能源行业专题研究：从储能到泛灵活性调节资源，百花齐放进行时.pdf

能源行业专题研究：从储能到泛灵活性调节资源，百花齐放进行时。电力实时平衡特点+绿电入市场，催生灵活性调节资源需求。（1）绿电装机 扩大而出力呈高波动性、电能替代消费趋势明显引发负荷侧波动性增大，电 力实时平衡难度加大；（2）绿电上网从“保量保价”向“竞量竞价”过渡，为避 免受弃电率约束及售电合约偏差考核，就需报零价或于现货市场高价购电， 影响盈利能力。灵活性调节资源改善绿电企业消纳问题，辅助电网调节。

不同调节资源各有其用，当前处在共同发展阶段。基于差异化适用场景及发 展初期各自需求空间足够大的背景下，当前不必过于关注不同路线间的互 替。需考量建设周期与发展成熟度（技术&经济性）两个变量：（1）基于不 同建设周期，消纳主力由近及远将依照“火电灵活性改造-抽水蓄能-电化学储 能等新型储能”的顺序，在火电逐步退出、抽蓄优质资源见底后，新型储能 为终局选择；（2）调节资源存在“技术成熟-补偿政策完善-经济性体现”的发 展路径，目前仅抽蓄已跑通、获国家层面政策支持，其余路线因场景局限、 技术不成熟（例如尚存安全隐患）等原因暂时仅有地方性补偿方案。

因此经济性分析除考虑技术降本外，还需关注各省补偿政策、灵活性调节资 源供需关系、电力市场的差异。总体上，各层级政策均聚焦于（调峰）容 量、（调峰）电量、（调频等）辅助服务三类补偿，用于弥补建设及运行中产 生的增量成本、并给予合理收益：

电化学储能：扩增服务类型，3 类模式下经济性逐类加强。（1）2000 元 /KWh 系统成本下，仅依靠（调峰）电量补偿，针对每日一充一放和两充两 放场景，调峰辅助服务价格/现货市场价差需分别高于 0.5、0.6 元/KWh 方可 盈亏平衡;（2）一充一放场景，补充考虑（调峰）容量补偿，当调峰价格/平 均价差为 0.5 元/KWh，对应每年收取容量租赁/容量市场补偿 225 元/KWh 可实现储能电站 IRR 11.4%，经济性显著提升；（3）基于前述假设，补充考 虑（调频）辅助服务补偿，调频价格达到 10 元/MW 可实现储能电站 IRR 22.1%。在理顺盈利路径、现货价差较高省份将迎来电网侧独储与户储高增 速，而配储要求下电源侧储能仍会占装机增量的 8 成。预计至 2025 年三侧 装机合计达 44.4GW（21 年基数仅有 5.2GW），每年维持 50%以上的高增 速，至 2030 年，装机规模有望扩至 92.7GW。

火电灵活性改造：各地新机制设计关注辅助服务提供主体间性能差异（调节 深度指标）、用户侧的费用分担，投资回报确定性提升——预计甘肃某 600MW、实际出力可降至 30%的机组，全年可享补偿 1963 万元/GW，对 应 5~7 年可覆盖改造成本（测算基于按标准上限获得补偿的假设）。按规划 预期，“十四五”有望改造 2 亿千瓦机组。