发电侧储能行业现状，布置发电侧储能将大幅改善弃风、弃光现状

一、发电侧储能综述

发电侧储能是指在火电厂、风电场、光伏电站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。储能装置容量不得超过发电上网关口内发电机组容量。发电侧除了配可再生能源减少弃风弃光提高发电稳定性外，还可用于火电厂调频提高机组寿命和机组效率。

具体来看，在传统火电机组中，储能在发电侧中的应用能够显著提高机组的效率，对辅助动态运行有着十分积极的作用，这可以保证动态运行的质量和效率，且暂缓使用新建机组，甚至取代新建机组。另外，发电机组用电过程中还可及时为储能系统充电，在高峰用电时段提高负荷放电的效率，并且可以以较快的速度向负荷放电，促进电网的安全平稳运行。

在风力发电和光伏发电等新能源发电机组中，储能一方面能够保证新能源发电的稳定性和连续性，另一方面也可增强电网的柔性与本地消化新能源的能力。在风电场当中，储能可以有效提升风电调节的能力，保证风电输出的顺畅性。储能在集中式的并网光伏电站中能够加强电力调峰的有效性，而且还可提高电能的质量，电力系统运行的过程中不易出现异常问题。

发电侧储能用途及说明

资料来源：公开资料整理

二、储能应用场景产业链

从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为发电侧储能、输配电侧储能和用电侧储能三大场景。从不同场景来看，发电侧对储能的需求场景类型较多，包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；输配电侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用电侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。

储能应用场景产业链

资料来源：派能科技招股说明书，华经产业研究院整理

相关报告：华经产业研究院发布的《2022-2027年中国电力系统行业市场全景评估及发展战略规划报告》

三、发电侧储能行业现状

1、弃风弃光情况

发电侧储能重要作用之一为减少可再生能源弃风弃光电量。据国家能源局数据，2021年1-9月，全国风电平均利用率96.9%，较上年同期提高0.3个百分点，弃风电量约147.8亿千瓦时；全国光伏发电平均利用率98.0%，较上年同期下降0.3个百分点，弃光电量约50.2亿千瓦时。

2015-2021年中国弃风电量与弃光电量统计情况

资料来源：国家能源局，华经产业研究院整理

从各省份表现来看，部分西北部省份的弃光、弃风现象依然较严重，且装机量普遍超过年初电网对非水可再生电力消纳目标。从弃风率情况来看，2020年弃风率排名前三的省份是新疆（10.3%）、内蒙古（7.0%）、甘肃（6.4%）。

2016-2020年全国及部分地区弃风率（单位：%）

资料来源：国家能源局，华经产业研究院整理

从弃光率来看，2020 年弃光率排名前三的省份是西藏（25.4%）、青海（8%）、新疆（4.6%），与2019年弃光率前三的省份相同，排名略有变化，西藏（24.1%）、新疆（7.4%）、青海（7.2%），三个省份的弃光率均有所下降。

2016-2020年全国及部分地区弃光率（单位：%）

资料来源：国家能源局，华经产业研究院整理

2、电力辅助服务行业市场规模

辅助服务指除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，其中5G基站的产业化建设迅速，将带来基站备用电源端的增量储能需求。电力辅助服务是发电侧储能应用场景之一。据统计，2020年全球在辅助服务应用场景新增储能429MW，其中国内新增262MW。

2018-2020年全球及中国电力辅助服务侧储能情况

资料来源：CNESA，华经产业研究院整理

3、发电侧储能市场规模

受政策刺激，未来全球发电侧储能市场将主要由中国占据。受国内发电端储能政策刺激影响，2020-2025年间中国发电侧储能增速快于全球，未来将占据全球储能发电侧市场的大部分份额，至2025年，中国发电侧储能市场占全球比例为76%。预计到2025年，全球发电侧储能市场将达33GWh，年均复合增速95%。

2020-2025年全球发电侧储能市场规模情况

资料来源：公开资料整理

至2025年中国发电侧储能装机总量可达59GWh，新增装机将贡献大部分储能市场。预测发电侧总储能市场中，受补贴和支持政策，叠加锂电价格下行，新增装机对应的储能市场将由0.29GWh增长至18.01GWh，2025年新增装机对应市场占全部储能市场比例达72%。至2025年底，发电侧总储能装机量可达59GWh，CAGR为137%，总储能功率占新能源总装机功率的份额为3.2%。

2020-2025年中国发电侧储能装机容量及增速预测

资料来源：公开资料整理

近两年新能源发电侧储能新增装机年均增速88%。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）统计,2020年国内新增投运的新能源发电侧储能装机约259MW，占比约33.0%；据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，2018年国内新增投运的新能源发电侧储能装机约73MW，占比约10.7%，因此2018-2020年均复合增速约88%。根据CNESA，2020年前三季度新能源侧储能累计装机占比约29%，较2018年提升约11%。

2018-2020年中国电化学累计装机应用场景分布

注：内圈为2020年前三季度，外圈为2018年。

资料来源：CNESA，华经产业研究院整理

四、发电侧储能未来发展前景

我国弃风、弃光情况已连续多年改善，面对“碳中和”目标，预计可再生能源装机需求未来持续高增，对电网消纳提出更高要求。当下解决光伏风电消纳问题的主要途径有两个：一是风光项目及配套特高压项目同步配合建设；二是利用储能平衡电网调峰，风光储一体化保障可再生能源的有效消纳。在3月5日国家发改委、国家能源局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》中明确提出，利用存量常规电源，合理配置储能，统筹各类电源规划、设计、建设、运营，优先发展新能源，积极实施存量“风光水火储一体化”提升，稳妥推进增量“风光水（储）一体化”，探索增量“风光储一体化”，严控增量“风光火（储）一体化”。配置储能可以有效减少弃光、弃风率，避免弃电损失。以光伏发电为例，中午时段光伏出力达到高峰，出力超过电力系统需求，储能系统开始充电；下午进入出力低谷，出力小于电力系统需求，储能系统开始放电，填补了光伏出力不足。

储能系统参与发电侧的平抑波动，可从源头降低可再生能源发电并网功率的波动性，大幅提升可再生能源并网消纳能力。储能配置通过PCS变流器接入新能源电厂（风电场或光伏电站）的出线母线，抑制爬坡、平滑风电场或光伏电站等可再生能源电厂的出力，提高大容量可再生能源电厂的并网接入能力，为可再生新能源的大规模发电外送与应用提供技术支撑。

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