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為貫徹落實“四個革命，一個合作”能源戰略思想，推進西北區域能源行業供給側結構性改革，推動《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》實施，促進規模化儲能技術在西北電網的應用，西北能源監管局聯合清華大學共同開展了“規模化儲能在西北電網的應用分析與政策建議”課題研究。針對西北電力系統特點，課題全面分析了西北區域對儲能的需求，結合西北區域實際，提出了儲能在西北區域應用的路徑及相關思路舉措。
一、儲能的發展現狀及前景
1.全球儲能發展總體情況
（1）從總量看，截至2018年上半年，全球累計運行的儲能項目裝機規模19574萬千瓦，共1747個在運項目。
（2）從地區看，全球儲能項目裝機主要分布在亞洲的中國、日本、印度、韓國，歐洲的西班牙、德國、意大利、法國、奧地利和北美的美國，這10個國家儲能項目累計裝機容量占全球近五分之四。
（3）從類型看，截至2018年上半年，抽水蓄能累計裝機18420萬千瓦，占比達94%；電化學儲能483萬千瓦，占比2.5%；儲熱403萬千瓦，占比2.2%；其他機械儲能265萬千瓦，占比1.4%；儲氫2萬千瓦。
（4）從增長看，1997-2017年，全世界儲能系統裝機增長了70%，2017年全年新增儲能容量140萬千瓦。
（5）從發展看，抽水蓄能占絕對優勢，技術最為成熟，但成本下降空間有限；電化學儲能保持快速增長，年增長率達30%，電化學儲能是應用范圍最為廣泛、發展潛力最大的儲能技術，目前全球儲能技術的開發主要集中在電化學儲能領域。
2.全球電化學儲能發展情況
（1）從增長看，2018年上半年，全球新增投運電化學儲能項目裝機規模69.71萬千瓦，同比增長133%，相比2017年底增長24%。
（2）從地區看，2018年上半年，全球新增電化學儲能裝機主要分布在英國、中國、德國、韓國、澳大利亞等國家。
（3）從應用看，2018年上半年，輔助服務領域的新增投運項目裝機規模最大，為35.42萬千瓦，占比為51%，同比增長344%。
（4）從技術看，2018年上半年，鋰離子電池新增裝機規模最大，為69.02萬千瓦，占比為99%，同比增長142%。
3.我國儲能產業發展情況
進入2018年，我國在發電側、電網側和用戶側的儲能項目呈容量大和快速增長的勢頭。截至2018年6月，我國已投運儲能項目累計裝機規模2970萬千瓦，占全球17%，電化學儲能累計裝機規模49萬千瓦，占全球16%。2018年上半年，我國新增電化學儲能裝機規模10萬千瓦，同比增長127%，相比2017年底增長26%，目前全國新增規劃和在建電化學儲能項目規模為225.1萬千瓦。
4.我國儲能市場發展情況
總體而言，我國的儲能市場主要分為兩類，一類是配用電側分布式發電及微電網中儲能的應用，占比大約為56%，另一類是集中式風光電站（可再生能源并網）儲能應用，占比約為35%。目前兩者累計裝機規模已超過國內儲能市場的90%，電力輸配和調頻輔助服務占到9%左右的市場份額。
（二）相關政策
（1）國外儲能政策情況
在儲能尚未推廣或剛剛起步的國家或地區，發展儲能逐漸被納入國家戰略規劃，政府開始制定儲能的發展路線圖；在儲能已具備一定規模或產業相對發達的國家或地區，政府多采用稅收優惠或補貼的方式，以促進儲能成本下降和規模應用；在儲能逐步深入參與輔助服務市場的國家或地區，政府通過開放區域電力市場，為儲能應用實現多重價值、提供高品質服務創造平臺。
（2）國內儲能政策情況
2015年以來，國內對儲能產業的扶持政策密集出臺。2016年6月，國家能源局發布《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》，明確了電儲能設施的獨立市場主體地位，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施，并要求電網企業要主動為電儲能設施接入電網提供服務。
2016年12月，國家發改委印發《可再生能源發展“十三五”規劃》，提出要推動儲能技術在可再生能源領域的示范應用，實現儲能產業在市場規模、應用領域和核心技術等方面的突破。
2017年10月，國家五部委聯合發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，其中明確儲能發展涵蓋5大主要任務：儲能技術裝備研發示范工程、可再生能源利用水平提升工程、電力系統靈活性穩定性提升工程、用能智能化水平提升工程和儲能多元化應用支撐能源互聯網發展工程。
二、西北區域各省（區）儲能需求分析
西北區域化石能源和風光等自然資源豐富，發電裝機容量目前已達到最高負荷的三倍。截止2018年底，西北電網總裝機容量27179萬千瓦，其中，火電裝機容量14747萬千瓦，水電裝機容量3163萬千瓦，風電裝機容量5016萬千瓦，光伏裝機容量4069萬千瓦，可再生能源裝機容量占比接近總裝機容量的一半，占比45%。
由于可再生能源發電裝機容量大，本地消納困難，加之電網的輸電容量、調峰能力和負荷需求不足，導致棄風棄光嚴重。投資儲能系統可增加電網調峰能力、緩解輸電通道阻塞，有望成為解決西北區域新能源消納問題的重要途徑。
（一）提高外送電力的調節能力
由于西北地區風光資源豐富，未來可再生能源發電裝機容量還將進一步增長，對區域外消納可再生能源的依賴性將越來越大，可以集中配建大規模儲能系統，主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和化學電池儲能，提升可再生能源出力的可控性和在電力市場中的競爭力。
（二）提升火電機組的調峰能力
西北電網中的供熱機組裝機容量大，在供暖期的調峰能力受限，對電網調峰能力和可再生能源發電消納的影響顯著。在電廠側安裝熱水儲熱系統或電鍋爐系統，可實現大容量儲熱，從而提升供熱期間機組的調峰能力。
（三）降低斷面受阻
西北電網的覆蓋的地理范圍廣，西電東送和北電南送的距離遠，在可再生能源集中接入的區域，可以配置大規模儲能系統（主要包括化學電池、儲熱發電和壓縮空氣儲能），從而減小因為斷面受阻而引起的棄風棄光電量。
（四）提升電網的安全性和穩定性
隨著西北可再生能源發電的進一步發展，在線的傳統機組容量減小導致系統的慣性降低，可能危及電網的安全性和穩定性，可配置快速響應的儲能系統來平抑頻率的波動，提升西北電網的安全穩定性。
（五）降低電網的峰谷差
在峰谷差相對較大的地區，對實施峰谷電價且電力用戶負荷峰谷差顯著的電力用戶，鼓勵由用戶或第三方投資儲能系統，進行價格套利或參與市場競爭，從而降低電網的峰谷差。
三、促進西北區域儲能發展的思路舉措
（一）儲能在西北區域的應用路徑分析
1.應用領域。對儲能系統在西北電網中的應用，建議主要考慮以下領域：增加調峰能力、降低通道受阻、提升電網安全和用戶能量管理。
2.應用范圍。兼顧源、網、荷側發展。源端儲能包括大規模獨立儲能電站、在火電廠內配置儲能、在新能源場站側配置儲能；網側配置儲能主要包括電網的電源送出端、輸送容量受限斷面和配電網中配置分布式儲能；用戶側儲能主要針對工商業用戶。
3.應用類型。考慮的儲能類型既包括大規模抽水蓄能、壓縮空氣儲能、大容量儲熱（冷）、太陽能熱發電、大規模制氫、化學電池儲能，也包括功率型飛輪儲能和電磁儲能。化學電池儲能的類型有多種，現階段主要考慮的應用類型包括鋰電池、鉛酸（碳）電池、液流電池。
4.應用階段。將不同類型儲能的推廣應用分為四個階段，即“當前”、“2019-2020年”、“2021-2025年”、“2026-2030年”。其中，抽水蓄能和化學電池儲能在現階段已開始推廣應用；下一步可開展大規模儲熱和太陽能熱發電技術的應用推廣；在“十四五”期間，新型壓縮空氣和飛輪儲能的應用有望突破；而在2025年以后，大規模制氫和電磁儲能有望獲得大規模應用。
圖1規模化儲能在西北電網應用的總體路徑示意圖
（二）促進西北區域儲能發展的思路舉措
1.鼓勵新能源場站建設共享型儲能系統，為新能源消納提供解決方案。
（1）在新能源發電場站、輸電通道受限的區域建設大規模共享型儲能系統，可有效解決新能源消納問題。
（2）共享型儲能原則上由第三方投資或多個發電企業共同投資。
（3）本著誰投資誰受益的原則，對于減少棄風棄光帶來的收益，由新能源發電場站與儲能投資商分享，儲能系統參與電力市場獲得的收益由其獨享。
2.鼓勵電網企業投資儲能，提高電網輸配能力和安全穩定運行。
鼓勵西北各省（區）電網企業投資儲能，在條件允許的情況下，嘗試探索實施電網企業投資儲能的配額制，投資成本納入其輸配電業務的成本核算。在電網中安裝儲能系統可實現降低輸配電設備投資、提高電力系統靈活性、為電網提供輔助服務等多重價值，有利于提高電網的輸配電能力和電網安全穩定性。
3.鼓勵用戶側儲能投資與運行，保障各方合理權益。
（1）鼓勵用戶側儲能加大投資，靈活部署，通過自主的運行調控實現削峰填谷。
（2）建立用戶側儲能的效益與權益分配機制，切實保護用戶側儲能投資的合法權益。
（3）鼓勵用戶側儲能參與需求側響應計劃，制定合理的準入條件、補償標準和參與方案，提升需求側管理水平。
（4）針對用戶側儲能參與者數量多、地點分散的特點，在設備準入和安全管理等方面需要加強規范。
4.完善機制辦法，推動獨立儲能參與輔助服務市場。
鼓勵獨立儲能參與調峰、調頻輔助服務市場，并合理考慮儲能的市場準入條件、運行控制方式和補償方式，允許多個分布式儲能系統聚合參與輔助服務市場。
（1）各省（區）在制定調峰、調頻輔助服務市場規則時，應綜合考慮獨立儲能系統參與調峰、調頻輔助服務，合理確定獨立儲能系統的準入條件。（功率、容量、接入電壓等級等）。
（2）獨立儲能參與調峰、調頻市場時，其運營方負責市場報價、制定儲能充放電策略。
（3）電力調度部門應將儲能納入其運行調度控制，根據儲能系統的中標額度發送調度指令。
（4）獨立儲能參與調峰、調頻輔助服務應根據市場規則，接受輔助服務市場的考核和獎懲。
5.完善價格激勵措施，鼓勵儲能應用和發展。
（1）在儲能系統接入電網技術標準和政策規定不斷完善的條件下，各省（區）應對接入不同電壓等級和不同地點的儲能系統充放電價進行統籌考慮。
（2）對儲能系統的充放電電價政策，考慮儲能所處的電壓等級和時段，為鼓勵接入配電網側的儲能系統運行，可以采用分時（動態）充放電價格。
（3）在未來改革到位，電價信號明確的條件下，儲能的充放電價格應由電力市場決定。
一、儲能的發展現狀及前景
1.全球儲能發展總體情況
（1）從總量看，截至2018年上半年，全球累計運行的儲能項目裝機規模19574萬千瓦，共1747個在運項目。
（2）從地區看，全球儲能項目裝機主要分布在亞洲的中國、日本、印度、韓國，歐洲的西班牙、德國、意大利、法國、奧地利和北美的美國，這10個國家儲能項目累計裝機容量占全球近五分之四。
（3）從類型看，截至2018年上半年，抽水蓄能累計裝機18420萬千瓦，占比達94%；電化學儲能483萬千瓦，占比2.5%；儲熱403萬千瓦，占比2.2%；其他機械儲能265萬千瓦，占比1.4%；儲氫2萬千瓦。
（4）從增長看，1997-2017年，全世界儲能系統裝機增長了70%，2017年全年新增儲能容量140萬千瓦。
（5）從發展看，抽水蓄能占絕對優勢，技術最為成熟，但成本下降空間有限；電化學儲能保持快速增長，年增長率達30%，電化學儲能是應用范圍最為廣泛、發展潛力最大的儲能技術，目前全球儲能技術的開發主要集中在電化學儲能領域。
2.全球電化學儲能發展情況
（1）從增長看，2018年上半年，全球新增投運電化學儲能項目裝機規模69.71萬千瓦，同比增長133%，相比2017年底增長24%。
（2）從地區看，2018年上半年，全球新增電化學儲能裝機主要分布在英國、中國、德國、韓國、澳大利亞等國家。
（3）從應用看，2018年上半年，輔助服務領域的新增投運項目裝機規模最大，為35.42萬千瓦，占比為51%，同比增長344%。
（4）從技術看，2018年上半年，鋰離子電池新增裝機規模最大，為69.02萬千瓦，占比為99%，同比增長142%。
3.我國儲能產業發展情況
進入2018年，我國在發電側、電網側和用戶側的儲能項目呈容量大和快速增長的勢頭。截至2018年6月，我國已投運儲能項目累計裝機規模2970萬千瓦，占全球17%，電化學儲能累計裝機規模49萬千瓦，占全球16%。2018年上半年，我國新增電化學儲能裝機規模10萬千瓦，同比增長127%，相比2017年底增長26%，目前全國新增規劃和在建電化學儲能項目規模為225.1萬千瓦。
4.我國儲能市場發展情況
總體而言，我國的儲能市場主要分為兩類，一類是配用電側分布式發電及微電網中儲能的應用，占比大約為56%，另一類是集中式風光電站（可再生能源并網）儲能應用，占比約為35%。目前兩者累計裝機規模已超過國內儲能市場的90%，電力輸配和調頻輔助服務占到9%左右的市場份額。
（二）相關政策
（1）國外儲能政策情況
在儲能尚未推廣或剛剛起步的國家或地區，發展儲能逐漸被納入國家戰略規劃，政府開始制定儲能的發展路線圖；在儲能已具備一定規模或產業相對發達的國家或地區，政府多采用稅收優惠或補貼的方式，以促進儲能成本下降和規模應用；在儲能逐步深入參與輔助服務市場的國家或地區，政府通過開放區域電力市場，為儲能應用實現多重價值、提供高品質服務創造平臺。
（2）國內儲能政策情況
2015年以來，國內對儲能產業的扶持政策密集出臺。2016年6月，國家能源局發布《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》，明確了電儲能設施的獨立市場主體地位，鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等投資建設電儲能設施，并要求電網企業要主動為電儲能設施接入電網提供服務。
2016年12月，國家發改委印發《可再生能源發展“十三五”規劃》，提出要推動儲能技術在可再生能源領域的示范應用，實現儲能產業在市場規模、應用領域和核心技術等方面的突破。
2017年10月，國家五部委聯合發布《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，其中明確儲能發展涵蓋5大主要任務：儲能技術裝備研發示范工程、可再生能源利用水平提升工程、電力系統靈活性穩定性提升工程、用能智能化水平提升工程和儲能多元化應用支撐能源互聯網發展工程。
二、西北區域各省（區）儲能需求分析
西北區域化石能源和風光等自然資源豐富，發電裝機容量目前已達到最高負荷的三倍。截止2018年底，西北電網總裝機容量27179萬千瓦，其中，火電裝機容量14747萬千瓦，水電裝機容量3163萬千瓦，風電裝機容量5016萬千瓦，光伏裝機容量4069萬千瓦，可再生能源裝機容量占比接近總裝機容量的一半，占比45%。
由于可再生能源發電裝機容量大，本地消納困難，加之電網的輸電容量、調峰能力和負荷需求不足，導致棄風棄光嚴重。投資儲能系統可增加電網調峰能力、緩解輸電通道阻塞，有望成為解決西北區域新能源消納問題的重要途徑。
（一）提高外送電力的調節能力
由于西北地區風光資源豐富，未來可再生能源發電裝機容量還將進一步增長，對區域外消納可再生能源的依賴性將越來越大，可以集中配建大規模儲能系統，主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和化學電池儲能，提升可再生能源出力的可控性和在電力市場中的競爭力。
（二）提升火電機組的調峰能力
西北電網中的供熱機組裝機容量大，在供暖期的調峰能力受限，對電網調峰能力和可再生能源發電消納的影響顯著。在電廠側安裝熱水儲熱系統或電鍋爐系統，可實現大容量儲熱，從而提升供熱期間機組的調峰能力。
（三）降低斷面受阻
西北電網的覆蓋的地理范圍廣，西電東送和北電南送的距離遠，在可再生能源集中接入的區域，可以配置大規模儲能系統（主要包括化學電池、儲熱發電和壓縮空氣儲能），從而減小因為斷面受阻而引起的棄風棄光電量。
（四）提升電網的安全性和穩定性
隨著西北可再生能源發電的進一步發展，在線的傳統機組容量減小導致系統的慣性降低，可能危及電網的安全性和穩定性，可配置快速響應的儲能系統來平抑頻率的波動，提升西北電網的安全穩定性。
（五）降低電網的峰谷差
在峰谷差相對較大的地區，對實施峰谷電價且電力用戶負荷峰谷差顯著的電力用戶，鼓勵由用戶或第三方投資儲能系統，進行價格套利或參與市場競爭，從而降低電網的峰谷差。
三、促進西北區域儲能發展的思路舉措
（一）儲能在西北區域的應用路徑分析
1.應用領域。對儲能系統在西北電網中的應用，建議主要考慮以下領域：增加調峰能力、降低通道受阻、提升電網安全和用戶能量管理。
2.應用范圍。兼顧源、網、荷側發展。源端儲能包括大規模獨立儲能電站、在火電廠內配置儲能、在新能源場站側配置儲能；網側配置儲能主要包括電網的電源送出端、輸送容量受限斷面和配電網中配置分布式儲能；用戶側儲能主要針對工商業用戶。
3.應用類型。考慮的儲能類型既包括大規模抽水蓄能、壓縮空氣儲能、大容量儲熱（冷）、太陽能熱發電、大規模制氫、化學電池儲能，也包括功率型飛輪儲能和電磁儲能。化學電池儲能的類型有多種，現階段主要考慮的應用類型包括鋰電池、鉛酸（碳）電池、液流電池。
4.應用階段。將不同類型儲能的推廣應用分為四個階段，即“當前”、“2019-2020年”、“2021-2025年”、“2026-2030年”。其中，抽水蓄能和化學電池儲能在現階段已開始推廣應用；下一步可開展大規模儲熱和太陽能熱發電技術的應用推廣；在“十四五”期間，新型壓縮空氣和飛輪儲能的應用有望突破；而在2025年以后，大規模制氫和電磁儲能有望獲得大規模應用。
圖1規模化儲能在西北電網應用的總體路徑示意圖
（二）促進西北區域儲能發展的思路舉措
1.鼓勵新能源場站建設共享型儲能系統，為新能源消納提供解決方案。
（1）在新能源發電場站、輸電通道受限的區域建設大規模共享型儲能系統，可有效解決新能源消納問題。
（2）共享型儲能原則上由第三方投資或多個發電企業共同投資。
（3）本著誰投資誰受益的原則，對于減少棄風棄光帶來的收益，由新能源發電場站與儲能投資商分享，儲能系統參與電力市場獲得的收益由其獨享。
2.鼓勵電網企業投資儲能，提高電網輸配能力和安全穩定運行。
鼓勵西北各省（區）電網企業投資儲能，在條件允許的情況下，嘗試探索實施電網企業投資儲能的配額制，投資成本納入其輸配電業務的成本核算。在電網中安裝儲能系統可實現降低輸配電設備投資、提高電力系統靈活性、為電網提供輔助服務等多重價值，有利于提高電網的輸配電能力和電網安全穩定性。
3.鼓勵用戶側儲能投資與運行，保障各方合理權益。
（1）鼓勵用戶側儲能加大投資，靈活部署，通過自主的運行調控實現削峰填谷。
（2）建立用戶側儲能的效益與權益分配機制，切實保護用戶側儲能投資的合法權益。
（3）鼓勵用戶側儲能參與需求側響應計劃，制定合理的準入條件、補償標準和參與方案，提升需求側管理水平。
（4）針對用戶側儲能參與者數量多、地點分散的特點，在設備準入和安全管理等方面需要加強規范。
4.完善機制辦法，推動獨立儲能參與輔助服務市場。
鼓勵獨立儲能參與調峰、調頻輔助服務市場，并合理考慮儲能的市場準入條件、運行控制方式和補償方式，允許多個分布式儲能系統聚合參與輔助服務市場。
（1）各省（區）在制定調峰、調頻輔助服務市場規則時，應綜合考慮獨立儲能系統參與調峰、調頻輔助服務，合理確定獨立儲能系統的準入條件。（功率、容量、接入電壓等級等）。
（2）獨立儲能參與調峰、調頻市場時，其運營方負責市場報價、制定儲能充放電策略。
（3）電力調度部門應將儲能納入其運行調度控制，根據儲能系統的中標額度發送調度指令。
（4）獨立儲能參與調峰、調頻輔助服務應根據市場規則，接受輔助服務市場的考核和獎懲。
5.完善價格激勵措施，鼓勵儲能應用和發展。
（1）在儲能系統接入電網技術標準和政策規定不斷完善的條件下，各省（區）應對接入不同電壓等級和不同地點的儲能系統充放電價進行統籌考慮。
（2）對儲能系統的充放電電價政策，考慮儲能所處的電壓等級和時段，為鼓勵接入配電網側的儲能系統運行，可以采用分時（動態）充放電價格。
（3）在未來改革到位，電價信號明確的條件下，儲能的充放電價格應由電力市場決定。
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