重磅调研报告 | 浙江省能源电力数字化转型成果和协同创新生态研究（二）

2.2能源电力存储

随着碳中和目标的提出，可再生能源发电作为清洁发电技术得到快速的发展，然而可再生能源的波动性与电网的可靠性矛盾凸显，发展储能成为解决电力能源供需匹配问题的关键之一。储能作为战略性新兴产业，一方面可解决风光出力高峰与负荷高峰错配的难题，通过削峰填谷，增加谷负荷以促进可再生能源的消纳，减少峰负荷以延缓容量投资需求；另一方面，可解决风光出力随机性和波动性带来的频率稳定难题，尤其是电化学等响应速度较快的新型储能，能提供调频服务提高电网可靠性。2021年上半年，国内新增新型储能装机规模超过10GW，同比增长超600%。且装机规模较大的项目数量达34个，是去年的8.5倍，辐射全国12个省份。“十四五”期间，储能产业将保持57%的年负荷增长率，储能作为支撑源网储荷协调发展的关键技术，其发展质量将直接影响到我国未来能源、工业、经济等多个领域的发展。由于储能系统应用场景涵盖“发、输、配、用”多个环节，面临着能流多向、操作频繁、长期投资、安全要求高等多重挑战。如何应对安全事故、增强储能设施全生命周期可靠性、提升管理效率、优化投资回报率是目前行业亟需解决的问题。

2.2.1储能技术发展趋势

(1) 政策加码，储能有望加速发展

2021年4月21日，国家发展改革委和国家能源局公布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），明确规定了到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，同时装机规模要达到3000万千瓦（30GW）以上。这是国家政策层面第一次明确储能装机目标。2021年7月26日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，指出合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地区原则上不低于3:1。用户侧储能主要通过峰谷套利模式获取收益，拉大峰谷价差可刺激用户侧储能发展。2021年8月10号，发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模》的通知，其中指出，为鼓励发电企业自建或购买调峰储能能力，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。保障性规模外电站建设需强制配储将拉动源网侧储能增长。

《浙江省电力发展“十四五”规划》提出，探索电化学、压缩空气、电热冷综合等各类新型储能发展。鼓励“储能+”在电源侧、电网侧和用户侧应用，配置新型储能100万千瓦以上。要全力加快源网荷储一体化和多能互补发展。按照顶层设计、分类实施、分步推广原则，在全省开展源网荷储一体化和多能互补工程示范，创建100个左右县（市、区）级、开发区（园区）、城区（社区）源网荷储一体化试点，风光储一体化、风光水（储）一体化、风光火（储）一体化试点。2021年以来，衢州、海宁、文成、仙居、湖州等地政府先后出台政策，支持新能源项目按照10%装机容量配置储能。

(2) 随着成本下降，储能已进入产业化发展阶段

储能行业在发展初期，对电源、电网更多是带来直接的成本负担，同时由于系统规模庞大，单一企业的小容量的储能配置收益更加有限，且在尚未构建完整的市场机制的情况下，储能带来的收益由系统共享，成本支出和收益方的不匹配造成在现阶段从单一企业视角出发，缺乏配置储能的自发动力。

在过去几年间，电池产业链成本持续下降，循环寿命不断优化，让储能具备在政策扶持后形成正向收益的潜力，随着配套政策体系的跟进与内生经济性的增强，目前行业步入产业化发展阶段。

短期内储能的主要场景仍是在平滑风光出力、参与系统调频等短周期应用为主，锂电池与场景需求匹配，在过去一年实现成本和循环次数也有比较大的进步（20%左右成本降幅，循环次数由2000-3000次向上突破），且有进一步优化的空间。长期来看，钠电池可有着比较好的发展势头，其工作原理与锂电池类似、能量密度和循环性能均介于锂电池和铅酸电池之间、生产设备大多数可与锂电池兼容，且除隔膜外，钠离子电池的正、负极、电解液、集流体的价格较锂电池材料低，降本空间更大。

近几年储能出现了海外用户侧、国内新能源调频储能、通信储能等市场，随着输配电价体系关于储能成本的调整，以及分时电价体系的推动，电网侧储能、工商业用户储能会快速发展。目前在用户侧，根据电价机制调整方案，调整后的峰谷价差形成的储能度电收益已基本上全部位于度电成本线以上。

(3) 储能技术逐步成为新型电力系统组成元件

可再生能源发电存在分钟、小时、连续数天等不同时间尺度上的波动性或间歇性，因此需要容量型、功率型、能量型和备用型等不同储能类型，以满足不同应用场景的需求。广义储能包括电储能、热储能和氢储能三类。电储能分为电化学储能、机械储能、电磁储能。

目前抽水储能装机规模占比在90%+，但存在地理位置限制、电站建设周期长、前期投资大等问题。与此对比，电化学储能具备地理位置限制小、建设周期短、成本持续下降等优势，预计成为未来主流。在电化学储能中又以锂离子电池为主，占比高达88.8%。锂电储能因使用寿命长、能量密度高等优点，在电化学储能中应用最广。

储能能够实现电力供需的时间转移，发挥“库存”效果，在构建新型电力系统过程中，承担多方面重要任务。按照不同应用场景主要分为发电侧储能、电网侧储能和用户侧储能三大类。目前发电侧储能地方政策：强制安装+有效激励手段+补贴。而地方性电网侧和用电侧的激励措施还处于发展初期，多以推行示范性项目，探索经济性手段（如提升峰谷价差、设置熔炼电价）为主。

 ① 发电侧：光储和风储主要解决新能源发电不连续、不可控的问题，保障其可控并网、按需输配，有效解决弃风弃光问题。目前相对来说发电侧储能效益好，而且回收期快。发电侧储能主要表现为：

1) 平滑出力，跟踪发电计划：造成电力供需失衡的因素在于风电、光伏本身的间歇、波动特征，需要借助储能平滑出力曲线，提升消纳能力；

2) 调峰、调频：储能灵活功率输出可以在电源侧扮演调频、调峰的角色；

3) 黑启动：借助储能自启动能力，带动无自启动能力发电机组。

② 用户侧：用户侧储能是最先进入商业化发展的环节，主要盈利模式是峰谷套利盈利模式，同时也包含了备用电源、动态增容、降低需量电费等。但用户侧储能项目设计、电网接入、控制软件、安装调试、场地租赁、安全保障等周边成本同样不容忽视。整体而言，经济效益也不明显，目前无法大规模推广应用。用户侧储能主要表现为：

1) 需求侧响应，峰谷调节：允许用户结合电价信号主动调整用电时间，配合削峰填谷；

2) 备用电源：事故状况下保证供电可靠；

3) 类似电源侧，储能可以提高用户侧光伏等分布式能源接入能力。

③ 电网侧：指在传输电能的电网中布局储能电站。目的是调节电网的电压，起到一种调节和防御的作用。电网侧储能提供辅助服务有着独特的优势，因其可布置于电网关键枢纽处，相比发电侧及用户侧的服务效率更高，同时能够直接接受电网调度指令，响应更快。目前政策方向主要是建立电网侧独立储能容量电价机制，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。电网侧储能主要表现为：

1) 环节设备阻塞：传统扩容方式存在输电走廊资源约束，在用电负荷不断增长的背景下，引入储能能够缓解电网扩容与负荷增长间的矛盾，推动系统由功率传输向电量传输转变；

2) 提供调频、调峰等辅助服务。