独立储能电站投资业务发展分析及建议

文 | 苏志国 关晓晴

作者供职于国华能源投资有限公司

根据我国电网的特点，建设大规模集中储能，才是具有经济性且有效的调峰调频手段。

随着我国提出“碳达峰、碳中和”目标，并要求到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，“十四五”期间势必将有更多清洁能源并网，新能源渗透率将进一步提高。这意味着电力系统需要接纳更多的不稳定间歇性电源，而如何确保电网的稳定性，有效发挥电网对能源资源优化配置的重要作用是电力系统亟待解决的问题。

一、寻找符合电网特点的储能模式

作为新一代电网设备，储能就像一个超大容量的“充电宝”，最大限度保障生产生活用电。同时，电能的大规模存储和快速释放功能，能够填补电网常规控制方法的盲区，实现电能灵活调节和精确控制，对打造高端电网、构建新一代电力系统具示范作用。

储能对电网而言重要性不言而喻，但不同的电网类型和供能模式，对储能电站的要求也不尽相同。

与欧美等国家相比，我国电网主要有以下两点不同：

第一，经营方式不同。我国电网是由国家统一规划、修建，高度垄断。而国外电网公司（如欧美地区）大多是由私人建立，而不是国家建立，电力公司多如牛毛，用户可以自由选择自己喜欢的价格低廉的电力公司。第二，电网架构不同。美国电网以各州为权限进行管理，输电网络相对分散，跨州之间的联系较弱，输电容量相对不足。而我国电网以特高压坚强网架为基础，各区域电网目前已形成全面互联格局，是一个“坚强可靠”的现代电网。

表1：储能在电力系统各环节的典型应用

根据我国电网特点，哪种类型的储能更具有适应性，也更能够经济有效的平抑电网的尖峰负荷，是亟待探索解决的问题。

二、“新能源+储能”模式存在问题

截至近期，已有19个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比比例，配置储能的比例从5%到20%不等。

“新能源+储能”或将成为行业的发展趋势，然而新能源平价在即，如此规模化推进配套储能，却缺乏配套政策的指引和监管，也将导致新能源企业和储能产业出现一系列问题。

1、配建储能要“有效”

在应对风电（光伏）消纳问题上，小时级的电化学储能在的作用十分有限。在大风季或连续大风日，额定功率、有限容量的电化学储能在风电大出力的前几个小时已快速充满，对超过额定功率或电量充满后的弃电无能为力，且充进去的电在连续大风日没有机会向电网放电。同样，集中式光伏消纳问题不仅是日内能量转移，更是季节性难题，用小时级电储能效果并不理想。

然而，配建储能却大大增加新能源企业投资压力。经测算，一座风电场配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—12%；而光伏电站配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加高达20%。

在目前，没有配置储能的质量考核办法情况下，部分企业倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，使储能仅仅作为可再生能源优先并网的工具，不能达到促进风光消纳的目的，从而偏离政策平抑电网波动的初衷。

2、配建储能要“有利”

在实际操作中，储能若想发挥最大的效用，应使其具有“经济性”：通过配置储能，使得发电、电网、用户得到的收益最终高于储能的成本投入。只有如此，可再生能源配储能才具备大面积推广的条件。

现在储能发展的重要阻碍是储能价格机制问题，可再生能源配置储能后，从不可控电源成为可控、可调度的电源，在价格上应有所区分。然而目前储能市场机制并不完善，储能参与调峰、调频、电力市场交易等，交易机制与价格均没有成熟的机制作为运行保障。

3、配建方案要“合理”

新能源发电具有波动性和间歇性，使得电力系统更加需要调峰手段维持稳定运行。让风电场、光伏电站配储能，利用的也是电量型储能，而从世界范围内来看，电化学储能都是以功率型应用为主，并非大规模用于电量存储。实践表明，在新能源汇集区配置储能效果要优于在各个新能源场站配置储能。

忽视新能源场站之间、不同地域之间的电力系统平衡能力，简单要求每一个新能源场站加装储能来平衡自己的出力，并不是一个经济且有效的手段。相反，建设大规模集中储能，才是具有经济性且有效的调峰调频手段。

三、集中式独立储能电站

（一）独立储能电站优势

独立储能电站，即由第三方公司单独投资和运营的具有一定规模的储能电站，与发电侧储能电站模式相比拥有以下三方面的优势：

1、电网调度更方便。由于独立型储能电站可由电网直接调度，与区域内多个风光电站协调运行，从原理上看，可类似于小型抽水蓄能电站，可为电网稳定安全运行提供多重服务。例如：调峰、调频、备用、跟踪计划发电、平滑风电出力等。

2、储能计量及价值核算相对简单。由于储能电站独立运营，调节电量容易统计；另外，在为电网提供辅助服务时，计量也相对容易，因此会一定程度上简化储能电站的运营难度，并促进储能电站逐步摸索形成一定的商业模式。

3、经济效益较好。由于上网电电站接入园区10kV高压侧，基本运行策略是在电力处于“谷”电时段蓄电，在电力处于“峰”电时段放电，给园区内企业负载设备供电，电价比电网峰时电价低0.1元/kWh。项目投资回收期约为7年左右。

3、共享储能：2019年4月，国网青海电力新能源建设重点项目——鲁能海西州多能互补集成优化共享储能电站，进行了共享储能交易试运营。国网青海电力建设了共享储能市场化交易平台，构建了基于区块链的调峰辅助服务系统、调度控制系统及交易系统三大核心系统。截至去年11月，青海省共享储能电站已累计实现增发新能源电量1400余万千瓦时，减少二氧化碳排放13958吨。

2020年11月5日，国内首座由第三方投资建设、开展独立商业化运行的共享储能电站——上海电气格尔木美满闵行32MW/64MWh储能电站正式投运，该电站采用的就是和新能源场站业主进行一定分成的“共享”储能新模式。

四、投资储能电站建议

结合储能行业未来发展趋势和集团业务优势，对于储能电站业务，提出以下三点建议：

1、区域选择：对用户侧储能来说，峰谷价差较大的地区无疑是优选。市面主流储能——磷酸铁锂电池目前价格约为1.3元/Wh左右，经估算在每天一充一放的情况下，在峰谷价差0.5元以上的地区基本可以盈利。工商业峰谷价差较大多的地区，比如：北京、江苏、河南、广东等，可能会成为未来用户侧储能的优选地区。

在电网侧，储能电站目前主要用于辅助服务市场，为控排企业完成调峰调频任务（由于成本及收益因素，目前独立储能电站还较少作为备用容量），可选择山东、东北、内蒙、新疆等19个启动辅助服务市场的区域开展电网侧储能业务。

此外，电网侧储能也可以探索和新能源场站业主进行一定分成的“共享”储能新模式。

2、类型选择：建设电站宜以市场占比最大、技术成熟度最高、标准最齐全的磷酸铁锂为主，兼以适当比例的液流电池，可兼具功能性和容量性，实现不同电池之间的优势互补。综合考虑当地火电及新能源装机容量，电站宜以百MW级为单元，可考虑多点接入。

3、合作方选择：目前国内电网侧储能项目大多引入第三方主体作为项目投资方，负责项目整体建设和运营，储能系统集成商和电池厂商参与提供电池系统，电网企业提供场地并与第三方签订协议，协议明确定期付费标准或按收益分成方式付费。需要注意的是，电网侧储能的获利从某种角度来说已经触动电网利益，在实际项目建设中，部分地方电网对于网侧储能态度不是非常积极。建议在前期工作中，加大与电网的协调力度，拉动电网下属企业及当地政府等共同建设，以灵活、机动的方式激发储能电站的运营活力。