一、储能的发展现状及前景
1.全球储能发展总体情况
(1)从总量看，截至2018年上半年，全球累计运行的储能项目装机规模19574万千瓦，共1747个在运项目。
(2)从地区看，全球储能项目装机主要分布在亚洲的中国、日本、印度、韩国，欧洲的西班牙、德国、意大利、法国、奥地利和北美的美国，这10个国家储能项目累计装机容量占全球近五分之四。
(3)从类型看，截至2018年上半年，抽水蓄能累计装机18420万千瓦，占比达94%;电化学储能483万千瓦，占比2.5%;储热403万千瓦，占比2.2%;其他机械储能265万千瓦，占比1.4%;储氢2万千瓦。
(4)从增长看，1997-2017年，全世界储能系统装机增长了70%，2017年全年新增储能容量140万千瓦。
(5)从发展看，抽水蓄能占绝对优势，技术最为成熟，但成本下降空间有限;电化学储能保持快速增长，年增长率达30%，电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术，目前全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。
2.全球电化学储能发展情况
(1)从增长看，2018年上半年，全球新增投运电化学储能项目装机规模69.71万千瓦，同比增长133%，相比2017年底增长24%。
(2)从地区看，2018年上半年，全球新增电化学储能装机主要分布在英国、中国、德国、韩国、澳大利亚等国家。
(3)从应用看，2018年上半年，辅助服务领域的新增投运项目装机规模最大，为35.42万千瓦，占比为51%，同比增长344%。
(4)从技术看，2018年上半年，锂离子电池新增装机规模最大，为69.02万千瓦，占比为99%，同比增长142%。
3.我国储能产业发展情况
进入2018年，我国在发电侧、电网侧和用户侧的储能项目呈容量大和快速增长的势头。截至2018年6月，我国已投运储能项目累计装机规模2970万千瓦，占全球17%，电化学储能累计装机规模49万千瓦，占全球16%。2018年上半年，我国新增电化学储能装机规模10万千瓦，同比增长127%，相比2017年底增长26%，目前全国新增规划和在建电化学储能项目规模为225.1万千瓦。
4.我国储能市场发展情况
总体而言，我国的储能市场主要分为两类，一类是配用电侧分布式发电及微电网中储能的应用，占比大约为56%，另一类是集中式风光电站(可再生能源并网)储能应用，占比约为35%。目前两者累计装机规模已超过国内储能市场的90%，电力输配和调频辅助服务占到9%左右的市场份额。
(二)相关政策
(1)国外储能政策情况
在储能尚未推广或刚刚起步的国家或地区，发展储能逐渐被纳入国家战略规划，政府开始制定储能的发展路线图;在储能已具备一定规模或产业相对发达的国家或地区，政府多采用税收优惠或补贴的方式，以促进储能成本下降和规模应用;在储能逐步深入参与辅助服务市场的国家或地区，政府通过开放区域电力市场，为储能应用实现多重价值、提供高品质服务创造平台。
(2)国内储能政策情况
2015年以来，国内对储能产业的扶持政策密集出台。2016年6月，国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》，明确了电储能设施的独立市场主体地位，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施，并要求电网企业要主动为电储能设施接入电网提供服务。
2016年12月，国家发改委印发《可再生能源发展“十三五”规划》，提出要推动储能技术在可再生能源领域的示范应用，实现储能产业在市场规模、应用领域和核心技术等方面的突破。
2017年10月，国家五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，其中明确储能发展涵盖5大主要任务：储能技术装备研发示范工程、可再生能源利用水平提升工程、电力系统灵活性稳定性提升工程、用能智能化水平提升工程和储能多元化应用支撑能源互联网发展工程。
二、西北区域各省(区)储能需求分析
西北区域化石能源和风光等自然资源丰富，发电装机容量目前已达到最高负荷的三倍。截止2018年底，西北电网总装机容量27179万千瓦，其中，火电装机容量14747万千瓦，水电装机容量3163万千瓦，风电装机容量5016万千瓦，光伏装机容量4069万千瓦，可再生能源装机容量占比接近总装机容量的一半，占比45%。
由于可再生能源发电装机容量大，本地消纳困难，加之电网的输电容量、调峰能力和负荷需求不足，导致弃风弃光严重。投资储能系统可增加电网调峰能力、缓解输电通道阻塞，有望成为解决西北区域新能源消纳问题的重要途径。
(一)提高外送电力的调节能力
由于西北地区风光资源丰富，未来可再生能源发电装机容量还将进一步增长，对区域外消纳可再生能源的依赖性将越来越大，可以集中配建大规模储能系统，主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和化学电池储能，提升可再生能源出力的可控性和在电力市场中的竞争力。
(二)提升火电机组的调峰能力
西北电网中的供热机组装机容量大，在供暖期的调峰能力受限，对电网调峰能力和可再生能源发电消纳的影响显著。在电厂侧安装热水储热系统或电锅炉系统，可实现大容量储热，从而提升供热期间机组的调峰能力。
(三)降低断面受阻
西北电网的覆盖的地理范围广，西电东送和北电南送的距离远，在可再生能源集中接入的区域，可以配置大规模储能系统(主要包括化学电池、储热发电和压缩空气储能)，从而减小因为断面受阻而引起的弃风弃光电量。
(四)提升电网的安全性和稳定性
随着西北可再生能源发电的进一步发展，在线的传统机组容量减小导致系统的惯性降低，可能危及电网的安全性和稳定性，可配置快速响应的储能系统来平抑频率的波动，提升西北电网的安全稳定性。
(五)降低电网的峰谷差
在峰谷差相对较大的地区，对实施峰谷电价且电力用户负荷峰谷差显著的电力用户，鼓励由用户或第三方投资储能系统，进行价格套利或参与市场竞争，从而降低电网的峰谷差。
三、促进西北区域储能发展的思路举措
(一)储能在西北区域的应用路径分析
1.应用领域。对储能系统在西北电网中的应用，建议主要考虑以下领域：增加调峰能力、降低通道受阻、提升电网安全和用户能量管理。
2.应用范围。兼顾源、网、荷侧发展。源端储能包括大规模独立储能电站、在火电厂内配置储能、在新能源场站侧配置储能;网侧配置储能主要包括电网的电源送出端、输送容量受限断面和配电网中配置分布式储能;用户侧储能主要针对工商业用户。
3.应用类型。考虑的储能类型既包括大规模抽水蓄能、压缩空气储能、大容量储热(冷)、太阳能热发电、大规模制氢、化学电池储能，也包括功率型飞轮储能和电磁储能。化学电池储能的类型有多种，现阶段主要考虑的应用类型包括锂电池、铅酸(碳)电池、液流电池。
4.应用阶段。将不同类型储能的推广应用分为四个阶段，即“当前”、“2019-2020年”、“2021-2025年”、“2026-2030年”。其中，抽水蓄能和化学电池储能在现阶段已开始推广应用;下一步可开展大规模储热和太阳能热发电技术的应用推广;在“十四五”期间，新型压缩空气和飞轮储能的应用有望突破;而在2025年以后，大规模制氢和电磁储能有望获得大规模应用。
图1规模化储能在西北电网应用的总体路径示意图
(二)促进西北区域储能发展的思路举措
1.鼓励新能源场站建设共享型储能系统，为新能源消纳提供解决方案。
(1)在新能源发电场站、输电通道受限的区域建设大规模共享型储能系统，可有效解决新能源消纳问题。
(2)共享型储能原则上由第三方投资或多个发电企业共同投资。
(3)本着谁投资谁受益的原则，对于减少弃风弃光带来的收益，由新能源发电场站与储能投资商分享，储能系统参与电力市场获得的收益由其独享。
2.鼓励电网企业投资储能，提高电网输配能力和安全稳定运行。
鼓励西北各省(区)电网企业投资储能，在条件允许的情况下，尝试探索实施电网企业投资储能的配额制，投资成本纳入其输配电业务的成本核算。在电网中安装储能系统可实现降低输配电设备投资、提高电力系统灵活性、为电网提供辅助服务等多重价值，有利于提高电网的输配电能力和电网安全稳定性。
3.鼓励用户侧储能投资与运行，保障各方合理权益。
(1)鼓励用户侧储能加大投资，灵活部署，通过自主的运行调控实现削峰填谷。
(2)建立用户侧储能的效益与权益分配机制，切实保护用户侧储能投资的合法权益。
(3)鼓励用户侧储能参与需求侧响应计划，制定合理的准入条件、补偿标准和参与方案，提升需求侧管理水平。
(4)针对用户侧储能参与者数量多、地点分散的特点，在设备准入和安全管理等方面需要加强规范。
4.完善机制办法，推动独立储能参与辅助服务市场。
鼓励独立储能参与调峰、调频辅助服务市场，并合理考虑储能的市场准入条件、运行控制方式和补偿方式，允许多个分布式储能系统聚合参与辅助服务市场。
(1)各省(区)在制定调峰、调频辅助服务市场规则时，应综合考虑独立储能系统参与调峰、调频辅助服务，合理确定独立储能系统的准入条件。(功率、容量、接入电压等级等)。
(2)独立储能参与调峰、调频市场时，其运营方负责市场报价、制定储能充放电策略。
(3)电力调度部门应将储能纳入其运行调度控制，根据储能系统的中标额度发送调度指令。
(4)独立储能参与调峰、调频辅助服务应根据市场规则，接受辅助服务市场的考核和奖惩。
5.完善价格激励措施，鼓励储能应用和发展。
(1)在储能系统接入电网技术标准和政策规定不断完善的条件下，各省(区)应对接入不同电压等级和不同地点的储能系统充放电价进行统筹考虑。
(2)对储能系统的充放电电价政策，考虑储能所处的电压等级和时段，为鼓励接入配电网侧的储能系统运行，可以采用分时(动态)充放电价格。
(3)在未来改革到位，电价信号明确的条件下，储能的充放电价格应由电力市场决定。
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