中關村儲能產業技術聯盟CNESA從應用方式、技術可行性和成本、政策建議層面形成深度研究報告“獨立電池儲能電站應用于新能源發電領域探討”，此報告將報送相關政府部門，報告主要內容分享如下：

　　一、中國儲能在新能源發電中的應用現狀

 　　中國與可再生能源相關的儲能應用，主要分為兩種類型。一類是用戶端分布式發電及微電網中儲能的應用，另一類是集中式風光電站(可再生能源并網)儲能應用。根據中關村儲能產業技術聯盟的不完全統計，截至2015年底，這兩類應用累計裝機規模已超過中國市場的80%。

　　中國運行項目應用累計裝機分布

 　　其中，集中式風光電站(可再生能源并網)儲能應用主要集中在“三北”地區，這也是我國目前可再生能源消納困難重重的地區，儲能應用于這一領域，主要的作用為削峰填谷、平滑出力、跟蹤計劃出力、輔助電網安全穩定運行等。目前較為大型的集中式風光電站儲能項目有：

 　　張北風光儲輸示范工程(一期)，儲能容量19MW/83.5MWh，采用的儲能技術有磷酸鐵鋰、鈦酸鋰、全釩液流電池、鉛酸電池

 　　國電和風北鎮風場儲能項目，儲能容量8MW/14.083MWh，采用的儲能技術有磷酸鐵鋰、全釩液流電池、超級電容

　　龍源法庫臥牛石風電場項目，儲能容量5MW/10MWh，采用的是全釩液流電池儲能技術

　　科陸電子風光儲項目，儲能容量10MW，采用的是磷酸鐵鋰儲能技術

　　二、中國儲能在新能源發電應用中面臨的問題

　　總結上述示范項目的運營經驗，目前中國儲能在新能源發電應用中面臨兩個主要問題：

　　(1)缺乏盈利模式，這也是目前最主要的問題

 　　理論上，儲能可以改善風電質量，減輕電網壓力，參與電力市場提供輔助服務等，但這些應用，目前都沒有明確的參與機制與結算方式，因此價值不能正確衡量，并獲得相應回報。

 　　以1kWh鋰離子電池參與風電場削峰填谷為例，簡要的計算結果表明，在不考慮其他成本的情況下，該系統生命周期內度電成本大約為1.04元-1.25元，高于各地區風電上網電價至少0.5元，如沒有相關補貼政策，則完全沒有經濟利益可言。因此要推動儲能在風電場中應用，需要進步拓展儲能的應用，例如參與服務價值較高的電力輔助服務市場，為電網提供備用服務，收取容量費用等。

　　(2)建設在風光電站，儲能電站運營存在困難

 　　目前中國集中式風光電站儲能應用，基本上全部與某一風光電站配套建設(這里稱為整合型儲能系統)。整合型儲能系統，一方面投資建設由風光電站業主負責，大量投資成本的增加有可能會減緩儲能電站的建設步伐;另一方面，其生產運營由風光電站運營，因此電網不能從全局最優化的角度調度儲能資源，儲能可實現的功能大打折扣;再者，與風光電站捆綁運營時，還需區分風光電站和電網的收益，才能正確結算，因此對最后的付費機制的設定，也造成了一定的困難。

 　　為了解決以上難題，比亞迪提出了在集中式風光電站區域建設獨立電池儲能電站的構想，希望通過協調區域內風光電站和儲能電站的運行，在目前成本較高的前提下，最大程度上發揮儲能電站的價值，促進儲能商業化應用，幫助新能源解決消納難題。

　　三、獨立電池儲能電站應用方式探討

　　獨立電池儲能電站解決方案的總體構想如下：

 　　在新能源發電集中地區的330KV(或類似電壓等級)的母線上，選擇合適地點建立獨立的電池儲能電站(ESS)，該ESS相當于小型抽水蓄能電站，ESS直接接受當地省級(或地區級)電網調度控制，省調(或地調)依據該母線各個風力發電站和光伏電站的出力預測以及實時母線電壓、頻率等情況，控制ESS的充電和放電，達到平滑輸出、調峰、調頻的目的。

　　四、獨立電池儲能電站解決方案與現有的整合型儲能系統相比，具有以下優點：

　　(1)可實現較多的功能

 　　獨立型儲能電站可由電網直接調度，類似于小型抽水蓄能電站，為電網提供調峰、調頻、備用、跟蹤計劃發電、平滑風電出力等多種服務。

　　(2)儲能計量及價值核算相對簡單

 　　儲能電站獨立運營，相對整合型儲能系統，其調節電量容易統計，服務的種類及計量也相對容易，因此會一定程度上簡化儲能電站的運營難度。

　　(3)投資主體清晰，評估容易

 　　獨立儲能電站與發電設備徹底分開，在投資界面上，主體清晰明確，在進行投資評估時，投資評估的難度也會相應降低。

　　(3)國家儲能補貼政策出臺更具針對性

 　　由于與發電設備分開，更容易明晰儲能本身的價值，確定補貼的方式與額度。另外，在排除發電設備的投資成本后，獨立儲能電站的投資體量也會大大下降，從而補貼的總體量也會相應下降。

　　四、促進獨立電池儲能電站發展的建議

　　為促進獨立電池儲能電站的發展，政府及電網企業應從以下幾方面進行布局：

　　(1)明確獨立儲能電站的補貼或計費方式

 　　對于獨立儲能電站補貼及結算的方式，應避免只考慮一次性建設補貼，能促進電站持久運營的電價、補貼機制的制定可促進儲能電站在電網中長久發揮作用，可以考慮以下兩種形式：

　　(2)采用類似于抽水蓄能的結算方式，設置價格機制

 　　如采用容量電價的形式，假設容量電價為600元/(kW*年)，則計算表明，一個120MW/240MWh儲能系統，在額外提供30%的建設費用(電站總投資約7.2億元，30%建設補貼約2.16億元)的情況下，預計投資回收年限為7年左右，對于投資者來說，將具有一定的吸引力。

　　(3)納入電力系統輔助服務范疇，制定相關政策，促進儲能電站參與輔助服務

 　　對于儲能系統來說，可以參與輔助服務市場，顯然可以促使儲能形成一定的商業模式，盡管《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償(市場)機制試點工作的通知》已經允許儲能參與電力輔助服務，但相關的結算機制并未確定。假設可以按照現行的模式進行結算，簡要計算表明，在一些地區已經具備盈利空間，未來應根據儲能的特點，制定適應的規則，促進儲能的應用。

　　(4)制定更嚴格的風電、光伏準入規則，促進儲能應用

 　　例如對風電、光伏的電能質量制定嚴格的標準，促進儲能應用。目前的標準較為寬松，風電站、光伏電站在提高風電、光伏發電質量的問題上，動力不足。

　　(5)地方政府布局儲能產業，助推當地產業轉型升級

 　　在前期電網建設運營示范項目，積累相關調度管理經驗后，儲能電站的建設應該從電網釋放，儲能建設的投資方應向獨立于電網的第三方轉移，而電網將主要承擔為儲能設施接入電網提供服務、計量與結算、協助建立輔助服務市場等責任。

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