中國儲能網訊：近年來，電化學儲能技術已經在電力系統中的發電、輔助服務、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域得到廣泛應用。但是受制于電池儲能電站自身技術經濟性、現行輸配電定價辦法要求和電價應用體系及補貼機制的約束，電池儲能電站規模化發展面臨嚴峻的挑戰。因此，本文在總結分析當前主流電池儲能技術經濟特性的基礎上，對我國電池儲能電站發展的現狀及存在的主要問題進行分析，在此基礎上總結國外電池儲能電站商業運營模式經驗，提出促進我國電池儲能電站規模化發展的相關政策建議。

電池儲能類型及其技術經濟特性

電化學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，這三類典型規模化儲能電池的技術經濟特性如表所示。從表中各項指標的綜合比較可以得出各電池技術參數的優劣勢。綜合各項指標數據來看，磷酸鐵鋰電池相對更優，是當前我國電池儲能技術推廣應用的主流技術。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勢：第一，設計靈活、配置方便，采用模塊化設計，基本上不受地理條件的限制；第二，響應速度快，毫秒級時間尺度內實現額定功率范圍內的有功無功的輸入和輸出；第三，精準控制，能夠在可調范圍內的任何功率點保持穩定輸出；第四，具有雙向調節能力，既可以充電作為用電負荷，又可以放電作為電源，具有額定功率雙倍的調節能力；第五，電池儲能電站技術相對成熟，建設周期短，能夠快速響應應用需求。正是由于電池儲能技術具有上述優勢，使得其廣泛應用于配合平抑新能源出力波動、提高電能質量、削峰填谷、調峰調頻、提高供電能力、提高孤立電網穩定性及作為應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展現狀及面臨的問題

我國電池儲能電站發展現狀

近年來，我國電池儲能發展迅速，主要呈現以下三個方面的特點：

電池儲能技術日趨成熟。電池儲能技術是當前研究熱點，多種新型電池技術仍在不斷推出，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展趨勢。近年來，我國電池儲能電站的安全性、循環使用壽命、環保性等關鍵技術指標均得到了大幅提升。

裝機容量規模快速發展。截至2019年底，中國電化學儲能市場累積裝機功率規模為1592.7兆瓦，較2015年的167.0兆瓦在短短的五年時間內增長了近10倍。尤其是近年來電網側一系列電池儲能電站項目，如江蘇鎮江101兆瓦/202兆瓦時儲能電站、冀北電力公司風光儲示范工程等相繼并網運行，極大地推動了儲能電站的規模化發展。總體上來看，電池儲能電站規模化運行一方面減少了電源及電網投資，提高存量資產利用效率；另一方面電池儲能與風電、光電聯合應用，在提升電網接納清潔能源的能力、平穩發電出力、減緩可再生能源棄風棄光等方面均發揮了重要作用。

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水平的提高和規模化商業運營，使得電池儲能電站單位成本呈現逐年下降趨勢。根據相關數據顯示，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習曲線，反過來促進了電池儲能電站的規模化發展和技術水平提升。

當前我國電池儲能電站發展面臨的問題

雖然近年來我國電池儲能在技術水平、裝機容量規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：

技術經濟性約束。雖然電池儲能電站在響應速度、雙向調節、精準控制等方面具有其他電源所不具備的多重優勢，但是其發電裝機容量相對火電、水電等傳統電源甚至風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經濟性能要明顯偏低，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逐年下降趨勢，但是根據專家測算結果顯示，電化學儲能目前的度電成本大致在0.6～0.9元/千瓦時，距離規模應用的目標成本0.3～0.4元/千瓦時還有相當的差距。

投資成本難以從輸配電價中疏導。輸配電價改革前，電網公司所屬儲能電站主要通過單一租賃模式獲得電網公司支付的服務費，并且按照調度指令提供調峰調頻調相服務。2019年5月28日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《輸配電定價成本監審辦法》明確提出，“與電網企業輸配電業務無關的費用，包括電動汽車充換電服務等輔助性業務單位、抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用等，不得計入輸配電定價成本。”因此，當前電池儲能設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、水電等傳統電源一樣參與電力市場交易。由于電池儲能技術經濟性約束，顯然難以獲得輸配電價改革前的收入，從而產生擱淺成本。當然目前國外也有一些說法認為電池儲能應該構成輸配電網絡的一部分，而不是歸類為發電，采取這種方式有可能將這些服務的成本合并到為電網使用而征收的成本中。此外，近年來電網公司也進一步嚴格控制電網側電池儲能電站的投資，其中，國家電網公司2019年12月發布的《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》明確規定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，這也將極大地限制電池儲能的規模化應用。

缺乏完善的應用電價體系和補償機制。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電制定了相適應的上網電價政策，但是由于電池儲能單位裝機容量成本相對其他電源類型要高，且具有多種功能與技術路線等特點，政府主管部門為每種功能和技術單獨制定儲能上網電價政策顯然是不現實的，而且也不符合我國電力體制改革的大方向。當然，針對我國電池儲能業務的盈利來源與發展定位，2017年10月國家發展改革委等五部委聯合出臺的《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》，明確提出鼓勵儲能項目開發商自行尋找盈利方式，例如利用一些現有電力市場機制，提供輔助服務，以及未來可能出臺如抽水蓄能領域中類似的容量支付費用等機制。目前與規模化電池儲能發展相關的我國電價政策與補償機制主要包括峰谷電價、“兩個細則”與輔助服務市場及與儲能相關的補貼政策等，但這些政策并非為規模化電池儲能專門設計，難以獲得穩定的收入來源以實現規模化電池儲能成本回收。例如，雖然銷售側峰谷電價政策在全國大多數省份執行，但是大多數地區峰谷價差在0.6元/千瓦時以下，遠遠小于日本、美國等國家的價差水平。銷售側峰谷電價執行范圍較窄、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運營模式

規模化電池儲能發展情況

截至2019年，全球儲能項目裝機容量規模累計達到183.1吉瓦，其中電化學儲能裝機容量為9520.5兆瓦，占比5.2%。目前美國、英國、德國、日本等發達國家電池儲能發展迅速，商業化應用相對成熟，在電力系統應用領域廣泛。其中，美國不再將儲能和其他電源進行簡單的成本比較，而是視儲能為可以降低系統總成本的一項技術。根據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，分別占59兆瓦的裝機容量和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，提供總計869兆瓦的裝機容量和1236兆瓦時的電能量，以提高電網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的快速增長，美國每單位度電平均成本呈現快速下降趨勢，2015～2017年由2153美元/千瓦時下降至834美元/千瓦時，下降了61%。

商業運營模式

目前國外電池儲能電站主要采用的商業運營模式包括提供電力輔助服務、參與容量市場拍賣、補貼支持政策等，但是在發電、輸配電和終端電力用戶等環節商業運營模式存在一定的差異。當然，大多數電池儲能電站很少采用單一的商業運營模式，而是應用多種模式的組合以實現儲能電站的收入和利潤最大化。

提供電力輔助服務。電池存儲提供商可以向電網運營商提供包括調峰、調頻、平衡服務、黑啟動等一系列的輔助服務。美國聯邦能源監管委員會分別在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頻服務合法地位及保障投資回收并實現盈利的問題。在美國，75%的電池大規模存儲電能容量提供頻率調節，這有助于系統快速平衡短時間內出現的電力供需差異。美國PJM互聯公司電力市場是全球第一個通過“按性能付費”的競爭性市場結構來評估儲能系統提供頻率調節輔助服務能力的市場。日本政府要求電網公司在輸電網上安裝電池來穩定頻率或從供應商購買輔助服務。

參與容量市場拍賣。目前英國、法國等歐洲國家已經允許電池儲能參與容量市場機制。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響應服務，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年英國能源監管機構Ofgem修改了容量市場規則，將儲能系統參與容量市場交易的最小裝機容量閾值從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）授予電池儲能系統總裝機容量253兆瓦為期7年的容量合同。

電池儲能電站發展的相關政策支持。此外，國外還從市場準入、補貼等其他方面制定了一系列支持電池儲能發展的政策。一是放開市場準入。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）規定，除非情況特殊否則輸電系統和配電系統運營商不應擁有或運營儲能設施，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施。與其他技術相比，新規則還禁止歧視儲能，要求歐盟成員國必須在2021年之前將其轉變為法律。美國FERC2007年出臺的890法案為儲能進入傳統調頻市場提供了基本的制度保障。二是補貼及其他優惠政策支持。英、德、美、加拿大、日本等發達國家和地區出于促進經濟發展、提升儲能技術、實現可再生能源大規模接入，以及保證電網可靠穩定運行等動機在儲能發展初期出臺了一系列促進儲能發展的補貼（激勵）政策，例如美國出臺“儲能技術促進法案”每年由國家財政支出1.3億美元支持能源存儲項目；2010～2020年期間給大規模儲能系統提供15億美元的稅收優惠；加州對有新型儲能系統資格認證的供應商提供2美元/瓦的補助等。

促進我國電池儲能電站規模化發展的政策建議

針對當前我國規模化電池儲能發展面臨的困境，本文在充分借鑒國外規模化電池儲能商業運營經驗的基礎上，從以下四個方面提出相關政策建議：

一是短期內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營管理模式和價格機制。在具體價格機制上，提出儲能標桿容量電價方案包括單一制標桿容量電價和兩部制標桿電價兩種：單一制標桿容量電價。在充分響應電網調度需求和性能指標的前提下，考慮一定的冗余配置，按照單一標桿容量電價的方式與電網公司結算租賃費，儲放電量納入電網公司損耗不予結算。年租賃費=標桿容量電價×額定容量。在設定電池儲能電站標桿容量電價水平時，應考慮電池儲能單位容量成本高于抽水蓄能的客觀現實，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間為800～1000元/千瓦·年。另外，考慮到電池儲能技術提高導致的單位容量成本的下降，應以年為單位對單位容量電價水平進行評估與調整。兩部制標桿電價。電池儲能電站年度租賃費=標桿容量電價（元/千瓦·年）×額定容量（兆瓦）+標桿電量電價×年度上網電量。其中，容量電價主要體現電池儲能電站提供輔助服務價值，按照彌補電池儲能電站固定投資成本及準許收益的原則核定。電量電價水平可以按當地燃煤機組標桿上網電價或者現貨電能量市場價格執行。

二是完善電池儲能應用電價體系和補償機制。政府主管部門至少可以從以下三個方面對與規模化電池儲能發展相適應的應用電價體系和補償機制進行完善：第一，對電池儲能相關的購電價格、放電價格、輸配電價及結算方式等出臺具體規定；第二，從與儲能有關的電價種類、電價結構及電價水平三個方面著手完善現有電價體系，形成促進儲能發展的應用價格體系；第三，借鑒國外成熟的儲能市場在儲能初期采用專項補貼政策的基本做法，出臺與電池儲能相關的稅收優惠，投資補貼、技術研發補貼等多項專項補貼政策。在具體操作上，建議對電池儲能項目的補貼范圍、補貼標準及具體的操作規則等予以明確。

三是長遠來看應加快推動容量市場建設。建議盡快研究容量市場建設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電企業即使不發電也可以獲得一定的收益，從而保證電源投資的充裕性），然后在通過電力現貨電能量市場獲得另外一部分與電量有關的收益。建議在總結分析目前英國、美國PJM電力容量市場建設經驗的基礎上，結合我國電力市場實際建設情況，從備用容量的分類、需求確定、市場組織模式、價格與結算機制及電能量市場與容量市場的關系五個方面對備用容量市場進行整體設計。

四是對電池儲能電站發展的政策建議。目前電網側電池儲能電站發展迅速，在當前電網側電池儲能成本無法通過輸配電價回收的前提下，電網側儲能電站應該靈活運用當前我國現有電價體系和補貼政策，選擇多種產品服務組合和商業運營模式，盡可能地實現綜合利潤最大化。

本文刊載于《中國電力企業管理》2021年03期，作者何姣、嚴彩霞供職于湖南理工學院經濟與管理學院，潘小飛供職于岳陽電力勘察設計院。本文得到2020年湖南省社科基金青年項目“洞庭湖生態環境政策效果評估及優化研究”資助

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