【CNESA_NRDC】CNESA_NRDC：2023双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究报告_66页_1mb

双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究总结

核心内容概述

本报告聚焦于双碳目标下发电侧储能的应用现状、技术适用性评估及综合价值分析，旨在为储能技术在电力系统中的合理配置与政策制定提供参考。研究涵盖了新能源配储、火储联合调频、共享储能等典型场景，对储能技术的经济性、技术性能及对减煤减碳的贡献进行了系统评估，并提出了政策建议以推动储能的规模化、市场化发展。

主要观点

1. 发电侧储能应用现状

• 截至2022年底，中国发电侧储能累计装机规模超过6GW，同比增长137%，其中锂离子电池占主导地位（98.76%）。
• 发电侧储能技术主要应用于新能源配储、火储联合调频、共享储能等场景。
• 新能源配储在当前经济性方面表现较差，而火储联合调频商业化程度最高，但规模有限。

2. 不同电源类型的储能技术适用性评估

• 辅助火电调频：磷酸铁锂、飞轮、三元锂、钛酸锂、钠离子等技术适用，但整体得分不高，处于“较差”和“一般”之间。
• 新能源配储：磷酸铁锂得分最高，但其他技术得分相近，整体处于“较差”水平。
• 共享储能：压缩空气、抽水蓄能、全钒液流、铁铬液流等技术得分较高，处于“一般”和“较好”之间。
• 储能技术需根据应用场景的技术指标进行匹配，如功率等级、充放电时长、响应时间等。

3. 储能综合价值评估

• 储能价值分为“直接价值”和“间接价值”。“直接价值”包括现货市场收益、辅助服务收益等；“间接价值”包括减煤、减碳等环境效益。
• 储能技术在不同场景下减煤减碳的机理不同，如平滑出力波动、跟踪计划出力曲线、辅助调频等。
• 储能的减煤减碳价值需通过具体公式计算，如单位容量减煤量和减碳量。

4. 储能规模化发展面临的挑战

• 技术经济性不足，部分技术成本高、寿命短。
• 储能参与电力市场机制不完善，收益来源有限。
• 储能技术类型单一，无法满足多样化的应用场景需求。
• 政策支持不足，缺乏明确的容量补偿机制和市场规则。

关键信息

1. 储能技术发展趋势

• 未来储能技术将呈现大容量、低成本、长时间、高效率的发展趋势。
• 预计到2030年，压缩空气储能、全钒液流电池、飞轮储能等技术成本将下降30%以上。
• 储能时长预计从当前2小时增长至2030年的3.2小时。

2. 储能技术经济性比较

3. 储能技术适用性评价指标

• 技术指标：功率等级、充放电时长、充放电倍率、响应时间等。
• 成本指标：初始投资成本、度电成本。
• 环境指标：减煤减碳效果、环保性能。
• 可持续性指标：寿命、循环次数、效率等。

4. 典型省份储能发展情况

山东

• 商业模式：以独立储能为主，包括容量租赁、容量电价补偿、现货价差套利。
• 减煤减碳价值：
  • 假设锂电储能、压缩空气储能、液流电池储能分别为250万kW、150万kW、50万kW。
  • 年减煤量69万吨，年减碳量182万吨。
  • 压缩空气储能的减煤减碳效果优于锂电和液流电池。

广东

• 商业模式：以火储联合调频为主，采用合同能源管理模式。
• 减煤减碳价值：
  • 假设火储项目564MW，独立储能项目1436MW。
  • 年减煤量28.8万吨，年减碳量76.3万吨。
  • 独立储能的减碳效果优于火储项目。

政策建议

1. 完善电力市场规则：建立储能与新能源联合参与市场的交易机制，出台独立储能参与现货市场的细则，放宽准入条件。
2. 建立多重收益机制：允许储能灵活参与多个细分市场，如现货 + 调频、调峰 + 调频等。
3. 建立容量补偿机制：识别影响容量补偿标准的关键因素，制定合理的补偿标准及动态调整办法。
4. 建立绿色价值政策：研究储能绿色价值测算方法和评价体系，建立“电-证-碳”市场协同机制。
5. 推动混合储能发展：研发锂电 + 飞轮、锂电 + 超级电容等混合储能技术，加快制定相关标准。
6. 加强技术研究与示范应用：提前谋划新型储能技术类型和示范布局，推动其从示范走向规模化应用。

结论与展望

• 储能技术将在未来新型电力系统中发挥重要作用，推动可再生能源的高效利用。
• 储能的经济性和市场机制是其规模化发展的关键。
• 未来储能技术将更加多样化、高效化，混合储能将成为主流发展方向。
• 储能的绿色价值需通过政策和市场机制得到充分体现，以促进新能源与储能协同发展。