德国储能发展现状及对中国的借鉴意义.docx
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德国储能发展现状及对中国的借鉴意义
德国储能发展现状及对中国的借鉴意义
能源转型对于减少碳排放至关重要。
2020年上半年，德国可再生能源占该国净发电量的比例已超过55%。
因此，为解决和平衡可再生能源占比不断提高情况下带来的电力波动性、间歇性这一问题，我们亟需创新的解决方案和商业模式。
近年来，德国储能市场十分活跃，尤其是在支持电力市场辅助服务和家庭应用方面更是如此。
该研究报告聚焦于储能这一重要主题。
报告描述了储能在德国所发挥的作用以及支持其发展的政策框架，并提供了不同储能应用的具体案例。
1执行摘要
过去几年，在可再生能源和储能技术成本降低的双重推动下，储能行业发展相当迅速，尤其是得益于迅猛发展的电动汽车电池技术。
储能是促进能源系统实现气候中性转型的重要驱动因素，同时储能还可以与其他能够提升高比例可再生能源电力系统灵活性的技术相结合，例如电网扩容、需求响应和能源效率技术。
抽水蓄能系统和热储能系统与集中式太阳能电站相结合，已显示出通过大容量储能提供灵活性的能力。
通过提供网络服务和优化输配电网，电池储能系统以及尚未得到广泛应用的储能技术如压缩空气储能越来越多地显示出在提升灵活性方面所作出的贡献。
电池储能不仅在大规模应用中意义重大，在电表后端需求侧这一小规模应用领域的作用同样不容忽视，其市场也在不断扩大。
储能系统在德国越来越普及，一方面是由于德国电价较高；另一方面，光伏与储电相结合降低了自发自用的发电成本，因此独立用户对储能相关的解决方案很感兴趣。
但是，这一发展趋势必须是有利于电网优化的，否则就必然要求电网的大规模扩容。
在本报告第四章中，我们将选择15个储能系统的应用案例（其中大部分是德国案例）进行详细分析。
表1展示了入选案例分属的类别：
本报告详细地探讨了三个商业案例：
大规模储能对电网频率调整的贡献、利用储能系统优化光伏电力自发自用、储能参与电力现货市场。
储能在能源系统转型方面发挥着重要作用。
然而，大规模储能容量并不一定是成功实现能源转型的先决条件。
在德国，良好的输电线路和与邻国的良好互联保证了足够的容量用以平衡大部分间歇性可再生能源。
虽然与未来情景下的发电和输电相比，储能的能源总量很小，但是储能可以缓解电网扩容的压力，使转型过程更加平稳和高效。
在电网扩容面临公众接受度问题的地区，情况尤其如此。
在比德国小，且与邻国之间的互联线路不够理想的国家，例如，岛国或处于外围的国家如葡萄牙，储能的价值会进一步凸显。
对于领土面积大的国家来说，情况也是如此。
在这些国家中，由于可再生电力必须远距离输送，因此输电网络的成本更高。
当前，针对灵活性利用的监管框架非常复杂多样。
相关规定并非始终一致，而且分散在各种法律法规当中。
因此，监管框架和电网使用费用机制的改进必不可少，从而鼓励灵活性利用，以便电网受益。
但是储能系统的价格仍然高于其他灵活性方案。
因此，降低成本是提高储能系统经济效益的最重要前提。
除了研发以外，标准化对于提高储能系统经济效益也非常重要。
标准化是批量生产的先决条件，并有助于加快技术知识传播和创新。
除了经济效益外，安全性在电池等储能系统中也发挥着重要作用。
标准化可以为产品安全性提高做出重要贡献。
标准化还涉及其他方面（例如安装、验收、并网、处置），这些方面也与储能技术的发展有关。
从国际上来看，标准化可以避免在贸易中出现技术壁垒，从而降低市场准入门槛。
2简介：
德国储能发展
在中国，可再生能源的快速发展增加了传统电厂和整个电力系统对灵活性的需求。
弃风弃光仍一直是中国面临的一个挑战，虽然近年弃风弃光问题有所改善，但是中国电力部门仍需更多的灵活性。
2016年中国全年弃风率高达17%[1][2]，甘肃等省份全年弃风率甚至高达40%。
在采取了一系列措施后，到2019年，年弃风率和弃光率分别降至4%和2%。
当前，提高电力灵活性的措施主要是针对火电厂。
但在消费侧和输电侧，在引入平衡电力市场试点和计划引入针对需求响应措施的经济激励措施方面，灵活性潜力也变得越来越重要。
尤其重要的是，设计针对灵活性的经济激励机制，即通过电力市场和交易所、平衡电力市场或通过网络运营商的干预（例如再调度、网络阻塞/并网管理），来改善灵活性的相应机制。
储能系统在中国也发挥着重要作用。
截至2018年底，中国的抽水蓄能电站已达约30吉瓦，电化学储能（电池储能）达到1吉瓦。
中国政府计划推进电池储能设施扩大规模，以进一步推动可再生能源并网。
然而，除了初始投资高或资本成本高以及技术难度大（生命周期、安全要求）以外，价格、市场以及针对储能利用的支持机制方面在未来发展中仍然面临挑战。
2.1电力部门的灵活性需求不断增长
可再生能源在能源系统中的占比提高使每小时发电模式发生变化。
如果发电依靠风能和太阳辐射，则会导致发电过程中的波动性增加，而波动必须加以平衡。
灵活性的定义如下：
“电力系统旨在确保发电和用电在时间和空间上时刻保持平衡。
电力系统的灵活性代表了电力系统能够在多大程度上根据需求调整发电和用电，从而以具有成本效益的方式保持系统稳定。
灵活性是指电力系统在面临供需急剧波动的情况下，保持持续供电的能力。
”[3]
通常情况下，可再生能源的比例不断提高，每小时发电量变化会增加。
但是，波动幅度和对灵活性的需求取决于可再生能源类型以及不同可再生能源技术的组合。
光伏电站非常适合太阳能辐射充足的地区，并且光伏并网具有日波动和季节性波动特征。
风电并网量与风速呈高度相关关系，在各种可再生能源类型当中，风电每小时并网曲线是最不规律的。
因此，风电场和光伏电站的并网量很难预测，所以电力系统中发电计划在很大程度上取决于并网量预测，而并网量预测应尽可能做到精确无误。
但是，即使预测水平有所提高，仍然需要灵活性技术，以便快速增加或减少发电量或用电需求。
然而，也有一些非波动性可再生能源。
在世界范围内，水电是一种非常普遍的可再生能源，发电出力几乎恒定。
不过，在一些夏季气候干燥的国家，水电的季节性波动比风电大（葡萄牙风电相当稳定，但水电在夏季波动很大）。
生物质能可控性很好，如今在欧洲和北美得到广泛使用，地热和太阳能热电厂与储能相结合也可以保证电力供应恒定，不同技术的组合使用会决定最终的发电模式，并决定在平衡波动时采用何种技术或概念。
图1显示了2020年7月德国每小时的发电量，从中可以清楚地看到陆上风电和光伏的波动性。
在德国的能源结构中，可再生能源占比达到43%（图2）；到2030年，预计这一比例将超过65％，到2050年，电力系统基本全部使用可Figure1再生能源。
除了供电方面的波动外，每小时用电需求也有所变化。
因此，不仅电力供应需要预测，电力需求也必须预测，供需必须得到平衡。
未来随着电动汽车或热泵等新技术逐步取代化石燃料技术，预计电力需求将增加。
同时，能效的提升也将显著减少电力需求。
因此，一个地区的年电力需求和每小时需求模式也会发生变化。
2.2提升电力市场灵活性的方案
提升能源系统的灵活性有多种方案。
表2列出了这些方案，并简要说明了方案目标。
显然能够满足灵活性需求的方案不止一种。
大多数情况下，不同能源系统会有不同需求，因此，平衡供需需要综合运用多种方案。
储能是众多方案中的重要一类，其中包括部门耦合方案。
一些应用情景需要快速响应，因此需要响应时间短的技术。
然而在其他情况下，则需要保证灵活性提供的持续时间，因此这些灵活性方案必须具有运行时间长、效率高的特点。
在图3中，灵活性方案按典型运行时间排列。
此外，调度方向已给定。
正向调度指需求超过供应，因此必须减少需求或增加供应，以维持系统平衡。
反向调度指供大于求，因此必须减少发电量或增加可控负荷的需求
此外，还有一些非技术因素可以改善灵活性，例如提高预测能力或改进非歧视性市场设计（表3）。
例如，市场设计在建立合适的框架条件中发挥着重要的作用，在这些框架条件下可以广泛采用灵活性方案。
监管框架应为非歧视性能源市场准入提供便利，并确保投资安全。
因此，可再生能源的推广必须与支持使用灵活性方案的市场设计一起进行。
市场设计方案不仅可以影响对灵活技术的投资，而且可以促进国际贸易，从而改善整个系统的灵活性（参见[3]）。
由于大市场区域具有不同的地质和大气条件，因此，在大市场区域内，可再生能源并网波动可以得到更好的平衡，邻国（或相邻省份）的密切合作在提供灵活性方面发挥着重要作用。
邻国之间的能源政策协调一致，可以给双方带来好处，因为这样可以确保彼此提供的灵活性相互支持，从而提高供电安全性和系统稳定性。
但是，在政策层面开展合作的同时，必须确保实际电网容量和互联线路步伐一致。
然而，初步经验表明，延长电网线路、发展电厂和可再生能源很少或完全不被当地公众接受，德国的某些地区就是如此。
因此，企业和政界人士都有义务在早期阶段使公民参与到有关能源转型的交流讨论中。
在这一过程中不仅要向居民和广大公众提供信息，还应使公民参与实施过程，并认真考虑他们的意见。
3德国和全球储能系统/技术的现状
在简要介绍了储能系统（重点是储电）的典型应用领域和技术特点之后，本章将概述全球和欧洲储能系统的现状和发展趋势。
最后一节将聚焦德国的具体情况。
3.1储能系统的典型应用领域和技术特点
本节仅简要概述储能系统。
更多详细信息，请参见参考文献[6]至[14]。
储能系统的区别如下（参见图4）：
•放电时间：
-短时间（几秒/分/小时）
-长时间（几天或几周）
•应用范围：
-电能质量和不间断电源
-输配电网支持和负荷转移
-大容量电力系统管理
•储能技术：
特别是：
-抽水蓄能系统
-电化学储能系统（尤其是电池储能系统）
-抽水蓄能系统以外的机械储能系统（尤其是压缩空气储能、飞轮等）
-化学储能（特别是电制氢，电转合成燃料/化学物，一般是电转X）
关于典型储电应用领域更详细的分类，请参见图5[8]。
附件A.1中也使用此分类，对所选案例研究进行区分。
参考文献[8]也展示了有关储电系统成本的详细介绍。
这些储能系统发展迅速，最突出的是基于锂离子电池的电池储能系统（图6）。
到2030年，电池储能成本与2018年相比平均可以减少一半，甚至可减少至原来的三分之一（[12]）。
3.2储能系统的现状与发展趋势
全球情况
图7展示了截至2019年2月各地区和国家的兆瓦级储电项目概况（包括在运项目和计划建设项目）。
其中，美国领先，其次是欧盟各国（尤其是英国、德国）、澳大利亚、日本、中国和韩国）。
根据国际能源署储能追踪报告[11]，2019年以来，储能系统（不包括抽水蓄能系统）的实际建设量自2019年以来首次下降（图表8）。
值得注意的是，韩国市场受到技术问题的影响，储能系统建设与安全法规（电池起火）相冲突。
根据国际能源署报告[11]，2020年的新冠疫情危机很可能加剧这些影响，因为电池生产包括从电池、组件到包装和安装在内的供应链特别复杂。
图9显示了锂离子电池在储电中的主要作用，其次是热储能，特别是集中式太阳能电站+熔融盐储能有所增加。
处理风电和太阳能发电造成的电力过剩是利益相关方安装储电设施的主要原因（图10），但是电网调频和其他系统服务也是建设储电设施的原因。
美国能源部全球储能数据库（DOEGlobalEnergyStorageDatabase）[9]给出了全球各项目的详细的数据。
欧洲情况
图13对近期欧洲范围内的储能系统进行了概述，并建立了欧洲储能设施详细信息数据库。
其中显示，欧盟的大部分储能（占现有功率的90%以上）属于抽水蓄能（图11中的浅蓝色部分），具有容量大和功率大的特点。
机械储能达8万兆瓦，其中近5万兆瓦处于在运状态，其余处于规划或建设阶段。
此外，还包括约1500兆瓦的非常规储能方案，例如压缩空气储能。
电化学储能规模累计达8000兆瓦，其中约1200兆瓦处于在运状态，处于规划/建设阶段的电化学储能为6000兆瓦（图12）。
已取消700兆瓦，未在图中列出。
在在运电化学储能系统方面，英国和德国处于领先地位；在规划储能容量方面，爱尔兰和西班牙颇为突出。
该分析及图14还表明，表后储能在进一步增长（图8和图13）。
2020年3月发布的《欧洲储能市场监测报告（4.0版）》（EMMES4.0）[14]指出，就欧洲整体而言（类似于全球总体情况），2019年储能市场发展有所放缓，但预计会有进一步发展（需要妥善地应对最近爆发的新冠疫情危机）。
根据《欧洲储能市场监测报告（4.0版）》，大规模储能的主要回报形式是向电网运营商提供调频服务和其他辅助服务，而不是大量储电和放电。
由于此前发展最快的国家（例如英国和德国等）的调频备用市场趋于饱和，电池系统直接接入电网，表前部分发展放缓。
这些市场当中的价格已从2015年的16欧元/兆瓦时降至2019年的6欧元/兆瓦时，这说明市场出现放缓。
本报告给出了英国电池商业应用的新案例，从调频到批发，从平衡机制到日间交易和日内交易。
德国
在德国，电网级电池和家用电池正在迅速发展，后者的甚至发展更快（图14）。
请注意：
2019年和2020年的数字是预测值，并不反映最新的发展情况。
大型电池发展的主要驱动力是因为它们有益于一次备用市场（见4.3节例子）。
由于一次备用市场价格下跌（使得这些市场暂时对于投资者的吸引力下降），“表前”应用目前有所放缓。
表后项目，特别是工商业部门的表后项目正在迅速发展。
这一趋势在德国和英国两大大型储能市场表现最为明显，这两个市场都存在调频市场饱和的现象。
不仅仅中小型企业出现这一趋势，更为重要的是，容量为1兆瓦时到几兆瓦时的大型工业储能设施也呈现这一趋势。
与电网储能设施相比，表后项目的运营商在选择商业模式时具有更大的灵活性。
这里的重点是提供削峰服务，从而为用户节省接入电网的成本和网络费用。
对于那些需要额外应急电力服务且对电力质量要求高的公司来说，其意义更加明显，因为在此基础上可以增加其他应用，从而提高盈利能力。
必要时，还可以提供其他网络服务，例如与整合商一起，将规模较小的储能设施捆绑在一起，提供网络服务。
总之，电网级电池和家用电池都在快速发展。
与家用电池相比，电网级电池的发展放缓的两个主要原因是，一方面，如上所述，一次备用市场的价格下跌，这降低了商业案例的吸引力；另一方面，自发自用和购电之间价格差很大，导致自发自用替代购电的成本很高，且反送入电网的电力的价格仅为从电网购电价格的十分之一（请参阅第4.3节，家用电池的商业案例）。
4储能系统应用案例
4.1储能案例的选择
在本节中，我们将详细分析15个储能系统的应用案例，其中主要是德国案例。
案例的选择与分布如图4。
这些案例大致涉及三大类，主要覆盖目前市场上十分活跃的技术：
•机械储能（重点关注占主导地位的抽水蓄能）。
•电化学储能（大规模和小规模储能方案，以及电动汽车向电网提供服务的方案）。
•化学储能，专注于基于氢气（电制氢）和合成气体的即将到来的创新性储能方案。
4.215个案例的应用、技术和经济特征
下表给出了15个储能案例的基本情况。
本节描述的入选储能技术突出其技术和经济性特征及其应用，图10[8]给出了这些技术所属的类别。
有关这些案例的详细信息，请参见文末附件。
4.3德国储电利用的商业模式和市场模式
当前储能（特别是电池储能）的应用领域包括提供多种服务，但是重点集中在向电网提供辅助服务以及增加太阳能光伏的自发自用（特别是与电动交通领域的部门耦合）。
本节将介绍这两个领域的储能商业案例。
这些领域当中存在大量活跃的参与者，包括电池储能系统供应商。
此外，公用事业公司、汽车制造商和能源密集型产业在德国市场上都很活跃，他们利用大型电池储能系统或回收电池或电动汽车备用电池作为控制能源市场的一次备用。
比如，Sonnen公司通过了利用小型电池提供一次备用容量的资格预审[15]。
该公司的虚拟电厂包含数千个独立的储能系统，这些系统遍布全国，每个系统都可以用来为单个家庭提供用能管理。
Sonnen公司的虚拟电厂在欧洲拥有约3万个电池系统，每个系统容量在5到15千瓦时之间。
整个电网的容量高达300兆瓦时，能为12万家 庭供电大约一小时。
此外，当电网出现波动时，这些电池能够独立地连接成一个大型虚拟电池。
每个电池都有不同的充电状态，大量电池整合在一起，整合后的容量从1兆瓦起不等，提供给能源市场。
如果电网频率偏离50hz，储能系统能够按需在几秒钟内自动向电网供电或从电网充电。
目前，作为一次平衡电源的主要是大量排放二氧化碳的电厂；这些联网的家庭储能系统正在加快德国从电网中剥离这些电厂的步伐。
小型储能系统的业主可获得一项特别指定的电价：
作为提供储存容量的回报，他们可获得一定数量的免费电力。
因此，对于电池业主来说，使用可再生能源更具经济效益。
这些方案也已在邻近的欧洲国家付诸实施。
市场参与者已经开发或参与了分布式电池储能系统的更多应用情景，包括分布式电池储能提供再调度服务、利用电池储能系统优化批发电力市场上的购电。
除了这些应用外，目前还有其他已公布的许多其他商业模式，这得益于数字化和人工智能的进步。
这些案例包括客户对客户交易，即生产者和消费者直接进行电力交易或者借助储能设施进行电力交易。
基于平台的方案也经常被讨论，即储能设施可以作为一种灵活性资源供应，以促进区域阻塞管理或区域市场营销。
提供一次备用的商业案例
过去几年中，德国已有50多个用于调频的大型电池项目落地实施（图15）。
在一次备用市场中使用储电的主要动力是:
一次备用的容量价格高。
2018年德国季度支付的一次备用容量价格达每季度35000欧元/兆瓦（每年14000欧元/兆瓦），但在2020年降至每季度不到15000欧元/兆瓦（每年60000欧元/兆瓦）（图15）。
15兆瓦/20兆瓦时大型电池的成本估算在400至600欧元/千瓦时之间，整个系统的总投资为800万至1200万欧元（大约每兆瓦约60万欧元，请参阅表6）。
按照当前的投资水平，年度总成本（包括保养成本和资本成本）将达到55000欧元，如果可以降低电池成本，到2035年，成本将有所下降。
根据2019年调频备用的收益（每年每兆瓦约66000欧元），投资这种电池系统是有利可图的。
自发自用光伏商业案例
通过部署电池系统优化光伏自发自用的一大动因是，相比于从电网购电而言，用户用电成本可以降低。
2019年居民终端用户一般购电价格为30欧分/千瓦时，其中也包括高比例的税费（见图17）。
部署家用电池系统可以提高屋顶光伏设备的自发自用水平，从而减少从电网当中的购电量。
近年来，随着德国固定上网电价大幅下降，自发自用的吸引力越来越大。
特别是拥有电动汽车（EV）的家庭，可以通过部署电池系统来增加自发自用的比例（请参阅表7）。
在电池系统成本大幅下降至不到700欧元/千瓦时的背景下，到2021年，与未部署电池的系统相比，部署电池系统的总用电成本较低。
一个电力需求4000千瓦时的普通家庭，加上一辆电动汽车3280千瓦时的额外用电需求，每年需要支付2375欧元的电费（见表8）。
对于这样的家庭来说，安装5千瓦的光伏系统是有利可图的，因为与从电网购电相比，自发自用的用电成本更低，每年的电费将减少到2030欧元。
自用剩余的3100千瓦时的电力以3美分/千瓦时的低价送入电网。
使用电池储能增加自发自用的比例，每年可将居民家庭电费减少到2012欧元。
现货市场参与的商业案例
长期以来，蓄水电站长期以来一直是德国电力系统的一部分，它们利用批发市场上的价差获利。
同样的商业模式对于电池系统也适用，但这种商业模式过去未曾实际应用，因为电池储能的投资要比其他方案高得多，且现货市场的价差也有所降低（图18）。
未来价差的发展取决于几个因素，例如燃料价格和二氧化碳价格、可用发电容量和电网容量的变化。
在某些时段化石能源机组仍作为边际发电机组并决定价格，且在二氧化碳价格较高的情况下，预计价差可以达到最高值。
同样，在容量不足且需求弹性非常低的情况下，可能会出现高价差。
考虑到未来电池成本，此商业案例的经济性将有所提高，但是只有在电池寿命进一步延长或价差进一步增加时，这一商业模式才会有利可图。
以现货市场运行1兆瓦/1兆瓦时电池储能为例，2019年的收入为9125欧元，但每年的成本为84000欧元。
随着未来电池成本的降低，总成本每年可降至41000欧元，但仍无法盈利（表9）。
5储能在德国能源转型中发挥的作用以及德国的储能支持政策
本章简要介绍德国当前的储能支持政策和措施，进一步分析储能设施对德国联邦网络管理局所发挥的重要作用和意义，并指出在当前复杂多样的监管框架内提升电力灵活性所面临的市场挑战。
德国储能资助项目
德国联邦政府的“储能资助倡议”为开发储能系统提供资金。
自2012年以来，该倡议已向约250个项目提供了约两亿欧元的资助。
这项倡议资助的项目包括家用电池和兆瓦级储能系统。
此外，也包括可再生能源电力电解制氢的长期储能项目。
这项资助倡议的重点涵盖风电制氢系统、配电网中的电池应用和储热系统等。
即使在资助倡议结束后，“联邦政府能源研究项目”也将继续对这些项目进行资助。
将来会有更多资金投入到以可再生能源为主的供电系统中储能系统的使用优化研究中。
具有战略性重要意义的资助领域包括：
•储电（电池、压缩空气储能、虚拟储能、冷凝器、飞轮以及抽水蓄能）
•材料储能（将任意量的电能转换为氢气和甲烷、地质储能、高效释放存储材料中的电能）
•储热（针对太阳能光热电站的材料和设计原则以及概念，供应楼宇使用或者输入供热管网）
综合领域（分布式储能设施的管理、制造工艺、系统分析和储能设施的公众接受度）
分布式储能系统可从德国复兴信贷银行获得补贴。
自2013年初以来，太阳能储能系统项目就可通过德国复兴信贷银行的贴息贷款进行融资。
德国复兴信贷银行为此提供低息贷款和还款补贴。
德国复兴信贷银行这一推广项目“可再生能源储罐”项目已于2018年12月31日结束[18]，但是，联邦各州和城市层面仍然对购买光伏储能设备提供支持[18]。
电池对电动出行项目具有重要的战略意义。
此外，固定式储能系统也将受益于这一发展趋势：
2017年10月，欧盟委员会与成员国和相关行业企业企业一起，共同创立了欧洲电池联盟。
其目的是以可持续的电池单元为核心，在欧洲创造一条具有竞争力、可持续的创新性价值链。
根据预测，从2025年起，电池市场的价值每年能达到2500亿欧元。
据保守估计，仅欧盟就需要在欧洲设立至少20家“千兆级工厂”（大型电池制造厂）。
各方必须共同努力，尽快为该领域吸引足够的投资。
德国储能的监管框架
虽然直接补贴对市场的早期培育有益，但对于储能基于商业模式的市场化来说，比补贴更重要的是监管框架。
德国能源署在其一项电网灵活性研究[19]中对此进行了详细分析。
这项研究关注的是怎样通过几种应用情景的结合（实现多用途），使灵活性技术的使用得到优化。
此处的优化不仅指商业价值优化，同时也意味着电网服务的优化。
该研究从运营商的角度给出了三种应用情景：
用户相关的应用情景、以市场为导向的应用情景和以网络服务为导向的应用情景。
该研究选取了六个案例：
探讨监管框架优化对提高运营商经济效益的贡献程度，以及对电网运营优化的帮助作用。
这些具有示范性意义的案例和其体现的多用途特点，结合监管优化，向电厂运营商和电网运营商展示通过哪些
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