"发电侧"储能概念、应用场景、政策及收益
发电侧储能概念、应用场景、政策及收益？
发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站等发电上网关口内建设的电储能设施或汇集站发电上网关口内建设的电储能设施。发电侧储能包括以抽水蓄能为主的传统储能和以电化学储能为代表的新型储能，本文主要探讨电化学储能在发电侧的应用场景和商业模式。
1、应用场景
风电和光伏的间歇性和波动性很大，为保证电力系统的整体平衡，往往造成部分地区“弃风弃光”现象。电化学储能作为新能源的“稳定器”，能够平抑波动，不仅可以提高能源在当地的消纳能力，也可以辅助新能源的异地消纳。目前，新能源发电侧储能仍处于探索阶段，国家密集出台政策促进发电侧储能的发展。
2、配储政策
从全国性政策看，2021 年 7 月，国家能源局印发的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，提出“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。” 2021年7月，发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出“要大力推进电源侧储能项目建设，结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。”
从地方性政策看，各地发电侧政策可主要分为两类。一是多数省（直辖市）要求新能源项目必须按一定功率配比配置发电侧储能，新能源配置储能比例为5%-20%，配置小时大多在2小时，部分省份要求1小时或者4小时。二是是给予储能项目补贴，补贴政策可分为投资补贴和运营补贴。全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，各省规划的新型储能发展目标合计超过6,000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的 2025 年达到 3,000万千瓦目标的两倍。
3、收益分析
储能电站投资主要包括设备购置费、安装工程费、建筑工程费、其他费用、基本预备费等。电化学储能电站成本的主体是电池及储能系统。根据云南省能源研究院数据，对于锂电池电化学储能，项目设备购置费约占87%，电缆及接地等材料购置费和安装工程费分别约占1%，建筑工程费约占4%，其他费用和基本预备费约占7%。
4、初始投资高，建设压力大
新能源电站配储加大初始投资成本，发电侧自建储能压力大新能源强制配储会加大项目初始投资成本。根据中国能源报，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%-10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%，发电侧自建储能面临一定困境。
另外，由于受到配储容量与时长限制，储能对发电侧企业的消纳问题作用有限，部分企业选择弃电。以某弃风严重区域风电配套储能站为例，配置额定功率10%、4小时的储能，弃风率为20.6%，配置额定功率20%、4小时的储能，弃风率仍达19.7%25。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，叠加锂矿成本上涨，给企业带来较大压力。企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。
在发电侧，储能的主要功能体现在提高新能源消纳，平滑新能源输出。这些功能催生储能在发电侧的收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入，以及减少的考核费用。
5、推动新能源配储电站参与“两个细则”考核，减少考核支出
目前，各省尚未形成统一、规范的储能参与电力市场模式，对储能市场主体能够参与的市场模式、交易规则要求存在明显差异。国家能源局提出要加强储能并网运行管理，推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平。
我国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制，并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。另外，新能源配储利用率低。新能源配储能运行策略相差较大，大部分电站采用弃电时一充一放的运行策略，个别项目存在仅部分储能单元被调用、每月平均充放2次、甚至基本不调用的情况。
中电联对占全国新能源配储总装机量三分之二的新能源配储项目进行调研，新能源配储等效利用系数仅为6.1%，低于电化学储能12.2%的平均水平，在各种应用场景中利用系数最低（火电厂储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%）。这些因素导致新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。
