解读国海证券：从调峰、调频角度看我国电化学储能需求空间

三侧问题叠加，新能源消纳为何受限

报告从用电侧、发电侧和电网侧三个维度拆解了新能源消纳受限的原因。用电侧，随着第三产业和居民生活用电占比提升，日内负荷峰谷差率与峰谷差绝对值都在不断增大，以浙江为例，2020年最大峰谷差达33140MW，最大峰谷差率超50%；电动车充电高峰集中在9至11点和19至20点，与电网用电高峰吻合，会进一步拉大峰谷差。发电侧的核心问题是光伏与风电几乎没有转动惯量，导致系统一次调频能力下降、动态无功支撑和电压耐受能力不足，抗扰动能力减弱。

新能源与用电的节奏错位

报告指出，我国全年用电高峰在7至9月及12月，而风电与光伏合计发电量高峰在3至5月及11月，两者峰谷错位。这意味着在新能源发电低谷月份需要大量火电机组保障供应，而在新能源发电高峰月份，火电开机数量大幅降低且新能源调节能力弱，难以满足调峰调频需求。此外，风电普遍存在逆调峰现象，以湖北电网为例，风电在夜间22时至次日5时出力较大、白天12时至17时出力较小，而负荷却在白天处于峰值，进一步增大调峰压力。

电网侧的灵活电源短板

我国电源结构以灵活性不高的燃煤机组为主，灵活性较好的燃气机组2018年占比不足6%，而美国、西班牙、德国的灵活电源装机量占比分别达到49%、34%、18%。报告用灵活电源装机量占比与太阳能、风电发电量占比的比值衡量各国灵活电源对新能源发电的调节能力，我国该指标远低于美国与西班牙。

报告以主要省份弃风弃光原因统计佐证：2020年相较于2015年，因传输能力受限导致的弃风弃光占比均有降低，因调峰能力不足导致的占比均有上升并在多省占比超过90%。

灵活火电与储能：两条路径的取舍

报告认为提高灵活电源占比和发展储能是解决新能源消纳问题的两大主要手段。在灵活电源方面，我国具有富煤贫油少气的资源禀赋，天然气对外依存度较高，报告以9F燃气机组总成本0.659元/kWh与600MW燃煤机组0.385元/kWh对比，认为提高燃气机组占比不符合我国国情。因此燃煤机组灵活改造成为主要途径。政策层面，十四五期间计划完成煤电灵活性改造200GW、增加系统调节能力30至40GW，调峰等辅助服务费用占全社会电费占比有望由当前1.5%升至3%及以上。

调峰缺口如何转化为储能容量

报告以供需差法测算调峰缺口：调峰需求包括峰谷差、备用容量和风电逆调峰容量，调峰能力包括煤电、气电和抽蓄。测算显示2025年系统最大负荷1373GW、系统调峰需求645GW，系统调峰容量518GW，调峰缺口127GW。缺口由新增灵活性改造煤电和电化学储能共同弥补，在十四五完成200GW煤电改造的中性假设下，2025年调峰电化学储能累计装机需45.9GW，考虑当时发电侧累计装机约3.3GW，对应2021至2025年新增装机42.6GW。容量维度上，2025年和2030年调峰电化学储能容量需求分别为111GWh和686GWh。

调频需求独立成块

调频是对电网小幅波动的快速调节，先由一次调频启动，再由二次调频即自动发电控制介入，目前调频市场通常指二次调频。报告强调调节速率K1是机组调频能力最重要的指标，因为其分值上限高且在综合调频能力公式中系数为2，多数省份调频补贴金额与K值挂钩。目前调频以火电机组为主，但火电响应时间长、速率低，只适合幅度较大、方向较单一的调频情形。

因此报告将调频与调峰空间分开计算，2025年和2030年调频电化学储能需求分别为30GWh和45GWh。

区间预测与投资方向

由于调峰与调频储能设施共用性尚不明确，报告给出区间预测：区间最小值为调峰、调频储能完全共用的情况，等于调峰电化学储能容量需求；区间最大值为完全不共用的情况，即调峰容量需求加调频容量需求。据此预测2025年电化学储能容量需求区间为111GWh至141GWh，2030年为686GWh至731GWh。报告同时给出风险提示，包括储能相关政策变化、新能源发电发展不及预期、调峰技术革新、电化学储能成本下降不及预期、煤电灵活改造与气电新增装机量超预期等。

这份预测以2021年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》为依据，对应2025年非化石能源消费比重达到20%、2030年达到25%的目标。测算显示，风电与光伏的合计装机量将从2020年的535GW增至2025年的1180.8GW、2030年的1804.8GW，十四五期间新增装机约646GW。发电量方面，风电与光伏合计从2020年的72.7万GWh增至2025年的194.8万GWh、2030年的291.5万GWh，增速快于装机量，主要得益于利用小时数的提升假设，其中风电年利用小时数由1657小时提至2000小时。

这组数据展示了从调峰缺口到储能容量的推算过程。先看功率维度，2025年系统最大负荷预计1373GW，调峰需求645GW，调峰容量518GW，两者相差得到调峰缺口127GW。缺口由新增灵活性改造煤电和电化学储能共同弥补，在十四五完成200GW煤电改造的中性假设下，对应电化学储能累计装机需45.9GW，扣除当时发电侧已装的约3.3GW，2021至2025年需新增42.6GW。再看容量维度，2025年调峰缺口472GWh、2030年1296GWh，扣除抽蓄承担的部分后，电化学储能调峰容量需求分别为111GWh和686GWh。报告还对煤电改造进度做了敏感性分析，改造量从50GW增至300GW，对应储能需求从61.7GW降至35.4GW，煤电改造推进越快，储能需求越小。

调频需求的测算是按新能源发电自身调频需求来估算的。报告给出的主流配比是额定功率的5%，选用2C型储能系统，充放电时间0.5小时，作为参照，火电机组调频容量配比一般为额定功率的2.5%至8%。按照渗透100%估算，2025年调频电化学储能需求为30GWh，2030年为45GWh。这组数据中还可以对比各类调频设备的爬坡能力：燃煤机组1.5%/min、燃气机组3%/min、水电20%/min、电化学储能为瞬时响应。火电响应时间长、速率低，只适合幅度较大、方向较单一的调频情形，而新能源大规模接入后的小幅高频波动，更依赖电化学储能来应对。