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国网能源研究院新能源与统计研究所主任工程师黄碧斌在分布式光伏与储能系统应用专场，以“分布式储能在配电侧的运营模式”为题，发表了精彩演讲。
演讲内容如下：
黄碧斌：我来自国网能源研究院，侧重于储能接入电网的政策管理和规划运营研究相关的内容。因此，今天我想跟大家交流的主要是储能政策的内容，希望我们做的研究可以给大家提供参考，看看国外的政策如何发展，结合我国国情，我国储能政策会是怎样的一个趋势，为关注储能应用的在座同仁提供信息参考。
今天汇报三方面内容：第一方面，分布式储能在配用电侧的典型应用及国外政策。第二方面，配用电侧典型储能应用场景下的经济性分析。相信很多企业专家也做过这方面的测算，我们也是跟大家分享下我们测算的结果，看分布式储能未来的发展前景如何。对企业来说，一个储能项目能否应用，它直接跟经济性有关，涉及企业的盈利。第三方面，加快储能在我国推广应用的一些建议。通过研究，向国家主管部门和相关企业提出一些建议，分享未来我国推广储能政策的趋势。
首先，我向大家汇报新能源和分布式光伏的快速发展情况，推动近几年储能发展的重要因素是新能源的快速分发展。第一张图是从2001年开始，国家电网范围内新能源累计装机量，2011年4000多万，2017年达到2.6亿的规模，增长速度很快。以前是风电，现在更多的是光伏。风电和光伏会都带来调峰调频等问题，所以建设了多座抽水蓄电站。
这是我国2011-2017年太阳能发电累计装机容量，光伏发电波动速度更快，会带来调频的影响。目前除了传统的调频电站之外，储能在调频的作用具有非常好的前景，因为它响应速度快。
这是2012-2017年国家电网分布式光伏发电累计并网容量和并网户数，从2012年13万千瓦到现在的2180万千瓦，去年新增规模接近2000万千瓦。在分布式光伏侧的应用正好契合我们对电化学储能分布式储能的应用前景。这是未来配用电侧分布式储能有很好的发展前景。
从新能源、风电、光伏发电系统带来的需求看，目前技术可行、经济可行的储能应用首选仍是抽水蓄能。但如果从支持分布式发电接入、提高供电可靠性、延缓电网需求的方面来说，建设分布式储能的必要性明显增强。这是在不同应用里，我们优先选用技术的情况。
截至2016年底，我国电化学储能规模为24.3万千瓦，是2011年规模的近6倍。技术类型主要是锂电池和铅蓄电池，分别占59%和32%；应用领域看，主要在分布式发电和集中式新能源发电并网领域，分别占53%和38%。从全球的发展数量来看，全球电化学储能应用最多的领域是辅助服务领域和分布式发电领域。辅助服务领域大概占40%，分布式发电领域占20%。我国之所以目前在分布式发电和集中式新能源发电领域的储能应用较多，主要原因是以前我国在辅助服务方面没有相关的政策，导致在辅助服务的应用比较少。
分析我国已出台的政策，我国现在分布式储能、电化学储能用得比较少的原因有：一是我们没有相关的补贴或者电价的政策；二是缺乏相关的市场机制。对于辅助服务应用来说，不适合采用初投资补贴的方式，而是应该采用市场机制的形式，根据实际应用效果给予政策的支持。这是导致我国目前储能发展总体较小，在辅助服务领域储能应用更少的原因。未来我们可能也会像国外一样，分布式储能应用指主要在分布式发电领域和辅助服务领域，其中也包括用电领域，这是未来分布式储能主要的应用场景。
下面简单介绍几个国家的政策：
关于美国，美国通过投资补贴、税收抵减和市场激励政策推动储能在分布式发电和辅助服务领域的应用。
在分布式发电领域，联邦政府层面出台了投资税收抵减（ITC）和成本加速折旧（MACRS）政策，鼓励光伏系统配套储能设备。这与美国国情有关，美国联邦层面的政策都会出台类似税收抵减的政策，催生税收和投资者合作的模式。装分布式储能和分布式光伏的很多是自然人、家庭，他交的税收比较少，如果只是他自己抵税的话，抵扣的税很少，所以他一般会跟企业合作，产生这样的税收和投资者合作的模式。这是以前在光伏领域比较关注的模式，就像特斯拉的solarcity模式，它充分享受抵免政策，使得分布式光伏发展比较好。州层面政策以加州自发电激励计划（SGIP）为代表，SGIP对储能的补贴政策历经多次调整。美国光伏发展最好的是加州，下一页我会就加州的政策做详细的介绍。
辅助服务，美国联邦能源监管委员会（FERC）发布多个法令，允许储能参与电力市场提供辅助服务，提出了储能按效果获得补偿的结算机制。其中，2018年4月新出了“841法令”，把储能作为很重要的角色，允许储能参与电力市场，提供辅助服务。总的来看，提出储能按效率和补偿的结算机制，从市场激励的方式引导储能在辅助服务领域的应用。加州、俄勒冈州和内华达州等部分州政府制定电力公司的储能强制采购目标计划，用以应对突发事故可能造成的电力供应压力。
关于突发事故应用场景，前段时间在微信朋友圈里比较热的话题是澳大利亚特斯拉系统在电力系统出现故障时迅速响应的案例，这是一个储能的典型案例。澳大利亚南澳洲，为什么特斯拉会在这里建设储能系统，并且在事故发生后继续建设更多储能系统。南澳洲的电源装机不到550万千瓦，新能源装机达到250万千瓦，整个州的可再生能源占比接近50%。南澳洲电源装机更多的是天然气，虽然天然气的调节能力很强，但是南澳洲的气源供应有很大的不确定性，可能会带来问题。此外，它跟外部电网的联络比较弱，它有2条线路跟其他州联网，规模相对是很小的，不到80万千瓦，最大的交换功率只占新能源装机的三分之一，使得电力系统的可靠性比较薄弱。所以他2016年以来出现多次较大的停电事故。2017年南澳洲提供了不到20亿的资助基金，资助储能建设。要说明的是，特斯拉电池储能不是特斯拉投资运营的，而是特斯拉负责建设的，投资运营主体是法国风电企业，将储能项目和风电场第三期同时建设，平时可以提供吸收多余的风电功率，紧急时为电网提供相关的紧急服务。
发生事故当天，南澳洲一台56万机组出现故障停机，占南澳洲装机的十分之一。大概20秒左右，整个系统频率掉到49.8Hz，低于限制后，储能虽然离出故障的火电厂大概有1000公里，但迅速作出毫秒级的响应。特斯拉的储能电池装机容量不大，100兆瓦，129兆瓦时。由于当时的储电状态、储能控制策略，最多向电网输入7.3兆瓦的功率，虽然对系统的恢复没起什么太大的实际作用，但我们可以看到它的响应速度非常快。我们可以从这个事件中看到，未来储能在出现电力系统紧急的情况下会着非常大的作用。就特斯拉电池储能的这事来说，由于容量比较小，没有对系统的恢复产生重要作用，事故后，主要通过其他常规电源恢复。但这也表明储能未来在电力系统的应用前景非常好。
这是美国加州最新的储能补贴标准，补贴计划从2001年开始，2011年把储能纳入补贴标准中。它会经常调整补贴的政策和要求。2017年版本中，设定储能补贴总目标，SGIP补贴总额预算大概是5亿美元，其中80%给了储能，20%给了分布式光伏。从补贴方式来说，以前都是按照瓦、功率进行补贴，最新的政策是按照瓦时、容量进行补贴。给定不同阶段、不同类型的补贴政策。它把储能分为三类：第一类，相对大于10千瓦的储能，大于10千瓦的储能也会考虑你是否享受税收抵免政策。另外一类，小于10千瓦的居民储能。针对各个地区补贴的规模，分为第一步、第二步、第三步，补贴不同，现在多数区域在第二步，个别在第三步，补贴规模在0.3-0.4美元/瓦时。对于比较小的储能，它有电池容量递减的要求0-2小时之间补贴额度是100%，2-4小时补贴额度是50%，超过6小时没有补贴。
关于德国，德国对户用光伏发电配置储能设备提供投资补贴，以提高光伏发电自用比例，降低电网改造成本。2010-2012年，德国的光伏发展快速，连续三年是全球年度新增装机第一、累计装机第一，他们每年装700万千瓦的光伏发电。他们的光伏主要接入用户侧，给低压电网带来很多影响，他们希望通过一些政策减少对电网的影响。在他们出台储能补贴政策之前，通过给予你自发自用电量非常高的补贴。通过这个政策，想提高光伏发电自发自有电量的比例，减少余电上网电量，减少电网的改造成本。后来政策取消了，因为无论如何提高自发自用的比例，对光伏来说都没有改变晚高峰的情况，难以大幅减少电网的投资。
2013年5月，德国出台第一轮储能激励政策，对2013年1月1日之后新建且小于30千瓦的户用光伏发电所配置的储能设备提供补贴，补贴幅度为储能设施购置费的30%，补贴预算为每年2500万欧元，并通过复兴银行提供低息贷款。2016年3月，德国延长储能补贴政策，补贴预算为每年3000万欧元（约合人民币22亿元），继续提供低息贷款。
关于日本，日本对储能的需求主要在福岛事故后，他们对安全、稳定和应急供电的需求。日本对家庭和商业用锂离子电池储能投入334亿日元（约合人民币21.5亿元）补贴预算，支付新装储能投资的2/3（家庭用户补贴上限100万日元，商业用户上限1亿日元）。市储能的发展，最重要的因素是他们有很高峰谷电价差，大概是3倍，为全球最高。
从国外政策的梳理有三点经验借鉴，我国未来政策的出台也需要借鉴国外的经验：
第一，着重与实际需求相结合，各个国家电网面临的问题不一样，对储能的需求也不一样，出台的储能政策着力点也不一样。以前青海提到配置储能的政策，他们风电规模很大，波动性很大，所以需要建设储能。目前我们了解有些省份也在酝酿出台储能政策，大量新能源接入后，有些省份出现调峰问题。
第二，注重针对性，与不同应用场景相结合。对于分布式发电侧或者用户侧储能容量数量不多，适合采用初投资补贴形式。好处是初期可以给建设者一笔补贴，减少投资者资金准入门槛。但因为补贴一开始就给你了，对监管的要求就高，防止出现骗补情况。初投资补贴政策可以用于某一个产业的初期。就像以前金太阳政策，金太阳政策初期的补贴效果很好，有力促进了分布式光伏发展，但当规模达到一定量，数量多了，监管难度越来越高，后期应该转到电价补贴和市场政策。这种政策的制定是比较科学的。对于提供辅助服务的储能，其价值和实际运行情况相关，适合采取市场机制，根据实际效果进行补偿。目前南方和东北、华北部分省份也出台了辅助服务市场机制，有些省份在两个细则中，把储能放进去。
第三，着重实效性，建立退出机制。之前出台的关于储能发展指导意见，业界希望能够出台补贴政策。由于储能应用场景非常多，现在储能的成本下跌非常快，需要建立补贴调整机制。像美国SGIP、德国和政府的政策，他们出台政策时也给了补贴规模的上限，也许我国会采用相应的政策。
第二方面，配用电侧典型储能应用场景下的经济性分析。考虑了电网侧、用户侧和分布式发电侧三个场景。
电网侧储能可以减少高渗透率分布式发电接入引起的电网改造成本，提高配电资产利用效率，提高供电可靠性和电能质量，延缓电网投资，提供辅助服务。
以减少高渗透率分布式发电接入引起的电网改造成本为例:选择河北保定光伏扶贫村作为案例，该村共有4台10kV配变，最大负荷约为220千瓦，拟接入光伏300千瓦，渗透率接近150%。按照我们的测算分析，如果电压符合国标的要求，现阶段会达到10%的限电电量。我们可以采用电网改造和安装储能等措施，我们把这些措施统一的作为备选措施进行计算。在备选措施中，并不是选择了一种就不能选另一种。我们要综合优化，选择最经济的措施进行改造。
如果我们仅进行电网改造，我们要改造3条主干线个2条分支线，大概成本是40万。如果我们把储能作为备选规模，只需要改造1条主干线、1条分支限，在3个电压薄弱点安装小规模储能，10年更换一次，成本投入大概30万。根据数据得出结果，储能有效优化改造成本，对储能位置、储能优良进行改造，得到最终的结果。
目前电网公司或者社会资本投资的增量配电在该项情景应用中面临的最大问题是储能能否纳入输配电价有效资产。如果没有纳入相关政策，如果单独作为第三方主体，无法收回相应成本。
用户侧储能应用案例，可以降低系统峰谷差，提高配电资产利用效率。我们选择江苏、浙江、宁夏这三个省的案例。我们选择工商业和的大工业两种用户类型，电压等级是35千伏。大工业案例中，储能可以减少蓄量电价，江苏是40，宁夏是33。看倒数第三列，如果在没有出补贴的政策下，目前只有江苏能获得基本的盈利。这也是符合我们的实际情况，现在在江苏做了好几个用户侧储能，江苏还有需求侧响应的补贴政策。如果我们能提供相关补贴政策，给30%初投资补贴规模，中东部省份（江苏、浙江）可以获得盈利，其他省份依然处于亏损。如果我们给了容量电价，但还是少数实现盈利。
分布式发电侧储能应用，可以提高分布式发电自用电量的比例，对于分布式发电，自发自用的电价接近销售侧的电价。分布式发电业主会给用户8.5-9折的折扣。提高自发自用电量的比例可以提高光伏业主的收入。我们测算了江苏、浙江，和宁夏，考虑销售电价和燃煤的电价。不管哪个省，没有补贴是无法实现盈利的。如果能给50%的补贴，只有江苏可以实现这样的盈利。当然，50%的初投资补贴不太可能，我们认为分布式发电侧的应用目前没有特别好的盈利空间。
最后一部分，关于我们对储能政策的考虑。在目前可再生能源发电补贴仍存在较大缺口的情况下，我国现阶段可能不会对储能进行大规模补贴，而是给予一定的扶持性补贴或试点示范支持，加快储能技术进步和成本下降，为后续在电网中的规模化应用奠定基础。
现在国家能源主管部门出台了很多促进新能源发展相关的政策文件，主要思路在于减少补贴，无论是市场化交易还是配额制，政策很重要的出发点就是减少国家补贴，在国家有限财政补贴下尽可能保证可再生能源的发展。我国现在正在着力降低工商业用户的用电成本，未来一段时间想增加可再生能源基金征收标准，难度比较大。我们认为现阶段不大会对储能有大规模的补贴，而是给予扶持性的补贴、试点示范支持。这就要求咱们加快储能进步和成本下降，当然未来储能下降的空间仍是非常大的。
关于电网侧储能，适度投资建设储能设施，促请政府允许将储能纳入配电有效资产，进一步推动开展储能支持高渗透率分布式发电接入、移动储能电站提供备用电源等应用的试点示范。比如在福建某些做茶的地区，有一段时间需要烘茶，对功率的要求比较高。如果为了这一两个月的高峰用电，对线路、变压器进行全面改造，从全社会成本上考虑可能不是最经济的，那通过移动储能车，拉到相应的变电站，直接接入变电站，可以满足季节性或者阶段性的功率要求。移动式储能也能作为大型会议活动场所的热备用紧急电源。未来移动式的储能会有一定的市场。我们目前也比较关注动力电池梯次利用，在做相关的运营模式、投资回收机制的研究。
对于用户侧和分布式发电侧储能，探索出台"政策+市场"激励机制，可先在峰谷电价差较大的地区开展用户侧储能初投资补贴试点，再逐步推广；其中也可以考虑进行税收优惠，现在风电和光伏增值税可以享受50%的即征即退。另外，在我国电量市场、辅助服务市场和容量市场建设过程中，给予储能准入地位，并根据系统需要，完善可发挥储能技术优势的市场机制。关于储能准入，在各省两个细则中有规定，目前有几个省出了，也给予储能相应的地位，南方监管局给了电价的补贴政策。
之前谈到储能发展现状，在集中式新能源发展方面有一定的应用，未来也有需求。随着新能源发电在我国的比例越来越高，新能源应该承担更多的责任，在未来技术标准完善中，能否考虑跟储能相关的应用，比如频率、电压调节能力、电力预测考核偏差，有利于促进未来集中式新能源侧储能的发展。
谢谢大家！
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