術(shù)實(shí)現(xiàn)商業(yè)化運(yùn)營的根本動(dòng)力。在各類儲(chǔ)能技術(shù)中，鋰電池成本下降速度尤為明顯。在電子設(shè)備和電動(dòng)汽車產(chǎn)業(yè)需求的推動(dòng)下，國內(nèi)鋰電池產(chǎn)業(yè)規(guī)模迅速提升，其成本（電池組）也從2010年超過6000元/千瓦時(shí)，下降至2019年1000元/千瓦時(shí)。
隨著電動(dòng)汽車市場持續(xù)增長，未來鋰電池的成本還有較大下降空間。英國帝國理工大學(xué)研究人員按不同應(yīng)用場景對(duì)各類典型儲(chǔ)能技術(shù)成本變化趨勢進(jìn)行了預(yù)測。研究發(fā)現(xiàn)，盡管2030年后電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)的成本降速將總體趨緩，但受規(guī)模效應(yīng)的影響，應(yīng)用于電動(dòng)汽車的鋰離子動(dòng)力電池的成本仍將保持較快降速，并有望在2050年降至39美元/千瓦時(shí)（273元人民幣/千瓦時(shí)），考慮到充放電循環(huán)壽命的同步提升，預(yù)計(jì)未來鋰電池充放電度電成本將大概率低于0.1元，為其在電力市場的廣泛應(yīng)用奠定基礎(chǔ)。
電池儲(chǔ)能電站在初始建設(shè)過程中其主要的成本支出包括儲(chǔ)能電池成本、平衡系統(tǒng)成本、土建成本及可資本化融資成本等。其中儲(chǔ)能電池與配套設(shè)施成本在整體建設(shè)成本中占比較大。融資成本受投資方自有資金充裕程度及利率政策等因素影響較大，在不同時(shí)期有較大差異。雖然儲(chǔ)能電池、功率轉(zhuǎn)換單元PCS等硬件成本正在快速下降，但用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目設(shè)計(jì)、控制軟件、安裝調(diào)試、場地租賃、安全保障等周邊成本同樣不容忽視。因此，除繼續(xù)降低硬件成本外，未來用戶側(cè)儲(chǔ)能的市場突破還有賴于商業(yè)模式的創(chuàng)新，例如通過儲(chǔ)能產(chǎn)品的模塊化最大程度發(fā)揮電池在用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用場景下的規(guī)模效應(yīng)。而標(biāo)準(zhǔn)化的儲(chǔ)能產(chǎn)品有助于在項(xiàng)目設(shè)計(jì)、控制軟件、安裝調(diào)試等多個(gè)環(huán)節(jié)簡化流程，以即插即用方式降低用戶側(cè)儲(chǔ)能的綜合成本。
外生動(dòng)力：可再生能源發(fā)展與電力市場改革
除成本下降和商業(yè)模式創(chuàng)新外，外部環(huán)境的變化也將拓展儲(chǔ)能的應(yīng)用空間。作為波動(dòng)性的發(fā)電技術(shù)，可再生能源的發(fā)展勢必帶來新的靈活性資源需求。大量波動(dòng)性可再生能源參與市場交易將改變現(xiàn)貨市場價(jià)格曲線，根據(jù)美國勞倫斯伯克利實(shí)驗(yàn)室的研究，當(dāng)波動(dòng)性可再生能源（風(fēng)力、光伏）發(fā)電容量滲透率提升至40%時(shí)，電能量現(xiàn)貨市場價(jià)格波動(dòng)增幅在2倍以上，而調(diào)頻輔助服務(wù)的價(jià)格增幅甚至更高，其對(duì)儲(chǔ)能的需求也相應(yīng)增加。我國正在推進(jìn)以可再生能源領(lǐng)銜的能源轉(zhuǎn)型，2019年底全國風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)有望達(dá)到4億千瓦，在電源裝機(jī)總量中的比重將達(dá)到20%。隨著可再生能源發(fā)電技術(shù)陸續(xù)實(shí)現(xiàn)平價(jià)，預(yù)計(jì)2030年風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)將大概率突破40%，高滲透率可再生能源的能源系統(tǒng)將大幅提升儲(chǔ)能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用價(jià)值。
當(dāng)然，完善的市場機(jī)制是體現(xiàn)儲(chǔ)能理論應(yīng)用價(jià)值的前提條件。當(dāng)前儲(chǔ)能參與電力系統(tǒng)運(yùn)行存在諸多門檻。國家能源局早在2017年就發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)電儲(chǔ)能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補(bǔ)償（市場）機(jī)制試點(diǎn)工作的通知》，鼓勵(lì)各類市場主體投資建設(shè)電儲(chǔ)能設(shè)施：在發(fā)電側(cè)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施可作為獨(dú)立主體參與輔助服務(wù)市場交易；在用戶側(cè)建設(shè)的電儲(chǔ)能設(shè)施，可視為分布式電源就近向電力用戶出售；用戶側(cè)建設(shè)的一定規(guī)模的電儲(chǔ)能設(shè)施，可作為獨(dú)立市場主體參與深度調(diào)峰。2019年華北能源監(jiān)管局發(fā)布《第三方獨(dú)立主體參與華北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場試點(diǎn)方案（征求意見稿）》提出有序擴(kuò)大電力輔助服務(wù)提供主體，實(shí)現(xiàn)包括分布式及發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝置、電動(dòng)汽車（充電樁）、電采暖、虛擬電廠等第三方獨(dú)立主體參與輔助服務(wù)。除降低市場準(zhǔn)入門檻外，儲(chǔ)能參與市場的規(guī)則也需不斷完善。不同于傳統(tǒng)發(fā)電技術(shù)，儲(chǔ)能的容量約束導(dǎo)致其充放電時(shí)長有限，其在響應(yīng)時(shí)間、爬坡速度、調(diào)節(jié)精度方面的優(yōu)勢也需通過輔助服務(wù)規(guī)則的不斷細(xì)化予以體現(xiàn)。
總而言之，當(dāng)前儲(chǔ)能的商業(yè)化發(fā)展雖然面臨技術(shù)發(fā)展、商業(yè)模式創(chuàng)新、市場機(jī)制變革等一系列挑戰(zhàn)，而不斷下降的儲(chǔ)能成本和能源低碳化轉(zhuǎn)型將為產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供持久動(dòng)力。對(duì)于儲(chǔ)能而言，由于單一市場空間往往有限，單純依靠某一特定應(yīng)用場景的商業(yè)模式勢必存在收益下降風(fēng)險(xiǎn)。因此當(dāng)務(wù)之急是不斷完善電力市場機(jī)制，打通儲(chǔ)能多元化應(yīng)用制約，為儲(chǔ)能與傳統(tǒng)電力資源同臺(tái)公平競爭營造良好的市場環(huán)境。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2019年12期，作者供職于國家發(fā)改委能源研究所
