電力行業(yè)專題研究報告“雙碳”下的電改前景展望

電力行業(yè)專題研究報告“雙碳”下的電改前景展望一、源：風光均衡嚴重不足問題漸顯，火電挑選選擇退出或不容操之過急（一）火電投資增長速度大幅下滑，基荷電源重要性凸顯低碳轉型共振追加新增產能緊缺，“十三五”期間傳統(tǒng)火電投資顯著大幅大幅下滑。2014-2015年常規(guī)火電項目審批權逐步從國家能源局、國家發(fā)改委及國家環(huán)保部陸續(xù)印發(fā)至各省級機構，火電項目獲得核準數量大幅提高。隨著大批燃煤電廠獲準動工，“十三五”開局火電追加新增產能逐漸過剩。同時在能耗雙往上、風光平價玩游戲和雙碳目標等政策因素的影響下，“十三五”風光刊發(fā)展覽會較快，火電建設的重要性似乎有所“淡化”，火電投資增長速度相對停滯不前。燃煤電廠的建設周期通常為2年，“十三五”期間火電行業(yè)投資疲軟導致近年來火電裝機增長速度不斷大幅大幅下滑。2022年，我國各類電源新增裝機量為1.86億千瓦，其中火電新增裝機僅占比18.8%；2022年各類電源裝機同比增長速度為8%，全社會電力消費量同比增長速度為4%，而火電裝機同比增長速度僅為3%，火電在整體電源結構占比不斷大幅大幅下滑，對社會用電市場需求的提振促進作用亦有所弱化。然而，近年迎峰度夏斷電事件或突顯火電在電力系統(tǒng)的地位不可或缺?；痣娋哂芯饪梢钥康膬?yōu)勢，就是電力保供的關鍵“壓艙石”。近些年來火電裝機增長速度低于全社會用電增長速度，風光在電源結構中占比不斷提升。然而風光出力波動性非常大，難以提供更多更多足夠多多的THF1電量，在用電負荷大幅提高的情況下，火電投資低迷的問題逐步顯現出來。2021-2022年迎峰度夏期間，受高溫、降水量嚴重不足等因素影響，我國多地出現了缺電現象。尤其在2022年，高溫共振四川回去水汝愚，迎峰度夏期間水電出力嚴重不足，火電市場需求大幅提高，多地啟動有序用電措施。值得一提的是，2022年迎峰度夏期間，統(tǒng)調電廠的煤炭庫存均座落在20天以上，或說明在用電負荷大幅提高、水風光等可控性極差的電源出力不濟的情況下，2022年限電更多受火電出力能力的制約。斷電事件頻發(fā)或凸顯火電在電力系統(tǒng)中的關鍵地位，能源結構轉型的同時，基荷電源的合理規(guī)劃仍不可忽視?；痣姸妊唇巧辉俅螌徱?，建設投資再次升溫。近兩年，火電在電力保供中的促進作用被重嶄新不予著重。2021下半年以來，火電基本建設投資增長速度再次回升。同年12月，中央經濟工作會議則表示，“同時同時實現碳達峰碳中和就是推動高質量發(fā)展的內在建議，必須堅定不移大力大力推進，但不可能將將畢其功于一役”,“傳統(tǒng)能源逐步挑選選擇退出必須建立在新能源安全可靠的替代基礎上”。2022年迎峰度夏期間再度拉開序幕斷電事件后，9月國家發(fā)改委明確提出2022-2023年火電將嶄新動工1.65億千瓦，進一步凸顯了火電在電力體系的關鍵地位及國家保證電力安全均衡可以可供應的下定決心?；痣姍C組存一定建設周期，當前利用小時數仍在相對高位?；痣姍C組平均值建設周期約為2年，2021年初火電建設投資增長速度回升平添的裝機增量目前已有所落空。然而，我們觀察到當前火電發(fā)電設備平均值利用小時數仍座落在相對高位。我們表示，火電利用小時數高企可能將將與上半年水電出力不濟有關，同時防疫政策優(yōu)化助推全社會用電市場需求提升（2023上半年全社會用電量同比增長速度少于5%）或亦存催化劑。當前厄爾尼諾形成概率較大，或致未來幾年出現高溫風險。據世界氣象組織預測，今年5-7月全球有60%的概率出現厄爾尼諾現象，6-8月這一比例將增加至70%，7-9月將增加至80%。而厄爾尼諾現象是東太平洋海水每隔數年就會異常升溫的現象，或將會推動全球氣溫提升。此外，厄爾尼諾現象對全球氣溫的影響通常在其出現后一年內最為明顯，即未來一年氣溫或有較大概率高于往年。若出現高溫極端天氣，考慮到水風光等新能源出力可控性較差，電力供需或仍有偏緊風險。（二）兼具度汛及調峰雙重促進作用，靈活性擴建或為火電當前發(fā)展方向火電就是當前電網調峰關鍵手段，靈活性較低引致其調峰能力制約。由于“豐煤貧油太太少氣”的資源特點，長期以來火電作為基荷電源提振我國電力系統(tǒng)正常運轉。當前儲能技術尚未完善，儲能成本仍存非常大下降空間，正視風光裝機的飛速發(fā)展，火電將就是電力系統(tǒng)陽入節(jié)的主要手段。我國火電機組雖具有容量大的優(yōu)勢，但調節(jié)范圍非常非常有限且啟動時間長，靈活性較低或形成新能源發(fā)電的制約。根據中國電力圓桌課題組研究數據，以深度調峰為基準，我國氫銨凝氣式機組最重均衡出力通常為額定功率的50%，熱電聯產機組供熱工況下僅為額定功率的80%；而國際一流機組最重均衡出力可以達致額定功率的20%，熱電聯產機組供熱工況下可以達致額定功率的40%。火電靈活性擴建技術較為明朗，火電擴建或為當前發(fā)展方向。根據中電聯發(fā)布的《煤電機組靈活性運轉政策研究》數據說明，截至2019年年底我國在運煤電機組通常最重出力為50%～60%，冬季供熱期僅能高至75%～85%，而經過靈活性擴建的試點純凝機組最小技術出力左右至30%～35%額定容量，部分機組最低可至20%～25%，達致國際一流水平。熱電聯產機組靈活性擴建手段較為多樣，主要通過改進熱水冷凝調峰技術，液態(tài)電冷凝鍋爐調峰技術，電極鍋爐調峰技術等，試點機組在靈活性擴建后最重技術出力可以達致40%～50%額定容量，且能夠超過至環(huán)保建議。二、網：風光發(fā)電問題仍存，電網建設有待快速（一）風光并網規(guī)模非常大，而電網投資相對滯后風光的大量并網對電力系統(tǒng)的發(fā)電能力明確提出了更高的挑戰(zhàn)，一方面源于發(fā)電與用電在時間上的相差懸殊。從日內電力平衡角度來看，光伏出力高峰時段在中午，夜間沒有出力，因此在早晚用電高峰期間，光伏發(fā)電提振能力非常非常有限；而風電主要在傍晚及夜間出力，白天出力相對較太太少。從月度電力平衡角度來看，華北、東北及西北等地用電高峰為夏冬兩季，而春夏為風電出力高峰，夏秋為光伏出力高峰，風光出力的季節(jié)性雖在一定程度上有所優(yōu)勢互補，但月度電量原產和負荷市場需求仍存不相匹配的問題。另一方面發(fā)電問題源于我國產用電的反地域特征。我國發(fā)電端的和負荷端在地域原產上亦具有不均衡的特點。西北及西南地區(qū)風光和水電資源多樣，電力市場需求相對較小，具有一的定的用電裕度；而華北、華東及華南地區(qū)用電市場需求非常大，就是用電缺口的主要集中地，因此我國的電力林權總體呈圓形西電東送去的特點。為利用不好我國的風光潔凈資源，大力大力推進能源低碳環(huán)保轉型，2021年至，我國政府明確提出并積極主動大力大力推進風光大基地建設，以沙漠、戈壁和荒漠地區(qū)為重點，先后施行了多批風電、光伏基地建設項目目錄，其中第1批風光大基地項目總體建設規(guī)模為97.05GW，截至2023年1季度已全部動工，部分建成投產。2022年初國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的大型風電光條葉基地規(guī)劃布局方案》。該方案以庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林等沙漠及戈壁地區(qū)為重點，綜合考量礦井塌陷區(qū)，規(guī)劃建設總規(guī)模約455GW的大型風電光伏基地，其中"十四五"時期規(guī)劃總裝機約200GW，涵蓋外送去150GW、經營性50GW；“十五五"時期規(guī)劃總裝機約255GW，涵蓋外送去165GW、本地經營性90GW。風光大基地項目多座落在用電裕度非常大的西部地區(qū)，對電力系統(tǒng)的發(fā)電能力明確提出更高的建議，尤其就是第2批風光大基地項目規(guī)劃了315GW的外送規(guī)模，強化了電網的外送壓力。當前我國總體風光利用率尚可，但部分省份存在明顯棄風或棄光問題。根據全國新能源消納檢測預警中心數據，2022年我國風電利用率為96.8%，光伏利用率為98.3%，整體的風光利用率雖保持在較高的水平，但諸如內蒙古、青海、甘肅等風電大省仍存在明顯的棄風及棄光問題，部分地區(qū)風電/光伏利用率僅有90%的水平。隨著風光大基地項目的新增裝機在未來幾年逐漸兌現，上述地區(qū)棄風棄光問題或將日益凸顯。近些年來電網建設滯后于電源建設，或對風光發(fā)電能力形成制約。2019年以來，風光裝機市場需求強化助推電源基本建設投資額快速增長，而與新能源發(fā)電有關的電網基建投資卻有所停滯不前。“十四五”期間，國家電網規(guī)劃投資2.4萬億元，規(guī)劃投資0.67萬億元，相較于“十三五”期間電網建設投資同比增長速度約為19%，而“十三五”電網建設投資額相較于“十二五”期間同比增長速度相符30%。相較于風光投資的高增長速度，電網建設投資節(jié)奏相對緩慢。（二）電網建設或將快速，特高壓及配電網投資有待加強新型電力系統(tǒng)之下，電網建設有待快速。我們表示當前電網投資存以下2條主線：1）加強特高壓投資以提高西部地區(qū)風光發(fā)電外送去能力；2）加強配電網（尤其就是農網）投資改成仁義風光并網發(fā)電問題。投資主線1：特高壓建設或是解決西北風光發(fā)電問題的重要途徑。特高壓電網就是指交流1000千伏、直流800千伏及以上的電網技術。相較于傳統(tǒng)高壓傳輸，特高壓電網具有載運容量大、覆蓋范圍極廣、載運距離遠、線路損耗低等特性，更能提振跨區(qū)電網市場需求加大下的供電壓力?！笆濉逼陂g我國特高壓直流投資額達致2463億元，特高壓交流投資額相符1000億元。據國家電網公司規(guī)劃，“十四五”期間特高壓交直流總投資預計少于3002億元，新增特高壓直流線路1.72萬公里，新增特高壓交流線路1.26萬公里。彌漫風光基地投入使用后清潔能源發(fā)電市場需求大幅提高，預計十四五期間我國特高壓建設投資將和易持穩(wěn)定。穩(wěn)定的特高壓建設料助推服務設施產業(yè)投資機會。據賽迪顧問整理，特高壓直流線路通常由“點對點”單向傳輸的換流站構成，通過特高壓線纜和鐵塔順利完成換流站間載運線路建好不好成立，發(fā)電兩端產生的交流電可以通過W6閥形成直流電載運，而接收端直流電經逆變器變?yōu)榻涣麟?。除特高壓線纜和鐵塔外，特高壓工程牽涉到的核心設備基本已同時同時實現獨立自主生產，其中W6變壓器、W6閥、GIS女團電器設備等在特高壓直流核心設備中投資占到至比較高。特高壓交流就是由多個變電站點構成，載運線路多為雙回路雙向傳輸，和直流線路相同，也就是通過特高壓架空線路及鐵塔順利完成變電站點間線路架設。但特高壓交流不牽涉到環(huán)流，僅仍須變壓器升壓，特高壓交流核心設備中投資占到至比較高的部分為GIS女團電器設備、變大壓器和電抗器。在新型電力系統(tǒng)建設過程中，隨著西電東送去市場需求的提升，特高壓服務設施成立施市場需求或將保持顯著。賽迪顧問預測，2025年，中國特高壓產業(yè)與其助推產業(yè)整體投資規(guī)模將少于5870億元，相較于2020年無機增長速度將少于13.2%。投資主線2：加強配電網（尤其就是農網）建設提高風光并網發(fā)電問題。配電網所指從電網網或地區(qū)發(fā)電廠拒絕接受電能，通過配電設施就地分配或按電壓逐級分配給各類用戶的電力網，由架空線路、電纜、桿塔、配電變壓器、阻隔控制器、不克補償器等設施共同共同組成，在電網中功不可沒電能的分配促進作用。隨著風光分布式電源大量互連配電網絡，系統(tǒng)波動性及低下定性強化，節(jié)點電壓、電能質量等物理特性將發(fā)生一定程度的出現發(fā)生改變。尤其就是農村配電網hinet，由舊有放射狀無源網變?yōu)榫哂写罅糠植际诫娫吹挠性淳W，一方面區(qū)域負荷和風光出力特性不相匹配引致發(fā)電困難，導致農村電網仍須提升或新增變大電容量；另一方面分布式電源的大量互連可能將將導致電能質量下降、諧波污染加劇等問題，并影響配電自動化和品軒保護動作可能將將引致電網事故風險。“十四五”期間，我國對農村電網戶均配變容量、供電可靠率僅等指標明確提出了更高的建議，變壓器的加速或為當前配電網投資的方向之一。另一方面，風光并網發(fā)電撥通網橫跨壓力強化，或對電網智能化轉型形成催化劑。分布式電源大量互連配電網絡后，電力系統(tǒng)波動及不穩(wěn)定性強化，節(jié)點電壓、電能質量及潮流原產的變化助推配電網監(jiān)測掌控市場需求提升，從而對電網智能化轉型形成催化劑。配電網智蔗茅即為對配電網進行各種狀態(tài)下的監(jiān)測掌控，利用電力生產及服務過程中產生的大量信息，對電網推行智能化管理，維系電力系統(tǒng)的安全均衡。在配電網智能化建設的過程中，一二次融合裝備將改變傳統(tǒng)配電網DTU、FTU、TTU等設備的形態(tài)和功能。根據國家電網發(fā)布的《國家電網智能化規(guī)劃總報告》，“十三五”末我國電網投資中配電智能化投資占智能化投資比重少于26%，占到至電網總投資比重占到至3.3%，且總體持續(xù)上升趨勢。“十四五”期間，在電網投資力度強化及風光并網對電網智能化轉型催化劑因素的影響下，配電網智蔗茅轉型空間寬闊。三、荷：用電市場需求波動加劇，市場需求兩端積極響應或等候完善（一）用電兩端波動強化，系統(tǒng)靈活性市場需求提升三產/城鄉(xiāng)居民生活用電占比持續(xù)提升，負荷在時間尺度的波動性或不斷擴大。隨著經濟社會的不斷發(fā)展，消費及服務業(yè)在社會生活中飾演的角色愈加關鍵，第三產業(yè)和城鄉(xiāng)位列民生活用電在全社會用電結構的比重逐年提升。相較于工業(yè)用電，第三產業(yè)及城鄉(xiāng)居民生活用電在時間尺度上具有較弱的波動性，一方面夜間用電市場需求較低、早晚高峰用電仍須求明顯，這導致日內尺度峰谷低不斷擴大；另一方面夏季空調和冬季生火市場需求明顯，這導致用電負荷在季節(jié)尺度波動性強化。電氣化的發(fā)展亦可能將將引致負荷“峰值更高”的問題。在碳少于峰碳中和的大力大力推進過程中，我國電氣化發(fā)展水平不斷提高，電能在終端能源消費占比持續(xù)不斷擴大。電氣化的發(fā)展在推動能源潔凈低碳轉型的同時，也可能將將導致用戶兩端負荷波動加劇這一問題。以電動汽車為基準，作為交通部門關鍵的電氣化手段，電動汽車集中電池時刻為19：00-21：00，這也就是電力系統(tǒng)用電的晚高峰時期，電動汽車滲透率的提升可能將將進一步拉高電力系統(tǒng)用電市場需求的峰值，導致電網負荷波動加劇。負荷波動加劇對電力系統(tǒng)靈活性建議提升，而當前靈活性提升或遭遇機制和資源的雙重問題。在機制方面，我國現貨市場和輔助服務市場尚未全面鋪開，且有關制度及定價機制比較明朗，電力終端用戶無法及時根據價格信號調節(jié)市場需求，負荷兩端的靈活性無法充份發(fā)揮作用。在資源方面，我國現有煤電機組調節(jié)范圍非常非常有限、啟動時間長且速率較慢，大規(guī)模靈活性擴建尚需時間，而其他儲能技術規(guī)模較小或仍處于發(fā)展的早期階段，尚無法滿足用戶大范圍調峰調頻的市場需求。（二）市場需求積極響應可以調動荷端靈活性，積極響應策略日益多樣電網靈活性提升仍須挖掘市場需求兩端寬闊的負荷資源。市場需求兩端管理將用電負荷作為一種調節(jié)器節(jié)資源，通過負荷的搬遷或節(jié)約，幫助電力系統(tǒng)發(fā)電。市場需求兩端工業(yè)負荷基數非常大，減低電網與工業(yè)企業(yè)的用電矛盾，將大幅度降低電力系統(tǒng)的調峰壓力。而居民負荷由于隨機性較強且空間原產過分分散，且缺少完善的實時電價支付機制，可實現的市場需求兩端積極響應正數所載相對非常非常有限。市場需求積極響應利用價格或補貼手段引導用電端的參與電力調節(jié)。隨著電力系統(tǒng)的改革和電力市場化的不斷大力大力推進，對市場需求兩端資源的調度也從以有序用電居多的行政管理模式，轉型為以市場需求積極響應為特征的市場調節(jié)機制。依靠經濟機制而非強制性手段，市場需求積極響應通過分時電價等價格信號或鞭策補貼，出現發(fā)生改變用戶固有的習慣用電模式，用戶主動順利完成錯峰、避峰，同時同時實現電力系統(tǒng)從“源隨荷變大”至“源荷互動”轉型。直觀來說，就是用戶通過主動減少或增加用電負荷，既能獲得經濟效益，又能提升電網可以再生能源發(fā)電水平和電力系統(tǒng)平衡能力。依照用戶相同積極響應方式可以將市場需求積極響應分為價格型市場需求積極響應和鞭策型市場需求積極響應。價格型市場需求積極響應主要基于用戶的獨立自主挑選出。行政部門通過合理制定電價，引導用電端根據動態(tài)電價水平調整相同時段電力市場需求，從而同時同時實現電力系統(tǒng)的供需平衡。根據電力市場相同發(fā)展階段，價格型市場需求積極響應可以分為尖峰電價、分時電價和實時電價三類。實時電價建立在高度發(fā)展的電力現貨市場的基礎上，每小時或更短時間內就可以更新一次電價，用戶通過安裝電價監(jiān)測與反應設備，對電價調整做出實時反應。由于人工監(jiān)測的成本過高，實時電價模式的大力大力推進還倚賴人工智能、智能儀表的發(fā)展，目前難以充分發(fā)揮價格信號的調節(jié)作用。分時電價基礎上額外尖峰電價就是目前我國應用領域最廣為的機制。我國電力市場建設正處于從初級至過渡階段轉型的時期，電價機制仍須考量現實技術可行性和經濟再分后理性。尖峰電價根據各地前兩年電力系統(tǒng)最高負荷95%及以上用電負荷出現的時段，挑選出一天內幾小時或一個月內幾天的用電高峰期設置高額電價，指導用戶在高峰期減少用電市場需求。分時電價變動的頻率低于實時電價，通過將一天24小時按照負荷曲線的高峰低谷分為峰、平、谷三種時段，鼓勵用戶多用低價谷電、避免高峰高價用電，以達致補峰填谷的目的。鞭策型市場需求積極響應種類多樣，用戶可以獲得輕而易舉經濟效益。鞭策型市場需求積極響應就是指就是避免電力系統(tǒng)發(fā)生緊急狀況，電力部門對電力用戶負荷進行輕而易舉或間接的掌控，并對參與積極響應的用戶給予可觀的補償，主要涵蓋輕而易舉負荷掌控、可以中斷負荷掌控、應急市場需求積極響應、市場需求兩端競價等。參與鞭策型市場需求積極響應的用戶仍須同電力部門簽訂系統(tǒng)高峰時期協同調整負荷的合約，并在其中明確參與積極響應的用戶增加的負荷與經濟鞭策之間的定量公式，以及用戶沒有分攤合約中適度調峰義務對項目推行的賠償等。在傳統(tǒng)市場需求兩端管理的基礎上，交互式電廠及微電網的發(fā)展或可實現市場需求兩端靈活性的有效率掘出挖。交互式電廠可以資源整合相同空間的分布式電源、儲能電池和電動汽車等資源，進行統(tǒng)一管理和調度，為系統(tǒng)提供更多更多調峰及發(fā)電等功能。以電動汽車車網協同技術為基準，電動汽車兼具充放電特性，具有調節(jié)負荷及儲能的創(chuàng)造力。電動汽車車網協同發(fā)展涵蓋有序電池和車網互動兩種模式。在有序電池時，電動汽車在負荷低谷時段電池，功不可沒扁平負荷波動的促進作用；在車網互動時，電動汽車可以在峰時振動、谷時電池，功不可沒儲能的促進作用。微電網就是所指由分布式電源、儲能裝置、能量轉換裝置、有關負荷和監(jiān)控、保護裝置匯集而變?yōu)榈男⌒涂l(fā)配電系統(tǒng)。在正常運轉時，微電網可以提高系統(tǒng)靈活性；在出現問題時，微電網能以供電的方式提升系統(tǒng)的抗風險能力。并網后，微電網可以作為小型智能電荷快速積極響應，為電力系統(tǒng)提供更多更多短時間內的靈活性。四、儲：儲能調節(jié)手段多樣，長期發(fā)展前景寬闊儲能即為為能量的存儲，按照能量的轉型機制相同，可以分為機械儲能(抽水機蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能)、電化學儲能(鋰離子電池、鉛蓄電池、鈉硫電池和液流電池等)和電磁儲能(超級電容器、超導儲能)。各類儲能技術具有相同的性能特點。綜合來看，抽水機蓄能就是目前應用領域最為明朗的儲能技術，具有規(guī)模大、壽命長、安全性高、經濟性明顯的優(yōu)勢；電化學儲能已步入商業(yè)化階段，發(fā)展速度快，反應有效率；壓縮空氣雖然技術明朗，但轉至換效率高；電磁儲能仍處于開發(fā)階段，具有一定的發(fā)展?jié)摿Α，F階段來看，抽水機蓄能和電化學儲能就是電源兩端儲能的主要路徑。抽水機蓄能就是以水為儲能介質的儲能技術，通過電能與勢能的相互轉型，同時同時實現電能的儲存。抽水機蓄能電站主要就是利用電力系統(tǒng)緊缺的電力將水從地勢低的之下水庫抽到地勢高的上水庫儲存，在電力系統(tǒng)電力嚴重不足時抽水機流向至下水庫推動水輪機發(fā)電機發(fā)電。抽水機蓄能電東站具有技術明朗、壽命長、規(guī)模大、怠速快速的優(yōu)勢，就是當前應用領域最為廣為的儲能技術。同時，抽水機蓄能也存一定嚴重不足：1）電站選址難，抽水機蓄能電站建議上下水庫的距離較將近，且存一定的高度低，十分依賴地理條件。2）建設周期短，初期投資大，投資投資投資回報周期通在常30年以上。電化學儲能以化學元素為介質，將電能轉化成化學能儲存起來，在仍須的時候，再通過化學反應將化學能轉換為電能使用。當前比較常用的電化學儲能技術存鋰離子電池、鈉硫電池、鉛蓄電池和液流電池，鋰離子電池就是目前電化學儲能最可行的技術路線。鋰離子電池能量密度相對較低、續(xù)航能力強，尤其就是磷酸鐵鋰離子電池整體整體表現更為著重，二者較于效率高的液流電池，優(yōu)勢明顯；鋰離子電池循環(huán)壽命長，就是鉛酸電池平均值使用壽命的三倍以上；鋰離子電池工作溫度范圍寬，較環(huán)境溫度建議高的液流電池更適宜相同環(huán)境的儲能場景。此外，鋰離子電池潔凈無污染，不含鉛、汞等有害物質，無法引致環(huán)境污燙。綜合來看，鋰離子電池較之其他電化學儲能技術整體整體表現更好，更適宜在相同儲能場景的大規(guī)模應用領域。從總收入端的來看，儲能的盈利模式尚不明朗。在現有商業(yè)模式背景下，儲能主要依附于電力系統(tǒng)間接獲得盈利，比如減少風光棄電量、參與調峰調頻等電力輔助服務、利用峰谷電價差套利等。在總收入不明確的背景下，成本變成促進儲能產業(yè)發(fā)展的最重要參數。儲能成本也變成了儲能技術經濟性研究的重要一環(huán)。從成本端的來看，我們可以利用平準化度電成本（LCOE）去來來衡量儲能電站的經濟成本。儲能電站的度電成本由全壽命周期成本（投資成本和運維成本）和電站年發(fā)電量共同同意。而電站發(fā)電量為儲能電站裝機容量、利用小時數、轉換效率的乘積。依據《基于全系列壽命周期成本的儲能成本分析》中的測算，假設以目前較為明朗的抽水機蓄能電站為基準，儲能裝機按1200MW，儲能時長按6小時；排序中電池使用壽命按儲能掛電深度80%情況下，一年循環(huán)300次，液流電池循環(huán)次數12000次，以20年排序。我們可以利用各種儲能電站參數和成本數據測算贏得抽水機蓄能及電化學儲能電站在相同利用小時數下的年發(fā)電量和度電成本。抽水機蓄能經濟性最優(yōu)，其次就是鋰電子電池。抽水機蓄能度電成本顯著低于電化學儲能度電成本，其中電化學儲能技術中，鋰離子電池、液流電池、鈉硫電池、鉛酸電池度電成本依次快速增長。若電站儲能利用小時數同時同時實現1000h，抽水機蓄能電站度電成本僅仍須0.93元/kWh，嚴重不足鋰離子電池度電成本的一半。隨著利用小時數的提高，電化學儲能降本空間非常小?？傮w來看，抽水機蓄能電站的經濟性優(yōu)勢著重，當前在儲能市場裝機占比最高。技術和利用小時數的提高料大力大力推進電化學儲能同時同時實現經濟效益，鋰電子電池將就是接棒抽水機蓄能電站的有力候補。政策共振技術驅動，電化學儲能料迎接快速增長。2021年7月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《關于大力大力推進推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，意見明確指出至2025年國內新型儲能裝機總規(guī)模少于30GW以上。據CNESA數據，截至2022年底，全國未有24個省市明確了“十四五”新型儲能建設目標，規(guī)模總計64.85GW；10個省市先后發(fā)布了新型儲能之側范項目目錄，規(guī)?？傆?2.2GW，大部分項目將在1-2年內完工并網。此外，2021年10月，國家能源局發(fā)布《電化學儲能電站并網調度協議（示范點文本）（草案稿）》，電化學儲能或將列為輸配電價，價格機制的厘清將為電化學儲能的發(fā)展提供更多更多有力提振。與此同時，電化學儲能的內生技術驅動將阻斷電池的降本增效空間，進而推動電化學儲能裝機的規(guī)模性快速增長。據CNESA全球儲能項目庫的無法完全統(tǒng)計數據，截至2022年底，中國已投運電力儲能項目總計裝機規(guī)模少于59.8GW，其中新型儲能總計裝機規(guī)模達致13.1GW，功率規(guī)模年增長率少于128%。此外，CNESA預測即使在保守情況下，未來5年我國新型儲能總計投運裝機規(guī)模無機增長速度可以少于49.30%，在理想情況下增長速度可以達致60.29%。五、電力系統(tǒng)遠景該如何描繪？關于電力系統(tǒng)未來發(fā)展遠景，我國將持續(xù)深化全國統(tǒng)一電力市場體系建設，提升電力系則為叢蘚科扭口蘚穩(wěn)定性和調節(jié)互濟能力。同時，風光的大規(guī)模并網將導致發(fā)電問題和系統(tǒng)裕度問題更加凸顯，現貨市場及輔助服務市場仍須持續(xù)完善以提高系統(tǒng)靈活性，容量市場亦有待加強以保障系統(tǒng)充裕度。隨著越來越多的手段被應用領域在系統(tǒng)靈活性的調節(jié)過程中，電力系統(tǒng)的參與主體將更加多樣，我國應建立合理的市場機制推動多市場主體的協同優(yōu)勢互補、緊密全線貫通。此外，電力價格機制有待厘清，藍電、綠證等清潔能源市場化機制有待完善，以更好提振電力系統(tǒng)綠色、低碳轉型發(fā)展。1、深化建設全國統(tǒng)一電力市場體系2021年，中央全面深化改革委員會第二十二次會議投票表決通過了《關于大力大力推進建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》。此后，國家能源局多次提及建設全國統(tǒng)一電力市場體系的目標。全國統(tǒng)一電力市場體系就是所指在時間和空間層面，建立全系列周期全面全面覆蓋、多時序運營的跨省跨區(qū)、?。ㄊ小^(qū)）和區(qū)域緊密配合、有序全線貫通、規(guī)范運轉、協調發(fā)展、高效率運作的市場體系，同時同時實現統(tǒng)一市場框架、統(tǒng)一核心規(guī)則、統(tǒng)一運營平臺、統(tǒng)一服務標準。全國統(tǒng)一電力市場體系或仍須完善省/區(qū)域電力市場建設并強化跨省跨區(qū)電力市場建設。當前省/區(qū)域電力市場有關體系制度仍存完善空間，跨省跨區(qū)電力市場交易規(guī)模占到至比較小，有關市場壁壘一定程度制約新能源發(fā)電的發(fā)電。在省/區(qū)域電力市場建設層面，一方面必須充分發(fā)揮中長期“壓艙石”促進作用，積極主動引導市場主體足額、高比例簽訂中長期合約，另一方面必須不斷擴大現貨市場范圍，將市場需求兩端積極響應、交互式電廠等列為電力市場主體。同時必須發(fā)推喊叫能量市場和輔助服務市場、容量市場等全線貫通，省/區(qū)域市場和橫貫省區(qū)市場全線貫通等。在橫貫省跨區(qū)電力市場建設層面，一方面仍須建立清潔能源橫貫省區(qū)優(yōu)先發(fā)電機制，不斷擴大市場化繳納極容易規(guī)模，另一方面必須完善跨省跨區(qū)電力市場有關機制，比如積極開展中長期交易分后時段電力曲線交易，縮短交易周期，增加交易頻次，優(yōu)化分配電網地下通道資源，建立橫貫省區(qū)輔助服務共享資源機制或交易機制等。2、輔助服務及容量市場有關機制或進一步完善風光的大規(guī)模裝機平添的發(fā)電問題建議電力系統(tǒng)具備更高的靈活性，輔助服務市場就是提高系統(tǒng)靈活性的關鍵手段，容量市場就是在風光不穩(wěn)定性的背景下供電裕度的關鍵保證。輔助服務本質就是為電力系統(tǒng)提供更多更多靈活性，當前發(fā)展方向就是品種技術創(chuàng)新和費用分攤機制厘清。當前我國主要輔助服務品種涵蓋調頻和水泵，調頻指電力系統(tǒng)頻率偏轉目標頻率時，并網主體通過變頻系統(tǒng)、自動功率掌控等方式調整軍功出力減少頻率偏差提供更多更多的服務；備用則就是針對系統(tǒng)出力的波動性，利用水泵的THF1機組保障系統(tǒng)短期供電充裕性。我們知道為隨著新能源裝機的提升，系統(tǒng)轉動慣量水平或存下降的趨勢，我國可以積極探索轉動慣量、有效率爬坡等新型輔助服務交易品種。其次，我們表示輔助服務費用分攤機制有待進一步完善，理想的機制或仍須引導輔助服務費用向用戶兩端勸阻。當前部分地區(qū)輔助服務市場仍就是發(fā)電兩端的零和角力，賣方通過競價提供更多更多服務，部分機組贏得補償，部分機組分攤成本。輔助服務本質就是調節(jié)負荷波動性對系統(tǒng)引致的制約，本該向用戶兩端勸阻。容量市場的本質就是保證電力系統(tǒng)的長期充裕性，有效率的機制應滿足用戶傳統(tǒng)機組對收益的合理預期。長期來看，新能源裝機的大幅提高或對傳統(tǒng)機組形成量及收益率上的雙重沖擊。一方面，用電市場需求或被比重越來越低的新能源機組滿足用戶；另一方面，新能源發(fā)電的邊際成本較低，能量市場價格存下降趨勢，傳統(tǒng)機組邊際成本相對較低，新能源大量裝機可以能導致傳統(tǒng)機組收益率大幅大幅下滑。而諸如火電之類傳統(tǒng)機組可控性較低，當前階段對保持系則為叢蘚科扭口蘚裕度必不可少，因此有效率的容量補償及容量市場機制就是促進傳統(tǒng)機組投資，維持系統(tǒng)裕度的有效率手段。當前我國容量補償機制尚未完全鋪展，僅在山東、云南等少數省份運行，運轉方式通常為自用戶兩端交納一定容量電費，按月綜合考量發(fā)電機組類型、投產年增加一倍、需以狀態(tài)等因素，給予各類機組容量補償。未來容量補償機制或全面關上，以使雜記為叢蘚科扭口蘚機組在容量市場獲得適度的公允收益，同時應以市場化機制評估負荷兩端有效率容量，陽入節(jié)容量價格，引導發(fā)電企業(yè)投資及運營。3、電力系統(tǒng)參與主體或更加多元化儲能、交互式電廠等靈活性資源或更多參與電力市場交易。風光裝機的快速增長將導致系統(tǒng)波動性強化，電力系統(tǒng)對儲能、交互式電廠等靈活性資源的建議也將隨之提升。同時，隨著成本