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【zhì】2018年【nián】上半【bàn】年，全球累计运行的储【chǔ】能项目装机规模19574万千【qiān】瓦，共1747个在运【yùn】项目。
(2)从地【dì】区看，全球储【chǔ】能项目装机【jī】主要分布在亚洲【zhōu】的【de】中【zhōng】国【guó】、日本【běn】、印度、韩国【guó】，欧洲的西班牙、德国、意【yì】大利【lì】、法国、奥地利【lì】和北美的【de】美国，这10个国家储能项目累计装机容量占全【quán】球近五分之四。
(3)从【cóng】类型看，截【jié】至【zhì】2018年上半年，抽水【shuǐ】蓄能累计装【zhuāng】机18420万千瓦，占【zhàn】比达94%;电【diàn】化学储能【néng】483万【wàn】千瓦，占比2.5%;储热403万【wàn】千瓦，占比2.2%;其他机械储能265万千瓦，占比1.4%;储氢2万【wàn】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【zhǎn】看，抽水蓄能占绝对优势，技术最【zuì】为成【chéng】熟，但【dàn】成本下降【jiàng】空间有【yǒu】限【xiàn】;电化学储能保持【chí】快速增长，年增长率达30%，电【diàn】化学储能是【shì】应用范围最为广泛【fàn】、发【fā】展潜力最大的储能技术，目前全【quán】球储能技术的开【kāi】发主要集中在电【diàn】化学储能领【lǐng】域。
2.全球电化学储能发展情况
(1)从增【zēng】长看，2018年上半年，全球新增投运电化【huà】学储能项目装【zhuāng】机规【guī】模【mó】69.71万千瓦【wǎ】，同比增长133%，相比2017年底增长24%。
(2)从地区看，2018年上半年，全球新【xīn】增【zēng】电化学储能【néng】装机主要分布在英国、中国、德【dé】国【guó】、韩国【guó】、澳【ào】大【dà】利【lì】亚等国家。
(3)从应用看，2018年上【shàng】半年，辅助服【fú】务领域的【de】新增投运【yùn】项【xiàng】目装【zhuāng】机规模【mó】最大，为35.42万千瓦，占比为51%，同比增【zēng】长344%。
(4)从技术看【kàn】，2018年【nián】上半年，锂【lǐ】离子电池新【xīn】增装机规模最大，为【wéi】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2018年，我国在发电【diàn】侧、电网【wǎng】侧和用户【hù】侧的储【chǔ】能项目呈容【róng】量大和快速增【zēng】长的势头。截至2018年6月，我国已投【tóu】运储能项目累计装机规【guī】模2970万【wàn】千瓦，占全球【qiú】17%，电化学储能累计装机【jī】规模49万【wàn】千瓦，占全【quán】球16%。2018年上半【bàn】年，我国新增电化学储能装机规【guī】模10万千瓦，同比增长127%，相比2017年底增长【zhǎng】26%，目前全国【guó】新增规划【huá】和【hé】在建电化学储能项目规【guī】模为225.1万千瓦【wǎ】。
4.我国储能市场发展情况
总体【tǐ】而言，我国【guó】的储能市【shì】场主要分【fèn】为两类，一类【lèi】是配用电侧【cè】分布式发电【diàn】及微电网中储能的应用，占比【bǐ】大【dà】约为56%，另一类是集中【zhōng】式风光电站【zhàn】(可再生能源【yuán】并网)储能应用【yòng】，占比约【yuē】为35%。目前两者累计装机规模已超过【guò】国内储能【néng】市场的90%，电【diàn】力输配和调频【pín】辅助服务【wù】占到9%左右的市场份额【é】。
(二)相关政策
(1)国外储能政策情况
在储能尚未推广或【huò】刚刚起步的国【guó】家【jiā】或【huò】地区，发展【zhǎn】储能逐渐被纳入国家战略规划，政府【fǔ】开始制定【dìng】储能的发展路【lù】线图;在储能已【yǐ】具备一定规模或产业相对发【fā】达【dá】的国家或地区，政府多采用税收优惠或补贴的方式，以【yǐ】促【cù】进储能成本下降和规模应用;在储【chǔ】能逐【zhú】步深入参与【yǔ】辅【fǔ】助服务市【shì】场的国【guó】家或地区，政府通过【guò】开【kāi】放区【qū】域电力市【shì】场，为储能应用实【shí】现多重价值【zhí】、提供高品质【zhì】服务【wù】创【chuàng】造平台。
(2)国内储能政策情况
2015年以来，国内对储能产业的扶持【chí】政策密集出台。2016年6月，国家【jiā】能【néng】源局发布《关于促【cù】进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补【bǔ】偿(市场【chǎng】)机制试点工作的通【tōng】知》，明确了电【diàn】储能设施的【de】独立市场【chǎng】主体地位，鼓【gǔ】励发电企业、售【shòu】电企业、电力用【yòng】户、电储能【néng】企业等投资建设【shè】电储【chǔ】能设施，并【bìng】要求【qiú】电网企业要主动为电储能设施接入电【diàn】网【wǎng】提供【gòng】服务。
2016年12月，国家发改委印发《可再生能源发展“十【shí】三五”规划【huá】》，提出要推【tuī】动储能技术在可再生能源【yuán】领域的示【shì】范应【yīng】用，实现储能产业【yè】在【zài】市场规模【mó】、应用领【lǐng】域和核【hé】心技术等方面的【de】突【tū】破【pò】。
2017年10月【yuè】，国家五部委联合发【fā】布《关【guān】于【yú】促进储能技【jì】术与【yǔ】产业发展的指导意见》，其中明确【què】储能【néng】发展涵盖5大主要任【rèn】务：储能技术装【zhuāng】备研发示【shì】范工程、可【kě】再生能源利用水平【píng】提升工程、电【diàn】力系统灵活【huó】性稳定性【xìng】提升工程、用能智能化【huà】水平【píng】提升工程【chéng】和储能【néng】多元化【huà】应用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【běi】区域化石能源和风光等自然【rán】资【zī】源丰富，发电装机容量【liàng】目前【qián】已达到最【zuì】高负荷的三倍。截止2018年底，西北电【diàn】网总装机容量27179万【wàn】千瓦【wǎ】，其中【zhōng】，火电装机容量14747万千瓦，水电装机【jī】容量3163万【wàn】千瓦，风电装机容【róng】量【liàng】5016万千瓦，光伏【fú】装机容量4069万千瓦，可再生【shēng】能源装机容量【liàng】占比【bǐ】接近总装机容量的一半，占比45%。
由于可再生能源发电【diàn】装机容量大，本地【dì】消【xiāo】纳困难，加之【zhī】电网的输电容量、调【diào】峰能【néng】力和负荷需求不足，导致弃风弃光严重。投资储能系【xì】统可增加【jiā】电网调峰【fēng】能力【lì】、缓解输【shū】电通道阻塞，有【yǒu】望【wàng】成为解决西北区域新能【néng】源【yuán】消【xiāo】纳问题【tí】的重要【yào】途【tú】径。
(一)提高外送电力的调节能力
由【yóu】于西北地区风光资源丰【fēng】富，未来可【kě】再生能源发电【diàn】装机容量还将进一【yī】步增长，对区域外【wài】消纳可再【zài】生能源的【de】依赖【lài】性将越来越大，可以【yǐ】集中【zhōng】配【pèi】建大规模储能系统【tǒng】，主要【yào】包【bāo】括【kuò】抽水蓄能、压缩空气储【chǔ】能和化【huà】学电池【chí】储能，提升可再生能【néng】源【yuán】出力的可控性和在电力市【shì】场中的竞争力。
(二)提升火电机组的调峰能力
西北电网中的【de】供热机组装机容【róng】量大，在供暖【nuǎn】期【qī】的调峰能力受限【xiàn】，对电【diàn】网调峰能力和可再【zài】生能源发电【diàn】消【xiāo】纳的影响显著。在电【diàn】厂侧【cè】安装热【rè】水储热系统【tǒng】或【huò】电锅炉系【xì】统，可实现大容量储热，从【cóng】而提升【shēng】供热期间机组【zǔ】的调峰能力。
(三)降低断面受阻
西北电网【wǎng】的覆【fù】盖【gài】的地【dì】理范【fàn】围广，西【xī】电东送和北电南送的距离远【yuǎn】，在可再生能源集中【zhōng】接入的区域，可以配置大规模【mó】储能系统(主要【yào】包括【kuò】化【huà】学电池、储热【rè】发电和【hé】压缩空气储【chǔ】能)，从而减小因为断面受阻而引起的弃风弃光电量。
(四)提升电网的安全性和稳定性
随着【zhe】西北可再生能源发电的进一步发展，在线的【de】传统机【jī】组容【róng】量减小导致【zhì】系统的惯性降低，可能危及电【diàn】网的【de】安全【quán】性和稳定性，可配置快速【sù】响应的【de】储能系【xì】统【tǒng】来平抑频【pín】率的波动，提升【shēng】西北电网的安【ān】全稳定性。
(五)降低电网的峰谷差
在峰谷【gǔ】差相对较大的地区，对【duì】实施峰谷电【diàn】价且电【diàn】力用户负【fù】荷峰【fēng】谷差显著的电力【lì】用户，鼓励由用户或【huò】第三【sān】方投资【zī】储能系统，进行价【jià】格套【tào】利或参与市场【chǎng】竞争，从【cóng】而降低电网的峰谷差。
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。对储能系统在西北电网【wǎng】中的应用，建议主要【yào】考【kǎo】虑以下领域：增加【jiā】调峰能力、降低【dī】通道受阻、提升电网【wǎng】安【ān】全【quán】和用户【hù】能量管理【lǐ】。
2.应用范【fàn】围。兼顾源【yuán】、网、荷侧发【fā】展【zhǎn】。源端储能包括大规模【mó】独立【lì】储能电站、在火电厂内配置【zhì】储能、在新能源场站侧配置储能;网侧配置储能主要包括电网的电源送出【chū】端、输送容【róng】量受【shòu】限【xiàn】断面【miàn】和配【pèi】电网中配置分布【bù】式【shì】储能;用【yòng】户侧储能【néng】主要针【zhēn】对工商业用户【hù】。
3.应【yīng】用【yòng】类型。考虑【lǜ】的储能类型既包括大规模抽水蓄能、压【yā】缩空气储能、大容量【liàng】储热(冷)、太阳能热发电、大规【guī】模制氢【qīng】、化学电池【chí】储能【néng】，也【yě】包括功率型飞轮储能和电磁储能。化学电池【chí】储能的类型有多种，现阶【jiē】段主要考【kǎo】虑的应【yīng】用类型包【bāo】括锂【lǐ】电池、铅酸(碳)电池、液流电池。
4.应【yīng】用阶段。将不同类型储能的【de】推广应用分为四个【gè】阶段，即【jí】“当前”、“2019-2020年”、“2021-2025年”、“2026-2030年【nián】”。其中，抽水蓄能和【hé】化学电池【chí】储能在现阶段已【yǐ】开始推广应【yīng】用【yòng】;下【xià】一步可开展【zhǎn】大规模储热和太阳【yáng】能热发电技术【shù】的应用推广;在“十【shí】四五”期间，新型【xíng】压缩空气和飞【fēi】轮储能的应用有【yǒu】望突破;而【ér】在2025年以后【hòu】，大【dà】规模制氢和【hé】电磁储【chǔ】能有望获得大规模应用。
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.鼓励新能【néng】源场站建设共享型储能系统，为新能源消【xiāo】纳【nà】提供【gòng】解【jiě】决【jué】方案。
(1)在新能源发电【diàn】场【chǎng】站【zhàn】、输电通【tōng】道受限【xiàn】的区域建设【shè】大规模共享型储能【néng】系统，可有效解决新能源【yuán】消纳问题。
(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【běn】着谁【shuí】投资【zī】谁受益的【de】原则，对于减少弃风【fēng】弃光带来的收益，由新能源发电【diàn】场【chǎng】站与储能投资商分享，储能系统参与电力市【shì】场获得的【de】收益由其独享【xiǎng】。
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【gè】省(区【qū】)电网企【qǐ】业投【tóu】资储能【néng】，在条件允【yǔn】许的【de】情【qíng】况下，尝【cháng】试探索实施电【diàn】网企业【yè】投资储能的配额【é】制，投资成本纳入其输配【pèi】电业务的成本核算。在电网中安装储能系统可实现降低【dī】输配电设【shè】备投资【zī】、提高【gāo】电力系统灵活性、为电【diàn】网提供辅【fǔ】助服务【wù】等多重价值，有利【lì】于提高【gāo】电网的【de】输配电能力【lì】和电网安全稳定性。
3.鼓励用户侧储能投资与运行，保障各方合理权益。
(1)鼓【gǔ】励【lì】用户侧储能加大投资，灵活部【bù】署，通过【guò】自主的运行调【diào】控【kòng】实现削【xuē】峰填谷。
(2)建立用【yòng】户【hù】侧储【chǔ】能【néng】的效益与权益分配机制，切实保护用户【hù】侧【cè】储能投资【zī】的合法权益。
(3)鼓励用户侧储能参与需求侧响应计【jì】划，制定合理【lǐ】的准入条【tiáo】件、补偿【cháng】标准和【hé】参【cān】与方案，提升需求【qiú】侧管理水平【píng】。
(4)针对用【yòng】户侧储能【néng】参与者数量多、地点分【fèn】散的特【tè】点【diǎn】，在设【shè】备准入和安全管理等方面需要加【jiā】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【néng】参与调【diào】峰、调频辅助服务市场【chǎng】，并【bìng】合理考虑储能的【de】市场准入条【tiáo】件、运行控制方式和补偿【cháng】方式【shì】，允【yǔn】许多个分布式【shì】储能系统【tǒng】聚【jù】合参与辅助【zhù】服务市场。
(1)各省(区)在制定调峰、调频辅【fǔ】助【zhù】服务市场【chǎng】规【guī】则时，应综合考虑独立【lì】储【chǔ】能系统参与调峰、调频辅助服务【wù】，合理确定独立【lì】储能系统的准入条件【jiàn】。(功【gōng】率、容量、接入电压等级等)。
(2)独【dú】立储能参与调峰【fēng】、调【diào】频市场时，其运营【yíng】方负【fù】责市场【chǎng】报【bào】价、制定储能充放电策略。
(3)电力调度部门应将储能纳【nà】入其运【yùn】行调度控制，根据储能系【xì】统的【de】中【zhōng】标额度发送【sòng】调度指【zhǐ】令【lìng】。
(4)独立储能参与调【diào】峰、调【diào】频辅助服务【wù】应【yīng】根据市场规【guī】则，接受辅助服务市【shì】场的考核和【hé】奖惩。
5.完善价格激励措施，鼓励储能应用和发展。
(1)在储能【néng】系统接入【rù】电网技术标准和政策规【guī】定【dìng】不断完善的条件下，各【gè】省(区)应对接入不【bú】同电压等【děng】级和【hé】不同地点的储【chǔ】能系【xì】统充放电价进行统筹考虑。
(2)对【duì】储能【néng】系统的充【chōng】放电电价政【zhèng】策，考虑储【chǔ】能所处【chù】的电压等级和时段，为【wéi】鼓励接入配电【diàn】网侧的储能系统运行，可以采用分时(动态)充放电价格【gé】。
(3)在未【wèi】来改革到位，电价【jià】信号明【míng】确的条件【jiàn】下，储能【néng】的充放电价格应【yīng】由电力市场决定。
