储能职业深度研究报告：未来电力系统主角，掌握高价值增量时机

1. 中心观念及关键问题

这篇陈述，咱们挑选从自下而上的视角，从电网负荷需求视点动身，定量剖析电网 调峰、调频需求，而且树立了考虑光伏、储能调峰和调频收益、碳排放收益的新式 电站系统收益模型，以微观电站收益率剖析储能打开潜力。而且剖析国内储能方针 边沿改动，以欧洲、美国储能商场进行参看论述储能商场定位，给出储能未来打开 的方向和空间猜测。

咱们以为本年将会是储能打开史上具有重要意义的一年，职业 在方针建造、规划打开将会迎来重大打破。

1）问题 1：新式电力系统要求下，储能为什么从可选项变为刚需？

在 2030 碳达峰、2060 碳中和方针要求下，中心现已清晰未来要树立以新动力为主 体的新式电力系统，确立了未来光伏、风电的长时刻打开路途，估计“十四五”期间， 光伏、风电年装机量将到达 120GW。新动力装机的快速进步，以及电力系统正在 发生的改动，使得储能刚需特色益发增强。

储能是处理新动力消纳问题的最佳方案。新动力装机的添加，使得弃风、弃光率 存在反弹的或许，加大了电网消纳压力，装备储能是较为灵敏且见效快的处理方 式，而且方针已清晰关于装备储能的新动力电站项目，将给予优先消纳。

电网发电端、负荷端动摇性呈现添加态势。发电端风电、光伏输出功率是天然资 源驱动型，而传统火电、天然气、核电等输出功率是燃料驱动型，可以人工加以 干涉调理。风电、光伏装机占比的快速进步，将下降电力系统发电端的灵敏性。 而负荷端居民用电份额呈现继续上升态势，居民用电负荷曲线较工业、工商业波 动性更大，面对极点气候问题更为杰出。在供需两头动摇性都加大的状况下，未 来储能是进步电网灵敏性的重要选项。

储能供给系统惯量支撑，弥补电网调频才干。传统火电、水电、核电、天然气等 发电方法都经过发电机输出电能，当电网呈现频率动摇时，凭仗着汽轮机组的转 动惯量可以推迟频率动摇趋势。但风电机组转速慢，滚动惯量较小，而光伏发电 无滚动设备，不具有滚动惯量，当电网频率骤变时，呼应才干大幅下降。

未来新 动力占比进步，将使系统滚动惯量下降 30%以上。储能具有超卓的呼应速率，可 以在电网频率动摇时进步电网惯量支撑，而且主动呼应进行一次调频、二次调频。

2）问题 2：储能职业正在发生哪些重要的边沿改动？

方针要求储能在发电侧完结规划化。从 2020 年至今，多个省份发布的新动力建 设办理办法，均清晰了新建光伏、风电机组需求装备 10~20%份额的储能系统， 关于弃风、弃光较为严峻的区域，储能现已成为必选项。关于储能职业，规划化 是打开的第一步，继续进步造血才干为第二步打开方向。

完善电力辅佐服务商场准则扩展储能运用场景。自 2017 年各地连续打开电力辅 助服务商场建造以来，准则不断完善，2020 年 12 月南边区域调频服务商场开端 试运转，标志着首个区域调频服务商场投运。准则清晰了储能未来可以参加的服 务类别和补偿规范，使储能可以愈加大规划参加电网服务、添加收入来历。

经济性问题已有处理方案。关于光伏、风电机组，装备储能会下降 IRR，但经过 电站、储能系统本钱不断下降，让储能参加调峰、调频取得服务补偿费，以及在电气设备职业深度研讨 敬请参看终究一页免责声明 8 / 81 证券研讨陈述 碳买卖商场建造完善后出售碳排放方针取得收益，均可以进步项目收益率，咱们 估计 2~3 年后光储一体将可以完结平价。

3）问题 3：储能职业值得注重的出资时机？ 当时储能处于方针驱动规划化阶段，增量事务是首要 时机，储能系统本钱结构中，电池（占比 60%）、PCS（占比 20%）是占比最高环 节。而且因为储能电池和动力电池、PCS 和光伏逆变器，都归于同类产品的不同应 用场景开发，技能和产能均可同享，我国企业在该范畴现已具有技能及产能优势， 在商场扩展时可以快速完结放量，以及会集度进步。看好电池范畴龙头企业宁德时 代、PCS 及储能系统集成龙头企业阳光电源、活跃布局储能的组串式逆变器龙头固 德威、户用储能抢先者派能科技。

2. 自成系统：我国储能已开发多种场景并成为刚需

2.1 储能方针周期已敞开

全球储能商场经过多年打开，现已初具规划，2020 年估计总装机量超越 10GWh， 比较 2010 年 89MWh 的商场规划，添加 118 倍，比较 2019 年 6.5GWh 装机量， 同比添加 61%，全球储能商场正处于打开快车道。

我国储能相同打开迅速，2020 年估计总装机量超越 2.4GWh，比较 2010 年 9MWh的商场规划，添加 266 倍，比较 2019 年 0.85GWh 装机量，同比添加 182%，我国储能规划增速显着高于全球商场，未来将在全球商场扮演益发重要人物。

电力辅佐服务商场是储能方针的重要方向，也是电力体制变革的重要组成部分。主 要运转机制是，并网发电机组、可调理负荷或电储能设备，依照电网调峰需求，平 滑、安稳调整机组出力或改动机组运转状况或调理负荷。

电力辅佐服务商场可极大推进可再生动力消纳、进步电网灵敏性，利好可再生动力 打开。自 2018 年 5 月宁夏电力辅佐服务商场进入试运转以来，甘肃、新疆、西北 区域、青海和陕西电力辅佐服务商场建造作业相继打开。2020 年 12 月 28 日，南 方区域调频辅佐服务商场发动试运转，调频辅佐服务商场从本来的广东全省和广西 部分水电厂扩展到广东、广西、海南三省(区)，这也是全国首个进入试运转的区域 调频商场，标志着“十四五”电力辅佐服务立异打开正在打开。

近年来各当地针纷繁支撑将储能归入电力辅佐服务商场。2020 年 5 月 19 日，国家 动力局发布《关于树立健全清洁动力消纳长效机制的辅导定见（寻求定见稿）》，为 到达以下三点方针，均提出鼓舞电池储能建造与参加：1）加速构成有利于清洁动力 消纳的电力商场机制；2）全面进步电力系统调理才干；3）着力推进清洁动力消纳 形式立异。

储能参加电力辅佐服务商场呈现出规范化、规划化的趋势。

规范化：电力辅佐服务商场方兴未已，仍处于探究建造阶段，近年来各地连续出 台多项方针，从参加主体、装机规划、电池功率、技能参数等多方面逐步完善可 再生动力电站装备储能的规范规范，推进商场健康有序打开。

规划化：从方针内容上来看，正在阅历从鼓舞树立可再生动力配套储能试点工程， 到新建光伏、风电项目要求批量化装备储能的改变。2020 年至今，湖南、山东、 宁夏等多省市发布强制性或建议性可再生动力电站装备储能的方针，新建光伏风 电项目装备储能的份额大多坐落 10~20%，装备储能时长一般要求 2 小时以上。

除强制性要求可再生动力电站项目装备储能外，多地对电网侧和用户侧储能施行补 贴方针，补助类型触及固定出资、运营以及自主研制等多方面，多种方法推进储能浸透率进步。 “十四五”期间，可再生动力的装机规划扩展对电网将带来更大冲击，也在推进电 力体制变革进程不断加速，储能参加电力辅佐服务商场，不只要利于构成愈加灵敏 的电网调峰机制，一同也可更大极限地发挥储能的经济性效应。在全国及各当地的 方针支撑下，储能职业将和新动力发电一同，朝着规范化、规划化的方向快速打开。

2.2 新式电力系统中储能将成为刚需

2.2.1 我国电网灵敏调理电源占比较低

电网系统正在阅历着从传统动力向新动力转型，在享受着新动力的清洁、低本钱的 一同，电网灵敏性下降的问题也益发杰出。风电+光伏在发电量中占比，已由 2012 年的 2%，进步至 2020 年的 9.3%，而且依据《2021 风电光伏建造办理办法（寻求 定见稿）》，此份额将进步至 11%。风电、光伏因为发电输出依托于可猜测性较差的 天然资源，出力动摇性较大，与用电负荷相关性很低，需求调配具有调频、调峰功用的机组，以防止对电网构成的冲击。

进步电网灵敏性首要依托调峰和调频才干，完结此功用需依托电池储能、抽水蓄能、 燃气电站等灵敏调理电源。依据中电联数据，我国此类灵敏电源装机份额缺乏 6%， “三北”区域新动力装机显着高于全国均匀水平，但灵敏调理电源更是缺乏 3%， 电网调理才干大打折扣。相较其他国家，天然气发电份额较高的欧美国家遍及灵敏 电源比重较高，如美国（灵敏电源占比 49%）、西班牙（34%）、德国（18%）。

2.2.2 居民用电份额进步添加负荷动摇

我国经过多年快速打开，全体用电量逐年添加，电力消费结构也在不断改动，纵向 比照来看，尽管第二工业用电依然占到总用电量的 68%以上，但第一工业、第二产 业用电量继续下降，居民、第三工业用电占比不断进步，2020 年第三工业、居民用 电量占比已到达 16%、15%。

尽管我国居民用电占比正在进步，但从用电结构、人均用电量两个维度横向比照欧美亚发达国家，我国居民用电依然具有十分大进步空间：

我国工业结构依然以工业为主，服务业、消费正在快速打开过程中，电力消费结 构相同如此，未来城市化、工业转型均会进步第三工业、居民用电份额。

从人均用电量视点横向比照，我国人均居民用电量大幅低于发达国家，仅为美国 的 16%，日本的 33%，但我国人均用电量增速远超发达国家，在经济快速打开带 动消费的布景下，居民用电量绝对值将坚持继续上升气势。

未来我国第三工业、居民用电占比估计将继续进步，电网也需求从习气工业负荷过 渡到习气民用负荷。工业、工商业、居民用电因为运用习气的不同，负荷特征截然 不同，工业、工商业用电因为规划较大、运转规矩安稳，相对负荷较易猜测，而居 民用电因为规划小且零星，运转极点不规矩，因而负荷猜测难度较大。而且因为夏 季盛暑、冬天极寒等极点气候影响，愈加重了负荷的动摇性。

极点气候导致电网峰值负荷大幅升高。在全球变暖、燃煤供暖逐步撤销的布景下， 因为空调、电采暖设备的会集运用，峰值负荷被进一步进步，对电网构成了极大的 瞬时冲击，导致停电。本年 1 月国内极寒气候下，多地创出前史新高负荷峰值，1 月 7 日国网区域 11 个省级电网负荷创前史新高，而美国德克萨斯州也因为极寒天 气导致电力缺少，最高电价乃至到达 65 元/kWh。

而因为居民用电份额的继续添加，小型化、不规矩的用户终端占比将不断进步，用 电负荷动摇性将进一步增大。经过比照曩昔 10 年首要省市的用电负荷及用电量数 据，可以发现大部分省市用电负荷增速已高于用电量增速，咱们以为这种趋势未来 仍将连续，电网将面对愈加杂乱的应战。

2.2.3 储能是进步电网灵敏性的刚需挑选

我国电网的灵敏性装机较低、居民用电份额不断上升的特征，决议了电网进步灵敏 性将成为接下来打开刚需。而电池储能凭仗着其极快的呼应速率、灵敏的装备方法， 正在电网灵敏性进步中效果益发杰出，装备储能可以完结以下功用：

供给系统惯量支撑，弥补电网调频才干。传统火电、水电、核电、天然气等发电 方法都经过发电机输出电能，当电网呈现频率动摇时，凭仗着汽轮机组的滚动惯 量可以推迟频率动摇趋势。但风电机组转速慢，滚动惯量较小，而光伏发电无转 动设备，不具有滚动惯量，当电网频率骤变时，呼应才干大幅下降。未来新动力 占比进步，将使系统滚动惯量下降 30%以上。储能具有超卓的呼应速率，可以在 电网频率动摇时进步电网惯量支撑，而且主动呼应进行一次调频、二次调频。

确保短时尖峰负荷供电，大幅节约电网出资。传统电网出资需建造可以满意尖峰 负荷的容量，但尖峰往往继续时刻十分短，例如 2019 年江苏最大负荷为 1.05 亿 千瓦，超越95%最高负荷继续时刻只要55小时，在全年运转商场占比仅有0.6%， 但满意此尖峰负荷供电所需出资高达 420 亿。而假如选用 500 万千瓦/2 小时的 电池储能来确保尖峰负荷供电，所需出资约 200 亿，出资额大幅节约。

促进新动力消纳，进行电网容量灵敏调度。传统火电、核电、天然气等发电方法， 输出功率和燃料供给相关，也就意味着可以人为操控，而风电、光伏输出功率与 资源相关，可猜测性较差，而且无法操控，新动力占比的进步，下降了电网灵敏 性。从负荷特性来看，居民用电晚上负荷最高，而跟着居民用电占比进步，光伏白日输出功率最高、夜间为零的特色与负荷之间违背将益发显着，添加储能系统 完结白日发电量向夜晚用电顶峰搬运，促进了新动力消纳，也为电网调峰添加了 手法。

2.3 多种场景运用丰厚盈余形式

国内电池储能商场在 2017 年曾经打开较为平平，年度新增装机量均在 100MW 以 下。2018 年，在电网侧大规划出资驱动下，储能呈现快速添加，年度新增装机量达 到 513MW，同比添加 833%。2020 年，我国新增装机量打破 1000MW，相对 2019 年同比添加 129%。

储能职业运用场景丰厚，首要可分为发电侧、电网侧、用电侧三类。发电侧对储能 的需求场景类型较多，包含电力调峰、系统调频、可再生动力并网等；电网侧储能 首要用于缓解电网堵塞、推迟输配电扩容晋级等；用户侧储能首要用于电力自发自 用、峰谷价差套利、容量电费办理和进步供电可靠性等。

2020 年，可再生动力并网运用到达 495MW，同比添加 405%，成为储能新增装机 添加的重要驱动力。估计未来几年，可再生动力并网运用将不断添加，2023 年将达 到 850MW，占比高达 41%，用户侧、独立调峰不断添加，电网输配侧、调频坚持 安稳。

2.3.1 发电侧：消纳是新动力打开需打破瓶颈

咱们以为当下处理光伏风电消纳问 题的首要途径有两个：一是风景项目及配套特高压项目同步合作建造；二是运用储 能平衡电网调峰，风景储一体化确保可再生动力的有用消纳。 在 3 月 5 日国家发改委、国家动力局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能 互补打开的辅导定见》中清晰提出，运用存量惯例电源，合理装备储能，统筹各类 电源规划、规划、建造、运营，优先打开新动力，活跃施行存量“风景水火储一体 化”进步，保险推进增量“风景水（储）一体化”，探究增量“风景储一体化”，严 控增量“风景火（储）一体化”。

装备储能可以有用削减弃光、弃风率，防止弃电丢失。以光伏发电为例，正午时段 光伏出力到达顶峰，出力超越电力系统需求，储能系统开端充电；下午进入出力低 谷，出力小于电力系统需求，储能系统开端放电，填补了光伏出力缺乏。

储能系统参加发电侧的平抑动摇，可从源头下降可再生动力发电并网功率的动摇性， 大幅进步可再生动力并网消纳才干。储能装备经过 PCS 变流器接入新动力电厂（风 电场或光伏电站）的出线母线，按捺爬坡、滑润风电场或光伏电站等可再生动力电 厂的出力，进步大容量可再生动力电厂的并网接入才干，为可再生新动力的大规划 发电外送与运用供给技能支撑。

在“30·60”顶层方针的指引下，我国已有近 20 省出台“新动力+储能”配套的鼓 励方针。方针内容首要分为两类：1）给予储能补助；2）划定配储份额，优先支撑 新动力配储项目。短期内，“新动力+储能”项目将首要由强制配套等外部要素推进， 跟着电力商场化的推进，储能本钱将由电力系统各环节一起承当，储能项目本身的 经济性将逐步闪现。

2.3.2 电网侧：源荷动摇性增大布景下储能大有可为

在电源侧，新动力占比不断进步增大了输出端的日间动摇，在负荷侧，居民用电占 比进步使得电网负荷动摇愈加重烈，在这种状况下，电网调理才干有必要进步以习气 未来更为杂乱的源荷动摇，具有快速调理速率、装备方法灵敏的储能可以担任此任 务。

电网侧储能可以进步电力系统安全性，在辅佐服务商场也大有可为。储能在电网侧 的运用可以缓解电网堵塞、推迟输配电设备扩容晋级、辅佐发电侧进行调峰，还能 参加电力辅佐商场服务，包含系统调频和备用容量，尤其在调频方面发挥了十分大 效果。

储能参加电网调频的运用演示已较老练，调频已具有经济性。储能在电网侧辅佐调 频，可改进系统动摇性、不确认性加深构成的电网频率安稳性问题，从电网侧视点 进步电网接收风电、光伏等可再生动力的才干。受国家方针支撑，对电力调频服务 供给补偿，在补偿费用的前提下调频现已具有经济性，可以完结盈余。

我国储能电网侧项目正在打开，独立储能项目开发商较少。2020 年上半年，电网 侧一共有 23 个储能项目，占已记入核算的储能项目的 15.4%，100MW 及以上的 项目数量较少，散布在福建、西藏、广东、北京、安徽、江苏、甘肃、青海、重庆、 天津、浙江、辽宁等 12 个当地。独立储能项目开发商有睿能世纪、万克和库博能 源三家，现在数量相对较少，职业会集度较高。

电网侧储能 2018 年打开速度快，2019 年受方针影响打开阻滞。2017 年和 2018 年，国家相继出台了有关促进储能技能与工业打开、完善电力辅佐服务补偿商场机 制、绿色打开价格机制、清洁动力消纳等方针，电网侧储能技能蓬勃打开，2018 年 储能装机量比较 2017 年添加 458MW，从 55MW 上升至 513MW。

2019 年，国家电网发布两条方案，规矩不得以出资、租借或合同动力办理等方法开 展电网侧电化学储能设备建造。虽是出于宏观经济方针而降电价的压力，却对电网 侧电化学储能构成了严峻的冲击。从长时刻看，新动力发电份额的进一步添加，也会 带起电网侧储能的商场化打开和竞赛，为电网侧储能带来新一轮的生机。

2.3.3 用户侧：峰谷电价差是最大驱动力

储能运用在电力系统用电侧，首要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管 理和进步供电可靠性等方面。用户首要是工商业企业和家庭用户，经过储能可以降 低用电本钱，并进步用电的安稳性，完结低碳化、智能化的方针。

我国用户侧储能项目规划较小，多为工业用户，家庭用户较少。2020 年上半年，用户侧在全国有 26 个储能项目，大多处于 kW 级及以上、5MW 级及以下的规划区 域，占上半年储能项目总数的 17.5%。在上海、北京、天津、重庆、四川等 13 个 区域均有项目在进行建造。

削峰填谷是用户侧储能的重要运用之一。将储能运用于电网中，使其在电网负荷低 谷时充任负荷，以谷时电价购买电能并吸收贮存；在电网负荷顶峰时充任电源，以 峰时电价向电网开释电能。储能个人或企业可以经过“低储高发”形式获取收益。

用户侧削峰填谷的经济性首要取决于峰谷电价差，我国部分区域现已具有盈余空间。 依据北极星售电网，近期各地连续清晰 2021 年销售电价，其间 15 个区域拟定了 峰谷分时电价。工商业及其他用电方面，北京峰谷价差最大，到达 0.98-1 元/kWh； 大工业用电方面，上海峰谷价差最大，夏日到达 0.8-0.83 元/kWh。

储能装机下降度电本钱和容量电价开销，具有必定的经济性。部分省份针对大工业 用电选用两部制电价，即电度电价和容量电价。电度电价计价由用户的用电量决议， 容量电价由用户最大用电需求功率或最大变压器功率决议。当时我国各地均匀按最 大需量根本电价均匀为 35.1 元/kW·月，按变压器容量均匀约为 24.4 元/ kW·月。 装置储能设备后，用户可以下降最大需量及变压器容量装备，由储能弥补部分输出 功率，下降容量电价本钱。

2.4 调峰调频需求添加提振储能打开空间

2.4.1 电力辅佐服务方针与商场建造齐头并进

我国电力辅佐商场阅历了近 20 年打开进程，在 2015 年电改 9 号文清晰树立辅佐 服务商场后，取得了日新月异的打开，从动力局层面结构建造，到详细省一级电力 辅佐服务商场准则完善、进展推进，为各类电源参加电力辅佐服务奠定了根底。截 止现在，全国五个区域（东北、华北、华东、华中、南边）均已发动或试运转辅佐 服务商场，27 个省级电网也发动、或试运转、或准备商场建造。新动力装机占比提 升对电网灵敏性提出了更大的应战，电力辅佐服务的迫切性进一步凸显。

电力辅佐服务包含调峰、旋转备用、AGC 调频、AVC 主动电压操控、黑发动等， 我国大部分省区现已树立自己的电力辅佐服务商场，并依据区域电力结构特色确认 供给服务类别，大部分省份均掩盖调峰、AGC 调频服务。

2020 年 12 月，南边区域调频辅佐服务商场，作为全国首个区域调频商场正式发动 试运转，标志着南边区域一致电力商场建造迈出重要一步，对南边区域各项电力辅 助服务价格进行了清晰，广东辅佐服务费用显着高于其他区域，显示出商场化效应。

2.4.2 电网调频需求刚性极强

我国电网运转要求安稳在 50Hz 的频率，也就意味着系统实时发电与负载有必要安稳 在毫秒等级的时刻间隔上，但因为实践电网运转过程中负载端和发电端一向在动摇， 因而实践电力系统频率是一向改动的。国内对 3GW 以上的大容量电力系统答应频 率差错为±0.2Hz，对中小容量电力系统答应差错为±0.5Hz。调频操作一般在发电 端进行。

负载端：因为用户极点涣散且运用习气不行猜测，因而运用负载端调频难度极大， 电力系统统一经过发电端进行调频操作。

发电端：正常运转状况下发电机组功率和负载匹配，但当发电削减（发电机组故 障、脱网、负荷忽然减小等状况）或发电添加（风电、光伏机组输出增大、负荷 忽然增大）状况发生时，电力系统频率将下降或上升，此刻需求调频机组介入， 以防止频率超出规矩规划。

电力系统负荷由不同频率成分组合而成，因而调频也需求针对不同负荷重量来分阶 段履行。电力系统负荷首要包含 3 种不同规矩的改变负荷：

随机负荷重量：改变起伏较小，改动周期较短，一般 10s 以内，起浮在区域负荷1%以内，每小时动摇达上百次，是一次调频首要处理的方针；

脉动负荷重量：改变起伏较大，改动周期较长，一般为 10s 至 15min，起浮在区 域负荷的 2.5%以内，每小时动摇 20 到 30 次，这类负荷包含电炉、轧钢机械等；

继续负荷重量：改动缓慢，起浮在区域负荷的 40%左右，每天动摇 10 次以内， 引起负荷改动的首要包含工厂作息准则、居民生活规矩等。

电网在频率违背正惯例划后，会次序进行惯性呼应、一次调频和二次调频来纠正， 假如频率还未康复正常值，将进行三次调频。以上调频动作的机理以及完结方法存 在很大不同。

惯性呼应：首要依托同步发电机组贮存于旋转质体中转子动能对系统下跌的阻尼 效果，只能在频率改动后依托系统惯性坚持几秒；

一次调频：首要运用同步发电机组调速器等系统设备安稳频率，更多运用系统自 身特性主动调理，但只能平缓，首要平衡随机负荷重量；

二次调频：引进发电机组外部设备完结悉数调频动作，首要依托 AGC（主动发电 操控，Automatic Generation Control），可以平衡更长周期负荷动摇，两次调频 和谐进行对系统快速康复正常频率十分重要。

2.4.3 电池储能功用完胜传统电源

传统用于调频的机组首要包含火电、燃气、水电等，这些机组都存在显着的短板， 比方火电呼应时滞长、机组爬坡速率低，水电受地理方位和枯水期束缚，而且技能 上较难处理，关于速率、全时长掩盖要求很高的 AGC 调频，不是抱负的调频机组。

电池储能具有抱负的 AGC 调频功用，而且防止了火电 AGC 调频呈现的反向调理、 差错调理、推迟调理等问题，可以十分好地匹配 AGC 调理指令。

关于各种类型的 AGC 调频机组，有量化参数来比照各项功用，包含调理速率 K1、 呼应时刻 K2、调理精度 K3 及归纳方针 K。

调理速率 K1：指发电机组呼应 AGC 操控指令的速率，以%/min 表明，公式为 K1=本台机组实测调理速率/操控区域内一切 AGC 机组均匀调理速率 电池储能可以在 2s 内完结指定功率输出，呼应速度可以满意 AGC 调频需求，燃煤 机组调理速率最慢，只要 1~3%/min。从调理速率视点，储能调频效果均匀可达水 电机组 1.7 倍、燃气机组 2.5 倍、燃煤机组 25 倍。因为我国大部分区域火电装机 占比超 50%，因而区域内 AGC 均匀调理速率被火电拉低，电池、水电、燃气机组 核算出 K1 均远大于 1，为了防止机组呼应 AGC 指令时过调理，K1 一般要设置封 顶，比方南网、蒙西设置 K1 封顶为 5，山东设置 K1封顶为 1.2。

呼应时刻 K2：指发电机组呼应 AGC 指令的时刻延时，公式为 K2=1-发电机组呼应推迟时刻/5min 传统机组呼应时刻遍及在 0.5~2min，因而 K2值遍及坐落 0.6~0.9，水电呼应时刻 在 20s 内，其 K2 值可达 0.93。电池储能可在 6s 内呼应，K2 值可达 0.98。

调理精度 K3：指发电机组呼应 AGC 指令的精度，公式为 K3=1-发电机组调理差错/发电机组调理答应差错 发电机组调理答应差错为额定出力的 1.5%，大部分机组差错在 1%以内，火电机 组调理差错为 1%，K3 值规划为 0.35~0.9。

归纳方针 K：不同区域核算公式不同，以广东电网为例，上述 3 个方针归纳核算 K=0.25*（2 K1+ K2+ K3） 电池储能凭仗着优异的调理速率、呼应速度、调理精度，大幅进步归纳方针值， 装备电池储能的火电厂调频归纳方针 K 可由 0.73 进步至 2.96 的水平。部分省份 调频相关方针清晰对归纳方针 K 值进行了要求，电池储能在方针端已跨过准入门 槛，而且调配传统火电机组，可以将 K 值进步 2~3 倍，大幅进步调频收入。

2.4.4 储能参加辅佐服务商场已具有经济性

各地现已发布的辅佐服务商场规矩，关于调峰、调频服务均已给出详细的补偿规范， 储能参加电力辅佐服务商场，归纳功用方针、规划现已不构成妨碍，经济性是决议 未来储能参加服务商场力度的最首要要素。

调峰是一种容量调理，参加机组需求具有较大容量。归纳各地调峰补偿费用规矩， 调峰补偿费用遍及在 0.2~0.6 元/kWh 的水平，而且参加调峰的储能都有规划要求， 遍及在 10MW/20MWh 以上，储能机组需具有 2 小时时长，其间安徽、东北、福建、 湖北要求在 10MW/40MWh 以上，即储能机组需具有 4 小时时长。

比照用于调峰的灵敏性电源的度电本钱，抽水蓄能度电本钱最低，三元电池最高， 磷酸铁锂坐落中心。但抽水蓄能因为地理方位束缚，不能灵敏布置于一切需求调峰 场所，三元电池倍率性强，但受制于循环寿数，而磷酸铁锂电池统筹了放电速率和 循环寿数，是最抱负的调峰电源。

假定选用 10MW/40MWh 储能系统用于调峰，运用下表假定参数核算储能系统进行 调峰的度电本钱 LCOE。储能系统运转形式对成果影响十分大，选用每天“两充两放”方法，较“一充一放”方法削减一半运用时刻，但运转费用相同节约，考虑 8% 贴现率下，LCOE 从“一充一放”的 0.7 元/kWh，下降至“两充两放”的 0.5 元 /kWh，考虑大部分区域调峰补偿费率最高 0.6 元/kWh，现已具有经济性。

调频是一种功率调理，输出的是调理路程。各地调频服务补偿费核算需求归纳调频 功用参数 K，而电池储能凭仗优异的呼应速度 K1、呼应时刻 K2、调理精度 K3，综 合调频功用参数 K 均能满意准入门槛要求，电池储能核算 K 值为火电的 2~3 倍， 且均大于 1。依照各地 AGC 调频服务补偿规范，最高调理路程收入可达 6~15 元 /MW。

调频归于功率型调理，对呼应速度、瞬时功率要求较高，电池、超级电容器、飞轮 都可以满意需求。比照用于调频的灵敏性电源的路程本钱，钛酸锂电池最低，超级 电容器最高，磷酸铁锂电池坐落中心。但钛酸锂的能量密度较低，而且本钱较高， 超级电容器和飞轮的放电时刻低于锂电池，磷酸铁锂电池可以平衡本钱、放电时长、 相应速度，是比较抱负的调频电源。

假定选用 9MW/6MWh 储能系统用于调频，放电时刻 40min，可以满意 50% SOC 状况下 15min 的二次调频需求，倍率介于 1C 和 2C 中心，倍率太高充放电次数太 多会影响寿数，运用下表假定参数核算储能系统进行调频的路程本钱。用于调频电 池倍率高，电池 PACK 单价相应更高，而且储能变流器本钱占比较调峰用处进步。 电网惯例 AGC 调频指令一般继续 2min 左右，考虑回到安稳 SOC 时刻，每天可响 应 360 次调频指令，输出调理路程 3240MW。

调频呼应不一同长的 AGC 指令，对储能系统运转成果影响十分大，呼应 2min 的 AGC 调频指令，相较呼应 3min 的 AGC 指令，考虑 8%贴现率下，路程本钱从 6.56 元/MW，下降至 4.37 元/MW，现在 AGC 指令一般继续时刻 2min，因而考虑大部 分区域调频补偿费率最高 6~15 元/MW，现已具有经济性。

2.4.5 电池储能调峰需求定量剖析

电池储能在风电、光伏电站最重要的效果是下降弃风、弃光率，在新动力装机快速 添加的布景下，储能是完结消纳的刚需手法。

2019、2020 年我国均匀弃光率均为 2%，除最高的西藏 25.4%、青海 8%之外，大 部分有弃光区域的弃光率在 1%~5%之间，全年运用小时数在 1000~1600h 左右。 以光伏、储能电站全年作业 350 天，装备 2 小时电池储能，可以调理每日 40~60% 的发电量，核算得到装备 10%份额的电池储能，可以应对 5%以内的弃光率。

依据 2020 年各区域的实践运用小时数、弃光率、累计装机量，核算需装备储能容 量至少要大于每日弃光电量，考虑装备 2 小时电池储能。终究核算应对 2020 年弃 光状况，需求对全国光伏总装机装备 3.4%的储能机组，所需电池储能至少 8.6GW/17.2GWh。

2019、2020 年我国均匀弃风率别离为 4%、3.4%，除新疆最高 10.3%之外，大部 分有弃风区域的弃风率在 3%~6%之间，全年运用小时数在 1400~2400 左右。以风 电、储能电站全年作业 350 天，装备 4 小时电池储能，可以调理每日 50~60%的发 电量，核算得到装备 10%份额的电池储能，可以应对 6%以内的弃风率。

依据 2020 年各区域的实践运用小时数、弃风率、累计装机量，核算需装备储能容 量至少要大于每日弃风电量，考虑装备 4 小时电池储能。终究核算应对 2020 年弃 风状况，需求对全国风电总装机装备 5%的储能机组，所需电池储能至少 14GW/56GWh。

依据咱们的测算，运用电池储能应对 2020 年实践弃光、弃风状况，需装备8.6GW/17.2GWh 的电池储能应对弃光，以及 14GW/56GWh 的电池储能应对弃风，合计 73.2GWh。未来跟着新动力占比进一步进步，应对弃光、弃风的电池储能需求将进一步添加。

2.4.6 电池储能调频需求定量剖析

电池储能需求进行容量操控，经过一次、二次调频完结上调、下调频率，对应放电、 充电动作，确保有满足的容量可以安稳输出功率，因而电池容量要在调频结束时保 持在 50% SOC 方位。进行充放电操作时，为确保电池寿数和功率，要防止充放电 深度过大，一般充放电都预留 10% SOC 的余量。储能电池充放电输出功率 P 是相 同的，放电时刻 t 为一次调频和二次调频需求时刻总和，因而电池储能总容量应满 足如下要求：

Q=上调频率放电容量+10%SOC+下调频率充电容量+10%SOC =2Pt+10%Q+10%Q咱们运用电池储能为一台 600MW（后用 Pe 代替）火电机组进行一次、二次调频， 设定机组参数如下：额定转速 3000r/min，机组转速不等率（额定负荷从 100%到 0%转速升高）一般为 3~6%，设置二次调频处理负荷规划±3%Pe。

在之前实践项目中，配套火电用于调频储能机组，一般依照机组额定出力 3%、电 池容量按 0.5h 装备，但实践过程中遇到 0.5h 电池容量的日循环次数太多缩短电池 寿数的问题，因而咱们以为未来装备额定出力 3%、放电时长 40min 的储能系统会 是首要方向。

截止 2020 年末，我国各类电源总装机已达 2200GW，其间火电装机 1245GW，占 比最高到达 57%，但新动力装机占比已添加至 25%。未来跟着新动力占比进步，电 网调频需求将进一步添加，依照咱们以 600MW 火电机组一次、二次调频需求核算 成果，为一切电源装备额定出力 3%、放电时长 40min 的电池储能系统，2200GW 电源总装机需求 66GW/44GWh 的储能调频电源。依据中科院猜测，国内储能调频 装机量将坚持 8%的年复合增速，未来年调频装机需求 1.5~2GW。

2.5 需求测算：发电侧带动规划继续快速添加

咱们对不同场景储能装机需求进行量化测算，发电侧在方针推进下，将是驱动储能 规划扩展的最快添加极。2021、2022 年估计发电侧储能装机可达 4.6GWh、9.3GWh， 而三个场景储能总需求规划到达 6.4GWh、12GWh，储能规划坚持每年成倍添加。

2.6 光储一体收益模型将迎来革新

2.6.1 未来光储电站收益模型构成

跟着储能在发电侧运用的不断推行，未来光伏电站收益模型，储能将成为不行或缺 的一部分。而跟着储能很多接入电网，其在调峰、调频范畴发挥的效果也将成为光 储新拓宽的范畴。咱们以为未来光储收益模型需求考虑的要素首要包含以下：

弃光率对 IRR 的影响。尽管 2019、2020 年全国弃光率都操控在 2%，但 20Q4 光伏大规划装机，以及未来关于新动力作为电网主力的定位，都将大幅进步光伏、 风电装机占比，操控弃光率的压力越来越大。

储能对下降弃光率起到活跃效果。依照咱们的测算，装备 10%功率份额、2 小时 充放电时长的储能系统，可以应对 5%以内的弃光，经过调峰下降弃光率。

储能额定容量参加调峰。典型光伏电站储能参加方法为每天一充一放，假如弃光 率较低，储能容量除了消纳弃光外剩下部分可以参加调峰，获取额定电力辅佐服 务收益。

储能非调峰时段参加调频。在非调峰时段，假如电池储能可以呼应电网 AGC 指 令，参加补偿费用相对较高的调频服务，可以获取额定电力辅佐服务收益。

出售碳排放方针取得收益。跟着碳中和方针推进、全国性碳买卖商场建造，未来 清洁动力发电机组假如认证为 CCER 机组，可以出售 CCER 取得收益。

2.6.2 光储一体经济性剖析

咱们以 2020 年全国均匀状况作为模型输入条件：全年运用小时数 1160 小时，弃光 率 2%，均匀燃煤标杆上网电价 0.36 元/kWh，考虑近期组件价格上涨，假定电站造价 3.9 元/W。

经过咱们的模型剖析，尽管加装储能后，电站收益率呈现下滑，但当储能参加电网 调峰、调频服务后，系统收益率已大幅进步并超越无弃光时的光伏电站收益率，再 叠加碳排放收益，归纳光储一体化电站收益可进步 1.2 pct。

假如面对更高的弃光率，装备相同份额的储能电池，考虑储能参加调峰、调频，以 及碳排放买卖收益，可以超越初始电站收益率。设置弃光率 5%时，弃光构成的 IRR 下降达 0.59 pct，装备 10%的电池储能，在消纳弃光后容量所剩无几，因而可以参 与调峰容量较小，此部分收益较少，叠加调频、碳排放收益可以将收益率进步至8.33%，较初始电站状况 IRR 进步 0.6 pct。

咱们以为未来进步光储一体电站的收益率首要途径有两条：

1）分母端：继续下降系统造价。在规划化和技能进展一起效果下，光伏系统、电 池组坚持了每年 10%以上的本钱下降，依照此速度，未来需求 2~3 年，装备 10% 储能的光伏发电项目即可完结平价，降本完结收益模型分母端下降。

2）分子端：拓宽电站收益来历。装备储能只是用来改进弃光、弃风，关于储能容 量未能完结彻底运用，跟着电力辅佐服务商场的进一步完善，让储能更多参加 电网调峰、调频服务，取得服务补偿费，而且在碳排放买卖商场树立完善后， 出售碳排放方针取得收益，打通多种收益来历，进步收益模型分子端。

3. 参考之资：欧美储能运用启示

3.1 欧美储能现已逐步打开老练

3.1.1 新动力打开供给储能打开机会

近年来，跟着全球对环境的注重，各国的方针都显示出对新动力的偏移和注重。跟着各国新动力装机量的大幅进步，其储能装机量也有大起伏的添加。新动力以风电 和光伏为代表，具有连续式供给的特色，动摇性较大，无法确坚继续功用，这催生 了储能需求。储能可以将动力在出产时剩余的部分贮存起来，在停产时将贮存起来 的能量开释，进步了新动力的继续性。

全球新动力装机占比继续添加，英国领跑动力结构性变革。2018~2019 年，英国的 新动力发电量占全国总发电量的份额超越 30%，2019 年新增储能与新动力的份额 为 18.5%，大幅抢先其他国家。2008 年，英国公布《2008 气候改动法案》，使英国 成为国际上第一个为削减温室气体排放、习气气候改动而树立具有法令束缚性长时刻 结构的国家。

美国储能商场打开较为老练，已完结储能随新动力需求主动调整。美国的新动力发 展较早，增幅较大。2019 年新动力新增装机量达 28.35GW，较 2013 年添加 527%。 受美国方针推进和商场机制的引进，其储能新增装机量完结大规划上涨，2019 年 美国储能新增装机量达 314MW，较 2013 年添加 528%。2015 年，储能新增装机 完结较大腾跃，之后随新动力装机量改动呈线性关系。

方针鼓舞和监督驱动下，澳大利亚储能工业完结快速打开。澳大利亚具有丰厚的风 能、太阳能和核能等资源，新动力装机量占总装机量 15.5%，动力结构现已发生变 化。2016 年 9 月，南澳大利亚州发生大规划停电事端，引起该国对储能的注重。 2017 年，各州政府相继推出一系列资金扶持性办法推进储能演示性项目的树立， 该年储能新增装机较 2016 年添加近 8 倍，并逐年趋于安稳。

英国新动力和储能打开不同步，储能商场规划自 2017 年迎来快速添加。欧洲对新 动力的打开较为注重，以英国为代表，其新动力装机量处于国际前列。2016 年以 来，英国大起伏推进储能相关方针及电力商场规矩的修订作业，确保储能商场的大 规划打开。一同，英国撤销光伏发电补助方针，客观上影响了用户侧储能的打开。 因而，英国储能装机量不断上涨，2019 年新增装机 500MW，较 2013 年完结了 44.5 倍的添加，已开始完结随新动力装机需求而调整储能需求。

韩国的新动力和储能完结了一同同步打开，规划较小但添加较快。韩国新动力装机 量逐年稳步进步，2019 年比较 2013 年添加 444%。自 2016 年起，韩国的储能行 业完结较大添加。受新动力装机需求的推进，2018 年，韩国的储能装机量达 1456MW，较 2013 年添加 103 倍，LG 化学公司、三星 SDI 公司等积累了较好口 碑。2018 年 5 月至 2019 年 12 月，韩国储能职业共发生 27 起严峻火灾，导致韩 国 2019 年储能装机量大幅下降。

我国光伏近年打开速度加速，储能仍处于起步阶段。我国的风电职业打开较早，已 构成必定规划。近十年来，光伏职业迅速打开，使新动力装机量不断攀升。2019 年 新增装机 55.87GW，较 2013 年添加 113.53%。我国的新增储能在 2018 年有了较 大的添加，较 2017 年添加超越 8 倍。可是，我国的储能工业仍处于起步阶段，2019 年新增储能只占总新增装机量的 0.95%，储能工业仍有较大的生长空间。

3.1.2 我国电价水平较低影响储能盈余才干

从全球规划看，我国电价处于较低水平。与可取得数据的 35 个 OECD 国家比较， 我国居民电价位列倒数第二，仅为 0.542 元/kWh；工业电价位列倒数第九，为 0.635 元/ kWh，远低于丹麦、意大利等欧洲发达国家。而储能收入端受电价水平决议，较 低的电价使得我国储能运用场景受限，需求进一步进步降本才干，才干确保有安稳 的盈余才干。

3.1.3 用户承当是国外电力辅佐服务首要方法

欧美发达国家在电力辅佐服务范畴经过多年建造，构成了各自系统。美国 PJM 辅 助服务商场是全球电力辅佐服务商场范畴较老练的事例，PJM 辅佐服务将电能量与 调频、备用联合出清，以到达本钱的最小化。PJM 商场可以每 5 分钟进行一次联合 出清，发生节点边沿电价、调频服务的路程价格和容量价格、同步备用出清价、非 同步备用出清价，负荷服务商(Loading-serving entities，LSE)有义务依据其占总负 荷的份额购买调频和备用服务。PJM 辅佐服务商场将电力现货与辅佐商场联络起 来，而且传导至电力用户进行费用分摊，使得商场得以有用运转并发生效益。

除了 PJM 辅佐服务商场，其他国家也树立了辅佐服务商场：

英国电力辅佐服务商场：英国电力商场包含远期合同（电能量商场）、短期现货 （电能量商场）、平衡机制（辅佐服务），辅佐服务包含调频、备用、无功调理和 黑发动，首要经过投标和签定双方合同方法获取，有发电企业和电力用户一起承 担。

北欧辅佐服务商场：辅佐服务包含频率操控备用、频率康复调频、代替备用、电 压操控、黑发动等，经过双方洽谈或揭露竞标以长时刻合同方法取得，费用由用户 侧分摊。

澳大利亚辅佐服务商场：供给的辅佐服务包含频率操控、网络支撑操控辅佐服务， 其间频率操控选用招投标，网络支撑操控服务选用签定长协方法，费用有发电企 业和用户一起承当。

归纳比照，我国与国外电力辅佐服务商场存在以下首要不同：

调峰在国外一般不作为辅佐服务种类呈现。我国电价系统依然偏方案性质，将调 峰列为服务内容，而国外调峰首要经过电力现货商场价格打开效果完结，因而调 峰在国外一般不作为辅佐服务种类呈现。

在国外电力用户承当部分或悉数辅佐服务费用。我国电力服务辅佐补偿费用首要 由发电企业承当，2019H1 火电、风电、水电在电力辅佐服务费用分摊别离占比 56%、24%、8%。而国外首要由电力用户承当此费用。

3.2 美国：方针+技能完结储能规划化

美国的储能工业开发早于我国，现在首要经过商场化和优惠方针现已实