新能源在储能系统的应用分析

2011年全球儲能電站類別分布

Source：EPRI；拓墣產業研究所整理，2012/08

一. 抽水蓄能為主導，其他儲能技術緩慢發展

儲能系統在新能源發電的應用，主要在於以風電、太陽能為代表的新能源有間歇性、波動性和隨機性等特點，直接接入電網不利於其平穩運行，故需要配置儲能系統作為備用容量和調峰調頻電源。此外，核電的運行特性要求其在穩定功率下經濟運行，只適合帶基荷運行，也需要與能夠靈活調峰的儲能系統配合使用。

新能源電力的迅速發展，要求有相應配置的儲能電力，從而也催生市場需求。根據實踐經驗，核電和儲能電站容量的合理配備比例在1：0.5，風電則為1：0.25。以2011年中國大陸風電累計裝機量62.4GW為例，需配置儲能電站15.6GW；但實際上大陸並沒有建設那麼多的儲能電站，從而也導致電網公司不歡迎風電電力，部份已並網的風機不得不空置或被限電。

儲能系統有包括抽水蓄能、飛輪儲能、鈉硫電池、鋰電池和液流電池等在內的十來種技術，而抽水蓄能是最經濟、最成熟且最廣泛使用的儲能技術。根據EPRI統計數據，截至2011年，全球儲能設備累計裝機約128GW，其中超過99%為抽水蓄能，其餘約0.7%為其他儲能技術。其他儲能技術中，占比較大的有壓縮空氣儲能440MW和鈉硫電池316MW。

圖一 2011年全球儲能電站類別分布

Source：EPRI；拓墣產業研究所整理，2012/08

大陸的儲能系統也以抽水蓄能為主，兼顧發展其他多種儲能方式。根據大陸抽蓄秘書處數據，截至2009年底，大陸已建成的抽水蓄能電站合計12.825GW，在建的合計9.86GW，擬建的合計30.98GW，這個量在儲能系統中佔據絕對主導。

大陸其他儲能技術還處在示範運行階段，其中兆瓦級的電站屈指可數。最大2個是國家電網的20MW張北風光儲輸示範項目，和南方電網的10MW深圳寶清儲能電站。與GW級的抽水蓄能電站相比，其他儲能技術還在發展初期，遠不具備經濟效益。

表一 大陸已建成的抽水蓄能電站

註：截至2009年底。

Source：抽蓄秘書處；拓墣產業研究所整理，2012/08 二. 兩大電網公司的儲能系統布局

儲能系統主要還是郵電網公司來主導。2011年7月國家能源局發布《關於進一步做好抽水蓄能電站建設的通知》，指出「原則上由電網經營企業有序開發、全資建設抽水蓄能電站，建設運行成本納入電網運行費用；杜絕電網企業與發電企業合資建設抽水蓄能電站項目；嚴格審核發電企業投資建設抽水蓄能電站項目」。「在現行銷售電價水準下，不得因建設抽水蓄能電站給電力消費者增加經濟負擔，或推動全社會電價上漲」。於是，兩大電網公司國家電網和南方電網包括抽水蓄能在內的儲能系統規劃布局，代表了大陸儲能系統的發展方向。 (一) 國家電網

早在2010年，國家電網就發布《國家電網智能規劃總報告》，布局儲能系統接下來10年的發展方向。抽水蓄能依然是主力儲能系統，容量規劃到2015年達到29GW，

到2020年達到50GW。其他儲能技術在十二五期間仍主要以示範為主，並期待2016年及以後能完善10MW級以上的儲能技術應用。

但根據最近國家電網公司上報國家能源局的「十二五」規劃，國家電網規劃到2015年抽水蓄能電站容量25.68GW，在其1,500GW的電力總裝機中占1.7%。

這個規劃雖然高於國網目前的1.3%比例，但低於南方電網目前約3.6%的比重，也低於中電聯建議的全國抽水蓄能占比2.7%；可見，國家電網在抽水蓄能系統的投入還不夠積極。

對於其他儲能技術，國家電網在張北嘗試儲能與風電、光伏和輸電的結合利用，示範項目規模20MW。目前已經確定了14MW採用鋰電池技術，2MW採用液流電池技術。由於還在試驗階段，並且成本還太高，需要幾年的時間考察消化該種技術方式，因此十二五期間不會有大規模的應用。

圖二 國家電網的儲能系統規劃

Source：國家電網；拓墣產業研究所整理，2012/08

針對儲能系統的調峰調頻及後備電源作用，國家電網除採用抽水蓄能外，也用火力發電實現這個功能。兩個子公司國網新源和國網能源分別經營抽水蓄能電站和調峰調頻火電廠。

國網新源成立於2005年3月，主要負責開發建設和經營管理國家電網公司經營區域內的抽水蓄能電站。截至2010年底，公司資產總額438億元人民幣，所屬單位28家，分佈在14個省(市)；已運行抽水蓄能容量10.87GW萬千瓦，在建抽水蓄能容量7GW，開展可研和預可研專案容量超過30GW。

國網能源成立於2008年4月，主營業務是運營管理國家電網公司調峰調頻火電廠，煤炭資源的開發、生產、倉儲、配送等。國網能源有8個調峰調頻火電廠，權益容量約11GW。但利用火電調峰本身是耗能、低效的方式；火電機組的啟動歷時較長，升降負荷速度較慢，出力過低時煤耗增大、機組效率降低。

2012年6月國家電網擬將國網能源100%股權轉讓給神華集團，此舉可能意味著接下來調峰調頻的重任，將落在抽水蓄能電站身上。 (二) 南方電網

南方電網經營廣東、廣西、雲南、貴州和海南的電網，經營區域內水資源豐富，利於抽水蓄能電站的建設。五省區水能資源科開發量147GW，目前已開發的約37%。水電裝機在南方電網經營區域內也是占大量，2011年南方電網統調裝機中水電占總裝機的38.3%。

南方電網的儲能電站主要由旗下子公司調峰調頻發電公司建設和運營，該公司成立於2006年7月，截至目前投運機組容量達到6.72GW。南方電網計劃投資17.12億元人民幣加強電源建設，共有7個項目將在2012年內完工或啟動。

南方電網對抽水蓄能電站的重視程度明顯強於國家電網，以南方電網2011年的統調裝機容量187.93GW計算，目前抽水蓄能電站裝機容量約占總裝機容量的3.6%。 南方電網也積極布局其他儲能技術。深圳寶清儲能電站是大陸首個兆瓦級電池儲能站，設計規模10MW，目前投運4MW。該站採用比亞迪和中航鋰電鋰電池作為儲能設備，主要作用是在配電網接受遠方調度資訊，從而起到削峰調谷、系統調頻調壓和孤島運行等作用。與國家電網類似，抽水蓄能以外的儲能技術還是停留在示範運行階段，遠未達到商業化程度。 三. 政策激勵才能成長的產業

(一) 高成本使得抽水蓄能以外技術遠未達商業化

張北風光儲輸示範工程是國家電網在新能源和儲能聯合應用方面的重要嘗試，集風電、光伏、儲能和智慧輸電於一體。一期14MW的儲能項目於2011年12月建成投產，比規劃晚了一年，進展並不順利。採用的技術主要是磷酸鐵鋰電池，有14MW，通過招標分別由比亞迪、東莞新能源ATL、中航鋰電和萬向等4家廠商供應。此外還有2MW的液流電池由普能供應，剩餘的6MW電池採用何種技術還未確定。 從4家鋰電池廠商招標的得標金額來看，平均每瓦花費14.4～24.7元人民幣。而從過去眾多抽水蓄能電站投資實例看，成本約在4元人民幣/W，可見當前的鋰電池儲能成本是抽水蓄能成本的4～6倍。由於鋰電池的壽命比抽水蓄能電站低，如果再加上後期維護成本，鋰電池儲能電站的成本將更大。

張北的項目是大陸儲能電站的標竿示範項目，採用的鋰電池技術在目前各種儲能技術中相對成熟，但也還是遠未到達商業化的程度。

表二 張北風光儲輸示範項目的鋰電池成本

Source：拓墣產業研究所，2012/08

表三 部份抽水蓄能電站投資成本

Source：拓墣產業研究所，2012/08 (二) 大陸對儲能政策的激勵還停留在表面

由於高成本的因素，抽水蓄能以外的儲能技術需要政策激勵才能有市場，類似於光伏和風電。儘管儲能系統的重要性在近期的國家檔中反覆提及，對發展儲能技術一再鼓勵，但實質性的資金補助政策並沒有出台。光伏和風電在大陸都已有各自的上網電價補助政策，規定以高於一般水準的價格收購，從而有力地推動其市場發展。在缺乏國家補助的情況下，還處在高成本區域的抽水蓄能以外儲能系統難以有商業化的市場，而只能停留在技術研發和示範運行階段。

表四 近期出台涉及儲能的政策檔

Source：拓墣產業研究所，2012/08

對電網公司來說，在沒有國家提供足夠補助金額的情況下，建儲能電站是不划算的買賣。抽水蓄能電站是「抽四發三」，即抽4度電只能發3度電，不像火力發電發多少電就有多少的電費，其他儲能技術需要付出的成本則更多。雖然國家能源局的政策表明抽水蓄能電站原則上由電網開發、全資建設，並且不能提升電價水準，但國家電網不見得就樂意。風電、光伏等新能源電力的可控性不如煤電、核電等電力，電網公司不僅在電力調度上增加了麻煩，還需要增加調峰調頻電站。

本來發電企業是離不開電網公司的配套，但過快發展的新能源電力有些喧賓奪主，超出了國家電網原先規劃的接納能力。抽水蓄能電站的建設需要大概5年的時間，而風電、光伏等新能源電力的建設只需不到一年就能完成；於是電網公司在調度上對新能源電力限電是在所難免的事情，這其實是國家意志和企業逐利行為的矛盾。 從當前的風電運營經驗來看，1GW的風電約需要配備250MW的儲能電站。以抽水蓄能電站計算，每瓦4元人民幣需要10億元人民幣；以鋰電池儲能電站計算，每瓦20元人民幣需要50億元人民幣，成本高出不少。風電場開發本身的成本就在這兩

種儲能技術成本之間，即儲能電站與風電站的建設成本是在同一個量級，對風電的開發利用成本大大增加。如果要採用抽水蓄能以外的儲能技術，肯定得花大血本，非政策補助難以實行。 四. TRI觀點

(一) 抽水蓄能是主要技術，其他儲能技術以示範為主

抽水蓄能是最經濟、最廣泛採用的儲能技術，在當前和未來是與新能源發電配套的主要技術。其他儲能技術受制於成本過高，在沒有較大技術突破的情況下，十二五甚至十三五期間還將以示範應用為主。國家電網和南方電網是主導儲能系統建設的2個企業，其儲能系統建設進程決定了新能源電力裝機能被接納的規模。 (二) 大陸政策難以實質激勵其他儲能技術

大陸對風電和光伏的上網電價政策激勵了2個產業在大陸市場的高速成長，但對抽水蓄能以外的其他儲能技術或許難以有類似的政策出台。能源局出台的文件希望抽水蓄能產生的成本由電網公司內部消化，又不能提高終端電價水準；而對其他儲能技術，政策文件都只停留在「鼓勵」層面，一方面是成本過高，一方面是技術路線不明。即使是風電和光伏，大陸的政策也還是在投石探路、逐步完善的過程中。 在非市場化的政策激勵下，風電、光伏的產能過剩留下了巨大的爛攤子。企業相繼擴產後互相殺價出貨並逐漸經營困難，節節高升的資產負債率使得還款遙遙無期，銀行壞帳風險加劇。如果對儲能技術進行補助，不僅耗費的資金量級和對風電、太陽能的補助相近，並且也容易形成低水準的重複製造，資源配置的效率太低。而且，儲能電站建設本是電網公司的份內之事，大陸不大會出台政策補助已經利潤豐厚的電網公司。