電化學(xué)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(biāo)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(bǔ)償機(jī)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(biāo)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(dān)重任。

　　02新能源裝機(jī)及發(fā)電量比例不斷上升

　　截至2021年，我國風(fēng)電裝機(jī)規(guī)模328.48GW，光伏裝機(jī)規(guī)模 306.56GW。2021年風(fēng)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(jì)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(fù)荷側(cè)的用電量必須相等。由于負(fù)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(fù)荷側(cè)的用電需求，以達(dá)成電網(wǎng)的實(shí)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(fēng)電、光伏發(fā)電出力由自然資源決定，人為干預(yù)作用小，且風(fēng)光資源日前預(yù)測精度相對低。

　　04風(fēng)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(fēng)季典型風(fēng)電出力曲線和負(fù)荷曲線可見，風(fēng)電出力和負(fù)荷二者具有較大差異，風(fēng)電在21時至次日5時出力處于相對高位，而此時用電負(fù)荷卻

　　是一天中的最低位。光伏出力曲線和負(fù)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(fù)荷仍處于相對高位，而此時光伏出力為0。因此當(dāng)新能源發(fā)電量占比達(dá)到一定程度，電源和負(fù)荷的曲線差異將對電網(wǎng)的運(yùn)行效率和安全造成沖擊，或?qū)е麓罅織夛L(fēng)棄光現(xiàn)象。

　　02電化學(xué)儲能具備獨(dú)特優(yōu)勢

　　01新能源配儲是我國電化學(xué)儲能第一大應(yīng)用

　　2021年起，各省密集發(fā)布新能源項(xiàng)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(xué)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(xué)儲能應(yīng)用的45.40%，我國電化學(xué)儲能主要應(yīng)用在電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)來支持風(fēng)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(xué)儲能更加靈活

　　2021年中國抽水蓄能裝機(jī)功率38GW，占比全部儲能的86.52%，電化學(xué)儲能裝機(jī)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(jī)5GW，占比71.14%，電化學(xué)儲能新增2GW，占比24.94%，電化學(xué)儲能裝機(jī)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(dá)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(xué)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(dú)立儲能商業(yè)模式日漸明晰

　　01完善儲能市場機(jī)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(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)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(dǎo)意見》的基礎(chǔ)上，提出建立完善適應(yīng)儲能參與的市場機(jī)制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅(jiān)持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調(diào)度運(yùn)行機(jī)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(jìn)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(jì)輸配電價

　　此前，關(guān)于儲能充電是否需承擔(dān)輸配電價等費(fèi)用，各地沒有明確統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)?！锻ㄖ诽貏e指出，獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)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(jì)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(jì)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(fèi)用，將大幅提高充電成本，因此這一規(guī)定將明確儲能項(xiàng)目邊界條件，保障儲能合理收益，提高儲能投資意愿。