中國發電側儲能應用現狀

截至 2022 年底，發電側儲能累計裝機規模超過 6GW，同比增長 137%，其中，新增投運規模超過 3.5GW，同比增長 248%。過去 5 年，發電側新型儲能累計裝機復合增長率超過 110%。

        從新型儲能項目的接入位置來看，電源側，無論是累計裝機規模還是新增裝機規模，繼 2020 年同期首次位列第一之后，連續兩年繼續保持了裝機規模第一的位置，累計裝機所占比重超過 40%。

        發電側儲能技術分布上，鋰離子電池占比為 98.76%，其次為液流電池的 0.61%，鉛酸電池占比為 0.42%、超級電容和飛輪占比都在 0.1% 以下。

中國發電側儲能典型場景

（1）新能源配置儲能

高比例新能源場景下，風光發電將面臨出力預測困難、與電網實時平衡的要求不匹配、局部時段可靠出力不足、合理消納代價大等方面的挑戰。

首先，風電、光伏發電具有較大的隨機性、波動性，高精度功率預測更難，隨著新能源裝機規模的擴大，預測絕對誤差將進一步擴大，大大增加發電計劃制定的難度和對儲能容量的需求。

其次，現階段電力負荷多呈現午、晚高峰的雙峰特點，然而，風電大發一般是在后半夜，光伏在晚高峰出力基本為零。

然后，新能源機組不能提供與裝機容量相對等的發電能力，可信容量低，在大規模并網后，直接影響著系統的穩定性與安全性。

最后，大規模新能源接入電網，消納成本高。據相關研究測算，“十四五”期間，為確保年均新增 1 億千瓦以上的新能源維持在合理的利用水平，在抽水蓄能、調峰氣電按預期投運的基礎上，還需要新增火電靈活性改造 1.2 億千瓦以上，建設 3000 萬～ 5000萬千瓦（≥ 2 小時）的新型儲能。

（2）發電側共享儲能

盡管光伏和風電在大部分地區實現了平價上網，但項目經濟性還比較差，單個新能源電站單獨配置儲能進一步惡化光伏、風電項目的經濟性，不利于新能源的發展。新能源滲透率較高的地區，在新能源匯集站建設共享儲能滿足規模化新能源并網需求，可降低儲能資源閑置率、分散投資風險、提高儲能系統的經濟性。

（3）輔助火電調頻

火電機組與儲能聯合調頻基本原理是在傳統火電機組中增加儲能設備，火電機組和儲能裝置分別為響應 AGC 指令的基礎單元和補充的快速響應單元，利用儲能裝置快速調節輸出功率的能力，達到改善機組 AGC 響應速度和精度的目的。

（4）大型清潔能源基地外送

我國新能源多集中在遠離中東部負荷中心且本地負荷低迷的西北部地區，受新能源富集地區本地消納能力低的限制，大規模集中開發新能源發電需要輸送到區域電網甚至跨區電網進行消納。隨著儲能成本的大幅下降，規模化儲能技術應用的市場前景逐漸顯現，是解決新能源大規模送出的關鍵技術之一。

（5）源網荷儲一體化

“源網荷儲一體化” 是一種可實現能源資源最大化利用的運行模式和技術，通過源源互補、源網協調、網荷互動、網儲互動和源荷互動等多種交互形式，從而更經濟、高效和安全地提高電力系統功率動態平衡能力，是構建新型電力系統的重要發展路徑。

面臨的挑戰

（1）儲能技術性能、經濟性尚不能滿足規模化應用要求

電力領域要求儲能技術具有高安全、長壽命、高效率、低成本等特點，盡管目前儲能技術眾多，但不同儲能技術性能差異較大，尚不能同時滿足以上要求。

電化學儲能裝機占新型儲能裝機的 90% 以上，過去幾年，全球發生超過 70 起儲能安全事故，安全是電化學儲能系統大規模應用中最突出、最受關注的問題。

系統運營一段時間以后，部分項目存在可用容量衰減超出預期，單體設備及系統壽命達不到設計值的情況。鋰離子電池儲能，循環壽命在 10 年以內，低于風、光等新能源場站 25 年的使用壽命。

投運的儲能電站實際效率偏低，鋰電池儲能平均系統效率一般低于 90%，液流電池儲能、壓縮空氣儲能系統效率也不超過 75%。

新型儲能技術全壽命周期度電成本較高，部分儲能技術的度電成本是抽水蓄能電站的 2 倍以上。

（2）政策和市場機制是當前新型儲能發展的關鍵制約因素

國外儲能項目除了可獲得可觀的稅收優惠或補貼外，還獲得多方面的市場化收益，包括現貨市場能量套利、輔助服務收益、容量收益等。國內儲能財政補貼政策力度小，可參與的電力市場及獲取的收益十分有限。

儲能參與現貨市場：目前，絕大多數省份尚未出臺獨立儲能參與現貨市場細則。新能源參與市場的規則不完善、參與市場的程度不高 13、參與市場后價格普遍走低，新能源在市場中面臨價格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風險，新能源配套的儲能難以獲得市場收益。

儲能參與輔助服務：火儲聯合調頻是發電側儲能唯一實現商業化的領域，市場空間小，不同項目收益差異大。國家能源局印發的新版“兩個細則”規定輔助服務費用按服務對象分攤，補償方式和分攤機制體現了“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，政策真正實現落地見效有待時日。

儲能容量價值實現：部分省份開始了容量補償機制的探索性工作。但目前有一些技術問題亟待解決，例如資源準入、費用分攤、價格確定等問題。如何對儲能的容量價值予以認定，如何建立合理的市場化容量補償機制是未來一段時期需持續、深入探索的課題。

只有在政策和市場規則上消除儲能參與電力市場的障礙，儲能才能實現穩定、可持續的發展。評估不同場景下各類儲能的真實價值，合理制定規則實現利益相關主體的權責統一，是推動儲能參與電力市場的重要保障。

（3）發電側儲能運營收益不確定性較高

新能源進入電力市場規模有限，多數新能源配建儲能由于缺少市場主體身份無法參與電力市場，主要靠減少棄電量獲取收益，回報率低，電站方主動投資配套儲能的動力不強。火儲聯合調頻是目前市場化程度最高、投資回報相對較好的應用領域，配置電池儲能可以有效改善火電機組的調頻性能，降低機組被考核風險，增加火電廠調頻收益，但也面臨著市場規模有限、市場機制不完善等問題。

市場機制建議

（1）研究設立新的輔助服務品種，出臺或完善新型儲能參與輔助服務市場規則

隨著可再生能源接入電力系統比例的增加，以及火電機組的逐步關停，電力系統慣量供應不足，且頻率控制、電壓控制等將成為新的挑戰，各地有必要結合實際情況，探討快速調頻、爬坡、慣量支撐、備用等各類輔助服務品種的設立，制定儲能參與新的輔助服務品種的市場規則；研究建立電力輔助服務評價體系，合理設定電力系統對調節資源的需求規模、市場規則，科學認定和評價儲能在電力輔助服務中發揮的作用。

（2）允許儲能參與各細分市場并進行收益疊加

盡管儲能應用價值日漸清晰，但是在目前儲能設備成本仍然相對較高的情況下，僅靠單一收益尚無法保證項目實現良好的投資回報。由于儲能本身的技術特性，決定了其具備參與多個細分電力市場，提供多重服務，獲得多重收益的能力。允許儲能以多種方式（儲能 + 新能源、儲能 + 火電、獨立儲能）靈活參與多個細分市場，如現貨 + 調頻、調峰 + 調頻等，使其能夠在各類市場中進行靈活交易，充分發揮其靈活性和系統價值。

（3）制定完善發電側儲能參與現貨市場規則

由于可再生能源的間歇性、隨機性和波動性，現有的新能源電價機制不能充分發揮儲能的價值。要加快推動新能源參與電力現貨市場，建立儲能與新能源聯合參與市場的交易機制。逐步放寬準入條件、允許市場主體由被動向主動參與現貨交易（由價格接受者逐步向報量報價）過渡。

（4）針對大規模的獨立 / 共享儲能電站，研究建立容量補償機制

目前電力市場的建設剛剛起步，相關政策和規則還不完善，尚不能支持以調峰或價差套利為主要收益來源的大規模獨立儲能完全通過市場回收成本。研究過渡階段獨立 / 共享儲能容量補償機制，識別技術類型、儲能時長、投資成本、使用壽命等影響容量補償標準制定的關鍵因素，建立容量補償標準制定依據及動態調整辦法。

（5）以市場化手段引導儲能實現多重經濟收益

確保新型電儲能參與各類市場、提供多種服務并實現多重市場收益的疊加，是提升新型電儲能項目經濟效益的關鍵。統籌協調、促進不同市場、不同品種間的聯通和市場規則機制間的銜接，避免出現交割環節資源調用沖突等情況。推動新型電儲能基于自身特點、系統需求變化和市場價格波動，在不同市場間自主決策、自由轉換、自行交易，實現經濟收益最大化。

（6）盡快建立和完善體現儲能綠色價值的政策體系

儲能在不同應用場景下減煤、減碳機理不同，研究儲能在不同應用場景下的綠色價值測算方法和評價體系，盡快建立體現儲能綠色價值的政策體系，理順“電 - 證 - 碳”市場的關系，建立“電 - 證 - 碳”市場協同機制，使儲能的綠色價值得到充分體現，推動新能源和儲能協同發展。

技術發展建議

（1）盡快推動應用于不同時間尺度場景的儲能技術研發和應用

當前，新型儲能應用以 2 小時為主，隨著新能源滲透率的不斷提高，4 小時以上、30 分鐘以下不同時間尺度的儲能需求會越來越大。4 小時以上時間尺度上，推動壓縮空氣、液流電池從示范驗證走向規模化應用，通過技術迭代升級，實現長時儲能低成本、長壽命的應用需求。30 分鐘以下時間尺度上，在不顯著增加成本的前提下，研發 2C 及以上充放電倍率、6000 次以上的系統循環效率的電池儲能，推動飛輪、超級電容從技術研發、項目示范向規模化應用，實現短時儲能高安全、長壽命、高倍率的應用需求。

（2）加快推動混合儲能技術研發及示范應用

目前，鋰離子電池儲能系統全壽命周期循環次數在 6000 次左右，在諸如一次調頻、二次調頻等動作頻繁的場景，一般不到 2 年就需要更換部分或全部電芯，即使不考慮循環次數和衰減因素，10 年左右的日歷壽命也無法和風電、光伏 20 年以上的壽命相匹配。

不同儲能技術在容量規模、響應時間、響應速度、投資成本及循環壽命等方面存在差異，利用兩種或多種儲能技術配合應用可實現性能上的優勢互補，避免單一型儲能功能制約和不足。建議研發鋰電 + 飛輪、鋰電 + 超級電容等混合儲能的優化配置、能量管理、協同控制等技術，加快制定混合儲能設計、安裝、運行等相關標準，推動混合儲能在電力系統中的應用。

（3）聚焦支撐新型電力系統的儲能系統集成與控制方案

規模化儲能系統參與多個應用場景時，可能需要同時滿足調峰、調頻、緊急功率控制、無功支撐等功能需求，目前的通信和控制方案難以支撐大規模儲能電站同時參與多個場景，實現多個目標的協同優化控制。建議加強儲能系統在集成與站級調控方面的技術研發與攻關，包括挖掘儲能系統的主動支撐能力、通過級聯技術提升儲能系統的潛力及對系統安全性的影響等，構建新型電力系統所需的儲能提供主動支撐、慣性響應、電壓無功調節方面的能力，形成一攬子系統集成以及站級調控策略。

項目管理建議

通過制定儲能規劃引導發電側儲能合理有序發展。規模化新能源接入及消納是實現清潔、低碳能源體系的必然要求，但新能源的波動性、間歇性和不確定性也必然對電力系統的安全、高效運行帶來重大影響。儲能作為重要的靈活性資源，是中長期提升電力系統靈活性的關鍵選項之一。基于“十四五”電力需求以及電源發展趨勢預測，對比各種靈活性選型，綜合技術性能、經濟性、規模等因素，制定儲能規劃，測算各地區合理的儲能建設時序與規模，引導儲能有序發展。

推動發電側儲能規范化管理制度落實。《新型儲能項目管理規范（暫行）》對新型儲能項目的規劃引導、備案建設、并網運行、監測監督等各個方面提出了明確具體的要求，制訂了一套科學、系統的管理規范，對于支撐新型儲能規模化發展、促進以新能源為主體的新型電力系統建設、實現“碳達峰、碳中和”目標具有重大意義。當前新型儲能技術在并網調度規則、產品檢測認證等方面仍無明確標準，建議加快相關標準和管理制度的制定和落實。

研究建立儲能減煤減碳價值疏導機制。建議相關部門加快推動儲能在不同應用場景中的減碳價值核定方法與標準，并允許該價值在碳市場中進行交易；在電力系統中引入低碳目標，推動電力調度機構細化“低碳電力調度”方式與細則。