中国储能网讯：9月7—9日，由工业和信息化部节能与综合利用司、国家能源局能源节约和科技装备司、浙江省能源局联合指导，中国化学与物理电源行业协会联合232余家机构共同支持的第十二届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国科学院电工研究所储能技术组和中国储能网联合承办。

大会以"共创储能新价值，共建市场新格局"为主题，聚焦新型储能安全持续发展，针对储能产业面临的机遇与挑战等重点、热点、难点问题展开充分探讨，分享可持续政策机制、资本市场、新型储能系统集成技术、供应链体系、商业模式、标准、示范项目应用案例、新产品以及解决方案的普及和深化应用。

来自行业主管机构、国内外驻华机构、科研单位、电网企业、发电企业、系统集成商、金融机构等不同领域的913家产业链企业，3317位嘉宾参加了本届大会，其中154家企业展示了储能产品，可谓盛装出席，涵盖系统集成、电芯、PCS、BMS、集装箱、消防、检测认证等新型储能全产业链。

大会组委会邀请湖北省电力勘测设计院有限公司综合能源分公司处长夏宇峰做《储能系统在电力辅助服务市场中的价值分析与探讨》主题报告。以下为发言主要内容：

夏宇峰：各位同行、各位专家大家下午好！能坚持到现在的是对储能行业的真爱，这个时候大家已经很累了，我把主要分享定在实战方面，前面的理论方面，各位教授、专家和两位主任都做了非常全面和高瞻远瞩的分析和研讨，我这边就不班门弄斧。核心是围绕着储能，第一是储能有没有商业价值，有哪些政策支持，第二是储能价值体现在哪几个方面，怎么去用，从哪里寻找价值，第三是储能价值怎么算出来的，不管是源网荷各侧还是用户，都给准确的案例。主要从以下五个方面解读，重点是中间的三部分进行展开。

一、储能发展概述

这里我直接过一下，前面各位专家都已经介绍了，是总的情况，数据大家也可以查到，这是中国的情况。其中电化学储能已经成为我们在新型储能里面的主力军，抽蓄还是承担了整个电网调节最重要、最基本的职责。

在应用场景里面，各位也都非常熟悉，从电源、电网到用户各侧都可以起到非常明显的作用，相信各位同行也有非常清晰的认知。本次专场是围绕需求侧响应和辅助服务来体现储能系统的价值，这个价值主要是在调频服务，包括电压的支持，调峰、备用容量以及需求侧响应等等方面，我具体会给出一些可以量化计算的案例。

现在在用户侧，已经占了比较大的比例，其中在2020年用户侧占比还是最大的，在典型场景应用里面，重点提调峰，就辅助服务里面调峰调频，是配合电网的，这一块在南方电网、长三角和京津冀等地方已经给出了一定量化的价值。在新能源配储能这方面，也有很多的政策，我国有25个省市已经明确要求强配储能，这一块配置储能对整体新能源的收益我会做一个简单的分析，有一个简单的趋势。

在电网侧配储能，核心是对电网的调峰调频提供紧急的功率支撑，带来莫大的电网安全稳定的作用。在用户侧，大家非常熟悉的是峰谷套利，其实除了前面的容量市场，在电量市场以及电能质量等方面都有很大的作用。

这是从专业的角度来讲，储能按其品种分，可以大致定义为功率型、容量型和平衡型。功率型就是放电倍率比较大，在2C以上的速率，具有快速的有功功率响应及支撑能力，这个用于平抑电能的波动，对电网调频起支撑作用。

容量型储能通常定义为可以储存较大规模的电量，能够增强电网和整个电力系统的调峰能力，还可以节省输电网、配电网的投资，至少可以把投资往后放缓。

平衡型是目前主要用的充放电倍率在0.5-2C之间，对电压的暂降和短期中断等等特别敏感的用电负荷可以快速补偿，为电力系统故障扰动提供很多的作用。

二、政策分析

第一类是国家政策，后面两个在辅助服务办法里面，就把储能的辅助服务机制和定义提得很明确了，这是国家的文件体系目录及解读。

第二类是新能源强配储能政策，20多个省里面有9个都是明确了新能源配置储能的比例，还有六七个是有一定的补偿机制，其中15个以上都是10%以上的比例，有些地方是2小时以上的，比如新能源外送比较卡口的西北。

第三类是在辅助服务政策方面，各个省主要也出了一些调峰的补偿价格和准入的门槛，这些具体数值可以用于我们在电网侧配储能的价值分析计算里面，政策规定的这些值也是可以直接参考使用的。

第四类是电力需求侧响应政策，这是在新能源配储能里面给不同的储能分档予以奖励，包括还有一些有固定的补贴，对于容量、电量，像浙江对容量和电量就分别有奖励政策，对于湖北，也有需求侧响应的最直接补贴额度。这个响应补贴，实施细则是日前给的20元/KW，日内邀约响应给了25元/kW，参照江苏等地方，从2021年、2022年都出台了此类的政策和实施方案。其他省里面基于经济条件不同，江浙一带和长三角给的补贴相对灵活，中部地区甚至西北，这个补贴有些还没有兑现，有些是在进行折减。

第五类文件是储能补贴政策，在这些省份都是很明确的，不管是容量还是功率性，都是有补贴的。

三、储能价值体系分析

储能主要在哪些方面有价值？对于电力用户来说，可以看到储能系统它可以为电力用户提高电能质量、可靠性，同时用于峰谷套利的储能还可以减少电费支出。另外它的容量价值对于每个用户，很多省现在都是每个月可以进行一次基本容量的计价方式，是按容计还是按需计，按容按需在分布式电价里面，我们的储能容量是有价值的，后面有具体的量化案例。配网这一块，除了延缓配电网的投资计划，还可以提高配网的可靠性和减少网损，后面有简单的仿真结果体现。在输电网这一块减少电网阻塞，减少扩容投资，包括降低送出的线路容量，相当于直接降低初始投资这一块。当然受益方一是用户直接享受，还有一些是由电网公司能够减轻它的投资压力的。在安全运行方面，既可以提供配用容量，也可以提供新能源在平抑波动的作用，在发电侧尤其在发电集团那边可以明显感受到。发电端主要用于调频、备用和黑启动等方面的价值。

结合前面的典型场景我们都做了建模和实际工程应用的探索研究，联合科研院校，我们把用户侧单独拿出来给各位展示。在接入储能和不接入储能，接入储能的位置不同，对整个系统的反应和效果是不一样的。之前这么多位专家领导都提过，它在很多场合是有价值的，那我们来验证一下它的价值在哪？比如电压暂降，储能投放的位置不同，不管是在母线侧还是电压接入的低压侧，暂降提升方面越往末端电压暂降改善的效果越明显。主要原因是什么呢？因为电机或者是启动的过程中，需求的容量一般会大于电机本身的额定容量，即使增加了一定的调频或者是人工补偿的设备，还是会对小网有一定的冲击，储能会就近平衡这一冲击。

还有一种是咱们国家的电力供应和电力质量标准，在电压频率等等方面能够满足要求，但是在精密制造，包括医药、精密化工等等方面，需要电压暂降的要求是更明显的。我们在这里布置储能对电压暂降有明显提升效果，是我们通过仿真和实际工程应用得到的。

第二个是电压偏差改善，在分布式这一块接入储能，在配电网电压偏差这方面，改善效果不是特别明显，但是减少电压的压降方面有作用。

在谐波方面，我们不管是在源还是哪一侧，配电网低压的谐波含量加再多，在我们所仿真的储能范围内，都是能够满足国家谐波的标准要求的。

有功损耗这一块，我们可以明显看到，如果在用户母线侧加储能，能够有效地降低有功的损耗，尤其是在末端分布式储能接入直接到负荷端的时候，有功损耗可以更省一些，可以看到效率有较大的提高，这是有功损耗的降低对比。在电压波动上面，对比结果不是特别明显，幅值提升率也很少，为电压波动这方面上储能没有得到明显的改善。

以上是我们对储能价值具体在哪一点实现的研究结果。

这是我们认为整个储能的价值体系，说通俗一点是在用户侧、电网侧、电源侧，都有几个可以量化的价值，比如说峰谷套利、基本容量价值、辅助服务，比如刚才提到的调峰、调频、启动，还有需求侧响应、电压暂降的治理等等方面都有非常好的价值。但是这些价值能够在一个储能项目里面全部享受到吗？我们也分析了一下，主要是在辅助服务、容量和电量的市场分析，不同价值之间是有一个兼容性的，你享受了储能的容量价值，可能它的电量价格就不能全部享受了。

我们对于不同的用户类型和不同的用户曲线，不管是规律性放电还是随机频繁放电的还是偶尔进行放电的，对储能而言主要是这三种用户，对储能的要求甚至是储能发挥的价值有很大的不同，比如说规律性放电里，上储能可以明显做到能量的时移，包括容量机组负荷的跟踪，甚至对用户进行分时电价的管理和容量电费的管理方面，都能够凸显出储能容量在这方面的价值。

这张图是我们通过分析不同储能的价值里面的剩余时间的百分比，其价值是剩余时间，在我们把储能的本份价值发挥完之后，剩余时间越长，我要采用调用的时间占的比例就更高。这个时候剩余的时间可以用在其他价值发挥的时候，还有一定的时间段分割的意义。

这是对于几种主要不同的储能价值之间的兼容性分析，比如对于能量时移在容量机组和调压服务里面就有比较好的兼容性，比如系统备用和调压这一块在供电质量与供电可靠性这一块都有比较好的共通性的，有相互兼容性。供电质量和能力时移这一块，就不具备太好的兼容性。如果过多享受它的能量时移价值，在可靠性方面就差一点，因为你全程都在用它的电量转移。如果我瞬间断电需要可靠性的时候，我可能电池已经放空了，这时候不具备可靠性价值，兼容性要差一些。我们在分析整个储能系统在哪一块有价值，或者你把价值累加的时候就要注意它的兼容性。

四、储能价值计算案例

案例1：新能源AGC储能配置，这是应几个文件的要求，我们在这里面配置储能，核心是为新能源并网提供一定的平抑波动和满足它的功率调节或者是能量调节的需求。从储能配置前可以看到，功率的波动，因为新能源各位专家已经介绍了，有双随机和不确定性，0-5MW出现的概率有80%多，如果储能大于100MW，大于30MW还有0.6%的几率。在全年的分布中，10MW以下的出力出现概率有90%多。配储能是不是就满配？配的能量多少合适？如果我保证出力波动在99%以前配储能，我可能只用配10MW或者一定的比例就够，为什么这么配？你配多了不是说不行，也行，因为现在每增加一个储能，整个项目含储能之后的投资回收期就会变差一些，包括财务资金成本、内部收益率等等，相应的指标不那么理想。下面功率这一块也是围绕着概率，储能出力情况配储能之后，这一块变化不是特别大，在10MW以下都可以满足，在配置储能前，在10MW以下也可以达到99.65%的概率，就大概率不会出现后面的波动。

案例2：新能源弃电储能配置。这就是为什么要配储能合理的容量，如果我只配一小时的储能，可以看到原本的资金收益率从原先的4.2%降到9.5%，如果配三个小时的储能，同样的容量对整个项目的收益率会降到8.3%，我继续可以多配，或者是容量功率都可以多配一点，配了之后对整个新能源的项目，或者是新能源激励的项目，收益率肯定会有平衡点，一旦低于某个点，投资决策就过不了投评会。

案例3：电网侧储能配置。这是抽蓄和水电为基荷，包括区外煤电，目前假设煤电作为调峰区间，我们用储能调峰基本上只占了10%，就是整个负荷的调峰能力是比较有限的。这个区间里面我们的接入方式不同，匹配能源打捆的位置不同，因为出力曲线不管是风光还是其他新能源都是不一样的，并了以后展示曲线有不一样，不同方式的储能，需求的经济容量就会略有不同，比如不管是风光的分散式接入还是打包互补，还是在新能源侧直接每个分散的加储能，还是在电网侧、变电站这一块加储能，体现了对外送功率的需求，在全风电或者全光伏以及风光各占一半的比例下，我配储能的需求，或者是经济容量是略有区别的。这是电网侧甚至是整个区域省一级，或者是大区一级来规划储能电站，甚至是共享储能的一个基本的分析逻辑。

案例4：用户侧储能的配置。我这里想简单点一下，可能大家都有一个认知，配储能进去，不是说所有的曲线，所有的负荷特性都适合配储能。不是所有配上去，就一定能有价值。因为有些曲线特征体现，配储能不一定带来良好的经济价值，比如这样一个连续性生产的曲线，我们配储能是为了把这样一个并不太有波动的曲线，就蓝色的曲线拉平吗？价值何在？我们认为如果配储能，只是把这个曲线拉平并没有实现它的价值。应该是什么？不管是针对右边的双峰型、峰平型、平滑型，还有避峰型，哪种曲线适合配什么，至少有一点，比如避峰型的，可能专业的人士就知道，在高峰电价的时候，我已经用电量最少，我配储能，价值就没有地方发挥，因为储能在用户侧最大的利益在哪？在峰谷套利。结合某地的电价特色可以看到，对于这个用户，比如这样比较平均的负荷曲线怎么去配储能比较合理，不管是用在降容，也就是刚才提到的用户基本容量的需求，这一块的容量电费降低上，比如说原先可能是到2400kW，如果统一降到2000kW以下，是不是以后每个月在调整容量电费的时候有一定的价值空间？原先按2400kW去报需量，现在只用2000kW去报需量，每个月节省的基本容量费是很直接的。在我调容量的时候，跟我调整电量的时候肯定就有价值的冲突，哪些时候发挥容量价值，哪些时候发挥电量价值，我们通过详细的每一天进行一充一放、两充两放，还是哪些时间段充放，还原出来把用户原先的负荷曲线优化之后的曲线，再还原到电价中，可以看到降容的目标有收益，调峰的目标也有一个收益，怎样的收益是最合理的，来反算整个项目的投资回收。在这个项目里，我们也得到了精准的应用。这只是其中某一天的详表。对于这个曲线，对于一充一放还是两充两放，都有一定的峰谷套利价值。同时在某些典型日，在负荷出现最大的那一天，我提前予以储备调峰价值，对容量和每个月报的需量也有市场，至少向电网交的每个月的基本容量费会有减少。

案例5：用户侧储能价值体系计算。这个就结合了上网的电价情况，把刚才的用户进行不管是基于控制容量的需求，还是控制峰谷套利的价值，不管是哪一块通过降容的收益和调峰的收益结合，仅仅是两个收益最大化去看，可以看到如果仅仅只用一项，刚才收益可能是有限的。把两项综合起来，因为我调峰不是每天都需要的，但是我峰谷套利可以大部分时间都用到。这个时候把两个结合，再结合电价特征，它的效益不管是基于之前的峰谷套利哪一种，都有很好的叠加。这个时候对于用户投储，仅仅是在峰谷套利和容量价值方面就有很好的效益指标，可以看到财务评价总表。

电能质量和暂降这两块为什么加进来？是因为某些企业，像这一类型的高端用户，他对电压的暂降、闪降，原本是有很大的损失的，比如医药制造企业、光纤、造纸等等，一旦出现电压的暂降，损失不多，三五万还是有的。但是制药行业，他们就提出电网电力质量虽然满足国标和行标，但是供应到他他每一年都会面临7次左右的电压暂降，这个时候电压暂降对他造成的是全产线的废品，损失至少是40万，负荷损失量不大，可能就一两万的负荷。这个时候电能质量改变，我们只要储能的功率单元能够匹配到重要负荷，这个时候就起到了电力质量保证的作用。除了在峰谷套利、容量价值量化之后，电力质量的价值就能体现。

这里面还有一个价值没有叠加是需求侧响应，今年各个省已经出现了电荒，或者是用电特别紧张的情况，尤其是湖北、四川，湖北今年到8月份就已经进行了18次的需求侧响应，其中仅仅在7月14-15日两天，需求侧响应，省里面给的补贴资金就是2700万，只有180万kW左右的负荷，500多个户。现在到8月份的时候，已经响应了7000多户，需要进行需求侧响应，面临的资金缺口也有两三个亿。这个资金来源是国家在2000年的时候三峡电量的增发，原来计划电量是800亿，年发电量到了1000亿，多的200亿度电有一个溢价，这个价格留在了两个地方，一个是重庆，一个是湖北。留的价值是2.4亿，分配到湖北1.2亿，重庆1.2亿，湖北1.2个亿用于三年的需求侧响应的政策激励，从2020年到2021年、2022年。第一年3000万只用了几百万，没有用户能够响应。但是后来非常积极，因为也看到了这个大形势，确实用电非常紧张，今年截止8月份，湖北省原来4000多万的负荷，现在已经接近5000万，这个时候我们的电源和电网压力特别大，这个时候需求侧响应补贴的价值也是非常明显的，如果你装了1万kW储能，今年十几次的需求侧响应，每次按功率计算，日前是20元/kW，日内是25元/kW，今年实际补贴兑现的是15.3元/kW，这个时候每次需求响应的激励就有十几万。前面有专家提到过，需求侧响应的激励是很可观的。这个我没有放进来，对于一个不大的储能项目在用户侧，它的储能价值体系一叠加之后，因为很多价值之间是相互兼容的，尤其是政策性的，只需要你那一天15分钟或者一两个小时可以响应到政策激励，这个时候投资回收期会有大幅度的下降。因为什么呢？整个储能系统在用户侧峰谷套利仅仅实现了储能价值体系里面的一半都不到，可能就百分之四十左右，剩下的价值需要通过容量价值、电能质量、电源、黑启动以及电力市场里面的其他辅助服务来给它一个完善。目前辅助服务的机制，尤其是量化机制还不是那么完善和完备，很多还没有得到兑现，这个也在进一步更新。对于后两年，我们也进行了测算，如果进行调整，把它容量增大，虽然效益差一点，但还是可以的，对容量进行加大经济性也不错。

五、储能系统价值探讨

上面我们在实际工作和论证中遇到的，以及我们分析价值的具体工程案例，对于未来，我想它主要还有以下几个方面值得大家共同研究和探讨。第一个是在省域级甚至更大层面，新能源配储能和配共享储能的原则，这里面可以体现惯量响应和二次调频，包括日内调峰备用，储能在这一方面肯定会发挥作用。在发挥作用的过程中，围绕时间尺度和空间尺度怎么去配储能，怎么经济合理地配储能，这一方面还有待于我们进一步研究，它的价值要具体量化，要让投资方看得到信心和具体的投资价值所在。

第二是目前很多储能还面临着充放电效率不高，目前储能电池效率到90%已经比较高了。第二个是放电深度，基于不同的技术路线，放电深度不一样，有些放电深度比较低，只有百分之六七十或者百分之七八十，有些可以到90%甚至100%。我们计入一个工程实际应用的时候，就不能说是按照那么理想化了，实际能用多少就算多少，不管是计入交流侧还是直流侧的实际容量，再有一个系统效率，可能还有一个折扣，这个时候我需要精确计算到每一天充电有多少投入，放电有多少效益，这个效益投入差才是我的峰谷套利的具体价值。

第三个方面是电池衰减面临的问题，到哪一年就会造成运维或者是损耗，已经跟我们项目所在地，不管是江浙还是中部地区的电价峰谷价差相当。再往后延长运营时间效益就比较差了。

第四个是系统综合效率问题，因为系统效率不是很高，我们搭配了很多创新的商业模式，比如租赁、政策性激励都加进去之后，回收还不是很理想的情况下，在国家又非常倡导的新型储能项目，我们如何增强它的应用前景，对吸引投资，或者是对新型技术的鼓励方面，如何有更好的未来，我们想有一个大家共同的方向。

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