电源侧储能发展亟待破局

“双碳”目标下，加快构建新型电力系统是必然趋势，也是一项长期的任务。近年来，我国把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置，2023年3月，我国非化石能源发电装机容量首次超过50%，储能作为构建新型电力系统的重要支撑，对改善新能源电源的系统友好性、改善负荷需求特性、推动新能源大规模高质量发展起着关键作用。根据2023年3月国家电化学储能电站安全监测信息平台发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》1（以下简称“中电联统计数据”）报告，2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17（相当于平均每天运行4.15h、年平均运行1516h）、平均利用系数为0.09（相当于平均每天利用2.27h、年平均利用829h），电化学储能电站发展呈现出蓄势待发的态势。受政策以及市场化机制的影响，截至2022年年底，我国电源侧、电网侧、用户侧储能累计投运总能量占比分别为48.4%、38.72%、12.88%，不同应用场景的电化学储能发展差异较大，其中电源侧的占比最高，本文将主要针对电源侧储能发展情况展开详细分析。

电源侧储能通常是指与常规电厂、风电场、光伏电站等电源厂站相连接，以平滑新能源功率曲线，促进新能源消纳，提升火电机组涉网性能等为目的建设的储能电站，电源侧储能常见的应用场景包括新能源配储、火电配储等。中电联统计数据表明，截至2022年年底，电源侧储能电站在建211座、装机7.5GW/21.27GWh，累计投运263座、装机3.97GW/6.8GWh，累计投运总能量同比增长131.81%，其中新能源配储电站累计投运总能量占电源侧比例超过80%，电源侧储能应用主要场景对比详见表1。

一、新能源配储

（一）新能源配储规模

截至2022年年底，新能源配储电站在建193座、装机6.92GW/20.19GWh，累计投运207座、装机2.82GW/5.5GWh，累计投运总能量同比增长150.15%。受新能源配储政策要求影响，目前新能源配储电站主要分布在山东、内蒙古、西藏、新疆、青海等新能源装机较高的省份，各地装机差异较大。2022年，新能源配储电站平均运行系数0.06（相当于平均每天运行1.44h、年平均运行525h）、平均利用系数0.03（相当于平均每天利用0.77h、年平均利用283h），低于电化学储能电站平均水平（2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17、平均利用系数为0.09）。

（二）新能源配储相关政策

近年来，全国已有约30个省份发布了新能源配储及相关支持政策，主要聚焦投资建设（强制或鼓励配储、投资补贴等）以及电站发展运营（提供辅助服务、发电补贴等）等方面，各省（自治区、直辖市）发布的新能源配储相关政策及装机量情况详见表2。

已发布的相关政策可以归纳为以下几个方面：

一是鼓励或强制新能源配储。自2021年以来，全国27个省（自治区、直辖市）发布了新能源配储政策，其中包括山东、内蒙古、青海在内的22个省（自治区、直辖市）明确了新能源配置储能比例，整体的比例要求在5%~30%之间、储能时长要求在1~4h之间，新疆、甘肃等5个省份在政策中提出引导或鼓励配储，未做强制性要求。在已发布的政策中，山东枣庄提出了“按照发展阶段配置装机容量15%~30%、时长2~4h的储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施”的要求，在现有的政策中对配储规模和时间提出了相对严格的要求。

二是给予新能源配储补贴支持。广东、青海、四川、重庆等11个省（自治区、直辖市）发布了新能源配储补贴政策，补贴方式与独立储能类似，主要包括放电补贴、容量补贴、投资补贴。从补贴的支持力度看，《深圳市福田区支持战略性新兴产业和未来产业集群发展若干措施》提出，对已并网投运且实际投入100万元以上的电化学储能项目按照实际放电量，给予最高0.5元/kWh的支持，每个项目支持期限为3年，支持不超过200万元，深圳市福田区对放电补贴的支持力度较大。重庆市铜梁区《铜梁区支持新型储能发展八条措施（试行）》提出，对建设新型储能设施配比容量达到发电站装机量10%，且储能时长在2h及以上的新能源发电企业，每年按新型储能设备投资额的5%给予补贴，连续补贴4年。重庆市铜梁区对投资补贴的支持力度较大。

三是鼓励新能源配储参与辅助服务市场。在国家层面，国家发展和改革委员会2022年印发的《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》提出，新能源场站配建的储能项目，在完成相关技术要求情况下，与所属新能源场站合并视为一个整体，按照相关规则参与电力辅助服务市场。从各省的情况看，当前安徽、贵州、河南等12个省份发布了新能源配储参与电力辅助服务市场交易的政策，交易品种主要包括调峰、调频、备用等。

（三）新能源配储典型省份分析

1.能源输出型省份——以新疆、内蒙古为例

从各省的新能源配储装机规模来看，新疆、内蒙古的在建和累计装机规模处在全国领先水平，这与两个省份拥有较好的新能源发展基础及较大的风光电装机量密切相关。从我国的风光资源分布情况来看，新疆、内蒙古境内包含了大面积I类风能资源区和I类光能资源区，新疆、内蒙古丰富的风光资源使其具备了大规模开发新能源发电的基础条件。但同时，尽管两地的风光资源丰富且目前装机规模较大，但由于风光电具有明显的间歇性、波动性和随机性，电网对其消纳不足，新能源发电的装机量大及消纳压力，在一定程度上影响了对新能源配储的需求。

2.能源输入型省份——以安徽为例

与新疆、内蒙古拥有丰富的资源条件，依托自身能源优势和定位发展新能源电力不同，安徽身处我国内陆地区，根据其自然资源禀赋的特点，能源规模相对较小，需要外购能源以满足自身快速的经济发展需求，随着经济发展带来的用电负荷增长，高峰时段电力缺口逐年扩大。《安徽省能源发展“十四五”规划》在分析安徽发展面临的挑战时指出，安徽已成为全国最缺电的省份之一。

为了发展不受制约，安徽一直在加大布局光伏、风电等新能源项目，以提高新能源的供电比例，保障用电高峰时段工商企业的正常生产。从装机规模看，虽然安徽的新能源配储装机规模不及新疆、内蒙古，但其仍在积极发展新能源配建的储能电站，安徽新能源配储电站在建5座、装机474.6MW/824.6MWh；累计投运24座、装机249.77MW/252.61 MWh。

作为支撑新能源发展的重要技术手段，在新能源侧配置储能得到了安徽的高度重视。作为我国最早鼓励新建新能源项目配置储能的省份之一，安徽省政府2022年发布的《安徽省碳达峰实施方案》明确，要加快建设新型电力系统，打造长三角千万千瓦级绿色储能基地。并在《安徽省能源发展“十四五”规划》中提出，要积极推动“可再生能源+储能”发展模式，大力推动新型储能发展。

二、火电配储

（一）火电配储规模

截至2022年年底，火电配储电站在建8座、装机0.23GW/0.38GWh，累计投运49座、装机0.77GW/0.64GWh，累计投运总能量同比增长23.2%。其中广东、山东、江苏、山西的火电配储装机较高，占总能量的88.87%。2022年，火电配储平均运行系数0.33(相当于平均每天运行8.04h、年平均运行2933h）、平均利用系数0.14(相当于平均每天利用3.34h、年平均利用1217h），火电配储运行情况优于电化学储能平均水平（2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17、平均利用系数为0.09）。

（二）火电配储相关政策

近年来，全国已有12个省（自治区、直辖市）在相关政策中涉及了鼓励火电配储发展的相关内容，各省（自治区、直辖市）发布的火电配储相关政策及装机量情况详见表3。

目前，火电配储的政策支持维度相对单一，主要为鼓励参与电力辅助服务市场。国家能源局此前公布的《电力辅助服务管理办法》《电力并网运行管理规定》等文件，为火电配储联调项目确立了补偿机制。目前山东、河南、甘肃、湖北等12个省（自治区、直辖市）发布了关于火电机组参与电力辅助服务市场的政策，以鼓励提供调峰、调频等电力辅助服务为主。

（三）火电配储典型省份分析——以广东为例

随着新能源装机规模的不断增大，电力系统对灵活性资源的需求也在逐渐上升，而火电厂通过加装储能，可提升火电厂调节性能，在短期之内增加电力系统灵活性调节资源。随着相关补偿机制的建立，火电配置电化学储能提供调频等电力辅助服务已成为了较为经济的储能应用模式之一。

从各省的装机规模和政策发布情况看，火电配储联调项目在广东、江苏、山西、内蒙古、浙江等地的已建、在建和中标项目不断增多，其中广东的火电配储发展规模相对领先，这与广东对火电配储提供电力辅助服务的补贴较高有关。2018年广东发布《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》，2019年9月份，广东调频辅助服务里程补偿首次超过1亿元人民币。2020年9月1日，随着《广东调频辅助服务市场交易规则》正式印发，广东正式启动了广东调频辅助服务市场。

三、电源侧储能发展趋势分析

随着我国的新能源产业的蓬勃发展，风电、光电装机和并网规模的不断增加，行业对于新能源消纳和对电网调频的需求也在不断上升。但由于受到成本暂未有效疏导、考核标准缺失等相关因素的影响，在占据主要装机比例的情况下，运行情况并不理想，电源侧储能的价值未能完全发挥。

在新能源配建储能方面，当前全国多地将配建储能作为新能源场站并网或优先调度的前置条件，然而强制配储虽然使得储能建设容量大幅增长，但由于其通常只服务于单一场站，建设成本往往由新能源企业单一市场主体承担，且商业模式比较简单，影响了新能源业主对配建储能的积极性。此外，多地采取“一刀切”式的配置标准，并未出台配套的具体使用和考核办法，使得储能与新能源尚未实现协调优化运行，储能实际作用难以充分发挥。总体来看，新能源配建储能整体存在着只重数量、轻视质量，只重建设、轻视运行的情况，若相关问题得不到解决，将进一步影响新能源配建储能电站的利用系数、利用率水平。

在火电配储方面，提供调频辅助服务是火电配储的主要收益模式，虽然调频市场补偿价格较高，但调频辅助服务市场空间较小，火电装机增长空间有限，大量灵活性资源涌入调频市场将对调频价格造成较大冲击，将加剧市场价格波动和不确定性。从短期来看，一些火电在进行储能配置的改造后，将会获得该方面的收益。但从长期来看，火电配储在对装机规模较大、自身调节能力较强的火电机组进行储能配置的改造的基础上，火电配储收益模式的发展还需要顶层设计、配套机制的不断完善，从而进一步拓宽盈利渠道，明确收益空间。

四、相关建议

一是健全电源侧配储参与电力市场规则。政府及相关部门应当加快完善新能源配储电站、火电配储电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好融入电力市场。出台相关的税收优惠与投资补贴、技术研发补贴等多项专项补贴政策，对项目的补贴范围、补贴标准及具体的操作规则等予以明确；增加新能源配储电站提供调峰等电力辅助服务贡献的奖励，提升配建储能项目的积极性等。

二是为电源侧配储的技术改造和转型提供相应的技术支持。深入探索储能技术在新能源配储和火电配储应用过程中的技术改造与升级面临的相关问题，应当涵盖各地新能源配储和火电配储最优配置比例、新能源配储电站转独立储能电站的技术改造、火电灵活性改造等，开发相关改造方案，为储能运营方提供相关参考及技术支撑。

三是研究并出台新能源配储电站转独立储能电站的相关政策。研究制定新能源配储电站转独立储能电站的相关政策及规范，为新能源配储电站转向更为经济性的独立储能电站提供支持，并为政府、企业和相关机构提供政策解读服务，推动新能源配储在实际应用中发挥更大的作用。