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【lèi】计运行的储能【néng】项目【mù】装机【jī】规模19574万千【qiān】瓦，共1747个在运项目【mù】。
(2)从地区看，全球【qiú】储能项目装机主要分布在【zài】亚洲的中国【guó】、日【rì】本、印度【dù】、韩国【guó】，欧【ōu】洲的西班牙、德国、意【yì】大利、法国、奥地利和北美【měi】的美国，这10个国家储【chǔ】能项【xiàng】目累计装【zhuāng】机容【róng】量占【zhàn】全球近【jìn】五分之四。
(3)从类型看，截至【zhì】2018年【nián】上半年，抽水【shuǐ】蓄【xù】能累计【jì】装机18420万千瓦，占比达94%;电化学储【chǔ】能【néng】483万千瓦，占比2.5%;储热403万千【qiān】瓦，占比2.2%;其他机械储【chǔ】能【néng】265万千瓦【wǎ】，占比【bǐ】1.4%;储氢【qīng】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【fā】展看，抽水蓄能占绝对优势，技术最【zuì】为【wéi】成熟，但成【chéng】本下降空间有限;电化学储能保【bǎo】持快速增长，年增长率达30%，电化学储能【néng】是应用范围最【zuì】为广【guǎng】泛、发【fā】展潜力最大的【de】储能技术，目【mù】前【qián】全球储能技术的开发【fā】主【zhǔ】要集中【zhōng】在【zài】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【bàn】年，全【quán】球新增【zēng】投运电化学储能项【xiàng】目装机【jī】规模69.71万【wàn】千瓦，同【tóng】比增长133%，相比2017年【nián】底增长24%。
(2)从地区看【kàn】，2018年上半【bàn】年，全球新增电化学储【chǔ】能装机主要分布【bù】在英国【guó】、中国、德国、韩国、澳大利亚【yà】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【mù】装机【jī】规模最【zuì】大，为35.42万【wàn】千【qiān】瓦，占比为51%，同【tóng】比【bǐ】增长344%。
(4)从技【jì】术看，2018年【nián】上半年【nián】，锂离子电【diàn】池新增装【zhuāng】机规【guī】模最大【dà】，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【rù】2018年【nián】，我国【guó】在发电侧、电网侧和用户侧的储能项目呈容量大和快速【sù】增长的势头。截至2018年6月【yuè】，我【wǒ】国已【yǐ】投运储【chǔ】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【guī】模49万千【qiān】瓦，占全球16%。2018年【nián】上半年，我国新增电化学储能装【zhuāng】机规模【mó】10万千瓦，同【tóng】比增【zēng】长127%，相比2017年【nián】底【dǐ】增长【zhǎng】26%，目前全国新增【zēng】规划和【hé】在建【jiàn】电化【huà】学储能项目规【guī】模为225.1万千瓦。
4.我国储能市场发展情况
总【zǒng】体而言，我国【guó】的储能【néng】市场【chǎng】主要分为两类，一类是配用电侧分【fèn】布式发电及微电网中储能的【de】应用，占【zhàn】比大约为56%，另一类是集中式【shì】风光电站(可【kě】再【zài】生能源并网)储能【néng】应用【yòng】，占【zhàn】比约为【wéi】35%。目前两者累计装机规【guī】模已超【chāo】过国内储能市场的90%，电力【lì】输配【pèi】和调【diào】频辅【fǔ】助服务占到【dào】9%左【zuǒ】右的市场份额。
(二)相关政策
(1)国外储能政策情况
在储能【néng】尚未推广【guǎng】或刚刚【gāng】起步的国【guó】家或地区【qū】，发展储能逐渐被纳入国家战略规划，政【zhèng】府开始制定储能的发展路线图;在储【chǔ】能已【yǐ】具备一【yī】定规模或产业相对发达的国家【jiā】或地区，政府多采用【yòng】税收优惠或补【bǔ】贴的方式【shì】，以促【cù】进【jìn】储能【néng】成本【běn】下【xià】降和规模应用;在储【chǔ】能【néng】逐步深入参与【yǔ】辅助【zhù】服务【wù】市场的国家或地【dì】区，政【zhèng】府通过开放区域电力市场，为储能应用实现多重价【jià】值、提供高品质服务创造平台【tái】。
(2)国内储能政策情况
2015年以来，国内对【duì】储能产业【yè】的扶【fú】持【chí】政策密集出台。2016年6月，国家能源局发【fā】布《关于促进电储能参与“三北【běi】”地区电力辅助服务补偿(市场)机【jī】制试点【diǎn】工作的【de】通【tōng】知》，明确【què】了【le】电储【chǔ】能设施的独【dú】立市【shì】场主体地【dì】位【wèi】，鼓励发电企业、售电企【qǐ】业、电力用户、电储能企业等【děng】投【tóu】资【zī】建设电储能设施【shī】，并要求电【diàn】网企业要主动为电储能设施接入电网提【tí】供服务【wù】。
2016年12月【yuè】，国家发改委印发【fā】《可再【zài】生能源发展【zhǎn】“十三五【wǔ】”规划【huá】》，提出要推动储能【néng】技术在可再生能源领域的示范应用，实现储能【néng】产业在市【shì】场规模、应【yīng】用领域和核心【xīn】技术等方【fāng】面的突破。
2017年10月，国家【jiā】五部委联合发【fā】布《关于促进储能技术与产业发展的【de】指导【dǎo】意见》，其中明确【què】储【chǔ】能发展涵盖5大主要任务：储能技术【shù】装备研【yán】发示范工程【chéng】、可【kě】再生能源【yuán】利用水平提升工程、电力系统灵活性稳定【dìng】性【xìng】提升工程、用能【néng】智能化【huà】水平提升工【gōng】程和【hé】储能多元【yuán】化应用【yòng】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【yù】化石能源和【hé】风【fēng】光等自然资源丰富，发电装机容量目前已达到最高负荷【hé】的三倍。截止2018年底【dǐ】，西北电【diàn】网总【zǒng】装机容量27179万【wàn】千瓦，其中，火电装【zhuāng】机容量【liàng】14747万千【qiān】瓦【wǎ】，水电装【zhuāng】机容量【liàng】3163万千【qiān】瓦，风电装【zhuāng】机容量5016万千瓦，光伏装机容【róng】量4069万千瓦，可再生能源【yuán】装【zhuāng】机容量【liàng】占比接近总装机容【róng】量的一半，占比【bǐ】45%。
由于可【kě】再生能源发电装机容量大【dà】，本地消纳困难，加之电网的输【shū】电容量、调峰能力和【hé】负荷需求【qiú】不足，导【dǎo】致弃风弃光严重。投资储能【néng】系统可增加【jiā】电【diàn】网【wǎng】调峰能【néng】力、缓【huǎn】解输电通【tōng】道阻【zǔ】塞，有望成为解决西【xī】北区【qū】域新能源消纳问题的重要途【tú】径。
(一)提高外送电力的调节能力
由于西北地区风【fēng】光资【zī】源丰富，未来可再生【shēng】能【néng】源发电装机容量还将进一步增长，对区域外【wài】消【xiāo】纳可再生【shēng】能源的依【yī】赖性将【jiāng】越来【lái】越大【dà】，可【kě】以【yǐ】集中【zhōng】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【chí】储能，提升可再【zài】生能【néng】源出力的可控【kòng】性和在【zài】电力市场中【zhōng】的竞争【zhēng】力。
(二)提升火电机组的调峰能力
西北电网中【zhōng】的供热机组装机【jī】容量【liàng】大【dà】，在【zài】供暖期的调峰能力【lì】受限，对电网调峰能【néng】力和可【kě】再生能源发电消纳的影响【xiǎng】显【xiǎn】著。在电厂侧安装热【rè】水储热系统或【huò】电锅【guō】炉系【xì】统，可实现大容量储热，从而提升【shēng】供热期间机组的调【diào】峰【fēng】能力。
(三)降低断面受阻
西北电网的覆【fù】盖的【de】地理范【fàn】围【wéi】广，西电东【dōng】送和北【běi】电南【nán】送的距【jù】离远，在可再生能源集【jí】中接入的区域【yù】，可以【yǐ】配置【zhì】大规模储能系统(主要包括化【huà】学电池、储热发电和压【yā】缩空气储能)，从而减小因【yīn】为【wéi】断面受【shòu】阻而引起的弃风弃光电【diàn】量。
(四)提升电网的安全性和稳定性
随着西【xī】北可再生能源发电的【de】进一步发展，在线的传统机组【zǔ】容【róng】量减小导【dǎo】致系统【tǒng】的惯【guàn】性降低，可能危【wēi】及电网的【de】安全性和稳定性，可配置快速响应的【de】储能系统【tǒng】来平抑频【pín】率的波动，提升【shēng】西北电网的【de】安全稳【wěn】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【diàn】力用【yòng】户负荷【hé】峰【fēng】谷【gǔ】差显著的电【diàn】力用户，鼓【gǔ】励【lì】由用户或第三方投资储能系【xì】统，进行价格套利或【huò】参【cān】与【yǔ】市场竞【jìng】争，从而降低电【diàn】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【néng】系统在【zài】西北电【diàn】网中的应用，建议【yì】主要考虑【lǜ】以下【xià】领域【yù】：增【zēng】加调峰能力、降【jiàng】低通【tōng】道受阻、提升电网安全和用【yòng】户能量管理。
2.应用范围。兼【jiān】顾源、网、荷侧发展【zhǎn】。源端储【chǔ】能包括大【dà】规模独立【lì】储能电站、在火电厂内配置储能、在新能【néng】源【yuán】场站侧【cè】配置储能;网侧配置储能主要【yào】包括【kuò】电网的电【diàn】源送出【chū】端、输送容量受限断面【miàn】和配电网中【zhōng】配置分布式储能;用户侧储【chǔ】能主【zhǔ】要【yào】针对工商业用【yòng】户。
3.应用类型。考虑的【de】储能类型既包括【kuò】大规模【mó】抽水蓄【xù】能、压【yā】缩空气【qì】储能、大容量储热(冷)、太阳能热发电、大规模【mó】制氢、化学电池储能，也包括【kuò】功率型【xíng】飞轮储能和【hé】电磁【cí】储能。化学电【diàn】池储能的类【lèi】型有多种，现阶段主要考虑的应用类型包括锂电【diàn】池【chí】、铅酸(碳)电池、液流电【diàn】池。
4.应用阶段。将不【bú】同类型储能的推广应用分为四个【gè】阶段，即“当前”、“2019-2020年”、“2021-2025年【nián】”、“2026-2030年”。其中，抽水蓄能和化学电池储能在现阶【jiē】段已【yǐ】开始推广应用;下一步可开展大规模储热【rè】和太阳【yáng】能【néng】热发电技术的应用推广【guǎng】;在“十四五【wǔ】”期间，新型压【yā】缩空气和【hé】飞【fēi】轮储能的应【yīng】用有望【wàng】突【tū】破;而在【zài】2025年【nián】以后，大规模制氢和电【diàn】磁储能有望【wàng】获【huò】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【lì】新能【néng】源场站建【jiàn】设【shè】共享型储能系统，为新能【néng】源消纳提供解决方案【àn】。
(1)在新能源发电场站、输电通道受限的区域建设【shè】大规模【mó】共享型储能系【xì】统，可有效解决新能【néng】源【yuán】消【xiāo】纳问【wèn】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【zhe】谁投资谁【shuí】受【shòu】益的原则，对于减少弃风弃光带【dài】来【lái】的【de】收【shōu】益，由新【xīn】能源【yuán】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【de】收益由【yóu】其独【dú】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【diàn】网企业【yè】投资储能【néng】，在条件允许的情【qíng】况【kuàng】下，尝试探索实施电网企业投资储能的配额【é】制，投资成本【běn】纳入其输配电业务的成【chéng】本核算。在电【diàn】网【wǎng】中【zhōng】安【ān】装【zhuāng】储能【néng】系【xì】统可实现降低输配电设备投资【zī】、提高电力系统灵活性、为电网提供辅助【zhù】服务【wù】等【děng】多重价值，有【yǒu】利【lì】于提【tí】高电网的输配【pèi】电能力【lì】和电网【wǎng】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【lì】用户侧储能加大【dà】投资，灵【líng】活部署，通过自【zì】主的运行调控实现【xiàn】削峰填谷。
(2)建【jiàn】立用户侧储【chǔ】能的效益与权益【yì】分配【pèi】机制，切实保护【hù】用户侧储能投资【zī】的合法权【quán】益。
(3)鼓励【lì】用户侧【cè】储能参与需求侧响应计划，制【zhì】定合理【lǐ】的【de】准入条件、补偿标准【zhǔn】和参【cān】与方案，提升【shēng】需求侧管理【lǐ】水平。
(4)针对【duì】用户侧储【chǔ】能参与【yǔ】者【zhě】数量多、地【dì】点分散【sàn】的特点，在设备准入和安全管【guǎn】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【diào】频【pín】辅助服【fú】务市【shì】场，并合理考虑储能的市场准入条件、运行【háng】控【kòng】制方式和补偿【cháng】方【fāng】式，允许多个分布式【shì】储能系统聚合【hé】参【cān】与【yǔ】辅助服务市场。
(1)各省(区)在制定调【diào】峰、调频辅助服务市场规则时，应【yīng】综【zōng】合考虑独立储能系统参与【yǔ】调峰、调频【pín】辅助【zhù】服务，合理确定独立储能系【xì】统的准入条【tiáo】件。(功率【lǜ】、容量、接入电压等级等【děng】)。
(2)独立【lì】储能【néng】参与调峰、调频市【shì】场【chǎng】时，其运营方负责【zé】市场报价、制【zhì】定储能充放电策略。
(3)电力调度部门应【yīng】将【jiāng】储能纳【nà】入【rù】其运行【háng】调度控制，根据储能系统的中标【biāo】额度发【fā】送调度指令。
(4)独立储【chǔ】能参【cān】与调峰、调【diào】频辅助【zhù】服【fú】务应【yīng】根据市场规则，接【jiē】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【shù】标准和政策规定不断完善的条件下【xià】，各省(区)应【yīng】对接入不同电压【yā】等【děng】级【jí】和【hé】不同地点的储【chǔ】能【néng】系统充【chōng】放电价【jià】进行统筹【chóu】考虑。
(2)对储能系统的【de】充放电电价政策，考虑储能【néng】所处【chù】的电【diàn】压等级和时段，为【wéi】鼓励【lì】接入配电网侧的储能系统【tǒng】运行【háng】，可以采用分【fèn】时(动态)充放电【diàn】价格【gé】。
(3)在未来改革到位，电价信号明确的条件【jiàn】下【xià】，储能的充放电价【jià】格应【yīng】由电力市【shì】场决定。
