中國儲能網(wǎng)訊：1.電化學儲能是新型電力系統(tǒng)建設不可或缺的環(huán)節(jié)
1.1.新能源大規(guī)模并網(wǎng)對電網(wǎng)運行效率和安全性造成沖擊
“雙碳”目標推動電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)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(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)》， 提出在“雙碳”目標背景下，我國電力系統(tǒng)將向以新能源為主體的新型電 力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，儲能作為靈活調(diào)節(jié)電源在新型電力系統(tǒng)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，我國風電裝機規(guī)模 328.48GW，光伏裝機規(guī)模 306.56GW。2021 年風電發(fā)電量為 6556 億 千瓦時，占比 7.83%，太陽能發(fā)電量 3270 億千瓦時，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(guī)模并網(wǎng)帶來電網(wǎng)效率安全問題。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(cè)的發(fā)電量和負荷側(cè)的用電量必須相等。 由于負荷側(cè)相對更分散、不受控制的程度更高，往往通過控制發(fā)電側(cè)的 出力曲線來配合負荷側(cè)的用電需求，以達成電網(wǎng)的實時平衡。我國主力 電源為火電，可以通過控制燃料投放來控制出力，而風電、光伏發(fā)電出力由自然資源決定，人為干預作用小，且風光資源日前預測精度相對低。
風電出力存在反調(diào)峰特性，配臵可調(diào)節(jié)電源勢在必行。根據(jù)山西省大風季典型風電出力曲線和負荷曲線可見，風電出力和負荷二者具有較大 差異，風電在 21 時至次日 5 時出力處于相對高位，而此時用電負荷卻是一天中的最低位。光伏出力曲線和負荷曲線相對更適配，白天為曲線 高位，但以湖北省為例，20 時至 23 時負荷仍處于相對高位，而此時光伏出力為 0。因此當新能源發(fā)電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線差異將對電網(wǎng)的運行效率和安全造成沖擊，或?qū)е麓罅織夛L棄光現(xiàn)象。
1.2.電化學儲能具備獨特優(yōu)勢
新能源配儲是我國電化學儲能第一大應用。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(qū)間，配臵時長 1-2 小時，推動我國電化學儲能高速增長。根據(jù)《2022 儲能產(chǎn)業(yè)研究 報告》，2021年我國新能源配儲占電化學儲能應用的 45.40%，我國電 化學儲能主要應用在電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)來支持風光新能源消納和新型電力 系統(tǒng)建設。（報告來源：未來智庫）
相比抽水蓄能，電化學儲能更加靈活。2021 年中國抽水蓄能裝機功率 38GW，占比全部儲能的 86.52%，電化學儲能裝機功率 5GW，占比 11.78%，抽水蓄能是我國存量儲能的主要形式。2021 年中國新增抽水 蓄能裝機 5GW，占比 71.14%，電化學儲能新增 2GW，占比 24.94%， 電化學儲能裝機增速超過抽水蓄能。抽水蓄能需要尋找合適地形及水域， 同時可能涉及搬遷移民問題，外部限制因素較多，建設期通常長達數(shù)年。 我國水電資源主要集中在南方地區(qū)尤其是西南地區(qū)，西北等地區(qū)缺發(fā)建 設大型抽蓄配套新能源的條件。而電化學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發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與 電力市場和調(diào)度運用的通知》（下簡稱“《通知》”），在《國家發(fā)展改革 委、國家能源局關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》的基礎上，提出建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力 市場，堅持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調(diào)度運行機制，發(fā)揮儲能技術優(yōu)勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業(yè)健康 發(fā)展的總體要求。
從《通知》看電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)未來重點推進的儲能商業(yè)模式： 電源側(cè)儲能，目前以風光新能源配建為主，1）可轉(zhuǎn)為獨立儲能；2） 可與所配建的電源視為一個整體；3）同一儲能主體可以按照部分容量 獨立、部分容量聯(lián)合兩種方式同時參與電力市場。電網(wǎng)側(cè)儲能主要通過 兩種途徑獲得收益，1）參與中長期市場與現(xiàn)貨市場，通過電力交易發(fā) 揮移峰填谷和頂峰發(fā)電作用；2）提供電力輔助服務。用戶側(cè)儲能主要 是通過峰谷價差獲取收益。本報告將重點討論電網(wǎng)側(cè)儲能提供電力輔助 服務的收益。
加快推動儲能配合電網(wǎng)調(diào)峰，明確儲能充電不計輸配電價。此前，關 于儲能充電是否需承擔輸配電價等費用，各地沒有明確統(tǒng)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 擔輸配電價和政府性基金及附加，這一規(guī)定將大幅降低儲能充電成本。 我們統(tǒng)計了部分省份 2022 年 6 月代理購電的用電價格，輸配電價和政 府性基金及附加合計占用電價格的比例超過 30%，以江蘇省為例，代 理購電價格、輸配電價、政府性基金及附加分別為 0.4594、0.2110、 0.0294 元/kWh，輸配電價及政府性基金占用電價格比例為 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(guī)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(diào)峰：最重要的電力輔助服務，初步具備經(jīng)濟性
2.1.調(diào)峰輔助服務補償
調(diào)峰是指為跟蹤系統(tǒng)負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網(wǎng)主體 根據(jù)調(diào)度指令進行的發(fā)用電功率調(diào)整或設備啟停所提供的服務。當出力 曲線不易控制的新能源并網(wǎng)比例逐漸增加，調(diào)峰的重要性日益凸顯?？?以看到，調(diào)峰的目的和電力交易、峰谷價差相同，都是為了保持電網(wǎng)兩 側(cè)電能的實時平衡。但當市場化手段不足以解決發(fā)電側(cè)和負荷側(cè)電能不 平衡問題時，就需要電網(wǎng)調(diào)度可調(diào)節(jié)機組進行調(diào)峰。參與調(diào)峰的機組一 般是火電、核電、抽水蓄能、新型儲能等可調(diào)節(jié)電源。（報告來源：未來智庫）
有償調(diào)峰分為深度調(diào)峰和啟停調(diào)峰。深度調(diào)峰指機組接受電網(wǎng)調(diào)度指 令，將有功出力減小到額定容量的一定比率以下，對火電來說一般降低 到 40-50%可以達到補償標準，對儲能來說一般接受電網(wǎng)指令進入充電 狀態(tài)即可得到補償。啟停調(diào)峰指機組因系統(tǒng)調(diào)峰需要而停運，且在 72 小時內(nèi)再次啟動本機組或同一電廠內(nèi)其他機組的調(diào)峰方式。無論哪種調(diào) 峰方式，只有接到和執(zhí)行電網(wǎng)指令的部分才能得到補償，電站自主行為 沒有補償。我們重點關注調(diào)用更頻繁普遍的深度調(diào)峰。
參考陜西和寧夏調(diào)峰市場運行情況，調(diào)峰費用已占電費一定比例。根據(jù)西北能監(jiān)局數(shù)據(jù)，2021 年全年陜西省內(nèi)調(diào)峰電量 13.23 億 kWh，調(diào) 峰補償 5.19 億元，調(diào)峰均價為 0.39 元/kWh；寧夏省內(nèi)調(diào)峰電量 8.83 億 kWh，調(diào)峰補償 5.32 億元，調(diào)峰均價為 0.60 元/kWh。2021 年兩省發(fā)電量分別為 2615 和 2007 億 kWh，按燃煤 標桿電價陜西 0.3545 元/kWh、寧夏 0.2595 元/kWh 計算，調(diào)峰費用分 別占兩省上網(wǎng)電費的 0.56%和 1.02%。隨著新能源并網(wǎng)比例的提升， 調(diào)峰電量和費用規(guī)模有望進一步增長。
從定價機制劃分，調(diào)峰補償分為固定補償和市場化補償兩種。我國早 期主要對輔助服務進行固定補償， 2015 年至今開啟對輔助服務市場化 的探索。市場化調(diào)峰流程主要為：服務提供方在日前申報調(diào)峰價格和電 量，調(diào)度機構(gòu)以服務成本最小為原則進行排序，形成出清價格（即最后 一名中標者申報的價格），所有中標者均以出清價格結(jié)算。調(diào)峰當日， 服務提供方執(zhí)行調(diào)度指令并最終獲得補償。
目前各地多采用市場化補償，最高固定補償金額達 0.792 元/kWh。國 網(wǎng)區(qū)域主要采取市場化補償模式，收益不確定性較強；南網(wǎng)區(qū)域采用固 定補償模式。大多數(shù)地區(qū)都對儲能設臵準入門檻，小規(guī)模儲能可采用聚 合形式參與市場。目前政策下，針對儲能固定補償較高的地區(qū)為廣東 （0.792 元/kWh）、云南（0.6624 元/kWh），執(zhí)行市場化模式報價上限 較高的地區(qū)為福建（1 元/kWh）、寧夏（0.6 元/kWh）、華北區(qū)域（0.6 元/kWh）等。
2.2.儲能調(diào)峰收益測算
我們對儲能參與調(diào)峰收益進行測算，主要假設如下： （1）參考近期儲能招標價格，假設儲能項目造價為 1.80 元/Wh，其中 電芯價格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲能系統(tǒng)其他設備、其他電氣 設備和土建 1 元/Wh，按 20 年折舊； （2）參考寧德時代等電池廠商產(chǎn)品性能，假設儲能電池循環(huán)次數(shù) 5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，參考陽光工匠光伏網(wǎng)數(shù)據(jù)，假設系 統(tǒng)充放電深度為 93%、能量轉(zhuǎn)換效率為 88%； （3）假設調(diào)峰補償為 0.7 元/kWh，每年調(diào)用 500 次； （4）假設儲能需承擔充放電電量損耗，電價按全國燃煤標桿平均 0.37 元/kWh 結(jié)算；（5）運維費用參考風電運維招標價格，為每年 0.025 元/Wh； （6）享受所得稅“三免三減半”政策。
電化學儲能調(diào)峰初步具備經(jīng)濟性。在年調(diào)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(jù)敏感性分析結(jié)果，調(diào)峰價格在 0.7 元/kWh 以上時收益率情況較好。我們對儲能項目 IRR 和項目造價、調(diào)峰價格之間的關系進行敏感性分 析，當調(diào)峰價格達到 0.7 元/kWh 以上時，項目造價在 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(qū)已具備經(jīng)濟性；調(diào)峰價格 在 0.5 元/kWh 以下的項目相對經(jīng)濟性不佳。隨著電化學儲能技術發(fā)展， 電池壽命提升、系統(tǒng)造價下降，儲能收益率有望進一步提高。（報告來源：未來智庫）
3.儲能調(diào)頻：電化學儲能具有優(yōu)勢，在大部分地區(qū)具備可行性
3.1.調(diào)頻輔助服務補償
調(diào)頻是指電力系統(tǒng)頻率偏離目標頻率時，并網(wǎng)主體通過調(diào)速系統(tǒng)、自 動發(fā)電控制等方式，調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。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會導致電 網(wǎng)頻率的改變。為了將頻率穩(wěn)定在 50Hz 附近，需要進行調(diào)頻。
調(diào)頻分為一次調(diào)頻和二次調(diào)頻。一次調(diào)頻是指當電力系統(tǒng)頻率偏離目標 頻率時，常規(guī)機組通過調(diào)速系統(tǒng)的自動反應、新能源和儲能等并網(wǎng)主體 通過快速頻率響應，調(diào)整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。二次調(diào) 頻是指并網(wǎng)主體通過自動功率控制技術，包括自動發(fā)電控制（AGC）、 自動功率控制（APC）等，跟蹤電力調(diào)度機構(gòu)下達的指令，按照一定調(diào) 節(jié)速率實時調(diào)整發(fā)用電功率，以滿足電力系統(tǒng)頻率、聯(lián)絡線功率控制要 求的服務，對儲能來說主要是 AGC 服務。由于一次調(diào)頻在大部分區(qū)域 為并網(wǎng)基本要求，不予補償，我們重點關注二次調(diào)頻。
電化學儲能調(diào)頻具備一定優(yōu)勢。調(diào)頻對速度和精度要求較高，火電機組 的 AGC 調(diào)頻性能存在延遲、偏差現(xiàn)象，而電化學儲能 AGC 跟蹤曲線 與指令曲線基本能達到一致，做到精準調(diào)節(jié)，基本不會出現(xiàn)火電調(diào)頻中 的調(diào)節(jié)反向、調(diào)節(jié)偏差和調(diào)節(jié)延遲等問題。衡量調(diào)頻性能的指標為 K 值，通過響應速度 K1、調(diào)節(jié)速率 K2、響應精度 K3 三個指標加權(quán)平均 得出。根據(jù)陽光電源數(shù)據(jù)，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(diào)頻調(diào)度和補償?shù)闹匾罁?jù)，電化 學儲能在獲取調(diào)頻收益上較有優(yōu)勢。
調(diào)頻補償規(guī)模小于調(diào)峰。以甘肅省為例，根據(jù)甘肅能監(jiān)辦數(shù)據(jù)，2021 年 5-12 月調(diào)頻補償總額為 1.06 億元；根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，同期甘肅 發(fā)電量為 1136 億 kWh，按燃煤標桿電價 0.2978 元/kWh 計算電費，調(diào) 頻補償占電費的比重為 0.31%。相同方式計算湖南省數(shù)據(jù)，2021 年調(diào) 頻補償總額為 1.71 億元，調(diào)頻補償占電費的比重為 0.23%。隨著新能 源并網(wǎng)比例的提升，調(diào)頻費用規(guī)模有望進一步增長。
調(diào)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 價格機制看，調(diào)頻市場化程度總體上低于調(diào)峰，部分區(qū)域未設立調(diào)頻市 場，且未明確儲能的市場主體地位。在明確儲能可參加調(diào)頻的區(qū)域/市 場中，調(diào)頻主要補償包括里程補償和容量補償兩種，部分地區(qū)還有現(xiàn)貨 補償?shù)绕渌问?，其中里程補償主要依據(jù)調(diào)頻里程計算，容量補償主要 依據(jù)調(diào)用容量計算。各地的補償標準差異較大，且補償?shù)挠嬎惴绞揭泊?在差異。
以較有代表性的福建省為例說明調(diào)頻補償?shù)挠嬎惴绞剑豪锍萄a償=調(diào)節(jié) 系數(shù) M*調(diào)頻里程*性能綜合指標 K*市場出清價格，其中 M 根據(jù)市場運 行情況調(diào)整，暫定 M=1；K 值根據(jù) K1、K2、K3 計算得出；市場報價 上限為 12 元/MW。容量補償=每月 AGC 投運率*可調(diào)節(jié)容量*補償標準， 補償標準為 960 元/MW，可調(diào)節(jié)容量為可投入 AGC 的運行的調(diào)節(jié)容量 上、下限之差。（報告來源：未來智庫）
3.2.儲能調(diào)頻收益測算
我們參考福建省調(diào)頻補償標準及計算方式對儲能參與調(diào)頻收益進行測算， 主要假設如下：
（1）參考近期儲能招標價格，假設儲能項目造價為 1.80 元/Wh，其中 電芯價格為 0.80 元/Wh，按 10 年折舊；儲能系統(tǒng)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(diào)頻經(jīng)濟性研究》，我們假設儲 能每 5min 被調(diào)度一次，調(diào)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）參考寧德時代等電池廠商產(chǎn)品性能，假設儲能電池循環(huán)次數(shù) 5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，參考陽光工匠光伏網(wǎng)數(shù)據(jù)，假設系 統(tǒng)充放電深度為 93%、能量轉(zhuǎn)換效率為 88%； （5）假設儲能需承擔充放電電量損耗，電價按全國燃煤標桿平均 0.37 元/kWh 結(jié)算； （6）運維費用參考風電運維 0.05 元/W 的招標價格，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(diào)頻收益率優(yōu)于調(diào)峰。在上述假設條件下，測算調(diào)頻儲能項目 IRR 為 14.21%，高于調(diào)峰。調(diào)頻項目 IRR 對調(diào)用頻率和里程補償較為敏感，在多數(shù)地區(qū)已具備可 行性。我們對儲能項目 IRR 和調(diào)用頻率、調(diào)用比例的關系進行敏感性 分析，IRR 對調(diào)用頻率比較敏感，若調(diào)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?shù)年P系進行敏感 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 項目 IRR 均達到 9%以上，部分地區(qū)的補償標準或報價上限可以滿足這 一要求。
4.投資分析
能源結(jié)構(gòu)低碳化轉(zhuǎn)型持續(xù)推進，風電、光伏在“十四五”期間裝機規(guī)模 高增長的確定性高。風光大規(guī)模并網(wǎng)帶來電網(wǎng)運行安全和效率問題，建 設可調(diào)節(jié)電源勢在必行。電化學儲能具備建設靈活、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電化學儲能發(fā)展。
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）
精選報告來
