【行业动态】2017年中国风能太阳能资源年景公报发布
【行业观点】风电行业深度分析：势起风至 未来已来
【行业观点】光伏、风电高速增长下 可再生能源补贴缺口到底有多大？
【技术前沿】移动式电化学储能系统的分析及应用
2017年中国风能太阳能资源年景公报发布
近日，中国气象局发布了2017年的《中国风能太阳能资源年景公报》，对2017年的风能、太阳能资源情况进行了介绍。
利用年逐年全国气象台站总辐射和日原观测资料，评估2017年太阳能资源参数的年景特征。
2017年，全国陆地表面年平均水平面总辐射量为1488.5kWh/m2，较多年(年)平均值偏少4.06 kWh/m2，接近多年平均值(图13)，比2016年略有增加。
太阳能资源地区性差异较大、总体上呈现高原、少南于燥地区大；平原、多雨高湿地区小的特点图14）。2017年，我国东北西部、华北北部、西北和西南大部年水平面总辐射量超过1400 kWh/m2，其中新疆东部、西藏中西部、青海大部、甘肃西部、内蒙古西部年水平面总辐射量超过1750 kWh/m2，太阳能资源最丰富；新疆大部、内蒙古大部、甘肃中东部、宁夏、陕西山西河北北部、青海东部南部、西藏东部、四川西部、云南大部及海两等地年水平面总辐射量 kWh/m2，太阳能資源很丰富；东北大部、华北南部、黄淮、江淮、江汉、江南及华南大
部年水平面总辐射量 kWh/m2，太阳能资源丰富；四川东部、重庆、贵州中东部、湖南及潮北西部地区年水平面总辐射量不足1050 kWh/m2，为太阳能資源一般区。
从全国及各省年水平面总辐射距平分布看(图15、图16)，总体表现出“东部偏高、西部偏低”的特征，我国距平百分率绝对值在5%以内，大部分地区距平在3%-3%之间。
2.光伏发电太阳能资源
本报告主要分析固定式光伏发电可利用的太阳能资源，即光伏组件按照最佳倾角放置时能够接收的太阳总辐射(下文简称为“最佳斜面总辐射”)。此外，根据目前国内的设计经验，按照80%的总体系统效率，计算得到固定式光伏电站的首年利用小时数。
2017年，全国平均的最佳斜面总辐射量为1725.3kWh/m2，较多年(年)平均值偏少9 kWh/m2，相对偏低0.5%，比2016年略有增加；全国平均的固定式光伏电站首年利用小时数为1380.2小时，较多年(年)平均值偏少59小时，相对偏低0.4%，比2016年略有增加。
全国最佳斜面总辐射及光伏发电首年利用小时数空间分布显示(图17、图18)，2017年，我国东北、华北、西北和西南大部年最佳斜面总辐射量超过1400 kWh/m2，首年利用小时数在1200小时以上，其中新疆东南部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部等地的年最佳斜面总辐射超过1800 kWh/m2，首年利小时数在1500小时以上，局部超过1800小时；重庆南部、贵州北部、湖南部及湖北西南部地区，年最佳斜面总辐射量在10000 kWh/m2以下，首年利用小时数小于900小时；此外陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南大部、浙江、福建、台湾、广州、福建、广西中两、贵州西南部等地的年最佳斜面总辐射量在 kWh/m2之间。
2018年1月24日（周三）上午十点，国家能源局将在京召开例行新闻发布会，发布2017年度新能源并网运行情况、能源监管投诉举报处理情况，介绍放管服改革情况解读清洁取暖规划等政策。
新能源和可再生能源司副司长梁志鹏介绍2017年可再生能源并网运行情况。
一、可再生能源整体情况。
2017年，《政府工作报告》提出抓紧解决机制和技术问题，优先保障清洁能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。国家发改委、国家能源局发布了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》和《关于促进西南地区水电消纳的通知》。各方面积极采取措施，特别是国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司等采取多种技术和运行管理措施，不断提升系统调节能力，优化电力调度运行，使可再生能源并网运行有较大改善。
一是可再生能源装机规模持续扩大。截至2017年底，我国可再生能源发电装机达到6.5亿千瓦，同比增长14%；其中，水电装机3.41亿千瓦、风电装机1.64亿千瓦、光伏发电装机1.3亿千瓦、生物质发电装机1488万千瓦，分别同比增长2.7%，10.5%，68.7%和22.6%。可再生能源发电装机约占全部电力装机的36.6%，同比上升2.1个百分点，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。
二是可再生能源利用水平不断提高。2017年，国家发改委、国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，制定了可再生能源消纳的全方位解决方案。2017年，可再生能源发电量1.7万亿千瓦时，同比增长1500亿千瓦时；可再生能源发电量占全部发电量的26.4%，同比上升0.7个百分点。其中，水电11945亿千瓦时，同比增长1.7%；风电3057亿千瓦时，同比增长26.3%；光伏发电1182亿千瓦时，同比增长78.6%；生物质发电794亿千瓦时，同比增长22.7%。全年弃水电量515亿千瓦时，在来水好于去年的情况下，水能利用率达到96%左右；弃风电量419亿千瓦时，弃风率12%，同比下降5.2个百分点；弃光电量73亿千瓦时，弃光率6%，同比下降4.3个百分点。
光伏发电并网运行情况。受上网电价调整等多重因素影响，2017年光伏发电市场规模快速扩大，新增装机5306万千瓦，其中，光伏电站3362万千瓦，同比增加11%；分布式光伏1944万千瓦，同比增长3.7倍。到12月底，全国光伏发电装机达到1.3亿千瓦，其中，光伏电站10059万千瓦，分布式光伏2966万千瓦。
从新增装机布局看，由西北地区向中东部地区转移的趋势明显。华东地区新增装机1467万千瓦，同比增加1.7倍，占全国的27.7%。华中地区新增装机为1064万千瓦，同比增长70%，占全国的20%。西北地区新增装机622万千瓦，同比下降36%。分布式光伏发展继续提速，浙江、山东、安徽三省分布式光伏新增装机占全国的45.7%。2017年，全国光伏发电量1182亿千瓦时，同比增长78.6%。全国弃光电量73亿千瓦时，弃光率同比下降4.3个百分点，弃光主要集中在新疆和甘肃，其中，新疆（不含兵团）弃光电量28.2亿千瓦时，弃光率22%，同比下降9.3个百分点；甘肃弃光电量18.5亿千瓦时，弃光率20%，同比下降9.8个百分点。
水电并网运行情况。2017年，全国水电新增装机约900万千瓦。新增装机较多的省份是四川（458万千瓦）、江苏（150万千瓦）和云南（98万千瓦），占全部新增装机的78.5%。全国水电发电量11945亿千瓦时，同比增长1.7%。水电平均利用小时数为3579小时，同比降低40小时。
风电并网运行情况。2017年，全国风电新增装机1503万千瓦，继续保持稳步增长势头，中东部和南方地区占比50%，风电开发布局进一步优化，山东、河南、陕西、山西新增装机均超过100万千瓦。到2017年底，全国风电累计装机1.64亿千瓦，其中中东部和南方地区占25.6%，“三北”地区占74.4%。
2017年，全国风电发电量3057亿千瓦时，同比增长26.3%；平均利用小时数1948小时，同比增加203小时；风电平均利用小时数较高的地区中，福建2756小时、云南2484小时、四川2353小时。2017年，全国风电弃风电量同比减少78亿千瓦时，弃风率同比下降5.2个百分点，实现弃风电量和弃风率“双降”。大部分弃风限电严重地区的形势均有所好转，其中甘肃弃风率下降超过10个百分点，吉林、新疆、宁夏、内蒙古、辽宁弃风率下降超过5个百分点，黑龙江弃风率下降接近5个百分点。
生物质发电并网运行情况。2017年，生物质发电新增装机274万千瓦，累计装机达到1488万千瓦，同比增长22.6%；全年生物质发电量794亿千瓦时，同比增长22.7%，继续保持稳步增长势头。累计装机排名前四位的省份是山东、浙江、江苏和安徽，分别达到216万千瓦、158万千瓦、145万千瓦和119万千瓦；新增装机较多的省份是山东、浙江、广东和安徽，分别为37万千瓦、36万千瓦、33万千瓦和24万千瓦；年发电量排名前四位的省份是山东、江苏、浙江和安徽，分别为107亿千瓦时、91亿千瓦时、83亿千瓦时和70亿千瓦时。
风电行业深度分析：势起风至 未来已来
一、风电行业分析框架再思考及结论
（一）思考：风电行业进入发展新周期
与光伏等其他新能源一样，风电也是靠补贴驱动发展起来的。过去每次调整电价均会引发行业抢装，抢装过后行业需求往往就会萎缩，因此，过去的分析框架只需紧盯电价调整政策即可。但随着抢装效应的逐渐弱化，以前的这套分析框架已经不适用，对此，我们针对风电行业发展现状重新提出一套全新的分析框架，我们认为，首先，电价调整政策依然会影响行业抢装需求，只是模式相比以前出现了变化；其次，影响行业需求的核心要素是限电问题的改善带来利用小时数提升，从而改善企业存量电站的盈利能力，继而增强原业主投资动力，同时吸引新业主投资风电场；最后，分散式风电与海上风电也是推动行业需求增长的重要力量。
（二） 结论： 行业装机复合增速有望达35%
先说结论，基于以上分析框架及以下核心假设条件：
①“红六省”逐步有序放开；
②弃风率不会反弹且稳步下降；
③在电价下调的约束条件下，当前核准未建的项目在 年陆续开工并网；
④分散式风电在政策的推动下，开始贡献可观增量，我们预计 年行业装机分别为 28GW、35GW、44GW，逐年增速预计分别为 56%，26%，25%。
二、 沉寂两年，蓄势待发
（一） 连续萎缩两年，风电行业需求有望迎来反转
抢装与电价调整新机制使得 年新增装机持续下滑。当前风电采取的是标杆上网电价的补贴模式，由于度电成本短时间内难以快速降低，因此，标杆上网电价的下调对风电运营商来说至关重要，运营商往往会赶在并网节点前抢装，打乱原有装机节奏，比如，2015 年受标杆上网电价下调影响，全年新增吊装 32.97GW，同比增长 66.41%。
2016 年国内风电新增吊装 23.37GW，同比下降 24%，新增并网容量 19.3GW，同比下降 41.46%，吊装与并网同比均大幅下滑，主要有以下三个原因：
1. 15 年抢装打乱了业主原有装机节奏，透支了 16 年的装机需求；
2. 15 年抢装带来了弃风限电的进一步恶化，16 年全年弃风率高达 17.1%，利用小时数仅 1.742 小时，抑制了风电运营商投资热情，进而降低了装机需求；
3. 16 年是我国风电开发建设向中东部和南方转移的突破之年，受中东部和南方地形复杂及南方夏季雨季汛期影响，项目施工难度大。
新增装机已经连续萎缩两年。2016 年底，基于招标量大幅上升以及标杆上网电价在 18 年 1 月 1 日后将再次下调，市场普遍对 2017 年比较乐观。但根据国家能源局数据，2017 年前三季度国内风电并网容量仅 9.7GW，同比下降 3%，大幅低于此前市场预期，尤其是 2017 年 Q1，风电并网容量仅 3.52GW，同比大幅下滑 33.96%。
17 年风电复苏低于预期，我们认为主要是以下三个原因：
（1）受 15 年抢装影响，16 年 1 季度存在“补装”，导致 16 年 Q1 基数较高；
（2）为着力解决弃风问题，2017 年 2 月，国家能源局发布了《关于发布 2017 年度风电投资检测预警结果的通知》，将内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等弃风限电较为严重的六省划为风电开发建设红色预警区域，同时规定红色预警地区不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理红色预警区域风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目）。“红六省”是我国传统风电装机大省，受红色预警机制影响，2017 年前三季度，“红六省”仅新增并网 0.8GW，全国占比仅 8.25%，是 17 年风电复苏进程低于预期主要原因之一。
（3）受西北地区弃风限电影响，国内风电开发建设逐渐向中东部和南方转移，而中东部和南方地区由于地形更加复杂，环评更加严格，土地性质变更更加繁琐，导致中东部和南方地区项目施工周期拉长，普遍比北方项目长 6-9 个月，进一步阻碍了国内风电行业的复苏。
风电行业装机需求基本见底，且复苏趋势明确。虽然 2017 年装机数据进一步下滑，但站在当前时点，我们认为，风电行业装机需求基本见底，且复苏趋势明确，主要基于：
a.弃风限电持续改善趋势明确，红六省解禁有望逐步放开，从而贡献可观装机增量；
b.弃风限电持续改善，改善运营商盈利能力增强投资动力，从而进一步吸引民营资本参与风电投资；
c.环保督查及施工周期影响弱化，中东部及南方市场有望快速增长；
d.当前核准未建规模庞大，在电价下调的触发条件下将保障行业需求。
事实上，当前行业需求已连续两季复苏。根据能源局数据，2017 年 Q1-Q3，风电并网装机分别为 3.52GW、2.49GW、3.69GW，分别同比增长-33.96%，3.32%、63.27%，风电并网数据已连续两个季度转正，且三季度大幅增长。
（二） 弃风限电持续改善趋势明确，红六省解禁有望逐步放开
1.四大措施助力弃风限电进入改善通道，未来仍将继续改善
分季度来看，弃风率在持续环比改善。虽然从全年来看，2016 年弃风限电问题相比 2015 年进一步恶化，但是分季度来看，我们发现，弃风率在持续环比改善，2016 年 1-4 季度弃风率分别为 25.81%、16.82%、12.70%、12.49%，环比改善的趋势明确。根据国家能源局数据， 2017 年 1 季度弃风率为 16.42%，出现环比季节性小幅上升，但同比仍大幅下滑，2 季度和 3 季度弃风率分别为 11.07%和 8.66%，延续下滑势头。
同时，主要限电地区弃风率也显著下降。2017 年前三季度，新疆、甘肃、内蒙、吉林、黑龙江、宁夏弃风率分别为 29.3%、33%、14%、19%、12%、3%，同比均大幅改善，且目前红六省中仅有新疆和甘肃两地弃风率高于 20%。我们认为弃风限电仍有较大改善空间，随着 2018 年限电问题进一步改善，红六省解禁有望逐步有序放开。
我们认为，弃风限电问题已进入改善通道，未来仍将继续改善。
（1）首先是政策频出，多途径整顿弃风。为了解决弃风限电问题，2016 年以来，国家发改委和国家能源局频频出台相应政策，通过开展风电跨省区市场化交易、替代燃煤自备电厂发电、合理安排火电机组深度调峰、开展电力辅助服务市场试点等工作，积极促进风电等新能源消纳。在风电上网方面，明确了各地区保障性风电上网数量以及优先上网政策。在风电机组装机方面，限制了弃风率过高地区新增装机容量的建设。在风电调度方面，提出了发挥特高压跨区消纳的要求。
其中，2016 年 3 月 24 日，国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，规定在限电地区应执行保障性年利用小时数政策，超出部分可参与市场交易。火电挤占消纳空间导致的可再生能源未达到保障小时数的部分，将由火电企业进行补偿。
日，发改委和能源局印发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》，对可再生能源发电受限地区，根据电网输送和系统消纳能力，核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电，严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发电项目向煤电等其他电源支付费用的方式来获取发电权。
对于已设定保障收购年利用小时数的省份，除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求则不得再新开工建设风电电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）。对于未制定保障性收购要求的地区，全额收购风电发电项目发电量。
（2）其次是电力整体供需改善。供给方面，为缓解西北地区限电问题，国家能源局限制西北地区风电和火电新增装机建设；需求方面，2017 年以来，国内用电增速明显回升，2017 年 1-11 月，全国用电量增速 6.59%。电力供需改善进一步促进了风电等新能源的消纳。
（3）再次是跨区输电线路陆续投运。弃风限电的根本原因在于能源的供给和需求不匹配以及外送通道建设的滞后。因此，加快特高压输电线路的建设是解决弃风限电问题的重要因素。2006 年我国第一条特高压交流输电线路和第一条特高压直流输电线路开工，十年来我国共建成投运 11 条特高压输电线路。2016 年，全国 11 条特高压线路输送可再生能源电量 1725 亿千瓦时，占全部输送电量的 74%。国家电网公司覆盖区的 9 条特高压线路输送电量 1808亿千瓦时，其中可再生能源电量1198亿千瓦时，占全部输送电量的 66%；南方电网公司覆盖区的2条特高压线路输送电量526亿千瓦时，全部为可再生能源电量。
11 条特高压线路中，三条特高压线路针对风电消纳问题配备了专门供电的风电场。其中，天中直流于 2014 年正式投运，主要针对新疆哈密地区风电消纳问题，2016 年共运输风电 73.4 亿千瓦时，新疆地区全年风电发电量为 220 亿千瓦时，特高压输电占新疆地区风电消纳比例达到 33.36%；灵绍直流对接宁夏风电基地，于 2016 年正式投运，2016 年共运输风电 20.8 亿千瓦时，宁夏地区全年风电发电量为 129 亿千瓦时，特高压输电占宁夏地区风电消纳比例为 16.12%。锡盟-山东线于 2016 年投运，主要对接锡盟南部风电基地，目前还未进行风电输送。
根据此前特高压线路建设相关规划，2016 年还有两条特高压线路已竣工投产，2017 年更是新增 8 条特高压线路竣工投产，这 8 条线路中有4条对接了限电地区风电场，投运后将对内蒙古、山西、甘肃的风电消纳问题产生积极影响。
（4）最后是风电建设向中东部和南部等消纳能力强的地区转移。风电“十三五”规划提出， “十三五”期间“三北”地区在基本解决弃风问题的基础上，通过促进就地消纳和利用现有通道外送，新增风电并网装机容量 35GW，累计并网容量达到 135GW，相比“十二五”同比增长 35%；中东部及南部地区新增并网容量 42GW，累计并网装机容量达到 70GW，同比增长 150%。从 2017 年前三季度各省市新增并网容量来看，弃风限电严重的新疆（0.3GW）、甘肃（0）、宁夏（0）等地势头得到有效遏制，风电新增并网容量较多的地区为青海、山东、河南、河北等消纳能力较强的省份。
另外，2017 年新增核准规划更是体现出装机重心南移的趋势，华东和中南地区将是开发建设的重点。规划华东地区新增装机 8.23GW，占总体规划比例 26.85%，中南地区新增装机 11.98GW，占总体规划比例达到 39.09%，也就是说超过一半的新增装机集中在消纳能力强的中东部和南方地区。
2.融资能力和偿债能力增强，提升运营商投资动力
根据我们产业链调研了解到，限制风电运营商投资的主要还是融资能力（资产负债结构）和偿债能力（利息偿还能力）。
目前风电运营商补贴到位情况良好，一般在两年内都会拿到补贴，另外我们预计第七批补贴目录有望年内下发从而进一步改善补贴回流情况；
其次，运营商可利用风电收费收益权或可再生能源补贴进行资产证券化，缓解资金压力，优化资产负债表和现金流量表，比如金风科技在 2016 年 7 月以装机容量合计 247.5MW 风电场的电费收益权作为基础资产发行了 12.75 亿元的 ABS 产品；2017 年 11 月，中国华能发行了我国首单以可再生能源电费补贴款为基础资产的 ABS 产品，项目注册金额 50 亿元，首期发行规模为 5.3 亿元。
此外，随着弃风限电的持续改善，运营商存量电站的盈利能力增强，将进一步降低资产负债率，优化现金流，从而提高运营商的投资动力。
3.投资主体多元化，民营资本市场份额持续增长
行业集中度下滑，投资主体多元化。由于风电一般单个项目规模较大，对资金规模及融资能力要求较高，国内风电开发主体为以五大发电集团（国电、华电、华能、大唐、国电投）为主的央企。2016 年，中国风电有新增装机的开发商企业超过 100 家，前十家装机容量超过 1300 万千瓦，占比达到 58.8%，累计装机前十家的开发企业装机容量超过 1 亿千瓦，占比达到 69.4%。但随着风电行业的快速发展以及风电运营具备较好的经济性，参与风电投资的企业越来越多，2016 年前十大开发企业市场份额同比下降 6.6%，且在 2016 年新增装机容量的前十名中，民营企业数量从 2015 年的 1 家（天润）增长至 2 家（天润、新天绿色）。
另外，从历年新增装机的市场占有率来看，从 2008 年到 2016 年，国企的市场占有率持续下降，而民企的市场占有率持续提升，从 4%增长到 20%左右。
可以预见的是，随着限电问题的持续改善，风电运营的高收益水平将吸引越来越多的民营资本参与风电市场投资，从而给市场注入新的活力。
（三）施工周期影响弱化，中东部及南方市场有望快速增长
由于行业没有施工周期相关的统计数据，我们很难通过量化角度来分析，但据我们产业链调研了解到，17 年施工周期拉长除了地形更加复杂、环评更加严格、土地性质变更更加繁琐等客观因素外，也有项目施工经验不足的影响。实际上，国内风电开发建设从 2016 年起就逐步向中东部和南方地区转移，经过两年的开工建设，施工经验相比之前也更加成熟。另外，对中东部和南方地区 2016 年以来的并网数据进行统计，我们发现，除 2016Q1 补装基数较高导致 2017Q1 并网数据大幅下滑，2017 年二季度以来，中东部和南方地区的风电并网稳步向上，进度明显加快，其实，这也从另外一个角度验证了我们对施工周期影响弱化的判断。随着施工周期影响的弱化，我们预计中东部和南方地区将迎来快速增长。
（四）“价”保障装机动力，“量”保障装机空间
2016 年 12 月底国家发改委提出下调陆上风电上网电价，2018 年 1 月 1 日之后，一类至四类资源区新核准建设陆上风电标杆上网电价分别调整为每千瓦时 0.40 元、0.45 元、0.49 元、 0.57 元，较当前上网电价下调幅度分别为 14.89%，10%，9.26%，5%。另外，此次电价下调的触发条件由原来的并网变更为核准+两年内开工。
另外，截至 2016 年，我国风电机组累计核准容量共计 252.98GW，而风电累计装机容量共计 169.04GW，这意味着仍有 83.94GW 项目核准未建，叠加 2017 年 7 月 28 日国家能源局公布 2017 年新增核准的项目 30.65GW，核准未建项目合计达 114.59GW，且均位于非限电地区。根据最新的电价下调触发条件，上述 114.59GW 的项目需要在 2019 年底前开工建设，以获得 0.47-0.60 元/千瓦时的上网电价，否则上网电价将被调整为 0.40-0.57 元/千瓦时。若扣除 2017 年新增装机 18GW，则有 96.59GW 项目将集中在 两年内开工，按照目前项目政策施工进度，这些项目有望在 2020 年底前全部完成并网。
2016 年，全国风电新增公开招标 28.3GW，同比增长 51.34%，招标量创历史纪录；2017 年前三季度，全国风电新增公开招标 21.3GW，同比下降 11.7%，招标量维持在高位水平。从历史数据来看，招标通常领先实际并网数据一年左右，12/15 年招标下滑对应 13/16 年并网容量下滑，13/14 年招标增长对应 14/15 年并网容量增长。然而，16 年招标大幅上升却对应 17 年并网容量同比下滑，其中主要原因在于风电开发建设区域结构的改变及标杆电价下调触发条件的改变。
较高的风电运营收益率是推动行业发展的核心驱动因素，同时也是风电招标量维持高位的根本原因。影响风电运营内部收益率的核心因素是利用小时数和标杆上网电价。我们以三类资源区为例，按照我们的假设，在风电利用小时数为 1900 小时，标杆上网电价为 0.54 元/kwh 的情况下，风电运营收益率在 15%左右。
另外，通过敏感性分析，我们发现 IRR 与利用小时数和标杆上网电价均呈现正相关关系，且利用小时数提升和标杆电价下调对 IRR 影响均较大。
综上，无论是从投资回报的吸引力，还是从限电改善带来利用小时数提升叠加电价下调政策的驱动力来看，上述 96.59GW 核准未建的项目均可支撑 年的并网增量。
三、大有可为，分散式风电有望加速推进
（一）进入“十三五”，国家加大了对分散式风电的支持和引导力度
分散式接入风电项目是指位于负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为目的，所产生的电力就近接入当地电网进行消纳的风电项目。同时应满足接入电压等级为 35kv 及以下电压等级、充分利用电网现有变电站和配电系统设施、在单个电网接入点接入的风电容量上限要不影响电网安全运行等要求。
分散式风电并不新鲜，其实早在 2009 年，我国就提出了分散式风电的概念。2010 年开始着手进行相关研究，2011 年出台了相关产业政策，分散式风电市场由此启动。但由于种种原因，此后分散式风电并未发展起来：
1.政策支持力度不够尤其未能得到地方政府支持，同时审批环节较为繁琐；
2.分散式接入风电项目容量较小，单位开发成本较高；
3.没有完善的分散式风电技术标准体系和管理规范来指导分散式风电的整体开发工作；
4.早期国内风电投资主体单一，绝大部分是国有资本，对投资少、规模小的分散式接入风电投资积极性不足。进入“十三五”以来，国家明显加大了对分散式风电的支持和引导力度。2016 年底出台的《电力发展“十三五”规划》、《风电发展“十三五”规划》以及《可再生能源发展“十三五” 规划》中均提出要扶持并加快分散式风电的开发建设。2017 年以来，政府对分散式风电的扶持进一步升级，提出分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制、规划建设标准及加强规划管理、推进分散式风电市场化交易试点等。
同时地方政府也纷纷响应，目前河南、新疆、内蒙等地均出台相关文件，加快分散式风电的开发建设。其中，河南省更是下发了《关于下达“十三五”分散式风电开发方案的通知》，公示了 124 个项目共计 210.7 万千瓦的开发规模。
国家大力发展分散式风电同时地方政府积极响应，我们认为背后的原因在于：
（1）分散式风电靠近负荷中心，易于就近消纳，对缓解目前严峻的弃风限电问题具有重要作用；
（2）三北地区由于弃风限电严重，目前基本上已不再下发核准计划和新建风电项目，部分区域为获取建设指标，采用分散式风电的名义新建风电项目，如新疆和内蒙；
（3）风电开发建设转向中东部和南方地区，这些地区消纳能力较强，但相对于三北地区的建设和资源条件还有较大差、距，在这种情况下，分散式风电就成了重要选择。
（二）分散式风电优势明显，未来大有可为
相对于集中式风电，分散式风电有诸多明显优势：
1.分散式风电项目不占用国家核准计划指标，由各省自行建设；
2.分散式风电项目一般不新建升压站，距离接入站较近，能节省输配电设备费用；
3.可以有效降低电能损耗，改善电网末端的电能质量；
4.分散式风电项目装机容量较小，占地面积小，建设周期短，选址灵活。
我们认为，作为国家能源规划的重要一环，十三五期间，分散式风电将大有可为，发展空间广阔，在政策的扶持与引导下有望加速推进。
首先，分散式风电靠近负荷中心，易于就近消纳，符合国家十三五期间以就近消纳为主的风电布局原则。可以预见的是，国家层面对于支持分散式风电开发建设的政策以及地方政府对分散式风电的规划将会陆续推出，分散式风电将迎来黄金发展期。
其次，我国低风速区开发潜力巨大，为分散式风电发展提供了广阔的发展空间。根据国家气候中心 2017 年最新数据，80m 高度全国风能资源可利用面积从 173 万 km2增加到 234 万 km2，技术开发量从 3500GW 增加到 4200GW；中东南部 19 省（区、市）可开发利用面积从 27 万 km2增加到 87 万 km2，低风速资源技术开发量由 300GW
再次，随着技术进步，我国风电机组单机功率在不断增大，2016 年我国新增装机的风电机组平均功率达到 1955kW，与 2015 年相比，增长 6.4%。我国陆上风电场的主流机型由 1.5MW 向 2-2.5MW 风电机组发展。
与此同时，风轮直径也出现加大的趋势，轮毂高度也在不断增加。1.5MW 的风轮直径从 66m 增长到 121m，2.0MW 的风轮直径从 72m 增长到 122 米。在全国吊装的风电机组中，轮毂中心高度范围在 65m-120m，2016 年最大值 120m 比 2015 年增长 20m，2017 年已经出现 140m。虽然分散式风电单位开发成本更高，但技术的进步带来发电效率的提升使得位于低风速区的分散式项目目前也具备较好的经济性。
最后，风电项目具备较好的经济性，吸引越来越多的民营资本参与到风电项目的开发。从历年新增装机的市场占有率来看，从 2008 年到 2016 年，国企的市场占有率持续下降，而民企的市场占有率明显提升，从 4%增长到 20%左右。由于单个项目体量小，投资少，分散式风电成为民营资本投资风电项目的首选。另外，据我们产业链调研了解到，目前由于弃风限电较为严峻，国有资本对消纳能力强的分散式风电项目也表现出极大地兴趣。
光伏、风电高速增长下 可再生能源补贴缺口到底有多大？
纵观中国光伏市场的发展历史，主要两大因素限制中国光伏市场的发展。2015年3月以前的光伏新增装机以西北地区的集中式电站为主，近些年弃光限电问题一直困扰着西北集中式光伏电站的运营商。2015年3月以后的光伏新增装机量大幅度上升，截止到目前，这些项目仍在排队等候进入补贴目录，补贴拖欠问题严重影响了这些项目电站运营商的资金链。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源，能源局发文称上调难度较大。
在2017年末已超800亿元（光伏补贴缺口496亿元+风电补贴缺口351亿元）可再生能源补贴缺口存量的背景下，能源局和扶贫办连续发文以保障光伏扶贫项目优先获得补贴资金，光伏扶贫项目插队进入补贴目录。
在假设接下来两年时间内光伏全年新增装机量持续在50GW、风电全年新增装机量持续在25GW条件下，2018年风光每年所需补贴将达到1600亿元（光伏一年所需补贴901亿元+风电一年所需补贴761亿元），2019年风光每年所需补贴将达到1800亿元（光伏一年所需补贴1022亿元+风电一年所需补贴828亿元），2020年风光补贴缺口（第六批目录以后并网项目）将达到4000亿元（光伏补贴缺口2617亿元+风电补贴缺口1380亿元）。
以目前可再生能源电价附加85%的征收率来计算，可再生能源电价附加需要上调至0.04元/千瓦时以覆盖1800亿元风光每年所需补贴数额（2019年标准），另需要4000亿元专项资金用以填补风光补贴缺口（2020年标准）。记者综合市场调研，对目前中国可再生能源拖欠情况分析如下。
前六批可再生能源补贴目录已发，截至去年末补贴缺口高达800亿元
自2006年开始，国家颁布《中华人民共和国可再生能源法》和发改委颁布《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》等法案，明确指出可再生能源电价附加的征收是指为扶持可再生能源发展而在全国销售电量上均摊的加价标准。而可再生能源发电站以并网时间为根据，通过排队纳入可再生能源补贴目录，从而获得国家下发的可再生能源发电补贴。目前可再生能源补贴目录以发至第六批，涵盖至2015年2月底前并网的电站。
进入前六批可再生能源补贴目录的电站项目中，风力发电项目和光伏发电项目装机量占比超过95%，因此记者在可再生能源补贴测算中不涵盖生物质能和地热能等补贴测算。经测算，目前涵盖在以发放的前六批可再生能源补贴目录中，光伏项目每年所需要的补贴为177亿元，风电每年所需要的补贴为414亿元。
已发放补贴目录内光伏、风电项目所需补贴金额
自2015年3月以后并网的光伏和风电等可再生能源项目还未被纳入到国家可再生能源补贴目录内，这一范围内的可再生能源项目补贴皆被拖延，记者根据补贴被拖延项目的并网时间和装机量来估算截至2017年末中国可再生能源补贴缺口。经测算，截止2017年末，光伏项目可再生能源补贴拖欠金额已高达496亿元，风电项目可再生能源补贴缺口金额已高达351亿元。
截止2017年末中国可再生能源补贴缺口
补贴唯一来源：可再生能源电价附加费难以上加
作为可再生能源补贴的唯一来源，可再生能源电价附加费自2006年开始征收以来，国家发改委不断地颁布调整通知，将最初的2厘/度电（2006年标准）调整至目前1.9分/度电（2016年标准）。排除国家所规定的西藏地区和农业用电均不需缴纳可再生能源电价和居民生活用电缴纳可再生能源电价附加额为1厘/度电以外，其它用电项目可再生能源电价附加征收标准为1.9分/度电。近期，国家能源局在会议提案答复函中指出，目前可再生能源补贴资金收尽收的难度较大，实际征收率仅85%左右，其中的缺口主要是自备电厂未足额缴纳电价附加资金。因此，SOLARZOOM根据2017年中国全社会用电量预估进行可用于支付可再生能源补贴的资金为779亿元，足以支付已纳入前六批补贴目录的可再生能源发电项目（光伏177亿元，风电414亿元）。
2017年可再生能源电价附加费征收情况
1.9分/度电的可再生能源附加的征收用来支付目前已纳入补贴目录内的项目绰绰有余，但实际上仍有超过800亿以上的可再生能源项目补贴缺口需要迫切解决。能源局在会议答复函中也针对扩大可再生能源基金来源进行了明确的答复，称为进一步减轻企业负担，激发经济活力，近几年，国家实施一系列减税降费政策，在此背景下，提高可再生能源电价附加标准有较大难度。对于拖欠补贴项目进行资产证券化处理意见，支持银行业金融机构在国家现行金融政策体系下通过资产证券化等方式，探索助推解决补贴拖欠问题的新途径。
记者根据能源局答复函总结以下可再生能源基金难以上调的主要原因：
1.根据政府在2015年根据供给侧结构性改革提出的“三去一降一补”是当前经济社会主要的五大任务。其中，降成本即帮助企业降低成本。降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制。
2.目前正处于电力改革的攻坚阶段，如上调可再生能源价格附加等增加销售电价行为皆不利于电力改革的顺利推进。
3.以国家发改委带头所推动的输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差，平均每千瓦时减少将近1分钱。而目前该减少的“1分钱”具体用途发改委没有任何明确指出，记者认为很有可能将这“1分钱”价差让利给用电企业，以达到帮助企业将成本的目的。
光伏扶贫项目插队补贴目录，加重补贴拖延状况
近期，国家能源局、国务院扶贫办共同发文《关于请上报光伏扶贫项目有关信息的通知》，要求各地方政府尽快梳理并上报在2017年末前并网的光伏扶贫项目的详细信息，以纳入第七批补贴目录。此次统计范围内的光伏扶贫项目总规模累计超过10GW以上，全部插队可再生能源第七批补贴目录，而在2015年3月后并并网的普通电站项目补贴拖延的时间加长。
在2017年末，国务院扶贫办印发《村级光伏扶贫电站收益分配管理办法》中，明确指出村级扶贫电站项目光伏发电财政补贴于第二年一季度前结转至相关机构专户，并由该机构划拨至有光伏扶贫任务的建档立卡贫困村。这就意味着国家保障村级光伏扶贫项目的可再生能源补贴不存在拖欠风险，记者推测村级扶贫项目补贴可能由可再生能源价格附加资金或是专项资金来支付。
高速增长后的全年新增装机增加 持续扩大可再生能源补贴缺口
自2013年以后，中国光伏进入高速发展的阶段，根据中电联近期公布的数据，2017年全年新增装机量高达52GW。伴随着分布式能源的发展，分散式风电装机量和分布式光伏装机量皆在大幅度增加，叠加国家近期公布的补贴退坡政策实施的双重影响下，光伏和风电接下来两年时间内，全年新增装机量将会稳定发展。记者假设2018年和2019年光伏全年新增装机量维持在50GW每年、风电全年新增装机量维持在25GW的条件下，截至2018年末光伏补贴缺口为1045亿元、风电补贴缺口为617亿元；截止2019年光伏补贴缺口为1769亿元、风电补贴缺口为964亿元；截止2020年光伏补贴缺口为2617亿元、风电补贴缺口为1380亿元。
移动式电化学储能系统的分析及应用
摘要：移动式电化学储能系统是储能系统的一个重要分支，它将蓄电池组、电池管理系统及储能双向变流器等部件集成在集装箱中，具有便于施工安装、维护简单方便、可移动性好等特点，适用于各类新能源工程项目和电力工程项目。本文首先分析了移动式电化学储能系统的构成及各组成部件的特点，其次介绍了以铅炭电池和锂离子电池为基础的系统的主要特点和功能，并对移动式电化学储能系统应用场景以及在应用过程中存在问题进行了分析。
近年来，随着我国能源生产和消费革命的不断推进，能源互联网这一重要推手引起了全社会的广泛关注和重视。而储能系统是能源互联网的关键组成部分，它是实现可再生能源大规模并网、扩大分布式能源及微电网应用的基础，成为实现能源互联网的要素。
储能系统所采用的技术种类繁多，主要可以分为物理储能、电化学储能、储热及储氢等几大类。由于电化学储能系统具有适应频繁的充放电转换、毫秒级的响应速度、较高的容量等特点以及较为成熟的商业化应用，因此已经在能源互联网项目中得到了较大规模的应用。在近期新建的电化学储能项目中，绝大部分使用的化学电源为锂离子电池、铅炭电池及其他铅酸蓄电池，其技术成熟度也是最高的。
从建设方式上电化学储能系统可分为固定式和移动式。固定式电化学储能系统一般是将系统安置于固定的房屋或舱室中，而移动式电化学储能系统一般是将系统安置于可移动的集装箱内。相对于固定式系统，移动式电化学储能系统将电池、监控系统及能量转换装置等集成在标准的集装箱内，具有较好的可移动性能，便于系统的运输和安装使用，特别适合于一些基础施工难度大、场地面积要求严格、环境相对严苛的地区使用。目前，其在很多微电网和智能电网工程中都得到了应用。
本文对以锂离子电池和铅炭电池为基础的移动式电化学储能系统进行分析。同时，对移动式电化学储能系统在应用过程中面临的问题进行了探讨。
二、移动式电化学储能系统的组成
锂离子电池的工作电压高、比能量大、体积小、质量轻、循环寿命长，近年来在新能源领域。按其所使用的电极材料分类可分为钴酸锂电池、磷酸铁锂电池、三元锂电池、锰酸锂电池及负极钛酸锂电池等。其中商业化应用最为广泛的是磷酸铁锂电池，这主要是因为其优异的安全性能和较好的性价比。
目前市场上可见的磷酸铁锂电芯的容量主要为几安时至十安时左右，用于移动式储能系统的电芯容量一般为50安时左右。容量太小会增加电芯串并联数量及电池管理系统的监控点，造成系统整体成本增加。而容量过大又会提升电芯的制造难度并会增加电池组的安全隐患。对于移动式储能系统来说，锂离子电池的能量一般分为500kWh和1MWh两种，采用3.2V50Ah的磷酸铁锂电芯经过串并联实现。为适应储能双向变流器的直流电压输入要求，电池组的电压在500-600V左右。
铅炭电池是近年来新兴的一种蓄电池产品，按照其电化学反应原理而言，铅炭电池属于铅酸蓄电池的一种。但由于负极中加入了具有电容性质的碳材料，使铅炭电池的大倍率充放电性能和循环寿命远高于普通铅酸蓄电池。同时，铅炭电池中铅资源的回收利用率极高，可以实现铅的循环使用，即使铅炭电池寿命终止，也存在很大的商业价值。优异的性能、较高的安全性、突出的性价比优势和潜在的商业价值，使得铅炭电池在新能源和电力储能领域得到广泛应用。
铅炭电池的单体容量较大，一般为500-1000Ah，电池的标称电压为2V。对于移动式储能系统来说，铅炭电池组的能量一般分为500KWh、1MWh、1.2MWh和1.34MWh几类，电池组电压在600-700V左右，采用2V500Ah或2V1000Ah的电池串并联实现。与锂离子电池组相比，同样容量的铅炭电池组成本更低，环境适应性更好；同时，由于单体数量少，电池管理系统的监控点少，因此，整个系统的造价也较低。但相比锂离子电池组，铅炭电池的体积和重量更大，因此基于铅炭电池的储能系统的占地面积更大，可移动性也较差。
（二）电池管理系统（BMS）
BMS对于储能系统非常重要，相当于整个系统的“神经系统”，监测并管理电池组及电池单体。BMS的主要作用是监测、评估及保护单体电池及电池组的运行状态。BMS主要由如下设备单元组成：充放电保护单元、储能电池管理模块BMU（含均衡功能）、组端采集模块、储能系统管理单元（含显示）。
储能系统中BMS具备的电池管理功能主要包括：
1.模拟量测量功能：实时测量电池组电压，充放电电流、温度和单体电池端电压、绝缘监测等参数。
2.电池组运行报警功能：在电池组运行出现过压、欠压、过流、高温、低温、漏电、通信异常、BMS 异常等状态时，能显示并上报告警信息。
3.电池组保护功能：在电池组运行时，如果电池的电压、电流、温度等模拟量出现超过安全保护阈值的紧急情况时，BMS 可以就地故障切断，将问题电池组退出运行，同时上报保护信息。
4.自诊断功能：对BMS 与外界通信中断，BMS 内部通信异常，模拟量采集异常等故障进行自诊断，并能够上报到就地监测系统。
5.均衡功能：监测电池组内指标偏高或偏低的单体并对其进行均衡控制，提高电池组各项指标的均衡性，保证电池系统使用寿命及可用容量。
6.运行参数设定功能：BMS 运行各项参数能通过本地在BMS 或储能站监控系统进行修改。
7.本地运行状态显示功能：BMS 能够在本地对电池系统的各项运行状态进行显示，如系统状态，模拟量信息，报警和保护信息等。
8.事件及历史数据记录功能：BMS 能够在本地对电池系统的各项事件及历史数据进行一定量的存储。
（三）储能双向变流器（PCS）
PCS的基本特点是双向逆变，是具有一系列特殊性能和功能的并网变流器。在储能系统中，PCS作为电能执行装置，负责对各种能量转换，并对电池系统进行有效充放电。因此，PCS与电池系统匹配良好是让储能系统工作安全、稳定可靠的关键所在。通常PCS工种模式有：
1.功率模式：提供功率支撑，以设定的有功、无功输出功率值为参考；
2.调频模式：根据频率设定值吸收或发出有功功率，从而调节系统频率；
3.调压模式：根据电压设定值注入容性或感性无
4.孤岛模式：脱离大电网，自行组网运行，实现调频调压、同步并网等。
在不同的工作模式下，蓄电池组及BMS都是处于不同工况，因此要求PCS应能在BMS中控制好电压、电流等指标使其平抑过渡，平衡PCS充放，充分利用BMS与PCS间的通信及控制策略，将BMS与PCS各自保护机制做到划分准确、干净实施等。
目前市场上可见的PCS最大支流功率和交流侧额定功率多为几十千万到几百千瓦，最大可达到1MW以上，效率一般在95%左右。其直流侧电压一般都在几百伏甚至上千伏，因此电池组的组电压（电池单体串联数量）应匹配PCS的工作电压范围。
在移动式储能系统中，集装箱承载着电池组、BMS以及PCS等部件。集装箱的功能和特性对整个移动式储能系统十分重要。
首先，集装箱的尺寸决定了整个系统的容量。根据《GB/T》，集装箱尺寸的分类大致分为五类：E系列（长度45英尺）、A系列（长度40英尺）、B系列（长度29英尺）、C系列（长度19英尺）及D系列（长度9英尺）。目前移动式储能系统常用的集装箱为A系列及C系列，分别能承载1MWh及0.5MWh左右的铅炭电池组和BMS系统，但由于电池组的体积问题及PCS的散热需求，PCS需要零配置D系列的集装箱单独放置。对于锂离子电池为基础的移动系统，采用A系列集装箱就可以将1MWh左右的整个系统纳入其中。
第二，集装箱应具有良好的环境适应性。使用移动式储能系统的地区往往基础施工较为困难，如海岛地区、高原地区及沙漠地区等。针对不同地区的环境特点，集装箱应具有相应的环境适应性设计。如用于海岛地区的移动式储能系统，应优先考虑防盐雾性能，而高原地区则应优先考虑集装箱的防风、防震、防尘、保温等耐高原特性。总的来说，集装箱具备良好的防腐、防火、防水、防尘（防风沙）、防震、防紫外线、防盗等功能，保证系统不会因环境因素出现故障。
第三，集装箱应具有良好的故障检测和报警功能。移动式储能系统所用的集装箱内应配置烟雾传感器、温度传感器、氢气传感器、应急灯及防雷接地等必不可少的安全设备，烟雾传感器和温度传感器和系统的控制开关形成电气连锁，一旦检测到故障，集装箱可通过声光报警和远程通信的方式通知用户，同时，切掉正在运行的电池组，以保证整个系统的安全。
三、移动式电化学储能系统的参数和功能特性
表1列出了几种常见移动式储能系统的基本参数。其中铅炭电池储能系统有三种，其容量分别为576kWh、1200kWh及1344kWh；锂电储能系统容量为1000kWh。从表中可以看出，铅炭电池移动式储能系统的能量密度只有锂电系统的1/3左右；同时在容量相当的条件下，锂电系统的最大放电功率也要高于铅炭系统；此外，锂电系统可以将PCS纳入集装箱中，而铅炭电池系统需要另外配置集装箱来安置PCS。
移动式电化学储能系统的功能特性主要包括以下几个方面：
1.能量存储和释放功能：采用储能铅炭电池组的系统具有较为优异的大倍率充放电性能、循环寿命长、安全性和稳定性突出、价格合理、具有可高额回收的优势，投资和维护成本较低；采用储能锂离子电池组的系统，具有更高的大倍率充放电能力，更大的能量密度和较长的循环寿命，但投资和维护成本较高。
2.电池管理和监控功能：通过BMS系统，对系统内单体电池及电池组实现电压、电流、SOC、温度等信号高精度采集，并实现电池组均衡管理、均衡策略，电池容量和健康诊断（SOC/SOH）计算等功能；同时，系统数据上传并能接受后台监控管理；支持功能扩展和定制服务；
3.通讯、信息传输及远程管理功能：内部信息传输主要分为两个方面，首先是BMS和中央控制系统的通讯，通讯方式采用Modbus TCP，接口为以太网；第二是BMS和PCS的通讯，通讯方式采用Modbus，接口是RS485。
外部信息传输通过在集装箱内安置3G或4G信号发射和接受终端，将系统的相关信息传输到手机或电脑控制端，也可将指令传回系统，从而实现对整个系统的远程监控和管理。
4.能量转换功能：通过PCS中的电力输入端、双向逆变电路、保护及开关电路、供电输出电力线、充电放电模块、监测模块、检测传感电路、控制模块、系统总线、电控开关等部件，有效实现系统蓄电、供电以及并网和离网共用；
5.安全性和可移动功能：整个系统采用预装式设计，以集装箱作为基本的承载部件，电池组采用模块化设计，因此具有良好的可移动性。同时，系统可以根据环境要求，对集装箱内外进行防腐、防火、防水、防尘（防风沙）、防震、防紫外线、防盗等处理，使其具备良好的环境适应能力和高安全性。
四、移动式电化学储能系统的应用
表2指出了在发电侧、输配侧和用户侧领域储能系统的应用场景。从表中可以看出，不同应用场景下储能系统的要求也是不同的，主要区别在于放电时长、运行频率和响应时间。
表3 事宜不同响应时间条件下的储能技术
表3进一步指出了在不同的响应时间条件下，最为适宜的储能类型。表中分析表明，电化学储能适宜于秒级到分钟级以及分钟至数小时级的响应要求。再对应表2中的应用场景分析，可知移动式电化学储能系统适宜于发电侧负荷跟踪、系统调频、备用容量和可再生能源并网，以及整个输配侧和用户侧的应用要求。
随着国内外智能电网项目、微电网项目、能源互联网项目及多能互补工程的不断发展建设，电化学储能系统特别是移动式电化学储能系统的应用越来越广泛，但就其应用方面还是存在一些问题。
第一、储能商业化模式尚未明晰。国家对能源改革的决心已定，也出台了一些列政策支持储能的发展，但尚未出台明确的补贴政策，目前储能系统的建设和运维成本仍然较大，很难在短期内形成盈利，这在一定程度上阻碍了储能商业化应用的进程。
第二、适配应用场景的电化学储能技术仍需不断提升。新能源发电并网、用户侧削峰填谷商业化及新能源汽车等的发展扩大正在不断促进电化学储能系统的应用和发展。但目前电化学储能技术仍有不断提升的空间，在进一步延长储能电池的能量密度和使用寿命，提升BMS系统的控制精度和可靠性，降低PCS的能量转换损耗以及发展更智能高效的能量控制管理方案等方面都有很多工作要做。
第三、移动式电化学储能系统标准化工作仍需不断完善。应基于电化学储能技术和产业发展，在移动式电化学储能系统的设计、构建、性能指标、运行情况及运行评价等方面应建立相应的标准，以此来进一步推进移动式电化学储能系统的扩大应用和发展进步。
储能产业正在经历一个快速发展的时期，在政策支持和市场需求不断扩大的条件下，储能系统的应用领域更加明晰，储能项目大幅增加，目前储能系统生产厂商、终端用户和投融资机构都在积极拓展储能系统的应用市场、探索储能系统的应用模式，积极推动储能的商业化应用。
移动式电化学储能系统因其较好的储电输电性能、较高的可靠性和安全性及较为突出的灵活性和移动性，已经成为储能系统中的一个重要分支，其应用前景十分广阔，必将为我国新能源产业的发展及能源革命的推进做出积极的贡献。但作为一种新兴技术，现阶段发展仍然面临一些问题。技术性能的不断提升、商业模式的不断完善及标准化工作的不断进行都是未来的工作重点。相信随着市场化应用的持续扩展和技术的继续进步，移动式电化学储能系统一定会实现健康持续的发展。
