新能源与储能产业的关系

中国如何支持储能产业发展?目前中国在储能领域基础研究的深入推进为储能产业的发展提供理论支持,叠加国家政策支持产学研结合, 推动理论研究向产业应用转化,储能产业发展有深厚的基础研究支撑, 未来发展可期。 抽水蓄能仍然占据我国储能的主导地位, 投资主体主要是国家电网和南方电网,两者占据90% 以上的市场64。. 储能产业受到资本热捧的原因是什么?近两年来,从二级市场到一级市场储能受到资本热捧, 主要是行业受到需求端刺激, 国内方面储能产业政策不断,带动源网侧需求, 海外方面俄乌冲突、 能源危机等因素刺激户用储能需求。预计随着国内强配需求逐渐释放, 欧洲能源价格恢复平稳并采取措施修复自身供给能力,中国储能产业将面临增长动力不足风险。 从供给端来看, 尽管储能产业链细分赛道众多,但优质机会相对稀缺。 赛道方面, 结合多位投资人的公开观点来看,电化学储能和配套产业等热门赛道, 多已有巨头企业提前布局, 外部投资方进入难度较大。. 新能源配储发展的主要驱动因素是什么?由于新能源配储成本高、 收益渠道单一、利用效率低等因素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。 新能源并网成为发电侧电化学储能主要应用场景, 但总投资成本较高。 多省出台政策, 要求新能源场站进行配储, 配置储能比例为5%-20%,配置小时大多在2 小时。 但储能电站建设会加大项目初始投资成本,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%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担, 叠加锂矿等上游成本上涨,给企业带来较大压力。 发电侧储能收益由减少“ 弃风弃光”电量增加电费收入和减少的考核费用等构成, 但目前经济性仍不显著。. 新能源配储成本高吗?目前新能源配储成本高, 且使用不足。 根据中电联调研,不同应用场景储能项目配置时长相差较大, 新能源侧储能配置时长为1.6h,高于火储的0.6h, 低于电网侧储能的2.3h、 用户侧储能的5.3h。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。从调查机组的等效利用系数看, 新能源配储的等效利用系数仅为6.1%,低于或远低于火储、 电网侧和用户侧。 电网侧:电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求、 能发挥全局性、 系统性作用的储能资源。 投资运营模式方面, 电网企业投资意愿仍需进一步加强,现有非独立储能项目面临“ 结算难” 问题。. 新型储能如何参与电力市场?新型储能可作为独立储能参与电力市场。 鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场,加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰,充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务,建立电网侧储能价格机制等。 完善调峰调频电源补偿机制,加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度,推动新型储能快速发展。 研究储能成本回收机制。 到2025 年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件。 其中,电化学储能技术性能进一步 提升,系统成本降低到2030 年,新型储能全面市场化发展。 30%以上。 将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理。 鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。 深化电力体制改革,加快构建全国统一电力市场体系。. 国家如何推动新型储能发展?结合“ 十四五”以来国家出台的产业政策来看( 表5), 国家正积极推动到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变, 到2030 年实现全面市场化发展。 此外,政策端始终强调深化电力体制改革, 推动储能参与电力市场交易, 原因是政策支持是重要的初期推动力之一,但中长期内, 中国储能产业需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式,实现高质量发展。 明确新型储能独立市场主体地位。 提出完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准,发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能,促进储能在电源侧、电网侧和用户侧多场景应用等。 新型储能可作为独立储能参与电力市场。