双碳背景下发电侧储能综合价值评估及政策研究.pdf

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 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）iii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0.40.5元/kWh0.6元/kWh 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(%)7180%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）100001000010000系统效率70%80%75%82%日历寿命（年）406040604060系统成本（元/kW）550066007200储能时长（小时）464648响应时间分钟级分钟级分钟级压缩空气循环寿命（次）100001000010000系统效率40%70%70%75%日历寿命（年）303030系统成本（元/kW）60005500650040006000储能时长4小时48小时412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）202020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）100030001000400010005000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）410410412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）3000100001200015000系统效率80%88%88%90%日历寿命（年）101520系统成本（元/kWh）140022001300元1200储能时长（小时）22424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）30002000250018002000储能时长（小时）448412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）22428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：30min1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：15min4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)=AR=(a1,a2,an)，“”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 24 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12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310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 0.3015 kg/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 0.828 kg/kWh7；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）603200.83830603400.89120303650.96510204151.087104301.1273.2 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0.9 kgCO2/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 35g/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/340 g/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