认识四：

受技术经济性影响，电化学储能目前仅适合作为新能源发电调峰的补充措施

储能技术类型众多，可满足毫秒至数天不同时间尺度的调节需求。调峰介于调频与容量备用之间，调峰辅助服务市场是我国特有的市场品种，本质上是一种电能量市场，在国外归为平衡市场或现货市场，因此电力系统调峰对容量的需求要大于对功率的需求。

目前，各类储能技术中，抽水蓄能仍是新能源调峰的首要选择，主要表现为容量大，单个电站规模可达到120~360万千瓦，能量转换效率75%~85%，日调节一般为5~6小时，而电化学储能容量难以达到系统级调峰的规模；抽水蓄能使用寿命长，设计寿命30年，水工建筑物50年以上，而电化学储能寿命周期多为10年左右；抽水蓄能的能量成本约875~1085元/千瓦时，仅为锂离子电池的三分之一，且具有明确的两部制电价回收机制。

抽水蓄能兼具调频、调峰、调相和黑启动等多种功能，成为电网安全经济运行的综合调节工具。截止到2019年底，我国在运行的抽水蓄能电站将近3000万千瓦，在建容量达到4600万千瓦，均远超投运的170万千瓦电化学储能，电化学储能仅是系统调峰的补充措施。

近年来，电化学储能价格快速下降，在部分国家已得到商业化应用，主要包括调频和容量备用两个领域，如美国的PJM调频辅助服务市场、英国的快速调频市场，英国容量市场等。

电化学储能的优势在于其快速的响应特性，因此，从电力系统调节的时间尺度上讲，更适合对功率要求较高场合，如调频、紧急功率支撑、可靠供电等领域。对容量要求较高的调峰领域，从经济性讲电化学储能还难以和其他灵活性资源竞争，如火电灵活性改造、抽水蓄能等。

但电化学储能并非完全没有竞争力，受建设选址的局限以及施工周期较长的影响，抽水蓄能电站并不能解决局部网架结构受阻、常规调峰资源匮乏的新能源发电聚集区调峰问题，可通过配置电化学储能，发挥其“杠杆”作用，以较少的投资替代大规模电网改造或调峰电源投资。

认识五：

新能源平价上网趋势下储能可持续发展取决于市场机制的设计

国家发展改革委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）指出，2020年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。

国家发展改革委《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕511号）指出，2020年纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。

文件虽未对光伏发电提出明确的平价上网时间，但今年以来我国新增光伏装机项目约有三分之二已实现平价上网，预计光伏发电大概率与风电同步，在2021年实现全面平价上网。

近年来以锂离子电池为代表的电化学储能价格已经降到了每千瓦时0.5元/次，但与平价上网的新能源发电项目相比，通过配置储能以电量置换的方式已不具备经济性。

在电网调峰资源没有改善的情况下，平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间，随着新能源发电全面平价上网的到来，电网调峰和全额收购的压力进一步提升。

既要发展新能源又要保持一定的消纳水平，因此地方政府鼓励平价上网项目的同时配置一定比例的储能，这无疑提升了新能源发电项目的整体成本，而储能仅从减少弃风、弃光电量获取收益无法收回成本。

同时，我们也看到随着高比例新能源并网的发展，系统不仅仅面临调峰问题，还存在系统频率快速波动、转动惯量下降、次同步振荡（5～300Hz）等一系列新的问题。

此外，随着新能源发电成本的降低，参与电力市场的竞争力也在不断增强，未来保量保价的交易模式也将被打破。储能具有多重功能，可满足电力系统不同时间尺度的调节需求，未来成本回收的途径以及参与市场的类型是多样的，主要包括：

一是参与电网系统级调峰，实现共享，相关费用在全网收益电量中分摊。共享型储能既提高了利用率，也增加了储能的收益，《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》提出：在新能源弃电时对未能达成交易的储能进行调用，价格为0.7元每千瓦时；2020年3月，新疆自治区发改委发布《新疆电网发电侧储能管理办法》（征求意见稿）提出：电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，补偿标准为0.55元每千瓦时。从两个省的规则来看，储能参与系统级调峰的价格已经超过储能自身的度电成本，收益是可观的，不过也应看到，系统调峰通常是季节性的，储能利用小时数难以得到有效保障，这对储能收益也带来了一定的风险。

二是储能参与电力系统快速调频。我国调频辅助服务市场规则以火电、水电为主要设计对象，独立储能电站虽然在响应速度和调节精度上具有显著优势，但跟踪调频指令时需要具备持续的输出能力，因此独立储能电站调频需要配置较大功率和容量的电池，成本快速上升，经济性较差。高比例新能源并网将导致系统频率的快速波动，储能快速响应特性满足了快速调频的需要，未来对于建立快速调频辅助服务市场的省份，储能与新能源联合调频也将成为增加收益的重要渠道。

三是储能参与现货市场。现货市场在经济学上是指买卖交易即刻生效的市场，是针对期货市场而言。电力市场中，只有实时市场严格满足现货市场的定义。结合电力交易即发即用的特点，在讨论电力现货市场时常把时间尺度扩大到实时交易的日内甚至一日前。现货市场的重要价值在于发现价格，用价格反映供需关系，目前我国八个现货试点省份已经全部进入试运行，随着现货市场的成熟运行，电力电量的商品属性逐步体现，新能源发电边际成本为零，与储能配合可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益。

四是作为备用或需求侧响应资源，提升电网安全稳定运行水平。储能具有四象限运行特性，电网稳态下可以提高新能源涉网特性，电网暂态下可根据系统需要提供功率支撑，可以提高大规模新能源外送基地特高压直流输电线路输送容量，备用收益也是储能多重价值的重要体现。

放眼全球，新能源发电的快速发展是驱动储能发展的主要因素，新能源与储能的结合也是未来高比例新能源并网电力系统的必然趋势。随着新能源发电规模的扩大，新能源发电需承担的系统平衡成本将成为项目经济性测算必须考虑的重要内容，储能也必将在高比例新能源并网电力系统中找到自己的角色定位。