解读储能调频行业分析报告

一次、二次、三次调频：谁在管电网频率

随着风光在电源结构中占比不断攀升，系统调频的压力也越来越大。风电和光伏无法进行一次调频，其间歇性问题、供电时段差异和季节性差异给电能质量带来频率波动、电压波动、电压闪变、电压跌落及谐波等诸多影响。电网运营商为了保持供电稳定，需要增加高能耗的火电机组进行调峰调频，这背离了清洁能源的使用初衷。

根据彭博新能源财经2017年新能源产业报告，2016年全球光伏、水电等可再生能源累计装机量占比为29%，预计到2040年这一比例将升至58%。可再生能源装机比例的持续增加，意味着其对电网产生的波动性影响将持续加大，电网对调频的需求也将逐渐增长。

储能替代火电调频：1MW顶25MW的算术

传统电网中采用水电、火电和气电等机组进行调频，在新能源装机占比不高时能够较好应对。但当新能源发电装机量占比逐渐上升后，剧烈的波动需要大量传统机组来进行调频。我国以煤电为主的电源结构下，火电机组的调频能力最差，燃煤机组爬坡率仅为2%/min，需要建设更多火电厂来保证电网频率，造成大量资源浪费。

储能对传统电源的调频替代作用非常显著。假设区域电网在2分钟内有20MW的升功率需求，即对系统整体的爬坡能力要求10MW/min，火电机组爬坡率按2%/min计算，需要一台容量为500MW的火电机组来提供调节，而采用20MW的储能系统就能够瞬间完成升功率需求。这意味着在该调节速率需求下，1MW储能系统提供的AGC调频能力相当于25MW火电机组的调节能力。

根据《电力系统自动化》期刊的数据对比，储能调频效果是水电机组的1.7倍、燃气机组的2.5倍、燃煤机组的20倍以上。如果系统的功率调节需求为20MW/min，储能的调节功率替代效果是燃煤机组的50倍。储能在电网AGC调频方面相比传统水电、火电等类型机组具有明显的性能优势。

市场现状：示范阶段的三重制约

目前国内参与并网发电厂辅助服务的主体主要是省级及以上电力调度交易机构直接调度的并网火力、水力发电厂。包括储能在内的第三方电力资源、服务供应商或专业机构在现阶段政策及技术条件下，无法以独立主体直接参与辅助服务市场。国内储能调频服务主要是通过对传统火电厂、水电厂的发电机组加装储能设备形成混合机组来实现。

现阶段国内储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进行直接补贴，同时由于储能技术的多样化，制定不同技术的标准也迫在眉睫。储能产业市场尚未爆发的原因主要有三个：一是储能电池成本盈利空间较为薄弱，大规模商业化发展动力不足；二是政策不明朗，储能服务商未获得独立主体参与市场的资格、服务收费标准未确立；三是储能调频行业的商业模式、盈利模式未明确。

从地区分布看，江苏的新增投运项目装机规模最大，占比25%，同比增长996%；从应用分布看，电网侧的装机规模最大，为42.6MW，占比接近45%；从技术分布看，锂离子电池的装机规模最大，为94.1MW，占比94%，同比增长172%。预计到2020年，我国电化学储能技术的累计装机规模有望达到2GW。

政策脉络与海外经验

国内辅助服务市场相关政策制定较为滞后，目前全国除山东省外，采用的依然是各区域的《发电厂并网运行管理细则》和《并网发电厂辅助服务管理细则》。2016年以来储能政策出台频率明显加快：2016年6月国家能源局发布通知，确定在“三北”地区选取5个电储能设施参与电力调峰调频辅助服务补偿市场机制试点；2016年10月同意开展东北电力辅助服务市场专项改革试点；2016年12月发布的《电力中长期交易基本规则（暂行）》将独立辅助服务提供者纳入市场成员；2017年3月发布《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（征求意见稿）》，明确将研究建立分期补偿和补偿退坡机制。

地方层面，山东省2017年6月发布《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》，规定交易品种为有偿调峰和AGC，采用日前组织、日内调整的交易方式。广东同年7月发布调频辅助服务市场建设试点方案，但补偿费用依然采用南方区域“两个细则”相关规定结算。

海外主要发达国家的储能扶持政策可分为三类：储能发展计划，政府制定明确的储能装机目标并以投资、税收、创新等手段扶持；设备投资补贴，通过一次性设备补贴提高安装积极性；项目补贴，根据装机容量给予补贴。以美国为例，2007年890法案确认了包括储能在内的非传统发电电源的市场主体地位，2011年755法案解决了储能系统参与电网调频市场获得合理回报的问题，要求电网为调频服务的效果支付调频补偿费用。调频的实际效果和产业爆发需要政策和标准的支持。

竞争格局：电池路线分野与厂商实践

从2017年国内储能系统供应数据来看，南都电源、阳光三星、圣阳电源、科陆电子等第一梯队占据了国内储能市场供应绝大部分份额。从技术路线看，阳光三星、科陆电子、宁德时代、欣旺达、中天储能、中航锂电和国轩高科的新增储能项目主要采用锂电子电池技术；圣阳电源、南都电源和双登的新增储能项目主要采用铅蓄电池技术。

科陆电子整合了储能电池、PCS（双向变流器）、BMS（电池管理系统）、EMS（能量调度系统）等核心技术的产业链，其磷酸铁锂电池在DOD90%、0.3C环境下循环寿命达到7000次，度电成本在0.4元/kWh左右。其承建的山西同达电厂储能AGC调频项目建设规模为9MW/4.478MWh，投运后成为当时国内规模最大的储能电力调频项目。

圣阳电源推出的能量型FCP铅炭储能电池，深循环、长寿命，70%DOD循环寿命可达4200次以上，大幅降低了储能电池度电成本。睿能世纪专注于火电储能联合调频系统解决方案，2013年参与建设的京能集团北京石景山电池储能联合调频2MW项目是全球首例火电储能调频项目，目前已在华北区域做成3个调频项目，总调频容量为20MW。

收益测算：石景山项目的账本

国内储能调频服务收入来源主要由各地区电网根据区域总体调频情况进行补偿。各区域补偿办法差异较大：东北电网600元/万千瓦时，西北电网火电机组可调用容量补偿每月1000元/万千瓦，华中电网50元/MWh，华东电网基本补偿240~480元/MW。华北电网的补偿考虑了容量补偿、可用时间补偿和调节性能，性能更优的储能电站可以获得更多补偿。

该公式中，D为当日调节深度，主要受电厂单元机组的调节容量和电网AGC调节指令的频率、幅度影响，一般电网AGC指令运行中最大值是对应单位机组额定功率的3%。Kp为机组AGC综合指标，由调节速率K1、调节精度K2、响应时间K3三项相乘得出，每项最大值为2，Kp最大等于8。5为华北电网补偿标准，单位为MW/元。根据对上都电厂调频项目的考察测试，通过在火电机组加装储能调频装置可将Kp值从原先的1.3提升至5以上。

以北京石景山热电厂2MW锂离子电池储能电力调频项目为例，项目总投资2260万元，其中电池1200万元、PCS 600万元、施工费用460万元。假设设备残值为5%，一年耗电量Q=871.29MWh。测算结果显示，在第5年时NPV即可为正，IRR达到11%。该项目收益测算参考了2013年建成并网时的成本数据，与现在存在较大差距，仅供参考。

从京津唐电网发电厂辅助服务补偿趋势看，2015年1月至2017年6月近三年调频补偿总费用呈现先降后平稳再上升的U型趋势。2016年整体补贴费用相对平稳，每月补偿费用在2000万至3000万元之间，平均值为2477万元。2017年2月以来补贴总额呈现较大幅度增长，6月份补贴总额已超过7000万元。

风险因素与行业展望

储能调频面临市场风险、政策风险和技术风险三重考验。市场风险方面，调频的效果随着电力区域扩大而逐步增加，大电网背景下二次调频的需求会小于各个小电网单独需求的总和，实际市场规模要小。在现有补偿机制下，只有普及储能的电厂规模小才能获利，一旦大范围电厂都装备储能，彼此的调频效果接近，最终谁都无法获利。根据PJM的测算，储能占比在60%~85%时效果最优，因此储能市场部分可能会有过剩风险。

政策风险方面，目前辅助服务市场是政策市，未来随着电改进一步加深，市场化的辅助服务市场有望建立，从海外经验来看，市场化辅助服务市场对调频市场规模有一定的抑制作用。技术风险方面，未来储能成本下降不及预期将导致储能产品商业化进度缓慢。

由于国内电网调频服务行业发展较晚，储能调频服务的商业模式、盈利模式及相关行业政策和补贴并未明确。现阶段行业龙头企业会抓紧适合时机进行战略布局，在各地选择经济性好、政策稳定等综合因素较好的示范性项目与电厂合作，提供设备和参与运营并参与电网补偿收益分成。未来随着行业补贴等政策确定、储能整体价格不断下降、项目具有较大经济性后，储能调频行业将会迎来快速发展机会。

这张表展示了储能调频替代效果的核心数据。在区域电网2分钟内有20MW升功率需求的假设下，系统整体爬坡能力要求为10MW/min。水电机组爬坡能力为30%/min，需要33.33MW容量；燃气机组为20%/min，需要50MW容量；燃煤机组仅为2%/min，需要500MW容量。而采用20MW的储能系统就能够瞬间完成升功率需求。 在该调节速率需求下，1MW储能系统提供的AGC调频能力相当于25MW火电机组的调节能力。如果系统的功率调节需求为20MW/min，储能的调节功率替代效果是燃煤机组的50倍。从调频效果看，储能是水电机组的1.7倍、燃气机组的2.5倍、燃煤机组的20倍以上。这种数量级的性能差距，是储能调频在技术层面最核心的竞争力来源。

截至2018年6月底，中国已投运电化学储能项目累计装机490.2MW，占储能总规模的1.6%，较2017年底上升0.3个百分点。2018年上半年新增投运100.4MW，同比增长127%。从技术分布看，锂离子电池装机94.1MW，占比高达94%，同比增长172%，是绝对主导技术路线。 从应用分布看，电网侧装机规模最大，为42.6MW，占比接近45%。从地区分布看，江苏新增投运项目装机规模最大，占比25%，同比增长996%。预计到2020年，我国电化学储能技术累计装机规模有望达到2GW。届时储能调频将拥有更大的市场基础和更成熟的产业链支撑。

石景山储能调频项目总投资2260万元，其中电池1200万元、PCS 600万元、施工费用460万元。假设设备残值为5%，年耗电量Q=871.29MWh。测算结果显示，第5年NPV为154.98万元，IRR达到11%。项目收入从第1年的1017.4万元微增至第5年的1020.4万元，净利润从606.7万元提升至608.95万元。 该项目的另一项关键数据是Kp值的变化：通过在火电机组加装储能调频装置，Kp值可从原先的1.3提升至5以上。Kp值直接进入华北电网的补偿公式D×（lnKp+1）×5，Kp越大，同等调节深度下获得的补偿费用越高。这也是储能调频项目获得较好收益的核心机制。需要说明的是，该项目为2013年建成并网运行，当时投资成本与现在存在较大差距，测算仅供参照。