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《越南计划利用风电和太阳能发电项目应对缺电风险》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2020-09-10

  • 据越南媒体报道，越南缺电高峰或于2023年出现。为此，越南工贸部提出了一系列解决方案，其中包括，将风电和太阳能发电项目补充纳入2021-2025阶段运行，以克服缺电风险，确保满足社会经济发展需求。
    报道称，越南工贸部部长陈俊英近日表示，2021-2024阶段越南将出现缺电现象，缺电将于2021年逐步显现，至2023年将达到峰值133亿千瓦时。至2024年，缺电将有所缓解，但仍将缺110亿千瓦时。
    陈俊英表示，越南电力系统的电能损耗从2003年的12.23%已降至2010年的10.15%，2019年则降至6.5%，比政府总理在2016-2020"五年计划"中规定的路线图提前1年。预计，至2030年，越南电力系统总发电量将达近5720亿千瓦时。
    陈俊英表示，许多项目进度慢，断电风险加大。电力项目，尤其是非EVN项目通常落后于规划，严重影响未来供电保障。目前可再生能源电价高于传统能源电价，价格补偿机制方面也有许多障碍。电网的发展也在补偿和征地拆迁工作中存在一些困难和问题。
    报道称，为了克服缺电风险，越南工贸部已与各部委协调电力发展战略，适用于紧急电力项目的具体机制，提出了多种解决方案：
    一是将风电和太阳能发电项目补充纳入2021-2025阶段运行。
    二是新增使用LNG天然气的发电项目。
    三是加大从老挝购电，并考虑增加从中国购电。
    四是同步完善和建设电网以释放电源发电功率。
    五是制定节约和有效用电的激励措施。
    据中国驻胡志明市总领事馆经济商务处信息综合编辑

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  • 《我国太阳能发电行业发展现状及建议》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2022-03-05
    • 2021年，分布式光伏年度新增规模约2900万千瓦，历史上首次突破新增光伏发电装机的50%，约占55%。同时，在新增分布式光伏中，户用光伏年度新增装机规模继2020年首次超过1000万千瓦后，2021年首超2000万千瓦，达到约2150万千瓦，发展势头强劲。 伴随大型风电光伏基地项目建设工作的陆续启动，我国太阳能热发电装机容量有望实现持续提升。其中，2021年10月，青海省、甘肃省、吉林省分别举行了工程启动仪式，共计101万千瓦的太阳能热发电装机项目预计将于2023年底前建成并网。 2021年，光伏发电行业企业及研究机构晶硅电池实验室效率打破记录11次，推进各环节关键指标水平快速提升，龙头企业与中型企业差距进一步拉大。 2022年，我国太阳能发电行业机遇与挑战并存。一方面，在“双碳”目标指引下，我国太阳能、尤其是光伏发电行业发展将获得稳定政策支持，并带动产业链实现整体完善升级。另一方面，新能源的规模化发展，需要新型电力系统提供支撑，政策体系、终端应用模式亟待革新。 一、太阳能发电行业发展概况 2021年，我国太阳能发电行业依然保持了向上突破的姿态。其中，光伏发电行业年度新增装机再达历史最高水平，分布式光伏年度新增规模占比首次突破50%，行业继续维持强劲增长态势;太阳能热发电行业示范项目运行稳中有进，玉门鑫能50MW光热项目于年内投运，我国光热发电探索商业化道路再添新兵。两个子行业，均交上了一份令市场满意的年度成绩单。 (一)光伏行业持续突破，户用光伏发展势头强劲 “十四五”首年，我国光伏发电建设实现新突破，年度新增装机5488万千瓦，同比提升13.9%，为历年以来年投产最多，连续9年稳居世界首位;累计装机容量突破3亿千瓦大关，达到3.06亿千瓦，连续7年位居全球首位。 集中式与分布式并举的发展趋势更加明显。2021年，分布式光伏年度新增规模约2900万千瓦，历史上首次突破新增光伏发电装机的50%，约占55%。同时，在新增分布式光伏中，户用光伏的年度新增装机规模继2020年首次超过1000万千瓦后，2021年首超2000万千瓦，达到约2150万千瓦，发展势头强劲。 消纳利用水平持续好转。2021年，全国光伏发电量3259亿千瓦时，同比增长25.1%，占全国全年总发电量的4.0%;利用小时数1163小时，同比增加3小时;全国光伏发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏两地光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比分别提升2.8和5.6个百分点。 (二)太阳能热发电稳中有进，行业迎来发展新机遇 2021年底，玉门鑫能50MW太阳能热项目全面投运，我国太阳能热发电项目名单又添一员，累计装机规模持续上涨。 截至2020年底，我国并网投运8座太阳能热电站，包含2020年底之前并网的中广核德令哈50MW槽式项目等7座太阳能热发电示范项目和鲁能格尔木多能互补50MW塔式项目(国家能源局多能互补示范项目)。通过运行调试、不断消缺，这些太阳能热发电示范项目的性能和发电量逐步提升。 其中，作为我国首个大型商业化太阳能热示范电站，中广核德令哈50MW槽式电站实现了连续运行107天的记录，处于全球领先地位。首航高科敦煌100MW熔盐塔式太阳能热示范电站2020年三季度发电量较2019年增长31.3%，2021年三季度再度增长39.7%，目前电站各项性能指标仍在大幅度提升。青海中控德令哈50MW太阳能热电站自2019年10月开始，除汽轮机发生故障的个别月份，绝大多数月份电站实际发电量达到或超过设计值。 下一阶段，伴随大型风电光伏基地项目建设工作的陆续启动，我国太阳能热发电装机容量有望实现持续提升。2021年10月，青海省、甘肃省、吉林省分别举行了工程启动仪式，共计101万千瓦的太阳能热发电装机项目预计将于2023年底前建成并网。 二、太阳能发电行业技术创新持续向前 持续的技术创新，是我国太阳能发电行业、尤其是光伏发电行业快速发展的关键。2021年，光伏发电行业瞄准行业尖端技术持续突破，太阳能热发电行业聚焦行业发展短板集中发力，均取得较好成果。 (一)光伏制造端各环节关键指标水平快速提升 2021年，光伏发电行业企业及研究机构晶硅电池实验室效率打破记录11次，推进各环节关键指标水平快速提升。 在多晶硅环节，得益于生产装备技术提升、系统优化能力提高、生产规模增大等因素，多晶硅平均综合电耗较2020年下降5.3%，综合能耗同比下降17.4%，硅耗与2020年基本持平，这些指标均有空间继续下探。 在硅片环节，下游对单晶产品的需求持续提升，目前单晶硅片(P型+N型)市场占比约94.5%，182mm和210mm的大尺寸硅片市场占比快速扩大。 在电池片环节，2021年的新建量产产线仍以PERC电池产线为主，其市场占比提升至91.2%。伴随全球市场对高效产品的需求不断增强，以及电池片企业生产成本的降低及良品率的提升，常规电池片(BSF电池)2021年市场占比下降至5%，同比下降3.8个百分点。 在组件环节，随着双面发电组件得到市场越来越多的认可以及美国豁免双面发电组件201关税的政策影响，双面组件市场占比同比上涨7.7个百分点至37.4%，并有望在2023年与单面组件平分市场。 (二)太阳能热行业技术研发项目快马加鞭 2021年，我国针对太阳能热发电行业发展的关键领域、关键技术启动多个技术研发项目，对于推动太阳能热发电行业发展具有重要意义。 如由武汉理工大学牵头的“宽波段平面超表面太阳能聚光器及其集热系统”项目，围绕宽波段广角度平面超表面太阳能聚光器及其集热系统的设计方法和制造技术，旨在降低目前通用的曲面聚光器需要高精度支架和复杂的太阳跟踪装置导致的太阳能热发电成本;由中国科学院金属研究所牵头承担的“光热发电用耐高温熔盐特种合金研制与应用”项目，针对太阳能热发电产业低成本高效发电可持续发展需求，以下一代低成本高效超临界二氧化碳太阳能热发电系统中耐高温氯化物混合熔盐特种金属材料及其制造技术为研究对象，力图实现高性能不锈钢、高温合金产品的开发及应用示范。 三、太阳能发电产业链发展更先进、更完善 作为能源行业的“后起之秀”，我国太阳能发电行业瞄准行业发展关键环节，持续提升技术创新和自主开发力度，产业链断环、孤环等情况大幅减少，为行业高速发展提供有力支撑。 (一)光伏发电：制造端取得快速增长 2021年，我国光伏发电行业制造端的多晶硅、硅片、电池片、组件四环节年度合计产值突破7500亿元，硅片、电池片、组件年度合计出口额超过280亿美元、创历史新高，制造端取得快速增长。 产能持续增长。2021年，我国多晶硅年产量同比增长28.8%，达到50.5万吨，连续11年位居全球首位;硅片年产量同比增长40.7%，达到22700万千瓦;电池片年产量同比增长46.9%，达到19800万千瓦;组件年产量同比增长46.1%，达到18200万千瓦，连续15年位居全球首位。 降本增效深入推进。2021年，多晶硅平均综合电耗同比下降5.3%，硅片持续推进大尺寸和薄片化，N型电池量产线开始布局，规模化生产的P型PERC电池平均转换效率同比提高0.3个百分点，组件的最高功率从2020年的600瓦提升至700瓦，龙头企业与中型企业差距进一步拉大。 产业集中度进一步提升。制造端各环节龙头企业加速扩产，多晶硅、硅片、电池片、组件四环节的产能均持续向行业排名前五名的企业(以下简称“top5”)聚集。数据显示，2021年，四环节top5的年度合计产量占总产量比重均超过50%，其中多晶硅top5企业合计产量占比达86.7%、硅片top5产量占比达84%;top5平均产量同比持续提升，除多晶硅top5平均产量同比增长27.5%，其他三环节增长幅度在60%～70%。 新领域持续增长。2021年，颗粒硅市场关注度持续上升，市场占有率同比提升了1.3个百分点，达到4.1%，伴随生产工艺的改进和下游应用的拓展，市场占比有望进一步提升。钙钛矿电池因其成本相对较低、光学和电学性能表现出色，在业内引发投资热潮，有望实现较快发展。 需要关注的是，2021年，我国光伏上游硅料行业出现“量价齐飞”的情况，硅料价格大涨，硅料长期供不应求。在这一形势下，多家企业布局扩建硅料产能，希望通过加强垂直一体化布局降低产业链阶段性供需失衡对企业的不利影响。据统计，如果目前所有已公布的扩产计划都能落实，截至2022年底，我国硅料产业将有至少300万吨产能集中释放，可能引起硅料行业产能过剩。 (二)光热发电：生产线年产能可满足200～300万千瓦装机 据不完全统计，2021年，我国从事太阳能热发电相关产业链产品和服务的企事业单位数量近550家。其中，太阳能热发电行业特有的聚光、吸热、传储热系统相关从业企业数量约320家，约占目前太阳能热发电行业相关企业总数的60%，以聚光领域从业企业数量最多，约170家。 我国太阳能热发电产业链的主要特点，是以超白玻璃、高温吸热及传储热材料(导热油、熔融盐)、保温材料等易于获得、安全且丰富的原材料为出发点和起点，带动反射镜、定日镜、塔式吸热器等具有自主知识产权的产业链核心装备的发展。 近年来，我国已经建立了数条太阳能热发电专用的部件和装备生产线，品类覆盖太阳能超白玻璃原片、槽式玻璃反射镜、平面镜、槽式真空吸热管、跟踪驱动装置、导热油、熔融盐、塔式定日镜、槽式集热器等，具备了支撑太阳能热发电大规模发展的供应能力，年供货量可满足200～300万千瓦太阳能热发电项目装机。 在全球太阳能热发电市场的带动下，近年来，我国产业链制造能力不断加强，国际竞争力快速提升。其中，槽式吸热管生产企业出货量逐步增加，已实现在全球商业化槽式电站中的规模化应用。 据了解，在我国首批太阳能热发电示范项目中，设备、材料的国产化率超过了90%，技术及装备的可靠性和先进性在电站投运后得到有效验证。而于2018年12月30日并网发电的青海中控德令哈50MW塔式太阳能热发电项目，其设备和材料国产化率已达到95%以上。 需要注意的是，在风电、光伏发电陆续进入平价时代后，作为技术和资金双密集型行业，太阳能热发电行业面临的挑战不仅仅是技术创新，更重要的是降低项目建设成本，提高发电性价比。如建设一座12小时储热100MW塔式太阳能热发电站的总投资在25～30亿元之间，其中聚光、吸热、储换热系统约占整个电站成本的77%左右。尽快降低太阳能热发电站造价、提升电站经济性，已成为太阳能热发电行业顺利走向规模化、商业化的关键。 四、发展建议 2022年，对于我国太阳能发电行业来说，迎来了发展的难得机遇，也将面临巨大挑战。一方面，在“双碳”目标指引下，我国太阳能、尤其是光伏发电行业发展将获得稳定政策支持，并带动产业链实现整体完善升级。另一方面，新能源的规模化发展，需要新型电力系统提供支撑，政策体系、终端应用模式亟待革新。 (一)降本增效仍是发展关键词 2022年，我国主要电源已基本进入平价时代(分布式光伏在部分地区可享受地方性补贴)。站在同一起跑线上，光伏发电和太阳能热发电需要做的，不仅仅是平价，而是比火电更具性价比。 当前阶段，太阳能发电行业仍需降本增效。尤其是太阳能热发电行业，尽管具有储能优势，然而当前建设成本占比较高，并不具备大规模发展条件。因此，我国太阳能发电行业应继续推进基础设施成本、安装成本、运维成本下降，提高发电转换效率，并通过规模化、大型化提升利润空间，为太阳能发电行业争夺市场份额提供更多助力。 (二)加快构建以新能源为主体的新型电力系统 伴随大型风电光伏基地开发、屋顶分布式光伏整县推进等工作的逐步开展，未来一段时间，将有大规模新能源装机集中接入电网。面对“任性”的新能源装机，电网稳定有序运行面临严峻挑战。 为确保电力安全稳定供应，我国应加快构建以新能源为主体的新型电力系统。应立足能源绿色革命，从电网结构、系统运行模式到地方消纳能力、电力市场体系，在能源电力系统发起一场全面的变革，构建一个更适应新能源发展的新型电力系统，以确实保障民生用电和社会发展用能需求，为我国能源绿色低碳转型、推动全社会高质量发展奠定稳定基础。 (三)以技术创新为抓手提升全球市场竞争力 掌握关键技术、关键环节、关键领域话语权，是提升行业市场竞争力的重中之重。近年来，在行业高速发展的背后，我们也应看到，光伏发电行业关键指标世界纪录频频被打破，太阳能热发电受较高成本所限至今无法独立走向市场，太阳能发电行业发展激流之下隐藏暗礁。 未来一段时间，我国太阳能发电行业仍需加强技术创新，加快关键核心技术突破，强化关键环节、关键领域、关键产品的保障能力，以提升光伏发电行业全球市场竞争力，加快推进光热发电行业走向市场化、商业化，助力太阳能发电行业实现发展升级。 (四)完善产业链条提升行业发展竞争力 产业链供需平衡对于行业发展具有重要意义。以光伏发电行业为例，2020年刚被光伏玻璃“撞了一下腰”，2021年又因硅料供需失衡导致“量价齐飞”，产业链上下游供需失衡成为贯穿全年的行业焦点。在高速发展中，如何突破产业链的薄弱环节、完善产业链条，成为行业实现发展跃升前的一道必答题。 加快企业垂直一体化布局是一条有效途径。近年来，不少光伏企业选择通过新建扩产项目打造“硅片+电池片+组件”或“电池片+组件”的垂直一体化布局，尽力降低阶段性供需失衡对企业发展的不利影响。 以清晰的产业发展规划引导行业平稳发展。相关部门、协会应进一步强化顶层设计，及时梳理地区产业链结构及产业融合载体分布情况，确保行业整体维持供需匹配，让产业链各链条、各环节协同驱动，优化产业链条整合力，推动太阳能发电行业行稳致远。
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  • 《发电侧储能的难点和支点》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-09-11
    • 8月27日，国家发改委、国家能源局发布“关于公开征求对《国家发展改革委国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》意见的公告”。征求意见稿指出，“风光水火储一体化”侧重于电源基地开发，应结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设、运营，积极探索“风光储一体化”，因地制宜开展“风光水储一体化”，稳妥推进“风光火储一体化”。 　　向新能源转型不仅是世界各国的能源发展趋势，更是我国的既定国策。习近平总书记在巴黎会议上庄严承诺，到2030年中国非化石能源在一次能源消费中的比重要达到20%。根据国家发展改革委能源研究所发布的《中国新能源发展路线图2050》，到2050年，太阳能发电量将达到21000亿千瓦时，也就是说，光伏发电量要在2018年的基础上提高近11倍。要实现这个目标，储能将是绕不开的话题。 　　两类储能各不同 　　发电侧储能并不是因为新能源发展而出现的新事物，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。从累计装机容量来看，目前抽水蓄能方式份额最大，但电化学储能因为其响应速度快、布点灵活等优点，代表着未来的发展方向。根据中关村储能联盟数据，2019年5月至2020年7月，全球新增发电侧电化学储能项目113个，中国新增发电侧电化学储能项目59个。目前，电化学储能已经成为发电侧储能应用领域的重要方式。 　　当前我国发电侧储能从用途上看主要有两类。 　　第一类是火电配储能。主要是保障发电厂具有一定的调频调峰能力，提高火电机组的运行效率和电网稳定性。同时，在能源结构转型过程中深度挖掘火电的改造空间，拓宽火电的盈利方式。火电配电化学储能在我国已有广泛应用，山西、广东、河北都有发电侧火储联合调频项目。 　　第二类是新能源配储能。相比火电，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。2019年，在新能源发电集中的西北地区，弃风率和弃光率仍然很高。例如，新疆的弃风率和弃光率分别是14%和7.4%。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。 　　当下面临五大难点 　　尽管电化学储能在发电侧已经有很多示范项目，但在应用方面仍然有许多困难需要克服。在政策和运营层面，主要面临以下几方面的挑战： 　　一是传统电力市场给储能留下的空间不大。发电侧储能的收益直接来源于电力市场，因此电力市场的总体运行状况对储能的发展有着直接影响。 　　根据国家能源局的数据，截至2020年1月，我国电力装机总量在20亿千瓦左右，2020年1～6月全国总用电量为33547亿千瓦时。这说明我国存在电力生产过剩的情况。同时，我国还不断有用于调峰的火电（燃气机组）、新能源机组上马，装机总量不断上升，导致储能的作用难以体现。 　　相比欧美国家，我国的电力设施很多都是近些年修建的，基础设施更为“坚强”，具有相当的容纳能力。这就使得电网对储能所提供的辅助服务没有强烈需求。在美国，由于新建电厂的审批控制以及电网的老化，电力公司急需储能来平抑波动和满足扩容需求，在此基础上形成了对储能的大量需求。 　　二是储能作为辅助服务市场主体的资格不明确。储能的价值主要体现在它提供的辅助服务上，因此辅助服务市场的规制对储能的收益有着决定作用。在发电侧，电化学储能是作为发电厂机组的辅助设备运行的。作为机组的附属设备，电化学储能没有辅助服务市场独立的经营资格，由此导致电化学储能的收益具有很高的不确定性。由于很多发电侧的发电和储能是分开管理的，当政策变化时，由于没有主体地位，储能运营商可能没有多少谈判的能力，收益可能会进一步降低。 　　因此，发电侧储能的主体地位是个亟待解决的问题。目前，某些地区已经开始了这方面的尝试。例如，福建晋江的独立储能电站就拿到了“发电业务许可证”，以此为切入点让独立的发电侧储能进入电力市场。但即使如此，储能在市场中的身份和交易机制也不够健全。 　　根据2020年6月国家能源局福建监管办公室发布的《福建省电力调峰辅助服务交易规则（试行）（2020年修订版）》规定，独立储能电站的充电可以“采取目录峰谷电价或者直接参与调峰交易购买低谷电量”，放电时则“作为分布式电源就近向电网出售，价格按有关规定执行”。这就导致在调峰方面，储能的调峰收益更多是由计划和磋商决定的，充放电价的不明确给储能的收益带来很大的不确定性。即使在青海、湖北这样将电储能交易纳入调峰市场的省份，也只规定了储能电站充电时的交易机制，关于放电依然是“按照相关规定执行”。 　　除了以上的困难之外，由于储能在调频方面具有极好的性能，因此，储能的主体资格还面临着来自辅助服务市场内部成员的阻力。 　　三是辅助服务市场机制不完善。由于储能本身并不创造电能，因此储能的收益只能来自提供辅助服务的收费，而我国的辅助服务市场机制尚无法满足储能商业化运行的要求。 　　我国目前的辅助服务机制要求发电侧“既出钱又出力”，也就是要求并网发电企业必须提供辅助服务，同时辅助服务补偿费用要在发电企业中分摊。通过从这些企业中收取一部分资金，加上一部分补贴，形成一个资金池。调度中心根据各辅助服务主体的绩效打分，来决定发电企业能从这个资金池中收回多少份额。 　　以2019上半年为例，我国电力辅助服务总费用共130.31亿，占上网电费总额1.47%。其中发电机组分摊费用合计114.29亿，占87.71%。如此制度设计就决定了辅助服务市场基本是一个“零和博弈”，辅助服务的价值并没有得到很好的体现。 　　因此从发电厂的角度来看，如果大家都通过配套储能来提供辅助服务，那么会出现发电厂收益并无变化而成本却提高很多的问题，进而使发电厂缺乏安装储能设施的动力，这也是造成储能项目多是示范工程的原因。即使宏观政策支持发电侧储能的发展，这样的辅助服务机制也很难给发电侧提供正向激励。在辅助服务市场没有建立起来的情况下，储能的收入来源十分单一，很难达到商业运行的要求。 　　四是储能标准缺位。我国电化学储能行业近几年才初具规模，储能电池还没有国家层面的标准规范。在没有确定标准的情况下，储能电池的回收和梯级利用也难以有效实施。例如，部分地区在探索退役动力电池应用于储能领域，但储能电池的要求和动力电池有很大不同，错误的梯级利用不仅带来效率方面的问题，更严重的是存在安全隐患。而且，相关法规的确缺失，可能会导致储能电池出现像铅蓄电池一样的回收乱象。 　　五是运营问题。储能的运营问题主要在于储能的容量和成本。现有的发电侧储能项目容量一般在10～200兆瓦时之间，多数不超过100兆瓦时，考虑到未来新能源装机容量越来越大，这样的储能规模显然难以充分助力新能源消纳。现有的电化学储能可以通过技术手段轻松增加容量，当然，随之而来的安全问题也需要高度关注。 　　电化学储能的成本问题更是储能难以大规模投入的重要原因之一。以光伏发电为例，在西北等光伏资源丰富地区，虽然已经可以做到平价上网，然而配套储能设施如果没有相应的激励或者补贴政策，发电成本就会大大提高。再考虑到设备的衰减和老化问题，成本的回收会更加困难。 　　因此，目前在没有明确且足够的政策补贴时，电化学储能难以大规模地投入使用。 　　未来需要四大支点 　　尽管电化学储能有以上的种种限制，它的前景却是明朗的。随着我国能源转型以及电力市场改革的不断深化，电化学储能未来的定位会越来越清晰，应用的价值也会越来越得到体现。 　　第一，提高消纳能力 　　未来新能源发电会占有越来越大的比例。与此共生的消纳市场给电化学储能带来了广阔的发展空间。一方面，新能源配储能可以帮助解决新能源在当地的消纳问题，储能能帮助风电和光电摆脱“垃圾电”的影响。更重要的是，由于我国的风、光资源主要集中在西北部，而需求负荷主要集中在沿海地区。如果未来要更多地依靠新能源，那么电力的跨地区转移就是一个必须解决的问题。这也是特高压进入我国“新基建”计划的一个原因。通过特高压，大量的新能源电力可以转移到沿海区域而中途没有过多的损失。 　　第二，扩大电力市场容量 　　随着电力市场改革的不断深入，在价格机制的引导下，未来新电厂的建设会放缓。同时，用电需求仍然会不断上涨。考虑到电网的经济性，相比于建设新的电厂，未来更多的关注点会集中在电力系统的优化方面。例如通过合理的削峰填谷、需求响应来解决电力市场的扩容问题。 　　在这方面，电化学储能由于其快速的响应能力，在未来的电力容量市场中具有相当大的潜力。如果通过EMS（能源管理系统）能让储能在容量市场充分发挥其作用，那么扩容问题能得到部分解决。 　　第三，促进市场价格机制形成 　　本着“谁受益，谁承担”的原则，目前的辅助服务成本分配方式不尽合理。国家发展改革委、国家能源局在不久前发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中指出：“进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。”如此，让所有受益的市场主体，都来承担辅助服务成本，辅助服务的价值才能在市场中得到较好的体现。发电侧储能将有更大的积极性在应用方面进行尝试和投入，电力用户也会根据市场价格进行需求的自我调整，从而提高电力系统的整体运行效率。 　　第四，对生态环境影响小 　　在不同的储能方式之间，电化学储能在环境保护方面也有其优势。以抽水蓄能为例，一般需要在山地环境下建设上下水库、安装大型发电机组，电站建设运行可能会对周围的生态环境产生影响。而电化学储能在选址上没有抽水蓄能那么多的地理限制条件，且占地面积小很多。以晋江储能电站为例，总占地面积10887平方米，以围墙内面积计算，全站能量密度为42.5千瓦时/平方米。在电化学储能应用和回收技术不断进步的情况下，预计对于生态环境的影响会远小于抽水蓄能。 
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