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建設不可或缺的環節。

　　01“雙碳”目標推動電力系統轉型

　　2022年4月，國家發改委發布文章《完善儲能成本補償機制，助力構建以新能源為主體的新型電力系統》，提出在“雙碳”目標背景下，我國電力系統將向以新能源為主體的新型電力系統轉型，儲能作為靈活調節電源在新型電力系統中承擔重任。

　　02新能源裝機及發電量比例不斷上升

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

　　03新能源大規模并網帶來電網效率安全問題

　　電是一種不易儲存的能量，在不配臵儲能的前提下，發電側的發電量和負荷側的用電量必須相等。由于負荷側相對更分散、不受控制的程度更高，往往通過控制發電側的出力曲線來配合負荷側的用電需求，以達成電網的實時平衡。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風電出力存在反調峰特性，配臵可調節電源勢在必行

　　根據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。因此當新能源發電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線差異將對電網的運行效率和安全造成沖擊，或導致大量棄風棄光現象。

　　02電化學儲能具備獨特優勢

　　01新能源配儲是我國電化學儲能第一大應用

　　2021年起，各省密集發布新能源項目配套儲能政策，配臵比例主要在 10%-20%區間，配臵時長1-2小時，推動我國電化學儲能高速增長。根據《2022儲能產業研究報告》，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和電網側來支持風光新能源消納和新型電力系統建設。

　　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，建設期通常長達數年。我國水電資源主要集中在南方地區尤其是西南地區，西北等地區缺發建設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，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司公開發布《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》(下簡稱“《通知》”)，在《國家發展改革委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》的基礎上，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，持續完善調度運行機制，發揮儲能技術優勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業健康發展的總體要求。

　　02加快推動儲能配合電網調峰，明確儲能充電不計輸配電價

　　此前，關于儲能充電是否需承擔輸配電價等費用，各地沒有明確統一的標準。《通知》特別指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，這一規定將大幅降低儲能充電成本。我們統計了部分省份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。