一、儲能發(fā)展相關(guān)背景情況

　　儲能技術(shù)可廣泛應(yīng)用于電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻、改善電能質(zhì)量、提高可再生能源消納水平等領(lǐng)域，是智能電網(wǎng)、可再生能源高占比能源系統(tǒng)、能源互聯(lián)網(wǎng)的重要組成，是未來電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型升級的重要支撐。截止2015年底，全球儲能裝機約1.4億千瓦，占全球電力裝機的2.9%。我國儲能裝機約2320萬千瓦，占全國電力裝機的1.7%。據(jù)國際能源署預測，到2050年全球儲能裝機將達8億千瓦，占電力裝機比例將達到10%-15%，市場規(guī)模預計可達數(shù)萬億美元，是極具發(fā)展?jié)摿Φ男屡d產(chǎn)業(yè)。從儲能形式上來看，目前99%以上為抽水蓄能，其技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展相對成熟，其余主要為化學儲能、新型壓縮空氣儲能等新興儲能，目前正處于快速發(fā)展期。

　　隨著儲能技術(shù)的不斷成熟和產(chǎn)業(yè)體系逐步完善，儲能的商業(yè)化應(yīng)用機遇正在逐漸顯現(xiàn)。以電池儲能為例，去年全球電池儲能裝機規(guī)模超過百萬千瓦，國內(nèi)化學儲能累計裝機已接近200兆瓦，我國液流電池等儲能技術(shù)達到國際領(lǐng)先水平，鈉硫電池、鋰電池材料與關(guān)鍵技術(shù)發(fā)展與國際并行。在過去三年里，電池儲能技術(shù)成本下降了50%左右，度電成本低至0.6元左右，為更大規(guī)模應(yīng)用奠定了基礎(chǔ);壓縮空氣儲能方面，絕熱、液化、超臨界等新型先進壓縮空氣儲能技術(shù)是當前國際研發(fā)重點，全球初步建設(shè)了3座兆瓦級示范電站，我國正在張家口、畢節(jié)等地區(qū)開展深冷液化壓縮空氣儲能、超臨界壓縮空氣儲能等技術(shù)示范，建設(shè)兆瓦級示范項目，超臨界項目投資成本1萬元/千瓦，預計產(chǎn)業(yè)化后可降至6000元/千瓦左右，與抽水蓄能相當。目前，電池儲能在國內(nèi)電力系統(tǒng)調(diào)頻、負荷側(cè)峰谷電價調(diào)節(jié)、電動汽車動力電池等應(yīng)用場景已逐漸涌現(xiàn)成功的商業(yè)運營案例。如鉛炭電池進行負荷側(cè)峰谷電價充放電套利，若儲能系統(tǒng)投資成本約1000元/千瓦時，則儲能充放電靜態(tài)成本約0.61元/千瓦時，低于部分地區(qū)工商業(yè)峰谷差價，以北京市工商業(yè)峰谷差為例，投資回收期為7年[1];又以鋰離子電池電力系統(tǒng)調(diào)頻為例，若儲能系統(tǒng)投資成本約3000元/千瓦時[2]，則儲能充放電靜態(tài)成本約0.67元/千瓦時，若其與火電機組協(xié)同調(diào)頻，則儲能充放電靜態(tài)收益約1.28元/千瓦時[3]，顯示一定經(jīng)濟效益。此外，醞釀中的微電網(wǎng)、電力需求側(cè)管理及電力體制改革等也在推動不同儲能商業(yè)模式的確立。

　　儲能同時具有電源、負荷雙重屬性，可為電力系統(tǒng)帶來降低發(fā)電成本、提供輔助服務(wù)、延緩輸配電設(shè)施投資、降低輸配電網(wǎng)損、提高供電質(zhì)量和供電可靠性等多重價值。例如，儲能降低發(fā)電成本包括容量成本和電量成本兩個方面，其中發(fā)電容量成本是新建發(fā)電機組邊際成本，即為維護電網(wǎng)穩(wěn)定性而新增的發(fā)電容量成本;電量成本主要指發(fā)電機組效率改善而減少的燃料成本。除經(jīng)濟效益外，儲能與可再生能源的協(xié)同可減少發(fā)電側(cè)棄風、棄光規(guī)模，降低火電發(fā)電量，進而減少溫室氣體及各類污染物排放。同理，通過儲能充放電調(diào)節(jié)可降低火電機組出力波動，機組發(fā)電效率得以提升，排放強度也隨之下降。

　　二、儲能發(fā)展面臨的問題

　　目前我國的發(fā)電容量的成本仍然難以通過市場價格體現(xiàn)，其中一部分反映在零售電價中(例如分時電價和尖峰電價)，一部分反映在零散的需求響應(yīng)項目中。發(fā)電上網(wǎng)及銷售電價為政府定價，無法充分反映儲能等靈活性調(diào)節(jié)資源減少發(fā)電機組燃料成本的價值。因儲能而減少溫室氣體及污染物排放等外部性價值也未充分市場內(nèi)部化。

　　隨著成本快速下降和產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)不斷提升，儲能的進一步發(fā)展將越來越受到市場環(huán)境的制約。一是儲能在電力市場中的定位仍不明確，影響了其項目立項、市場準入、充放電定價等后續(xù)政策的制定;二是當前的輔助服務(wù)補償價格及用戶側(cè)峰谷電價實質(zhì)上仍為行政價格，無法充分反映儲能的系統(tǒng)靈活性價值;三是作為新的市場主體，儲能與發(fā)電、輸配及電力用戶等各市場主體之間的成本/價值關(guān)系及買單機制仍未理清，導致難以形成成熟的商業(yè)模式;此外，對于大多數(shù)電池儲能而言，成本仍然偏高，這也儲能在電力系統(tǒng)調(diào)峰等場景應(yīng)用所面臨根本障礙。

　　三、推進儲能商業(yè)化發(fā)展的措施建議

　　(一)盡快明確儲能市場地位。儲能作為一種電力系統(tǒng)靈活性資源，具有電源、負荷雙重屬性，存在多重應(yīng)用場景。但現(xiàn)行電力法等法規(guī)文件對此類資源的市場地位缺少定位，應(yīng)盡快完善相關(guān)政策法規(guī)，引導其有序參與市場交易。

　　(二)加大分時電價政策力度。反映電力供需狀況的電價機制是電力市場改革核心目的，也是推動儲能發(fā)展的根本動力。研究、實施、推廣峰谷、分時、實時電價及靈活電價套餐等政策有助于通過價格方式銜接電力系統(tǒng)靈活性需求與儲能靈活性供給。

　　(三)鼓勵儲能在計量表后接入。儲能在發(fā)/用電戶電費計量表后接入并與其聯(lián)合運行將極大簡化其售電、過網(wǎng)、價格等一系列阻礙儲能發(fā)展的現(xiàn)實問題。加之儲能易于小型化、用戶發(fā)用電量遠高于小型儲能容量等因素，表后接入并與發(fā)、/用電戶聯(lián)合運行方式，短期內(nèi)不會對儲能應(yīng)用產(chǎn)生明顯約束。

　　(四)制定合理扶持政策。一是盡快研究出臺儲能技術(shù)及產(chǎn)業(yè)發(fā)展引導性政策，引導和推動儲能產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)由研發(fā)示范向商業(yè)化過度;三是研究建立健全儲能參與輔助服務(wù)的補償機制與價格形成機制，鼓勵儲能企業(yè)參與電力市場，通過調(diào)峰調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)或者與可再生能源發(fā)電企業(yè)聯(lián)合運行，獲得收益，促進產(chǎn)業(yè)成長。

　　(五)加大技術(shù)研發(fā)與產(chǎn)業(yè)化示范力度。圍繞可再生能源消納、分布式微網(wǎng)、提升電力系統(tǒng)靈活性等重大需求，加大相關(guān)技術(shù)攻關(guān)和試驗示范力度，布局一批具有引領(lǐng)作用的示范工程，支持壓縮空氣儲能、電池儲能等商業(yè)化窗口期的新興技術(shù)發(fā)展。

　　[1] 參考現(xiàn)行北京工商業(yè)用電峰谷電價差1.02元，系統(tǒng)充放電效率約85%，60%放電深度下循環(huán)壽命3000次，功率轉(zhuǎn)換單元(PCS)成本1000元/kW，電池殘值占初投資15%，不考慮運維、用地成本。

　　[2] 全生命周期電量吞吐/電池儲能電量。

　　[3] 參考華北電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)補償水平5元/MW(調(diào)節(jié)量)，1MW-15分鐘儲能系統(tǒng)配合100MW火電機組，聯(lián)合運行后火電調(diào)節(jié)性能乘數(shù)為2，充放電效率約90%，30%放電深度下循環(huán)壽命5000次，功率轉(zhuǎn)換單元(PCS)成本1000元/kW，殘值為零，不考慮運維、用地成本。