中國儲能網訊：1.電化學儲能是新型電力系統建設不可或缺的環節
1.1.新能源大規模并網對電網運行效率和安全性造成沖擊
“雙碳”目標推動電力系統轉型。2022 年 4月，國家發改委發布文章 《完善儲能成本補償機制，助力構建以新能源為主體的新型電力系統》， 提出在“雙碳”目標背景下，我國電力系統將向以新能源為主體的新型電 力系統轉型，儲能作為靈活調節電源在新型電力系統中承擔重任。 新能源裝機及發電量比例不斷上升。截至 2021 年，我國風電裝機規模 328.48GW，光伏裝機規模 306.56GW。2021 年風電發電量為 6556 億 千瓦時，占比 7.83%，太陽能發電量 3270 億千瓦時，占比 3.91%，發 電量合計占比 11.74%，較 2016 年的 5.10%提升 6.64pct。
新能源大規模并網帶來電網效率安全問題。電是一種不易儲存的能量， 在不配臵儲能的前提下，發電側的發電量和負荷側的用電量必須相等。 由于負荷側相對更分散、不受控制的程度更高，往往通過控制發電側的 出力曲線來配合負荷側的用電需求，以達成電網的實時平衡。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。
風電出力存在反調峰特性，配臵可調節電源勢在必行。根據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。因此當新能源發電量占比達到一定程度，電源和負荷的曲線差異將對電網的運行效率和安全造成沖擊，或導致大量棄風棄光現象。
1.2.電化學儲能具備獨特優勢
新能源配儲是我國電化學儲能第一大應用。2021年起，各省密集發布 新能源項目配套儲能政策，配臵比例主要在 10%-20%區間，配臵時長 1-2 小時，推動我國電化學儲能高速增長。根據《2022 儲能產業研究 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和電網側來支持風光新能源消納和新型電力 系統建設。（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，建設期通常長達數年。 我國水電資源主要集中在南方地區尤其是西南地區，西北等地區缺發建 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，國家發改 委辦公廳、國家能源局綜合司公開發布《關于進一步推動新型儲能參與 電力市場和調度運用的通知》（下簡稱“《通知》”），在《國家發展改革 委、國家能源局關于加快推動新型儲能發展的指導意見》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，持續完善調度運行機制，發揮儲能技術優勢，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益，促進行業健康 發展的總體要求。
從《通知》看電源側、電網側、用戶側未來重點推進的儲能商業模式： 電源側儲能，目前以風光新能源配建為主，1）可轉為獨立儲能；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、部分容量聯合兩種方式同時參與電力市場。電網側儲能主要通過 兩種途徑獲得收益，1）參與中長期市場與現貨市場，通過電力交易發 揮移峰填谷和頂峰發電作用；2）提供電力輔助服務。用戶側儲能主要 是通過峰谷價差獲取收益。本報告將重點討論電網側儲能提供電力輔助 服務的收益。
加快推動儲能配合電網調峰，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，各地沒有明確統一的標準。 《通知》特別指出，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承 擔輸配電價和政府性基金及附加，這一規定將大幅降低儲能充電成本。 我們統計了部分省份 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.儲能調峰：最重要的電力輔助服務，初步具備經濟性
2.1.調峰輔助服務補償
調峰是指為跟蹤系統負荷的峰谷變化及可再生能源出力變化，并網主體 根據調度指令進行的發用電功率調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比例逐漸增加，調峰的重要性日益凸顯?？?以看到，調峰的目的和電力交易、峰谷價差相同，都是為了保持電網兩 側電能的實時平衡。但當市場化手段不足以解決發電側和負荷側電能不 平衡問題時，就需要電網調度可調節機組進行調峰。參與調峰的機組一 般是火電、核電、抽水蓄能、新型儲能等可調節電源。（報告來源：未來智庫）
有償調峰分為深度調峰和啟停調峰。深度調峰指機組接受電網調度指 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指令進入充電 狀態即可得到補償。啟停調峰指機組因系統調峰需要而停運，且在 72 小時內再次啟動本機組或同一電廠內其他機組的調峰方式。無論哪種調 峰方式，只有接到和執行電網指令的部分才能得到補償，電站自主行為 沒有補償。我們重點關注調用更頻繁普遍的深度調峰。
參考陜西和寧夏調峰市場運行情況，調峰費用已占電費一定比例。根據西北能監局數據，2021 年全年陜西省內調峰電量 13.23 億 kWh，調 峰補償 5.19 億元，調峰均價為 0.39 元/kWh；寧夏省內調峰電量 8.83 億 kWh，調峰補償 5.32 億元，調峰均價為 0.60 元/kWh。2021 年兩省發電量分別為 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，調峰費用分 別占兩省上網電費的 0.56%和 1.02%。隨著新能源并網比例的提升， 調峰電量和費用規模有望進一步增長。
從定價機制劃分，調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。市場化調峰流程主要為：服務提供方在日前申報調峰價格和電 量，調度機構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算。調峰當日， 服務提供方執行調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 網區域主要采取市場化補償模式，收益不確定性較強；南網區域采用固 定補償模式。大多數地區都對儲能設臵準入門檻，小規模儲能可采用聚 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為廣東 （0.792 元/kWh）、云南（0.6624 元/kWh），執行市場化模式報價上限 較高的地區為福建（1 元/kWh）、寧夏（0.6 元/kWh）、華北區域（0.6 元/kWh）等。
2.2.儲能調峰收益測算
我們對儲能參與調峰收益進行測算，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品性能，假設儲能電池循環次數 5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，參考陽光工匠光伏網數據，假設系 統充放電深度為 93%、能量轉換效率為 88%； （3）假設調峰補償為 0.7 元/kWh，每年調用 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。
電化學儲能調峰初步具備經濟性。在年調用 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 定經濟性。根據敏感性分析結果，調峰價格在 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、調峰價格之間的關系進行敏感性分 析，當調峰價格達到 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，在部分地區已具備經濟性；調峰價格 在 0.5 元/kWh 以下的項目相對經濟性不佳。隨著電化學儲能技術發展， 電池壽命提升、系統造價下降，儲能收益率有望進一步提高。（報告來源：未來智庫）
3.儲能調頻：電化學儲能具有優勢，在大部分地區具備可行性
3.1.調頻輔助服務補償
調頻是指電力系統頻率偏離目標頻率時，并網主體通過調速系統、自 動發電控制等方式，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。我國 電網的額定頻率為 50Hz，電網發電功率和負荷功率不匹配時會導致電 網頻率的改變。為了將頻率穩定在 50Hz 附近，需要進行調頻。
調頻分為一次調頻和二次調頻。一次調頻是指當電力系統頻率偏離目標 頻率時，常規機組通過調速系統的自動反應、新能源和儲能等并網主體 通過快速頻率響應，調整有功出力減少頻率偏差所提供的服務。二次調 頻是指并網主體通過自動功率控制技術，包括自動發電控制（AGC）、 自動功率控制（APC）等，跟蹤電力調度機構下達的指令，按照一定調 節速率實時調整發用電功率，以滿足電力系統頻率、聯絡線功率控制要 求的服務，對儲能來說主要是 AGC 服務。由于一次調頻在大部分區域 為并網基本要求，不予補償，我們重點關注二次調頻。
電化學儲能調頻具備一定優勢。調頻對速度和精度要求較高，火電機組 的 AGC 調頻性能存在延遲、偏差現象，而電化學儲能 AGC 跟蹤曲線 與指令曲線基本能達到一致，做到精準調節，基本不會出現火電調頻中 的調節反向、調節偏差和調節延遲等問題。衡量調頻性能的指標為 K 值，通過響應速度 K1、調節速率 K2、響應精度 K3 三個指標加權平均 得出。根據陽光電源數據，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 值是調頻調度和補償的重要依據，電化 學儲能在獲取調頻收益上較有優勢。
調頻補償規模小于調峰。以甘肅省為例，根據甘肅能監辦數據，2021 年 5-12 月調頻補償總額為 1.06 億元；根據國家統計局數據，同期甘肅 發電量為 1136 億 kWh，按燃煤標桿電價 0.2978 元/kWh 計算電費，調 頻補償占電費的比重為 0.31%。相同方式計算湖南省數據，2021 年調 頻補償總額為 1.71 億元，調頻補償占電費的比重為 0.23%。隨著新能 源并網比例的提升，調頻費用規模有望進一步增長。
調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，調頻市場化程度總體上低于調峰，部分區域未設立調頻市 場，且未明確儲能的市場主體地位。在明確儲能可參加調頻的區域/市 場中，調頻主要補償包括里程補償和容量補償兩種，部分地區還有現貨 補償等其他形式，其中里程補償主要依據調頻里程計算，容量補償主要 依據調用容量計算。各地的補償標準差異較大，且補償的計算方式也存 在差異。
以較有代表性的福建省為例說明調頻補償的計算方式：里程補償=調節 系數 M*調頻里程*性能綜合指標 K*市場出清價格，其中 M 根據市場運 行情況調整，暫定 M=1；K 值根據 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*可調節容量*補償標準， 補償標準為 960 元/MW，可調節容量為可投入 AGC 的運行的調節容量 上、下限之差。（報告來源：未來智庫）
3.2.儲能調頻收益測算
我們參考福建省調頻補償標準及計算方式對儲能參與調頻收益進行測算， 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頻經濟性研究》，我們假設儲 能每 5min 被調度一次，調用比例為 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品性能，假設儲能電池循環次數 5000 次，EOL 為 80%，線性衰減，參考陽光工匠光伏網數據，假設系 統充放電深度為 93%、能量轉換效率為 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。
測算調頻收益率優于調峰。在上述假設條件下，測算調頻儲能項目 IRR 為 14.21%，高于調峰。調頻項目 IRR 對調用頻率和里程補償較為敏感，在多數地區已具備可 行性。我們對儲能項目 IRR 和調用頻率、調用比例的關系進行敏感性 分析，IRR 對調用頻率比較敏感，若調用頻率達到 8min 以上，項目難 以取得較好收益。對項目 IRR 和里程補償、容量補償的關系進行敏感 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
能源結構低碳化轉型持續推進，風電、光伏在“十四五”期間裝機規模 高增長的確定性高。風光大規模并網帶來電網運行安全和效率問題，建 設可調節電源勢在必行。電化學儲能具備建設靈活、限制性條件少、響 應速度快等優勢，多地政府出臺政策推動電化學儲能發展。
（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。）
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