雙碳背景下發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值評估及政策研究

雙碳背景下發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值評估及政策研究（簡版）目錄執(zhí)行摘要 v儲能在發(fā)電側(cè)的應(yīng)用現(xiàn)狀分析 1中國發(fā)電側(cè)儲能應(yīng)用現(xiàn)狀中國發(fā)電側(cè)儲能典型場景不同電源類型的適用儲能技術(shù)評估 6儲能技術(shù)發(fā)展階段及發(fā)展趨勢發(fā)電側(cè)儲能需求及配置原則儲能技術(shù)評價(jià)發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值評估 20價(jià)值構(gòu)成及評估方法典型省份商業(yè)模式及綜合價(jià)值對比發(fā)電側(cè)儲能規(guī)?；l(fā)展的政策建議 36面臨的挑戰(zhàn)市場機(jī)制建議技術(shù)發(fā)展建議項(xiàng)目管理建議結(jié)論與展望 425.1研究發(fā)現(xiàn)5.2發(fā)展展望參考文獻(xiàn)47附錄48附圖附表附表附表附表4儲能技術(shù)評價(jià)指標(biāo)體系場景1輔助火電調(diào)頻指標(biāo)權(quán)重場景2新能源獨(dú)配儲能指標(biāo)權(quán)重場景3共享儲能指標(biāo)權(quán)重底層指標(biāo)評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行摘要課題背景及意義隨著波動性、間歇性可再生能源的快速增長，電力系統(tǒng)將需要更大的靈活性以確?？勺兛稍偕茉茨軌蚩煽?、有效地集成到電力系統(tǒng)中。儲能被視為推動可再生能源有效整合的解決方案之一。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，各省也相繼出臺了鼓勵或強(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。缺乏清晰成熟的商業(yè)模式和市場機(jī)制，儲能可獲得收益較為有限，難以完全反映儲能所具備的多重價(jià)值。這導(dǎo)致了儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性較差、成本疏導(dǎo)不暢，社會投資意愿低，制約了發(fā)電側(cè)儲能規(guī)模化發(fā)展。開展如下研究：一是通過分析發(fā)電側(cè)儲能的應(yīng)用現(xiàn)狀，提出發(fā)電側(cè)儲能的典型場景和未來規(guī)?；l(fā)展面臨的挑戰(zhàn)；二是針對三個發(fā)電側(cè)儲能常見場景，分別建立儲能技術(shù)適用性評價(jià)指標(biāo)體系，從多個維度定量評估不同儲能技術(shù)路線和應(yīng)用場景的適用程度；三是提出儲能綜合價(jià)值評估流程和方法，評估發(fā)電側(cè)儲能在三個常見場景下的綜合價(jià)值，包發(fā)電側(cè)儲能的應(yīng)用情況及項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性，分析其在技術(shù)選擇和商業(yè)模式上的特點(diǎn)，總結(jié)存在的不足。課題在總結(jié)發(fā)電側(cè)儲能參與電力市場的障礙并分析問題成因基礎(chǔ)上，提出未來新型儲能規(guī)?；⑹袌龌l(fā)展的政策建議。主要研究發(fā)現(xiàn)新能源單獨(dú)配儲、火儲聯(lián)合調(diào)頻、共享儲能是目前國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能的主要應(yīng)用場景。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，減少設(shè)備維護(hù)和第二類是實(shí)現(xiàn)新能源友好并網(wǎng)，可減小風(fēng)力和光伏發(fā)電間歇性、隨機(jī)性的影響，可促進(jìn)新能源的開發(fā)和利用，以單個新能源場站單獨(dú)配儲和多個新能源場站共享配儲兩個場景為主。清潔能源基地外送、源網(wǎng)荷儲一體化等場景處于發(fā)展的初級階段。從區(qū)域上看，不同地區(qū)電源的結(jié)構(gòu)類型、裝機(jī)規(guī)模和出力特性等是影響發(fā)電側(cè)儲能配置的關(guān)鍵因素，儲能技術(shù)選擇及規(guī)模確定應(yīng)根據(jù)本地電源基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，結(jié)合電網(wǎng)需求開展。水電大省具有明顯的豐水期和枯水期，一般有外送需求，需要重點(diǎn)關(guān)注氫能等跨季節(jié)儲能或采用風(fēng)光水互補(bǔ)方案，配置規(guī)模宜綜合考慮利用率和經(jīng)濟(jì)效益，經(jīng)過技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較后確定?；痣姶笫《酁樨?fù)荷中心，一般有多個特高壓直流落點(diǎn)，對儲能的需求主電網(wǎng)網(wǎng)架等因素，采用就近部署原則，選擇關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)配置。新能源大省對儲能的需求主要是在保障電網(wǎng)安全前提下，滿足新能源本地消納和外送，解決系統(tǒng)多時(shí)間尺度有功功率不平衡等，應(yīng)在分析風(fēng)電、光伏出力特性的基礎(chǔ)上，結(jié)合平滑輸出功率波動、跟蹤計(jì)劃出力曲線、削峰填谷、輔助頻率調(diào)節(jié)、提供電網(wǎng)調(diào)峰、無功電壓支撐等應(yīng)用場景綜合確定。水電大省火電大省新能源大省水電大省火電大省新能源大省平滑出力、跟蹤計(jì)劃出力、能量平滑出力、跟蹤計(jì)劃出力、能量時(shí)移、調(diào)頻等饋入、調(diào)峰調(diào)頻困足等關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)根據(jù)常規(guī)電源調(diào)峰能力和負(fù)荷特性，計(jì)算系統(tǒng)調(diào)峰需求，確定儲能功率需求；根據(jù)典型年、典型月、典型周內(nèi)的虧缺、盈余平衡電量，計(jì)算儲能的能量需求。合平滑輸出功率波等應(yīng)用場景確定配置原則圖1:水電、火電、新能源大省儲能需求和配置原則新型儲能技術(shù)種類多，不同儲能技術(shù)在成本、效率、規(guī)模、安全、性能等方面充放電時(shí)長、充放電倍率、響應(yīng)時(shí)間是影響儲能技術(shù)選型的關(guān)鍵指標(biāo)。本項(xiàng)目采用關(guān)鍵指標(biāo)初步篩選法、層次分析法、模糊綜合評價(jià)相結(jié)合的方法，針對輔助火電調(diào)頻、新能源配儲能、共享儲能3種典型發(fā)電側(cè)儲能應(yīng)用場景，進(jìn)行儲能技術(shù)適用性評價(jià)，評價(jià)結(jié)果如表1所示。表1：不同應(yīng)用場景下儲能技術(shù)適用性評價(jià)結(jié)果應(yīng)用場景關(guān)鍵性能指標(biāo)適用性初步篩選二次綜合評價(jià)得分入選技術(shù)未入選技術(shù)具體評價(jià)結(jié)果所處水平輔助火電調(diào)頻飛輪、磷酸鐵鋰、三元鋰、鈦酸鋰、鈉離子抽蓄、壓縮空氣、鉛酸、全釩液流、鐵鉻液流、鈉硫鈉離子三元鋰酸鋰之間新能源配儲飛輪、磷酸鐵鋰、三元鋰、鈦酸鋰、鈉離子、鈉硫抽蓄、壓縮空氣、鉛酸、全釩液流、鐵鉻液流磷酸鐵鋰鈉離子鈉硫電池三元鋰鈦酸鋰“較差”水平抽蓄、壓縮空壓縮空氣全釩液流之間共享儲能三元鋰、鈦酸鋰、鈉離子、全釩液流、鐵鉻液流、鈉硫飛輪、鉛酸磷酸鐵鋰鈉離子鈦酸鋰鈉硫電池三元鋰之間注：評價(jià)流程及評價(jià)方法詳見報(bào)告正文2.3儲能技術(shù)評價(jià)章節(jié)。儲能發(fā)揮的價(jià)值跨越了電力系統(tǒng)價(jià)值鏈（發(fā)電、輸電、配電和用戶）之間的界革進(jìn)程加速，儲能帶來的外部價(jià)值，有望逐步得到認(rèn)可。儲能系統(tǒng)運(yùn)行帶來的外部影響會通過電網(wǎng)傳導(dǎo)給其他主體，部分價(jià)值由于作用主體不易清晰界定導(dǎo)致儲能運(yùn)營商未獲得這部分收益。儲能價(jià)值可分為“直接價(jià)值”和“間2“可見”收益；“間接價(jià)值”指市場不完善情形下，暫時(shí)還無法貨幣化或無法由項(xiàng)目業(yè)可全面評估儲能帶來的價(jià)值。表2：儲能的價(jià)值分類表應(yīng)用類型響應(yīng)時(shí)間時(shí)長要求直接價(jià)值間接價(jià)值棄電增發(fā)/削峰填谷分鐘級幾小時(shí)提升新能源富集地區(qū)送出水平，減少新能源棄電量，緩解調(diào)峰壓力。/啟停調(diào)峰，提升機(jī)組安全性及壽命；提高火電發(fā)電效率，節(jié)煤降碳；延緩電網(wǎng)升級、擴(kuò)建；平滑負(fù)荷曲線，降低線損。輔助一次調(diào)頻毫秒~秒30~幾分鐘減少一次調(diào)頻考核，滿足并網(wǎng)要求保障電網(wǎng)安全：在響應(yīng)速率、輸出穩(wěn)定性、防范頻率二次跌落等方面有顯著優(yōu)勢；相較基于新能源場站預(yù)留備用容量參與一次調(diào)頻的策略，通過配儲參與新能源一次調(diào)頻可促進(jìn)新能源消納；減少火電機(jī)組一次調(diào)頻次數(shù)，提升機(jī)組安全性，提升發(fā)電效率，減少碳排放。輔助二次調(diào)頻~十幾秒30分鐘~1小時(shí)提升火電燃煤機(jī)組響應(yīng)速率、爬坡速率，提升系統(tǒng)整體調(diào)頻能力火電機(jī)組受限于出力特性，頻繁自動發(fā)電控制（AGC）調(diào)節(jié)造成的火電機(jī)組設(shè)備疲勞和磨損，降低機(jī)組安全性及使用壽命；火電機(jī)組頻繁參與AGC調(diào)頻，會降低發(fā)電效率，增加機(jī)組碳排放量，加劇電廠環(huán)保壓力；快速調(diào)頻資源如儲能系統(tǒng)的引入，會帶來電力系統(tǒng)調(diào)頻資源總需求量的減少。目前，在容量價(jià)值方面，山東出臺相關(guān)政策和市場機(jī)制，儲能參與現(xiàn)貨市場可獲得容量電價(jià)補(bǔ)償；電能量價(jià)值方面，4節(jié)價(jià)值方面，目前主要反映在一次調(diào)頻和二次調(diào)頻上，收益性相對較好。間接價(jià)值由于取決于應(yīng)用場景和使用頻次，動作次數(shù)越頻繁，利用率越高，單位儲能投資減煤、減碳3表3：調(diào)研省份發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值對比省份對比項(xiàng)山東廣東山西甘肅現(xiàn)有裝機(jī)705.7MW822MW131.7MW137.5MW省份對比項(xiàng)山東廣東山西甘肅規(guī)劃裝機(jī)4500MW2000MW6000MW6000MW商業(yè)模式 多重服務(wù) 火儲聯(lián)合調(diào)

火儲聯(lián)合調(diào)頻、一次調(diào)頻

多重服務(wù)直接價(jià)值容量收益單位價(jià)格300元/kW·年60元/kW·年1//300/MW·日頻繁程度10年、5年//無法確定電量收益單位價(jià)格0.4~0.5元/kWh<0.4元/kWh>0.6元/kWh<0.4元/kWh頻繁程度1個循環(huán)/天暫無暫無無法確定調(diào)節(jié)收益單位價(jià)格無法同時(shí)參與現(xiàn)貨和輔助服務(wù)5.5~15元/MW5~10元/MW15元/MW頻繁程度無5~10個循環(huán)/天5個循環(huán)/天、超過5個循環(huán)/天無法確定投資回收年限8年以上3年左右3~5年、2年內(nèi)5年左右間接 年減煤量 69萬噸 28.8萬噸 158萬噸 無法確定價(jià)值 年減碳量 182萬噸 76.3萬噸 417萬噸 無法確定儲能技術(shù)將不斷提高其安全性、可靠性和降低成本，未來趨勢將主要呈現(xiàn)大容發(fā)展的需要。規(guī)模方面，發(fā)電側(cè)儲能隨著風(fēng)電、光伏滲透率提升，2030年前的復(fù)合增長率502025203055.9GW、166.8GW，22.4GW、75.1GW；203032%、40%、4033的成本下降空間；儲能時(shí)長方面，021.0421容量租賃約為300元/kW·年，容量電價(jià)補(bǔ)償約60元/kW·年。時(shí)增長到2030年的3.2小時(shí)。挑戰(zhàn)和政策建議挑戰(zhàn)方面，發(fā)電側(cè)儲能面臨技術(shù)經(jīng)濟(jì)性尚不能滿足規(guī)?；瘧?yīng)用要求、政策和市場機(jī)制不完善、運(yùn)營收益不樂觀、投資風(fēng)險(xiǎn)大等制約。技術(shù)性能方面，盡管目前儲能技術(shù)眾多，但不同儲能技術(shù)性能差異較大，尚不能同時(shí)滿足大容量、高安全、長壽命、低成本等要求。電化學(xué)儲能裝機(jī)占新型儲能裝機(jī)的9070起儲能安全事故，安全是電化學(xué)儲能系統(tǒng)大規(guī)1025術(shù)的度電成本是當(dāng)前抽水蓄能電站度電成本的2倍以上。政策和市場機(jī)制方面，國外儲能項(xiàng)目除了可獲得可觀的稅收優(yōu)惠或補(bǔ)貼外，還獲得多方面的市場化收益，包括現(xiàn)貨市場能量套利、輔助服務(wù)收益、容量收益等。國內(nèi)儲能財(cái)政補(bǔ)貼政策力度小，可參與的電力市場及獲取的收益十分有限。只有消除儲能參與電合理制定規(guī)則實(shí)現(xiàn)利益相關(guān)主體的權(quán)責(zé)統(tǒng)一，是推動儲能參與電力市場的重要保障。運(yùn)營收益及風(fēng)險(xiǎn)方面，大部分新能源尚未進(jìn)入市場，新能源配建儲能無法獲得市場收益，回報(bào)率低，電站方主動投資配套儲能的動力不強(qiáng)?；饍β?lián)合調(diào)頻是目前市場化程降低機(jī)組被考核風(fēng)險(xiǎn)，增加火電廠調(diào)頻收益，但也面臨著市場規(guī)模有限、市場機(jī)制不完善等問題。政策建議方面，發(fā)電側(cè)儲能規(guī)模化發(fā)展需要在電力市場規(guī)則完善、多重收益疊加、容量補(bǔ)償機(jī)制建立、建立和完善體現(xiàn)綠色價(jià)值的政策、不同時(shí)間尺度及混合儲能技術(shù)研發(fā)及示范應(yīng)用等方面發(fā)力。市場規(guī)則完善：建立儲能與新能源聯(lián)合參與市場的交易機(jī)制，盡快出臺獨(dú)立儲能參與現(xiàn)貨市場交易細(xì)則，逐步放寬準(zhǔn)入條件、允許市場主體由價(jià)格接受者逐步向報(bào)量報(bào)價(jià)新能源、獨(dú)立儲能等不同形式參與輔助服務(wù)市場規(guī)則。多重收益疊加：允許儲能以多種方式（儲能+新能源、儲能+火電、獨(dú)立儲能）靈充分發(fā)揮其靈活性和系統(tǒng)價(jià)值。建立容量補(bǔ)償機(jī)制：目前電力市場的建設(shè)剛剛起步，相關(guān)政策和規(guī)則還不完善，尚不能支持以調(diào)峰或價(jià)差套利為主要收益來源的大規(guī)模獨(dú)立儲能完全通過市場回收成本。研究電力市場未成熟階段儲能容量補(bǔ)償機(jī)制，識別技術(shù)類型、儲能時(shí)長、投資成本、使用壽命等影響容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)制定的關(guān)鍵因素，建立容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)制定依據(jù)及動態(tài)調(diào)整辦法。建立和完善體現(xiàn)綠色價(jià)值的政策：儲能在不同應(yīng)用場景下減煤、減碳機(jī)理不同，研究儲能在不同應(yīng)用場景下的綠色價(jià)值測算方法和評價(jià)體系，盡快建立體現(xiàn)儲能綠色價(jià)值儲能的綠色價(jià)值得到充分體現(xiàn)，推動新能源和儲能協(xié)同發(fā)展。開展典型應(yīng)用場景的各類新型儲能技術(shù)示范，特別是要根據(jù)新型電力系統(tǒng)發(fā)展階段的需要，提前謀劃新型儲能的技術(shù)類型和示范布局。以面向高比新能源接入的長時(shí)儲能需求2304尺度上的儲能技術(shù)從示范驗(yàn)證走向規(guī)?；瘧?yīng)用?；旌蟽δ芗夹g(shù)研發(fā)及應(yīng)用：目前，鋰離子電池儲能系統(tǒng)全壽命周期循環(huán)次數(shù)在60002或全部電芯，即使不考慮循環(huán)次數(shù)和衰減因素，1025推動混合儲能在電力系統(tǒng)種的應(yīng)用。1儲能在發(fā)電側(cè)的應(yīng)用現(xiàn)狀分析中國發(fā)電側(cè)儲能應(yīng)用現(xiàn)狀026W13%.5W2485110%[1]。7000606460005000400035023000256220001555989100898910085665014918333123502017 2018 2019 2020 2021 2022新增裝機(jī)規(guī)模/MW 累計(jì)裝機(jī)規(guī)模/MW圖1-1:中國已投運(yùn)發(fā)電側(cè)新型儲能裝機(jī)（2017~2022年）數(shù)據(jù)來源：CNESADataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫1021.2%~47.6%202047.6%，202246.4%。47.6%

41.0%44.7%41.0%44.7%35.2%36.7%38.1%30.1%33.1%30.9%21.2%2012年 2014年 2016年 2018年 2020年 2022年圖1-2:中國發(fā)電側(cè)新型儲能裝機(jī)占比（2012~2022年）數(shù)據(jù)來源：CNESADataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫2020年同期首次位列第一之后，連續(xù)兩年繼續(xù)保持了裝機(jī)規(guī)模第一的位置，累計(jì)裝40%。用戶側(cè)17%電源側(cè)47%電網(wǎng)側(cè)36%圖1-3:中國已投運(yùn)新型儲能項(xiàng)目的應(yīng)用累計(jì)裝機(jī)分布（截至2022年底）數(shù)據(jù)來源：CNESADataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫發(fā)電側(cè)儲能技術(shù)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。其他1.24%鉛蓄電池其他1.24%鋰離子電池98.76%

液流電池0.61%超級電容飛輪0.08%其他0.09%圖1-4:中國發(fā)電側(cè)新型儲能技術(shù)分布（截至2022年底）數(shù)據(jù)來源：CNESADataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫中國發(fā)電側(cè)儲能典型場景（1）新能源配置儲能局部時(shí)段可靠出力不足、合理消納代價(jià)大等方面的挑戰(zhàn)。首先，風(fēng)電、光伏發(fā)電具有較大的隨機(jī)性、波動性，高精度功率預(yù)測更難，隨著新能源裝機(jī)規(guī)模的擴(kuò)大，預(yù)測絕對誤差將進(jìn)一步擴(kuò)大，大大增加發(fā)電計(jì)劃制定的難度和對儲能容量的需求。光伏在晚高峰出力基本為零。然后，新能源機(jī)組不能提供與裝機(jī)容量相對等的發(fā)電能力，可信容量低，在大規(guī)模并網(wǎng)后，直接影響著系統(tǒng)的穩(wěn)定性與安全性。11.23000～5000萬千瓦（≥2小時(shí)）的新型儲能。（2）發(fā)電側(cè)共享儲能盡管光伏和風(fēng)電在大部分地區(qū)實(shí)現(xiàn)了平價(jià)上網(wǎng)，但項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性還比較差，單個新能源電站單獨(dú)配置儲能進(jìn)一步惡化光伏、風(fēng)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性，不利于新能源的發(fā)展。新能源滲透率較高的地區(qū)，在新能源匯集站建設(shè)共享儲能滿足規(guī)?；履茉床⒕W(wǎng)需求，可降低儲能資源閑置率、分散投資風(fēng)險(xiǎn)、提高儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。（3）輔助火電調(diào)頻火電機(jī)組與儲能聯(lián)合調(diào)頻基本原理是在傳統(tǒng)火電機(jī)組中增加儲能設(shè)備，火電機(jī)組和AGCAGC響應(yīng)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(yuǎn)離中東部負(fù)荷中心且本地負(fù)荷低迷的西北部地區(qū)，受新能源富集地區(qū)本地消納能力低的限制，大規(guī)模集中開發(fā)新能源發(fā)電需要輸送到區(qū)域電網(wǎng)甚至是解決新能源大規(guī)模送出的關(guān)鍵技術(shù)之一。（5）源網(wǎng)荷儲一體化效和安全地提高電力系統(tǒng)功率動態(tài)平衡能力，是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要發(fā)展路徑。2不同電源類型的適用儲能技術(shù)評估目前儲能技術(shù)的開發(fā)利用還處在多樣化發(fā)展階段，不同的儲能技術(shù)所具有的技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢和局限性差異很大，故其適用于哪些領(lǐng)域，需要進(jìn)一步具體分析。只有堅(jiān)持技術(shù)能技術(shù)的具體特性進(jìn)行綜合評價(jià)，為儲能項(xiàng)目的技術(shù)選型提高參考。儲能技術(shù)發(fā)展階段及發(fā)展趨勢從全球來看，截至2022年底，抽水蓄能、傳統(tǒng)壓縮空氣、儲冷儲熱、鉛蓄電池、鋰離子電池都進(jìn)入了商業(yè)化應(yīng)用；先進(jìn)壓縮空氣、飛輪、液流電池處于推廣應(yīng)用階段，已非常接近商業(yè)化應(yīng)用；鈉離子電池、超級電容器等儲能技術(shù)處于示范應(yīng)用階段[2]。從中國來看，先進(jìn)壓縮空氣儲能、全礬液流電池儲能、鈉離子儲能等技術(shù)的研發(fā)和抽水蓄能、飛輪儲能、超級電容器在一些關(guān)鍵技術(shù)上落后于世界。目前主流應(yīng)用儲能技術(shù)的主要性能比較如下表所示。當(dāng)前，磷酸鐵鋰為最主要的新型儲能技術(shù)，同煤電比較，初始投資成本與煤電持平，度電成本相對較高。從初始投資上看，近兩年，1022800~4400/～603500-4500元100/0.5~04/W，儲能在“兩充兩放”情0.6~0.7/kWh。表2-1：化學(xué)儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較鉛炭電池磷酸鐵鋰電池鈦酸鋰電池鎳鈷錳酸鋰電池鈉硫電池全釩液流電池功率規(guī)模(MW)1~100100~30050100能量密度50-80Wh/kg120-180Wh/kg60-80Wh/kg170-240Wh/kg150-300Wh/kg12-40Wh/kg功率密度150-500W/kg1500-2500W/kg3000W/kg3000W/kg22W/kg50-100W/kg鉛炭電池磷酸鐵鋰電池鈦酸鋰電池鎳鈷錳酸鋰電池鈉硫電池全釩液流電池響應(yīng)時(shí)間毫秒級毫秒級毫秒級百毫秒級壽命()5-88-10~155-15壽命(循環(huán)次數(shù))1000-3000次3000-10000次10000次2000-6000次4500次10000-15000次充放電效率(%)70-90%85-98%>95%>95%75-90%75-85%表2-2：物理儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較抽水蓄能飛輪儲能壓縮空氣儲能超級電容超導(dǎo)儲能功率規(guī)模(MW)90-36001-221-3000.0110-100MJ能量密度0.5-2Wh/L20-80Wh/kg3-6Wh/L1.5-2.5Wh/kg1.1Wh/kg功率密度0.1-0.3W/L4500W/kg0.5-2.0W/L1000-10000W/kg5000W/kg響應(yīng)時(shí)間分鐘級毫秒級分鐘級毫秒級毫秒級壽命(年)40-6020年以上30-401530壽命(循環(huán)次數(shù))>10000次百萬次~千萬次上萬次十萬次以上無限次充放電效率(%)71~80%85-95%45-75%>90%>95%2030年，壓縮空氣、全釩液流電池、飛30%50%50表2-3：主要儲能技術(shù)關(guān)鍵指標(biāo)預(yù)測2儲能技術(shù)時(shí)間指標(biāo)名稱202120252030循環(huán)壽命（次）>10000>10000>10000系統(tǒng)效率70%~80%75%82%日歷壽命（年）40~6040~6040~60抽水蓄能系統(tǒng)成本（元/kW）550066007200儲能時(shí)長（小時(shí)）4~64~64~8響應(yīng)時(shí)間分鐘級分鐘級分鐘級壓縮空氣循環(huán)壽命（次）>10000>10000>10000系統(tǒng)效率40%~70%70%75%日歷壽命（年）303030系統(tǒng)成本（元/kW）60005500~65004000~6000儲能時(shí)長4小時(shí)4~8小時(shí)4~12小時(shí)響應(yīng)時(shí)間分鐘級分鐘級分鐘級循環(huán)壽命（次）百萬~千萬百萬~千萬百萬~千萬系統(tǒng)效率80%~90%90%92%日歷壽命（年）≥20≥20≥20飛輪系統(tǒng)成本（元/kW）15000100006000儲能時(shí)長（小時(shí)）<1分鐘<1分鐘<1分鐘響應(yīng)時(shí)間毫秒級毫秒級毫秒級鉛酸電池循環(huán)壽命（次）1000~30001000~40001000~5000系統(tǒng)效率60%~75%60%~75%60%~75%日歷壽命（年）5810系統(tǒng)成本（元/kWh）150013001100儲能時(shí)長（小時(shí)）4~104~104~12響應(yīng)時(shí)間毫秒級毫秒級毫秒級2系統(tǒng)成本為折算成單位容量的成本，物理儲能采用單位kW、化學(xué)儲能采用單位kWh。儲能技術(shù)時(shí)間指標(biāo)名稱202120252030循環(huán)壽命（次）3000~100001200015000系統(tǒng)效率80%~88%88%90%日歷壽命（年）101520磷酸鐵鋰電池系統(tǒng)成本（元/kWh）1400~22001300元1200儲能時(shí)長（小時(shí)）22~42~4響應(yīng)時(shí)間毫秒級毫秒級毫秒級全釩液流電池循環(huán)壽命（次）150001500020000系統(tǒng)效率65%~75%75%80%日歷壽命（年）152020系統(tǒng)成本（元/kWh）30002000~25001800~2000儲能時(shí)長（小時(shí)）44~84~12響應(yīng)時(shí)間百毫秒級百毫秒級百毫秒級循環(huán)壽命（次）4000600010000系統(tǒng)效率80%85%88%日歷壽命（年）8年10年15年鈉離子電池系統(tǒng)成本（元/kWh）250015001000儲能時(shí)長（小時(shí)）22~42~8響應(yīng)時(shí)間毫秒級毫秒級毫秒級發(fā)電側(cè)儲能需求及配置原則發(fā)電側(cè)配置儲能應(yīng)根據(jù)電源基礎(chǔ)數(shù)據(jù)3，并結(jié)合電網(wǎng)需求開展，宜以省級或地市級電網(wǎng)為單位開展。配置原則如圖2-1所示。3包括電源類型、電源結(jié)構(gòu)、裝機(jī)規(guī)模、布局情況、出力特性、調(diào)峰調(diào)頻特性、黑啟動能力、發(fā)電量、年利用小時(shí)、檢修停運(yùn)時(shí)間等水電大省 火電大省 新能源大省水電大省火電大省新能源大省平滑出力、跟蹤計(jì)劃出力、能量平滑出力、跟蹤計(jì)劃出力、能量時(shí)移、調(diào)頻等饋入、調(diào)峰調(diào)頻困足等關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)根據(jù)常規(guī)電源調(diào)峰能力和負(fù)荷特性，計(jì)算系統(tǒng)調(diào)峰需求，確定儲能功率需求；根據(jù)典型年、典型月、典型周內(nèi)的虧缺、盈余平衡電量，計(jì)算儲能的能量需求。合平滑輸出功率波等應(yīng)用場景確定配置原則圖2-1：水電、火電、新能源大省儲能需求和配置原則水電大省儲能需求（1）儲能需求1）長周期能量時(shí)移需求水電機(jī)組具有明顯的豐水期和枯水期，季節(jié)性負(fù)荷大的波動，枯水期電力缺口是由于電量不足導(dǎo)致的，儲能方面需要重點(diǎn)關(guān)注氫能等跨季節(jié)儲能系統(tǒng)或采用風(fēng)光水互補(bǔ)方案。目前的新型儲能時(shí)長大多在8小時(shí)以下，難以發(fā)揮裝機(jī)替代作用。2）超短時(shí)抑制超低頻振蕩需求水電機(jī)組具有水錘效應(yīng)，對于含高比例水電電力系統(tǒng)，其頻率特性呈現(xiàn)弱阻尼性，導(dǎo)致系統(tǒng)頻率容易發(fā)生超低頻率的持續(xù)振蕩現(xiàn)象（即超低頻振蕩），降低了電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定水平。儲能應(yīng)用于超低頻振蕩抑制，既不需要修改水電機(jī)組的原有控制系統(tǒng)，也不需要調(diào)整水電機(jī)組調(diào)速系統(tǒng)的控制死區(qū)、頻率放大倍數(shù)和PID參數(shù)等主要參數(shù)，從而有利于保留水電機(jī)組一次調(diào)頻調(diào)節(jié)量大和調(diào)節(jié)速率快的優(yōu)勢，進(jìn)而不會影響電力系統(tǒng)的負(fù)荷快速跟蹤和頻率快速調(diào)整的能力。（2）配置原則2）用于系統(tǒng)長周期調(diào)峰的儲能電站功率與能量配置規(guī)模宜考慮儲能利用率和經(jīng)濟(jì)效益，經(jīng)過技術(shù)經(jīng)濟(jì)性比較后確定?；痣姶笫δ苄枨螅?）儲能需求截至到2020年底，我國山東、內(nèi)蒙古、江蘇、廣東、河南、山西、新疆、安徽八省煤電裝機(jī)容量都超過5000萬千瓦，占我國煤電總裝機(jī)容量的53.9%[3]。火電裝機(jī)占比大的省份，儲能主要是滿足新能源消納、調(diào)頻、緊急功率支撐等。（2）配置原則對于提供系統(tǒng)調(diào)峰、緊急功率支撐等應(yīng)用場景，應(yīng)根據(jù)電力系統(tǒng)需求預(yù)測結(jié)果，確定儲能電站的功率和能量規(guī)模、布局位置、建設(shè)時(shí)序。具體要求如下：儲能電站的配置功率和能量規(guī)模應(yīng)根據(jù)其多場景綜合支撐能力，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析確定；儲能電站的布局位置應(yīng)根據(jù)其應(yīng)用場景，結(jié)合電源分布、負(fù)荷分布和電網(wǎng)網(wǎng)架等電源匯集、大容量直流饋入、調(diào)峰調(diào)頻困難、電壓支撐能力不足等關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)；儲能電站建設(shè)時(shí)序應(yīng)根據(jù)負(fù)荷逐年預(yù)測結(jié)果、電源與電網(wǎng)項(xiàng)目建設(shè)時(shí)序確定，滿足電力系統(tǒng)對儲能電站的逐年規(guī)劃配置需求。新能源大省儲能需求（1）儲能需求隨著波動性可再生能源滲透率的提高而逐步增多，風(fēng)電、光伏出力的隨機(jī)性、波動性和不確定性導(dǎo)致了系統(tǒng)多時(shí)間尺度有功功率不平衡，主要包括平滑輸出功率波動、跟蹤計(jì)劃出力曲線、削峰填谷、輔助頻率調(diào)節(jié)、提供電網(wǎng)調(diào)峰等。（2）配置原則風(fēng)電場、光伏發(fā)電站配置電化學(xué)儲能電站的額定功率和額定能量應(yīng)在分析風(fēng)電、光伏出力特性的基礎(chǔ)上，結(jié)合平滑輸出功率波動、跟蹤計(jì)劃出力曲線、削峰填谷、輔助頻率調(diào)節(jié)、提供電網(wǎng)調(diào)峰、無功電壓支撐等應(yīng)用場景確定。風(fēng)電場、光伏發(fā)電站配置電化學(xué)儲能電站的額定功率與額定能量應(yīng)根據(jù)儲能的多應(yīng)用場景利用能力和綜合經(jīng)濟(jì)效益，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較確定。風(fēng)電場、光伏發(fā)電站配置電化學(xué)儲能電站的建設(shè)時(shí)序應(yīng)結(jié)合風(fēng)電場、光伏發(fā)電站分批次建設(shè)情況，以及場站及其匯集站送出線路的輸送能力確定。單個風(fēng)電場、光伏發(fā)電站配置的電化學(xué)儲能電站并網(wǎng)點(diǎn)宜選擇在風(fēng)電場、光伏電站內(nèi)部。同一區(qū)域內(nèi)風(fēng)電場、光伏發(fā)電站采用多場站匯集方式接入電網(wǎng)時(shí)，電化學(xué)儲能電站的額定功率和額定能量應(yīng)在分析匯集站的綜合出力特性基礎(chǔ)上確定，并網(wǎng)點(diǎn)宜選擇匯集站升壓變低壓側(cè)母線。不同區(qū)域風(fēng)電場、光伏發(fā)電站配置共享型電化學(xué)儲能電站時(shí)，電化學(xué)儲能電站的額定功率和額定能量應(yīng)在分析各場站出力疊加后的綜合出力特性基礎(chǔ)上確定，并網(wǎng)點(diǎn)應(yīng)根據(jù)電化學(xué)儲能電站建設(shè)位置及周邊電網(wǎng)接入條件綜合確定。儲能技術(shù)評價(jià)評價(jià)方法及流程定性、定量指標(biāo)參雜且涉及大量模糊因素，適合采用模糊綜合評價(jià)法進(jìn)行評價(jià)。3進(jìn)行儲能技術(shù)適用性評價(jià)。計(jì)算不同技術(shù)各指標(biāo)得分選擇某一應(yīng)用場景計(jì)算不同技術(shù)各指標(biāo)得分選擇某一應(yīng)用場景分場景設(shè)定各指標(biāo)權(quán)重模糊綜合評價(jià)建立儲能選型評價(jià)指標(biāo)體系應(yīng)用場景-儲能技術(shù)映射評價(jià)結(jié)果分析設(shè)定待選的儲能技術(shù)類型設(shè)定發(fā)電側(cè)儲能應(yīng)用場景圖2-2：儲能技術(shù)評價(jià)實(shí)施流程儲能技術(shù)映射充放電倍率、響應(yīng)時(shí)間等決定了儲能技術(shù)的選型?；谶@些關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)建立應(yīng)用場景和儲能技術(shù)的映射，用于初步篩選適用不同場景的儲能技術(shù)。表2-4：不同應(yīng)用場景下儲能技術(shù)分組（按關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)篩選）應(yīng)用場景入選的儲能技術(shù)未入選的儲能技術(shù)技術(shù)門檻場景1：輔助火電調(diào)頻飛輪、磷酸鐵鋰、三元鋰、鈦酸鋰、鈉離子放電倍率：1C及以上；功率等級：幾MW~幾十MW；儲能時(shí)長：30min~1小時(shí)；響應(yīng)時(shí)間：秒級；功率密度：要求有較高值；壽命：10年以上場景2：新能源獨(dú)配儲能飛輪、磷酸鐵鋰、三元鋰、鈦酸鋰、鈉離子、鈉硫全釩液流、鐵鉻液流功率等級：幾MW~幾十MW；儲能時(shí)長：15min~4響應(yīng)時(shí)間：秒級；壽命：10年以上。場景3：共享儲能抽蓄、壓縮空氣、磷酸鈉離子、全釩液流、鐵鉻液流、鈉硫飛輪、鉛酸放電倍率：1C及以下；功率等級：幾十MW~幾百M(fèi)W；儲能時(shí)長：2小時(shí)及以上。指標(biāo)體系及權(quán)重設(shè)置根據(jù)評價(jià)對象和評價(jià)目的，建立包含技術(shù)、成本、環(huán)境和可持續(xù)性4類指標(biāo)的綜合評價(jià)指標(biāo)體系，見附圖1。指標(biāo)權(quán)重和應(yīng)用場景緊密相關(guān)，本報(bào)告采用層次分析法（AHP）分別對3個場景下的指標(biāo)權(quán)重進(jìn)行賦權(quán)，見附表1-3。模糊綜合評價(jià)模糊綜合評價(jià)是以模糊數(shù)學(xué)為基礎(chǔ)，應(yīng)用模糊關(guān)系合成的原理，將一些邊界不清、不易定量的因素定量化，從多個因素對被評價(jià)事物隸屬等級狀況進(jìn)行綜合性評價(jià)的一種方法。評價(jià)實(shí)施流程見下圖。建立因素集影響評價(jià)對象的各種因素組成的集合，用U={u1,u2,…,un}建立判斷集（評語集）建立因素集影響評價(jià)對象的各種因素組成的集合，用U={u1,u2,…,un}建立判斷集（評語集）集合，用V={v1,v2,…,vm}單因素模糊評價(jià)對因素集U中的單個因素ui(1,2,…,n)價(jià)對象對判斷集中各元素的隸屬程度，得到評價(jià)矩陣R建立權(quán)重集采用層次分析法確定權(quán)重，得到權(quán)重集合A=(a1,a2,…,an),ai表示因素集U={u1,u2,…,un}中ui所占的比重模糊綜合評價(jià)模糊綜合評價(jià)模型為B=(b1,b2,…,bm)=AΟR=(a1,a2,…,an)，“Ο”表示某種合成算子圖2-3：模糊綜合評價(jià)實(shí)施流程因素集即為建立的評價(jià)指標(biāo)體系，判斷集（評語集）是由評價(jià)者對評價(jià)對象可能做5﹛很好、較好，一般，較差，很差﹜4。最后，對不同場景下各類儲能技術(shù)的因素集進(jìn)行專家打分，得到該技術(shù)的得分情況。評價(jià)結(jié)果1（輔助火電調(diào)頻）注重儲能技術(shù)性能（46.7）15優(yōu)勢，得分最高，飛輪次之；鈦酸鋰由于成本最高，得分最低。具體排名如下：磷酸鐵鋰飛輪鈉離子三元鋰鈦酸鋰。1009080706050403020100飛輪 磷酸鐵鋰 三元鋰 鈦酸鋰 鈉離子 分?jǐn)?shù)標(biāo)準(zhǔn)可持續(xù)性 環(huán)境 成本 技術(shù)圖2-4：適合場景1的5種儲能技術(shù)排名2（新能源獨(dú)配儲能6026鈦酸鋰。1009080706050403020100飛輪 磷酸鐵鋰 三元鋰 鈦酸鋰 鈉離子 鈉硫 分?jǐn)?shù)標(biāo)準(zhǔn)可持續(xù)性 環(huán)境 成本 技術(shù)圖2-5：適合場景2的6種儲能技術(shù)排名（9260，處于“一般”和“較好”之間；其他三元鋰。1009080706050403020100可持續(xù)性 環(huán)境 成本 技術(shù)圖2-6：適合場景3的9種儲能技術(shù)排名434（470場景1場景2場景1場景2場景35040302010磷酸鐵鋰三元鋰鈦酸鋰鈉離子磷酸鐵鋰三元鋰鈦酸鋰鈉離子磷酸鐵鋰三元鋰鈦酸鋰鈉離子0磷酸鐵鋰三元鋰鈦酸鋰鈉離子磷酸鐵鋰三元鋰鈦酸鋰鈉離子磷酸鐵鋰三元鋰鈦酸鋰鈉離子可持續(xù)性 環(huán)境 成本 技術(shù)圖2-7：3種場景都適用的4種儲能技術(shù)對比目前發(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2~4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)配合應(yīng)用的混合儲能可實(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?；旌蟽δ芟到y(tǒng)將成為儲能行業(yè)發(fā)展的必然趨勢。無功電壓支撐等功能，響應(yīng)快速、長壽命是這些場景的基本要求，飛輪、超級電容等功率型儲能需求將越來越大。3發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值評估價(jià)值構(gòu)成及評估方法價(jià)值構(gòu)成儲能發(fā)揮的價(jià)值跨越了電力系統(tǒng)價(jià)值鏈（發(fā)電、輸電、配電和用戶）之間的界限，部分價(jià)值由于作用主體不易清晰界定導(dǎo)致儲能運(yùn)營商未獲得這部分收益。儲能價(jià)值可分為“直接價(jià)值”和“間接價(jià)值”兩部分，“直接價(jià)值”指當(dāng)前市場規(guī)則下，儲能可獲得的“可見”收益；“間接價(jià)值”指市場不完善情形下，無法貨幣化或無法由項(xiàng)目業(yè)主直接實(shí)現(xiàn)的價(jià)值。表3-1：發(fā)電側(cè)三個典型場景下儲能的“直接價(jià)值”和“間接價(jià)值”應(yīng)用類型響應(yīng)時(shí)間時(shí)長要求直接價(jià)值間接價(jià)值/削分鐘級幾小時(shí)提升新能源富集地區(qū)送出水平，減少新能源棄電量，緩解調(diào)峰壓力。/及壽命；提高火電發(fā)電效率，節(jié)煤降碳；延緩電網(wǎng)升級、擴(kuò)建；平滑負(fù)荷曲線，降低線損。輔助一次調(diào)頻毫秒~秒30~幾分鐘減少一次調(diào)頻考核，滿足并網(wǎng)要求防范頻率二次跌落等方面有顯著優(yōu)勢；相較基于新能源場站預(yù)留備用容量參與一次調(diào)頻的策略，通過配儲參與新能源一次調(diào)頻可促進(jìn)新能源消納；減少火電機(jī)組一次調(diào)頻次數(shù)，提升機(jī)組安全性，提升發(fā)電效率，減少碳排放。4“外部性”是某個經(jīng)濟(jì)主體對另一個經(jīng)濟(jì)主體產(chǎn)生一種外部影響，而這種外部影響又不能通過市場價(jià)格進(jìn)行買賣。應(yīng)用類型響應(yīng)時(shí)間時(shí)長要求直接價(jià)值間接價(jià)值輔助二次調(diào)頻~十幾秒30分鐘~1小時(shí)提升火電燃煤機(jī)組響應(yīng)速率、爬坡速率，提升系統(tǒng)整體調(diào)頻能力火電機(jī)組受限于出力特性，頻繁AGC調(diào)節(jié)造成的火電機(jī)組設(shè)備疲勞和磨損，降低機(jī)組安全性及使用壽命；火電機(jī)組頻繁參與AGC調(diào)頻，會降低發(fā)電效率，增加機(jī)組碳排放量，加劇電廠環(huán)保壓力；力系統(tǒng)調(diào)頻資源總需求量的減少。價(jià)值評估方法以區(qū)域電力系統(tǒng)為研究對象，通過比較該系統(tǒng)中有無儲能兩種情況下的生產(chǎn)運(yùn)行成本以及社會效益的不同來計(jì)算儲能的收益，能夠更全面體現(xiàn)儲能的實(shí)際價(jià)值，是儲能經(jīng)濟(jì)性研究的必然趨勢。儲能價(jià)值評估流程如下：確定主要應(yīng)用場景：不同的場景對儲能的容量、時(shí)長、響應(yīng)時(shí)間等需求不同，分為單場景、復(fù)合場景。場景需求分析：分析該場景對儲能的技術(shù)需求，包括功率、時(shí)長、響應(yīng)時(shí)間、放電倍率等方面的需求。效果評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)：基于系統(tǒng)實(shí)際需求，依據(jù)政策、標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范等相關(guān)規(guī)定，建立能夠反映儲能作用效果的一系列指標(biāo)。初步配儲方案：根據(jù)場景需求分析結(jié)果初步制定可供選擇的儲能配置方案，包括是采用單一儲能還是混合儲能、是集中式布置還是分布式布置、備選技術(shù)類型、容量和時(shí)長等。優(yōu)化求解：綜合考慮技術(shù)性能、經(jīng)濟(jì)性等多方面因素，采用智能優(yōu)化算法求解容量和時(shí)長。價(jià)值評估：對綜合儲能價(jià)值進(jìn)行定性和定量評估。單一場景二次調(diào)頻一次調(diào)頻跟蹤計(jì)劃出力平滑出力提升火電二次調(diào)頻能力滿足新能源一次調(diào)頻考核滿足調(diào)度功率需求限制出力波動幅值單一場景二次調(diào)頻一次調(diào)頻跟蹤計(jì)劃出力平滑出力提升火電二次調(diào)頻能力滿足新能源一次調(diào)頻考核滿足調(diào)度功率需求限制出力波動幅值主要應(yīng)用場景

二次調(diào)頻性能提升程度、增加的調(diào)頻里程量一次調(diào)頻性能提升程度、減少考核費(fèi)用出力偏差改善程度功率波動率改善程度效果評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)二次調(diào)頻性能提升程度、增加的調(diào)頻里程量一次調(diào)頻性能提升程度、減少考核費(fèi)用出力偏差改善程度功率波動率改善程度

單一儲能/混合儲能單一儲能/混合儲能分布式/集中式技術(shù)選型容量配置/時(shí)長配置能量時(shí)移+一次調(diào)頻平滑出力+能量時(shí)移+一次調(diào)頻平滑出力+跟蹤計(jì)劃出力復(fù)合場景減少的棄電規(guī)模、一次調(diào)頻性能指標(biāo)提升程度減少新能源棄電和一次調(diào)頻考核功率波動率改善+出力偏差改善提升新能源并網(wǎng)質(zhì)量最優(yōu)最優(yōu) 時(shí)容量最優(yōu)最優(yōu) 時(shí)容量控制策略直接價(jià)值減少棄電 減少考核緩解調(diào)峰壓力綜合價(jià)值間接價(jià)值減煤減碳提升火電安全及壽命升級價(jià)值評估 優(yōu)化求解圖3-1：儲能價(jià)值評估流程減煤減碳價(jià)值計(jì)算目前，減煤減碳價(jià)值屬于“間接價(jià)值”。無論是和火電機(jī)組配套，還是和風(fēng)電、光伏發(fā)電配套，儲能都具有減煤減碳價(jià)值，但不同場景下，儲能的減煤減碳機(jī)理不同。表3-2：發(fā)電側(cè)儲能減煤減碳價(jià)值作用機(jī)理價(jià)值類型減煤減碳機(jī)理發(fā)生頻次平滑出力波動取決于波動程度跟蹤計(jì)劃出力曲線儲能替代預(yù)留備用容量，增加新能源消納取決于預(yù)測精度輔助一次調(diào)頻幾十個循環(huán)/天棄電增發(fā)/削峰填谷儲能替代火電調(diào)峰，可增加新能源消納，提高火電發(fā)電效率1~2個循環(huán)/天輔助二次調(diào)頻火儲聯(lián)合進(jìn)行AGC調(diào)頻，可提高火電發(fā)電效率，降低發(fā)電煤耗，降低度電碳排放強(qiáng)度3~10個循環(huán)/天（1）單位容量減煤量式中： —儲能系統(tǒng)單位容量減煤量；—儲能系統(tǒng)代替火電機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰、促進(jìn)新能源消納時(shí)，儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)減少的煤消耗量，kg；—儲能系統(tǒng)額定容量，kWh；—煤耗系數(shù)，20210.3015kg/kWh；—儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)替代常規(guī)火電機(jī)組的調(diào)峰、促進(jìn)新能源消納電量，kWh。（2）單位容量二氧化碳減排量式中： —儲能系統(tǒng)單位容量二氧化碳減排量；

(3-3)(3-4)—儲能系統(tǒng)代替火電機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰、促進(jìn)新能源消納時(shí)，儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)減少的二氧化碳排放量，kg；—儲能系統(tǒng)額定容量，kWh；—二氧化碳排放系數(shù)，0210.28kg/kWh[7]；—儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)替代常規(guī)火電機(jī)組的調(diào)峰、促進(jìn)新能源消納電量，kWh。表3-3：火電機(jī)組發(fā)電煤耗與碳排放強(qiáng)度[8]容量區(qū)間（萬kW）平均煤耗（g/kWh）平均碳排放強(qiáng)度（kgCO2/kWh）≥603200.83830~603400.89120~303650.96510~204151.087≤104301.127值對比山東（1）商業(yè)模式分析目前，山東儲能以發(fā)電企業(yè)和第三方主體投資的獨(dú)立儲能為主，容量租賃、容量電價(jià)補(bǔ)償、現(xiàn)貨價(jià)差套利是其主要收益。容量租賃收入：共享儲能電站將儲能系統(tǒng)容量租賃給風(fēng)電、光伏企業(yè)，風(fēng)光企業(yè)獲得上網(wǎng)指標(biāo)，儲能企業(yè)仍具有儲能系統(tǒng)的自主運(yùn)營權(quán)和收益權(quán)。目前租賃費(fèi)指導(dǎo)價(jià)為330元/kW·年，后期計(jì)劃采用市場競價(jià)方式，制定最高限價(jià)和最低保底價(jià)。容量電價(jià)補(bǔ)償：山東容量市場運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取。儲能電站也可獲取容量電價(jià)，采取日清月結(jié)，但政策對獨(dú)立儲能獲取的容量補(bǔ)償?shù)臉?biāo)準(zhǔn)有較大不確定性，考慮到儲能時(shí)長問題，今年已對容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行兩次修改，現(xiàn)為原容量補(bǔ)償收入的1/6?，F(xiàn)貨市場價(jià)差套利：《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）（2022年試行版V1.0）》允許獨(dú)立儲能可自主參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場或以自調(diào)度模式參與電能量市場，在滿足電網(wǎng)安全運(yùn)行和新能源優(yōu)先消納的條件下優(yōu)先出清，并接受現(xiàn)貨市場價(jià)格5。（2）減煤減碳價(jià)值分析450W，假設(shè)鋰電儲能、壓縮空氣儲能、液流電池5015、50kW2017%，按以下假設(shè)條件69182萬噸。表3-4：山東十四五儲能減煤減碳價(jià)值測算假設(shè)條件鋰電池儲能壓縮空氣儲能液流電池儲能裝機(jī)規(guī)模250萬千瓦150萬千瓦50萬千瓦放電時(shí)長2小時(shí)4小時(shí)4小時(shí)單位容量投資2000元/kWh1500元/kWh3000元/kWh總投資111億90億60億等年值投資成本（折現(xiàn)率7%）15.8億7.3億6.6億單位容量等年值成本6316元/kWh121元/kWh329元/kWh綜合效率85%70%70%日歷壽命/循環(huán)壽命10年/6000次30年/50000次15年/15000次放電深度（DOD）90%100%100%年調(diào)度次數(shù)300次300次300次年放電電量11.7億kWh12.6億kWh4.2億kWh年減煤量（發(fā)電煤耗340g/kWh）28.3萬噸30.4萬噸10.2萬噸年減碳量（平均碳排放強(qiáng)度0.9kgCO2/kWh）74.8萬噸80.5萬噸26.8萬噸《山東電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）》kWh不同碳價(jià)、不同煤價(jià)下收益情況見下表。調(diào)峰場景下，得益于壓縮空氣低成本及更長的壽命，從減煤減碳價(jià)值來看，壓縮空氣儲能技術(shù)優(yōu)于鋰電池儲能，優(yōu)于液流電池儲能。表3-5：山東十四五儲能減煤減碳收益構(gòu)成技術(shù)類型收益/億元鋰電儲能壓縮空氣液流電池合計(jì)600元/t1.701.820.614.1減煤800元/t2.262.430.825.5收益1000元/t2.833.041.026.91200元/t3.403.651.228.320元/t0.150.160.050.4減碳40元/t0.300.320.110.7收益60元/t0.450.480.161.180元/t0.600.640.211.5350300

316

268 268150268 268150121101 10257250200150100500成本（元/kWh） 減煤量（kg/kWh） 減碳量（kg/kWh）鋰電儲能 壓縮空氣 液流電池圖3-2：山東不同儲能技術(shù)年單位容量成本及減煤減碳效果（主要用于調(diào)峰）廣東（1）商業(yè)模式分析目前，廣東儲能以火儲聯(lián)調(diào)項(xiàng)目為主，主要采用合同能源管理合作模式，投資方負(fù)責(zé)項(xiàng)目投資、建設(shè)和運(yùn)營，業(yè)主方（電廠）提供機(jī)組、項(xiàng)目場地，儲能與機(jī)組聯(lián)合參與調(diào)頻市場獲得的調(diào)頻補(bǔ)償收益由項(xiàng)目投資方和電廠業(yè)主按比例進(jìn)行分配。收益包括調(diào)頻容量收益、調(diào)頻里程收益2部分。按最新政策，獨(dú)立儲能和新能源配套儲能都可參與電能量現(xiàn)貨市場、區(qū)域調(diào)頻和跨省備用等輔助服務(wù)市場。（2）減煤減碳價(jià)值分析40（投運(yùn)項(xiàng)目），2944M，目前該市場已呈現(xiàn)“飽和效應(yīng)”。假564W436W，0140%，28.876.3表3-6：廣東十四五儲能減煤減碳價(jià)值測算假設(shè)條件火儲項(xiàng)目獨(dú)立儲能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模564MW1436MW放電時(shí)長1/0.5小時(shí)2小時(shí)單位容量投資3000元/kW2000元/kWh總投資16.9億64億等年值投資成本（折現(xiàn)率7%）5億9.1億單位容量等年值成本7443元/kWh317元/kWh綜合效率85%85%日歷壽命/循環(huán)壽命10年/6000次10年/6000次年等效循環(huán)次數(shù)（90%DOD下）1800次300次火電每度電減煤量3g/kWh8/年利用小時(shí)數(shù)3500小時(shí)600小時(shí)kWh3~5g/kWh假設(shè)條件火儲項(xiàng)目獨(dú)立儲能項(xiàng)目火電年發(fā)電量/儲能放電電量658億kWh6.7億kWh平均煤耗/340g/kWh平均碳排放強(qiáng)度0.9kgCO2/kWh0.9CO2/kWh年減煤量19.7萬噸9.1萬噸年減碳量52.2萬噸24.1萬噸不同碳價(jià)、不同煤價(jià)下收益情況見下表。獨(dú)立儲能調(diào)峰和火儲調(diào)頻兩個場景相比，調(diào)頻場景儲能成本略高，但得益于利用率高，減煤減碳效果遠(yuǎn)優(yōu)于調(diào)峰場景。表3-7：廣東十四五儲能減煤減碳收益構(gòu)成技術(shù)類型收益/億元火儲項(xiàng)目獨(dú)立儲能合計(jì)600元/t1.180.551.7800元/t1.580.732.3減煤收益1000元/t1.970.912.91200元/t2.361.093.5減碳收益20元/t0.100.050.240元/t0.210.100.360元/t0.310.140.580元/t0.420.190.6500450400350300250200150100500

443

4633171758432成本（元/kWh） 減煤量（kg/kWh3171758432火儲項(xiàng)目 獨(dú)立儲能圖3-3：廣東儲能年單位容量成本及減煤減碳效果（火儲調(diào)頻+獨(dú)立儲能）山西（1）商業(yè)模式分析AGC調(diào)頻、一次調(diào)頻市場。11參與電力現(xiàn)貨市場：20226月發(fā)布的《山西省電力市場規(guī)則匯編（試運(yùn)行V1.0）》允許獨(dú)立儲能以“報(bào)量報(bào)價(jià)”方式參與日前市場，具備條件時(shí)參與實(shí)時(shí)市場，暫不參與中長期市場和市場運(yùn)營費(fèi)用的分?jǐn)偂?0214~9678~1150/MWh，927/MWh。參與一次調(diào)頻輔助服務(wù)：20225（試行[9]5-10/MW。（2）減煤減碳價(jià)值分析山西發(fā)電側(cè)儲能以火儲聯(lián)合調(diào)頻應(yīng)用為主，市場基本上已飽和。未來一次調(diào)頻是山910，假設(shè)飛輪和超級電容分別為100202183%，按以下假設(shè)條件測算得年158417表3-8：山西十四五儲能減煤減碳價(jià)值測算假設(shè)條件火儲項(xiàng)目一次調(diào)頻（新能源配儲）獨(dú)立儲能（現(xiàn)貨套利）鋰電飛輪超級電容鋰電裝機(jī)規(guī)模11萬千瓦100萬千瓦100萬千瓦389萬千瓦放電時(shí)長30min1min1min2h單位容量投資3000元/kW4000元/kW1600元/kW2000元/kWh總投資3.3億40億16億173億等年值投資成本（7%）1億3.8億2.3億24.6億單位容量等年值成本11909元/kW380元/kW230元/kW632元/kW綜合效率85%85%90%85%日歷壽命/循環(huán)次數(shù)10年/6000次20年/100萬次10年/100萬次10年/6000次年等效循環(huán)次數(shù)（90%DOD下）1800次6000次6000次300次年均新能源多消納的電量（風(fēng)1700h1300h）/17億kWh13億kWh18.2億kWh火電每度電減煤量3g/kWh///平均煤耗/340g/kWh340g/kWh340g/kWh20212123.2530005000根據(jù)《山西電力一次調(diào)頻市場交易實(shí)施細(xì)則（試行）》（[2022]1）10確定電網(wǎng)一次調(diào)頻容量需求kW800元800元/t0.334.643.524.1612.640元/t0.040.610.470.541.7假設(shè)條件火儲項(xiàng)目一次調(diào)頻（新能源配儲）獨(dú)立儲能（現(xiàn)貨套利）鋰電飛輪超級電容鋰電平均碳排放強(qiáng)度0.9kgCO2/kWh0.9kgCO2/kWh0.9kgCO2/kWh0.9kgCO2/kWh年減煤量(年發(fā)電小時(shí)數(shù)3700h)4.1萬噸58萬噸44萬噸52萬噸年減碳量10.8萬噸153萬噸117萬噸136萬噸不同碳價(jià)、不同煤價(jià)下收益情況見下表。同樣受儲能利用率的影響，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，獨(dú)立儲能現(xiàn)貨套利效果最差。表3-9：山西十四五儲能減煤減碳收益構(gòu)成技術(shù)類型收益/億元火儲項(xiàng)目一次調(diào)頻（飛輪）一次調(diào)頻（超級電容）獨(dú)立儲能（現(xiàn)貨套利）合計(jì)600元/t0.253.482.643.129.5減煤收益1000元/t0.415.804.405.2015.81200元/t0.496.965.286.2419.020元/t0.020.310.230.270.8減碳收益60元/t0.060.920.700.822.580元/t0.091.220.941.093.33000

2700909102090910209826323053734221342000150010005000成本（元/kW） 減煤量（kg/kW） 減碳量（kg/kW）火儲 一次調(diào)頻 現(xiàn)貨套利圖3-4：山西儲能年單位容量成本及減煤減碳效果（火儲調(diào)頻+一次調(diào)頻+獨(dú)立儲能）甘肅（1）商業(yè)模式分析容量租賃收入：根據(jù)甘肅能監(jiān)辦發(fā)布《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營暫行規(guī)則（征求意見稿）》，獨(dú)立儲能在建設(shè)備案文件中應(yīng)明確與相關(guān)新能源場站的配套關(guān)系，新能源企業(yè)租賃的儲能容量，應(yīng)滿足新能源電場儲能配置要求，租賃容量到期后應(yīng)積極續(xù)簽或通過自建滿足項(xiàng)目儲能配置要求，獨(dú)立儲能可以獲得容量租賃收入?，F(xiàn)貨市場套利：《甘肅雙邊電力現(xiàn)貨市場規(guī)則匯編》（結(jié)算試運(yùn)行暫行V2.5）增加了儲能參與現(xiàn)貨市場規(guī)則，規(guī)定滿足電網(wǎng)接入技術(shù)規(guī)范的獨(dú)立儲能電站，在優(yōu)先滿足新能源消納和電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求的基礎(chǔ)上，可作為價(jià)格接受者，參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場交易。輔助服務(wù)收入：根據(jù)《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營暫行規(guī)則（試行）》，獨(dú)立儲能可作為獨(dú)立主體參與AC12/W。調(diào)峰輔助服300/MW·日。（2）減煤減碳價(jià)值分析甘肅因?qū)嶋H投運(yùn)項(xiàng)目少、缺乏可參考數(shù)據(jù)，未對儲能進(jìn)行減煤減碳價(jià)值測算。綜合價(jià)值對比對山東、廣東、甘肅、山西4個省份綜合價(jià)值進(jìn)行對比分析如下。表3-10：4個調(diào)研省份發(fā)電側(cè)儲能綜合價(jià)值對比省份對比項(xiàng)山東廣東山西甘肅現(xiàn)有裝機(jī) 705.7MW 822MW 131.7MW 137.5MW“十四五”規(guī)劃裝機(jī)4500MW2000MW6000MW6000MW商業(yè)模式 多重服

火儲聯(lián)合調(diào)頻

火儲聯(lián)合調(diào)頻、一次調(diào)頻

多重服務(wù)直接價(jià)值容量收益單位價(jià)格300元/kW·年60元/kW·年12//上限300元/MW·日頻繁程度10年、5年//無法確定電量收益單位價(jià)格0.4~0.5元/kWh<0.4元/kWh>0.6元/kWh<0.4元/kWh頻繁程度1個循環(huán)/天暫無暫無無法確定調(diào)節(jié)收益單位價(jià)格現(xiàn)貨和輔助服務(wù)5.5~15元/MW5~10元/MW15元/MW頻繁程度無5~10個循環(huán)/天5個循環(huán)/天、超過5個循環(huán)/天無法確定投資回收年限8年以上3年左右3~5年、2年內(nèi)5年左右間接 年減煤量 69萬噸 28.8萬噸 158萬噸 無法確定價(jià)值 年減碳量 182萬噸 76.3萬噸 417萬噸 無法確定儲能價(jià)值的兌現(xiàn)程度，受電力市場建設(shè)進(jìn)度及市場規(guī)則完善的影響，儲能價(jià)值逐步甘肅尚未出臺容量價(jià)值補(bǔ)償相關(guān)政策和市場機(jī)制；電能量價(jià)值方面，4300/kW·60/kW·年30.5/kWh；調(diào)節(jié)價(jià)值方面，目前儲能主要應(yīng)用一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，收益性最好。從調(diào)研數(shù)據(jù)來看，山東容量租賃收入、現(xiàn)貨市場套利、輔助服務(wù)收入、容量補(bǔ)償收同廣東類似，山西未來以發(fā)展獨(dú)立儲能為主，收益包括現(xiàn)貨市場套利、一次調(diào)頻補(bǔ)償；甘肅最新政策允許獨(dú)立儲能參與調(diào)頻、調(diào)峰容量市場，在優(yōu)先滿足新能源消納和電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求的基礎(chǔ)上，可作為價(jià)格接受者，參與省內(nèi)現(xiàn)貨市場交易。間接價(jià)值由于涉及多個主體，價(jià)值量難以測算，4450kW69182200kW2887.3600萬kW1584174發(fā)電側(cè)儲能規(guī)?；l(fā)展的政策建議面臨的挑戰(zhàn)（1）儲能技術(shù)性能、經(jīng)濟(jì)性尚不能滿足規(guī)?；瘧?yīng)用要求電力領(lǐng)域要求儲能技術(shù)具有高安全、長壽命、高效率、低成本等特點(diǎn)，盡管目前儲能技術(shù)眾多，但不同儲能技術(shù)性能差異較大，尚不能同時(shí)滿足以上要求。電化學(xué)儲能裝機(jī)占新型儲能裝機(jī)的9070起儲能安全事故，安全是電化學(xué)儲能系統(tǒng)大規(guī)模應(yīng)用中最突出、最受關(guān)注的問題。1025投運(yùn)的儲能電站實(shí)際效率偏低，鋰電池儲能平均系統(tǒng)效率一般低于90%，液流75%。新型儲能技術(shù)全壽命周期度電成本較高，部分儲能技術(shù)的度電成本是抽水蓄能電2（2）政策和市場機(jī)制是當(dāng)前新型儲能發(fā)展的關(guān)鍵制約因素國外儲能項(xiàng)目除了可獲得可觀的稅收優(yōu)惠或補(bǔ)貼外，還獲得多方面的市場化收益，包括現(xiàn)貨市場能量套利、輔助服務(wù)收益、容量收益等。國內(nèi)儲能財(cái)政補(bǔ)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(xiàn)貨市場：目前，絕大多數(shù)省份尚未出臺獨(dú)立儲能參與現(xiàn)貨市場細(xì)則。新13在市場中面臨價(jià)格震蕩、曲線波動、偏差考核、政策影響等多重風(fēng)險(xiǎn)，新能源配套的儲能難以獲得市場收益。儲能參與輔助服務(wù)：火儲聯(lián)合調(diào)頻是發(fā)電側(cè)儲能唯一實(shí)現(xiàn)商業(yè)化的領(lǐng)域，市場空間儲能容量價(jià)值實(shí)現(xiàn)：部分省份開始了容量補(bǔ)償機(jī)制的探索性工作。但目前有一些技術(shù)問題亟待解決，例如資源準(zhǔn)入、費(fèi)用分?jǐn)?、價(jià)格確定等問題。如何對儲能的容量價(jià)值予以認(rèn)定，如何建立合理的市場化容量補(bǔ)償機(jī)制是未來一段時(shí)期需持續(xù)、深入探索的課題。202130左右。只有在政策和市場規(guī)則上消除儲能參與電力市場的障礙，儲能才能實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定、可持續(xù)的發(fā)展。評估不同場景下各類儲能的真實(shí)價(jià)值，合理制定規(guī)則實(shí)現(xiàn)利益相關(guān)主體的權(quán)責(zé)統(tǒng)一，是推動儲能參與電力市場的重要保障。（3）發(fā)電側(cè)儲能運(yùn)營收益不確定性較高新能源進(jìn)入電力市場規(guī)模有限，多數(shù)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(bào)率低，電站方主動投資配套儲能的動力不強(qiáng)?；饍β?lián)合調(diào)頻是目前市場化程度最高、投資回報(bào)相對較好的應(yīng)用領(lǐng)域，配置電池儲能可以有效改善火電機(jī)組的調(diào)頻性能，降低機(jī)組被考核風(fēng)險(xiǎn)，增加火電廠調(diào)頻收益，但也面臨著市場規(guī)模有限、市場機(jī)制不完善等問題。市場機(jī)制建議（1）研究設(shè)立新的輔助服務(wù)品種，出臺或完善新型儲能參與輔助服務(wù)市場規(guī)則隨著可再生能源接入電力系統(tǒng)比例的增加，以及火電機(jī)組的逐步關(guān)停，電力系統(tǒng)慣量供應(yīng)不足，且頻率控制、電壓控制等將成為新的挑戰(zhàn)，各地有必要結(jié)合實(shí)際情況，探討快速調(diào)頻、爬坡、慣量支撐、備用等各類輔助服務(wù)品種的設(shè)立，制定儲能參與新的輔助服務(wù)品種的市場規(guī)則；研究建立電力輔助服務(wù)評價(jià)體系，合理設(shè)定電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)資源的需求規(guī)模、市場規(guī)則，科學(xué)認(rèn)定和評價(jià)儲能在電力輔助服務(wù)中發(fā)揮的作用。（2）允許儲能參與各細(xì)分市場并進(jìn)行收益疊加盡管儲能應(yīng)用價(jià)值日漸清晰，但是在目前儲能設(shè)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(xiàng)目實(shí)現(xiàn)良好的投資回報(bào)。由于儲能本身的技術(shù)特性，決定了其具備參與多個細(xì)分電力市場，提供多重服務(wù)，獲得多重收益的能力。允許儲能以多種方式（火電、獨(dú)立儲能）調(diào)頻、調(diào)頻等，使其能夠在各類市場中進(jìn)行靈活交易，充分發(fā)揮其靈活性和系統(tǒng)價(jià)值。（3）制定完善發(fā)電側(cè)儲能參與現(xiàn)貨市場規(guī)則由于可再生能源的間歇性、隨機(jī)性和波動性，現(xiàn)有的新能源電價(jià)機(jī)制不能充分發(fā)揮儲能的價(jià)值。要加快推動新能源參與電力現(xiàn)貨市場，建立儲能與新能源聯(lián)合參與市場的交易機(jī)制。逐步放寬準(zhǔn)入條件、允許市場主體由被動向主動參與現(xiàn)貨交易（由價(jià)格接受者逐步向報(bào)量報(bào)價(jià)）過渡。（4）針對大規(guī)模的獨(dú)立/共享儲能電站，研究建立容量補(bǔ)償機(jī)制目前電力市場的建設(shè)剛剛起步，相關(guān)政策和規(guī)則還不完善，尚不能支持以調(diào)峰或價(jià)/共享儲能容量補(bǔ)償機(jī)制，識別技術(shù)類型、儲能時(shí)長、投資成本、使用壽命等影響容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)制定的關(guān)鍵因素，建立容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)制定依據(jù)及動態(tài)調(diào)整辦法。（5）以市場化手段引導(dǎo)儲能實(shí)現(xiàn)多重經(jīng)濟(jì)收益確保新型電儲能參與各類市場、提供多種服務(wù)并實(shí)現(xiàn)多重市場收益的疊加，是提升新型電儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)鍵。統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、促進(jìn)不同市場、不同品種間的聯(lián)通和市場規(guī)則機(jī)制間的銜接，避免出現(xiàn)交割環(huán)節(jié)資源調(diào)用沖突等情況。推動新型電儲能基于自身特點(diǎn)、系統(tǒng)需求變化和市場價(jià)格波動，在不同市場間自主決策、自由轉(zhuǎn)換、自行交易，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)收益最大化。（6）盡快建立和完善體現(xiàn)儲能綠色價(jià)值的政策體系儲能在不同應(yīng)用場景下減煤、減碳機(jī)理不同，研究儲能在不同應(yīng)用場景下的綠色價(jià)動新能源和儲能協(xié)同發(fā)展。技術(shù)發(fā)展建議（1）盡快推動應(yīng)用于不同時(shí)間尺度場景的儲能技術(shù)研發(fā)和應(yīng)用244液流電池從示范驗(yàn)證走向規(guī)?；瘧?yīng)用，通過技術(shù)迭代升級，實(shí)現(xiàn)長時(shí)儲能低成本、長壽命的應(yīng)用需求。302C6000項(xiàng)目示范向規(guī)?；瘧?yīng)用，實(shí)現(xiàn)短時(shí)儲能高安全、長壽命、高倍率的應(yīng)用需求。（2）加快推動混合儲能技術(shù)研發(fā)及示范應(yīng)用6000220不同儲能技術(shù)在容量規(guī)模、響應(yīng)時(shí)間、響應(yīng)速度、投資成本及循環(huán)壽命等方面存在差異，利用兩種或多種儲能技術(shù)配合應(yīng)用可實(shí)現(xiàn)性能上的優(yōu)勢互補(bǔ)，避免單一型儲能功協(xié)同控制等技術(shù)，加快制定混合儲能設(shè)計(jì)、安裝、運(yùn)行等相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，推動混合儲能在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用。（3）聚焦支撐新型電力系統(tǒng)的儲能系統(tǒng)集成與控制方案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(guī)模儲能電站同時(shí)參與多個場景，實(shí)現(xiàn)多個目標(biāo)的協(xié)同優(yōu)化控制。建議加強(qiáng)儲能系統(tǒng)在集成與站級調(diào)控方面的技術(shù)研發(fā)與攻關(guān)，包括挖掘儲能系統(tǒng)的主動支撐能力、通過級聯(lián)技術(shù)提升儲能系統(tǒng)的潛力及對系統(tǒng)安全性的影響等，構(gòu)建新型電力系統(tǒng)所需的儲能提供主動支撐、慣性響應(yīng)、電壓無功調(diào)節(jié)方面的能力，形成一攬子系統(tǒng)集成以及站級調(diào)控策略。項(xiàng)目管理建議通過制定儲能規(guī)劃引導(dǎo)發(fā)電側(cè)儲能合理有序發(fā)展。規(guī)模化新能源接入及消納是實(shí)現(xiàn)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(tǒng)的安全、高效運(yùn)行帶來重大影響。儲能作為重要的靈活性資源，是中長期提升電力種靈活性選型，綜合技術(shù)性能、經(jīng)濟(jì)性、規(guī)模等因素，制定儲能規(guī)劃，測算各地區(qū)合理的儲能建設(shè)時(shí)序與規(guī)模，引導(dǎo)儲能有序發(fā)展。推動發(fā)電側(cè)儲能規(guī)范化管理制度落實(shí)?！缎滦蛢δ茼?xiàng)目管理規(guī)范（暫行）》對新型制訂了一套科學(xué)、系統(tǒng)的管理規(guī)范，對于支撐新型儲能規(guī)?；l(fā)展、促進(jìn)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)、實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)具有重大意義。當(dāng)前新型儲能技術(shù)在并網(wǎng)調(diào)度規(guī)則、產(chǎn)品檢測認(rèn)證等方面仍無明確標(biāo)準(zhǔn)，建議加快相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)和管理制度的制定和落實(shí)。研究建立儲能減煤減碳價(jià)值疏導(dǎo)機(jī)制。建議相關(guān)部門加快推動儲能在不同應(yīng)用場景中的減碳價(jià)值核定方法與標(biāo)準(zhǔn)，并允許該價(jià)值在碳市場中進(jìn)行交易；在電力系統(tǒng)中引入低碳目標(biāo)，推動電力調(diào)度機(jī)構(gòu)細(xì)化“低碳電力調(diào)度”方式與細(xì)則。5結(jié)論與展望研究發(fā)現(xiàn)發(fā)電側(cè)應(yīng)用場景眾多，多數(shù)場景處于初級示范階段。發(fā)電側(cè)儲能應(yīng)用場景包括平滑出力、跟蹤計(jì)劃出力、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、能量時(shí)移、無功電壓支撐等多個場景。不同場景需求不同，目前只有二次調(diào)頻實(shí)現(xiàn)了商業(yè)化，其他場景需求不確定，尚處于示范SOC短期實(shí)現(xiàn)商業(yè)化應(yīng)用的難度較大。儲能行業(yè)技術(shù)路線多，尚未形成終極技術(shù)體系，關(guān)鍵技術(shù)面臨挑戰(zhàn)。儲能行業(yè)技術(shù)路線多樣化，各技術(shù)間競爭激烈，技術(shù)迭代速度快，尚未形成終極技術(shù)體系，不同技術(shù)體系的迭代發(fā)展趨勢給技術(shù)和項(xiàng)目投資帶來了風(fēng)險(xiǎn)。從技術(shù)角度看，關(guān)鍵材料、制造工藝和能量轉(zhuǎn)化效率是各種儲能技術(shù)面臨的共同挑戰(zhàn)，在規(guī)?；瘧?yīng)用中還要進(jìn)一步解決穩(wěn)定、可靠、耐久性的問題，一些重大技術(shù)瓶頸還需要持之以恒的解決。儲能的多重價(jià)值不能得到充分發(fā)揮。不同場景對儲能性能要求不同，儲能要實(shí)現(xiàn)多重應(yīng)用價(jià)值，接入電網(wǎng)接受統(tǒng)一調(diào)度是基礎(chǔ)，在規(guī)劃設(shè)計(jì)階段還要考慮未來的多場景應(yīng)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/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?？紤]多種不確定性的儲能綜合價(jià)值評價(jià)理論和評價(jià)方法有待進(jìn)一步完善。儲能具有提高可再生能源消納量，提高能效利用水平，提高電力系統(tǒng)靈活性、安全性、穩(wěn)定性等電能量和輔助服務(wù)的定價(jià)并不能使儲能所有者將大部分價(jià)值內(nèi)部化。主要利益相關(guān)者對儲能的價(jià)值不了解或了解有限。不同時(shí)期、接入位置不同的發(fā)電側(cè)儲能，發(fā)展邏輯、價(jià)值構(gòu)成、收益主體、成本疏導(dǎo)方式、商業(yè)模式都不相同。價(jià)值認(rèn)定是市場化發(fā)展的基礎(chǔ)，評估不同條件下各類儲能的真實(shí)價(jià)值，合理定價(jià)并實(shí)現(xiàn)受益主體的權(quán)責(zé)統(tǒng)一，是完善市場規(guī)則的前提條件?，F(xiàn)有市場和監(jiān)管框架尚未充分考慮儲能這一新的市場主體，可能會抑制儲能發(fā)揮作用及未來發(fā)展。發(fā)展展望以儲能和調(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。聯(lián)盟預(yù)測到2025年、2030年，新型儲能裝機(jī)達(dá)到55.9GW、166.8GW，發(fā)電側(cè)儲能裝機(jī)將達(dá)到22.4GW、75.1GW。180

166.875.155.975.155.922.413.16.1140累計(jì)裝機(jī)/GW累計(jì)裝機(jī)/