電源側儲能發展亟待破局

“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。近年來，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，其中電源側的占比最高，本文將主要針對電源側儲能發展情況展開詳細分析。

電源側儲能通常是指與常規電廠、風電場、光伏電站等電源廠站相連接，以平滑新能源功率曲線，促進新能源消納，提升火電機組涉網性能等為目的建設的儲能電站，電源側儲能常見的應用場景包括新能源配儲、火電配儲等。中電聯統計數據表明，截至2022年年底，電源側儲能電站在建211座、裝機7.5GW/21.27GWh，累計投運263座、裝機3.97GW/6.8GWh，累計投運總能量同比增長131.81%，其中新能源配儲電站累計投運總能量占電源側比例超過80%，電源側儲能應用主要場景對比詳見表1。

一、新能源配儲

(資料圖)

（一）新能源配儲規模

截至2022年年底，新能源配儲電站在建193座、裝機6.92GW/20.19GWh，累計投運207座、裝機2.82GW/5.5GWh，累計投運總能量同比增長150.15%。受新能源配儲政策要求影響，目前新能源配儲電站主要分布在山東、內蒙古、西藏、新疆、青海等新能源裝機較高的省份，各地裝機差異較大。2022年，新能源配儲電站平均運行系數0.06（相當于平均每天運行1.44h、年平均運行525h）、平均利用系數0.03（相當于平均每天利用0.77h、年平均利用283h），低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）新能源配儲相關政策

近年來，全國已有約30個省份發布了新能源配儲及相關支持政策，主要聚焦投資建設（強制或鼓勵配儲、投資補貼等）以及電站發展運營（提供輔助服務、發電補貼等）等方面，各省（自治區、直轄市）發布的新能源配儲相關政策及裝機量情況詳見表2。

已發布的相關政策可以歸納為以下幾個方面：

一是鼓勵或強制新能源配儲。自2021年以來，全國27個省（自治區、直轄市）發布了新能源配儲政策，其中包括山東、內蒙古、青海在內的22個省（自治區、直轄市）明確了新能源配置儲能比例，整體的比例要求在5%~30%之間、儲能時長要求在1~4h之間，新疆、甘肅等5個省份在政策中提出引導或鼓勵配儲，未做強制性要求。在已發布的政策中，山東棗莊提出了“按照發展階段配置裝機容量15%~30%、時長2~4h的儲能設施，或者租賃同等容量的共享儲能設施”的要求，在現有的政策中對配儲規模和時間提出了相對嚴格的要求。

二是給予新能源配儲補貼支持。廣東、青海、四川、重慶等11個省（自治區、直轄市）發布了新能源配儲補貼政策，補貼方式與獨立儲能類似，主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。從補貼的支持力度看，《深圳市福田區支持戰略性新興產業和未來產業集群發展若干措施》提出，對已并網投運且實際投入100萬元以上的電化學儲能項目按照實際放電量，給予最高0.5元/kWh的支持，每個項目支持期限為3年，支持不超過200萬元，深圳市福田區對放電補貼的支持力度較大。重慶市銅梁區《銅梁區支持新型儲能發展八條措施（試行）》提出，對建設新型儲能設施配比容量達到發電站裝機量10%，且儲能時長在2h及以上的新能源發電企業，每年按新型儲能設備投資額的5%給予補貼，連續補貼4年。重慶市銅梁區對投資補貼的支持力度較大。

三是鼓勵新能源配儲參與輔助服務市場。在國家層面，國家發展和改革委員會2022年印發的《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》提出，新能源場站配建的儲能項目，在完成相關技術要求情況下，與所屬新能源場站合并視為一個整體，按照相關規則參與電力輔助服務市場。從各省的情況看，當前安徽、貴州、河南等12個省份發布了新能源配儲參與電力輔助服務市場交易的政策，交易品種主要包括調峰、調頻、備用等。

（三）新能源配儲典型省份分析

1.能源輸出型省份——以新疆、內蒙古為例

從各省的新能源配儲裝機規模來看，新疆、內蒙古的在建和累計裝機規模處在全國領先水平，這與兩個省份擁有較好的新能源發展基礎及較大的風光電裝機量密切相關。從我國的風光資源分布情況來看，新疆、內蒙古境內包含了大面積I類風能資源區和I類光能資源區，新疆、內蒙古豐富的風光資源使其具備了大規模開發新能源發電的基礎條件。但同時，盡管兩地的風光資源豐富且目前裝機規模較大，但由于風光電具有明顯的間歇性、波動性和隨機性，電網對其消納不足，新能源發電的裝機量大及消納壓力，在一定程度上影響了對新能源配儲的需求。

2.能源輸入型省份——以安徽為例

與新疆、內蒙古擁有豐富的資源條件，依托自身能源優勢和定位發展新能源電力不同，安徽身處我國內陸地區，根據其自然資源稟賦的特點，能源規模相對較小，需要外購能源以滿足自身快速的經濟發展需求，隨著經濟發展帶來的用電負荷增長，高峰時段電力缺口逐年擴大。《安徽省能源發展“十四五”規劃》在分析安徽發展面臨的挑戰時指出，安徽已成為全國最缺電的省份之一。

為了發展不受制約，安徽一直在加大布局光伏、風電等新能源項目，以提高新能源的供電比例，保障用電高峰時段工商企業的正常生產。從裝機規模看，雖然安徽的新能源配儲裝機規模不及新疆、內蒙古，但其仍在積極發展新能源配建的儲能電站，安徽新能源配儲電站在建5座、裝機474.6MW/824.6MWh；累計投運24座、裝機249.77MW/252.61 MWh。

作為支撐新能源發展的重要技術手段，在新能源側配置儲能得到了安徽的高度重視。作為我國最早鼓勵新建新能源項目配置儲能的省份之一，安徽省政府2022年發布的《安徽省碳達峰實施方案》明確，要加快建設新型電力系統，打造長三角千萬千瓦級綠色儲能基地。并在《安徽省能源發展“十四五”規劃》中提出，要積極推動“可再生能源+儲能”發展模式，大力推動新型儲能發展。

二、火電配儲

（一）火電配儲規模

截至2022年年底，火電配儲電站在建8座、裝機0.23GW/0.38GWh，累計投運49座、裝機0.77GW/0.64GWh，累計投運總能量同比增長23.2%。其中廣東、山東、江蘇、山西的火電配儲裝機較高，占總能量的88.87%。2022年，火電配儲平均運行系數0.33(相當于平均每天運行8.04h、年平均運行2933h）、平均利用系數0.14(相當于平均每天利用3.34h、年平均利用1217h），火電配儲運行情況優于電化學儲能平均水平（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）火電配儲相關政策

近年來，全國已有12個省（自治區、直轄市）在相關政策中涉及了鼓勵火電配儲發展的相關內容，各省（自治區、直轄市）發布的火電配儲相關政策及裝機量情況詳見表3。

目前，火電配儲的政策支持維度相對單一，主要為鼓勵參與電力輔助服務市場。國家能源局此前公布的《電力輔助服務管理辦法》《電力并網運行管理規定》等文件，為火電配儲聯調項目確立了補償機制。目前山東、河南、甘肅、湖北等12個省（自治區、直轄市）發布了關于火電機組參與電力輔助服務市場的政策，以鼓勵提供調峰、調頻等電力輔助服務為主。

（三）火電配儲典型省份分析——以廣東為例

隨著新能源裝機規模的不斷增大，電力系統對靈活性資源的需求也在逐漸上升，而火電廠通過加裝儲能，可提升火電廠調節性能，在短期之內增加電力系統靈活性調節資源。隨著相關補償機制的建立，火電配置電化學儲能提供調頻等電力輔助服務已成為了較為經濟的儲能應用模式之一。

從各省的裝機規模和政策發布情況看，火電配儲聯調項目在廣東、江蘇、山西、內蒙古、浙江等地的已建、在建和中標項目不斷增多，其中廣東的火電配儲發展規模相對領先，這與廣東對火電配儲提供電力輔助服務的補貼較高有關。2018年廣東發布《廣東調頻輔助服務市場交易規則（試行）》，2019年9月份，廣東調頻輔助服務里程補償首次超過1億元人民幣。2020年9月1日，隨著《廣東調頻輔助服務市場交易規則》正式印發，廣東正式啟動了廣東調頻輔助服務市場。

三、電源側儲能發展趨勢分析

隨著我國的新能源產業的蓬勃發展，風電、光電裝機和并網規模的不斷增加，行業對于新能源消納和對電網調頻的需求也在不斷上升。但由于受到成本暫未有效疏導、考核標準缺失等相關因素的影響，在占據主要裝機比例的情況下，運行情況并不理想，電源側儲能的價值未能完全發揮。

在新能源配建儲能方面，當前全國多地將配建儲能作為新能源場站并網或優先調度的前置條件，然而強制配儲雖然使得儲能建設容量大幅增長，但由于其通常只服務于單一場站，建設成本往往由新能源企業單一市場主體承擔，且商業模式比較簡單，影響了新能源業主對配建儲能的積極性。此外，多地采取“一刀切”式的配置標準，并未出臺配套的具體使用和考核辦法，使得儲能與新能源尚未實現協調優化運行，儲能實際作用難以充分發揮。總體來看，新能源配建儲能整體存在著只重數量、輕視質量，只重建設、輕視運行的情況，若相關問題得不到解決，將進一步影響新能源配建儲能電站的利用系數、利用率水平。

在火電配儲方面，提供調頻輔助服務是火電配儲的主要收益模式，雖然調頻市場補償價格較高，但調頻輔助服務市場空間較小，火電裝機增長空間有限，大量靈活性資源涌入調頻市場將對調頻價格造成較大沖擊，將加劇市場價格波動和不確定性。從短期來看，一些火電在進行儲能配置的改造后，將會獲得該方面的收益。但從長期來看，火電配儲在對裝機規模較大、自身調節能力較強的火電機組進行儲能配置的改造的基礎上，火電配儲收益模式的發展還需要頂層設計、配套機制的不斷完善，從而進一步拓寬盈利渠道，明確收益空間。

四、相關建議

一是健全電源側配儲參與電力市場規則。政府及相關部門應當加快完善新能源配儲電站、火電配儲電站參與電力市場相關配套政策及實施細則，保障新型儲能更好融入電力市場。出臺相關的稅收優惠與投資補貼、技術研發補貼等多項專項補貼政策，對項目的補貼范圍、補貼標準及具體的操作規則等予以明確；增加新能源配儲電站提供調峰等電力輔助服務貢獻的獎勵，提升配建儲能項目的積極性等。

二是為電源側配儲的技術改造和轉型提供相應的技術支持。深入探索儲能技術在新能源配儲和火電配儲應用過程中的技術改造與升級面臨的相關問題，應當涵蓋各地新能源配儲和火電配儲最優配置比例、新能源配儲電站轉獨立儲能電站的技術改造、火電靈活性改造等，開發相關改造方案，為儲能運營方提供相關參考及技術支撐。

三是研究并出臺新能源配儲電站轉獨立儲能電站的相關政策。研究制定新能源配儲電站轉獨立儲能電站的相關政策及規范，為新能源配儲電站轉向更為經濟性的獨立儲能電站提供支持，并為政府、企業和相關機構提供政策解讀服務，推動新能源配儲在實際應用中發揮更大的作用。

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