储能行业专题报告1：储能市场加速开启商业模式未来可期-210825（39页）.pdf

1、发电侧：减少弃风弃光，经济性随系统降本逐渐提升在发电侧，储能设备最主要的用途是集中式可再生能源并网。可再生能源(如风电、光伏发电等)由于自然资源地理分布的不均匀、发电高峰时段与用电高峰时段的不完全重合、以及日内波动和不可预测性等，给电网的供需匹配提出挑战。而储能设备与可再生能源发电设备的配合可以实现出力稳定，最大程度上减少弃风弃光。根据全国新能源消纳检测预警中心的统计数据，截至 2020 年底我国风电、光伏的并网装机分别达到 2.8 和 2.5 亿千瓦;2020 年全年风电、太阳能累计发电量 7270 亿千瓦时;全年全国弃风电量166.1 亿千瓦时，风电利用率(消纳率)96.5%;弃光电量 1

2、8.3 亿千瓦时，光伏发电利用率(消纳率)98.0%。从分省弃风弃光电量情况分布图中可以看到，部分可再生能源丰富、但是用电需求相对较低的地区(如青海、新疆、西藏等)弃风弃光率显著高于全国平均水平。根据国家电网对储能并网的技术要求(GBT36547)，储能系统满发有功功率时需要具备最大发出0.33pu 无功功率的能力，方可满足功率因数 0.95 的要求，即此时储能系统的视在功率达到了1.05pu;同时为了充分利用储能的四象限运行能力，要求其在非满发有功功率时，同样具备按照1.05pu 视在功率运行控制的能力，这也就意味着储能系统具备最大可发出 1.05pu 的无功功率的能力(此时储能系统不发有功

3、功率)。假设储能设备度电补贴 0.1 元、1MWh 储能设备总价 140 万元，储能系统一年工作日 280 天，计算光伏电站加装储能每年收益和投资回收期。从计算结果可以看到，目前条件下，光伏+储能已经具有一定的经济性。发电侧储能项目的投资回报率提高需要依赖储能成本的降低。因此，我们进一步针对上述变量做敏感性分析，电价在 0.3 元/kWh 以上，设备成本降至 100 万元/MWh 以内，光伏+储能具备明显的经济性。按照光伏储能配比 10%，储能时长 2h 计算，5MW 的光伏设备配备容量为 1MWh 的储能设备，储能设备 EPC 总价为 140 万元，按照每年运维费用为 EPC 总价 1%，储

4、能设备寿命十年计算，总运维费用为 14 万元。假设光伏设备年均有效工作时长 1400 小时，则十年总计发电量为 70GWh。将储能成本平摊至光伏发电的度数，计算得到对应储能设备度电成本为 0.022 元/kWh。叠加国内目前集中式光伏发电站 0.3 元/kWh 的度电成本，配备储能设备后的度电成本约为 0.322 元/kWh。考虑到未来配比逐步上升的趋势，我们进一步进行敏感性分析，计算不同配比比例和储能时长要求下的度电成本(光伏+储能)，结果如下表所示：电网侧：调频初具经济性，调峰接近临界在电网侧，储能设备可以用于提供电力辅助服务。由于电网接入的发电量和用户负荷的用电量具有瞬时特性，电网处于不

5、断的波动变化中，因此，为了保障电力系统的安全稳定运行，需要并网发电厂提供辅助服务。目前，我国的电力辅助服务市场正在逐步完善中。辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，包括一次调频、基本调峰、基本无功调节。有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制(AGC)、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制。欧美国家电力辅助市场的市场化程度高：以美国最大的区域电力市场运营商 PJM 为例，调频和备用辅助服务通过竞争投标获得，黑启动等服务则通过签订合同获得;北欧和澳大利亚的电力辅助服务交

6、易同样通过市场竞价和双边谈判等形式达成。相比于欧美等发达国家的实践积累，我国的电力辅助服务市场启动相对较晚，市场化程度低。2006年，国家电力监管委员会印发的并网发电厂辅助服务管理暂行办法，正式对电力辅助服务定义，被认为是电力辅助服务市场在我国发展的开端;电力辅助服务市场与电力市场化改革密切相关， 2017 年，国家能源局发布完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案，是为了适应电力市场改革新阶段而提出的电力辅助服务市场机制，对电力辅助服务的补偿机制做出了规定。根据国家能源局最