继《独立电池储能电站应用探讨（一）》，本文将从促进独立电池储能电站发展的建议、中国新能源发电发展现状两个角度再次深度从技术角度论述。
三、促进独立电池储能电站发展的建议
为促进独立电池储能电站的发展，政府及电网企业应从以下几方面进行布局：
（一）明确独立储能电站的补贴或计费方式
明确补贴或计费方式，对储能系统，不仅是独立储能电站，建立商业模式至关重要。目前尚无明确的政策对储能系统参与电力市场做出规定，包括参与方式、计费标准、补贴标准等。
能源局6月发布的《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》，准许10MW/40MWh以上的电储能系统（含整合型储能系统、独立型储能系统）参与辅助服务市场，提供调峰、调频服务，但具体的结算方式并未制定。
对于独立储能电站补贴及结算的方式，要避免只考虑一次性建设补贴。能促进电站持久运营的电价、补贴机制的制定可促进储能电站在电网中长久发挥作用，可以考虑以下两种形式：
（1）采用类似于抽水蓄能的结算方式，设置价格机制
独立储能电站从功能上讲，与小型抽数蓄能电站类似，因此可以借鉴抽水蓄能的管理方式进行设定，从而形成可持续发展的经营模式。
目前我国的抽水蓄能电站，经营模式及定价机制如下。
表1中国抽水蓄能电站的经营模式及电价机制，资料来源：CNESA
如采用容量电价的形式，假设容量电价为600元/（kW*年），上述桥湾变电站600MW风电120MW/240MWh储能系统，在额外提供30%的建设费用（电站总投资约7.2亿元，30%建设补贴约2.16亿元）的情况下，预计投资回收年限为7年左右，对于投资者来说，将具有一定的吸引力。
延伸阅读：独立电池储能电站应用方式探讨（一）
（2）纳入电力系统辅助服务范畴，制定相关政策，促进储能电站参与辅助服务
《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》已经允许储能参与电力辅助服务，但相关的结算机制并未确定。在现行主要以火电机组参与的电力辅助服务市场中，“三北”地区调峰的结算方式如下：
表2“三北”地区调峰辅助服务现行结算方法（资料来源：CNESA）
同样以桥湾变电站120MW/240MWh独立储能电站为例，假设一天参与两次调峰，且储存的电量在用电高峰时段按照风电上网电价卖出（按0.5元/kWh计算），充放电效率90%，一年按365天计算，则不同地区的收益情况如下表。
如储能电站进一步参与其他辅助服务，例如调频辅助服务，经过优化设计，有可能获得更多的收益，进而进一步缩短投资回报期。
对于储能系统来说，可以参与辅助服务市场，显然可以促使储能形成一定的商业模式，目前还没有明确的储能参与辅助服务市场的规则制定，但如果按照现行的模式，在一些地区已经具备盈利空间，未来应根据储能的特点，制定适应的规则，促进储能的应用。
延伸阅读：独立电池储能电站应用方式探讨（一）
（二）制定更严格的风电、光伏准入规则，促进储能应用
例如对风电、光伏的电能质量制定严格的标准，促进储能应用。目前的标准较为宽松，风电站、光伏电站在提高风电、光伏发电质量的问题上，动力不足。
以风电的波动率为例，根据2005年发布的《风电场接入电力系统技术规定》，我国风电场的波动率的控制标准如下：
表3我国风电波动率控制标准
张北风光储输示范项目的相关经验表明，以上标准不足以促进储能的应用。制定更严格的标准，在没有储能设备的参与的情况下，达标困难，例如每分钟变化率2%，每十分钟变化率7%，这将大大促进风光电站应用储能的积极性。
（三）明确电网的责任
在前期电网建设运营示范项目，积累相关调度管理经验后，储能电站的建设应该从电网释放，储能建设的投资方应向独立于电网的第三方转移，而电网将主要承担以下责任：
主动为储能设施接入电网提供服务；
电力调度机构负责并准确计量储能电站电量、电力服务，按规定及时结算储能电站收益；
协调区域风电站与储能电站的运营，提供相关电力数据，帮助研究、制定储能电站的优化运行策略。
结合运行情况，研究制定储能电站并网标准，规范储能电站运行；
积极协助建立电力辅助市场。
四、附录：中国新能源发电发展现状
1.中国新能源发电发展现状
新能源发电在中国发展迅速，装机量大幅攀升。2009年至2015年间，风电、太阳能发电装机规模从1762万千瓦增长至16988万千瓦，年复合增长率达到46%。另外，风电、太阳能发电装机规模在总装机规模中的比重也不断增长，2009年至2015年间，从2%增至11%，新能源正逐渐成为中国重要的发电资源，其生产运行对电力系统的影响将不断加深。
图4风电、太阳能发电累计装机容量及装机占比（数据来源：中电联）
延伸阅读：独立电池储能电站应用方式探讨（一）
但与此同时，可再生能源发电的利用情况却不容乐观，弃风、弃光、限电现象严重。能源局发布的相关数据显示：
2015年全年弃风电量339亿千瓦时，全国平均弃风率达15%。“三北”地区弃风尤其严重，其中，内蒙古弃风率达18%，而甘肃、新疆、吉林弃风率均达到32%；
2015年全年弃光电量46.5亿千瓦时，全国平均弃光率达12.6%。弃光现象主要集中在西北地区，最为严重的甘肃、新疆，弃光率分别为30.7%、26%。
提高可再生能源的消纳量，减少弃风、弃光、限电量，已经成为目前亟待解决的问题。
2.现有的问题解决方式
从国家到地方，先后出台多个文件，促进风电、光伏的消纳，提出并尝试了多种办法，以下为部分关注度比较高的手段：
风电等可再生能源清洁供暖
2011年11月，我国第一个风电供暖示范项目在吉林洮南投运，2015年6月，国家能源局发布《关于开展风电清洁供暖工作的通知》，在内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北、新疆、山西试点风电供暖。
风电供热的操作方式为：风电企业按对应的供热设施总用电量，低价向电网企业出售这部分电量，电网企业收取合理的输电费用（含国家各种税费）后，将这部分电量转供给供热单位。风电企业低价提供的供热电量按当地风电电价补贴标准享受国家可再生能源发展基金的补贴。
可再生能源发电直接交易
2016年初，国家能源局发布了《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》，指出鼓励可再生能源企业参与直购电，促进可再生能源的消纳。
可再生能源制氢
2016年两会召开期间，李小琳建议促进“电转气”技术发展，电转气再次引起大家关注。其实电转气，尤其是可再生能源制氢，已被讨论多年，我国从2012年起就开始探索建立耦合氢能系统的风电多能源利用模式。目前国家电网公司、神华集团、中节能集团等已经纷纷启动了风电制氢的研究和示范项目。
储能削峰填谷
通过储能削峰填谷，也是热门话题。中国已建成多个风电储能示范项目。
深化辅助服务补偿机制
提高辅助服务补偿力度，完善推广电力调峰市场机制，通过深化辅助服务补偿机制挖掘当地电力系统调峰潜力，使常规电厂更多的提供辅助服务，从而促进可再生能源的消纳，从原理上是合理且有效的手段。
新一轮电改启动后，已经陆续出台了多个文件，表示将探索建立市场化的辅助服务分担机制，例如《山西省电力体制改革综合试点实施方案》中提到，2016年底前将制定山西电力市场辅助服务建设框架方案。
上述方法在一定程度上对促进新能源的消纳起到了积极的作用，但同时也存在着推广应用的困难。例如：
电蓄热装置会增加风电企业的成本；另外，在整个区域电力负荷有限的情况下，增加蓄热装置上网电量，将压缩其他风电场的上网电量，从而整体消纳水平提升效果被打折扣。
直接交易的新能源电量占总弃风量的比例小，例如甘肃地区，2015年11月，弃风电量就达到7.07亿千瓦时，直接交易量仅为弃风量的5.8%。若要通过直接交易促进新能源消纳，还需扩大交易规模；
可再生能源制氢，除技术问题外，稳定的、规模化的氢能市场，是这一应用模式推广的关键，需要国家整体进行规划。
储能削峰填谷，经济收益还存疑问，近两年项目建设速度已放缓，从示范向商业化应用转变困难。
电力辅助服务的改革还刚刚起步，未来还需静待政策的进一步出台。
延伸阅读：独立电池储能电站应用方式探讨（一）
原标题：【高工纵深】独立电池储能电站应用方式探讨（二）
