9.彭道刚-双碳目标下储能参与电力系统辅助服务及发展前景_23页_2mb

双碳目标下储能参与电力辅助服务及发展前景总结

核心内容

本文围绕“双碳”目标下储能技术的发展趋势及其在电力辅助服务中的应用进行了系统分析，从市场环境演变、政策支持、技术特点、应用场景及未来发展方向等方面进行了探讨。

主要观点

• “双碳”目标的战略意义：中国在2020年提出碳达峰、碳中和目标，随后出台多项政策推动储能行业发展，为实现“双碳”目标提供了重要支撑。
• 储能市场发展态势：近年来，储能技术在全球范围内迅速发展，尤其在欧美国家，政策激励推动了储能项目的快速落地。中国则在2021年突破了电化学储能成本的关键拐点，标志着储能进入商业化初期阶段。
• 储能政策的演变：中国近年来出台了一系列政策文件，如《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等，明确了储能作为独立主体参与电力市场的定位，并提出了装机规模、补偿机制、安全管理等具体要求。
• 储能参与辅助服务的方式：储能技术可参与调频、调峰等多种辅助服务，不同地区有不同的准入标准和补偿机制。例如，江苏对中长期调峰提供不同时间段的补偿标准，而山东则对调峰提供较低的补偿费用。
• 储能技术路线及应用：抽水蓄能技术最为成熟，电化学储能（尤其是锂电池）发展迅速，光热、氢能等技术也具有广阔前景。储能技术需综合考虑能量密度、功率密度、响应时间、充放电效率、使用寿命及成本等因素。
• 混合储能技术的优势：单一储能技术难以满足所有性能指标，因此混合储能（如功率型与能量型结合）成为提升技术经济性的重要方向。
• “储能+”与共享储能模式：通过“储能+传统发电”“储能+新能源发电”“储能+电网”“储能+用户”等模式，储能可有效提升系统稳定性、优化资源配置，同时促进虚拟电厂等新型运行方式的发展。
• 政策改革方向：应明确储能的主体地位，建立多阶梯动态补偿机制，鼓励多元化投资和交易方式，合理规划储能产业布局，以实现储能技术的规模化应用和市场竞争力提升。

关键信息

1. 储能参与电力辅助服务方式

• 调频服务：储能电站可作为独立主体参与调频服务，补偿标准为360元/兆瓦·月，调用补偿为3元/兆瓦。
• 调峰服务：调峰补偿标准为160元/兆瓦时，低于南方区域标准，也远低于储能的度电成本。
• 辅助服务市场准入：各地区对储能的准入标准不同，如福建要求综合调频指标≥0.53，云南要求≥0.3，江苏则以10MW/20MWh为标准。

2. 储能技术类型与应用场景

3. 储能政策支持

• 装机规模目标：预计到2025年，新型储能装机规模达30GW以上。
• 成本降低目标：电储能成本需降低30%以上。
• 安全管理要求：出台《加强电化学储能电站安全管理的通知》，对设备选型、施工验收、运行维护等方面提出具体要求。
• 交易机制改革：鼓励储能作为独立主体参与电力市场交易，放宽多边交易权限，提高储能项目投资回报率。

4. 储能与综合智慧能源融合

• 冷热电三联供：通常配置水/冰储能。
• 分布式风/光：通常配置电储能。
• 储热与电储能：储热适用于区域供热，电储能则用于调频调峰。

5. 储能发展前景

• 技术突破：国家重点研发计划支持多种储能技术的发展，包括锰基锂离子电池、钠离子电池、液流电池等。
• 市场拓展：储能将在“双碳”目标下发挥更大作用，特别是在新能源并网、电力系统调节、用户侧降本等方面。
• 政策支持：需进一步完善辅助服务补偿机制，鼓励多元化的投资与交易方式，以提升储能的市场竞争力和应用广度。

结论

在“双碳”目标背景下，储能技术作为电力系统灵活性调节的重要资源，其参与电力辅助服务的能力和市场前景不断拓展。未来，需进一步推动政策改革、技术创新与市场机制完善，以实现储能技术的规模化应用和可持续发展。