储能技术的应用及储能产业发展

（三）电化学储能的运用方向和场景

电化学储能技术运用比较活跃的领域包括用户侧、输电侧和发电测三大板块。

1.用户侧

（1）用户侧分布式能源应用

2017年10月31日，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)，鼓励分布式电源“隔墙售电”、就近交易。由于目前试点对分布式电源考核不严，签订的电力交易合同仅为年(月)度电量交易合同，电力电量平衡由配网运营企业负责，因此分布式电源没有配套建设储能的动力。但是一旦交易规则改变，电网不负责兜底，且需要考核分布式发电的交易电量时，那么储能在分布式能源侧的价值将会显现。

（2）用户侧微电网应用

2017年7月，国家发改委、国家能源局印发了《推进并网型微电网建设试行办法》的通知(发改能源〔2017〕1339号)，《办法》的出台，解决了大家对微电网定义方面、以及微电网建设运行过程中存在的争议，理清了微电网发展思路，对并网型微电网发展具有划时代的里程碑意义，将大大促进微电网的建设投资。储能作为微电网必不可少的部分，可以在微电网失去电源的时候为重要负荷持续供电、维持微电网电力供需平衡、作为黑启动电源帮助微电网快速自愈，以显著提高微电网的自治性;同时，储能也能提供调峰等辅助服务、开展需求侧响应，以显著提高微电网的友好性;另外，在今后微电网必须全电量参与电力市场时，储能还可以减少微电网弃风弃光现象。储能在微电网中的作用至关重要，在微电网不同运行情况下需要担负起不同的使命，但是在目前政策条件下，此种场景中储能的经济价值还难以定量的衡量。

（3）用电负荷调峰

用电负荷调峰是指储能以低谷用电和平峰高峰放电的方式，利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出,同时达到平抑用户自身用电负荷差和缩小电网峰谷差的目的。由于储能在用户侧应用的政策存在缺失，通过峰谷价差套利，便成为了目前我国储能产业仅有的“讲的清、算的明”的商业模式，且也是用户侧储能各类应用直接或间接的盈利模式。对于此种场景，适合于峰谷电价差较高，至少达到0.75元/KWh以上，且用户负荷曲线较好，负荷搭配储能能够较好完成日内电量平衡的企业用户。但大部分地区的峰谷电价差较低，储能的投资回收期较长。

（4）用户节能效益

目前我国工业用户大多执行两部制电价，储能可以通过充放电调节用户用电曲线，合理地控制好用户每月最大需量，为企业降低需量电费。此种场景，储能调节用户用电曲线，其实质也是通过调峰的过程完成，因此在计算收益的时候，需要和用户侧调峰收益统筹考虑。

（5）用户需求响应

用户需求响应是指采取有效的激励措施，引导用户进行负荷管理，以使电力需求在不同时间段上得到合理分配，从而提高电力系统的使用效率和可靠性。从目前我国电力需求侧管理试点情况来看，一年当中，电力系统需要用户进行需求侧管理的时段较少，因此需求侧管理暂不能成为用户侧储能的主要商业模式。

2.输电侧

储能电池系统可以改善配电质量和可靠性。当配网出现故障时，可以作为备用电源持续为用户供电;在改善电能质量方面，作为系统可控电源对配电网的电能质量进行治理，消除电压暂降、谐波等问题，同时降低主干网络扩容投入，节约扩容资金。

3.发电测

（1）可再生能源电站的配套服务

在我国风电、光伏装机规模较大但同时弃风、弃光率也居高不下的“三北”地区，储能作为新能源发电的配套应用具有一定潜力。储能应用于这一领域的主要作用是平滑出力、跟踪计划出力。由于储能成本较高，即便考虑投资储能后能够减少弃风弃光电量，但其投资回报率仍然较低，电站方主动投资配套储能的动力不强。此场景下，储能收益来源于新能源电站减少弃电所带来的收入，对于早期投运并网、上网电价较高且存在弃电的部分新能源项目有一定吸引力。除此之外，如果未来我国辅助服务市场机制加大了可再生能源电站的考核力度，可再生能源电站配套储能的意愿将更强烈。

（2）调频辅助服务

调频是电力辅助服务的主要内容之一，储能系统可通过参与调频辅助服务，对电网起到支撑作用。目前，电力辅助服务领域具备实际操作价值的管理规定多为各区域能监局制定的《两个细则》。储能参与调频辅助服务，大多只能以与火电机组联合参与的形式进行，商业模式基本采用合同能源管理，由电厂和储能企业合作，电厂提供场地、储能接入以及储能参与调频市场的资格，由储能企业做投资、设计、建设、运营、维护，增量调频收益双方共享。华北电网的《两个细则》中，机组的调频性能对调频补偿收益具备放大效应，由于储能系统响应速度快、控制精度高、调节性能好，“火电机组+储能”联合调频在华北地区具备一定的经济效益。值得强调的是，储能参与调频的收益受政策波动影响较大，例如山西省《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》(晋监能市场〔2017〕156号)的印发使得山西省成为储能设备厂商的必争之地，但随着2017年底山西省储能调频政策的变化，缩小了调频服务报价范围，致使储能的调频收益大大缩水。

（3）有偿调峰辅助服务

我国“三北”地区新能源消纳难，电源调峰能力不足是主要原因之一，储能系统参与电力有偿调峰辅助服务有助于弥补电源调峰能力不足的短板。

目前，甘肃省、新疆省、山东省均出台了电力辅助服务相关政策，且侧重于调峰辅助服务市场的建设。储能用户可以与火电、风电或光伏电站联合调峰，或作为独立市场主体为电力系统提供调峰服务。参与调峰的储能用户可在调峰辅助服务平台通过集中竞价进行辅助服务交易，调峰补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、水电厂按政策要求进行分摊。另外，2018年1月，南方监管局发布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》指出，地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站，根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。该《细则(试行)》从身份上给予了储能电站和传统电厂同等的辅助服务市场地位，并明确了储能电站的补偿标准和考核约束条件，可以预见，《细则(试行)》的出台将大大提升南方电网区域内储能参与调峰辅助服务的经济性，进而推动储能商业化应用的进程。

在暂没有建立电力辅助服务市场的地区，由于辅助服务提供方的收益多仅来自于机组增发/少发带来的电量收益，调峰成本无法疏导，因此储能在这些地区参与辅助服务经济性不佳。

四、2018年度全国电力供需状况

（一）全社会用电量实现较快增长、电力消费结构继续优化

根据中电联快报，2018年，全国全社会用电量6.84万亿千瓦时，同比增长8.5%、同比提高1.9个百分点，为2012年以来最高增速；各季度同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%和7.3%，增速逐季回落，但总体处于较高水平。全国人均用电量4956千瓦时，人均生活用电量701千瓦时。主要特点有：

1.第二产业及其制造业用电量增长较快，高技术及装备制造业用电领涨。

2.第三产业用电量继续快速增长。

3.城乡居民生活用电量快速增长。

4.畜牧业和渔业带动第一产业用电量快速增长。

5.电力消费结构持续优化。第二产业用电量占全社会用电量的比重为69.0%、比上年降低0.8个百分点。其中，四大高载能行业用电量比重比上年降低0.6个百分点；高技术及装备制造业用电量比重提高0.1个百分点。第三产业、城乡居民生活用电量比重分别提高0.6和0.2个百分点，第一产业用电量比重为1.1%，与上年持平。

6.中西部地区大部分省份增速相对较高。东、中、西和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、9.6%、10.9%和6.9%，比上年分别提高1.7、2.3、1.8和2.3个百分点；用电量占全国比重分别为48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。其中中部、西部同比分别提高0.3和0.2个百分点，东部、东北地区分别下降0.3和0.2个百分点。全国31个省份用电量均实现正增长；除福建、山东外，其余13个用电量增速高于全国平均水平的省份均属于中、西部地区。

（二）电力生产延续绿色低碳发展趋势，高质量发展成效初步显现

截至2018年底，全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中，非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦，占总装机容量的比重为40.8%、比上年提高2.0个百分点。分类型看，水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。火电装机中，煤电10.1亿千瓦、占总装机容量的比重为53.0%，比上年降低2.2个百分点；气电8330万千瓦，同比增长10.0%。全国发电装机及其水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。电力供应主要特点有：

1.发电装机绿色转型持续推进。全国新增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。其中，新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。“531光伏新政”出台后，光伏发电增速放缓，全年新增太阳能发电装机容量比上年下降16.2%；国家加快推进和实施光伏扶贫政策，西部地区新增太阳能发电比重同比提高7.8个百分点。东、中部地区新增风电装机占比为64.2%、太阳能发电装机占比为72.2%。全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦，为2004年以来的最低水平。

2.非化石能源发电量快速增长。全国全口径发电量6.99万亿千瓦时，同比增长8.4%。其中，非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、同比增长11.1%，占总发电量的比重为30.9%、比上年提高0.6个百分点。水电发电量1.23万亿千瓦时、同比增长3.2%，火电发电量4.92万亿千瓦时、同比增长7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1775、3660、2944亿千瓦时，同比分别增长50.8%、20.2%、18.6%。新能源发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等14个省份第二大发电类型。

3.各类型发电设备利用小时均同比提高。2018年，全国发电设备平均利用小时为3862小时，同比提高73小时。其中，水电3613小时，提高16小时；火电4361小时，提高143小时；核电7184小时，提高95小时；并网风电2095小时，为2013年以来新高，比上年提高146小时；并网太阳能发电1212小时，提高7小时。

4.弃风弃光问题继续得到改善。各级政府和电力企业等多方共同努力，多措并举推进清洁能源消纳。2018年，全国弃风电量277亿千瓦时，平均弃风率7%，同比下降5个百分点；全国弃光电量54.9亿千瓦时，平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点。华北、西北、东北地区风电设备利用小时分别比上年提高102、215和236小时，西北、东北地区太阳能发电设备利用小时分别提高66和65小时。

5.110千伏及以下电网投资比重提高。

6.跨区跨省送电量快速增长。

7.电力燃料供需总体平衡，地区性时段性偏紧，煤电企业经营仍比较困难。国内煤电企业采购成本居高不下。2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。

（三）全国电力供需总体平衡，部分地区出现错峰限电

2018年，用电增速回升，电网峰谷差加大，全国电力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡。其中，华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡，部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧；东北和西北区域电力供应能力富余。

五、2019年全国电力供需形势预测

（一）全社会用电量增速较2018年回落

当前经济运行稳中有变、变中有忧，外部环境复杂严峻，经济面临下行压力，用电量增长不确定性增大。综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等，以及2018年高基数影响，预计2019年全社会用电量增速将平稳回落，在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下，预计全年全社会用电量增长5.5%左右。

（二）年底总装机容量约20亿千瓦，非化石能源装机比重进一步提高

预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。其中，新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右；预计2019年底全国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%左右。其中，水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右，占总装机容量的比重为41.8%左右，比上年底提高1个百分点。

（三）全国电力供需总体平衡，局部地区部分时段电力供需偏紧

2019年，新能源发电装机将持续增加；第三产业和居民生活用电比重持续提高，拉大系统峰谷差，时段性系统调峰能力不足；电煤价格高位运行，发电用煤维持地区性季节性供需偏紧格局。在多重因素叠加、交互影响下，预计全年全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供需偏紧。其中，华北、华中区域局部性时段性电力供需偏紧；华东区域电力供需总体平衡；南方区域电力供需总体平衡，枯水期广西、贵州偏紧，汛期云南清洁能源消纳压力较大；东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计2019年全国火电设备利用小时4400小时左右。