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近兩年，國家多項(xiàng)頂層政策均提出大力發(fā)展發(fā)電側(cè)儲能，各省也相繼出臺鼓勵或強(qiáng)制新能源配建儲能的政策，推動了發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)迅猛增長，成為國內(nèi)新型儲能裝機(jī)快速增長的主要驅(qū)動因素。

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟和自然資源保護(hù)協(xié)會（NRDC）聯(lián)合開展《雙碳背景下發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值評估及政策研究》，分析國內(nèi)外發(fā)電側(cè)儲能應(yīng)用現(xiàn)狀，評估不同電源類型的適用儲能技術(shù)及發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值，調(diào)研并總結(jié)重點(diǎn)地區(qū)發(fā)電側(cè)儲能商業(yè)模式，提出發(fā)電側(cè)儲能規(guī)模化發(fā)展的政策建議，展望未來發(fā)電側(cè)儲能的發(fā)展趨勢，為政策制定部門出臺相關(guān)激勵政策提供參考。

(資料圖片)

2022年12月9日，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟高級研究經(jīng)理張興在“中國-東盟儲能產(chǎn)業(yè)高峰論壇”上分享了研究成果。

我國發(fā)電側(cè)儲能從用途上看主要有兩類：

第一類是輔助火電動態(tài)運(yùn)行?？蓽p少設(shè)備維護(hù)和更換設(shè)備的費(fèi)用，提高火電機(jī)組的效率，進(jìn)而減少碳排放。

第二類是實(shí)現(xiàn)新能源友好并網(wǎng)。風(fēng)力和光伏發(fā)電受季節(jié)、氣象因素的影響，具有較大的間歇性和隨機(jī)性，通過配置儲能系統(tǒng)，可提高可再生能源友好并網(wǎng)，促進(jìn)可再生能源的開發(fā)和利用。

截至2021年底，發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)的累計(jì)規(guī)模超過2.5GW，同比增長65%，其中，新增投運(yùn)規(guī)模超過1GW，同比增長2%。過去5年，發(fā)電側(cè)新型儲能累計(jì)裝機(jī)容量復(fù)合增長率超過100%。

從應(yīng)用場景層面，過去10年，發(fā)電側(cè)新型儲能累計(jì)裝機(jī)比例在21.2%-47.6%之間，其中2020年電源側(cè)新型儲能裝機(jī)占比最高為47.6%，2021年略有下降，為44.7%。

從技術(shù)分布層面，截至2021年底，發(fā)電側(cè)儲能中鋰離子電池占比為97.5%，其次為液流電池的1.4%，鉛酸電池占比為1.0%、超級電容和飛輪占比均為0.1%。

目前發(fā)電側(cè)儲能的應(yīng)用以單一技術(shù)為主，火儲聯(lián)合調(diào)頻商業(yè)化程度最高，但規(guī)模有限；新能源單獨(dú)配儲，成本由新能源場站單獨(dú)承擔(dān)，新能源尚未全面進(jìn)入電力市場交易，經(jīng)濟(jì)性最差；目前發(fā)電側(cè)的主要調(diào)節(jié)需求是2~4小時(shí)的調(diào)峰，大規(guī)模的獨(dú)立共享儲能是目前及“十四五”發(fā)電側(cè)儲能的主要方式。隨著新能源裝機(jī)的快速增長，單一的儲能系統(tǒng)已不能夠滿足市場需求。利用兩種或多種儲能技術(shù)路線可實(shí)現(xiàn)性能上的優(yōu)勢互補(bǔ)，滿足不同應(yīng)用場景、不同運(yùn)行工況下的差異化需求，避免單一型儲能功能制約和不足。混合儲能系統(tǒng)將成為儲能行業(yè)發(fā)展的必然趨勢。

綜合價(jià)值方面，短時(shí)、高頻應(yīng)用場景下減煤、減碳價(jià)值最高。儲能在不同應(yīng)用場景下的減煤、減碳價(jià)值作用機(jī)理不同：輔助新能源電站一次調(diào)頻，儲能通過替代預(yù)留備用容量實(shí)現(xiàn)減煤減碳；輔助火電二次調(diào)頻，儲能通過提高火電發(fā)電效率實(shí)現(xiàn)減煤減碳；棄電增發(fā)/削峰填谷，儲能通過替代火電啟停調(diào)峰、深度調(diào)峰實(shí)現(xiàn)減煤減碳。在減煤減碳效果上，輔助新能源電站一次調(diào)頻最優(yōu)，其次輔助火電二次調(diào)頻，儲能調(diào)峰在減煤減碳上效果最差。

當(dāng)前發(fā)電側(cè)儲能行業(yè)尚處于發(fā)展初期，其規(guī)?；l(fā)展受多方面因素的制約。

一是容量租賃缺乏落地機(jī)制，容量租賃收入存在一定不確定性。

二是現(xiàn)貨市場處于建設(shè)初期，多數(shù)省份尚無法通過現(xiàn)貨市場實(shí)現(xiàn)套利。

三是新版“兩個(gè)細(xì)則”將獨(dú)立儲能納入輔助服務(wù)市場主體，但多數(shù)省份政策尚待落地。

四是儲能容量價(jià)值逐漸體現(xiàn)，但反映容量價(jià)值的規(guī)則需更深入的探索與實(shí)踐。

五是收益來源較單一，通過參與市場實(shí)現(xiàn)多重價(jià)值難度較大。

六是尚未建立完善的市場信息披露機(jī)制，市場規(guī)則透明度較低。

七是儲能技術(shù)路線未形成終極技術(shù)體系，關(guān)鍵技術(shù)面臨挑戰(zhàn)。

另外，新能源總體參與電力市場的比例還比較低，新能源配建的儲能無法作為獨(dú)立市場主體通過電力市

場并獲取收益；不同應(yīng)用場景下儲能價(jià)值構(gòu)成差異較大，綜合價(jià)值評估困難。

隨著政策允許配建形式存在的發(fā)電側(cè)項(xiàng)目通過與所屬電源聯(lián)合或通過技術(shù)改造轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能項(xiàng)目參與市場，未來發(fā)電側(cè)儲能參與電力市場的廣度、深度將得到極大的拓展，奠定儲能市場化、規(guī)?；l(fā)展的基礎(chǔ)。以儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)支撐的新增電力裝機(jī)發(fā)展機(jī)制、各省相繼出臺的鼓勵或強(qiáng)制新能源配建儲能的政策決定了儲能與可再生能源融合發(fā)展最具潛力。隨著體現(xiàn)儲能綠色價(jià)值政策體系的逐漸建立和完善，儲能的綠色價(jià)值將在儲能整體收益中占比不斷上升，促進(jìn)新能源和儲能更好融合發(fā)展。