发电侧储能介绍

近两年，国家大力发展发电侧储能，我国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，可减少设备维护和更换设备的费用，提高火电机组的效率，进而减少碳排放。

第二类是实现新能源友好并网。风力和光伏发电受季节、气象因素的影响，具有较大的间歇性和随机性，通过配置储能系统，可提高可再生能源友好并网，促进可再生能源的开发和利用。

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，新能源尚未全面进入电力市场交易，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，大规模的独立共享储能是目前及“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路线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。

综合价值方面，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。

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，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。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。随着体现储能绿色价值政策体系的逐渐建立和完善，储能的绿色价值将在储能整体收益中占比不断上升，促进新能源和储能更好融合发展。

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