双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究（简版）2023年8月中国煤炭消费总量控制方案和政策研究(煤控研究项目)中国是世界煤炭生产和消费第一大国。以煤炭为主的能源结构支撑了中国经济的高速发展，但也对生态环境造成了严重的破坏。为了应对气候变化、保护环境和减少空气污染，国际环保组织自然资源保护协会(NRDC)作为课题协调单位，与政府智库、科研院所和行业协会等20多家有影响力的单位合作，于2013年10月共同启动了“中国煤炭消费总量控制方案和政策研究”项目（即“煤控研究项目”），为设定全国煤炭消费总量控制目标、实施路线图和行动计划提供政策建议和可操作措施，助力中国实现资源节约、环境保护、气候变化与经济可持续发展的多重目标。请访问网站了解更多详情http://coalcap.nrdc.cn/自然资源保护协会（NRDC）是一家国际公益环保组织，成立于1970年。NRDC拥有700多名员工，以科学、法律、政策方面的专家为主力。NRDC自上个世纪九十年代中起在中国开展环保工作，中国项目现有成员40多名。NRDC主要通过开展政策研究，介绍和展示最佳实践，以及提供专业支持等方式，促进中国的绿色发展、循环发展和低碳发展。NRDC在北京市公安局注册并设立北京代表处，业务主管部门为国家林业和草原局。请访问网站了解更多详情http://www.nrdc.cn/中关村储能产业技术联盟创立于2010年3月，是中国第一个专注于储能领域的非营利性行业社团组织，致力于通过影响政府政策的制定和储能技术的应用推广，促进产业的健康有序可持续发展。联盟聚集了优秀的储能技术厂商、新能源产业公司、电力系统以及相关领域的科研院所和高校，覆盖储能全产业链各参与方，共有国内、国际500余家成员单位。同时，联盟还负责承担中国能源研究会储能专业委员会秘书处的相关工作。联盟在支撑政府主管部门研究制定中国储能产业发展战略、倡导产业发展模式、确定中远期产业发展重点方向、整合产业力量推动建立产业机制等工作中，发挥着举足轻重的先锋作用。研究报告《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》简版《碳中和目标下山西省煤电产业转型发展和定位研究》《碳中和目标下山西省焦化产业转型发展和定位研究》《汾渭平原深入打好污染防治攻坚战煤炭总量控制研究报告》《面向碳中和的氢冶金发展战略研究》执行摘要《碳中和目标下中国火电上市公司低碳转型绩效评价报告2022》简版《山东省“十四五”重点耗煤行业减煤路径研究》《双碳目标下的五大发电集团发电业务低碳转型研究》《“双碳”与空气质量改善双目标下的安阳市中长期控煤路径研究》《“双碳”背景下河南省电力行业中长期控煤路径研究报告》《碳达峰与碳中和背景下山东电力行业低碳转型路径研》执行摘要《内蒙古煤炭生产和消费绿色转型研究》摘要报告《霍林郭勒产业园绿色低碳发展研究》（简本）《内蒙古典型城市煤炭消费与大气质量的关联分析及政策建议》《内蒙古采煤沉陷区生态修复与可再生能源利用研究》《“十四五”山西省非煤经济发展研究》《碳达峰碳中和背景下山西煤电行业转型发展研究》《碳达峰碳中和背景下山西焦化行业转型发展研究》《中国典型省份煤电转型优化潜力研究》《碳达峰碳中和目标约束下重点行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《中国典型省份煤电转型优化潜力研究执行摘要》《碳达峰碳中和目标约束下重点行业的煤炭消费总量控制路线图研究执行摘要》《碳达峰碳中和目标约束下水泥行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《碳达峰碳中和目标约束下电力行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《碳达峰碳中和目标约束下钢铁行业的煤炭消费总量控制路线图研究》《碳达峰碳中和目标约束下煤化工行业煤炭消费总量控制路线图研究》《山西省“十四五”煤炭消费总量控制政策研究》《“十四五”电力行业煤炭消费控制政策研究》《新冠疫情后的中国电力战略路径抉择：煤电还是电力新基建》《中国散煤综合治理研究报告2020》《“十三五”时期重点部门煤控中期评估及后期展望》《“十三五”电力煤控中期评估与后期展望》《中国煤控项目“十三五”中期评估与后期展望研究报告》《中国实现全球1.5℃目标下的能源排放情景研究》《持续推进电力改革提高可再生能源消纳执行报告》《2012煤炭的真实成本》请访问网站了解更多详情http://www.nrdc.cn/封面图片：新源智储青海格尔木100MW/200MWh储能项目i双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究（简版）项目单位及研究人员中关村储能产业技术联盟岳芬、张兴、宁娜、李晨飞、孙佳为自然资源保护协会黄辉、林明彻、王杨、吴婧涵2023年8月ii免责声明研究报告内容仅供参考，不构成财务、法律、投资建议、投资咨询意见或其他意见，对任何因直接或间接使用本报告涉及的信息和内容或者据此进行投资所造成的一切后果或损失，研究团队、资助机构和发布机构不承担任何法律责任。版权说明版权归中关村储能产业技术联盟(CNESA)、自然资源保护协会(NRDC)所有，转载或引用请注明来源。对报告有任何意见或建议，欢迎通过邮箱联系：hhuang@nrdc-china.orgiii双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究目录执行摘要v1.储能在发电侧的应用现状分析11.1中国发电侧储能应用现状1.2中国发电侧储能典型场景2.不同电源类型的适用储能技术评估62.1储能技术发展阶段及发展趋势2.2发电侧储能需求及配置原则2.3储能技术评价3.发电侧储能综合价值评估203.1价值构成及评估方法3.2典型省份商业模式及综合价值对比4.发电侧储能规模化发展的政策建议364.1面临的挑战4.2市场机制建议4.3技术发展建议4.4项目管理建议iv5.结论与展望425.1研究发现5.2发展展望参考文献47附录48附图1储能技术评价指标体系附表1场景1辅助火电调频指标权重附表2场景2新能源独配储能指标权重附表3场景3共享储能指标权重附表4底层指标评价标准v双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究执行摘要1.课题背景及意义随着波动性、间歇性可再生能源的快速增长，电力系统将需要更大的灵活性以确保可变可再生能源能够可靠、有效地集成到电力系统中。储能被视为推动可再生能源有效整合的解决方案之一。近两年，国家多项顶层政策均提出大力发展发电侧储能，各省也相继出台了鼓励或强制新能源配建储能的政策，推动了发电侧储能装机迅猛增长，成为国内新型储能装机快速增长的主要驱动因素。然而，发电侧储能目前更多的是为满足新能源项目并网条件而建设的强制配储项目，缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，储能可获得收益较为有限，难以完全反映储能所具备的多重价值。这导致了储能项目经济性较差、成本疏导不畅，社会投资意愿低，制约了发电侧储能规模化发展。本课题以新能源配储、火储联合调频、共享储能等三个发电侧储能常见场景为线索，开展如下研究：一是通过分析发电侧储能的应用现状，提出发电侧储能的典型场景和未来规模化发展面临的挑战；二是针对三个发电侧储能常见场景，分别建立储能技术适用性评价指标体系，从多个维度定量评估不同储能技术路线和应用场景的适用程度；三是提出储能综合价值评估流程和方法，评估发电侧储能在三个常见场景下的综合价值，包括系统调节、减煤减碳等；四是通过研究山东、广东、山西、甘肃四省的储能发展需求、发电侧储能的应用情况及项目经济性，分析其在技术选择和商业模式上的特点，总结存在的不足。课题在总结发电侧储能参与电力市场的障碍并分析问题成因基础上，提出未来新型储能规模化、市场化发展的政策建议。vi2.主要研究发现（1）新能源单独配储、火储联合调频、共享储能是目前国内发电侧储能的主要应用场景。发电侧储能从用途上看主要有两类：第一类是辅助火电动态运行，减少设备维护和设备更换的费用，提高火电机组的发电效率，进而减少碳排放，以火储联合调频场景为主。第二类是实现新能源友好并网，可减小风力和光伏发电间歇性、随机性的影响，可促进新能源的开发和利用，以单个新能源场站单独配储和多个新能源场站共享配储两个场景为主。清洁能源基地外送、源网荷储一体化等场景处于发展的初级阶段。（2）从区域上看，不同地区电源的结构类型、装机规模和出力特性等是影响发电侧储能配置的关键因素，储能技术选择及规模确定应根据本地电源基础数据，结合电网需求开展。水电大省具有明显的丰水期和枯水期，一般有外送需求，需要重点关注氢能等跨季节储能或采用风光水互补方案，配置规模宜综合考虑利用率和经济效益，经过技术经济性比较后确定。火电大省多为负荷中心，一般有多个特高压直流落点，对储能的需求主要是满足本地新能源消纳、调峰调频、紧急功率支撑等，宜结合电源分布、负荷分布和电网网架等因素，采用就近部署原则，选择关键电网节点配置。新能源大省对储能的需求主要是在保障电网安全前提下，满足新能源本地消纳和外送，解决系统多时间尺度有功功率不平衡等，应在分析风电、光伏出力特性的基础上，结合平滑输出功率波动、跟踪计划出力曲线、削峰填谷、辅助频率调节、提供电网调峰、无功电压支撑等应用场景综合确定。水电大省火电大省新能源大省长周期能量时移、超短时抑制超低频振荡本地新能源消纳、调频、紧急功率支撑平滑出力、跟踪计划出力、能量时移、调频等储能需求配置原则采用就近部署原则，重点选择在负荷密集接入、新能源密集接入、大规模分布式电源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难、电压支撑能力不足等关键电网节点根据常规电源调峰能力和负荷特性，计算系统调峰需求，确定储能功率需求；根据典型年、典型月、典型周内的亏缺、盈余平衡电量，计算储能的能量需求。在分析风电、光伏出力特性的基础上，结合平滑输出功率波动、跟踪计划出力曲线、削峰填谷、辅助频率调节、提供电网调峰、无功电压支撑等应用场景确定图1:水电、火电、新能源大省储能需求和配置原则vii双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究（3）新型储能技术种类多，不同储能技术在成本、效率、规模、安全、性能等方面各有优劣。储能技术适用性评价与场景紧密相关，首先要保证技术可行性，功率等级、充放电时长、充放电倍率、响应时间是影响储能技术选型的关键指标。本项目采用关键指标初步筛选法、层次分析法、模糊综合评价相结合的方法，针对辅助火电调频、新能源配储能、共享储能3种典型发电侧储能应用场景，进行储能技术适用性评价，评价结果如表1所示。表1：不同应用场景下储能技术适用性评价结果应用场景关键性能指标适用性初步筛选二次综合评价得分入选技术未入选技术具体评价结果所处水平辅助火电调频飞轮、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂、钠离子抽蓄、压缩空气、铅酸、全钒液流、铁铬液流、钠硫磷酸铁锂飞轮储能钠离子三元锂钛酸锂“较差”和“一般”之间新能源配储飞轮、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂、钠离子、钠硫抽蓄、压缩空气、铅酸、全钒液流、铁铬液流磷酸铁锂钠离子钠硫电池三元锂飞轮储能钛酸锂“较差”水平共享储能抽蓄、压缩空气、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂、钠离子、全钒液流、铁铬液流、钠硫飞轮、铅酸压缩空气抽蓄铁铬液流全钒液流“一般”和“较好”之间磷酸铁锂钠离子钛酸锂钠硫电池三元锂“较差”和“一般”之间注：评价流程及评价方法详见报告正文2.3储能技术评价章节。（4）储能发挥的价值跨越了电力系统价值链（发电、输电、配电和用户）之间的界限，具有明显的“外部性”。但随着新型电力系统建设的深入推进，加之电力市场化改革进程加速，储能带来的外部价值，有望逐步得到认可。储能系统运行带来的外部影响会通过电网传导给其他主体，部分价值由于作用主体不易清晰界定导致储能运营商未获得这部分收益。储能价值可分为“直接价值”和“间接价值”两部分，如表2所示。其中，“直接价值”指当前市场规则下，储能可获得的“可见”收益；“间接价值”指市场不完善情形下，暂时还无法货币化或无法由项目业主直接实现的价值。通过比较系统中有、无储能两种情况下系统成本和综合收益变动情况，可全面评估储能带来的价值。viii表2：储能的价值分类表应用类型响应时间时长要求直接价值间接价值弃电增发/削峰填谷分钟级几小时提升新能源富集地区送出水平，减少新能源弃电量，缓解调峰压力。•代替火电深度/启停调峰，提升机组安全性及寿命；•提高火电发电效率，节煤降碳；•延缓电网升级、扩建；•平滑负荷曲线，降低线损。辅助一次调频毫秒~秒30秒~几分钟减少一次调频考核，满足并网要求•保障电网安全：在响应速率、输出稳定性、防范频率二次跌落等方面有显著优势；•相较基于新能源场站预留备用容量参与一次调频的策略，通过配储参与新能源一次调频可促进新能源消纳；•减少火电机组一次调频次数，提升机组安全性，提升发电效率，减少碳排放。辅助二次调频几秒~十几秒30分钟~1小时提升火电燃煤机组响应速率、爬坡速率，提升系统整体调频能力•火电机组受限于出力特性，频繁自动发电控制（AGC）调节造成的火电机组设备疲劳和磨损，降低机组安全性及使用寿命；•火电机组频繁参与AGC调频，会降低发电效率，增加机组碳排放量，加剧电厂环保压力；•快速调频资源如储能系统的引入，会带来电力系统调频资源总需求量的减少。目前，在容量价值方面，山东出台相关政策和市场机制，储能参与现货市场可获得容量电价补偿；电能量价值方面，4个现货省份都可获得价差收益，但价差收益有限；调节价值方面，目前主要反映在一次调频和二次调频上，收益性相对较好。间接价值由于涉及多个主体，价值量难以测算，尚未得到相应补偿，特别是带来的间接减煤减碳价值，取决于应用场景和使用频次，动作次数越频繁，利用率越高，单位储能投资减煤、减碳价值越大，根据各省“十四五“储能规划和电力市场建设情况，各类价值估算如表3所示。表3：调研省份发电侧储能综合价值对比省份对比项山东广东山西甘肃现有装机705.7MW822MW131.7MW137.5MWix双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究省份对比项山东广东山西甘肃规划装机4500MW2000MW6000MW6000MW商业模式多重服务火储联合调频火储联合调频、一次调频多重服务直接价值容量收益单位价格300元/kW·年60元/kW·年1//上限300元/MW·日频繁程度10年、5年//无法确定电量收益单位价格0.4~0.5元/kWh<0.4元/kWh>0.6元/kWh<0.4元/kWh频繁程度1个循环/天暂无暂无无法确定调节收益单位价格无法同时参与现货和辅助服务5.5~15元/MW5~10元/MW15元/MW频繁程度无5~10个循环/天5个循环/天、超过5个循环/天无法确定投资回收年限8年以上3年左右3~5年、2年内5年左右间接价值年减煤量69万吨28.8万吨158万吨无法确定年减碳量182万吨76.3万吨417万吨无法确定（5）储能技术将不断提高其安全性、可靠性和降低成本，未来趋势将主要呈现大容量、低成本、长时间、高效率等发展特征，以匹配新型电力系统建设和可再生能源加速发展的需要。规模方面，发电侧储能随着风电、光伏渗透率提升，2030年前的复合增长率达到50%左右，预测到2025年、2030年，新型储能装机将分别达到55.9GW、166.8GW，发电侧储能装机将分别达到22.4GW、75.1GW；初始投资成本方面，到2030年，钠离子电池、飞轮储能、磷酸铁锂电池有32%、40%、40%的下降空间，压缩空气储能和全钒液流电池有33%的成本下降空间；储能时长方面，2021年新增的新型储能平均储能时长为2.0小时，预测随着新能源渗透率的提高，电力系统对4小时以上储能需求逐渐增加，预测储能时长会由当前2小1容量租赁约为300元/kW·年，容量电价补偿约60元/kW·年。x时增长到2030年的3.2小时。3.挑战和政策建议（1）挑战方面，发电侧储能面临技术经济性尚不能满足规模化应用要求、政策和市场机制不完善、运营收益不乐观、投资风险大等制约。技术性能方面，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足大容量、高安全、长寿命、低成本等要求。电化学储能装机占新型储能装机的90%以上，过去几年，全球发生超过70起储能安全事故，安全是电化学储能系统大规模应用中最突出、最受关注的问题。锂离子电池储能系统使用寿命在10年以内，实际寿命低于风、光等新能源场站25年的使用寿命。新型储能技术度电成本较高，部分储能技术的度电成本是当前抽水蓄能电站度电成本的2倍以上。政策和市场机制方面，国外储能项目除了可获得可观的税收优惠或补贴外，还获得多方面的市场化收益，包括现货市场能量套利、辅助服务收益、容量收益等。国内储能财政补贴政策力度小，可参与的电力市场及获取的收益十分有限。只有消除储能参与电力市场的障碍，储能才能实现稳定、可持续的发展。评估不同场景下各类储能的真实价值，合理制定规则实现利益相关主体的权责统一，是推动储能参与电力市场的重要保障。运营收益及风险方面，大部分新能源尚未进入市场，新能源配建储能无法获得市场收益，回报率低，电站方主动投资配套储能的动力不强。火储联合调频是目前市场化程度最高、投资回报相对较好的应用领域，配置电池储能可以有效改善火电机组的调频性能，降低机组被考核风险，增加火电厂调频收益，但也面临着市场规模有限、市场机制不完善等问题。（2）政策建议方面，发电侧储能规模化发展需要在电力市场规则完善、多重收益叠加、容量补偿机制建立、建立和完善体现绿色价值的政策、不同时间尺度及混合储能技术研发及示范应用等方面发力。市场规则完善：建立储能与新能源联合参与市场的交易机制，尽快出台独立储能参与现货市场交易细则，逐步放宽准入条件、允许市场主体由价格接受者逐步向报量报价过渡。建议各区域适时建立备用、爬坡、转动惯量、无功平衡服务等新的辅助服务交易品种，尽快出台或完善储能+火电、储能+新能源、独立储能等不同形式参与辅助服务市场规则。多重收益叠加：允许储能以多种方式（储能+新能源、储能+火电、独立储能）灵xi双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究活参与多个细分市场，如现货+调频、调峰+调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。建立容量补偿机制：目前电力市场的建设刚刚起步，相关政策和规则还不完善，尚不能支持以调峰或价差套利为主要收益来源的大规模独立储能完全通过市场回收成本。研究电力市场未成熟阶段储能容量补偿机制，识别技术类型、储能时长、投资成本、使用寿命等影响容量补偿标准制定的关键因素，建立容量补偿标准制定依据及动态调整办法。建立和完善体现绿色价值的政策：储能在不同应用场景下减煤、减碳机理不同，研究储能在不同应用场景下的绿色价值测算方法和评价体系，尽快建立体现储能绿色价值的政策体系，理顺“电-证-碳”市场的关系，建立“电-证-碳”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现，推动新能源和储能协同发展。多元化储能技术研发和应用：以推动新型储能多元化、产业化、商业化发展为目标，开展典型应用场景的各类新型储能技术示范，特别是要根据新型电力系统发展阶段的需要，提前谋划新型储能的技术类型和示范布局。以面向高比新能源接入的长时储能需求为例，当前，新型储能应用以2小时为主，随着新能源渗透率的不断提高，4小时以上、30分钟以下不同时间尺度的储能需求会越来越大。推动30分钟以下、4小时以上时间尺度上的储能技术从示范验证走向规模化应用。混合储能技术研发及应用：目前，锂离子电池储能系统全寿命周期循环次数在6000次左右，在诸如一次调频、二次调频等动作频繁的场景，一般不到2年就需要更换部分或全部电芯，即使不考虑循环次数和衰减因素，10年左右的日历寿命也无法和风电、光伏25年以上的寿命相匹配。利用两种或多种储能技术配合应用可实现性能上的优势互补，避免单一型储能功能制约和不足。建议研发锂电+飞轮、锂电+超级电容等混合储能的优化配置、能量管理、协同控制等技术，加快制定混合储能设计、安装、运行等相关标准，推动混合储能在电力系统种的应用。1储能在发电侧的应用现状分析2双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究1.1中国发电侧储能应用现状截至2022年底，发电侧储能累计装机规模超过6GW，同比增长137%，其中，新增投运规模超过3.5GW，同比增长248%。过去5年，发电侧新型储能累计装机复合增长率超过110%[1]。501832359891008350214933156615552562606401000200030004000累计装机规模/MW50006000新增装机规模/MW7000201720182019202020212022图1-1:中国已投运发电侧新型储能装机（2017~2022年）数据来源：CNESADataLink全球储能数据库过去10年，电源侧新型储能装机比例在21.2%~47.6%之间，其中2020年电源侧新型储能装机占比最高为47.6%，2022年略有下降，为46.4%。341.0%35.2%21.2%30.1%36.7%38.1%30.9%33.1%47.6%44.7%46.4%2012年2014年2016年2018年2020年2022年图1-2:中国发电侧新型储能装机占比（2012~2022年）数据来源：CNESADataLink全球储能数据库从新型储能项目的接入位置来看，电源侧，无论是累计装机规模还是新增装机规模，继2020年同期首次位列第一之后，连续两年继续保持了装机规模第一的位置，累计装机所占比重超过40%。电源侧47%电网侧36%用户侧17%图1-3:中国已投运新型储能项目的应用累计装机分布（截至2022年底）数据来源：CNESADataLink全球储能数据库4双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究发电侧储能技术分布上，锂离子电池占比为98.76%，其次为液流电池的0.61%，铅酸电池占比为0.42%、超级电容和飞轮占比都在0.1%以下。锂离子电池98.76%铅蓄电池0.42%液流电池0.61%超级电容0.04%飞轮0.08%其他0.09%其他1.24%图1-4:中国发电侧新型储能技术分布（截至2022年底）数据来源：CNESADataLink全球储能数据库1.2中国发电侧储能典型场景（1）新能源配置储能高比例新能源场景下，风光发电将面临出力预测困难、与电网实时平衡的要求不匹配、局部时段可靠出力不足、合理消纳代价大等方面的挑战。首先，风电、光伏发电具有较大的随机性、波动性，高精度功率预测更难，随着新能源装机规模的扩大，预测绝对误差将进一步扩大，大大增加发电计划制定的难度和对储能容量的需求。其次，现阶段电力负荷多呈现午、晚高峰的双峰特点，然而，风电大发一般是在后半夜，光伏在晚高峰出力基本为零。然后，新能源机组不能提供与装机容量相对等的发电能力，可信容量低，在大规模并网后，直接影响着系统的稳定性与安全性。5最后，大规模新能源接入电网，消纳成本高。据相关研究测算，“十四五”期间，为确保年均新增1亿千瓦以上的新能源维持在合理的利用水平，在抽水蓄能、调峰气电按预期投运的基础上，还需要新增火电灵活性改造1.2亿千瓦以上，建设3000万～5000万千瓦（≥2小时）的新型储能。（2）发电侧共享储能尽管光伏和风电在大部分地区实现了平价上网，但项目经济性还比较差，单个新能源电站单独配置储能进一步恶化光伏、风电项目的经济性，不利于新能源的发展。新能源渗透率较高的地区，在新能源汇集站建设共享储能满足规模化新能源并网需求，可降低储能资源闲置率、分散投资风险、提高储能系统的经济性。（3）辅助火电调频火电机组与储能联合调频基本原理是在传统火电机组中增加储能设备，火电机组和储能装置分别为响应AGC指令的基础单元和补充的快速响应单元，利用储能装置快速调节输出功率的能力，达到改善机组AGC响应速度和精度的目的。（4）大型清洁能源基地外送我国新能源多集中在远离中东部负荷中心且本地负荷低迷的西北部地区，受新能源富集地区本地消纳能力低的限制，大规模集中开发新能源发电需要输送到区域电网甚至跨区电网进行消纳。随着储能成本的大幅下降，规模化储能技术应用的市场前景逐渐显现，是解决新能源大规模送出的关键技术之一。（5）源网荷储一体化“源网荷储一体化”是一种可实现能源资源最大化利用的运行模式和技术，通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式，从而更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力，是构建新型电力系统的重要发展路径。2不同电源类型的适用储能技术评估7目前储能技术的开发利用还处在多样化发展阶段，不同的储能技术所具有的技术经济优势和局限性差异很大，故其适用于哪些领域，需要进一步具体分析。只有坚持技术上可行可靠、成本经济的路线，才能具有大规模商业化应用的前景。因此，有必要对储能技术的具体特性进行综合评价，为储能项目的技术选型提高参考。2.1储能技术发展阶段及发展趋势从全球来看，截至2022年底，抽水蓄能、传统压缩空气、储冷储热、铅蓄电池、锂离子电池都进入了商业化应用；先进压缩空气、飞轮、液流电池处于推广应用阶段，已非常接近商业化应用；钠离子电池、超级电容器等储能技术处于示范应用阶段[2]。从中国来看，先进压缩空气储能、全矾液流电池储能、钠离子储能等技术的研发和应用走在世界前列，处于世界领先水平；铅蓄电池、锂离子电池、储冷储热处于并跑阶段；抽水蓄能、飞轮储能、超级电容器在一些关键技术上落后于世界。目前主流应用储能技术的主要性能比较如下表所示。当前，磷酸铁锂为最主要的新型储能技术，同煤电比较，初始投资成本与煤电持平，度电成本相对较高。从初始投资上看，近两年，10万千瓦2小时的磷酸铁锂储能系统初始投资成本为2800~4400元/kW，30～60万千瓦国产机组3500-4500元/kW，二者成本相差不大。从度电成本看，火电在电煤1000元/吨情况下度电成本为0.35~0.4元/kWh，储能在“两充两放”情况下为度电成本为0.6~0.7元/kWh。表2-1：化学储能技术经济性比较铅炭电池磷酸铁锂电池钛酸锂电池镍钴锰酸锂电池钠硫电池全钒液流电池功率规模(MW)1~100100~30050100能量密度50-80Wh/kg120-180Wh/kg60-80Wh/kg170-240Wh/kg150-300Wh/kg12-40Wh/kg功率密度150-500W/kg1500-2500W/kg3000W/kg3000W/kg22W/kg50-100W/kg8双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究铅炭电池磷酸铁锂电池钛酸锂电池镍钴锰酸锂电池钠硫电池全钒液流电池响应时间毫秒级毫秒级毫秒级百毫秒级寿命(年)5-88-10~155-15寿命(循环次数)1000-3000次3000-10000次10000次2000-6000次4500次10000-15000次充放电效率(%)70-90%85-98%>95%>95%75-90%75-85%表2-2：物理储能技术经济性比较抽水蓄能飞轮储能压缩空气储能超级电容超导储能功率规模(MW)90-36001-221-3000.0110-100MJ能量密度0.5-2Wh/L20-80Wh/kg3-6Wh/L1.5-2.5Wh/kg1.1Wh/kg功率密度0.1-0.3W/L4500W/kg0.5-2.0W/L1000-10000W/kg5000W/kg响应时间分钟级毫秒级分钟级毫秒级毫秒级寿命(年)40-6020年以上30-401530寿命(循环次数)>10000次百万次~千万次上万次十万次以上无限次充放电效率(%)71~80%85-95%45-75%>90%>95%预计各类储能技术发展目标如下，预计到2030年，压缩空气、全钒液流电池、飞轮储能在初始投资成本上，预计有30%、50%、50%以上的下降空间，磷酸铁锂电池、钠离子电池在循环寿命、初始投资成本上都具有较大的改进空间。9表2-3：主要储能技术关键指标预测2储能技术时间指标名称202120252030抽水蓄能循环寿命（次）>10000>10000>10000系统效率70%~80%75%82%日历寿命（年）40~6040~6040~60系统成本（元/kW）550066007200储能时长（小时）4~64~64~8响应时间分钟级分钟级分钟级压缩空气循环寿命（次）>10000>10000>10000系统效率40%~70%70%75%日历寿命（年）303030系统成本（元/kW）60005500~65004000~6000储能时长4小时4~8小时4~12小时响应时间分钟级分钟级分钟级飞轮循环寿命（次）百万~千万百万~千万百万~千万系统效率80%~90%90%92%日历寿命（年）≥20≥20≥20系统成本（元/kW）15000100006000储能时长（小时）<1分钟<1分钟<1分钟响应时间毫秒级毫秒级毫秒级铅酸电池循环寿命（次）1000~30001000~40001000~5000系统效率60%~75%60%~75%60%~75%日历寿命（年）5810系统成本（元/kWh）150013001100储能时长（小时）4~104~104~12响应时间毫秒级毫秒级毫秒级2系统成本为折算成单位容量的成本，物理储能采用单位kW、化学储能采用单位kWh。10双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究储能技术时间指标名称202120252030磷酸铁锂电池循环寿命（次）3000~100001200015000系统效率80%~88%88%90%日历寿命（年）101520系统成本（元/kWh）1400~22001300元1200储能时长（小时）22~42~4响应时间毫秒级毫秒级毫秒级全钒液流电池循环寿命（次）150001500020000系统效率65%~75%75%80%日历寿命（年）152020系统成本（元/kWh）30002000~25001800~2000储能时长（小时）44~84~12响应时间百毫秒级百毫秒级百毫秒级钠离子电池循环寿命（次）4000600010000系统效率80%85%88%日历寿命（年）8年10年15年系统成本（元/kWh）250015001000储能时长（小时）22~42~8响应时间毫秒级毫秒级毫秒级2.2发电侧储能需求及配置原则发电侧配置储能应根据电源基础数据3，并结合电网需求开展，宜以省级或地市级电网为单位开展。配置原则如图2-1所示。3包括电源类型、电源结构、装机规模、布局情况、出力特性、调峰调频特性、黑启动能力、发电量、年利用小时、检修停运时间等11水电大省火电大省新能源大省长周期能量时移、超短时抑制超低频振荡本地新能源消纳、调频、紧急功率支撑平滑出力、跟踪计划出力、能量时移、调频等储能需求配置原则采用就近部署原则，重点选择在负荷密集接入、新能源密集接入、大规模分布式电源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难、电压支撑能力不足等关键电网节点根据常规电源调峰能力和负荷特性，计算系统调峰需求，确定储能功率需求；根据典型年、典型月、典型周内的亏缺、盈余平衡电量，计算储能的能量需求。在分析风电、光伏出力特性的基础上，结合平滑输出功率波动、跟踪计划出力曲线、削峰填谷、辅助频率调节、提供电网调峰、无功电压支撑等应用场景确定图2-1：水电、火电、新能源大省储能需求和配置原则2.2.1水电大省储能需求（1）储能需求1）长周期能量时移需求水电机组具有明显的丰水期和枯水期，季节性负荷大的波动，枯水期电力缺口是由于电量不足导致的，储能方面需要重点关注氢能等跨季节储能系统或采用风光水互补方案。目前的新型储能时长大多在8小时以下，难以发挥装机替代作用。2）超短时抑制超低频振荡需求水电机组具有水锤效应，对于含高比例水电电力系统，其频率特性呈现弱阻尼性，导致系统频率容易发生超低频率的持续振荡现象（即超低频振荡），降低了电力系统频率稳定水平。储能应用于超低频振荡抑制，既不需要修改水电机组的原有控制系统，也不需要调整水电机组调速系统的控制死区、频率放大倍数和PID参数等主要参数，从而有利于保留水电机组一次调频调节量大和调节速率快的优势，进而不会影响电力系统的负荷快速跟踪和频率快速调整的能力。（2）配置原则1）系统长周期调峰需求应根据电力、电量、峰谷差分析确定。2）用于系统长周期调峰的储能电站功率与能量配置规模宜考虑储能利用率和经济效益，经过技术经济性比较后确定。12双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究2.2.2火电大省储能需求（1）储能需求截至到2020年底，我国山东、内蒙古、江苏、广东、河南、山西、新疆、安徽八省煤电装机容量都超过5000万千瓦，占我国煤电总装机容量的53.9%[3]。火电装机占比大的省份，储能主要是满足新能源消纳、调频、紧急功率支撑等。（2）配置原则对于提供系统调峰、紧急功率支撑等应用场景，应根据电力系统需求预测结果，确定储能电站的功率和能量规模、布局位置、建设时序。具体要求如下：1）储能电站的配置功率和能量规模应根据其多场景综合支撑能力，经技术经济分析确定；2）储能电站的布局位置应根据其应用场景，结合电源分布、负荷分布和电网网架等因素，采用就近部署原则，重点选择在负荷密集接入、新能源密集接入、大规模分布式电源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难、电压支撑能力不足等关键电网节点；3）储能电站建设时序应根据负荷逐年预测结果、电源与电网项目建设时序确定，满足电力系统对储能电站的逐年规划配置需求。2.2.3新能源大省储能需求（1）储能需求随着波动性可再生能源渗透率的提高而逐步增多，风电、光伏出力的随机性、波动性和不确定性导致了系统多时间尺度有功功率不平衡，主要包括平滑输出功率波动、跟踪计划出力曲线、削峰填谷、辅助频率调节、提供电网调峰等。（2）配置原则1）风电场、光伏发电站配置电化学储能电站的额定功率和额定能量应在分析风电、光伏出力特性的基础上，结合平滑输出功率波动、跟踪计划出力曲线、削峰填谷、辅助频率调节、提供电网调峰、无功电压支撑等应用场景确定。2）风电场、光伏发电站配置电化学储能电站的额定功率与额定能量应根据储能的多应用场景利用能力和综合经济效益，经技术经济比较确定。3）风电场、光伏发电站配置电化学储能电站的建设时序应结合风电场、光伏发电站分批次建设情况，以及场站及其汇集站送出线路的输送能力确定。4）单个风电场、光伏发电站配置的电化学储能电站并网点宜选择在风电场、光伏电站内部。135）同一区域内风电场、光伏发电站采用多场站汇集方式接入电网时，电化学储能电站的额定功率和额定能量应在分析汇集站的综合出力特性基础上确定，并网点宜选择汇集站升压变低压侧母线。6）不同区域风电场、光伏发电站配置共享型电化学储能电站时，电化学储能电站的额定功率和额定能量应在分析各场站出力叠加后的综合出力特性基础上确定，并网点应根据电化学储能电站建设位置及周边电网接入条件综合确定。2.3储能技术评价2.3.1评价方法及流程目前，由于储能技术发展仍不成熟，大量储能特征量仍以定性语言或者数据区间表征，定性、定量指标参杂且涉及大量模糊因素，适合采用模糊综合评价法进行评价。本报告针对辅助火电调频、新能源独配储能、共享储能3种典型发电侧储能应用场景，进行储能技术适用性评价。设定发电侧储能应用场景设定待选的储能技术类型应用场景-储能技术映射建立储能选型评价指标体系选择某一应用场景分场景设定各指标权重模糊综合评价计算不同技术各指标得分评价结果分析图2-2：储能技术评价实施流程14双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究2.3.2应用场景-储能技术映射储能技术选型首先要保证技术可行性，一些关键技术指标如功率等级、充放电时长、充放电倍率、响应时间等决定了储能技术的选型。基于这些关键技术指标建立应用场景和储能技术的映射，用于初步筛选适用不同场景的储能技术。表2-4：不同应用场景下储能技术分组（按关键技术指标筛选）应用场景入选的储能技术未入选的储能技术技术门槛场景1：辅助火电调频飞轮、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂、钠离子抽蓄、压缩空气、铅酸、全钒液流、铁铬液流、钠硫放电倍率：1C及以上；功率等级：几MW~几十MW；储能时长：30min~1小时；响应时间：秒级；功率密度：要求有较高值；寿命：10年以上场景2：新能源独配储能飞轮、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂、钠离子、钠硫抽蓄、压缩空气、铅酸、全钒液流、铁铬液流功率等级：几MW~几十MW；储能时长：15min~4小时；响应时间：秒级；寿命：10年以上。场景3：共享储能抽蓄、压缩空气、磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂、钠离子、全钒液流、铁铬液流、钠硫飞轮、铅酸放电倍率：1C及以下；功率等级：几十MW~几百MW；储能时长：2小时及以上。2.3.3指标体系及权重设置根据评价对象和评价目的，建立包含技术、成本、环境和可持续性4类指标的综合评价指标体系，见附图1。指标权重和应用场景紧密相关，本报告采用层次分析法（AHP）分别对3个场景下的指标权重进行赋权，见附表1-3。152.3.4模糊综合评价模糊综合评价是以模糊数学为基础，应用模糊关系合成的原理，将一些边界不清、不易定量的因素定量化，从多个因素对被评价事物隶属等级状况进行综合性评价的一种方法。评价实施流程见下图。建立因素集建立判断集（评语集）单因素模糊评价建立权重集模糊综合评价影响评价对象的各种因素组成的集合，用U={u1,u2,…,un}由评价者对评价对象可能做出的各种总的评价结果组成的集合，用V={v1,v2,…,vm}对因素集U中的单个因素ui(1,2,…,n)出发进行评价，确定评价对象对判断集中各元素的隶属程度，得到评价矩阵R采用层次分析法确定权重，得到权重集合A=(a1,a2,…,an),ai表示因素集U={u1,u2,…,un}中ui所占的比重模糊综合评价模型为B=(b1,b2,…,bm)=AΟR=(a1,a2,…,an)，“Ο”表示某种合成算子图2-3：模糊综合评价实施流程因素集即为建立的评价指标体系，判断集（评语集）是由评价者对评价对象可能做出的各种总的评价结果组成的集合，本报告中，评价模型的评语分为5个等级﹛很好、较好，一般，较差，很差﹜。因素集取不同值时，得分标准见附表4。最后，对不同场景下各类储能技术的因素集进行专家打分，得到该技术的得分情况。2.3.5评价结果场景1（辅助火电调频）注重储能技术性能（技术权重占46.7%），适合场景1的5类储能技术整体得分不高，处于“较差”和“一般”之间，磷酸铁锂得益于技术及成本16双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究优势，得分最高，飞轮次之；钛酸锂由于成本最高，得分最低。具体排名如下：磷酸铁锂飞轮钠离子三元锂钛酸锂。0102030405060708090100飞轮磷酸铁锂三元锂钛酸锂钠离子分数标准可持续性环境成本技术图2-4：适合场景1的5种储能技术排名场景2（新能源独配储能）成本权重占60%以上，适合场景2的6类储能技术得分全部处于“较差”水平，各技术得分相差不大，磷酸铁锂得益于技术及成本优势，得分最高；钛酸锂由于成本最高，得分最低。具体排名如下：磷酸铁锂钠离子钠硫三元锂飞轮钛酸锂。17可持续性环境成本技术0102030405060708090100飞轮磷酸铁锂三元锂钛酸锂钠离子钠硫分数标准图2-5：适合场景2的6种储能技术排名适合共享储能（场景3）的9类储能技术分为2个层次，压缩空气、抽蓄、全钒液流、铁铬液流得益于技术及成本优势，得分均超过60，处于“一般”和“较好”之间；其他技术处于“较差”和“一般”之间。具体排名如下：压缩空气抽蓄铁铬液流全钒液流磷酸铁锂钠离子钛酸锂钠硫三元锂。18双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究可持续性环境成本技术0102030405060708090100压缩空气磷酸铁锂三元锂钛酸锂钠离子全钒液流铁铬液流钠硫分数标准抽蓄图2-6：适合场景3的9种储能技术排名磷酸铁锂、三元锂、钛酸锂、钠离子4种电化学储能可同时适用于上面的3种场景。由于指标权重和场景相关，所以同一技术在不同场景下得分不同；4种技术都是在辅助火电调频场景（场景1）下得分最高，说明这4类电化学储能更适合短时的快速调节的场景。可持续性环境成本技术010203040506070磷酸铁锂三元锂钛酸锂钠离子磷酸铁锂三元锂钛酸锂钠离子磷酸铁锂三元锂钛酸锂钠离子场景1场景2场景3图2-7：3种场景都适用的4种储能技术对比19目前发电侧储能的应用以单一技术为主，火储联合调频商业化程度最高，但规模有限；新能源单独配储，成本由新能源场站单独承担，经济性最差；目前发电侧的主要调节需求是2~4小时的调峰，大规模的共享储能是目前及十四五发电侧储能的主要方式。随着新能源装机的快速增长，单一的储能系统已不能够满足市场需求。利用两种或多种储能技术配合应用的混合储能可实现性能上的优势互补，满足不同应用场景、不同运行工况下的差异化需求，避免单一型储能功能制约和不足。混合储能系统将成为储能行业发展的必然趋势。随着新版“两个细则”的逐渐落地，集中式新能源场站需具备惯量响应、一次调频、无功电压支撑等功能，响应快速、长寿命是这些场景的基本要求，飞轮、超级电容等功率型储能需求将越来越大。3发电侧储能综合价值评估213.1价值构成及评估方法3.1.1价值构成储能发挥的价值跨越了电力系统价值链（发电、输电、配电和用户）之间的界限，储能具有明显的“外部性4”。储能系统运行带来的外部影响会通过电网传导给其他主体，部分价值由于作用主体不易清晰界定导致储能运营商未获得这部分收益。储能价值可分为“直接价值”和“间接价值”两部分，“直接价值”指当前市场规则下，储能可获得的“可见”收益；“间接价值”指市场不完善情形下，无法货币化或无法由项目业主直接实现的价值。表3-1：发电侧三个典型场景下储能的“直接价值”和“间接价值”应用类型响应时间时长要求直接价值间接价值弃电增发/削峰填谷分钟级几小时提升新能源富集地区送出水平，减少新能源弃电量，缓解调峰压力。•代替火电深度/启停调峰，提升机组安全性及寿命；•提高火电发电效率，节煤降碳；•延缓电网升级、扩建；•平滑负荷曲线，降低线损。辅助一次调频毫秒~秒30秒~几分钟减少一次调频考核，满足并网要求•保障电网安全：在响应速率、输出稳定性、防范频率二次跌落等方面有显著优势；•相较基于新能源场站预留备用容量参与一次调频的策略，通过配储参与新能源一次调频可促进新能源消纳；•减少火电机组一次调频次数，提升机组安全性，提升发电效率，减少碳排放。4“外部性”是某个经济主体对另一个经济主体产生一种外部影响，而这种外部影响又不能通过市场价格进行买卖。22双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究应用类型响应时间时长要求直接价值间接价值辅助二次调频几秒~十几秒30分钟~1小时提升火电燃煤机组响应速率、爬坡速率，提升系统整体调频能力•火电机组受限于出力特性，频繁AGC调节造成的火电机组设备疲劳和磨损，降低机组安全性及使用寿命；•火电机组频繁参与AGC调频，会降低发电效率，增加机组碳排放量，加剧电厂环保压力；•快速调频资源如储能系统的引入，会带来电力系统调频资源总需求量的减少。3.1.2价值评估方法以区域电力系统为研究对象，通过比较该系统中有无储能两种情况下的生产运行成本以及社会效益的不同来计算储能的收益，能够更全面体现储能的实际价值，是储能经济性研究的必然趋势。储能价值评估流程如下：（1）确定主要应用场景：不同的场景对储能的容量、时长、响应时间等需求不同，分为单场景、复合场景。（2）场景需求分析：分析该场景对储能的技术需求，包括功率、时长、响应时间、放电倍率等方面的需求。（3）效果评价标准：基于系统实际需求，依据政策、标准、规范等相关规定，建立能够反映储能作用效果的一系列指标。（4）初步配储方案：根据场景需求分析结果初步制定可供选择的储能配置方案，包括是采用单一储能还是混合储能、是集中式布置还是分布式布置、备选技术类型、容量和时长等。（5）优化求解：综合考虑技术性能、经济性等多方面因素，采用智能优化算法求解容量和时长。（6）价值评估：对综合储能价值进行定性和定量评估。23主要应用场景单一场景复合场景平滑出力跟踪计划出力一次调频二次调频平滑出力+跟踪计划出力能量时移+一次调频确定主要应用场景场景需求分析限制出力波动幅值满足调度功率需求满足新能源一次调频考核提升火电二次调频能力提升新能源并网质量减少新能源弃电和一次调频考核效果评价标准功率波动率改善程度出力偏差改善程度一次调频性能提升程度、减少考核费用二次调频性能提升程度、增加的调频里程量功率波动率改善+出力偏差改善减少的弃电规模、一次调频性能指标提升程度初步配储方案单一储能/混合储能分布式/集中式技术选型容量配置/时长配置优化求解最优解控制策略最优容量最优时长价值评估直接价值缓解调峰压力减少弃电间接价值减少考核减煤减碳提升火电安全及寿命延缓电网升级综合价值图3-1：储能价值评估流程3.1.3减煤减碳价值计算目前，减煤减碳价值属于“间接价值”。无论是和火电机组配套，还是和风电、光伏发电配套，储能都具有减煤减碳价值，但不同场景下，储能的减煤减碳机理不同。24双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究表3-2：发电侧储能减煤减碳价值作用机理价值类型减煤减碳机理发生频次平滑出力波动储能替代预留备用容量，增加新能源消纳取决于波动程度跟踪计划出力曲线取决于预测精度辅助一次调频几十个循环/天弃电增发/削峰填谷储能替代火电调峰，可增加新能源消纳，提高火电发电效率1~2个循环/天辅助二次调频火储联合进行AGC调频，可提高火电发电效率，降低发电煤耗，降低度电碳排放强度3~10个循环/天（1）单位容量减煤量(3-1)(3-2)式中：—储能系统单位容量减煤量；—储能系统代替火电机组进行调峰、促进新能源消纳时，储能系统生命周期内减少的煤消耗量，kg；—储能系统额定容量，kWh；—煤耗系数，2021年全国单位火电发电量二氧化碳排放约为0.3015kg/kWh；—储能系统生命周期内替代常规火电机组的调峰、促进新能源消纳电量，kWh。（2）单位容量二氧化碳减排量(3-3)(3-4)式中：—储能系统单位容量二氧化碳减排量；—储能系统代替火电机组进行调峰、促进新能源消纳时，储能系统生命周期内减少的二氧化碳排放量，kg；25—储能系统额定容量，kWh；—二氧化碳排放系数，2021年全国单位火电发电量二氧化碳排放约为0.828kg/kWh[7]；—储能系统生命周期内替代常规火电机组的调峰、促进新能源消纳电量，kWh。表3-3：火电机组发电煤耗与碳排放强度[8]容量区间（万kW）平均煤耗（g/kWh）平均碳排放强度（kgCO2/kWh）≥603200.83830~603400.89120~303650.96510~204151.087≤104301.1273.2典型省份商业模式及综合价值对比3.2.1山东（1）商业模式分析目前，山东储能以发电企业和第三方主体投资的独立储能为主，容量租赁、容量电价补偿、现货价差套利是其主要收益。容量租赁收入：共享储能电站将储能系统容量租赁给风电、光伏企业，风光企业获得上网指标，储能企业仍具有储能系统的自主运营权和收益权。目前租赁费指导价为330元/kW·年，后期计划采用市场竞价方式，制定最高限价和最低保底价。26双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究容量电价补偿：山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取。储能电站也可获取容量电价，采取日清月结，但政策对独立储能获取的容量补偿的标准有较大不确定性，考虑到储能时长问题，今年已对容量补偿标准进行两次修改，现为原容量补偿收入的1/6。现货市场价差套利：《山东省电力现货市场交易规则（试行）（2022年试行版V1.0）》允许独立储能可自主参与调频辅助服务市场或以自调度模式参与电能量市场，在满足电网安全运行和新能源优先消纳的条件下优先出清，并接受现货市场价格5。（2）减煤减碳价值分析山东十四五新型储能规划为450万kW，假设锂电储能、压缩空气储能、液流电池储能分别为250、150、50万kW。2021年火电发电量占比为71%，按以下假设条件测算得年减煤量69万吨，年减碳量182万吨。表3-4：山东十四五储能减煤减碳价值测算假设条件锂电池储能压缩空气储能液流电池储能装机规模250万千瓦150万千瓦50万千瓦放电时长2小时4小时4小时单位容量投资2000元/kWh1500元/kWh3000元/kWh总投资111亿90亿60亿等年值投资成本（折现率7%）15.8亿7.3亿6.6亿单位容量等年值成本6316元/kWh121元/kWh329元/kWh综合效率85%70%70%日历寿命/循环寿命10年/6000次30年/50000次15年/15000次放电深度（DOD）90%100%100%年调度次数300次300次300次年放电电量11.7亿kWh12.6亿kWh4.2亿kWh年减煤量（发电煤耗340g/kWh）28.3万吨30.4万吨10.2万吨年减碳量（平均碳排放强度0.9kgCO2/kWh）74.8万吨80.5万吨26.8万吨5《山东电力现货市场交易规则（试行）》6山东储能以调峰应用为主，单位容量成本折算成kWh27不同碳价、不同煤价下收益情况见下表。调峰场景下，得益于压缩空气低成本及更长的寿命，从减煤减碳价值来看，压缩空气储能技术优于锂电池储能，优于液流电池储能。表3-5：山东十四五储能减煤减碳收益构成技术类型收益/亿元锂电储能压缩空气液流电池合计减煤收益600元/t1.701.820.614.1800元/t2.262.430.825.51000元/t2.833.041.026.91200元/t3.403.651.228.3减碳收益20元/t0.150.160.050.440元/t0.300.320.110.760元/t0.450.480.161.180元/t0.600.640.211.531657150121101268329102268050100150200250300350成本（元/kWh）减煤量（kg/kWh）减碳量（kg/kWh）锂电储能压缩空气液流电池图3-2：山东不同储能技术年单位容量成本及减煤减碳效果（主要用于调峰）28双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究3.2.2广东（1）商业模式分析目前，广东储能以火储联调项目为主，主要采用合同能源管理合作模式，投资方负责项目投资、建设和运营，业主方（电厂）提供机组、项目场地，储能与机组联合参与调频市场获得的调频补偿收益由项目投资方和电厂业主按比例进行分配。收益包括调频容量收益、调频里程收益2部分。按最新政策，独立储能和新能源配套储能都可参与电能量现货市场、区域调频和跨省备用等辅助服务市场。（2）减煤减碳价值分析广东发电侧储能以火储联合调频为主，已经有接近40个项目对外公布（含规划、在建、投运项目），投运29个储能项目，共计464MW，目前该市场已呈现“饱和效应”。假设“十四五”投运火储联合调频项目564MW，独立储能项目1436MW，2021年火电发电量占比为40%，按以下假设条件测算得年减煤量28.8万吨，年减碳量76.3万吨。表3-6：广东十四五储能减煤减碳价值测算假设条件火储项目独立储能项目装机规模564MW1436MW放电时长1/0.5小时2小时单位容量投资3000元/kW2000元/kWh总投资16.9亿64亿等年值投资成本（折现率7%）5亿9.1亿单位容量等年值成本7443元/kWh317元/kWh综合效率85%85%日历寿命/循环寿命10年/6000次10年/6000次年等效循环次数（90%DOD下）1800次300次火电每度电减煤量3g/kWh8/年利用小时数3500小时600小时7广东火储联合调频市场已饱和，未来以能量型独立储能为主，单位容量成本折算成kWh8根据调研，火储联合调频可提升火电发电煤耗3~5g/kWh29假设条件火储项目独立储能项目火电年发电量/储能放电电量658亿kWh6.7亿kWh平均煤耗/340g/kWh平均碳排放强度0.9kgCO2/kWh0.9CO2/kWh年减煤量19.7万吨9.1万吨年减碳量52.2万吨24.1万吨不同碳价、不同煤价下收益情况见下表。独立储能调峰和火储调频两个场景相比，调频场景储能成本略高，但得益于利用率高，减煤减碳效果远优于调峰场景。表3-7：广东十四五储能减煤减碳收益构成技术类型收益/亿元火储项目独立储能合计减煤收益600元/t1.180.551.7800元/t1.580.732.31000元/t1.970.912.91200元/t2.361.093.5减碳收益20元/t0.100.050.240元/t0.210.100.360元/t0.310.140.580元/t0.420.190.630双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究火储项目独立储能4431754633173284050100150200250300350400450500成本（元/kWh）减煤量（kg/kWh）减碳量（kg/kWh）图3-3：广东储能年单位容量成本及减煤减碳效果（火储调频+独立储能）3.2.3山西（1）商业模式分析山西作为国家首批电力现货市场建设试点省份，市场架构为“中长期+现货+辅助服务”，山西集中式现货市场由日前市场和实时市场组成，辅助服务开展了AGC调频、一次调频市场。目前，山西有11个火储联合调频项目，市场已经呈现“饱和效应”，未来以发展独立储能为主，独立储能可同时参与现货市场、一次调频辅助服务市场。参与电力现货市场：2022年6月发布的《山西省电力市场规则汇编（试运行V12.0）》允许独立储能以“报量报价”方式参与日前市场，具备条件时参与实时市场，暂不参与中长期市场和市场运营费用的分摊。2021年4月~9月，山西电力现货价差范围为678~1150元/MWh，平均峰谷价差为927元/MWh。参与一次调频辅助服务：2022年5月发布的《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》[9]在国内首次明确了独立储能电站可作为参与电力一次调频的市场交易主体，报价范围为5-10元/MW。31（2）减煤减碳价值分析山西发电侧储能以火储联合调频应用为主，市场基本上已饱和。未来一次调频是山西储能主要应用场景之一，一次调频规模按新能源装机9的一定比例计算10，假设飞轮和超级电容分别为100万千瓦。2021年火电发电占比为83%，按以下假设条件测算得年减煤量158万吨，年减碳量417万吨。表3-8：山西十四五储能减煤减碳价值测算假设条件火储项目一次调频（新能源配储）独立储能（现货套利）锂电飞轮超级电容锂电装机规模11万千瓦100万千瓦100万千瓦389万千瓦放电时长30min1min1min2h单位容量投资3000元/kW4000元/kW1600元/kW2000元/kWh总投资3.3亿40亿16亿173亿等年值投资成本（折现率7%）1亿3.8亿2.3亿24.6亿单位容量等年值成本11909元/kW380元/kW230元/kW632元/kW综合效率85%85%90%85%日历寿命/循环次数10年/6000次20年/100万次10年/100万次10年/6000次年等效循环次数（90%DOD下）1800次6000次6000次300次年均新能源多消纳的电量（风电1700h、光伏1300h）/17亿kWh13亿kWh18.2亿kWh火电每度电减煤量3g/kWh///平均煤耗/340g/kWh340g/kWh340g/kWh92021年山西风电装机2123.25万千瓦，十四五规划风电装机3000万千瓦、光伏5000万千瓦左右。10根据《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》（晋监能市场规[2022]1号）规定，山西一次调频按照运行日新能源场站预测最大发电出力的10%确定电网一次调频容量需求11山西储能以一次调频和现货套利为主，为了便于比较，单位容量成本折算成kW32双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究假设条件火储项目一次调频（新能源配储）独立储能（现货套利）锂电飞轮超级电容锂电平均碳排放强度0.9kgCO2/kWh0.9kgCO2/kWh0.9kgCO2/kWh0.9kgCO2/kWh年减煤量(年发电小时数3700h)4.1万吨58万吨44万吨52万吨年减碳量10.8万吨153万吨117万吨136万吨不同碳价、不同煤价下收益情况见下表。同样受储能利用率的影响，在减煤减碳效果上，辅助新能源电站一次调频最优，其次辅助火电二次调频，独立储能现货套利效果最差。表3-9：山西十四五储能减煤减碳收益构成技术类型收益/亿元火储项目一次调频（飞轮）一次调频（超级电容）独立储能（现货套利）合计减煤收益600元/t0.253.482.643.129.5800元/t0.334.643.524.1612.61000元/t0.415.804.405.2015.81200元/t0.496.965.286.2419.0减碳收益20元/t0.020.310.230.270.840元/t0.040.610.470.541.760元/t0.060.920.700.822.580元/t0.091.220.941.093.333火储一次调频现货套利90937398230510202700632134422050010001500200025003000成本（元/kW）减煤量（kg/kW）减碳量（kg/kW）图3-4：山西储能年单位容量成本及减煤减碳效果（火储调频+一次调频+独立储能）3.2.4甘肃（1）商业模式分析容量租赁收入：根据甘肃能监办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》，独立储能在建设备案文件中应明确与相关新能源场站的配套关系，新能源企业租赁的储能容量，应满足新能源电场储能配置要求，租赁容量到期后应积极续签或通过自建满足项目储能配置要求，独立储能可以获得容量租赁收入。现货市场套利：《甘肃双边电力现货市场规则汇编》（结算试运行暂行V2.5）增加了储能参与现货市场规则，规定满足电网接入技术规范的独立储能电站，在优先满足新能源消纳和电网调节需求的基础上，可作为价格接受者，参与省内现货市场交易。辅助服务收入：根据《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（试行）》，独立储能可作为独立主体参与AGC调频辅助服务，报价上限暂定为12元/MW。调峰辅助服务由电量交易转为调峰容量市场，采用“单边竞价，边际出清”的模式，补偿标准上限300元/MW·日。（2）减煤减碳价值分析甘肃因实际投运项目少、缺乏可参考数据，未对储能进行减煤减碳价值测算。34双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究3.2.5综合价值对比对山东、广东、甘肃、山西4个省份综合价值进行对比分析如下。表3-10：4个调研省份发电侧储能综合价值对比省份对比项山东广东山西甘肃现有装机705.7MW822MW131.7MW137.5MW“十四五”规划装机4500MW2000MW6000MW6000MW商业模式多重服务火储联合调频火储联合调频、一次调频多重服务直接价值容量收益单位价格300元/kW·年60元/kW·年12//上限300元/MW·日频繁程度10年、5年//无法确定电量收益单位价格0.4~0.5元/kWh<0.4元/kWh>0.6元/kWh<0.4元/kWh频繁程度1个循环/天暂无暂无无法确定调节收益单位价格无法同时参与现货和辅助服务5.5~15元/MW5~10元/MW15元/MW频繁程度无5~10个循环/天5个循环/天、超过5个循环/天无法确定投资回收年限8年以上3年左右3~5年、2年内5年左右间接价值年减煤量69万吨28.8万吨158万吨无法确定年减碳量182万吨76.3万吨417万吨无法确定储能价值的兑现程度，受电力市场建设进度及市场规则完善的影响，储能价值逐步得到认可。容量价值方面，山东独立储能参与现货市场可获得容量电价补偿，广东、山西、甘肃尚未出台容量价值补偿相关政策和市场机制；电能量价值方面，4个现货省份都可获12容量租赁单价约为300元/kW·年，容量电价补偿约60元/kW·年35得价差收益，但价差收益有限，除山西外，其他3个省份价差不超过0.5元/kWh；调节价值方面，目前储能主要应用一次调频和二次调频，收益性最好。从调研数据来看，山东容量租赁收入、现货市场套利、辅助服务收入、容量补偿收入等多种收益来源；广东未来以发展独立储能为主，收益包括现货市场套利、调峰补偿；同广东类似，山西未来以发展独立储能为主，收益包括现货市场套利、一次调频补偿；甘肃最新政策允许独立储能参与调频、调峰容量市场，在优先满足新能源消纳和电网调节需求的基础上，可作为价格接受者，参与省内现货市场交易。间接价值由于涉及多个主体，价值量难以测算，4个省份基本尚未在间接价值方面得到补偿。在减煤减碳效果上，辅助新能源电站一次调频最优，其次辅助火电二次调频，储能调峰在减煤减碳上效果最差。山东主要是对调峰需求较大，按十四五450万kW规划装机测算，年减煤量69万吨，年减碳量182万吨；广东目前以火储联合调频为主，后续独立储能装机超过火储联合调频装机规模，按十四五200万kW规划装机测算，年减煤量28.8万吨，年减碳量76.3万吨；山西目前主要是火储联合调频应用，市场基本上已饱和，后续以独立储能参与调峰和一次调频为主，按十四五600万kW规划装机测算，年减煤量158万吨，年减碳量417万吨。甘肃由于缺乏足够的数据，未对减煤减碳价值进行测算。4发电侧储能规模化发展的政策建议374.1面临的挑战（1）储能技术性能、经济性尚不能满足规模化应用要求电力领域要求储能技术具有高安全、长寿命、高效率、低成本等特点，尽管目前储能技术众多，但不同储能技术性能差异较大，尚不能同时满足以上要求。·电化学储能装机占新型储能装机的90%以上，过去几年，全球发生超过70起储能安全事故，安全是电化学储能系统大规模应用中最突出、最受关注的问题。·系统运营一段时间以后，部分项目存在可用容量衰减超出预期，单体设备及系统寿命达不到设计值的情况。锂离子电池储能，循环寿命在10年以内，低于风、光等新能源场站25年的使用寿命。·投运的储能电站实际效率偏低，锂电池储能平均系统效率一般低于90%，液流电池储能、压缩空气储能系统效率也不超过75%。·新型储能技术全寿命周期度电成本较高，部分储能技术的度电成本是抽水蓄能电站的2倍以上。（2）政策和市场机制是当前新型储能发展的关键制约因素国外储能项目除了可获得可观的税收优惠或补贴外，还获得多方面的市场化收益，包括现货市场能量套利、辅助服务收益、容量收益等。国内储能财政补贴政策力度小，可参与的电力市场及获取的收益十分有限。储能参与现货市场：目前，绝大多数省份尚未出台独立储能参与现货市场细则。新能源参与市场的规则不完善、参与市场的程度不高13、参与市场后价格普遍走低，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核、政策影响等多重风险，新能源配套的储能难以获得市场收益。储能参与辅助服务：火储联合调频是发电侧储能唯一实现商业化的领域，市场空间小，不同项目收益差异大。国家能源局印发的新版“两个细则”规定辅助服务费用按服务对象分摊，补偿方式和分摊机制体现了“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，政策真正实现落地见效有待时日。储能容量价值实现：部分省份开始了容量补偿机制的探索性工作。但目前有一些技术问题亟待解决，例如资源准入、费用分摊、价格确定等问题。如何对储能的容量价值予以认定，如何建立合理的市场化容量补偿机制是未来一段时期需持续、深入探索的课题。132021年新能源总体参与市场的比例为30%左右。38双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究只有在政策和市场规则上消除储能参与电力市场的障碍，储能才能实现稳定、可持续的发展。评估不同场景下各类储能的真实价值，合理制定规则实现利益相关主体的权责统一，是推动储能参与电力市场的重要保障。（3）发电侧储能运营收益不确定性较高新能源进入电力市场规模有限，多数新能源配建储能由于缺少市场主体身份无法参与电力市场，主要靠减少弃电量获取收益，回报率低，电站方主动投资配套储能的动力不强。火储联合调频是目前市场化程度最高、投资回报相对较好的应用领域，配置电池储能可以有效改善火电机组的调频性能，降低机组被考核风险，增加火电厂调频收益，但也面临着市场规模有限、市场机制不完善等问题。4.2市场机制建议（1）研究设立新的辅助服务品种，出台或完善新型储能参与辅助服务市场规则随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步关停，电力系统惯量供应不足，且频率控制、电压控制等将成为新的挑战，各地有必要结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立，制定储能参与新的辅助服务品种的市场规则；研究建立电力辅助服务评价体系，合理设定电力系统对调节资源的需求规模、市场规则，科学认定和评价储能在电力辅助服务中发挥的作用。39（2）允许储能参与各细分市场并进行收益叠加尽管储能应用价值日渐清晰，但是在目前储能设备成本仍然相对较高的情况下，仅靠单一收益尚无法保证项目实现良好的投资回报。由于储能本身的技术特性，决定了其具备参与多个细分电力市场，提供多重服务，获得多重收益的能力。允许储能以多种方式（储能+新能源、储能+火电、独立储能）灵活参与多个细分市场，如现货+调频、调峰+调频等，使其能够在各类市场中进行灵活交易，充分发挥其灵活性和系统价值。（3）制定完善发电侧储能参与现货市场规则由于可再生能源的间歇性、随机性和波动性，现有的新能源电价机制不能充分发挥储能的价值。要加快推动新能源参与电力现货市场，建立储能与新能源联合参与市场的交易机制。逐步放宽准入条件、允许市场主体由被动向主动参与现货交易（由价格接受者逐步向报量报价）过渡。（4）针对大规模的独立/共享储能电站，研究建立容量补偿机制目前电力市场的建设刚刚起步，相关政策和规则还不完善，尚不能支持以调峰或价差套利为主要收益来源的大规模独立储能完全通过市场回收成本。研究过渡阶段独立/共享储能容量补偿机制，识别技术类型、储能时长、投资成本、使用寿命等影响容量补偿标准制定的关键因素，建立容量补偿标准制定依据及动态调整办法。（5）以市场化手段引导储能实现多重经济收益确保新型电储能参与各类市场、提供多种服务并实现多重市场收益的叠加，是提升新型电储能项目经济效益的关键。统筹协调、促进不同市场、不同品种间的联通和市场规则机制间的衔接，避免出现交割环节资源调用冲突等情况。推动新型电储能基于自身特点、系统需求变化和市场价格波动，在不同市场间自主决策、自由转换、自行交易，实现经济收益最大化。（6）尽快建立和完善体现储能绿色价值的政策体系储能在不同应用场景下减煤、减碳机理不同，研究储能在不同应用场景下的绿色价值测算方法和评价体系，尽快建立体现储能绿色价值的政策体系，理顺“电-证-碳”市场的关系，建立“电-证-碳”市场协同机制，使储能的绿色价值得到充分体现，推动新能源和储能协同发展。40双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究4.3技术发展建议（1）尽快推动应用于不同时间尺度场景的储能技术研发和应用当前，新型储能应用以2小时为主，随着新能源渗透率的不断提高，4小时以上、30分钟以下不同时间尺度的储能需求会越来越大。4小时以上时间尺度上，推动压缩空气、液流电池从示范验证走向规模化应用，通过技术迭代升级，实现长时储能低成本、长寿命的应用需求。30分钟以下时间尺度上，在不显著增加成本的前提下，研发2C及以上充放电倍率、6000次以上的系统循环效率的电池储能，推动飞轮、超级电容从技术研发、项目示范向规模化应用，实现短时储能高安全、长寿命、高倍率的应用需求。（2）加快推动混合储能技术研发及示范应用目前，锂离子电池储能系统全寿命周期循环次数在6000次左右，在诸如一次调频、二次调频等动作频繁的场景，一般不到2年就需要更换部分或全部电芯，即使不考虑循环次数和衰减因素，10年左右的日历寿命也无法和风电、光伏20年以上的寿命相匹配。不同储能技术在容量规模、响应时间、响应速度、投资成本及循环寿命等方面存在差异，利用两种或多种储能技术配合应用可实现性能上的优势互补，避免单一型储能功能制约和不足。建议研发锂电+飞轮、锂电+超级电容等混合储能的优化配置、能量管理、协同控制等技术，加快制定混合储能设计、安装、运行等相关标准，推动混合储能在电力系统中的应用。（3）聚焦支撑新型电力系统的储能系统集成与控制方案规模化储能系统参与多个应用场景时，可能需要同时满足调峰、调频、紧急功率控制、无功支撑等功能需求，目前的通信和控制方案难以支撑大规模储能电站同时参与多个场景，实现多个目标的协同优化控制。建议加强储能系统在集成与站级调控方面的技术研发与攻关，包括挖掘储能系统的主动支撑能力、通过级联技术提升储能系统的潜力及对系统安全性的影响等，构建新型电力系统所需的储能提供主动支撑、惯性响应、电压无功调节方面的能力，形成一揽子系统集成以及站级调控策略。414.4项目管理建议通过制定储能规划引导发电侧储能合理有序发展。规模化新能源接入及消纳是实现清洁、低碳能源体系的必然要求，但新能源的波动性、间歇性和不确定性也必然对电力系统的安全、高效运行带来重大影响。储能作为重要的灵活性资源，是中长期提升电力系统灵活性的关键选项之一。基于“十四五”电力需求以及电源发展趋势预测，对比各种灵活性选型，综合技术性能、经济性、规模等因素，制定储能规划，测算各地区合理的储能建设时序与规模，引导储能有序发展。推动发电侧储能规范化管理制度落实。《新型储能项目管理规范（暂行）》对新型储能项目的规划引导、备案建设、并网运行、监测监督等各个方面提出了明确具体的要求，制订了一套科学、系统的管理规范，对于支撑新型储能规模化发展、促进以新能源为主体的新型电力系统建设、实现“碳达峰、碳中和”目标具有重大意义。当前新型储能技术在并网调度规则、产品检测认证等方面仍无明确标准，建议加快相关标准和管理制度的制定和落实。研究建立储能减煤减碳价值疏导机制。建议相关部门加快推动储能在不同应用场景中的减碳价值核定方法与标准，并允许该价值在碳市场中进行交易；在电力系统中引入低碳目标，推动电力调度机构细化“低碳电力调度”方式与细则。5结论与展望435.1研究发现发电侧应用场景众多，多数场景处于初级示范阶段。发电侧储能应用场景包括平滑出力、跟踪计划出力、一次调频、二次调频、能量时移、无功电压支撑等多个场景。不同场景需求不同，目前只有二次调频实现了商业化，其他场景需求不确定，尚处于示范阶段，容量优化、SOC控制、混合储能应用等技术尚不成熟，无法低成本满足场景需求，短期实现商业化应用的难度较大。储能行业技术路线多，尚未形成终极技术体系，关键技术面临挑战。储能行业技术路线多样化，各技术间竞争激烈，技术迭代速度快，尚未形成终极技术体系，不同技术体系的迭代发展趋势给技术和项目投资带来了风险。从技术角度看，关键材料、制造工艺和能量转化效率是各种储能技术面临的共同挑战，在规模化应用中还要进一步解决稳定、可靠、耐久性的问题，一些重大技术瓶颈还需要持之以恒的解决。储能的多重价值不能得到充分发挥。不同场景对储能性能要求不同，储能要实现多重应用价值，接入电网接受统一调度是基础，在规划设计阶段还要考虑未来的多场景应用需求。现有发电侧储能主要应用于火储联合调频、辅助调峰、一次调频等单一应用场景，商业模式单一，无法充分体现能量、容量和调节等多方面的价值，从而造成收益率低下。短时、高频应用场景下减煤、减碳价值最高。储能在不同应用场景下的减煤、减碳价值作用机理不同：辅助新能源电站一次调频，储能通过替代预留备用容量实现减煤减碳；辅助火电二次调频，储能通过提高火电发电效率实现减煤减碳；弃电增发/削峰填谷，储能通过替代火电启停调峰、深度调峰实现减煤减碳。在减煤减碳效果上，辅助新能源电站一次调频最优，其次辅助火电二次调频，储能调峰在减煤减碳上效果最差。考虑多种不确定性的储能综合价值评价理论和评价方法有待进一步完善。储能具有提高可再生能源消纳量，提高能效利用水平，提高电力系统灵活性、安全性、稳定性等多重应用价值，并且储能的价值认定和众多因素相关，且处于动态变化中。在很大程度上，电能量和辅助服务的定价并不能使储能所有者将大部分价值内部化。主要利益相关者对储能的价值不了解或了解有限。不同时期、接入位置不同的发电侧储能，发展逻辑、价值构成、收益主体、成本疏导方式、商业模式都不相同。价值认定是市场化发展的基础，评估不同条件下各类储能的真实价值，合理定价并实现受益主体的权责统一，是完善市场规则的前提条件。现有市场和监管框架尚未充分考虑储能这一新的市场主体，可能会抑制储能发挥作用及未来发展。44双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究5.2发展展望以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制、各省相继出台的鼓励或强制新能源配建储能的政策决定了储能与可再生能源融合发展最具潜力。联盟预测到2025年、2030年，新型储能装机达到55.9GW、166.8GW，发电侧储能装机将达到22.4GW、75.1GW。13.155.9166.86.122.475.10204060801001201401601802022年2025年（预测）2030年（预测）累计装机/GW新型储能装机/GW发电侧储能装机/GW图5-1：新型储能和发电侧储能装机规模预测预测新型储能系统初始投资成本在2030年之前还具有相当的下降潜力，钠离子、飞轮、磷酸铁锂有60%、60%、25%的下降空间，压缩空气和全钒液流有37%、40%左右的下降空间。45100%100%100%100%100%100%100%120%92%67%87%81%67%60%131%67%40%73%75%60%40%抽水蓄能压缩空气飞轮铅酸磷酸铁锂全钒液流钠离子2021年2025年2030年图5-2：几种储能技术初始投资成本变化趋势预测2021年，新能源发电量占总发电量的比例为12%，预测2030年会超过20%。2021年新增的新型储能平均储能时长为2.0小时，预测随着新能源渗透率的提高，电力系统对4小时以上储能需求逐渐增加，储能时长会由当前2小时增长到2030年的3.2小时。2.12.53.212.0%16.5%20.0%0%5%10%15%20%25%00.511.522.533.52021年2025年（预测）2030年（预测）新能源发电量占比储能时长/h图5-3：新型储能时长预测46双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究近两年，在新能源迅猛发展和强制配储政策推动下，发电侧储能装机迅猛增长，但项目经济性差、商业模式不清晰一直未得到解决。随着政策允许配建形式存在的发电侧项目通过与所属电源联合或通过技术改造转为独立储能项目参与市场，多个省份开展了符合本省实际情况的商业模式探索，未来发电侧储能参与电力市场的广度、深度将得到极大的拓展，奠定储能市场化、规模化发展的基础。随着储能减煤、减碳等绿色价值测算方法和评价体系、“电-证-碳”市场协同机制的完善，体现储能绿色价值的政策体系有望逐渐建立并完善起来，储能的绿色价值在储能整体收益中占比不断上升，实现新能源和储能更好的融合发展。47参考文献[1]中关村储能产业技术联盟.储能产业研究白皮书2023（摘要版）[Z].[2]陈海生，李泓，徐玉杰，等.2022年中国储能技术研究进展[J].储能科学与技术，2023，12（5）：1516-1552.[3]电力规划设计总院.中国电力发展报告2020.[R].北京:人民日报出版社,2021.[4]中国电力企业联合会,中国电力行业年度发展报告2022.[R].北京:中国建设科技出版社,2022.[5]康重庆、陈启鑫、夏清.低碳电力系统理论与应用[M].北京：科学出版社，2019.[6]国家能源局山西监管办公室，《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》（晋监能市场规[2022]1号）.48双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究附录储能技术选型评价环境指标A3单位容量占地面积B10体积能量密度B11环境友好性B12成本指标A2平准化电力成本B6建设周期B7系统寿命B8成本下降潜力B9可持续性指标A4核心技术自主化水平B13关键资源制约B14回收再利用难度B15技术指标A1发展阶段B1充/放电响应时间B2放电倍率B3火灾危险性B4自放电率B5附图1：储能技术评价指标体系49附表1：场景1辅助火电调频指标权重一级指标权重WCi二级指标权重WCijWij技术指标0.467发展阶段0.3780.177充/放电响应时间0.2760.129放电倍率0.1550.072火灾危险性0.1330.062自放电率0.0590.028成本指标0.277平准化电力成本0.6550.181建设周期0.0550.015系统寿命0.1730.048成本下降潜力0.1170.032环境指标0.160单位容量占地面积0.2400.038体积能量密度0.5500.088环境友好性0.2100.034可持续性指标0.095核心技术自主化水平0.7170.069关键资源制约0.2050.019回收再利用难度0.0770.008附表2：场景2新能源独配储能指标权重一级指标权重WCi二级指标权重WCijWij技术指标0.240发展阶段0.4470.107充/放电响应时间0.2760.066放电倍率0.1390.033火灾危险性0.0870.021自放电率0.0510.01250双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究一级指标权重WCi二级指标权重WCijWij成本指标0.621平准化电力成本0.6550.407建设周期0.0550.034系统寿命0.1730.107成本下降潜力0.1170.073环境指标0.087单位容量占地面积0.2400.021体积能量密度0.5500.048环境友好性0.2100.018可持续性指标0.053核心技术自主化水平0.7170.038关键资源制约0.2050.011回收再利用难度0.0770.004附表3：场景3共享储能指标权重一级指标权重WCi二级指标权重WCijWij技术指标0.492发展阶段0.2150.106充/放电响应时间0.1500.074放电倍率0.0410.020火灾危险性0.5110.251自放电率0.0820.040成本指标0.306平准化电力成本0.4780.146建设周期0.1380.042系统寿命0.2560.078成本下降潜力0.1280.039环境指标0.078单位容量占地面积0.1280.011体积能量密度0.2760.022环境友好性0.5950.046可持续性指标0.125核心技术自主化水平0.5880.074关键资源制约0.3230.040回收再利用难度0.0890.01151附表4：底层指标评价标准评语评价指标很好（100）较好（80）一般（60）较差（40）很差（0）技术指标发展阶段/规模化发展商业化初期示范应用技术研发技术研发充/放电响应时间秒≤0.11560≥60放电倍率C≥4C2C1C0.5C≤0.25C火灾危险性/戊丁丙乙甲自放电率%/天≤0.5%/天2.5%/天5%/天7.5%/天>10%/天成本指标平准化电力成本元/kWh≤0.20.40.60.8≥1建设周期年≤1234≥5系统寿命年≥25201510≤5成本下降潜力%≥40%30%20%10%≤0环境指标单位容量占地面积m3/MWh≤2065110155≥200体积能量密度Wh/L≥50035020050≤10环境友好性/优良中差很差可持续性指标核心技术自主化水平/很高较高一般比较低很低关键资源制约/很低比较低一般较高很高回收再利用难度/很容易比较容易一般较难很难联系我们地址：中国北京市朝阳区东三环北路38号泰康金融大厦1706邮编：100026电话：+86(10)5927-0688传真：+86(10)5927-06992023.08nrdc.cn再生纸印刷