電網(wǎng)側(cè)電池儲能電站分析及思考

國投新能源有限公司 李奕瑾

1 政策背景及技術(shù)背景

近年來國家對儲能技術(shù)及其產(chǎn)業(yè)發(fā)展予以高度重視。只有掌握了這項技術(shù)才能提高可再生能源占比，研發(fā)出智能電網(wǎng)，并與互聯(lián)網(wǎng)實現(xiàn)跨界融合。在國家發(fā)改委2017年9月印發(fā)的《指導意見》中對這一思路進行詳細闡述。隨著發(fā)改委等部門意見的出臺，從國家到地方紛紛發(fā)布一系列支持儲能技術(shù)發(fā)展的政策文件。如國家能源局針對“三北”地區(qū)電力短缺問題，借助電儲能實現(xiàn)電力輔助服務(wù)，并專門出臺服務(wù)補償（市場）機制。山西省開展調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)，鼓勵將電儲能納入到該項服務(wù)當中，并專門發(fā)布《通知》對相關(guān)事宜做出詳細規(guī)定。江蘇、甘肅等省也均發(fā)布支持儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策文件。隨著我國電力市場化改革持續(xù)向縱深發(fā)展，電力市場改革倒逼政策的更新與制定?？煽闯龈魇≡谡{(diào)峰調(diào)頻等電網(wǎng)輔助服務(wù)、省間電力交易、電力現(xiàn)貨交易市場等方面的新政策、新規(guī)定，將極大的完善電力市場機制，促進儲能行業(yè)的有序發(fā)展。

國內(nèi)兩大電網(wǎng)公司在2019年2月均發(fā)布文件，決定在儲能電站建設(shè)當中發(fā)展電化學儲能。但隨著國家發(fā)改委印發(fā)的《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（2020年版）明確將電儲能設(shè)施當作與輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的固定資產(chǎn)不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍，國網(wǎng)公司馬上調(diào)整策略對電網(wǎng)投資進行嚴格控制，明確要求在電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設(shè)施建設(shè)中叫停租賃、投資及合同能源管理等做法。國家發(fā)改委在2019年6月聯(lián)合三部委共同圍繞2019～2020年儲能技術(shù)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展形成行動計劃和指導意見提到，針對峰谷電價政策，由國家發(fā)改委牽頭探索儲能容量電費機制，鼓勵用電單位積極儲能，并通過在電力市場進行能源交易獲得補償。能源局則負責對項目投資回收機制進行研究，圍繞電網(wǎng)側(cè)儲能建設(shè)形成規(guī)劃，制定建設(shè)原則。

表1 各省儲能政策及調(diào)峰收益

表2 各省AGC補償計算規(guī)則

上述兩部委將《意見》于2019年7月31號印發(fā)，旨在引導電力現(xiàn)貨市場的建設(shè)，針對輔助服務(wù)費用問題，形成以客戶為主體的參與機制，并在此基礎(chǔ)上構(gòu)建配套服務(wù)市場，促進第三方機構(gòu)如儲能企業(yè)的參與。上述政策接連發(fā)布，表明能源企業(yè)有望替代電網(wǎng)成為儲能投資的主力軍。推動各大能源企業(yè)作出進軍儲能市場這一決定的主要原因是，其風、光等清潔能源發(fā)電占比逐步提升，隨著未來光伏等新能源的大范圍平價，新能源發(fā)電的邊際成本不斷走低，影響新能源發(fā)展的不再是補貼而是消納，新能源和儲能的結(jié)合顯得愈發(fā)迫切。

隨著國家能源的轉(zhuǎn)型推進，高比例新能源已經(jīng)成為我國新一代電力系統(tǒng)的重要特征。對于電網(wǎng)的調(diào)節(jié)，電網(wǎng)側(cè)的能量存儲可單獨執(zhí)行，既非發(fā)電廠、也不屬于用戶側(cè)，而是在兩者和電力系統(tǒng)的結(jié)算關(guān)口表之間，將配電或是輸電網(wǎng)接入其中，服從機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度的儲能。電網(wǎng)側(cè)儲能優(yōu)點很多，不僅響應(yīng)迅速且可靈活進行調(diào)節(jié)，在整個電力系統(tǒng)中能實現(xiàn)諸多功能，如電壓支撐和無功控制、調(diào)峰、調(diào)頻、替代和延遲輸配電投資、故障應(yīng)急備用、緩解阻塞等。其中最關(guān)鍵的兩大功能：

調(diào)峰。即讓用功功率維持平衡，避免出現(xiàn)系統(tǒng)頻率高低起伏的狀態(tài)。而要做到這一點則需發(fā)電部門依照電負荷變化的具體情況對發(fā)電機出力進行調(diào)整；調(diào)頻。即要確保電網(wǎng)頻率在額定值范圍內(nèi)，一旦出現(xiàn)偏離情況，電網(wǎng)中級組的控制系統(tǒng)就會根據(jù)實際偏離程度調(diào)整控制機組功率，對電網(wǎng)頻率變化進行限制，使之維持穩(wěn)定。上述均通過放電量的變化體現(xiàn)出來。如今特高壓電網(wǎng)得到快速發(fā)展、加之新能源占比持續(xù)增加，系統(tǒng)波動也變得幅度和頻率均有增加趨勢，致使安全問題越來越棘手。所以須突出儲能的重要性，充分發(fā)揮其在調(diào)峰調(diào)頻方面的作用。同時，如電源側(cè)和用戶側(cè)儲能能單獨接入電網(wǎng)并參與電網(wǎng)調(diào)控，就應(yīng)將其歸為電網(wǎng)側(cè)儲能，進行商業(yè)運行和調(diào)度，從而激發(fā)儲能設(shè)備的系統(tǒng)效益提升。

近年來國內(nèi)儲能累計裝機容量中抽水蓄能的裝機容量占到99%，化學儲能裝機容量占到1.3%，在化學儲能占比中鋰離子電池占到58%、鉛蓄電池達到36%。從上述占比可看出電池儲能電站作為電網(wǎng)側(cè)儲能類型主要的一種模式。電池同往常的儲能技術(shù)比較而言，由于其具備模塊化、響應(yīng)速度快、安裝方便、建設(shè)周期短等突出特點成為一種較好的儲能裝置?，F(xiàn)在能進行儲存能力的電池種類多樣，如常見的鋰離子電池、鉛酸電池、液流電池等。

2 主要需求場景

從整體上說，儲能可通過存儲轉(zhuǎn)移能量優(yōu)化發(fā)電曲線，使之與負荷曲線更匹配。這樣一來可通過更少的電力系統(tǒng)投資獲得更高質(zhì)量的電能。電力系統(tǒng)在儲能的作用下消納的清潔能源規(guī)模更大，能使清潔能源比重增大，在全社會范圍內(nèi)降低綜合成本。

供電：從電網(wǎng)角度來看，當負荷中心如城市的負荷密度出現(xiàn)不斷升高狀態(tài)時，且其中老舊的火電機組不斷開始退役，電網(wǎng)供電能力日趨緊張，該中心的土地資源和輸配電走廊資源緊張，然而新增加的供電容量的所需時間較長、代價較大，甚至難以實現(xiàn)。電網(wǎng)要求客戶進行錯峰限電、有序用電，這不利于工商業(yè)的生產(chǎn)。采用儲能可以緩解電網(wǎng)供電缺口，減少電力建設(shè)投資，包括輸電網(wǎng)和配網(wǎng)投資、變電和線路投資，為其他可靠性措施增加投資，從而使得供電足夠可靠，連續(xù)不間斷為重點負荷和關(guān)鍵使用者供電。

案例：江蘇鎮(zhèn)江地區(qū)諫壁電廠2017年9月三臺330MW機組同時停產(chǎn)，嚴重影響了鎮(zhèn)江東部電網(wǎng)的供電平衡，電網(wǎng)考慮到鎮(zhèn)江燃機因故無法按期投運導致鎮(zhèn)江東部電網(wǎng)在2018年迎峰度夏期間將會有22萬千瓦的電量短缺問題。為應(yīng)對該問題，江蘇省電網(wǎng)公司于2018年開始建設(shè)了八個電網(wǎng)側(cè)儲能電站，其中建山儲能電站作為江蘇省首個電網(wǎng)側(cè)儲能項目在2018年6月并網(wǎng)，該項目功率為5MW、電池容量10MW/h。該項目一方面有助于減輕電網(wǎng)供電壓力，另一方面有助于持續(xù)發(fā)展可再生能源，使得電網(wǎng)的電壓水平有所提升，同時還能將區(qū)域內(nèi)的調(diào)峰調(diào)頻能力提高并改善供電品質(zhì)，保證電網(wǎng)的安全運行。

調(diào)峰調(diào)頻：電池儲能電站在跟蹤負荷變化、及時響應(yīng)、精準控制等方面均具有較強的能力，還可實現(xiàn)雙向調(diào)節(jié)，能達到削峰填谷的目的，尤其在其它電力系統(tǒng)的調(diào)峰經(jīng)濟性較差的情況下。由于二次調(diào)頻的影響，電力系統(tǒng)中的二次調(diào)頻功率因數(shù)有限，難以準確地追蹤調(diào)頻信號，而蓄電池蓄能發(fā)電則可以較好地解決二次調(diào)頻跟蹤誤差及不經(jīng)濟性問題。美國電科院在2011年發(fā)布研究報告，認為在各類電力系統(tǒng)儲能應(yīng)用中調(diào)頻的應(yīng)用價值最高。在規(guī)模相當?shù)那闆r下，電池儲能電站在調(diào)頻效果上具有顯著的優(yōu)越性，可分別達到水電機組、燃氣機組和聯(lián)合循環(huán)機組的1.7倍、2.7倍和20倍。

電網(wǎng)安全因素：當存在較強頻率波動時電網(wǎng)系統(tǒng)的風險較高，如出現(xiàn)大電源丟失的情況。如采用小機組調(diào)頻又無法滿足較大規(guī)模的調(diào)頻。如，接入的新能源規(guī)模較大、調(diào)頻機組缺乏足夠的調(diào)頻能力，此時就可發(fā)揮儲能快充快放的功能，達到穩(wěn)定系統(tǒng)安全運行的目的。例如在西電東送、南北互共工程中，河南的電網(wǎng)是樞紐地位。天中特高壓直流項目建成后，該地區(qū)電網(wǎng)將成為國內(nèi)第一家跨區(qū)域特高壓交、直流混合聯(lián)運的省際電網(wǎng)，改變的不僅是電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)、還有其運行的特征。電池儲存具有微秒級的反應(yīng)速度，大規(guī)模的電池儲存設(shè)備可以迅速地支持天中的直流故障。

綜上，和電源側(cè)和用戶側(cè)不同，電網(wǎng)側(cè)儲能可在輸配電網(wǎng)中儲能，通過調(diào)峰和調(diào)頻操作來確保電網(wǎng)可以運行穩(wěn)定，從時間和空間上合理匹配用電負荷，增加消納新能源的能力，能夠確保高峰時刻的供電壓力有所減輕，具有十分鮮明的現(xiàn)實意義。

3 商業(yè)模式

電網(wǎng)側(cè)電池儲能項目與傳統(tǒng)的抽水蓄能電站對比來看，抽水蓄能電站一般規(guī)模較大、初始投資大、建設(shè)周期長，對場址要求高，一般難以在負荷中心周邊選址。而電網(wǎng)側(cè)電池儲能項目一般來說單體容量小、布置靈活，有分布式的特點，可更靠近負荷中心。從商業(yè)模式上對比，現(xiàn)有抽水蓄能電站總體上由電網(wǎng)建設(shè)、投資、運營。大部分采用電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營管理模式，其中部分采用租賃方式，即使用服務(wù)的電網(wǎng)公司或電網(wǎng)電廠聯(lián)合體每年按照一定方式，付服務(wù)費給電站（調(diào)峰調(diào)頻公司或綜合能源公司），商業(yè)模式已相當成熟。雖然近兩年來從國家到地方紛紛發(fā)布一系列支持儲能技術(shù)發(fā)展的政策性文件，但儲能電站投資回報面臨的困難，確實是儲能產(chǎn)業(yè)向商業(yè)化、規(guī)?；l(fā)展所面臨的一個現(xiàn)實問題。

建議將電網(wǎng)側(cè)電池儲能項目定位成一個服務(wù)提供方，可采用固定收益+變動收益模式，二者綜合起來收回投資。

3.1 固定收益部分

供電收益。是從延緩為滿足少量峰荷的負荷中心設(shè)備擴容的投資及減少峰荷限電損失中得來的收益。該部分收益取決于設(shè)備擴容改造等與儲能項目建設(shè)、運維之間的成本對比；安全收益。是指參與電網(wǎng)一二次調(diào)頻，作為備用容量，參與調(diào)相調(diào)壓黑啟動服務(wù)中獲得的收益。如果在儲能項目中可參與AGC和ACC服務(wù)，就能夠依照常規(guī)發(fā)電機組調(diào)節(jié)?？烧{(diào)容量越高、累計運行時間越長獲得的收益也會更高（山東等省份下發(fā)了相關(guān)儲能示范應(yīng)用意見已提及第二條）。

2019年1 月至6月已有31個省4566家發(fā)電企業(yè)參與電力輔助服務(wù)補償中，裝機容量達到13.70億kW,獲得130.31億元補償費用，在上網(wǎng)電費總額中的占比達到1.47%。國內(nèi)獲得電力輔助服務(wù)補償費用前三的地區(qū)為南方、東北、西北。比重上看，西北地區(qū)電力輔助服務(wù)補償費占上網(wǎng)電費比重為3.27%，是各地區(qū)內(nèi)最高的，這與西北地區(qū)新能源發(fā)展情況及該地區(qū)電力裝機特性有較大關(guān)系。各區(qū)域電力輔助服務(wù)費用補償費用（億元）/電費占比（%）分別為：華北18.5/0.92、東北24.9/2.71、西北24.2/3.27、華東11.5/0.49、華中4.8/0.36、南方46.4/3.00。

3.2 變動收益部分

電價差收益。例如參與現(xiàn)貨市場，利用電價差獲利（政策不確定）；為用戶側(cè)提供服務(wù)獲取收益。是指將儲能項目租用給電源、用戶側(cè)。從電源側(cè)（新能源）來說，提供儲能服務(wù)可有效減少棄電、限電所帶來的損失，還能使電源側(cè)出力從而減少電網(wǎng)對他們的售電考核。案例：在某40MW風電場配備20MW儲能系統(tǒng)，在2月份期間儲能系統(tǒng)共吸收電能310.96MWh，放出電能285.35MWh,最大支撐功率14.34MW，最大吸收功率17.81MW，通過減少棄風實現(xiàn)盈利16萬元。

電網(wǎng)側(cè)電池儲能項目短期內(nèi)無法在現(xiàn)有市場機制中獲取應(yīng)有的收益。另一方面，從長遠來看隨著我國電力現(xiàn)貨市場的逐步完善，價格信號將發(fā)揮顯著作用，在現(xiàn)貨電力市場上儲能的市場價值將被充分地反映出來。發(fā)展電力系統(tǒng)側(cè)的電池蓄能必須符合成本支付“誰獲益，誰支付”原則。

由于電網(wǎng)側(cè)的儲能還處于發(fā)展初期，并不具備較為完善的技術(shù)規(guī)范和操作策略，且變電站須經(jīng)過電力系統(tǒng)的計劃部署，須保證電網(wǎng)的安全和穩(wěn)定運行，所以在特定的地點和地區(qū)往往都是在負荷集中、重要和關(guān)鍵用戶密集的地方，且大部分都在城市核心位置承擔保底電源職責，對于設(shè)備及生產(chǎn)運行的安全管理要求非常高。因此建議通過和電網(wǎng)合作成立運營公司，如調(diào)峰調(diào)頻、綜合能源、售電公司、地方國企參股等，將電網(wǎng)側(cè)電池儲能項目放入到一個參與市場化的主體平臺：

一是能更加積極地發(fā)揮儲能的多種功能、多種效益，減少儲能閑置浪費；二是由于電網(wǎng)側(cè)電池儲能可布置在電網(wǎng)的多個關(guān)鍵節(jié)點，能面向更多的源荷用戶開展服務(wù)?，F(xiàn)階段各地政府要求新能源企業(yè)配置一定比例的儲能，這樣增加了新能源企業(yè)的項目投資成本，若一個100MW裝機的新能源項目按照10%的裝機比例配置儲能、儲能時間為1小時，則單位成本增加0.15元/W。向這類型新能源企業(yè)提供儲能服務(wù)可降低其項目投資成本。面對已投運沒有配備儲能的新能源企業(yè)提供儲能服務(wù)，可降低其面對棄電限電所帶來的損失。運營公司的收益就從他們降低的投資成本及棄電限電損失中來；三是為更廣泛的資源使用者設(shè)立服務(wù)機制，建立多個渠道收回儲能投資，放大電網(wǎng)側(cè)儲能功能和收益。有了健全的機制才能更方便地作為市場主體參與電量、容量和輔助服務(wù)等電力市場。