储能行业专题研究：我国电化学储能收益机制及经济性测算.docx

储能行业专题研究：我国电化学储能收益机制及经济性测算1、电化学储能是构建新型电力系统不可或缺的调节资源1.1、大力发展灵活性调节资源是构建新型电力系统的重要基础灵活性调节资源是构建新型电力系统的重要组成。2021年3月，中央财经委第九次会议提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”，明确了新能源作为主体电源是我国未来电力系统的显著特征。传统电力系统以可控的火电、水电等常规电源为主体电源，通过控制常规电源出力实时响应电力需求变化。新型电力系统的主体电源转变为一次能源不可控的新能源，新能源供给与电力需求的不匹配需要大量灵活性调节资源作为媒介来满足电力系统固有的实时供需平衡特性要求。电力系统实时供需平衡是通过不同时间尺度的系统调节相互配合实现的，包括短周期的调频和日内的调峰等，以响应不同时间尺度的供给和需求变化。灵活性资源短缺是我国构建新型电力系统亟待解决的问题。以煤为主的能源资源禀赋和经济社会发展进程决定了我国长期将燃煤发电作为主体电源，即使多年来我国电源结构清洁化程度不断提升，但燃煤发电量占比在2020年仍高达61%。我国具有较优灵活性的电源如燃气发电和抽水蓄能占比一直偏低，两者合计装机容量占比在2020年也仅为6%。同时，我国灵活性资源的区域分布不平衡问题也十分突出，新能源资源富集地区的灵活性资源短缺问题更为严重，尤其是风光资源丰富的“三北”地区“以热定电”的供热机组占比高，冬季调峰能力十分有限，制约了这些地区的新能源消纳能力。1.2、大力发展电化学储能是构建新型电力系统的大势所趋储能是我国构建新型电力系统的重要灵活性资源。提升电力系统灵活性需多措并举，充分挖掘电源侧、电网侧、用户侧灵活性资源。随着我国电力负荷峰谷差率不断拉大和新能源装机占比不断提升，可控的传统电源占比相应不断降低，储能对于提升电力系统灵活性的重要意义不断凸显，利好政策也频频出台。2021年7月，国家发改委和国家能源局印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到2025年实现新型储能装机规模30GW以上的发展目标。2021年8月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2025年和2030年实现抽水蓄能投产62GW和120GW的发展目标。我国电化学储能发展迅速，是储能发展的“新星”。当前较为成熟的储能灵活性资源主要为抽水蓄能和电化学储能。抽水蓄能具有寿命长、单位投资小的特点，但同时存在对地理地形条件要求严格，对地址土壤形成一定安全隐患等问题。尽管当前电化学储能单位投资成本仍相对较高，但其配置灵活，响应速度快且不受外部条件限制。近十年来，受益于新能源汽车产业的发展，锂离子电池成本下降迅速，电化学储能开始加速发展。据CNESA全球储能项目库的不完全统计，截止2020年，我国已投运储能项目累计装机规模35.6GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，达31.8GW，同比增长4.9%；电化学储能的累计装机规模位列第二，达3.3GW，同比增长高达91.2%。在各类电化学储能技术中，锂离子电池的累计装机规模最大，达2.9GW。1.3、不同类型电化学储能所适合的应用场景不同储能按照时长分为容量型、能量型、功率型和备用型，不同类型电化学储能所适合的应用场景有所区别。根据时长要求的不同，电化学储能的应用场景大致可以分为容量型、能量型、功率型和备用型。其中，容量型、功率型专用性较强，前者一般要求连续储能时长不低于4h，主要用于削峰填谷或离网储能，可提升电力系统效率和设备利用率；后者的连续储能时长一般在15~30min，主要用于调频或者平滑新能源出力波动。能量型储能介于容量型和功率型之间，一般为复合储能场景，可用于调峰、调频、紧急备用等多重功能。备用型的连续储能时长一般不低于15min，主要作为不间断备用电源，用于数据中心和通讯基站等场景。储能按安装位置分为电源侧、电网侧和用户侧，三者之间的功能存在较多重叠。按照安装位置和投资主体划分，电化学储能应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能、用户侧储能。电化学储能在这些场景所起作用大部分重叠，通常调峰和调频主要由电源侧和电网侧储能提供，在共享储能发展趋势下预计将弱化电源侧和电网侧储能的界限；备用电源主要用于用户侧。此外，用户侧储能通常还可用于峰谷分时套利及提升用电可靠性等场景，其中峰谷分时套利的实质与调峰相同，同样会起到对电力需求进行削峰填谷的功能。2、电化学储能获取收益途径多，但各省情况不同2.1、电化学储能获取收益途径多调峰、调频辅助服务和峰谷电价套利是我国电化学储能当前最主要的收益途径。电力价格和市场机制是决定电化学储能收益机制的基础，我国电化学储能的主要收益途径包括在电力辅助服务市场中通过提供调峰、调频等服务获利，通过峰谷分时电价或现货电能量市场实现高低电价间套利，通过输配电价获取合理收益，通过容量