储能行业专题研究：从调峰、调频角度看我国电化学储能需求空间.docx

储能行业专题研究：从调峰、调频角度看我国电化学储能需求空间1、用电侧、发电侧的变化与电网侧发展滞后性1.1、用电侧：峰谷差不断增加随着我国用电结构变化和电气化程度提升，负荷峰谷差拉大增大了电力系统调节需求。随着我国第三产业和居民生活用电占比不断提升，用电侧日内负荷的峰谷差率与峰谷差绝对值都在不断增大。以浙江为例，2020年最大峰谷差达33140MW，最大峰谷差率超50%。同时，我国终端用能部门电气化程度也在不断提升，其中电动车是当前交通部门电气化的重要缩影。电动车充电负荷与原有电网负荷的日内波动情况高度重合，进一步增大负荷峰谷差率。以宁波为例，电动车充电高峰期在9-11点和19-20点，与电网用电高峰期吻合。随着新能源汽车渗透率的不断提高，电动车的充电也将进一步加大电网负荷的峰谷差。1.2、发电侧：新能源发电对电网支撑能力弱新能源发电在电力系统中占比将逐步提高，未来将成为我国发电主体，新能源大规模并网对电力系统调节能力提出更高要求。光伏与风电在我国的发电量占比在2020年已经超过9%，根据全球能源互联网发展合作组织预测，在碳达峰、碳中和趋势下，这一比例有望在2030年达到27%，2060年达到66%。由于新能源发电设备存在转动惯量低、动态无功支撑能力弱、电压耐受能力不足等问题，导致系统抗扰动能力下降，影响系统的稳定性：（1）系统转动惯量降低：由于光伏与风电几乎没有转动惯量，随着常规机组占比和使用率降低，电力系统一次调频能力下降，导致系统抗干扰能力变弱，波动率与波动幅度提高，低频越限概率增大，逐步需要储能提供转动惯量和调频服务；（2）动态无功支撑能力弱：新能源机组动态无功支撑能力较常规电源弱，且新能源发电逐级升压接入电网，与主网的电气距离是常规机组的2~3倍，新能源占比提高将导致系统动态无功储备及支撑能力下降，系统电压稳定问题突出；（3）电压耐受能力不足：新能源大规模接入导致系统短路容量下降，电压支撑能力降低，使暂态过电压问题突出，可能超过设备耐受水平，造成新能源大规模脱网或设备损坏。由于风电与光伏合计发电量与全社会用电量存在季节性错配，系统需要火电机组和储能技术协同来保障电力供应。我国全年用电情况与新能源发电量均具有周期性，根据2021年统计，全社会用电量在7~9月以及12月处于高峰，在2~4月及11月处于低谷。然而风电与光伏合计发电量在3~5月及11月处于高峰，在7~9月及12月处于低谷，两者峰谷错位。在未来光伏和风电发电量占比提高的背景下，由于新能源发电与用电需求的季节性供需错配，在新能源发电低谷月份，需要大量火电机组保障电力供应；而在新能源发电高峰月份，由于火电机组的开机数量大幅降低且新能源调节能力弱，火电机组难以满足调峰、调频需求，需要更多储能设施来维持电网安全稳定。新能源发电的瞬时波动和日内波动特性增大了系统调频、调峰需求。新能源发电具有较强的随机性、波动性，系统需要增加灵活性资源来应对其产生的调频、调峰需求。且风电的随机性、波动性远超光伏，因此进一步增大了系统调频、调峰需求。此外，我国风电普遍存在逆调峰现象，即风电出力曲线的峰谷时间与负荷的峰谷时间相反。以湖北电网数据为例，风电在夜间22时至次日5时出力较大，白天12时到17时出力较小；而湖北电网在夜间23时到次日7时负荷较小，白天12时至17时处于负荷峰值。这种逆调峰现象会进一步增大系统调峰压力。1.3、电网侧：灵活电源不足，调峰、调频能力受限电网侧系统灵活性电源发展滞后，调峰调频能力受限。我国电源结构以灵活性不高的燃煤机组为主，灵活性较好的燃气机组占比低，后者在2018年占比不足6%。作为对比，美国、西班牙、德国的灵活电源装机量占比达到了49%、34%、18%，远超我国水平。用各国灵活电源装机量占比与太阳能、风电发电量占比相除得到的比值可以作为衡量各国灵活电源对新能源发电调节能力的指标，我国此指标也远低于美国与西班牙。灵活性调节能力直接关系到电力系统安全稳定运行和新能源消纳利用水平，当前灵活性资源挖潜不足，体现在常规火电改造推进迟缓，抽蓄等灵活性调节电源建设缓慢，水电、核电等清洁能源提供灵活性资源的不确定性高，导致电力系统调峰调频压力不断增大。调峰能力不足是新能源发电消纳受限的主要因素。我国能源资源与消费需求呈逆向分布，西部地区风、光、水等清洁能源需要大规模外送至中东部地区消纳。目前跨省跨区清洁能源消纳仍然面临着政策和价格机制不完善、电力外送通道建设滞后等问题，局部地区仍存在因外送传输能力受限造成的新能源弃用问题，但是随着高压输电网络的大力建设，外输受限对新能源发电消纳的影响正逐步减少。根据主要省份弃风弃光原因的统计，2020年相较于2015年因传输能力受限导致的弃风弃光占比均有降低，因调峰能力不足导致的弃风弃光占比均有上升并且在多省占比超过90%。因此调峰能力