新能源側儲能空間展望

1、 新能源側儲能空間展望本報告回答了關于新能源配 HYPERLINK /zt.asp?topic=%b4%a2%c4%dc o 儲能新聞專題 t _blank 儲能的三個核心問題：1）密集出臺的新能源配置儲能政策的背后本質是什么？政策的背后是電網穩(wěn)定性要求與新能源波動性愈發(fā)凸顯的矛盾。風電光伏滲透率的快速提升對電力系統(tǒng)提出了嚴峻考驗，現(xiàn)有靈活性資源已逐漸無力支持電網接納如此高比例的波動性能源，儲能作為更優(yōu)質的靈活性資源，可以有效平滑新能源出力、提供調頻調峰等輔助服務。2）儲能可以為新能源帶來哪些收益，經濟性到底如何？儲能的加入可以使得新能源成為電網友好型的優(yōu)質電源，同時幫助新能源實現(xiàn)多種價值，包

2、括滿足電網硬性要求、平滑出力曲線、提供輔助服務等。我們對某光伏地面電站配置儲能的三種場景進行測算：分別為：無儲能、有儲能（僅實現(xiàn)減少棄電功能）、有儲能（減少棄電同時提供輔助服務）。當儲能系統(tǒng)僅具備削峰填谷功能時，內部收益率難以滿足8%的要求，因為棄電獲得的額外收益不足以抵消儲能成本。但儲能參與調頻市場后，可獲得額外的輔助服務收入，內部收益率雖然仍低于無儲能場景，但已高于8%。但隨著儲能成本進一步降低或者輔助服務收益提高，經濟性也有望得到解決。3）新能源側的儲能空間如何展望？我們對2024年不同儲能滲透率下的裝機進行測算，中性情景下儲能累計空間可達27.95GW/55.91GWh，年均復合增長率

3、149%，預計2020年新增裝機0.87GWh，在2024年有望實現(xiàn)年度新增33.49GWh。 我們對儲能產業(yè)鏈進行了拆解，目前電池仍是系統(tǒng)核心利潤環(huán)節(jié)，BMS和逆變器為重要組成部分。儲能系統(tǒng)主要包括電池、逆變器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）等。其中電池成本占比約為67%，對儲能電站成本影響最大，其次為變流系統(tǒng)及BMS，分別占據成本的10%、9%左右。儲能電池在每GWh儲能系統(tǒng)中可貢獻利潤約2.65億元，儲能逆變器每GWh貢獻利潤約0.39億元。電池管理系統(tǒng)（BMS）雖然為產業(yè)鏈中的細分行業(yè)，但其技術壁壘較高，現(xiàn)階段研發(fā)成本吞噬了大量利潤，后續(xù)行業(yè)龍頭有望實現(xiàn)高額回報率。單獨的系統(tǒng)集成業(yè)務

4、在2019年處于微虧狀態(tài)，主要原因是行業(yè)初期系統(tǒng)集成的專業(yè)化水平較低，商業(yè)模式不夠清晰時往往承擔著較大風險。01搭配儲能是新能源“上位”的必經之路1.1 電網的特殊性：電力供需實時平衡我國的電網是世界上電壓等級最高、輸送容量最大、線路長度最長的電網，電網的穩(wěn)定性要求極高。然而最細微的供需失衡也會導致電網的頻率波動，當供給大于需求則導致頻率上升，供給小于需求則導致頻率下降。同時電網的頻率只能限定在極小的范圍內波動（國網規(guī)定不超過0.2Hz），因此需要調度系統(tǒng)通過實時調節(jié)各類電源的發(fā)電出力維持頻率不超過穩(wěn)定極限。 靈活性資源同樣是維持電網穩(wěn)定運行不可或缺的要素。靈活性資源是電網中除了電源和用戶這兩

5、個基本要素以外的隱性關鍵要素。電網的穩(wěn)定運行條件包括電壓穩(wěn)定、頻率穩(wěn)定以及事故備用等，這些都需要輔助資源來實現(xiàn)，我們稱之為靈活性資源，靈活性資源的最主要功能就是實時調節(jié)電力的供需“天平”保證電網穩(wěn)定。我國的峰谷電價價差就是靈活性資源的典型價值體現(xiàn)方式之一，高峰電價的背后是支付靈活性資源的成本。 為什么靈活性資源越來越稀缺？電力生產和消費革命的必然趨勢在傳統(tǒng)能源時代，電力靈活性資源并不稀缺，煤電和燃機就可以承擔靈活性資源的角色，因為燃煤和燃機是可調、可控的。而當今以新能源高比例接入和新能源汽車爆發(fā)為代表的電力生產和消費方式正在發(fā)生深刻變革，導致電力供需兩側的波動性增強，對靈活性資源提出了更多數(shù)量

6、、更高質量的要求，依靠傳統(tǒng)資源已然難以為繼，靈活性資源的價值必然需要單獨體現(xiàn)。1.2政策背后的挑戰(zhàn)：新能源滲透率快速提升對電網提出了嚴峻考驗近期多省密集發(fā)布了或鼓勵或強制新能源配置儲能的政策，背后反映了電網靈活性資源稀缺與新能源滲透率持續(xù)提升之間正在加劇的矛盾，同時也反映出電網對于儲能的需求越來越大。 風電光伏具有天然波動性和不可預測性風電：出力日內波動幅度最高可達80%，出力高峰出現(xiàn)在凌晨前后，從上午開始逐漸回落，午后到最低點，“逆負荷”特性更明顯。光伏：日內波動幅度100%，峰谷特性鮮明，正午達到當日波峰，正午前后均呈均勻回落態(tài)勢，夜間出力為0。 風電和光伏出力難以預測，增大了電網運行調度

7、的難度風電光伏出力受氣象因素影響較大，然而氣象因素無法做長期預測。即使做短期預測，風速、風向和云量等因素變化也非常復雜，難以準確預測。這使得風電和光伏出力準確性下降，給電網運行調度造成了難度。國家推進清潔低碳轉型的戰(zhàn)略部署下，我國近5年風電光伏裝機規(guī)模不斷擴大。截至2019年，風電裝機規(guī)模已達210GW，光伏裝機規(guī)模達到了204GW。風電和光伏裝機合計占發(fā)電裝機比例已在2019年超過20%，作為發(fā)展最快的兩種可再生能源，風電和光伏在電源側占比越來越大。2019年我國發(fā)電裝機容量為2010GW，其中風電和光伏占比分別為10.4%和10.1%。在新增光伏裝機中，分布式光伏裝機占比為40%。相比集中

8、式光伏，分布式光伏具有安裝靈活、投入少和方便就近消納的優(yōu)點，越來越受到中小用戶的青睞，預計未來裝機比例會不斷增大。隨著風電光伏裝機規(guī)模的擴大，我國風電光伏發(fā)電量和其在總發(fā)電量的占比都逐年增長，風電和光伏對電網的穩(wěn)定性影響越來越大。截至2019年，風電發(fā)電量達到4057億度，發(fā)電量占比為5.54%；光伏發(fā)電量達到2243億度，占比為3.06%。1.3儲能是更優(yōu)質的靈活性資源自特斯拉于1882年發(fā)明了交流電以來，電力已經深刻地改變了這個世界。傳統(tǒng)觀念中電能最顯著的特征就是產銷實時特性，絕大部分電能在生產出的那一刻就需要被使用，而無法被儲存。儲能的出現(xiàn)讓電力可以被存儲，可以看做是“電力倉庫”，通過電

9、力時移維持電網平衡。儲能是更優(yōu)質的靈活性資源。電力靈活性資源的供應主體較少，傳統(tǒng)意義上的主體為煤電、燃機，近年來出現(xiàn)了新的主體電儲能。相對于前兩種資源，儲能更環(huán)保，且具備優(yōu)異的調節(jié)性能、靈活的安裝方式和高質量的調節(jié)能力等多種優(yōu)勢，必將成為未來最主要的靈活性資源。02多重價值并存，經濟性拐點臨近儲能的加入可以使得新能源提升為電網友好型的優(yōu)質電源，同時幫助新能源實現(xiàn)多種價值，包括滿足電網硬性要求、平滑出力曲線、提供輔助服務等。2.1滿足電網調頻要求，獲取優(yōu)先并網資格調頻是指通過電網頻率偏離一定值后，電網中的發(fā)電機組通過控制裝置調節(jié)有功功率的增減限制頻率變化的手段。電網中有一次調頻和二次調頻，一次調

10、頻和二次調頻為頻率波動時的主要調頻手段。傳統(tǒng)的電網調頻往往通過火電機組或水電機組來實現(xiàn)，風電和光伏發(fā)電機組不僅本身不具備調節(jié)能力，其出力的間歇性還增加了電網的調頻負擔。隨著光伏風電發(fā)電比例不斷增大，電網的調頻需求越來越大。為了緩解調頻壓力，國內包括山西在內已經有多個省份出臺政策，要求新能源（風電場、光伏發(fā)電站）通過保留有功備用或者配置儲能，同時通過快速響應改造實現(xiàn)一次調頻功能，只有具備一次調頻功能的場站才可并網運行。2019年6月28日，新疆發(fā)改委和新疆能監(jiān)辦正式聯(lián)合發(fā)布關于開展發(fā)電側光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知，要求試點范圍內3GW光伏電站原則上按照不低于光伏電站裝機容量15%，且額定功率

11、下的儲能時長不低于2小時配置，據此推算儲能總裝機不低于350MW/700MWh。首批試點共36家，后由于投資方對項目經濟性疑慮較大，最終改為5家，至2020年1月已投運3家，均采用磷酸鐵鋰電池。2020年4月湖南省電力公司發(fā)布關于做好儲能項目站址初選工作的通知，湖南省境內28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設388.6MW/777.2MWh儲能設備。 儲能是幫助新能源實現(xiàn)一次調頻的最優(yōu)選擇調頻功能要求發(fā)電機組具備發(fā)電出力的雙向調節(jié)能力，也就是具備能量備用功能，如采用預留發(fā)電容量方式，對新能源機組則意味著永久性不能滿發(fā)。這對于新能源機組來說無疑會造成大量的發(fā)電量浪費，導致經濟性下降。采用配置儲能方

12、案，系統(tǒng)響應速度更快。在接收到調頻指令后，儲能裝置快速響應，達到穩(wěn)定的技術指標；等風電光伏出力逐步跟上后，逐漸減少儲能出力。通過靈活的充放電方案，無需限制發(fā)電。即使在發(fā)電峰值，也具備提升出力的能力。為保證儲能的高效利用，優(yōu)化儲能配置，可以將儲能設備按容量分為大容量儲能和小容量儲能兩部分。在電網頻率頻繁波動的區(qū)域，頻繁動作小容量儲能裝置；在小儲能不能滿足要求時，再用大容量儲能補充。這樣可以最大程度減少全部儲能裝置的動作次數(shù)，實現(xiàn)儲能裝置的經濟利用。2.2 通過減少棄電率，提供輔助服務獲取經濟收益伴隨著風光電高比例接入，消納不暢導致的棄風、棄光問題愈發(fā)突出。雖然近年來全國整體棄風、棄光現(xiàn)象得到改善

13、，但局部地區(qū)仍棄電嚴重，如新疆、甘肅、內蒙等地，仍存在棄電超過5%的情況。隨著新能源滲透率繼續(xù)提升，棄電風險將持續(xù)存在。配置儲能系統(tǒng)以后，通過制定合理的充放電策略可以有效避免棄電。以風電為例，在凌晨期間，風電出力往往會超過負荷，此時電網會發(fā)出限電指令，無儲能時只能棄電，配置儲能以后則可以在這期間給儲能系統(tǒng)充電，在白天非限電期間儲能放電，避免了棄電損失。同時儲能還可以提供調峰、調頻等輔助服務獲取收益，目前新疆等地區(qū)已經出臺了新能源儲能參與調峰政策，度電收益達0.55元/kWh。輔助服務的本質是通過調節(jié)電網中電力的供需關系維持系統(tǒng)的平衡，具體為維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行所需的服務，廣義概念包括基本服

14、務和有償服務，一般均指有償服務，具體包括：調峰、AGC調頻、無功調節(jié)、自動電壓控制、旋轉備用、黑啟動等。目前調頻、 HYPERLINK /zt.asp?topic=%b5%f7%b7%e5%b8%a8%d6%fa%b7%fe%ce%f1 o 調峰輔助服務新聞專題 t _blank 調峰輔助服務已經建立較為完善的市場機制。2.3 新能源配置儲能的經濟性分析2.3.1 儲能度電收益應根據不同場景分別分析儲能系統(tǒng)本身不生產電力，只能通過“電力時移”創(chuàng)造價值，其度電收益完全取決于所在的應用場景，因此我們有必要根據其不同的應用場景分別測算度電收益。儲能減少棄電的度電收益可認為等于新能源上網電價。儲能提供

15、調峰輔助服務收益為調峰輔助服務度電單價，一般也以“元/kWh”計算，如新疆公布儲能調峰度電收益為0.55元/kWh。儲能提供調頻輔助服務的度電收益較為復雜，因為調頻輔助服務一般以調節(jié)里程作為計量單位且計算方式較為復雜，因此我們有必要進行折算。調頻服務度電收益的詳細測算，目前大多數(shù)地區(qū)采用如下計算方法：調頻收益 = 調節(jié)里程（MW）性能指標Kp里程單價（元）性能指標Kp = 響應時間指標K1+響應精度指標K2+調節(jié)速率指標K3廣東及福建地區(qū)還引入了容量補償，容量補償主要是指根據機組調節(jié)能力確定的固定收益。我們對上述補償標準進行歸一化處理，建立服務全過程模型：假設某100MW機組配置15MW/30

16、MWh儲能，某時刻下達調頻指令“+9MW”，假設儲能系統(tǒng)基本實時響應，新能源機組有一定滯后，整個調頻過程持續(xù)2分鐘，此過程中儲能系統(tǒng)逐步減少放電功率，機組逐步增加功率。以山西市場為例，將輔助服務單價折算為度電收益。經測算，調頻收入較高的如廣東、蒙西地區(qū)，可達0.9元/kWh。我國不同地區(qū)的調峰、調頻服務價格差別較大，主要與各電網所在區(qū)域的靈活性資源稀缺程度有關，東北地區(qū)由于風電較多且火電機組調峰能力較差，調峰單價最高（1元/kWh），廣東區(qū)域由于電網波動性大，所以調頻單價最高（0.91元/kWh）。2.3.2 三種應用場景及其假設我們考慮典型的地面光伏電站是否配置儲能，以及是否能夠獲取輔助服務

17、收益，假設了三種應用場景，以測算配置儲能的經濟性，三種場景分別為：無儲能、有儲能（減少棄電）、有儲能（減少棄電同時提供輔助服務）。場景1：100MW光伏電站，無儲能，棄電率5%。場景2：100MW光伏電站，配置儲能（15MW/30MWh），棄電率降為0，不參與輔助服務，儲能每日一充一放。場景3：100MW光伏電站，配置儲能（15MW/30MWh），棄電率降為0，參與輔助服務，儲能每日兩充兩放，輔助服務度電收益為0.55元/kWh（按新疆政策）。2.3.3 項目IRR測算經測算，按30%自有資金考慮，三種場景下自有資金IRR分別為9.91%、7.35%、9.02%，度電成本分為0.23、0.27

18、、0.28元/kWh。場景2配置儲能后盡管可以降低棄電，但不足以覆蓋儲能成本，收益率有較大下滑，場景3配置儲能可以在降低棄電同時獲取輔助服務收益，收益率小幅下降，但仍能維持在8%以上。2.3.4 經濟性敏感性分析儲能成本、配備儲能后的發(fā)電增益和輔助服務價格是影響儲能經濟性的3個重要因素。對于場景2（有儲能，無輔助服務），在其他參數(shù)不變的條件下，改變儲能成本和配備儲能后的發(fā)電增益。若配置儲能能夠減少10%的棄電量，在儲能成本為2元/Wh時，配置儲能可以使自有資金IRR提升1.89%，達到8.30%；當儲能成本為1元/Wh時，配置儲能可以使自有資金IRR提升2.26%，達到9.68%。若改變儲能成

19、本和電站成本，當電站成本降到3元/W，儲能成本下降到2元/Wh后，每降低0.5元/Wh，自有資金IRR都將提升1%以上，且隨著儲能成本的降低，提升速率增加。隨著新能源場站建設成本和儲能成本不斷下探，對于棄電率較高的新能源場站，配備儲能的經濟性已經顯露。對于場景3（有儲能，有輔助服務），在其他參數(shù)不變的條件下，改變儲能成本和輔助服務價格。發(fā)現(xiàn)當儲能成本和輔助服務價格在當前水平（分別對應2元/Wh和0.55元/kWh時），輔助服務價格每增加0.1元/kWh，自有資金IRR約提高0.47%。隨著儲能成本的下降，輔助服務價格的升高對資本金IRR的放大作用更為顯著，當儲能成本為1元/Wh時，輔助服務價格

20、每增加0.1元，自有資金IRR將提高約0.5%。若考慮電站成本和儲能成本，當電站建設成本低于3.40元/W時，只要儲能成本低于3元/Wh，自有資金IRR都將超過8%。與場景2相同，儲能成本越低，自有資金IRR的提升速率越快，儲能成本下降到2元/Wh后，每降低0.5元/Wh，自有資金IRR都將提升1.2%以上。對比場景2和場景3，隨著儲能成本和電站成本的降低，儲能系統(tǒng)提供輔助服務帶來的自有資金IRR的增幅越來越大。儲能系統(tǒng)參與輔助服務市場帶來的經濟效益將隨著儲能成本和電站成本的下降更加顯著。03新能源側儲能有望開啟快速增長之路新能源配置儲能的容量配比如何確定？儲能的核心參數(shù)主要包括功率（MW）和

21、容量（MWh），容量為功率與利用小時的乘積，因此儲能利用小時和功率共同決定了容量。如儲能容量選擇偏小，則可能無法滿足新能源平滑曲線、電網調峰調頻的需求，如容量偏大，則可能造成儲能利用率低，造成無效投資。從已投運工程及各地關于儲能的政策要求來看，儲能功率一般為新能源裝機的5%20%左右，儲能持續(xù)時間大多為2小時，少數(shù)為1小時。2019年6月28日，新疆發(fā)改委和新疆能監(jiān)辦正式聯(lián)合發(fā)布關于開展發(fā)電側光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知，要求試點范圍內3GW光伏電站原則上按照不低于光伏電站裝機容量15%，且額定功率下的儲能時長不低于2小時配置，據此推算儲能總裝機不低于350MW/700MWh，共5個試點，至

22、2020年6月已投運4家，均采用磷酸鐵鋰電池。2020年4月湖南省電力公司發(fā)布關于做好儲能項目站址初選工作的通知，湖南省境內28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設388.6MW/777.2MWh儲能設備，儲能功率為新能源裝機的15%，儲能時長2小時。此之前國內其他地區(qū)也已有一些風光儲能項目陸續(xù)投運。接下來我們預測2024年新能源配置儲能的需求空間，需要注意的是，并不是所有的新能源電站都一定要配置儲能系統(tǒng)，比較適合配置儲能的場景包括棄風棄光率較高的地區(qū)，以及電網要求的以配置儲能作為并網前置條件的大型電站項目。另一個趨勢是在新能源匯集后集中配置儲能，目前業(yè)內已經提出在風電、光伏匯集并網點設置集中儲能

23、裝置，以最大程度提高儲能系統(tǒng)的利用率。綜上我們預計儲能滲透率將會逐步提高，但并不會達到100%，最終滲透率取決于靈活性資源的發(fā)展及電網優(yōu)化調度能力。核心假設： 風電、光伏的年均增長率分別為15%、20%。 儲能系統(tǒng)功率為新能源容量的15%，儲能時長2小時。 保守、中性、樂觀三種場景下的儲能滲透率分別為10%、20%、30%預測2024年空間：中性情景下儲能累計空間可達27.95GW/55.91GWh，年均復合增長率149%，預計2020年新增裝機0.87GWh，但在2024年有望實現(xiàn)年度新增33.49GWh。04儲能產業(yè)鏈解析：電池為核、系統(tǒng)集成能力是長期競爭力4.1 儲能系統(tǒng)是以電池為核心的綜合能源控制系統(tǒng)電化學儲能系統(tǒng)以電池（PACK）為核心，一般以集裝箱的形式布置。大型電站一般還需配套升壓裝置及附屬的生產控制樓，升壓裝置用來與電網相連，附屬樓用來供生產檢修設備及人員工作。4.2 電池、變流系統(tǒng)（PCS）及BMS占據產業(yè)鏈主要利潤儲能系統(tǒng)成本以電池為主，主要包括電池、變流系統(tǒng)（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）等。其中電池成本占比約為67%，對儲能電站成本影響最大，其次為變流系統(tǒng)及BMS，分別占據成本的10%、9%左右。國內的儲能項目招標方式比較多樣，標段顆粒度