儲能盈利模式及空間測算：電網(wǎng)側(cè)

1、儲能盈利模式及空間測算電網(wǎng)側(cè)：分應(yīng)用裝機占比15%，主要為調(diào)峰調(diào)頻電網(wǎng)側(cè)分應(yīng)用裝機占比15%，主要指電力市場的調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)。隨可再生能源發(fā)電占比提升，電網(wǎng)發(fā)電頻 率、波動穩(wěn)定的要求提高。儲能連接電網(wǎng)后可直接接收電網(wǎng)下發(fā)的調(diào)峰調(diào)頻指令，按照調(diào)度指令充放電。 由于全球和國內(nèi)的應(yīng)用分類不同，此處將調(diào)峰調(diào)頻和其他一起列入。2020年全球電網(wǎng)側(cè)新增儲能裝機 806MW，同比+58%，分應(yīng)用裝機占比15%，其中國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)分應(yīng)用裝機占比更高，為27%，2020年新 增裝機446MW，同比+46%。圖表：中國電網(wǎng)側(cè)新增儲能裝機量及分成用裝機占比圖表：全球電網(wǎng)側(cè)新增投運電化學(xué)儲能項目裝機量 調(diào)峰（MW）.其他（

2、MW） _ 占比50040030020010002018201920202021E25%20%15%10%5%0%調(diào)頻（MW）.調(diào)峰（MW）.其他（MW） _占比30%電網(wǎng)側(cè)-調(diào)峰：儲能調(diào)峰應(yīng)用日益增多調(diào)峰是指由于用電負(fù)荷和用電量是不均勻的，需要投入在正常運行以外的發(fā)電機組，在并網(wǎng)時的同步調(diào)整， 以維持用功功率平衡，保持系統(tǒng)頻率穩(wěn)定，2021年常用的調(diào)峰機組有燃?xì)廨啓C機組和抽水蓄能機組，隨儲能 成本下降，電化學(xué)儲能調(diào)峰的應(yīng)用日益增多。調(diào)峰市場逐漸擴大，電化學(xué)儲能替代市場廣闊。國內(nèi)調(diào)峰費用快速增長，根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2019上半 年調(diào)峰費用45.25億元，同環(huán)比+125%/+66%，占全部補償

3、費用的34.7%，占總電費的比重為4.33%。 2021年調(diào)峰調(diào)頻中95%是火電進行的，電化學(xué)儲能替代市場廣闊。圖表：儲能系統(tǒng)調(diào)峰模式出限伏上光蹄涕統(tǒng) /吸收電能5電段放時應(yīng)/峰功調(diào) 晚荷蠹夜間 90012M18:0022:0()時間5040302010045.2517H218H118H219H170%60%50%40%30%20%10%0%圖表：國內(nèi)調(diào)峰費用（億元）及占總電費的比重調(diào)峰費用環(huán)比 占比電網(wǎng)側(cè)-調(diào)峰：磷酸鐵鋰儲能度電成本對比測算根據(jù)儲能系統(tǒng)成本和等效容量保持率舊；1-（NT）蝦，我們對比計算抽水蓄能、磷酸鐵鋰、三元和鉛蓄n電池儲能的度電成本分別為0.27/0.59/0.78/0.

4、94元/kWh，2021年來看抽水蓄能仍有明顯優(yōu)勢，磷酸鐵鋰2021年在服務(wù)費0.7元/kWh以上的收益率可觀，若成本下降到0.3元/kWh以內(nèi)，或?qū)⒋罅繀⑴c電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻。IMWhft能項目三元電池鉛蓄電DoD放電深度100%90%90%70%n系統(tǒng)效率76%88%90%80%系統(tǒng)終止時容量100%70%70%70%N循環(huán)次數(shù)160005000+3000370025003500n中值16000500040003000年充放次數(shù)365365365365使用壽命（年）43.8413.7010.968.22E等效容量保持率85%85%85%85%總處理量（MWh ）10,3353,3652,7531

5、,428儲能系統(tǒng)單價（元/Wh）1.2-1.71.5-1.851.65-2.130.95-1.25儲能系統(tǒng)單價（元/Wh）1.451.501.701.10儲能系統(tǒng)成本（白力兀）1.451.501.701.10全生命周期成本（百萬元）2.791.992.161.34度電成本（元/kWh）0.2703 0.590 30.7840.936圖表：儲能全生命周期的電成本測算成電網(wǎng)側(cè)-調(diào)峰：蹣向自主參與的方向發(fā)展 ffi能峰性高,服以0.4-0.6元/kWh主。儲能跟蹤負(fù)荷能力強，響應(yīng)速度快，控制精確，具 有充放電雙向”調(diào)節(jié)功效。從國內(nèi)政策來看，調(diào)峰服務(wù)費以0.4-0.6元/kWh為主，各省上調(diào)儲能電站功

6、 率及規(guī)模，適當(dāng)下降調(diào)峰申報價格，使儲能調(diào)峰向自主參與的方向發(fā)展。圖表：全國多省下調(diào)調(diào)峰申報價格省份準(zhǔn)入條件服務(wù)費福建要求參與調(diào)峰交易的儲能裝機不小于10MW/40MWh。青海準(zhǔn)入條件要求充電功率在10MW及以上、持續(xù)充電時間在2小時及以上。湖南儲能參與緊急短時調(diào)峰的裝機容量要求是10MW及以上。山東 儲能設(shè)施可以參與調(diào)峰輔助服務(wù)，門檻標(biāo)準(zhǔn)暫定為5MW/10MWh。1）鼓勵發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、獨立輔助服務(wù)提供商投資建設(shè)電儲能設(shè)施 10MW/40MWh以上的電儲能設(shè)施，可參加發(fā)電側(cè)調(diào)峰輔助服務(wù)市場。2）用戶側(cè) 電儲能設(shè)施須在省級及以上電力調(diào)度機構(gòu)能夠監(jiān)控、記錄其實時充放電狀態(tài)的前提 下

7、參與輔助服務(wù)市場，不得在尖峰時段充電，不得在低谷時段放電。電化學(xué)電站可作為安徽省電力調(diào)峰輔助服務(wù)的市場主體（可被電力調(diào)度機構(gòu)管轄， 接入35千伏電壓等級）。按充放電價結(jié)算調(diào)峰：0.5元/kWh深度調(diào)峰：0-0.2元/kWh即時調(diào)峰：0.45-0.6元/kWh普通調(diào)峰：0.15元/kWh特殊調(diào)峰：0.40元/kWh東北三省安徽深度調(diào)峰：0.4元-元/kWh用戶側(cè)調(diào)峰：0.1元-0.2元/kWh調(diào)峰：0.3元-0.8元/kWh江蘇江西 陜西 湖北山西1）中長期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰：谷段報價上限：250元/兆瓦時；平段報價上限：600元/兆瓦時；峰段報價上限：900元/兆瓦時。2）短期可調(diào)負(fù)荷調(diào)峰：調(diào)度發(fā)布

8、的需求時段大于或等于4小時，申報價格上限為1元/千瓦時；調(diào)度發(fā)布的需求時段小于4小時, 申報價格上限為2元/千瓦時。調(diào)峰：0.2-0.6元人可衛(wèi)按照實際響應(yīng)量給予補償，單次實際響應(yīng)量超過申報響應(yīng)量的120%，按照申報響應(yīng)普通調(diào)峰：任元/kW次量的120%給予補償，單次實際響應(yīng)量低于申報響應(yīng)量80%的不享受補償。緊急削峰：35元/kW次獨力用能調(diào)入條件為最小調(diào)節(jié)嬲隅蜉1的獨立嘴應(yīng)持續(xù)企不小于2小時，輔助服務(wù)聚合商準(zhǔn)入條件為!留電量能舞礴 20MW，單日累計響應(yīng)持續(xù)時間不低于2小時，獨立儲能準(zhǔn)入條件為不小于20MW/40MWh。電網(wǎng)側(cè)-調(diào)頻：根據(jù)電網(wǎng)指令調(diào)頻，電化學(xué)儲能具備優(yōu)勢調(diào)頻是指當(dāng)電力系統(tǒng)負(fù)

9、荷或發(fā)電出力發(fā)生較大變化時電網(wǎng)需要二次調(diào)頻，一般由火電廠負(fù)責(zé)提供場地和接入, 獨立運營商來負(fù)責(zé)投資和運營，雙方按照商定的比例對調(diào)頻收益進行分成。傳統(tǒng)調(diào)頻控制偏差較大，而儲能 具有快速的功率響應(yīng)能力，且能實現(xiàn)功率的正反雙向調(diào)節(jié)，調(diào)頻效果優(yōu)于火電，具備更好的經(jīng)濟性。調(diào)頻市場后續(xù)增長空間龐大 國內(nèi)調(diào)頻費用保持基本穩(wěn)定，根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2019上半年調(diào)頻費用23.37億元，同環(huán)比-7%/+9%，占全部補償費用的17.9%，占總電費的比重為1.99%。隨可再生能源發(fā)電 占比提升和快充需求增長，我們預(yù)計調(diào)頻需求將逐步提升。圖表：儲能裝置和機組聯(lián)合響應(yīng)AGC曲線響實際負(fù)荷：電同彳旨令電網(wǎng)側(cè)-調(diào)頻：磷酸鐵

10、鋰儲能里程成本對比測算里程成本指在功率型調(diào)頻儲能電站的生命周期內(nèi)，平均到單位調(diào)頻里程的電站投資成本。從里程方面來測算， 電站總調(diào)頻里程=系統(tǒng)效率門* 有效AGC調(diào)頻響應(yīng)系數(shù)a *調(diào)頻出力系數(shù)調(diào)頻響應(yīng)次數(shù)，磷酸鐵鋰、三元 電池,超級電容的歷程成本分別為5.13/6.42/13.29元加，功率型磷酸鐵鋰電池已能夠在局部地區(qū)的電力 輔助服務(wù)市場獲得較好收益。圖表：儲能全生命周期的里程成本測算三元電池超級電容響應(yīng)系數(shù)a0.80.80.8系統(tǒng)效率n出力系數(shù)B年運行比例（%）響應(yīng)持續(xù)時間（min ）響應(yīng)間隔時間（min ）儲能系統(tǒng)壽命（年）調(diào)頻響應(yīng)總次數(shù)（次）總調(diào)頻里程（MW）儲能系統(tǒng)單價（元/W）0.8

11、80.80.91.8256224213505481.50.880.80.91.8256224213505481.80.950.550.91.81.545733822396742.4里程成本（元/MW）5.136.4213.29全生命周期成本（元/W ）1.82.33.2電網(wǎng)側(cè)-調(diào)頻：服務(wù)補貼支持調(diào)頻儲能發(fā)展容量補償+里程補償，多地提升調(diào)參與空間國內(nèi)多地采用容量補償和里程補償相結(jié)合的AGC調(diào)頻服務(wù)補償方式，并根據(jù)儲能調(diào)節(jié)速率和調(diào)節(jié)精度等性能表現(xiàn)，在申報價格基礎(chǔ)上調(diào)整調(diào)頻里程價格，補償價格為 5-8元/MW。2021年儲能參與火電調(diào)頻，一般由獨立運營商來負(fù)責(zé)投資和運營，功率配置為火電機組額定 功率

12、的3%，容量一般按半小時配置。地區(qū)補償方式補償價格準(zhǔn)入門檻時間四川調(diào)頻里程0.1-100元/MWh充電/放電功率在10MW以上，持續(xù)時間4小時以上的儲能裝置2020.12云南容量補償+里程補償容量補償5元/MW ； 里程報價3-8元/MW容量為30MW及以上風(fēng)電場、10kV以上并網(wǎng)的集中式光伏電站； 允許第三方儲能裝置和儲能電站與發(fā)電廠聯(lián)合提供調(diào)頻服務(wù)2020.09甘肅里程補償0-15元/MWh/2020.01浙江容量補償+里程補償調(diào)頻容量0-10元/MWh， 調(diào)頻里程0-15元/MW/2020.07京津唐調(diào)節(jié)里程0-12元/MWh/蒙西調(diào)頻里程+調(diào)頻容量調(diào)頻里程2-12元/MWh/2020.

13、12山西投運時間+調(diào)頻里程5-10元/MWh獨立儲能調(diào)節(jié)容量不小于40MWh，最大充放電功率不小于20MW 2020.12廣東容量補償+里程補償調(diào)頻里程報價5.5-15元/MWh容量為2MW/0.5小時及以上的電化學(xué)儲能電站2020.09山東調(diào)頻里程調(diào)頻里程報價上限6元/MWh參與AGC調(diào)頻輔助服務(wù)的儲能設(shè)施不再參與有償調(diào)峰交易競價2020.12福建容量補償+里程補償調(diào)頻里程報價上限12元/MWh暫定儲能設(shè)備、電站容量不小于10MW2020.06江蘇根據(jù)調(diào)頻性能、調(diào)頻容 量及投運率確定基本補 償費用和調(diào)用費用調(diào)頻里程報價0.1-1.2元/MWh 基本服務(wù)補償標(biāo)準(zhǔn)：2元/MW充電/放電功率10M

14、W以上、持續(xù)時間2小時以上的儲能電站可直 接注冊；鼓勵匯集單站容量達(dá)到充電/放電功率5MW以上,匯集 總?cè)萘窟_(dá)到充電/放電功率10MW/20MWh以上的儲能電站注冊2020.07圖表：各省市陸續(xù)出臺政策調(diào)GOM頻補償價格r _ _調(diào)L.電網(wǎng)側(cè)：到2025年調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)儲能需求累計超120GWh調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)2021-2025年累計儲能裝機超5仔可?？紤]到儲能調(diào)峰調(diào)頻的政策支持，我們根據(jù)國家能源局 披露的社會用電量和最大負(fù)荷測算出調(diào)峰調(diào)頻的需求，假設(shè)儲能滲透率逐漸提升，配儲市場尤小時，則我 們測算2025年國內(nèi)新增儲能裝機為6.9GW/13.72GWh，2025年全球新增儲能裝機為18.9GW/3

15、7.9GWh， 2021-2025年累計新增儲能裝機62.3GW/124.5GWh。圖表：調(diào)峰調(diào)頻需求市場空間情況調(diào)峰20202021E2022E2023E2024E2025E2030E社會用電量（億kwh）751107886682809869499129795862122346同比4.0%5.0%5.0%5.0%5.0%5.0%5.0%調(diào)峰占比1.5%2.0%2.4%2.9%3.1%3.5%3.8%國內(nèi)調(diào)峰需求（億kwh）1127157719872478283033554649電化學(xué)儲能滲透率1.6%2.6%3.6%4.8%5.8%6.5%7.0%儲能需求（GWh）0.170.410.721.191.642.183.25儲能需求（GW）0.090.210.360.590.821.091.63儲能需求（GWh）0.260.821432.383.284366.51全球儲能需求（GW）0.130.410.721.191.642.183.25最大負(fù)何（億kw）10.817.920.623.627.232.691.8同比66.2%15.0%15.0%15.0%20.0%25.0%調(diào)頻占比