作者：中關村儲能產業技術聯盟 張靜、寧娜、李岱昕

摘要：作為清潔的可再生發電資源，光伏和風電的裝機在經歷著快速的發展的同時，也面臨著棄風、棄光和可再生能源并網消納困難等一系列問題。經過十多年的研發和示范應用，儲能已經被認為是解決這些問題的關鍵技術。本文主要論述了儲能在電力調峰調頻領域的應用現狀以及發展前景，并建議通過出臺支持政策和建立合理的市場機制，使得儲能在電力調峰調頻領域大有可為。

引言

2010年以來，儲能技術開啟了在電力系統的示范應用，張北風光儲輸一體化項目、龍源法庫臥牛石風電場儲能電站項目、深圳寶清電站、東福山海島儲能項目等都備受矚目。經過5年多的技術和應用驗證，技術成熟度和應用效果得到了廣泛的認同，儲能的行業認知度也逐步提高。但儲能的發展從來不能孤立存在，而是要與市場需求緊密相關。

進入十三五以來，我國正在形成一個能源發展的新格局，深入推進能源革命、加速能源結構轉型、提高能源利用效率都已經成為新時代的新任務。電力是我國能源戰略轉型的重點，2015年3月開始的新一輪電力體制改革的主要工作集中在推動大規模可再生能源消納和售電改革等方面。在新的電力市場發展環境下，作為重要的調峰調頻資源，儲能技術將在加強電力調節能力、增強電網的靈活性以及促進集中式和分布式可再生能源并網消納等發面發揮重要作用。本文將對儲能在電力調峰調頻服務中的應用價值和應用前景進行重點分析探討。

1 儲能參與電力調峰調頻服務可以增強電網的調節能力促進可再生能源消納

1.1 風電和光伏的快速發展給并網消納造成了困難

以風電和太陽能光伏為主的可再生能源發展是我國能源發展的重點之一。在今年9月13日舉辦的《可再生能源法》實施十周年座談會上，國家能源局新能源與可再生能源司司長朱明提出了已經初步確立的十三五時期的可再生能源發展目標，到2020年，力爭光伏發電達到1.5億千瓦（150GW），光熱發電達到500萬千瓦（50GW），風電達到2.5億千瓦（250GW）；可再生能源電源在2020年的發電裝機比例將超過20%。

快速增加的可再生能源裝機量為我國電力行業的發展帶來了一近一遠兩個問題，即現階段的高比例棄風棄光問題和未來電網對大比例可再生能源并網消納的調節問題。2015年，雖然我國的風電和光伏發電總量占總發電量的比例只有4%左右，但多個地區已面臨非常嚴峻的可再生能源發電消納問題，棄風、棄光問題突出，造成了巨大的損失和負面影響；據統計截止到2016年前六個月，我國棄風率達到21%；局部地區棄風棄光更加嚴重，以甘肅為例，2015年，棄風率39%，棄光率31%。

我國是用電大國，電力裝機容量在2013年超越美國成為全球第一大國（當年電力裝機容量為12.47億千瓦[1]；風電和光伏的裝機規模也位列全球首位（截止2015年底，風電和光伏裝機分別為12830萬千瓦和4158萬千瓦）[2]。就電源結構而言，火電不僅是我國最主要的發電電源（2015年底發電占比63.2%）；而且在抽水蓄能、燃氣電站等調峰電源比例較低的現狀下，火電還要承擔起電力調峰調頻的任務；此外在供暖期火電還要兼顧供熱任務。火電的多重角色使其難以發揮調峰作用。隨著電源結構調整，可再生能源發電比例持續增高，必然導致三北地區供暖季調峰資源匱乏，繼而給大規模可再生能源的并網消納造成一定困難。

1.2 我國現有的調峰調頻資源有限，儲能的參與成為熱點

2006年11月，原國家電監會印發了《并網發電廠輔助服務管理暫行辦法》，隨后，在此《辦法》規定下，東北、西北、華北、華中、華東以及南方電監局相繼出臺各區域《發電廠并網運行管理細則》以及《并網發電廠輔助服務管理細則》（以下簡稱《兩個細則》），中國的電力輔助服務市場開啟，調峰是其中重要的一項服務。《兩個細則》對我國輔助服務市場的發展有很大的推動作用。

近幾年，隨著能源結構調整、風力和光伏發電并網量的迅速增加，我國電力調峰調頻服務面臨幾個問題，包括：電網峰谷差擴大，系統調峰容量不足；大型火電機組的頻繁啟停造成資源浪費，磨損大、煤耗高、不安全、不經濟；抽水蓄能電站的總裝機量不足（抽蓄裝機容量僅為全部裝機容量的1.5%，而此數據在日本為10%）；需求側管理錯峰用電方式不夠普及等[4]。未來高效、智能電網的發展要求建設大量分布式和可再生能源接入電網，而電網接收消納可再生能源的能力很大程度上取決于電力系統整體結構，特別是調峰能力。

2014年中國能建集團廣東省電力設計研究院進行了一項研究，研究對南方電網2020年調峰調頻電源需求進行建模預測，得出的結論為，系統需要的調峰調頻容量為114506MW。考慮到未來小容量的火電機組逐漸關停，火電機組按45%的調峰深度計算時，全網火電機組提供的調峰容量為69075MW，系統在最大峰谷差值條件下，需要新增調峰調頻電源容量為45431MW，在考慮風電等可再生能源的反調峰特性時，需要新增調峰調頻電源容量為53411MW，而2020年抽水蓄能電站提供的調峰調頻容量為24800MW，缺口依然很大[5]。在此情況下，新型規模化儲能技術的調峰調頻模式和可再生能源與儲能聯合調峰調頻技術模式在研究中被提出。其實，近一兩年來，儲能參與調峰調頻服務已經成為大家廣泛關注的一個熱點。

2 儲能成本不斷下降，更多應用價值有待實現，期待新的市場機制

2.1 儲能成本是衡量其是否可能參與調峰調頻的重要因素

從2011年張北風光儲輸一體化項目開始，儲能電站在大規模可再生能源調峰調頻方面的技術性能和應用效果逐步被驗證，但儲能的成本是否可以使其成為調峰調頻服務的參與者一直是大家爭論的主要內容。

2012年，由東北電力大學、遼寧電力公司和中國電科院共同進行了一項名為用于松弛調峰瓶頸的儲能系統容量配置方法的研究，結果顯示，通過對某省電網風電接入對電網負荷峰谷差的影響的分析，全年風電正調峰發生概率為25.3%，反調峰發生概率為74.7%，風電反調峰效應明顯；對于給定的電網負荷特性、風電出力特性，當儲能系統容量價格為$900 /kWh，運行年限為10年時，儲能系統最優配置容量為13.46 MWh，負荷低谷時段風電接納容量可增加39.1 MW，約占風電總裝機的1.9%，減小的電網峰谷差為最大負荷的0.42%，儲能系統松弛電網調峰瓶頸效果不明顯；而當儲能價格降低至$208/kWh，則儲能系統的最優配置容量為4355.2MWh，負荷低谷時段風電接納容量可增加1300MW，約占風電總裝機的64%，減小的電網峰谷差為最大負荷的11.23%，儲能系統松弛電網調峰瓶頸作用明顯，多接納風電效益顯著[6]。

2.2 儲能成本不斷降低，短期實現更多價值成為發展重點

通過中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）2015年和2016年上半年對主流儲能技術成本的統計和分析，儲能的投資成本與2013年相比有大幅下降，鋰離子電池（以磷酸鐵鋰為例）的系統成本最低值已經降低到300美元/kWh，預計到2020年，還將下降50%，最低達到150美元/kWh（按2016年9月兌換率計算）。到2020年，其他技術的投資成本也有很大下降空間，其中鉛蓄電池將下降48%，全釩液流電池將下降23%，超臨界壓縮空氣將下降44%。

儲能技術投資成本的下降，為其最終有效地通過削峰填谷助力可再生能源的消納創造了條件。同時，我們也發現，一套系統多重應用也是儲能系統創造更多經濟效益的有效方法。因此，與單純的判斷儲能的投資成本是否具有經濟性相比，這些電站是否具備參與調峰調頻的權利、如何實現新的收益和價值更成為了現階段推動儲能實現大規模應用的最大動力。

3 政策出臺，為儲能參與調峰調頻奠定基礎

3.1 《關于促進電儲能參與三北地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》出臺

2016年6月國家能源局正式出臺的《關于促進電儲能參與三北地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》（以下簡稱《通知》）正如一縷春風，吹開了儲能參與調峰調頻輔助服務市場的大門。根據《通知》的相關規定，我國將逐步建立電儲能參與的調峰調頻輔助服務共享新機制，充分發揮電儲能技術在電力調峰調頻方面的優勢，電力儲能系統在獲得參與電網調峰調頻等輔助服務身份的同時，也能夠按應用效果獲得應有的收益。

《通知》呈現出以下幾個突出的特點，一是選擇系統調峰壓力大、調峰調頻標準高、輔助服務補償機制較靈活的三北地區作為試點區域。二是明確了電儲能作為獨立的電力市場主體的地位，成為獨立的輔助服務提供主體，并收取相關服務費用。三是試點的范圍廣，投資主體多元化，儲能系統既可以安裝在發電側的風電場、光伏電站和火電廠等，也可以在用戶側的小區、樓宇、工商企業等地；既可以與其他發電機組聯合，也可以獨立提供服務；而且發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業均可以投資建設儲能設施。四是提出了電儲能設施充放電價格機制以及參與門檻，既對儲能系統提出了要求和約束，也為其實現經濟運行創造了條件。最后一點是提出了切實可行的保障措施，對電網企業、調度機構、儲能業主單位和政府部門都提出了要求，為項目落實實施提供了保障支持。

3.2 政策推動下，儲能參與調峰調頻項目正在規劃和部署中

政策出臺后反響強烈，整個產業對未來儲能的發展充滿了信心。根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）最新預測，按常規場景，到2020年全國儲能技術的累計裝機量將達到14.5GW（含儲熱，不含抽水蓄能）；按理想場景，到2020年全國儲能技術的累計裝機量將達到24.2GW（含儲熱，不含抽水蓄能）[7]。

最近一段時間，在市場需求和政策的雙重推動下，與調峰調頻、促進大規模可再生能源消納相關的一系列大規模儲能系統正在規劃和部署當中，一些調峰調頻儲能電站建設運行的新模式也在探討中。代表性項目如下：

（1）大連國家級大型化學儲能示范項目。2016年4月，國家能源局首次批準建設國家級大型化學儲能示范項目，項目建設規模為20萬千瓦／80萬千瓦時（200MW/800MWh），將分兩期規劃建設。國家能源局曾組織國家級電力系統研究機構對區域大型電池儲能電站項目的技術方案和工程方案進行了論證，認為在大連建設大規模儲能調峰電站對提高區域電網調峰能力、提高大連南部地區供電可靠性、促進電池儲能技術的發展具有積極促進作用。

（2）二連浩特微網群示范項目。根據國家能源局的批復和內蒙古自治區發改委的通知，二連浩特將開展微網群項目，項目分為7個集群，建設規模為2.535GW的新能源發電裝機和160MW的儲能，建設期為2年。國家能源局要求按照供需基本平衡、多余電力上網、主網補充調節的原則，探索大規模可再生能源的的創新利用方式及發展模式，所發電量要確保就地消納，以此提高可再生能源發展規模及利用水平，驗證儲能對于項目安全、穩定、高效運行的關鍵性作用。

3.3 儲能參與調峰調頻服務新模式的探討

2016年7月，由中國電科院、比亞迪、中關村儲能產業技術聯盟及中國化工學會儲能專委會聯合舉辦了大規模儲能配合新能源發電專題研討會。會上大家共同認為，中國儲能在可再生能源發電應用中面臨的最主要問題是缺乏盈利模式，導致儲能電站運營存在困難。

理論上，儲能可以實現改善風電質量、減輕電網壓力、參與電力市場提供輔助服務等多重應用價值，但由于目前尚沒有明確的參與機制與結算方式，由此導致儲能價值難以正確衡量，并獲得相應回報。另一方面，現階段安裝在風光基地的儲能系統，由風光電站負責運營，因此電網不能從全局最優化的角度調度儲能資源，儲能可實現的功能大打折扣；由此導致儲能系統與風光電站捆綁運營時，還需區分風光電站和電網的收益才能正確結算，因此對最后付費機制的設定，也造成了一定的困難。

為了解決以上難題，比亞迪提出了在集中式風光電站區域建設獨立電池儲能電站的構想，希望通過協調區域內風光電站和儲能電站的運行，在目前成本水平下，最大程度上發揮儲能電站的價值，幫助解決可再生新能源消納難題。獨立儲能電站具有以下優點：

（1）獨立型儲能電站可由電網直接調度，類似于小型抽水蓄能電站，為電網提供調峰、調頻、備用、跟蹤計劃發電、平滑風電出力等多種服務。

（2）儲能電站獨立運營，其調節電量容易統計，服務的種類及計量也相對容易，因此會一定程度上簡化儲能電站的運營難度。

（3）獨立儲能電站與發電設備徹底分開，在投資界面上，主體清晰明確，在進行投資評估時，投資評估的難度也會相應降低。

（4）與發電設備分開，更容易明晰儲能本身的價值，政策和補貼的針對性更強。

4 對儲能發展政策支持的進一步思考

發電側大型儲能電站具有規模大、設備單位成本低，土地建設投入少、電網配套投資低等優勢，對快速、大范圍的解決各地調峰調頻資源不足問題現實意義大，能夠在中短期內促進可再生能源消納，緩解日益突出的棄風、棄光問題，提高電網安全穩定運行水平。

此外，研究建設獨立的儲能裝置作為電力系統的常規可控設備參與調度運行，能夠挖掘電儲能更廣的應用途徑和更穩定的運營方式。儲能系統在不同的位置、環節、時期的作用不同，是可以優化協調協同發展的，因此應該開展發電側、用戶側、電網側儲能應用的統籌發展機制研究，為將來出臺儲能規劃和其他政策提供依據和支撐。具體來講，進一步支持儲能參與調峰調頻服務的有關政策思考包括：

（1）明確參與調峰調頻儲能電站建設的補貼或計費方式。避免只考慮一次性建設補貼，建議按服務效果設立明確的儲能調峰調頻價格機制。

（2）制定更嚴格的風電、光伏并網規則，提高風電、光伏的電能質量的同時，突出儲能應用價值。

（3）儲能建設的投資方應向獨立于電網的第三方轉移，而電網將主要承擔為儲能設施接入電網提供服務、計量與結算、協助建立輔助服務市場等責任。

（4）制訂儲能電站運行安全、施工安全監督管理辦法等政策，明確儲能電站、電網的運行安全責任，保障電網安全穩定運行。

經過十多年的發展，儲能已經從技術研發、示范應用走向了大規模、商業化發展的道路。儲能的發展不僅契合了我國低碳綠色能源戰略的宗旨、順應了高效智能電力系統發展的主題，也是未來能源互聯網建設發展的重要環節。儲能產業的發展既需要自身技術的創新、成本效益的優化、標準規范的設立，也需要國家政策的大力支持和推動。作為推動產業發展的引擎，政策對于儲能產業參與電力系統的市場機制的設立、電價的核定、企業技術創新的激勵、應用規模的擴大、社會資本的進入都具有至關重要的作用。

《關于促進電儲能參與三北地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》的出臺，給儲能參與電網調度、促進可再生能源的接入打下了基礎，儲能從業者也熱切盼望著，隨著試點工作的進一步鋪開，可以探索出儲能參與輔助服務的多種模式、合理的結算方式，盡快實現儲能技術在全國范圍大規模商業化應用。

參考文獻

[1]《2013年電力建設施工行業年度報告》，中國電力建設企業協會

[2]《國家電網公司促進新能源發展白皮書（2016）》，國家電網公司

[3]《中國電力行業年度發展報告2016》，中國電力企業聯合會

[4]LvXueqin（呂學勤），Liu Gang（劉剛）， Huang Ziyuan（黃自元）et al. The Adjusting Discharge Peak Methods and the Existing Questions[J]. Power System Engineering（電站系統工程），2007，23：37-40

[5]Chen Wu（陳武），et al. 區域電網調峰調頻電源需求與容量配置研究[J].Journal of Guangdong Technical College of Water Resources and Electric Engineering（廣東水利電力職業技術學院學報），2014,12:27-29

[6]Yan Gangui（嚴干貴），Feng Xiaodong（馮曉東），Li Junhui（李軍徽）et al.Optimization of Energy Storage System Capacity for Relaxing Peak Load Regulation Bottlenecks [J]. Proceedings of the CSEE（中國電機工程學報），2012，32：27-35

[7]《儲能產業研究白皮書2016》，中關村儲能產業技術聯盟