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儲能電站簡單用一句話概括就是用大型電池組把谷期中電網(wǎng)富余的電能儲存起來，在峰期再重新送回電網(wǎng)緩解供電緊張的供電設(shè)施。儲能電站不只對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定提供幫助，應(yīng)對極端天氣影響，儲能電站也大有可為。

儲能電站的種類和應(yīng)用場景

傳統(tǒng)的儲能技術(shù)按照類型來分主要分為物理儲能、電化學(xué)儲能、化學(xué)儲能、電磁儲能和相變儲能等。目前應(yīng)用較多的是物理儲能和電化學(xué)儲能。

抽水蓄能電站屬于成熟的物理儲能技術(shù)，對地理條件要求較高，綠色環(huán)保，一般由電網(wǎng)公司投資建設(shè)和運行。

壓縮空氣儲能電站也屬于物理儲能技術(shù)，主要利用報廢礦井、洞穴以及儲氣罐等空間儲能，基本不受地理條件限制，安全系數(shù)較高，壽命較長，但能量密度低，投資成本相對較高。

電化學(xué)儲能電站，是通過化學(xué)反應(yīng)進(jìn)行電池正負(fù)極的充電和放電，實現(xiàn)能量轉(zhuǎn)換。目前，電化學(xué)儲能技術(shù)性能不斷提升、成本持續(xù)下降，儲能系統(tǒng)規(guī)?；瘧?yīng)用已達(dá)到其商業(yè)化運營的技術(shù)經(jīng)濟(jì)拐點，成為目前儲能產(chǎn)業(yè)研發(fā)創(chuàng)新的重點領(lǐng)域。

目前，鋰電池儲能電站的裝機規(guī)模占電化學(xué)儲能電站項目的70%以上。

隨著我國電力市場改革的深入推進(jìn)， 儲能電站既可以為大用戶提供套利空間， 也可以為市場參與者提供調(diào)頻、調(diào)峰等輔助服務(wù)。

隨著儲能技術(shù)的發(fā)展以及單位成本的降低，儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)的應(yīng)用前景值得期待。

儲能電站將成為風(fēng)電、光伏電站的標(biāo)配

國家已經(jīng)對風(fēng)電和光伏電站標(biāo)配儲能給出了政策性意見。各省2021年保障性規(guī)模競爭性配置方案陸續(xù)下發(fā)，除廣東、廣西等個別省份未明確提出配置儲能要求，至少有14個省提出了配置儲能的要求，具體如下表所示。

2021年風(fēng)、光保障性規(guī)模儲能配置要求

可見，各省基本都要求光伏電站配置5%~20%功率、1~2h的電化學(xué)儲能。而且，配置要求也在不斷提高。如山東在2020年儲能配置要求是10%*2h，而2021年則提高到20%*2h。

不久前兩部委下發(fā)的《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》更是提出：市場化規(guī)模部分，需要配置15%~20%*4小時的化學(xué)儲能系統(tǒng)。

在政策的催動下，國內(nèi)“風(fēng)電、光伏電站+儲能”市場實現(xiàn)爆發(fā)式增長，大量新項目開工。但是前期投資過大、如何盈利，也是困擾電化學(xué)儲能電站建設(shè)的一大痛點。

“光伏+儲能”的盈利模式

如果按當(dāng)前各省要求，配置5%~20%功率、1~2h的電化學(xué)儲能，在目前的造價水平下，相當(dāng)于給新能源場站帶來0.15~0.6元/W的成本增加。如果儲能系統(tǒng)本身無盈利模式，對于大多數(shù)光伏項目，內(nèi)部收益率將下降0.3~1.5個百分點。如何盈利，以光儲電站來看，盈利方式有二：

方式一：調(diào)峰調(diào)頻補償

當(dāng)前，全國至少有19個省明確給出參與調(diào)度的儲能電站調(diào)峰、調(diào)頻補償?shù)臉?biāo)準(zhǔn)，集中在200~600元/MWh，這成為儲能電站成本回收的最主要途徑。

以華東最大光儲融合電站—山東萊州土山鎮(zhèn)的“光伏+儲能”項目為例。該光伏電站一期120MW于2020年投運。按當(dāng)時的要求，配置12MW/24MWh （10%*2h）的儲能系統(tǒng)；經(jīng)過調(diào)試，該儲能電站已經(jīng)接入省級平臺，可由省調(diào)直接調(diào)度。

據(jù)該電站站長介紹，由于項目采用了陽光電源自主研發(fā)的大型光儲電站PowMart智慧能源解決方案，從頻率擾動至目標(biāo)值調(diào)節(jié)響應(yīng)時間小于400ms，完全滿足高標(biāo)準(zhǔn)、并網(wǎng)技術(shù)規(guī)范要求，因此成為當(dāng)?shù)氐臉?biāo)桿電站。僅4月份，該電站就被省電網(wǎng)調(diào)用了15次，調(diào)用頻率50%；儲能電站轉(zhuǎn)換效率平均在88%左右，并且?guī)缀鯖]有故障。按山東目前200元/MWh的補貼標(biāo)準(zhǔn)，電站4月份獲得超過6萬元的補貼。

除調(diào)峰補償費外，儲能電站還能有效節(jié)約廠用電費。目前，光伏電站的廠用電占到總發(fā)電量的0.5%左右，執(zhí)行當(dāng)?shù)氐拇蠊I(yè)電價。因此，是一筆不少的運營費用。

山東萊州光儲電站站長介紹，每天下午接到電網(wǎng)不參與調(diào)度命令的后，電站就會將當(dāng)日的部分發(fā)電量進(jìn)行存儲。項目上網(wǎng)電價為0.4148元/度。即使考慮88%的轉(zhuǎn)換效率，廠用電也能節(jié)省0.1~0.2元/度的電費成本。二期將實現(xiàn)平價上網(wǎng)，電費節(jié)省幅度更大。

方式二、儲能電站降本

儲能電站的成本回收期仍然很長。如果按當(dāng)時約2元/Wh的投資標(biāo)準(zhǔn)計算，山東萊州項目儲能電站總投資約為4800萬元。按照目前的運營狀況來看，預(yù)期15年能收回投資。這無疑會拉長整個光伏電站的投資回收期。因此，儲能設(shè)施的降本勢在必行！

隨著1500V系統(tǒng)在光伏項目中的應(yīng)用，儲能系統(tǒng)也逐漸從1000V提高到1500V，將降低電站投資約10%，效率提升約0.6%。陽光電源的工程師算了一筆賬。當(dāng)儲能系統(tǒng)從1000V提高到1500V：

1）設(shè)備的能量密度提高35%以上，功率密度提升38%以上，導(dǎo)致占地面積減少，工程量降低，從而使建設(shè)成本降低35%左右；一體化、大系統(tǒng)設(shè)計，輔助設(shè)施、交流器成本也會下降30%；整體下來，儲能系統(tǒng)成本下降10%左右。

2）交流側(cè)電壓升高降低交流線損30%以上，加之直流側(cè)線損減少及PCS效率的提升，從而使系統(tǒng)循環(huán)效率提升0.6%。

隨著儲能系統(tǒng)內(nèi)成本下降，效率提高，預(yù)期未來5年LCOS將明顯降低。

儲能系統(tǒng)每天循環(huán)2次，電池循環(huán)壽命在7000次，放電深度90%，儲能系統(tǒng)效率90%，儲能運維成本0.01元/Wh/年。

原標(biāo)題：14省明確配儲規(guī)格！19省為儲能調(diào)峰調(diào)頻定價!賺錢的日子要來了！