储能技术商业化发展：政策支持与市场机制的探讨

1. 背景

近年来，国家出台多项政策推动我国储能技术的商业化应用。从现有政策解读可以看出，国家虽然鼓励用户侧分布式储能系统建设，但尚未出台用户侧电池储能的标杆充放电电价、容量补贴明细、充放电补贴明细、用户容量费抵扣明细；配电侧电力现货市场、用户侧参与辅助服务市场的市场机制尚未真正建立。在这种外部环境下，用户侧投资建设的储能只能通过削峰填谷的方式从峰谷电价差中套利。

图1：储能用于削峰填谷

目前，我国主要用电省份峰谷价差区间为0.4-0.9元/千瓦时。据统计，2018年用电量排名前两位的省份为广东、江苏，用电量分别为5958.97亿千瓦时、5807.89亿千瓦时，峰谷价差均高于0.8元/千瓦时，为用户侧储能峰谷价差套利提供了空间。

用户侧安装电池储能系统常见应用模式有三种，分别为离网自发自用系统、并网负载+储能系统、并网光伏+储能系统。

离网自发自用系统是适用于无电网连接地区或电网电力不稳定地区的独立解决方案，重点解决无电地区、海岛群众用电问题，安装储能装置，保证用户供电连续性，减少高成本、低负荷线路建设的投资。

并网负荷+储能系统是指通过储能电池的充放电过程，简单调整用户用电曲线，实现削峰填谷的电池储能系统。从用户价值角度财务管理专业，可通过峰谷电价差实现套利，减少用户配电变压器配置容量和负荷损耗，减少停电损失。

并网光伏+储能系统以光伏发电为基础，利用储能电池作为移动资源，提高自用比例，当光伏发电量超过系统可消纳量时，将多余的电能储存起来，当光伏发电量不足时再放电，过滤光伏发电量的波动性，提高用电质量和可靠性。通过建立合适的能源调度模型，可以更高效地进行削峰填谷。

本报告主要探讨并网负荷+储能系统的应用模式投资收益测算，具体来说，负荷主要为充电桩，使用场景为储能充电站。

2、储能调峰填谷方案设计

储能用于充电站的应用场景主要有两种，一种是分布式，即每个充电桩都配备一定容量的级联储能电池，这种方式不需要储能逆变器，但需要兼容直流输入的充电模块，充电桩结构设计时要给储能电池留出空间，另外直流输入还可能涉及到断路器、输入接触器等元器件的重新选型；另一种是集中式，即整个站都配备储能电池，这种方式需要储能逆变器，将储能逆变器的直流输出转换为交流电，接入充电桩的输入端。相比较而言，集中式储能一方面回收效率更高，更易于集中管理，储能集装箱内配置空调系统，改善电池工作状态；另一方面不涉及到充电桩元器件的重新选型和结构改动，所以本方案采用集中式储能方式。

图2是储能充电站的系统架构，一般来说，这种系统架构支持光伏等清洁能源的接入，光伏接入只需要额外投资太阳能电池板。一般来说，充电站可以及时消纳光伏电能，很少出现“弃光”现象。根据扬州示范站反馈，光伏的回收期仅需3年，明显短于储能5~7年的回收期。因此储能充电站通常与光伏并网，形成“光储充”一体化电站。

但由于光伏装机容量有限（常规电站顶棚安装的太阳能电池板规模通常在100kW左右），相对于MW级的储能电池来说，可以忽略不计，因此本报告并未对其进行计算。

图2 储能充电站系统架构

3 储能系统投资收益静态计算 3.1 储能电池容量计算

如果想充分利用储能设备，尽快收回投资，应按最低需求容量配置储能电池（不考虑电池衰减），此时电池一年中每个月都满负荷，季节性容量利用率为100%。以江苏某站截至今年9月的月用电量为例，储能电池所需容量可按以下公式计算。