中国储能网讯：第十二届中国国际储能大会演讲速记如下：
李军：我分享的题目是压缩空气储能在构建新型电力系统中的功能定位与商业模式，我是来自中国能源建设集团数字科技有限公司的李军。
中国能建是国资委直属的中央企业，业务范围覆盖能源电力基础设施提供整体方案。目前，中国能建在香港和上海两地同时上市。中国能建目前实施的是以“一个愿景”、“四个前列”、“六个一流”、“六个重大突破”为核心的“1466”战略。从产业链上，能建的业务覆盖能源电力、水利水务、铁路公路、港口航道、市政工程、城市轨道、生态环保等领域。在纵向上，中国能建具有集规划咨询、评估评审、勘察设计、工程建设及管理、运行维护、投资运营、技术服务、装备制造、建筑材料为一体的完整产业链。以上是我们所在集团的大致情况。
今天我和大家分享的题目分为六部分：一是双碳战略下储能产业所处的政策背景，二是构建新型电力系统电力的难点挑战，三是储能在新型电力系统中的作用定位，四是大规模压缩空气储能电站建设方案，第五和第六都是侧重商业模式的分析，今天和大家共同分享。
政策背景，大的背景是习总书记在2020年多次提出的双碳战略背景，基于双碳背景，在2021年提出的“两个构建”，构建清洁、低碳、高效的能源体系，二是构建以新能源为主体的新型电力系统，所以今天我们站在这里谈储能，大的背景就是基于以新能源为主体的新型电力系统，只有在这个背景下才能深刻理解储能尤其电力储能在现行市场中的定位和发展趋势。
在这个背景下，我们认为电力行业的电源结构、业务形态、运营方式将发生巨大的变化，储能的地位日益重要，尤其是大规模、长周期、高寿命、低成本的储能，将成为新型电力系统的关键支撑。
在相关的政策文件上，在这之前，2020年、2021年也陆续发布了很多与能源、储能相关的文件，我截取主要的和大家分享。第一个顶层设计文件，我们认为就是2021年两会发布的“十四五”和2035年远景目标，我理解这个文件是面向全局战略的纲领性文件。第二个层面，面向能源行业的指导性文件，2022年1月发布的《十四五现代能源体系规划》，2022年10月份发布的《十四五可再生能源规划》，2022年1月份发布的《十四五新型储能发展规划》，这都是引领能源行业发展的指导性文件。立足储能产业，在2021年、2022年国家陆续发布了《关于加快推进新型储能发展的指导意见》、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度的通知》，这两个文件对储能行业有非常好的指导作用。
在2021年的文件里，有几个点想和大家分享一下：一是在指导意见里明确了新型储能的定义，新型储能就是除抽水蓄能外，以电力为主要输出形式的储能技术，同时也强调了新型储能规模化发展的必要性。在发展规模上，这个文件界定了两阶段目标：第一阶段是到2025年，这属于新型储能商业化初期到规模化转变的过程，这个过程中到2025年，新型储能的装机规模达三千万千瓦以上。到2030年，新型储能进入了全面市场化阶段，这个阶段新型储能的装机规模要基本满足新型电力系统相应的需求。从商业模式和政策机制上，这个文件把新型储能分了几个模式：电网侧独立储能电站、电网侧替代性储能、用户侧储能、新能源+储能模式，实际上后来这几个模式也是现在行业内探讨的几个主要的商业模式。
在2022年的通知中，又提到了关于新型储能的市场定位，这里面除了市场定位，包括新型储能参与电力市场的运营模式，尤其是第三点，研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制，推动电站参与电力市场，探索将电网替代型储能设施成本纳入输配电站回收，我们认为未来电网侧独立性的储能也必将迎来它的商业模式和发展机会。
这也是通知的其他文件，时间关系不细说了。
第二部分，构建新型电力系统面临的难点挑战。
我认为新型电力系统显著的特点就是它面临的首要挑战，就是高风光渗透比的电力系统。根据相关资料显示，目前2020年整体装机量是在22亿千瓦，预计到2060年，总体装机要上升到80亿千瓦。在总装机量提升4倍的过程中，实际上以风光为代表的新能源的增长，和以煤电为代表的化石能源，这两个是一个此消彼涨的过程。比如说，煤电的装机量，2020年是10.8亿千瓦，总体占比49%，预计在2025年，煤电的装机量会达到峰值，达到11亿千瓦，此后到2060年，应该是逐年下降的过程。那么，我们按照相关资料，预计在2060年，煤电应该是基本上会退出整个发电电源行业。同时，以风光为代表的可再生能源发电，目前2020年总的装机是5.3亿千瓦，占比基本上是24%，到2060年，总的装机会达到63亿千瓦。从5.3到63，基本上还要增长十多倍的空间，未来在整体电力系统的装机占比会达到78%。因此，这个过程，新型电力系统的构建过程，也是火电比例、传统能源比例下降，风光能源提升的过程。包括在装机总量，在发电量上，都是新能源未来会占高比例。
第两个挑战，风光发电为电力系统稳定带来不确定性。这种不确定性从两个方面来理解：第一个方面，新能源机组自身面对外部电力系统的抗扰动能力弱。受限于电力电子器件的电压、电流耐受能力，新能源机组在电网发生扰动时存在一定的脱网概率。由于我国的资源禀赋特性，目前主要以大规模集中开发、远距离送出的发展模式为主，风电场普遍位于电网末端，当地电网结构普遍比较薄弱。比如，2016年，新能源发电占比高达48%的澳大利亚南部地区，受强台风和暴雨等极端天气影响，88秒之内遭受5次系统故障，引起6次电压跌落，导致9座风机场脱网，最终演变成持续50小时的全州大停电。这也显示了新能源在应对电力系统波动的时候，它的抗扰动能力弱。
第二个方面，新能源电源应对电力系统负荷波动的支撑能力不足。本身它不抗扰动，另外它对系统的支撑也不足，这个支撑不足是对于传统的火电机组相比较而言。当电力负荷大幅度调整的时候，电力系统的频率会快速变化，这时候由于新能源机组不具备转动惯量，无法适用这种快速的频率变化。比如说，2015年在新疆哈密，它也是电网产生次动幅谐振，最终导致3台66万的火电机组跳闸，造成了局部区域频率的下降。应该说，以上两种弱抗扰动能力加弱系统支撑能力的叠加，将这种新型电力系统的不稳定性或者安全隐患放大。
第三个挑战，风光资源与负荷中心逆向分布的特点。这是由我国的资源禀赋所决定的，大家都知道，1935年，北侧以黑龙江黑河，南侧以腾冲划了一条胡焕庸线，那时候划分这个线是以人口密度作为划分，但我觉得这个线对新能源的资源禀赋，包括过去的煤电资源禀赋，是同样适合的。我国不管是煤炭还是风光，都是集中在三北或者西北地区，负荷消纳在中东部地区。新能源的形态同样也是这样，是逆向分布，比如说我国太阳能重点开发区域，新疆、青海、内蒙、西藏、甘肃，西部、北部的装机占比60%。风能开发的重点同样在新疆、甘肃、内蒙、吉林、河北，装机总量大概也是60%。但反观消纳，我国中东部人口比重高，经济基数大，用电量将长期维持在60%以上。所以这种逆向分布决定了未来西电东送、北电南用，依然是我们未来跨区输送的主要方式，将三北地区丰富的风光转换为电能，实现长距离的跨区输送，这也是我们实现能源安全的重要途径。同时“十四五”规划、2035远景目标，其实都是对西电东送的特高压进行了相应的规划。
第四个挑战，能源消费电气化进程加快，用能成本显著增长。右边的图是今年1月电网代理购电价格对比燃煤基准价上涨幅度，除了青海省以外，其他地区的购电成本显著上升，天津、上海、河南购电成本上升25%以上。就是说，未来随着用电量的增加，用户的用能成本也将拉大，我们认为储能在这过程中可以扮演一个平抑价格波动的角色。
第三部分，储能在新型电力系统中的作用定位。
第一个作用，承担电力系统中的调峰及辅助服务。刚才说到了未来煤电将在2025年达到峰值，到2060年基本退出，实际上这个过程中，大家可以看右边这张图，蓝色部分代表的是风光每年的增长，它的增长是呈10倍级增长，白色部分是装机总量的部分，就是从2020年22亿千瓦增长到2060年的80亿千瓦，橘色部分是电网中所需要的调峰资源。目前，电网中主要的调峰资源就是火电厂，随着火电比例的降低，这种调峰资源谁去充当？我们认为只有是大规模的储能，才能维持每年11亿左右的调峰资源，这也是我们认为未来储能为什么能够在电力系统占据关键环节的主要依据。同时，除了调频电源，作为电力辅助服务的提供，它才能承担调峰调频、黑启动、黑启动、备用电源、主动调节等，这都是传统火电机组所具备的辅助服务功能。
第二个作用，改善新能源的出力特性。新能源出力具有随机性和波动性，从右边的图来看，无论是风还是光，都呈现不规律的特点。右边是出力特性，左下角是同样一个地方的负荷特性，也就是说负荷与电源在时间上是有错位的，这种错位如何消除？只有引入储能才能把时空上的能量错位进行消除和缓解。
第三个作用，助力特高压外送新能源电源。目前来讲，咱们国家的风光弃电率已经下降很多，但是如果从目前的5.4亿千瓦到未来的80亿千瓦，这种西北部地区的新能源，一定还是要通过特高压外送至中东部。过去从西部往东部外送电力，主要是按照“火电+新能源”打捆的方式，未来火电如果不再新增，我们觉得新能源打捆大规模储能，或者打捆大规模水电，应该是一个可行的方式。
第四个作用，平抑电力现货市场大幅电价波动。2022年3月份有一个比较特殊的情况，电力现货市场出现了17个小时左右的零电价，这是由于当时一些新能源大发加上新能源与热电机组在市场中的定位不一样，就出现了价格比较剧烈的波动。同样，左下图是2020年5月到2021年5月，陕西省电力现货市场月度平均日前价格，由此可看，依据不同的时段，价格的波动也是非常大，未来储能引入到电力市场以后，它可以作为一个电能的蓄能池，低的时候充，高的时候放，减缓电价的波动。
第四部分，大规模压缩空气储能电站的建设方案。
压缩空气储能系统是在储能阶段，通过消耗电能将空气进行压缩储能，在释能阶段将高压空气释放发电，是一种新型的大规模储能系统，这种储能系统的优势在于大容量和长周期，而我们认为100MW以上的单机容量，4小时以上的储能时长，更适宜这种大规模的物理储能。
它由七大系统构成：一是高压储气系统。也就是将高压空气密封在地下的盐穴或者洞室当中。二是空气压缩系统。也就是使用低谷电通过空气压缩机做功，将高压空气进行储存。三是压缩换热系统，四是热量存储系统，五是膨胀换热系统，三四五都是系统热量的换热和存储系统，因为空气在压缩过程中会有大量的热量放出，如果热量不进行收集和回收，会降低系统的效率。六是膨胀发电系统。这和传统的火电机组比较类似，空气从地下涌出，与换热器进行换热，形成高温高压的气态，推动发电组做功。七是并网调度系统。以上构成了压缩空气储能的完整系统。
这是我们做的实体工程效果图。应对刚才说的七大系统，它在图上也分别可以找到相应的位置，一是高压储气，这个项目是属于盐穴储气的工程，所以它的高压储气系统是位于厂区地下700米左右的盐穴空间。第二部分是压缩膨胀系统，我们是放在了前端的压缩膨胀的主厂房。第三部分是热量交换系统，第四是热量存储系统，第五是冷却水系统，第六是水处理系统，第七是消防水系统，第八是综合办公系统。应该说，八各系统组成了一个完整的压缩空气储能电站的整个工艺，占地面积150亩，包括储气容积、电网接入、耗水量，这其实都是我们常规的工程可以接纳的外部条件。
在具体的路线上，目前来讲，大致分为非补燃式和补燃式两种路线。压缩空气储能系统对比其他的储能技术，我们认为有它自己的特点，第一是它的整个系统可以分成功率模块和容量模块，这是与传统飞轮或者电化学不一样的地方。在功率模块上，压缩空气储能对应的是大型的空气压缩机、大型的空气透平机、电动机、发电机，这决定了储能系统的容量，也就是决定了我的千瓦。那么，时长是4小时还是8小时，这个时长是由容量模块决定，容量模块在系统里就是交换装置和空气存储装置。所以说，压缩空气的功率和容量可以解耦，同样100MW可以做成4小时的系统，也可以做成8小时的系统。
这张图是我们在全国的一个项目布局。目前，重点推进的项目一个是在湖北、山东地区，同时在东北以及甘肃，这些都是我们重点布局的30万等级的压缩空气储能电站。
第五部分，储能参与新型电力系统的商业模式。
从大的分类上来讲，我愿意把储能分成电网侧储能和新能源储能、用户侧以及未来的独立性储能电站，应对不同定位的储能电站，未来的盈利模式不一样。比如说电网侧储能电站，我理解未来可能更多会参照抽水蓄能这种两部制电价做它商业回收的模型。用户侧储能电站，我们觉得未来不会成为市场的主力，但是它从电网侧降低它的用能成本，还是比较好的一个模式。电网侧提两部制还是有政策依据的，就是国家在2021年发布的633号文，将两部制电价说的比较明确，我们希望未来这个文应该是普世到新型储能的其他储能技术里，而不仅仅局限在抽水蓄能。
对于新能源电站来讲，目前推的两种：一是风光联储模式，说白了就是新能源电站配储能，我想未来可能新能源侧电站会走向共享储能模式。也就是不再单独建了，大家可能把费用以租金的方式直接付给大规模共享的储能电站，这样可能对电网更有意义。未来独立型储能电站，未来是要进入电力现货市场去进行谷时充、高时放的模型。
在新能源侧的模式下，我想重点说一下共享储能模式。我们设想，共享储能模式应该是由储能投资方独立投资，新能源租赁容量，它的优势第一个就是新能源的投资方通过配置储能的容量，可以不在初期中建设储能电站，可以降低新能源投资方的投资压力。第二个优势，可以将分散在各个新能源场站的分散式储能聚合为大规模、高性能的长时储能电站，便于电网的集中调度，也有利于区域电网的稳定运行。因为太分散，调度几十个储能电站的意义也不大，同样的资金归结到一起，变成一个电站，有可能实现十个小储能电站的功能。
这里的模式，我想还有几个困难：第一个困难就是涉及多方的利益主体，在利益分配和租赁费结算机制上难以达成一致，我们希望政府扮演组织方的角色，或者说做一个强力的牵头方，引导储能行业良性发展。第二个困难，由于新能源电站和储能电站是不同的投资主体，在储能电站和新能源富余电量的传输过程中，是不是还要缴纳输配电价，这也是政策上需要转变的地方。
第三个模式是用户侧储能电站，就不细说了，最开始接触储能基本上都是一个模式。
第四个模式是独立型储能电站，我们认为这是未来储能在未来市场中主流的模式。因为根据之前规划的统一电力市场的架构，未来电能量市场会分为中长期市场和现货电力市场，储能在这过程中更多是享受电力现货形成的差价，才能形成它的盈利机制。所以我们认为未来储能是要面向电力现货市场去充当各方主体的调节器的作用，通过低充高放，一方面获取电价收益，另一方面扮演电力现货市场的蓄能池和缓冲器，降低中长期的风险。
第六部分，主要储能技术关键指标与经济评价。
我们选取了锂电池、抽蓄以及压缩空气做了对比。从系统造价，包括建设的便利性来说，这几类技术还是有比较大的差异。比如说锂电池储能，它的优势就在于灵活，部署方便，建设周期可能就几个月，同样可以适用于调频、短时调峰、黑启动。但是对于抽蓄和压缩空气，它们的建设周期略长，而且选址要求也高一些。但是它们运行年限长，从30年到40年，而且中间过程没有大牺牲的投资，同样这两种技术都适于长时的调峰，具有旋转备用这种转动惯量的功能。
这张图是以100MW储能系统为例进行的系统造价分析，从这张图上看出，蓝色的线是锂电池储能，在系统的时长小于4小时的时候，锂电池的储能总体造价是低于抽水蓄能、压缩空气的。当系统的容量上升到4小时或者5小时以上，抽水蓄能以及压缩空气在工程造价上体现出了成本的优势。
这是一个单位投资单价，分析的结论和刚才一样，也就是说，锂电池无论规模多大，它的单位投资成本变化不是很大。对于压缩空气和抽水蓄能这种大型的物理储能，时长越长，它的单位成本优势就越明显。可以看到，当这个系统容量的时长大于8小时，压缩空气或者抽水蓄能的单位千瓦时的造价可以低于一千元，锂电池的造价未来更多是依托技术进步去推动造价。
这张图是我们以广东地区为例，参考了广东地区8月份的电力代购价，差价是0.6457元。在这个价格下，如果储能电站要实现峰谷套利的盈利，对于锂电池而言是比较难的，但是如果系统的容量扩大到4小时、5小时，这时候大规模的物理储能还是有市场机会和空间可以实现商业化盈利。
这是对比了LCOE，在度电成本上也是，只有时长做到4-5小时，度电成本才能平衡掉充电成本和固定资产投资。尤其对于这种储能项目而言，我们应该需要将充电成本与储能的系统效率引入LCOE公式，这样才能全口径衡量储能项目的全寿命周期的成本。因为有的市场上测算的是直接拿固定资产去分摊，但实际上这块是没有考虑它的充电电价成本以及储能的转化效率，这是需要改进的地方。
总结来说，通过以上分析，仅仅是从工程投资角度进行的分析，没有考虑技术性能、运维成本、系统效率等全因素的影响。第二，没有一种储能技术能够适应所有场景，没有包打天下，这需要根据项目的情况进行具体的区分。第三，随着储能技术发展，各类储能系统的造价水平和变动趋势将发生变化。第四，在构建新型电力系统的大背景下，新型储能技术的涌现、演变和进化将一直存在。第五，不同的储能技术有不同的适用场景，未来百花齐放是最好的发展形式，市场认可的储能技术才是最好的储能技术。
提几点建议，作为一个储能行业的从业者，我们认为未来应该会有几方面的建议：
第一，畅通储能电站建设成本疏导机制，能够将电网侧的储能，它的建设成本纳入输配电价，同样鼓励配置高安全、大容量、高效率、长周期的储能技术。另外，对参与电力辅助服务的储能电站，明确最低调用小时或频次，降低储能投资风险。
第二，支持符合一定技术条件的储能电站参照两部制电价。
第三，确立储能电站的独立市场地位。目前来讲，国家已经发文免除独立储能电站的输配电价与政府基金，但实际上从实操过程中来讲，还有一个储能电站的每千瓦每月的容量电费，这是不是免除，目前来讲没有见到政策的文件。另外，我们建议参照新能源，对储能电站给予比如说增值税减半或者说所得税“三免三减半”的阶段性政策优惠。
第四，鼓励储能电站主动参与电力市场交易。电力现货市场是未来长时储能电站交易的主战场，我们希望未来的电力现货市场还是要形成市场化的价值机制，拉大电价峰谷的价差与时长，以电力现货价格反映电能量的供需矛盾，这个过程中储能应该能找到它自身的商业价值以及盈利空间。
以上是我的分享，谢谢大家！
