新能源側(cè)儲能空間展望

1、 新能源側(cè)儲能空間展望本報告回答了關(guān)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(zhì)是什么？政策的背后是電網(wǎng)穩(wěn)定性要求與新能源波動性愈發(fā)凸顯的矛盾。風(fēng)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(wǎng)接納如此高比例的波動性能源，儲能作為更優(yōu)質(zhì)的靈活性資源，可以有效平滑新能源出力、提供調(diào)頻調(diào)峰等輔助服務(wù)。2）儲能可以為新能源帶來哪些收益，經(jīng)濟性到底如何？儲能的加入可以使得新能源成為電網(wǎng)友好型的優(yōu)質(zhì)電源，同時幫助新能源實現(xiàn)多種價值，包

2、括滿足電網(wǎng)硬性要求、平滑出力曲線、提供輔助服務(wù)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(wù)）。當儲能系統(tǒng)僅具備削峰填谷功能時，內(nèi)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(diào)頻市場后，可獲得額外的輔助服務(wù)收入，內(nèi)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(wù)收益提高，經(jīng)濟性也有望得到解決。3）新能源側(cè)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(fù)合增長率

3、149%，預(yù)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(chǎn)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(jù)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(chǎn)業(yè)鏈中的細分行業(yè)，但其技術(shù)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(wù)

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(dān)著較大風(fēng)險。01搭配儲能是新能源“上位”的必經(jīng)之路1.1 電網(wǎng)的特殊性：電力供需實時平衡我國的電網(wǎng)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(wǎng)，電網(wǎng)的穩(wěn)定性要求極高。然而最細微的供需失衡也會導(dǎo)致電網(wǎng)的頻率波動，當供給大于需求則導(dǎo)致頻率上升，供給小于需求則導(dǎo)致頻率下降。同時電網(wǎng)的頻率只能限定在極小的范圍內(nèi)波動（國網(wǎng)規(guī)定不超過0.2Hz），因此需要調(diào)度系統(tǒng)通過實時調(diào)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(wǎng)穩(wěn)定運行不可或缺的要素。靈活性資源是電網(wǎng)中除了電源和用戶這兩

5、個基本要素以外的隱性關(guān)鍵要素。電網(wǎng)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(diào)節(jié)電力的供需“天平”保證電網(wǎng)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(chǎn)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(dān)靈活性資源的角色，因為燃煤和燃機是可調(diào)、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(chǎn)和消費方式正在發(fā)生深刻變革，導(dǎo)致電力供需兩側(cè)的波動性增強，對靈活性資源提出了更多數(shù)量

6、、更高質(zhì)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(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)對于儲能的需求越來越大。 風(fēng)電光伏具有天然波動性和不可預(yù)測性風(fēng)電：出力日內(nèi)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(nèi)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(fēng)電和光伏出力難以預(yù)測，增大了電網(wǎng)運行調(diào)度

7、的難度風(fēng)電光伏出力受氣象因素影響較大，然而氣象因素?zé)o法做長期預(yù)測。即使做短期預(yù)測，風(fēng)速、風(fēng)向和云量等因素變化也非常復(fù)雜，難以準確預(yù)測。這使得風(fēng)電和光伏出力準確性下降，給電網(wǎng)運行調(diào)度造成了難度。國家推進清潔低碳轉(zhuǎn)型的戰(zhàn)略部署下，我國近5年風(fēng)電光伏裝機規(guī)模不斷擴大。截至2019年，風(fēng)電裝機規(guī)模已達210GW，光伏裝機規(guī)模達到了204GW。風(fēng)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(fēng)電和光伏在電源側(cè)占比越來越大。2019年我國發(fā)電裝機容量為2010GW，其中風(fēng)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(yù)計未來裝機比例會不斷增大。隨著風(fēng)電光伏裝機規(guī)模的擴大，我國風(fēng)電光伏發(fā)電量和其在總發(fā)電量的占比都逐年增長，風(fēng)電和光伏對電網(wǎng)的穩(wěn)定性影響越來越大。截至2019年，風(fēng)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(zhì)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(jīng)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(chǎn)銷實時特性，絕大部分電能在生產(chǎn)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(wǎng)平衡。儲能是更優(yōu)質(zhì)的靈活性資源。電力靈活性資源的供應(yīng)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(diào)節(jié)性能、靈活的安裝方式和高質(zhì)量的調(diào)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(jīng)濟性拐點臨近儲能的加入可以使得新能源提升為電網(wǎng)友好型的優(yōu)質(zhì)電源，同時幫助新能源實現(xiàn)多種價值，包括滿足電網(wǎng)硬性要求、平滑出力曲線、提供輔助服務(wù)等。2.1滿足電網(wǎng)調(diào)頻要求，獲取優(yōu)先并網(wǎng)資格調(diào)頻是指通過電網(wǎng)頻率偏離一定值后，電網(wǎng)中的發(fā)電機組通過控制裝置調(diào)節(jié)有功功率的增減限制頻率變化的手段。電網(wǎng)中有一次調(diào)頻和二次調(diào)頻，一次調(diào)

10、頻和二次調(diào)頻為頻率波動時的主要調(diào)頻手段。傳統(tǒng)的電網(wǎng)調(diào)頻往往通過火電機組或水電機組來實現(xiàn)，風(fēng)電和光伏發(fā)電機組不僅本身不具備調(diào)節(jié)能力，其出力的間歇性還增加了電網(wǎng)的調(diào)頻負擔(dān)。隨著光伏風(fēng)電發(fā)電比例不斷增大，電網(wǎng)的調(diào)頻需求越來越大。為了緩解調(diào)頻壓力，國內(nèi)包括山西在內(nèi)已經(jīng)有多個省份出臺政策，要求新能源（風(fēng)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(yīng)改造實現(xiàn)一次調(diào)頻功能，只有具備一次調(diào)頻功能的場站才可并網(wǎng)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(guān)于開展發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知，要求試點范圍內(nèi)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(jù)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(jīng)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(guān)于做好儲能項目站址初選工作的通知，湖南省境內(nèi)28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設(shè)388.6MW/777.2MWh儲能設(shè)備。 儲能是幫助新能源實現(xiàn)一次調(diào)頻的最優(yōu)選擇調(diào)頻功能要求發(fā)電機組具備發(fā)電出力的雙向調(diào)節(jié)能力，也就是具備能量備用功能，如采用預(yù)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(dǎo)致經(jīng)濟性下降。采用配置儲能方

12、案，系統(tǒng)響應(yīng)速度更快。在接收到調(diào)頻指令后，儲能裝置快速響應(yīng)，達到穩(wěn)定的技術(shù)指標；等風(fēng)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(shè)備按容量分為大容量儲能和小容量儲能兩部分。在電網(wǎng)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(jīng)濟利用。2.2 通過減少棄電率，提供輔助服務(wù)獲取經(jīng)濟收益伴隨著風(fēng)光電高比例接入，消納不暢導(dǎo)致的棄風(fēng)、棄光問題愈發(fā)突出。雖然近年來全國整體棄風(fēng)、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(nèi)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(fēng)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(fēng)電為例，在凌晨期間，風(fēng)電出力往往會超過負荷，此時電網(wǎng)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(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)獲取收益，目前新疆等地區(qū)已經(jīng)出臺了新能源儲能參與調(diào)峰政策，度電收益達0.55元/kWh。輔助服務(wù)的本質(zhì)是通過調(diào)節(jié)電網(wǎng)中電力的供需關(guān)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(wù)，廣義概念包括基本服

14、務(wù)和有償服務(wù)，一般均指有償服務(wù)，具體包括：調(diào)峰、AGC調(diào)頻、無功調(diào)節(jié)、自動電壓控制、旋轉(zhuǎn)備用、黑啟動等。目前調(diào)頻、 HYPERLINK /zt.asp?topic=%b5%f7%b7%e5%b8%a8%d6%fa%b7%fe%ce%f1 o 調(diào)峰輔助服務(wù)新聞專題 t _blank 調(diào)峰輔助服務(wù)已經(jīng)建立較為完善的市場機制。2.3 新能源配置儲能的經(jīng)濟性分析2.3.1 儲能度電收益應(yīng)根據(jù)不同場景分別分析儲能系統(tǒng)本身不生產(chǎn)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(yīng)用場景，因此我們有必要根據(jù)其不同的應(yīng)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(wǎng)電價。儲能提供

15、調(diào)峰輔助服務(wù)收益為調(diào)峰輔助服務(wù)度電單價，一般也以“元/kWh”計算，如新疆公布儲能調(diào)峰度電收益為0.55元/kWh。儲能提供調(diào)頻輔助服務(wù)的度電收益較為復(fù)雜，因為調(diào)頻輔助服務(wù)一般以調(diào)節(jié)里程作為計量單位且計算方式較為復(fù)雜，因此我們有必要進行折算。調(diào)頻服務(wù)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(diào)頻收益 = 調(diào)節(jié)里程（MW）性能指標Kp里程單價（元）性能指標Kp = 響應(yīng)時間指標K1+響應(yīng)精度指標K2+調(diào)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(jù)機組調(diào)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(wù)全過程模型：假設(shè)某100MW機組配置15MW/30

16、MWh儲能，某時刻下達調(diào)頻指令“+9MW”，假設(shè)儲能系統(tǒng)基本實時響應(yīng)，新能源機組有一定滯后，整個調(diào)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(wù)單價折算為度電收益。經(jīng)測算，調(diào)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(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)價格差別較大，主要與各電網(wǎng)所在區(qū)域的靈活性資源稀缺程度有關(guān)，東北地區(qū)由于風(fēng)電較多且火電機組調(diào)峰能力較差，調(diào)峰單價最高（1元/kWh），廣東區(qū)域由于電網(wǎng)波動性大，所以調(diào)頻單價最高（0.91元/kWh）。2.3.2 三種應(yīng)用場景及其假設(shè)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(wù)

17、收益，假設(shè)了三種應(yīng)用場景，以測算配置儲能的經(jīng)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(wù)）。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(wù)，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(wù)，儲能每日兩充兩放，輔助服務(wù)度電收益為0.55元/kWh（按新疆政策）。2.3.3 項目IRR測算經(jīng)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(wù)收益，收益率小幅下降，但仍能維持在8%以上。2.3.4 經(jīng)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(wù)價格是影響儲能經(jīng)濟性的3個重要因素。對于場景2（有儲能，無輔助服務(wù)），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(shè)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(jīng)濟性已經(jīng)顯露。對于場景3（有儲能，有輔助服務(wù)），在其他參數(shù)不變的條件下，改變儲能成本和輔助服務(wù)價格。發(fā)現(xiàn)當儲能成本和輔助服務(wù)價格在當前水平（分別對應(yīng)2元/Wh和0.55元/kWh時），輔助服務(wù)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(wù)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(wù)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(shè)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(wù)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(wù)市場帶來的經(jīng)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(cè)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(wǎng)調(diào)峰調(diào)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(guān)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(guān)于開展發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行項目試點的通知，要求試點范圍內(nèi)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(jù)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(guān)于做好儲能項目站址初選工作的通知，湖南省境內(nèi)28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設(shè)388.6MW/777.2MWh儲能設(shè)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(nèi)其他地區(qū)也已有一些風(fēng)光儲能項目陸續(xù)投運。接下來我們預(yù)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(fēng)棄光率較高的地區(qū)，以及電網(wǎng)要求的以配置儲能作為并網(wǎng)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(nèi)已經(jīng)提出在風(fēng)電、光伏匯集并網(wǎng)點設(shè)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(yù)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(wǎng)優(yōu)化調(diào)度能力。核心假設(shè)： 風(fēng)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(yù)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(fù)合增長率149%，預(yù)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(chǎn)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(xué)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(chǎn)控制樓，升壓裝置用來與電網(wǎng)相連，附屬樓用來供生產(chǎn)檢修設(shè)備及人員工作。4.2 電池、變流系統(tǒng)（PCS）及BMS占據(jù)產(chǎn)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(jù)成本的10%、9%左右。國內(nèi)的儲能項目招標方式比較多樣，標段顆粒度