5月24-26日，第十一届中国国际储能大会在杭州洲际酒店召开。本次大会主题是“坚守储能安全底线，推动产业创新发展”。
在5月25日上午的“ 高比例可再生能源与储能产业协调发展路径”专场，科华数据股份有限公司新能源事业部技术总工侯朝勇分享了主题报告《高渗透下新型电力系统的挑战及储能价值》。经演讲人本人授权同意，小编整理了演讲速记，并将速记内容分享如下：
侯朝勇：大家上午好！我是科华数据的侯朝勇，给大家带来的分享是高渗透率下新型电力系统的挑战与储能价值。
一、“双碳”目标下新能源电力系统的特点以及面临的挑战
这是构建以新能源为主题的新型能源电力系统，这是目标，在2019年的时候煤炭还占70%左右，到2030年以后，煤炭只有30%左右，光伏和风电装机占比达到70%以上，发电量占35%以上。这是装机和发电量的对比。未来中国的能源发展，将会经历从高碳到低碳到零碳的过程，电力领域从增量替代逐渐开始存量替代，用户端储能+新能源平价、发电端储能+新能源平价上网，目前只是用户端新能源发电和标杆煤平价。
电力系统新特点，新能源占比多了以后有一些新的特点，新能源占比逐渐增加，传统说的是新能源是并网，我觉得新能源可能最终会走向电力系统组网，逐渐由传统的并网走向组网，电网架构会逐渐发生一些变化，因为新能源多了，会占领整个发电的主导。还有一个是新能源大部分是通过电力电子接入，电网安全稳定性肯定会变差。有几个方面：
一是大规模集中式可再生能源并网、输电网阻塞，造成弃风弃光率上升，可再生能源+电网间矛盾增加，很多新能源厂家估计能感受到这个问题，因为大家跟电网的矛盾是越来越大了，咱们向电网卖电，电网说很多不能并入，所以弃风弃光。
二是大规模集中式可再生能源的间歇性与波动性，导致电网安全稳定压力变大。
还有一些说法是电网的煤电，火力发电也与电网稳定性有矛盾，长期的备机和收益会变少，煤电也会成为间接的储能，收益也会降低，所以新能源的发展跟电力系统的矛盾越来越多。电力电子接入以后，缺乏系统惯量，因为传统电力机组的惯量很大，小的波动可以扛过去，但是新能源的电力电子调频能力不足。新能源占比增多以后无功储备下降，系统电压稳定能力弱。还有一个是短路容量下降，电网故障穿越能力下降。电力系统由机电暂态发展到电磁暂态，稳定问题时间尺度缩短，控制不好就经常会发生振荡，我们也经常发现随着光伏，会发现高频振荡都过滤了，低频振荡会发生烧机等等问题。还有一个问题是单机容量小且安装分散，单机要并联，不能同步也不能黑启动，对并网也是很大的调整，并且控制难度也越来越复杂。这是新能源以后对电网的影响。
电力系统新特点，这个渗透率，丹麦是93%，咱们东北西北特别多，所以导致西北跟东北的弃风弃光率是非常高的，咱们已经达到了丹麦的水平，但是刚才的辛老先生说了，人家的调节采用燃气机组，响应很快。但是中国都是火电的，响应较慢，所以导致咱们的调节能力不足。电网安全的首要目标是保证发用电的实时平衡电网是个实时平衡的系统，为什么电网稳定性比较差？因为发和用不一样，如果发和用一样，就没有必要用中间储能的设备。但是风电有反复的特性，风电一般是夜里会比较多，白天比较少，但是白天用电量是比较高峰的。
光伏是白天用得比较多，光伏是随机波动性的，波动性很大，所以为了反映风电的“反负荷”特性强，光伏波动性更大，为了保证电力系统的平衡，当火电等调节空间不足的时候，就要限制新能源发电的出力大小，从而造成了弃风、弃光的发生。
“双碳”下需要多少光伏和风电？光伏的增长是非常快的，增长率要超过风电，在全球大概是250GW在增长，国内是80GW在增长，这是大家都比较统一的共识。
这么多风电和光伏，为什么需要储能？现在大家为什么要装储能？是不是有调节量的时候，电网足够强大的时候就够了呢？或者电网没有想的那么强大。能源结构转型对电网的冲击是发输配用电侧配置储能的根本需求，储能的本质是平抑电力供需矛盾，可再生能源波动性与电网稳定性的根本性矛盾催生了储能需求。
我们经常说的，如果没有可再生能源，如果没有电动汽车，可能就没有储能什么事情，很少的备电就可以了。但是随着可再生能源或者是可再生能源发电，催生了储能的需求。电动汽车要大量发展，把电池的价格很快降下来，所以促进了储能的发展。新能源发展创造了新的储能需求，储能成本下降催生新的应用场景，如果储能成本很贵大家都不用，储能成本下降，所以很多新的应用场景都出来了。
二、储能机遇
“双碳”下储能的机遇在什么地方？因为大家说要做光伏，要做储能，光伏是发电就可以挣钱的，储能本身不发电，靠什么挣钱？全球需要多少储能？随着新能源的发电，根据彭博社的统计，全球累积装机容量的GWh，全球增量规模差不多是2000GW到6700多GWh，差不多三到四个小时的样子。和国内目前的装机，也是比较一致的，因为三到四个小时的经济性和对波动性的平抑，对电网是比较合理的时间数。
储能的应用场景，迄今为止抽水蓄能还是最大的储能方式，国网也在大力发展抽水蓄能，电化学储能紧随其后，这是由技术特性决定的。抽水蓄能仍是储能主导地位，但装机条件受限，增量比较低，虽然它很强大，也很有经济性，但是装机容量的增加量比较低。电化学储能应用场景最为广泛，较长时间内肯定会保持快速增长状态。因为电化学储能安装非常方便，不管是锂离子电池，还是液流电池，虽然相对复杂，但是应用场景很多。比如咱们在楼里面建分布式储能，是比较多的。
还有现在用得越来越多的V2G，虽然大家都感觉通过汽车连接电网进行充放电调节，目前感觉是个伪命题，但是随着电池成本越来越低，大家也会逐渐用起来，就像大家在支付宝里的钱一样，反正放在里面也是个零钱。还有一个是家用储能需求，家用储能和工商用储能肯定是能量缓冲的问题，所以加上个家用储能，也是需求量很大的市场，尤其在城市里面，在用户比较集中的地方，这可能是非常大的增长点。工商业用储能电站，在可再生能源里面，最后占比并不是太大，占17%，用户侧28%左右，电网侧21%，电源侧13%。还有一个很大市场是辅助服务，比如调频调峰，这是非常有经济性的，所以大家很愿意做辅助服务，但是辅助服务要经常和电网调度打交道。
新能源+储能是未来能源的长期发展方向，有三个阶段，“十四五”阶段，肯定是新建新能源成本低于新建火电的成本，大家会主动采用新能源，因为储能价格还比较高，所以大家不会主动配储能，只能实现用户侧的平价，就是说你现在用的光伏，其实在用户侧平价，在上网端还是不会低于标杆煤价。最后要实现上网侧平价，光伏等新能源才是有价值的。储能价格比较低了以后，光伏不稳定，必须要加上储能。最后实现新能源+储能在发电侧平价，这样才能替代传统化石能源，这个大概在2050年、2060年的时候实现，前提是储能的价格要降下来。
这是碳中和与储能发展路径，在第一阶段“十四五”的时候，用电侧光储未达平价，功率配比小于50%，盈利性一般。但是到2030年光储肯定是会达到平价的，功率配比会比较高，时长一般是2-4个小时比较合理。国外也有人提到4-6个小时，美国就提倡长一点的，因为美国是比较鼓励大家自由用电的，他们会比较长一点。全球脱碳趋势明显，高比例可再生能源+储能，结构转型加速，新能源+储能，将成为电力能源领域增量到充量的替代。因为现在是一个增量，没法到存量替代煤炭、火电，但是肯定会替代它。
三、储能价值在哪里
储能的收益就是瞬时电力平衡+短时能量平移，我说的储能主要是电化学储能，因为电化学储能，作为一个长期的天的或者是季度性的，目前来说不太可能，因为这种还得靠抽水蓄能，比如我们看到的抽水蓄能、核电，主要是靠它来调节。它主要是在小时级的平衡，响应比较快，你也可以调频，调频是秒级、分钟级也可以实现。储能系统是新能源电力系统的重要支撑。
这是电网侧必须要配的，提高快速频率调节，调频非常有经济性，大家都愿意做，但是电池的压力会比较大，因为倍率一般都是2C的，对现在电池的压力还是比较大的，国内主要是磷酸铁锂，三元锂电池容易有安全性的问题，国内用得比较少，国外韩国会用得比较多，但是出问题的概率比较大。但是储能，像磷酸铁锂，你要做2C的，效率会降得很快。还有一个是减少可再生能源出力的短期波动，比如强配的，现在国网出的各个政策，5-20%的功率，2-4小时的配比这是强制性的。还有一个是经常忽略的提高输电线路的利用率，咱们为什么不把西北和东北的新能源输送出来？输送出来要有很大的线路，这个线路可以建，但是白天在用，完善没光的时候就没用，线路利用率就很低，如果我用储能把它平移以后，就可以提高线路的利用率，不管是对系统还是对用户侧来说，都是有收益的，储能可以承担一部分这样的责任。
储能瞬时平衡，我列了几个价值，一个是频率控制，这是非常有价值的，在储能里面做得收益最大的，大家都愿意做的。解决方案是提高对可再生能源处理的预测，减少短期可再生能源处理的波动，提供频率调节服务，提供系统转动惯量。第二个是电压控制，不管是做储能的还是做光伏的，大家突然发现逆变器多了一些功能叫夜里可以提供SVG的支撑功能，其实光伏在夜里完全可以用SVG的功能，储能的时候也可以用，因为储能你并不是天天在用有功的，但是你在不用有功的时候，可以让它出一部分无功，调节电压的控制之类的。这样会把储能的价值发挥得更大，虽然这部分跟电池没有关系，纯粹是PCS的挑战，我们科华现在做的PCS，完全具备SVG+有功的调节。
还有对高压线路的利用率，会造成换相失败，换相失败会导致高压直流输电故障，但是当换相失败的时候，可以用储能撑过去，就完全可行，这方面也有一些研究。
发电侧的储能价值，发电侧本身，因为储能项目是消耗型项目，从发电来说，本身是不会发电的，要是说储能带来发电量，这是不可能的。所以这部分完全是消耗型的项目，但是为了解决弃风弃光，大型储能系统投资降到最低的时候，65万/MWh，0.65元/Wh的时候，你把电存下来，在用的时候卖出去，才有经济价值。因为降到0.65元的时候，度电成本是0.13元，这部分才会有收益，要不然是做发电侧，用来做弃风弃光，目前来说是没有收益的，只能是政策性影响，短期肯定是政策，中长期还是靠成本的下降。
这是在电网侧的另一部分，保障电力系统稳定运行，提供电力辅助服务。目前在调频经济性上是最高的，韩国做的大部分是调频，中国在山西也做了很多。峰谷价差，很多地方是没有太大经济性的，如果七八年才回来本，很多人不愿意投资，如果大于0.6元是有收益了，但是一天只能干一次，收益的时间比较长，所以很多人也不愿意单独做这个，所以储能一定是综合性的做才能产生收益。电网侧储能价格降到1.4元的时候，“峰谷+峰平”平均价差0.6元的时候可以实现经济性。目前在北京、上海、江苏是可以干的，在这三个地区做得比较多。
还有一部分是工业储能，建一个光伏+储能的自发自用，现在要建分布式光伏地很难找，国家也出台了很多政策。分布式光伏是很好用的，分布式光伏可以实现电力自发自用加储能，对电网的冲击也小，对用户也比较好，这部分完全可以有收益，因为光伏的成本已经很低了。还有一部分是在降低容量的电费，因为电网是两部电价制，有基本容量电价费，还有变压器容量费。如果我测算好整个园区的负荷，我可以用储能把这个容量费降下来，这部分的收益还是非常可观的。全球工商业装机容量是55GWh，远超于发电侧，就是远超于咱们现在强制政策配的，中国大概有18GWh的样子，算下来就那么多的量。但上工商业用户是要实实在在产生收益的，所以这部分的收益会比较高，增量也会比较快。
降低容量电费的收益，我列了几个城市，比如北京最高，48元容量电价，天津是25.5，山西36，山东38，江苏也很贵，江苏和浙江是40，如果说我按容量电费35元/KW月的容量费为基准计算，配套储能设备后，每年可以节省容量电费开支67.8万元，投资回收期为5.8年，目前有较好的机会，这是完全可以干的。如果再加上峰谷差价，收益会比较快。坏处是什么呢？你要对一个一个用户的负荷进行分析，这要跟电表结合起来，因为电表是15分钟记一个点的，看一下负荷曲线是什么，可以计算出来配多少储能经济性最高，这部分是可以干的。
还有一个是峰谷价差收益，这部分大家都能想到，就是靠高峰低谷的电价来收，但是“峰谷+峰平”平均价差0.6元/KWh的地区，可以实现经济性，并且IRR达到8%以上。这个测算的前提是储能系统寿命是6000次、8年，这个压力会比较大，单体电池可以到6000次，但是储能系统到6000次，压力还是很大的，所以这部分可以做一个辅助的收益。比如你降容量电费的时候，再加上这部分，收益就会增加。我算了一下这个表，二次峰谷加上套利的计算表，储能价和单价，大家还是要在黄线之内才是有收益的。因为你要IRR大于8%，如果小于8%，也没有人去投资储能。
还有用户侧，就户用的，中国的户用也不是没有可能，昨天我们还算了一下，中国的户用成本大概在0.6元左右，这部分成本刚才算光伏+储能，最终实现0.3元，在户用侧也是有收益的。长期以来，在农村有收益，目前在中国没有收益。目前在哪有收益呢？美国，美国并不是因为电费高，美国的电费不高，美国是断电风险高、税收抵免激励，所以今年美国市场特别好，很多人去做美国的市场。还有欧洲的，尤其是德国，德国的电费是0.3欧元，合人民币大概是1.8-2元的样子，所以它做家储的经济性是非常高的。所以预计家用储能市场，到93.4GWh，比工商业和发电侧的用量都大，因为这是实实在在产生价值的。
光储评价，我总结了一下，到0.62的时候，这是到1.4的时候，可以实现收益。但是这部分，都是短时能量平移的，大部分都是几个小时的。
还有一部分很大的存量是光储充+5G基站，光储充+为什么是未来很大的趋势？因为电动汽车肯定越来越多，但是电动汽车是明显的波动性负荷，其实你增加了很多电动汽车，对电网来说发电量并没有增加很多，我就是功率增加了，这部分对电网是特别不愿意看到的一件事情。我功率增加了，变压器很大，但是你一天只有2个小时，剩下的20多个小时都在闲着，肯定回不来本。所以对电动汽车，对老旧小区没有容量了，你没办法加充电桩了，尤其是老旧小区像北京很多地方不能加充电桩，并不是不想给你加，没有容量，你要么换变电站，要么换变压器，这部分成本又很高，但是一天充不了多少电量。
所以我们觉得光储充，有条件的可以加装，储充也是很有经济效益的地方，一个是解决电网的投资，你可以延缓电网的投资，所以这部分，很多人也是在做的。还有一部分是在5G基站里面，随着锂电池价格下降，肯定要替代铅酸，这是毫无疑问的。并且在5G基站以后，这部分铅酸不但可以做UPS备用，还可以做能量型调度，因为5G基站是可以调控的负荷，可以做一些峰谷价差。
四、未来储能分析
储能需求逐年增加，锂电路线最具潜力，虽然现在也有一些液流，还有钠离子，但是目前来说要实现大规模商业还是需要比较久，目前还在研究的固态电池，还有很多技术问题没有解决。在用户侧自发自用经济性显著，分布式储能特别是海外户用储能会非常多。国内的发电侧，目前咱们还在发电侧，短期靠政策驱动，因为工商业储能，突然又出来了安全事故，本来以为工商业储能要发展起来了，所以又缓了一下，但是势不可当。电网侧调频已具竞争力，调峰成本目前经济性还比较差，除非调频和调峰加起来做。
储能发展制约因素，大家都不愿意投，为什么呢？因为你投了以后，储能的投资并不一定有收益，我建个储能，最终不是我来收益，因为调频是直接产生收益的，比如我储能降低电网阻塞、降低新增投资，我增加储能，但是它也不给我钱，所以大家的积极性不是很高。但是随着电力市场化，储能成本在电力系统各环节中的传导将更为顺畅，储能投资将由外部因素推动向自身经济性驱动转变，以前是靠政策，但是最后大家把电力市场理顺了以后，大家还是愿意投的，因为咱们国外都是愿意干的，国外相对电力市场比较开放一点，咱们的电力市场发展比较慢一点。
这是储能关键部件发展趋势，比如储能电池，大约占65%左右的成本，只有它降下来了，整个储能成本才能降下来，要靠技术和规模。我们科华是做光伏逆变器的，我们有先天优势是光伏逆变器和储能逆变器有同源性，所以我们做这个有非常大的渠道优势，对电网也比较了解。但是这部分成本会逐渐下降，这两部分成本在整个储能系统里面占到80%，这两家真正主导市场以后，才能把储能成本降下来。还有一个市场是BMS市场，它很关键，但是它在整个里面占的成本比较小，主要是算法和芯片，目前一个比较大的趋势是云端化，会逐渐降低在本地化的成本，尤其车上已经很明显了，原来车上最底层的板卡还有计算功能，现在只是采集功能，都到车上中控了，所以这也可能是最后云端化很明显的趋势。
还有是EMS，与电网调度决策高度集成有关，也会逐渐跟电网那侧合并，并且也逐渐云端化。还有大家提得比较多的消防，确实没有找到特别合适的消防剂，大家一直在灭火，但是我觉得可靠预警加精准有效灭火才是消防的关键因素。
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