华体汇注册:【申港电新深度】储能：踏上未来电力系统主角之路

　　这篇报告,我们最终选择从自下而上的视角,从电网负荷需求方面出发,定量分析储能需求,并且搭建了考虑光伏、储能、碳排放收益的新型电站系统收益模型,以微观电站收益率分析储能发展的潜在能力。我们大家都认为今年将会是储能发展史上具备极其重大意义的一年,行业在政策建设、规模发展将会迎来重大突破。

　　中央已经明确要建立以新能源为主体的新型电力系统,新能源装机的快速提升,以及电力系统正在发生的变化,使得储能刚需属性愈发增强。

　　储能是解决新能源消纳问题的最佳方案。新能源装机的增长,加大了电网消纳压力,配置储能是主要解决方式,政策已明确配置比例要求和优先消纳。

　　电网发电端、负荷端波动性呈现增长态势。发电端靠自然资源驱动的风电、光伏占比快速提升,负荷端波动性更大的居民用电比例持续上升,未来需要储能提升电网灵活性。

　　储能提供系统惯量支撑,补充电网调频能力。传统火电、水电、核电、天然气拥有汽轮机组的转动惯量,未来新能源占比提升,将使系统转动惯量降低30%以上,储能凭借出色的响应速率能提高电网惯量支撑。

　　政策要求储能在发电侧实现规模化。多个省份明确了新建光伏、风电机组需要配置10～20%比例的储能系统,对于储能行业,规模化是发展的第一步。

　　完善电力辅助服务市场制度扩充储能应用场景。电力辅助服务市场制度明确了储能未来可以参与的服务类别和补偿标准,使储能能增加收入来源。

　　经济性问题已有解决方案。配置储能会降低IRR,但通过成本不断下降,参与调峰、调频,以及出售碳排放指标获得收益,均能够提升项目收益率,我们预计2～3年后光储一体将可以在一定程度上完成平价。

　　当前储能处于政策驱动规模化阶段,增量业务是主要机会,储能系统成本结构中,电池(占比60%)、PCS(占比20%)是占比最高环节,我国企业在该领域已经具备技术及产能优势,在市场扩大时能快速实现放量,以及集中度提升。

　　看好电池领域龙头、PCS及储能系统集成龙头阳光电源、积极布局储能的组串式逆变器龙头、户用储能领先者派能科技。

　　这篇报告,我们最终选择从自下而上的视角,从电网负荷需求方面出发,定量分析电网调峰、调频需求,并且搭建了考虑光伏、储能调峰和调频收益、碳排放收益的新型电站系统收益模型,以微观电站收益率分析储能发展的潜在能力。并且分析国内储能政策边际变化,以欧洲、美国储能市场进行参考阐述储能市场定位,给出储能未来发展的方向和空间预测。我们大家都认为今年将会是储能发展史上具备极其重大意义的一年,行业在政策建设、规模发展将会迎来重大突破。

　　在2030碳达峰、2060碳中和目标要求下,中央已经明确未来要建立以新能源为主体的新型电力系统,确立了未来光伏、风电的长期发展道路,预计“十四五”期间,光伏、风电年装机量将达到120GW。新能源装机的快速提升,以及电力系统正在发生的变化,使得储能刚需属性愈发增强。

　　储能是解决新能源消纳问题的最佳方案。新能源装机的增长,使得弃风、弃光率存在反弹的可能,加大了电网消纳压力,配置储能是较为灵活且见效快的解决方式,并且政策已明确对于配置储能的新能源电站项目,将给予优先消纳。

　　电网发电端、负荷端波动性呈现增长态势。发电端风电、光伏输出功率是自然资源驱动型,而传统火电、天然气、核电等输出功率是燃料驱动型,可以人工加以干预调节。风电、光伏装机占比的快速提升,将降低电力系统发电端的灵活性。而负荷端居民用电比例呈现持续上升态势,居民用电负荷曲线较工业、工商业波动性更大,面对极端天气问题更为突出。在供需两端波动性都加大的情况下,未来储能是提升电网灵活性的重要选项。

　　储能提供系统惯量支撑,补充电网调频能力。传统火电、水电、核电、天然气等发电方式都通过发电机输出电能,当电网出现频率波动时,凭借着汽轮机组的转动惯量可以延缓频率波动趋势。但风电机组转速慢,转动惯量较小,而光伏发电无转动设备,不具备转动惯量,当电网频率突变时,响应能力一下子就下降。未来新能源占比提升,将使系统转动惯量降低30%以上。储能具有非常出色的响应速率,可以在电网频率波动时提升电网惯量支撑,并且自动响应进行一次调频、二次调频。

　　政策要求储能在发电侧实现规模化。从2020年至今,多个省份发布的新能源建设管理办法,均明确了新建光伏、风电机组需要配置10～20%比例的储能系统,对于弃风、弃光较为严重的地区,储能慢慢的变成了必选项。对于储能行业,规模化是发展的第一步,持续提升造血能力为第二步发展方向。

　　完善电力辅助服务市场制度扩充储能应用场景。自2017年各地陆续开展电力辅助服务市场建设以来,制度逐渐完备,2020年12月南方区域调频服务市场开始试运行,标志着首个区域调频服务市场投运。制度明确了储能未来可以参与的服务类别和补偿标准,使储能能更加大范围参与电网服务、增加收入来源。

　　经济性问题已有解决方案。对于光伏、风电机组,配置储能会降低IRR,但通过电站、储能系统成本不断下降,让储能参与调峰、调频获得服务补偿费,以及在碳交易市场建设完善后出售碳排放指标获得收益,均能够提升项目收益率,我们预计2～3年后光储一体将可以在一定程度上完成平价。

　　推荐电池和PCS龙头公司。当前储能处于政策驱动规模化阶段,增量业务是主要机会,储能系统成本结构中,电池(占比60%)、PCS(占比20%)是占比最高环节。而且由于储能电池和、PCS和光伏逆变器,都属于同种类型的产品的不同应用场景开发,技术和产能均可共享,我国企业在该领域已经具备技术及产能优势,在市场扩大时能快速实现放量,以及集中度提升。看好电池领域有突出贡献的公司宁德时代、PCS及储能系统集成有突出贡献的公司阳光电源、积极布局储能的组串式逆变器龙头固德威、户用储能领先者派能科技。

　　全球储能市场经过多年发展,已经初具规模,2020年预计总装机量超过10GWh,相比2010年89MWh的市场规模,增长118倍,相比2019年6．5GWh装机量,同比增长61%,全球储能市场正处于发展快车道。

　　电力辅助服务市场可极大推进可再次生产的能源消纳、提高电网灵活性,利好可再次生产的能源发展。自2018年5月宁夏电力辅助服务市场进入试运行以来,甘肃、新疆、西北区域、青海和陕西电力辅助服务市场建设工作相继开展。2020年12月28日,南方区域调频辅助服务市场启动试运行,调频辅助服务市场从原来的广东全省和广西部分水电厂扩展到广东、广西、海南三省(区),这也是全国首个进入试运行的区域调频市场,标志着“十四五”电力辅助服务创新发展正在展开。

　　近年来各地政策纷纷支持将储能纳入电力辅助服务市场。2020年5月19日,国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》,为达到以下三点目标,均提出鼓励电池储能建设与参与:1)加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制;2)全方面提升电力系统调节能力;3)着力推动清洁能源消纳模式创新。

　　标准化:电力辅助服务市场方兴未艾,仍处于探索建设阶段,近年来各地陆续出台多项政策,从参与主体、装机规模、电池功率、技术参数等多方面逐渐完善可再次生产的能源电站配置储能的标准规范,推动市场健康有序发展。

　　规模化:从政策内容上来看,正在经历从鼓励建立可再次生产的能源配套储能试点工程,到新建光伏、风电项目要求批量化配置储能的转变。2020年至今,湖南、山东、宁夏等多省市发布强制性或建议性可再次生产的能源电站配置储能的政策,新建光伏风电项目配置储能的比例大多位于10～20%,配置储能时长一般要求2小时以上。

　　“十四五”期间,可再次生产的能源的装机规模扩大对电网将带来更大冲击,也在推动电力体制改革进程不断加快,储能参与电力辅助服务市场,不仅有利于形成灵活性更好的电网调峰机制,同时也可更大限度地发挥储能的经济性效应。在全国及各地方的政策支持下,储能行业将和新能源发电一起,朝着标准化、规模化的方向快速发展。

　　电网系统正在经历着从传统能源向新能源转型,在享受着新能源的清洁、低成本的同时,电网灵活性降低的问题也愈发突出。风电+光伏在发电量中占比,已由2012年的2%,提升至2020年的9．3%,并且根据《2021风电光伏建设管理办法(征求意见稿)》,此比例将提升至11%。风电、光伏由于发电输出依赖于可预测性较差的自然资源,出力波动性较大,与用电负荷相关性很低,需要搭配具有调频、调峰性能的机组,以避免对电网造成的冲击。

　　提升电网灵活性主要依赖调峰和调频能力,实现此功能需依赖电池储能、抽水蓄能、燃气电站等灵活调节电源。根据中电联数据,我国此类灵活电源装机比例不足6%,“三北”地区新能源装机明显高于全国中等水准,但灵活调节电源更是不足3%,电网调节能力大打折扣。相较其他几个国家,天然气发电比例较高的欧美国家普遍灵活电源比重较高,如美国(灵活电源占比49%)、西班牙(34%)、德国(18%)。

　　我国经过多年加快速度进行发展,整体用电量逐年增长,电力消费结构也在一直在变化,纵向对比来看,虽然第二产业用电仍然占到总用电量的68%以上,但第一产业、第二产业用电量持续下降,居民、第三产业用电占比逐步的提升,2020年第三产业、居民用电量占比已达到16%、15%。

　　我国产业体系仍然以工业为主,服务业、消费正在加快速度进行发展过程中,电力消费结构同样如此,未来城市化、产业转型均会提升第三产业、居民用电比例。

　　从人均用电量角度横向对比,我国人均居民用电量大幅低于发达国家,仅为美国的16%,日本的33%,但中国人均用电量增速远超发达国家,在经济加快速度进行发展带动消费的背景下,居民用电量绝对值将保持持续上升势头。

　　未来我国第三产业、居民用电占比预计将继续提升,电网也需要从适应工业负荷过渡到适应民用负荷。工业、工商业、居民用电因为使用习惯的不同,负荷特征截然不同,工业、工商业用电因为规模较大、运行规律稳定,相对负荷较易预测,而居民用电因为规模小且零散,运行极其不规律,因此负荷预测难度较大。而且由于夏季酷暑、冬季极寒等极端天气影响,更加剧了负荷的波动性。

　　极端天气导致电网峰值负荷大幅升高。在全球变暖、燃煤供暖逐步取消的背景下,由于空调、电采暖设备的集中使用,峰值负荷被逐步提升,对电网造成了极大的瞬时冲击,导致停电。今年1月国内极寒天气下,多地创出历史上最新的记录负荷峰值,1月7日国网区域11个省级电网负荷创历史上最新的记录,而美国德克萨斯州也因为极寒天气导致电力短缺,最高电价甚至达到65元/kWh。

　　我国电网的灵活性装机较低、居民用电比例一直上升的特征,决定了电网提升灵活性将成为接下来发展刚需。而电池储能凭借着其极快的响应速率、灵活的配置方式,正在电网灵活性提升中作用愈发突出,配置储能能轻松实现以下功能:

　　提供系统惯量支撑,补充电网调频能力。传统火电、水电、核电、天然气等发电方式都通过发电机输出电能,当电网出现频率波动时,凭借着汽轮机组的转动惯量可以延缓频率波动趋势。但风电机组转速慢,转动惯量较小,而光伏发电无转动设备,不具备转动惯量,当电网频率突变时,响应能力一下子就下降。未来新能源占比提升,将使系统转动惯量降低30%以上。储能具有非常出色的响应速率,可以在电网频率波动时提升电网惯量支撑,并且自动响应进行一次调频、二次调频。

　　保障短时尖峰负荷供电,大幅节省电网投资。传统电网投资需建设能够很好的满足尖峰负荷的容量,但尖峰往往持续时间很短,例如2019年江苏最大负荷为1．05亿千瓦,超过95%最高负荷维持的时间只有55小时,在全年运行市场占比仅有0．6%,但满足此尖峰负荷供电所需投资高达420亿。而如果采用500万千瓦/2小时的电池储能来保障尖峰负荷供电,所需投资约200亿,投资额大幅节省。

　　促进新能源消纳,进行电网容量灵活调度。传统火电、核电、天然气等发电方式,输出功率和燃料供给相关,也就从另一方面代表着可以人为控制,而风电、光伏输出功率与资源相关,可预测性较差,而且没办法控制,新能源占比的提升,降低了电网灵活性。从负荷特性来看,居民用电晚上负荷最高,而随着居民用电占比提升,光伏白天输出功率最高、夜间为零的特点与负荷之间背离将愈发明显,增加储能系统实现白天发电量向夜晚用电高峰转移,促进了新能源消纳,也为电网调峰增加了手段。

　　国内电池储能市场在2017年以前发展较为平淡,年度新增装机量均在100MW以下。2018年,在电网侧大规模投资驱动下,储能呈现迅速增加,年度新增装机量达到513MW,同比增长833%。2020年,中国新增装机量突破1000MW,相对2019年同比增长129%。

　　随着能源革命全方面推进,我国风电、光伏装机规模逐步扩大,发电量占比持续提升。2020年风电装机71．6GW,同比增长178%,光伏装机48．2GW,同比增长60%,风电发电量占比6．25%,光伏发电量占比3．51%,且呈逐年上升趋势。在碳达峰、碳中和目标指引下,风电、光伏装机将迎来迅速增加,加快速度进行发展的可再次生产的能源为我国电力行业带来重要问题,即现阶段高比例的弃风弃光问题与未来电网对大比例可再次生产的能源并网消纳的调节问题。

　　可再生能源的消纳问题重视程度不断升高,近几年弃风弃光已得到了较好控制。2020年风电累计发电量4,743亿kWh,同比增长14．4%,光伏发电2,605亿kWh,同比增长16．9%,风电、光伏累计发电量占全部发电量的比重为9．5%,同比提升0．9 pct。2020年全国弃风率3．4%,同比减少0．6pct,全国弃光率2%,同比持平。

　　从装机量来看,实际装机量超过电网年初规划消纳目标的共有9个省份,这些省份均有不同程度的弃光现象。实际装机低于国网消纳目标的省份中,山西(3%)、陕西(2．9%)、甘肃(2．2%)、内蒙古(2．8%)弃光率高于全国中等水准(2%),高弃光率对2021年装机将产生一定的抑制。

　　从装机量来看,实际装机量超过电网年初规划消纳目标的共有20个省份,这些省份中,除广西、福建、安徽、江苏、江西、四川外,均有不同程度的弃风现象。实际装机低于国网消纳目标的省份中,仅甘肃省弃风率高于全国中等水准(3．4%),能够准确的看出年初消纳目标指引对弃风率下降起到了非常积极作用。

　　弃光、弃风率与装机量相互制约,2021年消纳压力增大。由于新增装机对发电运行的结果反映在第二年,而弃风、弃光率高的地区,解决存量机组消纳的优先级也会高于开发新机组,弃光弃风率和装机量有着很明显相互制约效果。2020年的高装机量,势必让2021年消纳面临非常大压力,特高压、储能等技术方法解决消纳问题的刚需特性增强。

　　电网指引作用突出,消纳指标制定与上一年弃光弃风率强相关。监管层对于新能源建设旨在加强预期管理,避免行业大幅度波动,2020年首次发布电网消纳指标,突出了对行业指引作用,而且2020年消纳目标与2019年弃光弃风率相关性极强。我们大家都认为2021出台指标有望延续此思路,2020年消纳表现不佳的地区,指标可能减少。

　　我国弃风、弃光情况已连续多年改善,面对“碳中和”目标,预计可再次生产的能源装机需求未来持续高增,对电网消纳提出更加高的要求。我们大家都认为当下解决光伏风电消纳问题的主要途径有两个:一是风光项目及配套特高压项目同步配合建设;二是利用储能平衡电网调峰,风光储一体化保障可再次生产的能源的有效消纳。

　　在3月5日国家发改委、国家能源局发布的《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》中明白准确地提出,利用存量常规电源,合理配置储能,统筹各类电源规划、设计、建设、运营,优先发展新能源,积极实施存量“风光水火储一体化”提升,稳妥推进增量“风光水(储)一体化”,探索增量“风光储一体化”,严控增量“风光火(储)一体化”。

　　配置储能可以有实际效果的减少弃光、弃风率,避免弃电损失。以光伏发电为例,中午时段光伏出力达到高峰,出力超过电力系统需求,储能系统开始充电;下午进入出力低谷,出力小于电力系统需求,储能系统开始放电,填补了光伏出力不足。

　　储能系统参与发电侧的平抑波动,可从源头降低可再次生产的能源发电并网功率的波动性,大幅度的提高可再次生产的能源并网消纳能力。储能配置通过PCS变流器接入新能源电厂(风电场或光伏电站)的出线母线,抑制爬坡、平滑风电场或光伏电站等可再次生产的能源电厂的出力,提高大容量可再次生产的能源电厂的并网接入能力,为可再生新能源的大规模发电外送与应用提供技术支撑。

　　在“30·60”顶层目标的指引下,我国已有近20省出台“新能源+储能”配套的鼓励政策。政策内容大致上可以分为两类:1)给予储能补贴;2)划定配储比例,优先支持新能源配储项目。短期内,“新能源+储能”项目将主要由强制配套等外部因素推动,随着电力市场化的推进,储能成本将由电力系统各环节一同承担,储能项目自身的经济性将逐渐显现。

　　在电源侧,新能源占比不断的提高增大了输出端的日间波动,在负荷侧,居民用电占比提升使得电网负荷波动更加剧烈,在这种情况下,电网调节能力必须提升以适应未来更复杂的源荷波动,具有快速调节速率、配置方式灵活的储能可以胜任此任务。

　　电网侧储能可提升电力系统安全性,在辅助服务市场也大有可为。储能在电网侧的应用能够缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级、辅助发电侧进行调峰,还能参与电力辅助市场服务,包括系统调频和备用容量,尤其在调频方面发挥了非常大作用。

　　我国储能电网侧项目正在发展,独立储能项目开发商较少。2020年上半年,电网侧一共有23个储能项目,占已记入统计的储能项目的15．4%,100MW及以上的项目数量较少,分布在福建、西藏、广东、北京、安徽、江苏、甘肃、青海、重庆、天津、浙江、辽宁等12个地方。独立储能项目开发商有睿能世纪、万克和库博能源三家,目前数量相对较少,行业集中度较高。

　　电网侧储能2018年发展速度快,2019年受政策影响发展停滞。2017年和2018年,国家相继出台了有关促进储能技术与产业高质量发展、完善电力辅助服务补偿市场机制、绿色发展价格机制、清洁能源消纳等政策,电网侧储能技术蒸蒸日上,2018年储能装机量相比2017年增加458MW,从55MW上升至513MW。

　　2019年,国家电网发布两条方案,规定不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。虽是出于宏观经济目标而降电价的压力,却对电网侧电化学储能造成了严重的打击。从长期看,新能源发电比例的进一步增长,也会带起电网侧储能的市场化发展和竞争,为电网侧储能带来新一轮的活力。

　　储能应用在电力系统用电侧,大多数都用在电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等方面。用户主要是工商业企业和家庭用户,通过储能能够更好的降低用电成本,并提高用电的稳定性,实现低碳化、智能化的目标。

　　用户侧削峰填谷的经济性主要根据峰谷电价差,我国部分地区已经具备盈利空间。根据北极星售电网,近期各地陆续明确 2021年销售电价,其中15个地区制定了峰谷分时电价。工商业及其他用电方面,北京峰谷价差最大,达到0．98-1元/kWh;大工业用电方面,上海峰谷价差最大,夏季达到0．8-0．83元/kWh。

　　储能装机降低度电成本和容量电价支出,具备一定的经济性。部分省份针对大工业用电采用两部制电价,即电度电价和容量电价。电度电价计价由用户的用电量决定,容量电价由用户最大用电需求功率或最大变压器功率决定。当前我国各地平均按最大需量基本电价平均为35．1元/kW·月,按变压器容量平均约为24．4元/ kW·月。安装储能设备后,用户都能够降低最大需量及变压器容量配置,由储能补充部分输出功率,降低容量电价成本。

　　我国电力辅助市场经历了近20年发展历史,在2015年电改9号文明确建立辅助服务市场后,获得了突飞猛进的发展,从能源局层面框架建设,到具体省一级电力辅助服务市场制度完善、进度推进,为各类电源参与电力辅助服务奠定了基础。截止目前,全国五个区域(东北、华北、华东、华中、南方)均已启动或试运行辅助服务市场,27个省级电网也启动、或试运行、或筹备市场建设。新能源装机占比提升对电网灵活性提出了更大的挑战,电力辅助服务的迫切性进一步凸显。

　　调峰(39%)、调频(21%)、备用(36%)在电力辅助服务补偿费用占比最高,合计占比超过90%。

　　电力辅助服务补偿费用主要来自于发电机组分摊,与国外“谁用电、谁付费”的原则存在部分差异。

　　火电机组在电力辅助服务市场仍是绝对主力,占据补偿费用的95%,反映了当前电网主要依赖火电机组进行调峰、调频。

　　火电、风电、水电在电力辅助服务费用分摊分别占比56%、24%、8%,风电分摊费用高于水电,反映不稳定电源的电网接入成本更高。

　　我国电网运行要求稳定在50Hz的频率,也就从另一方面代表着系统实时发电与负载必须稳定在毫秒级别的时间间隔上,但由于实际电网运行过程中负载端和发电端一直在波动,因此实际电力系统频率是一直变化的。国内对3GW以上的大容量电力系统允许频率偏差为±0．2Hz,对中小容量电力系统允许偏差为±0．5Hz。调频操作一般在发电端进行。

　　负载端:由于用户极其分散且使用习惯不可预测,因此利用负载端调频难度极大,电力系统统一通过发电端进行调频操作。

　　发电端:正常运作情况下发电机组功率和负载匹配,但当发电减少(发电机组故障、脱网、负荷突然减小等情况)或发电增加(风电、光伏机组输出增大、负荷突然增大)情况出现时,电力系统频率将下降或上升,此时需要调频机组介入,以避免频率超出规定范围。

　　电力系统负荷由不同频率成分组合而成,因此调频也需要针对不一样负荷分量来分阶段执行。电力系统负荷主要包含3种不同规律的变动负荷:

　　随机负荷分量:变动幅度较小,变化周期较短,一般10s以内,浮动在区域负荷1%以内,每小时波动达上百次,是一次调频主要处理的对象;

　　脉动负荷分量:变动幅度较大,变化周期较长,一般为10s至15min,浮动在区域负荷的2．5%以内,每小时波动20到30次,这类负荷包括电炉、轧钢机械等;

　　持续负荷分量:变化缓慢,浮动在区域负荷的40%左右,每天波动10次以内,引起负荷变化的主要包括工厂作息制度、居民生活规律等。

　　一次调频:主要利用同步发电机组调速器等系统设备稳定频率,更多利用系统自身特性自动调节,但只能缓和,主要平衡随机负荷分量;

　　二次调频:引入发电机组外部设备完成全部调频动作,主要依赖AGC(自动发电控制,Automatic Generation Control),能够平衡更长周期负荷波动,两次调频协调进行对系统迅速恢复正常频率非常重要。

　　传统用于调频的机组最重要的包含火电、燃气、水电等,这些机组都存在很明显的短板,比如火电响应时滞长、机组爬坡速率低,水电受地理位置和枯水期限制,并且技术上较难解决,对于速率、全时长覆盖要求很高的AGC调频,不是理想的调频机组。

　　调节速率K1:指发电机组响应AGC控制指令的速率,以%/min表示,公式为

　　电池储能可以在2s内完成指定功率输出,响应速度能满足AGC调频需求,燃煤机组调节速率最慢,只有1～3%/min。从调节速率角度,储能调频效果平均可达水电机组1．7倍、燃气机组2．5倍、燃煤机组25倍。由于我国大部分地区火电装机占比超50%,因此区域内AGC平均调节速率被火电拉低,电池、水电、燃气机组计算出K1均远大于1,为了避免机组响应AGC指令时过调节,K1一般要设置封顶,比如南网、蒙西设置K1封顶为5,山东设置K1封顶为1．2。

　　传统机组响应时间普遍在0．5～2min,因此K2值普遍位于0．6～0．9,水电响应时间在20s内,其K2值可达0．93。电池储能可在6s内响应,K2值可达0．98。

　　发电机组调节允许误差为额定出力的1．5%,大部分机组误差在1%以内,火电机组调节误差为1%,K3值范围为0．35～0．9。

　　电池储能凭借着优异的调节速率、响应速度、调节精度,大幅提升综合指标值,配置电池储能的火电厂调频综合指标K可由0．73提升至2．96的水平。部分省份调频相关政策明确对综合指标K值进行了要求,电池储能在政策端已跨过准入门槛,并且搭配传统火电机组,可以将K值提升2～3倍,大幅提升调频收入。

　　各地已经发布的辅助服务市场规则,对于调峰、调频服务均已给出具体的补偿标准,储能参与电力辅助服务市场,综合性能指标、规模已经不构成障碍,经济性是决定未来储能参与服务市场力度的最主要因素。

　　调峰是一种容量调节,参与机组需要具有较大容量。综合各地调峰补偿费用规则,调峰补偿费用普遍在0．2～0．6元/kWh的水平,并且参与调峰的储能都有规模要求,普遍在10MW/20MWh以上,储能机组需具备2小时时长,其中安徽、东北、福建、湖北要求在10MW/40MWh以上,即储能机组需具备4小时时长。

　　假设采用10MW/40MWh储能系统用于调峰,使用下表假设参数计算储能系统进行调峰的度电成本LCOE。储能系统运行模式对结果影响非常大,采用每天“两充两放”方式,较“一充一放”方式减少一半使用时间,但运行费用同样节省,考虑8%贴现率下,LCOE从“一充一放”的0．7元/kWh,降低至“两充两放”的0．5元/kWh,考虑大部分地区调峰补偿费率最高0．6元/kWh,已经具备经济性。

　　调频是一种功率调节,输出的是调节里程。各地调频服务补偿费计算需要综合调频性能参数K,而电池储能凭借优异的响应速度K1、响应时间K2、调节精度K3,综合调频性能参数K均能满足准入门槛要求,电池储能计算K值为火电的2～3倍,且均大于1。按照各地AGC调频服务补偿标准,最高调节里程收入可达6～15元/MW。

　　调频属于功率型调节,对响应速度、瞬时功率要求较高,电池、超级电容器、飞轮都能够完全满足需求。对比用于调频的灵活性电源的里程成本,钛酸锂电池最低,超级电容器最高,磷酸铁锂电池位于中间。但钛酸锂的能量密度较低,而且成本较高,超级电容器和飞轮的放电时间低于锂电池,磷酸铁锂电池能够平衡成本、放电时长、相应速度,是比较理想的调频电源。

　　假设采用9MW/6MWh储能系统用于调频,放电时间40min,可以满足50% SOC状态下15min的二次调频需求,倍率介于1C和2C中间,倍率太高充放电次数太多会影响寿命,使用下表假设参数计算储能系统进行调频的里程成本。用于调频电池倍率高,电池PACK单价相应更高,而且储能变流器成本占比较调峰用途提升。电网常规AGC调频指令一般持续2min左右,考虑回到稳定SOC时间,每天可响应360次调频指令,输出调节里程3240MW。

　　调频响应不同时长的AGC指令,对储能系统运行结果影响非常大,响应2min的AGC调频指令,相较响应3min的AGC指令,考虑8%贴现率下,里程成本从6．56元/MW,降低至4．37元/MW,目前AGC指令一般持续时间2min,因此考虑大部分地区调频补偿费率最高6～15元/MW,已经具备经济性。

　　电池储能在风电、光伏电站最重要的作用是降低弃风、弃光率,在新能源装机快速增长的背景下,储能是实现消纳的刚需手段。

　　2019、2020年我国平均弃光率均为2%,除最高的西藏25．4%、青海8%之外,大部分有弃光地区的弃光率在1%～5%之间,全年利用小时数在1000～1600h左右。以光伏、储能电站全年工作350天,配置2小时电池储能,可以调节每日40～60%的发电量,计算得到配置10%比例的电池储能,能够应对5%以内的弃光率。

　　2019、2020年我国平均弃风率分别为4%、3．4%,除新疆最高10．3%之外,大部分有弃风地区的弃风率在3%～6%之间,全年利用小时数在1400～2400左右。以风电、储能电站全年工作350天,配置4小时电池储能,可以调节每日50～60%的发电量,计算得到配置10%比例的电池储能,能够应对6%以内的弃风率。

　　电池储能需要进行容量控制,通过一次、二次调频实现上调、下调频率,对应放电、充电动作,保证有足够的容量能够稳定输出功率,因此电池容量要在调频结束时保持在50% SOC位置。进行充放电操作时,为保证电池寿命和效率,要避免充放电深度过大,一般充放电都预留10% SOC的余量。储能电池充放电输出功率P是相同的,放电时间t为一次调频和二次调频需要时间总和,因此电池储能总容量应满足如下要求:

　　一次调频:响应时间5s,稳定时间40s。火电机组标准频差死区为△fSQ=±0．033Hz或2r/min,当越过频差死区后,进行一次调频,所需调频电源功率为

　　所需容量Q1,为避免储能电池深充深放,并保证有足够的调频深度,根据一次调频稳定40s,电池设定安全SOC上下限分别为10%,设置容量为

　　二次调频:AGC功能在30s启动,至少持续到15min,功率调节范围50%～100%Pe,功率爬坡能力>

　　1% Pe/min,实际火电机组功率爬坡能力最高3% Pe/min,而电池储能可以在2s内达到指定功率,因此储能输出功率完全可以满足二次调频功率要求,即P2 =P1=18MW。

　　能够完成一次、二次调频功能的电池储能总需求:在一次、二次调频电池功率、容量基础上,功率取最大值,容量取累计值,计算总功率及容量需求

　　根据计算,能够完成600MW火电机组一次、二次调频动作的电池储能功率和容量为18MW/12MWh,储能对应机组功率3%,储能时长0．67h。

　　在之前实际项目中,配套火电用于调频储能机组,通常按照机组额定出力3%、电池容量按0．5h配置,但实际过程中遇到0．5h电池容量的日循环次数太多缩短电池寿命的问题,因此我们认为未来配置额定出力3%、放电时长40min的储能系统会是主要方向。

　　截止2020年底,我国各类电源总装机已达2200GW,其中火电装机1245GW,占比最高达到57%,但新能源装机占比已增长至25%。未来随着新能源占比提升,电网调频需求将进一步增加,按照我们以600MW火电机组一次、二次调频需求计算结果,为所有电源配置额定出力3%、放电时长40min的电池储能系统,2200GW电源总装机需要66GW/44GWh的储能调频电源。根据中科院预测,国内储能调频装机量将保持8%的年复合增速,未来年调频装机需求1．5～2GW。

　　我们对不同场景储能装机需求进行量化测算,发电侧在政策推动下,将是驱动储能规模扩大的最快增长极。2021、2022年预计发电侧储能装机可达4．6GWh、9．3GWh,而三个场景储能总需求规模达到6．4GWh、12GWh,储能规模保持每年成倍增长。

　　随着储能在发电侧应用的不断推广,未来光伏电站收益模型,储能将成为不可或缺的一部分。而随着储能大量接入电网,其在调峰、调频领域发挥的作用也将成为光储新拓展的领域。我们认为未来光储收益模型需要考虑的因素主要包括以下:

　　弃光率对IRR的影响。虽然2019、2020年全国弃光率都控制在2%,但20Q4光伏大规模装机,以及未来对于新能源作为电网主力的定位,都将大幅度的提高光伏、风电装机占比,控制弃光率的压力越来越大。

　　储能对降低弃光率起到积极作用。按照我们的测算,配置10%功率比例、2小时充放电时长的储能系统,可以应对5%以内的弃光,通过调峰降低弃光率。

　　储能额外容量参与调峰。典型光伏电站储能参与方式为每天一充一放,如果弃光率较低,储能容量除了消纳弃光外剩余部分可以参与调峰,获取额外电力辅助服务收益。

　　储能非调峰时段参与调频。在非调峰时段,如果电池储能能够响应电网AGC指令,参与补偿费用相对较高的调频服务,可以获取额外电力辅助服务收益。

　　出售碳排放指标获得收益。随着碳中和目标推进、全国性碳交易市场建设,未来清洁能源发电机组如果认证为CCER机组,可以出售CCER获得收益。

　　我们以2020年全国平均情况作为模型输入条件:全年利用小时数1160小时,弃光率2%,平均燃煤标杆上网电价0．36元/kWh,考虑近期组件价格上涨,假设电站造价3．9元/W。

　　如果面临更高的弃光率,配置同样比例的储能电池,考虑储能参与调峰、调频,以及碳排放交易收益,可以超过初始电站收益率。设置弃光率5%时,弃光造成的IRR降低达0．59 pct,配置10%的电池储能,在消纳弃光后容量所剩无几,因此能够参与调峰容量较小,此部分收益较少,叠加调频、碳排放收益可以将收益率提升至8．33%,较初始电站状态IRR提升0．6 pct。

　　1) 分母端:持续降低系统造价。在规模化和技术进度共同作用下,光伏系统、电池组保持了每年10%以上的成本下降,按照此速度,未来需要2～3年,配置10%储能的光伏发电项目即可实现平价,降本实现收益模型分母端降低。

　　2)分子端:拓展电站收益来源。配置储能仅仅用来改善弃光、弃风,对于储能容量未能实现完全利用,随着电力辅助服务市场的进一步完善,让储能更多参与电网调峰、调频服务,获得服务补偿费,并且在碳排放交易市场搭建完善后,出售碳排放指标获得收益,打通多种收益来源,提升收益模型分子端。

　　近年来,随着全球对环境的关注,各国的政策都显示出对新能源的偏移和重视。随着各国新能源装机量的大幅提升,其储能装机量也有大幅度的增长。新能源以风电和光伏为代表,具有间断式供应的特点,波动性较大,无法保证持续功能,这催生了储能需求。储能能够将能源在生产时多余的部分储存起来,在停产时将储存起来的能量释放,提高了新能源的持续性。

　　全球新能源装机占比持续增长,英国领跑能源结构性改革。2018～2019年,英国的新能源发电量占全国总发电量的比例超过30%,2019年新增储能与新能源的比例为18．5%,大幅领先其他国家。2008年,英国颁布《2008气候变化法案》,使英国成为世界上第一个为减少温室气体排放、适应气候变化而建立具有法律约束性长期框架的国家。

　　美国储能市场发展较为成熟,已实现储能随新能源需求自动调整。美国的新能源发展较早,增幅较大。2019年新能源新增装机量达28．35GW,较2013年增长527%。受美国政策推动和市场机制的引入,其储能新增装机量实现大规模上涨,2019年美国储能新增装机量达314MW,较2013年增长528%。2015年,储能新增装机实现较大飞跃,之后随新能源装机量变化呈线性关系。

　　政策鼓励和监督驱动下,澳大利亚储能产业实现快速发展。澳大利亚具有丰富的风能、太阳能和核能等资源,新能源装机量占总装机量15．5%,能源结构已经发生变化。2016年9月,南澳大利亚州发生大范围停电事故,引起该国对储能的重视。2017年,各州政府相继推出一系列资金扶持性措施推动储能示范性项目的建立,该年储能新增装机较2016年增长近8倍,并逐年趋于稳定。

　　英国新能源和储能发展不同步,储能市场规模自2017年迎来快速增长。欧洲对新能源的发展较为重视,以英国为代表,其新能源装机量处于世界前列。2016年以来,英国大幅度推进储能有关政策及电力市场规则的修订工作,确保储能市场的大规模发展。同时,英国取消光伏发电补贴政策,客观上刺激了用户侧储能的发展。因此,英国储能装机量不断上涨,2019年新增装机500MW,较2013年实现了44．5倍的增长,已初步实现随新能源装机需求而调整储能需求。

　　韩国的新能源和储能实现了同时同步发展,规模较小但增长较快。韩国新能源装机量逐年稳步提升,2019年相比2013年增长444%。自2016年起,韩国的储能行业实现较大增长。受新能源装机需求的推动,2018年,韩国的储能装机量达1456MW,较2013年增长103倍,LG化学公司、三星SDI公司等积累了较好口碑。2018年5月至2019年12月,韩国储能行业共发生27起严重火灾,导致韩国2019年储能装机量大幅下降。

　　中国光伏近年发展速度加快,储能仍处于起步阶段。中国的风电行业发展较早,已形成一定规模。近十年来,光伏行业迅速发展,使新能源装机量不断攀升。2019年新增装机55．87GW,较2013年增长113．53%。中国的新增储能在2018年有了较大的增长,较2017年增长超过8倍。但是,中国的储能产业仍处于起步阶段,2019年新增储能只占总新增装机量的0．95%,储能产业仍有较大的成长空间。

　　从全球范围看,我国电价处于较低水平。与可获得数据的35个OECD国家相比,我国居民电价位列倒数第二,仅为0．542元/kWh;工业电价位列倒数第九,为0．635元/ kWh,远低于丹麦、意大利等欧洲发达国家。而储能收入端受电价水平决定,较低的电价使得我国储能应用场景受限,需要进一步提升降本能力,才能保证有稳定的盈利能力。

　　欧美发达国家在电力辅助服务领域经过多年建设,形成了各自体系。美国PJM辅助服务市场是全球电力辅助服务市场领域较成熟的案例,PJM辅助服务将电能量与调频、备用联合出清,以达到成本的最小化。PJM市场能够每5分钟进行一次联合出清,产生节点边际电价、调频服务的里程价格和容量价格、同步备用出清价、非同步备用出清价,负荷服务商(Loading-serving entities,LSE)有义务根据其占总负荷的比例购买调频和备用服务。PJM辅助服务市场将电力现货与辅助市场联系起来,并且传导至电力用户进行费用分摊,使得市场得以有效运行并产生效益。

　　英国电力辅助服务市场:英国电力市场包括远期合同(电能量市场)、短期现货(电能量市场)、平衡机制(辅助服务),辅助服务包括调频、备用、无功调节和黑启动,主要通过招标和签订双边合同方式获取,有发电企业和电力用户共同承担。

　　北欧辅助服务市场:辅助服务包括频率控制备用、频率恢复调频、替代备用、电压控制、黑启动等,通过双边协商或公开竞标以长期合同方式获得,费用由用户侧分摊。

　　澳大利亚辅助服务市场:提供的辅助服务包括频率控制、网络支持控制辅助服务,其中频率控制采用招投标,网络支持控制服务采用签订长协方式,费用有发电企业和用户共同承担。

　　调峰在国外一般不作为辅助服务品种出现。我国电价体系仍然偏计划性质,将调峰列为服务内容,而国外调峰主要通过电力现货市场价格发展作用实现,因此调峰在国外一般不作为辅助服务品种出现。

　　在国外电力用户承担部分或全部辅助服务费用。我国电力服务辅助补偿费用主要由发电企业承担,2019H1火电、风电、水电在电力辅助服务费用分摊分别占比56%、24%、8%。而国外主要由电力用户承担此费用。

　　美国的储能产业开发早于中国,目前主要通过市场化和优惠政策已经实现了储能的规模化。从2007年开始,美国就对储能进行了市场化探索。从电力公司和零售商支付大客户利用储能来替代电网调峰费用开始,到电力零售市场的服务补偿机制,最后制定出了一套适用于储能市场化的市场规则,一步步完善储能行业的商业化探索道路。

　　1) 2009年美国通过复苏与再投资法案,利用1．85亿美元资助16个储能示范项目;

　　2) 能源部资助计划主要针对储能研发与示范项目提供资金支持,2020年约6687万美元;

　　3) 发布一系列《可再生与绿色能源存储技术方案》,给电网规模储能投资提供15亿美元的税收优惠;

　　4) 投资税收抵减和五年期加速折旧政策,投资税收抵免覆盖与可再生能源进行配套的储能容量,允许储能项目按5～7年的折旧期加速折旧;

　　5) 2019年发布《储能税收激励与部署法案》,允许为独立储能系统提供类似的投资税收抵减。

　　提出价格相关产业发展目标,具体化应用场景。2020年12月,美国能源部首次发布《储能大挑战路线图》,旨在加速下一代储能技术的研发、制造和应用,并建立美国在储能领域的全球领导地位。路线图按照各种工业文献中指出的技术水平,提出了一些价格相关的产业发展目标,从驱动力和价格目标两方面积极具体化应用场景,实现储能的进一步市场化。

　　由于各州资源、特点和电力市场的规则不同,其储能市场的发展有差异,储能政策也有差异。加利福尼亚州电力市场是储能能量规模最大的地区,2013年至2019年加州储能新增装机量占美国储能新增装机量的比例平均超过25%。

　　政府推进储能市场化进程,电网总体协调与用电预测为电力灵活调度赋能。加州在产业政策上出台法案,规定2030年可再生能源发电60%,2045年可再生能源发电100%。由于需求供给不平衡,电力安全供应难等问题,对储能提出了新的要求。加州要求三家公用事业公司实现2020年储能装机1．8GW的目标,并要求所有公用事业公司纳入综合资源计划进行统筹规划。

　　实时市场调度、需求响应系统配置使成熟的电力市场成为可能。2014年,加州建立新的实时市场,允许电网运营商将能量转移到更大的地理区域以及不同的时区,安排使用成本较低的可再生能源,满足更大地区的用电需求。创建净负荷曲线,预测负荷和预期用电量之间的差值;增加能源储存、能源效率和需求响应系统,匹配能源生产时间的使用时间率。

　　储能市场中,各类型的储能设施可同时参与日前和实时能量、调频、旋转备用等多个电力市场获取收益。加州电网侧储能项目通过调频与能量收益盈利,用户侧储能主要通过分时电价、激励补贴与电力市场等方式获取收益,其中用户激励补贴是推动用户侧储能发展的重要因素。

　　为方便储能装置参与电力市场交易,CAISO定义了三种资源模型:代理需求响应资源(PDR)、分布式能源(DER)和非发电资源(NGR),这类辅助服务资源可获得容量费和调用的能量费。

　　分布式储能具有规模小、分布散的特点,多点聚合成为分布式储能发展的趋势之一。DER形式可以聚合任意形式的分布式资源。分布式资源供应商(DERP)只能通过调度协调员在批发能量市场和辅助服务市场进行竞标。当DERP的聚合资源跨越多个定价节点时,调度协调员需要聚合每个节点的资源份额。美国加州独立系统运行机构(CAISO)会针对聚合层面发布调度指令,由DERP将这些指令分解到DERs。DERs在定价节点级别提供一个与调度指令一致的净响应。

　　DER目前参与比较有限,面临多方面障碍。在经济效益方面,DER净收入较低,预测设备、监控设备等设备的大量投入提高了成本。其他两个模型由于具有较高的收益,对DER构成竞争。在技术方面,每个DER都要配备表计或相关设备,提供辅助服务时,必须安装能够每隔1min传送数据的遥测系统。此外,还要解决电网末端双向流动带来的电力供需平衡问题。

　　用户端储能发展受补贴政策影响较大,补贴政策力度逐渐减小,市场长期发展趋好。加州在2001年推出自发电激励计划(SGIP计划),并在2008年将储能纳入该计划中。该计划使用户自发电能够得到补贴,鼓励储能的发展。2016年,加州公共事业委员会将补偿分阶段逐渐降低;2017年,加州政府发布投资税收减免政策,由光伏充电的储能项目可按照储能设备投资额的30%抵扣应纳税。2020年,新装居民及商业用户光伏设备减免比例降为26%,2021年降至22%。从2022年开始,仅商业用户光伏设备可享受10%的减免比例。

　　CAISO建立了综合能源管理平台,联合了加州的各类发电厂和州政府,预测并实时更新加州用电的需求以及储能的可用供给量,计算出用电的净需求。同时提供各类能源的发电数据以及可再生能源的发电数据,使数据使用者对加州的储能发展、能源结构、新能源发展情况有了进一步的认知。同时,通过预测未来峰值变化,变被动调峰为主动调峰,优化了储能配置,提高了储能利用率。

　　加州风电和光伏发电比例增长迅速,储能应用规模增大。CAISO还可以自动生成当日实际用电需求曲线以及除去风电和光伏发电后的净需求曲线点,新能源发电主要由光伏提供。在太阳落山后,新能源发电主要由风电提供。从时间进行纵向对比,2021年相比2018年,风电和光伏发电占比有了明显的上涨,正午12点的占比从42．37%上涨至67．97%,对储能应用的需求进一步提高,规模也进一步扩大。

　　我国在新能源政策方面,有望加大储能补贴以及对负荷预测有关技术的投入力度。在“十四五”规划纲要草案中,明确提出建设清洁低碳、安全高效的能源体系,提出要加快发展非化石能源,坚持集中式和分布式并举,将促进国家新能源及储能的发展。我国可以加大对技术的研发力度,借鉴CAISO的模式,实时对国内电力供应、需求负荷进行监测,在大量数据积累基础上实现出力、负荷预测,提升电力系统运营效率及储能使用率。

　　过去十年,欧洲储能市场取得了显著增长,每年新增装机量快速提升。2011年,欧洲新增装机量仅为4MWh,储能市场雏形初现。2019年,新增装机量跃升至1672MWh,相对2018年同比增长83．74%。

　　仅安装光伏系统,未安装储能系统:自发自用比例仅占20-35%,午间光伏高发电量时将过剩电力卖回给电网,夜间光伏不工作时从电网回购部分电力。

　　“光伏+储能”配套使用:自发自用比例提升至60-90%,将午间富余电力卖回给电网。

　　随着欧洲居民电价上涨,光储成本下探,光储配套经济性日益显著。德国、意大利、英国、瑞士等欧洲发达国家购电成本高昂,且呈现持续上升的趋势。以德国为例,家庭购电成本从2015年的28．7欧分/kWh上升至2019年的30．5欧分/kWh,且在未来预期继续上涨。与此同时,光伏与“光伏+储能”的LCOE不断下降,光伏配套、电力自发自用模式的经济性越来越显著。

　　2019年,欧盟出台CEP(Clean Energy Package)计划,提出欧洲能源政策最新框架。CEP计划包括8项立法法案以及旨在促进清洁能源过渡的各项措施,其中2019/943法规与2019/944指令特别提到,将大力支持家用储能市场发展,消除发展中可能存在的财务障碍。

　　CEP计划之外,各国出台多样化政策促进家用储能发展。常见政策包括对终端消费者进行直接财务激励、对储能系统实施税收减免、拨款进行建筑综合改造,低成本装配家用储能系统等。

　　其中,现金补贴是支持家用储能系统部署最快速且最直接的方式,通过减少储能系统安装成本,鼓励光伏客户配套储能系统。实践表明,定额补贴(例如2000欧元/光储系统)激励效果不佳,更有效的补贴可以分为基准补贴与基于容量(例如200欧元/kWh)的变动部分。目前,德国、意大利、奥地利、比利时等国家均实施该项政策。

　　此外,光伏行业发展初期,欧洲各国出台大量补贴政策以推动行业迅速发展。常见政策包括上网电价补贴政策(Feed-in tariff , FIT)与净计量政策(Net-metering, NEM)等。随着光伏行业不断成熟,欧洲电力市场由政策化逐步向市场化发展,各国的 FIT 和 NEM政策正逐步到期或削减。储能的推广应用可以减少行业对光伏补贴政策的依赖,“光伏+储能”模式有望得到进一步推广。

　　德国是用户侧储能发展最为成熟的国家之一,其中家用储能是德国储能市场的主要构成部分。据BNEF、SolorPower Europe数据统计,2019年德国储能新增装机量为910MWh,其中家用储能新增装机量达到496MWh,占比54．51%。

　　德国家用储能市场发展成熟的主要原因包括高比例的可再生能源发电、居民零售电价整体上升以及光伏补贴转向家用储能:

　　可再生能源供电比例不断提高,促进储能市场向前发展。2010年,德国联邦政府发布《能源规划纲要》,推动能源转型战略发展。近年来,德国可再生能源发电量呈逐步上升趋势,2019年达到333,200GWh,占比达到53．9%。随着可再生能源供电比例不断提高,电网波动性加强,储能将有助于维持电网稳定性,保障用电质量,与可再生能源一同向前发展。

　　家庭购电成本高昂,居民零售电价不断上涨。2020年,德国居民零售电价为0．38美元/kWh,在欧洲主要国家中高居榜首。2019年德国平均电价水平为2006年的1．55倍,其中可再生能源附加费从2006年的0．88欧分/kWh增至2019年的6．41欧分/kWh,增幅达7．28倍。随着未来电价不断上涨,德国居民将逐步提高电力自发自用比例,家用储能将进一步发展。

　　光伏FIT逐年下降,补贴政策转向家用储能。德国的并网补贴自2009年后大幅减少,以装机容量低于10kW的居民屋顶项目为例,并网补贴价格从2009年的0．43欧元/kWh降低到2012年的0．24欧元/kWh。与此同时,德国复兴发展银行通过KFW275计划,为现有和新增光伏用户配套储能提供补贴,推动德国居民自发自用,降低用电成本。

　　在能源转型和欧盟碳中和目标的引领下,德国电力系统向更高比例新能源不断迈进。未来,蓬勃发展的用户侧储能将为电力系统灵活性提供支撑。与此同时,完善的政策与市场机制也将驱动德国储能行业焕发全新活力。

　　积极挖掘电力灵活性资源,应对高比例风光消纳带来的挑战。欧洲主要国家可再生能源发电比例较高且不断提升,为保障电网稳定性与供电可靠性,各个国家积极挖掘灵活性资源,充分发挥调节能力。当煤电和气电等传统手段无法完全应对挑战,新能源配储成为良好的解决方案,储能市场伴随新能源加快速度进行发展。

　　以德国为例,电力现货市场的出清价格调节机制,有利于灵活性资源的发展。电力现货市场的价格往往与清洁能源发电量的盈余程度成反比。当风光出力不足,现货市场出清价上涨时,灵活性资源得益于其快速响应能力,会在秒级和分钟级别快速响应提高出力,达成较好的盈利。因此,建设灵活性资源的商业成熟度会大大增强,储能作为优质灵活性资源将得以发展。

　　政策补贴推动储能行业不断发展。政策补贴在行业发展初期起到极为重要的驱动作用,随着光伏技术不断成熟,市场化导向愈发明确,欧洲国家纷纷削弱光伏补贴,逐步转向储能市场,推动储能市场高速发展。

　　未来,随着光伏渗透率及光伏配储渗透率的逐步提升,欧洲储能市场发展前景广阔。根据SolorPower Europe预测,2023年,欧洲家用储能市场新增装机量将突破1GWh。细分来看,德国、意大利、英国家用储能市场都将蓬勃发。