行業深度丨電網側儲能發展路線漸明
來源：中電聯電動交通與儲能分會 時間：2023-07-10 14:51
“雙碳”目標下，加快構建新型電力系統是必然趨勢，也是一項長期的任務。新時代以來，我國把促進新能源和清潔能源發展放在更加突出的位置，2023年3月，我國非化石能源發電裝機容量首次超過50%，儲能作為構建新型電力系統的重要支撐，對改善新能源電源的系統友好性、改善負荷需求特性、推動新能源大規模高質量發展起著關鍵作用。根據2023年3月國家電化學儲能電站安全監測信息平臺發布的《2022年度電化學儲能電站行業統計數據》1（以下簡稱“中電聯統計數據”）報告，2022年電化學儲能電站平均運行系數為0.17（相當于平均每天運行4.15h、年平均運行1516h）、平均利用系數為0.09（相當于平均每天利用2.27h、年平均利用829h），電化學儲能電站發展呈現出蓄勢待發的態勢。受政策以及市場化機制的影響，截至2022年年底，我國電源側、電網側、用戶側儲能累計投運總能量占比分別為48.4%、38.72%、12.88%，不同應用場景的電化學儲能發展差異較大，本文將主要針對電網側儲能發展情況展開詳細分析。
電網側儲能通常是指服務電力系統運行，以協助電力調度機構向電網提供電力輔助服務、延緩或替代輸變電設施升級改造等為主要目的建設的儲能電站。常見的電網側儲能應用場景包括獨立儲能（包括共享儲能等）、替代型儲能（包括變電站、應急電源等）等。中電聯統計數據表明，截至2022年年底，電網側儲能電站在建55座、裝機4.08GW/7.52GWh，累計投運78座、裝機2.44GW/5.43GWh，累計投運總能量同比增長165.87%。其中獨立儲能累計投運總能量，在電網側儲能電站累計投運總能量中占比近90%，電網側儲能應用主要場景對比詳見表1。
表1 電網側儲能應用主要場景對比
一、獨立儲能
（一）獨立儲能規模
截至2022年年底，獨立儲能電站在建48座、裝機3.82GW/7.19GWh，累計投運64座、裝機2.1GW/4.86GWh，累計投運總能量同比增長159.13%。受各地區政策影響，目前獨立儲能電站主要分布在山東、湖南、寧夏、青海、河北，累計總能量占獨立儲能總能量的74.29%，獨立儲能裝機區域分布呈現出明顯不平衡。2022年，獨立儲能電站平均運行系數20.13（相當于平均每天運行3.03h、年平均運行1106h）、平均利用系數30.07（相當于平均每天利用1.61h、年平均利用586h），運行情況接近電化學儲能電站平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數為0.17、平均利用系數為0.09）。
（二）獨立儲能發展相關政策
整體來看，近年來全國已有約30個省（自治區、直轄市）發布了獨立儲能相關的支持政策，主要聚焦投資建設（發展規劃、投資補貼等）以及電站發展運營（提供電力輔助服務、共享租賃、現貨交易等）等方面，各省（自治區、直轄市）發布的獨立儲能相關政策及裝機量情況詳見表2。
表2 獨立儲能政策及裝機情況
已發布的相關政策可以歸納為以下幾個方面：
一是鼓勵獨立儲能發展建設。2022年6月，國家發展和改革委員會印發《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，指出新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。目前，全國共有20個省（自治區、直轄市）出臺了支持獨立儲能發展的相關政策，包括山東、河南在內的部分地區通過規劃建設獨立儲能示范項目、鼓勵配建儲能轉為獨立儲能等政策支持獨立儲能發展。
二是鼓勵共享儲能的發展。將儲能容量進行共享租賃是獨立儲能的一種盈利模式，當前山東、河南、貴州、寧夏、廣西、新疆等多地在其發布的政策中鼓勵共享儲能的發展，提出將新能源企業租賃的儲能容量視為配建容量，容量租賃指導價格約為每年160~300元/kW。廣西在《加快推動廣西新型儲能示范項目建設的若干措施（試行）》中明確，已通過容量租賃模式配置儲能的市場化并網新能源項目，可暫不參與調峰輔助服務費用分攤。
三是鼓勵獨立儲能參與電力現貨交易。山東、山西、甘肅、青海、廣東等5個省份明確了獨立儲能參與現貨市場的規則細則。山東是我國第一個支持獨立儲能參與現貨市場的省份，2022年9月山東印發《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》的通知指出，示范項目作為獨立儲能可參與電力現貨市場，進入市場前，充電電量電價暫按電網企業代理購電價格標準執行，進入市場后，充電時為市場用戶，從電力現貨市場中直接購電，放電時為發電企業，其相應充電電量不承擔輸配電價與政府性基金與附加。
四是鼓勵獨立儲能參與電力輔助服務市場。2018年起，我國已有20個省份明確了儲能可以參與電力輔助服務的規則。根據電力輔助服務規則，包括獨立儲能在內的儲能系統可以參與的交易品種主要包括調峰和調頻。同時，規則對參與輔助服務的儲能系統的容量進行了一定限制，一般為不低于5~10MW。
五是給予獨立儲能補貼支持。目前，已有江蘇、浙江、山西、河南、廣東等10余個地區出臺了補貼支持政策，補貼方式包括放電補貼、容量補貼、投資補貼等。重慶對獨立儲能的補貼力度較大，重慶兩江新區發布的《重慶兩江新區支持新型儲能發展專項政策》提出：對新引進的重點新型儲能產業項目，自約定開工之日起兩年內固定資產投資2000萬元（含）以上的，經認定，按照該項目實際固定資產投資的15%給予支持。對單個項目的支持額度最高不超過3000萬元。
（三）獨立儲能重點省份分析——以山東為例
結合上述政策的發布及獨立儲能的建設規模看，山東的獨立儲能發展走在全國前列，這與山東積極引導獨立儲能電站建設、助力獨立儲能經濟性提升有關。山東作為能源消耗大省，由于地勢和自然資源稟賦的原因，山東的水電裝機規模較小，但風電和光伏的裝機規模在逐年增大，這也使得電網在面對由于新能源電力的大規模接入而帶來的對靈活調度資源需求升高的問題時，抽水蓄能無法有效發揮作用。因此，山東十分重視電化學儲能發展。
從2020年開始，山東就在全國較早地推行新能源配儲，并開始構建以峰谷分時電價為主的儲能市場，但存在著經濟性不高，用戶配儲積極性差等問題，為了進一步加強市場化引導，提高儲能發展的內在動力，山東開始推動獨立儲能的發展。作為國內首個獨立儲能電站參與電力現貨市場的省份，山東在支持獨立儲能發展方面的力度較大，發布了較多鼓勵政策，并進一步明確了獨立儲能的盈利模式，這也是山東獨立儲能得以發展的基礎。
整體來看，山東對獨立儲能發展的支持力度較大，明確了新型儲能示范項目可以作為獨立儲能參與電力現貨市場，并鼓勵符合要求的新能源配儲轉為獨立儲能5。在經濟性方面，山東規定了中長期市場儲能的盈利模式6，并通過政策引導形成了獨立儲能容量共享租賃、參與電力輔助服務、峰谷價差套利、容量補償等多個收益模式7。
二、替代型儲能
（一）替代型儲能規模
截至2022年年底，替代型儲能電站在建7座、裝機0.26GW/0.33GWh，累計投運14座、裝機0.33GW/0.58GWh，累計投運總能量同比增長239.64%。2022年，替代型儲能平均運行系數0.15（相當于平均每天運行3.61h、年平均運行1318.5h）、平均利用系數0.14（相當于平均每天利用3.37h、年平均利用1232h），運行情況優于電化學儲能電站平均水平（2022年電化學儲能電站平均運行系數為0.17、平均利用系數為0.09）。
（二）替代型儲能發展相關政策
近年來，全國已有約20個省（自治區、直轄市）在相關政策中涉及了鼓勵替代型儲能發展的相關內容，各省（自治區、直轄市）發布的替代型儲能相關政策及裝機量情況詳見表3。
表3 各省（自治區、直轄市）替代型儲能政策及裝機情況
整體來看，自2022年6月7日國家發展和改革委員會、國家能源局聯合發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》后，已有約20個省（自治區、直轄市）參照文件精神出臺了對于替代型儲能發展的支持政策，提出在關鍵節點、電網末端及偏遠地區等布局新型儲能，發揮儲能應急備用技術優勢，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收等。
（三）替代型儲能發展情況分析
我國配電系統覆蓋面廣泛，尤其在偏遠地區，配電網的負荷密度較低，供電半徑較長，這導致位于配電系統末端的用戶常常遭遇電壓偏低的問題。因此在這些特定的場景下，與新建、擴容電網輸配電設施相比，建設替代型儲能可以更加便捷、經濟地延緩或替代電網升級改造，替代性發揮輸變電設施功能。例如，在西藏、新疆等偏遠地區的電網末端，由于地理位置偏遠、電力輸送受限等因素，存在供電不足的問題。傳統的電網擴容改造成本較高且時間較長，建設電網替代型儲能，可以替代電網的輸配電設施，經濟靈活地增強電網薄弱區域供電保障能力。
結合上述對于替代型儲能發展政策的分析，可以看出電網替代型儲能的發展仍處于前期的探索階段，但隨著儲能技術的逐步成熟，電網替代型儲能需求也逐步顯現。
三、電網側儲能發展趨勢分析
隨著新型電力系統建設的逐步加快，受極端天氣以及新能源裝機比例逐漸增高的影響，考慮電網安全穩定運行的實際需要，電網側儲能由于其電網互動友好性以及相對清晰的商業模式，在政策和市場中得到了較高的關注，發展前景較為廣闊。
在獨立儲能方面，該模式由于其較為豐富的盈利模式以及較為良好的經濟性，目前已經得到了較多地區的關注。但對于獨立儲能的發展，其涉及的共享租賃、參與電力現貨市場、提供輔助服務等獲利模式仍存在部分實際問題。一是共享儲能全面落地尚需時間。共享儲能通過模式創新，為儲能降本增收提供了思路，但目前各地項目規劃較多，實際投運較少，實際租賃情況、輔助服務調用情況等需要進一步明確保障機制，獲得穩定收入存在風險。二是儲能參與電力現貨市場還處于初步探索階段。目前只有山東的12個電站開展了相關實踐，其規模化發展還依賴各地市場機制的完善及相關技術的進步。三是輔助服務收益無法達到預期值。目前電力輔助服務費在發電電源間實行零和博弈，成本難以有效疏導至電力用戶，同時調峰等輔助服務補償價格普遍不高，獨立儲能收益難以保障。
在電網替代型儲能方面，目前電網替代型儲能的發展仍處于前期探索階段，目前還存在著包括政策中對電網替代型儲能界定不明、儲能成本納入輸配電成本缺乏核定標準等問題。以上這些因素在一定范圍內影響了電網側儲能的實際應用和企業投資的積極性。
然而，受到新能源的快速發展、電力系統的靈活性要求以及能源結構的轉型等因素的影響，伴隨著儲能技術的不斷進步和市場的成熟，對獨立儲能和電網替代型儲能的應用需求正逐步凸顯，一些實際的問題也正在通過政策等手段逐步解決。未來，考慮到電源負荷及電網情況，電網側適合建設儲能的地址相對有限，獨立儲能和電網替代型儲能在面臨較為廣闊的發展前景的同時，伴隨著有關政策的落地也將面臨激烈的競爭。
四、相關建議
一是逐步擴大獨立儲能比例。政府及相關部門可參考抽水蓄能統一發展模式，采用統一規劃、統一建設、接受電網調度與自調度相結合的模式大力發展獨立儲能。可由地方政府牽頭，區域內各類能源企業集中建設獨立/共享儲能電站（新能源、電網、用戶均可參與或主導），由電網進行調用以及結合電力市場情況進行電站自調度，并由政府向參建單位分配相應的新能源開發指標，以此實現政府、電網企業、發電企業的多方共贏，顯著提升新能源消納空間。
二是因地制宜配置電網替代型儲能規模。結合當地新能源消納、資源特性、網架結構、負荷特性、電網安全、電源結構等因素，由地方政府和電網公司牽頭，確定電網替代型儲能的配置需求，科學確定配置的合理比例，有序引導建設節奏。同時，對于電網替代型儲能，建議在電力系統發展規劃中予以明確。
三是構建電網側長效成本疏導及市場機制。建立保障獨立儲能、替代型儲能盈利的長效機制，完善電能量市場機制，明確獨立儲能、替代型儲能參與電力市場交易規則，加大有償調峰補償力度，豐富交易品種，不斷完善輔助服務市場建設。研究建立儲能成本以電力輔助服務費、輸配電價等形式向電力用戶疏導的機制，規劃出臺容量電價機制。健全尖峰電價機制，適度拉大峰谷電價差，通過價格信號激勵市場主體自發配置儲能資源。
1.數據統計范圍：國家電化學儲能電站安全監測信息平臺收集的全國電力安委會19家企業成員單位500kW/500kWh以上電化學儲能電站數據。
2.運行系數=統計期間運行小時數與統計期間小時數的比值。
3.利用系數=統計期間實際傳輸電量（包括充電量和放電量）折合成額定功率時的運行小時數與統計期間小時數的比值。
4.數據來源：政策由中電聯電動交通與儲能分會整理，引用須注明出處。
5.2022年8月，山東省《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，明確了新型儲能示范項目可以作為獨立儲能可參與電力現貨市場，鼓勵新能源配儲轉為獨立儲能。
6.2021年4月，山東省能源局出臺《關于開展儲能示范應用的實施意見》，規定了中長期市場儲能的盈利模式，主要是以儲能參與調峰輔助服務市場、給予優先發電量計劃獎勵為主。
7.2022年8月，《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》的發布明確了新型儲能示范項目可以作為獨立儲能可參與電力現貨市場，并給予容量補償，明確可以在全省范圍內參與容量租賃，鼓勵參與輔助交易。山東省能監辦發布了《山東能源監管辦關于征求《山東省電力并網運行管理實施細則（2023年修訂版）》《山東省電力輔助服務管理實施細則（2023年修訂版）》規范性文件意見的通知》，提出山東5MW/2h以上的獨立儲能電站可以提供電力輔助服務。
責任編輯：張棟鈞
