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近兩年，國家多項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制新能源配建儲能的政策，推動了發(fā)電側(cè)儲能裝機迅猛增長，成為國內(nèi)新型儲能裝機快速增長的主要驅(qū)動因素。

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟和自然資源保護協(xié)會（NRDC）聯(lián)合開展《雙碳背景下發(fā)電側(cè)儲能綜合價值評估及政策研究》，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)儲能綜合價值，調(diào)研并總結(jié)重點地區(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)運行?？蓽p少設(shè)備維護和更換設(shè)備的費用，提高火電機組的效率，進而減少碳排放。

第二類是實現(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)儲能裝機的累計規(guī)模超過2.5GW，同比增長65%，其中，新增投運規(guī)模超過1GW，同比增長2%。過去5年，發(fā)電側(cè)新型儲能累計裝機容量復(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)新型儲能累計裝機比例在21.2%-47.6%之間，其中2020年電源側(cè)新型儲能裝機占比最高為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；新能源單獨配儲，成本由新能源場站單獨承擔(dān)，新能源尚未全面進入電力市場交易，經(jīng)濟性最差；目前發(fā)電側(cè)的主要調(diào)節(jié)需求是2~4小時的調(diào)峰，大規(guī)模的獨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)路線可實現(xiàn)性能上的優(yōu)勢互補，滿足不同應(yīng)用場景、不同運行工況下的差異化需求，避免單一型儲能功能制約和不足?；旌蟽δ芟到y(tǒng)將成為儲能行業(yè)發(fā)展的必然趨勢。

綜合價值方面，短時、高頻應(yīng)用場景下減煤、減碳價值最高。儲能在不同應(yīng)用場景下的減煤、減碳價值作用機理不同：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)貨市場實現(xiàn)套利。

三是新版“兩個細則”將獨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。

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

五是收益來源較單一，通過參與市場實現(xiàn)多重價值難度較大。

六是尚未建立完善的市場信息披露機制，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)用場景下儲能價值構(gòu)成差異較大，綜合價值評估困難。

隨著政策允許配建形式存在的發(fā)電側(cè)項目通過與所屬電源聯(lián)合或通過技術(shù)改造轉(zhuǎn)為獨立儲能項目參與市場，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發(fā)展機制、各省相繼出臺的鼓勵或強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)儲能綠色價值政策體系的逐漸建立和完善，儲能的綠色價值將在儲能整體收益中占比不斷上升，促進新能源和儲能更好融合發(fā)展。