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发电侧储能应用现状及规模化发展政策建议

随着波动性、间歇性可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。近两年，国家多项顶层政策均提出大力发展发电侧储能，各省也相继出台了鼓励或强制新能源配建储能的政策，推动了发电侧储能装机迅猛增长，成为国内新型储能装机快速增长的主要驱动因素。

一、中国发电侧储能应用现状

截至2022年底，发电侧储能累计装机规模超过6GW，同比增长137%，其中，新增投运规模超过3.5GW，同比增长248%。过去5年，发电侧新型储能累计装机复合增长率超过110%。

过去10年，电源侧新型储能装机比例在21.2%~47.6%之间，其中2020年电源侧新型储能装机占比最高为47.6%，2022年略有下降，为46.4%。

从新型储能项目的接入位置来看，电源侧，无论是累计装机规模还是新增装机规模，继2020年同期首次位列第一之后，连续两年继续保持了装机规模第一的位置，累计装机所占比重超过40%。

发电侧储能技术分布上，锂离子电池占比为98.76%，其次为液流电池的0.61%，铅酸电池占比为0.42%、超级电容和飞轮占比都在0.1%以下。

二、中国发电侧储能典型场景

（1）新能源配置储能

高比例新能源场景下，风光发电将面临出力预测困难、与电网实时平衡的要求不匹配、局部时段可靠出力不足、合理消纳代价大等方面的挑战。

首先，风电、光伏发电具有较大的随机性、波动性，高精度功率预测更难，随着新能源装机规模的扩大，预测绝对误差将进一步扩大，大大增加发电计划制定的难度和对储能容量的需求。

其次，现阶段电力负荷多呈现午、晚高峰的双峰特点，然而，风电大发一般是在后半夜，光伏在晚高峰出力基本为零。

然后，新能源机组不能提供与装机容量相对等的发电能力，可信容量低，在大规模并网后，直接影响着系统的稳定性与安全性。

最后，大规模新能源接入电网，消纳成本高。据相关研究测算，“十四五”期间，为确保年均新增1亿千瓦以上的新能源维持在合理的利用水平，在抽水蓄能、调峰气电按预期投运的基础上，还需要新增火电灵活性改造1.2亿千瓦以上，建设3000万～5000万千瓦（≥2小时）的新型储能。

（2）发电侧共享储能

尽管光伏和风电在大部分地区实现了平价上网，但项目经济性还比较差，单个新能源电站单独配置储能进一步恶化光伏、风电项目的经济性，不利于新能源的发展。新能源渗透率较高的地区，在新能源汇集站建设共享储能满足规模化新能源并网需求，可降低储能资源闲置率、分散投资风险、提高储能系统的经济性。

（3）辅助火电调频

火电机组与储能联合调频基本原理是在传统火电机组中增加储能设备，火电机组和储能装置分别为响应AGC指令的基础单元和补充的快速响应单元，利用储能装置快速调节输出功率的能力，达到改善机组AGC响应速度和精度的目的。

（4）大型清洁能源基地外送

我国新能源多集中在远离中东部负荷中心且本地负荷低迷的西北部地区，受新能源富集地区本地消纳能力低的限制，大规模集中开发新能源发电需要输送到区域电网甚至跨区电网进行消纳。随着储能成本的大幅下降，规模化储能技术应用的市场前景逐渐显现，是解决新能源大规模送出的关键技术之一。

（5）源网荷储一体化

“源网荷储一体化”是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式和技术，通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，从而更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力，是构建新型电力系统的重要发展路径。

面临的挑战

（1）储能技术性能、经济性尚不能满足规模化应用要求

电力领域要求储能技术具有高安全、长寿命、高效率、低成本等特点，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足以上要求。

电化学储能装机占新型储能装机的90%以上，过去几年，全球发生超过70起储能安全事故，安全是电化学储能系统大规模应用中最突出、最受关注的问题。

系统运营一段时间以后，部分项目存在可用容量衰减超出预期，单体设备及系统寿命达不到设计值的情况。锂离子电池储能，循环寿命在10年以内，低于风、光等新能源场站25年的使用寿命。

投运的储能电站实际效率偏低，锂电池储能平均系统效率一般低于90%，液流电池储能、压缩空气储能系统效率也不超过75%。

新型储能技术全寿命周期度电成本较高，部分储能技术的度电成本是抽水蓄能电站的2倍以上。

（2）政策和市场机制是当前新型储能发展的关键制约因素

国外储能项目除了可获得可观的税收优惠或补贴外，还获得多方面的市场化收益，包括现货市场能量套利、辅助服务收益、容量收益等。国内储能财政补贴政策力度小，可参