索比光伏网讯:一、储能发展相关背景情况
储能技术可广泛应用于电力系统调峰调频、改善电能质量、提高可再生能源消纳水平等领域，是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成，是未来电力系统转型升级的重要支撑。截止2015年底，全球储能装机约1.4亿千瓦，占全球电力装机的2.9%。我国储能装机约2320万千瓦，占全国电力装机的1.7%。据国际能源署预测，到2050年全球储能装机将达8亿千瓦，占电力装机比例将达到10%-15%，市场规模预计可达数万亿美元，是极具发展潜力的新兴产业。从储能形式上来看，目前99%以上为抽水蓄能，其技术与产业发展相对成熟，其余主要为化学储能、新型压缩空气储能等新兴储能，目前正处于快速发展期。
随着储能技术的不断成熟和产业体系逐步完善，储能的商业化应用机遇正在逐渐显现。以电池储能为例，去年全球电池储能装机规模超过百万千瓦，国内化学储能累计装机已接近200兆瓦，我国液流电池等储能技术达到国际领先水平，钠硫电池、锂电池材料与关键技术发展与国际并行。在过去三年里，电池储能技术成本下降了50%左右，度电成本低至0.6元左右，为更大规模应用奠定了基础;压缩空气储能方面，绝热、液化、超临界等新型先进压缩空气储能技术是当前国际研发重点，全球初步建设了3座兆瓦级示范电站，我国正在张家口、毕节等地区开展深冷液化压缩空气储能、超临界压缩空气储能等技术示范，建设兆瓦级示范项目，超临界项目投资成本1万元/千瓦，预计产业化后可降至6000元/千瓦左右，与抽水蓄能相当。目前，电池储能在国内电力系统调频、负荷侧峰谷电价调节、电动汽车动力电池等应用场景已逐渐涌现成功的商业运营案例。如铅炭电池进行负荷侧峰谷电价充放电套利，若储能系统投资成本约1000元/千瓦时，则储能充放电静态成本约0.61元/千瓦时，低于部分地区工商业峰谷差价，以北京市工商业峰谷差为例，投资回收期为7年[1];又以锂离子电池电力系统调频为例，若储能系统投资成本约3000元/千瓦时[2]，则储能充放电静态成本约0.67元/千瓦时，若其与火电机组协同调频，则储能充放电静态收益约1.28元/千瓦时[3]，显示一定经济效益。此外，酝酿中的微电网、电力需求侧管理及电力体制改革等也在推动不同储能商业模式的确立。
储能同时具有电源、负荷双重属性，可为电力系统带来降低发电成本、提供辅助服务、延缓输配电设施投资、降低输配电网损、提高供电质量和供电可靠性等多重价值。例如，储能降低发电成本包括容量成本和电量成本两个方面，其中发电容量成本是新建发电机组边际成本，即为维护电网稳定性而新增的发电容量成本;电量成本主要指发电机组效率改善而减少的燃料成本。除经济效益外，储能与可再生能源的协同可减少发电侧弃风、弃光规模，降低火电发电量，进而减少温室气体及各类污染物排放。同理，通过储能充放电调节可降低火电机组出力波动，机组发电效率得以提升，排放强度也随之下降。
二、储能发展面临的问题
目前我国的发电容量的成本仍然难以通过市场价格体现，其中一部分反映在零售电价中(例如分时电价和尖峰电价)，一部分反映在零散的需求响应项目中。发电上网及销售电价为政府定价，无法充分反映储能等灵活性调节资源减少发电机组燃料成本的价值。因储能而减少温室气体及污染物排放等外部性价值也未充分市场内部化。
随着成本快速下降和产业基础不断提升，储能的进一步发展将越来越受到市场环境的制约。一是储能在电力市场中的定位仍不明确，影响了其项目立项、市场准入、充放电定价等后续政策的制定;二是当前的辅助服务补偿价格及用户侧峰谷电价实质上仍为行政价格，无法充分反映储能的系统灵活性价值;三是作为新的市场主体，储能与发电、输配及电力用户等各市场主体之间的成本/价值关系及买单机制仍未理清，导致难以形成成熟的商业模式;此外，对于大多数电池储能而言，成本仍然偏高，这也储能在电力系统调峰等场景应用所面临根本障碍。
三、推进储能商业化发展的措施建议
(一)尽快明确储能市场地位。储能作为一种电力系统灵活性资源，具有电源、负荷双重属性，存在多重应用场景。但现行电力法等法规文件对此类资源的市场地位缺少定位，应尽快完善相关政策法规，引导其有序参与市场交易。
(二)加大分时电价政策力度。反映电力供需状况的电价机制是电力市场改革核心目的，也是推动储能发展的根本动力。研究、实施、推广峰谷、分时、实时电价及灵活电价套餐等政策有助于通过价格方式衔接电力系统灵活性需求与储能灵活性供给。
(三)鼓励储能在计量表后接入。储能在发/用电户电费计量表后接入并与其联合运行将极大简化其售电、过网、价格等一系列阻碍储能发展的现实问题。加之储能易于小型化、用户发用电量远高于小型储能容量等因素，表后接入并与发、/用电户联合运行方式，短期内不会对储能应用产生明显约束。
(四)制定合理扶持政策。一是尽快研究出台储能技术及产业发展引导性政策，引导和推动储能产业实现由研发示范向商业化过度;三是研究建立健全储能参与辅助服务的补偿机制与价格形成机制，鼓励储能企业参与电力市场，通过调峰调频、备用等辅助服务或者与可再生能源发电企业联合运行，获得收益，促进产业成长。
(五)加大技术研发与产业化示范力度。围绕可再生能源消纳、分布式微网、提升电力系统灵活性等重大需求，加大相关技术攻关和试验示范力度，布局一批具有引领作用的示范工程，支持压缩空气储能、电池储能等商业化窗口期的新兴技术发展。
[1] 参考现行北京工商业用电峰谷电价差1.02元，系统充放电效率约85%，60%放电深度下循环寿命3000次，功率转换单元(PCS)成本1000元/kW，电池残值占初投资15%，不考虑运维、用地成本。
[2] 全生命周期电量吞吐/电池储能电量。
[3] 参考华北电网调频辅助服务补偿水平5元/MW(调节量)，1MW-15分钟储能系统配合100MW火电机组，联合运行后火电调节性能乘数为2，充放电效率约90%，30%放电深度下循环寿命5000次，功率转换单元(PCS)成本1000元/kW，残值为零，不考虑运维、用地成本。
(供稿：中国宏观经济研究院能源研究所)
储能技术可广泛应用于电力系统调峰调频、改善电能质量、提高可再生能源消纳水平等领域，是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成，是未来电力系统转型升级的重要支撑。截止2015年底，全球储能装机约1.4亿千瓦，占全球电力装机的2.9%。我国储能装机约2320万千瓦，占全国电力装机的1.7%。据国际能源署预测，到2050年全球储能装机将达8亿千瓦，占电力装机比例将达到10%-15%，市场规模预计可达数万亿美元，是极具发展潜力的新兴产业。从储能形式上来看，目前99%以上为抽水蓄能，其技术与产业发展相对成熟，其余主要为化学储能、新型压缩空气储能等新兴储能，目前正处于快速发展期。
随着储能技术的不断成熟和产业体系逐步完善，储能的商业化应用机遇正在逐渐显现。以电池储能为例，去年全球电池储能装机规模超过百万千瓦，国内化学储能累计装机已接近200兆瓦，我国液流电池等储能技术达到国际领先水平，钠硫电池、锂电池材料与关键技术发展与国际并行。在过去三年里，电池储能技术成本下降了50%左右，度电成本低至0.6元左右，为更大规模应用奠定了基础;压缩空气储能方面，绝热、液化、超临界等新型先进压缩空气储能技术是当前国际研发重点，全球初步建设了3座兆瓦级示范电站，我国正在张家口、毕节等地区开展深冷液化压缩空气储能、超临界压缩空气储能等技术示范，建设兆瓦级示范项目，超临界项目投资成本1万元/千瓦，预计产业化后可降至6000元/千瓦左右，与抽水蓄能相当。目前，电池储能在国内电力系统调频、负荷侧峰谷电价调节、电动汽车动力电池等应用场景已逐渐涌现成功的商业运营案例。如铅炭电池进行负荷侧峰谷电价充放电套利，若储能系统投资成本约1000元/千瓦时，则储能充放电静态成本约0.61元/千瓦时，低于部分地区工商业峰谷差价，以北京市工商业峰谷差为例，投资回收期为7年[1];又以锂离子电池电力系统调频为例，若储能系统投资成本约3000元/千瓦时[2]，则储能充放电静态成本约0.67元/千瓦时，若其与火电机组协同调频，则储能充放电静态收益约1.28元/千瓦时[3]，显示一定经济效益。此外，酝酿中的微电网、电力需求侧管理及电力体制改革等也在推动不同储能商业模式的确立。
储能同时具有电源、负荷双重属性，可为电力系统带来降低发电成本、提供辅助服务、延缓输配电设施投资、降低输配电网损、提高供电质量和供电可靠性等多重价值。例如，储能降低发电成本包括容量成本和电量成本两个方面，其中发电容量成本是新建发电机组边际成本，即为维护电网稳定性而新增的发电容量成本;电量成本主要指发电机组效率改善而减少的燃料成本。除经济效益外，储能与可再生能源的协同可减少发电侧弃风、弃光规模，降低火电发电量，进而减少温室气体及各类污染物排放。同理，通过储能充放电调节可降低火电机组出力波动，机组发电效率得以提升，排放强度也随之下降。
二、储能发展面临的问题
目前我国的发电容量的成本仍然难以通过市场价格体现，其中一部分反映在零售电价中(例如分时电价和尖峰电价)，一部分反映在零散的需求响应项目中。发电上网及销售电价为政府定价，无法充分反映储能等灵活性调节资源减少发电机组燃料成本的价值。因储能而减少温室气体及污染物排放等外部性价值也未充分市场内部化。
随着成本快速下降和产业基础不断提升，储能的进一步发展将越来越受到市场环境的制约。一是储能在电力市场中的定位仍不明确，影响了其项目立项、市场准入、充放电定价等后续政策的制定;二是当前的辅助服务补偿价格及用户侧峰谷电价实质上仍为行政价格，无法充分反映储能的系统灵活性价值;三是作为新的市场主体，储能与发电、输配及电力用户等各市场主体之间的成本/价值关系及买单机制仍未理清，导致难以形成成熟的商业模式;此外，对于大多数电池储能而言，成本仍然偏高，这也储能在电力系统调峰等场景应用所面临根本障碍。
三、推进储能商业化发展的措施建议
(一)尽快明确储能市场地位。储能作为一种电力系统灵活性资源，具有电源、负荷双重属性，存在多重应用场景。但现行电力法等法规文件对此类资源的市场地位缺少定位，应尽快完善相关政策法规，引导其有序参与市场交易。
(二)加大分时电价政策力度。反映电力供需状况的电价机制是电力市场改革核心目的，也是推动储能发展的根本动力。研究、实施、推广峰谷、分时、实时电价及灵活电价套餐等政策有助于通过价格方式衔接电力系统灵活性需求与储能灵活性供给。
(三)鼓励储能在计量表后接入。储能在发/用电户电费计量表后接入并与其联合运行将极大简化其售电、过网、价格等一系列阻碍储能发展的现实问题。加之储能易于小型化、用户发用电量远高于小型储能容量等因素，表后接入并与发、/用电户联合运行方式，短期内不会对储能应用产生明显约束。
(四)制定合理扶持政策。一是尽快研究出台储能技术及产业发展引导性政策，引导和推动储能产业实现由研发示范向商业化过度;三是研究建立健全储能参与辅助服务的补偿机制与价格形成机制，鼓励储能企业参与电力市场，通过调峰调频、备用等辅助服务或者与可再生能源发电企业联合运行，获得收益，促进产业成长。
(五)加大技术研发与产业化示范力度。围绕可再生能源消纳、分布式微网、提升电力系统灵活性等重大需求，加大相关技术攻关和试验示范力度，布局一批具有引领作用的示范工程，支持压缩空气储能、电池储能等商业化窗口期的新兴技术发展。
[1] 参考现行北京工商业用电峰谷电价差1.02元，系统充放电效率约85%，60%放电深度下循环寿命3000次，功率转换单元(PCS)成本1000元/kW，电池残值占初投资15%，不考虑运维、用地成本。
[2] 全生命周期电量吞吐/电池储能电量。
[3] 参考华北电网调频辅助服务补偿水平5元/MW(调节量)，1MW-15分钟储能系统配合100MW火电机组，联合运行后火电调节性能乘数为2，充放电效率约90%，30%放电深度下循环寿命5000次，功率转换单元(PCS)成本1000元/kW，残值为零，不考虑运维、用地成本。
(供稿：中国宏观经济研究院能源研究所)
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201704/25/142112.html
