中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
1. 核心觀點(diǎn)及關(guān)鍵問(wèn)題
這篇報(bào)告，我們選擇從自下而上的視角，從電網(wǎng)負(fù)荷需求角度出發(fā)，定量分析電網(wǎng) 調(diào)峰、調(diào)頻需求，并且搭建了考慮光伏、儲(chǔ)能調(diào)峰和調(diào)頻收益、碳排放收益的新型 電站系統(tǒng)收益模型，以微觀電站收益率分析儲(chǔ)能發(fā)展?jié)摿?。并且分析?guó)內(nèi)儲(chǔ)能政策 邊際變化，以歐洲、美國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)進(jìn)行參考闡述儲(chǔ)能市場(chǎng)定位，給出儲(chǔ)能未來(lái)發(fā)展 的方向和空間預(yù)測(cè)。
我們認(rèn)為今年將會(huì)是儲(chǔ)能發(fā)展史上具有重要意義的一年，行業(yè) 在政策建設(shè)、規(guī)模發(fā)展將會(huì)迎來(lái)重大突破。
1）問(wèn)題 1：新型電力系統(tǒng)要求下，儲(chǔ)能為什么從可選項(xiàng)變?yōu)閯傂瑁?/strong>
在 2030 碳達(dá)峰、2060 碳中和目標(biāo)要求下，中央已經(jīng)明確未來(lái)要建立以新能源為主 體的新型電力系統(tǒng)，確立了未來(lái)光伏、風(fēng)電的長(zhǎng)期發(fā)展道路，預(yù)計(jì)“十四五”期間， 光伏、風(fēng)電年裝機(jī)量將達(dá)到 120GW。新能源裝機(jī)的快速提升，以及電力系統(tǒng)正在 發(fā)生的變化，使得儲(chǔ)能剛需屬性愈發(fā)增強(qiáng)。
儲(chǔ)能是解決新能源消納問(wèn)題的最佳方案。新能源裝機(jī)的增長(zhǎng)，使得棄風(fēng)、棄光率 存在反彈的可能，加大了電網(wǎng)消納壓力，配置儲(chǔ)能是較為靈活且見(jiàn)效快的解決方 式，并且政策已明確對(duì)于配置儲(chǔ)能的新能源電站項(xiàng)目，將給予優(yōu)先消納。
電網(wǎng)發(fā)電端、負(fù)荷端波動(dòng)性呈現(xiàn)增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)。發(fā)電端風(fēng)電、光伏輸出功率是自然資 源驅(qū)動(dòng)型，而傳統(tǒng)火電、天然氣、核電等輸出功率是燃料驅(qū)動(dòng)型，可以人工加以 干預(yù)調(diào)節(jié)。風(fēng)電、光伏裝機(jī)占比的快速提升，將降低電力系統(tǒng)發(fā)電端的靈活性。 而負(fù)荷端居民用電比例呈現(xiàn)持續(xù)上升態(tài)勢(shì)，居民用電負(fù)荷曲線較工業(yè)、工商業(yè)波 動(dòng)性更大，面對(duì)極端天氣問(wèn)題更為突出。在供需兩端波動(dòng)性都加大的情況下，未 來(lái)儲(chǔ)能是提升電網(wǎng)靈活性的重要選項(xiàng)。
儲(chǔ)能提供系統(tǒng)慣量支撐，補(bǔ)充電網(wǎng)調(diào)頻能力。傳統(tǒng)火電、水電、核電、天然氣等 發(fā)電方式都通過(guò)發(fā)電機(jī)輸出電能，當(dāng)電網(wǎng)出現(xiàn)頻率波動(dòng)時(shí)，憑借著汽輪機(jī)組的轉(zhuǎn) 動(dòng)慣量可以延緩頻率波動(dòng)趨勢(shì)。但風(fēng)電機(jī)組轉(zhuǎn)速慢，轉(zhuǎn)動(dòng)慣量較小，而光伏發(fā)電 無(wú)轉(zhuǎn)動(dòng)設(shè)備，不具備轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，當(dāng)電網(wǎng)頻率突變時(shí)，響應(yīng)能力大幅下降。
未來(lái)新 能源占比提升，將使系統(tǒng)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量降低 30%以上。儲(chǔ)能具有出色的響應(yīng)速率，可 以在電網(wǎng)頻率波動(dòng)時(shí)提升電網(wǎng)慣量支撐，并且自動(dòng)響應(yīng)進(jìn)行一次調(diào)頻、二次調(diào)頻。
2）問(wèn)題 2：儲(chǔ)能行業(yè)正在發(fā)生哪些重要的邊際變化？
政策要求儲(chǔ)能在發(fā)電側(cè)實(shí)現(xiàn)規(guī)?；?/strong>從 2020 年至今，多個(gè)省份發(fā)布的新能源建 設(shè)管理辦法，均明確了新建光伏、風(fēng)電機(jī)組需要配置 10~20%比例的儲(chǔ)能系統(tǒng)， 對(duì)于棄風(fēng)、棄光較為嚴(yán)重的地區(qū)，儲(chǔ)能已經(jīng)成為必選項(xiàng)。對(duì)于儲(chǔ)能行業(yè)，規(guī)?；?是發(fā)展的第一步，持續(xù)提升造血能力為第二步發(fā)展方向。
完善電力輔助服務(wù)市場(chǎng)制度擴(kuò)充儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景。自 2017 年各地陸續(xù)開(kāi)展電力輔 助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)以來(lái)，制度不斷完善，2020 年 12 月南方區(qū)域調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)開(kāi)始 試運(yùn)行，標(biāo)志著首個(gè)區(qū)域調(diào)頻服務(wù)市場(chǎng)投運(yùn)。制度明確了儲(chǔ)能未來(lái)可以參與的服 務(wù)類(lèi)別和補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，使儲(chǔ)能可以更加大范圍參與電網(wǎng)服務(wù)、增加收入來(lái)源。
經(jīng)濟(jì)性問(wèn)題已有解決方案。對(duì)于光伏、風(fēng)電機(jī)組，配置儲(chǔ)能會(huì)降低 IRR，但通過(guò) 電站、儲(chǔ)能系統(tǒng)成本不斷下降，讓儲(chǔ)能參與調(diào)峰、調(diào)頻獲得服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)，以及在電氣設(shè)備行業(yè)深度研究 敬請(qǐng)參閱最后一頁(yè)免責(zé)聲明 8 / 81 證券研究報(bào)告 碳交易市場(chǎng)建設(shè)完善后出售碳排放指標(biāo)獲得收益，均能夠提升項(xiàng)目收益率，我們 預(yù)計(jì) 2~3 年后光儲(chǔ)一體將能夠?qū)崿F(xiàn)平價(jià)。
3）問(wèn)題 3：儲(chǔ)能行業(yè)值得關(guān)注的投資機(jī)會(huì)？ 當(dāng)前儲(chǔ)能處于政策驅(qū)動(dòng)規(guī)模化階段，增量業(yè)務(wù)是主要 機(jī)會(huì)，儲(chǔ)能系統(tǒng)成本結(jié)構(gòu)中，電池（占比 60%）、PCS（占比 20%）是占比最高環(huán) 節(jié)。而且由于儲(chǔ)能電池和動(dòng)力電池、PCS 和光伏逆變器，都屬于同類(lèi)產(chǎn)品的不同應(yīng) 用場(chǎng)景開(kāi)發(fā)，技術(shù)和產(chǎn)能均可共享，我國(guó)企業(yè)在該領(lǐng)域已經(jīng)具備技術(shù)及產(chǎn)能優(yōu)勢(shì)， 在市場(chǎng)擴(kuò)大時(shí)能夠快速實(shí)現(xiàn)放量，以及集中度提升?？春秒姵仡I(lǐng)域龍頭企業(yè)寧德時(shí) 代、PCS 及儲(chǔ)能系統(tǒng)集成龍頭企業(yè)陽(yáng)光電源、積極布局儲(chǔ)能的組串式逆變器龍頭固 德威、戶(hù)用儲(chǔ)能領(lǐng)先者派能科技。
2. 自成體系：我國(guó)儲(chǔ)能已開(kāi)發(fā)多種場(chǎng)景并成為剛需
2.1 儲(chǔ)能政策周期已開(kāi)啟
全球儲(chǔ)能市場(chǎng)經(jīng)過(guò)多年發(fā)展，已經(jīng)初具規(guī)模，2020 年預(yù)計(jì)總裝機(jī)量超過(guò) 10GWh， 相比 2010 年 89MWh 的市場(chǎng)規(guī)模，增長(zhǎng) 118 倍，相比 2019 年 6.5GWh 裝機(jī)量， 同比增長(zhǎng) 61%，全球儲(chǔ)能市場(chǎng)正處于發(fā)展快車(chē)道。
我國(guó)儲(chǔ)能同樣發(fā)展迅速，2020 年預(yù)計(jì)總裝機(jī)量超過(guò) 2.4GWh，相比 2010 年 9MWh的市場(chǎng)規(guī)模，增長(zhǎng) 266 倍，相比 2019 年 0.85GWh 裝機(jī)量，同比增長(zhǎng) 182%，我國(guó)儲(chǔ)能規(guī)模增速顯著高于全球市場(chǎng)，未來(lái)將在全球市場(chǎng)扮演愈發(fā)重要角色。
電力輔助服務(wù)市場(chǎng)是儲(chǔ)能政策的重要方向，也是電力體制改革的重要組成部分。主 要運(yùn)行機(jī)制是，并網(wǎng)發(fā)電機(jī)組、可調(diào)節(jié)負(fù)荷或電儲(chǔ)能裝置，按照電網(wǎng)調(diào)峰需求，平 滑、穩(wěn)定調(diào)整機(jī)組出力或改變機(jī)組運(yùn)行狀態(tài)或調(diào)節(jié)負(fù)荷。
電力輔助服務(wù)市場(chǎng)可極大推進(jìn)可再生能源消納、提高電網(wǎng)靈活性，利好可再生能源 發(fā)展。自 2018 年 5 月寧夏電力輔助服務(wù)市場(chǎng)進(jìn)入試運(yùn)行以來(lái)，甘肅、新疆、西北 區(qū)域、青海和陜西電力輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)工作相繼開(kāi)展。2020 年 12 月 28 日，南 方區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)啟動(dòng)試運(yùn)行，調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)從原來(lái)的廣東全省和廣西 部分水電廠擴(kuò)展到廣東、廣西、海南三省(區(qū))，這也是全國(guó)首個(gè)進(jìn)入試運(yùn)行的區(qū)域 調(diào)頻市場(chǎng)，標(biāo)志著“十四五”電力輔助服務(wù)創(chuàng)新發(fā)展正在展開(kāi)。
近年來(lái)各地政策紛紛支持將儲(chǔ)能納入電力輔助服務(wù)市場(chǎng)。2020 年 5 月 19 日，國(guó)家 能源局發(fā)布《關(guān)于建立健全清潔能源消納長(zhǎng)效機(jī)制的指導(dǎo)意見(jiàn)（征求意見(jiàn)稿）》，為 達(dá)到以下三點(diǎn)目標(biāo)，均提出鼓勵(lì)電池儲(chǔ)能建設(shè)與參與：1）加快形成有利于清潔能源 消納的電力市場(chǎng)機(jī)制；2）全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力；3）著力推動(dòng)清潔能源消納 模式創(chuàng)新。
儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)呈現(xiàn)出標(biāo)準(zhǔn)化、規(guī)?；内厔?shì)。
標(biāo)準(zhǔn)化：電力輔助服務(wù)市場(chǎng)方興未艾，仍處于探索建設(shè)階段，近年來(lái)各地陸續(xù)出 臺(tái)多項(xiàng)政策，從參與主體、裝機(jī)規(guī)模、電池功率、技術(shù)參數(shù)等多方面逐漸完善可 再生能源電站配置儲(chǔ)能的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，推動(dòng)市場(chǎng)健康有序發(fā)展。
規(guī)?；?/strong>從政策內(nèi)容上來(lái)看，正在經(jīng)歷從鼓勵(lì)建立可再生能源配套儲(chǔ)能試點(diǎn)工程， 到新建光伏、風(fēng)電項(xiàng)目要求批量化配置儲(chǔ)能的轉(zhuǎn)變。2020 年至今，湖南、山東、 寧夏等多省市發(fā)布強(qiáng)制性或建議性可再生能源電站配置儲(chǔ)能的政策，新建光伏風(fēng) 電項(xiàng)目配置儲(chǔ)能的比例大多位于 10~20%，配置儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)一般要求 2 小時(shí)以上。
除強(qiáng)制性要求可再生能源電站項(xiàng)目配置儲(chǔ)能外，多地對(duì)電網(wǎng)側(cè)和用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能實(shí)行補(bǔ) 貼政策，補(bǔ)貼類(lèi)型涉及固定投資、運(yùn)營(yíng)以及自主研發(fā)等多方面，多種方式推動(dòng)儲(chǔ)能滲透率提升。 “十四五”期間，可再生能源的裝機(jī)規(guī)模擴(kuò)大對(duì)電網(wǎng)將帶來(lái)更大沖擊，也在推動(dòng)電 力體制改革進(jìn)程不斷加快，儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，不僅有利于形成更加靈活 的電網(wǎng)調(diào)峰機(jī)制，同時(shí)也可更大限度地發(fā)揮儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性效應(yīng)。在全國(guó)及各地方的 政策支持下，儲(chǔ)能行業(yè)將和新能源發(fā)電一起，朝著標(biāo)準(zhǔn)化、規(guī)?；姆较蚩焖侔l(fā)展。
2.2 新型電力系統(tǒng)中儲(chǔ)能將成為剛需
2.2.1 我國(guó)電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)電源占比較低
電網(wǎng)系統(tǒng)正在經(jīng)歷著從傳統(tǒng)能源向新能源轉(zhuǎn)型，在享受著新能源的清潔、低成本的 同時(shí)，電網(wǎng)靈活性降低的問(wèn)題也愈發(fā)突出。風(fēng)電+光伏在發(fā)電量中占比，已由 2012 年的 2%，提升至 2020 年的 9.3%，并且根據(jù)《2021 風(fēng)電光伏建設(shè)管理辦法（征求 意見(jiàn)稿）》，此比例將提升至 11%。風(fēng)電、光伏由于發(fā)電輸出依賴(lài)于可預(yù)測(cè)性較差的 自然資源，出力波動(dòng)性較大，與用電負(fù)荷相關(guān)性很低，需要搭配具有調(diào)頻、調(diào)峰性能的機(jī)組，以避免對(duì)電網(wǎng)造成的沖擊。
提升電網(wǎng)靈活性主要依賴(lài)調(diào)峰和調(diào)頻能力，實(shí)現(xiàn)此功能需依賴(lài)電池儲(chǔ)能、抽水蓄能、 燃?xì)怆娬镜褥`活調(diào)節(jié)電源。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，我國(guó)此類(lèi)靈活電源裝機(jī)比例不足 6%， “三北”地區(qū)新能源裝機(jī)顯著高于全國(guó)平均水平，但靈活調(diào)節(jié)電源更是不足 3%， 電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力大打折扣。相較其他國(guó)家，天然氣發(fā)電比例較高的歐美國(guó)家普遍靈活 電源比重較高，如美國(guó)（靈活電源占比 49%）、西班牙（34%）、德國(guó)（18%）。
2.2.2 居民用電比例提升增加負(fù)荷波動(dòng)
我國(guó)經(jīng)過(guò)多年快速發(fā)展，整體用電量逐年增長(zhǎng)，電力消費(fèi)結(jié)構(gòu)也在不斷變化，縱向 對(duì)比來(lái)看，雖然第二產(chǎn)業(yè)用電仍然占到總用電量的 68%以上，但第一產(chǎn)業(yè)、第二產(chǎn) 業(yè)用電量持續(xù)下降，居民、第三產(chǎn)業(yè)用電占比不斷提高，2020 年第三產(chǎn)業(yè)、居民用 電量占比已達(dá)到 16%、15%。
雖然我國(guó)居民用電占比正在提升，但從用電結(jié)構(gòu)、人均用電量?jī)蓚€(gè)維度橫向?qū)Ρ葰W美亞發(fā)達(dá)國(guó)家，我國(guó)居民用電仍然具有非常大提升空間：
我國(guó)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)仍然以工業(yè)為主，服務(wù)業(yè)、消費(fèi)正在快速發(fā)展過(guò)程中，電力消費(fèi)結(jié) 構(gòu)同樣如此，未來(lái)城市化、產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型均會(huì)提升第三產(chǎn)業(yè)、居民用電比例。
從人均用電量角度橫向?qū)Ρ?，我?guó)人均居民用電量大幅低于發(fā)達(dá)國(guó)家，僅為美國(guó) 的 16%，日本的 33%，但中國(guó)人均用電量增速遠(yuǎn)超發(fā)達(dá)國(guó)家，在經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展帶 動(dòng)消費(fèi)的背景下，居民用電量絕對(duì)值將保持持續(xù)上升勢(shì)頭。
未來(lái)我國(guó)第三產(chǎn)業(yè)、居民用電占比預(yù)計(jì)將繼續(xù)提升，電網(wǎng)也需要從適應(yīng)工業(yè)負(fù)荷過(guò) 渡到適應(yīng)民用負(fù)荷。工業(yè)、工商業(yè)、居民用電因?yàn)槭褂昧?xí)慣的不同，負(fù)荷特征截然 不同，工業(yè)、工商業(yè)用電因?yàn)橐?guī)模較大、運(yùn)行規(guī)律穩(wěn)定，相對(duì)負(fù)荷較易預(yù)測(cè)，而居 民用電因?yàn)橐?guī)模小且零散，運(yùn)行極其不規(guī)律，因此負(fù)荷預(yù)測(cè)難度較大。而且由于夏 季酷暑、冬季極寒等極端天氣影響，更加劇了負(fù)荷的波動(dòng)性。
極端天氣導(dǎo)致電網(wǎng)峰值負(fù)荷大幅升高。在全球變暖、燃煤供暖逐步取消的背景下， 由于空調(diào)、電采暖設(shè)備的集中使用，峰值負(fù)荷被進(jìn)一步提升，對(duì)電網(wǎng)造成了極大的 瞬時(shí)沖擊，導(dǎo)致停電。今年 1 月國(guó)內(nèi)極寒天氣下，多地創(chuàng)出歷史新高負(fù)荷峰值，1 月 7 日國(guó)網(wǎng)區(qū)域 11 個(gè)省級(jí)電網(wǎng)負(fù)荷創(chuàng)歷史新高，而美國(guó)德克薩斯州也因?yàn)闃O寒天 氣導(dǎo)致電力短缺，最高電價(jià)甚至達(dá)到 65 元/kWh。
而由于居民用電比例的持續(xù)增長(zhǎng)，小型化、不規(guī)律的用戶(hù)終端占比將不斷提升，用 電負(fù)荷波動(dòng)性將進(jìn)一步增大。通過(guò)對(duì)比過(guò)去 10 年主要省市的用電負(fù)荷及用電量數(shù) 據(jù)，可以發(fā)現(xiàn)大部分省市用電負(fù)荷增速已高于用電量增速，我們認(rèn)為這種趨勢(shì)未來(lái) 仍將延續(xù)，電網(wǎng)將面臨更加復(fù)雜的挑戰(zhàn)。
2.2.3 儲(chǔ)能是提升電網(wǎng)靈活性的剛需選擇
我國(guó)電網(wǎng)的靈活性裝機(jī)較低、居民用電比例不斷上升的特征，決定了電網(wǎng)提升靈活 性將成為接下來(lái)發(fā)展剛需。而電池儲(chǔ)能憑借著其極快的響應(yīng)速率、靈活的配置方式， 正在電網(wǎng)靈活性提升中作用愈發(fā)突出，配置儲(chǔ)能可以實(shí)現(xiàn)以下功能：
提供系統(tǒng)慣量支撐，補(bǔ)充電網(wǎng)調(diào)頻能力。傳統(tǒng)火電、水電、核電、天然氣等發(fā)電 方式都通過(guò)發(fā)電機(jī)輸出電能，當(dāng)電網(wǎng)出現(xiàn)頻率波動(dòng)時(shí)，憑借著汽輪機(jī)組的轉(zhuǎn)動(dòng)慣 量可以延緩頻率波動(dòng)趨勢(shì)。但風(fēng)電機(jī)組轉(zhuǎn)速慢，轉(zhuǎn)動(dòng)慣量較小，而光伏發(fā)電無(wú)轉(zhuǎn) 動(dòng)設(shè)備，不具備轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，當(dāng)電網(wǎng)頻率突變時(shí)，響應(yīng)能力大幅下降。未來(lái)新能源 占比提升，將使系統(tǒng)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量降低 30%以上。儲(chǔ)能具有出色的響應(yīng)速率，可以在 電網(wǎng)頻率波動(dòng)時(shí)提升電網(wǎng)慣量支撐，并且自動(dòng)響應(yīng)進(jìn)行一次調(diào)頻、二次調(diào)頻。
保障短時(shí)尖峰負(fù)荷供電，大幅節(jié)省電網(wǎng)投資。傳統(tǒng)電網(wǎng)投資需建設(shè)能夠滿(mǎn)足尖峰 負(fù)荷的容量，但尖峰往往持續(xù)時(shí)間非常短，例如 2019 年江蘇最大負(fù)荷為 1.05 億 千瓦，超過(guò)95%最高負(fù)荷持續(xù)時(shí)間只有55小時(shí)，在全年運(yùn)行市場(chǎng)占比僅有0.6%， 但滿(mǎn)足此尖峰負(fù)荷供電所需投資高達(dá) 420 億。而如果采用 500 萬(wàn)千瓦/2 小時(shí)的 電池儲(chǔ)能來(lái)保障尖峰負(fù)荷供電，所需投資約 200 億，投資額大幅節(jié)省。
促進(jìn)新能源消納，進(jìn)行電網(wǎng)容量靈活調(diào)度。傳統(tǒng)火電、核電、天然氣等發(fā)電方式， 輸出功率和燃料供給相關(guān)，也就意味著可以人為控制，而風(fēng)電、光伏輸出功率與 資源相關(guān)，可預(yù)測(cè)性較差，而且無(wú)法控制，新能源占比的提升，降低了電網(wǎng)靈活 性。從負(fù)荷特性來(lái)看，居民用電晚上負(fù)荷最高，而隨著居民用電占比提升，光伏白天輸出功率最高、夜間為零的特點(diǎn)與負(fù)荷之間背離將愈發(fā)明顯，增加儲(chǔ)能系統(tǒng) 實(shí)現(xiàn)白天發(fā)電量向夜晚用電高峰轉(zhuǎn)移，促進(jìn)了新能源消納，也為電網(wǎng)調(diào)峰增加了 手段。
2.3 多種場(chǎng)景應(yīng)用豐富盈利模式
國(guó)內(nèi)電池儲(chǔ)能市場(chǎng)在 2017 年以前發(fā)展較為平淡，年度新增裝機(jī)量均在 100MW 以 下。2018 年，在電網(wǎng)側(cè)大規(guī)模投資驅(qū)動(dòng)下，儲(chǔ)能呈現(xiàn)快速增長(zhǎng)，年度新增裝機(jī)量達(dá) 到 513MW，同比增長(zhǎng) 833%。2020 年，中國(guó)新增裝機(jī)量突破 1000MW，相對(duì) 2019 年同比增長(zhǎng) 129%。
儲(chǔ)能行業(yè)應(yīng)用場(chǎng)景豐富，主要可分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)三類(lèi)。發(fā)電側(cè)對(duì)儲(chǔ)能 的需求場(chǎng)景類(lèi)型較多，包括電力調(diào)峰、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能 主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電擴(kuò)容升級(jí)等；用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能主要用于電力自發(fā)自 用、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管理和提高供電可靠性等。
2020 年，可再生能源并網(wǎng)應(yīng)用達(dá)到 495MW，同比增長(zhǎng) 405%，成為儲(chǔ)能新增裝機(jī) 增長(zhǎng)的重要驅(qū)動(dòng)力。預(yù)計(jì)未來(lái)幾年，可再生能源并網(wǎng)應(yīng)用將不斷增長(zhǎng)，2023 年將達(dá) 到 850MW，占比高達(dá) 41%，用戶(hù)側(cè)、獨(dú)立調(diào)峰不斷增長(zhǎng)，電網(wǎng)輸配側(cè)、調(diào)頻保持 穩(wěn)定。
2.3.1 發(fā)電側(cè)：消納是新能源發(fā)展需突破瓶頸
我們認(rèn)為當(dāng)下解決光伏風(fēng)電消納問(wèn) 題的主要途徑有兩個(gè)：一是風(fēng)光項(xiàng)目及配套特高壓項(xiàng)目同步配合建設(shè)；二是利用儲(chǔ) 能平衡電網(wǎng)調(diào)峰，風(fēng)光儲(chǔ)一體化保障可再生能源的有效消納。 在 3 月 5 日國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局發(fā)布的《關(guān)于推進(jìn)電力源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化和多能 互補(bǔ)發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》中明確提出，利用存量常規(guī)電源，合理配置儲(chǔ)能，統(tǒng)籌各類(lèi) 電源規(guī)劃、設(shè)計(jì)、建設(shè)、運(yùn)營(yíng)，優(yōu)先發(fā)展新能源，積極實(shí)施存量“風(fēng)光水火儲(chǔ)一體 化”提升，穩(wěn)妥推進(jìn)增量“風(fēng)光水（儲(chǔ)）一體化”，探索增量“風(fēng)光儲(chǔ)一體化”，嚴(yán) 控增量“風(fēng)光火（儲(chǔ)）一體化”。
配置儲(chǔ)能可以有效減少棄光、棄風(fēng)率，避免棄電損失。以光伏發(fā)電為例，中午時(shí)段 光伏出力達(dá)到高峰，出力超過(guò)電力系統(tǒng)需求，儲(chǔ)能系統(tǒng)開(kāi)始充電；下午進(jìn)入出力低 谷，出力小于電力系統(tǒng)需求，儲(chǔ)能系統(tǒng)開(kāi)始放電，填補(bǔ)了光伏出力不足。
儲(chǔ)能系統(tǒng)參與發(fā)電側(cè)的平抑波動(dòng)，可從源頭降低可再生能源發(fā)電并網(wǎng)功率的波動(dòng)性， 大幅提升可再生能源并網(wǎng)消納能力。儲(chǔ)能配置通過(guò) PCS 變流器接入新能源電廠（風(fēng) 電場(chǎng)或光伏電站）的出線母線，抑制爬坡、平滑風(fēng)電場(chǎng)或光伏電站等可再生能源電 廠的出力，提高大容量可再生能源電廠的并網(wǎng)接入能力，為可再生新能源的大規(guī)模 發(fā)電外送與應(yīng)用提供技術(shù)支撐。
在“30·60”頂層目標(biāo)的指引下，我國(guó)已有近 20 省出臺(tái)“新能源+儲(chǔ)能”配套的鼓 勵(lì)政策。政策內(nèi)容主要分為兩類(lèi)：1）給予儲(chǔ)能補(bǔ)貼；2）劃定配儲(chǔ)比例，優(yōu)先支持 新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目。短期內(nèi)，“新能源+儲(chǔ)能”項(xiàng)目將主要由強(qiáng)制配套等外部因素推動(dòng)， 隨著電力市場(chǎng)化的推進(jìn)，儲(chǔ)能成本將由電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)共同承擔(dān)，儲(chǔ)能項(xiàng)目自身的 經(jīng)濟(jì)性將逐漸顯現(xiàn)。
2.3.2 電網(wǎng)側(cè)：源荷波動(dòng)性增大背景下儲(chǔ)能大有可為
在電源側(cè)，新能源占比不斷提升增大了輸出端的日間波動(dòng)，在負(fù)荷側(cè)，居民用電占 比提升使得電網(wǎng)負(fù)荷波動(dòng)更加劇烈，在這種情況下，電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力必須提升以適應(yīng) 未來(lái)更為復(fù)雜的源荷波動(dòng)，具有快速調(diào)節(jié)速率、配置方式靈活的儲(chǔ)能能夠勝任此任 務(wù)。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能能夠提高電力系統(tǒng)安全性，在輔助服務(wù)市場(chǎng)也大有可為。儲(chǔ)能在電網(wǎng)側(cè) 的應(yīng)用能夠緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設(shè)備擴(kuò)容升級(jí)、輔助發(fā)電側(cè)進(jìn)行調(diào)峰，還能 參與電力輔助市場(chǎng)服務(wù)，包括系統(tǒng)調(diào)頻和備用容量，尤其在調(diào)頻方面發(fā)揮了非常大 作用。
儲(chǔ)能參與電網(wǎng)調(diào)頻的應(yīng)用示范已較成熟，調(diào)頻已具備經(jīng)濟(jì)性。儲(chǔ)能在電網(wǎng)側(cè)輔助調(diào) 頻，可改善系統(tǒng)波動(dòng)性、不確定性加深造成的電網(wǎng)頻率穩(wěn)定性問(wèn)題，從電網(wǎng)側(cè)角度 提升電網(wǎng)接納風(fēng)電、光伏等可再生能源的能力。受?chē)?guó)家政策支持，對(duì)電力調(diào)頻服務(wù) 提供補(bǔ)償，在補(bǔ)償費(fèi)用的前提下調(diào)頻已經(jīng)具備經(jīng)濟(jì)性，能夠?qū)崿F(xiàn)盈利。
我國(guó)儲(chǔ)能電網(wǎng)側(cè)項(xiàng)目正在發(fā)展，獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目開(kāi)發(fā)商較少。2020 年上半年，電網(wǎng) 側(cè)一共有 23 個(gè)儲(chǔ)能項(xiàng)目，占已記入統(tǒng)計(jì)的儲(chǔ)能項(xiàng)目的 15.4%，100MW 及以上的 項(xiàng)目數(shù)量較少，分布在福建、西藏、廣東、北京、安徽、江蘇、甘肅、青海、重慶、 天津、浙江、遼寧等 12 個(gè)地方。獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目開(kāi)發(fā)商有睿能世紀(jì)、萬(wàn)克和庫(kù)博能 源三家，目前數(shù)量相對(duì)較少，行業(yè)集中度較高。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能 2018 年發(fā)展速度快，2019 年受政策影響發(fā)展停滯。2017 年和 2018 年，國(guó)家相繼出臺(tái)了有關(guān)促進(jìn)儲(chǔ)能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展、完善電力輔助服務(wù)補(bǔ)償市場(chǎng)機(jī) 制、綠色發(fā)展價(jià)格機(jī)制、清潔能源消納等政策，電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能技術(shù)蓬勃發(fā)展，2018 年 儲(chǔ)能裝機(jī)量相比 2017 年增加 458MW，從 55MW 上升至 513MW。
2019 年，國(guó)家電網(wǎng)發(fā)布兩條方案，規(guī)定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開(kāi) 展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲(chǔ)能設(shè)施建設(shè)。雖是出于宏觀經(jīng)濟(jì)目標(biāo)而降電價(jià)的壓力，卻對(duì)電網(wǎng) 側(cè)電化學(xué)儲(chǔ)能造成了嚴(yán)重的打擊。從長(zhǎng)期看，新能源發(fā)電比例的進(jìn)一步增長(zhǎng)，也會(huì) 帶起電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的市場(chǎng)化發(fā)展和競(jìng)爭(zhēng)，為電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能帶來(lái)新一輪的活力。
2.3.3 用戶(hù)側(cè)：峰谷電價(jià)差是最大驅(qū)動(dòng)力
儲(chǔ)能應(yīng)用在電力系統(tǒng)用電側(cè)，主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價(jià)差套利、容量電費(fèi)管 理和提升供電可靠性等方面。用戶(hù)主要是工商業(yè)企業(yè)和家庭用戶(hù)，通過(guò)儲(chǔ)能可以降 低用電成本，并提高用電的穩(wěn)定性，實(shí)現(xiàn)低碳化、智能化的目標(biāo)。
我國(guó)用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目規(guī)模較小，多為工業(yè)用戶(hù)，家庭用戶(hù)較少。2020 年上半年，用戶(hù)側(cè)在全國(guó)有 26 個(gè)儲(chǔ)能項(xiàng)目，大多處于 kW 級(jí)及以上、5MW 級(jí)及以下的規(guī)模區(qū) 域，占上半年儲(chǔ)能項(xiàng)目總數(shù)的 17.5%。在上海、北京、天津、重慶、四川等 13 個(gè) 地區(qū)均有項(xiàng)目在進(jìn)行建設(shè)。
削峰填谷是用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能的重要應(yīng)用之一。將儲(chǔ)能應(yīng)用于電網(wǎng)中，使其在電網(wǎng)負(fù)荷低 谷時(shí)充當(dāng)負(fù)荷，以谷時(shí)電價(jià)購(gòu)買(mǎi)電能并吸收儲(chǔ)存；在電網(wǎng)負(fù)荷高峰時(shí)充當(dāng)電源，以 峰時(shí)電價(jià)向電網(wǎng)釋放電能。儲(chǔ)能個(gè)人或企業(yè)可以通過(guò)“低儲(chǔ)高發(fā)”模式獲取收益。
用戶(hù)側(cè)削峰填谷的經(jīng)濟(jì)性主要取決于峰谷電價(jià)差，我國(guó)部分地區(qū)已經(jīng)具備盈利空間。 根據(jù)北極星售電網(wǎng)，近期各地陸續(xù)明確 2021 年銷(xiāo)售電價(jià)，其中 15 個(gè)地區(qū)制定了 峰谷分時(shí)電價(jià)。工商業(yè)及其他用電方面，北京峰谷價(jià)差最大，達(dá)到 0.98-1 元/kWh； 大工業(yè)用電方面，上海峰谷價(jià)差最大，夏季達(dá)到 0.8-0.83 元/kWh。
儲(chǔ)能裝機(jī)降低度電成本和容量電價(jià)支出，具備一定的經(jīng)濟(jì)性。部分省份針對(duì)大工業(yè) 用電采用兩部制電價(jià)，即電度電價(jià)和容量電價(jià)。電度電價(jià)計(jì)價(jià)由用戶(hù)的用電量決定， 容量電價(jià)由用戶(hù)最大用電需求功率或最大變壓器功率決定。當(dāng)前我國(guó)各地平均按最 大需量基本電價(jià)平均為 35.1 元/kW·月，按變壓器容量平均約為 24.4 元/ kW·月。 安裝儲(chǔ)能設(shè)備后，用戶(hù)可以降低最大需量及變壓器容量配置，由儲(chǔ)能補(bǔ)充部分輸出 功率，降低容量電價(jià)成本。
2.4 調(diào)峰調(diào)頻需求增長(zhǎng)提振儲(chǔ)能發(fā)展空間
2.4.1 電力輔助服務(wù)政策與市場(chǎng)建設(shè)齊頭并進(jìn)
我國(guó)電力輔助市場(chǎng)經(jīng)歷了近 20 年發(fā)展歷程，在 2015 年電改 9 號(hào)文明確建立輔助 服務(wù)市場(chǎng)后，獲得了突飛猛進(jìn)的發(fā)展，從能源局層面框架建設(shè)，到具體省一級(jí)電力 輔助服務(wù)市場(chǎng)制度完善、進(jìn)度推進(jìn)，為各類(lèi)電源參與電力輔助服務(wù)奠定了基礎(chǔ)。截 止目前，全國(guó)五個(gè)區(qū)域（東北、華北、華東、華中、南方）均已啟動(dòng)或試運(yùn)行輔助 服務(wù)市場(chǎng)，27 個(gè)省級(jí)電網(wǎng)也啟動(dòng)、或試運(yùn)行、或籌備市場(chǎng)建設(shè)。新能源裝機(jī)占比提 升對(duì)電網(wǎng)靈活性提出了更大的挑戰(zhàn)，電力輔助服務(wù)的迫切性進(jìn)一步凸顯。
電力輔助服務(wù)包含調(diào)峰、旋轉(zhuǎn)備用、AGC 調(diào)頻、AVC 自動(dòng)電壓控制、黑啟動(dòng)等， 我國(guó)大部分省區(qū)已經(jīng)建立自己的電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，并根據(jù)地區(qū)電力結(jié)構(gòu)特點(diǎn)確定 提供服務(wù)類(lèi)別，大部分省份均覆蓋調(diào)峰、AGC 調(diào)頻服務(wù)。
2020 年 12 月，南方區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)，作為全國(guó)首個(gè)區(qū)域調(diào)頻市場(chǎng)正式啟動(dòng) 試運(yùn)行，標(biāo)志著南方區(qū)域統(tǒng)一電力市場(chǎng)建設(shè)邁出重要一步，對(duì)南方區(qū)域各項(xiàng)電力輔 助服務(wù)價(jià)格進(jìn)行了明確，廣東輔助服務(wù)費(fèi)用顯著高于其他地區(qū)，顯示出市場(chǎng)化效應(yīng)。
2.4.2 電網(wǎng)調(diào)頻需求剛性極強(qiáng)
我國(guó)電網(wǎng)運(yùn)行要求穩(wěn)定在 50Hz 的頻率，也就意味著系統(tǒng)實(shí)時(shí)發(fā)電與負(fù)載必須穩(wěn)定 在毫秒級(jí)別的時(shí)間間隔上，但由于實(shí)際電網(wǎng)運(yùn)行過(guò)程中負(fù)載端和發(fā)電端一直在波動(dòng)， 因此實(shí)際電力系統(tǒng)頻率是一直變化的。國(guó)內(nèi)對(duì) 3GW 以上的大容量電力系統(tǒng)允許頻 率偏差為±0.2Hz，對(duì)中小容量電力系統(tǒng)允許偏差為±0.5Hz。調(diào)頻操作一般在發(fā)電 端進(jìn)行。
負(fù)載端：由于用戶(hù)極其分散且使用習(xí)慣不可預(yù)測(cè)，因此利用負(fù)載端調(diào)頻難度極大， 電力系統(tǒng)統(tǒng)一通過(guò)發(fā)電端進(jìn)行調(diào)頻操作。
發(fā)電端：正常運(yùn)行情況下發(fā)電機(jī)組功率和負(fù)載匹配，但當(dāng)發(fā)電減少（發(fā)電機(jī)組故 障、脫網(wǎng)、負(fù)荷突然減小等情況）或發(fā)電增加（風(fēng)電、光伏機(jī)組輸出增大、負(fù)荷 突然增大）情況發(fā)生時(shí)，電力系統(tǒng)頻率將下降或上升，此時(shí)需要調(diào)頻機(jī)組介入， 以避免頻率超出規(guī)定范圍。
電力系統(tǒng)負(fù)荷由不同頻率成分組合而成，因此調(diào)頻也需要針對(duì)不同負(fù)荷分量來(lái)分階 段執(zhí)行。電力系統(tǒng)負(fù)荷主要包含 3 種不同規(guī)律的變動(dòng)負(fù)荷：
隨機(jī)負(fù)荷分量：變動(dòng)幅度較小，變化周期較短，一般 10s 以?xún)?nèi)，浮動(dòng)在區(qū)域負(fù)荷1%以?xún)?nèi)，每小時(shí)波動(dòng)達(dá)上百次，是一次調(diào)頻主要處理的對(duì)象；
脈動(dòng)負(fù)荷分量：變動(dòng)幅度較大，變化周期較長(zhǎng)，一般為 10s 至 15min，浮動(dòng)在區(qū) 域負(fù)荷的 2.5%以?xún)?nèi)，每小時(shí)波動(dòng) 20 到 30 次，這類(lèi)負(fù)荷包括電爐、軋鋼機(jī)械等；
持續(xù)負(fù)荷分量：變化緩慢，浮動(dòng)在區(qū)域負(fù)荷的 40%左右，每天波動(dòng) 10 次以?xún)?nèi)， 引起負(fù)荷變化的主要包括工廠作息制度、居民生活規(guī)律等。
電網(wǎng)在頻率偏離正常范圍后，會(huì)順序進(jìn)行慣性響應(yīng)、一次調(diào)頻和二次調(diào)頻來(lái)糾正， 如果頻率還未恢復(fù)正常值，將進(jìn)行三次調(diào)頻。以上調(diào)頻動(dòng)作的機(jī)理以及實(shí)現(xiàn)方式存 在很大差別。
慣性響應(yīng)：主要依賴(lài)同步發(fā)電機(jī)組儲(chǔ)存于旋轉(zhuǎn)質(zhì)體中轉(zhuǎn)子動(dòng)能對(duì)系統(tǒng)跌落的阻尼 作用，只能在頻率變化后依靠系統(tǒng)慣性維持幾秒；
一次調(diào)頻：主要利用同步發(fā)電機(jī)組調(diào)速器等系統(tǒng)設(shè)備穩(wěn)定頻率，更多利用系統(tǒng)自 身特性自動(dòng)調(diào)節(jié)，但只能緩和，主要平衡隨機(jī)負(fù)荷分量；
二次調(diào)頻：引入發(fā)電機(jī)組外部設(shè)備完成全部調(diào)頻動(dòng)作，主要依賴(lài) AGC（自動(dòng)發(fā)電 控制，Automatic Generation Control），能夠平衡更長(zhǎng)周期負(fù)荷波動(dòng)，兩次調(diào)頻 協(xié)調(diào)進(jìn)行對(duì)系統(tǒng)快速恢復(fù)正常頻率非常重要。
2.4.3 電池儲(chǔ)能性能完勝傳統(tǒng)電源
傳統(tǒng)用于調(diào)頻的機(jī)組主要包括火電、燃?xì)?、水電等，這些機(jī)組都存在明顯的短板， 比如火電響應(yīng)時(shí)滯長(zhǎng)、機(jī)組爬坡速率低，水電受地理位置和枯水期限制，并且技術(shù) 上較難解決，對(duì)于速率、全時(shí)長(zhǎng)覆蓋要求很高的 AGC 調(diào)頻，不是理想的調(diào)頻機(jī)組。
電池儲(chǔ)能具有理想的 AGC 調(diào)頻性能，并且避免了火電 AGC 調(diào)頻出現(xiàn)的反向調(diào)節(jié)、 偏差調(diào)節(jié)、延遲調(diào)節(jié)等問(wèn)題，能夠非常好地匹配 AGC 調(diào)節(jié)指令。
對(duì)于各種類(lèi)型的 AGC 調(diào)頻機(jī)組，有量化參數(shù)來(lái)對(duì)比各項(xiàng)性能，包括調(diào)節(jié)速率 K1、 響應(yīng)時(shí)間 K2、調(diào)節(jié)精度 K3 及綜合指標(biāo) K。
調(diào)節(jié)速率 K1：指發(fā)電機(jī)組響應(yīng) AGC 控制指令的速率，以%/min 表示，公式為 K1=本臺(tái)機(jī)組實(shí)測(cè)調(diào)節(jié)速率/控制區(qū)域內(nèi)所有 AGC 機(jī)組平均調(diào)節(jié)速率 電池儲(chǔ)能可以在 2s 內(nèi)完成指定功率輸出，響應(yīng)速度可以滿(mǎn)足 AGC 調(diào)頻需求，燃煤 機(jī)組調(diào)節(jié)速率最慢，只有 1~3%/min。從調(diào)節(jié)速率角度，儲(chǔ)能調(diào)頻效果平均可達(dá)水 電機(jī)組 1.7 倍、燃?xì)鈾C(jī)組 2.5 倍、燃煤機(jī)組 25 倍。由于我國(guó)大部分地區(qū)火電裝機(jī) 占比超 50%，因此區(qū)域內(nèi) AGC 平均調(diào)節(jié)速率被火電拉低，電池、水電、燃?xì)鈾C(jī)組 計(jì)算出 K1 均遠(yuǎn)大于 1，為了避免機(jī)組響應(yīng) AGC 指令時(shí)過(guò)調(diào)節(jié)，K1 一般要設(shè)置封 頂，比如南網(wǎng)、蒙西設(shè)置 K1 封頂為 5，山東設(shè)置 K1封頂為 1.2。
響應(yīng)時(shí)間 K2：指發(fā)電機(jī)組響應(yīng) AGC 指令的時(shí)間延時(shí)，公式為 K2=1-發(fā)電機(jī)組響應(yīng)延遲時(shí)間/5min 傳統(tǒng)機(jī)組響應(yīng)時(shí)間普遍在 0.5~2min，因此 K2值普遍位于 0.6~0.9，水電響應(yīng)時(shí)間 在 20s 內(nèi)，其 K2 值可達(dá) 0.93。電池儲(chǔ)能可在 6s 內(nèi)響應(yīng)，K2 值可達(dá) 0.98。
調(diào)節(jié)精度 K3：指發(fā)電機(jī)組響應(yīng) AGC 指令的精度，公式為 K3=1-發(fā)電機(jī)組調(diào)節(jié)誤差/發(fā)電機(jī)組調(diào)節(jié)允許誤差 發(fā)電機(jī)組調(diào)節(jié)允許誤差為額定出力的 1.5%，大部分機(jī)組誤差在 1%以?xún)?nèi)，火電機(jī) 組調(diào)節(jié)誤差為 1%，K3 值范圍為 0.35~0.9。
綜合指標(biāo) K：不同地區(qū)計(jì)算公式不同，以廣東電網(wǎng)為例，上述 3 個(gè)指標(biāo)綜合計(jì)算 K=0.25*（2 K1+ K2+ K3） 電池儲(chǔ)能憑借著優(yōu)異的調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)速度、調(diào)節(jié)精度，大幅提升綜合指標(biāo)值， 配置電池儲(chǔ)能的火電廠調(diào)頻綜合指標(biāo) K 可由 0.73 提升至 2.96 的水平。部分省份 調(diào)頻相關(guān)政策明確對(duì)綜合指標(biāo) K 值進(jìn)行了要求，電池儲(chǔ)能在政策端已跨過(guò)準(zhǔn)入門(mén) 檻，并且搭配傳統(tǒng)火電機(jī)組，可以將 K 值提升 2~3 倍，大幅提升調(diào)頻收入。
2.4.4 儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)已具備經(jīng)濟(jì)性
各地已經(jīng)發(fā)布的輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則，對(duì)于調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)均已給出具體的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)， 儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，綜合性能指標(biāo)、規(guī)模已經(jīng)不構(gòu)成障礙，經(jīng)濟(jì)性是決定 未來(lái)儲(chǔ)能參與服務(wù)市場(chǎng)力度的最主要因素。
調(diào)峰是一種容量調(diào)節(jié)，參與機(jī)組需要具有較大容量。綜合各地調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用規(guī)則， 調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)用普遍在 0.2~0.6 元/kWh 的水平，并且參與調(diào)峰的儲(chǔ)能都有規(guī)模要求， 普遍在 10MW/20MWh 以上，儲(chǔ)能機(jī)組需具備 2 小時(shí)時(shí)長(zhǎng)，其中安徽、東北、福建、 湖北要求在 10MW/40MWh 以上，即儲(chǔ)能機(jī)組需具備 4 小時(shí)時(shí)長(zhǎng)。
對(duì)比用于調(diào)峰的靈活性電源的度電成本，抽水蓄能度電成本最低，三元電池最高， 磷酸鐵鋰位于中間。但抽水蓄能由于地理位置限制，不能靈活布置于所有需要調(diào)峰 場(chǎng)地，三元電池倍率性強(qiáng)，但受制于循環(huán)壽命，而磷酸鐵鋰電池兼顧了放電速率和 循環(huán)壽命，是最理想的調(diào)峰電源。
假設(shè)采用 10MW/40MWh 儲(chǔ)能系統(tǒng)用于調(diào)峰，使用下表假設(shè)參數(shù)計(jì)算儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行 調(diào)峰的度電成本 LCOE。儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行模式對(duì)結(jié)果影響非常大，采用每天“兩充兩放”方式，較“一充一放”方式減少一半使用時(shí)間，但運(yùn)行費(fèi)用同樣節(jié)省，考慮 8% 貼現(xiàn)率下，LCOE 從“一充一放”的 0.7 元/kWh，降低至“兩充兩放”的 0.5 元 /kWh，考慮大部分地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)率最高 0.6 元/kWh，已經(jīng)具備經(jīng)濟(jì)性。
調(diào)頻是一種功率調(diào)節(jié)，輸出的是調(diào)節(jié)里程。各地調(diào)頻服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)計(jì)算需要綜合調(diào)頻 性能參數(shù) K，而電池儲(chǔ)能憑借優(yōu)異的響應(yīng)速度 K1、響應(yīng)時(shí)間 K2、調(diào)節(jié)精度 K3，綜 合調(diào)頻性能參數(shù) K 均能滿(mǎn)足準(zhǔn)入門(mén)檻要求，電池儲(chǔ)能計(jì)算 K 值為火電的 2~3 倍， 且均大于 1。按照各地 AGC 調(diào)頻服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，最高調(diào)節(jié)里程收入可達(dá) 6~15 元 /MW。
調(diào)頻屬于功率型調(diào)節(jié)，對(duì)響應(yīng)速度、瞬時(shí)功率要求較高，電池、超級(jí)電容器、飛輪 都可以滿(mǎn)足需求。對(duì)比用于調(diào)頻的靈活性電源的里程成本，鈦酸鋰電池最低，超級(jí) 電容器最高，磷酸鐵鋰電池位于中間。但鈦酸鋰的能量密度較低，而且成本較高， 超級(jí)電容器和飛輪的放電時(shí)間低于鋰電池，磷酸鐵鋰電池能夠平衡成本、放電時(shí)長(zhǎng)、 相應(yīng)速度，是比較理想的調(diào)頻電源。
假設(shè)采用 9MW/6MWh 儲(chǔ)能系統(tǒng)用于調(diào)頻，放電時(shí)間 40min，可以滿(mǎn)足 50% SOC 狀態(tài)下 15min 的二次調(diào)頻需求，倍率介于 1C 和 2C 中間，倍率太高充放電次數(shù)太 多會(huì)影響壽命，使用下表假設(shè)參數(shù)計(jì)算儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)頻的里程成本。用于調(diào)頻電 池倍率高，電池 PACK 單價(jià)相應(yīng)更高，而且儲(chǔ)能變流器成本占比較調(diào)峰用途提升。 電網(wǎng)常規(guī) AGC 調(diào)頻指令一般持續(xù) 2min 左右，考慮回到穩(wěn)定 SOC 時(shí)間，每天可響 應(yīng) 360 次調(diào)頻指令，輸出調(diào)節(jié)里程 3240MW。
調(diào)頻響應(yīng)不同時(shí)長(zhǎng)的 AGC 指令，對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行結(jié)果影響非常大，響應(yīng) 2min 的 AGC 調(diào)頻指令，相較響應(yīng) 3min 的 AGC 指令，考慮 8%貼現(xiàn)率下，里程成本從 6.56 元/MW，降低至 4.37 元/MW，目前 AGC 指令一般持續(xù)時(shí)間 2min，因此考慮大部 分地區(qū)調(diào)頻補(bǔ)償費(fèi)率最高 6~15 元/MW，已經(jīng)具備經(jīng)濟(jì)性。
2.4.5 電池儲(chǔ)能調(diào)峰需求定量分析
電池儲(chǔ)能在風(fēng)電、光伏電站最重要的作用是降低棄風(fēng)、棄光率，在新能源裝機(jī)快速 增長(zhǎng)的背景下，儲(chǔ)能是實(shí)現(xiàn)消納的剛需手段。
2019、2020 年我國(guó)平均棄光率均為 2%，除最高的西藏 25.4%、青海 8%之外，大 部分有棄光地區(qū)的棄光率在 1%~5%之間，全年利用小時(shí)數(shù)在 1000~1600h 左右。 以光伏、儲(chǔ)能電站全年工作 350 天，配置 2 小時(shí)電池儲(chǔ)能，可以調(diào)節(jié)每日 40~60% 的發(fā)電量，計(jì)算得到配置 10%比例的電池儲(chǔ)能，能夠應(yīng)對(duì) 5%以?xún)?nèi)的棄光率。
根據(jù) 2020 年各地區(qū)的實(shí)際利用小時(shí)數(shù)、棄光率、累計(jì)裝機(jī)量，計(jì)算需配置儲(chǔ)能容 量至少要大于每日棄光電量，考慮配置 2 小時(shí)電池儲(chǔ)能。最終計(jì)算應(yīng)對(duì) 2020 年棄 光狀況，需要對(duì)全國(guó)光伏總裝機(jī)配置 3.4%的儲(chǔ)能機(jī)組，所需電池儲(chǔ)能至少 8.6GW/17.2GWh。
2019、2020 年我國(guó)平均棄風(fēng)率分別為 4%、3.4%，除新疆最高 10.3%之外，大部 分有棄風(fēng)地區(qū)的棄風(fēng)率在 3%~6%之間，全年利用小時(shí)數(shù)在 1400~2400 左右。以風(fēng) 電、儲(chǔ)能電站全年工作 350 天，配置 4 小時(shí)電池儲(chǔ)能，可以調(diào)節(jié)每日 50~60%的發(fā) 電量，計(jì)算得到配置 10%比例的電池儲(chǔ)能，能夠應(yīng)對(duì) 6%以?xún)?nèi)的棄風(fēng)率。
根據(jù) 2020 年各地區(qū)的實(shí)際利用小時(shí)數(shù)、棄風(fēng)率、累計(jì)裝機(jī)量，計(jì)算需配置儲(chǔ)能容 量至少要大于每日棄風(fēng)電量，考慮配置 4 小時(shí)電池儲(chǔ)能。最終計(jì)算應(yīng)對(duì) 2020 年棄 風(fēng)狀況，需要對(duì)全國(guó)風(fēng)電總裝機(jī)配置 5%的儲(chǔ)能機(jī)組，所需電池儲(chǔ)能至少 14GW/56GWh。
根據(jù)我們的測(cè)算，使用電池儲(chǔ)能應(yīng)對(duì) 2020 年實(shí)際棄光、棄風(fēng)狀況，需配置8.6GW/17.2GWh 的電池儲(chǔ)能應(yīng)對(duì)棄光，以及 14GW/56GWh 的電池儲(chǔ)能應(yīng)對(duì)棄風(fēng)，共計(jì) 73.2GWh。未來(lái)隨著新能源占比進(jìn)一步提升，應(yīng)對(duì)棄光、棄風(fēng)的電池儲(chǔ)能需求將進(jìn)一步增加。
2.4.6 電池儲(chǔ)能調(diào)頻需求定量分析
電池儲(chǔ)能需要進(jìn)行容量控制，通過(guò)一次、二次調(diào)頻實(shí)現(xiàn)上調(diào)、下調(diào)頻率，對(duì)應(yīng)放電、 充電動(dòng)作，保證有足夠的容量能夠穩(wěn)定輸出功率，因此電池容量要在調(diào)頻結(jié)束時(shí)保 持在 50% SOC 位置。進(jìn)行充放電操作時(shí)，為保證電池壽命和效率，要避免充放電 深度過(guò)大，一般充放電都預(yù)留 10% SOC 的余量。儲(chǔ)能電池充放電輸出功率 P 是相 同的，放電時(shí)間 t 為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻需要時(shí)間總和，因此電池儲(chǔ)能總?cè)萘繎?yīng)滿(mǎn) 足如下要求：
Q=上調(diào)頻率放電容量+10%SOC+下調(diào)頻率充電容量+10%SOC =2Pt+10%Q+10%Q我們使用電池儲(chǔ)能為一臺(tái) 600MW（后用 Pe 代替）火電機(jī)組進(jìn)行一次、二次調(diào)頻， 設(shè)定機(jī)組參數(shù)如下：額定轉(zhuǎn)速 3000r/min，機(jī)組轉(zhuǎn)速不等率（額定負(fù)荷從 100%到 0%轉(zhuǎn)速升高）一般為 3~6%，設(shè)置二次調(diào)頻處理負(fù)荷范圍±3%Pe。
在之前實(shí)際項(xiàng)目中，配套火電用于調(diào)頻儲(chǔ)能機(jī)組，通常按照機(jī)組額定出力 3%、電 池容量按 0.5h 配置，但實(shí)際過(guò)程中遇到 0.5h 電池容量的日循環(huán)次數(shù)太多縮短電池 壽命的問(wèn)題，因此我們認(rèn)為未來(lái)配置額定出力 3%、放電時(shí)長(zhǎng) 40min 的儲(chǔ)能系統(tǒng)會(huì) 是主要方向。
截止 2020 年底，我國(guó)各類(lèi)電源總裝機(jī)已達(dá) 2200GW，其中火電裝機(jī) 1245GW，占 比最高達(dá)到 57%，但新能源裝機(jī)占比已增長(zhǎng)至 25%。未來(lái)隨著新能源占比提升，電 網(wǎng)調(diào)頻需求將進(jìn)一步增加，按照我們以 600MW 火電機(jī)組一次、二次調(diào)頻需求計(jì)算 結(jié)果，為所有電源配置額定出力 3%、放電時(shí)長(zhǎng) 40min 的電池儲(chǔ)能系統(tǒng)，2200GW 電源總裝機(jī)需要 66GW/44GWh 的儲(chǔ)能調(diào)頻電源。根據(jù)中科院預(yù)測(cè)，國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能調(diào)頻 裝機(jī)量將保持 8%的年復(fù)合增速，未來(lái)年調(diào)頻裝機(jī)需求 1.5~2GW。
2.5 需求測(cè)算：發(fā)電側(cè)帶動(dòng)規(guī)模繼續(xù)快速增長(zhǎng)
我們對(duì)不同場(chǎng)景儲(chǔ)能裝機(jī)需求進(jìn)行量化測(cè)算，發(fā)電側(cè)在政策推動(dòng)下，將是驅(qū)動(dòng)儲(chǔ)能 規(guī)模擴(kuò)大的最快增長(zhǎng)極。2021、2022 年預(yù)計(jì)發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能裝機(jī)可達(dá) 4.6GWh、9.3GWh， 而三個(gè)場(chǎng)景儲(chǔ)能總需求規(guī)模達(dá)到 6.4GWh、12GWh，儲(chǔ)能規(guī)模保持每年成倍增長(zhǎng)。
2.6 光儲(chǔ)一體收益模型將迎來(lái)變革
2.6.1 未來(lái)光儲(chǔ)電站收益模型構(gòu)成
隨著儲(chǔ)能在發(fā)電側(cè)應(yīng)用的不斷推廣，未來(lái)光伏電站收益模型，儲(chǔ)能將成為不可或缺 的一部分。而隨著儲(chǔ)能大量接入電網(wǎng)，其在調(diào)峰、調(diào)頻領(lǐng)域發(fā)揮的作用也將成為光 儲(chǔ)新拓展的領(lǐng)域。我們認(rèn)為未來(lái)光儲(chǔ)收益模型需要考慮的因素主要包括以下：
棄光率對(duì) IRR 的影響。雖然 2019、2020 年全國(guó)棄光率都控制在 2%，但 20Q4 光伏大規(guī)模裝機(jī)，以及未來(lái)對(duì)于新能源作為電網(wǎng)主力的定位，都將大幅提升光伏、 風(fēng)電裝機(jī)占比，控制棄光率的壓力越來(lái)越大。
儲(chǔ)能對(duì)降低棄光率起到積極作用。按照我們的測(cè)算，配置 10%功率比例、2 小時(shí) 充放電時(shí)長(zhǎng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)，可以應(yīng)對(duì) 5%以?xún)?nèi)的棄光，通過(guò)調(diào)峰降低棄光率。
儲(chǔ)能額外容量參與調(diào)峰。典型光伏電站儲(chǔ)能參與方式為每天一充一放，如果棄光 率較低，儲(chǔ)能容量除了消納棄光外剩余部分可以參與調(diào)峰，獲取額外電力輔助服 務(wù)收益。
儲(chǔ)能非調(diào)峰時(shí)段參與調(diào)頻。在非調(diào)峰時(shí)段，如果電池儲(chǔ)能能夠響應(yīng)電網(wǎng) AGC 指 令，參與補(bǔ)償費(fèi)用相對(duì)較高的調(diào)頻服務(wù)，可以獲取額外電力輔助服務(wù)收益。
出售碳排放指標(biāo)獲得收益。隨著碳中和目標(biāo)推進(jìn)、全國(guó)性碳交易市場(chǎng)建設(shè)，未來(lái) 清潔能源發(fā)電機(jī)組如果認(rèn)證為 CCER 機(jī)組，可以出售 CCER 獲得收益。
2.6.2 光儲(chǔ)一體經(jīng)濟(jì)性分析
我們以 2020 年全國(guó)平均情況作為模型輸入條件：全年利用小時(shí)數(shù) 1160 小時(shí)，棄光 率 2%，平均燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià) 0.36 元/kWh，考慮近期組件價(jià)格上漲，假設(shè)電站造價(jià) 3.9 元/W。
通過(guò)我們的模型分析，雖然加裝儲(chǔ)能后，電站收益率出現(xiàn)下滑，但當(dāng)儲(chǔ)能參與電網(wǎng) 調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)后，系統(tǒng)收益率已大幅提升并超過(guò)無(wú)棄光時(shí)的光伏電站收益率，再 疊加碳排放收益，綜合光儲(chǔ)一體化電站收益可提升 1.2 pct。
如果面臨更高的棄光率，配置同樣比例的儲(chǔ)能電池，考慮儲(chǔ)能參與調(diào)峰、調(diào)頻，以 及碳排放交易收益，可以超過(guò)初始電站收益率。設(shè)置棄光率 5%時(shí)，棄光造成的 IRR 降低達(dá) 0.59 pct，配置 10%的電池儲(chǔ)能，在消納棄光后容量所剩無(wú)幾，因此能夠參 與調(diào)峰容量較小，此部分收益較少，疊加調(diào)頻、碳排放收益可以將收益率提升至8.33%，較初始電站狀態(tài) IRR 提升 0.6 pct。
我們認(rèn)為未來(lái)提升光儲(chǔ)一體電站的收益率主要途徑有兩條：
1）分母端：持續(xù)降低系統(tǒng)造價(jià)。在規(guī)模化和技術(shù)進(jìn)度共同作用下，光伏系統(tǒng)、電 池組保持了每年 10%以上的成本下降，按照此速度，未來(lái)需要 2~3 年，配置 10% 儲(chǔ)能的光伏發(fā)電項(xiàng)目即可實(shí)現(xiàn)平價(jià)，降本實(shí)現(xiàn)收益模型分母端降低。
2）分子端：拓展電站收益來(lái)源。配置儲(chǔ)能僅僅用來(lái)改善棄光、棄風(fēng)，對(duì)于儲(chǔ)能容 量未能實(shí)現(xiàn)完全利用，隨著電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的進(jìn)一步完善，讓儲(chǔ)能更多參與 電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)，獲得服務(wù)補(bǔ)償費(fèi)，并且在碳排放交易市場(chǎng)搭建完善后， 出售碳排放指標(biāo)獲得收益，打通多種收益來(lái)源，提升收益模型分子端。
3. 他山之石：歐美儲(chǔ)能應(yīng)用啟示
3.1 歐美儲(chǔ)能已經(jīng)逐漸發(fā)展成熟
3.1.1 新能源發(fā)展提供儲(chǔ)能發(fā)展機(jī)遇
近年來(lái)，隨著全球?qū)Νh(huán)境的關(guān)注，各國(guó)的政策都顯示出對(duì)新能源的偏移和重視。隨著各國(guó)新能源裝機(jī)量的大幅提升，其儲(chǔ)能裝機(jī)量也有大幅度的增長(zhǎng)。新能源以風(fēng)電 和光伏為代表，具有間斷式供應(yīng)的特點(diǎn)，波動(dòng)性較大，無(wú)法保證持續(xù)功能，這催生 了儲(chǔ)能需求。儲(chǔ)能能夠?qū)⒛茉丛谏a(chǎn)時(shí)多余的部分儲(chǔ)存起來(lái)，在停產(chǎn)時(shí)將儲(chǔ)存起來(lái) 的能量釋放，提高了新能源的持續(xù)性。
全球新能源裝機(jī)占比持續(xù)增長(zhǎng)，英國(guó)領(lǐng)跑能源結(jié)構(gòu)性改革。2018~2019 年，英國(guó)的 新能源發(fā)電量占全國(guó)總發(fā)電量的比例超過(guò) 30%，2019 年新增儲(chǔ)能與新能源的比例 為 18.5%，大幅領(lǐng)先其他國(guó)家。2008 年，英國(guó)頒布《2008 氣候變化法案》，使英國(guó) 成為世界上第一個(gè)為減少溫室氣體排放、適應(yīng)氣候變化而建立具有法律約束性長(zhǎng)期 框架的國(guó)家。
美國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展較為成熟，已實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能隨新能源需求自動(dòng)調(diào)整。美國(guó)的新能源發(fā) 展較早，增幅較大。2019 年新能源新增裝機(jī)量達(dá) 28.35GW，較 2013 年增長(zhǎng) 527%。 受美國(guó)政策推動(dòng)和市場(chǎng)機(jī)制的引入，其儲(chǔ)能新增裝機(jī)量實(shí)現(xiàn)大規(guī)模上漲，2019 年 美國(guó)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量達(dá) 314MW，較 2013 年增長(zhǎng) 528%。2015 年，儲(chǔ)能新增裝機(jī) 實(shí)現(xiàn)較大飛躍，之后隨新能源裝機(jī)量變化呈線性關(guān)系。
政策鼓勵(lì)和監(jiān)督驅(qū)動(dòng)下，澳大利亞儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)實(shí)現(xiàn)快速發(fā)展。澳大利亞具有豐富的風(fēng) 能、太陽(yáng)能和核能等資源，新能源裝機(jī)量占總裝機(jī)量 15.5%，能源結(jié)構(gòu)已經(jīng)發(fā)生變 化。2016 年 9 月，南澳大利亞州發(fā)生大范圍停電事故，引起該國(guó)對(duì)儲(chǔ)能的重視。 2017 年，各州政府相繼推出一系列資金扶持性措施推動(dòng)儲(chǔ)能示范性項(xiàng)目的建立， 該年儲(chǔ)能新增裝機(jī)較 2016 年增長(zhǎng)近 8 倍，并逐年趨于穩(wěn)定。
英國(guó)新能源和儲(chǔ)能發(fā)展不同步，儲(chǔ)能市場(chǎng)規(guī)模自 2017 年迎來(lái)快速增長(zhǎng)。歐洲對(duì)新 能源的發(fā)展較為重視，以英國(guó)為代表，其新能源裝機(jī)量處于世界前列。2016 年以 來(lái)，英國(guó)大幅度推進(jìn)儲(chǔ)能相關(guān)政策及電力市場(chǎng)規(guī)則的修訂工作，確保儲(chǔ)能市場(chǎng)的大 規(guī)模發(fā)展。同時(shí)，英國(guó)取消光伏發(fā)電補(bǔ)貼政策，客觀上刺激了用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能的發(fā)展。 因此，英國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)量不斷上漲，2019 年新增裝機(jī) 500MW，較 2013 年實(shí)現(xiàn)了 44.5 倍的增長(zhǎng)，已初步實(shí)現(xiàn)隨新能源裝機(jī)需求而調(diào)整儲(chǔ)能需求。
韓國(guó)的新能源和儲(chǔ)能實(shí)現(xiàn)了同時(shí)同步發(fā)展，規(guī)模較小但增長(zhǎng)較快。韓國(guó)新能源裝機(jī) 量逐年穩(wěn)步提升，2019 年相比 2013 年增長(zhǎng) 444%。自 2016 年起，韓國(guó)的儲(chǔ)能行 業(yè)實(shí)現(xiàn)較大增長(zhǎng)。受新能源裝機(jī)需求的推動(dòng)，2018 年，韓國(guó)的儲(chǔ)能裝機(jī)量達(dá) 1456MW，較 2013 年增長(zhǎng) 103 倍，LG 化學(xué)公司、三星 SDI 公司等積累了較好口 碑。2018 年 5 月至 2019 年 12 月，韓國(guó)儲(chǔ)能行業(yè)共發(fā)生 27 起嚴(yán)重火災(zāi)，導(dǎo)致韓 國(guó) 2019 年儲(chǔ)能裝機(jī)量大幅下降。
中國(guó)光伏近年發(fā)展速度加快，儲(chǔ)能仍處于起步階段。中國(guó)的風(fēng)電行業(yè)發(fā)展較早，已 形成一定規(guī)模。近十年來(lái)，光伏行業(yè)迅速發(fā)展，使新能源裝機(jī)量不斷攀升。2019 年 新增裝機(jī) 55.87GW，較 2013 年增長(zhǎng) 113.53%。中國(guó)的新增儲(chǔ)能在 2018 年有了較 大的增長(zhǎng)，較 2017 年增長(zhǎng)超過(guò) 8 倍。但是，中國(guó)的儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)仍處于起步階段，2019 年新增儲(chǔ)能只占總新增裝機(jī)量的 0.95%，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)仍有較大的成長(zhǎng)空間。
3.1.2 我國(guó)電價(jià)水平較低影響儲(chǔ)能盈利能力
從全球范圍看，我國(guó)電價(jià)處于較低水平。與可獲得數(shù)據(jù)的 35 個(gè) OECD 國(guó)家相比， 我國(guó)居民電價(jià)位列倒數(shù)第二，僅為 0.542 元/kWh；工業(yè)電價(jià)位列倒數(shù)第九，為 0.635 元/ kWh，遠(yuǎn)低于丹麥、意大利等歐洲發(fā)達(dá)國(guó)家。而儲(chǔ)能收入端受電價(jià)水平?jīng)Q定，較 低的電價(jià)使得我國(guó)儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景受限，需要進(jìn)一步提升降本能力，才能保證有穩(wěn)定 的盈利能力。
3.1.3 用戶(hù)承擔(dān)是國(guó)外電力輔助服務(wù)主要方式
歐美發(fā)達(dá)國(guó)家在電力輔助服務(wù)領(lǐng)域經(jīng)過(guò)多年建設(shè)，形成了各自體系。美國(guó) PJM 輔 助服務(wù)市場(chǎng)是全球電力輔助服務(wù)市場(chǎng)領(lǐng)域較成熟的案例，PJM 輔助服務(wù)將電能量與 調(diào)頻、備用聯(lián)合出清，以達(dá)到成本的最小化。PJM 市場(chǎng)能夠每 5 分鐘進(jìn)行一次聯(lián)合 出清，產(chǎn)生節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)、調(diào)頻服務(wù)的里程價(jià)格和容量?jī)r(jià)格、同步備用出清價(jià)、非 同步備用出清價(jià)，負(fù)荷服務(wù)商(Loading-serving entities，LSE)有義務(wù)根據(jù)其占總負(fù) 荷的比例購(gòu)買(mǎi)調(diào)頻和備用服務(wù)。PJM 輔助服務(wù)市場(chǎng)將電力現(xiàn)貨與輔助市場(chǎng)聯(lián)系起 來(lái)，并且傳導(dǎo)至電力用戶(hù)進(jìn)行費(fèi)用分?jǐn)?，使得市?chǎng)得以有效運(yùn)行并產(chǎn)生效益。
除了 PJM 輔助服務(wù)市場(chǎng)，其他國(guó)家也建立了輔助服務(wù)市場(chǎng)：
英國(guó)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)：英國(guó)電力市場(chǎng)包括遠(yuǎn)期合同（電能量市場(chǎng)）、短期現(xiàn)貨 （電能量市場(chǎng)）、平衡機(jī)制（輔助服務(wù)），輔助服務(wù)包括調(diào)頻、備用、無(wú)功調(diào)節(jié)和 黑啟動(dòng)，主要通過(guò)招標(biāo)和簽訂雙邊合同方式獲取，有發(fā)電企業(yè)和電力用戶(hù)共同承 擔(dān)。
北歐輔助服務(wù)市場(chǎng)：輔助服務(wù)包括頻率控制備用、頻率恢復(fù)調(diào)頻、替代備用、電 壓控制、黑啟動(dòng)等，通過(guò)雙邊協(xié)商或公開(kāi)競(jìng)標(biāo)以長(zhǎng)期合同方式獲得，費(fèi)用由用戶(hù) 側(cè)分?jǐn)偂?
澳大利亞輔助服務(wù)市場(chǎng)：提供的輔助服務(wù)包括頻率控制、網(wǎng)絡(luò)支持控制輔助服務(wù)， 其中頻率控制采用招投標(biāo)，網(wǎng)絡(luò)支持控制服務(wù)采用簽訂長(zhǎng)協(xié)方式，費(fèi)用有發(fā)電企 業(yè)和用戶(hù)共同承擔(dān)。
綜合對(duì)比，我國(guó)與國(guó)外電力輔助服務(wù)市場(chǎng)存在以下主要不同：
調(diào)峰在國(guó)外一般不作為輔助服務(wù)品種出現(xiàn)。我國(guó)電價(jià)體系仍然偏計(jì)劃性質(zhì)，將調(diào) 峰列為服務(wù)內(nèi)容，而國(guó)外調(diào)峰主要通過(guò)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格發(fā)展作用實(shí)現(xiàn)，因此調(diào) 峰在國(guó)外一般不作為輔助服務(wù)品種出現(xiàn)。
在國(guó)外電力用戶(hù)承擔(dān)部分或全部輔助服務(wù)費(fèi)用。我國(guó)電力服務(wù)輔助補(bǔ)償費(fèi)用主要 由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)，2019H1 火電、風(fēng)電、水電在電力輔助服務(wù)費(fèi)用分?jǐn)偡謩e占比 56%、24%、8%。而國(guó)外主要由電力用戶(hù)承擔(dān)此費(fèi)用。
3.2 美國(guó)：政策+技術(shù)實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能規(guī)?；?/strong>
美國(guó)的儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)開(kāi)發(fā)早于中國(guó)，目前主要通過(guò)市場(chǎng)化和優(yōu)惠政策已經(jīng)實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)能的 規(guī)?；?/strong>從 2007 年開(kāi)始，美國(guó)就對(duì)儲(chǔ)能進(jìn)行了市場(chǎng)化探索。從電力公司和零售商 支付大客戶(hù)利用儲(chǔ)能來(lái)替代電網(wǎng)調(diào)峰費(fèi)用開(kāi)始，到電力零售市場(chǎng)的服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制， 最后制定出了一套適用于儲(chǔ)能市場(chǎng)化的市場(chǎng)規(guī)則，一步步完善儲(chǔ)能行業(yè)的商業(yè)化探 索道路。
美國(guó)對(duì)儲(chǔ)能的優(yōu)惠政策分為補(bǔ)貼支持和稅收減免，持續(xù)為企業(yè)減負(fù)，為行業(yè)賦能。
1) 2009 年美國(guó)通過(guò)復(fù)蘇與再投資法案，利用 1.85 億美元資助 16 個(gè)儲(chǔ)能示范項(xiàng) 目；
2) 能源部資助計(jì)劃主要針對(duì)儲(chǔ)能研發(fā)與示范項(xiàng)目提供資金支持，2020 年約 6687 萬(wàn)美元；
3) 發(fā)布一系列《可再生與綠色能源存儲(chǔ)技術(shù)方案》，給電網(wǎng)規(guī)模儲(chǔ)能投資提供 15 億 美元的稅收優(yōu)惠；
4) 投資稅收抵減和五年期加速折舊政策，投資稅收抵免覆蓋與可再生能源進(jìn)行配 套的儲(chǔ)能容量，允許儲(chǔ)能項(xiàng)目按 5~7 年的折舊期加速折舊；
5) 2019 年發(fā)布《儲(chǔ)能稅收激勵(lì)與部署法案》，允許為獨(dú)立儲(chǔ)能系統(tǒng)提供類(lèi)似的投 資稅收抵減。
提出價(jià)格相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標(biāo)，具體化應(yīng)用場(chǎng)景。2020 年 12 月，美國(guó)能源部首次發(fā) 布《儲(chǔ)能大挑戰(zhàn)路線圖》，旨在加速下一代儲(chǔ)能技術(shù)的研發(fā)、制造和應(yīng)用，并建立美 國(guó)在儲(chǔ)能領(lǐng)域的全球領(lǐng)導(dǎo)地位。路線圖按照各種工業(yè)文獻(xiàn)中指出的技術(shù)水平，提出 了一些價(jià)格相關(guān)的產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標(biāo)，從驅(qū)動(dòng)力和價(jià)格目標(biāo)兩方面積極具體化應(yīng)用場(chǎng)景， 實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能的進(jìn)一步市場(chǎng)化。
3.2.1 加州政策目標(biāo)清晰，市場(chǎng)調(diào)度合理，率先完成儲(chǔ)能市場(chǎng)規(guī)?；?/strong>
由于各州資源、特點(diǎn)和電力市場(chǎng)的規(guī)則不同，其儲(chǔ)能市場(chǎng)的發(fā)展有差異，儲(chǔ)能政策 也有差異。加利福尼亞州電力市場(chǎng)是儲(chǔ)能能量規(guī)模最大的地區(qū)，2013 年至 2019 年 加州儲(chǔ)能新增裝機(jī)量占美國(guó)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量的比例平均超過(guò) 25%。
政府推進(jìn)儲(chǔ)能市場(chǎng)化進(jìn)程，電網(wǎng)總體協(xié)調(diào)與用電預(yù)測(cè)為電力靈活調(diào)度賦能。加州在 產(chǎn)業(yè)政策上出臺(tái)法案，規(guī)定 2030 年可再生能源發(fā)電 60%，2045 年可再生能源發(fā) 電 100%。由于需求供給不平衡，電力安全供應(yīng)難等問(wèn)題，對(duì)儲(chǔ)能提出了新的要求。 加州要求三家公用事業(yè)公司實(shí)現(xiàn) 2020 年儲(chǔ)能裝機(jī) 1.8GW 的目標(biāo)，并要求所有公 用事業(yè)公司納入綜合資源計(jì)劃進(jìn)行統(tǒng)籌規(guī)劃。
實(shí)時(shí)市場(chǎng)調(diào)度、需求響應(yīng)系統(tǒng)配置使成熟的電力市場(chǎng)成為可能。2014 年，加州建 立新的實(shí)時(shí)市場(chǎng)，允許電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)商將能量轉(zhuǎn)移到更大的地理區(qū)域以及不同的時(shí)區(qū)， 安排使用成本較低的可再生能源，滿(mǎn)足更大地區(qū)的用電需求。創(chuàng)建凈負(fù)荷曲線，預(yù) 測(cè)負(fù)荷和預(yù)期用電量之間的差值；增加能源儲(chǔ)存、能源效率和需求響應(yīng)系統(tǒng)，匹配 能源生產(chǎn)時(shí)間的使用時(shí)間率。
儲(chǔ)能市場(chǎng)中，各類(lèi)型的儲(chǔ)能設(shè)施可同時(shí)參與日前和實(shí)時(shí)能量、調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用等多 個(gè)電力市場(chǎng)獲取收益。加州電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目通過(guò)調(diào)頻與能量收益盈利，用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能 主要通過(guò)分時(shí)電價(jià)、激勵(lì)補(bǔ)貼與電力市場(chǎng)等方式獲取收益，其中用戶(hù)激勵(lì)補(bǔ)貼是推 動(dòng)用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展的重要因素。
3.2.2 三種資源模型參與交易 DER 技術(shù)成為研究熱點(diǎn)
為方便儲(chǔ)能裝置參與電力市場(chǎng)交易，CAISO 定義了三種資源模型：代理需求響應(yīng)資 源（PDR）、分布式能源（DER）和非發(fā)電資源（NGR），這類(lèi)輔助服務(wù)資源可獲得 容量費(fèi)和調(diào)用的能量費(fèi)。
分布式儲(chǔ)能具有規(guī)模小、分布散的特點(diǎn)，多點(diǎn)聚合成為分布式儲(chǔ)能發(fā)展的趨勢(shì)之一。 DER 形式可以聚合任意形式的分布式資源。分布式資源供應(yīng)商（DERP）只能通過(guò) 調(diào)度協(xié)調(diào)員在批發(fā)能量市場(chǎng)和輔助服務(wù)市場(chǎng)進(jìn)行競(jìng)標(biāo)。當(dāng) DERP 的聚合資源跨越多 個(gè)定價(jià)節(jié)點(diǎn)時(shí)，調(diào)度協(xié)調(diào)員需要聚合每個(gè)節(jié)點(diǎn)的資源份額。美國(guó)加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)行 機(jī)構(gòu)（CAISO）會(huì)針對(duì)聚合層面發(fā)布調(diào)度指令，由 DERP 將這些指令分解到 DERs。 DERs 在定價(jià)節(jié)點(diǎn)級(jí)別提供一個(gè)與調(diào)度指令一致的凈響應(yīng)。
DER 目前參與比較有限，面臨多方面障礙。在經(jīng)濟(jì)效益方面，DER 凈收入較低， 預(yù)測(cè)設(shè)備、監(jiān)控設(shè)備等設(shè)備的大量投入提高了成本。其他兩個(gè)模型由于具有較高的 收益，對(duì) DER 構(gòu)成競(jìng)爭(zhēng)。在技術(shù)方面，每個(gè) DER 都要配備表計(jì)或相關(guān)設(shè)備，提供 輔助服務(wù)時(shí)，必須安裝能夠每隔 1min 傳送數(shù)據(jù)的遙測(cè)系統(tǒng)。此外，還要解決電網(wǎng) 末端雙向流動(dòng)帶來(lái)的電力供需平衡問(wèn)題。
3.2.3 用戶(hù)端受政策影響較大
用戶(hù)端儲(chǔ)能發(fā)展受補(bǔ)貼政策影響較大，補(bǔ)貼政策力度逐漸減小，市場(chǎng)長(zhǎng)期發(fā)展趨好。 加州在 2001 年推出自發(fā)電激勵(lì)計(jì)劃（SGIP 計(jì)劃），并在 2008 年將儲(chǔ)能納入該計(jì) 劃中。該計(jì)劃使用戶(hù)自發(fā)電能夠得到補(bǔ)貼，鼓勵(lì)儲(chǔ)能的發(fā)展。2016 年，加州公共事 業(yè)委員會(huì)將補(bǔ)償分階段逐漸降低；2017 年，加州政府發(fā)布投資稅收減免政策，由光伏充電的儲(chǔ)能項(xiàng)目可按照儲(chǔ)能設(shè)備投資額的 30%抵扣應(yīng)納稅。2020 年，新裝居民 及商業(yè)用戶(hù)光伏設(shè)備減免比例降為 26%，2021 年降至 22%。從 2022 年開(kāi)始，僅 商業(yè)用戶(hù)光伏設(shè)備可享受 10%的減免比例。
3.2.4 技術(shù)為科學(xué)調(diào)峰賦能
CAISO 建立了綜合能源管理平臺(tái)，聯(lián)合了加州的各類(lèi)發(fā)電廠和州政府，預(yù)測(cè)并實(shí)時(shí) 更新加州用電的需求以及儲(chǔ)能的可用供給量，計(jì)算出用電的凈需求。同時(shí)提供各類(lèi) 能源的發(fā)電數(shù)據(jù)以及可再生能源的發(fā)電數(shù)據(jù)，使數(shù)據(jù)使用者對(duì)加州的儲(chǔ)能發(fā)展、能 源結(jié)構(gòu)、新能源發(fā)展情況有了進(jìn)一步的認(rèn)知。同時(shí)，通過(guò)預(yù)測(cè)未來(lái)峰值變化，變被 動(dòng)調(diào)峰為主動(dòng)調(diào)峰，優(yōu)化了儲(chǔ)能配置，提高了儲(chǔ)能利用率。
加州風(fēng)電和光伏發(fā)電比例增長(zhǎng)迅速，儲(chǔ)能應(yīng)用規(guī)模增大。CAISO 還可以自動(dòng)生成當(dāng) 日實(shí)際用電需求曲線以及除去風(fēng)電和光伏發(fā)電后的凈需求曲線。在每日 8 至17 點(diǎn)， 新能源發(fā)電主要由光伏提供。在太陽(yáng)落山后，新能源發(fā)電主要由風(fēng)電提供。從時(shí)間 進(jìn)行縱向?qū)Ρ龋?021 年相比 2018 年，風(fēng)電和光伏發(fā)電占比有了明顯的上漲，正午 12 點(diǎn)的占比從 42.37%上漲至 67.97%，對(duì)儲(chǔ)能應(yīng)用的需求進(jìn)一步提高，規(guī)模也進(jìn) 一步擴(kuò)大。
我國(guó)在新能源政策方面，有望加大儲(chǔ)能補(bǔ)貼以及對(duì)負(fù)荷預(yù)測(cè)有關(guān)技術(shù)的投入力度。 在“十四五”規(guī)劃綱要草案中，明確提出建設(shè)清潔低碳、安全高效的能源體系，提 出要加快發(fā)展非化石能源，堅(jiān)持集中式和分布式并舉，將促進(jìn)國(guó)家新能源及儲(chǔ)能的 發(fā)展。我國(guó)可以加大對(duì)技術(shù)的研發(fā)力度，借鑒 CAISO 的模式，實(shí)時(shí)對(duì)國(guó)內(nèi)電力供 應(yīng)、需求負(fù)荷進(jìn)行監(jiān)測(cè)，在大量數(shù)據(jù)積累基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)出力、負(fù)荷預(yù)測(cè)，提升電力系 統(tǒng)運(yùn)營(yíng)效率及儲(chǔ)能使用率。
3.3 歐洲：用戶(hù)側(cè)成熟度極高
3.3.1 家用儲(chǔ)能獲得高速發(fā)展
過(guò)去十年，歐洲儲(chǔ)能市場(chǎng)取得了顯著增長(zhǎng)，每年新增裝機(jī)量快速提升。2011 年，歐 洲新增裝機(jī)量?jī)H為 4MWh，儲(chǔ)能市場(chǎng)雛形初現(xiàn)。2019 年，新增裝機(jī)量躍升至 1672MWh，相對(duì) 2018 年同比增長(zhǎng) 83.74%。
隨著歐洲各國(guó)加速能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，家用儲(chǔ)能市場(chǎng)快速發(fā)展。目前，歐洲已成為全球 最大的家用儲(chǔ)能市場(chǎng)。根據(jù) SolarPower Europe 數(shù)據(jù)顯示，2019 年歐洲家用儲(chǔ)能 新增裝機(jī)量達(dá)到 745MWh，同比增長(zhǎng) 57%；累計(jì)裝機(jī)量達(dá)到 1997MWh，同比增長(zhǎng) 60%。
德國(guó)是歐洲家用儲(chǔ)能市場(chǎng)領(lǐng)導(dǎo)者，2019 年新增裝機(jī)量占比達(dá)到 66%。雖然受到新 冠疫情影響，德國(guó)家用儲(chǔ)能市場(chǎng)在 2020Q1 仍保持較好增勢(shì)，累計(jì)裝機(jī)即將突破 1000MW。
3.3.2 “光伏+儲(chǔ)能”模式憑借經(jīng)濟(jì)性?xún)?yōu)勢(shì)提升規(guī)模
歐洲用戶(hù)側(cè)主要存在三種用電方案：
完全電網(wǎng)購(gòu)電：沒(méi)有安裝屋頂光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)，電力需求完全從電網(wǎng)采購(gòu)。
僅安裝光伏系統(tǒng)，未安裝儲(chǔ)能系統(tǒng)：自發(fā)自用比例僅占 20-35%，午間光伏高發(fā) 電量時(shí)將過(guò)剩電力賣(mài)回給電網(wǎng)，夜間光伏不工作時(shí)從電網(wǎng)回購(gòu)部分電力。
“光伏+儲(chǔ)能”配套使用：自發(fā)自用比例提升至 60-90%，將午間富余電力賣(mài)回給 電網(wǎng)。
隨著歐洲居民電價(jià)上漲，光儲(chǔ)成本下探，光儲(chǔ)配套經(jīng)濟(jì)性日益顯著。德國(guó)、意大利、 英國(guó)、瑞士等歐洲發(fā)達(dá)國(guó)家購(gòu)電成本高昂，且呈現(xiàn)持續(xù)上升的趨勢(shì)。以德國(guó)為例， 家庭購(gòu)電成本從 2015 年的 28.7 歐分/kWh 上升至 2019 年的 30.5 歐分/kWh，且在 未來(lái)預(yù)期繼續(xù)上漲。與此同時(shí)，光伏與“光伏+儲(chǔ)能”的 LCOE 不斷下降，光伏配 套、電力自發(fā)自用模式的經(jīng)濟(jì)性越來(lái)越顯著。
此外，“光伏+儲(chǔ)能”模式帶來(lái)更多靈活性，促進(jìn)光儲(chǔ)領(lǐng)域創(chuàng)新商業(yè)案例的出現(xiàn)。不 同設(shè)備與虛擬電廠（VPP）的結(jié)合，為家用儲(chǔ)能市場(chǎng)帶來(lái)更多價(jià)值創(chuàng)造途徑。
3.3.3 多樣化政策出臺(tái)帶動(dòng)歐洲光儲(chǔ)發(fā)展
2019 年，歐盟出臺(tái) CEP（Clean Energy Package）計(jì)劃，提出歐洲能源政策最新 框架。CEP 計(jì)劃包括 8 項(xiàng)立法法案以及旨在促進(jìn)清潔能源過(guò)渡的各項(xiàng)措施，其中 2019/943 法規(guī)與 2019/944 指令特別提到，將大力支持家用儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展，消除發(fā) 展中可能存在的財(cái)務(wù)障礙。
CEP 計(jì)劃之外，各國(guó)出臺(tái)多樣化政策促進(jìn)家用儲(chǔ)能發(fā)展。常見(jiàn)政策包括對(duì)終端消費(fèi) 者進(jìn)行直接財(cái)務(wù)激勵(lì)、對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)實(shí)施稅收減免、撥款進(jìn)行建筑綜合改造，低成本 裝配家用儲(chǔ)能系統(tǒng)等。
其中，現(xiàn)金補(bǔ)貼是支持家用儲(chǔ)能系統(tǒng)部署最快速且最直接的方式，通過(guò)減少儲(chǔ)能系 統(tǒng)安裝成本，鼓勵(lì)光伏客戶(hù)配套儲(chǔ)能系統(tǒng)。實(shí)踐表明，定額補(bǔ)貼（例如 2000 歐元 /光儲(chǔ)系統(tǒng)）激勵(lì)效果不佳，更有效的補(bǔ)貼可以分為基準(zhǔn)補(bǔ)貼與基于容量（例如 200 歐元/kWh）的變動(dòng)部分。目前，德國(guó)、意大利、奧地利、比利時(shí)等國(guó)家均實(shí)施該項(xiàng) 政策。
此外，光伏行業(yè)發(fā)展初期，歐洲各國(guó)出臺(tái)大量補(bǔ)貼政策以推動(dòng)行業(yè)迅速發(fā)展。常見(jiàn) 政策包括上網(wǎng)電價(jià)補(bǔ)貼政策（Feed-in tariff , FIT）與凈計(jì)量政策（Net-metering, NEM） 等。隨著光伏行業(yè)不斷成熟，歐洲電力市場(chǎng)由政策化逐步向市場(chǎng)化發(fā)展，各國(guó)的 FIT 和 NEM 政策正逐步到期或削減。儲(chǔ)能的推廣應(yīng)用可以減少行業(yè)對(duì)光伏補(bǔ)貼政策的 依賴(lài)，“光伏+儲(chǔ)能”模式有望得到進(jìn)一步推廣。
3.3.4 德國(guó)：引領(lǐng)歐洲儲(chǔ)能市場(chǎng)
德國(guó)是用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展最為成熟的國(guó)家之一，其中家用儲(chǔ)能是德國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)的主要構(gòu)成部分。據(jù) BNEF、SolorPower Europe 數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，2019 年德國(guó)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量 為 910MWh，其中家用儲(chǔ)能新增裝機(jī)量達(dá)到 496MWh，占比 54.51%。
德國(guó)家用儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展成熟的主要原因包括高比例的可再生能源發(fā)電、居民零售電 價(jià)整體上升以及光伏補(bǔ)貼轉(zhuǎn)向家用儲(chǔ)能：
可再生能源供電比例不斷提高，促進(jìn)儲(chǔ)能市場(chǎng)向前發(fā)展。2010 年，德國(guó)聯(lián)邦政府 發(fā)布《能源規(guī)劃綱要》，推動(dòng)能源轉(zhuǎn)型戰(zhàn)略發(fā)展。近年來(lái)，德國(guó)可再生能源發(fā)電量 呈逐步上升趨勢(shì)，2019 年達(dá)到 333,200GWh，占比達(dá)到 53.9%。隨著可再生能 源供電比例不斷提高，電網(wǎng)波動(dòng)性加強(qiáng)，儲(chǔ)能將有助于維持電網(wǎng)穩(wěn)定性，保障用 電質(zhì)量，與可再生能源一同向前發(fā)展。
家庭購(gòu)電成本高昂，居民零售電價(jià)不斷上漲。2020 年，德國(guó)居民零售電價(jià)為 0.38 美元/kWh，在歐洲主要國(guó)家中高居榜首。2019 年德國(guó)平均電價(jià)水平為 2006 年 的 1.55 倍，其中可再生能源附加費(fèi)從 2006 年的 0.88 歐分/kWh 增至 2019 年的 6.41 歐分/kWh，增幅達(dá) 7.28 倍。隨著未來(lái)電價(jià)不斷上漲，德國(guó)居民將逐步提高 電力自發(fā)自用比例，家用儲(chǔ)能將進(jìn)一步發(fā)展。
光伏 FIT 逐年下降，補(bǔ)貼政策轉(zhuǎn)向家用儲(chǔ)能。德國(guó)的并網(wǎng)補(bǔ)貼自 2009 年后大幅 減少，以裝機(jī)容量低于 10kW 的居民屋頂項(xiàng)目為例，并網(wǎng)補(bǔ)貼價(jià)格從 2009 年的 0.43 歐元/kWh 降低到 2012 年的 0.24 歐元/kWh。與此同時(shí)，德國(guó)復(fù)興發(fā)展銀行 通過(guò) KFW275 計(jì)劃，為現(xiàn)有和新增光伏用戶(hù)配套儲(chǔ)能提供補(bǔ)貼，推動(dòng)德國(guó)居民自 發(fā)自用，降低用電成本。
在能源轉(zhuǎn)型和歐盟碳中和目標(biāo)的引領(lǐng)下，德國(guó)電力系統(tǒng)向更高比例新能源不斷邁進(jìn)。 未來(lái)，蓬勃發(fā)展的用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能將為電力系統(tǒng)靈活性提供支撐。與此同時(shí)，完善的政 策與市場(chǎng)機(jī)制也將驅(qū)動(dòng)德國(guó)儲(chǔ)能行業(yè)煥發(fā)全新活力。
3.3.5 啟示：歐洲市場(chǎng)成熟經(jīng)驗(yàn)值得借鑒
我們認(rèn)為歐洲儲(chǔ)能市場(chǎng)蓬勃發(fā)展的原因主要有以下三點(diǎn)：
積極挖掘電力靈活性資源，應(yīng)對(duì)高比例風(fēng)光消納帶來(lái)的挑戰(zhàn)。歐洲主要國(guó)家可再 生能源發(fā)電比例較高且不斷提升，為保障電網(wǎng)穩(wěn)定性與供電可靠性，各個(gè)國(guó)家積 極挖掘靈活性資源，充分發(fā)揮調(diào)節(jié)能力。當(dāng)煤電和氣電等傳統(tǒng)手段無(wú)法完全應(yīng)對(duì) 挑戰(zhàn)，新能源配儲(chǔ)成為良好的解決方案，儲(chǔ)能市場(chǎng)伴隨新能源快速發(fā)展。
電力市場(chǎng)化程度較高，電價(jià)體系靈活性強(qiáng)。歐盟是電力市場(chǎng)化改革的先行者，經(jīng) 過(guò) 20 年時(shí)間，歐洲電力市場(chǎng)化程度已經(jīng)達(dá)到較高水平。自由化的電力市場(chǎng)中， 儲(chǔ)能資源可參與現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)等多個(gè)電力市場(chǎng)并獲取收益。隨著歐洲 電力市場(chǎng)化進(jìn)程的持續(xù)推進(jìn)，儲(chǔ)能系統(tǒng)將朝向商業(yè)化繼續(xù)發(fā)展。
以德國(guó)為例，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的出清價(jià)格調(diào)節(jié)機(jī)制，有利于靈活性資源的發(fā)展。電 力現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格往往與清潔能源發(fā)電量的盈余程度成反比。當(dāng)風(fēng)光出力不足， 現(xiàn)貨市場(chǎng)出清價(jià)上漲時(shí)，靈活性資源得益于其快速響應(yīng)能力，會(huì)在秒級(jí)和分鐘級(jí) 別快速響應(yīng)提高出力，達(dá)成較好的盈利。因此，建設(shè)靈活性資源的商業(yè)成熟度會(huì) 大大增強(qiáng)，儲(chǔ)能作為優(yōu)質(zhì)靈活性資源將得以發(fā)展。
政策補(bǔ)貼推動(dòng)儲(chǔ)能行業(yè)不斷發(fā)展。政策補(bǔ)貼在行業(yè)發(fā)展初期起到極為重要的驅(qū)動(dòng) 作用，隨著光伏技術(shù)不斷成熟，市場(chǎng)化導(dǎo)向愈發(fā)明確，歐洲國(guó)家紛紛削弱光伏補(bǔ) 貼，逐步轉(zhuǎn)向儲(chǔ)能市場(chǎng)，推動(dòng)儲(chǔ)能市場(chǎng)高速發(fā)展。
未來(lái)，隨著光伏滲透率及光伏配儲(chǔ)滲透率的進(jìn)一步提升，歐洲儲(chǔ)能市場(chǎng)發(fā)展前景廣 闊。根據(jù) SolorPower Europe 預(yù)測(cè)，2023 年，歐洲家用儲(chǔ)能市場(chǎng)新增裝機(jī)量將突 破 1GWh。細(xì)分來(lái)看，德國(guó)、意大利、英國(guó)家用儲(chǔ)能市場(chǎng)都將蓬勃發(fā)展，
目前，中國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)已度過(guò)從 0 到 1 階段，正在從 1 到∞的發(fā)展階段。隨著“30·60”目標(biāo)的提出，如何應(yīng)對(duì)可再生能源發(fā)展成為重要議題。與此同時(shí)，政府提出深化電 力市場(chǎng)化改革，并積極部署儲(chǔ)能政策補(bǔ)貼。中國(guó)應(yīng)當(dāng)立足自身國(guó)情，學(xué)習(xí)借鑒歐洲 儲(chǔ)能市場(chǎng)成熟經(jīng)驗(yàn)，推動(dòng)中國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)向前發(fā)展。
4. 供給側(cè)：電池儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈已具備競(jìng)爭(zhēng)力
4.1 各類(lèi)儲(chǔ)能形式對(duì)比
4.1.1 鋰電池性能領(lǐng)先其他儲(chǔ)能形式
儲(chǔ)能主要是指能量的存儲(chǔ)，主要作用是將電能以各種形態(tài)存儲(chǔ)起來(lái)，在需要時(shí)釋放 出來(lái)，實(shí)現(xiàn)時(shí)間維度上能源轉(zhuǎn)移。儲(chǔ)能按形式分為幾大類(lèi)：機(jī)械類(lèi)儲(chǔ)能、電磁類(lèi)儲(chǔ) 能、電化學(xué)類(lèi)儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能、氫儲(chǔ)能等。
從各種儲(chǔ)能形式的綜合性能對(duì)比，電池儲(chǔ)能在使用效率、布局靈活性、循環(huán)壽命、 投資成本等方面具有綜合優(yōu)勢(shì)，是目前最適合規(guī)模化發(fā)展的儲(chǔ)能形式。
電化學(xué)儲(chǔ)能有多種形式，包括磷酸鐵鋰、三元、鈦酸鋰、鉛酸、鉛炭、液流等，電 池儲(chǔ)能容量和抽水蓄能等儲(chǔ)能形式不具備優(yōu)勢(shì)，因此倍率性能、循環(huán)壽命非常重要， 磷酸鐵鋰電池憑借在這兩項(xiàng)優(yōu)異性能，以及相對(duì)較低的成本，成為目前最具有發(fā)展 潛力的電池儲(chǔ)能形式。
根據(jù) CNESA 全球儲(chǔ)能項(xiàng)目庫(kù)的統(tǒng)計(jì)，2000 年至 2019 年底中國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)累計(jì)裝機(jī) 中，抽水蓄能占比 93.4%，電化學(xué)儲(chǔ)能占比 5.3%。鋰電池是電化學(xué)儲(chǔ)能中占比最 高儲(chǔ)能形式，占比達(dá)到 80.6%。
從全球儲(chǔ)能裝機(jī)比例來(lái)看，2000~2019 年全球的儲(chǔ)能市場(chǎng)累計(jì)裝機(jī)中，抽水蓄能占 92.6%，電化學(xué)類(lèi)儲(chǔ)能占比 5.2%，其中鋰電池占電化學(xué)儲(chǔ)能 88.8%的比例，具有壓 倒性?xún)?yōu)勢(shì)。從我國(guó)及全球的裝機(jī)規(guī)模比例可以得出：不論是我國(guó)還是全球的趨勢(shì)中， 抽水蓄能和鋰離子電池是當(dāng)下最為廣泛的儲(chǔ)能技術(shù)，未來(lái)也仍將是儲(chǔ)能的主要發(fā)展 方向。
4.1.2 抽水蓄能發(fā)展速度在減緩
世界上第一座抽水蓄能電站誕生于 20 世紀(jì)上半期的歐洲，當(dāng)時(shí)主要用于調(diào)節(jié)常規(guī) 水電站發(fā)電的季節(jié)不確定性，汛期蓄水干涸季節(jié)發(fā)電。后隨著時(shí)代的變遷，不僅發(fā) 達(dá)國(guó)家包括許多發(fā)展中國(guó)家逐漸建立大量核電站，從而抽水蓄能電站輔佐核電站， 主要用于調(diào)峰及備用功能。
2014~2019 年中國(guó)抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)量增加近 10GW，截止 2019 年底，我國(guó)累計(jì) 裝機(jī)量已達(dá)到 30.3GW。2017 年抽水蓄能新增裝機(jī)突破 4GW，為近幾年新增裝機(jī) 最高年份。
20 世紀(jì) 90 年代初開(kāi)始液化天然氣及石油氣電站大量增加，抽水蓄能電站發(fā)展逐漸 緩慢。21 世紀(jì)新能源的問(wèn)世、特高壓電網(wǎng)快速發(fā)展，抽水蓄能發(fā)展迎來(lái)新的高峰且 逐漸全球化，從 2000 年到 2019 年抽水蓄能在我國(guó)及全球累計(jì)裝機(jī)規(guī)模都處于壓 倒性?xún)?yōu)勢(shì)。
但在所有儲(chǔ)能形式中，抽水蓄能的劣勢(shì)在于局限性較大，廠址建設(shè)非常依賴(lài)地理?xiàng)l 件，建設(shè)成本高，并且建設(shè)周期長(zhǎng)達(dá) 7-8 年，大型建設(shè)容易破壞生態(tài)平衡，所以抽 水蓄能無(wú)法在世界各地簡(jiǎn)易地被隨時(shí)隨地使用，抽水蓄能更適合作為大型發(fā)電項(xiàng)目 配套。
4.1.3 鋰電池儲(chǔ)能最具發(fā)展?jié)摿?/strong>
從 20 世紀(jì) 50 年代的石油危機(jī)使人類(lèi)開(kāi)始尋找新的能源，同時(shí)軍事、航空、醫(yī)藥等 領(lǐng)域也對(duì)此提出了需求，鋰電池最早于 20 世紀(jì) 90 年代才由日本索尼公司開(kāi)發(fā)成功 實(shí)現(xiàn)商品化。隨著時(shí)代的發(fā)展和科技的更新，近十年問(wèn)世的智能手機(jī)、筆記本電腦 及各類(lèi)電子移動(dòng)設(shè)備及交通工具及儲(chǔ)能方向的廣泛應(yīng)用，使目前鋰電池儲(chǔ)能的市場(chǎng) 規(guī)模目前僅次于有著近百年發(fā)展歷史的抽水蓄能。
2014 年至 2019 年中國(guó)鋰電儲(chǔ)能發(fā)展進(jìn)入快車(chē)道。截止 2020 年底，我國(guó)鋰電儲(chǔ)能 累計(jì)裝機(jī)量已達(dá)到 2.14GW，2016、2018 新增裝機(jī)同比增長(zhǎng)達(dá) 827%、544%，2020年累計(jì)裝機(jī)量已是 2014 年的 34 倍，顯示了鋰電儲(chǔ)能的飛速發(fā)展。
隨著鋰電池的廣泛應(yīng)用，我國(guó)已出臺(tái)各種鋰電池材料標(biāo)準(zhǔn)，鋰電池價(jià)格雖高，但應(yīng) 用效率可在 95%以上。與抽水蓄能不同的是，鋰電儲(chǔ)能選址建設(shè)靈活且建設(shè)周期短， 并且循環(huán)壽命長(zhǎng)。鋰電池技術(shù)由于在新能源汽車(chē)、5G 基站、電動(dòng)工具等領(lǐng)域的廣 泛應(yīng)用，技術(shù)進(jìn)步及成本下降速度飛快，未來(lái)仍然具有很大潛力可以挖掘，在儲(chǔ)能 領(lǐng)域也將發(fā)揮更大的作用。
4.2 成本下降持續(xù)提升鋰電儲(chǔ)能競(jìng)爭(zhēng)力
4.2.1 電池 PACK 是儲(chǔ)能系統(tǒng)成本決定因素
儲(chǔ)能系統(tǒng)主要由電池組 PACK、儲(chǔ)能變流器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）、能量 管理系統(tǒng)（EMS），以及變壓器、配置系統(tǒng)等構(gòu)成。
儲(chǔ)能系統(tǒng)建造成本除了設(shè)備購(gòu)置成本外，還有 EPC 及管理費(fèi)用。電池組 PACK 在 儲(chǔ)能系統(tǒng)中成本占比最高，往往在 50~60%左右的水平，電池成本直接決定了儲(chǔ)能 系統(tǒng)在成本上的競(jìng)爭(zhēng)力。
儲(chǔ)能系統(tǒng)成本與配置充放電時(shí)長(zhǎng)存在負(fù)相關(guān)，即充放電時(shí)長(zhǎng)越長(zhǎng)的系統(tǒng)，系統(tǒng)單位 成本會(huì)越低。這是由于儲(chǔ)能系統(tǒng)中，電池組是以容量為單位計(jì)算成本，而 PCS 以 功率為單位計(jì)算成本，長(zhǎng)時(shí)長(zhǎng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)能夠通過(guò)大容量減小各部分單位成本。充 放電時(shí)長(zhǎng) 4h 的儲(chǔ)能系統(tǒng)電池成本占比 55%，而 0.5h 的儲(chǔ)能系統(tǒng)中電池成本降為 24%。
4.2.2 未來(lái)儲(chǔ)能系統(tǒng)降本空間巨大
鋰電池價(jià)格下降潛力給了儲(chǔ)能系統(tǒng)降本最大信心和動(dòng)力。儲(chǔ)能電池作為鋰電池眾多 應(yīng)用領(lǐng)域之一，充分享受到了鋰電池降本的紅利。由于在動(dòng)力電池、電動(dòng)工具、5G 基站等領(lǐng)域的規(guī)?；瘧?yīng)用和持續(xù)技術(shù)迭代，鋰電池價(jià)格不斷下降，從2010年的1191 美元/kWh，下降至 2020 年 137 美元/kWh，整體降幅達(dá) 87%，CAGR=-19.4%。鋰 電池領(lǐng)域仍然在不斷進(jìn)行產(chǎn)品研發(fā)、工藝提升，預(yù)計(jì)仍可保持每年 10%以上的降本 幅度。
由于儲(chǔ)能系統(tǒng)中最大成本項(xiàng)的電池組成本不斷下降，儲(chǔ)能系統(tǒng)綜合成本亦處于下降 通道。預(yù)計(jì) 2030 年儲(chǔ)能綜合成本可以降至 165 美元/kWh，較 2020 年的 304 美元 /kWh 下降 45.7%，持續(xù)降本是不斷提升儲(chǔ)能競(jìng)爭(zhēng)力的最有力支持。
電池是最大成本下降貢獻(xiàn)項(xiàng)。從絕對(duì)值角度，從 2020 到 2030 年，儲(chǔ)能系統(tǒng) 139 美元/kWh 的成本降幅中，有 93 美元/kWh 來(lái)自電池成本下降，占比達(dá)到 67%。電 池自身成本從 2020 的 161 美元/kWh，下降到 2030 年的 68 美元/kWh，共下降 57.8%，體現(xiàn)了極強(qiáng)降本能力。
從儲(chǔ)能系統(tǒng)各部分成本占比角度，未來(lái)電池成本不斷下降，但部分成本如 PCS、 EMS、變壓器、EPC 等相對(duì)剛性，會(huì)導(dǎo)致未來(lái)電池成本占比下降，其他部分成本占 比上升，整體降本曲線到后期斜率變小。
4.3 儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈蘊(yùn)藏大機(jī)遇
4.3.1 產(chǎn)業(yè)鏈分工明確，龍頭優(yōu)勢(shì)突出
儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈涉及的環(huán)節(jié)眾多，從電池制造到 EPC 施工，再到各種場(chǎng)景下運(yùn)營(yíng)，電 池制造環(huán)節(jié)與動(dòng)力電池企業(yè)存在交集，EPC 施工環(huán)節(jié)與光伏、風(fēng)電施工企業(yè)存在交 集，運(yùn)營(yíng)商和電網(wǎng)企業(yè)存在交集，儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈已經(jīng)是電力體系中非常重要的一部分。
儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈主要參與商分為以下幾類(lèi)：
上游：設(shè)備制造商。電池制造商多與動(dòng)力電池制造商重合，儲(chǔ)能變流器制造商多 與光伏逆變器制造商重合，屬于同類(lèi)或類(lèi)似產(chǎn)品在新領(lǐng)域的應(yīng)用。
中游：系統(tǒng)集成商。部分設(shè)備制造商、專(zhuān)業(yè)集成商均參與該環(huán)節(jié)，該環(huán)節(jié)核心在 于對(duì)儲(chǔ)能領(lǐng)域的深刻理解及經(jīng)驗(yàn)積累。
下游：系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商。央企、地方國(guó)企、民企均參與該環(huán)節(jié)，未來(lái)央企在大基地新 能源基地建設(shè)優(yōu)勢(shì)將愈發(fā)突出，對(duì)儲(chǔ)能需求也將持續(xù)增長(zhǎng)。
寧德時(shí)代在電池領(lǐng)域遙遙領(lǐng)先。2019 年儲(chǔ)能電池裝機(jī)量排名第一的是寧德時(shí)代， 裝機(jī)量達(dá)到第二名的3倍以上。寧德時(shí)代憑借在動(dòng)力電池領(lǐng)域技術(shù)和市場(chǎng)領(lǐng)先地位， 將其復(fù)用至儲(chǔ)能領(lǐng)域，展示了巨大的優(yōu)勢(shì)。
陽(yáng)光電源在儲(chǔ)能變流器持續(xù)發(fā)力并取得領(lǐng)先。儲(chǔ)能變流器屬于電力電子設(shè)備，與逆 變器具有極強(qiáng)的技術(shù)相關(guān)性，因此在逆變器領(lǐng)域具備優(yōu)勢(shì)的企業(yè)，在儲(chǔ)能變流器同 樣具有非常領(lǐng)先的市場(chǎng)份額。2019 年陽(yáng)光電源在儲(chǔ)能變流器裝機(jī)排名遙遙領(lǐng)先， 未來(lái)公司也將重點(diǎn)繼續(xù)發(fā)力此領(lǐng)域。
陽(yáng)光電源儲(chǔ)能集成規(guī)模最大。儲(chǔ)能系統(tǒng)集成需要對(duì)儲(chǔ)能領(lǐng)域有非常深刻的理解和實(shí) 踐經(jīng)驗(yàn)，并且具有強(qiáng)大的供應(yīng)鏈管理能力，因此系統(tǒng)集成商排名靠前的企業(yè)，多為 深耕儲(chǔ)能領(lǐng)域多年的資深廠家。2019 年陽(yáng)光電源在儲(chǔ)能系統(tǒng)集成商位列首位，公 司強(qiáng)大的電站開(kāi)發(fā)能力，以及儲(chǔ)能變流器等設(shè)備制造能力，為系統(tǒng)集成業(yè)務(wù)繼續(xù)做 大做強(qiáng)奠定基礎(chǔ)。
4.3.2 我國(guó)將繼續(xù)主導(dǎo)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈
從全球維度出發(fā)，我國(guó)儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)芤嬗阡囯姵匦袠I(yè)的快速發(fā)展，在全球處于領(lǐng)先 地位。根據(jù) BNEF 統(tǒng)計(jì)的全球鋰電池供應(yīng)鏈排名數(shù)據(jù)，我國(guó)在 2020 年趕超了過(guò)去 十年間領(lǐng)先的日本和韓國(guó)，成為新的領(lǐng)頭羊。我國(guó)電池產(chǎn)業(yè)領(lǐng)先的原因包括：1）國(guó) 內(nèi)龐大電池需求，包括新能源汽車(chē)、儲(chǔ)能、5G 基站等領(lǐng)域快速增長(zhǎng)大幅提升鋰電 池需求；2）我國(guó)掌控了全球 80%電池金屬精煉產(chǎn)能、77%的電芯產(chǎn)能和 60%的關(guān) 鍵原材料產(chǎn)能。預(yù)計(jì)到 2025 年，我國(guó)將持續(xù)保持全球鋰電池供應(yīng)鏈主導(dǎo)地位，對(duì) 于儲(chǔ)能行業(yè)帶來(lái)強(qiáng)力支撐。在取得領(lǐng)先的同時(shí)，我國(guó)鋰電產(chǎn)業(yè)鏈仍然存在一些需要解決的問(wèn)題，這直接關(guān)系到 包括儲(chǔ)能在內(nèi)的相關(guān)行業(yè)長(zhǎng)期發(fā)展。
我國(guó)在監(jiān)管、基礎(chǔ)設(shè)施及創(chuàng)新領(lǐng)域需繼續(xù)提升。2020 年，日本和韓國(guó)在全球鋰電 池供應(yīng)鏈排名分別位列第二和第三，日韓在監(jiān)管、基礎(chǔ)設(shè)施及創(chuàng)新方面領(lǐng)先我國(guó)，未來(lái)該領(lǐng)域需要繼續(xù)努力提升。
碳中和推進(jìn)提出將提升環(huán)境指標(biāo)。我國(guó)的環(huán)境指標(biāo)排名相對(duì)靠后，碳中和目標(biāo)的 提出，以及具體執(zhí)行工作推進(jìn)，對(duì)于鋰電池等新能源設(shè)備生產(chǎn)環(huán)境指標(biāo)提升，將 產(chǎn)生極大積極作用。
