储能行业专题报告：独立储能电站调峰、调频经济性探讨.pdf

储能行业专题报告：独立储能电站调峰、调频经济性探讨。新能源大规模并网带来电网效率安全问题，配臵可调节电源势在必行。在不配臵储能 的前提下，发电侧的发电量和负荷侧的用电量必须相等。火电可以通过控制燃料投放 来控制出力，而风电、光伏发电出力由自然资源决定，人为干预作用小，且风光资源 日前预测精度相对低。因此当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差 异将对电网的运行效率和安全造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。

部分地区储能调峰已具备经济性。调峰是指为跟踪系统负荷的峰谷变化及可再生能源 出力变化，并网主体根据调度指令进行的发用电功率调整或设备启停所提供的服务。 当出力曲线不易控制的新能源并网比例逐渐增加，调峰的重要性日益凸显。目前，针 对储能调峰，各地多采用市场化补偿，最高固定补偿金额达 0.792 元/kWh。在基础假 设下，我们对储能项目 IRR 进行测算，当调峰价格达到 0.7 元/kWh 以上时，项目造价 在 1.5-1.9 元/Wh 的项目均可取得 8%以上的收益率，在部分地区已具备经济性；调峰 价格在 0.5 元/kWh 以下的项目相对经济性不佳。

储能调频具备性能优势，经济性优于调峰。调频是指电力系统频率偏离目标频率时， 并网主体通过调速系统、自动发电控制等方式，调整有功出力减少频率偏差所提供的 服务。调频对速度和精度要求较高，电化学储能 AGC 跟踪曲线与指令曲线基本能达到 一致，做到精准调节。在基础假设下，我们对储能项目 IRR 进行测算，IRR 对调用频 率比较敏感，若调用频率达到 8min 以上，项目难以取得较好收益；里程补偿达到 8 元 /MW 以上时项目 IRR 均达到 9%以上，部分地区补偿标准或报价上限可满足这一要 求。