2021年電氣設備行業市場分析報告2021年4月6/81核心觀點及關鍵問題這篇報告，我們選擇從自下而上的視角，從電網負荷需求角度出發，定量分析電網調峰、調頻需求，并且搭建了考慮光伏、儲能調峰和調頻收益、碳排放收益的新型電站系統收益模型，以微觀電站收益率分析儲能發展潛力。并且分析國內儲能政策邊際變化，以歐洲、美國儲能市場進行參考闡述儲能市場定位，給出儲能未來發展的方向和空間預測。我們認為今年將會是儲能發展史上具有重要意義的一年，行業在政策建設、規模發展將會迎來重大突破。1）問題1：新型電力系統要求下，儲能為什么從可選項變為剛需？在2030碳達峰、2060碳中和目標要求下，中央已經明確未來要建立以新能源為主體的新型電力系統，確立了未來光伏、風電的長期發展道路，預計“十四五”期間，光伏、風電年裝機量將達到120GW。新能源裝機的快速提升，以及電力系統正在發生的變化，使得儲能剛需屬性愈發增強。儲能是解決新能源消納問題的最佳方案。新能源裝機的增長，使得棄風、棄光率存在反彈的可能，加大了電網消納壓力，配置儲能是較為靈活且見效快的解決方式，并且政策已明確對于配置儲能的新能源電站項目，將給予優先消納。電網發電端、負荷端波動性呈現增長態勢。發電端風電、光伏輸出功率是自然資源驅動型，而傳統火電、天然氣、核電等輸出功率是燃料驅動型，可以人工加以干預調節。風電、光伏裝機占比的快速提升，將降低電力系統發電端的靈活性。而負荷端居民用電比例呈現持續上升態勢，居民用電負荷曲線較工業、工商業波動性更大，面對極端天氣問題更為突出。在供需兩端波動性都加大的情況下，未來儲能是提升電網靈活性的重要選項。儲能提供系統慣量支撐，補充電網調頻能力。傳統火電、水電、核電、天然氣等發電方式都通過發電機輸出電能，當電網出現頻率波動時，憑借著汽輪機組的轉動慣量可以延緩頻率波動趨勢。但風電機組轉速慢，轉動慣量較小，而光伏發電無轉動設備，不具備轉動慣量，當電網頻率突變時，響應能力大幅下降。未來新能源占比提升，將使系統轉動慣量降低30%以上。儲能具有出色的響應速率，可以在電網頻率波動時提升電網慣量支撐，并且自動響應進行一次調頻、二次調頻。2）問題2：儲能行業正在發生哪些重要的邊際變化？政策要求儲能在發電側實現規?；?020年至今，多個省份發布的新能源建設管理辦法，均明確了新建光伏、風電機組需要配置10~20%比例的儲能系統，對于棄風、棄光較為嚴重的地區，儲能已經成為必選項。對于儲能行業，規?；前l展的第一步，持續提升造血能力為第二步發展方向。完善電力輔助服務市場制度擴充儲能應用場景。自2017年各地陸續開展電力輔助服務市場建設以來，制度不斷完善，2020年12月南方區域調頻服務市場開始試運行，標志著首個區域調頻服務市場投運。制度明確了儲能未來可以參與的服務類別和補償標準，使儲能可以更加大范圍參與電網服務、增加收入來源。經濟性問題已有解決方案。對于光伏、風電機組，配置儲能會降低IRR，但通過電站、儲能系統成本不斷下降，讓儲能參與調峰、調頻獲得服務補償費，以及在7/81碳交易市場建設完善后出售碳排放指標獲得收益，均能夠提升項目收益率，我們預計2~3年后光儲一體將能夠實現平價。3）問題3：儲能行業值得關注的投資機會？推薦電池和PCS龍頭公司。當前儲能處于政策驅動規?；A段，增量業務是主要機會，儲能系統成本結構中，電池（占比60%）、PCS（占比20%）是占比最高環節。而且由于儲能電池和動力電池、PCS和光伏逆變器，都屬于同類產品的不同應用場景開發，技術和產能均可共享，我國企業在該領域已經具備技術及產能優勢，在市場擴大時能夠快速實現放量，以及集中度提升?？春秒姵仡I域龍頭企業寧德時代、PCS及儲能系統集成龍頭企業陽光電源、積極布局儲能的組串式逆變器龍頭固德威、戶用儲能領先者派能科技。自成體系：我國儲能已開發多種場景并成為剛需2.1儲能政策周期已開啟全球儲能市場經過多年發展，已經初具規模，2020年預計總裝機量超過10GWh，相比2010年89MWh的市場規模，增長118倍，相比2019年6.5GWh裝機量，同比增長61%，全球儲能市場正處于發展快車道。圖1：全球鋰電池儲能規模變化12,000 全球儲能-新增裝機（MW）10,000 同比增長（%，MW）

全球儲能-新增裝機（MWh）同比增長（%，MWh）

200%10,521150%8,0006,0004,0002,00077 89 129 167100179-

215415

7,4793,3642,7661,6121,9571,5746627621,117362

6,480 100%5,08750%3,2660%-50%2010 2011 2012 2013

20142015201620172018

2019 2020資料來源：BNEF，市場研究部我國儲能同樣發展迅速，2020年預計總裝機量超過2.4GWh，相比2010年9MWh的市場規模，增長266倍，相比2019年0.85GWh裝機量，同比增長182%，我國儲能規模增速顯著高于全球市場，未來將在全球市場扮演愈發重要角色。8/81圖2：我國鋰電池儲能規模持續增長3,000中國儲能-新增裝機（MW）中國儲能-新增裝機（MWh）2,500同比增長（%）同比增長（%）

1400%2,400 1200%2,0001,5001,00078284951353350039321195104010680169401235812955125-

1,220

1000%800%600%400%200%0%-200%2010201120122013201420152016201720182019資料來源：BNEF，市場研究部

2020電力輔助服務市場是儲能政策的重要方向，也是電力體制改革的重要組成部分。主要運行機制是，并網發電機組、可調節負荷或電儲能裝置，按照電網調峰需求，平滑、穩定調整機組出力或改變機組運行狀態或調節負荷。電力輔助服務市場可極大推進可再生能源消納、提高電網靈活性，利好可再生能源發展。自2018年5月寧夏電力輔助服務市場進入試運行以來，甘肅、新疆、西北區域、青海和陜西電力輔助服務市場建設工作相繼開展。2020年12月28日，南方區域調頻輔助服務市場啟動試運行，調頻輔助服務市場從原來的廣東全省和廣西部分水電廠擴展到廣東、廣西、海南三省(區)，這也是全國首個進入試運行的區域調頻市場，標志著“十四五”電力輔助服務創新發展正在展開。近年來各地政策紛紛支持將儲能納入電力輔助服務市場。2020年5月19日，國家能源局發布《關于建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（征求意見稿）》，為達到以下三點目標，均提出鼓勵電池儲能建設與參與：1）加快形成有利于清潔能源消納的電力市場機制；2）全面提升電力系統調節能力；3）著力推動清潔能源消納模式創新。表1：2020年至今部分地區關于鼓勵可再生能源電站配置儲能的指導性政策地區發布主體發布時間文件名稱要點提高電網與發電側、需求側交互響應能力，構建源網荷江蘇江蘇省人民政府2020-01-09《江蘇省電力條例》儲協調發展、集成互補的能源互聯網，促進綜合能源服務等新業態發展。內蒙古自治區能《2020年風電、光伏發電內蒙古2020-02-27項目建設有關事項的通涉及儲能項目優先參與2020年競價源局知（征求意見稿）》《關于發布全省2020-電網企業要通過加強電網建設、優化網架結構、研究儲湖南湖南省發改委2020-03-202021年度新能源消納預能設施建設等措施，切實提高新能源消納送出能力，為警結果的通知》我省新能源高比例發展提供容量空間?！蛾P于組織申報2020年單個項目規模不超過10萬千瓦，鼓勵項目同步配套建湖南湖南發改委2020-04-08光伏發電平價上網項目設儲能設施。的通知》9/81地區發布主體發布時間文件名稱要點北京市朝陽區發《關于公開征集朝陽區北京市2020-04-092020年節能專項資金支明確將儲能技術項目等納入專項資金的支持范圍改委持項目的通知》《關于做好2020年度風重點支持帶產業項目，大力支持為落戶吉林儲能、氫能吉林吉林能源局2020-04-27電、光伏發電項目申報有等戰略性新興產業及裝備制造業等有帶動作用的項目。關工作的通知》關于印發《遼寧省風電項遼寧遼寧省發改委2020-05-14目建設方案》《遼寧省光風電項目建設方案提出，優先考慮附帶儲能設備、有利伏發電項目建設方案》的于調峰的項目。通知加大儲能發展力度。研究實施促進儲能技術與產業發展《2020年能源工作指導的政策，開展儲能示范項目征集與評選，積極探索儲能全國國家能源局2020-06-05應用于可再生能源消納、電力輔助服務、分布式電力和意見》微電網等技術模式和商業模式，建立健全儲能標準體系和信息化平臺。完善電力輔助服務市場機制。電力現貨市場提供調頻、《2020年浙江省深化電備用等多類型市場化輔助服務交易品種，引入負荷集成浙江浙江省發改委2020-06-22商、虛擬電廠、抽蓄、儲能等新興市場主體，適時參與力體制改革工作要點》電力中長期、現貨市場及輔助服務市場，引導電源側、負荷側、儲能側資源深入參與電力市場交易。鼓勵具備智能控制系統的中央空調、儲能設施等負荷量浙江浙江省發改委2020-07-02《關于開展2020年度電大的用戶和負荷集成商參與；廣泛發動各類用戶參與電力需求響應工作的通知》力需求響應，實現電力削峰填谷，促進可再生能源消納，進一步加快源網荷儲友好互動系統建設。通過能源互聯網、新能源微電網、充電設施、儲能設施、安徽安徽能源局2020-07-28《安徽省電力需求側管配電網升級改造等建設，提高源網荷儲協同調控能力，理實施細則（修訂版）》探索、推廣多方共贏的需求響應與可再生能源電力消納協同模式。爭取利用5年時間，基本形成符合山東實際的儲能技山東山東省政府2020-10-21山東省能源結構優化調術路徑，儲能系統配置規?；緷M足經濟社會發展需整情況新聞發布會求，儲能產業規模和企業競爭實力大幅提升，支撐服務體系更加完備，發展環境不斷優化。《江西省電力輔助服務鼓勵發電企業配置適當規模的儲能設施，實現儲能設施江西華中能源監管局2020-10-29市場運營規則（試行）》的與發電機組、電網的協調優化運行。通知浙江省發展改革《關于浙江電網2020-在降低大工業用電成本的基礎上，進一步降低谷段電浙江2020-11-262022年輸配電價和銷售價，拉大峰谷價差，增設季節性電價以引導用戶合理用委電價有關事項的通知》電。資料來源：公開資料整理，市場研究部儲能參與電力輔助服務市場呈現出標準化、規?；内厔荨藴驶弘娏o助服務市場方興未艾，仍處于探索建設階段，近年來各地陸續出臺多項政策，從參與主體、裝機規模、電池功率、技術參數等多方面逐漸完善可再生能源電站配置儲能的標準規范，推動市場健康有序發展。10/81表2：2020年至今部分地區關于可再生能源電站配置儲能的標準規范性政策地區發布主體發布時間文件名稱要點福建省能源監《福建省電力調峰輔助服務交福建2020-05-21易規則（試行）（2020年修訂參與調峰交易的儲能規模不小于10MW/40MWh。管辦版）》（征求意見稿）新疆新疆發改委2020-05-21《新疆電網發電側儲能管理暫要求儲能充電功率在0.5萬kW及以上、持續充電2小時行規則》以上。東北國家能源局2020-09-22《東北電力輔助服務市場運營10MW/40MWh以上的電儲能設施，可參加發電側調峰輔地區東北能監局規則》助服務市場?！都b箱式鋰電池儲能系統接規定了集裝箱式鋰電池儲能系統的接入條件和儲能配置、全國中電聯2020-12-09入直流配電網技術要求（征求直流配電網的網架結構、電壓等級、電氣計算、設備選型意見稿）》等技術要求。華北《第三方獨立主體參與華北電分布式儲能等第三方獨立主體可獨立參與調峰市場，第三華北能監局2020-12-10力調峰輔助服務市場規則（試方獨立主體具備穩定提供不少于10MW的調節電力、地區行）》30MWh的調節電量的能力，可報量報價參與華北市場。全國國家能源局2020-12-15《2021年能源行業標準計劃包含充電基礎設施、發電側儲能、電網側儲能設施、抽水立項指南》蓄能等行業標準。青海青海工信廳2020-12-25《青海電力現貨市場建設方案明確儲能企業可作為市場主體參與青海電力現貨市場的（征求意見稿）》電力中長期交易。山西國家能源局2020-12-25《山西省電力中長期交易實施獨立儲能可參與輔助服務，電力用戶擁有儲能或參加特定山西能監辦細則》時段需求側響應而產生的偏差電量由電力用戶自行承擔?！渡轿鳘毩δ芎陀脩艨煽刎撾娏τ脩魷嗜霔l件為最小調節能力不低于10MW，響應持國家能源局續時間不小于2小時，輔助服務聚合商準入條件為總調節山西2020-12-25荷參與電力調峰市場交易實施山西能監辦能力不低于20MW，單日累計響應持續時間不低于2小細則（試行）》時，獨立儲能準入條件為不小于20MW/40MWh。大同山西省大同市2021-01-13《大同市關于支持和推動儲能指定儲能產品的起點標準要達到單體電芯容量280Ah及人民政府產業高質量發展的實施意見》以上，循環壽命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。資料來源：公開資料整理，市場研究部規?；簭恼邇热萆蟻砜矗诮洑v從鼓勵建立可再生能源配套儲能試點工程，到新建光伏、風電項目要求批量化配置儲能的轉變。2020年至今，湖南、山東、寧夏等多省市發布強制性或建議性可再生能源電站配置儲能的政策，新建光伏風電項目配置儲能的比例大多位于10~20%，配置儲能時長一般要求2小時以上。表3：2020年至今部分地區關于可再生能源電站配置儲能的政策要求配置配置配套20202020類型地區發布時間文件名稱要點棄光棄風比例小時類型率率《關于做好儲能項28家企業承諾配套新能源項目總計建設湖南2020-03-23目站址初選工作的388.6MW/777.2MWh-2風電0.1%5.5%通知》儲能設備，與風電項目同期投產。強制《關于2020年擬配置項目配備儲能20%，儲能時間2020-06-0521%3.2%山東申報競價光伏項目2小時。20%光伏意見的函》2020-06-08《關于開展2020年風電場項目申報需填寫“風電-00湖北平價風電和平價光10%風電場與儲能相結合”的承諾，配置11/81配置配置配套20202020類型地區發布時間文件名稱要點棄光棄風比例小時類型率率伏發電項目競爭配儲能不得低于10%，且需與風置工作的通知》電項目同時建成投產。《關于上報2021年在送出消納受限區域，計劃項貴州2020-11-20光伏發電項目計劃10%-光伏0.6%0.3%目需配備10%的儲能設施的通知》《關于加快促進自“十四五”期間，按照不低于新治區儲能健康有序風電寧夏2021-01-11能源裝機的10%、連續儲能時10%22.5%2.2%發展的指導意光伏長2小時以上的原則逐年配置見(征求意見稿)》《大同市關于支持“十四五”期間，大同市增量新和推動儲能產業高風電大同2021-01-13能源項目全部配置儲能設施，5%-3%3%質量發展的實施意光伏配置比例不低于5%。見》《關于印發支持儲新建新能源項目配置儲能比例不低于10%、儲能時長2小時風電青海2021-01-18能產業發展若干措10%28%4.7%以上。并對儲能配比高、時間長光伏施（試行）的通知》的一體化項目給予優先支持。建立獨立儲能共享和儲能優先《2021年全省能源參與調峰調度機制，新能源場風電山東2021-02-19站原則上配置不低于10%儲能10%-1%3.2%工作指導意見》光伏設施。全省新型儲能設施規模達到20萬千瓦左右。《關于2020年擬新建議新增光伏發電項目應統籌考慮具有一定用電負荷的全產山西2020-06-02建光伏發電項目的15~20%-光伏3%3%業鏈項目，配備15~20%儲能，消納意見》落實消納協議。《關于推進風電、光支持風電、光伏發電項目按伏發電科學有序發風電河北2020-09-2510%左右比例配套建設儲能設10%-1.3%4.7%展的實施方案（征求光伏施。意見稿）》建議鼓勵全省在建存量600萬千瓦配置風光電項目按河西5市(酒泉、嘉峪關、張掖、金昌、武威)配《關于加快推進全置10%-20%、其他地區按5%-風電甘肅2021-03-25省新能源存量項目10%配置配套儲能設施，儲能10~20%2.2%6.4%光伏建設工作》設施連續儲能時長均不小于2小時。對配置儲能設施的項目業主，后續新增項目競爭性配置方面給予支持資料來源：公開資料整理，市場研究部除強制性要求可再生能源電站項目配置儲能外，多地對電網側和用戶側儲能實行補貼政策，補貼類型涉及固定投資、運營以及自主研發等多方面，多種方式推動儲能12/81滲透率提升。表4：2020年至今部分地區關于可再生能源電站配置儲能的補貼政策地區 發布主體 發布時間 文件名稱 要點《甘肅省電力輔助服務市場 在新能源場站或虛擬電廠中的儲能設施參與調峰輔助服甘肅甘肅能源監管2020-01-20運營暫行規則》(2020年修訂務交易，申報價格由2018年版本的上限價格0.2元/kWh辦版)提高到0.5元/kWh，下限0.1元/kWh?！蛾P于開展儲能峰谷分時電參與儲能峰谷分時電價政策試點的用戶，電力儲能技術山東山東省發改委2020-03-10裝置低谷電價在現行標準基礎上，每kWh再降低3分價政策試點的通知》錢（含稅）。新疆新疆發改委2020-05-21《新疆電網發電側儲能管理對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所暫行規則》充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/kWh。青海西北能監局2020-06-03《青海電力輔助服務市場運在新能源棄電時對未能達成交易的儲能進行調用，價格營規則（試行）》為0.7元/kWh?！肚嗪ｋ娏o助服務市場運調整儲能參與電網調峰的價格，度電補償由0.7元下調青海西北能監局2020-11-30至0.5元，調峰費用計算方式由充電電量緩存放電電量營規則（征求意見稿）》結算。支持光伏儲能系統應用。對2021年1月1日至2023年《關于進一步促進光伏產業12月31日期間建成運行的光伏儲能系統，項目中組件、陜西西安工信儲能電池、逆變器采用工信部相關行業規范條件公告企陜西2020-12-25持續健康發展的意見局業產品，自項目投運次月起對儲能系統按實際充電量給（征求意見稿）》予投資人1元/kWh補貼，同一項目年度補貼最高不超過50萬元。國家能源局關于修訂《山東電力輔助服山東山東監管辦公2020-12-31務市場運營規則（試行）山東電力輔助服務首次明確有償調峰，0.4元/kWh室（2020年修訂版）》的通知對"新能源＋儲能”、"水電＋新能源+儲能”項目中自發青海省發改自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時0.1元青海委、科技廳、2021-01-18《關于印發支持儲能產業發運營補貼，經省工業和信息化廳認定使用本省產儲能電工信廳、能源展若干措施（試行）的通知》池60%以上的項目，再增加每千瓦時0.05元補貼，補局貼對象為2021、2022年投產的電化學儲能項目，補貼時限暫定為2021年1月1日至2022年12月31日。資料來源：公開資料整理，市場研究部“十四五”期間，可再生能源的裝機規模擴大對電網將帶來更大沖擊，也在推動電力體制改革進程不斷加快，儲能參與電力輔助服務市場，不僅有利于形成更加靈活的電網調峰機制，同時也可更大限度地發揮儲能的經濟性效應。在全國及各地方的政策支持下，儲能行業將和新能源發電一起，朝著標準化、規模化的方向快速發展。2.2新型電力系統中儲能將成為剛需2.2.1我國電網靈活調節電源占比較低電網系統正在經歷著從傳統能源向新能源轉型，在享受著新能源的清潔、低成本的同時，電網靈活性降低的問題也愈發突出。風電+光伏在發電量中占比，已由2012年的2%，提升至2020年的9.3%，并且根據《2021風電光伏建設管理辦法（征求意見稿）》，此比例將提升至11%。風電、光伏由于發電輸出依賴于可預測性較差的自然資源，出力波動性較大，與用電負荷相關性很低，需要搭配具有調頻、調峰性13/81能的機組，以避免對電網造成的沖擊。圖3：新能源比例不斷增長100%1%2%2%3%5%5%6%90%7%9%9%1%1%1%2%2%80%22%22%22%21%20%70%60%50%40%71%30%69%67%66%64%20%10%0%20122013201420152016資料來源：國家統計局，市場研究部

7%9%10%12%9%10%10%2%13%2%2%2%19%19%18%17%62%60%59%57%2017201820192020

光伏裝機（%）風電裝機（%）核電裝機（%）水電裝機（%）火電裝機（%）提升電網靈活性主要依賴調峰和調頻能力，實現此功能需依賴電池儲能、抽水蓄能、燃氣電站等靈活調節電源。根據中電聯數據，我國此類靈活電源裝機比例不足6%，“三北”地區新能源裝機顯著高于全國平均水平，但靈活調節電源更是不足3%，電網調節能力大打折扣。相較其他國家，天然氣發電比例較高的歐美國家普遍靈活電源比重較高，如美國（靈活電源占比49%）、西班牙（34%）、德國（18%）。2.2.2居民用電比例提升增加負荷波動我國經過多年快速發展，整體用電量逐年增長，電力消費結構也在不斷變化，縱向對比來看，雖然第二產業用電仍然占到總用電量的68%以上，但第一產業、第二產業用電量持續下降，居民、第三產業用電占比不斷提高，2020年第三產業、居民用電量占比已達到16%、15%。圖4：我國用電量結構正在發生變化第一產業(%) 第二產業(%) 第三產業(%) 城鄉居民生活用電量(%)100%90%12%12%11%11%11%12%13%12%12%13%13%13%13%14%14%14%14%15%80%11%11%10%10%10%10%11%11%11%13%13%14%16%16%16%11%12%12%70%60%50%40%73%74%75%76%77%75%74%75%75%74%74%74%72%71%70%69%68%68%30%20%10%4%3%3%3%3%3%3%2%2%2%2%2%2%2%2%1%1%1%0%200220032005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020資料來源：Wind，市場研究部雖然我國居民用電占比正在提升，但從用電結構、人均用電量兩個維度橫向對比歐14/81美亞發達國家，我國居民用電仍然具有非常大提升空間：我國產業結構仍然以工業為主，服務業、消費正在快速發展過程中，電力消費結構同樣如此，未來城市化、產業轉型均會提升第三產業、居民用電比例。從人均用電量角度橫向對比，我國人均居民用電量大幅低于發達國家，僅為美國的16%，日本的33%，但中國人均用電量增速遠超發達國家，在經濟快速發展帶動消費的背景下，居民用電量絕對值將保持持續上升勢頭。圖5：各國用電結構對比120.0%100.0%80.0%60.0%40.0%20.0%0.0%

工業用電(%)商業用電(%)居民用電(%)30.0%25.0%13.4%14.6%37.1%34.4%16.1%32.2%33.4%26.1%34.3%30.8%68.2%51.7%34.3%44.2%30.8%24.9%美國 日本 德國 法國 韓國 中國資料來源：中國電力科學研究院，市場研究部圖6：各國人均居民用電量對比5,000.04,748.8120.0%4,500.0100.0%4,000.03,500.0100.0%80.0%3,000.02,280.02,408.052.1%2,500.060.0%2,000.01,675.01,460.61,500.040.0%45.4%761.01,000.016.0%33.4%31.6%20.0%500.0-0.0%美國日本德國法國韓國中國2019人均居民用電量(kWh/年)相比各國比例（%）資料來源：IEA，市場研究部未來我國第三產業、居民用電占比預計將繼續提升，電網也需要從適應工業負荷過渡到適應民用負荷。工業、工商業、居民用電因為使用習慣的不同，負荷特征截然不同，工業、工商業用電因為規模較大、運行規律穩定，相對負荷較易預測，而居民用電因為規模小且零散，運行極其不規律，因此負荷預測難度較大。而且由于夏季酷暑、冬季極寒等極端天氣影響，更加劇了負荷的波動性。15/81圖7：典型工業、工商業、居民用電負荷曲線資料來源：《考慮負荷發展和用戶行為的分時電價優化研究》，市場研究部極端天氣導致電網峰值負荷大幅升高。在全球變暖、燃煤供暖逐步取消的背景下，由于空調、電采暖設備的集中使用，峰值負荷被進一步提升，對電網造成了極大的瞬時沖擊，導致停電。今年1月國內極寒天氣下，多地創出歷史新高負荷峰值，1月7日國網區域11個省級電網負荷創歷史新高，而美國德克薩斯州也因為極寒天氣導致電力短缺，最高電價甚至達到65元/kWh。表5：2021年1月部分省市創歷史最高負荷峰值區域時點峰值負荷備注(萬千瓦)北京1月7日20時24分2451新高，采暖占比48.3%，首超夏季負荷天津1月7日17時49分1616新高上海1月7日20時30分3338.9新高浙江1月7日10時24分8842同比增長44.2%安徽1月7日19時15分4706.5新高，首超夏季負荷資料來源：能源雜志，市場研究部而由于居民用電比例的持續增長，小型化、不規律的用戶終端占比將不斷提升，用電負荷波動性將進一步增大。通過對比過去10年主要省市的用電負荷及用電量數據，可以發現大部分省市用電負荷增速已高于用電量增速，我們認為這種趨勢未來仍將延續，電網將面臨更加復雜的挑戰。16/81表6：大部分省市用電負荷增速高于用電量增速地區用電負荷（萬千瓦）用電量（萬千瓦時）負荷增速-20102020CAGR20102020CAGR用電增速上海262133122.4%129615762.0%0.4%江蘇6034115126.7%386463745.1%1.6%浙江418392688.3%282148305.5%2.8%安徽187145839.4%107824288.5%0.9%福建221842236.7%131524836.6%0.1%廣東6543126906.8%406069265.5%1.3%廣西124426207.7%99320257.4%0.3%重慶102521887.9%62611876.6%1.3%四川20914701.28.4%154928656.3%2.1%資料來源：能源雜志，市場研究部2.2.3儲能是提升電網靈活性的剛需選擇我國電網的靈活性裝機較低、居民用電比例不斷上升的特征，決定了電網提升靈活性將成為接下來發展剛需。而電池儲能憑借著其極快的響應速率、靈活的配置方式，正在電網靈活性提升中作用愈發突出，配置儲能可以實現以下功能：提供系統慣量支撐，補充電網調頻能力。傳統火電、水電、核電、天然氣等發電方式都通過發電機輸出電能，當電網出現頻率波動時，憑借著汽輪機組的轉動慣量可以延緩頻率波動趨勢。但風電機組轉速慢，轉動慣量較小，而光伏發電無轉動設備，不具備轉動慣量，當電網頻率突變時，響應能力大幅下降。未來新能源占比提升，將使系統轉動慣量降低30%以上。儲能具有出色的響應速率，可以在電網頻率波動時提升電網慣量支撐，并且自動響應進行一次調頻、二次調頻。保障短時尖峰負荷供電，大幅節省電網投資。傳統電網投資需建設能夠滿足尖峰負荷的容量，但尖峰往往持續時間非常短，例如2019年江蘇最大負荷為1.05億千瓦，超過95%最高負荷持續時間只有55小時，在全年運行市場占比僅有0.6%，但滿足此尖峰負荷供電所需投資高達420億。而如果采用500萬千瓦/2小時的電池儲能來保障尖峰負荷供電，所需投資約200億，投資額大幅節省。圖8：儲能可以節省電網為應對尖峰負荷投資資料來源：SolarPowerEurope，市場研究部促進新能源消納，進行電網容量靈活調度。傳統火電、核電、天然氣等發電方式，輸出功率和燃料供給相關，也就意味著可以人為控制，而風電、光伏輸出功率與資源相關，可預測性較差，而且無法控制，新能源占比的提升，降低了電網靈活性。從負荷特性來看，居民用電晚上負荷最高，而隨著居民用電占比提升，光伏17/81白天輸出功率最高、夜間為零的特點與負荷之間背離將愈發明顯，增加儲能系統實現白天發電量向夜晚用電高峰轉移，促進了新能源消納，也為電網調峰增加了手段。圖9：儲能配合光伏進行調峰示意圖資料來源：SolarPowerEurope，市場研究部2.3多種場景應用豐富盈利模式國內電池儲能市場在2017年以前發展較為平淡，年度新增裝機量均在100MW以下。2018年，在電網側大規模投資驅動下，儲能呈現快速增長，年度新增裝機量達到513MW，同比增長833%。2020年，中國新增裝機量突破1000MW，相對2019年同比增長129%。圖10：2013-2020中國電池儲能新增裝機量（MW）1400新增裝機量（MW）YOY900%1220833%800%1200700%1000600%800500%400%600513533300%400200%200100%129%100%805845%0%404055-5%4%0-50%-100%20132014201520162017201820192020資料來源：BNEF,市場研究部儲能行業應用場景豐富，主要可分為發電側、電網側、用電側三類。發電側對儲能的需求場景類型較多，包括電力調峰、系統調頻、可再生能源并網等；電網側儲能主要用于緩解電網阻塞、延緩輸配電擴容升級等；用戶側儲能主要用于電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提高供電可靠性等。18/81圖11：儲能應用場景資料來源：上海派能能源科技公司招股說明書，市場研究部2020年，可再生能源并網應用達到495MW，同比增長405%，成為儲能新增裝機增長的重要驅動力。預計未來幾年，可再生能源并網應用將不斷增長，2023年將達到850MW，占比高達41%，用戶側、獨立調峰不斷增長，電網輸配側、調頻保持穩定。圖12：中國電池儲能新增裝機量應用場景劃分（MW）1400電網輸配測調頻用戶側1220可再生能源并網獨立調峰總計12006210004958006005085331739840095228901891152001432622081030201820192020資料來源：BNEF，市場研究部2.3.1發電側：消納是新能源發展需突破瓶頸隨著能源革命全面推進，我國風電、光伏裝機規模不斷擴大，發電量占比持續提升。2020年風電裝機71.6GW，同比增長178%，光伏裝機48.2GW，同比增長60%，風電發電量占比6.25%，光伏發電量占比3.51%，且呈逐年上升趨勢。在碳達峰、碳中和目標指引下，風電、光伏裝機將迎來快速增長，快速發展的可再生能源為我國電力行業帶來重要問題，即現階段高比例的棄風棄光問題與未來電網對大比例可再生能源并網消納的調節問題。19/813.14%20195.68%圖13：我國2015-2020年風電光伏新增裝機量（MW）

圖14：我國2015-2020年風電光伏發電量（億瓦時）及占比80000風電新增裝機量（MW）光伏新增裝機量（MW）71,670700006000052,58048,2005000044,2604000034,43634,54030,1103000020,58724,89015,13016,87415,49920000100000201520162017201820192020

500045004000350030002500 3.32%200015001000500 0.70%02015

風電發電量（億千瓦時）光伏發電量（億千瓦時）風電發電量占比光伏發電量占比5.39%4.87%4.08%2.61%1.88%1.12%2016 2017 2018

7.00%6.25% 6.00%5.00%4.00%3.51%3.00%2.00%1.00%0.00%2020資料來源：國家能源局，市場研究部

資料來源：Wind，國家能源局，市場研究部可再生能源的消納問題重視程度不斷升高，近幾年棄風棄光已經得到了較好控制。2020年風電累計發電量4,743億kWh，同比增長14.4%，光伏發電2,605億kWh，同比增長16.9%，風電、光伏累計發電量占全部發電量的比重為9.5%，同比提升0.9pct。2020年全國棄風率3.4%，同比減少0.6pct，全國棄光率2%，同比持平。圖15：2017~2020年我國歷月棄光率16.0%14.8%2017年2018年2019年2020年14.0%12.0%11.0%10.0%8.1%8.8%8.0%6.9%6.7%6.1%5.7%5.6%4.8%4.9%5.0%4.8%6.0%4.6%4.6%4.3%3.3%2.9%3.5%3.5%4.0%2.8%2.6%2.9%1.6%2.6%4.2%1.7%1.7%2.7%2.6%0.9%1.9%2.0%2.4%2.0%1.2%0.9%1.3%2.7%2.8%1.8%1.2%2.1%0.0%1.6%1.2%0.5%0.9%2.1%1.3%1月2月5月6月7月8月9月10月11月12月3月4月資料來源：全國新能源消納監測預警中心，市場研究部圖16：2017~2020年我國歷月棄風率25.0%2017年2018年2019年2020年20.2%20.0%16.5%16.0%15.0%12.5%11.9%10.9%10.7%10.0%9.8%9.4%10.6%8.6%8.8%8.8%8.6%10.0%8.3%8.3%7.9%6.4%6.5%7.4%5.7%5.3%4.6%5.5%3.9%4.1%3.5%3.7%3.5%3.7%5.0%3.1%3.1%5.0%2.7%3.1%3.7%3.6%3.2%4.3%2.5%2.8%2.8%2.9%3.5%2.9%0.0%1.7%2.0%1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月資料來源：全國新能源消納監測預警中心，市場研究部20/81但從各省份表現來看，部分西北部省份的棄光、棄風現象依然較嚴重，且裝機量普遍超過年初電網對非水可再生電力消納目標。圖17：2016-2020年全國及部分地區棄風率圖18：2016-2020年全國及部分地區棄光率50.0%全國新疆35.0%32.2%全國新疆43.0%30.5%45.0%38.0%甘肅內蒙古30.0%40.0%甘肅青海33.0%35.0%25.0%20.8%29.0%21.6%30.0%22.9%20.0%15.8%25.0%21.0%19.0%15.0%20.0%15.0%14.0%10.0%8.0%7.4%7.2%8.0%15.0%10.3%10.3%10.0%6.2%17.0%7.6%10.0%6.4%10.3%4.8%4.6%7.1%4.0%12.0%7.0%5.0%2.2%5.0%7.0%4.0%3.4%6.0%3.0%2.0%0.0%0.0%2.0%2016201720182019202020162017201820192020資料來源：國家能源局，市場研究部資料來源：國家能源局，市場研究部2020年棄光率排名前三的省份是西藏（25.4%）、青海（8%）、新疆（4.6%），與2019年棄光率前三的省份相同，排名略有變化，西藏（24.1%）、新疆（7.4%）、青海（7.2%），三個省份的棄光率均有所下降。從裝機量來看，實際裝機量超過電網年初規劃消納目標的共有9個省份，這些省份均有不同程度的棄光現象。實際裝機低于國網消納目標的省份中，山西（3%）、陜西（2.9%）、甘肅（2.2%）、內蒙古（2.8%）棄光率高于全國平均水平（2%），高棄光率對2021年裝機將產生一定的抑制。圖19：各省2020年光伏實際裝機與國家電網消納目標對比80002020新增裝機（MW）2020電網新增消納目標（MW）超出消納目標（MW）2020棄光率-右軸30%25.4%700025%6000500020%4000300015%20008.0%10%10004.6%3.0%2.9%01.3%0.6%1.0%2.5%1.2%2.2%5%0.1%0.02%-1000-20000%資料來源：全國新能源消納監測預警中心，國家電網，能源局，智匯光伏，市場研究部表7：各省2020年光伏實際裝機與電網消納目標對比2019新增2020新增裝機量同2020電網新超出消納2019棄2020棄2020棄光率省份裝機裝機比增長增消納目標目標光率光率增長(pct)（MW）（MW）（%）（MW）（MW）河北24007160198.3%330038601.3%1.3%0pct貴州3400547060.9%270027700.4%0.6%0.2pct山東25806530153.1%440021300.1%1.0%0.9pct青8%300020007.2%8.0%0.8pct寧夏10202790173.5%125015403.4%2.5%-0.9pct21/812019新增2020新增裝機量同2020電網新超出消納2019棄2020棄2020棄光率省份裝機裝機比增長增消納目標目標光率光率增長(pct)（MW）（MW）（%）（MW）（MW）新疆8801860111.4%12006607.4%4.6%-2.8pct西藏120270125.0%027024.1%25.4%1.3pct廣東8301870125.3%180070吉林90640611.1%600401.4%1.2%-0.2pct重慶22020-90.9%50-30海南400-100.0%100-100上海20028040.0%400-120山西22402210-1.3%2350-1400.2%3.0%2.8pct北京1101100.0%250-140甘肅790740-6.3%1000-2604.1%2.2%-1.9pct河南630121092.1%1500-290江西930146057.0%1800-340湖南520470-9.6%900-4300.1%0.1pct安徽13601160-14.7%1600-440天津15021040.0%650-4400.02%0.02pct廣西120550358.3%1000-450黑龍江590440-25.4%1000-560浙江20101780-11.4%2500-720四川7030-57.1%750-720湖北1110770-30.6%1500-730陜西22301500-32.7%2300-8003.8%2.9%-0.9pct遼寧41057039.0%1400-830福建21033057.1%1300-970內蒙古153015602.0%2800-12401.5%2.8%1.3pct江蘇1530198029.4%3250-1270云南330180-45.5%1800-16200.4%0.5%0.1pct全國合計301104820060.1%484507002.0%2.0%0pct資料來源：全國新能源消納監測預警中心，國家電網，能源局，智匯光伏，市場研究部2020年棄風率排名前三的省份是新疆（10.3%）、甘肅（6.4%）、內蒙古（5.6%），與2019年棄風率前三的省份排名相同，排名略有變化，新疆（14%）、甘肅（9%）、內蒙古（7.6%），三個省份的棄風率均有所下降。另外青海（4.7%）、河北（4.7%）的棄風率也較高。從裝機量來看，實際裝機量超過電網年初規劃消納目標的共有20個省份，這些省份中，除廣西、福建、安徽、江蘇、江西、四川外，均有不同程度的棄風現象。實際裝機低于國網消納目標的省份中，僅甘肅省棄風率高于全國平均水平（3.4%），可以看出年初消納目標指引對棄風率下降起到了非常積極作用。22/81圖20：各省2020年風電實際裝機與國家電網消納目標對比2020新增裝機（MW）2020電網新增消納目標（MW）超出消納目標(MW)2020棄風率900010.3%12%800010%700060008%50005.6%5.5%6%40004.7%4.7%30003.0%3.2%3.3%4%20002.2%1.0%2%10000.2%0.5%0.0%0.0%0.0%0.3%0.0%00%資料來源：全國新能源消納監測預警中心，國家電網，能源局，市場研究部表8：各省2020年風電實際裝機與電網消納目標對比2019新增2020新增裝機量同比2020電網新超出消納省份裝機裝機增消納目標目標增長（%）（MW）（MW）（MW）(MW)內蒙5%20005790山西20807230247.6%20005230河北24806350156.0%13005050河南32607240122.1%25004740青海1950381095.4%10002810新疆35040501057.1%15002550山東20804410112.0%20002410陜西12703600183.5%13002300湖南7902420206.3%6501770廣西7903560350.6%20001560江西6102240267.2%9001340寧夏10502610148.6%15001110江5%40501010四川720101040.3%200810安徽2801380392.9%600780貴州710123073.2%800430福建760110044.7%700400遼寧7101490109.9%1200290黑龍江130750476.9%600150重慶140330135.7%200130西藏000海南000云南60180200.0%200-20上海10010-90.0%50-40北京0050-5023/81

2019棄2020棄2020棄光率增風率風率長(pct)9.0%5.6%-3.4pct1.1%3.0%1.9pct4.8%4.7%-0.1pct0.2%2.5%4.7%2.2pct14.0%10.3%-3.7pct0.1%3.2%3.1pct0.6%3.3%2.7pct1.8%5.5%3.7pct1.9% 2.2% 0.3pct0.4%0.3%-0.1pct0.4%1.0%0.6pct1.3%0.5%-0.8pct0.2% 0.6% 0.4pct0.3%2019新增2020新增裝機量同比2020電網新超出消納2019棄2020棄2020棄光率增省份裝機裝機增消納目標目標增長（%）風率風率長(pct)（MW）（MW）（MW）(MW)天津80250212.5%300-500.2%浙江120260116.7%350-90甘肅150760406.7%1000-2407.6%6.4%-1.2pct湖北74097031.1%1500-530吉林430200-53.5%1000-8002.5%2.4%-0.1pct廣東860121040.7%3200-1990全國合計2579071670177.9%34650368504.0%3.4%-0.6pct資料來源：全國新能源消納監測預警中心，國家電網，能源局，市場研究部通過光伏、風電消納數據的對比，我們可以發現以下現象：棄光、棄風率與裝機量相互制約，2021年消納壓力增大。由于新增裝機對發電運行的結果反映在第二年，而棄風、棄光率高的地區，解決存量機組消納的優先級也會高于開發新機組，棄光棄風率和裝機量存在非常明顯相互制約效果。2020年的高裝機量，勢必讓2021年消納面臨非常大壓力，特高壓、儲能等技術手段解決消納問題的剛需特性增強。電網指引作用突出，消納指標制定與上一年棄光棄風率強相關。監管層對于新能源建設旨在加強預期管理，避免行業大幅波動，2020年首次發布電網消納指標，突出了對于行業指引作用，而且2020年消納目標與2019年棄光棄風率相關性極強。我們認為2021出臺指標有望延續此思路，2020年消納表現不佳的地區，指標可能減少。我國棄風、棄光情況已連續多年改善，面對“碳中和”目標，預計可再生能源裝機需求未來持續高增，對電網消納提出更高要求。我們認為當下解決光伏風電消納問題的主要途徑有兩個：一是風光項目及配套特高壓項目同步配合建設；二是利用儲能平衡電網調峰，風光儲一體化保障可再生能源的有效消納。在3月5日國家發改委、國家能源局發布的《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》中明確提出，利用存量常規電源，合理配置儲能，統籌各類電源規劃、設計、建設、運營，優先發展新能源，積極實施存量“風光水火儲一體化”提升，穩妥推進增量“風光水（儲）一體化”，探索增量“風光儲一體化”，嚴控增量“風光火（儲）一體化”。配置儲能可以有效減少棄光、棄風率，避免棄電損失。以光伏發電為例，中午時段光伏出力達到高峰，出力超過電力系統需求，儲能系統開始充電；下午進入出力低谷，出力小于電力系統需求，儲能系統開始放電，填補了光伏出力不足。儲能系統參與發電側的平抑波動，可從源頭降低可再生能源發電并網功率的波動性，大幅提升可再生能源并網消納能力。儲能配置通過PCS變流器接入新能源電廠（風電場或光伏電站）的出線母線，抑制爬坡、平滑風電場或光伏電站等可再生能源電廠的出力，提高大容量可再生能源電廠的并網接入能力，為可再生新能源的大規模發電外送與應用提供技術支撐。24/81圖21：儲能在發電側參與平抑波動的應用模式 圖22：儲能參與發電側平抑波動應用效果資料來源：《儲能在高占比可再生能源系統中的應用及關鍵技術》，申港證券研究 資料來源：《儲能在高占比可再生能源系統中的應用及關鍵技術》，申港證券研究所 所在“30·60”頂層目標的指引下，我國已有近20省出臺“新能源+儲能”配套的鼓勵政策。政策內容主要分為兩類：1）給予儲能補貼；2）劃定配儲比例，優先支持新能源配儲項目。短期內，“新能源+儲能”項目將主要由強制配套等外部因素推動，隨著電力市場化的推進，儲能成本將由電力系統各環節共同承擔，儲能項目自身的經濟性將逐漸顯現。2.3.2電網側：源荷波動性增大背景下儲能大有可為在電源側，新能源占比不斷提升增大了輸出端的日間波動，在負荷側，居民用電占比提升使得電網負荷波動更加劇烈，在這種情況下，電網調節能力必須提升以適應未來更為復雜的源荷波動，具有快速調節速率、配置方式靈活的儲能能夠勝任此任務。電網側儲能能夠提高電力系統安全性，在輔助服務市場也大有可為。儲能在電網側的應用能夠緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級、輔助發電側進行調峰，還能參與電力輔助市場服務，包括系統調頻和備用容量，尤其在調頻方面發揮了非常大作用。表9：儲能電網側的主要用途及說明主要用途說明緩解電網阻塞將儲能系統安裝在線路上游，當發生線路阻塞時可以將無法輸送的電能儲存到儲能設備中，等到線路負荷小于線路容量時，儲能系統再向線路放電。延緩輸配電設備擴容升級在負荷接近設備容量的輸配電系統內，可以利用儲能系統通過較小的裝機容量有效提高電網的輸配電能力，從而延緩新建輸配電設施，降低成本。頻率的變化會對發電及用電設備的安全高效運行及壽命產生影響，因此頻率調節至關重要。儲能配系統調頻置在電網側，通過PCS變流器經變壓器接入電網參與電網調頻，降低電網頻率的波動，從而提高電網頻率穩定性。備用容量是指在滿足預計負荷需求以外，針對突發情況時為保障電能質量和系統安全穩定運行而預備用容量留的有功功率儲備。資料來源：派能科技招股書，CNKI，市場研究部25/81圖23：儲能參與電網調頻應用效果資料來源：《儲能在高占比可再生能源系統中的應用及關鍵技術》，市場研究部儲能參與電網調頻的應用示范已較成熟，調頻已具備經濟性。儲能在電網側輔助調頻，可改善系統波動性、不確定性加深造成的電網頻率穩定性問題，從電網側角度提升電網接納風電、光伏等可再生能源的能力。受國家政策支持，對電力調頻服務提供補償，在補償費用的前提下調頻已經具備經濟性，能夠實現盈利。我國儲能電網側項目正在發展，獨立儲能項目開發商較少。2020年上半年，電網側一共有23個儲能項目，占已記入統計的儲能項目的15.4%，100MW及以上的項目數量較少，分布在福建、西藏、廣東、北京、安徽、江蘇、甘肅、青海、重慶、天津、浙江、遼寧等12個地方。獨立儲能項目開發商有睿能世紀、萬克和庫博能源三家，目前數量相對較少，行業集中度較高。圖24：2020年上半年儲能項目規模圖1MW以下,7%1MW-10MW,16%規模暫不明確,10MW-100MW, 48%25%100MW級及以上,4%資料來源：EESA，市場研究部表10：2020年上半年電網側項目地區分布地區項目個數廣東4個浙江、甘肅、北京各3個江蘇、安徽各2個福建、西藏、青海、遼寧、重慶、天津各1個資料來源：EESA，市場研究部26/81電網側儲能2018年發展速度快，2019年受政策影響發展停滯。2017年和2018年，國家相繼出臺了有關促進儲能技術與產業發展、完善電力輔助服務補償市場機制、綠色發展價格機制、清潔能源消納等政策，電網側儲能技術蓬勃發展，2018年儲能裝機量相比2017年增加458MW，從55MW上升至513MW。2019年，國家電網發布兩條方案，規定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。雖是出于宏觀經濟目標而降電價的壓力，卻對電網側電化學儲能造成了嚴重的打擊。從長期看，新能源發電比例的進一步增長，也會帶起電網側儲能的市場化發展和競爭，為電網側儲能帶來新一輪的活力。表11：2017-2019年中國儲能行業主要政策時間政策主要內容2017.03《關于促進儲能技術與產業發展明確了儲能裝備的關鍵作用和參與調峰的角色以及定位的指導意見（征求意見稿）》《完善電力輔助服務補償（市場）鼓勵采用競爭方式確定電力輔助服務承擔機組，按需擴大電力輔助服務提供2017.11主體，鼓勵儲能設備、需求側資源參與電力輔助服務，允許第三方參與提供機制工作方案》電力輔助服務2018.07《國家發展改革委關于創新和完利用峰谷電價差、輔助服務補償等市場化機制，促進儲能發展。完善居民階善促進綠色發展價格機制的意見》梯電價制度，推行居民峰谷電價?！蛾P于印發清潔能源消納行動計全面推進輔助服務補償（市場）機制建設。進一步推進京北、山西、福建、2018.11山東、新疆、寧夏、廣東、甘肅等電力輔助服務市場改革試點工作，推動華劃（2018-2020年）的通知》北、華東等地輔助服務市場建設。2019.05《輸配電定價成本監審辦法》規定抽水蓄能電站和電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本。2019.12《關于進一步嚴格控制電網投資規定不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建的通知》設。資料來源：北極星儲能網，市場研究部整理2.3.3用戶側：峰谷電價差是最大驅動力儲能應用在電力系統用電側，主要用于電力自發自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等方面。用戶主要是工商業企業和家庭用戶，通過儲能可以降低用電成本，并提高用電的穩定性，實現低碳化、智能化的目標。表12：儲能用電側的主要用途及說明應用場景主要用途具體說明對于安裝光伏的家庭和工商業用戶，考慮到光伏在白天發電，而用戶一般在夜電力自發自用間負荷較高，通過配置儲能可以更好地利用光伏電力，提高自發自用水平，降低用電成本。峰谷價差套利在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統充電，高電價時給儲用電側能系統放電，實現峰谷點價差套利，降低用電成本。工業用戶可以利用儲能系統在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，從而降低容量費用管理整體負荷，達到降低容量電費的目的。發生停電故障時，儲能能夠將儲備的能量供應給終端用戶，避免了故障修復過提升供電可靠性程中的電能中斷，以保證供電可靠性。資料來源：派能科技招股說明書，市場研究部我國用戶側儲能項目規模較小，多為工業用戶，家庭用戶較少。2020年上半年，用27/81戶側在全國有26個儲能項目，大多處于kW級及以上、5MW級及以下的規模區域，占上半年儲能項目總數的17.5%。在上海、北京、天津、重慶、四川等13個地區均有項目在進行建設。圖25：2020年上半年不同應用場景儲能項目占比圖用戶側,17.50%電網側,15.40%電源側,67%資料來源：EESA，市場研究部表13：2020年上半年用電側項目地區分布地區 項目個數江蘇 7個廣東 5個四川、上海 各2個廣西、重慶、青海、浙江、安徽、河北、北京、天津 各1個資料來源：EESA，市場研究部削峰填谷是用戶側儲能的重要應用之一。將儲能應用于電網中，使其在電網負荷低谷時充當負荷，以谷時電價購買電能并吸收儲存；在電網負荷高峰時充當電源，以峰時電價向電網釋放電能。儲能個人或企業可以通過“低儲高發”模式獲取收益。圖26：用戶側削峰填谷示意圖資料來源：北極星電力網，市場研究部用戶側削峰填谷的經濟性主要取決于峰谷電價差，我國部分地區已經具備盈利空間。根據北極星售電網，近期各地陸續明確2021年銷售電價，其中15個地區制定了峰谷分時電價。工商業及其他用電方面，北京峰谷價差最大，達到0.98-1元/kWh；28/81大工業用電方面，上海峰谷價差最大，夏季達到0.8-0.83元/kWh。圖27：工商業及其他用電峰谷電價表（元/kWh）資料來源：北極星電力網，市場研究部圖28：大工業用電峰谷電價表（元/kWh）資料來源：北極星電力網，市場研究部儲能裝機降低度電成本和容量電價支出，具備一定的經濟性。部分省份針對大工業用電采用兩部制電價，即電度電價和容量電價。電度電價計價由用戶的用電量決定，容量電價由用戶最大用電需求功率或最大變壓器功率決定。當前我國各地平均按最大需量基本電價平均為35.1元/kW·月，按變壓器容量平均約為24.4元/kW·月。安裝儲能設備后，用戶可以降低最大需量及變壓器容量配置，由儲能補充部分輸出功率，降低容量電價成本。29/812.4調峰調頻需求增長提振儲能發展空間2.4.1電力輔助服務政策與市場建設齊頭并進我國電力輔助市場經歷了近20年發展歷程，在2015年電改9號文明確建立輔助服務市場后，獲得了突飛猛進的發展，從能源局層面框架建設，到具體省一級電力輔助服務市場制度完善、進度推進，為各類電源參與電力輔助服務奠定了基礎。截止目前，全國五個區域（東北、華北、華東、華中、南方）均已啟動或試運行輔助服務市場，27個省級電網也啟動、或試運行、或籌備市場建設。新能源裝機占比提升對電網靈活性提出了更大的挑戰，電力輔助服務的迫切性進一步凸顯。圖29：我國電力輔助市場政策變遷資料來源：國家能源局，市場研究部電力輔助服務包含調峰、旋轉備用、AGC調頻、AVC自動電壓控制、黑啟動等，我國大部分省區已經建立自己的電力輔助服務市場，并根據地區電力結構特點確定提供服務類別，大部分省份均覆蓋調峰、AGC調頻服務。表14：我國部分省份電力輔助服務市場提供服務類別有償輔助服務省份征求意見稿公有償調峰旋轉抽蓄調黑啟區域開時間深度啟?？芍袛嘭撾妰δ芑痣姂笨缡GCAVC備用頻使用動調峰調峰荷調峰調峰啟停調峰調峰東北2017年1月√√√√√√√--√√山東2017年6月√----√-√---福建2017年7月√√√√---√---新疆2017年9月√√√√----√--山西2017年10月√√√√√√-√√-√寧夏2018年3月√√√√√------廣東2018年8月-------√---四川2019年5月-------√--√甘肅2019年9月√√√√---√---湖南2020年5月√√√√--√----湖北2020年6月√√-√-------江蘇2020年7月-------√---江西2020年8月√√---√-----資料來源：華南理工大學，市場研究部30/812020年12月，南方區域調頻輔助服務市場，作為全國首個區域調頻市場正式啟動試運行，標志著南方區域統一電力市場建設邁出重要一步，對南方區域各項電力輔助服務價格進行了明確，廣東輔助服務費用顯著高于其他地區，顯示出市場化效應。表15：南方區域電力輔助服務補償標準表輔助服務補償標準類型細則中對單位廣東省廣西區云南省貴州省海南省應的符號AGC服務調節容量補償標準R1元/兆瓦時12551010AGC服務調節電量補償標準R2元/兆瓦時8020408080啟停調峰補償標準R3萬元/萬千瓦2.5222.5218.4（火旋轉備用補償標準R4元/兆瓦時2211電）/44.356.616.5（水電）深度調峰補償標準3×R4元/兆瓦時663326.419.849.5遲相運行無功調節補償標準R5元/兆瓦乏小時11111進相運行無功調節補償標準3×R5元/兆瓦乏小時33333R6-1非FCB機組：30（火電）30（火電）30（火電）30（火電）30（火電）萬元/月/臺/6（水電）/3（水電）/3（水電）/3（水電）/3（水電）黑啟動服務能力補償標準FCB機組：萬元R6-211111/萬千瓦/月黑啟動服務使用補償標準R7萬元/臺次480360300300150冷備用補償標準R8元/兆瓦時12.5152.5525自動電壓控制（AVC）容量補R9萬元/每月/每臺0.50.50.50.50.5償標準自動電壓控制（AVC）效果補R10元/兆瓦時0.10.10.10.10.1償標準資料來源：南方能源監督局，市場研究部電力輔助服務市場增長迅速，每年服務補償費市場在百億級以上。2018H1、2018H2、2019H1的服務補償費分別為70.1、77.5、130.3億元，呈現快速增長態勢。服務補償費主要呈現以下4個特征：調峰（39%）、調頻（21%）、備用（36%）在電力輔助服務補償費用占比最高，合計占比超過90%。電力輔助服務補償費用主要來源于發電機組分攤，與國外“誰用電、誰付費”的原則存在部分差異?；痣姍C組在電力輔助服務市場仍是絕對主力，占據補償費用的95%，反映了當前電網主要依賴火電機組進行調峰、調頻?；痣?、風電、水電在電力輔助服務費用分攤分別占比56%、24%、8%，風電分攤費用高于水電，反映不穩定電源的電網接入成本更高。31/81圖30：2019H1電力輔助服務補償費用構成圖31：2019H1電力輔助服務補償費用來源調壓其他考核等其他費用5.510.2914.874%0%11%新機差額資金0.79調峰1%備用50.0939%47.41跨省區(網外)發電機組分36%分攤費用攤費用0.36114.290%88%調頻27.0121%資料來源：國家能源局，市場研究部資料來源：國家能源局，市場研究部圖32：按機組類型劃分電力輔助服務補償和分攤費用140.0120.6補償服務費（億元）分攤費用（億元）120.0100.080.062.560.040.026.720.04.39.30.80.42.30.69.60.30.5-火電 水電 風電 光伏 核電 其他資料來源：國家能源局，市場研究部2.4.2電網調頻需求剛性極強我國電網運行要求穩定在50Hz的頻率，也就意味著系統實時發電與負載必須穩定在毫秒級別的時間間隔上，但由于實際電網運行過程中負載端和發電端一直在波動，因此實際電力系統頻率是一直變化的。國內對3GW以上的大容量電力系統允許頻率偏差為±0.2Hz，對中小容量電力系統允許偏差為±0.5Hz。調頻操作一般在發電端進行。負載端：由于用戶極其分散且使用習慣不可預測，因此利用負載端調頻難度極大，電力系統統一通過發電端進行調頻操作。發電端：正常運行情況下發電機組功率和負載匹配，但當發電減少（發電機組故障、脫網、負荷突然減小等情況）或發電增加（風電、光伏機組輸出增大、負荷突然增大）情況發生時，電力系統頻率將下降或上升，此時需要調頻機組介入，以避免頻率超出規定范圍。電力系統負荷由不同頻率成分組合而成，因此調頻也需要針對不同負荷分量來分階段執行。電力系統負荷主要包含3種不同規律的變動負荷：隨機負荷分量：變動幅度較小，變化周期較短，一般10s以內，浮動在區域負荷32/811%以內，每小時波動達上百次，是一次調頻主要處理的對象；脈動負荷分量：變動幅度較大，變化周期較長，一般為10s至15min，浮動在區域負荷的2.5%以內，每小時波動20到30次，這類負荷包括電爐、軋鋼機械等；持續負荷分量：變化緩慢，浮動在區域負荷的40%左右，每天波動10次以內，引起負荷變化的主要包括工廠作息制度、居民生活規律等。圖33：電網負荷各分量示意圖以及響應應對措施資料來源：北極星電力網，市場研究部電網在頻率偏離正常范圍后，會順序進行慣性響應、一次調頻和二次調頻來糾正，如果頻率還未恢復正常值，將進行三次調頻。以上調頻動作的機理以及實現方式存在很大差別。圖34：電力系統頻率響應過程資料來源：《電池儲能與清潔能源消納》，市場研究部33/81慣性響應：主要依賴同步發電機組儲存于旋轉質體中轉子動能對系統跌落的阻尼作用，只能在頻率變化后依靠系統慣性維持幾秒；一次調頻：主要利用同步發電機組調速器等系統設備穩定頻率，更多利用系統自身特性自動調節，但只能緩和，主要平衡隨機負荷分量；二次調頻：引入發電機組外部設備完成全部調頻動作，主要依賴AGC（自動發電控制，AutomaticGenerationControl），能夠平衡更長周期負荷波動，兩次調頻協調進行對系統快速恢復正常頻率非常重要。表16：一次調頻和二次調頻的區別類別機理響應速度作用效果容量需求一次調頻利用系統固有負荷頻率10~30s平衡隨機負荷分屬于有差調節，能夠緩系統最高負荷1~3%特性，及發電機調速器量沖，但不能保證解決人為或通過自動控制系我國要求參與AGC額定容量平衡分鐘級和更屬于無差調節，能夠解占總裝機50%以上，參與二次調頻統(AGC)增減機組負荷，1-2min長周期負荷波動決AGC可調容量占系統最高負以恢復電網頻率荷15%以上資料來源：《電池儲能系統調頻技術》，市場研究部2.4.3電池儲能性能完勝傳統電源傳統用于調頻的機組主要包括火電、燃氣、水電等，這些機組都存在明顯的短板，比如火電響應時滯長、機組爬坡速率低，水電受地理位置和枯水期限制，并且技術上較難解決，對于速率、全時長覆蓋要求很高的AGC調頻，不是理想的調頻機組。表17：傳統發電機組的調頻性能存在明顯短板發電機類型響應特性在系統調頻中的作用制約條件汽包爐式蒸汽調節范圍：30%額定出力響應速率低，不易改變1、鍋爐在能量轉換過程中的延遲和慣性發電機組響應速率最高：3%MCR/min調節方向2、調速系統有不靈敏區直流爐式蒸汽響應速率最高：20%MCR/10min響應速率低，不易改變3、AGC機組經常處于變化狀態，影響機組發電機組調節方向壽命聯合循環燃氣調節范圍：52%額定容量宜參與10s到數分鐘之機組功率大幅度地頻繁變化對通流部件的輪機響應速率：大于5%MCR/min間的負荷分量的調節壽命有較大的影響核電機組在其可調范圍內響應速率低，不易改變大范圍改變發電機功率需調整核反應堆內響應速率最高：3%MCR/min調節方向的控制棒水電機組發電功率變化范圍大宜參與到10s到數分鐘水資源的限制，水電機組本身如振動區、汽響應速率最高：1~2%MCR/s之間的負荷分量的調節蝕區等限制資料來源：《電池儲能系統調頻技術》，市場研究部電池儲能具有理想的AGC調頻性能，并且避免了火電AGC調頻出現的反向調節、偏差調節、延遲調節等問題，能夠非常好地匹配AGC調節指令。34/81圖35：火電機組與儲能機組響應AGC調頻指令區別資料來源：中國電力科學研究院，市場研究部對于各種類型的AGC調頻機組，有量化參數來對比各項性能，包括調節速率K1、響應時間K2、調節精度K3及綜合指標K。調節速率K1：指發電