獨立儲能電站之電化學儲能分析（建議收藏!）

　　電化學儲能是新型電力系統(tǒng)建設(shè)不可或缺的環(huán)節(jié)。

　　01“雙碳”目標推動電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型

　　2022年4月，國家發(fā)改委發(fā)布文章《完善儲能成本補償機制，助力構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)》，提出在“雙碳”目標背景下，我國電力系統(tǒng)將向以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，儲能作為靈活調(diào)節(jié)電源在新型電力系統(tǒng)中承擔重任。

　　02新能源裝機及發(fā)電量比例不斷上升

　　截至2021年，我國風電裝機規(guī)模328.48GW，光伏裝機規(guī)模 306.56GW。2021年風電發(fā)電量為6556億千瓦時，占比7.83%，太陽能發(fā)電量3270億千瓦時，占比3.91%，發(fā)電量合計占比 11.74%，較2016年的5.10%提升6.64pct。

　　03新能源大規(guī)模并網(wǎng)帶來電網(wǎng)效率安全問題

　　電是一種不易儲存的能量，在不配臵儲能的前提下，發(fā)電側(cè)的發(fā)電量和負荷側(cè)的用電量必須相等。由于負荷側(cè)相對更分散、不受控制的程度更高，往往通過控制發(fā)電側(cè)的出力曲線來配合負荷側(cè)的用電需求，以達成電網(wǎng)的實時平衡。我國主力電源為火電，可以通過控制燃料投放來控制出力，而風電、光伏發(fā)電出力由自然資源決定，人為干預作用小，且風光資源日前預測精度相對低。

　　04風電出力存在反調(diào)峰特性，配臵可調(diào)節(jié)電源勢在必行

　　根據(jù)山西省大風季典型風電出力曲線和負荷曲線可見，風電出力和負荷二者具有較大差異，風電在21時至次日5時出力處于相對高位，而此時用電負荷卻

　　是一天中的最低位。光伏出力曲線和負荷曲線相對更適配，白天為曲線高位，但以湖北省為例，20時至23時負荷仍處于相對高位，而此時光伏出力為0。因此當新能源發(fā)電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線差異將對電網(wǎng)的運行效率和安全造成沖擊，或?qū)е麓罅織夛L棄光現(xiàn)象。

　　02電化學儲能具備獨特優(yōu)勢

　　01新能源配儲是我國電化學儲能第一大應用

　　2021年起，各省密集發(fā)布新能源項目配套儲能政策，配臵比例主要在 10%-20%區(qū)間，配臵時長1-2小時，推動我國電化學儲能高速增長。根據(jù)《2022儲能產(chǎn)業(yè)研究報告》，2021年我國新能源配儲占電化學儲能應用的45.40%，我國電化學儲能主要應用在電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)來支持風光新能源消納和新型電力系統(tǒng)建設(shè)。

　　02相比抽水蓄能，電化學儲能更加靈活

　　2021年中國抽水蓄能裝機功率38GW，占比全部儲能的86.52%，電化學儲能裝機功率5GW，占比11.78%，抽水蓄能是我國存量儲能的主要形式。2021年中國新增抽水蓄能裝機5GW，占比71.14%，電化學儲能新增2GW，占比24.94%，電化學儲能裝機增速超過抽水蓄能。抽水蓄能需要尋找合適地形及水域，同時可能涉及搬遷移民問題，外部限制因素較多，建設(shè)期通常長達數(shù)年。我國水電資源主要集中在南方地區(qū)尤其是西南地區(qū)，西北等地區(qū)缺發(fā)建設(shè)大型抽蓄配套新能源的條件。而電化學儲能則對外界條件要求不高，建設(shè)期較短，單體投資小，因而成為新能源配儲的普遍選擇。

　　03獨立儲能商業(yè)模式日漸明晰

　　01完善儲能市場機制，保障儲能合理收益

　　2022年6月7日，國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合司公開發(fā)布《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》(下簡稱“《通知》”)，在《國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》的基礎(chǔ)上，提出建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調(diào)度運行機制，發(fā)揮儲能技術(shù)優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業(yè)健康發(fā)展的總體要求。

　　02加快推動儲能配合電網(wǎng)調(diào)峰，明確儲能充電不計輸配電價

　　此前，關(guān)于儲能充電是否需承擔輸配電價等費用，各地沒有明確統(tǒng)一的標準。《通知》特別指出，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，這一規(guī)定將大幅降低儲能充電成本。我們統(tǒng)計了部分省份2022年6月代理購電的用電價格，輸配電價和政府性基金及附加合計占用電價格的比例超過30%，以江蘇省為例，代理購電價格、輸配電價、政府性基金及附加分別為0.4594、0.2110、0.0294 元/kWh，輸配電價及政府性基金占用電價格比例為 34.35%。若儲能充電需支付這兩部分費用，將大幅提高充電成本，因此這一規(guī)定將明確儲能項目邊界條件，保障儲能合理收益，提高儲能投資意愿。