电化学储能商业模式研究

电化学储能商业模式研究

彭昌

中国电建集团河北省电力勘测设计研究有限公司 050000

摘要：随着我国大力发展碳达峰路线，积极发展储能技术，实现“双碳”目标，建立新型电力体系具有重要意义。结合公司电化学储能发展现状，分析其商业模式初期存在的问题，提出促进行业发展建议，为完善盈利型商业模式提供了思路。

关键词：电化学；储能商业模式；研究

引言

化石能源资源短缺、能源结构不合理、环境污染严重等问题，成为制约经济社会可持续发展的瓶颈。电化学储能是支撑能源转型的关键技术之一，相应产品广泛应用于新能源汽车、数据中心、通信基站、重大装备、储能电站等，成为构建电力系统的基础装备、促进节能提效的重要依托。相关行业政策将促进能源消费结构大调整、引导新型储能行业加速布局、助力绿色低碳转型。

1电化学储能技术特点

1.1磷酸铁锂电池技术

锂离子电池储能技术是通过电池的正负极化学材料发生可逆的氧化还原反应，实现电能的存储与释放，是典型的二次电池。除去正负极材料外，锂离子电池还包括了隔膜以及以有机锂盐为电解质的有机电解液。目前，锂离子电池主要根据正极材料的不同进行分类，包括钴酸锂电池、锰酸锂电池、磷酸铁锂电池、三元锂电池等。其中在储能领域规模化应用最为广泛的是磷酸铁锂(LiFePO4)电池，其正极采用的是橄榄石型结构的磷酸铁锂，涂敷在铝箔集流体上；负极材料采用石墨，涂敷在铜箔集流体上；正负极材料之间，采用聚合物的隔膜进行隔离，锂离子可以通过隔膜而电子不能通过隔膜；电池反应体系内充满了锂离子的有机电解液，用以提供锂离子以实现电荷的流动；电池整体采用金属或者塑料外壳封装。

1.2液流电池技术

液流电池主要是通过电解液中的活性物质在正负电极上发生电化学氧化还原反应来实现电能和化学能的相互转化，是由美国科学家Thaller于1974年提出的一种电化学储能技术。目前液流电池已发展出较多的技术路线，主要是根据液流电池电解质中活性电对种类的不同，分为铁铬液流电池、锌溴液流电池、全铁液流电池、全钒液流电池等。其中，全钒液流电池由于其正负极氧化还原电对均采用了钒元素，使得液流电池发生交叉污染后，不至于造成电池容量难以复原的困境，电解液可以在长时间运行后进行再生。另一方面，全钒液流电池两个氧化还原半反应的电化学反应动力学较好，在无外加催化剂的情况下即可达到较高的功率密度。目前，全钒液流电池技术已经步入了商业化发展，处于市场开拓阶段。

2电化学储能系统商业模式存在的问题

2.1火电配置电化学储能调频系统补偿机制有待完善

现有的调频补偿政策较为广泛实行了调频里程和调频容量的两部补偿机制，综合性能补偿标准评价仍然以传统火电机组的调节速率、调节精度、响应时间为主，无法准确衡量储能系统的功率响应、功耗等指标性能的优劣，未将电化学储能系统的类型、状态、配置容量纳入补偿计算范畴，不能充分体现电化学储能调频的价值。当前，储能联合火电机组调频是我国现行辅助服务考核机制下的特有形式，由于调频容量需求有限且辅助服务是零和游戏，补偿费用实质上是利益在各机组间的再分配。火电机组配置储能调频快速增长市场将很快饱和，调频市场的饱和必将导致调频辅助服务价格过低。

2.2是电化学储能调峰电站存在收益逐年降低的风险

目前电化学独立储能电站的租赁收益是在新能源配储背景下产生的，随着储能、新能源建设成本的进一步下降，自配储能、共享储能调峰电站建设增多，新建共享储能的成本更具优势，共享储能电站的租赁收益空间就会越来越小，通过共享容量获得的租赁收益缺乏一定的可持续性。此外，储能调峰电站充电时，仅将其作为普通电力用户，充电电费中除包含电量电费外，还包含启动分摊、特殊机组补偿分摊、调频机会成本分摊、容量分摊等费用，充电费用大幅增加，降低了储能电站收益。

3电化学储能系统发展的应对策略

3.1建立电化学储能差异化可持续的补偿机制，进一步提高电化学储能收益

应在常规调峰、调频市场建设基础上，充分发挥储能系统响应速度快、布置灵活等技术优势，根据系统运行需要，制订转动惯量、爬坡等辅助服务新品种的交易规则，建立可持续的差异化的辅助服务补偿机制，挖掘电化学储能系统辅助服务价值。允许储能电站在内的各类资源公平参与电力现货市场，发挥储能电站跨时间调节能力，完善价格机制，明确储能电站充放电价、输配电价政策，适当放宽储能电站充放电现货、峰谷出清价格限值，利用价格信号调动储能电站参与电网调峰，提升储能电站获得持续盈利能力。

3.2发挥发电企业内协同效益，提高储能调峰电站综合效益

全国各地将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件增加了新能源初始投资，而且配储设备质量参差不齐，实际利用效率偏低，配储降低了新能源项目竞争力。共享储能模式因其安全质量可控在控、规模开发运营成本低、集中管理易于调度、有助于减少新能源项目建设初期投资压力和未来运营风险、提升自身经济效益等优势逐渐获得了市场认可。发电企业内部应充分发挥产业协同优势，鼓励所属新能源企业与共享储能电站协调发展，既降低新能源企业建设成本，又提升电化学储能电站经济效益，使新能源、共享储能发展实现“双赢”。

3.3推进电化学储能全链条的相关工作

为了促进行业健康发展，鼓励并充分吸纳能源企业、科研机构、高等院校依托能源项目建设、重大科研项目等参与标准制修订和示范，完善新型储能标准管理体系，结合新型电力系统建设要求，抓紧建立涵盖新型储能项目建设、生产运行全流程以及安全环保、技术管理等专业技术内容的标准体系，促进行业内技术合作，规范储能行业发展，降低投资成本，提升储能系统运营效率。储能生产企业要加快新型储能技术研究攻关力度，推进先进储能技术及产品规模化应用，研究突破超长寿命高安全性电池体系、大规模大容量高效储能等关键技术，建立电化学储能系统全生命周期溯源管理平台，将储能产品安全可靠地融合到电力系统行业，打造成为“专精特新”产业。

4电化学储能技术应用场景

与常规电源相比，新能源发电单机容量小、数量多、布点分散，具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。随着新能源大规模开发、高比例并网，电力电量平衡、安全稳定控制等将面临前所未有的挑战。可利用储能等灵活调节资源缓解新能源消纳压力，保障电网安全稳定运行。新能源场站配置储能可实现以下功能：一是提升风光预测精度，降低对电网波动的影响，减免考核费用；二是为新能源场站提供调节能力，提升新能源的灵活性，降低新能源弃电率；三是丰富新能源参与电力市场交易的品种(如调频)，提升效益；四是提升新能源发电稳定性和并网电能质量。目前，新能源场站配置储能项目大部分属于配建储能项目，一般与新能源场站捆绑进行工程设计及建设。尽管已有较多新能源场站配置电化学储能项目投运或进入建设期，但总体上项目在可研设计阶段对于新能源配置储能的技术选型、配置容量及比例、功能定位、经济性分析等方面缺乏深入分析研究，储能按照不产生收益，以纯增量投资形式纳入新能源场站投资回报率测算。

结束语

目前，电化学储能成本偏高，资金需求较高，在利用企业内部闲置土地建设的前提下，项目收益率仍然偏低，商业模式正在加速演进并持续完善。降低电化学储能成本、提高设备安全性、建立可持续的盈利型商业模式是当前电化学储能创新发展的关键。

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