发电侧储能需求及配置原则

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。

(资料图)

（文章来源 公众号：中关村储能产业技术联盟 ID：CNESA_ORG）

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。

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。

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，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。

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

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%。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。

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。

5）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。

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。

以上内容节选自《双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究》，该报告由中关村储能产业技术联盟（CNESA）和自然资源保护协会（NRDC）共同发布。报告重点围绕发电侧储能3个典型应用场景，开展发电侧储能技术适用度和综合价值评价，在调研4个典型省份新型储能发展的基础上，分析了发电侧储能面临的利用率低、经济性差、成本疏导困难等问题，总结了发电侧储能在技术经济性、消防安全、市场化方面的挑战，并提出了促进发电侧储能规模化、市场化发展的政策建议。

该研究项目的意义在于辅助项目开发者深刻把握发电侧储能典型应用场景及技术需求；帮助利益相关者全面认识储能的价值，尤其在减煤、减碳方面；总结典型省份经验，辅助政策制定者制定和完善发电侧储能政策及市场规则。

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