中國儲能網(wǎng)訊：1.電化學(xué)儲能是新型電力系統建設不可或缺的環(huán)節

1.1.新能源大規模并網(wǎng)對電網(wǎng)運行效率和安全性造成沖擊

“雙碳”目標推動(dòng)電力系統轉型。2022 年 4月，國家發(fā)改委發(fā)布文章 《完善儲能成本補償機制，助力構建以新能源為主體的新型電力系統》， 提出在“雙碳”目標背景下，我國電力系統將向以新能源為主體的新型電 力系統轉型，儲能作為靈活調節電源在新型電力系統中承擔重任。 新能源裝機及發(fā)電量比例不斷上升。截至 2021 年，我國風(fēng)電裝機規模 328.48GW，光伏裝機規模 306.56GW。2021 年風(fēng)電發(fā)電量為 6556 億 千瓦時(shí)，占比 7.83%，太陽(yáng)能發(fā)電量 3270 億千瓦時(shí)，占比 3.91%，發(fā) 電量合計占比 11.74%，較 2016 年的 5.10%提升 6.64pct。

新能源大規模并網(wǎng)帶來(lái)電網(wǎng)效率安全問(wèn)題。電是一種不易儲存的能量， 在不配臵儲能的前提下，發(fā)電側的發(fā)電量和負荷側的用電量必須相等。 由于負荷側相對更分散、不受控制的程度更高，往往通過(guò)控制發(fā)電側的 出力曲線(xiàn)來(lái)配合負荷側的用電需求，以達成電網(wǎng)的實(shí)時(shí)平衡。我國主力 電源為火電，可以通過(guò)控制燃料投放來(lái)控制出力，而風(fēng)電、光伏發(fā)電出力由自然資源決定，人為干預作用小，且風(fēng)光資源日前預測精度相對低。

風(fēng)電出力存在反調峰特性，配臵可調節電源勢在必行。根據山西省大風(fēng)季典型風(fēng)電出力曲線(xiàn)和負荷曲線(xiàn)可見(jiàn)，風(fēng)電出力和負荷二者具有較大 差異，風(fēng)電在 21 時(shí)至次日 5 時(shí)出力處于相對高位，而此時(shí)用電負荷卻是一天中的最低位。光伏出力曲線(xiàn)和負荷曲線(xiàn)相對更適配，白天為曲線(xiàn) 高位，但以湖北省為例，20 時(shí)至 23 時(shí)負荷仍處于相對高位，而此時(shí)光伏出力為 0。因此當新能源發(fā)電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線(xiàn)差異將對電網(wǎng)的運行效率和安全造成沖擊，或導致大量棄風(fēng)棄光現象。

1.2.電化學(xué)儲能具備獨特優(yōu)勢

新能源配儲是我國電化學(xué)儲能第一大應用。2021年起，各省密集發(fā)布 新能源項目配套儲能政策，配臵比例主要在 10%-20%區間，配臵時(shí)長(cháng) 1-2 小時(shí)，推動(dòng)我國電化學(xué)儲能高速增長(cháng)。根據《2022 儲能產(chǎn)業(yè)研究 報告》，2021年我國新能源配儲占電化學(xué)儲能應用的 45.40%，我國電 化學(xué)儲能主要應用在電源側和電網(wǎng)側來(lái)支持風(fēng)光新能源消納和新型電力 系統建設。（報告來(lái)源：未來(lái)智庫）

相比抽水蓄能，電化學(xué)儲能更加靈活。2021 年中國抽水蓄能裝機功率 38GW，占比全部?jì)δ艿?86.52%，電化學(xué)儲能裝機功率 5GW，占比 11.78%，抽水蓄能是我國存量?jì)δ艿闹饕问健?021 年中國新增抽水 蓄能裝機 5GW，占比 71.14%，電化學(xué)儲能新增 2GW，占比 24.94%， 電化學(xué)儲能裝機增速超過(guò)抽水蓄能。抽水蓄能需要尋找合適地形及水域， 同時(shí)可能涉及搬遷移民問(wèn)題，外部限制因素較多，建設期通常長(cháng)達數年。 我國水電資源主要集中在南方地區尤其是西南地區，西北等地區缺發(fā)建 設大型抽蓄配套新能源的條件。而電化學(xué)儲能則對外界條件要求不高， 建設期較短，單體投資小，因而成為新能源配儲的普遍選擇。

1.3.獨立儲能商業(yè)模式日漸明晰

完善儲能市場(chǎng)機制，保障儲能合理收益。2022 年 6 月 7 日，國家發(fā)改 委辦公廳、國家能源局綜合司公開(kāi)發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與 電力市場(chǎng)和調度運用的通知》（下簡(jiǎn)稱(chēng)“《通知》”），在《國家發(fā)展改革 委、國家能源局關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》的基礎上，提出建立完善適應儲能參與的市場(chǎng)機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力 市場(chǎng)，堅持以市場(chǎng)化方式形成價(jià)格，持續完善調度運行機制，發(fā)揮儲能技術(shù)優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進(jìn)行業(yè)健康 發(fā)展的總體要求。

從《通知》看電源側、電網(wǎng)側、用戶(hù)側未來(lái)重點(diǎn)推進(jìn)的儲能商業(yè)模式： 電源側儲能，目前以風(fēng)光新能源配建為主，1）可轉為獨立儲能；2） 可與所配建的電源視為一個(gè)整體；3）同一儲能主體可以按照部分容量 獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時(shí)參與電力市場(chǎng)。電網(wǎng)側儲能主要通過(guò) 兩種途徑獲得收益，1）參與中長(cháng)期市場(chǎng)與現貨市場(chǎng)，通過(guò)電力交易發(fā) 揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用；2）提供電力輔助服務(wù)。用戶(hù)側儲能主要 是通過(guò)峰谷價(jià)差獲取收益。本報告將重點(diǎn)討論電網(wǎng)側儲能提供電力輔助 服務(wù)的收益。

加快推動(dòng)儲能配合電網(wǎng)調峰，明確儲能充電不計輸配電價(jià)。此前，關(guān) 于儲能充電是否需承擔輸配電價(jià)等費用，各地沒(méi)有明確統一的標準。 《通知》特別指出，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承 擔輸配電價(jià)和政府性基金及附加，這一規定將大幅降低儲能充電成本。 我們統計了部分省份 2022 年 6 月代理購電的用電價(jià)格，輸配電價(jià)和政 府性基金及附加合計占用電價(jià)格的比例超過(guò) 30%，以江蘇省為例，代 理購電價(jià)格、輸配電價(jià)、政府性基金及附加分別為 0.4594、0.2110、 0.0294 元/kWh，輸配電價(jià)及政府性基金占用電價(jià)格比例為 34.35%。 若儲能充電需支付這兩部分費用，將大幅提高充電成本，因此這一規定 將明確儲能項目邊界條件，保障儲能合理收益，提高儲能投資意愿。

2.儲能調峰：最重要的電力輔助服務(wù)，初步具備經(jīng)濟性

2.1.調峰輔助服務(wù)補償

調峰是指為跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網(wǎng)主體 根據調度指令進(jìn)行的發(fā)用電功率調整或設備啟停所提供的服務(wù)。當出力 曲線(xiàn)不易控制的新能源并網(wǎng)比例逐漸增加，調峰的重要性日益凸顯。可 以看到，調峰的目的和電力交易、峰谷價(jià)差相同，都是為了保持電網(wǎng)兩 側電能的實(shí)時(shí)平衡。但當市場(chǎng)化手段不足以解決發(fā)電側和負荷側電能不 平衡問(wèn)題時(shí)，就需要電網(wǎng)調度可調節機組進(jìn)行調峰。參與調峰的機組一 般是火電、核電、抽水蓄能、新型儲能等可調節電源。（報告來(lái)源：未來(lái)智庫）

有償調峰分為深度調峰和啟停調峰。深度調峰指機組接受電網(wǎng)調度指 令，將有功出力減小到額定容量的一定比率以下，對火電來(lái)說(shuō)一般降低 到 40-50%可以達到補償標準，對儲能來(lái)說(shuō)一般接受電網(wǎng)指令進(jìn)入充電 狀態(tài)即可得到補償。啟停調峰指機組因系統調峰需要而停運，且在 72 小時(shí)內再次啟動(dòng)本機組或同一電廠(chǎng)內其他機組的調峰方式。無(wú)論哪種調 峰方式，只有接到和執行電網(wǎng)指令的部分才能得到補償，電站自主行為 沒(méi)有補償。我們重點(diǎn)關(guān)注調用更頻繁普遍的深度調峰。

參考陜西和寧夏調峰市場(chǎng)運行情況，調峰費用已占電費一定比例。根據西北能監局數據，2021 年全年陜西省內調峰電量 13.23 億 kWh，調 峰補償 5.19 億元，調峰均價(jià)為 0.39 元/kWh；寧夏省內調峰電量 8.83 億 kWh，調峰補償 5.32 億元，調峰均價(jià)為 0.60 元/kWh。2021 年兩省發(fā)電量分別為 2615 和 2007 億 kWh，按燃煤 標桿電價(jià)陜西 0.3545 元/kWh、寧夏 0.2595 元/kWh 計算，調峰費用分 別占兩省上網(wǎng)電費的 0.56%和 1.02%。隨著(zhù)新能源并網(wǎng)比例的提升， 調峰電量和費用規模有望進(jìn)一步增長(cháng)。

從定價(jià)機制劃分，調峰補償分為固定補償和市場(chǎng)化補償兩種。我國早 期主要對輔助服務(wù)進(jìn)行固定補償， 2015 年至今開(kāi)啟對輔助服務(wù)市場(chǎng)化 的探索。市場(chǎng)化調峰流程主要為：服務(wù)提供方在日前申報調峰價(jià)格和電 量，調度機構以服務(wù)成本最小為原則進(jìn)行排序，形成出清價(jià)格（即最后 一名中標者申報的價(jià)格），所有中標者均以出清價(jià)格結算。調峰當日， 服務(wù)提供方執行調度指令并最終獲得補償。

目前各地多采用市場(chǎng)化補償，最高固定補償金額達 0.792 元/kWh。國 網(wǎng)區域主要采取市場(chǎng)化補償模式，收益不確定性較強；南網(wǎng)區域采用固 定補償模式。大多數地區都對儲能設臵準入門(mén)檻，小規模儲能可采用聚 合形式參與市場(chǎng)。目前政策下，針對儲能固定補償較高的地區為廣東 （0.792 元/kWh）、云南（0.6624 元/kWh），執行市場(chǎng)化模式報價(jià)上限 較高的地區為福建（1 元/kWh）、寧夏（0.6 元/kWh）、華北區域（0.6 元/kWh）等。

2.2.儲能調峰收益測算

我們對儲能參與調峰收益進(jìn)行測算，主要假設如下： （1）參考近期儲能招標價(jià)格，假設儲能項目造價(jià)為 1.80 元/Wh，其中 電芯價(jià)格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲能系統其他設備、其他電氣 設備和土建 1 元/Wh，按 20 年折舊； （2）參考寧德時(shí)代等電池廠(chǎng)商產(chǎn)品性能，假設儲能電池循環(huán)次數 5000 次，EOL 為 80%，線(xiàn)性衰減，參考陽(yáng)光工匠光伏網(wǎng)數據，假設系 統充放電深度為 93%、能量轉換效率為 88%； （3）假設調峰補償為 0.7 元/kWh，每年調用 500 次； （4）假設儲能需承擔充放電電量損耗，電價(jià)按全國燃煤標桿平均 0.37 元/kWh 結算；（5）運維費用參考風(fēng)電運維招標價(jià)格，為每年 0.025 元/Wh； （6）享受所得稅“三免三減半”政策。

電化學(xué)儲能調峰初步具備經(jīng)濟性。在年調用 500 次、補償標準 0.7 元 /kWh、電池壽命 5000 次的假設下，儲能項目 IRR 為 9.16%，具備一 定經(jīng)濟性。根據敏感性分析結果，調峰價(jià)格在 0.7 元/kWh 以上時(shí)收益率情況較好。我們對儲能項目 IRR 和項目造價(jià)、調峰價(jià)格之間的關(guān)系進(jìn)行敏感性分 析，當調峰價(jià)格達到 0.7 元/kWh 以上時(shí)，項目造價(jià)在 1.5-1.9 元/Wh 的 項目均可取得 8%以上的收益率，在部分地區已具備經(jīng)濟性；調峰價(jià)格 在 0.5 元/kWh 以下的項目相對經(jīng)濟性不佳。隨著(zhù)電化學(xué)儲能技術(shù)發(fā)展， 電池壽命提升、系統造價(jià)下降，儲能收益率有望進(jìn)一步提高。（報告來(lái)源：未來(lái)智庫）

3.儲能調頻：電化學(xué)儲能具有優(yōu)勢，在大部分地區具備可行性

3.1.調頻輔助服務(wù)補償

調頻是指電力系統頻率偏離目標頻率時(shí)，并網(wǎng)主體通過(guò)調速系統、自 動(dòng)發(fā)電控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務(wù)。我國 電網(wǎng)的額定頻率為 50Hz，電網(wǎng)發(fā)電功率和負荷功率不匹配時(shí)會(huì )導致電 網(wǎng)頻率的改變。為了將頻率穩定在 50Hz 附近，需要進(jìn)行調頻。

調頻分為一次調頻和二次調頻。一次調頻是指當電力系統頻率偏離目標 頻率時(shí)，常規機組通過(guò)調速系統的自動(dòng)反應、新能源和儲能等并網(wǎng)主體 通過(guò)快速頻率響應，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務(wù)。二次調 頻是指并網(wǎng)主體通過(guò)自動(dòng)功率控制技術(shù)，包括自動(dòng)發(fā)電控制（AGC）、 自動(dòng)功率控制（APC）等，跟蹤電力調度機構下達的指令，按照一定調 節速率實(shí)時(shí)調整發(fā)用電功率，以滿(mǎn)足電力系統頻率、聯(lián)絡(luò )線(xiàn)功率控制要 求的服務(wù)，對儲能來(lái)說(shuō)主要是 AGC 服務(wù)。由于一次調頻在大部分區域 為并網(wǎng)基本要求，不予補償，我們重點(diǎn)關(guān)注二次調頻。

電化學(xué)儲能調頻具備一定優(yōu)勢。調頻對速度和精度要求較高，火電機組 的 AGC 調頻性能存在延遲、偏差現象，而電化學(xué)儲能 AGC 跟蹤曲線(xiàn) 與指令曲線(xiàn)基本能達到一致，做到精準調節，基本不會(huì )出現火電調頻中 的調節反向、調節偏差和調節延遲等問(wèn)題。衡量調頻性能的指標為 K 值，通過(guò)響應速度 K1、調節速率 K2、響應精度 K3 三個(gè)指標加權平均 得出。根據陽(yáng)光電源數據，廣東佛山恒益 600MW 機組在配臵 3%儲能 后，K 值提升了 3.4 倍。鑒于 K 值是調頻調度和補償的重要依據，電化 學(xué)儲能在獲取調頻收益上較有優(yōu)勢。

調頻補償規模小于調峰。以甘肅省為例，根據甘肅能監辦數據，2021 年 5-12 月調頻補償總額為 1.06 億元；根據國家統計局數據，同期甘肅 發(fā)電量為 1136 億 kWh，按燃煤標桿電價(jià) 0.2978 元/kWh 計算電費，調 頻補償占電費的比重為 0.31%。相同方式計算湖南省數據，2021 年調 頻補償總額為 1.71 億元，調頻補償占電費的比重為 0.23%。隨著(zhù)新能 源并網(wǎng)比例的提升，調頻費用規模有望進(jìn)一步增長(cháng)。

調頻補償主要分為里程補償和容量補償，各地補償標準差異較大。從 價(jià)格機制看，調頻市場(chǎng)化程度總體上低于調峰，部分區域未設立調頻市 場(chǎng)，且未明確儲能的市場(chǎng)主體地位。在明確儲能可參加調頻的區域/市 場(chǎng)中，調頻主要補償包括里程補償和容量補償兩種，部分地區還有現貨 補償等其他形式，其中里程補償主要依據調頻里程計算，容量補償主要 依據調用容量計算。各地的補償標準差異較大，且補償的計算方式也存 在差異。

以較有代表性的福建省為例說(shuō)明調頻補償的計算方式：里程補償=調節 系數 M*調頻里程*性能綜合指標 K*市場(chǎng)出清價(jià)格，其中 M 根據市場(chǎng)運 行情況調整，暫定 M=1；K 值根據 K1、K2、K3 計算得出；市場(chǎng)報價(jià) 上限為 12 元/MW。容量補償=每月 AGC 投運率*可調節容量*補償標準， 補償標準為 960 元/MW，可調節容量為可投入 AGC 的運行的調節容量 上、下限之差。（報告來(lái)源：未來(lái)智庫）

3.2.儲能調頻收益測算

我們參考福建省調頻補償標準及計算方式對儲能參與調頻收益進(jìn)行測算， 主要假設如下：

（1）參考近期儲能招標價(jià)格，假設儲能項目造價(jià)為 1.80 元/Wh，其中 電芯價(jià)格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲能系統其他設備、其他電氣 設備和土建 1 元/Wh，按 20 年折舊； （2）參考《基于儲能全壽命周期成本的調頻經(jīng)濟性研究》，我們假設儲 能每 5min 被調度一次，調用比例為 80%，K 值取 1； （3）里程補償標準為 10 元/MW，容量補償標準為 960 元/MW，每年 設備投運 350 天； （4）參考寧德時(shí)代等電池廠(chǎng)商產(chǎn)品性能，假設儲能電池循環(huán)次數 5000 次，EOL 為 80%，線(xiàn)性衰減，參考陽(yáng)光工匠光伏網(wǎng)數據，假設系 統充放電深度為 93%、能量轉換效率為 88%； （5）假設儲能需承擔充放電電量損耗，電價(jià)按全國燃煤標桿平均 0.37 元/kWh 結算； （6）運維費用參考風(fēng)電運維 0.05 元/W 的招標價(jià)格，為每年 0.025 元 /Wh； （7）項目享受所得稅“三免三減半”政策。

測算調頻收益率優(yōu)于調峰。在上述假設條件下，測算調頻儲能項目 IRR 為 14.21%，高于調峰。調頻項目 IRR 對調用頻率和里程補償較為敏感，在多數地區已具備可 行性。我們對儲能項目 IRR 和調用頻率、調用比例的關(guān)系進(jìn)行敏感性 分析，IRR 對調用頻率比較敏感，若調用頻率達到 8min 以上，項目難 以取得較好收益。對項目 IRR 和里程補償、容量補償的關(guān)系進(jìn)行敏感 性分析，容量補償對 IRR 的影響較小，里程補償達到 8 元/MW 以上時(shí) 項目 IRR 均達到 9%以上，部分地區的補償標準或報價(jià)上限可以滿(mǎn)足這 一要求。

4.投資分析

能源結構低碳化轉型持續推進(jìn)，風(fēng)電、光伏在“十四五”期間裝機規模 高增長(cháng)的確定性高。風(fēng)光大規模并網(wǎng)帶來(lái)電網(wǎng)運行安全和效率問(wèn)題，建 設可調節電源勢在必行。電化學(xué)儲能具備建設靈活、限制性條件少、響 應速度快等優(yōu)勢，多地政府出臺政策推動(dòng)電化學(xué)儲能發(fā)展。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關(guān)信息，請參閱報告原文。）

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