中國儲能網(wǎng)訊：近年來，電化學(xué)儲能技術(shù)已經(jīng)在電力系統(tǒng)中的發(fā)電、輔助服務(wù)、輸配電、可再生能源接入、分布式能源存儲及終端用戶等多個領(lǐng)域得到廣泛應(yīng)用。但是受制于電池儲能電站自身技術(shù)經(jīng)濟(jì)性、現(xiàn)行輸配電定價辦法要求和電價應(yīng)用體系及補(bǔ)貼機(jī)制的約束，電池儲能電站規(guī)?；l(fā)展面臨嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。因此，本文在總結(jié)分析當(dāng)前主流電池儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性的基礎(chǔ)上，對我國電池儲能電站發(fā)展的現(xiàn)狀及存在的主要問題進(jìn)行分析，在此基礎(chǔ)上總結(jié)國外電池儲能電站商業(yè)運營模式經(jīng)驗，提出促進(jìn)我國電池儲能電站規(guī)模化發(fā)展的相關(guān)政策建議。

電池儲能類型及其技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性

電化學(xué)儲能主要包括鉛蓄電池、鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池等。目前用于規(guī)模化儲能的電池主要以鉛蓄、鋰離子和全釩液流電池為主，這三類典型規(guī)模化儲能電池的技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性如表所示。從表中各項指標(biāo)的綜合比較可以得出各電池技術(shù)參數(shù)的優(yōu)劣勢。綜合各項指標(biāo)數(shù)據(jù)來看，磷酸鐵鋰電池相對更優(yōu)，是當(dāng)前我國電池儲能技術(shù)推廣應(yīng)用的主流技術(shù)。此外，相比較抽水蓄能等其他儲能方式，電池儲能電站具有以下五個方面的優(yōu)勢：第一，設(shè)計靈活、配置方便，采用模塊化設(shè)計，基本上不受地理條件的限制；第二，響應(yīng)速度快，毫秒級時間尺度內(nèi)實現(xiàn)額定功率范圍內(nèi)的有功無功的輸入和輸出；第三，精準(zhǔn)控制，能夠在可調(diào)范圍內(nèi)的任何功率點保持穩(wěn)定輸出；第四，具有雙向調(diào)節(jié)能力，既可以充電作為用電負(fù)荷，又可以放電作為電源，具有額定功率雙倍的調(diào)節(jié)能力；第五，電池儲能電站技術(shù)相對成熟，建設(shè)周期短，能夠快速響應(yīng)應(yīng)用需求。正是由于電池儲能技術(shù)具有上述優(yōu)勢，使得其廣泛應(yīng)用于配合平抑新能源出力波動、提高電能質(zhì)量、削峰填谷、調(diào)峰調(diào)頻、提高供電能力、提高孤立電網(wǎng)穩(wěn)定性及作為應(yīng)急備用電源提供供電可靠性等多個方面。

我國電池儲能電站發(fā)展現(xiàn)狀及面臨的問題

我國電池儲能電站發(fā)展現(xiàn)狀

近年來，我國電池儲能發(fā)展迅速，主要呈現(xiàn)以下三個方面的特點：

電池儲能技術(shù)日趨成熟。電池儲能技術(shù)是當(dāng)前研究熱點，多種新型電池技術(shù)仍在不斷推出，如鈦酸鋰電池、鉛碳電池和鋅溴電池等。以長壽命、高安全、低成本及高可靠為發(fā)展趨勢。近年來，我國電池儲能電站的安全性、循環(huán)使用壽命、環(huán)保性等關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)均得到了大幅提升。

裝機(jī)容量規(guī)?？焖侔l(fā)展。截至2019年底，中國電化學(xué)儲能市場累積裝機(jī)功率規(guī)模為1592.7兆瓦，較2015年的167.0兆瓦在短短的五年時間內(nèi)增長了近10倍。尤其是近年來電網(wǎng)側(cè)一系列電池儲能電站項目，如江蘇鎮(zhèn)江101兆瓦/202兆瓦時儲能電站、冀北電力公司風(fēng)光儲示范工程等相繼并網(wǎng)運行，極大地推動了儲能電站的規(guī)模化發(fā)展?？傮w上來看，電池儲能電站規(guī)?；\行一方面減少了電源及電網(wǎng)投資，提高存量資產(chǎn)利用效率；另一方面電池儲能與風(fēng)電、光電聯(lián)合應(yīng)用，在提升電網(wǎng)接納清潔能源的能力、平穩(wěn)發(fā)電出力、減緩可再生能源棄風(fēng)棄光等方面均發(fā)揮了重要作用。

單位成本逐年下降。正是由于近年來我國電池儲能電站技術(shù)水平的提高和規(guī)?；虡I(yè)運營，使得電池儲能電站單位成本呈現(xiàn)逐年下降趨勢。根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，2010年我國鋰電池儲能電站的價格綜合度電成本為2.42元/千瓦時，2018年為0.4～0.5元/千瓦時，成本下降趨勢遵循完美的學(xué)習(xí)曲線，反過來促進(jìn)了電池儲能電站的規(guī)?；l(fā)展和技術(shù)水平提升。

當(dāng)前我國電池儲能電站發(fā)展面臨的問題

雖然近年來我國電池儲能在技術(shù)水平、裝機(jī)容量規(guī)模和成本降低等方面取得了顯著成效，但是也存在以下三個方面的問題：

技術(shù)經(jīng)濟(jì)性約束。雖然電池儲能電站在響應(yīng)速度、雙向調(diào)節(jié)、精準(zhǔn)控制等方面具有其他電源所不具備的多重優(yōu)勢，但是其發(fā)電裝機(jī)容量相對火電、水電等傳統(tǒng)電源甚至風(fēng)光等可再生能源而言仍然偏小。與同為儲能的抽水蓄能電站相比，電池儲能的整體技術(shù)經(jīng)濟(jì)性能要明顯偏低，不同類型電池儲能的度電成本是抽水蓄能電站的3～6倍，因此難以像抽水蓄能電站一樣共同參與電力市場化交易。此外，雖然近年來電池儲能的度電成本呈現(xiàn)逐年下降趨勢，但是根據(jù)專家測算結(jié)果顯示，電化學(xué)儲能目前的度電成本大致在0.6～0.9元/千瓦時，距離規(guī)模應(yīng)用的目標(biāo)成本0.3～0.4元/千瓦時還有相當(dāng)?shù)牟罹唷?

投資成本難以從輸配電價中疏導(dǎo)。輸配電價改革前，電網(wǎng)公司所屬儲能電站主要通過單一租賃模式獲得電網(wǎng)公司支付的服務(wù)費，并且按照調(diào)度指令提供調(diào)峰調(diào)頻調(diào)相服務(wù)。2019年5月28日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確提出，“與電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的費用，包括電動汽車充換電服務(wù)等輔助性業(yè)務(wù)單位、抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施、電網(wǎng)所屬且已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠的成本費用等，不得計入輸配電定價成本。”因此，當(dāng)前電池儲能設(shè)施的成本費用基本上不可能通過輸配電成本收回，而是像火電、水電等傳統(tǒng)電源一樣參與電力市場交易。由于電池儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性約束，顯然難以獲得輸配電價改革前的收入，從而產(chǎn)生擱淺成本。當(dāng)然目前國外也有一些說法認(rèn)為電池儲能應(yīng)該構(gòu)成輸配電網(wǎng)絡(luò)的一部分，而不是歸類為發(fā)電，采取這種方式有可能將這些服務(wù)的成本合并到為電網(wǎng)使用而征收的成本中。此外，近年來電網(wǎng)公司也進(jìn)一步嚴(yán)格控制電網(wǎng)側(cè)電池儲能電站的投資，其中，國家電網(wǎng)公司2019年12月發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步嚴(yán)格控制電網(wǎng)投資的通知》明確規(guī)定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能設(shè)施建設(shè)，這也將極大地限制電池儲能的規(guī)模化應(yīng)用。

缺乏完善的應(yīng)用電價體系和補(bǔ)償機(jī)制。目前，政府主管部門均針對火電、水電、核電及其他可再生能源發(fā)電制定了相適應(yīng)的上網(wǎng)電價政策，但是由于電池儲能單位裝機(jī)容量成本相對其他電源類型要高，且具有多種功能與技術(shù)路線等特點，政府主管部門為每種功能和技術(shù)單獨制定儲能上網(wǎng)電價政策顯然是不現(xiàn)實的，而且也不符合我國電力體制改革的大方向。當(dāng)然，針對我國電池儲能業(yè)務(wù)的盈利來源與發(fā)展定位，2017年10月國家發(fā)展改革委等五部委聯(lián)合出臺的《關(guān)于促進(jìn)儲能產(chǎn)業(yè)與技術(shù)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確提出鼓勵儲能項目開發(fā)商自行尋找盈利方式，例如利用一些現(xiàn)有電力市場機(jī)制，提供輔助服務(wù)，以及未來可能出臺如抽水蓄能領(lǐng)域中類似的容量支付費用等機(jī)制。目前與規(guī)模化電池儲能發(fā)展相關(guān)的我國電價政策與補(bǔ)償機(jī)制主要包括峰谷電價、“兩個細(xì)則”與輔助服務(wù)市場及與儲能相關(guān)的補(bǔ)貼政策等，但這些政策并非為規(guī)模化電池儲能專門設(shè)計，難以獲得穩(wěn)定的收入來源以實現(xiàn)規(guī)模化電池儲能成本回收。例如，雖然銷售側(cè)峰谷電價政策在全國大多數(shù)省份執(zhí)行，但是大多數(shù)地區(qū)峰谷價差在0.6元/千瓦時以下，遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于日本、美國等國家的價差水平。銷售側(cè)峰谷電價執(zhí)行范圍較窄、峰谷價差小將使得電池儲能項目投資商套利不足，無法回收投資。

國外電池儲能電站商業(yè)運營模式

規(guī)模化電池儲能發(fā)展情況

截至2019年，全球儲能項目裝機(jī)容量規(guī)模累計達(dá)到183.1吉瓦，其中電化學(xué)儲能裝機(jī)容量為9520.5兆瓦，占比5.2%。目前美國、英國、德國、日本等發(fā)達(dá)國家電池儲能發(fā)展迅速，商業(yè)化應(yīng)用相對成熟，在電力系統(tǒng)應(yīng)用領(lǐng)域廣泛。其中，美國不再將儲能和其他電源進(jìn)行簡單的成本比較，而是視儲能為可以降低系統(tǒng)總成本的一項技術(shù)。根據(jù)美國能源署報告顯示，2010年，美國僅有7個可運行的電池儲能系統(tǒng)，分別占59兆瓦的裝機(jī)容量和21兆瓦時的電能量，而到2018年底，美國共有125個可運行的電池存儲系統(tǒng)，提供總計869兆瓦的裝機(jī)容量和1236兆瓦時的電能量，以提高電網(wǎng)可靠性并減少對化石燃料的依賴。近年來隨著電池儲能系統(tǒng)的快速增長，美國每單位度電平均成本呈現(xiàn)快速下降趨勢，2015～2017年由2153美元/千瓦時下降至834美元/千瓦時，下降了61%。

商業(yè)運營模式

目前國外電池儲能電站主要采用的商業(yè)運營模式包括提供電力輔助服務(wù)、參與容量市場拍賣、補(bǔ)貼支持政策等，但是在發(fā)電、輸配電和終端電力用戶等環(huán)節(jié)商業(yè)運營模式存在一定的差異。當(dāng)然，大多數(shù)電池儲能電站很少采用單一的商業(yè)運營模式，而是應(yīng)用多種模式的組合以實現(xiàn)儲能電站的收入和利潤最大化。

提供電力輔助服務(wù)。電池存儲提供商可以向電網(wǎng)運營商提供包括調(diào)峰、調(diào)頻、平衡服務(wù)、黑啟動等一系列的輔助服務(wù)。美國聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會分別在2007年、2011年和2013年推出了890法案、755法案和784/792法案，明確了電池儲能電站參與電力調(diào)頻服務(wù)合法地位及保障投資回收并實現(xiàn)盈利的問題。在美國，75%的電池大規(guī)模存儲電能容量提供頻率調(diào)節(jié)，這有助于系統(tǒng)快速平衡短時間內(nèi)出現(xiàn)的電力供需差異。美國PJM互聯(lián)公司電力市場是全球第一個通過“按性能付費”的競爭性市場結(jié)構(gòu)來評估儲能系統(tǒng)提供頻率調(diào)節(jié)輔助服務(wù)能力的市場。日本政府要求電網(wǎng)公司在輸電網(wǎng)上安裝電池來穩(wěn)定頻率或從供應(yīng)商購買輔助服務(wù)。

參與容量市場拍賣。目前英國、法國等歐洲國家已經(jīng)允許電池儲能參與容量市場機(jī)制。其中，英國最早將電池儲能電站納入到容量市場中提供需求側(cè)響應(yīng)服務(wù)，并且2016年首次有超過500兆瓦的新建電池儲能在容量市場拍賣中獲得了合同；2020年英國能源監(jiān)管機(jī)構(gòu)Ofgem修改了容量市場規(guī)則，將儲能系統(tǒng)參與容量市場交易的最小裝機(jī)容量閾值從2兆瓦降低到1兆瓦，以鼓勵電池存儲裝置的長期參與。2019年法國四次容量市場拍賣中有兩次（2021～2027年和2022～2028年）授予電池儲能系統(tǒng)總裝機(jī)容量253兆瓦為期7年的容量合同。

電池儲能電站發(fā)展的相關(guān)政策支持。此外，國外還從市場準(zhǔn)入、補(bǔ)貼等其他方面制定了一系列支持電池儲能發(fā)展的政策。一是放開市場準(zhǔn)入。近年來，歐盟立法者開始解除電池儲能的市場壁壘。歐盟修訂的電力指令（2019/944）規(guī)定，除非情況特殊否則輸電系統(tǒng)和配電系統(tǒng)運營商不應(yīng)擁有或運營儲能設(shè)施，這是為了增加競爭并確保所有市場參與者都能公平使用儲能設(shè)施。與其他技術(shù)相比，新規(guī)則還禁止歧視儲能，要求歐盟成員國必須在2021年之前將其轉(zhuǎn)變?yōu)榉?。美國FERC2007年出臺的890法案為儲能進(jìn)入傳統(tǒng)調(diào)頻市場提供了基本的制度保障。二是補(bǔ)貼及其他優(yōu)惠政策支持。英、德、美、加拿大、日本等發(fā)達(dá)國家和地區(qū)出于促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展、提升儲能技術(shù)、實現(xiàn)可再生能源大規(guī)模接入，以及保證電網(wǎng)可靠穩(wěn)定運行等動機(jī)在儲能發(fā)展初期出臺了一系列促進(jìn)儲能發(fā)展的補(bǔ)貼（激勵）政策，例如美國出臺“儲能技術(shù)促進(jìn)法案”每年由國家財政支出1.3億美元支持能源存儲項目；2010～2020年期間給大規(guī)模儲能系統(tǒng)提供15億美元的稅收優(yōu)惠；加州對有新型儲能系統(tǒng)資格認(rèn)證的供應(yīng)商提供2美元/瓦的補(bǔ)助等。

促進(jìn)我國電池儲能電站規(guī)?；l(fā)展的政策建議

針對當(dāng)前我國規(guī)?；姵貎δ馨l(fā)展面臨的困境，本文在充分借鑒國外規(guī)?；姵貎δ苌虡I(yè)運營經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，從以下四個方面提出相關(guān)政策建議：

一是短期內(nèi)建議采用單一容量電價或兩部制電價回收成本。電池儲能電站在功能上與抽水蓄能電站類似，因此政府主管部門可以參考抽水蓄能電站的租賃經(jīng)營管理模式和價格機(jī)制。在具體價格機(jī)制上，提出儲能標(biāo)桿容量電價方案包括單一制標(biāo)桿容量電價和兩部制標(biāo)桿電價兩種：單一制標(biāo)桿容量電價。在充分響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度需求和性能指標(biāo)的前提下，考慮一定的冗余配置，按照單一標(biāo)桿容量電價的方式與電網(wǎng)公司結(jié)算租賃費，儲放電量納入電網(wǎng)公司損耗不予結(jié)算。年租賃費=標(biāo)桿容量電價×額定容量。在設(shè)定電池儲能電站標(biāo)桿容量電價水平時，應(yīng)考慮電池儲能單位容量成本高于抽水蓄能的客觀現(xiàn)實，在容量電價水平核定上要高于抽水蓄能電站，建議單位容量電價水平區(qū)間為800～1000元/千瓦·年。另外，考慮到電池儲能技術(shù)提高導(dǎo)致的單位容量成本的下降，應(yīng)以年為單位對單位容量電價水平進(jìn)行評估與調(diào)整。兩部制標(biāo)桿電價。電池儲能電站年度租賃費=標(biāo)桿容量電價（元/千瓦·年）×額定容量（兆瓦）+標(biāo)桿電量電價×年度上網(wǎng)電量。其中，容量電價主要體現(xiàn)電池儲能電站提供輔助服務(wù)價值，按照彌補(bǔ)電池儲能電站固定投資成本及準(zhǔn)許收益的原則核定。電量電價水平可以按當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價或者現(xiàn)貨電能量市場價格執(zhí)行。

二是完善電池儲能應(yīng)用電價體系和補(bǔ)償機(jī)制。政府主管部門至少可以從以下三個方面對與規(guī)?；姵貎δ馨l(fā)展相適應(yīng)的應(yīng)用電價體系和補(bǔ)償機(jī)制進(jìn)行完善：第一，對電池儲能相關(guān)的購電價格、放電價格、輸配電價及結(jié)算方式等出臺具體規(guī)定；第二，從與儲能有關(guān)的電價種類、電價結(jié)構(gòu)及電價水平三個方面著手完善現(xiàn)有電價體系，形成促進(jìn)儲能發(fā)展的應(yīng)用價格體系；第三，借鑒國外成熟的儲能市場在儲能初期采用專項補(bǔ)貼政策的基本做法，出臺與電池儲能相關(guān)的稅收優(yōu)惠，投資補(bǔ)貼、技術(shù)研發(fā)補(bǔ)貼等多項專項補(bǔ)貼政策。在具體操作上，建議對電池儲能項目的補(bǔ)貼范圍、補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)及具體的操作規(guī)則等予以明確。

三是長遠(yuǎn)來看應(yīng)加快推動容量市場建設(shè)。建議盡快研究容量市場建設(shè)方案并適時啟動容量市場交易，通過電力備用容量市場以保證電池儲能電站固定投資成本回收（通過備用容量市場使得發(fā)電企業(yè)即使不發(fā)電也可以獲得一定的收益，從而保證電源投資的充裕性），然后在通過電力現(xiàn)貨電能量市場獲得另外一部分與電量有關(guān)的收益。建議在總結(jié)分析目前英國、美國PJM電力容量市場建設(shè)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，結(jié)合我國電力市場實際建設(shè)情況，從備用容量的分類、需求確定、市場組織模式、價格與結(jié)算機(jī)制及電能量市場與容量市場的關(guān)系五個方面對備用容量市場進(jìn)行整體設(shè)計。

四是對電池儲能電站發(fā)展的政策建議。目前電網(wǎng)側(cè)電池儲能電站發(fā)展迅速，在當(dāng)前電網(wǎng)側(cè)電池儲能成本無法通過輸配電價回收的前提下，電網(wǎng)側(cè)儲能電站應(yīng)該靈活運用當(dāng)前我國現(xiàn)有電價體系和補(bǔ)貼政策，選擇多種產(chǎn)品服務(wù)組合和商業(yè)運營模式，盡可能地實現(xiàn)綜合利潤最大化。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2021年03期，作者何姣、嚴(yán)彩霞供職于湖南理工學(xué)院經(jīng)濟(jì)與管理學(xué)院，潘小飛供職于岳陽電力勘察設(shè)計院。本文得到2020年湖南省社科基金青年項目“洞庭湖生態(tài)環(huán)境政策效果評估及優(yōu)化研究”資助

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