中國儲能網訊：5月24-26日，由中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會主辦，200余家機構共同支持的第十一屆中國國際儲能大會在杭州洲際酒店召開。本次大會主題是“堅守儲能安全底線，推動產業(yè)創(chuàng)新發(fā)展”。
在5月25日上午的“ 高比例可再生能源與儲能產業(yè)協(xié)調發(fā)展路徑”專場，科華數(shù)據股份有限公司新能源事業(yè)部技術總工侯朝勇分享了主題報告《高滲透下新型電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)及儲能價值》。經演講人本人授權同意，小編整理了演講速記，并將速記內容分享如下：
侯朝勇：大家上午好！我是科華數(shù)據的侯朝勇，給大家?guī)淼姆窒硎歉邼B透率下新型電力系統(tǒng)的挑戰(zhàn)與儲能價值。
一、“雙碳”目標下新能源電力系統(tǒng)的特點以及面臨的挑戰(zhàn)
這是構建以新能源為主題的新型能源電力系統(tǒng)，這是目標，在2019年的時候煤炭還占70%左右，到2030年以后，煤炭只有30%左右，光伏和風電裝機占比達到70%以上，發(fā)電量占35%以上。這是裝機和發(fā)電量的對比。未來中國的能源發(fā)展，將會經歷從高碳到低碳到零碳的過程，電力領域從增量替代逐漸開始存量替代，用戶端儲能+新能源平價、發(fā)電端儲能+新能源平價上網，目前只是用戶端新能源發(fā)電和標桿煤平價。
電力系統(tǒng)新特點，新能源占比多了以后有一些新的特點，新能源占比逐漸增加，傳統(tǒng)說的是新能源是并網，我覺得新能源可能最終會走向電力系統(tǒng)組網，逐漸由傳統(tǒng)的并網走向組網，電網架構會逐漸發(fā)生一些變化，因為新能源多了，會占領整個發(fā)電的主導。還有一個是新能源大部分是通過電力電子接入，電網安全穩(wěn)定性肯定會變差。有幾個方面：一是大規(guī)模集中式可再生能源并網、輸電網阻塞，造成棄風棄光率上升，可再生能源+電網間矛盾增加，很多新能源廠家估計能感受到這個問題，因為大家跟電網的矛盾是越來越大了，咱們向電網賣電，電網說很多不能并入，所以棄風棄光。二是大規(guī)模集中式可再生能源的間歇性與波動性，導致電網安全穩(wěn)定壓力變大。還有一些說法是電網的煤電，火力發(fā)電也與電網穩(wěn)定性有矛盾，長期的備機和收益會變少，煤電也會成為間接的儲能，收益也會降低，所以新能源的發(fā)展跟電力系統(tǒng)的矛盾越來越多。電力電子接入以后，缺乏系統(tǒng)慣量，因為傳統(tǒng)電力機組的慣量很大，小的波動可以扛過去，但是新能源的電力電子調頻能力不足。新能源占比增多以后無功儲備下降，系統(tǒng)電壓穩(wěn)定能力弱。還有一個是短路容量下降，電網故障穿越能力下降。電力系統(tǒng)由機電暫態(tài)發(fā)展到電磁暫態(tài)，穩(wěn)定問題時間尺度縮短，控制不好就經常會發(fā)生振蕩，我們也經常發(fā)現(xiàn)隨著光伏，會發(fā)現(xiàn)高頻振蕩都過濾了，低頻振蕩會發(fā)生燒機等等問題。還有一個問題是單機容量小且安裝分散，單機要并聯(lián)，不能同步也不能黑啟動，對并網也是很大的調整，并且控制難度也越來越復雜。這是新能源以后對電網的影響。
電力系統(tǒng)新特點，這個滲透率，丹麥是93%，咱們東北西北特別多，所以導致西北跟東北的棄風棄光率是非常高的，咱們已經達到了丹麥的水平，但是剛才的辛老先生說了，人家的調節(jié)采用燃氣機組，響應很快。但是中國都是火電的，響應較慢，所以導致咱們的調節(jié)能力不足。電網安全的首要目標是保證發(fā)用電的實時平衡電網是個實時平衡的系統(tǒng)，為什么電網穩(wěn)定性比較差？因為發(fā)和用不一樣，如果發(fā)和用一樣，就沒有必要用中間儲能的設備。但是風電有反復的特性，風電一般是夜里會比較多，白天比較少，但是白天用電量是比較高峰的。光伏是白天用得比較多，光伏是隨機波動性的，波動性很大，所以為了反映風電的“反負荷”特性強，光伏波動性更大，為了保證電力系統(tǒng)的平衡，當火電等調節(jié)空間不足的時候，就要限制新能源發(fā)電的出力大小，從而造成了棄風、棄光的發(fā)生。
“雙碳”下需要多少光伏和風電？光伏的增長是非?？斓?，增長率要超過風電，在全球大概是250GW在增長，國內是80GW在增長，這是大家都比較統(tǒng)一的共識。
這么多風電和光伏，為什么需要儲能？現(xiàn)在大家為什么要裝儲能？是不是有調節(jié)量的時候，電網足夠強大的時候就夠了呢？或者電網沒有想的那么強大。能源結構轉型對電網的沖擊是發(fā)輸配用電側配置儲能的根本需求，儲能的本質是平抑電力供需矛盾，可再生能源波動性與電網穩(wěn)定性的根本性矛盾催生了儲能需求。我們經常說的，如果沒有可再生能源，如果沒有電動汽車，可能就沒有儲能什么事情，很少的備電就可以了。但是隨著可再生能源或者是可再生能源發(fā)電，催生了儲能的需求。電動汽車要大量發(fā)展，把電池的價格很快降下來，所以促進了儲能的發(fā)展。新能源發(fā)展創(chuàng)造了新的儲能需求，儲能成本下降催生新的應用場景，如果儲能成本很貴大家都不用，儲能成本下降，所以很多新的應用場景都出來了。
二、儲能機遇
“雙碳”下儲能的機遇在什么地方？因為大家說要做光伏，要做儲能，光伏是發(fā)電就可以掙錢的，儲能本身不發(fā)電，靠什么掙錢？全球需要多少儲能？隨著新能源的發(fā)電，根據彭博社的統(tǒng)計，全球累積裝機容量的GWh，全球增量規(guī)模差不多是2000GW到6700多GWh，差不多三到四個小時的樣子。和國內目前的裝機，也是比較一致的，因為三到四個小時的經濟性和對波動性的平抑，對電網是比較合理的時間數(shù)。
儲能的應用場景，迄今為止抽水蓄能還是最大的儲能方式，國網也在大力發(fā)展抽水蓄能，電化學儲能緊隨其后，這是由技術特性決定的。抽水蓄能仍是儲能主導地位，但裝機條件受限，增量比較低，雖然它很強大，也很有經濟性，但是裝機容量的增加量比較低。電化學儲能應用場景最為廣泛，較長時間內肯定會保持快速增長狀態(tài)。因為電化學儲能安裝非常方便，不管是鋰離子電池，還是液流電池，雖然相對復雜，但是應用場景很多。比如咱們在樓里面建分布式儲能，是比較多的。還有現(xiàn)在用得越來越多的V2G，雖然大家都感覺通過汽車連接電網進行充放電調節(jié)，目前感覺是個偽命題，但是隨著電池成本越來越低，大家也會逐漸用起來，就像大家在支付寶里的錢一樣，反正放在里面也是個零錢。還有一個是家用儲能需求，家用儲能和工商用儲能肯定是能量緩沖的問題，所以加上個家用儲能，也是需求量很大的市場，尤其在城市里面，在用戶比較集中的地方，這可能是非常大的增長點。工商業(yè)用儲能電站，在可再生能源里面，最后占比并不是太大，占17%，用戶側28%左右，電網側21%，電源側13%。還有一個很大市場是輔助服務，比如調頻調峰，這是非常有經濟性的，所以大家很愿意做輔助服務，但是輔助服務要經常和電網調度打交道。
新能源+儲能是未來能源的長期發(fā)展方向，有三個階段，“十四五”階段，肯定是新建新能源成本低于新建火電的成本，大家會主動采用新能源，因為儲能價格還比較高，所以大家不會主動配儲能，只能實現(xiàn)用戶側的平價，就是說你現(xiàn)在用的光伏，其實在用戶側平價，在上網端還是不會低于標桿煤價。最后要實現(xiàn)上網側平價，光伏等新能源才是有價值的。儲能價格比較低了以后，光伏不穩(wěn)定，必須要加上儲能。最后實現(xiàn)新能源+儲能在發(fā)電側平價，這樣才能替代傳統(tǒng)化石能源，這個大概在2050年、2060年的時候實現(xiàn)，前提是儲能的價格要降下來。
這是碳中和與儲能發(fā)展路徑，在第一階段“十四五”的時候，用電側光儲未達平價，功率配比小于50%，盈利性一般。但是到2030年光儲肯定是會達到平價的，功率配比會比較高，時長一般是2-4個小時比較合理。國外也有人提到4-6個小時，美國就提倡長一點的，因為美國是比較鼓勵大家自由用電的，他們會比較長一點。全球脫碳趨勢明顯，高比例可再生能源+儲能，結構轉型加速，新能源+儲能，將成為電力能源領域增量到充量的替代。因為現(xiàn)在是一個增量，沒法到存量替代煤炭、火電，但是肯定會替代它。
三、儲能價值在哪里
儲能的收益就是瞬時電力平衡+短時能量平移，我說的儲能主要是電化學儲能，因為電化學儲能，作為一個長期的天的或者是季度性的，目前來說不太可能，因為這種還得靠抽水蓄能，比如我們看到的抽水蓄能、核電，主要是靠它來調節(jié)。它主要是在小時級的平衡，響應比較快，你也可以調頻，調頻是秒級、分鐘級也可以實現(xiàn)。儲能系統(tǒng)是新能源電力系統(tǒng)的重要支撐。
這是電網側必須要配的，提高快速頻率調節(jié)，調頻非常有經濟性，大家都愿意做，但是電池的壓力會比較大，因為倍率一般都是2C的，對現(xiàn)在電池的壓力還是比較大的，國內主要是磷酸鐵鋰，三元鋰電池容易有安全性的問題，國內用得比較少，國外韓國會用得比較多，但是出問題的概率比較大。但是儲能，像磷酸鐵鋰，你要做2C的，效率會降得很快。還有一個是減少可再生能源出力的短期波動，比如強配的，現(xiàn)在國網出的各個政策，5-20%的功率，2-4小時的配比這是強制性的。還有一個是經常忽略的提高輸電線路的利用率，咱們?yōu)槭裁床话盐鞅焙蜄|北的新能源輸送出來？輸送出來要有很大的線路，這個線路可以建，但是白天在用，完善沒光的時候就沒用，線路利用率就很低，如果我用儲能把它平移以后，就可以提高線路的利用率，不管是對系統(tǒng)還是對用戶側來說，都是有收益的，儲能可以承擔一部分這樣的責任。
儲能瞬時平衡，我列了幾個價值，一個是頻率控制，這是非常有價值的，在儲能里面做得收益最大的，大家都愿意做的。解決方案是提高對可再生能源處理的預測，減少短期可再生能源處理的波動，提供頻率調節(jié)服務，提供系統(tǒng)轉動慣量。第二個是電壓控制，不管是做儲能的還是做光伏的，大家突然發(fā)現(xiàn)逆變器多了一些功能叫夜里可以提供SVG的支撐功能，其實光伏在夜里完全可以用SVG的功能，儲能的時候也可以用，因為儲能你并不是天天在用有功的，但是你在不用有功的時候，可以讓它出一部分無功，調節(jié)電壓的控制之類的。這樣會把儲能的價值發(fā)揮得更大，雖然這部分跟電池沒有關系，純粹是PCS的挑戰(zhàn)，我們科華現(xiàn)在做的PCS，完全具備SVG+有功的調節(jié)。
還有對高壓線路的利用率，會造成換相失敗，換相失敗會導致高壓直流輸電故障，但是當換相失敗的時候，可以用儲能撐過去，就完全可行，這方面也有一些研究。
發(fā)電側的儲能價值，發(fā)電側本身，因為儲能項目是消耗型項目，從發(fā)電來說，本身是不會發(fā)電的，要是說儲能帶來發(fā)電量，這是不可能的。所以這部分完全是消耗型的項目，但是為了解決棄風棄光，大型儲能系統(tǒng)投資降到最低的時候，65萬/MWh，0.65元/Wh的時候，你把電存下來，在用的時候賣出去，才有經濟價值。因為降到0.65元的時候，度電成本是0.13元，這部分才會有收益，要不然是做發(fā)電側，用來做棄風棄光，目前來說是沒有收益的，只能是政策性影響，短期肯定是政策，中長期還是靠成本的下降。
這是在電網側的另一部分，保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行，提供電力輔助服務。目前在調頻經濟性上是最高的，韓國做的大部分是調頻，中國在山西也做了很多。峰谷價差，很多地方是沒有太大經濟性的，如果七八年才回來本，很多人不愿意投資，如果大于0.6元是有收益了，但是一天只能干一次，收益的時間比較長，所以很多人也不愿意單獨做這個，所以儲能一定是綜合性的做才能產生收益。電網側儲能價格降到1.4元的時候，“峰谷+峰平”平均價差0.6元的時候可以實現(xiàn)經濟性。目前在北京、上海、江蘇是可以干的，在這三個地區(qū)做得比較多。
還有一部分是工業(yè)儲能，建一個光伏+儲能的自發(fā)自用，現(xiàn)在要建分布式光伏地很難找，國家也出臺了很多政策。分布式光伏是很好用的，分布式光伏可以實現(xiàn)電力自發(fā)自用加儲能，對電網的沖擊也小，對用戶也比較好，這部分完全可以有收益，因為光伏的成本已經很低了。還有一部分是在降低容量的電費，因為電網是兩部電價制，有基本容量電價費，還有變壓器容量費。如果我測算好整個園區(qū)的負荷，我可以用儲能把這個容量費降下來，這部分的收益還是非?？捎^的。全球工商業(yè)裝機容量是55GWh，遠超于發(fā)電側，就是遠超于咱們現(xiàn)在強制政策配的，中國大概有18GWh的樣子，算下來就那么多的量。但上工商業(yè)用戶是要實實在在產生收益的，所以這部分的收益會比較高，增量也會比較快。
降低容量電費的收益，我列了幾個城市，比如北京最高，48元容量電價，天津是25.5，山西36，山東38，江蘇也很貴，江蘇和浙江是40，如果說我按容量電費35元/KW月的容量費為基準計算，配套儲能設備后，每年可以節(jié)省容量電費開支67.8萬元，投資回收期為5.8年，目前有較好的機會，這是完全可以干的。如果再加上峰谷差價，收益會比較快。壞處是什么呢？你要對一個一個用戶的負荷進行分析，這要跟電表結合起來，因為電表是15分鐘記一個點的，看一下負荷曲線是什么，可以計算出來配多少儲能經濟性最高，這部分是可以干的。
還有一個是峰谷價差收益，這部分大家都能想到，就是靠高峰低谷的電價來收，但是“峰谷+峰平”平均價差0.6元/KWh的地區(qū)，可以實現(xiàn)經濟性，并且IRR達到8%以上。這個測算的前提是儲能系統(tǒng)壽命是6000次、8年，這個壓力會比較大，單體電池可以到6000次，但是儲能系統(tǒng)到6000次，壓力還是很大的，所以這部分可以做一個輔助的收益。比如你降容量電費的時候，再加上這部分，收益就會增加。我算了一下這個表，二次峰谷加上套利的計算表，儲能價和單價，大家還是要在黃線之內才是有收益的。因為你要IRR大于8%，如果小于8%，也沒有人去投資儲能。
還有用戶側，就戶用的，中國的戶用也不是沒有可能，昨天我們還算了一下，中國的戶用成本大概在0.6元左右，這部分成本剛才算光伏+儲能，最終實現(xiàn)0.3元，在戶用側也是有收益的。長期以來，在農村有收益，目前在中國沒有收益。目前在哪有收益呢？美國，美國并不是因為電費高，美國的電費不高，美國是斷電風險高、稅收抵免激勵，所以今年美國市場特別好，很多人去做美國的市場。還有歐洲的，尤其是德國，德國的電費是0.3歐元，合人民幣大概是1.8-2元的樣子，所以它做家儲的經濟性是非常高的。所以預計家用儲能市場，到93.4GWh，比工商業(yè)和發(fā)電側的用量都大，因為這是實實在在產生價值的。
光儲評價，我總結了一下，到0.62的時候，這是到1.4的時候，可以實現(xiàn)收益。但是這部分，都是短時能量平移的，大部分都是幾個小時的。
還有一部分很大的存量是光儲充+5G基站，光儲充+為什么是未來很大的趨勢？因為電動汽車肯定越來越多，但是電動汽車是明顯的波動性負荷，其實你增加了很多電動汽車，對電網來說發(fā)電量并沒有增加很多，我就是功率增加了，這部分對電網是特別不愿意看到的一件事情。我功率增加了，變壓器很大，但是你一天只有2個小時，剩下的20多個小時都在閑著，肯定回不來本。所以對電動汽車，對老舊小區(qū)沒有容量了，你沒辦法加充電樁了，尤其是老舊小區(qū)像北京很多地方不能加充電樁，并不是不想給你加，沒有容量，你要么換變電站，要么換變壓器，這部分成本又很高，但是一天充不了多少電量。
所以我們覺得光儲充，有條件的可以加裝，儲充也是很有經濟效益的地方，一個是解決電網的投資，你可以延緩電網的投資，所以這部分，很多人也是在做的。還有一部分是在5G基站里面，隨著鋰電池價格下降，肯定要替代鉛酸，這是毫無疑問的。并且在5G基站以后，這部分鉛酸不但可以做UPS備用，還可以做能量型調度，因為5G基站是可以調控的負荷，可以做一些峰谷價差。
四、未來儲能分析
儲能需求逐年增加，鋰電路線最具潛力，雖然現(xiàn)在也有一些液流，還有鈉離子，但是目前來說要實現(xiàn)大規(guī)模商業(yè)還是需要比較久，目前還在研究的固態(tài)電池，還有很多技術問題沒有解決。在用戶側自發(fā)自用經濟性顯著，分布式儲能特別是海外戶用儲能會非常多。國內的發(fā)電側，目前咱們還在發(fā)電側，短期靠政策驅動，因為工商業(yè)儲能，突然又出來了安全事故，本來以為工商業(yè)儲能要發(fā)展起來了，所以又緩了一下，但是勢不可當。電網側調頻已具競爭力，調峰成本目前經濟性還比較差，除非調頻和調峰加起來做。
儲能發(fā)展制約因素，大家都不愿意投，為什么呢？因為你投了以后，儲能的投資并不一定有收益，我建個儲能，最終不是我來收益，因為調頻是直接產生收益的，比如我儲能降低電網阻塞、降低新增投資，我增加儲能，但是它也不給我錢，所以大家的積極性不是很高。但是隨著電力市場化，儲能成本在電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)中的傳導將更為順暢，儲能投資將由外部因素推動向自身經濟性驅動轉變，以前是靠政策，但是最后大家把電力市場理順了以后，大家還是愿意投的，因為咱們國外都是愿意干的，國外相對電力市場比較開放一點，咱們的電力市場發(fā)展比較慢一點。
這是儲能關鍵部件發(fā)展趨勢，比如儲能電池，大約占65%左右的成本，只有它降下來了，整個儲能成本才能降下來，要靠技術和規(guī)模。我們科華是做光伏逆變器的，我們有先天優(yōu)勢是光伏逆變器和儲能逆變器有同源性，所以我們做這個有非常大的渠道優(yōu)勢，對電網也比較了解。但是這部分成本會逐漸下降，這兩部分成本在整個儲能系統(tǒng)里面占到80%，這兩家真正主導市場以后，才能把儲能成本降下來。還有一個市場是BMS市場，它很關鍵，但是它在整個里面占的成本比較小，主要是算法和芯片，目前一個比較大的趨勢是云端化，會逐漸降低在本地化的成本，尤其車上已經很明顯了，原來車上最底層的板卡還有計算功能，現(xiàn)在只是采集功能，都到車上中控了，所以這也可能是最后云端化很明顯的趨勢。
還有是EMS，與電網調度決策高度集成有關，也會逐漸跟電網那側合并，并且也逐漸云端化。還有大家提得比較多的消防，確實沒有找到特別合適的消防劑，大家一直在滅火，但是我覺得可靠預警加精準有效滅火才是消防的關鍵因素。
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