智慧能源信息专刊 第54期 2018年5月18日

  【集团动态】北京轨道交通建设管理有限公司领导赴北京大城绿川科技有限公司调研

  【政策法规】国家能源局：进一步促进发电权交易 加大光伏等清洁能源消纳力度

  【行业观点】风电装机容量发展空间巨大 到2020年容量有望达到260GW

  【行业观点】储能行业研究报告：峰谷价差套利、风光消纳、火电储能联合调频...

  5月13日，北京轨道交通建设管理有限公司设备管理总部六部徐鼎部长携工程师金华、中铁第四勘察设计院集团有限公司设计工程师王成一行，到智慧能源投资控股集团旗下北京大城绿川科技有限公司（以下简称“大城绿川”）考察调研。大城绿川副董事长陶亚俊全程陪同考察调研，并主持技术交流会。

  大城绿川蓄电池监控及在线智能维护BMS系列新产品已陆续应用于北京地铁1号线号线号线、机场线、八通线。此次考察调研，徐鼎部长一行与大城绿川有关技术人员就产品功能、技术应用及安装实施等问题进行了深入交流。

  技术交流之后，徐鼎部长一行参观了大城绿川BMS312产品展示，并从客户的真实需求出发，对BMS312产品的功能实现、界面显示等进行了具体指导。

  此次考察调研，充分显示了地铁用户对大城绿川所提供的蓄电池监测、在线智能维护系列新产品的强烈需求和充分重视，对大城绿川立足现有产品，适应客户的真实需求进行改进升级，更好地保障蓄电池系统的应用安全将起到积极的推动作用。

  轨道交通行业总经理王金生、销售经理郭继祖，售前支持部部长高锐、工程师孙鹏辉，工程建设项目部总监徐宝伟，产品研发部副部长汪亲朋、工程师于浩等与会。

  国家能源局近日发布了《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》，通知中称，通过进一步促进跨省跨区发电权交易等方式，加大清洁能源消纳力度。

  为保障光伏扶贫项目惠及贫困人口，切实做到“真扶贫、扶真贫”，防止虚报冒领、骗取套取国家补贴资金和“重建轻管”、忽视建设质量等问题，国务院扶贫办、国家能源局和财政部决定对列入补助目录的光伏扶贫项目开展核查。

  经过核查，对项目信息存在问题的地区和单位，将暂停补贴资金拨付并扣回此前拔付资金，责成纠正整改，并视情况轻重予以通报批评、约谈问责，调减商业电站计划指标。对骗取、套取补贴资金等行为,按照《财政违背法律规定的行为处罚处分条例》等有关法律法规做处理，涉及违法违规的，同时将线索移交有关部门。

  2017年全球新增装机容量102GW，同比增长33.7%。其中，中国2017年装机53GW，全球装机占比过半，系第一大市场，预计2018年装机为55-60GW，持续领跑全球。同时，印度有望超越美国成为全世界第二大市场；墨西哥、巴西等新兴国家有望实现高速增长。

  2018年1月201法案落地，首年税率30%，2.5GW电池产品豁免，税率逐年递减5%—15%。优于2017年ITC提案中折合约100%的税率。

  2017年印度人均用电量1122千瓦时，仅为世界中等水准的1/3，近2.4亿人处于缺电状态，年均电力缺口约13%。预计2018-2040年印度电力市场总需求维持约5%的复合增速，2040年总需求达3288TWh。

  2017年印度新增装机9.6GW，同比增长122%，全球第三。预计2018年新增装机11GW，有望成为全世界第二大市场。同时，有望在2020年累计装机达到100GW。

  日本市场补贴持续调整，装机需求放缓，2017年日本新增装机约7GW，同比下降24%。2017年4月再次下调FIT补贴，连续6年调价，且价格不足12年导入FIT制度期的一半，影响新增装机。预计2018年日本新增装机维持7GW水平，未来增量有限。

  03-11年德国、意大利等国在政策、资金的引领下装机达到高点。11年中欧债危机爆发，市场逐渐萎缩，欧洲FIT补贴价格从04年0.57欧元/kWh降至2014年的0.12欧元/kWh。

  2016年《可再生能源法》改革方案，德国取消政府指定购买，转向市场竞价发放补贴。意大利、丹麦等效仿，16年需求下滑。

  2017年土耳其、德国、英国、荷兰和法国5个国家新增装机占比达2/3。土耳其、德国增长较快，平抑英国下滑影响，同时，组件价格下降也有望带来需求的回升。预计2018年新增装机11GW，同比增长20%

  根据能源平衡表测算，光伏2020年实现平价上网后，每年新增装机约合在100GW以上。同时，分布式渗透率提升至50%以上，市场空间巨大。

  假设平价上网时，系统成本需降至4元/W，其中，BOS成本因组件效率提升20%而摊薄，则组件价格需降至2元/W左右。若各环节仍能保持合理盈利水平，相较现在（2018年4月）产业链各环节的价格仍需下降20-30%。

  当前硅料供需偏紧，系平价的短期瓶颈：由于各环节扩产周期不同，当前多晶硅供需偏紧，价格维持相对高位。而从历史价格及主流厂商成本来看，若硅料价格回归至100元/kg（含税），则产业链各环节保持现有盈利能力不变的情况下，价格就可以实现10-15%的下降。

  2017年中国光伏产业链各环节占比均超过5成，其中多晶硅料产量24.2万吨，占比56%；硅片产量87.6GW，占比83%；电池产量68GW，占比68%；组件产量76GW，占。比71%；各环节出货量均处于世界第一

  2017年集中式占比64%，地面分布式13%，屋顶分布式23%，分布式比例大幅增长。

  补贴占收入比例近50%，由于延迟发放，前1-2年财务压力较大，而财务费用取决于公司资金成本。

  2017年是我国户用光伏发展元年。我国户用光伏在2017年累计装机已超越了50万套，增速达250%；全国总装机量超过2GW。户用光伏市场广阔，未来大有可为。我们预计，2018年我国户用光伏装机量预计能达到6-8GW，2020年市场规模可以超过10GW。

  2017年底光伏标杆电价下调1毛钱，分布式度电补贴仅下降5分钱。新补贴政策下，部分省市“自发自用，余电上网”模式的电价已高于标杆电价，结合“隔墙售电”打通销售渠道，及不占国家指标等政策优惠，预计自发自用模式类似于户用市场，将大面积在我国终端市场铺开。

  以2017年并网风电规模为基数，据配额制要求，2018年非水可再次生产的能源电力缺口为618亿度，2020年非水可再次生产的能源缺口为2918亿度。

  在确保消纳的基础上，为匹配非水新能源缺口，推算新能源装机底线年，风电新增装机90GW、光伏新增装机137GW，配额制出台将托底新能源增量规模。

  发改委发文，要求自备电厂承担并足额缴纳政府性基金及附加。其中，2016年以后拖欠金额，2018年底缴清，2016年之前拖欠，2020年前缴清。历年可再次生产的能源附加征收率仅为70%，主因自备电厂未履行缴纳义务。据此测算，2020年自备电厂需缴清或高达1000亿的可再次生产的能源附加。

  截止2017年末风光累计补贴缺口达800亿，电站补贴拖欠2-3年。若可追缴近千亿的自备电站可再生附加，将有效解决补贴缺口，提升存量电站盈利质量，提振增量电站建设热情。

  多晶硅是一种具有灰色金属光泽的净土，性质硬而脆，有微弱的导电性，属于半导体，制作流程与工艺：根据提纯方法不同，分为改良西门子法（三氯氢硅法）、硅烷法、流化床法.发展的新趋势：成熟的改良西门子法仍是主流，流化床随着工艺受到重视，颗粒硅占比会不断提升。

  近日，中电联发布了2018年1-4月全国电力工业统计数据一览表，详情如下：

  2018年全球风电新增装机容量将超过60GW，并且在未来4年内稳定增长，2020年全球新增风电装机达到80GW，年均增速为10%

  截止2017年底，我国风电机组并网累计容量达163.67GW，其中限电地区（红色预警六省份）累计并网77.75GW，非限电地区85.92GW。累计并网容量与能源局“十三五”210GW的规划目标相差46.33GW，非限电地区容量相差40.08GW。主要由于南方项目审批周期拉长，截止2017年底，我国风电的核准未开工项目存量近100GW。在补贴退坡的政策驱动下，据预测这部分项目都有望在2019年前开工建设，其中大部分可于2020年底前完工投产。到2020年底，全国风电累计并网容量有望达到260GW。今后三年年均增量约30GW，创历史峰值。

  今年以来西北地区风电消纳显著改善，红六省中内蒙、吉林、宁夏摘到红色帽子。2017年国内风电消纳显著改善，全年弃风电量419亿KWh，同比减少78亿KWh，弃风限电形势大幅好转，低于2015和2016年全年水平2017 年全国风电利用小时1948小时，同比增加203小时。

  今年以来西北地区风电消纳显著改善，红六省中内蒙、吉林、宁夏摘到红色帽子。

  2017年国内风电消纳显著改善，全年弃风电量419亿KWh，同比减少78亿KWh，弃风限电形势大幅好转，低于2015和2016年全年水平 。

  2020年风电累计并网需超过200GW，按2017年的弃风率对应的利用小时数算，为完成发电量的目标，2020年风电累计并网需超过215GW。

  2017年，新增风电并网15GW，累计风电并网164GW，电源结构占比达9.5%，形成了稳步上升的态势。2020年风电规划并网目标为236GW（不含特高压输电通道配套的风电基地和海上风电建设规模），未来三年至少还有72GW的并网空间，实际新增的装机量空间则更大。

  截止2016年底，我国已核准未建设的风电项目容量合计84.GW ，其中2016 年新增核准32.4GW ；7月28日国家能源局公布2017 年将新增核准项目30.7GW，上述项目均有望在2020年前开工，合计114.6GW 。

  到2017年全球并网电池储能系统市场项目安装总量达3.8GW，到2022年这一数字有望达到23.4GW。依据 GlobalData 的最新报告《全球并网电池储能系统市场：竞争格局、主要国家、2020年展望》，到2017年全球市场中已有项目排在前五位的国家是美国、韩国、中国、日本和澳大利亚，美国以28%市场占有率位居全球电池储能系统市场首位。

  这前五个国家在2017年的累计装机总量占全球80%以上。在2017年亚太地区以54.1%的市场占有率引领全球市场，其次则是占据32.8%的美洲，接下来是欧洲、中东，以及非洲。非洲到2017年为止装机量占据13.1%。依赖于科技发展，锂离子电池慢慢的变成了目前的首选，到2017为止锂离子电池在全球电池储能系统装机总量份额大约超75%。据推测锂离子电池将会是整个研究期间的关键技术。

  在亚太地区，到2017年为止韩国以31.3%的装机市场占有率领先，在未来一段时间有望继续增长。韩国政府为未来五年可再次生产的能源部门拨款40万亿韩元（约合357亿美元），而且公布了一项鼓励太阳能电站运营商安装储能设施的计划。该国正努力减少化石燃料依赖，到2020年期间计划关闭10家燃煤电厂，通过输送6%的绿色能源来进行替代。韩国电力公司已经和韩国电池供应商Kokam合作，使用超550MW的电池储能进行调频。

  美洲地区以美国为首，到2017年装机总量达87.4%的区域市场占有率。在美国各区域市场中，加利福尼亚拥有最大储能装机总量。Aliso峡谷天然气泄漏事件促使加利福尼亚安装储能管道项目和开发新项目，单单2016年该州装机总量就超200MW。电力辅助服务是美国储能的主要应用领域。

  截至2017年德国储能项目装机量占东欧地区总量的44.8%，位居该地区首位。该国辅助服务和太阳能储能是主要的应用领域。在未来很长一段时间，复兴信发银行的储能补贴和固定价格费率的下降将有利于储能市场的繁荣发展。同德国电池储能系统的发展类似，可再次生产的能源在电网中的份额正逐步攀升，这使得电网平衡需求也慢慢变得大，为此已经有几个独立电池正在建设或服务中。欧洲正在建设包括电池制造在内的电池储能系统产业链。欧盟电池行业正将其重心转向能源系统的脱碳工作中。

  其他市场区域，例如非洲，中东和拉丁美洲等，仅有很少的实际存在的电池储能项目。据预测，全球范围内各国可再生能源的迅速普及，将有助于刺激储能的应用。未来光伏加储能可能会为电池储能系统创造最大的市场机会。

  依据该报告，有以下几个因素推动了全球电池储能系统市场的发展：首先可再生能源份额逐步攀升，电池储能系统技术应用成为必需。其次，电信和数据中心等具市场商机的领域，对改进性能和行之有效的解决方案具有强烈需求，因此对电池储能需求慢慢的变大。第三，除光伏发电以外，储能有助于节省公共事业消费。第四，频繁的电力削减也急需采用此项技术。最后，电池价格逐年下降，这也推动了此项技术在全世界的发展，这也是该行业迅速增长的主要原因。

  另一方面，电池储能系统市场正面临几项挑战。例如，合理监管环境的缺失延缓了电池储能系统项目的发展。电池储能系统市场决定于于体制监管障碍减少以及公私部门合作的鼓励政策。目前没有储能设备通用的标准文件，因此每个制造商都可以自由开发各自的内部标准，这导致系统在安装和维护过程中存在兼容性问题。使用这种在不同公司技术和制造水平生产的唯一或者定制的备用件，会造成延缓整个工业经济规模的影响。应制定可促进储能技术的国家标准，以加强储能渗透。这也有利于国家电力提高稳定性和可靠性的解决方案。同时，电池储能系统的可靠性和安全性问题、缺乏足够资金、支持机制和政策驱动的缺失、以及储能系统所有权的不明晰，都将是未来一段时间内阻碍电池储能系统快速增长的一些因素。

  随着世界经济的快速发展和工业化进程的加快，能源需求与日俱增，可再次生产的能源因其资源丰富、无污染等优点近年来得到快速发展，而可再次生产的能源发电呈现的局部不稳定性和整体规律性使得不同的能源之间的互补运行可以得到更好的有效利用。在此背景下，首先分析了分布式电源互补运行的必要性，对分布式电源互补体现的优点进行了总结；其次对互补发电的常见类型进行了阐述，分析了不同分布式电源互补运行的可行性，并列举出了分布式电源互补发电的实例；最后对分布式电源接入电力系统可改善电能质量的能力和潜力进行了分析，对分布式电源的实际应用具有参考价值。

  能源是人类生存和发展的基础，人类的每一次进步都离不开能源结构的发展和改进。随着经济的发展，人类对能源的需求不断增加，污染加剧，寻求和利用新能源成为最佳解决方法，因此资源丰富、无污染的可再次生产的能源的发展逐渐得到重视。而分布式发电技术可以就地向附近用户供电，改善电压波动和电能传输损耗，使可再生能源得到了有效利用。然而，风能、太阳能等清洁能源具有不稳定性，独立运行的单一分布式电源的弃风、弃光现象严重，很难维持整个供电系统的频率、电压稳定以及保障系能源的利用效率。

  分布式电源具有多样性，而且它们的变化规律各不相同，比如风能利用一般在晚上，而光伏发电利用在白天，两者联合运行可以达到互补的效果，同时风光也存在季节性的互补，光伏发电产生的能量在春季更丰富，风能相反，在秋冬更丰富。因此在远离大电网的隐蔽山区，一般可以采用多种分布式电源联合运行，让各种发电方式在一个系统内互为补充，通过它们的协调配合来提供稳定可靠的、质量较高的电能，在明显提高可再生能源可靠性的同时，还能提高能源的综合利用率。这种多类型分布式电源联合运行的方式，我们称之为互补发电或者分布式电源的互补运行。

  本文针对分布式电源对系统电能质量的影响问题，对分布式电源互补运行的必要性进行分析，并对国内一些相关应用实例进行介绍，将互补发电的常见类型进行总结，最后对分布式电源应用带来的电能质量改善问题进行了分析。

  我国幅员辽阔，地形多样，因此风能、太阳能资源十分丰富。风能和太阳能是目前众多可再生新能源中，应用潜力最大、最具开发价值的两种，取之不尽，用之不竭。近些年我国风力发电和太阳能光伏发电技术的发展都很快，其独立应用技术已经日趋成熟，风机和光伏发电的装机容量也逐年递增，改变了传统的集中式发电方式。

  我国某地一天内风能和太阳能变化曲线所示。利用风能、太阳能的互补特性，可以获得比较稳定可靠的功率输出，在保证同样供电的情况下，可大大减少储能蓄电池的容量。风力发电、光伏发电在近几年发展迅速，也带动了风-光互补发电的发展应用，在未来将有着巨大的商业开发前景。对于用电量大、用电要求高，远离大电网，而风能资源和太阳能资源又比较丰富的地区，风-光互补供电无疑是最佳选择。

  在遇到风力发电的规模较大的情况，在现有的经济技术条件下，用光伏发电进行互补的效果将会受到限制。考虑我国的水资源丰富，且具有明显的季节特性，夏季和秋季处于丰水的状态，冬季和春季属于枯水的状态，这与我国大陆季风性气候形成的冬春季风资源丰富，夏秋季风资源较少的状态形成互补，因此在我国某些无法实现风光互补的地区可以考虑进行风-水互补。

  然而，在很多边远或孤立地区，柴油发电机组是提供必要生活和生产用电的常用发电设备。不过，柴油价格高，运输不便，有时还供应紧张，因而柴油机发电的成本很高，往往还不能保证电力供应的可靠性。而在这些边远地区，尤其是高山和海岛，往往太阳能和风能资源比较丰富，可以因地制宜地用这些可再生新能源与柴油机联合发电运行。风电或光伏发电与柴油发电机组并联运行，一方面可以节省燃料柴油，降低发电成本；另一方面，还可以充分利用可再生能源，减轻发电可能造成的环境污染，并保证供电的连续性和可靠性。

  除了风能、太阳能等可再生能源以外，燃料电池也可以用于互补联合发电系统。燃料电池发电是目前世界上最先进的高效洁净发电方式之一，技术已经渐趋成熟。而属于常规发电方式的燃气轮机发电，技术已经比较完善，效率较高（与其他方式联合运行时效率可高达60%-70%），而且氮化物、一氧化碳等污染物的排放量也很少。

  分布式电源（尤其是基于可再生能源的分布式电源）互补发电，具有明显的优点，如表1所示。

  理论上，只要资源条件允许，任何几种新能源发电方式都可以互补应用。然而由于各种各样的条件限制，目前新能源互补发电方式中，实际应用较多的是风能—太阳能互补发电、风能—水能互补发电等。另外，新能源发电也可以与燃气轮机等小型常规发电方式互补应用。

  风-光互补发电系统，一般由风力发电机组、太阳能光伏电池组件、储能装置（蓄电池组）、电力变换装置（整流器、逆变器等）、直流母线及控制器等部分构成，向各种直流或交流用电负载供电。图2为风-光互补发电系统的基本结构示意图。

  风电机组和光伏电池用于将风能和太阳能进行转换。蓄电池组等储能装置的作用是临时储存过剩的电能，并在需要时释放出来，保证整个系统供电的连续性和稳定性。直流母线和控制器的作用是对发电、用电、储能进行能量管理和调度。风力发电输出的电能一般是交流电，光伏发电输出的电能一般是直流电。在进行能量管理和向交直流负荷供电时，往往需要进行电力变换（把交流电变为直流电的过程称为整流，所用的装置是整流器；把直流电变为交流电的过程称为逆变，所用的装置是逆变器）。逆变器可以转换电流形式，向众多常见的交流用电设备提供高质量的电能，同时还具有自动稳压功能，可改善风-光互补发电系统的供电质量。

  风-光互补实例：青海省黄南藏族自治州泽库县和日乡叶贡多寄宿小学的4KW风-光互补发电系统，完成系统安装调试并投入运行。该系统由浙江省科技厅援建，总投资25万元的，由2KW太阳能电池板光伏阵列及旋转式光伏阵列支架、2KW风力发电机及支架、蓄电池、充电器、逆变器、控制系统等组成，一举解决了叶贡多寄校近200名师生的教学、生活用电问题。

  位于那曲县香茂乡的风-光互补发电站，总投资210万元，由20套1KW的户用型风力发电系统和20KW风-光互补型集中供电系统组成，总功率为40KW，单台风机功率为10KW和5KW。该电站户用系统分别采用400W光伏、600W风能和300W光伏、700W风能两组风-光互补组合体。该电站的建成和投入使用，将解决该村58户近400人的用电问题。

  新疆哈密风电基地二期8000MW风电开发建设方案中，配套建设1250MW光电，其中，光电450MW布置于风间带，既节约了土地资源，又可与风电共用输电线路，提高了输电线路利用率。

  在我国某些无法实现风光互补的地区，经过详细的调研，进行合理的发电容量配置，可以充分发挥风能和水力资源的各自优势，通过两种可再生新能源的互补，在一定程度上解决新能源发电的间歇性和波动性问题。风-水互补发电，可以避免水力发电在枯水季节发电量不足的问题，也可以通过共用输配电设备节省建设投资，是一种比较经济有效的大规模新能源利用方式。

  风-水互补发电的另一种形式是抽水蓄能与风电互补，其主要作用方式是利用蓄能电站的储能作用，进行风能的储存和转化。抽水蓄能电站建设地点有更大的选择余地，通过吸收风电多余的输出电量实现抽水功能，在本地电网内与风电互补，进行低谷蓄能、高峰发电，作为风电的“蓄电池”和“调节库”，可平抑风力的不稳定性对电网的影响，提高本地电网接纳风电能力，提高电力系统安全稳定经济性。

  风-水互补实例：新疆阜康抽水蓄能电站位于乌昌电网，距负荷中心较近，达坂城、小草湖风电场距离乌昌电网较近，阜康抽水蓄能电站建成后，除承担系统调峰、填谷、调频、紧急事故备用外，将可协助消纳风电4000MW，提高乌昌电网接纳风电的能力和安全稳定经济性。

  光伏-柴油混合型发电系统同风力-柴油联合发电系统的设计思想和基本特点是类似的。不过，其中光伏发电系统对逆变器的要求较高，既要有较高的效率和可靠性，还要能适应因光照变化造成的直流电压变化。其发展在一定程度上取决于光伏逆变器的技术水平和成本。当然也可以采用风-光-柴联合发电运行的方式，如图3所示。这种多能源互补系统与风—柴联合发电相比，更能减少发电的柴油用量和环境污染。此外，还可以使用沼气发电等代替柴油发电机组。在系统设计时应适当选择柴油发电机组的容量，尤其是要考虑风-光互补性较差的时段和季节，以及负载供电连续性和稳定性的要求。

  新能源与柴油发电机组联合发电，已经成为世界各国在风能和太阳能利用方面颇受瞩目的方向之一。其优点包括：联合运行，互补发电，供电的连续性和可靠性好，在新能源发电输出随机变化的情况下，也可以24小时不间断供电，并且可以具有较好的电能质量；节省燃料能源，环境污染少，普通的风柴互补系统可以节省30-100%的柴油用量；功率变动范围小，所需的储能设备（蓄电池等）容量小；投资少，见效快；对燃料的依赖程度低，对新能源综合开发利用，适用范围很广。

  风-光-柴互补实例：甘肃某地区建成了4KW的风-光-柴互补供电系统，其中柴油机主要用作备用电源。该系统运行良好，可靠地解决了建设单位的日常用电问题。目前，正在运行的比较先进的风-光-柴互补发电系统，有我国建造的30KW的风—光互补联合发电系统，德国的风-光-蓄（电池）联合系统，等等。

  燃料电池与微型燃气轮机联合发电系统，有着非常好的发展前景。尤其是高温燃料电池的工作温度与燃气轮机的工作温度相匹配，两者组成联合发电系统具有更高的效率。商用固体氧化物燃料电池和微型燃气轮机联合循环发电效率可以高达60%-75%，是目前矿物燃料动力发电技术中效率最高的。2006年，美国能源部和西屋电器公司就建成一个250KW的固体氧化物燃料电池与燃气轮机联合循环示范电站，其中燃料电池和燃气轮机的发电容量分别为200KW和50KW。据称，燃料电池与微型燃气轮机联合发电系统的潜在效率可高达80%。

  虽然分布式电源的引入会给系统带来一些电能质量问题，但是分布式电源也存在改善电能质量的潜力。

  分布式电源单机容量小、机组数目多，分布也比较分散，启动和停机便捷迅速，运行控制具有很强的灵活性。在相关控制策略下，分布式电源只需很短的时间就可以投入使用，也可以根据需要迅速退出运行。如果分布式电源能够在电网发生故障和扰动时继续保持运行，或者能转做备用电源，对于减小停电范围或者缩短停电时间都是很有帮助的，对于很多节点的电压暂降问题也都有抑制作用。

  分布式电源和电力用户距离很近，容易实现有功功率的就近提供和无功功率的就近补偿，而且输电损耗小。在传统的配电网中，当用户负荷突然大量增加或大量减少时，供电线路的电源会明显降低或升高，造成明显的电压偏差。如果用户负荷的变动数量大而且是动态变化，那么还会造成电压波动与闪变等问题。当分布式电源与当地负荷能够协调运行（分布式电源输出与负荷同步变化）时，将抑制系统电压的波动。具体而言也就是，若能将分布式电源也纳入电网的统一调度管理，那么在用户负荷突然大量增加或减小时，就可以根据负荷的变化相应调整分布式电源的输出功率，从而对负荷的功率变动进行补偿，抑制电压的大幅度波动。

  分布式电源并网可能会给配电网带来电能质量问题，这个是阻碍分布式电源接入电网的重要因素。所以很多分布式电源在接入电网时，往往都配备一些无功补偿装置或储能装置。这些补偿装置并联接在分布式电源的接入点，在对分布式电源本身的电能质量问题进行补偿的同时，也必然对配电网中原有的电能质量问题有改善作用。

  分布式电源的并网换流器，与有源电力滤波器、静止无功发生器等电能质量调节装置所用的电路结构和控制技术有很大程度的相似性，这就为两类设备的优化配置提供了可能性。优化配置系统利用现有电力电子设备吸收或释放有功、无功，从而不仅实现了电能的传输转换，而且改善了系统的电能质量，减少了系统的额外投资。

  分布式电源并网换流器大都采用脉宽调制（PWM）技术。这些逆变电源可以向电网提供正弦的电压、功率因数为1的电能。但是受到自然能源的波动性的影响，输出能量并不稳定，这也造成并网换流器的容量往往要大于实际的分布式电源的发电容量，也就是说在运行过程中并网换流器存在很大的容量冗余。可以考虑利用这部分容量，通过采用合适的控制策略在并网换流器中加入特定的功能，达到改善电能质量的作用。需要注意的是分布式电源自身的电力电子转换设备不可能完全代替传统电网中改善电能质量的技术设备。但是，如果将分布式电源应用到配电网的柔性电力技术中去，不仅可以提高电能质量水平，还可以减少无源滤波器和有源滤波器的使用，节约大量的谐波治理的投资，会带来巨大的经济和社会效益。

  随着环境污染的加剧，清洁无污染的可再生能源的有效利用问题成为各国学者研究的热点。而新能源发电并网多以分布式的方式存在，且每种分布式电源都具有各自的特点，某种程度上具有互补的特性，配置合理时可以提高能源的利用率，改善系统电能质量。因此，本文对分布式电源互补问题展开了讨论。首先介绍了分布式电源互补运行的概念和优点，列举了分布式电源互补发电的常见类型，包括风-光互补、风-水互补等，并给出了具体的应用实例，最后分析了利用分布式电源改善电能质量的能力和潜力，对于分布式电源的建设与应用具有参考价值。

  电化学储能应用前景广阔：电化学储能是指各种二次电池储能，目前以锂电池和铅蓄电池为主。随着风电、光伏等新能源在能源结构中占比不断提升，以及动力锂电池成本的快速下降，电化学储能在峰谷电价套利、新能源并网以及电力系统辅助服务等领域的应用场景正不断被开发并推广开来。根据CNESA统计，2012-2016 年全球电化学储能累计装机量复合增长率达到32%，是发展最为迅速的储能技术；截止2017年底，国内已投运电化学储能累计规模为389.8MW，新增规划、在建装机规模为705.3MW，预计新建项目的陆续投产将支撑电化学储能维持较高增速。

  电池成本下降使得工业企业峰谷电价套利成为现实：我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制，储能用于峰谷电价套利，可降低企业电力成本。利用储能电池进行峰谷电价套利，投资回收期主要取决于峰谷电价差以及电池系统成本。未来峰谷价差有望逐步加强，以及锂电池成本的进一步下降，套利空间也将逐步加大，有望加快储能在工业峰谷电价套利领域应用。

  风、光消纳需要储能保驾护航：风电、光伏发电量波动性较大，为减少电网频率波动，经常会产生弃风、弃光现象，导致新能源利用率偏低。储能系统的引入可起到平滑风光出力和能量调度的作用，从而提升新能源发电利用率。自2017年政府工作报告首次提到要有效解决弃风、弃光状况以来，各部委陆续出台政策文件，支持推进储能提升可再生能源利用水平，国内也已陆续建成大量风、光储电站示范项目。 截止2017年底风电、集中式光伏合计装机量265GW，按储能装置配套比例10%测算，有望产生26.5GW 需求。同时，分布式光伏的爆发式增长，也有望带动电化学储能在分布式光伏领域用户侧套利应用。

  火电储能联合调频市场初起：为接纳新能源发电入网，对火电承担电力系统调峰、调频等辅助服务功能的要求正不断提升，但目前火电应用于辅助服务仍面临技术端、成本端的压力。火电储能联合，可显著改善调频性能；而从收益来看，一方面降低火电企业调频成本，另一方面有助于火电企业获得辅助服务补偿。国内现有火电装机量11亿KW，按3%配套有望产生33GW储能电池需求。

  储能在电力系统中应用广泛。储能泛指能量的存储，本报告中储能特指电能的储存。在整个电力系统各个环节，储能都可以有其应用，包括：在发电侧，可以提高发电的稳定性，提高电能质量，从而促使可再生能源大规模并网；在输变电环节，可以联合电源降低输变电的成本；在配送电环节，可以缓解配电的初始投资以及电网的升级扩容；在用户侧，可以通过峰谷差套利，提高用户的电能质量，减少用户的用电成本。

  当前，电化学储能技术更具有前景优势。 电能储存从技术上主要分为物理储能（如抽水储能、压缩空气储能、飞轮储能等）、 电化学储能（各种二次电池储能）和电磁储能（如超导电磁储能、超级电容器储能等） 等类别。 抽水储能是目前最成熟、最经济的储能技术，已经大规模应用于系统调峰、调频和备用等领域。但其一方面受到地形条件限制较大，必须具有合适建造上下水库的地理条件，并且投资周期长；另一方面能量转化效率不高，一般为65%-75%，不利于节能，目前规模增长较为缓慢。在抽水储能以外的各种技术路线中，电化学储能相比物理储能效率更高，对外部环境条件依赖更小；相比电磁储能，技术相对更为成熟，应用范围也更广。综合来看，在当前时点，电化学储能发展前景更有优势。

  电化学储能现总体规模占比较小，但近几年发展迅猛。根据CNESA项目库的不完全统计，截止2017年底全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW，抽水储能占比达到96%，其次为电化学储能，占比为1.7%。虽然目前电化学储能占比较小，但却是发展速度最快的储能技术，2012-2016年全球电化学储能累计装机量复合增长率达到32%。截止2017年底全球已投运电化学储能项目累计功率规模为2926.6MW，新增规划、在建的电化学储能项目装机规模为3063.7MW；国内已投运电化学储能累计规模为389.8MW，新增规划、在建装机规模为705.3MW，预计新建项目的陆续投产将支撑电化学储能维持较高增速。

  锂电池和铅蓄电池占据大部分电化学储能市场。电化学储能载体是各种二次电池，主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等。从各种储能电池性能比较来看，锂电池与铅蓄电池由于产业化基础较好，相比其他路线具有明显成本优势，因此是目前电化学储能的主要参与者。 从全球电化学储能技术分布上来看，锂离子电池功率规模最大，2017 年新增投运功率规模846MW，在电化学储能中占比超过90%；而国内份额则主要被锂离子电池和铅蓄电池占据，2016、2017年新增电化学储能几乎全部采用锂离子电池和铅蓄电池，其中2017年两者占比分别达到51%、49%。

  具体到储能各应用场景分布，2017 年国内电化学储能项目应用集中在用户侧、集中式可再生能源并网以及辅助服务领域，占比分别达到59%、25%、16%。其中，锂离子电池由于其高能量密度以及高充放电倍率优势，在集中式可再生能源并网和辅助服务领域应用占比分别达到83%、 100%，而铅蓄电池由于其成本优势，在用户侧领域应用占比达到77%。

  动力电池产能扩张助力储能产业发展。受到国家政策对新能源汽车的大力扶持，国内动力电池产能快速扩张，但电池产能扩张速度与新能源汽车需求扩张速度不匹配，也造成了阶段性的产能过剩，比如，截止2017年底国内动力电产能已经达到120GWh，而2017年动力电池装机量只有36GWh。随着动力电池成本的不断下降，其在储能领域的应用场景正不断被开发出来，未来在可再生能源并网、用户侧储能以及电力辅助服务领域应用前景非常广阔，储能也有望成为电池在新能源汽车领域之外应用的下一个风口。

  峰谷电价的大力推行为储能套利提供可观空间。我国目前绝大部分省市工业大户均已实施峰谷电价制， 通过降低夜间低谷期电价，提高白天高峰期电价，来鼓励用户分时计划用电，从而有利于电力公司均衡供应电力，降低生产成本，并避免部分发电机组频繁启停造成的巨大损耗等问题，保证电力系统的安全与稳定。储能用于峰谷电价套利， 用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电高峰期使用存储好的电能，避免直接大规模使用高价的电网电能，如此可以降低用户的电力使用成本，实现峰谷电价套利。根据国家电网数据，全国用电大省峰谷价差分布于0.4-0.9元/kWh，特别的，对于江苏和广东两个用电量全国前二的省份，其峰谷价差高于0.8元/kWh，为用户侧利用储能来套利峰谷价差提供了可观空间。

  储能有助于企业管理容量费用。对于大的工业企业，因现行的两部制电价，供电部门会以其变压器容量或最大需用量为依据，每月固定收取一定的基本电价。这些企业可以利用储能系统进行容量费用管理，即在用电低谷时储能，在高峰时释放，实现在不影响正常生产的情况下，降低最高用电功率，从而降低容量费用。

  储能可提升用户的电能质量和可靠性。传统的供电体系网络复杂，设备负荷性质多变，用户获得的电能质量（电压、电流和频率等）具有一定的波动性。而用户侧安装的储能系统服务对象明确，其相对简单和可靠的组成结构保证输出更高质量的电能。当电网供电不足或其他特殊情况时，储能系统还可以作为备用电源，提升供电可靠性。

  储能系统成本和峰谷价差直接决定用户侧储能的投资效益。假设工厂每年开展生产300天，根据计算公式：静态投资回收期=（电池容量*单位容量一次性投入成本） /（每日高峰期用电量*峰谷价差） /300，约定企业安装电池容量等于其平均每日高峰期用电量，可以看出在不考虑维护成本前提下，投资回收期只与储能系统一次性投入成本和峰谷价差有关。 根据 CNESA 储能项目库对中国储能项目的追踪统计，江苏、和广东等省份成为2017年国内储能项目规划建设投运最热地区，这些地区经济发达，工商业园区多、用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，利用储能削峰填谷拥有较为可观的套利空间。以广东省峰谷价差0.86 元/kWh 为例，采用不同的电池技术，计算各自的投资回收成本。

  锂离子电池加快速度进行发展所带来的成本优势将助其逐渐扩大市场。从表2可以看出，利用铅炭电池套利静态投资回收期不足5年，已经具有商业化可行性。由于锂电池成本相对较高，现阶段锂电池的投资回收期要长于铅蓄电池。根据CNESA的统计，2017年用户侧领域新增电化学储能项目中，铅蓄电池所占比重最大，为77%，剩余为锂电池，也说明出于成本考虑，现在企业更倾向于安装经济效益更佳的铅蓄电池。但随着锂离子电池技术迅速发展，其成本自 2010 年以来已经下降近80%。根据国家发布的《节能与新能源汽车技术路线元/Wh以下，届时投资回收期有望缩短至3.9年。且随着退役动力电池进入梯次利用领域，储能成本将会进一步下降。

  我国庞大的工业用电规模决定了用户侧储能市场想象空间巨大。从市场规模方面，我国的工业总用电量2017年达44413亿kWh，只考虑用电量最大的重工业（因为用电规模大，所需电池容量大，对应的单位成本更低，套利空间更大），其在工业用电中占比80%。假设其中20%的企业安装储能系统； 我们统计了主要用电大省峰谷电价时段分布，保守估计法定工作时间内峰电时间占比超过 40%，考虑部分煤炭、冶金、化工等行业具有连续生产特点，假设高峰时段用电量占比为30%；按照工厂全年工作时间300天测算，那么所需电池储能规模为： 44413*80%*20%*30%/300=711GWh。

  国内利好政策频出，用户侧储能受到大力支持。自 2011 年《国家能源科技“十二五”规划》出台，其中明确提出要建成面向用户的智能电网服务，并开展集中/分散式储能等关键技术的研究和应用，此后不断有政策出台，对于推动用户侧储能发展具有重要的意义。整体上，用户侧储能属于储能的一个细分领域，尚未有专门的单独对该行业进行指导的政策性文件； 但是在一些重要的发展规划或指导意见中都对其表达了的支持。相关政策主要分为两类，一是在电改工程里，坚定推广完善峰谷电价、季节电价等价格机制；二是放开用户侧市场，鼓励用户自主参与储能调峰。

  峰谷价差有望进一步扩大，有助于提升用户侧储能的投资效益。随着我国经济结构调整，第二产业用电量占比不断下降，第三产业则不断上升。由于工业企业相当比例具有连续生产特点，因此季节及日内用电量波动相对较小；而第三产业中与居民生活、商业相关用电不断上升，会加大峰谷电差。 实行峰谷分时电价，发挥价格杠杆作用符合商品价值规律，也可有效优化负荷分配。我国现阶段的峰谷价之比仍然偏低，为 3-4 倍。随着电力市场进一步放开，峰谷价差有望继续拉大，届时投资回收期将会进一步缩短，峰谷套利投资的效益也会进一步提升。比如 2017 年 9 月，国家发改委印发了《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》，指出适当扩大销售侧峰谷电价差，在销售侧平均水平不变的情况下，进一步扩大采暖季谷段用电电价下浮比例等。

  风、光发电总量及占比不断提高。截止2017年底我国可再次生产的能源发电装机总量达到6.5亿KW，其中，水电装机3.41 亿KW，风电装机1.64 亿KW，光伏发电装机1.3 亿KW，可再次生产的能源发电装机约占全部电力装机的36.6%。同时，可再次生产的能源发电量在总发电量占比逐年提高，2017 年可再次生产的能源发电量达1.7万亿KWh，占全部发电量的26.4%。从可再生能源发电结构上看，水电已经进入低速增长期，风、光电仍维持高增速。

  弃风、弃光问题掣肘可再次生产的能源的进一步发展。由于可再次生产的能源电力的发电量受季节和天气条件的影响而波动性较大，且与稳定的用电需求不完全匹配，容易导致电网频率波动较大，为满足用户侧负荷的需求，且减少电网频率波动，经常会产生弃风、弃光现象，导致新能源利用率偏低。2017年全国弃风、弃光电量分别达到419、73 亿KWh，弃风率12%、弃光率6%。2017 年政府工作报告中首次提出要有效缓解弃风、弃光状况；11月发改委、国家能源局发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，要求到2020年在全国范围内有效解决弃风弃光问题。

  储能系统有助于解决可再次生产的能源的消纳问题。 储能系统的引入可以为风、光电站接入电网提供一定的缓冲，起到平滑风光出力和能量调度的作用；并可以在相当程度上改善新能源发电功能率不稳定，从而改善电能质量、提升新能源发电的可预测性，提高利用率。2017年10月11日，国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局联合下发了储能领域首个行业政策《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》，明确提出要推进储能提升可再生能源利用水平，鼓励可再生能源场站合理配置储能系统，推动储能系统与可再生能源协调运行，研究建立可再生能源场站侧储能补偿机制，支持多种储能促进可再生能源消纳。

  目前国内已经有大量风、光储电站示范项目投入到正常的使用中。以张家口风光储示范工程为例，通过风、光、储的6种组合发电方式与平滑处理、跟踪计划、系统调频、削峰填谷4种功能的结合，取得了明显效果，为大规模储能系统在新能源并网领域的深入推广提供了良好借鉴。截止2017 年底国内集中式光伏电站装机量约101GW，风电装机量约164GW，假设配套10%储能装置，将带来26.5GW 储能装机量需求量；并且随着新能源装机量的不断提升，市场空间将持续增大。

  分布式光伏发电迎来发展新契机。分布式光伏发电具有靠近用户侧、建设规模灵活、安装简单、适用范围广的特点，是光伏发电重要的应用形式，此前分布式光伏发电由于投资成本高、风险大、商业模式不成熟、金融机构参与意愿低等原因，发展相对缓慢。自2016年起，随着燃煤发电上网价格下调、光伏发电标杆电价下调，政策逐步向分布式光伏发电倾斜，分布式光伏电站迎来春天。2016、2017年分布式光伏发电连续两年呈现爆发式增长，其中2017年全年新增装机 1944万KW，同比增加358%。

  目前分布式光伏电价分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种模式，两者结算电价分别为：

  在“自发自用、余电上网”模式下，由于用户电价高于当地脱硫煤上网电价（以北京为例，脱硫煤上网电价约0.35元/度，用户电价约0.77元/度），可以看出用户自发自用部分占比越大，收益就越高。此外，目前国家对余电上网补贴额度基本与全额上网电价相当，因此从经济效益角度，采用“自发自用、余电上网”模式并尽可能提高自发自用电量对用户更有吸引力。

  引入储能系统有利于提升光伏自用率， 增大用户收益。 根据最新光伏补贴政策，2018年以后投运的采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴为每KWh0.37元（含税），较前一年度下降0.05元。为实现光伏平价上网，国家补贴额度逐步退出将是必然趋势，未来用户收益将越来越依赖自用电价收益。由于光伏发电高峰期与用户用电高峰期存在时间上的错位，目前用户自用率都相对较低，部分不足30%。若引入储能系统后，白天光伏发电高峰期储能，夜晚用电高峰期用电，可以提升光伏自用率，进而提升用户收益。随着储能成本的下降，预计未来储能在分布式光伏领域渗透率将稳步提升。

  分布式光伏的大力发展将推动储能系统装机规模不断增大。 截止2017年底国内分布式光伏装机量约 30GW，按照“十三五电力规划”，未来将大力发展分布式光伏，到2020年装机量要达到60GW 以上，按配套10%储能装置，未来三年分布式光伏领域有望新增6GW储能电池装机需求，按照4小时充电容量将对应24GWh 储能电池装机容量需求。

  电力市场辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。其主要内容包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动等。其中，发电机组的一次调频、设计功率因素范围内的无功调整和机组设计调峰率以内的调峰属于无偿且必备的基本辅助服务。而有偿辅助服务指除基本辅助服务之外的其他辅助服务，包括AGC、备用、无功服务和黑启动等。

  加强火电机组调峰能力和消纳新能源入网是当前火电发展的重要课题。我国电源结构仍以火电为主，根据中电联发布数据，2017年火电发电量4.61万亿KWh，占总发电量比重71%；总装机量11.06亿KW，占总装机量比重为62%，预计火电中长期仍将是电力供应主力。但随着新能源发电占比的不断提升，为接纳新能源发电入网，对电力系统调峰、调频等辅助服务能力要求不断提升。由于目前国内电力结构以火电为主，预计未来火电厂将主要承担辅助服务功能。提升火电机组灵活性，加强机组调峰能力和消纳新能源入网也是“十三五”能源战略的调整重点，根据《电力发展“十三五”规划》，到2020年常规煤电灵活性改造规模要达到8600万KW左右。

  目前火电应用于辅助服务仍面临技术端、成本端的压力。从技术端来看，火电机组响应时滞长，不适合参与更短周期调频，一次调频机组受蓄热制约而存在调频量明显不足，参与二次调频机组爬坡速率跟不上 AGC 指令，一、二次调频协联配合也尚需加强。从成本端来看，一方面火电机组频繁变动功率将加大排放物排放量控制难度，火电厂出于环保压力将被迫采用更优质燃煤增加成本，低负荷工作状态下单位煤耗也更高；另一方面频繁调频将降低火电机组使用率，并加速设备磨损，增加维修成本，目前辅助服务成本慢慢的变成了火力发电成本重要组成部分。此外，三北地区新能源与火电重合度高，但火电约一半为热电机组也限制其参与调频能力。

  电池储能系统具有自动化程度高、增减负荷灵活、对负荷随机和瞬间变化可作出快速反应等优点，能保证电网周波稳定，起到很好调频作用。火电储能共同参与AGC调频，通过储能跟踪AGC调度指令，实现快速折返、精确输出以及瞬间调节，弥补发电机组的响应偏差，能够显著改善机组AGC调节性能。据测算，电池储能系统单位时间内功率爬坡能力是火电燃煤机组的3倍以上，即调频能力相当于3倍功率火电机组。 一般调频功率配套需求2-3%，国内现有火电装机量11亿KW，若按照3%配套，将产生33GW 储能电池需求。

  辅助服务补偿机制的建立，有望加速储能系统在火电调频领域渗透。2016年6月，国家能源局发布了《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿（市场）机制试点工作的通知》，确定了储能参与调峰调频辅助服务主体地位，提出在按效果补偿原则下加快调整储能参与调峰调频辅助服务的计量公式，提高补偿力度。在五部门印发《关于促进储能技术与产业高质量发展的指导意见》中提到，要建立健全储能参与辅助服务市场机制；参照火电厂提供辅助服务等相关政策和机制，允许储能系统与机组联合或作为独立主体参与辅助服务交易；根据电力市场发展逐步优化，在遵循自愿的交易原则基础上，形成“按效果付费、谁受益谁付费”的市场机制。

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