2022年储能行业之电化学储能分析.docx

2022年储能行业之电化学储能分析1.电化学储能是新型电力系统建设不可或缺的环节1.1.新能源大规模并网对电网运行效率和安全性造成冲击“双碳”目标推动电力系统转型。2022年4月，国家发改委发布文章《完善储能成本补偿机制，助力构建以新能源为主体的新型电力系统》，提出在“双碳”目标背景下，我国电力系统将向以新能源为主体的新型电力系统转型，储能作为灵活调节电源在新型电力系统中承担重任。新能源装机及发电量比例不断上升。截至2021年，我国风电装机规模328.48GW，光伏装机规模306.56GW。2021年风电发电量为6556亿千瓦时，占比7.83%，太阳能发电量3270亿千瓦时，占比3.91%，发电量合计占比11.74%，较2016年的5.10%提升6.64pct。新能源大规模并网带来电网效率安全问题。电是一种不易储存的能量，在不配臵储能的前提下，发电侧的发电量和负荷侧的用电量必须相等。由于负荷侧相对更分散、不受控制的程度更高，往往通过控制发电侧的出力曲线来配合负荷侧的用电需求，以达成电网的实时平衡。我国主力电源为火电，可以通过控制燃料投放来控制出力，而风电、光伏发电出力由自然资源决定，人为干预作用小，且风光资源日前预测精度相对低。风电出力存在反调峰特性，配臵可调节电源势在必行。根据山西省大风季典型风电出力曲线和负荷曲线可见，风电出力和负荷二者具有较大差异，风电在21时至次日5时出力处于相对高位，而此时用电负荷却是一天中的最低位。光伏出力曲线和负荷曲线相对更适配，白天为曲线高位，但以湖北省为例，20时至23时负荷仍处于相对高位，而此时光伏出力为0。因此当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的运行效率和安全造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。1.2.电化学储能具备独特优势新能源配储是我国电化学储能第一大应用。2021年起，各省密集发布新能源项目配套储能政策，配臵比例主要在10%-20%区间，配臵时长1-2小时，推动我国电化学储能高速增长。根据《2022储能产业研究报告》，2021年我国新能源配储占电化学储能应用的45.40%，我国电化学储能主要应用在电源侧和电网侧来支持风光新能源消纳和新型电力系统建设。相比抽水蓄能，电化学储能更加灵活。2021年中国抽水蓄能装机功率38GW，占比全部储能的86.52%，电化学储能装机功率5GW，占比11.78%，抽水蓄能是我国存量储能的主要形式。2021年中国新增抽水蓄能装机5GW，占比71.14%，电化学储能新增2GW，占比24.94%，电化学储能装机增速超过抽水蓄能。抽水蓄能需要寻找合适地形及水域，同时可能涉及搬迁移民问题，外部限制因素较多，建设期通常长达数年。我国水电资源主要集中在南方地区尤其是西南地区，西北等地区缺发建设大型抽蓄配套新能源的条件。而电化学储能则对外界条件要求不高，建设期较短，单体投资小，因而成为新能源配储的普遍选择。1.3.独立储能商业模式日渐明晰完善储能市场机制，保障储能合理收益。2022年6月7日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司公开发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（下简称“《通知》”），在《国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》的基础上，提出建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展的总体要求。从《通知》看电源侧、电网侧、用户侧未来重点推进的储能商业模式：电源侧储能，目前以风光新能源配建为主，1）可转为独立储能；2）可与所配建的电源视为一个整体；3）同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与电力市场。电网侧储能主要通过两种途径获得收益，1）参与中长期市场与现货市场，通过电力交易发挥移峰填谷和顶峰发电作用；2）提供电力辅助服务。用户侧储能主要是通过峰谷价差获取收益。本报告将重点讨论电网侧储能提供电力辅助服务的收益。加快推动储能配合电网调峰，明确储能充电不计输配电价。此前，关于储能充电是否需承担输配电价等费用，各地没有明确统一的标准。《通知》特别指出，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，这一规定将大幅降低储能充电成本。我们统计了部分省份2022年6月代理购电的用电价格，输配电价和政府性基金及附加合计占用电价格的比例超过30%，以江苏省为例，代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加分别为0.4594、0.2110、0.0294元/kWh，输配电价及政府性基金占用电价格比例为34.35%。若储能充电需支付这两部分费用，将大幅提高充电成本，因此这一规定将明确储能项目边界条件，保障储能合理收益，提高储能投资意愿