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什么是電化學儲能： 儲能的技術種類包括飛輪儲能、相變儲能、壓縮空氣儲能、氫儲能、電化學儲能等。其中電化學儲能是目前規模占比最大的技術，也是未來的重點發展方向。 電化學儲能是指各種二次電池儲能。是利用化學元素做儲能介質，充放電過程伴隨儲能介質的化學反應或者變化。主要包括鉛酸電池、液流電池、鈉硫電池、鋰離子電池等。目前以鋰電池和鉛蓄電池為主。 發展現狀： 截至2018年年底，全球投運儲能項目累計裝機規模181.0GW，同比增長3.2%。其中，電化學儲能項目的累計裝機規模達6625.4MW，同比增長126.4%。2018年全球新增投運的電化學儲能項目裝機規模達3698.8MW，同比增長304.6%。 據CNESA全不完全統計，截至2018年年底，中國投運儲能項目累計裝機規模31.3GW，同比增長8.2%，占全球市場總規模的17.3%。其中電化學儲能項目的累計裝機規模達1072.7MW，突破GW大關，占全球電化學儲能市場總規模的16.2%，同比增長175.2%。2018年，中國新增投運電化學儲能項目的裝機規模為682.9MW，同比增長464.4%。 預測未來5年，國內的電化學儲能市場還將迎來大幅度的增長，根據對規劃在建儲能項目的統計，據行業機構預測，2019年、2021年、2023年將是中國電化學儲能產業發展較為重要的時間拐點；預計到2025年，中國電化學儲能市場功率規模約28.6GW，以儲能工程項目作為計量，市場份額將達到1287億元，整個產業的市場規模也將具備萬億級市場潛力。 動力電池的規模化發展已經帶動了儲能系統成本的快速下降，到2020年在規模效應的拉動下，電池平均成本可以再降低10%。 應用場景： 根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會發布的《2019儲能產業應用研究報告》：2018年，從應用場景來看，在裝機功率占比方面，集中式新能源+儲能、電源側調頻、電網側儲能、分布式及微網、用戶側(工商業削峰填谷、需求側響應等)等5類應用場景裝機分布比較平均,占比分別為18.5%、16.4%、24%、16.9%、24.6%；在裝機容量占比方面,用戶側(工商業削峰填谷、需求側響應等)因高的小時率要求,容量裝機獨占鰲頭,裝機規模高達1583.0MWh,占比51.0%。 儲能有六大應用場景，可再生能源并網，電網輔助服務，電網輸配，分布式及微網，用戶側，以及一個非常特殊的用戶側：電動汽車VEG模式的供能系統。儲能應用場景很多，大致可以分類儲能的三大作用：第一，平滑間歇性電源功率波動，這樣的場景需要功率型儲能技術；第二，減小峰谷差，提高電力系統效率和設備利用率，這種場景下大部分需要容量型儲能技術；第三，增加備用容量，提高電網安全穩定性和供電質量，這個需要的是UPS備用型的儲能技術。當然還有第四類復合型的應用，尤其是電網側應用，參與調峰調頻和緊急備用，我們稱它為復合型或者是能量型的儲能技術。所以說，儲能的應用場景是多元的。 1.電源側 在傳統發電領域，儲能主要應用于輔助動態運行、取代或延緩新建機組。 輔助動態運行。為了保持負荷和發電之間的實時平衡，火電機組的輸出需要根據調度的要求進行動態調整。動態運行會使機組部分組件產生蠕變，造成這些設備受損，提高了發生故障的可能，即降低了機組的可靠性，同時還增加了更換設備的可能和檢修的費用，最終降低了整個機組的使用壽命。儲能技術具備快速響應速度，將儲能裝置與火電機組聯合作業，用于輔助動態運行，可以提高火電機組的效率，避免對機組的損害，減少設備維護和更換設備的費用。 取代或延緩新建機組。隨著電力負荷的增長和老舊發電機組的淘汰，為了滿足電力客戶的需要和應對尖峰負荷，需要建設新的發電機組。應用儲能系統可以取代或延建新機組，即在負荷低的時候，通過原有的高效機組給儲能系統充電，在尖峰負荷時儲能系統向負荷放電。我國起調峰作用的往往是煤電機組，而這些調峰煤電機組要為負荷尖峰留出余量，經常不能滿發，這就影響了經濟性。利用儲能技術則可以取代或者延緩發電側對新建發電機組的需求。 2.集中式可再生能源并網 在集中式可再生能源并網領域，儲能主要應用于解決棄風、棄光，跟蹤計劃出力，平滑輸出。 解決棄風、棄光。風力發電和光伏發電的發電功率波動性較大，特別在一些比較偏遠的地區，電網常常會出現無法把風電和光電完全消納的情況。應用儲能技術可以減小或避免棄風、棄光。在可再生能源發電場站側安裝儲能系統，在電網調峰能力不足或輸電通道阻塞的時段，可再生能源發電場站的出力受限，儲能系統存儲電能，緩解輸電阻塞和電網調峰能力限制，在可再生能源出力水平低或不受限的時段，釋放電能提高可再生能源場站的上網電量。 跟蹤計劃出力，平滑輸出。大規模可再生能源并入電網時，出力情況具有隨機性、波動性，使得電網的功率平衡受到影響，因此需要發電功率進行預測，以便電網公司合理安排發電計劃、緩解電網調峰壓力、降低系統備用容量、提高電網對可再生能源的接納能力。通過在集中式可再生能源發電場站配置較大容量的儲能，基于場站出力預測和儲能充放電調度，實現場站與儲能聯合出力對出力計劃的跟蹤，平滑出力，滿足并網要求，提高可再生能源發電的并網友好性。 就全球儲能市場而言，集中式可再生能源并網是最主要的應用領域。在國外，日本是典型的將儲能主要應用于集中式可再生能源并網的國家之一。集中式可再生能源并網是日本推動儲能參與能源清潔利用的主要方式，北海道等解決棄光需求較強烈的地區，以及福島等需要災后重建的地區成為儲能應用的重點區域。在國內，集中式可再生能源并網中應用儲能，以青海和吉林較具代表性，前者積極探索光儲商業化，后者則是將電儲能與儲熱綜合應用試點。 3.電網側 儲能系統在輸電網中的應用主要包括以下兩方面：作為輸電網投資升級的替代方案(延緩輸電網的升級與增容)，提高關鍵輸電通道、斷面的輸送容量或提高電網運行的穩定水平。在輸電網中，負荷的增長和電源的接入(特別是大容量可再生能源發電的接入)都需要新增輸變電設備、提高電網的輸電能力。然而，受用地、環境等問題的制約，輸電走廊日趨緊張，輸變電設備的投資大、建設周期長，難以滿足可再生能源發電快速發展和負荷增長的需求。大規模儲能系統可以作為新的手段，安裝在輸電網中以提升電網的輸送能力，降低對輸變電設備的投資。 儲能系統在配電網中的作用更加多樣化。與在輸電網的應用類似，儲能接入配電網可以減少或延緩配電網升級投資。分布在配網中的儲能也可以在相關政策和市場規則允許的條件下為大電網提供調頻、備用等輔助服務。除此之外，儲能的配置還可提高配電網運行的安全性、經濟性、可靠性和接納分布式電源的能力等。 2018年以來電網公司規劃安裝應用儲能的力度不斷加大。在以江蘇、河南等為代表的省網區域，許繼集團、山東電工、江蘇省綜合能源服務公司、平高集團等國家電網下屬公司作為投資建設主體，在輸配電站批量化建設百兆瓦級儲能電站，緩解高峰負荷對電網的沖擊，同時探索平滑新能源和調頻輔助服務等應用模式。據中關村儲能產業技術聯盟項目庫統計，2018年以來公布的電網側儲能項目(含規劃、在建、投運)總規模已經超過230兆瓦。 4.輔助服務 在電力輔助服務領域，儲能主要應用于調頻、調峰和備用容量等方面。 調頻。電力系統頻率是電能質量的主要指標之一。實際運行中，當電力系統中原動機的功率和負荷功率發生變化時，必然會引起電力系統頻率的變化。頻率的偏差不利于用電和發電設備的安全、高效運行，有時甚至會損害設備。因此，在系統頻率偏差超出允許范圍后，必須進行頻率調節。調頻輔助服務主要分為一次調頻和二次調頻(AGC輔助服務)。儲能設備非常適合提供調頻服務。與傳統發電機組相比，儲能設備提供調頻服務的最大優點是響應速度快，調節速率大，動作正確率高。 調峰。電力系統在實際運行過程中，總的用電負荷有高峰低谷之分。由于高峰負荷僅在一天的某個時段出現，因此，需要配備一定的發電機組在高峰負荷時發電，滿足電力需求，實現電力系統中電力生產和電力消費間的平衡。當電力負荷供需緊張時，儲能可向電網輸送電能，協助解決局部缺電問題。抽水蓄能是目前完全實現商業化的儲能技術，調峰是抽水蓄能電站一個主要的應用領域。 備用容量。備用容量指的是電力系統除滿足預計負荷需求外，在發生事故時，為保障電能質量和系統安全穩定運行而預留的有功功率儲備。備用容量可以隨時被調用，并且輸出負荷可調。儲能設備可以為電網提供備用輔助服務，通過對儲能設備進行充放電操作，可實現調節電網有功功率平衡的目的。和發電機組提供備用輔助服務一樣，儲能設備提供備用輔助服務，也必須隨時可被調用，但儲能設備不需要一直保持運行，即放電或充電狀態，只需在需要使用時能夠被立即調用提供服務即可，因此經濟性較好。此外，在提供備用容量輔助服務時，儲能還可以提供其他的服務，如削峰填谷、調頻、延遲輸配線路升級等。 從全球來看，調頻是儲能的主要應用之一。根據彭博新能源財經統計，2016年、2017年，兆瓦級儲能項目累計裝機中，調頻應用占比分別為41%、50%。在國外，依托自由化的電力市場，儲能在美國輔助服務市場的應用一直引領著全球儲能輔助服務市場的發展。在美國的區域電力市場中，儲能系統參與二次調頻的容量已占相當的份額。但2017年美國輔助服務領域新增儲能項目裝機數量和規模都不及往年，一定程度上也體現了美國部分區域調頻儲能市場趨于平穩甚至接近飽和。在中國，得益于政策推動，儲能在我國輔助服務市場的應用比例已經從2015年的2%提升到2017年的9%。2017年四季度，全國輔助服務補償費用共35.18億元，占上網電費總額的0.81%;備用、調峰和AGC補償費用合計占比超過90%。聯合火電機組參與調頻業務，在京津唐、山西地區應用較廣泛。 5.用戶側 在用戶側，儲能主要應用于分時電價管理、容量費用管理、提高供電質量和可靠性、提高分布式能源就地消納等方面。 分時電價管理。電力系統中隨著時間的變化用電量會出現高峰、平段、低谷等現象，電力部門對各時段制定不同電價，即分時電價。在實施分時電價的電力市場中，儲能是幫助電力用戶實現分時電價管理的理想手段。低電價時給儲能系統充電，高電價時儲能系統放電，通過低存高放降低用戶的整體用電成本。 容量費用管理。在電力市場中，存在電量電價和容量電價。電量電價指的是按照實際發生的交易電量計費的電價，具體到用戶側，則指的是按用戶所用電度數計費的電價。容量電價則主要取決于用戶用電功率的最高值，與在該功率下使用的時間長短以及用戶用電總量都無關。使用儲能設備為用戶最高負荷供電，還可以降低輸變電設備容量，減少容量費用，節約總用電費用，主要面向工業用戶。 提升用戶的電能質量和可靠性。傳統的供電體系網絡復雜，設備負荷性質多變，用戶獲得的電能質量(電壓、電流和頻率等)具有一定的波動性。用戶側安裝的儲能系統服務對象明確，其相對簡單和可靠的組成結構保證輸出更高質量的電能。當電網異常發生電壓暫降或中斷時，可改善電能質量，解決閃斷現象;當供電線路發生故障時，可確保重要用電負荷不間斷供電，從而提高供電的可靠性和電能質量。 提高分布式能源就地消納。對于工商業用戶，在其安裝有可再生能源發電裝置的廠房、辦公樓屋頂或園區內投資儲能系統，能夠平抑可再生能源發電出力的波動性、提高電能質量，并利用峰谷電價差套利。對于安裝光伏發電的居民用戶，考慮到光伏在白天發電，而居民用戶一般在夜間負荷較高，配置家庭儲能可更好地利用光伏發電，甚至實現電能自給自足。此外，在配電網故障時，家庭儲能還可繼續供電，降低電網停電影響，提高供電可靠性。 在國外，德國是用戶側儲能商業模式發展最為先進的國家之一。在區塊鏈技術、云技術以及多元化商業模式的帶動下，預計短期內德國用戶側儲能市場仍將引領歐洲儲能市場的發展。在國內，用戶側是儲能應用的最大市場，也是持續保持高增長的一個領域。安裝于工商業用戶端的儲能系統是我國用戶側儲能的主要形式，可以與光伏系統聯合使用，又可以獨立存在，主要應用于電價管理，幫助用戶降低電量電價和容量電價。2018年5月，全國最大規模用戶側分布式儲能項目正式落戶江蘇鎮江，項目合計容量超過500兆瓦時。 (二)商業模式 從國內來看，比較成熟的商業模式包括峰谷電價差套利、輔助調頻服務收費、配合可再生能源建設大型儲能電站、分布式儲能應用等。 1.峰谷電價差套利 所謂峰谷套利，就是利用大工業與一般工商業的峰谷電價差，在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能，在用電高峰期使用存儲好的電能，避免直接大規模使用高價的電網電能，從而降低用戶的電力使用成本，從降低的用電單價中獲得收益。 峰谷電價差套利是用戶側儲能的主要盈利來源和基本商業模式。目前我國大部分省市工業大戶均使用峰谷電價機制，利用峰谷價差實現套利吸引了許多投資者的目光。江蘇和廣東由于峰谷電價差價大，成為了國內儲能項目規劃建設集中地。以0.75～0.8元/千瓦時的峰谷價差計算，假定利用峰谷電價套利是唯一的盈利點，安裝鉛炭電池系統，每天兩次充放，儲能電站項目靜態投資回收期在7～9年左右。這些項目普遍采用合同能源管理形式，儲能業主單位和用戶單位簽訂合同，按年節省的電費進行分成。靠峰谷電價差套利是目前項目唯一的盈利來源，由于峰谷電價差額的不確定性和盈利模式的單一性，項目投資方面臨不小的壓力和風險。隨著電力市場進一步放開，峰谷價差有望繼續拉大，屆時投資回收期將會進一步縮短，峰谷套利投資的效益也會進一步提升。此外，未來投資方還可以通過參與需求響應、提供電力輔助服務等方式，發揮儲能更多的價值，提升項目的經濟性。 2.管理容量費用 對于大的工業企業，因現行的兩部制電價，供電部門會以其變壓器容量或最大需用量為依據，每月固定收取一定的容量電價。這些企業可以根據自身的用電負荷曲線和用電最大負荷需求，本著“充得滿，放得完”的經濟原則確定儲能系統的最大儲能容量和最大輸出功率，同時通過引入分布式儲能系統，減少用戶配變容量的建設，在用電低谷時儲能，在高峰時釋放，實現在不影響正常生產的情況下，降低最高用電功率，減少兩部制電價中的按容量收取的容量電價。 3.需求側響應補貼 參與電力需求響應可以給電力用戶帶來效益。儲能用戶可以根據不同的地方政策，相應削減負荷從而獲取補貼。儲能系統直接接入電網，峰谷雙向調控，增加電網安全性和穩定性。這種模式中的儲能電站并網條件較嚴。 2018年1月，江蘇無錫新加坡工業園區20兆瓦儲能電站經國家電網公司批準，全容量并網運行。今年春節期間，該儲能電站參與電網需求側響應，在用電低谷期“填入”約9萬千瓦負荷，累計消納電量57.6萬千瓦時。此為全國大規模儲能電站首次參與電網需求側響應并收費。 4.調頻輔助服務收費 在國內，該商業模式正隨著電力輔助市場建設而完善。目前發電側尚不具備獨立的輔助服務提供商身份。儲能現有的主要商業運營方式是與發電機組聯合，從系統來看是作為發電企業的一部分，利用快速充放電特性優化發電機組的AGC性能，獲得系統輔助服務補償，或者是存儲、釋放新能源棄風棄光電量，增加新能源上網電量獲益，相比國外發電側儲能設施主要以獨立身份參與市場的情況，這些模式都不是作為獨立市場主體運營的。 目前，南方電網區域已制定輔助服務補償表，對并網發電機組提供的AGC服務實施補償;儲能電站根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為0.05萬元/兆瓦時。 但是，當儲能參與輔助服務市場接受AGC調度令后，需要響應進行充放電，這樣一來就無法利用原來的峰谷差價套利方式來獲得儲能電站的收益，增加了輔助服務的收益是否比峰谷差價套利的收益多還有待比較。 5.配套可再生能源建設大型儲能電站 與大規模可再生能源結合的大型儲能電站，主要是發揮儲能在增加可再生能源上網電量上的放大效應，使可再生能源的輸出更加平穩，電能質量得到提升，增加上網電量，從而獲得收益。 如陜西定邊10兆瓦鋰電池儲能項目即是通過聯合當地150萬千瓦光伏電站運行，吸納未并網電力，按照光伏上網電價上網，削峰填谷，促進就地消納。 6.分布式儲能應用 隨著售電側放開和市場化交易放寬，儲能有條件與分布式發電結合，形成售電主體。該商業模式下儲能配合分布式能源建設，作為售電主體主要以賣電獲益。 |
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