福建省储能发展的对策与建议

（福建省东南电化股份有限公司 福建福清 350300）

电能具有发-输-配-用实时平衡的特点，储能技术的出现，改变了电力工业即发即用的传统模式，最开始的储能也是规模最大的是抽水蓄能电站。随着社会的发展和技术的发展及能源消费结构的变化、新能源的接入、市场化用电、辅助服务市场投入等，电化学储能逐步发展起来。电化学储能具有良好的毫秒级快速、稳定、精准的充放电调节特性，是扩大源网荷储能系统响应规模，提高地区电网事故防御水平的重要手段，保障电网运行安全，进一步促进可再生能源的消纳。

1 储能发展的背景

储能是为了保持电力系统的能量均衡而生。随着新能源装机规模的快速上升，无论是风电、光伏、还是火电厂，为了增加出力、平滑输出，都有加装储能系统的需求。储能技术在电力系统的应用，主要包括可再生能源接入储能、电网调峰、调频储能、用户侧分布式储能和微电网储能等。近年来，电池技术的不断突破和成本的大幅下降，国家、省市相继发布一系列关于电储能产业政策，电储能进入了一个快速发展时期，并逐渐从示范应用向商业化发展。

2019年7月1日，国家四部委联合正式发布的《关于促进储能技术和产业发展的指导意见》（2019—2020年行动计划），成为储能行业又一个划时代意义的文件。行动计划首次提出要规范电网侧储能发展，研究项目投资回收机制，此举有助于推动电网侧储能项目走向市场化。

目前福建省主要依托宁德时代新能源等电池产业的发展，率先开展百兆瓦时级锂电池储能电站的示范项目（以福建晋江30 MW/100 MWh储能电站试点作示范项目）。在国家层面政策的大力支持下，预计全国范围内将引来电化学储能发展的爆发期［1］。

基于当前电化学储能政策，综合考虑电储能的发展和收益以及福建电网发展的需求规划，根据电储能在电力系统发、输、配、用各个环节的典型场景应用，提出了电储能在福建省发展的对策和建议。

2 储能的应用场景

2.1 储能技术在发电侧的应用

现阶段福建省承担电网调峰、调频任务的主要以火力发电厂为主，根据《福建省电力辅助服务（调峰）交易规则（试行）》要求，在电网系统低负荷时段需要开机的机组主动调减出力至负荷率小于有偿调峰基准时［2］（煤电机组60%负荷率作为有偿调峰基准），所产生的费用在调峰期间所有火电、核电与可再生能源企业之间以上网电量电费比例进行分摊，火电企业通过积极主动调峰辅助服务得到了补偿，重点参与深度调峰的火电企业受益获得大幅度提升，但是火电企业在调峰期间由于机组深度调峰调减出力至低负荷运行，不仅不经济节能，还增加电厂运维的工作量。

另外参与调峰调频的火力发电厂还包含了热电联产机组。众所周知，热电联产机组以供热为主、以热定电，机组利用小时数较高，而且热电联产机组有最低技术出力要求。鉴于热电联产机组运行特性等因素，国家能源局福建监管办修订电力辅助服务（调峰）交易规则，完善市场，降低或免除热电联产机组深度调峰成本分摊金额。《福建省电力辅助服务（调峰）交易规则（试行）》补充修订内容的通知规定：根据热电机组在线监测实际情况，热电比超过0.5的热电联产机组在供热时段，机组20%发电量暂不参与省内调峰服务费用分摊；其余热电比超过0.15的供热机组在供热时段，机组10%发电量暂不参与省内调峰服务分摊费用。这一政策的补充，一定程度上减轻了热电联产机组的深度调峰分摊费用支出。

综上，在发电侧增加匹配发电企业机组装机容量的储能设施，通过电储能设施进行充放电达到调峰、调频，既能维持电厂锅炉机组的负荷，又能实现对电网的即时调峰调频和发电厂黑启动的目的以及调峰期间清洁能源的消纳。

2.2 储能技术在电网侧的应用

储能在电网侧应用，参与调峰调频和紧急备用，提高电网安全稳定性和供电质量。据统计电网侧储能项目系统造价必须在1.5元/Wh以下，才有大规模应用的经济价值。但是2019年5月，国家发展改革委、国家能源局联合修订出台了《输配电定价成本监审办法》（征求意见稿）第九条，明确抽水蓄能电站、电化学储能设施不得纳入可计提收益的固定资产范畴，因此储能设施相关资产对电网企业来讲，不属于有效资产范畴，其建设投入资金无法通过输配电价获得补偿，后期运维成本也没有资金支撑，因此国网决定暂停一切国内的储能设施投资建设，后续需要国家层面政策的进一步的明确引导。

由于资产投资收益存在争议，国网暂停电网侧一切储能设施的投资建设。但是国家电网作为一个大型国有企业，肩负承担社会责任，一是有义务无偿在局部建设储能电站或是试点进行推广，保证电网的安全稳定运行，为居民、企业提供安全稳定可靠的电源；二是从储能技术和建成运维的安全考虑可以利用电网系统现阶段这套比较成熟而且完善的调度管理系统和专业队伍，对社会上存量或者在建和已规划的并网型储能项目进行集中统一调度，规范管理，期间创造的收益进行分摊。

2.3 储能技术在用户侧的应用

鉴于分布式电源、微电网的发展，用户在电力市场和峰谷价差的背景下为节省电费支出和峰谷套利，也有发展储能的动力。用户侧电储能可作为独立市场主体或与发电厂电力直接交易相结合，综合平衡年度考核偏差。在电力价格升高或者降低或者系统安全可靠性存在风险时，根据价格信号或激励措施改变用电行为，增加或减少用电负荷，从而促进电力系统供需平衡，保证电网系统稳定运行。

（1）峰谷电价管理。以福清市电网为例，利用峰谷时段价差进行套利 （按110 kV电压等级目录电价价差0.3434元/kWh），通过夜间谷时段对储能设施进行充电，在尖峰时段进行放电给用户负荷供电，赚取峰谷价差。还可以通过电储能系统的充放电，调整福清市江阴工业集中区内福能（江阴）化学园各化工企业生产用电负荷，降低各企业用电成本，而且还不用改变用户的用电习惯，即使是在电价最高时也可以按照自己的需求使用电能。

（2）电力需求侧响应。在电网备用容量不足或者局部负荷过载和其他不确定因素造成的电力供应缺口，启动电储能设施，保供用户自身短时的电力需求。当用户用电负荷水平较低，电网调峰能力不能适应峰谷差及可再生能源波动性、间歇性影响，难以保证电网安全稳定运行时，启动填谷需求响应。案例：2016年福州供电公司220kV顺宝变由于1#、2#主变进行电气预防性试验，导致供电可靠性降低及过载可能，要求园区化工企业增加企业自备电厂机组的出力或者降低用电负荷来确保江阴工业区电网系统的稳定安全可靠运行。

（3）需量管理。用户可根据月度生产计划适时变更基本电费交纳方式，采用变压器容量或者核定最大需量方式交纳基本电费。电储能设施的接入，通过实时最大瞬时功率的跟踪监测，有助于在最大需量方式下降低用户的最高负荷，合理设定充放电定值，使瞬间最大功率值控制（降低）在核定的最大需量值范围内，避免超值双倍罚款，达到降低用户每月固定支出的基本电费。但是电储能设施同时也会增加需量，这个可以在系统配置时可适当考虑延长充电时间，降低负荷，然后快速响应输出，缩短放电时间的方式达到控制系统需量的目的，减少基本电费的支出。

（4）提高用户用电可靠性。电力系统发生故障或雷击或操作过电压时，储能系统能够将储备的电能连续供应，避免故障修复过程中的电能中断和低压配电系统的晃电现象的发生，保证供电可靠性。

3 电储能发展存在的问题

储能服务在电力系统的发、输、配、用各个环节都可以发挥作用，辅助电网安全运行，能够提升电压质量和电网安全运行水平。但是电化学储能想要发展起来，并走向规模化的成熟商业应用有几个问题亟需解决［3］：

（1）技术安全方面。安全问题所带来的消极因素较为突出。储能锂电池系统缺乏内部可控的安全设计，一旦某个电池出现热失控，容易导致储能系统整体失控，会造成重大火灾和输配电线路烧毁事故。电网运行检修方面：用户侧储能布局分散，出力具有双向性，随机性特点，对电网来说不可观、不可控，大规模无序运行将导致系统负荷特性由有序向无序转变，系统调度和运行模式将发生巨大变化。更严重的是，储能设施非受控功率倒送，增加电网协调运行难度，对电网检修人员人身安全构成极大威胁。

（2）投资造价方面。电化学储能系统造价中，电池成本占比重，储能关键原材料价格维持较高位置，度电成本高居不下。就应用最广泛的锂电池看，尽管锂电池成本有了显著的下降，但出于经济性考虑，仍不具备竞争力。2018年典型的磷酸铁锂电池集装箱式储能项目的系统中标单价在1.9～2.3元/Wh之间。

（3）再生回收方面。电力系统对电储能设施要求十年甚至二十年以上的寿命要求，因此储能系统运行过程中，还要开发新型的电池再生技术，延长储能电池的使用寿命。另外，在储能电池更换下来后的报废处理、安全运输和回收技术需要进一步的完善，支持发展方便回收再生的新型储能电池技术，从产品端提前考虑电池回收处理的环节，实现储能电池产业的资源可持续发展。

（4）储能运维方面。储能电站是由大量的电池进行串联组成的一个系统。大量的电池系统对运维人员提出了极高的要求，运维人员当后台系统某处电池发生故障，如何快速找到那个舱，把它的故障进行隔离，阻止故障的扩大，也要建立一个储能运维系统。基于大数据，包括智能终端，二维码手段，给每一个舱一个身份证，通过GPS快速定位故障位置。

4 储能发展的对策与建议

结合福建省目前的电力政策环境，对储能发展提以下几条对策与建议：

（1）尽快制定和完善电储能技术及制度。技术安全、投资资本和制度制定是推动储能发展的先决条件。目前迫切需要的是体现储能价值的新机制，明确量化的市场定价体系和机制，并建立可持续的商业模式，让参与各方获取实实在在的真金白银。

（2）统筹电储能系统并网管理。尽快制定储能设施在并网、计量、安全、消防等关键环节的标准，明确并网安全技术要求和业务办理流程，并面向全行业积极推广，引领电源侧、用户侧储能设施安全发展。积极跟踪研究储能应用技术发展情况，重点开展电储能 状态评估、运行监控及安全防护等关键技术研究，编制、推广用户侧储能电站典型设计、防火防爆安全等，确保电网运行、检修安全。

（3）扩大储能应用场景。鼓励共享储能设施。在储能政策明确后，为规范统筹管理，用户侧电储能电站通过把储能设施的调度权移交当地供电公司来获得补偿。由供电公司根据地区电力负荷情况统一调度，达到削峰填谷和快速调频响应需求，保证地区电力系统稳定。

（4）鼓励用户储能设施通过市场化方式参与电能交易。用户侧电储能设施，除了参与电力市场获取收益外，还可以与发电企业联合参加深度调峰、调频和机组启停调峰等辅助服务。并且结合用户消纳新能源指标，优化地区分布式清洁能源的并网消纳。

5 结语

基于福建省电力市场环境和企业用电情况，随着省内各大工业区的规划和增量配电网的建设，其中以福清福能 （江阴）化学园为典型代表，园区内均是大型化工企业，用电体系庞大，且企业均配有并网型自备电厂机组，在电力系统紧张和停电时，储能电站作为企业备用电源，配合自备电厂机组既实现电网的调峰，也可实现园区孤网运行，为企业提供应急保安电源。那么通过微电网进行调峰，能不能按可中断负荷模式进行结算获得补偿，需要省里进一步研究制定规则。相信在福建电力辅助市场和电储能政策的支持下，电储能会在福建省很好的发展下去，并逐步走向商业化，既保电网系统安全稳定，又从中获得收益。