2009年起，中國開始實施“金太陽示范工程”，大力扶持國內(nèi)光伏電站建設(shè)。儲能電池是促進光伏發(fā)電并網(wǎng)的支撐技術(shù)，而當時鉛酸蓄電池占據(jù)主流。隨著技術(shù)不斷進步，鋰電逐漸具有成本優(yōu)勢，可用現(xiàn)有的儲能電池替代原有項目中的鉛酸蓄電池。

五、可再生能源電站自建

輔助可再生能源并網(wǎng)，有效解決棄光問題，提高經(jīng)濟效益；減少瞬時功率變化、減少對電網(wǎng)沖擊；跟蹤計劃調(diào)度，提高并網(wǎng)可控性；提高發(fā)電預(yù)測精度，提升并網(wǎng)友好性。

由于儲能成本較高，即便考慮投資儲能后能夠減少棄光電量，但其投資回報率仍然較低，電站方主動投資配套儲能的動力不強。在此場景下，儲能收益來源于新能源電站減少棄電所帶來的收入，對于早期投運并網(wǎng)、上網(wǎng)電價較高且存在棄電的部分新能源項目有一定吸引力。

除此之外，如果未來我國輔助服務(wù)市場機制加大了可再生能源電站的考核力度，可再生能源電站配套儲能的意愿將更強烈。

六、與可再生能源電站交易

儲能系統(tǒng)參與電力的有償調(diào)峰輔助服務(wù)，以此有助于彌補電源調(diào)峰能力不足的短板。在中午時段，儲能低價購買棄光電量，在晚間缺電時段按照光伏上網(wǎng)電價賣出，實現(xiàn)儲能系統(tǒng)與電站的雙贏。對于電價較高的老舊電站，這樣的模式具有較強的可行性。

目前，甘肅省、新疆省、山東省均出臺了電力輔助服務(wù)相關(guān)政策，且側(cè)重于調(diào)峰輔助服務(wù)市場的建設(shè)。儲能用戶可以與火電、風電或光伏電站聯(lián)合調(diào)峰，或作為獨立市場主體為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰服務(wù)。參與調(diào)峰的儲能用戶可在調(diào)峰輔助服務(wù)平臺通過集中競價進行輔助服務(wù)交易，調(diào)峰補償費用由火電廠、風電場、光伏電站、水電廠按政策要求進行分攤。

在暫沒有建立電力輔助服務(wù)市場的地區(qū)，由于輔助服務(wù)提供方的收益多僅來自于機組增發(fā)/少發(fā)帶來的電量收益，調(diào)峰成本無法疏導(dǎo)，因此儲能在這些地區(qū)參與輔助服務(wù)經(jīng)濟性不佳。

七、用電負荷調(diào)峰

用電負荷調(diào)峰是指儲能以低谷用電和平峰高峰放電的方式，利用峰谷電價差、市場交易價差獲得收益或減少用戶電費支出,同時達到平抑用戶自身用電負荷差和縮小電網(wǎng)峰谷差的目的。同時具備備用電源的功能。

由于儲能在用戶側(cè)應(yīng)用的政策存在缺失，通過峰谷價差套利，便成為了目前我國儲能產(chǎn)業(yè)僅有的“講的清”的商業(yè)模式，且也是用戶側(cè)儲能各類應(yīng)用直接或間接的盈利模式。

此種場景，適合峰谷電價差較高，至少達到0.75元/KWh以上，且用戶負荷曲線較好，負荷搭配儲能能夠較好完成日內(nèi)電量平衡的企業(yè)用戶。但大部分地區(qū)的峰谷電價差較低，儲能的投資回收期較長。

八、調(diào)頻輔助服務(wù)

儲能系統(tǒng)可通過參與調(diào)頻輔助服務(wù)，對電網(wǎng)起到支撐作用。

部分國家調(diào)頻市場開放，采取競價機制，電池儲能的參與度比較高，如美國，但調(diào)頻市場體量有限。

在國內(nèi)，儲能主要是通過輔助火電機組調(diào)頻，提高火電調(diào)頻響應(yīng)速度。商業(yè)模式基本采用合同能源管理，由電廠和儲能企業(yè)合作，電廠提供場地、儲能接入以及儲能參與調(diào)頻市場的資格，由儲能企業(yè)做投資、設(shè)計、建設(shè)、運營、維護，增量調(diào)頻收益雙方共享。

洋山深水港電能質(zhì)量控制工程

需要注意的是，儲能參與調(diào)頻的收益受政策波動影響較大。

總結(jié)

目前國內(nèi)儲能市場還有待開發(fā)，在不斷的技術(shù)突破、成本下調(diào)下，儲能市場未來可期。您對儲能應(yīng)用怎么看？