儲(chǔ)能行業(yè)專題研究：我國電化學(xué)儲(chǔ)能收益機(jī)制及經(jīng)濟(jì)性測算

儲(chǔ)能行業(yè)專題研究：我國電化學(xué)儲(chǔ)能收益機(jī)制及經(jīng)濟(jì)性測算1、電化學(xué)儲(chǔ)能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)不可或缺的調(diào)節(jié)資源1.1、大力發(fā)展靈活性調(diào)節(jié)資源是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要基礎(chǔ)靈活性調(diào)節(jié)資源是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要組成。2021年3月，中央財(cái)經(jīng)委第九次會(huì)議提出“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，明確了新能源作為主體電源是我國未來電力系統(tǒng)的顯著特征。傳統(tǒng)電力系統(tǒng)以可控的火電、水電等常規(guī)電源為主體電源，通過控制常規(guī)電源出力實(shí)時(shí)響應(yīng)電力需求變化。新型電力系統(tǒng)的主體電源轉(zhuǎn)變?yōu)橐淮文茉床豢煽氐男履茉矗履茉垂┙o與電力需求的不匹配需要大量靈活性調(diào)節(jié)資源作為媒介來滿足電力系統(tǒng)固有的實(shí)時(shí)供需平衡特性要求。電力系統(tǒng)實(shí)時(shí)供需平衡是通過不同時(shí)間尺度的系統(tǒng)調(diào)節(jié)相互配合實(shí)現(xiàn)的，包括短周期的調(diào)頻和日內(nèi)的調(diào)峰等，以響應(yīng)不同時(shí)間尺度的供給和需求變化。靈活性資源短缺是我國構(gòu)建新型電力系統(tǒng)亟待解決的問題。以煤為主的能源資源稟賦和經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展進(jìn)程決定了我國長期將燃煤發(fā)電作為主體電源，即使多年來我國電源結(jié)構(gòu)清潔化程度不斷提升，但燃煤發(fā)電量占比在2020年仍高達(dá)61%。我國具有較優(yōu)靈活性的電源如燃?xì)獍l(fā)電和抽水蓄能占比一直偏低，兩者合計(jì)裝機(jī)容量占比在2020年也僅為6%。同時(shí)，我國靈活性資源的區(qū)域分布不平衡問題也十分突出，新能源資源富集地區(qū)的靈活性資源短缺問題更為嚴(yán)重，尤其是風(fēng)光資源豐富的“三北”地區(qū)“以熱定電”的供熱機(jī)組占比高，冬季調(diào)峰能力十分有限，制約了這些地區(qū)的新能源消納能力。1.2、大力發(fā)展電化學(xué)儲(chǔ)能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的大勢所趨儲(chǔ)能是我國構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要靈活性資源。提升電力系統(tǒng)靈活性需多措并舉，充分挖掘電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)靈活性資源。隨著我國電力負(fù)荷峰谷差率不斷拉大和新能源裝機(jī)占比不斷提升，可控的傳統(tǒng)電源占比相應(yīng)不斷降低，儲(chǔ)能對(duì)于提升電力系統(tǒng)靈活性的重要意義不斷凸顯，利好政策也頻頻出臺(tái)。2021年7月，國家發(fā)改委和國家能源局印發(fā)《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出到2025年實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模30GW以上的發(fā)展目標(biāo)。2021年8月，國家能源局印發(fā)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，提出到2025年和2030年實(shí)現(xiàn)抽水蓄能投產(chǎn)62GW和120GW的發(fā)展目標(biāo)。我國電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展迅速，是儲(chǔ)能發(fā)展的“新星”。當(dāng)前較為成熟的儲(chǔ)能靈活性資源主要為抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能。抽水蓄能具有壽命長、單位投資小的特點(diǎn)，但同時(shí)存在對(duì)地理地形條件要求嚴(yán)格，對(duì)地址土壤形成一定安全隱患等問題。盡管當(dāng)前電化學(xué)儲(chǔ)能單位投資成本仍相對(duì)較高，但其配置靈活，響應(yīng)速度快且不受外部條件限制。近十年來，受益于新能源汽車產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，鋰離子電池成本下降迅速，電化學(xué)儲(chǔ)能開始加速發(fā)展。據(jù)CNESA全球儲(chǔ)能項(xiàng)目庫的不完全統(tǒng)計(jì)，截止2020年，我國已投運(yùn)儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模35.6GW。其中，抽水蓄能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大，達(dá)31.8GW，同比增長4.9%；電化學(xué)儲(chǔ)能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模位列第二，達(dá)3.3GW，同比增長高達(dá)91.2%。在各類電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)中，鋰離子電池的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大，達(dá)2.9GW。1.3、不同類型電化學(xué)儲(chǔ)能所適合的應(yīng)用場景不同儲(chǔ)能按照時(shí)長分為容量型、能量型、功率型和備用型，不同類型電化學(xué)儲(chǔ)能所適合的應(yīng)用場景有所區(qū)別。根據(jù)時(shí)長要求的不同，電化學(xué)儲(chǔ)能的應(yīng)用場景大致可以分為容量型、能量型、功率型和備用型。其中，容量型、功率型專用性較強(qiáng)，前者一般要求連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長不低于4h，主要用于削峰填谷或離網(wǎng)儲(chǔ)能，可提升電力系統(tǒng)效率和設(shè)備利用率；后者的連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長一般在15~30min，主要用于調(diào)頻或者平滑新能源出力波動(dòng)。能量型儲(chǔ)能介于容量型和功率型之間，一般為復(fù)合儲(chǔ)能場景，可用于調(diào)峰、調(diào)頻、緊急備用等多重功能。備用型的連續(xù)儲(chǔ)能時(shí)長一般不低于15min，主要作為不間斷備用電源，用于數(shù)據(jù)中心和通訊基站等場景。2、電化學(xué)儲(chǔ)能獲取收益途徑多，但各省情況不同2.1、電化學(xué)儲(chǔ)能獲取收益途徑多調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)和峰谷電價(jià)套利是我國電化學(xué)儲(chǔ)能當(dāng)前最主要的收益途徑。電力價(jià)格和市場機(jī)制是決定電化學(xué)儲(chǔ)能收益機(jī)制的基礎(chǔ)，我國電化學(xué)儲(chǔ)能的主要收益途徑包括在電力輔助服務(wù)市場中通過提供調(diào)峰、調(diào)頻等服務(wù)獲利，通過峰谷分時(shí)電價(jià)或現(xiàn)貨電能量市場實(shí)現(xiàn)高低電價(jià)間套利，通過輸配電價(jià)獲取合理收益，通過容量成本回收機(jī)制獲得補(bǔ)償收益。電力輔助服務(wù)有償化且逐步向用戶分?jǐn)偸俏覈娏κ袌龌母锏闹匾较?，其中一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、備用和調(diào)峰是電化學(xué)儲(chǔ)能收益機(jī)制的近中期關(guān)注重點(diǎn)。電力輔助服務(wù)用于維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì)量，促進(jìn)清潔能源消納。目前，調(diào)峰、調(diào)頻是儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)的主要領(lǐng)域，且輔助服務(wù)相關(guān)費(fèi)用由發(fā)電側(cè)承擔(dān)，制約著儲(chǔ)能在輔助服務(wù)領(lǐng)域獲得補(bǔ)償?shù)目沙掷m(xù)性。2021年12月修訂印發(fā)的《電力輔助服務(wù)管理辦法》進(jìn)一步強(qiáng)調(diào)了“誰受益、誰承擔(dān)”的有償化改革方向，規(guī)定了輔助服務(wù)按服務(wù)對(duì)象分?jǐn)偟脑瓌t，強(qiáng)化了輔助服務(wù)的市場化配置方式。費(fèi)用分?jǐn)偢母锓矫妫稄V東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電實(shí)施方案（試行）》政策首次在國內(nèi)實(shí)踐中明確提出輔助服務(wù)的相關(guān)費(fèi)用由直接參與市場交易和電網(wǎng)企業(yè)代理購電的全體工商業(yè)用戶共同分?jǐn)偅哂欣锍瘫囊饬x。輔助服務(wù)品種方面，隨著新能源裝機(jī)占比提升，一次調(diào)頻和備用市場有望成為獨(dú)立儲(chǔ)能新的價(jià)值增長點(diǎn)。《山西獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與電力一次調(diào)頻市場交易實(shí)施細(xì)則（試行）》征求稿允許儲(chǔ)能電站通過參與電力一次調(diào)頻市場獲取收益，《南方區(qū)域電力備用輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（征求意見稿）》允許儲(chǔ)能電站作為第三方輔助服務(wù)提供者參與跨省備用市場交易，擴(kuò)展了儲(chǔ)能的收益來源。結(jié)合我國電力輔助服務(wù)市場建設(shè)情況，一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、備用和調(diào)峰是電化學(xué)儲(chǔ)能收益機(jī)制的近中期關(guān)注重點(diǎn)。峰谷分時(shí)電價(jià)或電能量市場還原了電力商品的分時(shí)價(jià)格差異，價(jià)差套利是電化學(xué)儲(chǔ)能的重要生存基礎(chǔ)。峰谷分時(shí)電價(jià)和現(xiàn)貨電能量市場反映了電力供需變化下的電價(jià)波動(dòng)，兩者實(shí)質(zhì)相近，都是通過峰谷價(jià)格差實(shí)現(xiàn)套利。兩者區(qū)別在于前者采用行政定價(jià)方式，且主要針對(duì)用戶側(cè)；后者采用市場定價(jià)方式，可只用于發(fā)電側(cè)，也可用于發(fā)電和用戶兩側(cè)。值得注意的是，現(xiàn)貨電能量市場可以替代調(diào)峰輔助服務(wù)。根據(jù)《電力輔助服務(wù)管理辦法》規(guī)定，現(xiàn)貨電能量市場運(yùn)行期間，已通過電能量市場機(jī)制完全實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)峰功能的，原則上不再設(shè)置與現(xiàn)貨電能量市場并行的調(diào)峰輔助服務(wù)品種。以輸配電價(jià)疏導(dǎo)電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能成本的政策吸引力大，但預(yù)計(jì)相對(duì)審慎推進(jìn)。2021年7月印發(fā)的《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出，“將電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能設(shè)施成本收益納入輸配電價(jià)回收”。由于我國輸配電價(jià)按照“準(zhǔn)許成本+合理收益”的政府定價(jià)機(jī)制，電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能若能通過輸配電價(jià)獲取收益將極大增加相關(guān)投資收益的確定性，從而刺激電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能發(fā)展。但為避免盲目低效投資的出現(xiàn)，我們認(rèn)為國家對(duì)于電網(wǎng)替代性儲(chǔ)能納入輸配電價(jià)將較為審慎，可能會(huì)開展相關(guān)試點(diǎn)但大范圍推廣預(yù)計(jì)相對(duì)謹(jǐn)慎。電力容量成本回收機(jī)制有望加速推進(jìn)，電化學(xué)儲(chǔ)能預(yù)計(jì)受益但中短期程度相對(duì)有限。電力容量成本回收機(jī)制是電能量市場和電力輔助服務(wù)市場的有效補(bǔ)充，激勵(lì)常規(guī)發(fā)電機(jī)組、需求響應(yīng)和儲(chǔ)能等投資建設(shè)，保證電力系統(tǒng)在高峰負(fù)荷時(shí)段有足夠的容量冗余，可為儲(chǔ)能項(xiàng)目提供相對(duì)穩(wěn)定的補(bǔ)償收益。美國已有將電化學(xué)儲(chǔ)能納入容量市場的機(jī)制實(shí)踐，我國最新印發(fā)的政策文件《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》也提出，因地制宜建立發(fā)電容量成本回收機(jī)制，鼓勵(lì)抽水蓄能、儲(chǔ)能、虛擬電廠等調(diào)節(jié)電源的投資建設(shè)。從我國國情看，當(dāng)前電力容量成本回收機(jī)制預(yù)計(jì)更多聚焦在解決燃煤發(fā)電機(jī)組利用小時(shí)數(shù)不斷降低所引起的火電企業(yè)可持續(xù)經(jīng)營問題上，同時(shí)也為燃煤發(fā)電逐步由主體電源轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)節(jié)性電源提供支撐機(jī)制。電化學(xué)儲(chǔ)能同樣作為調(diào)節(jié)電源，預(yù)計(jì)也能從電力容量成本回收機(jī)制中受益，例如以容量電價(jià)形式獲取部分固定收益，從而改善電化學(xué)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性。但考慮到該機(jī)制設(shè)計(jì)重心在于燃煤發(fā)電，我們認(rèn)為電化學(xué)儲(chǔ)能中短期有所受益，但該政策直接支持的電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)模和補(bǔ)償力度預(yù)計(jì)會(huì)相對(duì)有限。2.2、電化學(xué)儲(chǔ)能收益省間差異大我國因省而異的電力價(jià)格和市場機(jī)制決定各省電化學(xué)儲(chǔ)能收益情況差別大。我國各省電力系統(tǒng)發(fā)展情況差別大，各自系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求也相應(yīng)存在顯著差別?！叭薄钡貐^(qū)（以甘肅省為例）的新能源發(fā)電裝機(jī)占比高，且其常規(guī)機(jī)組中供熱機(jī)組占比高，電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)資源較為短缺。對(duì)比而言，廣東省新能源占比低，且靈活性較好的燃?xì)鈾C(jī)組占比高，電力系統(tǒng)靈活性相對(duì)較好。除電力系統(tǒng)自身的差別外，各省的電力價(jià)格和市場機(jī)制也各有差別，如“三北”地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)市場較為發(fā)達(dá)，廣東則以電力現(xiàn)貨市場取代調(diào)峰輔助服務(wù)市場。電力價(jià)格和市場機(jī)制是決定電化學(xué)儲(chǔ)能收益機(jī)制的基礎(chǔ)，因此各省電化學(xué)儲(chǔ)能收益情況差別大。電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)。調(diào)峰是我國特有的一類輔助服務(wù)產(chǎn)品，用于挖掘系統(tǒng)向下調(diào)節(jié)能力，國外部分地區(qū)則通過現(xiàn)貨市場實(shí)現(xiàn)類似功能。傳統(tǒng)燃煤機(jī)組可通過靈活性改造降低最小技術(shù)出力增加系統(tǒng)向下調(diào)節(jié)能力，電化學(xué)儲(chǔ)能通過充電過程實(shí)現(xiàn)該作用。由于風(fēng)電具有反調(diào)峰特性，風(fēng)電裝機(jī)占比較高的地區(qū)較為容易出現(xiàn)調(diào)峰問題，相應(yīng)調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用相對(duì)較多，主要包括我國東北、華北和西北地區(qū)。結(jié)合各省2018年度和2019年上半年調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用看。值得注意的是，隨著我國電力現(xiàn)貨市場的推進(jìn)，甘肅、山東等省區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)市場將逐漸被現(xiàn)貨市場代替。電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)。調(diào)頻輔助服務(wù)主要用于解決短時(shí)供需不匹配問題，保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定。近年來我國電化學(xué)儲(chǔ)能主要通過輔助燃煤機(jī)組參與調(diào)頻服務(wù)市場，其作用在于改善燃煤機(jī)組調(diào)頻性能，并非增加系統(tǒng)調(diào)頻容量。2021年，我國火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻的傳統(tǒng)優(yōu)勢區(qū)域發(fā)展步伐減緩，但新的區(qū)域不斷開拓。此外，由于光伏存在短期出力變化極其劇烈的特性，光伏裝機(jī)占比比較高的地區(qū)更為容易出現(xiàn)調(diào)頻問題，相應(yīng)調(diào)頻輔助服務(wù)費(fèi)用相對(duì)較多，主要包括我國華北、西北和華東地區(qū)。結(jié)合各省2018年度和2019年上半年調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用看。當(dāng)前我國各省儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)幾乎都是指二次調(diào)頻輔助服務(wù)，儲(chǔ)能參與一次調(diào)頻有償服務(wù)的地方政策首次出現(xiàn)在山西能監(jiān)辦2021年12月發(fā)布的《山西獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與電力一次調(diào)頻市場交易實(shí)施細(xì)則（試行）》征求意見稿。相較二次調(diào)頻，一次調(diào)頻的響應(yīng)時(shí)間要求更短，更有利于發(fā)揮電化學(xué)儲(chǔ)能優(yōu)勢，后續(xù)值得關(guān)注。3、我國電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的主要方向?yàn)樾履茉磁鋬?chǔ)政策下的共享儲(chǔ)能本報(bào)告測算電化學(xué)儲(chǔ)能消納棄用新能源、調(diào)峰、調(diào)頻、峰谷電價(jià)套利等主要收益途徑的經(jīng)濟(jì)性，以單位容量收入和收入成本比作為衡量指標(biāo)。單位容量收入定義為電化學(xué)儲(chǔ)能未來現(xiàn)金凈流量現(xiàn)值除以儲(chǔ)能容量，可用于反推盈虧平衡點(diǎn)的電化學(xué)儲(chǔ)能能量成本。收入成本比定義為電化學(xué)儲(chǔ)能單位容量收入與當(dāng)前能量成本的比值，當(dāng)該比值大于1表明當(dāng)前條件可實(shí)現(xiàn)盈利。報(bào)告進(jìn)行電化學(xué)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性測算的基本假設(shè)，為加強(qiáng)分析可比性，以2h時(shí)長的能量型電化學(xué)儲(chǔ)能為分析基準(zhǔn)。該類電化學(xué)儲(chǔ)能介于容量型（≥4h）和功率型（≤30min）之間，用于復(fù)合儲(chǔ)能場景，包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等。3.1、我國大部分地區(qū)具備風(fēng)電配儲(chǔ)條件，僅少量地區(qū)具備光伏配儲(chǔ)條件我國大部分地區(qū)風(fēng)電配儲(chǔ)具備經(jīng)濟(jì)性，僅少量地區(qū)光伏配儲(chǔ)具有經(jīng)濟(jì)性。假設(shè)不考慮電化學(xué)儲(chǔ)能通過各種途徑獲取收益，依據(jù)中國電建西北勘測院《2021年風(fēng)電光伏成本經(jīng)濟(jì)性分析》測算結(jié)果，以資本金內(nèi)部收益率7%反算，我國大部分地區(qū)風(fēng)電配儲(chǔ)能（10%2h，20%2h，15%4h）具備經(jīng)濟(jì)性。結(jié)合我國各省2021年風(fēng)電累計(jì)裝機(jī)規(guī)?？础Ｍ瑯右罁?jù)該勘測院測算結(jié)果，我國僅少量地區(qū)光伏配儲(chǔ)具有經(jīng)濟(jì)性，包括山東、河北II類、廣東、甘肅I類、黑龍江、吉林、遼寧等省區(qū)。3.2、消納棄用新能源收益難點(diǎn)在于新能源棄用時(shí)段集中，新能源大基地開發(fā)有望提升配儲(chǔ)消納經(jīng)濟(jì)性測算表明僅依靠消納棄用新能源難以回收儲(chǔ)能投資成本，新能源配儲(chǔ)能比例越低反而經(jīng)濟(jì)性相對(duì)更優(yōu)?？紤]到風(fēng)電、光伏棄用問題主要集中在少數(shù)月份，以山東為例，山東棄風(fēng)棄光主要集中在1月份到3月份，3個(gè)月新能源棄用量占到全年近70%。新能源出力的季節(jié)不均衡特性導(dǎo)致配儲(chǔ)的利用率偏低且較高配儲(chǔ)比例也難以完全消納高比例新能源棄用問題。經(jīng)我們模型測算，配儲(chǔ)比例10%時(shí)僅在高達(dá)20%的棄光率情景下勉強(qiáng)足以回收成本，其它更高配儲(chǔ)比例都難以回收成本。據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心數(shù)據(jù)，2021年我國全年光伏利用率98%，風(fēng)電利用率96.9%，僅西藏、青海、蒙西、新疆等省區(qū)的風(fēng)電（或光伏）利用率低于95%。在當(dāng)前新能源棄用率較低情況下，通過配儲(chǔ)消納新能源的經(jīng)濟(jì)性堪憂。隨著新一輪新能源大基地開發(fā)的推進(jìn)，新能源棄用率若回升將一定程度上提升配儲(chǔ)消納經(jīng)濟(jì)性?！笆奈濉逼陂g，我國風(fēng)電、光伏大基地開發(fā)步伐重啟，當(dāng)前第一批50個(gè)風(fēng)光大基地已申報(bào)完成，總規(guī)模97.05GW；第二批風(fēng)光大基地也已經(jīng)開始申報(bào)工作。我國風(fēng)光大基地項(xiàng)目大量集中在“三北”地區(qū)，這些項(xiàng)目的推進(jìn)將進(jìn)一步提高“三北”地區(qū)的新能源裝機(jī)占比，也使得這些地區(qū)的傳統(tǒng)調(diào)節(jié)資源挖掘空間進(jìn)一步縮窄，在不增加新型儲(chǔ)能等靈活性資源前提下，這些地區(qū)將面臨新能源棄用率進(jìn)一步回升的壓力。以公布的第一批大型風(fēng)電光伏基地建設(shè)項(xiàng)目為例，青海、甘肅兩省的大多數(shù)相關(guān)風(fēng)電光伏項(xiàng)目的承諾利用率低至85%左右，對(duì)應(yīng)的新能源棄用率則高達(dá)15%，配儲(chǔ)進(jìn)行新能源消納的經(jīng)濟(jì)性將有顯著提升。結(jié)合上述測算分析，僅消納新能源適宜配置較低循環(huán)次數(shù)、較低配置比例的電化學(xué)儲(chǔ)能，且該類需求近期主要集中在青海、甘肅等局部省區(qū)。3.3、調(diào)峰收益難點(diǎn)在電化學(xué)儲(chǔ)能利用率低，新能源進(jìn)入市場有望迎來配儲(chǔ)需求快速增長測算表明電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)仍難以回收成本，原因在于調(diào)峰年平均價(jià)格仍偏低。電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)收益取決于平均調(diào)峰電價(jià)和循環(huán)天數(shù)的乘積，根據(jù)測算，當(dāng)平均調(diào)峰電價(jià)達(dá)0.7元/kWh，且循環(huán)天數(shù)達(dá)300天以上時(shí)，電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)收益才足以覆蓋自身增加的成本。根據(jù)《甘肅省電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營暫行規(guī)則的通知》，火電廠負(fù)荷率30%-35%對(duì)應(yīng)的調(diào)峰報(bào)價(jià)上限僅為0.4元/kWh。在該調(diào)峰電價(jià)（參考0.5元/kWh情景）下，電化學(xué)儲(chǔ)能即使每天參與調(diào)峰服務(wù)也無法覆蓋自身增加的成本，也表明火電靈活性改造（對(duì)應(yīng)負(fù)荷率30%）的成本經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于電化學(xué)儲(chǔ)能。由于調(diào)峰輔助服務(wù)需求具有顯著的季節(jié)性特征，例如“三北”地區(qū)的調(diào)峰輔助服務(wù)需求缺口主要出現(xiàn)在冬季，大部分時(shí)候系統(tǒng)調(diào)峰資源相對(duì)充足，調(diào)峰價(jià)格較低。另以河南省為例，2020年啟動(dòng)調(diào)峰輔助服務(wù)300天，交易電量44.43億千瓦時(shí)，合計(jì)補(bǔ)償費(fèi)用6.9億元，計(jì)算得出平均調(diào)峰價(jià)格僅為0.16元/kWh。新能源發(fā)電裝機(jī)占比提升將增大系統(tǒng)調(diào)峰輔助服務(wù)需求，從而改善電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)峰收益。隨著我國風(fēng)電光伏大基地建設(shè)的推進(jìn)，我國“三北”地區(qū)新能源裝機(jī)占比將進(jìn)一步提升，這些地區(qū)的燃煤機(jī)組靈活性改造剩余空間將縮緊，且剩余機(jī)組的改造成本將提升。部分省區(qū)的新能源裝機(jī)占比已增大到較高水平，這些省區(qū)的系統(tǒng)調(diào)峰服務(wù)需求將顯著提升，一方面將增大系統(tǒng)調(diào)峰輔助服務(wù)啟動(dòng)次數(shù)，另一方面將推高調(diào)峰輔助服務(wù)的邊際出清價(jià)格，從而改善電化學(xué)儲(chǔ)能調(diào)峰收益。此外，值得注意的是，高比例新能源將降低燃煤機(jī)組的在運(yùn)容量，由于燃煤機(jī)組啟停時(shí)間較長且啟停成本較高，部分省區(qū)將需要依靠新增儲(chǔ)能來解決燃煤機(jī)組難以解決的高比例新能源所面臨的調(diào)峰問題。新能源進(jìn)入市場將增大新能源發(fā)電側(cè)配儲(chǔ)需求，以減少偏差費(fèi)用和增大價(jià)格套利收益。隨著我國新能源裝機(jī)占比的不斷提升和電力市場建設(shè)的推進(jìn)，新能源發(fā)電將難以全額保障性消納，更多的新能源發(fā)電將不得不通過電力市場交易進(jìn)行定價(jià)和消納。目前，我國共有14個(gè)省份和地區(qū)出臺(tái)了新能源保障利用小時(shí)數(shù)政策，21個(gè)省份長期組織含新能源的可再生能源參與電力直接交易，山西、山東、甘肅、蒙西還組織可再生能源參加電力現(xiàn)貨交易。新能源固有的不確定性使得新能源難以像傳統(tǒng)電源按市場交易約定合同進(jìn)行發(fā)電，新能源發(fā)電交易合同偏差部分面臨現(xiàn)貨市場價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)。電化學(xué)儲(chǔ)能可增加新能源場站出力可控性，可一定程度上規(guī)避現(xiàn)貨市場價(jià)格風(fēng)險(xiǎn)。同時(shí)，新能源較低的邊際成本使得電力市場在新能源出力較多時(shí)出清價(jià)格較低，新能源出力不足時(shí)出清價(jià)格偏高，增大了電力市場價(jià)格波動(dòng)。電化學(xué)儲(chǔ)能可將部分低價(jià)時(shí)段的新能源電量轉(zhuǎn)移到高價(jià)時(shí)段售出，增大價(jià)格套利收益。3.4、調(diào)頻收益難點(diǎn)在市場容量相對(duì)小、利益分配考量多，光伏快速發(fā)展有望推動(dòng)調(diào)頻市場擴(kuò)容測算表明電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)具有較好經(jīng)濟(jì)性，但面臨調(diào)頻里程價(jià)格下降風(fēng)險(xiǎn)。電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)收益取決于平均調(diào)頻里程價(jià)格和年運(yùn)行比例的乘積，根據(jù)測算，當(dāng)平均調(diào)頻里程價(jià)格達(dá)10元/MW，且年運(yùn)行比例1在0.9以上時(shí)，電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)收益足以覆蓋自身增加的成本。盡管近幾年以廣東為代表的火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻發(fā)展迅速，不少項(xiàng)目獲益頗豐，但同時(shí)可以看到調(diào)頻市場規(guī)則調(diào)整和競價(jià)范圍下調(diào)正不斷降低調(diào)頻補(bǔ)償價(jià)格和補(bǔ)償費(fèi)用。以廣東為例，2021年，廣東省月均調(diào)頻補(bǔ)償額為7933萬元，相較于2020年月均值（10873萬元）下降了27%。傳統(tǒng)調(diào)頻市場容量較小但火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻擴(kuò)圍仍有空間，同時(shí)光伏等新能源快速發(fā)展有望推動(dòng)調(diào)頻市場擴(kuò)容。在新能源裝機(jī)比例不高時(shí)，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)具有較強(qiáng)的調(diào)頻能力，以山東為例，山東具備調(diào)頻能力的燃煤機(jī)組達(dá)80臺(tái)，但調(diào)用的不到20臺(tái)。當(dāng)前電化學(xué)儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)以火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻為主，電化學(xué)儲(chǔ)能主要用于改善傳統(tǒng)燃煤機(jī)組調(diào)頻性能，并非增加市場調(diào)頻容量。2021年，火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻發(fā)展較好的山西、京津唐、蒙西已無新增項(xiàng)目出現(xiàn)。近年來這幾個(gè)地區(qū)及廣東的調(diào)頻補(bǔ)償額常年穩(wěn)定在月均3000萬左右，市場呈現(xiàn)飽和趨勢。在廣東等傳統(tǒng)優(yōu)勢區(qū)域發(fā)展暫緩的情況下，火儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)頻卻在不斷開拓新的市場。據(jù)儲(chǔ)能與電力市場統(tǒng)計(jì)，2021年新增項(xiàng)目（規(guī)劃、建設(shè)、投運(yùn)）涵蓋廣東、江蘇、浙江、福建等15個(gè)省市。同時(shí)，對(duì)于新能源裝機(jī)占比較高的區(qū)域，光伏等新能源出力的短時(shí)波動(dòng)將增大系統(tǒng)調(diào)頻需求，推動(dòng)電力系統(tǒng)調(diào)頻輔助服務(wù)市場加速擴(kuò)容。3.5、工商業(yè)峰谷價(jià)差拉大，電化學(xué)儲(chǔ)能峰谷價(jià)差套利初具經(jīng)濟(jì)性我國部分省區(qū)工商業(yè)峰谷價(jià)差超0.7元/kWh，電化學(xué)儲(chǔ)能峰谷價(jià)差套利已具備經(jīng)濟(jì)性。電化學(xué)儲(chǔ)能通過峰谷價(jià)差套利的收益取決于各地區(qū)峰谷價(jià)差、儲(chǔ)能充放電策略和儲(chǔ)能循環(huán)次數(shù)等。根據(jù)測算，按照每日2充2放的充放電策略，在峰谷價(jià)差超過0.7元/kWh，且電化學(xué)儲(chǔ)能循環(huán)次數(shù)超過4500次時(shí)，電化學(xué)儲(chǔ)能通過峰谷套利收益足以覆蓋自身增加的成本。在該充放電策略下電化學(xué)儲(chǔ)能使用年限會(huì)縮短，該策略更適合循環(huán)次數(shù)更高的電化學(xué)儲(chǔ)能電池。對(duì)比每日2充2放策略和每日1充1放策略，在5000次循環(huán)次數(shù)和0.7元/kWh峰谷價(jià)差的同等條件下，每日2充2放策略通過增加日循環(huán)次數(shù)縮短投資回收期至6.1年，而后種策略的投資回收期達(dá)7.5年；但同時(shí)每日2充2放策略會(huì)縮短電化學(xué)儲(chǔ)能使用年限，且由于多出的1充1放對(duì)應(yīng)的峰平時(shí)段電價(jià)差較小，該策略的投資凈現(xiàn)值小于同樣條件下的1充1放策略。據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)匯總的2022年1月電網(wǎng)代購電峰谷價(jià)差數(shù)據(jù)，我國多個(gè)省區(qū)的一般工商業(yè)和大工業(yè)峰谷價(jià)差超過0.7元/kWh，且廣東、浙江等地區(qū)的工商業(yè)峰谷價(jià)差甚至超過1元/kWh。即使考慮到用戶側(cè)峰谷電價(jià)波動(dòng)，電化學(xué)儲(chǔ)能在我國部門省區(qū)工商業(yè)用戶情景已具備經(jīng)濟(jì)性。值得指出的是，我國居民電價(jià)屬于民生保障問題，其電價(jià)遠(yuǎn)低于工商業(yè)電價(jià)，居民側(cè)短期看難以通過峰谷價(jià)差套利發(fā)展電化學(xué)儲(chǔ)能。3.6、新能源配儲(chǔ)仍是主要驅(qū)動(dòng)力，工商業(yè)儲(chǔ)能前景可期消納棄用新能源、調(diào)峰等單一收益途徑經(jīng)濟(jì)性仍較為有限，新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)政策仍是推動(dòng)電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的重要驅(qū)動(dòng)力，有望推動(dòng)共享儲(chǔ)能發(fā)展。根據(jù)上述測算，消納棄用新能源和調(diào)峰服務(wù)獲取收益的主要問題在于儲(chǔ)能利用率偏低，難以收回電化學(xué)儲(chǔ)能投資成本。由于新能源配儲(chǔ)在解決新能源棄用和系統(tǒng)調(diào)峰不足問題上的價(jià)值，新能源配儲(chǔ)政策可能推廣覆蓋更多省市，從而成為推動(dòng)電化學(xué)儲(chǔ)能發(fā)展的重要驅(qū)動(dòng)力。共享儲(chǔ)能作為新能源配儲(chǔ)政策下新的商業(yè)模式，有望通過提升儲(chǔ)能利用效率和獲取穩(wěn)定租金收益而得到快速發(fā)展。相應(yīng)地，無論是新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)政策要求還是共享儲(chǔ)能商業(yè)模式都更適宜發(fā)展2h及以內(nèi)時(shí)長的電化學(xué)儲(chǔ)能，以兼容多種收益途徑。展望看，隨著電化學(xué)儲(chǔ)能成本進(jìn)一步下降、新能源占比的進(jìn)一步提升、調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用上升且能向用戶側(cè)疏導(dǎo)等利好條件不斷