储能在电力系统的全解析

　　储能在电力系统的定位和切入

　　储能在电力系统的应用定位：由于减排导致的能源结构的变革，也就是发电侧；资源约束迫使电网从功率传输转向电量传输；用户侧高质量、个性化、互动的未来需求，在于配电和用电领域。

　　储能：跨学科的战略技术

　　储能现在是跨学科不断升级换代的战略技术，储能的引入试图颠覆传统电网的工序平衡，关键因素在于时间因子，一般有一个时间范围，比如长时间周期，短时间周期。如果我们讲储能技术本身，实际上是讲储能装置技术和储能应用技术两个层面。从规模来看有时候会讲大规模集中式储能和分布式构成的大规模储能的概念。

　　不管储能的应用有多少种，大概内容基本相似，是以调频调峰或者类似的技术支持来看待储能上的功能应用。我们做了大量的储能，都是在做功能上的验证，因为现在还很少有满足商业性的储能。即使在国外已经有许多的应用，至今能赚到钱的，可能只是美国调频上有几家达到了回本的程度，其他的还看不出来，因为还没有在全寿命上对它真正进行验证。

　　但是储能这些年来，以电化学为主的储能载体，确确实实发生了一些比较大的变化。2010年，锂电池储能电站的价格综合度电成本是2.42元，到了2018年，应该到了0.4-0.5元的水平，到2020年预测会到0.25元。

　　至少现在来看，储能的峰谷套利概念还是接近了所谓的经济性拐点，毕竟还有进一步下降的空间。从不同省份的工业电价和商业电价的差距来看，大家对储能在电力系统的应用还怀有比较大的企盼性。

　　现阶段探索储能在电力系统的应用模型，切入点无非是这么几个。

　　➤ 客户端的峰谷差价套利；

　　➤ 储能提高输配电设施应用率；

　　➤ 储能参与需求侧管理应用模式；

　　➤ 提高可再生能源的友好接入；

　　➤ 提升微网稳定运行能力；

　　还有一些传统的调峰调压、黑启动等辅助服务。这是我们现在应用比较多的切入性的储能。今年围绕这些功能或者切入的模式做了很多项目，比如我们在可再生能源侧有鲁能的多能互补项目，黄河水电的项目，还有调频辅助服务项目；用客户侧有峰谷套利的项目，以及河南、江苏正在做的电网储能项目，还有由能源公司做的辅助调峰的论证项目；充储一体化，快充站配电资源不够，以后相当多的场合需要配电储能以缓解快充站给电网造成的冲击。

　　SUMMARY

　　未来三年看上去很热闹，以至于各种平台上都在讲储能爆发时代来了，其实我对储能爆发这件事情是保持一定的观察态度。

　　其实未来三年甚至于更长时间，我觉得储能还是一个技术试错时期，这种规模化示范和模式试错阶段，它需要经过反复的迭代，但是并不意味着储能不往前推动发展。

　　储能未来的后劲和动力

　　我们国家发展储能未来的后劲和动力在哪里？

　　一、能源转型

　　火力要向清洁能源化转变，清洁能源化转变必然意味着大量的可再生能源、间歇性能源的引入，必然导致发电结构带来变化，也意味着给电网的运行结构带来比较大的变化，这是给储能的一个比较大的空间。

　　二、增量空间

　　国内未来的电量发展是一个增量游戏，现在人均用电量是在四千多，美国的人均用电量最高峰达到一万三，韩国也达到了一万一。我们国家要朝着这个目标发展还有很大的增量空间，有多大的增量空间？我简单推算了一下，我们可能再造两到三个国网架构，才能支撑这样一个新增电力的局面。国外，至少发达国家已经没有这么强大的动力了。

　　而再造这种新的南网和国网过程中间，新技术是必然要采用的，储能显然是围绕这样技术的核心性的内容。

　　三、用电结构变化

　　目前国内工业用电70%，至少从现在来看，70%的工业用电水平，恐怕在未来的数年内会不断的变化。这个变化意味着什么呢？意味着我们的用电结构，主要是配电结构上肯定要发生比较大的变化，给储能的引入会带来一个比较大的应用空间。

　　四、国内电力体制改革

　　上述四个动力放到世界来看，特别是几个发达国家，可能有一个动力，或者说根本没有。美国电力体制已经市场化，人均用电量没有什么提高的空间，用电结构也无过大的变化，所以从这个角度来讲，储能在美国基本上是个替代游戏。

　　德国可能有能源结构转变的动力，但是没有后面三个动力。所以在这样的角度来看，事实上，我对储能在中国的发展抱有很大的期望。

　　高比例储能的聚合效应

　　从电力系统来看，如果我们只讲电，GRID要等于LOAD，这是未来的平衡。

　　但是未来有几个不确定的因素，在发侧高比例的新能源接入，在用户侧其他的新能源发生变化以及时空不确定性负荷接入，在GRID等于LOAD这件事情上就变的更加复杂。而我们电网的弹性无论做多大的冗余，都不足以去评判。在电网上去做结构上的改变，恐怕还是难以做一个平衡，这就必须引入所谓的智能化，包括储能这样一个内容的引入。

　　储能到底是一个什么概念？其实储能不发电，储能归根结底是一个服务载体。从储能的十数种功能，和我们现在应用推广过程中间的商业化方式来讲，为什么功能行，而经济不行？我们的服务形式最终是备用式服务，辅助型服务，还是主导型服务？它的服务价值，是必需品，还是套利型？或者是增值型服务？

　　我们现在储能不是按照未来应用模式发展，在这样的情况下，尽管电力还是公用的商品属性，但是如果要还原它能源的商品属性，不能靠无限的发电，提供无限充裕的输配电通道来赚钱。从商品属性来看一件事情，储能未来的服务定价一定是从它的交易中间推导出来的相关模式，只有这样储能才可能有一个比较大的发展空间。

　　储能的发展空间也给我们的工作带来了一个问题，储能到底能降到多少？最终的量是多少？

　　我们现在只是从锂离子电池推导来讲，一个储能系统如果年利用小时数达到200小时就可能盈利的话，如果以分布式发电的广泛应用，我们理清楚一些市场性的东西，将来的量就会比较大。同时也面临一个很大的问题，即使一个储能系统在江苏，在用户侧去套利、安装，五年能够保证它回收，甚至将来可能四年半，三年，但是江苏有多大的空间呢？在江苏，如果发展500万储能，峰谷肯能就被拉完了。

　　但是我们从另外一种形态上来看，可能就会不一样了。

　　储能装机容量

　　倒推一下，如果储能在系统中间的装机容量达到10%甚至20%，我们的电网还有那么复杂吗？安全、高压问题还有那么紧迫吗？从这样的角度来看，高比例的储能装机容量是电力系统对现在运行形式的变革，我们应该按照另外一个思维，事实上高比例的储能它在电网中就会形成所谓的聚合效应。

　　我们在河南现在正在做100兆瓦，对于河南的峰谷问题的调节，所有的调节只要聚合起来，都不成问题。因为过去是单一功能，现在是多种功能，不论是省内的新能源消纳、跨省的新能源消纳、电网的暂态支撑，在一天的曲线中间全部得到了应用，它突破了传统对电网作为资源调配的平台。

　　我们现在提出电网的聚合效应，起码有一个功能可能是意外获得的。河南现在有两条特高压线，两条线的输送容量可以达到1400万千瓦。河南现在怎么用？两条线加起来不到600万，为什么？因为远端的东西一旦垮了，河南就必须找出同样功率的机组去平抑，要不然至少有800万的输送能力完全在那儿空着。而特高压的交流闭锁也并非常态性，如果采用这种保护方式，电缆输送能力将大大被限制。而对这一情况的支撑，我们预算一下，我们有560万的储能装机，只要顶6分钟，这个问题就可以得到解决。

　　如果把这800万的输送能力余出来，按5000小时算，每年多送400亿度电，过路费按0.12元收取就是48亿元。

　　此外，也将提升交易的手段。现在的峰谷定价不是反映供需平衡的真实原因，将来的峰谷肯定是竞价制，15分钟报价。一个成熟的电力市场，它的中长期能源合同占电量的80%，日前交易的合同应该占15%，实时交易的合同5%，储能在最后的5%，将有比较大的空间。也就是说储能可能会改变跨区域电力交易。

　　储能有一天会发展到那一步，至少从现在看，储能是一个重资产投资。接下来，储能的发展除了自身降价之外，还有一些天然的低边界成本性的内容，梯次利用确确实实为未来的储能提供了一个比较大的低边界成本的载体，而且这个量将会非常大。

　　未来储能可能的颠覆

　　我们粗算了一下，电动汽车去年是100万辆，今年可能是200万辆，明年可能是500万辆电动汽车的保有量，2030年可能有5000万辆。如果每辆车按80度电去配置，这5000万辆车相当于一个40亿度电的水库，当然不是每天要交易40亿度电。

　　2016年，国内一年的平均上网电量为160亿度，40亿度电对电网是双刃剑，让电网非常舒服，也可以一夜之间把电网搞垮。到那个阶段由梯次利用和电动汽车这种分散式的能源可以交互聚会的时候，它就形成一个巨大的资源。当然电动汽车是海量的V2G的电动车桩，这时候有这样一个量，我相信未来电网系统的结构会发生变化，也就是说我们存在这种资源。

　　在这样一个阶段以后，可能就是储能材料的工艺结构以高比能、高安全这种创新，得到了一个更加的冲击化。至少现在从理论上来讲，锂电池是化学金属元素的第一位，之所以大家用锂电池是因为锂电池的自然能级差是最高的。

　　锂空气电池按照能级推算，一公斤可以存11.5度电，燃煤一公斤发3.3度电，到现在还在争论是建立输电线划得来还是运煤划得来。如果一个储能载体到了五度电的时候，我们是架设电网划得来还是运电池划得来，还真的不好说。

　　因为高比能的储能载体的出现，我们未来的能源形态如果在一定程度上依赖于可再生能源的话，可再生能源最大的问题在哪里？是在于它的低能量密度，低能量密度如果用电网把它汇集起来的时候，这个会聚的资源所付出的成本过大。如果我们将太阳能会聚起来，太阳能一年发一千多个小时，我架一条线利用率六分之一，那这个会聚所付出的成本也太大了，将来是运电池，把电池充满了运过去，如果到那一步，确实对电网的形态发生了变化。