中國儲能網(wǎng)訊：電化學儲能應用前景廣闊：電化學儲能是指各種二次電池儲能，目前以鋰電池和鉛蓄電池為主。隨著風電、光伏等新能源在能源結(jié)構(gòu)中占比不斷提升，以及動力鋰電池成本的快速下降，電化學儲能在峰谷電價套利、新能源并網(wǎng)以及電力系統(tǒng)輔助服務等領域的應用場景正不斷被開發(fā)并推廣開來。 根據(jù) CNESA 統(tǒng)計， 2012~2016 年全球電化學儲能累計裝機量復合增長率達到 32%， 是發(fā)展最為迅速的儲能技術(shù);截止 2017 年底， 國內(nèi)已投運電化學儲能累計規(guī)模為 389.8MW，新增規(guī)劃、在建裝機規(guī)模為 705.3MW，預計新建項目的陸續(xù)投產(chǎn)將支撐電化學儲能維持較高增速。
電池成本下降使得工業(yè)企業(yè)峰谷電價套利成為現(xiàn)實：我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制，儲能用于峰谷電價套利，可降低企業(yè)電力成本。 利用儲能電池進行峰谷電價套利，投資回收期主要取決于峰谷電價差以及電池系統(tǒng)成本。未來峰谷價差有望逐步加強，以及鋰電池成本的進一步下降，套利空間也將逐步加大，有望加快儲能在工業(yè)峰谷電價套利領域應用。
風、光消納需要儲能保駕護航：風電、光伏發(fā)電量波動性較大，為減少電網(wǎng)頻率波動，經(jīng)常會產(chǎn)生棄風、棄光現(xiàn)象，導致新能源利用率偏低。 儲能系統(tǒng)的引入可起到平滑風光出力和能量調(diào)度的作用，從而提升新能源發(fā)電利用率。 自 2017 年政府工作報告首次提到要有效解決棄風、棄光狀況以來，各部委陸續(xù)出臺政策文件，支持推進儲能提升可再生能源利用水平，國內(nèi)也已陸續(xù)建成大量風、光儲電站示范項目。 截止 2017 年底風電、集中式光伏合計裝機量 265GW，按儲能裝置配套比例 10%測算， 有望產(chǎn)生 26.5GW 需求。 同時，分布式光伏的爆發(fā)式增長，也有望帶動電化學儲能在分布式光伏領域用戶側(cè)套利應用。
火電儲能聯(lián)合調(diào)頻市場初起：為接納新能源發(fā)電入網(wǎng)，對火電承擔電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務功能的要求正不斷提升，但目前火電應用于輔助服務仍面臨技術(shù)端、成本端的壓力。 火電儲能聯(lián)合，可顯著改善調(diào)頻性能; 而從收益來看， 一方面降低火電企業(yè)調(diào)頻成本，另一方面有助于火電企業(yè)獲得輔助服務補償。 國內(nèi)現(xiàn)有火電裝機量 11 億千瓦，按 3%配套有望產(chǎn)生 33GW 儲能電池需求。
一、儲能有望成電池應用下一個風口
儲能在電力系統(tǒng)中應用廣泛。 儲能泛指能量的存儲，本報告中儲能特指電能的儲存。 在整個電力系統(tǒng)各個環(huán)節(jié)，儲能都可以有其應用， 包括：在發(fā)電側(cè)，可以提高發(fā)電的穩(wěn)定性，提高電能質(zhì)量，從而促使可再生能源大規(guī)模并網(wǎng);在輸變電環(huán)節(jié)，可以聯(lián)合電源降低輸變電的成本;在配送電環(huán)節(jié)，可以緩解配電的初始投資以及電網(wǎng)的升級擴容;在用戶側(cè)，可以通過峰谷差套利，提高用戶的電能質(zhì)量，減少用戶的用電成本。
當前，電化學儲能技術(shù)更具有前景優(yōu)勢。 電能儲存從技術(shù)上主要分為物理儲能(如抽水儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等)、 電化學儲能(各種二次電池儲能)和電磁儲能(如超導電磁儲能、超級電容器儲能等) 等類別。 抽水儲能是目前最成熟、最經(jīng)濟的儲能技術(shù)，已經(jīng)大規(guī)模應用于系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻和備用等領域。但其一方面受到地形條件限制較大，必須具有合適建造上下水庫的地理條件，并且投資周期長;另一方面能量轉(zhuǎn)化效率不高，一般為 65%~75%，不利于節(jié)能，目前規(guī)模增長較為緩慢。在抽水儲能以外的各種技術(shù)路線中，電化學儲能相比物理儲能效率更高，對外部環(huán)境條件依賴更小;相比電磁儲能，技術(shù)相對更為成熟，應用范圍也更廣。綜合來看，在當前時點，電化學儲能發(fā)展前景更有優(yōu)勢。
電化學儲能現(xiàn)總體規(guī)模占比較小，但近幾年發(fā)展迅猛。 根據(jù) CNESA 項目庫的不完全統(tǒng)計，截止 2017 年底全球已投運儲能項目累計裝機規(guī)模為 175.4GW，抽水儲能占比達到 96%，其次為電化學儲能，占比為 1.7%。雖然目前電化學儲能占比較小，但卻是發(fā)展速度最快的儲能技術(shù)， 2012~2016 年全球電化學儲能累計裝機量復合增長率達到 32%。截止 2017 年底全球已投運電化學儲能項目累計功率規(guī)模為 2926.6MW， 新增規(guī)劃、在建的電化學儲能項目裝機規(guī)模為 3063.7MW;國內(nèi)已投運電化學儲能累計規(guī)模為 389.8MW，新增規(guī)劃、在建裝機規(guī)模為 705.3MW，預計新建項目的陸續(xù)投產(chǎn)將支撐電化學儲能維持較高增速。
鋰電池和鉛蓄電池占據(jù)大部分電化學儲能市場。 電化學儲能載體是各種二次電池，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池和液流電池等。 從各種儲能電池性能比較來看，鋰電池與鉛蓄電池由于產(chǎn)業(yè)化基礎較好，相比其他路線具有明顯成本優(yōu)勢，因此是目前電化學儲能的主要參與者。 從全球電化學儲能技術(shù)分布上來看，鋰離子電池功率規(guī)模最大， 2017 年新增投運功率規(guī)模 846MW，在電化學儲能中占比超過 90%;而國內(nèi)份額則主要被鋰離子電池和鉛蓄電池占據(jù)， 2016、 2017 年新增電化學儲能幾乎全部采用鋰離子電池和鉛蓄電池，其中2017 年兩者占比分別達到 51%、 49%。
具體到儲能各應用場景分布， 2017 年國內(nèi)電化學儲能項目應用集中在用戶側(cè)、集中式可再生能源并網(wǎng)以及輔助服務領域，占比分別達到 59%、 25%、 16%。其中，鋰離子電池由于其高能量密度以及高充放電倍率優(yōu)勢，在集中式可再生能源并網(wǎng)和輔助服務領域應用占比分別達到 83%、 100%， 而鉛蓄電池由于其成本優(yōu)勢， 在用戶側(cè)領域應用占比達到 77%。
動力電池產(chǎn)能擴張助力儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。 受到國家政策對新能源汽車的大力扶持，國內(nèi)動力電池產(chǎn)能快速擴張， 但電池產(chǎn)能擴張速度與新能源汽車需求擴張速度不匹配， 也造成了階段性的產(chǎn)能過剩，比如，截止 2017 年底國內(nèi)動力電產(chǎn)能已經(jīng)達到 120GWh，而 2017 年動力電池裝機量只有 36GWh。隨著動力電池成本的不斷下降，其在儲能領域的應用場景正不斷被開發(fā)出來，未來在可再生能源并網(wǎng)、用戶側(cè)儲能以及電力輔助服務領域應用前景非常廣闊，儲能也有望成為電池在新能源汽車領域之外應用的下一個風口。
二、 三駕馬車齊發(fā)力，電化學儲能市場前景廣闊
2.1 用戶側(cè)：電池成本下降使得峰谷電價套利成為現(xiàn)實
峰谷電價的大力推行為儲能套利提供可觀空間。 我國目前絕大部分省市工業(yè)大戶均已實施峰谷電價制， 通過降低夜間低谷期電價，提高白天高峰期電價，來鼓勵用戶分時計劃用電， 從而有利于電力公司均衡供應電力，降低生產(chǎn)成本，并避免部分發(fā)電機組頻繁啟停造成的巨大損耗等問題，保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。儲能用于峰谷電價套利, 用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能， 在電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規(guī)模使用高價的電網(wǎng)電能，如此可以降低用戶的電力使用成本，實現(xiàn)峰谷電價套利。根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，全國用電大省峰谷價差分布于 0.4~0.9 元/kWh，特別的，對于江蘇和廣東兩個用電量全國前二的省份，其峰谷價差高于 0.8 元/kWh，為用戶側(cè)利用儲能來套利峰谷價差提供了可觀空間。
儲能有助于企業(yè)管理容量費用。 對于大的工業(yè)企業(yè)，因現(xiàn)行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據(jù)，每月固定收取一定的基本電價。這些企業(yè)可以利用儲能系統(tǒng)進行容量費用管理，即在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現(xiàn)在不影響正常生產(chǎn)的情況下，降低最高用電功率，從而降低容量費用。
儲能可提升用戶的電能質(zhì)量和可靠性。 傳統(tǒng)的供電體系網(wǎng)絡復雜，設備負荷性質(zhì)多變，用戶獲得的電能質(zhì)量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動性。而用戶側(cè)安裝的儲能系統(tǒng)服務對象明確，其相對簡單和可靠的組成結(jié)構(gòu)保證輸出更高質(zhì)量的電能。當電網(wǎng)供電不足或其他特殊情況時，儲能系統(tǒng)還可以作為備用電源，提升供電可靠性。
儲能系統(tǒng)成本和峰谷價差直接決定用戶側(cè)儲能的投資效益。 假設工廠每年開展生產(chǎn) 300 天，根據(jù)計算公式：靜態(tài)投資回收期=(電池容量*單位容量一次性投入成本) /(每日高峰期用電量*峰谷價差) /300，約定企業(yè)安裝電池容量等于其平均每日高峰期用電量，可以看出在不考慮維護成本前提下，投資回收期只與儲能系統(tǒng)一次性投入成本和峰谷價差有關(guān)。 根據(jù) CNESA 儲能項目庫對中國儲能項目的追蹤統(tǒng)計，江蘇、和廣東等省份成為 2017年國內(nèi)儲能項目規(guī)劃建設投運最熱地區(qū)，這些地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，工商業(yè)園區(qū)多、用電負荷大，用戶側(cè)峰谷電價差較大，利用儲能削峰填谷擁有較為可觀的套利空間。 以廣東省峰谷價差 0.86 元/kWh 為例，采用不同的電池技術(shù)，計算各自的投資回收成本。
鋰離子電池快速發(fā)展所帶來的成本優(yōu)勢將助其逐漸擴大市場。 從表 2 可以看出，利用鉛炭電池套利靜態(tài)投資回收期不足 5 年，已經(jīng)具有商業(yè)化可行性。由于鋰電池成本相對較高，現(xiàn)階段鋰電池的投資回收期要長于鉛蓄電池。根據(jù) CNESA 的統(tǒng)計， 2017 年用戶側(cè)領域新增電化學儲能項目中， 鉛蓄電池所占比重最大，為 77%，剩余為鋰電池，也說明出于成本考慮，現(xiàn)在企業(yè)更傾向于安裝經(jīng)濟效益更佳的鉛蓄電池。但隨著鋰離子電池技術(shù)迅速發(fā)展，其成本自 2010 年以來已經(jīng)下降近 80%。根據(jù)國家發(fā)布的《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》， 到 2020年鋰電系統(tǒng)成本將降至 1 元/Wh 以下，屆時投資回收期有望縮短至 3.9 年。 且隨著退役動力電池進入梯次利用領域，儲能成本將會進一步下降。
我國龐大的工業(yè)用電規(guī)模決定了用戶側(cè)儲能市場想象空間巨大。 從市場規(guī)模方面，我國的工業(yè)總用電量2017 年達 44413 億 kWh，只考慮用電量最大的重工業(yè)(因為用電規(guī)模大，所需電池容量大，對應的單位成本更低， 套利空間更大)，其在工業(yè)用電中占比 80%。 假設其中 20%的企業(yè)安裝儲能系統(tǒng); 我們統(tǒng)計了主要用電大省峰谷電價時段分布，保守估計法定工作時間內(nèi)峰電時間占比超過 40%，考慮部分煤炭、冶金、化工等行業(yè)具有連續(xù)生產(chǎn)特點，假設高峰時段用電量占比為 30%;按照工廠全年工作時間 300 天測算， 那么所需電池儲能規(guī)模為： 44413*80%*20%*30%/300=711 GWh。
國內(nèi)利好政策頻出，用戶側(cè)儲能受到大力支持。 自 2011 年《國家能源科技“十二五”規(guī)劃》出臺，其中明確提出要建成面向用戶的智能電網(wǎng)服務，并開展集中/分散式儲能等關(guān)鍵技術(shù)的研究和應用，此后不斷有政策出臺，對于推動用戶側(cè)儲能發(fā)展具有重要的意義。整體上，用戶側(cè)儲能屬于儲能的一個細分領域，尚未有專門的單獨對該行業(yè)進行指導的政策性文件; 但是在一些重要的發(fā)展規(guī)劃或指導意見中都對其表達了的支持。相關(guān)政策主要分為兩類，一是在電改工程里，堅定推廣完善峰谷電價、季節(jié)電價等價格機制;二是放開用戶側(cè)市場，鼓勵用戶自主參與儲能調(diào)峰。
峰谷價差有望進一步擴大，有助于提升用戶側(cè)儲能的投資效益。 隨著我國經(jīng)濟結(jié)構(gòu)調(diào)整，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比不斷下降，第三產(chǎn)業(yè)則不斷上升。由于工業(yè)企業(yè)相當比例具有連續(xù)生產(chǎn)特點，因此季節(jié)及日內(nèi)用電量波動相對較小;而第三產(chǎn)業(yè)中與居民生活、商業(yè)相關(guān)用電不斷上升，會加大峰谷電差。 實行峰谷分時電價，發(fā)揮價格杠桿作用符合商品價值規(guī)律，也可有效優(yōu)化負荷分配。 我國現(xiàn)階段的峰谷價之比仍然偏低，為 3~4 倍。 隨著電力市場進一步放開，峰谷價差有望繼續(xù)拉大，屆時投資回收期將會進一步縮短，峰谷套利投資的效益也會進一步提升。 比如 2017 年 9 月，國家發(fā)改委印發(fā)了《關(guān)于北方地區(qū)清潔供暖價格政策的意見》，指出適當擴大銷售側(cè)峰谷電價差， 在銷售側(cè)平均水平不變的情況下，進一步擴大采暖季谷段用電電價下浮比例等。
2.2 可再生能源并網(wǎng)：風、光消納需要儲能保駕護航
2.2.1 風、光+儲能模式有望得到推廣
風、光發(fā)電總量及占比不斷提高。 截止 2017 年底我國可再生能源發(fā)電裝機總量達到 6.5 億千瓦，其中，水電裝機 3.41 億千瓦，風電裝機 1.64 億千瓦，光伏發(fā)電裝機 1.3 億千瓦，可再生能源發(fā)電裝機約占全部電力裝機的36.6%。同時，可再生能源發(fā)電量在總發(fā)電量占比逐年提高， 2017 年可再生能源發(fā)電量達 1.7 萬億千瓦時，占全部發(fā)電量的 26.4%。從可再生能源發(fā)電結(jié)構(gòu)上看，水電已經(jīng)進入低速增長期，風、光電仍維持高增速。
棄風、棄光問題掣肘可再生能源的進一步發(fā)展。 由于可再生能源電力的發(fā)電量受季節(jié)和天氣條件的影響而波動性較大，且與穩(wěn)定的用電需求不完全匹配，容易導致電網(wǎng)頻率波動較大，為滿足用戶側(cè)負荷的需求，且減少電網(wǎng)頻率波動，經(jīng)常會產(chǎn)生棄風、棄光現(xiàn)象，導致新能源利用率偏低。 2017 年全國棄風、棄光電量分別達到419、 73 億千瓦時，棄風率 12%、棄光率 6%。 2017 年政府工作報告中首次提出要有效緩解棄風、棄光狀況; 11月發(fā)改委、國家能源局發(fā)布《解決棄水棄風棄光問題實施方案》，要求到 2020 年在全國范圍內(nèi)有效解決棄風棄光問題。
儲能系統(tǒng)有助于解決可再生能源的消納問題。 儲能系統(tǒng)的引入可以為風、光電站接入電網(wǎng)提供一定的緩沖，起到平滑風光出力和能量調(diào)度的作用;并可以在相當程度上改善新能源發(fā)電功能率不穩(wěn)定，從而改善電能質(zhì)量、提升新能源發(fā)電的可預測性，提高利用率。 2017 年 10 月 11 日，國家發(fā)改委、財政部、科技部、工信部、能源局聯(lián)合下發(fā)了儲能領域首個行業(yè)政策《關(guān)于促進我國儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》，明確提出要推進儲能提升可再生能源利用水平，鼓勵可再生能源場站合理配置儲能系統(tǒng)，推動儲能系統(tǒng)與可再生能源協(xié)調(diào)運行，研究建立可再生能源場站側(cè)儲能補償機制，支持多種儲能促進可再生能源消納。
目前國內(nèi)已經(jīng)有大量風、光儲電站示范項目投入使用。 以張家口風光儲示范工程為例，通過風、光、儲的6 種組合發(fā)電方式與平滑處理、跟蹤計劃、系統(tǒng)調(diào)頻、削峰填谷 4 種功能的結(jié)合，取得了明顯效果，為大規(guī)模儲能系統(tǒng)在新能源并網(wǎng)領域的深入推廣提供了良好借鑒。截止 2017 年底國內(nèi)集中式光伏電站裝機量約 101GW，風電裝機量約 164GW，假設配套 10%儲能裝置，將帶來 26.5GW 儲能裝機量需求量;并且隨著新能源裝機量的不斷提升，市場空間將持續(xù)增大。
2.2.2 分布式光伏有望成新增長點
分布式光伏發(fā)電迎來發(fā)展新契機。 分布式光伏發(fā)電具有靠近用戶側(cè)、建設規(guī)模靈活、安裝簡單、適用范圍廣的特點，是光伏發(fā)電重要的應用形式，此前分布式光伏發(fā)電由于投資成本高、風險大、商業(yè)模式不成熟、金融機構(gòu)參與意愿低等原因，發(fā)展相對緩慢。自 2016 年起，隨著燃煤發(fā)電上網(wǎng)價格下調(diào)、光伏發(fā)電標桿電價下調(diào)，政策逐步向分布式光伏發(fā)電傾斜，分布式光伏電站迎來春天。 2016、 2017 年分布式光伏發(fā)電連續(xù)兩年呈現(xiàn)爆發(fā)式增長，其中 2017 年全年新增裝機 1944 萬千瓦，同比增加 358%。
目前分布式光伏電價分為“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”和“全額上網(wǎng)”兩種模式，兩者結(jié)算電價分別為：
自發(fā)自用部分電價=用戶電價+國家補貼+地方補貼;
余電上網(wǎng)部分電價=當?shù)孛摿蛎荷暇W(wǎng)電價+國家補貼+地方補貼;
全額上網(wǎng)電價=光伏標桿電價(分一、二、三類資源區(qū))。
在“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式下，由于用戶電價高于當?shù)孛摿蛎荷暇W(wǎng)電價(以北京為例，脫硫煤上網(wǎng)電價約 0.35 元/度，用戶電價約 0.77 元/度)，可以看出用戶自發(fā)自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前國家對余電上網(wǎng)補貼額度基本與全額上網(wǎng)電價相當， 因此從經(jīng)濟效益角度，采用“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式并盡可能提高自發(fā)自用電量對用戶更有吸引力。
引入儲能系統(tǒng)有利于提升光伏自用率， 增大用戶收益。 根據(jù)最新光伏補貼政策， 2018 年以后投運的采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目，全電量度電補貼為每千瓦時 0.37 元(含稅)，較前一年度下降 0.05 元。為實現(xiàn)光伏平價上網(wǎng)，國家補貼額度逐步退出將是必然趨勢，未來用戶收益將越來越依賴自用電價收益。由于光伏發(fā)電高峰期與用戶用電高峰期存在時間上的錯位，目前用戶自用率都相對較低，部分不足 30%。若引入儲能系統(tǒng)后，白天光伏發(fā)電高峰期儲能，夜晚用電高峰期用電，可以提升光伏自用率，進而提升用戶收益。隨著儲能成本的下降，預計未來儲能在分布式光伏領域滲透率將穩(wěn)步提升。
分布式光伏的大力發(fā)展將推動儲能系統(tǒng)裝機規(guī)模不斷增大。 截止 2017 年底國內(nèi)分布式光伏裝機量約 30GW，按照“十三五電力規(guī)劃”，未來將大力發(fā)展分布式光伏，到 2020 年裝機量要達到 60 GW 以上，按配套 10%儲能裝置，未來三年分布式光伏領域有望新增 6 GW 儲能電池裝機需求，按照 4 小時充電容量將對應 24 GWh 儲能電池裝機容量需求。
2.3 輔助服務：火電儲能聯(lián)合調(diào)頻市場初起
電力市場輔助服務是指為維護電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，保證電能質(zhì)量，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)和電力用戶提供的服務。 其主要內(nèi)容包括:一次調(diào)頻、自動發(fā)電控制(AGC)、調(diào)峰、無功調(diào)節(jié)、備用、黑啟動等。 其中， 發(fā)電機組的一次調(diào)頻、設計功率因素范圍內(nèi)的無功調(diào)整和機組設計調(diào)峰率以內(nèi)的調(diào)峰屬于無償且必備的基本輔助服務。 而有償輔助服務指除基本輔助服務之外的其他輔助服務， 包括AGC、備用、無功服務和黑啟動等。
加強火電機組調(diào)峰能力和消納新能源入網(wǎng)是當前火電發(fā)展的重要課題。 我國電源結(jié)構(gòu)仍以火電為主，根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布數(shù)據(jù)， 2017 年火電發(fā)電量 4.61 萬億千瓦時，占總發(fā)電量比重 71%;總裝機量 11.06 億千瓦，占總裝機量比重為 62%，預計火電中長期仍將是電力供應主力。 但隨著新能源發(fā)電占比的不斷提升，為接納新能源發(fā)電入網(wǎng)，對電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務能力要求不斷提升。由于目前國內(nèi)電力結(jié)構(gòu)以火電為主，預計未來火電廠將主要承擔輔助服務功能。提升火電機組靈活性，加強機組調(diào)峰能力和消納新能源入網(wǎng)也是“十三五”能源戰(zhàn)略的調(diào)整重點，根據(jù)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到 2020 年常規(guī)煤電靈活性改造規(guī)模要達到 8600 萬千瓦左右。
目前火電應用于輔助服務仍面臨技術(shù)端、成本端的壓力。 從技術(shù)端來看，火電機組響應時滯長，不適合參與更短周期調(diào)頻，一次調(diào)頻機組受蓄熱制約而存在調(diào)頻量明顯不足，參與二次調(diào)頻機組爬坡速率跟不上 AGC 指令，一、二次調(diào)頻協(xié)聯(lián)配合也尚需加強。 從成本端來看，一方面火電機組頻繁變動功率將加大排放物排放量控制難度，火電廠出于環(huán)保壓力將被迫采用更優(yōu)質(zhì)燃煤增加成本，低負荷工作狀態(tài)下單位煤耗也更高;另一方面頻繁調(diào)頻將降低火電機組使用率，并加速設備磨損，增加維修成本，目前輔助服務成本已經(jīng)成為火力發(fā)電成本重要組成部分。此外，三北地區(qū)新能源與火電重合度高，但火電約一半為熱電機組也限制其參與調(diào)頻能力。
電池儲能系統(tǒng)具有自動化程度高、增減負荷靈活、對負荷隨機和瞬間變化可作出快速反應等優(yōu)點，能保證電網(wǎng)周波穩(wěn)定，起到很好調(diào)頻作用。 火電儲能共同參與 AGC 調(diào)頻，通過儲能跟蹤 AGC 調(diào)度指令，實現(xiàn)快速折返、精確輸出以及瞬間調(diào)節(jié)，彌補發(fā)電機組的響應偏差，能夠顯著改善機組 AGC 調(diào)節(jié)性能。據(jù)測算，電池儲能系統(tǒng)單位時間內(nèi)功率爬坡能力是火電燃煤機組的 3 倍以上，即調(diào)頻能力相當于 3 倍功率火電機組。 一般調(diào)頻功率配套需求 2~3%，國內(nèi)現(xiàn)有火電裝機量 11 億千瓦，若按照 3%配套，將產(chǎn)生 33GW 儲能電池需求。
輔助服務補償機制的建立，有望加速儲能系統(tǒng)在火電調(diào)頻領域滲透。 2016 年 6 月，國家能源局發(fā)布了《關(guān)于促進電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》，確定了儲能參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務主體地位，提出在按效果補償原則下加快調(diào)整儲能參與調(diào)峰調(diào)頻輔助服務的計量公式，提高補償力度。在五部門印發(fā)《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》中提到，要建立健全儲能參與輔助服務市場機制;參照火電廠提供輔助服務等相關(guān)政策和機制，允許儲能系統(tǒng)與機組聯(lián)合或作為獨立主體參與輔助服務交易;根據(jù)電力市場發(fā)展逐步優(yōu)化，在遵循自愿的交易原則基礎上，形成“按效果付費、誰受益誰付費”的市場機制。
