儲能是能源互聯(lián)網(wǎng)的重要組成部分，不僅能夠顯著提高風(fēng)、光等新能源的消納水平，支撐微電網(wǎng)運行，推動主體能源由化石能源向可再生能源更替，還能夠為電網(wǎng)運行提供調(diào)峰、調(diào)頻、需求響應(yīng)、黑啟動等多種輔助服務(wù)，提升電力系統(tǒng)靈活性和安全性。

目前，我國儲能產(chǎn)業(yè)經(jīng)過多年的積累發(fā)展，呈現(xiàn)出多元發(fā)展的良好態(tài)勢：抽水蓄能電站投資建設(shè)加快，壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鋰離子電池、液流電池等儲能研發(fā)應(yīng)用加速，儲能技術(shù)總體上已經(jīng)初步具備了產(chǎn)業(yè)化的基礎(chǔ)。

但是，我們對儲能應(yīng)用目前所處的階段也要有清醒的認(rèn)識。我國的儲能技術(shù)，除了抽水蓄能，其余大都處在研發(fā)示范階段。“人人都認(rèn)可，就是不賺錢”依然是儲能產(chǎn)業(yè)所面臨的真實處境。

儲能的應(yīng)用場景和盈利模式有哪些?

2017年9月，國家發(fā)改委、財政部等五部門聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》(發(fā)改能源〔2017〕1701號)，《意見》提出，“十三五”期間，要建成一批不同技術(shù)類型、不同應(yīng)用場景的試點示范項目，探索一批可推廣的商業(yè)模式，培育一批有競爭力的市場主體，最終實現(xiàn)儲能由研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡。為了幫助我們認(rèn)清儲能的真正價值，梳理儲能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用場景及相應(yīng)的盈利模式十分必要。

儲能在發(fā)電側(cè)的應(yīng)用

可再生能源電站的配套服務(wù)

在我國風(fēng)電、光伏裝機(jī)規(guī)模較大但同時棄風(fēng)、棄光率也居高不下的“三北”地區(qū)，儲能作為新能源發(fā)電的配套應(yīng)用具有一定潛力。儲能應(yīng)用于這一領(lǐng)域的主要作用是平滑出力、跟蹤計劃出力。由于儲能成本較高，即便考慮投資儲能后能夠減少棄風(fēng)棄光電量，但其投資回報率仍然較低，電站方主動投資配套儲能的動力不強(qiáng)。此場景下，儲能收益來源于新能源電站減少棄電所帶來的收入，對于早期投運并網(wǎng)、上網(wǎng)電價較高且存在棄電的部分新能源項目有一定吸引力。除此之外，如果未來我國輔助服務(wù)市場機(jī)制加大了可再生能源電站的考核力度，可再生能源電站配套儲能的意愿將更強(qiáng)烈。

調(diào)頻輔助服務(wù)

調(diào)頻是電力輔助服務(wù)的主要內(nèi)容之一，儲能系統(tǒng)可通過參與調(diào)頻輔助服務(wù)，對電網(wǎng)起到支撐作用。目前，電力輔助服務(wù)領(lǐng)域具備實際操作價值的管理規(guī)定多為各區(qū)域能監(jiān)局制定的《兩個細(xì)則》。儲能參與調(diào)頻輔助服務(wù)，大多只能以與火電機(jī)組聯(lián)合參與的形式進(jìn)行，商業(yè)模式基本采用合同能源管理，由電廠和儲能企業(yè)合作，電廠提供場地、儲能接入以及儲能參與調(diào)頻市場的資格，由儲能企業(yè)做投資、設(shè)計、建設(shè)、運營、維護(hù)，增量調(diào)頻收益雙方共享。華北電網(wǎng)的《兩個細(xì)則》中，機(jī)組的調(diào)頻性能對調(diào)頻補(bǔ)償收益具備放大效應(yīng)，由于儲能系統(tǒng)響應(yīng)速度快、控制精度高、調(diào)節(jié)性能好，“火電機(jī)組+儲能”聯(lián)合調(diào)頻在華北地區(qū)具備一定的經(jīng)濟(jì)效益。值得強(qiáng)調(diào)的是，儲能參與調(diào)頻的收益受政策波動影響較大，例如山西省《關(guān)于鼓勵電儲能參與山西省調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)有關(guān)事項的通知》(晉監(jiān)能市場〔2017〕156號)的印發(fā)使得山西省成為儲能設(shè)備廠商的必爭之地，但隨著2017年底山西省儲能調(diào)頻政策的變化，縮小了調(diào)頻服務(wù)報價范圍，致使儲能的調(diào)頻收益大大縮水。

有償調(diào)峰輔助服務(wù)

我國“三北”地區(qū)新能源消納難，電源調(diào)峰能力不足是主要原因之一，儲能系統(tǒng)參與電力有償調(diào)峰輔助服務(wù)有助于彌補(bǔ)電源調(diào)峰能力不足的短板。

目前，甘肅省、新疆省、山東省均出臺了電力輔助服務(wù)相關(guān)政策，且側(cè)重于調(diào)峰輔助服務(wù)市場的建設(shè)。儲能用戶可以與火電、風(fēng)電或光伏電站聯(lián)合調(diào)峰，或作為獨立市場主體為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰服務(wù)。參與調(diào)峰的儲能用戶可在調(diào)峰輔助服務(wù)平臺通過集中競價進(jìn)行輔助服務(wù)交易，調(diào)峰補(bǔ)償費用由火電廠、風(fēng)電場、光伏電站、水電廠按政策要求進(jìn)行分?jǐn)偂Ａ硗猓?018年1月，南方監(jiān)管局發(fā)布的《南方區(qū)域電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務(wù)管理實施細(xì)則(試行)》指出，地市級及以上電力調(diào)度機(jī)構(gòu)直接調(diào)度的并與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的容量為 2MW/0.5 小時及以上的儲能電站，根據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)指令進(jìn)入充電狀態(tài)的，按其提供充電調(diào)峰服務(wù)統(tǒng)計，對充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為 0.05 萬元/兆瓦時。該《細(xì)則(試行)》從身份上給予了儲能電站和傳統(tǒng)電廠同等的輔助服務(wù)市場地位，并明確了儲能電站的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和考核約束條件，可以預(yù)見，《細(xì)則(試行)》的出臺將大大提升南方電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)儲能參與調(diào)峰輔助服務(wù)的經(jīng)濟(jì)性，進(jìn)而推動儲能商業(yè)化應(yīng)用的進(jìn)程。

在暫沒有建立電力輔助服務(wù)市場的地區(qū)，由于輔助服務(wù)提供方的收益多僅來自于機(jī)組增發(fā)/少發(fā)帶來的電量收益，調(diào)峰成本無法疏導(dǎo)，因此儲能在這些地區(qū)參與輔助服務(wù)經(jīng)濟(jì)性不佳。

儲能在用戶側(cè)的應(yīng)用

用戶側(cè)分布式能源應(yīng)用

2017年10月31日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》(發(fā)改能源〔2017〕1901號)，鼓勵分布式電源“隔墻售電”、就近交易。由于目前試點對分布式電源考核不嚴(yán)，簽訂的電力交易合同僅為年(月)度電量交易合同，電力電量平衡由配網(wǎng)運營企業(yè)負(fù)責(zé)，因此分布式電源沒有配套建設(shè)儲能的動力。但是一旦交易規(guī)則改變，電網(wǎng)不負(fù)責(zé)兜底，且需要考核分布式發(fā)電的交易電量時，那么儲能在分布式能源側(cè)的價值將會顯現(xiàn)。

用戶側(cè)微電網(wǎng)應(yīng)用

2017年7月，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)了《推進(jìn)并網(wǎng)型微電網(wǎng)建設(shè)試行辦法》的通知(發(fā)改能源〔2017〕1339號)，《辦法》的出臺，解決了大家對微電網(wǎng)定義方面、以及微電網(wǎng)建設(shè)運行過程中存在的爭議，理清了微電網(wǎng)發(fā)展思路，對并網(wǎng)型微電網(wǎng)發(fā)展具有劃時代的里程碑意義，將大大促進(jìn)微電網(wǎng)的建設(shè)投資。儲能作為微電網(wǎng)必不可少的部分，可以在微電網(wǎng)失去電源的時候為重要負(fù)荷持續(xù)供電、維持微電網(wǎng)電力供需平衡、作為黑啟動電源幫助微電網(wǎng)快速自愈，以顯著提高微電網(wǎng)的自治性;同時，儲能也能提供調(diào)峰等輔助服務(wù)、開展需求側(cè)響應(yīng)，以顯著提高微電網(wǎng)的友好性;另外，在今后微電網(wǎng)必須全電量參與電力市場時，儲能還可以減少微電網(wǎng)棄風(fēng)棄光現(xiàn)象。儲能在微電網(wǎng)中的作用至關(guān)重要，在微電網(wǎng)不同運行情況下需要擔(dān)負(fù)起不同的使命，但是在目前政策條件下，此種場景中儲能的經(jīng)濟(jì)價值還難以定量的衡量。

用電負(fù)荷調(diào)峰

用電負(fù)荷調(diào)峰是指儲能以低谷用電和平峰高峰放電的方式，利用峰谷電價差、市場交易價差獲得收益或減少用戶電費支出,同時達(dá)到平抑用戶自身用電負(fù)荷差和縮小電網(wǎng)峰谷差的目的。由于儲能在用戶側(cè)應(yīng)用的政策存在缺失，通過峰谷價差套利，便成為了目前我國儲能產(chǎn)業(yè)僅有的“講的清、算的明”的商業(yè)模式，且也是用戶側(cè)儲能各類應(yīng)用直接或間接的盈利模式。對于此種場景，適合于峰谷電價差較高，至少達(dá)到0.75元/KWh以上，且用戶負(fù)荷曲線較好，負(fù)荷搭配儲能能夠較好完成日內(nèi)電量平衡的企業(yè)用戶。但大部分地區(qū)的峰谷電價差較低，儲能的投資回收期較長。

用戶節(jié)能效益

目前我國工業(yè)用戶大多執(zhí)行兩部制電價，儲能可以通過充放電調(diào)節(jié)用戶用電曲線，合理地控制好用戶每月最大需量，為企業(yè)降低需量電費。此種場景，儲能調(diào)節(jié)用戶用電曲線，其實質(zhì)也是通過調(diào)峰的過程完成，因此在計算收益的時候，需要和用戶側(cè)調(diào)峰收益統(tǒng)籌考慮。

用戶需求響應(yīng)

用戶需求響應(yīng)是指采取有效的激勵措施，引導(dǎo)用戶進(jìn)行負(fù)荷管理，以使電力需求在不同時間段上得到合理分配，從而提高電力系統(tǒng)的使用效率和可靠性。從目前我國電力需求側(cè)管理試點情況來看，一年當(dāng)中，電力系統(tǒng)需要用戶進(jìn)行需求側(cè)管理的時段較少，因此需求側(cè)管理暫不能成為用戶側(cè)儲能的主要商業(yè)模式。

儲能的商業(yè)應(yīng)用還要邁過哪些坎?

當(dāng)前，制約儲能大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的關(guān)鍵在于儲能成本。打鐵還要自身硬，儲能也需提升自身基本功。電力系統(tǒng)對儲能的能量密度要求較低，但是對其成本和壽命要求較高，因此需要儲能產(chǎn)業(yè)從技術(shù)創(chuàng)新、產(chǎn)業(yè)規(guī)模化等多方面來降低儲能成本，提升儲能在電力系統(tǒng)中的適應(yīng)性，力促儲能應(yīng)用盈利拐點的盡早出現(xiàn)。

技術(shù)成本不斷突破，政策也要跟得上。目前我國儲能扶持政策各地不同且不成體系，儲能獲取回報的機(jī)制和結(jié)算方式尚不健全，導(dǎo)致儲能價值難以充分衡量，經(jīng)濟(jì)賬道不清算不明。對于儲能發(fā)展，不僅要“扶上馬”，更要“送一程”，目前通過出臺補(bǔ)貼政策推動儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的可行性不大，因此系統(tǒng)的、頂層的儲能扶持政策設(shè)計，對儲能產(chǎn)業(yè)則顯得尤為重要。新一輪電力體制改革為儲能發(fā)展提供了良好的土壤，只有以市場主導(dǎo)、改革助推的原則，通過市場化的結(jié)構(gòu)設(shè)計，推動儲能形成相應(yīng)的商業(yè)模式，保證投資的合理回報，才能從根本為儲能商業(yè)化應(yīng)用保駕護(hù)航。