2022年储能行业之电化学储能分析 电化学储能调峰初步具备经济性

1.电化学储能是新型电力系统建设不可或缺的环节

1.1.新能源大规模并网对电网运行效率和安全性造成冲击

“双碳”目标推动电力系统转型。2022 年 4 月，国家发改委发布文章 《完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统》， 提出在“双碳”目标背景下，我国电力系统将向以新能源为主体的新型电 力系统转型，储能作为灵活调节电源在新型电力系统中承担重任。 新能源装机及发电量比例不断上升。截至 2021 年，我国风电装机规模 328.48GW，光伏装机规模 306.56GW。2021 年风电发电量为 6556 亿 千瓦时，占比 7.83%，太阳能发电量 3270 亿千瓦时，占比 3.91%，发 电量合计占比 11.74%，较 2016 年的 5.10%提升 6.64pct。

新能源大规模并网带来电网效率安全问题。电是一种不易储存的能量， 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。 由于负荷侧相对更分散、不受控制的程度更高，往往通过控制发电侧的 出力曲线来配合负荷侧的用电需求，以达成电网的实时平衡。我国主力 电源为火电，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。

风电出力存在反调峰特性，配臵可调节电源势在必行。根据山西省大风季典型风电出力曲线和负荷曲线可见，风电出力和负荷二者具有较大 差异，风电在 21 时至次日 5 时出力处于相对高位，而此时用电负荷却 是一天中的最低位。光伏出力曲线和负荷曲线相对更适配，白天为曲线 高位，但以湖北省为例，20 时至 23 时负荷仍处于相对高位，而此时光 伏出力为 0。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。

1.2.电化学储能具备独特优势

新能源配储是我国电化学储能第一大应用。2021 年起，各省密集发布 新能源项目配套储能政策，配臵比例主要在 10%-20%区间，配臵时长 1-2 小时，推动我国电化学储能高速增长。根据《2022 储能产业研究 报告》，2021 年我国新能源配储占电化学储能应用的 45.40%，我国电 化学储能主要应用在电源侧和电网侧来支持风光新能源消纳和新型电力 系统建设。（报告来源：未来智库）

相比抽水蓄能，电化学储能更加灵活。2021 年中国抽水蓄能装机功率 38GW，占比全部储能的 86.52%，电化学储能装机功率 5GW，占比 11.78%，抽水蓄能是我国存量储能的主要形式。2021 年中国新增抽水 蓄能装机 5GW，占比 71.14%，电化学储能新增 2GW，占比 24.94%， 电化学储能装机增速超过抽水蓄能。抽水蓄能需要寻找合适地形及水域， 同时可能涉及搬迁移民问题，外部限制因素较多，建设期通常长达数年。 我国水电资源主要集中在南方地区尤其是西南地区，西北等地区缺发建 设大型抽蓄配套新能源的条件。而电化学储能则对外界条件要求不高， 建设期较短，单体投资小，因而成为新能源配储的普遍选择。

1.3.独立储能商业模式日渐明晰

完善储能市场机制，保障储能合理收益。2022 年 6 月 7 日，国家发改 委办公厅、国家能源局综合司公开发布《关于进一步推动新型储能参与 电力市场和调度运用的通知》（下简称“《通知》”），在《国家发展改革 委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》的基础上，提 出建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力 市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康 发展的总体要求。

从《通知》看电源侧、电网侧、用户侧未来重点推进的储能商业模式： 电源侧储能，目前以风光新能源配建为主，1）可转为独立储能；2） 可与所配建的电源视为一个整体；3）同一储能主体可以按照部分容量 独立、部分容量联合两种方式同时参与电力市场。电网侧储能主要通过 两种途径获得收益，1）参与中长期市场与现货市场，通过电力交易发 挥移峰填谷和顶峰发电作用；2）提供电力辅助服务。用户侧储能主要 是通过峰谷价差获取收益。本报告将重点讨论电网侧储能提供电力辅助 服务的收益。

加快推动储能配合电网调峰，明确储能充电不计输配电价。此前，关 于储能充电是否需承担输配电价等费用，各地没有明确统一的标准。 《通知》特别指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承 担输配电价和政府性基金及附加，这一规定将大幅降低储能充电成本。 我们统计了部分省份 2022 年 6 月代理购电的用电价格，输配电价和政 府性基金及附加合计占用电价格的比例超过 30%，以江苏省为例，代 理购电价格、输配电价、政府性基金及附加分别为 0.4594、0.2110、 0.0294 元/kWh，输配电价及政府性基金占用电价格比例为 34.35%。 若储能充电需支付这两部分费用，将大幅提高充电成本，因此这一规定 将明确储能项目边界条件，保障储能合理收益，提高储能投资意愿。

2.储能调峰：最重要的电力辅助服务，初步具备经济性

2.1.调峰辅助服务补偿

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。可 以看到，调峰的目的和电力交易、峰谷价差相同，都是为了保持电网两 侧电能的实时平衡。但当市场化手段不足以解决发电侧和负荷侧电能不 平衡问题时，就需要电网调度可调节机组进行调峰。参与调峰的机组一 般是火电、核电、抽水蓄能、新型储能等可调节电源。（报告来源：未来智库）

有偿调峰分为深度调峰和启停调峰。深度调峰指机组接受电网调度指 令，将有功出力减小到额定容量的一定比率以下，对火电来说一般降低 到 40-50%可以达到补偿标准，对储能来说一般接受电网指令进入充电 状态即可得到补偿。启停调峰指机组因系统调峰需要而停运，且在 72 小时内再次启动本机组或同一电厂内其他机组的调峰方式。无论哪种调 峰方式，只有接到和执行电网指令的部分才能得到补偿，电站自主行为 没有补偿。我们重点关注调用更频繁普遍的深度调峰。

参考陕西和宁夏调峰市场运行情况，调峰费用已占电费一定比例。根据西北能监局数据，2021 年全年陕西省内调峰电量 13.23 亿 kWh，调 峰补偿 5.19 亿元，调峰均价为 0.39 元/kWh；宁夏省内调峰电量 8.83 亿 kWh，调峰补偿 5.32 亿元，调峰均价为 0.60 元/kWh。2021 年两省发电量分别为 2615 和 2007 亿 kWh，按燃煤 标杆电价陕西 0.3545 元/kWh、宁夏 0.2595 元/kWh 计算，调峰费用分 别占两省上网电费的 0.56%和 1.02%。随着新能源并网比例的提升， 调峰电量和费用规模有望进一步增长。

从定价机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。我国早 期主要对辅助服务进行固定补偿， 2015 年至今开启对辅助服务市场化 的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电 量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最后 一名中标者申报的价格），所有中标者均以出清价格结算。调峰当日， 服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。

目前各地多采用市场化补偿，最高固定补偿金额达 0.792 元/kWh。国 网区域主要采取市场化补偿模式，收益不确定性较强；南网区域采用固 定补偿模式。大多数地区都对储能设臵准入门槛，小规模储能可采用聚 合形式参与市场。目前政策下，针对储能固定补偿较高的地区为广东 （0.792 元/kWh）、云南（0.6624 元/kWh），执行市场化模式报价上限 较高的地区为福建（1 元/kWh）、宁夏（0.6 元/kWh）、华北区域（0.6 元/kWh）等。

2.2.储能调峰收益测算

我们对储能参与调峰收益进行测算，主要假设如下： （1）参考近期储能招标价格，假设储能项目造价为 1.80 元/Wh，其中 电芯价格为 0.80 元/Wh，按 10 年折旧；储能系统其他设备、其他电气 设备和土建 1 元/Wh，按 20 年折旧； （2）参考宁德时代等电池厂商产品性能，假设储能电池循环次数 5000 次，EOL 为 80%，线性衰减，参考阳光工匠光伏网数据，假设系 统充放电深度为 93%、能量转换效率为 88%； （3）假设调峰补偿为 0.7 元/kWh，每年调用 500 次； （4）假设储能需承担充放电电量损耗，电价按全国燃煤标杆平均 0.37 元/kWh 结算；（5）运维费用参考风电运维招标价格，为每年 0.025 元/Wh； （6）享受所得税“三免三减半”政策。

电化学储能调峰初步具备经济性。在年调用 500 次、补偿标准 0.7 元 /kWh、电池寿命 5000 次的假设下，储能项目 IRR 为 9.16%，具备一 定经济性。根据敏感性分析结果，调峰价格在 0.7 元/kWh 以上时收益率情况较好。我们对储能项目 IRR 和项目造价、调峰价格之间的关系进行敏感性分 析，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。随着电化学储能技术发展， 电池寿命提升、系统造价下降，储能收益率有望进一步提高。（报告来源：未来智库）

3.储能调频：电化学储能具有优势，在大部分地区具备可行性

3.1.调频辅助服务补偿

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。我国 电网的额定频率为 50Hz，电网发电功率和负荷功率不匹配时会导致电 网频率的改变。为了将频率稳定在 50Hz 附近，需要进行调频。

调频分为一次调频和二次调频。一次调频是指当电力系统频率偏离目标 频率时，常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体 通过快速频率响应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。二次调 频是指并网主体通过自动功率控制技术，包括自动发电控制（AGC）、 自动功率控制（APC）等，跟踪电力调度机构下达的指令，按照一定调 节速率实时调整发用电功率，以满足电力系统频率、联络线功率控制要 求的服务，对储能来说主要是 AGC 服务。由于一次调频在大部分区域 为并网基本要求，不予补偿，我们重点关注二次调频。

电化学储能调频具备一定优势。调频对速度和精度要求较高，火电机组 的 AGC 调频性能存在延迟、偏差现象，而电化学储能 AGC 跟踪曲线 与指令曲线基本能达到一致，做到精准调节，基本不会出现火电调频中 的调节反向、调节偏差和调节延迟等问题。衡量调频性能的指标为 K 值，通过响应速度 K1、调节速率 K2、响应精度 K3 三个指标加权平均 得出。根据阳光电源数据，广东佛山恒益 600MW 机组在配臵 3%储能 后，K 值提升了 3.4 倍。鉴于 K 值是调频调度和补偿的重要依据，电化 学储能在获取调频收益上较有优势。

调频补偿规模小于调峰。以甘肃省为例，根据甘肃能监办数据，2021 年 5-12 月调频补偿总额为 1.06 亿元；根据国家统计局数据，同期甘肃 发电量为 1136 亿 kWh，按燃煤标杆电价 0.2978 元/kWh 计算电费，调 频补偿占电费的比重为 0.31%。相同方式计算湖南省数据，2021 年调 频补偿总额为 1.71 亿元，调频补偿占电费的比重为 0.23%。随着新能 源并网比例的提升，调频费用规模有望进一步增长。

调频补偿主要分为里程补偿和容量补偿，各地补偿标准差异较大。从 价格机制看，调频市场化程度总体上低于调峰，部分区域未设立调频市 场，且未明确储能的市场主体地位。在明确储能可参加调频的区域/市 场中，调频主要补偿包括里程补偿和容量补偿两种，部分地区还有现货 补偿等其他形式，其中里程补偿主要依据调频里程计算，容量补偿主要 依据调用容量计算。各地的补偿标准差异较大，且补偿的计算方式也存 在差异。

以较有代表性的福建省为例说明调频补偿的计算方式：里程补偿=调节 系数 M*调频里程*性能综合指标 K*市场出清价格，其中 M 根据市场运 行情况调整，暂定 M=1；K 值根据 K1、K2、K3 计算得出；市场报价 上限为 12 元/MW。容量补偿=每月 AGC 投运率*可调节容量*补偿标准， 补偿标准为 960 元/MW，可调节容量为可投入 AGC 的运行的调节容量 上、下限之差。（报告来源：未来智库）

3.2.储能调频收益测算

我们参考福建省调频补偿标准及计算方式对储能参与调频收益进行测算， 主要假设如下：

（1）参考近期储能招标价格，假设储能项目造价为 1.80 元/Wh，其中 电芯价格为 0.80 元/Wh，按 10 年折旧；储能系统其他设备、其他电气 设备和土建 1 元/Wh，按 20 年折旧； （2）参考《基于储能全寿命周期成本的调频经济性研究》，我们假设储 能每 5min 被调度一次，调用比例为 80%，K 值取 1； （3）里程补偿标准为 10 元/MW，容量补偿标准为 960 元/MW，每年 设备投运 350 天； （4）参考宁德时代等电池厂商产品性能，假设储能电池循环次数 5000 次，EOL 为 80%，线性衰减，参考阳光工匠光伏网数据，假设系 统充放电深度为 93%、能量转换效率为 88%； （5）假设储能需承担充放电电量损耗，电价按全国燃煤标杆平均 0.37 元/kWh 结算； （6）运维费用参考风电运维 0.05 元/W 的招标价格，为每年 0.025 元 /Wh； （7）项目享受所得税“三免三减半”政策。

测算调频收益率优于调峰。在上述假设条件下，测算调频储能项目 IRR 为 14.21%，高于调峰。调频项目 IRR 对调用频率和里程补偿较为敏感，在多数地区已具备可 行性。我们对储能项目 IRR 和调用频率、调用比例的关系进行敏感性 分析，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。对项目 IRR 和里程补偿、容量补偿的关系进行敏感 性分析，容量补偿对 IRR 的影响较小，里程补偿达到 8 元/MW 以上时 项目 IRR 均达到 9%以上，部分地区的补偿标准或报价上限可以满足这 一要求。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）