中关村储能联盟理事长俞振华：储能在需求侧管理及综合能源服务方面的发展趋势和应用

助推综合能源产融协同发展，完善综合能源产业链合作、实现综合能源产业腾飞，推动综合能源产业创新发展。国网电子商务有限公司（国网雄安金融科技集团）、国网江苏省电力有限公司联合北极星电力网于2019年4月18日在无锡召开中国综合能源服务产业创新发展大会。中关村储能产业技术联盟理事长俞振华作题为《储能在需求侧管理及综合能源服务方面的发展趋势和应用》的演讲。2018年底中国总共储能31.2GW，抽水需能是96%，电化学储能是最多的，以锂电为主，整个电化学储能装机去年到年底首次超过1个GW。北极星电力网、电力头条APP对大会进行全程直播。如需北极星电力网直播会议，请联系微信号：13146670735。

直播地址：2019中国综合能源服务产业创新发展大会

“以下为会议实录：”

储能在需求侧管理及综合能源服务方面的发展趋势和应用

俞振华 中关村储能产业技术联盟理事长

感谢主办方，我觉得今天一个是分享储能技术的动态变化，另一方面也是对我们非常好的机会，就是探讨储能在综合能源领域的模式应用，希望未来能有更多的交流机会。

刚开始还是跟大家讲一下背景，因为储能目前情况也是技术种类繁多，物理储能、化学储能、电子储能各种的，这里只是举了几个代表，我们定义了13类。但是基本来说目前现在把储能看成三个跑道：

第一个跑道是能源型锂电，能量型的储能应用，包括锂电，包括铅炭，包括钠离子电池，都是能量级的应用，大家比的都是成本。

第二个跑道是工艺型和混合型储能应用，像调频各种短时间的应用。这里面是储能技术，但是基本来说也是围绕着供应型锂电作为一个标杆，也是形成一个跑道，更多是围绕应用，不是储能技术本身。

第三个跑道我们说的是储氢，储热就不算了，包括空气燃料电池，是构建另外一个生态系统。

这三个跑道可以作为一个标杆，但是标杆基本来说把锂电还有燃料电池作为参照标准。

这也是一个行业背景，是全球储能市场规模，这是到2018年底16.47GW总装机，647个GW里面2018年是超一半的新项目都是2018年的建，3.544GW，可见发展是在加速的。

全球所有的储能项目里面也是用户侧最多的32%，右边是各类的技术，大家可以看到离子电池，这个应该也是受益于电动汽车这块，动力电池带动离子电池大规模的产能扩张，然后产品下降，所以锂离子电池成为各位应用的标杆技术，其他技术都是在具体应用在里面进行比较。

这是中国的，这是到去年底的冲击数据，到2018年底中国总共储能31.2GW，抽水需能是96%，这也在逐年在下降，因为前几年都是98%、99%，现在已经96%。在之外电化学储能是最多的，以锂电为主，整个电化学储能装机去年到年底首次超过1个GW。去年的这1个GW有超过600兆瓦都是2018年新建项目，明显是一个在增速。这个跟全球有点类似，超过一半都是去年新车。

国内各个应用领域是用户侧是项目最多47%，这个其实也是跟我们目前中国特色，中国是电力市场这块还没有建立起来。在电力系统没有建立起来，现在主要是依靠差价，支撑的用户侧的储能项目。其他几类都是在伴随着电力市场辅助服务、电网侧和发电侧在成长。

这个就是回到具体项目应用，我们待会儿去分享一下。在储能应用领域，大家关注比较高的，发电侧火电侧、电源侧的调峰，辅助服务侧的调频，电网侧作为基础设施扩容和解决节点堵塞。新能源电网侧还是限电国家储能项目，解决限电存储。

其他有综合的效益，实际上在具体的项目里面收益这块并不能被充分体现，刚才提到几块是能体现的点。最后是用户侧，用户侧实际上最主要的价值还是在分时电价，本身也能提供一个收益来源。

在综合能源里面实际就是用户侧的，回到用户侧，这个是用户侧细分领域的统计。用户侧到2018年也是一个小高潮，2018年的投运规模到479兆瓦，比2017年翻倍，增长99%，没有其他的电网侧增长快。

用户侧是有区域特点的，江苏、广东、北京、上海因为这几个地方差价相对地区来说是高，只有这几个地方出现了用户侧立项，其他地方很困难。

用户侧另外技术这块锂电跟谦铅蓄这两种技术，锂电是43%，铅蓄56%。因为在2018年之前铅蓄单纯从度电成本投资来说，还是一个优势的。

用户侧实际上是一个模式，这儿把光伏+储能，因为目前光伏+储能，从光伏端你是看不到这种效益的，就是在分布式里面储能会独立存在的模式。现在大家能够被普遍认可就是分母差价，这列了一些差价，然后提高光伏发电的收益，减少停电损失，提高电能收益质量。

但是在实际运营过程中，这种综合效益被用户认可是非常困难的事。所以说绝大多数用户侧的项目，或者99%的用户侧的项目还是依靠分母差价。如果能够同时认可两种收益，这就是优质项目，但实际过程中来说很困难的。

在单一收益情况下，它的投资回报期是过长的，7-9年，待会儿有一个项目的简单分享。收益从一个新技术来说，变化中的新技术有存在技术风险的阶段来说，收益回报其实是太长。但是这么长的收益回报期为什么大家还是愿意去投？原因是在潜力盈利点，包括参与需求相应。这些收益点，大家认为是未来迟早会被确认，这是现在为什么收益比较差的情况，大家还是愿意在这边做进一步的投入。

这是用户侧的收益的模型，这个不细讲就是定量分析的东西，后面举一个具体项目可能更清晰的。这是北京的一个项目2.5兆瓦的电池，北京电价比较好，在北京的情况下，平时一天一次，夏季的时候因为空调产生两次尖峰，所以电池掉两次，在这个场景下比单纯做一个要好。

因为这个项目，实际项目投资实际是600万，大家想象的如果从比如说一块三每瓦时系统投资算肯定比这个高，最终项目不是单纯的设备投资，还包括一些现场的施工，项目开发方面的。这是做一个调节修整421万之后，这个是实际的情况。

所以说结论就是在用户侧的项目，收益能够建立这种模式，但是这个收益目标并不高，所以过去的发展模式都是投资加运营，参与运营，参与投资上市公司做担保，这样的话能够接受8-10用户侧的汇报，这个东西应该说在技术发展过程中，这是很难支撑新技术的回报点。但是未来这个机会在哪？因为未来的话长期肯定是要看电力市场，电力市场作为一个能够提供电力市场辅助业务优质服务的设备和资源的话，是能够享受到额外收益的。

短期这个是电力市场很长，还是比较漫长的，慢慢发展过程中，短期看到的点就是电力需求侧的补偿还有地方补贴，现在的一些项目，用户侧项目落地的点。然后这个需求侧，这是联盟当时有一个项目，2015年的项目，在北京，北京2015年当时搞过一个电力需求侧的试点，有一个北京市的补偿政策，根据他的符合，然后是按着千瓦一百块钱每年去调，根据出现夏季空调用电尖峰或者雾霾去调。

做完一年之后发现效果不太明确，因为一百块钱每千瓦对储能项目会有额外收益，但是这个效益我们当时的评价，是项目的刺激程度是不够的，原因就是一百块钱每千瓦，基于这种项目不用做投资，直接做符合调整，比如说节能，这是最效益明显，投资少，对于储能项目的话和做技改的项目，当时联盟计算过一个数字，说是375每千瓦，只能产生一个正向的效果。

当时原因也是这个，因为储能本身这个需求侧的选取是有关系的，储能是永远符合转移的装置，而且在需求侧里面是优质，主动的快速的准确的优质的需求侧管理资源，但是目前这个需求侧一些，很多地方没有需求侧补偿的，如果有需求侧补偿的话，是不是体现出储能优质资源特点，这是未来要体现的，能够对他有比较好的方向。

我们再回到政策这块，刚才讲行业一些痛点和问题，政策2017年10月出台储能指导意见，这个10月正式发文的，这个应该是未来5-10年，十三五、十四五一个纲领性的指导文件，现在看得很多产业布局都可以往这个文件上套，是从各个方面，从五个领域具体项目，包括定义是做一个系统的阐述。

为什么说纲领文件，在政策出台之间，实际上是有课题，包括政策收尾，发展路线，技术经济性还有商业模式，电力行业的一些特点，做支撑政策然后出台的一个依托。但是这个政策实际上核心的观点，并没有补贴，但是核心观点是支持电力市场和一些电力市场机制的试点，去支持储能在发电侧，在电网侧，在用电侧的发展。

新能源的侧的储能，接入电网的话电网是不能拒绝的，而这个补偿机制是一定要有的，各地要去股息做，所以很多储能项目给了背书，大家如果要去考虑一些新模式，其实可以从政策中找到依据去做推动。

国家级政策虽然没有给补偿政策，实际上指导意见是鼓励地方因地制宜，根据地方的情况出台一些具体政策，指导意见出台之后包括江西，包括大连，包括江苏跟北京都出台了具体的政策。

北京实际上是基本的思想，还是围绕三个点，一个点是电力市场构建，第二点是消纳，第三点是电力需求侧，在考虑储能补贴和相关政策的时候，从这三个点和三个维度衡量综合价值，然后去设定这种，包括地标现在也在出，包括支撑力度，跟这个相关。

这是国外的情况，国外是这个，分享两个国外的例子，也不能说太多，因为时间有限。Solar City它的最大意义，美国光伏+储能的商业模式。我觉得最大意义是应该是行业的先驱，把储能作为电力资产，然后做资产的研发。

当然，它的依托是美国有电力市场，美国在光伏金融有很成熟的模式。所以说在模式创新这块是从项目公司、合资公司进到那块资源，然后创建的一个模式。

这是欧洲的Sonnen公司，实际上也是跟光伏相关，因为国外的用户侧项目最大的推动力还是分布式光伏推动用户侧储能的发展，所以说基本上跟光伏相关。Sonnen公司有两个产品，一个是Sonnen Flat对个人用户的，还有一个Sonnen Community是一个储能的平台。

通过配合光伏+储能，去增加光伏和用户电费节省两块效益，在当地的电力市场情况下，当然这种推动点和这个点也是在有电力市场，然后用户电价真实反映能源真实价格，这样储能效率能提上来。

Sonnen Community实际上平台的效益，用户通过平台的固定费用然后参与到平台里面，这个平台能为用户在分布式光伏之外可以用户之间相互购电。咱们国内还需要做很多的工作，它能够提供比电网偏离25%的电力价格，给平台的用户，这都是未来可以看到比较远的。

联盟每年都会更新一次的行业预测，2019年联盟预计电化学的装机会到1.92GW，年增速89%，2021年电化学储能市场延续超过70%的增长速度，这个速度一直在增长，还是会延续。2020年储能市场累计的装机容量是45.16GW，电化学会占比到7.3%不断增加电化学的占比比例。

2022年的电化学储能的容量会超过10个GW，当然这个的预测也是根据行业很多专家包括厂商在一起，也算是共同观点。

对来目前来看光伏跟储能是高度紧密结合的，光伏的快速发展会带动储能的进入。刚才预测实际上有一个不确定的点，未来的全面市场化什么时候开始？全面市场化如果是提前的话，实际上储能的速度会明显的增加，就是电力系统带能储能的快速发展。

所以说在现有的政策市场上能看到还是依靠地方的少量补贴和系统效益，或者当地地方性的政策，短期还是跟这个有关系。到中期基本上来说大家能够算准综合效应，包括供电领域性，增值配售的服务增值。这些会把储能的可知性模式支撑起来，长期就是全面市场化。

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