电力规划设计总院徐东杰：储能短期内难以出台价格政策 更多的是靠商业模式

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心统计数据显示，截止到2017年底，全球光热及风光发电并网储能项目共计246个，装机总规模达10.3GW。新能源发电侧建大型储能电站对促进可再生能源消纳，缓解日益突出的弃风、弃光问题，提高电网安全稳定运行水平意义重大，备受行业关注。

9月19日-20日，2018首届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会在西安召开，就进一步推进储能在发电侧上的项目规划、安全施工、系统集成技术应用、运营模式、电网接入、标准体系、风光储电站考核机制、调度模式、储能项目备案、审批流程和体制机制等方面展开深入讨论。

电力规划设计总院能源研究所战略规划处副处长、教授级高工徐东杰教授出席会议并发表主题演讲《发电侧储能的工程应用和商业模式浅析》。

他在演讲中指出，国家部委先后发布了很多跟储能相关的的政策文件，包括灵活性和辅助服务，都有相关的文件要求。但文件发布的过多，导致实施效果不是太好。定价机制方面，技术路线繁杂，经济性有待提升，无论是投资、寿命、维护和转换率方面千差万别。定价体系目前还不明确，短期内难以出台储能价格，更多的是靠商业模式。例如依托发电厂参与调频服务共同提高调频质量和效果，按照发电机组提供服务补偿考核机制获取补偿收益，收益是和发电厂协商确定，该市场已经形成了竞争格局。

以下为演讲实录：

徐东杰：我简单汇报一下对电网侧储能的看法。提到电网侧，很多专家都做了很详细的介绍，受益良多。

一、电力系统发展的基本情况

截至2017年底，我国可再生能源总装机达到6.5亿千瓦。从风电装机来看也在迅速发展，2017年达到了1.64亿千瓦，这在全球是最快的速度。太阳能的增速更加迅猛，今年受到513政策的影响后续会有一些变化。和可再生能源发电同步的问题是电量的消纳，这已经成为制约新能源发展的关键因素。弃风弃光弃水影响因素特别多，和整体的规模、布局、电网条件、体制机制密切相关。我们国家当时为什么出现这么严重的弃风弃光呢？国家推出了“我要再建几个风电三峡”的口号，认为在当时是很好的口号，后来发现这样做没有考虑消纳和输出问题，造成了很大的困境。

2016年弃风电量接近500亿，2017年略有好转，但总体上来讲每年新能源弃风弃光量都很大。今年情况稍好，2017年下半年开始用电量总体增速大，经济按照官方的提法是相对平稳向好的局面，但用电量增长的很快，和高耗能的复工加大产量相关，这些用电量的增长带动了消纳，好像消纳问题得到了缓解，但是大家关注行业政策以及市场，包括中美贸易战，一旦有比较大冲击的时候，用电量下来以后这个现象将非常严重。

以东北区域为例，2017年、2018年总体的情况相对前几年有所好转。东北和西北是一样的，“三北”地区的特点比较接近，尤其在冬季采暖期，一方面供给过量，另外一方面由于采暖调峰的需求，会造成大量的可再生能源电量白白浪费掉。能源“十三五”发展规划里提出了一个目标，这些目标完成是没有问题的，但是反过来从消纳的情况来看问题依然严峻。

二、能源转型与电力系统灵活性提升

目前我们国家的能源电力系统发生了根本性的变化，主要原因就是大规模新能源电力的接入电网，随机性、波动性对系统的冲击比较大，原来的结构形态包括运行方式、规划设计方法都不再适合目前的系统。目前全国比较热的关于综合能源、智慧能源、多能互补、微电网系统主要特点，是利用各个能源系统之间生产过程和时空上的互补，通过信息技术提高可再生能源的利用比例，实现梯级利用，提高综合能效。这个系统最大的特点是灵活性。

政策导向方面，2017年中央经济工作会议提出了很多要求，包括各类专项规划等，最重要的一点作为能源电力系统来讲，比较关注的是补短板，短板包括严重的弃风弃光弃水问题，区域的用热用电矛盾问题。我们国家也提出了2020年、2030年非化石能源消费比重，现在领导说到的15%，这个比例很难达到，我们尽量的用可再生能源、新能源来提升这方面的比例。从着力提升电力系统的调节能力来看，分为负荷侧、电源侧、电网侧，所有环节共同破解新能源消纳问题。我们这次大会更多是关于电网侧的考虑。国家部委先后发布了很多的政策文件，跟储能相关的包括灵活性和辅助服务，都有相关的文件要求。但文件发布的过多，导致实施效果不是太好。从电网、电源、负荷侧来提升。电源侧可以通过火电的灵活性改造，通过调节能力比较强的抽蓄、燃气调峰电站、储热型光热发电、储能电池等来参与应用。

三、储能在系统调峰调频中的应用

调峰主要是为了满足电力系统日尖峰负荷需要，对发电机组出力所进行的调整。我们国家的峰谷差越来越大，特别是像一些发达的省份、发达的城市，峰谷差尤其大，所以调峰问题日益复杂。某省级电网电源调峰能力不足，风电光伏规模较大，低谷时段需要弃风，午间需要弃光。某西北省份由于冬季供热导致调节能力下降，没有办法，小负荷时基本需要弃风弃光。

机械类的压缩空气项目、储热储冷方面，南方有蓄冷电价，利用电价差来做储能。从储能来看也可以分到发电侧、输配电侧。原来我们储能发指导意见之前，发电侧和用户侧相对有所滞后，特别是用户侧方面因为涉及到一些峰谷差套利和售电和改革密切相关，推进难度比较大。从发电侧来看，包括平滑调节、提高新能源比例、参与调峰调频我会进行相关的介绍。刚才提到增加灵活性，关于可控负荷，刚才也介绍了有时候可以做一些负荷，有一些可以作为电源，它的地位是比较特殊的。

举一个小例子，某并网型微电网，分布式电源30兆瓦，采暖、配电网建设，储能储热储电，管控中心，用了两套整体储能的装置，冬季的时候更多是储热，风光出力，在负荷之上会把上面的部分储存起来。在非采暖期的时候更多是储电，多余的电进行上网。采暖期主要利用时段盈余电进行储热，提高供热可靠性，同时在小负荷时，利用盈余电能将储电保持充满状况，在非采暖期主要是利用储电装置，总体的经济性比较好。

四、电网侧储能商业模式浅析

这个跟电力体制改革和市场是密切相关的，作为市场中的不同环节，参与储能项目投资和运营的目的不一样，大体而言我们也分为电网企业、独立运营商和终端用户三类。电网企业主要目标是提高电网运行效率，在保障电网安全可靠的基础上兼顾经济性。作为独立运营商的目的是承担参与电力市场竞争风险的同时，追求最大化的市场收益和投资回报。作为终端用户是最简单的诉求，节约用电费用和提高可靠性。

定价机制方面，技术路线繁杂，经济性有待提升，无论是投资、寿命、维护和转换率方面千差万别。定价体系目前还不明确，我们国家电力市场虽然做的热火朝天，但大家也清楚推进举步维艰。我们目前能用的主要是辅助服务方面，缺少一些数据支撑，大容量项目这两年才陆续的发展，数据收集还存在一些问题。我个人判断，短期内难以出台储能价格，更多的是靠商业模式。原来很多人考虑国家会不会像风电、光能一样出补贴，但531给大家一个明确的信号，以后靠补贴基本上不可能了，不是逐渐的退坡，平价上网以及以后要求的竞争性配置。在价差套利、辅助服务、延缓投资、提高可靠性、提高电能质量等涉及发供用各阶段，都做了一些工作。

不同的投资主体核心诉求有比较大的差异，储能的应用价值体现也不一样。目前从发电侧来看已经形成了市场竞争的局面，从独立运营商的角度来讲，既可以是社会资本也可以是发电企业，发的重点主要是辅助服务。现在提到电力市场，包括辅助服务也是电力市场的一部分，独立调频、联合调频、联合调峰、配合可再生能源发电。独立调频也有相关的案例。在现货市场建立后，可以按照谁提供谁受益的原则直接获取收益。依托发电厂参与调频服务共同提高调频质量和效果，按照发电机组提供服务补偿考核机制获取补偿收益，收益是和发电厂协商确定，在市场建立之后会更简单一些，通过协商确定内部的分配。

关于联合调峰也做了很多的项目，像西北地区新疆的华电昌吉热电都做了联合调峰服务项目。现货市场实现后，根据实时市场电力价格信号灵活改变运行方式，无需专门出台管理机制。可再生能源发电通过储能系统储存时段盈余电量，在满足并网发电条件后释放储能。现在能源局科技司正在做一些基础性研究，很快就会推储能示范项目的申报，我们正在抓紧工作，我们想不能像原来很多示范项目一样做的虎头蛇尾，配套项目不足，希望这个大家给予关注。

我的汇报就到这里，谢谢大家！

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