電力儲能是指儲存電量并根據需求在最需要的時候放電的技術。儲能過程涉及電能向其他能源形式的轉換，以及其他能源形式能源再轉化為電能的過程[1]。憑借特殊的吸收、儲存以及放電重新入網的特殊能力，電力儲能[2]被認為是應對新能源并網挑戰的關鍵解決方案。因此，電力部門對儲能的興趣越來越強，并有望在向下一代能源轉型中扮演關鍵角色。
通過支持高比例VRE并網，儲能容量加快了離網電氣化過程，并間接幫助了運輸領域的脫碳化進程。
根據IRENA近年的分析（IRENA，2019a），2050年，可再生能源在全球發電中的比重有望從今天的25%增長到86%。VRE（主要是光伏發電、風電）的增長尤其強勁，將從2015年的4.5%增長到2050年的60%。更重要的是，幾乎一半的光伏發電應用可以按照分布式的方式，在包括城市和鄉村地區在內的居民、商業領域實施（IRENA，2019a）。
注：IRENA的路線圖情景包括了低碳技術的應用，主要是可再生能源和能效提升，來實現全球能源系統的轉型以達到全球溫升2℃的控制目標。該評估考慮了可再生能源的潛能的所有潛能，與各國專家共同開展了各國的分析，然后，將這些結果整合起來獲得全球的結果。
來源：IRENA（2019a）
圖1 2050年電力生產、消費和裝機容量
來源：IRENA（2019b）
圖2 傳統的靈活性供應商和新興的靈活性供應商
由于新能源技術成熟度的問題，政策制定者、監管方和公用事業部門在計劃、管理和運營電力系統方面遇到了很多新的挑戰。新能源的快速擴散促進了柔性能源系統的需求增長，來保證多種資源可以安全、有效并網。
傳統上的靈活性主要依靠具有快速爬坡能力、較低最小負荷、較短啟動時間的傳統熱力發電提供，比如開式循環燃氣輪機。但是，為了實現高比例VRE發電并網，電網的所有部分都需要應用靈活性措施來降低提供靈活性的整體成本，見圖2。電力儲能，連同其他緩解措施（比如需求響應、柔性發電、智能輸配電網），可以保障高比例光伏發電、風電并網（IRENA，2018a，2019b）。
但是，每種情況下的電力儲能應用進展有所差異，取決于能源部門轉型進程、能夠提供類似能力的可選技術的經濟性，以及電力儲能的成本和性能[3]。
影響電力儲能大規模應用的因素包括：
（1）成本和技術成熟度。儲能電池成本在快速下降，衰減率和能量密度等技術參數在持續改善。儲能電池，包括儲能電站和電動汽車（EVs）的應用正在加速。即使抽水蓄能電站仍然是目前最大的儲能方案，儲能電池仍有望在能源部門提高靈活性方面扮演關鍵角色（IRENA，2017a）。
（2）儲能所有者獲取經濟收益困難。儲能參與方之間的利益分配機制仍需進一步明確。這主要是因為電力系統高度復雜，并且需要動態管理整個系統。每個電力系統有其自己的物理架構、用電需求以及競爭性市場環境下的電力市場機制和監管框架，沒有一種單獨的方案可以適用所有案例。有必要采用先進工具、提出合適的方法論來為政策制定者提供有效指導，幫助他們制定出最佳政策來實現參與方之間的經濟利益合理分配（IRENA，2017a）。
本報告提出的ESVF是IRENA之前在儲能促進VRE并網研究方面工作的延續（IRENA，2015a）[4]。ESVF用于識別儲能給電力系統參與方帶來的價值。它允許參與方分析電力儲能系統應用的價值和挑戰?？蚣芸紤]以下因素：a）電力儲能給電網帶來的價值；b）儲能的最佳利用方式；c）儲能總的經濟收益大于成本的方法，來保障系統落地并降低系統成本[5]。
ESVF首先識別電力儲能可以提供的服務。價值評估是通過對比有無儲能時的電力系統運營成本來實現的?？蚣苓€介紹了一種可以識別并網價值高于成本的電力儲能項目的方法。因為是從整個電力系統的角度來計算電力儲能的價值，但項目業主往往無法從項目本身提供的服務上獲得收益。開發者很難證明電力儲能系統建設的經濟性?；贓SVF，支持政策制定者根據系統價值制定政策，實現參與方之間的合理利益分配。本報告建議了一些激勵和補償方面的政策措施來促進具有成本效益的儲能項目開發?？梢曰诜治鼋Y果來考慮或采納這些政策措施。
電力儲能評估框架（ESVF）旨在回答以下問題：
（1）間歇性可再生能源（VRE）能夠提供什么服務以及輔助服務？
（2）哪種儲能技術可以提供此類服務，相應的成本有哪些？
（3）相對于需求響應、更靈活的發電和更堅強的輸配電網，儲能如何有效降低系統成本？
（4）可經濟地提供相關服務的儲能系統如何實施才能實現最佳收益？通過優化操作，在特定的市場環境下，儲能項目是否在經濟性上是可行的？
（5）在儲能供應商提供的價值和儲能業主所實現的價值之間，是否還有缺口？如果有，可以給政策制定者提供哪些最佳建議來彌補這個缺口？
（6）怎么樣通過體系化的方法進行分析，支持政策制定者制定相應的政策并回答上述問題？
ESVF框架按照下面5個階段回答上述問題（圖3）：
（1）第1階段：識別電力儲能支持VRE并網方面提供的服務。電力儲能提供的服務分類，一定程度上是基于IRENA前序電力儲能工作基礎上的（IRENA，2015a，2017a）。
（2）第2階段：對各種儲能技術在提供第1階段所識別的服務方面適用性進行打分排名。該階段幫助分析者避免在模擬過程的起始階段做出錯誤選擇。
（3）第3階段：與其他備選方案相比，比如提高能效、需求響應和新建化石燃料電廠，電力儲能在提供所述服務上的有效性。從整個電網層面，電力儲能提供的不同服務的總價值最終按照OPEX、CAPEX的經濟性指標進行估算。
（4）第4階段：框架分析了在第3階段模擬的市場環境下，儲能項目作為價格接受者的實際案例。該階段，同時考慮項目能夠提供的各種服務，實現項目經濟收益的最大化。這主要適用于非管制市場環境。
（5）第5階段：儲能項目全壽期的收益決定了該項目最終是否是經濟上可行的。如果不可行，怎么補救。該階段作為最后一個階段，輸出的是項目級的成本和收益分析結果。其中，成本是指建設、運營儲能項目的投資，收益是指項目級和電網級的收益總和。該階段，輸出結果應是貨幣化的收益，它可能高于也可能低于項目的系統價值。
圖3 電力儲能評估框架：5個階段
ESVF的目的是提供一種基于詳細和復雜分析支持政策制定的手段。這種分析需要采用：a）大量數據；b）合適的優化工具。需要使用ESVF的分析者，需要在有不同容量和成本參數內容的模擬工具中進行選擇，并進行合理（比如，假設條件合理，數據準確）、可行（比如，不需要不合理的數據量，有合理運行時間）的建模分析、案例研究。
I-2電力儲能在VRE并網中的作用
自20世紀前25年以來，儲能（主要是抽水蓄能）被用于提供廣泛的電網服務來支持電網經濟、可靠和安全運營。目前，全球電力儲能的最大來源是抽水蓄能，抽水蓄能的技術和經濟性上有優勢（IRENA，2017a）。過去一百年中，電力儲能行業持續演進，并根據變化的能源和運營要求、技術進步不斷調整。
除抽水蓄能之外，提供特定服務的很多電力儲能技術不斷出現，它們的成本和技術特征各異，目前的成熟度和應用水平各有差異。這些儲能技術包括固態電池、液流電池、飛輪儲能、壓縮空氣儲能（CAES）。電力儲能可為電網運營提供的多種潛在服務分為能源服務、輔助服務、延緩輸配電網投資、緩解阻塞以及用戶能源管理服務（Sandia National Laboratories，1993，1994，2010；EPRI and DOE，2003；CAISI，2007；DOER and MassCEC，2016；ENTSO-E，2016；EASA and EERA，2017）（見圖6和本報告第III部分，第III部分提供了8種電力儲能應用實例）。
近年來，儲能發展獲得了越來越多的關注，包括前沿儲能技術、儲能成本降低（尤其是鋰電池）、自由電力市場和輔助服務市場的發展、新建輸配電網的挑戰、離網系統中光伏和風電代替柴油發電時儲能的賦能作用，以及高比例VRE并網的解決方案需求。
在促進VRE并網方面，電力儲能有望扮演關鍵角色（IRENA，2018a，2019b）。高比例VRE并網的挑戰來自于其固有特性。更具體的說，太陽能和風能資源的波動性和不確定性為實現供需平衡帶來了技術挑戰，反過來，又增加了系統靈活性的要求。不斷提高的靈活性系統要求需要很多措施，儲能是其中之一。其他措施還包括柔性發電、需求側管理、智能堅強輸配電網以及部門耦合（比如，可再生能源制氫[6]和車輛到電網[V2G]靈活性）（IRENA，2018a，2019b）。如本報告其他部分詳細闡述的那樣，ESVF的目的是在考慮提供延伸服務和成本效益的前提下，將儲能和其他方案進行對比。
VRE并網直接影響了電網運營商，因為它極大影響了電網服務以及每種服務的時效和運行策略。VRE的影響可以按照從亞秒級（比如，當云層遮擋了小型電力系統中的光伏發電板）到年級（比如，輸電線路從開發到交付的時間）的響應時間等級進行劃分。儲能技術的具體應用需要考慮合理的技術特征、名義響應時間、電力容量和能量容量（Denholm et al., 2010）以及同步慣性。后者對于VRE并網非常重要，因為在未采取合理措施的情況下，高比例的VRE發電會影響系統穩定性。
在最小的響應時間等級（亞秒級）層面上，特定的儲能技術，比如抽水蓄能，可以提供慣性并提供甩負荷情況下的第一道保護，降低電網對熱力發電調頻的依賴。從亞秒級到秒級，電力儲能（大部分是電池，但在一些應用中還有飛輪）能夠提供快速頻率響應，這也是目前一些電力系統正在實施的方案。在秒級到分鐘級的層面，儲能主要用于提供調頻備用（主要是電池、飛輪和抽水蓄能）。在分鐘級到小時級上，抽水蓄能、CAES和液流電池可用于負荷跟隨和能源移時利用。在小時級到天級、星期級甚至月級以上，電力儲能可以長期儲存電量[7]，這在VRE并網時是必要的（圖4）。
圖4 不同響應等級下電力儲能可提供的系統服務
尤其是，當ESVF用于比對電力儲能與其他靈活性方案在系統級（框架的第3部分）的成本和收益時，ESVF的完整執行過程（第1階段到第5階段）提供了面向特定電力儲能的視角。換句話說，ESVF不是用于為電力儲能的替代方案提供政策建議的。
電力儲能提供的服務取決于與電網的相互連接情況。例如，連接在輸電網上時，電力儲能可以支持不斷增長的VRE（如前所述）并網，尤其是在競買競賣的電力市場。同時，可以在不同的響應時間等級上根據其技術能力提供輔助服務。當電力儲能連接于配電網時，可以提供所有上述服務。此外，還可在就地變電站提供供電容量和可靠性服務，延緩配電網擴容投資，支持分布式可再生能源并網。電力儲能還可連接于其他發電設施，幫助獲得高電價、提供電網服務、節約并網成本。最后，電力儲能可用于電表接入點后（圖5），支持用戶提高光伏發電消納，從而降低電費支出（需要分時計價的需求側管理機制），提高電能質量和用電可靠性。潛在地，還支持通過聚合服務商來參與能源管理、電力批發和輔助服務市場(EPRI and US DOE，2013；RMI，2015；IRENA，IEA，REN32，2018）。
圖5 電力儲能在電網中的應用
物理位置、運營模式（與發電機結合或者獨立運行）、電力儲能所處的監管環境和市場架構，會極大影響所需要分析的內容來估算系統級和項目級的收益。第3階段會詳細介紹這些需要考慮的內容。例如，電力儲能可以獨立運行，也可以與發電設施（如光伏發電廠、風力發電廠）聯合運行。在儲能與光伏發電廠聯合部署而不是獨立運行時，這實際上是一種“混合發電廠”資產[8]。
電力儲能可以通過提供電網服務減輕VRE波動性和不確定性的影響。例如，CAISO描述了儲能是如何競價參與輔助服務的，包括提供調頻、提供備用來治理VRE的不確定帶來的頻率偏差，或者提供負荷跟隨服務來彌補實時負荷和調度指令之間的偏差。當有風時（風力在夜晚會更高但此時電價低，一般是這樣但并非全部如此），儲能進行充電并在尖峰時段放電來獲得最大收益，這樣儲能就實現了VRE發電的移時利用。類似的，儲能還有可能提高VRE的可靠容量，支持VRE參與容量市場，延緩傳統容量擴容需求。
電力儲能還可降低因預測偏差帶來的出力波動性，改善電能質量，從而支持VRE并網。例如，電力儲能可以降低因爬坡超限、不平衡（無法向電力市場提供競買的電量）給電網運營商帶來的罰款，潛在地節約了成本。此外，在合理的機制下，VRE/儲能業主可以通過提供區域控制帶來系統級的收益（Sandia National Laboratories，2010）。尤其是，儲能可以安裝在整個垂直整合系統中價值最大的地方[9]。但在自由市場中，可能會有給發電商和消費者安裝儲能的激勵或補貼來幫助他們獲得最大收益，但這并不會轉化成系統的最大價值。特定環境下（比如，南澳洲和夏威夷），會有光儲結合的競拍方式來支持“系統友好”的VRE項目實施。
最后，當采用運行組合優化來提供多種服務時[10]，電力儲能可以獲得最大項目價值。很多研究基于電力市場的數據證實，僅提供一種服務（比如，套利）的電力儲能項目是無法收回投資的。但是，當它提供額外的服務時，如套利之外的一系列輔助服務，這些服務可以提供現金收益，從而挺高了盈利能力（Nikolakakis and Fthenakis，2018；Drury，Denholm andSioshansi，2011；Sioshansi ei al.，2009；Salles et al.，2017；Teng et al.，2015；Zakeri and Syri，2016）。ESVF強調了儲能優化運行的必要性，通過疊加多種服務的收益來評估最佳價值。
I-3方法論
ESVF為決策者識別儲能為VRE比例不斷提升的電網帶來的價值提供了指導，探索各種可能的應用和機制來支持儲能項目的可行性。尤其是，ESVF在評價儲能給電網帶來的價值方面最有效。通過確定以下內容：a）降低系統總成本的額外儲能最佳容量；b）現有監管框架和一系列的可能應用下儲能項目的可行性；c）可能促進儲能應用的監管措施，它允許對比儲能的實施成本，使其不超過系統級的收益。
ESVF開始于第1階段，在特定背景（比如，國家、計劃、監管框架）下識別儲能可以提供的與VRE并網相關的服務。這些服務可以組合在一起以提高項目可行性。然后，描繪最適用的技術全景圖，根據適用性給出一個暫定的排名（第2階段）。第2階段旨在防止分析人員在模擬分析一開始就選擇了不適用的儲能技術。這兩個階段可以在一個簡單分析環境（比如，電子表格）下進行，但是接下來的階段需要能夠進行優化分析的模擬工具。
第3階段需要調度電力系統來評估儲能的價值。最小成本投資分析階段還會進一步補充，以對比儲能和其他方案。一旦儲能的最佳容量以及其他靈活性措施確定了，第3階段的數據集（比如，電價）就可以用在第4階段來模擬儲能系統。這個階段，采用第3階段的輸出結果作為輸入并重新優化儲能調度來獲得儲能所提供服務的最大收益。該階段將重點從系統級轉移到了儲能項目本身。最后，在第5階段，這些收益會與第3階段得到的系統價值進行對比。在最后這個階段，通過系統成本與經濟收益之間的差值來評估項目可行性。對比可選的監管措施，解決這個由新技術引起的資金缺口。當面向這些新技術的市場機制設計好之后，這些措施就不需要了。下文給出了這個階段的更詳細討論。
圖6 電力儲能服務以及它們與可再生能源發電并網的關聯
第1階段：識別電力儲能可支持VRE并網的服務
框架的第1階段是識別電力儲能可以支持VRE并網的相關服務。根據電力儲能支持電網服務的能力對其進行分類，得到圖6的服務清單。服務包括放電、提供可靠容量、延緩投資需求、支持用戶能源管理和直接支持VRE并網（EASAC，2017；EPRI and US DOE，2013；Southern CaliforniaEdison，2013；EASA and EERA，2017）。
根據圖6中的服務內容，以下內容被認為可以直接或間接為VRE并網提供支持（雖然其價值在不同國家的定義是不同的，取決于電網基礎設施和市場設計）：大量的能量移時利用、能源供應能力、快速頻率響應、一次調頻[11]和二次調頻，頻率調整、延緩輸配電網升級、延緩容量投資、零售端移時利用、電力可靠性（包括通過無功注入提供電壓支持，可能的黑啟動服務）。例如，“電表后”儲能可以同時支持分布式電源并網、自發自用用戶積極參與全面能源管理。但是，為了實現其最大價值，分布式能源系統運營商需要扮演更積極的角色，消費者需要有能力參與多種能源市場。這需要一些機制支持，如聚合商的機制（IRENA，2019a）。
如第2節所述，電力儲能可以在提供主要服務的同時，提供輔助服務。電力儲能促進VRE并網的作用可能是間接的。例如，在孤立的抽水蓄能單元提供能源套利（低價買電、高價賣電）時，快速負荷跟隨、頻率響應也可以降低VRE棄電。類似，CAES和VRE組合，在作為混合發電廠（比如，通過提供可靠容量、能源套利和爬坡控制）獲取最大收益時，也可以間接延緩調峰容量增長需求，降低輔助服務的需求。
服務的識別是一次性[12]的工作，用于定義儲能所能提供的服務類型和明細。這樣，就可以開發用于評估儲能成本效益的方法論。第3階段和第4階段可能需要多次進行來提取價值內容。進一步，相當一部分的儲能價值有望來自延緩其他投資方面，比如調峰電廠或輸配電網（T&D）投資，尤其是用電需求持續增長的電力系統，或者是VRE發電比重較高的情況。
第4階段的解釋中，詳細討論了這些因素。ESVF允許多種價值流的可行性評估。第4階段詳細描述的電力儲能提供的服務，進行了案例分類。每種案例下，電力儲能可以提供多種服務組合。每種服務必須與其他服務兼容，避免重復計算價值。為了落地一個項目，往往要先考慮儲能的一項主要功能，其他功能作為輔助功能。例如，電力儲能可以用于能源套利，但這部分資產也可以保留一部分容量來提供其他形式的服務，比如二次調頻。服務的提供和分配是第4階段優化的內容。
第2階段：為識別的服務繪制儲能技術全景圖
對前一階段識別的儲能服務，本階段進一步補充常用儲能方案的全面技術和經濟分析，來確定每種服務適用的儲能技術。這一階段，根據其在具體應用中的相關度分配權重系數，形成的矩陣用于評估特定技術在特定應用中的適用程度。這一階段，根據它們提供第1階段所述服務的優先度，最終輸出儲能技術的排名。
根據IRENA報告（IRENA，2017a），用于評估電力儲能技術的關鍵的技術經濟指標見表1。
表1 電力儲能適用性評估的技術經濟指標
注：AC=alternating current；kW=kilowatt；kWh=kilowatt hour；Wh/kg=watt hour per kilogram；Wh/L=watt per litre。
第3階段：對比分析電力儲能相對其他可選方案的系統價值
ESVF的一個目標是評估電力儲能相對其他靈活性措施的優勢。一般，這會在第3階段進行。雖然電力儲能是實現能源系統脫碳化的關鍵技術，但是在一些特定情況下，相對其他措施，電力儲能可能沒有競爭力。在第3階段，會從提供所識別服務的有效性、相對于其他措施的經濟性兩個方面評估電力儲能的價值。例如，可選的技術可能是需求響應、靈活性發電等靈活性來源，或者是輸電網升級（后者可能需要一個綜合評估輸電和發電的模型）。這些對比是通過最小成本擴容優化和發電成本模擬實現的。
基于合適的優化工具和相關輸入，擴容優化被電力部門廣泛使用來識別長期最小成本實施路線。分析的目標是，在技術和適用政策范圍內，識別能夠滿足電力需求（當前及未來）的最小成本投資方案。
擴容軟件估算運營成本時，常常無法進行實時計算（比如，日內市場的小時內運行模擬以及小時內的調度）。因為這個原因，需要綜合利用擴容模擬軟件和與發電成本模擬軟件，來精確估算電力系統的運營成本。發電成本優化采用數值方法，來模擬采用一個小時甚至更短的時間為步長的發電系統的機組組合、經濟調度。
投資優化需要考慮很多現實世界的限制條件，如政策目標（比如，二氧化碳減排目標）、燃料可用性、系統可靠性（比如，系統的任何物理結構變化不能降低系統可靠性）。電力系統優化的基礎在IRENA報告（IRENA，2018a）中有詳細的討論。此外，IRENA已經開發了開源工具IRENA Flex Tool，可以提供聚焦于系統可靠性的擴容和發電成本優化模擬。IRENA Flex Tool還能將電力儲能與其他靈活性措施進行對比，比如電動汽車、電熱鍋爐、熱泵和制氫（IRENA，2018b）。
ESVF評估儲能系統價值的方法包括以下步驟：
第1步：為了識別最優投資，電力儲能要與其他可選技術（比如，提高能效、需求響應、新建輸電和調峰電廠）按照最小成本擴容優化的方式一起考慮。為了精確估算價值、確定最優容量以及儲能在研究時期（一年到若干年）內的成本，需要進行發電成本模擬[13]。
第2步：在可選項（包括第1步中提到的選項）中去除儲能，重復第1步。擴容分析提供了服務于電網需求的可選方案集合。發電成本模擬用于精確估算運營成本。
第3步：在研究期內，對第1步和第2步的系統總成本進行對比。第3階段只會實施對系統有益的儲能方案。增加電力儲能后，與“老技術”對比發現的差值部分就是儲能給系統帶來的收益。
通常，主要的收益可以用上述方法估算。收益主要來自減少OPEX、CAPEX，見表2。
（1）通過緩解可選項的需求（包括調峰容量、需求響應和輸電基礎設施投資）節約CAPEX。CAPEX節約通過對比有無儲能的擴容優化結果來獲取。
（2）節約OPEX。降低的OPEX可以采用發電成本模型來估算。典型的發電成本模型可以對OPEX各部分分開來估算，即燃料成本（包括啟動成本）、可變運營維護（O&M）成本、VRE棄電成本（取決于市場環境），如果適用的話，還有污染物排放成本[14]。在高比例VRE情景下，主要的成本節約來自于燃料節約。表2對不同的儲能收益進行了OPEX、CAPEX分類。
表2 第3階段計算的電力儲能收益
電力儲能的應用可以額外帶來間接的系統、社會成本總體節約。這些可能與系統可靠性（比如，儲能為系統提供慣性）甚至系統安全性（比如，在自然資源匱乏的國家，儲能支持可再生能源發電時的系統獨立性）相關。這些因素難以量化。詳細的電力儲能量化效益討論、其他與建模復雜性有關的因素以及規劃前景見第II部分。
第4階段：模擬系統運行和疊加收入
在儲能項目作為價格接受者以及第3階段模擬獲得系統邊際電價的基礎上，框架的第4階段模擬分析了項目的實際運行。這一階段，通過提供多種服務，實現儲能項目收入最大化。實際上，大量的儲能參與能源市場會影響電價。因此，第4階段的結果代表了用于獲得第3階段系統邊際電價情景之上的邊際項目。
這個階段是評估特定市場環境下的電力儲能給業主帶來的收入流。項目級的收益和成本很大程度上取決于關系到系統收益的市場和監管環境。為了開展此類評估，再次應用模擬調度軟件（比如，發電成本軟件）進行分析。但該分析的目標與之前不同，該模型是用于獲得第3階段確定的特定電力儲能項目的最大化收益，而不是獲得最小化系統成本。
之前的步驟中，電力儲能充電的再調度取決于整個系統的需求。這里，項目決策是基于其本身經濟收益的。在垂直整合環境中，這兩個目標是一致的。在自由電力市場里，這兩個目標看起來是不同的，區別的焦點在私有的儲能系統參與電力批發市場上。
這一階段的模型忽略了系統其他的基礎設施，只關注儲能項目本身。簡言之，模型假設其余的系統的表現不變，因為單個項目無法影響系統的關鍵變量。這些變量的例子包括：a）市場電價；b）提供不同電網服務的價格；c）凈負荷曲線形狀；d）可靠性指標；e）所有其他發電資源的調度，包括VRE。該方法（或模型）稱為價格接受者模型。重新調度整個系統來實現承諾的最大化收益是有挑戰性的，因為不同的資產池會采用不同的收益最大化算法[15]。
對未來規劃的選擇會影響項目級的收益。這是因為當電力系統中存在電力儲能時，它會有助于削減峰谷電價差（因為電力儲能將低電價時段的電力轉移到了高電價時段）。儲能用的越多，平滑的效果越好[16]（Drury，Denholm andSioshansi，2011；Nikolakakis andFthenakis，2018），這會影響其參與電力市場的盈利能力。類似地，提供備用的價格取決于備用需求以及可用備用容量，而這些又依賴可用的儲能容量。提供備用的價格會隨著儲能的增加而降低[17]。
采用“老技術”案例作為輸入可洞察儲能應用早期的價值評估。假設該情況長期存在（比如，既不會大規模建設儲能，系統的物理架構也不會改變），該結果代表項目的可行性。因此，如果建設更多的儲能，項目的長遠可行性是不確定的，因為此類收入會下降（比如，安裝了VRE）。假設本框架之前階段確定的儲能容量就是實際希望建造的容量，那么本階段的結果是精確的。
用于模擬項目及收入的模型需要包括一些儲能可以在電力市場提供的典型服務。案例包括：
（1）能源套利。這是指在低電價時充電并在高電價時放電來獲得收益。根據其技術特征，儲能設備可以參與日前市場或日內市場，或者兩個都參加。這種大量的能源轉移服務通常具有容量大、放電時間長的特點（比如，抽水蓄能和CAES），可以降低峰谷電價差（因為儲能將低成本電價移時到了高峰時段）。為了模擬電價差套利的收益，需要系統范圍的電價時間序列來表示第3階段前述步驟識別的混合發電運行情況。當電價接受者模型假設電價預測是準確的時候，存在高估能源套利價值的風險?，F代算法允許電價不確定度的存在，可以提高結果準確性（Krishnamurthy et al.，2018；Salles et al.，2017）。
最后，在不與VRE結合時，電力儲能可以利用其他發電資源進行充電。然而，在高比例VRE電力系統下，VRE發電份額高的時段電價通常比較便宜，儲能基本上主要用來平滑凈負荷。VRE發電份額低時（也可能在VRE比例高一些的情況下），用于能源套利的儲能有助于提高廉價燃煤電廠的容量因子以及它們在多種發電中的份額。這是因為，燃煤電廠的靈活性不足的特點可以由儲能來補償。
（2）提供輔助服務。包括一系列運行服務，其主要作用是保障電網在以下情況下的可靠運行：a）正常運行工況；b）事故工況。全球對于輔助服務的術語定義、服務類型千差萬別。例如，美國、歐洲對輔助服務相關的定義分別見NREL（2013）、Holttinen等人（2012）研究成果[18]。輔助服務的付費可以基于購買的容量、購買的電量或者兩種都有，視情況而定。其他服務的付費需要輸入模型[19]。
輔助服務通常包括頻率調整、黑啟動和電壓支持。黑啟動和電壓支持不能通過調度工具精確模擬，因此不能采用ESVF進行評估。電力儲能可以同時提供多種服務。例如，儲能同時提供能源套利、運行備用時，潛在地減少了高電價時段可用于套利的容量。但是，模擬儲能在輔助服務市場的實際利用是很有挑戰性的。
利用第3階段的系統邊際電價，可以優化儲能提供的多種服務來實現項目收入最大化。通過優化，儲能項目的小時間（或小時內）調度創造的各種收入流是可觀的。圖7顯示了儲能有望提供的服務類型。圖中，6MWh儲能設施用于將VRE發電從11-14時轉移到18-21時。
注：SOC（state of charge）是荷電狀態。
圖7 第4階段的輸出示意
第5階段：評估儲能項目的可行性：系統價值vs現金收入
儲能的系統范圍收益只能是在項目可行的情況下實現。此時意味著有足夠的收入流來激勵項目開發者或業主進行投資。不幸的是，一些系統的收益無法貨幣化，或者項目業主無法直接獲取。因此，在很多情況下，沒有足夠的激勵支持項目開發者繼續推進。
將第3階段的系統收益與項目業主通過第4階段優化的一系列服務獲得潛在的收入流進行對比，會得到清晰的解答。第3階段模擬得到的電價在此處用于計算儲能項目的收入流。
分析結果代表了儲能項目業主可獲得的收入流和系統價值。如果業主可獲得的收入流不足以覆蓋項目成本，但是系統收益超出了成本，參與方可以采用這個分析結果去識別最有利的利用方式，采取措施來激勵項目落地。
最后階段的結果是項目級成本和收益分析。成本是指建設和運營特定儲能項目的成本，收益是指系統級和項目級收益兩方面。
收益分成了可貨幣化、不可貨幣化兩類。如果總收益超過成本，但是貨幣化收益少于成本，因而，項目開發者沒有足夠的經濟動力去建設該項目，即使該項目的效益成本比超過了1。這時，需要政策干預來提高社會公益投入。
圖8顯示了一個項目可行性模型的結果。在這個案例中，系統收益超過成本，貨幣化收益小于成本，對于項目業主來說，該項目在經濟上是不可行的。成本和貨幣化收益之間的差額是儲能的高成本或者其他不利的市場機制造成的。
圖8 第5階段的輸出結果示意
I-4建議
4.1對儲能參與方的建議
必須開發一種既能補償儲能供應商所提供服務，又滿足政策要求的機制。可以實施多種政策措施來提供適度而不過度的補償，來保障電力儲能項目的實施（RMI，2015）。政策建議可能與監管方、垂直整合商、研究機構和下文的電力儲能開發者有關。
對于電力儲能開發者
正如IRENA最近的電力儲能成本報告（IRENA，2017a）中所述，2030年電池儲能的建設成本將下降50%到60%。電力儲能開發者應開發一系列的面向特定市場的商業模型，比如面向能源服務聚合商的商業模型。正如IRENA報告《Innovation landscape brief on aggregators》（2019c）中強調的，聚合商能夠運行多樣化的分布式電源，包括儲能，建立類似于傳統發電的可觀容量。這允許他們參與不同的市場獲得現金流，這是單個、小規模儲能項目無法企及的。合作，尤其是與監管方和公用事業的合作，對于儲能為系統創造收益非常關鍵，也可以從中發現哪種商業模型有助于加速電力儲能的應用。
對于垂直整合商
垂直整合商可能希望升級它們的規劃工具、提供開放的參與方咨詢服務，以支持費率設計者、規劃方和電網運營商協作來發揮儲能的最大潛能。其他建議還包括，對整合資源計劃中的儲能模擬進行升級和擴展、升級采購過程或者服以及開發新的電力儲能所有權模型（ESA，2017）。
全球大多數的系統都是垂直整合的架構。相對于復雜的非管制環境，這種架構下，獲取儲能的最大潛能的方式更簡單直接。復雜的非管制環境下的主要關注是儲能資產的所有權架構和資金缺口。在同一個實體機構同時擁有發電、儲能和電網資產的環境下，這時實體機構可以獲取儲能的最大價值。
對于監管方
對監管方的關鍵建議是，消除電力儲能參與能源、容量和輔助服務市場的阻礙（見FERC，2018）。例如，提供備用的時長要求，對于很多儲能系統來說可能太長了。還有參與輔助服務市場的最小容量要求，對于很多儲能系統來說可能太大了。一個可能的措施是設計一個新產品支持儲能參與市場來獲得最大價值。
另一個措施是明確將儲能納入輔助服務市場，消除技術性歧視。儲能的一個重要特征是它通過多種服務疊加收益的能力。但是，很多情況下，監管框架不允許儲能這么做（比如，加利福尼亞15-03-011法案的18-01-003決議允許疊加輸電網可靠性和發電服務收益）。
監管方可以采取的更進一步的措施是創造一個能支持儲能獲取最大價值的市場，比如PJM為快速頻率響應實施的基于績效的監管方案。參閱本報告的第III部分獲取快速頻率響應的更多信息和案例。另一個可能的建議是要求聚合商、輸配電網運營商采用最小成本和標準的方法論，對比儲能和現行技術的提供服務能力。這需要應用到所有規劃過程，包括配網規劃、輸電網規劃和發電資源規劃。
儲能的監管框架展示了儲能用于需求側、發電側以及參與方是否允許持有儲能資產方面的根本性差異。
對于“電表后”儲能，需要開展細致的審查來確定消費者怎樣才能回收儲能投資，但是價格信號的缺失常常使得“電表后”儲能不可行（詳細信息參見第III部分）。
監管創新對于采用儲能的高比例VRE應用非常重要。一個特殊的例子是日本。不同于輸電網運營商直接采購輔助服務，一些服務商要求大型光伏項目采用電池儲能來滿足電網頻率要求。一個案例是位于日本北部北海道Tomakomal 的38MW光伏發電項目。該光伏發電場于2017年建設了20MW/10MWh的儲能系統來滿足當地能源服務商北海道電力公司的頻率要求（IRENA，2019b）。
對于研究機構
對于研究機構的一個關鍵建議是開發和驗證合適的工具及詳細的方法來開展本報告中所述的評估（尤其是第II部分）。例如，提高工具的時間分辨率（比如，小時間、小時內）、保存和維護年表，，或者捕獲到儲能價值是如何隨著儲能容量的增加而減少的。更重要的是，模擬未來規劃和潛在的技術、經濟影響，為政策制定者和監管方決策過程提供支持。
4.2支持有成本效益儲能項目應用的政策和監管條例
有兩種方式來提高儲能項目的經濟可行性：a）采用多種政策激勵補償項目開發者，彌補經濟可行性上的資金缺口；b）改善現有市場機制，增加儲能可獲得的現金收入。
政策激勵：彌補經濟可行性的政策激勵與其他用于早期激勵VRE應用的措施相似，包括：
（1）上網電價補貼（FITs）：為了鼓勵VRE項目的推廣，許多政府參照批發電力市場電價，對每kWh的固定補貼鼓勵可再生能源發電。VRE和儲能結合產生的發電執行固定補貼方式，或者采用feed-in rate，使有儲能的VRE獲得的收益高于單獨VRE發電。
（2）溢價補貼（FIPs）。這種機制下，VRE和儲能結合的發電量向現貨市場出售，發電方獲得高于市場電價的補貼。FIP可以是固定的（獨立于市場電價），也可以是浮動的（根據市場電價浮動），要能夠反映出除了能源服務之外的服務產生的價值。
（3）容量付費。定期向項目業主付費，使項目獲得可預測的收入流以支持項目的可行性，尤其是在輔助服務價格波動較大導致項目可行性進一步變差的情況。例如，加利福尼亞公用事業委員會要求服務商按月購買容量[20]。但是，這依賴于所設計的容量機制。由于降低了價格的波動性和提供靈活性的報酬，這可能不利于儲能項目。
（4）撥款。撥款用于降低儲能資產的資金成本。撥款可以安裝儲能資金成本的一定比例設計。返還資金，比如加利福尼亞的自發電激勵項目（SGIP），主要用于“電表后”儲能，是一種廣泛使用的撥款方式。
（5）削峰激勵。為了降低尖峰負荷，一些轄區發布了需求響應計劃來鼓勵減低負荷。儲能可用于降低尖峰時段的負荷，項目業主不僅僅獲得削峰收入。當消費者納稅與最大負荷需求關聯時，儲能可以降低納稅中的容量相關的稅率。
（6）投資稅收減免（ITCs）。如果充電大部分來自VRE，項目可按照ITCs運作。很多ITC政策設置了VRE充電比例的閾值，高于這個閾值，項目可享受ITCs。例如，如果VRE占儲能充電比例的閾值是80%，高于80%時，項目可享受ITCs。ITC政策是指只采用VRE對儲能充電時，減免金額占CAPEX的比例。如果VRE充電占比小于100%，但大于閾值，根據VRE充電占比來確定ITCs減免額度。ITC政策通常持續很多年。這是一項面向直接連接VRE的儲能的美國特有監管措施。其他地方可能不適宜直接照搬該政策，因為這可能帶來過度激勵。
（7）加速折舊。這項政策措施允許儲能資產采用較高的折舊率來獲得稅收優惠。很多類似的政策都定義了折舊率，或者其他類似加倍折舊、修訂的加倍成本回收系統等方式。
市場機制：現有的電力市場環境一般是按平衡供需來設計的，發電商和負荷方是分離的實體。在電力儲能中，發電和用電的角色重疊，儲能很難融入這種市場框架內，除非可以在不同的時間按照不同的角色來處理。具體來說，充電的時候是負荷方，放電的時候是發電方。因此，在很多電力市場中，仍然存在影響電力儲能價值最大利用的監管和市場障礙（Gissey，Dodds，and Radcliffe，2018；Sandia National Laboratories，2013）。
由于地區之間市場機制和參與規則的差異，很難找到一種普遍適用的方案。修改規則來允許電力儲能完全參與電力市場并獲得系統收益是非常關鍵的，可以保證儲能項目獲得充足的現金流。
2018年2月，美國聯邦能源管委會（FERC）要求其下轄的區域電網運營商修改稅率，建立能夠考慮電力儲能物理和運行特性的機制來促進儲能參與電力市場。FERC的841號令（FERC，2018）設定了這些機制的要求：
FERC要求：
（1）允許儲能提供所有技術上可以提供的容量、能量和輔助服務。
（2）儲能能夠設定批發市場出清價格。
（3）儲能要有合理的物理和運行特性。
（4）儲能能夠管理自身的充電狀態。
目前，FERC監管下的電網運營商正在通過修改市場規則來滿足FERC條令要求，截止日期是2019年12月。在歐盟，電力市場設計指令官方認可了用于促進VRE并網的電力儲能地位，新指令在2019年5月正式生效。指令的修訂旨在減少儲能應用的障礙，它強制性規定了采購平衡服務的非歧視性和競爭性要求，以及電網評估、充電相關的公平規則（European Commission，2019；Norton Rose Fulbright，2019）。
I-5結論
為什么儲能評估很重要
電力儲能技術是支持高比例VRE并網的關鍵。通過快速的大規模應用和有效提供輔助服務，儲能可以加速能源轉型。VRE發電越來越多地采用了與儲能相結合的應用方式來獲得發電資產的最大收益（比如，提高捕獲價格、評估輔助服務收入）。消費者也在安裝“電表后”儲能來降低用電成本，這常常與屋頂光伏結合使用。如果將此類資產聚合起來，就可以向電網提供有價值的額外服務。
電力儲能正在被許多參與方應用于電網的所有環節。ESVF的目的是支持監管方和參與方采用模擬工具來評估電力儲能給電網帶來的價值，評估儲能項目的現金流。評估結果可用于幫助政策制定者了解是否存在資金“缺口”并制定合適的框架來保障儲能在電網中的有效應用。
第I部分關于ESVF的概述主要是幫助電網決策者、監管方和電網運營商理解怎么去評估和支持儲能在電網中的應用。
第II部分介紹了ESVF方法的具體細節，包括開展分析的方法論、需要的模擬工具類型、各階段之間的信息流、推薦的模擬架構、怎么樣一步步地計算收益以及每個階段需要的輸入輸出。
第II部分可用于技術人員審查框架的邏輯，然后在合適的電力系統模擬工具的幫助下，采用該框架進行電力儲能項目的成本效益分析。
